ZABEZPIECZENIA 

ELEKTROENERGETYCZNE 

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

 

Wykład 7

5. Elektroenergetyczna automatyka 
zabezpieczeniowa linii 
    przesyłowych

5.1. Zakłócenia w elektroenergetycznych liniach  
przesyłowych

            Zakłóceniami  najczęściej  występującymi  w  elektroenergetycznych 
linach przesyłowych są:

  zwarcia,

  praca niepełnofazowa,

  przeciążenia cieplne,

  kołysania mocy.

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

x

s

N

z

Z

Z

U

I





1

,

1

(5.1) 

gdzie:
U

N

 – napięcie znamionowe sieci,

I

Z

 – prąd zwarcia,

Z

S

 – impedancja elementów systemu elektroenergetycznego,

Z

X

 – impedancja elementów systemu elektroenergetycznego od źródła 

zasilania do punktu  „X” (miejsca zwarcia).

Zakłócenia w elektroenergetycznych liniach  przesyłowych

Podział zakłóceń zwarciowych przedstawiono na rys.5.1.

Rys. 5.1. Podział zakłóceń zwarciowych

Zakłócenia w elektroenergetycznych liniach  przesyłowych

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

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

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

k

”  dla 

poszczególnych  rodzajów zwarć wielkoprądowych podano w tab.5.2.

Tab. 5.2. Wzory na obliczanie prądu zwarciowego początkowego 

Rodzaj 

zwarcia

Wzór

Rodzaj zwarcia

Wzór

Trójfazowe

Dwufazowe z 
ziemią

Dwufazowe

Jednofazowe

Zastosowane oznaczenia: Z

1

 – impedancja składowej zgodnej  sieci widziana w 

miejscu  zwarcia,  Z

2

  –  impedancja  składowej  przeciwnej,  Z

0

  –  impedancja 

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

1

"

3

3Z

cU

I

N

k



2

1

"

2

Z

Z

cU

I

N

k





0

1

"

2

2

3

Z

Z

cU

I

N

E

k





0

2

1

"

1

3

Z

Z

Z

cU

I

N

k







Zakłócenia w elektroenergetycznych liniach  przesyłowych

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

1

  i  F

2

  na  linii    elektroenergetycznej  L

AB

    przedstawiono  na 

rys.5.1. 

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

1

 i F

2

 

Zakłócenia w elektroenergetycznych liniach  przesyłowych

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

 zwarcia trójfazowe charakteryzują się występowaniem tylko 

składowej zgodnej  prądu,

 zwarcia dwufazowe bez udziału ziemi zawierają zarówno  składowe 

zgodne 

     jak i przeciwne prądu i napięcia,

 podczas zwarć z udziałem ziemi, w miejscu zwarcia występują 

wszystkie 

     składowe symetryczne prądów i napięć.

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

generatorów 

synchronicznych 

spowodowanych 

składową 

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

doprowadzić 

do 

nieprawidłowych 

działań 

zabezpieczeń 

zerowoprądowych kierunkowych. 

Zakłócenia w elektroenergetycznych liniach  przesyłowych

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

2

/

)

/

)(

1

(

g

Tc

t

g

I

I

e











(5.2) 

gdzie:


g

 – dopuszczalna temperatura graniczna danego elementu,

T

c

 – cieplna stała czasowa elementu,

I

g

 – dopuszczalny prąd graniczny danego elementu.

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

g

.

2

)

/

(

1

1

ln

I

I

T

t

g

c

g





(5.3) 

     Po uwzględnieniu temperatury otoczenia  



0

 czas trwania przeciążenia 

wyraża się wzorem:

2

0

'

)

/

)(

/

1

(

1

1

ln

I

I

Tc

t

g

g

g











(5.4) 

Zakłócenia w elektroenergetycznych liniach  przesyłowych

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



0

.

Rys 5.2. Przebieg nagrzewania elementu wiodącego prąd 

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

Zakłócenia w elektroenergetycznych liniach  przesyłowych

   udarów  mocy  powodowanych  nagłym  odciążeniem  lub 

obciążeniem układu   

            w  wyniku  załączenia  lub  wyłączenia  dużych  generatorów  lub 

odbiorów,

  zmiany konfiguracji układu w wyniku manipulacji łączeniowych,

   zakłóceń  zwarciowych  (zwłaszcza  zwarć  trójfazowych  w  pobliżu 

szyn 

            zbiorczych  oraz  zwarć  wyłączanych  z  dużym  opóźnieniem 

czasowym).

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

Zakłócenia w elektroenergetycznych liniach  przesyłowych

Kołysania mocy można podzielić na:

   synchroniczne    -  w  przypadku  kiedy  kąt  przesunięcia  między 

wektorami nie 

            przekroczy  określonej  dla  układu  wartości  granicznej,  a  średnia 

wartość    

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

wartości); 

  asynchroniczne -  kiedy średnia wartość zmian kąta  ma tendencje 

do 

      wzrostu, czyli występuje tzw. poślizg kątowy. 

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

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

Zakłócenia w elektroenergetycznych liniach  przesyłowych

1)

 preferowane rozwiązanie zabezpieczeń podstawowych, możliwe inne (dwa odległościowe   

lub dwa 

   porównawcze),

2)

 stosować jeśli mogą wystąpić stanu przeciążeniowe,

3)

 stosować jeśli istnieje możliwość wzrostu napięcia o 5% powyżej U

n

, 

4)

 można zastosować tylko jedno z dwóch zabezpieczeń podstawowych, odległościowe lub

   porównawczoprądowe rozszerzone o funkcje odległościowe.

 

Zakłócenia w elektroenergetycznych liniach  przesyłowych

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

Tab. 5.4. Zabezpieczenia stosowane do ochrony krajowych linii przesyłowych 

Typ

Producent

Główne przeznaczenie

Rodzaj

REL521

ABB

dla linii 220kV i 400kV

odległościowe

REL561

dla linii WN

różnicowe

PD551

AEG

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

odległościowe

PD571

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

odległościowe

PSA 513

S1EMETMS

dla linii 220kV i 400kV

odległościowe

7SD51

dla linii WN

różnicowe

5.2. Zabezpieczenie odległościowe

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

Zabezpieczenie odległościowe

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

Strefa

Zasięg strefy

Czas 

działania

Pierwsza

Z

1

= 0,85 Z

AB

t

1

= 0,1s

Druga

Z

2

= 0,85(Z

AB

 + 0,85Z

BC

)

t

2

= t

1

 +t

Trzecia

Z

3

= 0,85(Z

AB

 + Z

BC

 + 

0,85Z

CD

)

t

3

= t

2

+t

Oznaczenia: Z

1

, Z

2

, Z

3

, - impedancja określająca zasięg kolejnej strefy zabezpieczenia 

odległościowego; Z

AB

, Z

BC

, Z

CD

 - impedancja kolejnych odcinków zabezpieczanej linii; t

1

, t

2

, t

3

 – 

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

określony wzorem.

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

Zabezpieczenie odległościowe

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

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

Zabezpieczenie odległościowe

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

  sprzężenia magnetycznego występującego w liniach dwutorowych,

  zjawiska spływu prądów w liniach z odczepami,

  kołysania mocy występującego w liniach łączących podsystemy.

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

 wprowadzenie do algorytmu pomiarowego współczynników 
rozgałęziowych,

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

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

Zabezpieczenie odległościowe

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

Zabezpieczenie odległościowe

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

o

  lub stanie położenia wyłączników lub 

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

5.3. Zabezpieczenia ziemnozwarciowe 

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

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

Zabezpieczenia ziemnozwarciowe

i

OB

b

r

n

I

k

i

3

1



(5.5) 

gdzie: 
i

r1

 – nastawiona na przekaźniku wartość prądu rozruchowego,

k

b

 – współczynnik bezpieczeństwa (1,4),

3I

OB

 – prąd zwarcia doziemnego w linii  na odcinku AB,

n

i

  - przekładnia przekładników prądowych.

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

01

  =  0,25s  umożliwia  szybkie  selektywne  wyłączenie  linii  w 

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

i

c

OB

r

n

k

I

i

3

2



(5.6) 

gdzie:
i

r2

 – nastawiona na przekaźniku wartość prądu rozruchowego,

k

c

 – współczynnik czułości (1,5).

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

01

, 

natomiast  o  prądzie  o  mniejszej  wartości  rozruchowej  i

r2

  z  czasem 

dłuższym t

02

.

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

Zabezpieczenia ziemnozwarciowe

Rys 5.4. Koordynacja czasów działania zabezpieczenia ziemnozwarciowego 
i odległościowego

Zabezpieczenia ziemnozwarciowe

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

Rys. 5.5. Zasada działania zabezpieczenia nadprądowego kierunkowego 

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

1

 (na  linii)  i 

F

2

 (poza zabezpieczaną linią).

     Podczas zwarcia doziemnego w punkcie F

1

 pomiędzy wektorami U

O

 i I

O

 

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

,  można  uzyskać  maksymalną  czułość  zabezpieczenia  przy  przesunięciu 

kątowym  90

0

    między  wektorem  I

o

’  a  prostą  MN,  oddzielającą  obszar 

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

zwarć 

doziemnych. 

Schemat 

rozwiązania 

takiego 

zabezpieczenia przedstawiono na rys.5.6.

Zabezpieczenia ziemnozwarciowe

Zabezpieczenia ziemnozwarciowe

Rys. 

5.6. 

Uproszczony 

schemat 

współpracy 

zabezpieczeń 

zerowoprądowych kierunkowych za pomocą łączy 

5.4 Zabezpieczenia różnicowoprądowe wzdłużne

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

początku 

i 

na 

końcu 

zabezpieczanego 

odcinka 

linii 

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

Zabezpieczenia różnicowoprądowe wzdłużne

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

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

Zabezpieczenia różnicowoprądowe wzdłużne

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

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

 znaczny koszt łącza telekomunikacyjnego,

 

utrata 

zdolności 

działania 

przy 

niesprawnym 

łączu 

telekomunikacyjnym.

Zabezpieczenia różnicowoprądowe wzdłużne

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

A

’ 

i  I

B

’

  wskutek  transmisji  sygnału,  10  – 

detektor zakłóceń w transmisji sygnału

Zabezpieczenia różnicowoprądowe wzdłużne

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

  strefa działania ograniczona do odcinka linii podstawowej, bez 

możliwości 

    rezerwowania zabezpieczeń innych obiektów,

  znaczny koszt łącza telekomunikacyjnego,

  utrata zdolności działania przy niesprawnym łączu 

telekomunikacyjnym.

5.5. Zabezpieczenia porównawczofazowe

 

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

Zabezpieczenia porównawczofazowe

 

Rys.  5.10.  Zasada  porównywania  argumentów  w  zabezpieczeniach 
porównawczofazowych: 

a) 

uproszczony 

schemat 

zabezpieczenia 

jednosystemowego; b) obszary działania i blokowania zabezpieczenia 

Zabezpieczenia porównawczofazowe

 

          Przekaźniki  porównawczofazowych  zainstalowane  na  końcach   
chronionego 

odcinka 

linii 

połączone 

są 

za 

pomocą 

dwóch 

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

A

    i  S

B

 

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

B

. 

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

Zabezpieczenia porównawczofazowe

 

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

5.6. Automatyka samoczynnego ponownego załączania (SPZ)

 

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

Automatyka samoczynnego ponownego załączania (SPZ)

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

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

powolny    

    (2 s – 3 min),

  liczbę torów prądowych, w których wyłącznik jest zamykany i 

otwierany: SPZ 

    jedno i trójfazowe.

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

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

Automatyka samoczynnego ponownego załączania (SPZ)

  SPZ jedno i trójfazowe,

  SPZ tylko jednofazowe,

  SPZ tylko trójfazowe.

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

  skróceniu pierwszej strefy wydłużonej,

  wydłużeniu pierwszej strefy normalnej.

Automatyka samoczynnego ponownego załączania (SPZ)

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

AB

. 

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

Automatyka samoczynnego ponownego załączania (SPZ)

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

1W

 = 1,15 

Z

AB

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

stacji B, zabezpieczenie wyłączy linię z czasem podstawowym t

I

 zamiast z 

czasem  drugiej  strefy  t

II

.  Podczas  przerwy  beznapięciowej  następuje 

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

II

.

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

1W

 = 1,15 Z

AB

.

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

1

  i  RZ

2

  za  pomocą  łączy.  Przekaźnik 

RZ

1

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

wystąpienia  zwarcia  w  punkcie  F  zabezpieczenie  RZ

2

  przesyła  impuls  do 

RZ

1

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

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

ewentualnie 

porównawczofazowe. 

W 

takim 

przypadku 

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

Automatyka samoczynnego ponownego załączania (SPZ)

Rys. 

5.12.  Zasada 

współpracy 

dwóch  zabezpieczeń  podstawowych 
z dwoma układami automatyki SPZ

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

1

  i  S

2

  oraz  informacji  S

3

, 

polega na zasadzie:

  gdy jeden z układów automatyki SPZ zainicjował cykl trójfazowego 

SPZ, drugi 

    układ SPZ zostaje natychmiast zablokowany,

   jeżeli  jeden  z  układów  przeprowadził  udany  cykl  SPZ  i  został 

rozpoczęty okres 

    blokowania, to w drugim układzie także następuje zablokowanie.

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

5.7. Zabezpieczenie nadnapięciowe 

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

5.8. Lokalizator odległości do miejsca zwarcia

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

 impedancji źródeł dla składowej zgodnej, 

 impedancji linii dla składowej zgodnej i zerowej, 

 częstotliwości znamionowej,

 przekładni przekładników prądowych i napięciowych.

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

6. Zakłócenia w pracy  transformatorów i wymagane 
    zabezpieczenia

 

6.1. Awaryjność i zakłócenia

       Transformatory charakteryzują się niską awaryjnością i uważa się je 
za 

jeden 

z 

najbardziej 

niezawodnych 

elementów 

systemu 

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

transformatora, 

co 

potwierdzają 

statystyki 

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

Awaryjność i zakłócenia

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

 Miejsce powstania 

uszkodzenia

Liczba uszkodzeń

Udział  procentowy

—

%

110 kV

220 kV

110  kV

220 kV

Uzwojenie

93

10

52,2

33,3

Odpływy 

7

1

3,9

3,3

Przełącznik 

zaczepów

47

6

26,4

20,0

Przepusty

17

11

9,6

36,7

Inne

14

2

7,9

6,7

Łącznie

178

30

100,0

100,0

6.2. Wymagane wyposażenie transformatorów w zabezpieczenia

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

Wymagane wyposażenie transformatorów w zabezpieczenia

Zabezpieczenie

Transformator

o górnym napięciu 
400 i 230 kV

110 kV/SN

SN/0,4 kV

Zabezpieczenie  podstawowe 
Różnicowe wzdłużne

X

1)

X

-

Zabezpieczenie rezerwowe
Odległościowe dwukierunkowe

X

2)

-

-

Zabezpieczenie rezerwowe
Zerowoprądowe

X

2)

-

-

Gazowo-przepływowe

X

X

 X

3)

Zabezpieczenie przeciążeniowe
Model cieplny

X

-

-

Temperaturowe

X

X

X

Nadprądowe zwłoczne

-

 X

2)

X

Nadprądowe bezzwłoczne

-

-

x

Nadprądowe zwłoczne czasowo 
zależne od zwarć doziemnych

-

-

X

1)

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

transformatora)

2)

 po obu stronach transformatora

3)

 dla transformatorów o mocy  1 MVA

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

6.2.1. Zabezpieczenia  od zwarć i uszkodzeń wewnętrznych 

            Do  wykrywania  uszkodzeń,  zwarć  wewnętrznych  oraz  na 
wyprowadzeniach 

transformatora 

stosowane 

są 

następujące 

zabezpieczenia:

 zabezpieczenie nadprądowe bezzwłoczne, 

 zabezpieczenie różnicowo-prądowe,

 zabezpieczenie gazowo-przepływowe kadzi,

 zabezpieczenia od zwarć doziemnych,

 zabezpieczenie gazowo-podmuchowe komory przełącznika zaczepów.

Zabezpieczenia nadprądowe bezzwłoczne

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

b

 wyznacza się z zależności

(6.1) 

n

b

I

k

I





gdzie:
I

b

 - prąd znamionowy wkładki bezpiecznikowej,

I

n

 - prąd znamionowy transformatora,

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

Zabezpieczenia nadprądowe bezzwłoczne

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

Tabela 

6.3. 

Zakres 

stosowania 

krajowych 

bezpieczników 

wysokonapięciowych dla transformatorów  obniżających napięcie

Rodzaj 

łącznika po 

stronie 

zasilania

Największe moce transformatorów w kVA przy napięciu 

znamionowym po stronie zasilania

6kV

10kV

15kV

20kV

30kV

Odłącznik

200

315

400

500

1000

Rozłącznik

500

630

800

1000

-

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

Zabezpieczenia nadprądowe bezzwłoczne

Prąd rozruchowy takiego zabezpieczenia wyznacza się ze wzoru

i

z

b

S

r

n

I

k

k

I

max







(6.2) 

gdzie:
I

r

 - prąd rozruchowy nastawiany w zabezpieczeniu,

k

s

 - współczynnik schematowy wynikający z układu połączeń 

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

b

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

I

zmax

  -  największa spodziewana wartość prądu zwarcia na szynach 

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

i

 - przekładnia przekładników prądowych zasilających zabezpieczenie 

nadprądowe 
      bezzwłoczne.

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

i

NTr

b

r

n

I

k

I





(6.3) 

gdzie:
I

r

 - prąd rozruchowy nastawiany w zabezpieczeniu,

k

b

 - współczynnik bezpieczeństwa zależny od spodziewanej krotności 

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

I

NTr

 - prąd znamionowy zabezpieczanego transformatora,

n

i

 - przekładnia przekładników prądowych.

Zabezpieczenie różnicowe wzdłużne 

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

Rys.  6.1.  Schemat  ideowy  zabezpieczenia  różnicowego  transformatora 
dwuuzwojeniowego.

Zabezpieczenie gazowo-przepływowe 

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

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

 II stopień przy wszystkich zwarciach wewnątrz kadzi.

Przyczynami błędnego  zadziałania pierwszego stopnia przekaźnika mogą być:

 uszkodzenie styku rtęciowego lub pływaka,

 nagłe ochłodzenie transformatora (zmiana temperatury od 75

o

C do 

25

o

C 

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

Zabezpieczenia od zwarć doziemnych 

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

Rys. 6.2. Zabezpieczenie nadprądowe ziemnozwarciowe transformatora 

Zabezpieczenia od zwarć doziemnych

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

Zabezpieczenie gazowo-podmuchowe komory przełącznika zaczepów 

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

6.2.2. Zabezpieczenia od zwarć zewnętrznych

 

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

 zabezpieczenie nadprądowe zwłoczne,

 zabezpieczenie nadprądowe zwłoczne z blokadą napięciową,

 zabezpieczenie odległościowe.

Zabezpieczenie nadprądowe zwłoczne 

Prąd rozruchowy tego zabezpieczenia powinien spełniać poniższy warunek 

i

p

s

r

b

r

n

k

I

k

k

k

I











max

(6.4) 

gdzie:
I

r

 - prąd rozruchowy,

k

b

 - współczynnik bezpieczeństwa (1,2),

k

r

 - współczynnik krotności rozruchu silników (26),

k

s

 - współczynnik schematu uzależniony od sposobu połączenia 

      przekładników prądowych (1 lub 3),
k

p

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

I

max

 -  maksymalna dopuszczalna wartość prądu obciążenia,

n

i

 - przekładnia przekładników prądowych.

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

r

z

C

I

I

k

min



(6.5) 

gdzie:
I

zmin

 - najmniejsza wartość prądu zwarcia metalicznego w granicach 

ochronnej strefy,
I

r

 - nastawiony prąd rozruchowy zabezpieczenia,

k

c

 - współczynnik czułości.

Zabezpieczenie nadprądowe zwłoczne z blokadą napięciową 

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

NTr

i

p

b

S

r

I

n

k

k

k

I







(6.6) 

gdzie:
I

r

 - nastawiona w przekaźniku wartość prądu rozruchowego,

k

b

 - współczynnik bezpieczeństwa (1,1),

k

s

 - współczynnik schematowy (1,0),

k

p 

- współczynnik powrotu przekaźnika nadprądowego (0,85),

n

i

 - przekładnia przekładników prądowych,

I

NTr

 - prąd znamionowy transformatora.

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

Zabezpieczenie nadprądowe zwłoczne z blokadą napięciową

Zabezpieczenie nadprądowe zwłoczne z blokadą napięciową

       Napięcie rozruchowe przekaźników podnapięciowych winno spełniać 
następujący warunek 

u

b

p

r

u

p

c

n

k

k

U

U

n

U

k











min

(6.7) 

gdzie:
U

r

 - nastawiana w przekaźniku wartość napięcia rozruchowego,

k

c

 - współczynnik czułości (1,3  1,4),

k

b

 - współczynnik bezpieczeństwa (1,1),

k

p

 - współczynnik powrotu przekaźnika podnapięciowego (1,2),

n

u

 - przekładnia przekładników napięciowych,   

U

min

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

U

p

 - wartość napięcia w pętli zwarcia pomiędzy punktem zainstalowania 

       zabezpieczenia, a końcem odcinka o największej impedancji. 

Zabezpieczenie odległościowe 

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

Zabezpieczenie odległościowe

Rys. 6.5. Strefy zasięgu zabezpieczenia odległościowego transformatora 

Zabezpieczenie ziemnozwarciowe 

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

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

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

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

Rys. 6.6. Zabezpieczenie nadprądowe 
od zwarć zewnętrznych doziemnych

Zabezpieczenie ziemnozwarciowe 

Nastawę przekaźnika nadprądowego określa się według zależności 

i

NTr

rp

n

I

I

)

7

,

0

3

,

0

(





(6.8) 

gdzie:
I

NTr

 - prąd znamionowy transformatora,

n

i

 - przekładnia przekładnika prądowego.

6.2.3. Zabezpieczenia przeciążeniowe

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

następujące 

rodzaje 

zabezpieczeń 

przeciążeniowych 

transformatorów:

 zabezpieczenie nadprądowe niezależne zwłoczne,

 zabezpieczenie nadprądowe zależne zwłoczne,

 zabezpieczenie termometryczne,

 wskaźnik maksymalnej temperatury typu "Bewag",

 zabezpieczenie oparte na modelu cieplnym. 

Zabezpieczenie nadpradowe zwłoczne niezależne 

Prąd rozruchowy tego zabezpieczenia  winien spełniać poniższy warunek 

i

p

NTr

b

r

n

k

I

k

I







(6.9) 

          W  celu  uzyskania  dużej  czułości  zabezpieczenia  wybiera  się 
współczynnik bezpieczeństwa k

b

 możliwie mały (rzędu 1,05), oraz stosuje 

się przekaźniki  o możliwie dużym współczynniku powrotu k

p

 (około 0,9).

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

Zabezpieczenie nadprądowe zwłoczne zależne

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

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

Zabezpieczenie termometryczne

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

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

Zabezpieczenie przeciążeniowe oparte na modelu cieplnym 

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

6.2.4. Zabezpieczenie od nadmiernego strumienia w rdzeniu

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