Dobór i nastawianie zabezpieczeńw sieci 110 kV

Dobór nastawień zabezpieczeń linii 110 kV na ogół wykonywany jest przez służby operatora przesyłowego. Jednak szczegółowa znajomość zasad wyliczeń wspomnianych nastawień w OSD ma bardzo istotne znaczenie dla optymalnej pracy automatyki zabezpieczeniowej w poszczególnych sieciach.

Umiejętność i zrozumienie w tym zakresie jest też nieodzowne w procesie analizy działania zabezpieczeń i badania awarii prowadzonych w OSD. Wnioski wynikające z wyliczeń nastawień mają również istotne znaczenie w obszarach, które wydają się niezwiązane i odległe od tego zagadnienia, np. w procesie rozwoju sieci.

W artykule przedstawiono wybrane przykłady uwarunkowań doboru nastawień. Część z nich mocno związana jest ze specyfiką sieci 110 kV: układami sieci i wyposażeniem stacji odmiennych niż w sieci przesyłowej NN. Biorąc też pod uwagę szereg analizowanych awarii w sieci 110 kV, odpowiedzialność za nastawienia zabezpieczeń powinna ciążyć w największym wymiarze na OSD.

Wiele zagadnień dotyczących nastawiania zabezpieczeń linii 110 kV jest szeroko opisanych w literaturze. Niektóre z nich zasługują na przypomnienie i wyeksponowanie.

Sieć 110 kV ma cechy, których zazwyczaj nie spotyka się w sieciach NN. Niejednorodność struktury i parametrów linii, szczególnie w obszarach zurbanizowanych, jest powszechna. Linie na swej długości zmieniają przekrój, sylwetki słupów. Są prowadzone na wspólnych słupach z innymi liniami niekoniecznie o tym samym poziomie napięcia i tylko na części swej długości. Linie 110 kV są często częściowo kablowane. Kablowanie, które głównie służy uwalnianiu terenu i eliminowaniu kolizji z projektami infrastrukturalnymi czy deweloperskimi, wykonywane jest w środkowych fragmentach linii. Często w linii danej linii dokonuje się kilku kablowań – znane są przypadki skablowani linii 110 kV w sześciu odcinkach.
Dużo częściej niż w sieciach przesyłowych w sieci 110 kV napotyka się układy odczepowe – aktywne i pasywne. W ciągach liniowych pomiędzy stacjami systemowymi powstają linie o bardzo zróżnicowanej długości – choć biorąc pod uwagę linie kablowe 110 kV – reaktancji. Zdarza się, że kolejne stacje 110 kV połączone są liniami o reaktancji wieloomowej oraz krótkimi liniami o reaktancji mniejszej niż 0,2 oma. W sieciach 110 kV często do stacji mających jedynie dwa powiązania z innymi stacjami przyłącza się elektrownie lokalne o stosunkowo dużej mocy, będące źródłami prądu zwarciowego i nieodporne na łączenia asynchroniczne. Należy jeszcze pamiętać o dużo większym prawdopodobieństwie niż w sieciach przesyłowych powstawania zwarć oporowych. Związane jest to oczywiście z wysokością linii oraz sposobem i zakresem prowadzonych wycinek. Dodając do tego zróżnicowane wyposażenie poszczególnych stacji 110 kV w automatykę zabezpieczeniową, wszystko to powoduje, że dobór nastawień zabezpieczeń linii 110 kV jest złożonym zagadnieniem.

Niejednorodność budowy linii 110 kV nie tylko utrudnia precyzyjne wyliczenia parametrów linii, ale również powoduje, że wyniki działania lokalizatorów miejsca zwarcia zaszytych w zabezpieczeniach odległościowych są obarczone dużymi błędami i mniej przydatne. Zabezpieczenia odległościowe używane w OSD zazwyczaj nie umożliwiają zaprogramowania niejednorodnej struktury linii dla potrzeb działania lokalizatorów. Biorąc pod uwagę niejednorodność oraz fakt, że część linii ma budowę niestandardową – sylwetki słupów są odmienne od znanych typów – rośnie rola wyznaczania pomiarowego podstawowych parametrów elektrycznych linii. Wymagania dotyczące pomiarów X1, R1, X0, R0 powinny być stawiane przy każdej budowie i przebudowie inii 110 kV. Wyniki rzetelnie wykonanych pomiarów powinny być podstawą obliczeń, w szczególności współczynników korekcyjnych.

Różnorodność budowy poszczególnych linii, a zatem ich parametrów lektrycznych, może być źródłem pewnych niedogodności. Jako przykład przedstawia się linie w ciągu o tak odmiennej budowie, że kąty charakterystyczne linii różnią się nawet o 10 stopni. Jeśli takie wartości kątów zostaną przyjęte jako kąty nachylenia charakterystyk poligonalnych zabezpieczeń odległościowych (co zazwyczaj ma miejsce), to okazuje się, że zasięgi takich zabezpieczeń nieco się różnią. W przypadku zwarć oporowych może dojść do nieselektywnego wyłączenia zwarcia, mimo że nastawy zasięgów ezystancyjnych są jednakowe. Jak już wspomniano, zdarza się, że w ciągu linii 110 kV powstaje linia krótka, mająca nawet mniej niż kilka kilometrów. Jeśli przy okazji jest to linia kablowa, okazuje się, że reaktancja takiej linii wynosi kilka dziesiątek omów. Zabezpieczenia takiej linii buduje się, aby zapewnić właściwą eliminację zakłóceń dla linii krótkiej.

Jednak problemem staje się zapewnienie szybkiej i selektywnej eliminacji zakłóceń w całym ciągu. Szczególnie jest to wyraźne, gdy w ciągu o wieloomowej reaktancji kolejnych linii powstaną pod rząd dwie linie o reaktancjach kilkunastokrotnie mniejszych. Aby myśleć o szybkim i selektywnym działaniu zabezpieczeń, należy sąsiednie linie (w stosunku do linii krótkiej) wyposażyć w zabezpieczenia odcinkowe oraz uwspółbieżnione, a szyny stacji objąć układami zabezpieczeń szyn. Na podobne problemy można się natknąć w układach odczepowych linii. Nie do końca jest prawdą, że panaceum w zakresie eliminacji zakłóceń w liniach z odczepami (aktywnymi i biernymi) jest zastosowanie zabezpieczeń różnicowych dla linii o wielu końcach. Nie rozwiązują one problemu zmienności zasięgów dalszych stref zabezpieczeń odległościowych w zależności stanu pracy sieci.

W sieci dystrybucyjnej 110 kV stosunkowo często dochodzi do sytuacji, kiedy do stacji pracującej w układzie H na napięciu 110 kV dołącza się źródło wytwórcze. Taka elektrownia ma jedynie dwa powiązania
z systemem elektroenergetycznym. OSD określa wymagania techniczne również dotyczące EAZ. Dotyczą one rozwiązań przyłączanej stacji, zabezpieczeń linii łączącej GPZ z GPO oraz ewentualnie pracy współbieżnej zabezpieczeń i kontroli synchronizmu linii bezpośrednio związanych z GPZ. Problem, nad którym warto się szczególnie pochylić dotyczy sytuacji, kiedy stacja z przyłączoną generacją jest w ciągu wielu stacji pomiędzy stacjami systemowymi, a sam ciąg zostaje przerwany. Dzieje się to wskutek konieczności wprowadzenia podziału sieci dla potrzeb eksploatacyjnych czy serwisowych. Czas utrzymywania takiego nienormalnego układu bywa całkiem długi, a ryzyko niepomijalne. Problem powstaje w sytuacji, kiedy dojdzie do zwarcia w odległej linii pomiędzy stacją systemową a źródłem wytwórczym. Wyłączone zwarcie od strony systemu niekoniecznie jest wyłączane od strony źródła. Jeśli źródło nie zostanie dostatecznie szybko wyłączone, utrudnić może dejonizacje przestrzeni połukowej uniemożliwiając skuteczne działanie SPZ. Ale załączenie w cyklu SPZ, zazwyczaj bez kontroli synchronizmu, może spowodować asynchroniczne podanie napięcia na generator. Oczywiście radą na to miałoby być odstawienie w całym przerwanym ciągu automatyki SPZ we wszystkich stacjach. Ale z punktu widzenia zapewnienia ciągłości dostaw energii jest to sytuacja w oczach OSD nieakceptowalna. Należałoby raczej budować układy kontroli synchronizmu we wszystkich stacjach ciągu, nawet pozornie odległych od elektrowni. Natomiast samą elektrownię wyposażać w zabezpieczenia od utraty połączenia
z siecią działające z czasem znacznie krótszym niż czas przerwy beznapięciowej w cyklu SPZ.

Większa samodzielność OSD w zakresie doboru nastawień sprzyja tworzeniu algorytmów działania zabezpieczeń, które wykraczają poza typowe rozwiązania. Istnieje większa elastyczność w doborze schematów funkcjonowania telezabezpieczeń. Wykorzystywane są różne schematy funkcjonowania telezabezpieczeń adekwatnie o lokalnych uwarunkowań również w sytuacji utraty transmisji pomiędzy zabezpieczeniami odległościowymi. W liniach mieszanych, wykorzystując dostępne strefy zabezpieczeń odległościowych, próbuje się dentyfikować i odróżniać zwarcie w części kablowej linii, uzależniając od tego działanie utomatyki SPZ. W wyjątkowych układach sieci 110 kV, opierając się na działaniu zabezpieczeń teletransmisji, realizuje się układy automatyk restytucyjnych wykraczających poza typowy SPZ i SZR.

Od dziesięcioleci obserwuje się pozytywne wyniki w zakresie działania zabezpieczeń ziemnozwarciowych linii nastawianych według zasad, które nie są obecnie powszechnie praktykowane. Mianowicie, tam, gdzie warunki zwarciowe na to pozwalają, jeden stopień zabezpieczenia ziemnozwarciowego kierunkowego nastawia się bezzwłocznie, a drugi odpowiednio niskoprądowo – tak, aby zapewnić reakcję zabezpieczenia przy zwarciach wysokooporowych. Pierwszy wysokonastawiony stopień pobudza automatykę SPZ. W ten sposób, nastawiając zabezpieczenie ziemnozwarciowe, można uzyskać dwa niezależne zabezpieczenia ziałające bezzwłocznie: podstawowe – odległościowe oraz rezerwowe – ziemnozwarciowe. Niedogodnością tej metody jest konieczność monitorowania zmian w rozpływach rądów ziemnozwarciowych i ewentualne korygowanie progów rozruchowych zabezpieczeń ziemnozwarciowych. Zasada ta przestaje mieć uzasadnienie w polach linii wyposażonych w zabezpieczenia różnicowe i odległościowe.

Ramy organizacyjne są źródłem pewnych ewidentnych problemów dotyczących nastawień zabezpieczeń linii. Otóż w wielu przypadkach otrzymane nastawienia są wprowadzane do zabezpieczeń bez jakiejkolwiek analizy i uzupełnienia. Unika się wręcz współdzielenia odpowiedzialności za poprawność ateriałów. Dane pozyskiwane od OSP nie zawsze zawierają wszystkie istotne parametry nastawcze. ównież nie zawsze są one wykonane w oparciu o najaktualniejsze dane i szczegóły wyposażenia i rozwiązań w poszczególnych stacjach. W procesach inwestycyjnych obserwowany jest mechanizm przekazywania danych pozyskanych od OSP wykonawcom bez jakiejkolwiek analizy czy uzupełnienia w celach konfiguracji i nastawiania. Prowadzi to, jak pokazuje praktyka, do wielu nieoczekiwanych sytuacji i zdarzeń. Niekiedy niezdefiniowane parametry nastawcze pozostawiane są na wartościach fabrycznych.

I tak znane są przypadki nieprawdopodobnych zdarzeń, które jednak stały się faktami, np. pobudzania automatyki SPZ w innych strefach niż pierwsza czy pierwsza wydłużona. Ustawiania czułości napięciowej zabezpieczenia ziemnozwarciowego na poziomie charakterystycznym dla sieci skompensowanych i wyższych (nawet 30 V!), działanie bezkierunkowe zabezpieczenia ziemnozwarciowego. Pozostawienie (nie wyłączenie) niechcianych i zbędnych zabezpieczeń, np. nadprądowych bezkierunkowych. Takie sytuacje mogą wychodzić na jaw niestety dopiero po zaistniałych zdarzeniach i nieprawidłowej eliminacji zakłóceń oraz podczas przeglądów okresowych pól. Służby serwisu powinny mieć bezpośredni codzienny kontakt
z inżynierami kompetentnymi z zakresu nastaw zabezpieczeń w celu szybkiego bezpośredniego wyjaśniania sytuacji tego wymagających.

Zdaniem autora OSD powinny w większym stopniu poczuwać się do odpowiedzialności za nastawienia linii 110 kV. Aby to skutecznie realizować, muszą być wprowadzone odpowiednie mechanizmy i procedury. Posiadana w przeszłości w poszczególnych spółkach dystrybucyjnych wiedza i umiejętności w zakresie doboru nastawień powinny być wzmocnione bądź na nowo zbudowane.

Niektóre wnioski wynikające z doboru nastawień zabezpieczeń powinny być uwzględniane w procesie tworzenia planów pracy sieci, budowania planów inwestycyjnych, wydawania warunków przyłączenia i przebudowy. Oczywiście, wiele ze wskazanych wyżej problemów mogłoby być złagodzone, gdyby wszystkie stacje były odpowiednio wyposażone w zakresie elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej.

JACEK FLORYN
Tauron Dystrybucja

Czytaj dalej