Jednym z najważniejszych zagadnień eksploatacji źródeł energii elektrycznej jest ich przyłączanie do sieci elektroenergetycznej. Prawidłowe przeprowadzenie tej operacji ruchowej umożliwia produkcję energii, natomiast nieudane włączenie do systemu elektroenergetycznego może spowodować poważne uszkodzenie, a nawet całkowite zniszczenie maszyny.

Generatory synchroniczne obecnie rzadko pracują indywidualnie – zdarza się to w niewielkich, oddalonych od sieci elektrowniach, w autonomicznych układach przemysłowych, ośrodkach badawczych itp. Jednak w ostatnim czasie wskutek zachodzących procesów prywatyzacji i deregulacji energetyki pojawiają się ponownie rozproszone źródła mocy (np. małe elektrownie wodne i wiatrowe), które również mogą być przyłączane do sieci państwowej. Oczywiście zdecydowana większość generatorów synchronicznych, w tym wszystkie jednostki większej mocy, współpracują ze sobą (praca równoległa) w systemie elektroenergetycznym.

Przyłączanie generatora

Proces przyłączania generatora synchronicznego do sieci, nazywany synchronizacją, wymaga spełnienia warunków równości częstotliwości i wartości skutecznych napięć prądnicy i sieci oraz jednakowej kolejności faz napięć tych źródeł i równości kątów fazowych napięć w tych samych fazach. Dzięki temu w chwili załączenia wyłącznika nie pojawiają się nadmierne prądy wyrównawcze, które mogłyby zagrozić samej maszynie oraz urządzeniom sieci. Równie niebezpieczne w skutkach jak niesynchroniczne załączenie wzbudzonego generatora może być jego załączenie na postoju lub wirującego z prędkością różną od znamionowej. Pojawiające się wówczas udary prądu wywołują potężne siły elektrodynamiczne, które mogą spowodować deformację uzwojeń maszyny. Zachodzące obecnie przemiany organizacyjne i własnościowe w energetyce, powodujące m.in. instalowanie coraz liczniejszych, niezależnych prądnic synchronicznych przewidzianych do współpracy z siecią, obniżanie kwalifikacji zawodowych ich obsługi ruchowej oraz jakości projektów i procedur badań i prób układów sterowania i zabezpieczeń tych źródeł, będą zapewne w przyszłości zwiększać ryzyko podobnych awarii.

Przyczyny awarii

Analiza dotychczasowych awarii tego typu dowodzi, że ich wystąpienie jest możliwe zarówno bez udziału obsługi ruchowej, jak również w wyniku nieprawidłowego postępowania personelu. Powodem niesynchronicznego włączenia generatora do sieci bywa samoczynne załączenie wyłącznika np. wskutek uszkodzenia jego obwodów sterowniczych. Mało prawdopodobne jest natomiast błędne działanie automatycznego synchronizatora, których nowoczesne cyfrowe rozwiązania odznaczają się bardzo wysoką niezawodnością. Znacznie częstsze awarie tego typu odnotowano w wyniku nieprawidłowego postępowania personelu ruchowego. Przypadki te obejmują w szczególności nieprawidłowo przeprowadzoną ręczną synchronizację (ręczne załączenie wyłącznika przy niespełnionych warunkach synchronizacji) oraz błędnie wykonane czynności łączeniowe odłącznikami i/lub wyłącznikami w rozdzielni wysokiego napięcia (WN). Ponadto możliwe są, odnotowane już w przeszłości, przypadki połączenia dwóch obszarów sieci WN bez kontroli synchronizmu ich napięć. Analiza znanych awarii tego typu wskazuje na potrzebę usprawnienia procedur organizacyjnych oraz wprowadzenia zmian w układach sterowania i zabezpieczeń elektrycznych wyłączników generatora i układu wyprowadzenia mocy. W szczególności zaleca się na blokach współpracujących z rozdzielniami WN dopuszczać sterowanie operacyjne wyłącznika blokowego (WN) tylko z nastawni bloku, zaś personelowi rozdzielni pozostawić jedynie sterowanie „remontowe”. Układy ręcznej synchronizacji należy zastąpić niezawodnymi układami automatycznej synchronizacji opartymi na cyfrowych synchronizatorach nowej generacji. Powyższe przykładowe środki prewencyjne należy uzupełnić dodatkowym zabezpieczeniem ograniczającym skutki ewentualnego niesynchronicznego załączenia generatora do sieci.

Zabezpieczenia przed załączaniem niesynchronicznym

Dla ograniczenia zagrożeń związanych z niesynchronicznym załączaniem generatora do sieci opracowano kilka dedykowanych układów (funkcji) zabezpieczeniowych. Żadne bowiem z tradycyjnych zabezpieczeń elektrycznych nie chroni generatora w zadowalający sposób przed poważnymi skutkami tej awarii. Zabezpieczenie różnicowe stojana może tu ewentualnie zadziałać jedynie „dzięki” nasyceniu przekładników prądowych. Zabezpieczenie odległościowe w kierunku bloku nie musi pobudzać się przy każdym z niesynchronicznych załączeń generatora, a zabezpieczenie podimpedancyjne bloku posiada znaczną zwłokę czasową. Dlatego producenci najnowszych zespołów zabezpieczeń generatorów włączają do swojej oferty również i tę nową funkcję zabezpieczeniową.

Rys. 1. Schemat logiczny jednego z najbardziej rozpowszechnionych układów zabezpieczających przed załączeniem niesynchronicznym (opis w tekście)

W literaturze technicznej zawarte są opisy licznych rozwiązań tego typu zabezpieczeń. Schemat logiczny jednego z najbardziej znanych układów pokazano na rysunku 1. Układ zawiera element (przekaźnik) nadprądowy (1), który reaguje na wzrost prądu w fazie stojana generatora. Element podczęstotliwościowy (2) wyposażony w człon czasowy (3) z opóźnionym odpadem wykrywa spadek częstotliwości napięcia generatora świadczący o jego postoju lub wirowaniu z prędkością mniejszą od znamionowej. Zabezpieczenie działa bezzwłocznie w chwili udaru prądowego pojawiającego się przy przypadkowym włączeniu generatora do sieci, o ile przetężenie to wystąpiło przy obniżonej częstotliwości napięcia generatora. W innym typowym zabezpieczeniu przed przypadkowym załączeniem generatora do sieci człon podczęstotliwościowy zastąpiono detektorem obniżenia napięcia. W tym przypadku działanie elementu nadprądowego musi nastąpić w warunkach obniżonego napięcia stojana generatora. To ostatnie rozwiązanie zastosowano m.in. w cyfrowych zespołach automatyki zabezpieczeniowej CZAZ-GT (rys. 2) produkcji ZEG Tychy. Oba przedstawione układy nie mogą oczywiście działać przy niesynchronicznym włączeniu wzbudzonego (do parametrów znamionowych) generatora do sieci, co zawęża zakres ich działania.

Rys. 2. Zespół automatyki zabezpieczeniowej CZAZ-GT firmy ZEG Energetyka Tychy

Uszkodzenie wyłącznika

Niepożądane włączenie generatora do sieci może nastąpić także w wyniku uszkodzenia wyłącznika polegającego na przebiciu przerwy izolacyjnej (w jęz. ang. Ciruit Breaker Flash-over) co najmniej jednej z jego komór. Zdarzenie takie może zaistnieć wskutek osadzania na wewnętrznych powierzchniach komór produktów rozkładu gazu zachodzącego pod działaniem łuku elektrycznego. Przyczyną przeskoków między stykami otwartego wyłącznika bywa także niskie ciśnienie gazu i jego zawilgocenie. Przebicie przerwy międzystykowej może teoretycznie wystąpić w każdym wyłączniku znajdującym się pod napięciem, jednak prawdopodobieństwo takiej awarii jest znacznie wyższe w wyłącznikach używanych do synchronizacji generatorów lub łączenia asynchronicznych sieci. W procesie synchronizacji przesunięcie fazowe (kątowe) napięć po obu stronach bieguna wyłącznika zmienia się w granicach od 0 do 360 stopni, zaś różnica tych napięć (równa napięciu występującemu między otwartymi stykami) osiąga wartości od zera do sumy ich wartości maksymalnych. Na przykład w sieci 500 kV największa chwilowa wartość tego napięcia wynosi aż 816 kV. Inną przyczyną przeskoku w wyłączniku bywa wzrost napięcia na końcu długiej, nieobciążonej linii przesyłowej, spowodowany ładowaniem jej pojemności. Oprócz uszkodzenia samego wyłącznika powyższe zjawisko zagraża stabilności systemu, a także wywołuje przepięcia i przeciążenia groźne dla transformatorów i generatorów. W awariach tego typu pojawia się przepływ prądów o wartości zmieniającej się od zera do kilku wartości znamionowych. Typowe zabezpieczenia elektryczne linii, transformatora i generatora nie wykrywają tego awaryjnego stanu dostatecznie szybko (lub nie wykrywają go w ogóle). Mimo iż prawdopodobieństwo wystąpienia podobnych awarii jest stosunkowo niskie, wysokość ewentualnych strat skłania do stosowania oddzielnego zabezpieczenia, które dokonywałoby szybkiego przerwania przepływu prądu w torze uszkodzonego wyłącznika przez otwarcie najbliższych wyłączników zasilających. W elektrowniach i sieciach elektrycznych niektórych krajów, zwłaszcza w Ameryce Płn. i Płd. od dawna stosuje się specjalne przekaźniki spełniające to zadanie. W cyfrowych przekaźnikach implementacja takiej dodatkowej funkcji zabezpieczeniowej nie pociąga dodatkowych kosztów. Dotychczas opracowano kilka różnych algorytmów zabezpieczeń od uszkodzenia izolacji bieguna wyłącznika; są one oferowane m.in. przez amerykańskie firmy Beckwith i SEL.

Rys. 3. Najprostszy sposób detekcji przebicia bieguna w wyłącznikach sieciowych

Zabezpieczenia
Najprostszy sposób detekcji przebicia bieguna w wyłącznikach sieciowych pokazano na rysunku 3. Zabezpieczenie to działa w przypadku przepływu prądu w dowolnej z faz przy otwartych wszystkich biegunach wyłącznika. Wspomniany prąd jest wykrywany przez pomiar składowej zerowej 3I0 w przewodzie uziemiającym punkt neutralny transformatora. Dla uniknięcia zbędnego pobudzania tego zabezpieczenia przy niejednoczesnym załączaniu poszczególnych biegunów wyłącznika wprowadzono odpowiednią zwłokę czasową. Główną wadą przedstawionego algorytmu jest możliwość braku działania wywołanego nieprawidłową informacją o stanie wyłącznika wskutek np. usterki mechanizmu styków pomocniczych, przekaźnika powielającego styk pomocniczy itp. Układ nie jest przeznaczony dla wyłączników z jednofazowym SPZ z uwagi na dopuszczany w tym reżimie stan pracy niepełnofazowej. Trudność tę można jednak ominąć włączając dodatkowy warunek otwarcia biegunów wszystkich faz wyłącznika – może to jednak powodować działania brakujące. Ponadto omawiany algorytm nie umożliwia wykrywania jednoczesnego uszkodzenia wszystkich trzech biegunów, lecz zdarzenie takie jest bardzo mało prawdopodobne.

Rys. 4. Zabezpieczenie posiadające zdolność detekcji przebicia dowolnej liczby biegunów wyłącznika

Metodę tę można oczywiście zrealizować „pofazowo”, poddając oddzielnej kontroli prąd każdej fazy i stan położenia jej bieguna. Jednak wariantu tego nie zaleca się z uwagi na możliwość zbędnego działania w przypadku załączenia wyłącznika i przepływu prądu roboczego przy błędnej sygnalizacji stanu otwarcia jednego z biegunów.
W innym układzie, pokazanym na rysunku 4, warunkiem zadziałania jest spełnienie przez czas pięciu okresów (tj. 100 ms) trzech warunków:
• wzrostu prądu fazowego powyżej wartości rozruchowej,
• sygnału stanu otwarcia wyłącznika,
• braku rozkazu załączenia wyłącznika przez co najmniej sześć okresów przed zadziałaniem zabezpieczenia.
Zaletą tej metody jest zdolność do detekcji przebicia dowolnej liczby biegunów wyłącznika. Doświadczenia eksploatacyjne wykazały, że jest to najlepsze rozwiązanie wykrywania omawianego zakłócenia, zwłaszcza jeśli zostanie uzupełnione o układ kontroli poprawności sygnalizacji położenia wyłącznika.

Piotr Olszowiec
na podstawie materiałów
firm Beckwith i SEL