Poznań 2020
POLITECHNIKA POZNAŃSKA
WYDZIAŁ INŻYNIERII ŚRODOWISKA I ENERGETYKI INSTYTUT ELEKTROENERGETYKI
ROZPRAWA DOKTORSKA mgr inż. Krzysztof Łowczowski
Identyfikacja zakłóceń ziemnozwarciowych w kablowych sieciach SN przy wykorzystaniu wielkości elektrycznych mierzonych w żyłach powrotnych
Promotor:
prof. dr hab. inż. Józef Lorenc Promotor pomocniczy:
dr inż. Józef Zawodniak
Spis treści
STRESZCZENIE ... 4
1. CEL I TEZA PRACY ... 9
2. SIECI DYSTRYBUCYJNE ŚREDNIEGO NAPIĘCIA ... 11
2.1. Ogólna charakterystyka sieci dystrybucyjnych ... 11
2.2. Zjawiska ziemnozwarciowe ... 13
2.3. Zabezpieczenia ziemnozwarciowe ... 16
2.4. Uziomy ... 18
2.5. Wykrywanie i lokalizacja zwarć w liniach elektroenergetycznych ... 20
3. LINIE KABLOWE W SIECIACH DYSTRYBUCYJNYCH ŚREDNICH NAPIĘĆ 24 3.1. Wprowadzenie ... 24
3.2. Budowa kabli SN i warunki pracy żył powrotnych ... 26
3.3. Pomiar wielkości elektrycznych w żyłach powrotnych ... 29
3.4. Prądy w żyłach powrotnych ... 32
3.4.1. Stan obciążenia ... 35
3.4.2. Stan jałowy pracy linii kablowej ... 38
3.4.3. Linia doziemiona ... 39
3.4.4. Linia ‘zdrowa’ ... 42
3.4.5. Zwarcia międzyfazowe ... 44
3.4.6. Inne źródła prądu uziemiającego i uziomowego ... 48
4. BADANIA LABORATORYJNE I SIECIOWE ... 50
4.1. Badania laboratoryjne ... 50
4.2. Zakłócenia zarejestrowane w sieci dystrybucyjnej... 52
5. BADANIA SYMULACYJNE ... 61
5.1. Parametry modelu i zakres prowadzonych badań ... 61
5.2. Wadliwe połączenia żył powrotnych ... 62
5.3. Zwarcia 1fg ... 64
5.4. Analiza możliwości wykorzystania opracowanych metod dla alternatywnych układów pracy żył powrotnych oraz w głębi sieci ... 74
5.5. Zwarcia wielkoprądowe ... 78
6. OPRACOWANE ROZWIĄZANIA ... 81
6.1. Przetwarzanie mierzonych wielkości ... 81
6.2. Kryteria admitancyjne ... 82
6.3. Kryteria stosunkowe i stosunkowo-kątowe ... 88
6.4. Wykrywanie nieprawidłowości połączeń w żyłach powrotnych ... 94 6.5. Możliwości dalszych badań ... 96 7. WERYFIKACJA SKUTECZNOŚCI OPRACOWANYCH ROZWIĄZAŃ ... 101
7.1. Wielkości kryterialne zabezpieczeń ziemnozwarciowych i algorytmów lokalizacji 101
7.2. Wadliwe połączenia żył powrotnych ... 106 8. PODSUMOWANIE ... 109 9. BIBLIOGRAFIA ... 111
STRESZCZENIE
W pracy doktorskiej przedstawiono zagadnienia związane z wykrywaniem i lokalizacją zwarć doziemnych w sieciach dystrybucyjnych oraz wybrane zagadnienia wspomagające za- rządzanie majątkiem sieciowym. Uwagę skupiono na kablowych liniach elektroenergetycz- nych, w tym szczególnie na budowie kabli elektroenergetycznych, żyłach powrotnych i sposo- bach ich łączenia, zjawiskach ziemnozwarciowych, źródłach prądu uziemiającego oraz pomia- rze wielkości elektrycznych. Opisano i omówiono przyczyny przepływu prądu przez żyły po- wrotne i instalacje uziemiającą. Wskazano trudności związane z interpretacją wielkości mie- rzonych w żyłach powrotnych i zaproponowano sposoby przetwarzania sygnałów, które umoż- liwiają pomiary prądów w żyłach powrotnych.
W kolejnej części pracy przedstawiono wyniki prowadzonych badań, do których zaliczały się badania na modelu fizycznym sieci SN, badania symulacyjne oraz pomiary w sieci dystry- bucyjnej średniego napięcia. Badania na modelu fizycznym polegały na wykonaniu zwarć do- ziemnych między żyłą roboczą, a powrotną kabla elektroenergetycznego, żyłą roboczą a uzio- mem modelu oraz wykonaniu zwarcia 2 fazowego z ziemią. Wykonane eksperymenty potwier- dziły wstępnie stawiane tezy, ale jednocześnie zwrócono uwagę, ze względu na ograniczenia techniczne modelu fizycznego – niski poziom napięcia i małe długości kabli, nie jest możliwa szczegółowa analiza zjawisk ziemnozwarciowych. W kolejnym rozdziale przedstawiono wy- niki badań symulacyjnych wykonanych w programach PowerFactory i PSCAD. W początko- wym etapie badań przeprowadzono analizę czułości parametrów wykorzystywanych do opra- cowania modelu, co pozwoliło skupić uwagę na istotnych z punktu widzenia symulacji para- metrach. Przeprowadzono badania symulacyjne związane z wadliwymi połączeniami oraz róż- nymi przypadkami zwarć: 1fg, 2fg oraz zwarć międzyfazowych. Zwrócono uwagę na zależno- ści między wielkościami elektrycznymi, pozwalające na wykrywanie i lokalizacje zwarć do- ziemnych w liniach kablowych oraz kablowo-napowietrznych. Badania symulacyjne powtó- rzono dla alternatywnych układów połączeń żył powrotnych, po czym przedstawiono wyniki analizy jakościowej różnych układów pracy żył powrotnych.
W rozdziale – Badania Laboratoryjne i Sieciowe przedstawiono wybrane wyniki pomiarów w sieci SN, które trwały około rok czasu i były przeprowadzone w różnych GPZ. Pomiary w sieci SN pozwoliły na identyfikacje problemów w sieci SN np. możliwość poprawy w zakresie rozróżniania zwarć trwałych i przemijających oraz zwróciły uwagę na problem zagrożenia po- rażeniowego podczas zwarć 2fg.
W kolejnym rodziale przedstawiono opracowane rozwiązania. W pierwszej kolejności przedstawiono układ przetwarzania sygnałów, który pozwala na wyodrębnienie składowej prądu związanej ze stanem zwarcia doziemnego. Następnie przedstawiono opracowane kryte- ria: admitancyjne żył powrotnych, stosunkowe i stosunkowo – kątowe, które pozwalają na wy- krycie zwarcia doziemnego i określenie rodzaju linii objętej zwarciem doziemnym. Opisano możliwość identyfikacji odgałęzień, w których wystąpiło zwarcie doziemne. Przedstawiono również algorytm pozwalający na identyfikację wadliwych połączeń żył powrotnych. W ostat- nim podrozdziale zaproponowano dalsze badania i budowę systemu eksperckiego wykorzystu- jącego pomiary wielkości elektrycznych w żyłach powrotnych.
W rozdziale 7 przedstawiono wyniki eksperymentów sieciowych potwierdzających prawi- dłowość wykonanych analiz. Dzięki uprzejmości i zaangażowaniu operatora sieci dystrybucyj- nej wykonano próby sieciowe polegające na wykonywaniu zwarć doziemnych na zakończeniu linii kablowej dla różnych sposobów połączeń żył powrotnych oraz w części napowietrznej linii. Rozdział 8 podsumowuje przeprowadzone badania, a w rozdziale 9 wymieniono pozycje literaturowe, które wykorzystano podczas pisania pracy.
ABSTRACT
Doctoral thesis raises topics related with detection and location of earth faults in distribution system network and selected topics connected with asset management of distribution system network. Attention is paid on medium voltage cable lines, cable screens, methods of cable screen connection, earth fault phenomenon, cable screen earthing current sources and measure- ment of electrical quantities. Cable screen earthing current sources are carefully analyzed in the context of criterion values. Problems connected with cable screen earthing current measurement are presented and signal processing method, which allows for cable screen earthing current measurement, is proposed.
Next part of the doctoral thesis presents research result. The research consisted of: research on medium voltage physical model, research on power simulation software and measurements in distribution network. In the initial phase of research MV physical model was used. At first cable screen was connected with cable core and afterwards, cable core was connected with earthing system of the MV model, afterwards 2 phase to earth fault was made. Experiments allowed to confirm correctness of the theses, at the same time however, due to technical con- straints – low voltage and very short cable length, it was not possible to analyze the earth fault phenomena in details. Further simulation results in PSCAD and PowerFacotry software are conducted. At the beginning of simulations, sensitivity analysis was performed and important parameters were studied in details. Simulation research is divided into a few sections – analysis of erroneous cable screen connections, phase to ground faults, 2 phase to ground faults and phase to phase faults. Attention is paid on correlations between electrical quantities, which al- low for detection and location of earth faults in cable and cable-overhead lines. Simulation studies are repeated for alternative cable screen connection methods and results of quality anal- ysis of cable screen connection methods is presented
Next paragraph present chosen results of 1 year measurements taken at different medium voltage networks. The measurements allowed for identification of problems in MV networks i.e. improvement of differentiation between transient and permanent short circuit, or helped to note a problem of electrical shock hazard under 2 phase to ground fault conditions.
Next chapter presents developed algorithms. At the beginning, developed algorithm of signal processing, which allows for extraction of earth fault current component, is presented. The ca- ble screen admittance criterion, ratio and ratio-angle criteria, which allow for detection and location of earth faults are presented. A method for identification of branches under phase to earth fault is presented. Further, an algorithm for identification and location of cable screen erroneous connections is presented. One before last subsection present the concept of the future research and concept of expert system, which utilize cable screen electrical quantities.
Chapter 7 presents results of network experiment, which confirms correctness of the simu- lations and presented analysis. Thanks to the kindness and commitment of the distribution net- work operator, network tests were performed. The network experiments was based on making ground faults at the end of the cable line for various ways of cable screen connection in cable line and in overhead line of cable-overhead line.
Chapter 8 summarizes conducted research and chapter 9 presents reference list, which were quoted in the text.
WYKAZ SYMBOLI
Tuz – transformator uziemiający T110/15 – transformator sieciowy Zpn – impedancja punktu neutralnego 𝑎 = 𝑒 °; - operator obrotu 𝑎 = 𝑒 ° - operator obrotu 𝑑 − współczynnik tłumienia sieci 𝑠 − współczynnik rozstrojenia kompensa- cji ziemnozwarciowej
𝑅 − rezystancja przejścia
𝐸 − napięcie źródłowe fazy doziemionej 𝑈 − napięcie asymetrii fazowych po- jemności doziemnych sieci
𝛽 − współczynnik ziemnozwarciowy 𝛽 − składowa zwarciowa współczynnika ziemnozwarciowego
𝐼 − prąd pojemnościowy (własny) linii 𝐼 − prąd pojemnościowy sieci
𝐼 − prąd linii doziemionej
𝐺 − konduktywność doziemna linii 𝐶 − pojemność doziemna linii 𝐶 − pojemność doziemna sieci 3𝐼 − prąd zwarcia doziemnego
𝑎 − udział linii elektroenergetycznej i w prądzie pojemnościowym sieci
𝑚 − parametr równania prądu zwarcia do- ziemnego, który przyjmuje wartości 0 lub 1
𝐼 − pojemnościowy prąd doziemny sieci 𝑌 − admitancja składowej zerowej 𝑌 − admitancja składowej zerowej 𝐵 − susceptancja składowej zerowej 𝑅 − dopuszczalna rezystancja uziemienia ochronnego
𝑈 − najwyższe długotrwale dopuszczalne napięcie dotykowe
𝐼 − prąd powodujący samoczynne wyłą- czenie
𝑍 – impedancja dla składowej zerowej, 𝑍 – impedancja dla składowej zgodnej 𝑍 – impedancja dla składowej przeciwnej
𝑘 − współczynnik kompensacji ziemno- zwarciowej zabezpieczeń odległościowych 𝑘 − współczynnik bezpieczeństwa,
𝑘 − współczynnik powrotu,
𝑈 − znamionowe szczytowe napięcie I0_żp_A – miejsce pomiaru składowej zero- wej prądu żył powrotnych
I0_żp_B – miejsce pomiaru składowej zero- wej prądu żył powrotnych
Iuz – prąd uziomowy
𝜙 − kąt przesunięcia między składową ze- rową napięcia i prądu
𝑍 − impedancja własna sprzęgająca żyłę roboczą i powrotną tego samego kabla 𝑍 − impedancja wzajemna sprzęgająca żyły roboczą i powrotną
𝑎 − parametr pomocniczy do obliczenia impedancji własnej 𝑍
𝑅 − rezystancja jednostkowa żyły robo- czej,
𝜔 −pulsacja (2𝜋𝑓), 𝜇 = 4π∙10-7 H/m, 𝜇 −względna przenikalność materiału przewodzącego,
𝑟 − promień żyły roboczej [m], 𝑑 − odległość między kablami [m], 𝐷 − ekwiwalentna głębokość penetracji ziemi [m],
𝜌 − rezystywność ziemi [Ωm].
𝑈 , , − napięcia fazowe pracy sieci
𝑈 , , − napięcia fazowe mierzone w żyłach powrotnych
𝐶 - pojemność izolacji 𝐺 − konduktywność izolacji 𝜀 − przenikalność próżni,
𝜀 − względna przenikalność izolacji;
r – promień zewnętrzny izolacji, q – wewnętrzny promień izolacji,
𝑡𝑔(𝛿) − współczynnik strat dielektrycz- nych
𝑈 / − napięcie w żyłach powrotnych w prawidłowo wykonanym kablu mierzona od strony zasilania/odbioru;
𝑈 / − napięcie w żyłach
powrotnych w nieprawidłowo wykonanym kablu mierzona od strony zasilania/odbioru;
𝑅 −rezystancja ziemi między uziomami żył powrotnych,
𝑅ż − wypadkowa rezystancja żył powrotnych;
𝑙 ł ść− względna długość do miejsca wadliwego połączenia;
𝐼 _ − prąd pojemnościowy płynący w prawidłowo połączonej żyle powrotnej 𝑙ż − długość żył powrotnych kabli I0żr – składowa zerowa prądu płynąca w żyłach roboczych kabla
I0żp – składowa zerowa prądu płynąca w żyłach powrotnych kabla
𝐶 −pojemności doziemne poszczegól- nych warstw kabli
y – promień zewnętrznej warstwy, x – promień wewnętrznej warstwy R1a,b,c – rezystancja w miejscu łączenia żyły powrotnej w fazach a,b,c.
R2,a,b,c - rezystancja w miejscu łączenia żyły powrotnej w fazach a,b,c.
R3a,b,c - rezystancja w miejscu łączenia żyły powrotnej w fazach a,b,c.
i – chwilowa wartość prądu
𝛾 − kąt początkowy SEM w chwili zwar- cia
Z – impedancja widziana w miejscu zwar- cia,
R, L, X – rezystancja, indukcyjność i reak- tancja obwodu
E – wartość skuteczna SEM t - czas
𝑖 − składowa okresowa prądu 𝑖 − składowa nieokresowa prądu 𝜑 −kąt impedancji zwarciowej 𝑇 − stała czasowa
𝑡 − czas trwania zwarcia 𝑡 − czas własny wyłącznika
𝑡 − czas nastawiony na podstawowym zabezpieczeniu ziemnozwarciowym linii 𝑡 − czas opóźnienia załączenia auto- matyki AWSCz
𝐼 , , − prąd pojemnościowy fazy A, B, C 𝑊 − współczynnik powrotu żył powrot- nych mierzony w stacji 110/15
α – kąt przesunięcia między prądami I0żr
αp,s – kąt przesunięcia między prądami I0żr
oraz I0żp zmierzony podczas pomiarów/sy- mulacji
𝛿 − błąd pomiaru współczynnika po- wrotu
𝛿 − błąd pomiaru kąta α 𝐼ż − prąd w żyłach roboczych 𝐼ż − prąd w żyłach powrotnych
Y0p – mierzona admitancja składowej zero- wej obliczona na podstawie Iożp
U0p – mierzona składowa zerowa napięcia Y0nas – nastawa zabezpieczenia admitancyj- nego żył powrotnych
U0nas – wartość nastawcza składowej zero- wej napięcia
𝑍 – impedancja wzajemna żyły roboczej kabla i żyły powrotnej,
𝑍ż – impedancja sprzężenia magnetycz- nego żyły powrotnej z żyłą roboczą, 𝑤 − udział obwodu Iuz w rozpływie po- jemnościowego prądu doziemnego kabla 𝑘 - współczynnik bezpieczeństwa (np. 𝑘
= 1.2)
𝑟 − współczynnik redukcyjny uziomu SN 𝐼 ż _ − maksymalna wartość prądu zwarcia doziemnego
𝐼 ż ( ) – prąd w obwodzie uziemienia żył powrotnych po wystąpieniu doziemienia, 𝐼 ż ( )– prąd w obwodzie uziemienia żył powrotnych przed wystąpieniem dozie- mienia.
Yn1 – nastawa zabezpieczenia
admitancyjnego żył powortnych od zwarć doziemnych w części napowietrznej ciągu kablowo-napowietrznego
Yn2 – nastawa zabezpieczenia
admitancyjnego żył powortnych od zwarć doziemnych w części kablowej ciągu kablowo-napowietrznego
𝛼 − mierzony kąt między 𝐼 ż oraz 𝐼 ż
𝐼 ż _ − składowa rzeczywista 𝐼 ż pod- czas zwarć w linii kablowej,
𝐼 ż _ − składowa urojona 𝐼 ż podczas zwarć w linii kablowej,
𝐼 ż _ − składowa rzeczywista 𝐼 ż pod- czas zwarć w linii napowietrznej,
𝐼 ż _ − składowa urojona 𝐼 ż podczas zwarć w linii napowietrznej.
Iawaria – prąd pojemnościowy w kablu z nie-
prawidłowym połączeniem,
Lawaria – odległość do nieprawidłowego po- łączenia,
Iref – prąd pojemnościowy płynący w prawi- dłowo wykonanym kablu elektroenerge- tycznym.
str. 9 1. CEL I TEZA PRACY
Wykrywanie stanów zakłóceniowych i ich lokalizacja w sieciach elektroenergetycznych ma kluczowe znaczenie dla eksploatacji sieci elektroenergetycznych. Dzięki wykryciu i lokali- zacji zakłócenia możliwe jest ograniczenie skutków awarii do możliwie małego obszaru i szyb- kie przywrócenie zasilania. Niestety konwencjonalne metody lokalizacji zwarć doziemnych w sieci są zawodne i nie dają możliwości rozróżniania rodzaju linii, w której wystąpiło zwarcie doziemne. W konsekwencji konieczne jest wykonywanie operacji łączeniowych metodą prób i błędów oraz wykonywanie obchodów linii. Niestety ze względu na długości ciągów odbior- czych wynoszących nierzadko kilkadziesiąt kilometrów i liczne odgałęzienia linii powodują, że proces lokalizacji jest uciążliwy, długotrwały i wymaga zaangażowania dużej ilości ludzi i sprzętu. Znaczną poprawę możliwości lokalizacji zwarć doziemnych uzyskuje się dzięki insta- lacji wskaźników przepływu prądu zwarcia w sieci SN. Rozwiązanie jest jednak stosunkowo drogie i problematyczne w eksploatacji ponieważ wymaga infrastruktury komunikacyjnej.
Przedstawiona problematyka jest szczególnie istotna ponieważ zwarcia doziemne są najczęst- szym zakłóceniem w sieciach SN i stanowią około 80% wszystkich zakłóceń. Do ich identyfi- kacji opracowano wiele kryteriów, w których wielkościami decyzyjnymi są ustalone lub chwi- lowe przebiegi prądów i napięć rejestrowanych podczas zakłóceń ziemnozwarciowych [15], [75], [190], [189]. Efekty działania poszczególnych rozwiązań w rzeczywistych warunkach sie- ciowych są różne i nie zawsze wystarczające. Wyjątkowo duża liczba różnych propozycji świadczy jedynie o ciągłym poszukiwaniu nowych możliwości poprawy w zakresie skuteczno- ści i efektywności działania zabezpieczeń ziemnozwarciowych.
W polskich sieciach SN od kilkunastu lat stosowane są zabezpieczenia ziemnozwarciowe działające w oparciu o kryteria admitancyjne opracowane w Instytucie Elektroenergetyki Poli- techniki Poznańskiej. Ich skuteczność jest relatywnie wysoka i często obejmuje ponad 90%
wszystkich zwarć doziemnych. Ograniczenia skutecznego reagowania dotyczą przede wszyst- kim zakłóceń wysokooporowych (np. kilka tysięcy omów), lub którym towarzyszą przebiegi niestabilne wywołane przerywanym zwarciem łukowym. Za błędne decyzje zabezpieczeń ziemnozwarciowych lub brak ich działania odpowiedzialne są również problemy z doborem nastaw zabezpieczeń oraz błędy pomiarowe wnoszone przez przekładniki pomiarowe. Współ- czesne zabezpieczenia nie zawsze działają prawidłowo w przypadku zmiany struktury sieci elektroenergetycznej lub jej rozbudowy. Problem jest obecnie bardzo istotny ponieważ ze względu na chęć poprawy niezawodności, w sieci dystrybucyjnej średniego napięcia instaluje się coraz większą ilość kabli elektroenergetycznych, które dzięki zakopaniu w ziemi są odporne na zakłócenia powodowane przez warunki atmosferyczne i zwierzęta. W efekcie zmian polskie linie zasilające odbiorców są liniami kablowo – napowietrznymi, lub liniami złożonymi z wielu odcinków kablowych i napowietrznych. Wykrywanie zwarć doziemnych w takich ciągach jest jeszcze bardziej problematyczne.
Duży wpływ na wybór tematu pracy miały dotychczasowe doświadczenia autora. Podczas pracy zawodowej autor zajmował się projektowaniem linii kablowych SN oraz uczestniczył w projekcie ograniczania strat w liniach kablowych SN, dzięki czemu zapoznał się z tematyką linii kablowych. Z kolei dzięki doświadczeniom zdobytym podczas pisania pracy magisterskiej – Cyfrowe zabezpieczenia oraz pracy w Zakładzie Sieci i Automatyki autor szczegółowo za- poznał się z automatyką zabezpieczeniową. Autor jest również członkiem grupy roboczej CI- GRE B3.44, dzięki czemu autor zapoznał się ze sposobami i możliwościami efektywnego wy- korzystania danych z różnego rodzaju sensorów.
10 Głównym problemem badawczym pracy i jej celem jest ocena możliwości wykorzysta- nia prądów pojawiających się w żyłach powrotnych linii kablowych podczas zwarć doziem- nych. Mogą one być podstawą działania autonomicznych zabezpieczeń ziemnozwarciowych lub być wspierającym uzupełnieniem obecnie stosowanych. Wykorzystanie pomiaru prądu przepływającego przez miejsce połączenia żył powrotnych z instalacją uziemiającą pozwala na instalacje sensorów prądowych cechujących się bardzo wysoką dokładnością, a ponadto wyko- rzystanie dodatkowej wielkości kryterialnej pozwala na ograniczenie ryzyka błędnego zadzia- łania. Równie ważna, co wykrywanie zwarć jest ich lokalizacja ponieważ ciągi odbiorcze mają często długości dochodzące do kilkudziesięciu kilometrów, co wiąże się z koniecznością wy- konania oględzin lub wykonania pomiarów na wielu odcinkach. Konwencjonalne metody lo- kalizacji polegające na wykonywaniu obchodów są więc mało efektywne. Alternatywą jest in- stalacja wskaźników przepływu prądu zwarciowego. Niestety wskaźniki przepływu prądu zwarciowego cechują się relatywnie dużymi nakładami inwestycyjnymi i problemami eksplo- atacyjnymi, do których zalicza się konieczność wykonywania okresowych przeglądów oraz ko- nieczność zapewnienia środków komunikacji.
W celu maksymalizacji korzyści z instalacji dodatkowego sensora prądowego wykonano analizę możliwości wykorzystania wielkości elektrycznych mierzonych w żyłach powrotnych kabli elektroenergetycznych w celu poprawy efektywności funkcjonowania przedsiębiorstw elektroenergetycznych np. możliwość diagnozowania nieprawidłowości połączeń żył powrot- nych.
W pracy starano się wykazać słuszność następujących tez:
Wykorzystanie prądów mierzonych w żyłach powrotnych elektroenergetycznych kabli SN w kryteriach działania zabezpieczeń ziemnozwarciowych może w znaczny sposób poprawić skuteczność identyfikacji zakłóceń doziemnych. Algorytmy wykorzystujące takie kryteria mogą podejmować decyzje samodzielnie lub stanowić wsparcie dla istniejących rozwiązań.
W liniach kablowo-napowietrznych kryteria ziemnozwarciowe działające na podstawie mierzonych prądów żył powrotnych pozwalają rozróżniać zakłócenia w kablach od zakłóceń występujących w części napowietrznej linii, co ma znaczenie w decyzjach dotyczących opóź- nień działania zabezpieczeń lub pobudzania automatyki SPZ.
W związku z tym w pierwszej części pracy omówiono sieci dystrybucyjne średniego na- pięcia, z uwzględnieniem zagadnień istotnych dla proponowanych rozwiązań – zjawisk ziem- nozwarciowych, zabezpieczeń ziemnozwarciowych, uziemień, a także sposobów wykrywania i lokalizacji zwarć.
W kolejnych rozdziałach szczegółowo przedstawiono linie kablowe średniego napięcia oraz omówiono przyczyny przepływu prądów przez żyły powrotne. Następnie przedstawiono wyniki badań laboratoryjnych oraz wybrane zakłócenia zarejestrowane w rzeczywistej sieci średniego napięcia. Następnie rozpływ prądów w żyłach powrotnych został szczegółowo prze- analizowany dzięki wykorzystaniu programów symulacyjnych.
Główne osiągnięcia naukowe zawarto w rozdziale – Opracowane Rozwiązania, w którym przedstawiono koncepcje rozwiązań nowych kryteriów działania zabezpieczeń ziemnozwarcio- wych wykorzystujących prądy w obwodzie uziemienia żył powrotnych linii kablowej rejestro- wane w polu odpływowym rozdzielni SN. Zaproponowano również sposoby lokalizacji zwarć doziemnych w liniach kablowych i kablowo-napowietrznych, a także zwrócono uwagę na moż- liwości zwiększenia funkcjonalności proponowanego zabezpieczenia o możliwość wykrywania nieprawidłowości połączeń żył powrotnych.
11
2. SIECI DYSTRYBUCYJNE ŚREDNIEGO NAPIĘCIA
2.1. Ogólna charakterystyka sieci dystrybucyjnych
Rys. 2.1. Ogólny schemat polskich sieci dystrybucyjnych
W polskich sieciach dystrybucyjnych, których ogólny schemat przedstawiono na rysunku 2.1 znajduje się wiele linii napowietrznych, co wynika głównie z zaszłości historycznych. Sza- cunkowy udział linii-napowietrznych w polskich sieciach dystrybucyjnych to około 75%, a ka- blowych 25%. Należy zwrócić uwagę, że odbiory przyłączone do sieci SN i nn zużywają 77%
energii elektrycznej i dlatego sieć dystrybucyjna ma duży wpływ na niezawodność zasilania odbiorców [73]. Chęć poprawy niezawodności działania sieci dystrybucyjnej oraz wzrost kosz- tów budowy linii napowietrznych ze względu na zaostrzenie wymagań norm PN-EN 50341 prowadzi do zwiększenia udziału linii kablowych. Często skablowane zostają odcinki, które wyprowadzają moc z GPZ ponieważ awaria w układzie wyprowadzania mocy wiąże się z prze- rwaniem dostaw energii dla wszystkich odbiorców zasilanych z pola liniowego stacji 110/15.
Skablowanie wykonuje się również w odcinkach leśnych ponieważ mimo regularnych zabie- gów polegających na podcince gałęzi drzew linie często ulegają awariom, co może dodatkowo stanowić zagrożenie pożarowe (palący się łuk może zapalić gałąź lub ściółkę) oraz porażeniowe podczas prowadzenia akcji gaśniczych [77]. Niestety zwiększenie udziału kabli elektroenerge- tycznych w sieci wiąże się z powstaniem szeregu problemów, do których zalicza się przykła- dowo wzrost prądów pojemnościowych.
Kultura techniczna w zakresie budowy linii kablowych ma bardzo duży wpływ na jej nie- zawodność i dlatego należy bezwzględnie przestrzegać wytycznych budowy linii kablowych [204]. Przed instalacją muf kablowych lub głowic należy przygotować powierzchnie kabli wy- korzystując specjalistyczne narzędzia [45]. W przypadku gdy linia kablowa przechodzi w linie napowietrzną pojawiają się dodatkowe problemy eksploatacyjne związane z instalacją ogra- niczników przepięć służących do ochrony kabli przed skutkami wyładowań atmosferycznych
12 [154]. Trasy kabli elektro energetycznych powinny być oznaczone taśmami ostrzegawczymi położonymi w wymaganej odległości nad kablem, co ma chronić kabel przed przypadkowym uszkodzeniem. Doświadczenia eksploatacyjne z różnych krajów pokazują jednak, że mimo oznaczania trasy kabli zdarzają się mechaniczne uszkodzenia kabli. Niezauważone lub niezgło- szone uszkodzenia powłoki przeradzają się w trwałe zwarcia. Przyczyną zwarcia może być za- burzenie rozkładu pola elektrycznego objawiającego się powstaniem wyładowań niezupełnych lub drzewienie izolacji spowodowane przez wnikającą wodę [168]. Przykładowe uszkodzenia mechaniczne zostały przedstawione na rysunku 2.2.
Rys. 2.2. Przykładowe uszkodzenia mechaniczne kabli SN [168]
Przykładowa zależność przedstawiająca częstotliwość awarii w funkcji wieku kabla oraz długości została przedstawiona na rysunku 2.3 a), z kolei na rysunku 2.3 b) przedstawiono prawdopodobieństwo wystąpienia przebicia izolacji na skutek wzrostu napięcia spowodowa- nego doziemieniem jednej fazy. Awaryjność linii kablowych zmienia się w czasie, przykła- dowo po intensywnym okresie zwarć doziemnych i związanych z nimi awariami następuje ograniczenie ilości awarii co tłumaczy się wymienieniem najsłabszych odcinków linii kablo- wych na nowe. Podczas oceny ryzyka awarii linii kablowej powinno się brać pod uwagę naj- słabszy odcinek linii kablowej [163]. Znaczna część awarii linii kablowych SN jest spowodo- wanych przepięciami sieciowymi. Do przepięć sieciowych zalicza się m. in. przepięcia ziem- nozwarciowe. Szczególnie niebezpieczne są zwarcia przerywane ponieważ na skutek efektu kumulacyjnego następuje obniżenie wytrzymałości izolacji (o 10 - 20 %) [165].
Rys. 2.3. a) Częstotliwość przerw w dostawie energii elektrycznej w liniach SN w funkcji roku eksploatacji dla 3 długości linii kablowych; gdzie romb oznacza linie o długości do 3600 m, trójkąt do
1800 m, a kwadrat do 800 m; b) Prawdopodobieństwo przebicia izolacji podczas pracy z doziemieniem w czasie do 2 h dla kabli wyprodukowanych w latach [121]
Duże znaczenie w analizie niezawodności sieci mają mufy kablowe. Mufy kablowe często ulegają uszkodzeniom na skutek przegrzania co jest szczególnie widoczne w krajach o ciepłym
13 klimacie np. we Włoszech, gdzie powszechne jest używanie klimatyzacji [173]. Ze względu na jednoczesny wzrost temperatury otoczenia oraz muf dochodzi do zwiększonej ilości awarii, co przedstawiono na rysunku 2.4.
Rys. 2.4. Awarie muf kablowych w latach 2010 – 2013 w poszczególnych miesiącach
Alternatywnym rozwiązaniem jest określanie stopnia zużycia kabli na podstawie cyklicz- nych pomiarów diagnostycznych. Na podstawie ilości udarów łączeniowych można oszacować wirtualny wiek izolacji, który można potem korelować ze wskaźnikiem awaryjności kabli.
Dzięki takiemu podejściu analiza niezawodności pracy sieci dawałaby precyzyjniejsze wyniki aniżeli analiza oparta o wartości średnie dotyczące wszystkich kabli z danej grupy np. z danego roku produkcji. Należy podkreślić, że istnieje wiele czynników powodujących starzenie kabli np. termiczne, elektryczne, mechaniczne oraz środowiskowe i w miarę możliwości czynniki te również powinny być brane pod uwagę podczas oszacowywania stanu kabli elektroenergetycz- nych [30]. W celu określania stopnia zużycia kabla należałoby brać pod uwagę wyniki różnych metod diagnostycznych, przy czym decydujące znaczenie miałaby metoda, która daje najgorsze rezultaty. Koncepcja jest często opisywana w literaturze w odniesieniu do transformatorów wy- sokich napięć i jest stosowana również dla kabli elektroenergetycznych [34].
2.2. Zjawiska ziemnozwarciowe
Sposób pracy punktu neutralnego ma duży wpływ na działanie całej sieci dystrybucyjnej zasilanej przez stacje 110/SN i kluczowe znaczenie dla wartości 𝑈 i 𝐼 występujących podczas zwarć doziemnych. W polskich sieciach dystrybucyjnych stosuje się następujące sposoby pracy punktu neutralnego: uziemienie przez rezystor, dławik, układ równoległy oraz punkt neutralny izolowany [104], [63]. Sposób pracy punktu neutralnego często wynika z zaszłości historycz- nych i dlatego w poszczególnych krajach można spotkać różne rozwiązania. W Finlandii popu- larny jest izolowany punkt neutralny, z kolei w USA gdzie sieć jest 4-przewodowa powszechnie stosowane jest uziemienie bezpośrednie. Ponadto do punktu neutralnego przyłącza się układy energoelektroniczne, których zadaniem jest dokładna kompensacja prądu zwarciowego [87].
W Niemczech popularne jest uziemienie punktu neutralnego przez cewkę Petersena [156]. Roz- wiązanie to jest popularne w wielu krajach, w tym w Polsce ponieważ dławik kompensuje po- jemnościowy prąd zwarciowy, co w wielu przypadkach prowadzi do wygaszenia łuku i w kon- sekwencji ogranicza konieczność wyłączania linii napowietrznych lub ciągów kablowo-napo- wietrznych. Oczywistą korzyścią, jest więc, poprawa niezawodności działania sieci. Uziemie- nie przez dławik wiąże się niestety z pojawieniem się dużej wartości napięcia zgodnie z krzywą
14 rezonansową, dużymi wartościami szczytowymi przepięć i długą odbudową napięcia po wy- stąpieniu zwarcia. W celu ograniczenia negatywnego wpływu wymienionych zjawisk równo- legle do dławika dołącza się rezystor, co ogranicza napięcie asymetrii naturalnej [10].
Przepięcia ziemnozwarciowe towarzyszące zwarciom 1f mogą doprowadzić do wystąpienia szczególnie niekorzystnego zwarcia – zwarcia 2 fazowego z ziemią podczas, którego prąd zwarcia osiąga dużą, niebezpieczną z punktu widzenia wytrzymałości termicznej wartość [56].
Prąd zwarcia jest niekorzystny ponieważ ze wzrostem amplitudy prądu zwarcia rośnie zagro- żenie porażeniowe oraz ryzyko uszkodzenia elementów sieci elektroenergetycznej. Ryzyko po- rażenia jest związane ze spadkiem napięcia w miejscu doziemienia. W celu ograniczenia spadku napięcia i związanej z tym różnicy potencjałów wywołujących prąd rażeniowy rezy- stancje uziemienia w sieci dystrybucyjnej muszą mieć możliwie małe wartości [26].
Zjawiska ziemnozwarciowe omawia się wykorzystując składowe zerowe napięć i prądów [81]. Składowe zerowe napięcia i prądu wyznacza się przy pomocy macierzy przekształcenia składowych symetrycznych. Wzór ( 2.1) opisuje składowe symetryczne prądu. Analogiczna macierz przekształcenia jest wykorzystywana do obliczania składowych symetrycznych napię- cia.
𝐼( ) 𝐼( ) 𝐼( )
=1 3
1 1 1
1 𝑎 𝑎
1 𝑎 𝑎
𝐼 𝐼 𝐼
( 2.1)
Gdzie: 𝑎 = 𝑒 °; 𝑎 = 𝑒 °
Fizyczną interpretacje składowej zerowej napięcia przedstawia wzór ( 2.2). W sieciach skompensowanych SN złożonych w dużej mierze z linii kablowych można zastosować uprosz- czenie polegające na pominięciu napięcia asymetrii 𝑈 . Uproszczenie jest uzasadnione ponie- waż w liniach kablowych asymetria pojemności doziemnej jest mała.
𝑈 = 𝐸
1 + 𝑅 𝜔𝐶 (𝑑 + 𝑗𝑠) ( 2.2)
Gdzie:
𝑑 − współczynnik tłumienienia sieci
𝑠 − współczynnik rozstrojenia kompensacji ziemnozwarciowej 𝑅 − rezystancja przejścia
𝐸 − napięcie źródłowe fazy doziemionej
Parametry zwarcia doziemnego opisuje się często w jednostkach względnych, poprzez wy- korzystanie współczynnika ziemnozwarciowego 𝛽
𝛽 =𝑈
𝐸 = 𝛽 ( 2.3)
Prąd zwarcia doziemnego opisuje wzór:
3𝐼 = 𝑈 𝜔𝐶 (𝑑 + 𝑗𝑠) ( 2.4)
Składowa zerowa prądu w liniach nieobjętych zwarciem doziemnym jest opisana wzorem:
15
𝐼 = −𝐼 𝛽 (𝑑 + 𝑗𝑎 ) ( 2.5)
Z kolei prąd w linii doziemionej opisuje wzór:
𝐼 = 𝐼 𝛽 (𝑑 + 𝑗𝑠) − 𝐼 𝛽 (𝑑 + 𝑗𝑎 ) ( 2.6)
𝑑 = 𝐶
𝜔𝐶
( 2.7) 𝑎 = 𝐺
𝜔𝐶
( 2.8)
Sama składowa zerowa prądu nie pozwala na jednoznaczne, pewne określenie, że w sieci wystąpiło doziemienie i dlatego stosowane są kryteria pomocnicze, z czego najlepiej sprawdza się admitancja opisana wzorem:
𝑌 =𝐼
𝑈 ( 2.9)
𝑌 = 𝐼
𝐸 (𝑚𝑑 − 𝑑 ) + 𝑗(𝑚𝑠 − 𝑎 ) ( 2.10)
Którą po uwzględnieniu = 𝜔𝐶 może być wyrażona jako:
𝑌 = 𝜔𝐶 (𝑚𝑑 − 𝑑 ) + 𝑗(𝑚𝑠 − 𝑎 ) ( 2.11)
Admitancje składowej zerowej przedstawia się na płaszczyźnie 𝐺 , 𝐵 . Położenie wektora mierzonej admitancji zależy od amplitud składowej zerowej napięcia i prądu oraz od kąta prze- sunięcia −𝜙 między 𝑈 i 𝐼 . W przypadku sieci skompensowanych w liniach doziemionych, kąt ten może ulegać dużym zmianą w zależności od współczynnika kompensacji ziemnozwar- ciowej, co przedstawiono na rysunku 2.5. Wartości zostały wyznaczone dla kilku wartości d0. Dodatkowo założono, że doziemiona została linia elektroenergetyczna opisana przez współ- czynnik 𝑎 = 0,2.
Rys. 2.5. Kąt φ w funkcji stopnia kompensacji ziemnozwarciowej [104].
16 2.3. Zabezpieczenia ziemnozwarciowe
Urządzenia automatyki zabezpieczeniowej działają w oparciu o wielkości kryterialne. W momencie gdy wielkości kryterialne znajdą się wewnątrz obszaru działania stworzonego przez charakterystykę wynikającą z wprowadzonych nastaw następuje zadziałanie zabezpieczenia.
Charakterystyki zabezpieczeń cyfrowych tworzone są przez komparatory i operatory logiczne (rys. 2.6). Teoretycznie charakterystyki zabezpieczeń cyfrowych mogą mieć dowolne kształty, ale ze względu na trudności z doborem nastaw i szybkość działania zabezpieczeń nie wykorzy- stuje się więcej niż kilku komparatorów [19].
Rys. 2.6. Charakterystyka zabezpieczenia YY0 [107]
Urządzenia automatyki zabezpieczeniowej są testowane pod kątem: [203]
- niezawodności - działanie jedynie w przypadku wykrycia awarii i brak działania w pozosta- łych sytuacjach,
- selektywności - wyłączenie możliwie małej ilości odbiorców w celu wyizolowania miejsca zwarcia,
- szybkości - skrócenie czasu awarii do niezbędnego minimum w celu ograniczenia odziaływa- nia na infrastrukturę elektroenergetyczną,
- czułości - zdolność wykrywania stanów zakłóceniowych przekraczających wartość progową.
W polskich sieciach dystrybucyjnych dużą popularność zdobyły ziemnozwarciowe zabez- pieczenia admitancyjne. Kryteria admitancyjne dzieli się na [105]:
kryteria admitancyjne Y0>,
kryterium konduktancyjne G0>,
kryterium susceptancyjne, B0>,
kryteria kierunkowe G0k i B0k
kryteria łączone YG0,
kryterium porównawczo-admitancyjne.
Oprócz konwencjonalnych zabezpieczeń ziemnozwarciowych można stosować zabezpie- czenia łukochronne, które pozwalają na bardzo szybkie wykrycie zwarć – w czasie kilku ms, co pozwala na ograniczenie ilości ciepła wydzielonego podczas zwarcia i zapobiega zniszcze-
17 niu infrastruktury [96]. Zabezpieczenia łukochronne stosuje się głównie w zakładach przemy- słowych, których awarie prowadzą do znacznych strat finansowych związanych z wstrzyma- niem produkcji oraz remontem [40].
Warunki do działania zabezpieczeń zmieniają się i dlatego zabezpieczenia powinny być do- stosowane do aktualnie panujących warunków. W zabezpieczeniach cyfrowych wykorzysty- wane są banki nastaw i systemy adaptacji nastaw, które mogą być aktywowane np. poprzez pojawienie się wysokiego stanu na wejściulogicznym zabezpieczenia [152], [62]. Do zmiany warunków działania zabezpieczeń może dojść na skutek operacji łączeniowych np. w przy- padku wyłączenia 1go z transformatorów w stacji 110/15 i połączenia 2 sekcji lub zmiany po- ziomu napięcia. Wartość składowej zerowej napięcia zależy z kolei od poziomu napięcia w sieci SN.
W celu eliminowania niepotrzebnych działań np. na skutek niedokładności działania zabez- pieczeń i kompensowania wpływu zmian warunków pracy zabezpieczeń stosuje się współczyn- niki korekcyjne. Przykładowo współczynnik bezpieczeństwa dla zabezpieczenia nadprądo- wego zwarciowego zaleca się przyjmować w zakresie 〈1,2; 1,6〉, przy czym mniejsze wartości są zalecane dla opóźnień czasowych rzędu 〈0,2; 0,3〉, a większe wartości dla krótkich zwłok czasowych rzędu 〈0,05; 0,1〉. Wartości zostały określone na podstawie doświadczeń empirycz- nych [61], [90]. Do wykrywania zwarć doziemnych w sieciach SN wykorzystuje się zabezpie- czenia przedstawione w tabeli 2.1 [60].
Tab. 2.1 Zabezpieczenia wykorzystywane w sieci SN
Rodzaj za- bezpieczenia
Sposób pracy punktu neutralnego Izolowany Sieć kompen-
sowana bez AWSCz
Sieć kompen- sowana z
AWSCz
Uziemiony przez rezy-
stor
Uziemiony przez układ ||
rezystor i dławik
U0> +++ +++ +++ +++ +++
Kierunkowe czynnomo-
cowe
- - +++ +++ +++
Kierunkowe biernomo-
cowe +++ - - - -
I0> ++ + + +++ +++
Y0> ++ + + +++ +++
G0> bezkie-
runkowe - - +++ +++ +++
G0> kierun-
kowe - - + + +
B0> kierun-
kowe +++ - - - -
RYY0> - - +++ - -
Pomimo wielu nowych rozwiązań wyrywania zwarć doziemnych, skuteczność zabezpieczeń ziemnozwarciowych nie zawsze jest zadowalająca i badania dotyczące poprawy skuteczności zabezpieczeń wciąż są aktualne [198]. Dotyczy to szczególnie zwarć wysokooporowych oraz zakłóceń, którym towarzyszy niestabilny, przerywany łuk elektryczny. Konieczne zatem i na- dal aktualne są badania zmierzające do opracowania kryteriów bardziej czułych, które będą mogły wesprzeć obecnie stosowane układy i poprawić efektywność wykrywania trudnych do
18 identyfikacji zwarć doziemnych w sieci SN. Wyniki prac badawczych wskazują na możliwości wykorzystania w tym celu informacji pozyskiwanych z sygnałów rejestrowanych w żyłach po- wrotnych kabli pracujących powszechnie w liniach dystrybucyjnych sieci SN.
Opracowane kryteria zabezpieczeniowe muszą działać prawidłowo w nowoczesnych sie- ciach dystrybucyjnych typu smart grid. Sieć smart grid w odróżnieniu od konwencjonalnych sieci promieniowych jest siecią, w której znajdują się dodatkowe elementy takie jak [124]:
- źródła lokalne, przez które moc może przepływać w różnych kierunkach, - urządzenia umożliwiające interakcje z użytkownikami np. smart liczniki, - nowoczesne rozwiązania technologiczne jak np. samochody elektryczne,
- zdalnie sterowane łączniki zainstalowane w głębi sieci wraz z automatyką zabezpieczeniową, dzięki którym sieci posiadają zdolność samo naprawy (self-healing), polegającą na automatycz- nym znalezieniu i wyizolowaniu uszkodzonego odcinka,
- baterie magazynujące energie elektryczną,
- systemy komputerowe wspomagające prace sieci np. zarządzania siecią dystrybucyjną (DMS), zarządzania popytem (DSM) lub dynamicznej obciążalności linii (DLR) [27]
Stosowanie automatyki w głębi sieci umożliwiającej sekcjonowanie sieci przyczynia się do poprawy wskaźników niezawodności, niestety ze względu na duży koszt instalacji – 75 tys.
(dane za rok 2011/2012) wyłączników w głębi sieci (recloserów) nie jest możliwe zainstalowa- nie dużej ilości recloserów [89]. Specjalnej uwagi wymaga rozmieszczenie recloserów w sieci [164]. Instalacja recloserów w sieci znacznie komplikuje sposób doboru nastaw i zwiększa ry- zyko błędnego - nieselektywnego zadziałania. Działanie EAZ powinno być weryfikowane po- przez wykonywanie testów w programach symulacyjnych lub dedykowanych modelach do te- stowania automatyki wykrywania i izolowania awarii (FDIR) uwzględniających również ko- munikacje między urządzeniami [43]. W ostatnich latach opracowano tzw. Reclosery ziemno- zwarciowe – rozłączniki mogące wyłączać prądy zwarć doziemnych, które zgodnie ze statysty- kami stanowią około 80% zwarć w sieci SN [108]. Reclosery ziemnozwarciowe nie mogą wy- łączać prądów zwarć międzyfazowych, ale pozwalają na rekonfiguracje sieci po wyłączeniu głównego pola wyłącznika zasilającego ciąg odbiorczy (GPZ). Wyłączalny prąd zwarcia do- ziemnego jest zdecydowanie mniejszy niż wyłączalny prąd obciążenia, za co odpowiadają nie- korzystne warunki wywołane przez przesunięcie fazowe [93].
2.4. Uziomy
Zgodnie z definicją, uziomem nazywa się część przewodzącą, która może być umieszczona w specyficznym ośrodku przewodzącym, np. betonie lub koksie, w elektrycznym styku z zie- mią [38]. Uziomy są wykonane z elementów poziomych, pionowych oraz łączących. Uziomy dzieli się na robocze i ochronne [172]. Uziemienie robocze zapewnia odpowiednie działanie instalacji elektrycznych i urządzeń, a uziemienie ochronne chroni przed porażeniem ludzi i zwierząt. Uziemienie robocze tworzy się łącząc punkt elektryczny np. neutralny z instalacją uziemiającą. Uziemienie robocze ma na celu:
ochronę przed przeniesieniem potencjału z górnej strony transformatora do dolnej,
ochronę przed nadmiernym potencjałem w przewodzie PE i PEN w idealnym przypadku do potencjału ziemi tj. 0,
stworzenie warunków do działania zabezpieczeń.
Uziemienie ochronne wykonuje się poprzez metaliczne połączenia nieaktywnych części przewodzących z uziomem. Dopuszczalne rezystancja uziemienia ochronnego jest opisana wzorem:
𝑅 ≤𝑈
𝐼 ( 2.12 )
gdzie:
19 𝑈 − najwyższe długotrwale dopuszczalne napięcie dotykowe
𝐼 − prąd powodujący samoczynne wyłączenie
Kable w izolacji XLPE są uziemiane punktowo w miejscach instalacji stacji transformato- rowych SN/nn, GPZ, złącz kablowych oraz w miejscach zmiany rodzaju linii. Głównym para- metrem uziomów jest rezystancja, do badania której wykorzystuje się mierniki rezystancji uzio- mów [166]. Rezystancja uziomu wykonanego z rury ¾ cala o długości 3 stóp w kamienistej, glinianej glebie zmienia się w przedziale około 42 do 77 Ω. Duży wpływ na zmienność rezy- stancji ma długość głębokość uziomu i w przypadku tej samej rury o długości 10- stop rezy- stancja zmienia się w zakresie około 37 do 58 Ω [129]. Dodatkowo rezystancja uziomów i zmienność rezystancji zależy od układu przestrzennego uziomu oraz materiałów z których wy- konano uziom, a także stanu skorodowania uziomu [205]. Do oszacowania wartości rezystancji uziomów można więc wykorzystać informacje pogodowe z Internetu, stacji pogodowych lub czujników wilgotności należących do OSD.
Optymalna z ekonomicznego punktu widzenia głębokość zakopania uziomów zależy od rezystywności gruntu – im mniejsza rezystywność gruntu tym płycej można zakopać uziom – tabela 2.2 [161]. W przypadku linii napowietrznych o głębokości zakopania uziomów decyduje głębokość penetracji gruntu przez maszyny rolne i związane z tym ryzyko uszkodzenia uziomu [154].
Tab. 2.2 Głębokość zakopania uziomów
Nr Rezystywność gruntu Ωm Ekonomiczna głębokość zakopania uziomów [m]
1 50-100 0,5
2 100-400 1,0
3 400-1000 1,5
W sieciach wysokiego i najwyższego napięcia (WN i NN) podczas rozpatrywania parame- trów uziomu uwzględnia się również reaktancje [4], natomiast w sieciach średniego i niskiego napięcia uwzględnia się jedynie rezystancje uziomu. Metody budowy i pomiarów parametrów uziomów zostały przedstawione w [68], [71]. Rezystywność gruntu zmienia się w szerokim zakresie, co wpływa na rezystancje uziomu [3]. Typowe rezystywności różnych rodzajów gruntu przedstawiono w tabeli 2.3. Podczas przepływu prądu zwarcia przepływającego przez uziom o określonej rezystancji na instalacji uziemiającej, zgodnie z prawem Ohma, pojawia się napięcie. Im więcej prądu przepływa przez uziom żył powrotnych kabla, tym większe spodzie- wane napięcie dotykowe oraz krokowe pojawia się na uziomie [6]. W przypadku sieci z punk- tem neutralnym uziemionym przez rezystor konieczne jest szybkie wyłączanie zwarć ponieważ stosunkowo duża wartość prądu zwarciowego przepływającego przez uziom przekłada się na duże spodziewane napięcie dotykowe, a w przypadku sieci kompensowanych cechujących się małym prądem, z punktu widzenia ochrony porażeniowej, możliwe jest wydłużanie czasu trwa- nia zwarć – nawet do kilku sekund. W przypadku gdy napięcie dotykowe przekracza dopusz- czalne wartości należy zastosować dodatkowe środki ochrony porażeniowej, do których zalicza się np. uziomy otokowe [37]. Struktura przestrzenna uziomów ma duży wpływ na prąd raże- niowy przepływający przez ciało człowieka. Obecnie trwają starania mające na celu ustanda- ryzowania struktur przestrzennych uziomów, co pozwala osiągnąć optimum techniczno – eko- nomiczne [206]. W celu ograniczenia zagrożenia porażeniowego można:
ograniczyć prąd zwarcia doziemnego,
zmniejszyć rezystancje uziomów,
stosować dodatkowe środki ochrony porażeniowej,
skrócić czas nastaw zabezpieczeń,
zmniejszyć współczynnik redukcyjny uziomów SN/nn.
20 Ograniczenie prądu zwarcia jest trudne ponieważ sieci el-en się rozrastają, co przekłada się na wzrost prądu pojemnościowego, który w sieciach uziemionych przez rezystor nie jest kom- pensowany. Zmiana sposobu pracy punktu neutralnego jest bardzo trudna ponieważ wymusza konieczność dostosowania nastaw zabezpieczeń, co mimo zautomatyzowania przez programy komputerowe wciąż jest czaso i kosztochłonne [132]. Skrócenie czasu nastaw jest możliwe w przypadku ciągów odbiorczych, w których nie ma dodatkowych zabezpieczeń w głębi sieci. W przypadku obecności dodatkowych zabezpieczeń w głębi sieci sytuacja się komplikuje ponie- waż konieczne jest stopniowanie czasowe między poszczególnymi zabezpieczeniami w celu zachowania pewności, że działanie zabezpieczeń będzie selektywne. Sugerowane jest wydłu- żanie czasu działania zabezpieczeń o 0,3 s dla każdego dodatkowego zabezpieczenia [59].
Ostatnia z wymienionych metod jest związana ze zwiększaniem przekroju żył powrotnych, co jest nieefektywne ekonomicznie i w praktyce rozwiązanie nie jest stosowane. Rozważania teo- retyczne przeprowadzone w Serbii wskazały, że w aglomeracjach miejskich z punktu widzenia ochrony porażeniowej można zmniejszyć przekroje żył powrotnych do przekroju 10 mm2 [148].
Tab. 2.3 Rezystywność gruntu wg PN-EN 50522:2011 [209]
Rodzaj gruntu Rezystywność gruntu [Ωm]
Grunt bagienny 5-40
Ił, glina, czarnoziem 20-200
piasek 200-2500
żwir 2000-3000
Zwietrzałe skały <1000
Piaskowiec 2000-3000
Morena >30000
Granit >50000
Należy podkreślić, że istnieją osobne wymagania dla uziomów stacji transformatorowych, złącz kablowych oraz osobne dla linii napowietrznych, a ponadto różne w różnych spółkach dystrybucyjnych oraz regionach spółek dystrybucyjnych przykładowo – w gdańskim oddziale Energa operator rezystancje stacji SN/nn powinny wynosić 1,25 lub 2,5 Ω w zależności od prądu uziomowego stacji, a w spółce Tauron przyjmuje się, że wypadkowa wartość rezystancji uziomu stacji oraz przyłączonych przewodów PEN powinna być mniejsza niż 2,78 Ω [175], [39]. W przypadku linii napowietrznych uziomy instaluje się w miejscach gdzie jest realne za- grożenie porażeniowe tzn. w miejscach, w których przebywają ludzie np. w na terenach miej- skich, w pobliżu dworców itp. oraz w miejscach gdzie zainstalowane są urządzenia zapewnia- jące ochronę przepięciową np. odgromniki w linii napowietrznej [147], [193].
Uziomy stacji transformatorowych SN są połączone z uziomami fundamentowymi poprzez przewód PEN, który jest wielokrotnie uziemiany w związku z czym powstaje zespolona insta- lacja uziemiająca [175]. Zgodnie z definicją uziomy fundamentowe stanowią elementy meta- lowe zalane betonem w fundamencie budowli, mającym niezawodną styczność elektryczną z otaczającym gruntem. Uziomy fundamentowe cechuje duża trwałość, mała zmienność rezy- stancji oraz stosunkowo niskie koszty wykonania ponieważ nie są wymagane specjalne wykopy [137].
2.5. Wykrywanie i lokalizacja zwarć w liniach elektroenergetycznych
Wykrywanie i lokalizacja uszkodzeń ma kluczowe znaczenie dla poprawy wskaźników nie- zawodności dostaw energii kontrolowanych przez Urząd Regulacji Energetyki [185]. Jednym ze sposobów na szybkie przywrócenie zasilania po wystąpieniu zwarcia w klasycznych sieciach
21 elektroenergetycznych jest stosowanie automatyki samoczynnego ponownego załączenia (SPZ). Działanie automatyki polega na rozpoznaniu, że wyłącznik został otwarty na skutek pobudzenia automatyki zabezpieczeniowej linii i zamknięciu wyłącznika po określonym cza- sie. Opóźnienie czasowe, po którym zamyka się wyłącznik wynika z analiz dotyczących praw- dopodobieństwa zgaszenia łuku lub stanu cieplnego linii elektroenergetycznych [60]. Układy SPZ bardzo dobrze sprawdzają się w liniach napowietrznych. Przedstawione zagadnienie ma duże znaczenie ponieważ zwarcia doziemne stanowią około 70-80 % wszystkich zwarć w sie- ciach dystrybucyjnych, przykładowo w Portugali 72% [42]. W liniach kablowych występuje kilka zwarć/100 km w ciągu roku, a w liniach napowietrznych około 20 zwarć/100 km [199].
Około 75-90% zwarć w sieciach dystrybucyjnych to zwarcia tymczasowe – samoczynnie zani- kające [16]. Zwarcia przemijające zazwyczaj nie są analizowane przez obsługę sieci dystrybu- cyjnych. Niemniej jednak duża ilość zwarć przemijających może prowadzić do osłabienia izo- lacji na skutek towarzyszących tym zwarciom stanom przejściowym np. przepięciom ziemno- zwarciowym i do trwałej awarii. Stosowanie układów SPZ w liniach kablowo-napowietrznych jest trudniejsze ze względu na większe ryzyko termicznego uszkodzenia kabla, ale powszechnie stosowane w polskich sieciach dystrybucyjnych. Zasadniczym problemem wynikającym ze sto- sowania SPZ w liniach kablowych jest generowanie naprężeń na izolacje w przypadku gdy linia zostanie załączona na zwarcie [115]. Naprężenia te wpływają niekorzystnie na starzenie linii i urządzeń elektroenergetycznych i jeżeli występują często mogą prowadzić do przedwcze- snej i kosztownej awarii. Ograniczenie niepotrzebnego – z założenia nieskutecznego SPZ ogra- nicza przepięcia oraz naprężenia termiczno-mechaniczne, które prowadzą do oksydacji po- wierzchni połączeń oraz powstawania wyładowań niezupełnych [127] Rozróżnianie rodzaju linii, w której wystąpiło zwarcie pozwala więc na ograniczenia efektu starzeniowego poprzez ograniczenie ilości zbędnych – skazanych na niepowodzenie prób załączenia na zwarcie w li- niach kablowych. Naprężenia termiczno-mechaniczne wynikające ze stosowania nieudanego SPZ mogą być ograniczone dzięki zastosowaniu łączników typu PulseCloser [153], niemniej jednak metoda nie eliminuje problemu przepięć w przypadku nieudanego SPZ i dlatego wska- zane jest stosowanie proponowanych rozwiązań. Rozróżnianie rodzaju linii objętej zwarciem jest istotnym elementem poprawy niezawodności działania sieci dystrybucyjnych ponieważ znacząco przyspiesza czas usuwania awarii, a także daje możliwość blokowania działania au- tomatyki SPZ w przypadku wykrycia trwałego zwarcia w kablu elektroenergetycznym.
Rozróżnianie rodzaju linii pojawia się w literaturze głównie w kontekście linii przesyło- wych i wykorzystania zabezpieczeń odległościowych [54]. Wyjątkiem jest zabezpieczenie od- ległościowe SIPROTEC 7SA6 dedykowane do sieci dystrybucyjnych, które na podstawie mie- rzonej impedancji rozpoznaje czy linia jest linią kablową czy napowietrzną. Zabezpieczenie nie zdobyło popularności, za co może odpowiadać wysoki koszt oraz obszar niepewności rozróż- niania rodzaju linii objętej zwarciem na granicy linii kablowej i napowietrznej, a także bardzo ograniczona skuteczność w przypadku zwarć doziemnych [162]. Inną ważną korzyścią wyni- kającą z identyfikacji rodzaju linii objętej zwarciem jest skrócenie czasu usuwania awarii po- przez ograniczenie obszaru poszukiwań miejsca objętego zwarciem oraz możliwość wznowie- nia zasilania odbiorców zasilanych fragmentów sieci nieobjętych zwarciem doziemnym. Na potrzeby identyfikacji linii, w której wystąpiło zwarcie można instalować wskaźniki przepływu prądu zwarciowego, ale niestety często wiąże się to z dużym kosztami ze względu na dużą ilość odgałęzień i duże długości ciągów zasilających odbiorców (kilkadziesiąt kilometrów). Miejsce instalacji recloserów musi uwzględniać również możliwości późniejszego doboru nastaw i w praktyce nie zawsze jest możliwe instalowanie recloserów na zakończeniach linii kablowych.
Określanie rodzaju linii można traktować jako wstępne określenie obszaru objętego zwarciem.
Po wyłączeniu uszkodzonego fragmentu konieczne jest określenie konkretnej lokalizacji awarii w celu jej usunięcia. Do precyzyjnego określenia miejsca awarii wykorzystuje się metody im- pedancyjne, metody związane z falami wędrownymi oraz systemy eksperckie [44]. Przykładem
22 wykorzystania fal wędrownych jest metoda wykorzystującą odbicia fal [78]. W metodzie tej porównuje się momenty narastania prądów w różnych lokalizacjach i na podstawie różnicy czasu rozpoczęcia narastania prądów wyznacza się miejsce awarii. Przedstawiona metoda po- zwala na precyzyjne oszacowanie miejsca awarii, ale wiąże się z koniecznością instalacji wy- sokiej klasy mierników z funkcją synchronizacji pomiarów i prawdopodobnie dlatego jej sto- sowanie ogranicza się do długich linii wysokiego napięcia. Szybka i pewna lokalizacja zwarć jest ważna zarówno dla sieci elektroenergetyki zawodowej jak również kolejowej i przemysło- wej [23]. Mimo dużej ilości algorytmów lokalizacji zwarć przedstawionych w literaturze w praktyce eksploatacyjnej wykorzystywane są głównie 2 rozwiązania – wskaźniki przepływu prądu zwarciowego oraz zabezpieczenia odległościowe [65], [184]. Skuteczność działania za- bezpieczeń odległościowych w sieciach dystrybucyjnych w przypadku zwarć doziemnych jest mocno ograniczona, w publikacji [201] stwierdzono, że za sukces przyjmuje się określenie 1/3 linii, która może być objęta zwarciem doziemnym. Przykładowa charakterystyka zabezpiecze- nia odległościowego wraz z impedancją ciągów odbiorczych została przedstawiona na rysunku 2.7.
Rys. 2.7. Charakterystyka zabezpieczenia odległościowego
Stosowanie zabezpieczeń odległościowych w sieciach dystrybucyjnych wiąże się z licznymi problemami np. trudnościami w określeniu parametru 𝑘 , opisanego wzorem ( 2.13) i potrzeb- nego do prawidłowego obliczania impedancji podczas zwarć doziemnych [1], [182]. Na dzia- łanie zabezpieczeń odległościowych wpływają również takie parametry jak obciążenie przed wystąpieniem zwarcia, rezystancja przejścia, obecność dodatkowych źródeł i inne [183]. Ze względu na liczne parametry wpływające na mierzoną impedancje istnieje duży zakres niepew- ności pomiaru impedancji, a wyznaczona odległość do miejsca zwarcia jest jedynie przybliżoną wartością.
𝑘 =1 3
𝑍
𝑍 − 1 = 1 3
𝑍 − 𝑍 𝑍
( 2.13) Gdzie:
𝑍 – impedancja dla składowej zerowej, 𝑍 – impedancja dla składowej zgodnej.
Kolejną alternatywą lokalizowania zwarć jest wykorzystanie pomiaru przesunięcia między składowymi przejściowymi prądów zwarć zarejestrowanych w różnych miejscach [78]. Metoda została opracowana dla linii kablowych i konieczne jest rozwinięcie metody dla linii kablowo- napowietrznych. Zasadniczą wadą przedstawionej metody jest konieczność rejestracji sygnału z bardzo dużą szybkością (MHz), co przekłada się na drogie urządzenia pomiarowe. Ponadto występują problemy z automatyzacją rozwiązania i wymagana jest interpretacja wyników przez człowieka. Podobna metoda - metoda pomiaru fal wędrownych w 2 miejscach wykorzystuje dodatkowo metody przetwarzania sygnału – Teager Energy operator do określania momentu pojawienia się fal wędrownych oraz transformatę falkowa i Hilberta-Huanga do wykrywania
23 stanów przejściowych [18]. Inną metodą rozróżniania rozróżniania rodzaju linii objętej zwar- ciem doziemnym jest instalacja przyrządów pomiarowych na trasie linii kablowej np. sensorów wyładowań niezupełnych w mufach kablowych [150], natomiast wiąże się to z dużym wzro- stem nakładów inwestycyjnych oraz problemami eksploatacyjnymi. Kolejnym przykładem techniki lokalizacji zwarć jest metoda - Optimisation algorithm for Earth fault Location. Me- toda może być stosowana w sieciach izolowanych oraz kompensowanych. Niestety skuteczność działania metody zależy od rezystancji przejścia w miejscu zwarcia oraz obecności źródeł lo- kalnych. Skuteczność identyfikowania uszkodzonych ciągów waha się w granicach około 80 do 95%. [97]. Oprócz wymienionych metod do lokalizacji zwarć wykorzystywane są również metody działające w oparciu o wyższe harmoniczne np. Zon, Volna, ZVN, YC3 i inne [99] lub składowe symetryczne np. składową przeciwną prądów [46].
Prawdopodobnie największą popularność w sieciach dystrybucyjnych zyskały wskaźniki przepływu prądu zwarciowego, które wskazują obszary objęte zwarciem jako obszary pomię- dzy wskaźnikami przepływu prądu zwarciowego. Do zasadniczych wad wskaźników prze- pływu prądu zwarciowego zalicza się ograniczenia techniczne w zakresie doboru nastaw i wy- boru optymalnych miejsc instalacji wskaźników przepływu prądu zwarciowego, a także pro- blemy eksploatacyjne związane z instalacją i przeglądami aparatury w głębi sieci [24], [142].
Skuteczność lokalizacji zwarć można znacząco zwiększyć wykorzystując zaawansowane sys- temy przetwarzania sygnału np. analizę falkową i korelacje rozpoznanych przyczyn zwarć z informacjami zawartymi w systemie informacji przestrzennej - GIS. Przykładowo można stwierdzić, że zwarcie zostało wywołane przez kontakt z drzewem [24]. W przypadku zazna- czenia drzew na trasie linii napowietrznej w systemie GIS można znacząco ograniczyć obszar poszukiwań miejsca doziemienia. Innym przykładem korelacji jest analiza informacji na temat zapadów napięcia w celu identyfikacji przyczyn zakłóceń i lokalizacji zakłóceń [5], [187]. Wy- mienione metody lokalizacji wykorzystują pomiar wielkości elektrycznych w żyłach robo- czych.
Automatyczna lokalizacja uszkodzeń znacznie przyspiesza czas usuwania awarii. W przy- padku braku automatyzacji upływa około 5 - 10 minut na przyjęcie zgłoszeń od odbiorców o awarii. Następnie mija około 15-30 minut (lub więcej) na dojazd do miejsca uszkodzenia, po czym około 15-20 minut na znalezienie uszkodzenia i kolejne 10-15 minut na wykonanie ope- racji łączeniowych [186]. Efektywne lokalizowanie awarii ma coraz większe znaczenie dla spó- łek dystrybucyjnych ponieważ URE zaostrza przepisy związane z niezawodnością dostaw ener- gii elektrycznej – zmniejszenie SAIDI i SAIFI o 50 % do 2020 oraz jakością energii elektrycz- nej [88]. Należy zwrócić uwagę, że w innych krajach europejskich wymagania w zakresie nie- zawodności dostaw energii elektrycznej są zdecydowanie bardziej rygorystyczne – przykła- dowo w ramach rekompensaty za przerwę w zasilaniu trwająca od 12 do 24 godzin odbiorca jest zwolniony z zapłaty 12,5% wartości rocznych rachunków [44].
Oprócz urządzeń pomiarowych do monitorowania linii kablowych konieczne jest wykorzy- stanie urządzeń mobilnych służących do wskazywania dokładnego miejsca awarii [130]. Sche- mat łączeniowy lokalizatora przedstawiono na rysunku 2.8. Jak widać, w celu określenia miesca uszkodzenia konieczne jest wyłączenie kabla spod napięcia. Sam montaż lokalizatora jest sto- sunkowo prosty. Trudnością jest natomiast wybór uszkodzonego odcinka linii kablowej i dla- tego duże znaczenie ma opracowywanie kryteriów lokalizacji uszkodzeń w linii kablowej.
24 Rys. 2.8. Schemat łączeniowy lokalizatora uszkodzeń powłok kabli typu MFM 10-1 Mobile
3. LINIE KABLOWE W SIECIACH DYSTRYBUCYJNYCH ŚREDNICH NAPIĘĆ
3.1. Wprowadzenie
Na przestrzeni lat konstrukcja kabli elektroenergetycznych była wielokrotnie zmieniana, niemniej jednak wszystkie kable elektroenergetyczne pracujące na napięciu powyżej 1,8/3 kV muszą posiadać żyły powrotne, co wynika z wymagań stawianych przez normę [66]. Głównym celem żyły powrotnej jest wyrównywanie rozkładu pola elektrycznego oraz zapewnianie ni- skoimpedancyjnej drogi powrotu prądu ziemnozwarciowego. Same żyły powrotne mogą mieć różną konstrukcję i mogą być uziemione w różny sposób [170]. Przykładowe parametry opisu- jące typowy kabel SN przedstawiono w tabeli 3.1 [126].
Tab. 3.1 Parametry kabla elektroenergetycznego
Przekrój żyły roboczej 150 mm2 Promień przewodnika 7,1 mm Grubość wewnętrznej
warstwy semicon
0,7 mm ε dla wewnętrznej war- stwy semicon
1000
Grubość izolacji 5,5 mm ε izolacji 2,3
Grubość zewnętrznej warstwy semicon
0,5 mm ε dla zewnętrznej war- stwy semicon
1000 Rezystancja zewnętrz-
nej warstwy semicon
10 Ωm Rezystancja wewnętrz-
nej warstwy semicon
10 Ωm
Tan δ izolacji 2 ∙ 10 Rozdzaj izolacji EPR
Przekrój żyły powrot- nej
25 mm2 Rodzaj żyły powrotnej druty
Grubość powłoki 2 mm ε powłoki 5
Materiał powłoki PVC Rezystywność gruntu 100 Ωm Sposób ułożenia trójkąt Głębokość zakopania
Kable średniego napięcia dzieli się na kable 3 oraz 1 żyłowe. Rodzaje kabli elektroenerge- tycznych zostały przedstawione na rysunku 3.1. Kable 3 żyłowe spotykane w polskich sieciach dystrybucyjnych są zazwyczaj kablami starego typu – z izolacją papierowo – olejową i odizo- lowaną żyłą powrotną wykonaną ze stopu ołowiu [177]. W niektórych krajach na świecie wy- korzystywane są również kable 3 żyłowe z izolacją XLPE [158]. W zdecydowanej większości krajów wykorzystuje się natomiast kable 1 żyłowe, które są zdecydowanie łatwiejsze w ukła- daniu oraz transporcie, co przekłada się na dostępność dłuższych odcinków fabrycznych nie- wymagających częstego instalowania muf kablowych.
25 Rys. 3.1. Klasyfikacja kabli elektroenergetycznych SN w zależności od rodzaju żyły powrotnej Najczęściej występujące konstrukcje żył powrotnych kabli elektroenergetycznych można podzielić na:
oplot z drutów z taśmą łączącą poszczególne druty,
oplot z taśmą w kablach 3 żyłowych,
ołowiane w kablach starzej generacji.
Żyła powrotna może być 1 lub 2 warstwowa, a dodatkowo kabel może być wyposażony w pancerz. Pancerz zapewnia odpowiednią wytrzymałość mechaniczną i jest stosowany np. w przypadku układania kabli w miejscach szkód górniczych [176]. Konstrukcje kabli elektroe- nergetycznych są regularnie weryfikowane, co ma na celu dostosowanie konstrukcji do warun- ków pracy z wykorzystaniem nowych technologii lub materiałów. Porównanie różnych rodza- jów żył powrotnych przedstawiono w tabeli 3.2. W Polsce korzysta się z żył powrotnych wy- konanych z miedzianych drutów oraz taśmy, która zapewnia równomierny przepływ prądu po- szczególnymi drutami [57]. We Francji wykorzystuje się żyły powrotne wykonane z aluminio- wej folii [180]. Aluminium ma mniejszą przewodność niż miedź, przez, co przekrój poprzeczny musi być większy niż przekrój poprzeczny miedzi o tej samej rezystancji. W konsekwencji wymiary zewnętrzne kabla są większe, natomiast masa kabla jest mniejsza ponieważ alumi- nium o tej samej przewodności elektrycznej, co miedź jest lżejsze [200]. Mniejsza waga kabla pozwala na wykonywanie kabli o większej długości ponieważ ograniczeniem jest wytrzyma- łość kabla na rozciąganie podczas układania [70].
W starszych liniach kablowych SN przeważnie stosowano przekrój żyły powrotnej 50 mm2 [143]. W obecnie projektowanych kablach przekrój żyły powrotnej jest zależny od mocy zwar- ciowej sieci i wynosi: 16 mm2 dla mocy zwarciowej <70 MVA, 25mm2 dla mocy zwarciowej
<110 MVA, 35 mm2 dla mocy zwarciowej <150 MVA oraz 50 mm2 dla mocy zwarciowej <220 MVA (przy założeniu że zwarcie 2 fazowe jest wyłączane w czasie <1,5s). Zmniejszenie prze- kroju żył powrotnych wynika z chęci ograniczenia kosztów budowy linii kablowej oraz strat w przesyle energii.
Tab. 3.2. Porównanie różnych rodzajów żył powrotnych [139]
26 Rodzaj Powłoka ze stopu oło-
wiu
Żyła powrotna z mie- dzianych drutów
Aluminiowa żyła po- wrotna spawana wzdłużnie
Zalety wodoodporność
wysoka rezystancja, która ogranicza straty odporność na korozje
lekka i efektywna eko- nomicznie
wysoka zdolność prze- wodzenia prądów zwarć
lekka
wysoka zdolność prze- wodzenia prądów zwarć doziemnych nieprzepuszczalna dla wilgoci
Wady drogie i ciężkie
ołów jest toksycznym metalem, którego uży- wanie zostało ograni- czone przez europejskie dyrektywy
ograniczona przewod- ność dla prądów zwar- cia doziemnego
wysokie straty energii wysokie straty prze- syłu energii
większe straty genero- wane przez prądy wi- rowe
Do nowych konstrukcji kabli zalicza się np. kabel AHXCMK-WTC/PE 20 kV oraz AHXAMK-W 20 kV (dół) przedstawione na rysunku 3.2 [151]. Nowe konstrukcje kabli ce- chują mniejsze straty energii niż w przypadku klasycznych kabli 1 żyłowych. Żyła powrotna kabla AHXAMK-W jest wykonana z materiału półprzewodzącego, co zapewnia wyrównanie rozkładu pola elektrycznego. W konstrukcji kabla zrezygnowano natomiast z klasycznej żyły powrotnej i zastąpiono ją centralnie umieszczoną miedzianą linką. Centralne umieszczenie gwarantuje minimalne straty energii ponieważ pola magnetyczne z 3 kabli 1 żyłowych prak- tycznie się znoszą.
Rys. 3.2. Nowoczesne konstrukcje kabli SN [151]
3.2. Budowa kabli SN i warunki pracy żył powrotnych
Żyły powrotne kabli są łączone zgodnie z wymaganiami określonymi w standardzie IEEE [69]. Wyróżnia się następujące klasyczne sposoby łączenia żył powrotnych kabli elektroener- getycznych:
uziemienie 2 stronne,
uziemienie 1 stronne,
cross-bonding [76].
Układ z krzyżowaniem żył powrotnych tak zwany cross-bonding (CB) polega na podziele- niu kabla na 3 odcinki lub ilość odcinków będących wielokrotnością 3, co pozwala na ograni- czanie strat energii w żyłach powrotnych poprzez sumowanie prądów przesuniętych o 120°, które w idealnej sytuacji prowadzi do zredukowania prądów do 0 [76]. Niestety literatura nie podaje informacji na temat skuteczności ograniczania strat w przypadku gdy prądy są silnie odkształcone. Zasadniczym problemem związanym ze stosowaniem linii z cross bondingiem jest konieczność wykorzystania muf cross-bondingowych, które niestety mogą zwiększać prawdopodobieństwo wystąpienia awarii oraz utrudniają lokalizacje uszkodzeń linii kablowej
