Wyniki 1-10 spośród 11 dla zapytania: authorDesc:"Tomasz Bednarczyk"

Badanie poprawności pomiarowej i decyzyjnej cyfrowych i analogowych zabezpieczeń odległościowych – wybrane aspekty DOI:10.15199/74.2019.12.1


  Powszechność dostępu i korzystanie z zalet energii elektrycznej wymaga sprawnego działania rozbudowanego układu urządzeń do: jej wytwarzania, przesyłania i rozdziału. W obszarze przesyłu energii elektrycznej linie są narażone na skutki przypadkowych i niepożądanych czynników zwanych zakłóceniami. Zakłócenia te wpływają na ciągłość dostaw energii elektrycznej oraz na stabilność systemu elektroenergetycznego. W celu zachowania selektywnej ochrony przed skutkami zakłóceń tak ważna jest rola sprawnie działającej elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej. W analizowanym przypadku będą to zabezpieczenia odległościowe linii, których działanie bazuje na kryterium podimpedancyjnym, w którym miejsce zwarcia tożsame jest z wyznaczoną impedancją zgodną pętli zwarciowej Zp na podstawie pomiaru sygnału nośnego, którym jest prąd Ip i napięcie Up o częstotliwości podstawowej 50 Hz zgodnie z zależnością (1) (1) gdzie: Up, Ip - fazory napięcia i prądu mierzone w miejscu przyłączenia zabezpieczenia Sygnały analogowe stanowiące sygnały wejściowe do układów elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej (zabezpieczenie odległościowe) mają postać prądów i napięć pozyskanych z zacisków wtórnych przekładników, odzwierciedlając stan pracy zabezpieczanego obiektu. W stanie pracy normalnej, bez zakłóceń, w sygnale analogowym powinna występować jedynie składowa podstawowa o częstotliwości 50 Hz. Jednakże w rzeczywistości sygnał pomiarowy oprócz składowej podstawowej zawiera również inne sygnały nakładające się na siebie i tworzące wypadkowy sygnał wejściowy zabezpieczenia [9] (2) podstawowa harmoniczna (50 Hz), sygnał zawierający wyższe harmoniczne (nieliniowe odbiorniki, pojemności poprzeczne), składowa aperiodyczna (zwarcia bliskie zacisków generatora lub źródła o dużej mocy zwarciowej), składowa oscylacyjna, sygnał błędu gdzie: Ta - stała czasowa zanikania składowej aperiodycznej, Tk - stała czasowa zanikania składowej oscylacyjnej.[...]

Kompleksowe testy automatyki zabezpieczeniowej z wykorzystaniem najnowszych rozwiązań technologicznych DOI:10.15199/74.2017.12.3


  Z chwilą powstania elektryczności oraz urządzeń do jej wytwarzania, przesyłania i transformacji pojawiła się konieczność stworzenia układów, chroniących te urządzenia oraz ich otoczenie przed skutkami zwarć. Tak powstały zabezpieczenia elektroenergetyczne. Zabezpieczenia na przestrzeni dekad ewoluowały - od układów elektromechanicznych przez elektroniczne do współczesnych urządzeń mikroprocesorowych (rys. 1a).Rozwój technologii stwarza ogromne możliwości dla układów automatyki zabezpieczeniowej. Dziś przekaźnik nie pełni jedynie funkcji ochrony danego obiektu. Oprócz funkcji zabezpieczeniowych jest również sterownikiem polowym, rejestratorem zakłóceń oraz umożliwia użytkownikowi tworzenie mniej lub bardziej złożonych układów logicznych. W tym momencie znacząco wzrasta złożoność testów, które należy wykonać w celu sprawdzenia zaimplementowanej logiki oraz powiązań z zewnętrznymi sygnałami. Jeżeli testowane zabezpieczenie wymaga symulowania sygnałów zewnętrznych powiązanych z logiką działania w obrębie stacji, to można twierdzić, że tego typu testy są możliwe do wykonania przy zastosowaniu obecnych technik z zadowalającym rezultatem (rys. 1b). Wyzwaniem jest przeprowadzenie testów EAZ ze znacznie bardziej złożonymi układami logiki oraz takich gdzie powiązane sygnały znajdują się poza obszarem testowanego zabezpieczenia. Należy sobie zadać pytanie, w jaki sposób przeprowadzić takie kompleksowe testy. Na rys. 2 przedstawiono schemat logiczny procedury wykonywania testów automatyki zabezpieczeniowej w sposób tradycyjny (kolor czarny) oraz proponowany zakres testów uzupełniających (kolor czerwony), umożliwiający kompleksowe sprawdzenie układów EAZ, również pod względem nowych wymagań [3]. Jak należy rozumieć pojęcia testy statyczne i testy dynamiczne użyte na schemacie logicznym na rys. 2, pokazano na rys. 3. W tab. I opisano poszczególne etapy procedury testowej przedstawionej na rys. 2. Patrząc z perspektywy całego procesu od wy[...]

Wymagania funkcjonalne testowania zabezpieczeń odległościowych zgodnie z normą IEC 60255-121 - część 1. testy statyczne/dokładnościowe DOI:10.15199/74.2018.9.12


  Wykorzystanie techniki cyfrowej przez producentów EAZ spowodowało znaczący rozwój funkcjonalności zabezpieczeń. Obecnie zabezpieczenie nie pełni już pojedynczej funkcji kryterialnej, np. różnicowo-prądowej czy odległościowej, ale wiele z nich. W przypadku kryterium podimpedancyjnego technika cyfrowa daje możliwość łatwiejszego tworzenia zasięgów impedancyjnych stref pomiarowych i rozruchowych stosowanych przez różnych producentów. Dotąd brakowało zdefiniowanej procedury testowej, która dałaby możliwość porównywania działania zabezpieczeń. Ten i wiele innych powodów przyczyniło się do powołania specjalnej grupy roboczej komitetu technicznego o numerze IEC TC 95 MT4: Przekaźniki pomiarowe i urządzenia zabezpieczeniowe. Jej członkowie składający się z 43 delegacji z 14 różnych krajów zajęli się opracowaniem normy IEC 60255, której celem było stworzenie wytycznych dotyczących procesów testowania układów EAZ. Norma obejmuje ściśle określone wymagania procedur testowych oraz raportowania wyników pomiarów. Dzięki standaryzacji rodzajów wykonywanych testów oraz raportów możliwe ma być porównywanie zabezpieczeń różnych producentów stosujących np. różne kształty stref pomiarowych. Struktura standardu (rys. 1) składa się z ogólnych zapisów, gdzie zawarte są stosowane definicje (rozdział 1). Kolejne cyfry 1xx oznaczają opis wymagań adresowanych do konkretnej funkcji zabezpieczeniowej np. 121 dla zabezpieczeń odległościowych, 187 - dla zabezpieczeń różnicowoprądowych. W artykule omówione zostaną wybrane zagadnienia związane z normą IEC 60255 część 121, dotyczącą zabezpieczeń odległościowych. Ponieważ pewne funkcje zabezpieczeniowe nie wchodzą w skład wymagań standardu (np.: blokada od kołysań mocy, automatyka załącz na zwarcie czy automatyka SPZ), opisane wymagania skupiają się jedynie na samej funkcji odległościowej. Testy zgodnie z wymaganiami normy IEC 60255-121 Oprócz podstawowych definicji oraz używanych oznaczeń norma definiuje dw[...]

Wymagania funkcjonalne testowania zabezpieczeń odległościowych zgodnie z normą IEC 60255-121 - część 2. Testy systemowe/dynamiczne DOI:10.15199/74.2018.12.6


  Egzekwowanie testów dynamicznych do badania poprawności działania elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej (EAZ) aktualnie staje się nieodzownym elementem procedury testów SAT, FAT oraz badań typu. Z definicji sprawność dynamiczna zabezpieczenia to [3]: (…) charakterystyka określająca zdolność przekaźnika do osiągnięcia zamierzonych funkcji podczas zakłócenia (na przykład zwarcie doziemne) i/lub nieprawidłowe warunki systemowe, które występują na częstotliwości systemu elektroenergetycznego (na przykład: wahania mocy, harmoniczne itp.). Innymi słowy sprawdzane jest zachowanie się zabezpieczenia w przypadku występowania zakłóconych sygnałów analogowych prądów i napięć, tzn. tak jak ma to miejsce w rzeczywistych warunkach pracy zabezpieczenia. Wyniki takich testów dają użytkownikowi możliwość sprawdzenia poprawności działania algorytmów pomiarowych, decyzyjnych oraz układów filtracyjnych [1], jak również weryfikacji działania zabezpieczenia w zadanych warunkach sieciowych, np. słabe lub silne źródło zasilania itp. Niniejszy artykuł jest kontynuacją tematu związanego z testami zabezpieczeń odległościowych [1], zgodnie z wymaganiami normy IEC 60255-121, skupiono się na omówieniu zagadnień związanych z testami dynamicznymi. Podkreśla się, że omawiana norma określa jedynie warunki testu i raportowania. Nie definiuje wymaganych wartości, z którymi można by porównać uzyskane wyniki - dokonać oceny. Uzyskane wyniki służą do porównania zabezpieczeń różnych producentów pomiędzy sobą. Wykonanie testów dynamicznych przybliża odpowiedź na pytanie przydatności zabezpieczenia w danej aplikacji (określonych warunkach sieciowych). Odwołując się do zapisów stosowanych w normie przedstawiono zdaniem autorów najważniejsze kwestie techniczne z punktu widzenia wykonywania testów praktycznych. TABELA I. Zestawienie rozdziałów testów dynamicznych [2] Rozdział normy Wynik testu 6.3.2 Czas zadziałania oraz wydłużenie strefy (transien[...]

Współczesne rozwiązania w zakresie testowania kryterium admitancyjnego zabezpieczenia ziemnozwarciowego w sieci SN DOI:10.15199/74.2019.3.6


  Podział sieci średniego napięcia związany jest z różnym sposobem pracy punktu neutralnego sieci, co zmienia charakter zwarć doziemnych występujących w tych sieciach. Sprawia to, że dla ich selektywnego wyłączania konieczne jest zastosowanie różnych kryteriów zabezpieczeniowych. Sposób pracy punktu neutralnego należy do często dyskutowanych tematów wśród osób zajmujących się systemami zabezpieczeń w sieciach średniego napięcia. Punkt gwiazdowy tych sieci nigdy nie jest skutecznie uziemiony, zawsze przez impedancję. A jej charakter (rezystancyjny - rezystor, indukcyjny - cewka Petersena, pojemnościowy - przerwa) determinuje, które kryterium ziemnozwarciowe jest najlepszym rozwiązaniem ze względu na najwyższą selektywność działania zabezpieczeń. Zwarcia doziemne w sieciach średnich napięć są jednym z najczęściej występujących rodzajów zwarć. Wykrywanie ich należy do najtrudniejszych zadań w technice zabezpieczeń. Zwłaszcza przy zwarciach doziemnych w sieciach kompensowanych wartość prądu zwarciowego w wielu przypadkach jest wielokrotnie mniejsza od prądu obciążenia, jaki płynie linią w stanie bezawaryjnej pracy sieci. Należy podkreślić, że właśnie stosowanie kompensacji staje się coraz popularniejsze w sieciach SN, gdzie znaczącą liczbę sieci stanowią linie napowietrzne. Głównym powodem jest wzrost pewności i jakości zasilania odbiorców. Kompensacja znacząco redukuje liczbę przerw w zasilaniu, szczególnie przy zwarciach o charakterze przejściowym, które w tym przypadku występują zdecydowanie częściej niż inne rodzaje zwarć. Detekcja zwarć doziemnych - wyzwanie dla zabezpieczeń Choć zabezpieczenia ziemnozwarciowe znane są i stosowane praktycznie od początku XX w. (zabezpieczenia zerowoprądowe i zerowomocowe Po, Qo), to wykonanie działających skutecznie zabezpieczeń ziemnozwarciowych dla sieci średnich napięć stanowi duże wyzwanie dla konstruktorów i producentów zabezpieczeń. Skuteczne wykrywanie i eliminacja zwarć doziemnych ob[...]

Strategia testowania funkcji EAZ w stacji cyfrowej w oparciu na aplikacji i narzędziach IEC 61850 DOI:10.15199/74.2019.12.5


  Układom EAZ stawiane są rygorystyczne wymagania dotyczące dopuszczalnych czasów wypracowywania sygnałów wykonawczych, sterujących oraz procesu przetwarzania sygnałów pomiarowych. Dla prawidłowego funkcjonowania EAZ czasy te stanowią element krytyczny, ponieważ często determinują czas trwania zwarcia w sieci. WERYFIKACJA KOMUNIKACJI IEC 61850 Prawidłowa synchronizacja czasów zdarzeń i sygnałów wewnątrz oraz wokół stacji elektroenergetycznej (SE) ma kluczowe znaczenie, jeśli chodzi o bezpieczną i efektywną pracę SEE. W nowoczesnych SE opartych na standardzie IEC 61850 liczba takich zdarzeń i sygnałów może łatwo przekroczyć stan, którym jest zdolny zarządzać i obserwować normalny człowiek. W związku z tym konieczne stało się opracowanie metod i narzędzi, które uproszczą i częściowo zautomatyzują: gromadzenie, analizę, prezentację oraz koordynację zdarzeń i sygnałów w dziedzinie czasu. To wymaganie jest skomplikowane przez fakt, że zgodnie z IEC 61850 zdarzenia i sygnały mogą współistnieć jako fizyczne (elektryczne) oraz jako wirtualne (cyfrowe). Wszystkie one zawierają ważne informacje, czasem uporządkowane, czasami nieuporządkowane. Te ele-menty muszą być skonsolidowane i właściwie powiązane ze sobą, szczególnie w odniesieniu do ich dokładnych parametrów czasu. Właściwe funkcjonowanie infrastruktury komunikacyjnej staje się wówczas również krytyczne. Dlatego potrzebne są właściwe metody weryfikacji i nadzoru poprawnego działania komunikacji. Proces weryfikacji rozpoczyna się od fazy uruchomienia, w której należy wyeliminować błędy konfiguracji i problemy z komunikacją, jak również należy sprawdzić poprawność transmisji wszystkich sygnałów. Również po uruchomieniu, w trakcie normalnej pracy stacji cyfrowej problemy z komunikacją muszą być wykrywane natychmiast, aby obsługa mogła szybko na nie reagować. Dzięki rozwiązaniom opartym na IEC 61850 koordynacja ta stała się bardzo interesującym zadaniem, które również generuje pewne w[...]

Funkcja zabezpieczeniowa różnicowej mocy pozornej przeznaczona do ochrony transformatorowych przesuwników fazowych DOI:10.15199/74.2019.12.4


  Przeprowadzona wielowątkowa analiza działania elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej (EAZ) w układach z transformatorowym przesuwnikiem fazowym (TPF) szczegółowo omówiona i przedstawiona w [1, 2] wskazuje na konieczność poszukiwania nowych rozwiązań EAZ przeznaczonych dla TPF. Udowodniono, że dla wielu przebadanych przypadków zwarć w TPF obecnie stosowane kryteria zabezpieczeniowe (różnicowoprądowe - 87 oraz podimpedancyjne - 21) mogą nie wypełniać poprawnie powierzonego im zadania ochrony TPF przed skutkami zwarć.TŁO ZAGADNIENIA Wskazuje się, że poszukiwania powinny być ukierunkowane na zdefiniowanie nowej funkcjonalności EAZ, której rolą jest rezerwowanie zabezpieczeń podstawowych na wypadek ich uszkodzenia lub stanowić alternatywę dla zabezpieczeń podstawowych. Wykazując wyniki badań symulacyjnych [1, 3] zdefiniowano wiele przypadków, w których zawiodły oba zabezpieczenia tj. podstawowe (87T, 87P, 87S) i rezerwowe (21S, 21L). Potencjalnie skutkować to może ogromnymi stratami związanymi z nienależytym ograniczeniem skutków zwarć, do którego to celu definiowana jest automatyka eliminacyjna. Należy także podkreślić, że obec- Dr inż. Tomasz Bednarczyk (Tomasz.Bednarczyk@polsl.pl) - Wydział Elektryczny Politechniki Śląskiej, Gliwice, OMICRON Energy Solutions Polska Sp. z o.o., Sosnowiec, dr inż. Mateusz Szablicki - Wydział Elektryczny Politechniki Śląskiej, PSE Innowacje Sp. z o.o., Warszawa, prof. dr hab. inż. Adrian Halinka - Wydział Elektryczny Politechniki Śląskiej Rok LXXXVII 2019 nr 12 23 AUTOMATYKA ELEKTROENERGETYCZNA  ność w strukturze EAZ TPF w pełni redundantnego funkcjonalnie zabezpieczenia rezerwowego jest kluczowa dla zachowania bezpiecznej i niezawodnej pracy zarówno fragmentu SEE z TPF, jak i całego połączonego SEE. TPF, stanowiący newralgiczny punkt połączenia między węzłami sieciowymi ma duże znaczenie dla stabilności pracy łączonych obszarów regulacyjnych. Istotnym celem przy opracowaniu no[...]

Wykorzystanie wyników symulacji komputerowych zwarć wielkoprądowych do badania poprawności działania funkcji podimpedancyjnej terminala zabezpieczeniowego przesuwnika fazowego DOI:10.15199/74.2018.6.7


  Informacje ogólne na temat przesuwników Przesuwnik fazowy (PF) jest to rodzaj specjalnie wykonanego transformatora energetycznego, który ma zastosowanie w strukturze systemu elektroenergetycznego (SEE) jako element służący do kształtowania przepływu mocy (kierunek, wartość), m.in. na połączeniach transgranicznych synchronicznie współpracujących ze sobą SEE. Kształtowanie przepływu mocy w gałęzi z zainstalowanym PF odbywa się zgodnie z ogólnie znaną zależnością (1) gdzie: |Ux| - moduł napięcia na początku (x = S) i na końcu (x = L) gałęzi, Xy - reaktancja zgodna gałęzi (y = L) i przesuwnika fazowego (y = PF), δ - kąt obciążenia, α - kąt fazowy pomiędzy stroną "S" i "L" PF. W polskim systemie elektroenergetycznym zastosowanie znalazły PF regulujące przepływ mocy czynnej za pomocą zespołu transformatorowego PF w wykonaniu symetrycznym (rys. 1). Składa się on z dwóch odrębnych jednostek transformatorowych połączonych ze sobą galwanicznie. Jednostka główna nosi nazwę transformatora szeregowego (TS), której uzwojenie pierwotne podzielone jest na dwie symetryczne części, tj. strony źródłowej "S" (source) oraz strony odbiorczej "L" (load). Uzwojenie wtórne TS połączone jest w układzie trójkąta z wpiętym w obwód główny przełącznikiem zmiany kierunku przepływu mocy ARS (Advancet Retard Switch). Jednostka dodawcza (wzbudzająca) jest 2-uzwojeniowym transformatorem dodawczym (TD) o grupie połączeń YNyn0. Na rys. 1, a także w całym artykule, przyjęto kolorystyczną identyfikację uzwojeń i połączeń jednostek transformatorowych: TS - uzwojenie pierwotne (szeregowe), wtórne (D), TD - uzwojenie pierwotne (YN), wtórne (yn). Podstawowa koncepcja regulacji kąta fazowego w PF polega na dodaniu dodatkowego napięcia (napięcia kwadraturowego ΔU) do napięcia występującego w torze głównym, w celu zwiększenia lub zmniejszenia wartości przepływającej mocy czynnej (w niektórych sytuacjach możliwa zmiana kierunku przepływu mocy). Na rys. 2 [...]

Testowanie funkcji zabezpieczeniowych reklozera - potrzeba podejścia niestandardowego DOI:10.15199/74.2019.6.5


  Aspekty dotyczące poprawy niezawodności pracy sieci średnich napięć (SN) poruszane są w wielu publikacjach naukowych. Duże zainteresowanie tym tematem wynika z wymagań stawianych przez Regulację jakościową wydaną na lata 2016-2020 [11, 12]. Na wskaźniki określone w Regulacji w 80% mają wpływ przerwy w zasilaniu występujące w sieciach SN. W związku z tym Operatorzy Systemów Dystrybucyjnych zintensyfikowali działania poprawiające niezawodność pracy sieci elektroenergetycznych SN. Jednym ze skutecznych środków pozwalających na poprawę niezawodności pracy napowietrznych sieci SN jest instalacja w ich strukturze reklozerów (rys. 1). Dzięki zastosowaniu reklozerów (wyposażonych m.in. w odpowiednie układy pomiarowe i terminale zabezpieczeniowe) w głębi sieci możliwe jest skuteczne wydzielenie fragmentu sieci objętego zakłóceniem przy utrzymaniu zasilania odbiorcom korzystającym z pozostałej części sieci. Jest to praktycznie jedno z najważniejszych zastosowań reklozerów. Jednak, jak wynika z przeprowadzonego przeglądu funkcjonalności reklozerów [9], urządzenia te mają również inne zalety: - dużą zdolność łączeniową (głównie w zakresie dopuszczalnej liczby cykli łączeniowych) w porównaniu ze zdolnościami wyłączników instalowanych w polach odpływowych w Głównych Punktach Zasilających (GPZ), - możliwość realizacji pomiarów wielkości elektrycznych występujących w głębi sieci - w tym realizowanych po obu stronach reklozera, Prof. dr hab. inż. Adrian Halinka (adrian.halinka@polsl.pl), dr inż. Piotr Rzepka, dr inż. Mateusz Szablicki, mgr inż. Paweł Nandzik, mgr inż. Tomasz Bednarczyk - Wydział Elektryczny Politechniki Śląskiej Słowa kluczowe: reklozery, funkcje zabezpieczeniowe, testowanie Realizacja funkcji zabezpieczeniowych zaimplementowanych w terminalach zabezpieczeniowych reklozerów pozwala na skuteczną ochronę sieci dystrybucyjnych średnich napięć przed skutkami występujących w nich zakłóceń. Terminale zabezpieczeniowe tych urządze[...]

Koncepcja obszarowego zabezpieczenia odległościowego wieloramiennych linii elektroenergetycznych DOI:10.15199/48.2019.08.10

Czytaj za darmo! »

W Krajowym Systemie Elektroenergetycznym (KSE) zabezpieczenia odległościowe stanowią podstawowy składnik automatyki zabezpieczeniowej linii elektroenergetycznych. Rolą tych zabezpieczeń jest ocena stanu pracy linii (warunki normalne lub zwarcie) i wypracowanie decyzji stosownej do zidentyfikowanego stanu pracy (niezadziałanie dla normalnych warunków pracy linii lub zadziałanie i doprowadzenie do wyłączenia linii objętej zwarciem). Ocenę stanu pracy linii przeprowadza się wieloetapowo: dokonuje się pomiaru napięcia i prądu w linii i na ich podstawie wyznacza impedancję, której wartości parametrów porównuje się następnie z impedancją linii. Do obliczania impedancji służy algorytm pomiarowy. Natomiast do detekcji zwarcia służy algorytm decyzyjny, który sprawdza położenie wektora tej impedancji względem stref pomiarowych ustawionych w zabezpieczeniu. Zadziałanie zabezpieczenia nastąpi, jeśli koniec wektora impedancji znajdzie się wewnątrz charakterystyki działania zabezpieczenia. Taki sposób działania zabezpieczenia odległościowego linii powoduje, że poprawność identyfikacji stanu pracy chronionej linii silnie zależy od dokładności obliczania impedancji przez algorytm pomiarowy. Nawet niewielki błąd wyznaczania impedancji może spowodować błędną decyzję algorytmu decyzyjnego i nieuzasadnione wyłączenie linii bez zwarcia bądź opóźnione lub brakujące wyłączenie linii objętej zwarciem. Zbyt późne lub brakujące zadziałanie zabezpieczenia jest niedopuszczalne, ponieważ stanowi niebezpieczeństwo dla linii, innych obiektów sieci elektroenergetycznej oraz odbiorców energii elektrycznej. Największe nieprawidłowości w działaniu zabezpieczeń odległościowych obserwuje się w liniach złożonych. Z doświadczeń autorów wynika, że już dla linii z jednym odczepem błędy wyznaczania impedancji mogą być bardzo duże. Utrudnia to, nieraz uniemożliwia, poprawną detekcję i eliminację zwarć przez zabezpieczenia odległościowe [1], [2]. Warunki pracy tyc[...]

 Strona 1  Następna strona »