Wyniki 1-7 spośród 7 dla zapytania: authorDesc:"Bartosz OLEJNIK"

Elektroenergetyczna automatyka zabezpieczeniowa dla sieci średniego napięcia z elektrowniami lokalnymi (cz. I)


  Artyku. omawia sieci z elektrowniami lokalnymi przy..czonymi do linii .redniego napi.cia wyprowadzonymi ze stacji transformatorowo-rozdzielczych 110 kV/SN. Ich g.ownym zadaniem jest zasilanie odbiorcow, warto.. mocy pobieranej z sieci 110 kV jest przewa.nie znacznie wi.ksza od mocy wytwarzanej przez .rod.a lokalne. W.a.ciwo.ci takich uk.adow nie zale.. od rodzaju zastosowanej energii pierwotnej (woda, wiatr, biomasa), ale od rodzaju generatorow i parametrow sieci. Nale.y zaznaczy., .e wielu specjalistow i projektantow elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej (EAZ ) dla takich uk.adow ro.ni si. pogl.dami na temat zachowania elektrowni lokalnej w przypadku zak.oce. w sieci, wykorzystania zabezpiecze., doboru nastaw kryteriow oraz czasow ich dzia.ania. Podane w artykule zasady nale.y traktowa. jako propozycj., a warto.. merytoryczn. oceni. samodzielnie. Autorzy celowo nie wskazali literatury .rod.owej, aby nie ocenia. innych uk.adow czy specjalistow. Wydaje si., .e dopiero eksploatacja poka.e wy.szo.. niektorych teorii po wyst.pieniu awarii w sieci z elektrowni. lokaln. i ich prawid.owej lub nieprawid.owej likwidacji. Dodatkow. trudno.ci. jest cz.sto s.abe rozpoznanie automatyki zainstalowanej w elektrowniach lokalnych z powodu braku danych lub celowego dzia.ania producenta. W artykule nie podano sposobow obliczania pr.dow zwarciowych. Mo.na skorzysta. z wyspecjalizowanych programow lub ogolnie stosowanych zasad. Rodzaje elektrowni lokalnych i sposoby przy..cze. Z punktu widzenia typu generatorow mo.na dokona. nast.puj.cego podzia.u: . synchroniczne, pracuj.ce synchronicznie z sieci. . czyli przy..czone bezpo.rednio (bez uk.adow prostowniczo-falowniczych), s. najbardziej niebezpieczne, poniewa. powoduj. wzrost mocy zwarciowych i niebezpiecze.stwo utrzymania si. tzw. wyspy obci..eniowej, . asynchroniczne . mniej niebezpieczne, ale jednak generuj. pr.d zwarciowy . przewa.nie w do.. krotkim czasie, poniewa. wymagaj. [...]

Elektroenergetyczna automatyka zabezpieczeniowa dla sieci średniego napięcia z elektrowniami lokalnymi (cz. II)


  Artykuł dotyczy tylko sieci z elektrowniami lokalnymi przyłączonymi do linii średniego napięcia wyprowadzonych ze stacji transformatorowo-rozdzielczych 110 kV/SN, których głównym zadaniem jest zasilanie odbiorców. Wartość mocy pobieranej z sieci 110 kV jest przeważnie znacznie większa od mocy wytwarzanej przez źródła lokalne. Właściwości takich układów nie zależą od rodzaju zastosowanej energii pierwotnej (woda, wiatr, biomasa), ale od rodzaju generatorów i parametrów sieci.Zwarcia doziemne w sieci SN Problemy spotykane podczas zwarć doziemnych będą omówione na podstawie rys. 6, przy czym pokazano tam tylko wariant zabezpieczeń w sieci skompensowanej z AWSC z. Pierwsza rzecz, o której polega na tym, że w przypadku zwarcia w punkcie K2 przez zabezpieczenie PZ -T nie płynie prąd czynny oznaczony na rys. 6 jako Icz1. Zabezpieczenie ziemnozwarciowe o kryterium G0> lub kierunkowe czynno-mocowe w PZ -T nie będzie miało warunków do działania, ponieważ płynie tam tylko niewielki prąd zerowy wynikający z pojemności linii między transformatorem elektrowni lokalnej a miejscem zwarcia K2. Jeśli zwarcie występuje w punkcie K1, zabezpieczenie w PZ -T zadziała prawidłowo. Jeśli zwarcie w punkcie K2 ma być wyłączone również przez PZ -2, to musi tam występować kryterium U0>. Jednak to kryterium jest całkowicie niewybiórcze i będzie miało warunki do rozruchu również podczas zwarć w innych częściach sie- AUTOMATYKA ELEKTROENERGETYCZNA Elektroenergetyczna automatyka zabezpieczeniowa dla sieci średniego napięcia z elektrowniami lokalnymi (cz. II) Witold Hoppel, Bartosz Olejnik Dr inż. Witold Hoppel, mgr inż. Bartosz Olejnik - Instytut Elektroenergetyki Politechniki Poznańskiej Rys. 6. Zabezpieczenia ziemnozwarciowe w sieci SN z elektrownią lokalną Rok LXXXI 2013 nr 9 71 AUTOMATYKA ELEKTROENERGETYCZNA Inne zabezpieczenia i automatyki LRW Układ lokalnej rezerwy wyłącznikowej (LRW ) na szynach SZ może pozostać taki sam, jakby do rozdzielni nie by[...]

Nowe rozwiązania w zabezpieczeniach od skutków zwarć doziemnych w sieci SN DOI:10.15199/74.2015.12.3


  Doświadczenia eksploatacyjne wskazują, że we współczesnych rozdzielniach SN zwarcia doziemne w obwodzie transformatora uziemiającego traktowane są tak jak zwarcia na szynach zbiorczych. Pociąga to za sobą skutki w postaci wyłączania transformatora zasilającego wybraną sekcję. Wyłączenie to i samą praktykę można uznać za niewłaściwą. Nie są ponadto znane rozwiązania, które pozwalałyby na jednoznaczną identyfikację wystąpienia doziemienia w obrębie pola transformatora uziemiającego i urządzeń przyłączonych do jego punktu gwiazdowego. W artykule przedstawiono ideę nowego, selektywnego zabezpieczenia ziemnozwarciowego transformatora uziemiającego dI0 [5]. Można zauważyć również, że od wielu lat problemem jest wzrastająca liczba trudno wykrywalnych zakłóceń o rezystancjach przejściach przekraczających wartość 3000 Ω. Potwierdzają to próby terenowe przeprowadzone w ostatnich latach [6] i pomiary rezystywności gruntu. Takie sytuacje mogą skutkować niskimi poziomami sygnałów pomiarowych filtrów składowych zerowych. Dla przekładników ziemnozwarciowych wartości te lokują się niekiedy w pobliżu poziomu błędów pomiarowych. Większość z dostępnych na rynku zabezpieczeń nie radzi sobie w ogóle z tak trudnymi przypadkami, nie sygnalizuje zwarcia i nie powoduje wyłączenia doziemionej linii. Sytuacja ta szczególnie występuje w sieciach skompensowanych. W ostatnich latach zaproponowano kilka nowych rozwiązań tego problemu [1-4, 7]. W dalszej części artykułu przedstawiono opracowane w I nstytucie Elektroenergetyki Politechniki Poznańskiej adaptacyjne zabezpieczenie konduktancyjne, którego zakres zastosowania ograniczony jest do najczęściej w Polsce użytkowanych sieci skompensowanych, pracujących z układami automatyki wymuszania składowej czynnej (AWSC z). Zabezpieczenie od skutków zwarć doziemnych w polu transformatora uziemiającego W polach potrzeb własnych współczesnych rozdzielni SN obwody wtórne standardowo wyposażane są w układy pom[...]

Czy słup betonowy jest słupem z materiału izolacyjnego? DOI:10.15199/74.2015.3.3


  W normie [1] dotyczącej linii napowietrznych znajduje się algorytm zatytułowany "Projektowanie układu uziemiającego ze względu na dopuszczalne napięcie dotykowe". Jest to obecnie najważniejszy sposób oceny środków ochrony przy dotyku pośrednim (przy uszkodzeniu) dla słupów linii napowietrznych o napięciu powyżej 1 kV. W algorytmie na samym wstępie znajduje się predykat z pytaniem: "Słup z materiału izolacyjnego?". W objaśnieniach do tego algorytmu zawarte jest następujące sformułowanie: W przypadku słupów drewnianych lub wykonanych z innych materiałów nieprzewodzących, bądź też słupów bez jakichkolwiek części przewodzących uziemionych, doziemienia nie są praktycznie możliwe i nie stawia się wymagań dotyczących uziemienia. Nie definiuje się w normie, czy słupy betonowe należy zaliczyć do wykonanych z materiału izolacyjnego. W projektach krajowego załącznika do tej normy pojawiało się stwierdzenie: W przypadku słupów drewnianych lub wykonanych z innych materiałów nieprzewodzących (np. z betonu zbrojonego o odpowiedniej grubości zewnętrznej warstwy betonu) (…), sugerujące, że przy pewnej, ale nieokreślonej normą, grubości warstwy betonu na zbrojeniu, słup można uznać jako wykonany z materiału izolacyjnego. W ostatecznej wersji tego dokumentu pojawił się jednak zapis zbliżony do podanego wyżej cytatu z normy głównej, na co wpływ miały przedstawione w artykule badania. Zapis ten nie jest precyzyjny i wciąż istnieją wątpliwości, czy słup betonowy należy uznać za wykonany z materiału izolacyjnego czy przewodzącego, chociaż może lepiej byłoby użyć pojęcia materiału nieizolacyjnego. W literaturze z 1972 r. [2] znajdują się oceny przewodności betonu, ale nie dotyczą współczesnych materiałów, z których są wykonane słupy strunobetonowe. Beton pod kątem ochrony od porażeń należy traktować jako materiał przewodzący. Beton znajdujący się pod powierzchnią ziemi, przyjmuje rezystywności podobne do gruntu, w którym się znajduje. W Insty[...]

Innowacyjne kryteria zabezpieczeń od skutków zwarć doziemnych w sieciach SN w systemie CZIP-PRO DOI:10.15199/48.2018.11.12

Czytaj za darmo! »

Głównym zadaniem urządzeń aparatury EAZ (Elektroenergetyczna Automatyka Zabezpieczeniowa) jest eliminowanie niekorzystnych zjawisk występujących w sieciach średnich napięć i ochrona przed zagrożeniami porażeniowymi. Powszechnie stosowane w tych urządzeniach zabezpieczenia z grupy admitancyjnych [1] w dużym stopniu zapewniają bezpieczeństwo pracy w sieci i prawidłowo reagują na zakłócenia. Doświadczenia eksploatacyjne wskazują jednak, że w pewnych "trudnych warunkach" istniejące kryteria mogą być niewystarczające. Przykładem tego są zwarcia doziemne w obwodzie transformatora uziemiającego, które w praktyce traktowane są jako zwarcia na szynach zbiorczych. Nie są znane rozwiązania, które umożliwiają jednoznaczną identyfikację wystąpienia doziemienia w polu transformatora potrzeb własnych i urządzeń przyłączonych do jego punktu gwiazdowego. Kryteria zerowoprądowe i zerowonapięciowe stosowane w tych przypadkach nie są selektywne, stąd w sieciach skompensowanych i z izolowanym punktem neutralnym działają tylko na sygnalizację i nie zapewniają pełnej ochrony obwodów pierwotnych rozdzielni od skutków zwarć doziemnych. W sieciach o punkcie neutralnym uziemionym przez rezystor może dojść nawet do wyłączenia transformatora zasilającego. Innym zjawiskiem obserwowanym w ostatnich latach, generującym problem w działaniu zabezpieczeń ziemnozwarciowych jest wzrastająca liczba trudno wykrywalnych zakłóceń o rezystancjach przejścia przekraczających kilka tysięcy omów. Wiąże się to ze wzrastającymi latem rezystywnościami gruntów, co powoduje znaczące obniżenie się wartości sygnałów pomiarowych filtrów składowych zerowych napięcia oraz prądu. Wartości te mogą być bliskie błędów pomiarowych. Skuteczna detekcja zwarć wysokooporowych jest bardzo istotna ze względu na ryzyko porażenia ludzi i zwierząt, do którego może dojść również nieświadomie, nie koniecznie przez bezpośredni kontakt z częścią czynną np. zerwanym przewodem. W tych trudnych [...]

Algorytmy samoczynnego częstotliwościowego odciążania w świetle obowiązujących rozporządzeń Komisji Europejskiej DOI:10.15199/48.2019.02.02

Czytaj za darmo! »

Niezawodne i stabilne działanie systemu elektroenergetycznego odnosi się zarówno do ciągłości zasilania odbiorców, jak i do jakości energii elektrycznej, którą odbiorcy są zasilani. Jednym z elementów określających jakość energii elektrycznej jest częstotliwość sieciowa. W idealnym przypadku wartość częstotliwości sieciowej w polskim systemie elektroenergetycznym to 50 Hz, należy jednak zwrócić uwagę również na te sytuacje, gdy częstotliwość ta odbiega od swojej wartości znamionowej. W przypadku zaistnienia znaczących różnic między wartością znamionową częstotliwości, a wartością zmierzoną w systemie wykorzystywana jest automatyka samoczynnego częstotliwościowego odłączania (SCO). W przypadku niezbilansowania się mocy zapotrzebowanej i wygenerowanej w systemie elektroenergetycznym, generatory automatycznie zwiększą moc turbin po przez załączenie do sieci rezerw wirujących, jeśli takie występują, do momentu uzyskania częstotliwości znamionowej. Jednak w przypadku, gdy generatory osiągną szczyt swoich możliwości regulacyjnych nastąpi gwałtowny spadek częstotliwości, a zabezpieczenia podczęstotliwościowe mogą nawet wyłączyć generator, w celu uniknięcia jego zniszczenia. W ogólnym przypadku generatory mogą pracować na obrotach niższych niż znamionowe, lecz zmniejsza się wtedy generowana przez nie moc wyjściowa, a co za tym idzie zwiększa się deficyt mocy w systemie. Potrzeby własne elektrowni wymagają natomiast do poprawnej pracy częstotliwości większych niż 47,5 Hz. Dla częstotliwości 46 Hz mówi się o pracy krytycznej, kiedy następuje efekt kaskadowego odłączania silników asynchronicznych potrzeb własnych. Ze względu na ograniczenia konstrukcyjne stosowanych w systemie urządzeń, należy zabezpieczyć system przed gwałtowanym spadkiem częstotliwości poniżej wartości znamionowej. W takich sytuacjach niezbędna jest automatyka pozwalająca na odłączanie nadmiarowych mocy zapotrzebowanych. Automatykę SCO definiować można jako skoo[...]

Reklozer ziemnozwarciowy dla sieci SN DOI:10.15199/74.2018.6.5


  W ostatnim czasie bardzo popularne w energetyce stały się urządzenia montowane w głębi sieci, komunikujące się z systemem nadzoru przy użyciu fal radiowych lub technologii GSM. Przykładem takich aparatów są reklozery, które są wprowadzane powszechnie do eksploatacji sieci SN. Reklozer w potocznym rozumieniu to urządzenie (z reguły napowietrzne), które może przerywać prądy obciążeniowe i zwarciowe oraz realizować funkcję automatyki SPZ. W typowych rozwiązaniach przyjęło się, że rolę łącznika w reklozerze pełni wyłącznik, co sprawia, że umieszczenie tak wyposażonego aparatu w głębi sieci jest równoznaczne z powtórzeniem właściwości pola liniowego rozdzielni SN. Urządzenia zabezpieczeniowe reklozerów czerpią sygnały pomiarowe zwykle z sensorowych czujników prądu i napięcia, rzadziej - z typowych przekładników. Wyłączeniowe funkcje typowego reklozera powodują wysokie koszty takiego urządzenia, które po uwzględnieniu aparatury pomiarowej i pomocniczej przekraczają często 50 tys. zł. Z wieloletnich doświadczeń eksploatacyjnych oraz z danych statystycznych jednoznacznie wynika, że ponad 70% wszystkich uszkodzeń w sieci dystrybucyjnej to zwarcia fazy z ziemią. Zgodnie z "Międzynarodowym Słownikiem Elektrotechniki" - zwarcia między jednym przewodem fazowym a ziemią w sieciach SN nazywane są doziemieniem [1]. Ich intensywność jest relatywnie duża, szczególnie w liniach napowietrznych. W ciągu roku na 100 km linii SN przypadać może od kilku do kilkunastu i więcej doziemień. Są one powodem różnych zjawisk niekorzystnie wpływających na pewność i jakość zasilania odbiorców energii elektrycznej oraz znacząco wpływają na warunki ochrony przepięciowej linii i na poziom zagrożenia porażeniowego. Zwarcia z ziemią, w postaci niestabilnego łuku elektrycznego (zwarcia przerywane), mogą być powodem niebezpiecznych przepięć ziemnozwarciowych, których skutkiem może być utrata izolacji w innych miejscach sieci, przekształcając doziemienie w zwarcie m[...]

 Strona 1