Poprawność decyzji podejmowanych przez zabezpieczenia odległościowe linii WN

Doprowadzone sygnały wejściowe charakteryzują stan pracy chronionego obiektu elektroenergetycznego. Do identyfikacji stanu zwarcia wykorzystuje się zjawiska towarzyszące zwarciom wielkoprądowym, tj. wzrost wartości prądu ponad wartość prądu długotrwale dopuszczalnego obiektu zabezpieczanego przy jednoczesnym zmniejszeniu wartości napięcia fazy lub faz dotkniętych zakłóceniem. Pośredni sposób wyznaczania parametrów lub składowych impedancji pętli zwarcia przez zabezpieczenia odległościowe może być przyczyną powstania niedokładności w obliczaniu rzeczywistych wartości tych wielkości. Poziom niedokładności zależy m.in. od wartości rezystancji przejścia w miejscu zwarcia, obciążenia linii w stanie przedzakłóceniowym, kołysań mocy i stanów przejściowych w systemie elektroenergetycznym (SEE) oraz błędów przetworników pomiarowych. Szczegółowy opis zasady działania zabezpieczenia odległościowego przedstawiono m.in. w [1, 2].

Poprawność identyfikacji stanu zwarcia przez zabezpieczenia odległościowe zależy również od obecności lokalnych źródeł wytwórczych w strukturze sieci. Dlatego przyłączanie źródeł odnawialnych do SEE wiąże się z szeregiem nowych wyzwań stawianych układom EAZ, w tym również zabezpieczeniom odległościowym. Z informacji publikowanych przez PSE Operator wynika, że największa liczba wniosków o określenie warunków przyłączenia do sieci siłowni wiatrowych dotyczy sieci dystrybucyjnej WN. PSE Operator uzgodnił z operatorami systemów dystrybucyjnych zakresy i warunki wykonania ekspertyz wpływu przyłączenia do sieci dystrybucyjnej WN farm wiatrowych (FW) o sumarycznej mocy bliskiej 23 GW [3]. Informacje te, a także skala stosowania zabezpieczeń odległościowych w sieci dystrybucyjnej WN, determinują konieczność przeprowadzenia analizy poprawności działania wymienionych elementów układów EAZ w zmieniających się warunkach sieciowych. W artykule przedstawiono wybrane aspekty wpływu pracy odczepowo przyłączonej farmy wiatrowej na funkcjonowanie zabezpieczeń odległościowych dla różnych sposobów parametryzacji zasięgów stref pomiarowych tych zabezpieczeń.

parametryzacja zabezpieczenia odległościowego

Parametryzacja zabezpieczenia odległościowego zależy m.in. od możliwości konfiguracyjnych samego zabezpieczenia (np. niezależne ustawianie zasięgu w kierunku osi rzeczywistej i osi urojonej płaszczyzny zmiennej zespolonej), charakteru współpracy z zabezpieczeniami sąsiednich obiektów elektroenergetycznych oraz struktury połączeń układu sieciowego. Zwykle pierwsza strefa zabezpieczenia, odpowiadająca działaniu bezzwłocznemu, powinna pokrywać możliwie jak największą część chronionej linii, uwzględniając błędy przetworników pomiarowych i niedokładności wyznaczania rzeczywistej wartości impedancji tej linii oraz konieczność zapewnienia selektywności działania. Druga strefa, odpowiadająca działaniu zwłocznemu, powinna pokrywać resztę odcinka linii i ragmenty dalszych obiektów SEE, stanowiąc  zabezpieczenie rezerwowe tych fragmentów. Bardziej precyzyjne zasady parametryzacji ww. i innych stref działania zabezpieczenia odległościowego przedstawiono m.in. w [1, 2]. Zasięgi impedancyjne poszczególnych stref zabezpieczeń odległościowych można wyznaczyć, korzystając z przykładowych zależności zamieszczonych w tabeli 1.

Zasięgi stref pomiarowych zabezpieczeń odległościowych zależą również od konfiguracji chronionego fragmentu układu sieciowego, jaka jest przyjmowana podczas parametryzacji zabezpieczeń. Zasięgi mogą być dobierane dla układu sieciowego bez przyłączonej farmy wiatrowej, tj. uwzględniając wyłącznie linie głównego ciągu – sposób parametryzacji 1 (dotyczy zabezpieczeń linii głównego ciągu). Zasięgi można także określić, uwzględniając najkrótsze odcinki linii przyłączone do szyn stacji, w której zainstalowano parametryzowany układ EAZ – sposób parametryzacji 2.

Ponieważ algorytmy decyzyjne „klasycznych” zabezpieczeń odległościowych bazują na lokalnych sygnałach napięciowych i prądowych mierzonych na początku chronionej linii, dlatego przyłączenie dodatkowego źródła wytwórczego do tej linii może powodować niepoprawne wyznaczanie parametrów impedancji przez te zabezpieczenia. Wynika to ze zjawiska spływu prądów zwarciowych. Udziały poszczególnych źródeł w prądzie dopływającym do miejsca zwarcia określa współczynnik rozgałęzieniowy krg. Poziom tych udziałów determinuje wartość błędów estymacji impedancji przez zabezpieczenia odległościowe obiektów elektroenergetycznych chronionego fragmentu sieci. Chcąc zminimalizować te błędy, można zmodyfikować zasięgi stref pomiarowych tych zabezpieczeń obejmujących miejsce przyłączenia FW. Modyfikacja ta polega na wykorzystaniu współczynnika rozgałęzieniowego w procesie parametryzacji zabezpieczeń. W artykule przedstawiono cztery wybrane
sposoby parametryzacji tych zabezpieczeń z uwzględnieniem współczynnika rozgałęzieniowego:

• sposób parametryzacji 3 – sposób parametryzacji 1 zmodyfikowany poprzez uwzględnienie krg,
• sposób parametryzacji 4 – sposób parametryzacji 2 zmodyfikowany poprzez uwzględnienie krg,
• sposób parametryzacji 5 – sposób parametryzacji 3 uwzględniający przyłączenie FW w punkcie P linii głównego ciągu,
• sposób parametryzacji 6 – sposób parametryzacji 4 uwzględniający przyłączenie FW w punkcie P linii głównego ciągu.