Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

219
Lucrare editata în cadrul programului JEP 09737 cu sprijinul financiar al EC TEMPUS IMPLEMENTAREA ECHIPAMENTELOR DIGITALE DE PROTECTIE SI COMANDA PENTRU RETELE ELECTRICE ALEXANDRU VASILIEVICI STELIAN GAL FLORIN BALASIU TRAIAN FAGARASAN EDITURA TEHNICA

description

Energetica

Transcript of Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

Page 1: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

Lucrare editata în cadrul programuluiJEP 09737 cu sprijinul financiar al

EC TEMPUS

IMPLEMENTAREA ECHIPAMENTELORDIGITALE DE PROTECTIE SICOMANDA PENTRU RETELE

ELECTRICE

ALEXANDRU VASILIEVICI

STELIAN GAL

FLORIN BALASIU

TRAIAN FAGARASAN

EDITURA TEHNICA

Page 2: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

CUPRINS

1. INTRODUCERE 1

2. DEFECTE SI REGIMURI ANORMALE ÎN RETELE DE ÎNALTA TENSIUNE 32.1. Scurtcircuitul monofazat 32.2. Scurtcircuitul bifazat izolat 52.3. Scurtcircuitul bifazat la pamânt 52.4. Scurtcircuitul trifazat 62.5. Întreruperea unei faze 6

2.5.1. Întreruperea fazei R 72.5.2. Întreruperea fazelor S si T 9

3. DEFECTE SI REGIMURI ANORMALE ÎN RETELE DE MEDIE TENSIUNE 113.1. Punerea la pamânt în retele cu neutrul izolat sau tratat prin bobina de stingere 113.2. Dubla punere la pamânt în retele de medie tensiune cu neutrul compensat 173.3. Calculul tensiunilor de pas si de atingere la duble puneri la pamânt in retele

cu neutrul compensat 203.4. Scurtcircuitul trifazat în retele de medie tensiune 223.5. Scurtcircuit bifazat în retele de medie tensiune 233.6. Defecte faza – pamânt în retele de medie tensiune cu neutrul tratat prin rezistenta 253.7. Defecte faza – pamânt în retele de medie tensiune cu neutrul tratat combinat 28

4. SESIZAREA DEFECTELOR ÎN RETELE DE ÎNALTA TENSIUNE 334.1. Detectia scurtcircuitelor bifazate si trifazate; 33

4.1.1. Protectia maximala de curent nedirectionata; 334.1.2. Protectia maximala de curent directionata 344.1.3. Protectia de distanta 35

4.2. Sesizarea cresterilor anormale de tensiune 354.3. Sesizare asimetriilor de curenti 354.4. Sesizarea pendulatiilor de putere 36

5. SESIZAREA DEFECTELOR ÎN RETELE DE MEDIE TENSIUNE 415.1. Detectia scurtcircuitelor bifazate si trifazate 41

5.1.1. Protectia maximala de curent nedirectionata 415.1.2. Protectia maximala de curent directionata 46

5.2. Detectia punerilor la pamânt în retele de medie tensiune cu neutrul izolat 535.2.1 Protectia maximala de curent homopolar nedirectionata 535.2.2. Protectia maximala de curent homopolar directionata 54

5.3. Detectia punerilor la pamânt în retele cu neutrul tratat prin bobina de stingere 565.3.1. Protectia maximala de curent homopolar nedirectionata 565.3.2. Protectia maximala de curent homopolar directionata 585.3.3 Protectia maximala de curent homopolar wattmetric 58

Page 3: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

ii

5.3.4. Metoda variatiei curentului homopolar wattmetric 605.3.5. Protectia maximala de curent de armonici superioare 625.3.6. Metoda DESIR (Détection Sélective par les Intensités Résiduelles) 645.3.7. Metoda masurarii admitantelor 65

5.4. Detectia dublelor puneri la pamânt în retele de medie tensiune 675.5. Sesizarea defectelor faza-pamânt în retele cu neutrul tratat prin rezistor 68

5.5.1. Protectia maximala de curent homopolar nedirectionata 695.5.2 Protectia maximala de curent homopolar directionata 69

5.6 Sesizarea defectelor monofazate în retele de medie tensiune cu neutrultratat combinat 71

5.6.1. Protectia maximala de curent homopolar nedirectionata 725.6.2 Protectia maximala de curent homopolar directionata 73

6. ARHITECTURA ECHIPAMENTELOR NUMERICE DE PROTECTIE SI RESURSE SOFTWARE GENERALE 75

6.1. Arhitectura hard a echipamentului 756.1.1. Circuitele de intrare pentru semnalele analogice 766.1.2. Placa procesorului de semnal 786.1.3. Placa procesorului decizional 796.1.4. Placa surselor de alimentare 80

6.2. Resurse software generale 806.2.1. Filtrarea numerica 816.2.2. Calculul valorii efective si a defazajului marimilor analogice de intrare 83

7. PROTECTIILE LINIILOR DE ÎNALTA TENSIUNE 897.1. Probleme generale 897.2. Principiile protectiilor de distanta 90

7.2.1. Principiul de masura al protectiei de distanta REL-521 917.2.2. Principiul de masura al protectiei de distanta SEL-321 93

7.3. Functiile terminalelor numerice de protectie pentru linii 1007.3.1. Functia de teleprotectie 1017.3.2. Functia de supraveghere a circuitelor de masura de tensiune 1027.3.3. Functia de accelerarea protectiei la conectarea pe defect 1027.3.4. Functia de protectie maximala de curent instantanee 1027.3.5. Functia de protectie homopolara de curent directionata 1037.3.6. Functia de locator de defecte 1037.3.7. Functia de înregistrator secvential de evenimente 1067.3.8. Functia RAR 1067.3.9. Functia de protectie maximala de tensiune 1077.3.10. Functii de supraveghere sistem 1077.3.11. Functia de protectie de ciot 1077.3.12. Functia de configurare a intrarilor si iesirilor 1087.3.13. Functia de interfatare cu operatorul 109

7.4. Stabilirea reglajelor protectiilor de distanta 1097.5. Utilizarea protectiei de distanta la linii paralele 113

8. SISTEME DE CONDUCERE A ECHIPAMENTELOR ELECTRICE SCADA 1198.1. Functiile sistemelor SCADA 120

8.1.1. Functii principale ale sistemelor SCADA. 1208.1.2. Functii EMS 121

Page 4: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

CUPRINS iii

8.1.3. DMS - Aplicatii pentru distributia energiei electrice. 1228.2. Arhitectura sistemelor SCADA 1228.3. Prezentarea principalelor semnale din procesul tehnologic 1248.4. Achizitia semnalelor si comanda 126

8.4.1. Intrari numerice 1268.4.2. Intrari analogice 1288.4.3. Comenzi catre procesul tehnologic 129

8.5. Functii locale 1308.5.1. La ivelul celulei 1308.5.2. La nivelul statiei de transformare 1308.5.3. Sincronizarea timpului. 130

8.6. Comunicatia 1318.6.1. Modelul arhitectural ISO-OSI 1318.6.2. Profiluri arhitecturale de retele 1348.6.3. Comunicatia la nivelul statiei de transformare 1358.6.4. Comunicatia la distanta 1378.6.5. Comunicatia la nivelul punctului central 138

8.7. Analiza si prelucrarea datelor la nivelul PCC 138

9. ECHIPAMENTE DE ACHIZITIE SI COMANDA 1419.1. Structura hardware 141

9.1.1. Intrari numerice 1429.1.2. Intrari de contorizare 1449.1.3. Intrari analogice 1459.1.4. Iesiri numerice 1489.1.5. Consola locala 1499.1.6. Comunicatia seriala 150

9.2. Functii de comunicatie 1509.2.1. Mesaje de configurare: 1529.2.2. Mesaje de comanda catre proces 1539.2.3. Mesaje de preluare informatii curente despre proces 1539.2.4. Mesaje de eveniment 153

9.3. Compatibilitate electromagnetica 1539.3.1. Surse de interfererenta electromagnetica 1549.3.2. Masuri de protectie împotriva interferentelor electromagnetice 156

10. INTEGRAREA FUNCTIILOR DE PROTECTIE, AUTOMATIZARE, MASURA, CONTROL 157

10.1. Sisteme integrate de protectie, automatizare, masura si control, a statiilor electrice 15710.1.1. Sisteme coordonate de protectie si comanda. 15810.1.2. Sisteme integrate de control si protectie. 16010.1.3. Principalele cerinte ale subsistemelor secundare moderne. 16010.1.4. Optiuni si implicatii ale sistemelor moderne de protectie, control

si monitorizare. 16310.2. Echipamente multifunctionale de protectie si control 164

10.2.1. Structura unui echipament digital multifunctional configurabil 16510.2.2. Analiza interdependentelor 16710.2.3. Avantaje si riscuri ale echipamentelor digitale multifunctionale 16810.2.4. Fiabilitatea echipamentelor multifunctionale 170

10.3. Modelarea unui sistem integrat de protectie, control si monitorizare 170

Page 5: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

iv

10.3.1. Aplicatii la nivelul statiei de transformare 17010.3.2. Modelul de baza pentru componentele statiei 173

11. FIABILITATEA ECHIPAMENTELOR NUMERICE DE PROTECTIE,COMANDA SI CONTROL 175

11.1 Predictia fiabilitatii componentei hardware 17511.2. Fiabilitatea programelor. 178

11.2.1. Metode de calcul ale fiabilitatii programelor. 17911.2.2. Predictia fiabilitatii software a echipamentelor numerice bazata pe modelul

cresterii fiabilitatii programelor 18011.3. Calculul fiabilitatii echipamentelor numerice utilizând lantul Markov 182

11.3.1. Modelarea fiabilitatii echipamentelor de achizitie si comanda aflate în exploatare 184

11.4. Fiabilitatea predictiva în contextul elementului protejat 18711.5. Fiabilitatea sistemului SCADA 19411.6. Implicatiile sistemului SCADA asupra fiabilitatii retelei si echipamentelor

electrice din statiile de transformare. 198

BIBLIOGRAFIE 201

Page 6: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

PROGRAMUL TEMPUS JEP 09737

Programul TEMPUS JEP 09737 derulat în perioada 1995 – 1998 este un program demobilitate axat pe dezvoltarea unei scoli de electronica de putere româneasca, având caparteneri Universitatea “Politehnica” din Bucuresti, Université des Sciences et Technologiesde Lille – Franta, Politecnico di Torino – Italia, National Technical University of Athena –Grecia, Université Paul Sabatier Toulouse – Franta, Université du Havre – Franta, ELWE –Lehrsysteme GmbH Cremlingen – Germania, Universitatea “Politehnica” din Timisoara,Universitatea Tehnica “Gh. Asachi” Iasi, Universitatea “Dunarea de Jos” Galati,Univestitatea “Lucian Blaga” Sibiu, S.C. ICPE-ACTEL S.A. Bucuresti, S.C. ICPE SAERP S.A.Bucuresti si S.C. Electrotehnica S.A. Bucuresti.

Coordonarea programului a fost asigurata de D-l Prof. Dr. Ing. Florin Ionescu de laUniversitatea “Politehnica” din Bucuresti.

Scopul programului a fost creearea unei retele de mobilitate studenteasca siperfectionarea cadrelor didactice care sa conduca la:

• dezvoltarea unor specializari în electronica de putere în principalele universitatiromânesti;

• pregatirea de cadre ingineresti de înalta calificare pentru industrie si cercetare prinspecializarea studentilor la universitati din vest;

• modernizarea învatamântului în domeniul electronicii de putere în universitatile românestiprin specializarea de cadre didactice la universitatile partenere;

• scrierea si publicarea unor carti de specialitate;• elaborarea unor teze de doctorat.

Prin derularea acestui program, introducerea si dezvoltarea de noi specializari a fostposibila prin trei actiuni paralele:

• crearea suprastructurii necesare prin organizarea unor laboratoare de electronica deputere moderne;

• formarea si reciclarea cadrelor didactice carora le-a revenit sarcina sa predea noilecursuri, prin stagii de specializare în laboratoarele universitatilor partenere;

• formarea unor studenti specializati în electronica de putere prin trimiterea lor la stagii laparteneri din Comunitatea Europeana si la parteneri din industria româneasca, pentruîntocmirea proiectelor de diploma.

O contributie importanta în formarea cadrelor didactice si a specialistilor în electronicade putere din intreprinderile românesti au avut-o conferintele tinute în România de profesori

Page 7: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

straini, o buna parte din acestea desfasurându-se la Universitatea “Politehnica” dinTimisoara.

Simultan s-a urmarit achizitionarea unui fond de carte de specialitate care sa deaposibilitatea cunoasterii si însusirii cunostintelor moderne din domeniul electronicii de puteresi din domeniile apropiate, cât si perfectionarea cunostintelor de limbi straine de circulatieinternationala.

Materialele didactice elaborate cu ocazia stagiilor de perfectionare ale cadrelor didacticeservesc la pregatirea la nivel european a studentilor români.

Prof. Dr. Ing. Alexandru VasilieviciUniversitatea “Politehnica” Timisoara

Page 8: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

1. INTRODUCERE

Scopul principal al sistemului energetic este de a genera, transporta si distribui energiaelectrica la consumatori. Atingerea scopului impune o fiabilitate adecvata atât a echipamentelorprimare cât si a echipamentelor secundare de protectie – automatizare cu luarea în considerarea factorului economic. Eforturile îndreptate în directia modernizarii si cresterii performantelorechipamentelor de protectie sunt de reala actualitate si importanta atât pentru furnizorul deenergie electrica cât si pentru consumatorul acesteia.

Referindu-ne strict la protectia retelelor de medie si înalta tensiune trebuie stabilite laînceput defectele si regimurile anormale ce pot aparea în functionarea acestora. Cunoscândmetodele de sesizare si detectia acestor defecte s-au dezvoltat echipamente deprotectie diversecare sa acopere majoritatea conditiilor de avarii ce pot aparea în sistemul energetic. Astfel s-audezvoltat diferite tipuri de relee de protectie functie de marimile electrice supravegheate.

Integrarea tot mai strânsa a supravegherii si controlului, a protectiei si automatizarii,precum si a monitorizarii este o necesitatea izvorâta din constatarea ca aceste obiective au sursecomune de informatii dinspre echipamentele electrice primare, iar în economia informatieicolectarea si transportul datelor este una din cele mai costisitoare componente.

Dezvoltarea sistemelor SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition) este strânslegata de evolutia integrarii reciproce între tehnologiile primare si secundare din statiile detransformare, care poate fi împartita în trei etape majore: conventionala, moderna si inteligenta.

În prima etapa, tehnologia releelor de protectie electromecanice a determinat schemele silegaturile circuitelor secundare dintr-o statie. Etapa se caracterizeaza prin existenta unui numarmare de echipamente, fiecare din ele concepute pentru o aplicatie distincta, interconectate întreele prin fire conductoare în vederea îndeplinirii functiilor de protectie, control si masura.Constatam astfel un numar mare de conexiuni între echipamentul primar si cel secundar aflateîn locuri diferite, celula de înalta sau medie tensiune respectiv camera de protectie sau cea decomanda.

Progresul realizat în domeniul electronicii digitale face ca astazi majoritatea functiilorechipamentului secundar sa poata fi implemenmtate cu ajutorul modulelor software careruleaza pe o platforma bazata pe calculator. Asemenea unitati multifunctionale sunt utilizateatât pentru control cât si pentru protectie. În anii din urma, se constata o tendinta de integrare aechipamentului secundar al unei celule într-un singur dispozitiv. Comunicatia între nivelulcelulei si cel al statiei se realizeaza prin transmisie seriala, înlocuind astfel conexiunileindividuale traditionale pentru fiecare semnal.

În viitor, introducerea conexiunii pe fibra optica între echipamentul de protectie si cel deînalta tensiune va duce la mutarea delimitarii traditionale între secundar si primar. Functii de

Page 9: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

2

conversie analog-digitala, precum si unele functii de procesare vor fi descentralizate siamplasate cât mai aproape de proces si vor fi integrate fizic în echipamentul primar.

Cartea este o sinteza a trei teze de doctorat: “Protectie de distanta digitala pentru sistemulelectroenergetic”, “Echipament integrat de protectie, automatizare si masura pentru liniileelectrice de medie tensiune” si “Sistem pentru teleconducerea distribuita a echipamentelorelectrice din statiile electrice de transformare” elaborate în perioada 1994-1997.

Page 10: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

2. DEFECTE SI REGIMURIANORMALE ÎN RETELE DE ÎNALTA

TENSIUNE

În mod normal retelele electrice de înalta tensiune sunt tratate ca retele trifazate echilibratesi simetrice. Simetria si echilibrul sunt puternic perturbate în cazul aparitiei defectelor. Singuraexceptie o reprezinta scurtcircuitul trifazat care prin natura sa este tratat ca un defect simetric siechilibrat.

Retelele electrice de înalta tensiune, începând cu nivelul de 110 kV au neutrul legat directla pamânt. În astfel de retele, aparitia accidentala a unei legaturi la pamânt a unei faze provoacaun scurtcircuit, cu toate efectele negative asupra instalatiilor si asupra consumatorilor. Pe dealta parte, scurtcircuitele care implica doua sau toate cele trei faze sunt, de regula, mult maisevere din punct de vedere al valorii intensitatilor curentilor de scurtcircuit si al valoriitensiunilor remanente. Sesizarea si eliminarea rapida si selectiva a unor astfel de defectereprezinta functia de baza a instalatiilor de protectie.

În continuare se face o scurta analiza a defectelor monofazate si polifazate, indicându-secâteva caracteristici des utilizate în cadrul protectiilor numerice drept criterii de sesizareadefectelor. Analiza acestor regimuri nesimetrice se face prin utilizarea componentelor simetricede succesiune directa, inversa si homopolara.

2.1. Scurtcircuitul monofazat

În cazul defectului monofazat (Fig. 2.1), ecuatiile tensiunilor si curentilor la locul dedefect sunt:

Fxx

zy

ZIE

II

=== 0

pentru cazul general al existentei uneiimpedante de trecere la locul de defect.Daca defectul este net atunci:

0=xEAplicând descompunerea în componentesimetrice se obtine imediat:

I I I I Id i hx

d= = = ⋅ sau 3

E E Ed i h+ + = 0

RST

IyIz Ix

Ex Ey Ez

Fig. 2. 1 Defectul monofazat

Page 11: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

4

de unde rezulta conectarea serie a schemelor de succesiune directa (S.S.D.), inversa (S.S.I.) sihomopolara (S.S.H.).Fig. 2.2 prezinta schema echivalenta în componente simetrice a unei LEA care face legaturaîntre statiile A si B si functioneaza buclat (cu surse la ambele capete).

Componentele simetrice aletensiunilor pe barele statiei A,la un defect la capatul opus alliniei se deduc în baza acesteischeme si au urmatoareaforma:

U Z I EAd

Ld

Ad d= ⋅ +

U Z I EAi

Li

Ai i= ⋅ +

U Z I EAh

Lh

Ah h= ⋅ +

unde IA# reprezinta aportuldinspre capatul statiei A, încomponente simetrice, ladefect. Cum tensiunearemanenta pe faza cu defect, pebarele statiei A, este însumareacelor trei tensiuni decomponente simetrice, se

obtine:

[ ]31

13 ⋅

−⋅⋅⋅+⋅

=⋅+⋅−++⋅=

dL

hLh

AdL

RA

dL

hZ

hL

hA

dL

hA

iA

dA

dL

ROA

ZZ

IZIZ

IZIZIIIZU

(2.1)

Daca se noteaza factorul de pamânt

kZZ

Lh

Ld0

13

1= ⋅ −

iar I IA

nAh= ⋅3

se obtine relatia:

( )U Z I k IARO

Ld

AR

An= ⋅ + ⋅0

si impedanta masurata de releu este:

ZU

I k IZA

RO ARO

AR

An L

d= + ⋅ =0

(2.2)

În concluzie, la defecte monofazate, raportuldintre tensiunea remanenta de defect si curentul de faza compensat, determina impedantabuclei pâna la locul de scurtcircuit.Relatia (2.1) poate fi scrisa si sub forma U Z I I ZA

ROLd

AR

An

An= ⋅ + ⋅

ZA_d ZL_d ZB_d

ZA_i ZL_i ZB_i

ZA_h ZL_h ZB_h

EA EBS.S.D.

S.S.I.

S.S.H.

IA_d

IA_i

IA_h

Fig. 2. 2 Schema echivalenta

ZLd

ZLn

IAR

IAn

UARO

Fig. 2. 3 Schema echivalenta la defectmonofazat

Page 12: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

2. DEFECTE SI REGIMURI ANORMALE ÎN RETELE DE ÎNALTA TENSIUNE 5

cu ZZ Z

An L

hLd

=−3

impedanta de nul, iar schema echivalenta acestei exprimari devine

deosebit de sugestiva, asa cum se prezinta in Fig. 2.3.

2.2. Scurtcircuitul bifazat izolat

În cazul unui defect S-T izolat de pamânt, situat la capatul liniei, ecuatiile tensiunilor sicurentilor la locul de defect sunt:

zy

zy

x

EE

III

=−=

= 0

iar schema echivalenta în componentesimetrice, dedusa similar defectuluimonofazat, se prezinta in Fig. 2.4.Admitând o impedanta de defect nula,raportul între tensiunea remanenta sicurentul de defect este tocmai impedantadirecta pâna la locul de defect:

ZU

I IZA

ST AST

AS

AT L

d= − =

2.3. Scurtcircuitul bifazat la pamânt

Fie un defect lapamânt S-T-O, situat lacapatul liniei. Ecuatiiletensiunilor si curentilor lalocul de defect sunt:

IEE

x

z

y

===

000

iar schema echivalenta încomponente simetrice seprezinta in Fig. 2.5.Admitând o impedanta de defect nula, raportul între tensiunea remanenta si curentul de defecteste tocmai impedanta directa pâna la locul de defect:

ZU

I IZA

ST AST

AS

AT L

d= − =

IA_iIA_d

ZA_d ZA_iZB_d ZB_i

ZL_d ZL_i

RF

EA EB

S.S.D. S.S.I.Fig. 2. 4 Schema echivalenta la defect bifazat

izolat

IA_i IA_iIA_d

ZA_d ZA_i ZA_iZB_d ZB_i ZB_i

ZL_d ZL_i ZL_i

RF

EA EB

S.S.D. S.S.I. S.S.H.Fig. 2. 5. Schema echivalenta la defect S-T-O

Page 13: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

6

De remarcat utilizarea buclei bifazate în locul celor doua bucle monofazate de defect.Acest mod de calcul creste precizia masuratorii eliminând influenta impedantei de trecere lalocul de defect.

2.4. Scurtcircuitul trifazat

Defectul trifazat poate fi tratat ca un regimsimetric. Ecuatiile tensiunilor si curentilor la locul dedefect sunt:

I I I

E E

E E

x y z

z y

y z

+ + ===

0

iar schema echivalenta în componente simetrice, pentruun defect trifazat R-S-T, se prezinta în Fig. 2. 6.Admitând o impedanta de defect nula, raportul întretensiunea remanenta, de exemplu pe bucla de defect S-Tsi curentul de defect este tocmai impedanta directa pânala locul de defect:

ZU

I IZA

ST AST

AS

AT L

d= − =

Relatii similare pot fi scrise si pentru celelalte bucle bifazate de defect.

2.5. Întreruperea unei faze

Fie schema echivalenta simplificata a unei linii cu dubla alimentare:

~ ~

A B

mZLZA

EA EBZB(1-m)ZL

Fig. 2.7 Schema echivalenta

Sistemul se considera în functionare în regim simetric si echilibrat (atât pentrusistemul de tensiuni cât si pentru sistemul de curenti), astfel încât sunt valabile urmatoarelerelatii pentru curentii de faza:

IaIIaIII ⋅=⋅== 32

21 ; ; (2.3)

IA_d

ZA_d ZB_d

ZL_d

EA EB

S.S.D.Fig. 2. 6. Schema echivalenta la

defect trifazat

Page 14: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

2. DEFECTE SI REGIMURI ANORMALE ÎN RETELE DE ÎNALTA TENSIUNE 7

2.1.1. Întreruperea fazei R

În acest caz 01 =I si componentele simetrice ale curentilor devin:

IIaIaI

IIaIaI

IIII

d

i

h

⋅=+⋅=−=⋅+⋅=

−=+=

23

3

3

32

2

322

32

(2.4)

de unde rezulta, intuitiv, conectarea S.S.I. (parcursa de –I) în paralel cu S.S.H. (parcursa de –I)si schema echivalenta înseriata cu S.S.D. (parcursa de 2I).

Considerând întreruperea fazei la distanta mZL fata de statia A, scheme de succesiunesunt:

mZLd

ZAd

IAd IB

d

EA EB

ZBd

(1-m)ZLd

K1 K2Fig. 2.8 Schema de succesiune directa la întreruperea fazei R

mZLi

IAi IB

i

ZAi ZB

i

(1-m)ZLi

K1 K2Fig. 2.9 Schema de succesiune inversa la întreruperea fazei R

Page 15: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

8

mZLh

IAh IB

h

ZAh ZB

h

(1-m)ZLh

K1 K2Fig. 2.10 Schema de succesiune homopolara la întreruperea fazei R

În baza relatiilor (2.4) schema echivalenta în componente simetrice devine:

mZLd mZL

i

mZLh

ZAd

IAd

IAh

IAi

ZAi

ZAh

EA EB

ZBd

ZBi

ZBh

(1-m)ZLd(1-m)ZL

i

(1-m)ZLh

K1 K2

Fig. 2.11 Schema echivalenta la întreruperea fazei R

Impedanta echivalenta Zechi vazuta între bornele K1, K2, ale S.S.I. este:

ddB

dA

dL

iL

iB

iA

iL

iech ZZZZZmZZZmZ =++=⋅++++⋅= )1( (2.5)

În mod similar rezulta impedanta echivalenta vazuta între bornele K1, K2 ale S.S.H.:

hhB

hA

hL

hL

hB

hA

hL

hech ZZZZZmZZZmZ =++=⋅++++⋅= )1( (2.6)

Din fig. 2.11, se poate calcula curentul de succesiune directa:

0

0

2132

3 kk

ZEE

ZZZZZZZ

EEId

BA

hech

iech

hech

iechd

LdB

dA

BAdA ⋅+

⋅+⋅⋅−=

+⋅+++

−= (2.7)

Page 16: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

2. DEFECTE SI REGIMURI ANORMALE ÎN RETELE DE ÎNALTA TENSIUNE 9

unde: ( )d

h

d

h

ZZ

qqZZ

k =−=

−= 1

31

131

0

Componentele de succesiune inversa si homopolara rezulta imediat, tot în baza fig. 2.11:

hech

iech

hechd

AiA ZZ

ZII

+⋅−= (2.8)

hech

iech

iechd

AhA ZZ

ZII

+⋅−= (2.9)

Revenind la calculul curentilor reali (în baza componentelor simetrice) se obtine:

( ) ( )q

qaIaI

qaqa

IaIIIII dAA

dAA

hA

iA

dAA +

⋅−⋅⋅−=

+−⋅

⋅⋅−==++=1

11 ;

11 ;0 3

221

(2.10)Componentele tensiunilor simetrice pe barele statiei A se calculeaza:

hd

ddA

dL

hA

hL

hA

hd

hdA

dL

iA

dL

iA

dA

dL

dA

ZZZIZmIZmU

ZZZIZmIZmU

IZmU

+⋅⋅⋅=⋅⋅−=

+⋅⋅⋅=⋅⋅−=

⋅⋅=

(2.11)

de unde rezulta ca la întreruperea fazei R, apare pe barele statiei A o tensiune homopolara datade relatia:

q

IZmU sarcinadL

hA ⋅+

⋅⋅⋅=211

(2.12)

Deci tensiunea homopolara va fi cu atât mai mare cu cât distanta pâna la locul dedefect este mai mare si cu cât impedanta homopolara echivalenta este mai mica. De asemeneatensiunea homopolara va fi cu atât mai mare cu cât curentul de sarcina anterior defectului (saucurentul de sarcina ce urmeaza a încarca linia) este mai mare.

2.1.2. Întreruperea fazelor S si T

În acest caz 02 =I si 03 =I , componentele simetrice ale curentilor devin:

IIIIIIIII

d

i

h

======

1

1

1

333

(2.13)

de unde rezulta, intuitiv, conectarea S.S.I. în serie cu S.S.H. si înseriata cu S.S.D. între K1 siK2.

Page 17: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

10

mZLd

ZLi ZL

h

ZAd

IAd

ZAi ZA

h

EA EB

ZBd

ZBi ZB

h

(1-m)ZLd

K1 K2

Fig. 2.12 Schema echivalenta la întreruperea fazelor S si T

Impedanta echivalenta Zechi vazuta între bornele K1, K2, ale S.S.I. este:

ddB

dA

dL

iL

iB

iA

iL

iech ZZZZZmZZZmZ =++=⋅++++⋅= )1( (2.14)

In mod similar rezulta impedanta echivalenta vazuta între bornele K1, K2 ale S.S.H.:

hhB

hA

hL

hL

hB

hA

hL

hech ZZZZZmZZZmZ =++=⋅++++⋅= )1( (2.15)

Din fig. 2.12, se poate calcula curentul de succesiune directa:

( )qZEE

ZZEEIII

d

BA

hd

BAhA

iA

dA +

⋅−=+⋅

−===2

12

(2.16)

Revenind la calculul curentilor reali (în baza componentelor simetrice) se obtine:

0 ;0 ;3 321 ==⋅=++= AAdA

hA

iA

dAA IIIIIII (2.17)

Componentele tensiunilor simetrice pa barele statiei A se calculeaza:

dA

hL

hA

dA

dL

iA

dA

dL

dA

IZmU

IZmU

IZmU

⋅⋅⋅=⋅⋅⋅=⋅⋅⋅=

3

3

3

(2.18)

de unde rezulta ca la întreruperea fazelor S si T, apare pe barele statiei A o tensiunehomopolara data de relatia:

( )q

EEmU BAhA +

⋅−⋅=2

3 (2.19)

Page 18: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

3. DEFECTE SI REGIMURIANORMALE ÎN RETELE DE MEDIE

TENSIUNE

Retelele de medie tensiune, având tensiuni nominale de 6-20 kV, functioneazaactualmente cu mai multe moduri de tratare a neutrului:

• retele de medie tensiune având neutrul izolat;• retele de medie tensiune având neutrul tratat prin bobina de stingere;• retele de medie tensiune având neutrul tratat prin rezistenta ohmica;• retele de medie tensiune având neutrul tratat prin bobina de stingere si rezistenta

ohmica;De modul de tratare a neutrului retelei de medie tensiune depind decisiv valorile

tensiunilor si ale intensitatii curentilor în cazul unui defect. Acest capitol face o prezentare aproblematicii defectelor din retelele de medie tensiune, functie de modul de tratare a neutrului,si se stabilesc metodele de calcul ale curentilor si tensiunilor de defect.

3.1. Punerea la pamânt în retele cu neutrul izolat sautratat prin bobina de stingere

Punerea la pamânt în retelele de medie tensiune este un defect care consta în aparitiaunei legaturi accidentale cu rezistenta nula sau de valoare finita între pamânt si o faza a reteleiavând neutrul izolat sau tratat prin bobina de stingere. În cazul retelelor de medie tensiuneavând neutrul tratat prin rezistenta ohmica acest defect reprezinta în fapt un scurtcircuitmonofazat cu curent de scurtcircuit limitat de rezistenta de tratare. Aparitia unei puneri la pa-mânt conduce la modificarea valorii tensiu-nilor de faza si acurentilor datorita capaci-tatilor faza-pamânt si chiar al rezistentelor faza-pamânt existente,cum se prezinta in Fig. 3.1… Fig. 3.3

Fig. 3.1 Circulatia curentilor capacitivi în cazul unei puneri la pamânt într-oretea cu neutrul izolat

Page 19: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

12

Cum se observa din Fig.3.2, tensiunile fazelorsanatoase fata de pamântse modifica trecând lavaloarea tensiunilor delinie, iar punctul neutrusuporta o diferenta depotential fata de pamântegala cu tensiunea de fazaa fazei defecte si de senscontrar. Aceasta tensiunea punctului neutru fata depamânt constituiedeplasarea punctuluineutru sau tensiunea dedeplasare si se noteaza cuU0

Din Fig. 3.2 rezulta

U U U U U URO RS RN SN RN= = − = + 0 U U U U USO SS SN SN NS= = − + = 0 (3.1)

U U U U U UTO TS TN SN TN= = − = + 0

În cazul punerii la pamânt în retelele cu neutrul izolat, prin capacitatile fata de pamântale fazelor sanatoase vor circula curenti determinati de tensiunile fata de pamânt. Sumavectoriala a acestor curenti formeaza curentul capacitiv rezultant care circula prin pamânt sitrecând prin locul cu defect se închide prin faza cu defect, ca în Fig. 3.1. La determinareavalorii acestor curenti se pot neglija caderile de tensiune pe care le provoaca (valoarea acestorcurenti fiind mica) si deci:

IUZR

RO

C

= ; IUZS

SO

C

= ; IUZT

TO

C

= (3.2)

Curentul de punere la pamânt (care circula prin faza sanatoasa si prin pamânt) va fi:

I I IU U

ZR TRO TO

C0 = + = +

(3.3)

Trebuie observat ca în Fig. 3.1 capacitatile fazelor sanatoase s-au consideratconcentrate în aval de locul de defect.

Diagrama fazoriala a marimilor care intervin în cazul defectului considerat se prezintaîn Fig. 3.3.

Din relatia (3.3) si din Fig. 3.3 rezulta:

Fig. 3.2 Diagrama fazoriala a tensiunilor în cazul punerii la pamântnete pe faza S

Page 20: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

3. DEFECTE SI REGIMURI ANORMALE IN RETELE DE MEDIE TENSIUNE 13

U U U

U U

U U

RO TO RO

RS S

f

+ = ⋅ ⋅ =

⋅ ⋅ = ⋅ ⋅ =

⋅ = ⋅

2

23

23 3

3 30

cos30o

si ca urmare:

IU

ZU

ZUZ

S

C C C0

0 03 3

3

= −⋅

=⋅

= (3..4)

Curentul 0I este defazat capacitiv cu 90°fata de tensiunea 0U si este identic cucurentul care s-ar obtine daca tensiunea

0U ar debita asupra celor trei capacitati alefazelor retelei legate in paralel.Schema echivalenta a retelei cu defectulconsiderat este prezentata in Fig. 3.4.Prezenta arcului electric în cazul punerii lapamânt determina aparitia unei caderi detensiune pe arc, ceea ce face ca potentialulfazei defecte sa difere de potentialulpamântului, astfel încât diagramatensiunilor din Fig. 3.2 se modifica si esteprezentata în Fig. 3.5.În acest caz tensiunea U0 nu mai este egala

si de sens contrar cu tensiunea pe faza a fazei cu defect ci va fi întotdeauna mai mica.

Tensiunile pe cele trei faze vor fi:U U URO SO RS= + ;

U U UTO SO TS= + ; (3.5)

U U URS TS S+ = − ⋅3

Fig. 3.3 Diagrama fazoriala a tensiunilor si curentilorîn cazul punerii la pamânt nete

Fig. 3.4 Schema echivalenta a retelei în cazulsimplei puneri la pamânt

Fig. 3.5 Diagrama fazoriala a tensiunilor încazul punerii la pamânt prin arc electric

Page 21: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

14

iar curentul de punere la pamânt:

=++++=++=C

TSSOSORSSO

C

TOSORO

ZUUUUU

ZUUU

I 0

=+ + ⋅

=− ⋅ + ⋅U U U

ZU U

ZRS TS SO

C

S SO

C

3 3 3

Caderea de tensiune pe arc va fi în acest caz:U R ISO arc= − ⋅ 0 (3.6)

si curentul de punere la pamânt:

IU U

ZU

Z R

S SO

C

S

C arc

0

3 313

=− ⋅ + ⋅

= −⋅ +

(3.7)

Din Fig. 3.5 rezulta U U USO S0 = − si tinând cont de relatiile (3.6) si (3.7) se obtine relatia:

U R I U I Zarc S C0 0 0

13

= − ⋅ − = − ⋅ ⋅ sau IUZ

S

C0

3

=

identica cu valoarea obtinutaîn cazul punerii la pamânt nete.

Astfel, si în cazul unei punerila pamânt prin rezistenta dearc, curentul de defect I0 estedeterminat de deplasareapunctului neutru si decapacitatile fata de pamânt alecelor trei faze.Pe baza relatiilor (3.6) si (3.7)se obtine schema echivalentadin Fig. 3.6 în realitatecapacitatile faza-pamânt nusunt concentrate dar pot ficonsiderate uniform distribuite

de-a lungul liniei, iar relatia: I I I IR S T0 = + + (3.8)

ramâne valabila atât în cazul unei linii fara defect, cât si în cazul liniei cu punere la pamânt.

Distributia curentilor capacitivi pentru o linie fara defect se prezinta în Fig. 3.7, iar pentru olinie cu punere la pamânt în Fig. 3.8.

Într-o retea reala, izolatia fazelor fata de pamânt nu este perfecta, astfel încât pe lânga curentiicapacitivi circula între faze si pamânt si curenti activi având o distributie similara, dar la ununghi de 90° fata de cei capacitivi.

Fig. 3.6 Schema echivalenta a retelei în cazul unei puneri lapamânt prin rezistenta de arc

Page 22: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

3. DEFECTE SI REGIMURI ANORMALE IN RETELE DE MEDIE TENSIUNE 15

I I I IR SO TO0 0 0= + + =

Fig. 3.7 Distributia curentilor capacitivi într-o linie la functionare normala

Fig. 3.8 Distributia curentilor capacitivi si prin pamânt în cazul unei puneri la pamânt

Page 23: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

16

O metoda eficienta de eliminare a acestor tipuri de defecte este utilizarea compensarii neutruluiretelei de medie tensiune prin bobina de stingere. Aceasta metoda se utilizeaza pe scara larga înretelele de medie tensiune din tara noastra, având în vedere avantajul major: eliminareadefectelor trecatoare fara a necesita interventia instalatiilor de protectie si deci fara declansareaîntreruptorului si trecerea prin zero a consumatorilor.În cazul aparitiei unei puneri la pamânt într-o retea având neutrul tratat prin bobina de stingere,tensiunea de deplasare a neutrului provoaca un curent inductiv LI prin bobina, carecompenseaza curentul capacitiv de defect, dupa cum rezulta din Fig. 3.9

Fig. 3.9 Circulatia curentilor de defect la punere la pamânt într-o retea cu neutrul compensat

Fig. 3.10 Schema echivalenta a unei retele cu neutrul tratat prin bobina de stingere la o punere lapamânt.

Page 24: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

3. DEFECTE SI REGIMURI ANORMALE IN RETELE DE MEDIE TENSIUNE 17

Deci prin locul de defect trece suma celor doi curenti capacitiv si inductiv, suma careeste nula daca cei doi curenti sunt egali ca modul.

În acest fel schema echivalenta a retelei cu punere la pamânt se modifica fata de Fig.3.4 si devine cea din Fig. 3.10.

Având în vedere ca impedanta bobinei este de fapt o reactanta, Z jL = ω L si cu

notatia XX

CeC=

3se deduce pentru compensarea totala:

X XL C= adica ω ω ω L =1Ce

= 13 C

(3.9)

care este de fapt o conditie de rezonanta. Daca aceasta conditie este satisfacutaatunci I IL C= − , curentul de punere la pamânt este compensat si la locul defectului curentuleste nul, desi exista curent în fazele sanatoase si prin bobina de stingere. Relatiile de mai sus,stabilite pentru cazul considerarii capacitatilor retelei ca fiind concentrate, ramân valabile si încazul distributiei reale a acestora.

Compensarea curentului capacitiv la locul de defect provoaca stingerea curentului dedefect si deci izolarea defectului (pentru defecte trecatoare) fara a fi necesara functionarea unorinstalatii de protectie si fara întreruperea alimentarii consumatorilor. Acest fapt constituieavantajul major în cazul retelelor tratate prin bobina de stingere. Pe de alta parte, solicitarilesuplimentare ale fazelor sanatoase (de la tensiunea de faza la cea de linie) în regim stabilizat siîn regim tranzitoriu reprezinta un dezavantaj al acestui mod de tratare a neutrului.

Detectarea selectiva a punerilor la pamânt în retelele de medie tensiune cu neutrulizolat sau tratat prin bobina de stingere implica utilizarea unor metode specifice tinând seamaîn primul rând de valorile mici (mult mai mici decât curentii de scurtcircuit) ale curentilor depunere la pamânt. Aceste metode se prezinta în cap. 3.

3.2. Dubla punere la pamânt în retele de medietensiune cu neutrul compensat

Dubla punere la pamânt este un defect asemanator scurtcircuitului bifazat si consta înpunerea la pamânt - neta sau prin arc - a doua faze diferite, în doua puncte diferite ale uneiretele de medie tensiune având neutrul izolat sau tratat prin bobina de stingere.

Desi asemanator cu scurtcircuitul bifazat, dubla punere la pamânt difera de acesta prindiagramele fazoriale de tensiune si în special prin aparitia deplasarii punctului neutru.

Fie o retea de medie tensiune cu o dubla punere la pamânt pe fazele S si T ca în Fig.3.11. Tensiunea care da nastere curentului de defect I S este U ST , iar cea care da nastere

curentului de defect I T este U TS , evident egala si de sens contrar cu U ST . Impedantele Z1

si Z 2 sunt portiuni din impedantele liniei, având valori diferite, determinate de pozitiile celordoua defecte, dar practic acelasi unghi.

Page 25: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

18

În Fig. 3.12 se prezinta diagramele fazoriale ale tensiunilor la sursa, la locul primului defect sila locul celui de-al doilea defect în cazul unor puneri la pamânt nete.

Se observa ca tensiunile de faza ale fazelor defecte variaza de-a lungul liniei, ajungând egale side sens contrar cu tensiunea de deplasare la locul celei de-a doua puneri la pamânt. Valoareacurentului de dubla punere la pamânt este mai mare decât valoarea curentului de defect la osimpla punere la pamânt si în general mai mica decât valoarea curentului de scurtcircuitbifazat. Datorita valorii mai mici decât a curentului de scurtcircuit bifazat, dubla punere lapamânt poate sa nu fie sesizata de protectia maximala de curent, astfel încât este necesar a seprevedea protectii speciale împotriva dublelor puneri la pamânt, cu atât mai mult cu cât asacum se va vedea în continuare, acest tip de defect da nastere la locurile de defect la tensiuni depas si de atingere periculoase. Valoarea intensitatii curentului de dubla punere la pamânt înregim permanent se calculeaza în acelasi mod cu cel folosit la calculul curentilor de scurtcircuittrifazat, în baza metodei componentelor simetrice. Pentru o dubla punere la pamânt pe aceeasilinie, valoarea intensitatii curentului prin pamânt se determina prin relatia (3.10), iar pentru odubla punere la pamânt pe linii diferite se determina prin relatia (3.11) corelat cu Fig. 3.13.

Fig. 3.11 Dubla punere la pamânt pe fazele S si T

Fig. 3.12 Diagramele fazoriale ale tensiunilor la sursa, la locul primei respectiv celei de a doua punerila pamânt

Page 26: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

3. DEFECTE SI REGIMURI ANORMALE IN RETELE DE MEDIE TENSIUNE 19

( )Ij E

Z Z Z Z Z Z ZPda ia db ib hb

= −+ + + + + +

3 33 3 31 2

(3.10)

( )Ij E

Z Z Z Z Z Z Z Z Z ZPda ia db ib hb dc ic hc

= −+ + + + + + + + +

3 33 3 31 2

(3.11)

unde: Z Z Zd i h, , sunt impedantele directa, inversa si homopolara ale liniei pâna la locul de

defect, Z Z1 2, sunt impedantele de trecere la locul de defect iar I P este curentul prin pamânt,

tensiunea de referinta este E E e j= ⋅ ⋅0 .

Fig. 3.13 Explicativa la calculul curentului de dubla punere la pamânt

Page 27: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

20

3.3. Calculul tensiunilor de pas si de atingere la dublepuneri la pamânt in retele cu neutrul compensat

Tensiunea între talpile pasilor unui om care se deplaseaza în lungul liniei de câmpelectric poarta denumirea de tensiune de pas UP. Tensiunea de pas stabileste prin corpul uman,de rezistenta RC, un curent IC care se poate determina cu relatia (3.12):

IURC

P

C

= (3.12)

Rezulta ca valoarea curentului IC este cu atât mai mare cu cât este mai mare tensiunea de pasUP iar valoarea minima a intensitatii acestui curent (ICm) care poate provoca moartea se poatededuce din valoarea maxima a tensiunii de pas:

IU

RcmP

C

= max (3.13)

Zona periculoasa a unei prize de pamânt esta zona la suprafata pamântului în care pentru uncurent prin priza mai intens decât cel periculos, exista pericolul de moarte pentru viataoamenilor sau animalelor.

Limita inferioara a rezistentei RC a circuitului format de pamânt si corpul uman,considerat perfect conductor, se calculeaza acceptând ca talpile picioarelor alcatuiesc prize desuprafata de forma unor discuri circulare de raze a=0,1 m (Fig. 3.14), având fiecare rezistentaRd:

Rad = ρ

4 (3.14)

unde ρ este rezistivitatea solului. Rezistentele talpilor si prizelor fiind conectate în serie,valoarea rezistentei RC are expresia:

R=0 R=0

p aa

Fig. 3.14 Explicativa la tensiunea de pas

Page 28: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

3. DEFECTE SI REGIMURI ANORMALE IN RETELE DE MEDIE TENSIUNE 21

RaC = +ρ ρ1 2

4 (3.15)

Rezistenta minima, RC min, se obtine în cazul în care se calca cu un picior pe priza (ρ1 0= ) si

cu celalalt picior pe sol (ρ ρ2 = ) si este data de relatia:

RaC min = ρ

4 (3.16)

Rezistenta maxima se obtine atunci când se calca cu ambele picioare pe sol (ρ ρ ρ1 2= = )si are valoarea data de relatia:

RaC max = ρ

2 (3.17)

Cu o valoare medie a rezistivitatii solului ρ ≅102 Ωm si a=0,1m se obtine RCmin=250Ωrespectiv RCmax= 500Ω. Intensitatea curentului minim mortal fiind Icm= 50mA, tensiuneapericuloasa de pas este:

UP max= RC max • ICm= 500•0.05= 25 V.

Considerând o priza de suprafata emisferica si acceptând ipoteza simplificatoare, privindconductivitatea pamântului mult mai mica decât a metalelor, aceasta din urma se poateconsidera în calcule infinita. Prin urmare liniile de câmp electric si ale densitatii de curent suntnormale pe suprafata prizei. Liniile densitatii de curent ale prizei fiind radiale (Fig. 3.15), dinfluxul densitatii de curent prin suprafata emisferei de raza r, egal cu intensitatea curentului Iprin priza:

J ndA r J I= =∫ 2 2π (3.18)

se deduce intensitatea câmpului electric stationar E în sol:

EIr

rr

= −2 2π σ (3.19)

Integrând produsul scalar Edr în lungul unei linii de câmp situata la suprafata solului seobtine tensiunea prizei fata de sfera de la infinit. Notând cu p lungimea pasului, UP tensiuneade pas, într-un punct pe suprafata solului la distanta r, se calculeaza cu relatia:

r0r

I

Fig. 3.15 Priza de pamânt de suprafata emisferica

Page 29: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

22

U EdrI

r p r pI p

r pPr p

r p

= − = ⋅− − +

= ⋅

−−

+

∫ ρπ

ρπ2

12

12 2 42

2

2 2/ / //

/

(3.20)

si este maxima când se calca cu un picior pe marginea prizei:

( )UI p

r r pP max = ⋅+

ρπ2 0 0

(3.21)

iar pentru r >> p, neglijând p2/4 în raport cu r2 relatia devine:

UI p

rP max ≈ ⋅ρπ2 2 (3.22)

care este cu atât mai mare cu cât este mai mare I. La valori chiar minime ale curentului dedubla punere la pamânt de I=250 … 300 A, tensiunea de pas atinge valori periculoase. Acestaeste motivul principal pentru care dubla punere la pamânt trebuie sesizata si eliminata rapid deinstalatiile de protectie.

3.4. Scurtcircuitul trifazat în retele de medie tensiune

Scurtcircuitul trifazat reprezinta un defect simetric deosebit de sever în cadrul reteleide medie tensiune. Se caracterizeaza printr-o scadere profunda a tensiunii, dar cu pastrareasimetriei, în timp ce intensitatile curentilor cresc accentuat dar pastrând simetria.

În Fig. 3.16 esteprezentata schema reteleide medie tensiune încazul unui scurtcircuittrifazat metalic precum sidiagrama fazoriala atensiunilor si curentilor.Valoarea efectiva acomponentei periodice acurentului de scurtcircuiteste:

IUZ

UZSC

f( )3

3= =

⋅3.23)

Unghiul de scurtcircuitϕSC este:

ϕSC = ++arctg

X XR R

e l

e l

(3.24)

unde: Xe, Re - reprezinta reactanta, respectiv rezistenta echivalenta a sistemului la locul demontare al protectiei; Xl , Rl - reprezinta reactanta, respectiv rezistenta liniei pâna la locul de defect.

Fig. 3.16 Schema retelei si diagrama fazoriala a tensiunilor sicurentilor la scurtcircuit trifazat

Page 30: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

3. DEFECTE SI REGIMURI ANORMALE IN RETELE DE MEDIE TENSIUNE 23

Valorile unghiului de scurtcircuit depind de tipul si parametrii liniei, astfel în cazul LEA acestunghi este cuprins între 20° - 60° iar pentru LES de medie tensiune între 10° - 20° .

Scurtcircuitele trifazate sunt defecte deosebit de severe având în vedere valorile mariale curentilor (mult mai mari decât în cazul unor puneri la pamânt simple sau duble) sitensiunile scazute, determinate de impedanta pâna la locul de defect, afecteaza majorconsumatorii (în special motoarele electrice). Acesta este motivul pentru care se impunesesizarea si eliminarea într-un timp cât mai scurt a defectului.

3.5. Scurtcircuit bifazat în retele de medie tensiune

În acest caz de defect se pierde simetria între curenti si tensiuni. Curentii descurtcircuit circula prin bucla formata de cele doua faze afectate de defect, ca în Fig. 3.17.

Valoarea efectiva a curentului de scurtcircuit bifazat se calculeaza cu relatia:

IUZSC

d

( )2

2= ⋅ (3.25)

Asa cum rezulta din Fig. 3.17, la locul de defect, tensiunea între fazele de defect S-Teste zero (la scurtcircuit metalic). Curentii de scurtcircuit în cele doua conductoare sunt egali învaloare absoluta, însa de sensuri opuse si defazati fata de tensiunea U care-i genereaza, cuunghiul de scurtcircuit definit în relatia (3.24). Valoarea intensitatii curentului de scurtcircuitbifazat se poate calcula în baza coordonatelor simetrice. Astfel, se descompune reteaua reala întrei retele elementare, de succesiune directa, inversa si homopolara, fiecare din acestea fiindstrabatuta de curenti simetrici si echilibrati, corespunzând componentelor simetrice alesistemului de curenti reali dati. La locul de defect se ramifica trei conductoare fictive deimpedanta nula (Fig. 3.18).

Prin aceste conductoare trec curentii de defect, notati I I Ix y z, , , derivati din fazele

1,2,3 ale retelei. Aceste conductoare au anumite potentiale fata de pamânt, notate E E Ex y z, ,Pentru studierea diferitelor tipuri de scurtcircuit se stabilesc conditiile defectului în acest punctsi apoi prin aplicarea teoriei coordonatelor simetrice se determina modul de cuplare adiverselor retele fictive si se calculeaza componentele fictive. Marimile reale ale curentilor sitensiunilor se determina în baza componentelor simetrice.

Fig. 3.17 Schema retelei si diagrama fazoriala a tensiunilor si curentilor la scurtcircuit bifazat

Page 31: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

24

Pentru cazul scurtcircuitului bifazat izolat, conditiile defectului sunt:I x = 0 , I Iy z+ = 0 , E Z I Ey y z= ⋅ + (3.26)

Componentele simetrice ale curentilor se calculeaza dupa cum urmeaza:

( )I I I Ih x y z= + + =13

0 ,

( )I I a I a Ia a

Id x y z z= + + = − +13 3

22

, (3.27)

( )I I a I a Ia a

Ii x y z z= + + = −13 3

22

si rezulta imediat I Id i+ = 0 . Dar, I h = 0 si deci E Z Ih h h= − ⋅ = 0 . Prin urmare înschema echivalenta nu intervine reteua fictiva de secventa homopolara. Pentru celelalte valoriale tensiunilor de componenta directa, respectiv inversa se obtin urmatoarele relatii:

( )E E E aZ Id x z z= − −13

( )E E E a Z Ii x z z= − −13

2 (3.28)

iar diferenta este:

I x I y I z

E x E y E zZ

123

Fig. 3.18 Scurtcircuit bifazat cu arc dar izolat fata de pamânt

Page 32: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

3. DEFECTE SI REGIMURI ANORMALE IN RETELE DE MEDIE TENSIUNE 25

( )E E a a Z Id i z− = − ⋅13

2 (3.29)

Înlocuind valoarea curentului, în baza relatiei (3.27), se obtine: E E Z Id i d= + ⋅ (3.30)

relatie în baza careia cele doua retele fictive se conecteaza în paralel, ca în Fig. 3.19.

Din schema echivalenta se deducimediat relatiile:

E Z I Z I Z Id d d i d= ⋅ + ⋅ + ⋅

IE

Z Z Zdd i

= + + (3.31)

Cunoscând valorile compo-nentelor simetrice se pot calculavalorile reale ale curentilor lalocul de defect:

( )I a I a I I a a I jE

Z Z Zy d i h dd i

= + + = − = − + +2 2 3

(3.32)

si I I Iz y x= − =, 0 .

Pentru retelele de medie tensiune (omogene) valorile impedantelor directa si inversa sunt egale,iar pentru un scurtcircuit metalic net, relatia de calcul a modulului intensitatii curentului descurtcircuit bifazat este cea prezentata în relatia (3.25).

3.6. Defecte faza – pamânt în retele de medie tensiunecu neutrul tratat prin rezistenta

Utilizarea bobinelor de stingere în retelele de medie tensiune prezinta pe lîngaavantajele mentionate si anumite dezavantaje si anume:

• imposibilitatea practica de a compensa retele extinse de LES, având deci curenti maride punere la pamânt;

• supratensiunile tranzitorii, care apar pe fazele fara defect, pot atinge valori periculoasepentru izolatia echipamentelor de medie tensiune;O alternativa pentru eliminarea acestor dezavantaje o constituie utilizarea rezistentei

ohmice pentru tratarea retelelor de medie tensiune având curenti capacitivi mari (> 200 … 300A).

Din punct de vedere al instalatiilor de protectie, acest mod de tratare al neutruluiretelelor de medie tensiune prezinta câteva particularitati care trebuie retinute si anume:

ZdZiE

ZId Ii

Fig. 3.19 Schema echivalenta pentru scurtcircuitul bifazatizolat

Page 33: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

26

• valorile intensitatii curentului de defect (faza pamânt) sunt mult mai mari decât încazul retelelor tratate prin bobina de stingere, cu consecinte severe asupra tensiunilorde pas si de atingere;

• conditiile de detectie a defectelor faza pamânt sunt mai bune, având în vederevaloarea mai mare a curentului homopolar;

• implica conditii de rapiditate mai severe, tinând cont de valorile importante alecurentului injectat prin pamânt, în caz de defect,;

• în general, instalatiile de protectie clasice devin mai complexe.Calculul intensitatii curentilor de defect se poate face similar cu calculul prezentat la

punctul 3.5, pornind de la schema monofilara simplificata, prezentata în Fig. 3.20.Curentul de defect faza-pamânt este determinat pe deo parte de tensiunea retelei siimpedantele inductive aleretelei, iar pe de alta parte decirculatia curentilor capaci-tivi, întocmai ca în cazulretelelor având neutrul izolat.Conditiile la locul de defect,pentru defecte faza-pamânt,sunt:E Z I I Ix x y z= ⋅ = =, 0

(3.32a)si determinând componentelesimetrice ale curentului lalocul de defect se obtine:

I I I Id i h x= = = 13

(3.33)Pentru tensiuni se obtine relatia:E E E E Z I Z Ix h d i x d= + + = ⋅ = ⋅3

(3.34)

Analizând relatiile (3.33) si (3.34) rezulta o schemaechivalenta serie, pentru defectul faza-pamânt (Fig.3.21).Din schema rezulta imediat:

( )I I IE

Z Z Z Z Zd i hd i h Nul

= = =+ + + +3

si respectiv:E E Z I E Z I E Z Id d d i i i h h h= − ⋅ = − ⋅ = − ⋅, , (3.35)

Curentii reali la locul de defect vor fi:

Zd

Zd

Zd

E

a2E

ZZNul Tnul=R+jX

IxIy IzEx

aE

Fig. 3.20 Retea cu neutrul tratat prin rezistor

Zd

Zi

Zh

E

Z

ZNul

Fig. 3.21 Schema echivalenta pentrudefectul faza-pamânt

Page 34: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

3. DEFECTE SI REGIMURI ANORMALE IN RETELE DE MEDIE TENSIUNE 27

( )I I I IE

Z Z Z Z Zx d i hd i h Nul

= + + =+ + + +

33

, I Iy z= = 0 (3.36)

iar tensiunile la locul de defect:

( )E EZ

Z Z Z Z Zxd i h Nul

= ⋅+ + + +

33

( )E EZ aZ

Z Z Z Z Zey

h i

d i h Nul

j= ++ + + +

− °3

3150 0

( )E EZ a Z

Z Z Z Z Zez

h i

d i h Nul

j= −+ + + +

+ °3

3

2150 0

(3.37)

PrinZ d s-a notat impedanta de secventa directa totala, ca suma a impedantelor directe ale:• sistemului 110 kV, raportata la tensiunea barei de medie tensiune;• transformatorului de forta 110 kV / m.t.;• liniei de medie tensiune pâna la locul de defect.

PrinZ i s-a notat impedanta de secventa inversa totala, ca suma a impedantelor inverse ale:• sistemului 110 kV, raportata la tensiunea barei de medie tensiune;• transformatorului de forta 110 kV / m.t.;• liniei de medie tensiune pâna la locul de defect.

PrinZ h s-a notat impedanta de secventa homopolara totala a liniei de medie tensiune pâna lalocul de defect.PrinZ R jXNul Nul= + s-a notat impedanta totala a circuitului de creare a nulului artificial,ca suma dintre:

• reactanta trafo de servicii interne (sau bobina de nul);• rezistenta rezistorului de tratarea neutrului.

U

I(1)def[Im]

I(1)def[Im]

I(1)def[Re]I(1)def

U

Im

Re

Im

Re

I(1)def[Re]

Fig. 3.22 Calculul curentului de defect rezultant

Page 35: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

28

Cu valoarea intensitatii curentului calculata conform relatiei (3.36), tinând cont de circulatiacurentului capacitiv al retelei (Fig. 3.22) si de intensitatea acestuia data de relatia (3.4), sepoate calcula valoarea intensitatii curentului rezultant de defect:

( ) [ ]( ) ( )

IE

Xtot Xtot Xtot X Rdef

d i h Nul

1

2 2

3

3 3Re =

+ + + +Σ Σ Σ( ) [ ]I U Cdef1

03Im = ⋅ ⋅ ⋅ω (3.38)

( ) ( ) [ ] ( ) [ ]I I Idef def def1 1 1= +Re Im

3.7. Defecte faza – pamânt în retele de medie tensiunecu neutrul tratat combinat

Tratarea combinata a neutrului retelei de medie tensiune utilizeaza bobina de stingereca element de retea conectat în permanenta la bara de nul si un rezistor conectat în paralel prinintermediul unui întreruptor monopolar (Fig. 3.23).

Întreruptorul este comandat printr-o automatica adecvata si se conecteaza în cazulpunerilor la pamânt permanente, neeliminate de bobina de stingere. Odata conectat rezistorul încircuit, tratarea neutrului devine practic o tratare prin rezistenta. Metoda com-binata pastreazaavanta-jele oferite de bobina de stingere dar aduce si avantajul rezistorului în ceea ce privestesesizarea defectelor faza - pamânt cu rezistenta mare de trecere. Este o solutie care are eficientamaxima în retelele mixte, cu ponderi pratic egale între reteaua în cablu si cea aeriana. Trebuiesubliniat ca acest mod de tratare pastreaza însa si dezavantajele bobinei de stingere prezentatela punctul 3.1.

Trafo110 kV / MT

Bara MT

Bara Nul

I

RBS

TSI(BPN)

Fig. 3.23 Schema de principiu a tratarii combinate

Page 36: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

3. DEFECTE SI REGIMURI ANORMALE IN RETELE DE MEDIE TENSIUNE 29

Functionarea se poate analiza în baza Fig. 3.23. Astfel, la o punere la pamânt aparuta lamomentul t0, bobina va genera un curent inductiv de valoare egala si de sens contrar curentuluicapacitiv al retelei. Daca defectul este trecator, acesta se autoelimina urmare a curentuluirezultant de valoare redusa. Daca defectul este persistent, atunci dupa un interval de timp t1, seva comanda conectarea întreruptorului monopolar al rezistorului. În acest fel punerea la pamântse transforma într-un scurtcircuit monofazat limitat de impedanta de nul si sunt create conditiipentru actionarea protectiilor de curent homopolar. Dupa un interval de timp t2 suficient demare, pentru a permite actionarea protectiei pe linia cu defect, automatica tratarii va emiteimpuls de deconectare a întreruptorului rezistorului, schema revenind la normal si pregatitapentru o noua actionare.

Calculul valorii curentilor de defect se poate face similar cu calculul prezentat lapunctul 2.6, pornind de la schema monofilara simplificata din Fig. 3.20.

Conditiile la locul de defect, pentru defecte faza-pamânt, sunt:

E Z I I Ix x y z= ⋅ = =, 0 (3.39)

si determinând componentele simetrice alecurentului la locul de defect se obtine:

I I I Id i h x= = = 13

(3.40)

Pentru tensiuni se obtine relatia:

E E E E Z I Z Ix h d i x d= + + = ⋅ = ⋅3 (3.41)

Analizând relatiile (3.39) si (3.41) rezulta o schemaechivalenta serie pentru defectul faza-pamânt (Fig.3.24). Din schema rezulta imediat:

( )I I IE

Z Z Z Z Zd i hd i h Nul

= = =+ + + +3

si

E E Z I E Z I E Z Id d d i i i h h h= − ⋅ = − ⋅ = − ⋅, ,

(3.42)

Curentii reali la locul de defect vor fi:

( )I I I IE

Z Z Z Z Zx d i hd i h Nul

= + + =+ + + +

33

,

I Iy z= = 0 (3.43)

Zd

Zi

Zh

E

Z

ZNul

Fig. 3.24 Schema echivalenta pentrudefectul faza-pamânt.

Page 37: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

30

iar tensiunile la locul de defect:

( )E EZ

Z Z Z Z Zxd i h Nul

= ⋅+ + + +

33

( )E EZ aZ

Z Z Z Z Zey

h i

d i h Nul

j= ++ + + +

− °3

3150 0

( )E EZ a Z

Z Z Z Z Zez

h i

d i h Nul

j= −+ + + +

+ °3

3

2150 0

(3.44)

PrinZ d s-a notat impedanta totala de secventa directa, ca suma a impedantelor directe ale:• sistemului 110 kV, raportata la tensiunea barei de medie tensiune;• transformatorului de forta 110 kV / m.t.;• liniei de medie tensiune pâna la locul de defect.

PrinZ i s-a notat impedanta totala de secventa inversa, ca suma a impedantelor inverse ale:• sistemului 110 kV, raportata la tensiunea barei de medie tensiune;• transformatorului de forta 110 kV / m.t.;• liniei de medie tensiune pâna la locul de defect.

PrinZ h s-a notat impedanta totala de secventa homopolara a liniei de medie tensiune pâna lalocul de defect.

PrinZ R jXNul Nul Nul= + s-a notat impedanta totala a circuitului de nul, ca suma dintre:• reactanta trafo de servicii interne (sau bobina de nul);• impedanta echivalenta a circuitului paralel format din reactanta bobinei de stingere si

rezistenta rezistorului de tratarea neutrului;

Impedanta echivalenta este definita de relatia:

ZR jXR jX

R XR X

jR XR X

R jXechB

B

B

B

B

Bech ech=

⋅+ =

⋅+ +

⋅+ = +

2

2 2

2

2 2 (3.45)

unde s-au notat: R - rezistenta rezistoruluiXB - reactanta bobinei de stingere

Tinând seama de relatia (3.45), impedanta de nul se calculeaza:

Z R R j X XNul TSIh

ech TSIh

ech= + + +( ) (3.46)

Page 38: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

3. DEFECTE SI REGIMURI ANORMALE IN RETELE DE MEDIE TENSIUNE 31

Înlocuind valoarea impedantei de nul în relatia (3.43) si admitând la locul de defect Z=0, seobtine:

IE

Z Z Z Zxd i h Nul

= + + + ⋅3

3 (3.47)

Cu valoarea intensitatii curentului calculata conform relatiei (3.47), tinând cont si decirculatia curentului capacitiv al retelei, respectiv de circulatia curentului inductiv al bobinei destingere (Fig. 3.25), se poate calcula valoarea intensitatii curentului rezultant de defect:

( ) [ ]( ) ( )

IE

X X X X R R R Rdef

totd

toti

toth

Nul totd

toti

toth

Nul

1

2 2

3

3 3Re =

+ + + + + + +

( ) [ ]I U CU

Ldef tot

10

03Im = ⋅ ⋅ ⋅ − ⋅ω ω (3.48)

( ) ( ) [ ] ( ) [ ]I I Idef def def1 1 1= +Re Im

E

I(1)def[Im]

I(1)def[Im]

I(1)def[Re]

I(1)def

E

Im

Re

Im

Re

I(1)def[Re]

ICtot IB

Fig. 3.25 Calculul curentului de defect rezultant

La bornele filtrului de curent homopolar se obtine un curent rezultant dat de relatiile:

( ) [ ]( ) ( )

IE

X X X X R R R Rdef

totd

toti

toth

Nul totd

toti

toth

Nul

1

2 2

3

3 3Re =

+ + + + + + +

( ) [ ]I U C CU

Ldef tot prop

10

03Im ( )= ⋅ ⋅ ⋅ − − ⋅ω ω (3.49)

( ) ( ) [ ] ( ) [ ]I I Idef def def1 1 1= +Re Im

Page 39: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

32

În relatiile (3.48) respectiv (3.49) s-au utilizat urmatoarele notatii:Ctot - capacitatea totala a retelei;Cprop - capacitatea proprie a liniei cu defect;L - inductivitatea bobinei de stingere;

Page 40: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

4. SESIZAREA DEFECTELOR ÎNRETELE DE ÎNALTA TENSIUNE

În acest capitol se prezinta pe scurt câteva metode de sesizare a defectelor care potapare în retelele de înalta tensiune, folosite drept criteriu pentru realizarea functiilor deprotectie în cadrul terminalelor de protectie.

4.1. Detectia scurtcircuitelor bifazate si trifazate;

4.1.1. Protectia maximala de curent nedirectionata;

Cresterea semnificativa a intensitatii curentilor pe faze ofera un criteriu simplu sirelativ usor de implementat în cadrul terminalelor de protectie numerice.

Schema logica echivalenta unei implementari software se prezinta in fig. 4.1.

+_

+_

+_

>1t

0

IR

IS

IT

I >

C

TO

Fig. 4.1 Protectia maximala de curent temporizata

unde: IR, IS, IT reprezinta valorile efective ale intensitatilor curentilor pe faze,I > este curentul de pornire reglat,C reprezinta comparatoarele,T elementul de timp cu temporizare la actionare.

Iesirea O a protectiei maximale de curent este asignata logicii de declansare.În cazul unei protectii maximale de curent instantanee, schema logica echivalenta

implementarii software se modifica conform fig. 4.2.

Page 41: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

34

+_

+_

+_

>1

IR

IS

IT

I >>

C

O

Fig. 4.2 Protectia maximala de curent instantanee

Semnificatia simbolurilor este similara cu cele din fig. 4.2, iar I >> reprezinta curentulde pornire reglat pentru aceasta protectie.

4.1.2. Protectia maximala de curent directionata

Retelele de înalta tensiune functioneaza în general buclat. Ca urmare este necesar a secomplecta schema unei protectii maximale de curent cu elementul directional, care sa permitaactionarea protectiei numai la o circulatie a curentului de defect de la bare spre linie. Schemalogica echivalenta implementarii sotware se prezinta in fig. 4.3

+_

+_

+_

>1 t0

IR

IS

IT

I >

C

TO

&

dF

Fig. 4.3 Protectia maximala de curent directionata si temporizata

Poarta logica SI conditioneaza impulsul de declansare de decizia elementuluidirectional. Daca defectul este încadrat “în fata” variabila logica dF=1 si se permite actionarea.În caz contrar actionarea este blocata.Detalii privind protectiile maximale de curent se prezinta în cap. 5.

Page 42: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

4. SESIZAREA DEFECTELOR ÎN RETELE DE ÎNALTA TENSIUNE 35

4.1.3. Protectia de distanta

Scurtcircuitele sunt caracterizate de atât de cresterea accentuata a intensitatiicurentului cât si de scaderea tensiunii pe faza sau fazele cu defect. Protectia de distantautilizeaza criteriul U/I pentru sesizarea selectiva a scurtcircuitelor.Detalii privind protectia de distanta se prezinta în cap. 7.

4.2. Sesizarea cresterilor anormale de tensiune

Cresterea nivelului de tensiune, în regim permanent, într-o zona a retelei conduce lasolicitari ale izolatiei echipamentelor, iar daca nu se iau masuri de scoatere de sub tensiune aacestora, regimul anormal poate conduce la avarii în sistem. Pentru sesizarea acestui regim seutilizeaza protectia maximala de tensiune temporizata.

Schema principiala de functionare a unei protectii maximale de tensiune se prezinta înfig. 4.4

+_

+_

+_

>1

&

t

t

0

0

URO

USO

UTO

U >

C

T

T

Op

Os

Fig. 4.4 Protectia maximala de tensiune temporizata

La depasirea pragului reglat U > de oricare dintre tensiunile de faza URO, USO,UTO, unul din cele trei comparatoare va bascula, iar la expirarea temporizarii reglate T, iesirealogica Op=1 conducând fie la semnalizare fie la declansare. În cazul în care toate cele treitensiuni de faza depasesc pragul reglat pentru un interval de timp mai mare decât temporizareareglata, a doua iesire logica Os=1 conducând fie la semnalizare fie la declansare.

4.3. Sesizare asimetriilor de curenti

La functionarea în regim normal a retelelor electrice trifazate, cei trei curentialcatuiesc un sistem simetric si echilibrat. În anumite conditii, ca de exemplu, scurtcircuite (cuexceptia scurtcircuitelor trifazate), întreruperea unei faze sau întreruperea a doua faze sau unregim puternic de sarcina asimetrica provoaca aparitia componentei de secventa inversa în

Page 43: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

36

retea. Tocmai aparitia componentei de secventa inversa a curentilor este criteriul utilizat demulte terminale numerice de protectie pentru sesizarea acestui regim anormal.

O schema de principiu pentru protectia maximala de curent de secventa inversa seprezinta în fig. 4.5.

+_

+ t0

IR

a I2S

aIT

C T

Ti

Op

Ost

I

3Iinv >

S

Fig. 4.5 Protectie maximala de curent de secventa inversa

Curentii efectivi de pe cele trei faze sunt aplicati sumatorului S, dupa urmatoarealogica: IR nemodificat, IS rotit cu 120° în sens invers trigonometric si IT rotit cu 120° în senstrigonometric. Sumatorul realizeza de fapt un filtru de curent de secventa inversa. Iesireasumatorului se aplica comparatorului C, iar daca valoarea curentului de secventa inversadepaseste pragul reglat, 3Iinv > se produce fie pornirea elementului de timp T (pentrucaracteristica de actionare independenta) fie pornirea elementului de timp Ti (pentrucaracteristica de actionare invers dependenta). La expirarea temporizarii reglate (functie deoptiunea validata) se activeaza una din iesirile Op, respectiv Os, care poate conduce lasemnalizare sau la declansare. De regula, temporizarile reglate au valori mari pentru prevenireaactionarii intempestive la scurtcircuitele nesimetrice. Valoarea de lucru a protectiei maximalede curent de secventa inversa trebuie astfel stabilita, încât sa depaseasca nesimetriile naturale,datorate micilor nesimetrii ale sarcinii sau neidentitatii caracteristicilor transformatoarelor demasura de curent.

4.4. Sesizarea pendulatiilor de putere

Regimul de funcsionare cu pendulatii de putere reprezinta un regim anormal defunctionare al retelelor electrice, caracterizat de:• variatii ale circulatiei de putere ca urmare a alunecarii relative a tensiunilor generatoarelor

în diferite puncte din sistem;• variatii ale impedantei masurate de un releu de distanta (atât ca modul cât si ca faza);• sistemul de tensiuni si curenti ramâne simetric si echilibrat;

Ca rezultat al pendulatiilor de putere, impedanta masurata de releul de distanta trece dinzona normala de sarcina în zonele caracteristicilor de masura ale releului. În cazul unorperturbatii tranzitorii (care se amortizeaza) este important a se preveni eventuala actionare areleului de distanta prin asa numitul blocaj la pendulatii.

Page 44: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

4. SESIZAREA DEFECTELOR ÎN RETELE DE ÎNALTA TENSIUNE 37

Pendulatiile pornesc de regula din zona de sarcina si pot fi privite ca un regim trifazatechilibrat. Acest regim de pendulatii poate fi studiat prin luarea in coniderare a rotatiei relativedintre cele doua tensiuni ale generatoarelor echivalente (EA si EB) de la capetele LEA.(fig. 4.6)

~ ~

A BZLZA I

VR

EA EBZB

Fig. 4.6 Schema pentru studiul pendulatiilor

S-au notat:ZA, ZB - impedantele echivalente ale sistemului raportate la barele statiei A

respectiv B;EA, EB - tensiunile electromotoare echivalente ale sistemului raportate la barele

statiei A respectiv B;

In baza fig. 4.6 se pot scrie urmatoarele ecuatii:( ) BBLR EZZIV ++⋅= (4.1)

AAR ZIEV ⋅−= (4.2)

IVZ R

M = (4.3)

unde ZM este impedanta masurata de releul de distanta.

Se noteaza cu n=EA/EB (raportul modulelor t.e.m. EA si EB) iar EA se considera origine defaza. În acest caz (fig. 4.7) se obtine:

θjAB e

nEE −= (? pozitiv in sens trifonometric si negativ in sens invers)

EA

EB

1

j

Fig. 4.7 Diagrama fazoriala a t.e.m.

din (4.3) => AA

MR Z

IEZ

IV −== (4.4)

Page 45: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

38

din (4.1) si (4.2) => ( ) BBLAA EZZIIZE ++⋅=⋅−

Notând: ZT=ZA+ZL+ZB (impedanta totala) se obtine:

T

BA

ZEEI −= (4.5)

Înlocuind (4.5) in (4.4) se obtine:

ATBA

AM ZZ

EEEZ −⋅−

= (4.6)

si deci pentru:EeEE j

AA =⋅= 0

θθ jjBB enEeEE −− ⋅=⋅= /

se obtine:

AjT

M Zen

ZnZ −−

⋅= − θ

respectiv

( ) AT

M Zjn

ZnZ −+−

=θθ sincos

si deci:( )( ) ATM Zn

jnZnZ −+−−−⋅⋅=

θθθθ

22 sincossincos

(4.7)

Locul geometric al impedantei ZM când EB se roteste relativ la EA reprezintapendulatiile de putere. Locul geometric este reprezentat grafic în fig. 4.8.

Cazul 1. n=1 => locul geometric este o dreapta care împarte în doua ImZMCazul 2. n>1 => locul geometric este un cerc deplasat fata de B' cu:

ZT

n2 1−si având raza

12 −⋅=

nZTnr

Cazul 3. n<1 => locul geometric un cerc deplasat fata de A' cu:

n

nZT

2

1 2−si raza ZT

nnr 21 −

=

Page 46: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

4. SESIZAREA DEFECTELOR ÎN RETELE DE ÎNALTA TENSIUNE 39

R

jX B’

A’

Zp’

Zp

Rp

ZM

ZZ

ZL

AB

++

ZA

Sarc

ina

norm

ala

n>1

n=1

n<1

Fig. 4.8 Locul geometric al impedantei masurate

Principiul de detectie al pendulatiilor este bazat pe supravegherea vitezei de scadere aimpedantei si se poate aprecia prin masurarea intervalului de timp ∆t dintre momentulpatrunderii impedantei în poligonul de blocaj pendulatii (Zp) si momentul patrunderiiimpedantei într-un poligon paralel (Zp’), aflat la distanta 0.8*Rp si respectiv 0.8*Xp.Daca regltt ≥∆ (pentru ∆t de regula cuprins in intervalul 30 ... 50 ms)

se declara pendulatii si se blocheaza protectia de distanta.

Daca regltt ≤∆rezulta existenta unui defect, si se permite actionarea protectiei de distanta.

Blocajul la pendulatii se anuleaza la detectarea curentului homopolar sau a uneiasimetrii în sistemul trifazat de curenti (sesizate prin aparitia curentului de secventa inversa). Înacest fel protectia de distanta va actiona întotdeauna corect in caz de defect.Schema logica de principiu a blocajului la pendulatii se prezinta în fig. 4.9.

Page 47: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

40

>1

& & &t

0

TZ<Zp

Z<Zp’

Ih>Iregl

Iinv>Iregl

Blc_p

Fig. 4.9 Principiul blocajului la pendulatii

La detectarea pendulatiilor, prin estimarea vitezei de scadere a impedantei masurate, variabilalogica Blc_p = 1. Aceasta variabila este utilizata apoi pentru blocarea zonelor de masura aimpedantelor buclelor de defect.

Page 48: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

5. SESIZAREA DEFECTELOR ÎNRETELE DE MEDIE TENSIUNE

În acest capitol se indica câteva metode de sesizare a defectelor care pot apare înretelele de medie tensiune, folosite drept criteriu pentru realizarea functiilor de protectie.

5.1. Detectia scurtcircuitelor bifazate si trifazate

5.1.1. Protectia maximala de curent nedirectionata

Protectia maximala de curent reprezinta actualmente cea mai raspândita metoda desesizare si eliminare a scurtcircuitelor bifazate si trifazate din retelele de medie tensiune,indiferent de modul de tratare al neutrului. Cresterea semnificativa a intensitatii curentilor pefaze ofera un criteriu simplu si relativ usor de implementat în cadrul protectiilor numerice.

În cazul retelelor de medie tensiune simple, radiale, protectia maximala de curentnedirectionata rezolva, de regula, toate cazurile de scurtcircuit. Problemele care apar tin maimult de coordonarea reglajelor protectiilor decât de realizarea acestora. Ca metode decoordonare se poate adopta metoda coordonarii în domeniul timp, coordonarii prin reglaj decurent sau o metoda combinata.

Coordonarea în domeniul timpAcest procedeu de coordonare al reglajelor protectiei maximale de curent

nedirectionate este ilustrat în Fig. 5.1.Începând de la

consumator spre sursa,reglajul temporizariiprotectiei se creste cucâte o treapta deselectivitate ∆t (deexemplu 0,5 s). Laaparitia unui scurtcircuitîn portiunea C-D aretelei, vor demaraprotectiile maximale decurent din statia A si dinposturile B si C, dar protectia din C, cu temporizarea cea mai mica, va comanda declansareaîntreruptorului directia D, eliminând defectul si permitând alimentarea restului consumatorilor.În caz de refuz actionare protectie sau de refuz declansare al întreruptorului din C directia D,protectia din B directia C va elimina defectul, asigurându-se astfel si rezerva de actionare.Demarajul protectiei din statia A se va produce numai la un astfel de reglaj care sa permitasesizarea scurcircuitului pe portiunea de retea cea mai îndepartata de statie. Dezavantajul de

1,755 1,25 0,75 0,25

Fig. 5.1 Coordonarea în domeniul timp al reglajelor protectieimaximale de curent.

Page 49: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

42

principiu al metodei îl constituie timpul mare de întrerupere cu cât defectele sunt mai apropiatede sursa si deci intensitatea curentului de scurtcircuit creste. Reglajul protectiei maximale de curent nedirectionate se calculeaza în functie de valoareacurentului de sarcina maxim:

Ikk

Ippsig

revsarc= ⋅ _max (5.1)

unde: Ipp - valoarea curentului de pornire al protectiei exprimat în valori primare [Aprim];Isarc_max - valoarea maxima a curentului de sarcina prin linia protejata [Aprim];ksig - coeficient de siguranta;krev - coeficient de revenire definit ca raportul dintre valoarea de revenire si respectiv

valoarea de pornire a protectiei;Pentru reglajul astfel stabilit trebuie verificat daca se sesizeaza defectele la capat de

retea, verificare care înseamna a calcula coeficientul de sensibilitate:

kI

Isenssc

PP

= _min(5.2)

unde: Isc_min - valoarea curentului minim de scurtcircuit (de regula scurtcircuit bifazat) lacapatul zonei protejate;

ksens - coeficient de sensibilitate;

Valoarea obtinuta în baza relatiei(5.2) trebuie sa fie mai mare decâtvaloarea impusa (de exemplu 1,5).

Caracteristica t=f(I)independenta, prezentata în Fig.5.2, ofera o temporizare aactionarii t=ta independenta devaloarea curentului de scurtcircuit,pentru Isc > Ip , unde prin Ip s-anotat valoarea de reglaj a protectieimaximale de curent nedirectionate.

În cazul utilizariiprotectiei maximale de curentnetemporizate, asa numitasectionare de curent, valoarea dereglaj de curent se stabilestefunctie de curentul de scurtcircuitmaxim (de regula scurtcircuit

trifazat) si anume:

( )I k Ipp sig scc= ⋅ 3_max (5.3)

unde: I(3)scc_max - valoarea intensitatii curentului de scurtcircuit trifazat maxim, la capatul

zonei protejate [Aprim];ksig - coeficient de siguranta;Prin combinarea (Fig. 5.3) celor doua metode prezentate mai sus, se poate elimina

dezavantajul timpilor mari de declansare în cazul unor defecte apropiate de sursa.

Fig. 5.2 Caracteristica de actionare independenta

Page 50: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

5. SESIZAREA DEFECTELOR ÎN RETELE DE MEDIE TENSIUNE 43

Astfel, pentru un scurtcircuit înpunctul K1 declansarea se vaproduce rapid (t=0 s) prinprotectia de sectionare de curent,iar la un scurtcircuit în punctulK2 sau în punctul K3 cu refuz deactionare al întreruptorului dinpostul B directia C, declansareadin statia A directia B se vaproduce temporizat (t=1,25s) prinprotectia maximala de curenttemporizata.

Protectia maximala de curent cucaracteristica t=f(I) inversdependenta

O alta modalitate de aînlatura dezavantajul major alprotectiei maximale de curentindependente consta înutilizarea protectiilor maximalede curent având caracteristicit=f(I) invers dependente. Desiacest principiu este mai vechi,existând relee electromagnetice(relee de inductie) a carorcaracteristica de actionare esteinvers dependenta, dificultatiletehnologice de fabricatie aucondus, practic, la scoatareaacestora din exploatare.Trecerea la tehnologia numericapentru realizarea protectiilor,“redescopera” protectiile maxi-male de curent cu caracteristicainvers dependenta.

Modul în care acest tipde protectie rezolva deco-nectarea cu atât mai rapida cucât defectul este mai aproape desursa rezulta analizândexemplul pentru reteaua dinFig. 5.4. Plecând de la schemamonofilara a portiunii de reteade medie tensiune, s-a trasat înprimul grafic curba de variatie acurentului de scurtcircuittrifazat functie de distanta pâna

A B C D

I> I> I>t=1,25 s t=0,75 s t=0,25 sI>>t=0 s

t [s]

l [km]

1,25 s

0

K1 K2 K3

Fig. 5.3 Coordonarea reglajelor la utilizarea sectionarii decurent

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

0 5 10 15 20 25 30

A B C D

I>t=1,25 sI>>t=0 s

5km 10km 15km

110/20 kV25MVAusc=10%

20/0.4 kV630 kVAusc=10%

110kV

L [km]

Isc [A]

E

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

1.2

1.4

1.6

1.8

2.0

500 1500 2500 3500 4500 5500 6500 7500

AB

C

Isc_AIsc_BIsc_C

I [A]

t [s]

Fig. 5.4 Coordonarea reglajelor la utilizarea protectiilormaximale de curent având caracteristici dependente

Page 51: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

44

la locul de defect. Pentru protectiile din statia A si din posturile B si C s-au luat în considerareprotectii maximale de curent a caror caracteristica t=f(I) este data de relatia:

1

802

=

n

SC

II

t (5.4)

corespunzatoare standardului britanic BS142 - “Extremely inverse” care s-au trasat în cea de-adoua diagrama în gama curentilor de scurtcircuit ai retelei, pentru un curent nominal primar In= 200 A. La un defect în punctul B (ISC = 3200 A), protectia din B directia C, va emite impulsde declansare dupa t = 0,3 s. În caz de refuz de actionare, protectia din A directia B, vadeclansa ca rezerva, dupa t = 0,8 s. La un defect în C (ISC = 1500 A), protectia din C directia D,va comanda declansarea la t = 0,3 s, iar în caz de refuz vor declansa protectia din B directia C,la t = 1,4 s, sau protectia din A directia B, la t = 3,3 s. Asftel, se îndeplinesc conditiile deselectivitate de actionare a protectiilor. De remarcat si micsorarea timpului de declansare, încazul unui refuz de actionare, functie de valoarea curentului de scurtcircuit. Intr-adevar, ladefectul din punctul C (ISC=1500 A), în caz de refuz actionare, timpul de declansare este t = 1,4s, în timp ce pentru un defect mai sever în punctul B (ISC= 3000 A) cu refuz de actionare,declansarea de rezerva se produce la t = 0,8 s.Standardele internationale prevad urmatoarele caracteristici pentru protectiile maximale decurent dependente:1) caracteristica normal inversa, definita de relatia:

tk

II

Ttimp

b

b=⋅

+014

10 02

,, (5.5)

pentru I ISTART≥

t = ∞ pentru I ISTART<

2) caracteristica foarte inversa, definita prin relatia:

tK

II

Ttimp

b

b=⋅

+13 5

1

, (5.6)

pentru I ISTART≥ t = ∞ pentru I ISTART<

3) Caracteristica extrem inversa, definita de relatia:

tK

II

Ttimp

b

b=⋅

−+

80

12 (5.7)

Page 52: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

5. SESIZAREA DEFECTELOR ÎN RETELE DE MEDIE TENSIUNE 45

pentru I ISTART≥ t = ∞ pentru I ISTART<

4) Caracteristica defect timp lung, definita de relatia (5.8):

tK

II

Ttimp

b

b=⋅

+120

1(5.8)

pentru I ISTART≥t = ∞ pentru I ISTART<Reprezentarea grafica a familiilor de caracteristici t=f(I) este redata în Fig. 5.5. iar semnificatiaparametrilor este ilustrata în Fig. 5.6.

Prin combinarea unei protectii maximaleinvers dependente cu o protectie maximalaindependenta se obtine o caracteristica deprotectie conform Fig. 5.6 divizata în trei zonesi anume:• zona I - t = ∞ pentru I ISTART< ;• zona II - t definit de una din relatiile

(5.5)… (5.8)pentruI I ISTART L≤ < >> ;

• zona III (definitprin IL >> )pentru I IL≥ >> .

Caracteristici t=f(I) inverse

0.000

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

8 13 18 23 28 33 38 43

I = (1.6 … 3.6) Ib, Ib=5 [A]

t [s]

NI_calcFI_calcExI_calcDefL_calc

Fig. 5.5 Caracteristici de actionare invers dependente

Fig. 5.6 Caracteristica invers dependentacombinata

Page 53: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

46

5.1.2. Protectia maximala de curent directionata

Un caz special al retelelor de medie tensiune îl constituie cel al liniilor cu dublaalimentare, ca în exemplul prezentat în Fig. 5.7.

Coordonarea reglajelor cu timpi crescatori spre sursa impune o selectare a sensului descurgere a energie spre locul de defect, realizata de regula cu elemente directionale caresesizeaza sensul de scurgere al curentului de scurtcircuit. Cu reglajele de timp ale protectiilormaximale de curent independente ca în Fig. 5.7, la un defect pe linia A-B, vor actiona protectiadin A directia B la t = 1s si protectia din B directia A, la t = 0,5 s. Protectia din B directia C nuva actiona desi are aceeasi temporizare, deoarece sensul de curgere al curentului de defect estede la C spre B deci în directie opusa pentru elementul directional.

Scheme de conectare ale elementelor directionalePentru releele directionale electromecanice (electrodinamice, de inductie, etc.),

expresia cuplului activ care actioneaza asupra echipajului mobil provocând închidereacontactelor este:

M k U Ia r r r= ⋅ ⋅ ⋅ +cos( )ϕ α (5.9)

unde: Ur - tensiunea aplicata la bornele releului;Ir - intensitatea curentului aplicat la bornele releului;ϕr - unghiul de defazaj dintre fazorii Ur si Ir aplicati la bornele releului;k, α - factor de proportionalitate, respectiv unghi intern constructiv al releului;Daca Ma > Mr, releul îsi închide contactele, iar daca Ma < Mr, releul îsi mentine

contactele deschise. Prin Mr s-a notat cuplul rezistent al releului, datorat resortului antagonist.Deci conditia de actionare a unui releu directional este o relatie de forma:

U Ir r r⋅ ⋅ + >cos( )ϕ α 0 (5.10)

Unghiul α, unghi de sensibilitate maxima, reprezinta acel unghi de defazaj dintre tensiunea sicurentul aplicat releului, pentru care se obtine cuplul maxim. Cu toate ca elementul directionaleste un element wattmetric, relatia (5.10), caracteristica de actionare poate fi modificata prinalegerea corespunzatoare a tensiunilor si curentului aplicat.

Pentru releele în constructie statica, cuplul maxim nu reprezinta o marime strictrelevanta, dar unghiul de cuplu maxim este într-adevar un unghi de sensibilitate maxima.

Fig. 5.7 Protectia maximala de curent directionata într-o retea de medie tensiune cu dubla alimentare

Page 54: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

5. SESIZAREA DEFECTELOR ÎN RETELE DE MEDIE TENSIUNE 47

La elementele directionale realizate în tehnica numerica (de fapt functii implementateprin soft), notiunea de sensibilitate maxima are foarte putina relevanta, iar unghiul de“sensibilitate maxima” defineste de fapt zona de actionare. Astfel, la un element directionaldigital, cu unghi de sensibilitate maxima ϕ = 30° ind, Fig. 5.8, zonele de actionare si respectivblocare sunt implementate cu referire la acestunghi. De mentionat, spre deosebire de releeledirectionale clasice, posibilitatea facila derealizare a unei largimi a zonei de actionarediferita de ± 90°, de exemplu ±80°.

Una din schemele de conectare a releuluidirectional este asa-numita schema de 30°.Elementului directional de pe faza R i se aplicacurentul IR si tensiunea URT, ca în Fig. 5.9.Elementul directional de pe faza S este alimentatcu IS si USR , iar cel de pe faza T cu IT si UTS.Aceasta conexiune a elementelor directionaleofera actionari satisfacatoare pentru majoritateadefectelor din liniile de medie tensiune cuconditia existentei transformatoarelor de curent petoate trei fazele.În schema deracordare ladouatransformatoarede curent, deexemplu pefazele R si T,pot apareprobleme la unscurcircuit S-Tapropiat,deoareceelementul fazeiT este alimentattocmai cutensiuneascazuta, în timpce elementulfazei R nu sesizeaza defectul. Acest fapt a condus la utilizarea în practica, mult mai frecventa,a schemei de 90°.

În schemele de racordare a elementelor directionale în conexiune de 90°, marimileaplicate elementelor directionale sunt prezentate în tabela 5.1.

Tabela 5.1 Marimile aplicate elementelor directionale în schema de 90°Elementul directional Curent aplicat Tensiune aplicata

Faza R IR UST

Faza S IS UTR

Faza T IT URS

U r

Ir

ϕ r

90o

ZonaActionare

Z on aBlocare

Fig. 5.8 Zona de actionare la un elementdirectional digital

URO

IR

USO

UTO

URT

30o

60o

120o

UROIT

USO

UTO

IS

a) Regim normal b) Scurtcircuit S - T

UTO1 USO1

U - USO1 RO

U - UTO1 SO1

Blocare

Actionare

Fig. 5.9 Diagrame fazoriale pentru conexiunea 30°

Page 55: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

48

Aceasta conectare a elementelor directionale ofera o buna comportare la toate tipurilede defecte, cu conditia alegerii corespunzatoare a unghiului de sensibilitate maxima.

Scheme de conectare pentru elemente directionale realizate numericImplementarea soft a functiei de element directional ofera o flexibilitate mult mai

mare de combinare a curentilor si tensiunilor necesare, aplicarea acestor marimi însemnând defapt executarea unor operatii algebrice. Apar asfel câteva avantaje imediate:

• realizarea sensibilitatii nelimitate a elementului directional, chiar la defecte trifazateapropiate, prin implementarea memoriei de tensiune;

• alegerea, conform cu necesitatile aplicatiei, a schemei de conectare dorite;• ofera solutii noi pentru realizarea elementului directional;

Utilizarea elementelor directionale numerice ofera posibilitatea deosebit de comoda,prin proceduri de parametrizare, de a regla unghiul de sensibilitate maxima si/sau latimea zoneide actionare. În acest fel se pot stabili reglaje mult mai exacte pentru fiecare aplicatie în parte,fara a fi necesare modificari de circuite sau înlocuiri de componente. Astfel, pentru EPAM s-austabilit marimile aplicate elementelor directionale conform tabelei 5.2.

Tabela 5.2 Marimile utilizate la stabilirea directieiBucla de defect Curent aplicat Tensiune aplicata

R - S I IR S− ( )U U eST TRj− ⋅ °90

S - T I IS T− ( )U U eTR RSj− ⋅ °90

T - R I IT R− ( )U U eRS STj− ⋅ °90

Caracteristica elementului directional prezinta un unghi de sensibilitate maximareglabil prin setarea corespunzatoare în cadrul meniului de parametrizare. Comportareaelementului directional rezulta analizând Fig.5.10, care prezinta diagramele fazoriale aletensiunilor si curentilor în cazul normal si al unui scurtcircuit S-T, pe o linie de medie tensiune,cu unghiul liniei 60°. La aceasta valoare se considera reglat si unghiul maxim de sensibilitate.În Fig. 5.10b sunt reprezentati fazorii de polarizare pentru elementul directional ST, respectivRS, la defectul S-T. Se observa corecta polarizare cu defazaj de cca. 60° ind pentru elementuldirectional ST, respectiv cca. 30° ind pentru elementul directional RS.

Principii noi pentru elementele directionaleÎntre solutiile noi pentru implementarea elementelor directionale enumeram utilizarea

unor combinatii ale tensiunilor de succesiune directa de la bornele releului, sau a tensiunilor sicurentilor de succesiune inversa sau a metodelor incrementale si a tehnicilor bazate pe reteleneuronale. Aceste metode s-au dezvoltat în strânsa legatura cu protectiile de distanta pentruliniile de înalta si foarte înalta tensiune. Totusi, unele dintre aceste metode pot fi aplicate cuadaptari minime si pentru protectiile liniilor de medie tensiune. Astfel, se prezinta în continuareprincipiul metodei bazate pe tensiunea si curentul de succesiune inversa pentru retele de înaltatensiune si o posibilitate de utilizare pentru retele de medie tensiune.Considerând schema echivalenta a unei retele de înalta tensiune cu dubla alimentare si schemaechivalenta pentru un defect faza-pamânt, Fig. 5.11, se poate calcula impedanta de succesiuneinversa, utilizând tensiunea si curentul de succesiune inversa, în felul urmator:

Pentru defect faza-pamânt, directie fata ZV

ISZSi

i

ii= − = −

Page 56: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

5. SESIZAREA DEFECTELOR ÎN RETELE DE MEDIE TENSIUNE 49

Pentru defect faza-pamânt,directie spate

ZVIR

ZL ZRii

ii i= −

− = +

În acest fel se poate decide corectdaca defectul este “în fata” saudaca este ”în spate”. Diagrama deactionare a elementului direc-tional, considerând numaireactantele, este prezentata înaceeasi figura.Considerând acum o retea de medietensiune cu dubla alimentare si unscurtcircuit bifazat izolat în retea,se obtine schema echivalenta încomponente simetrice din Fig.5.12. Calculând impedanta desuccesiune inversa, utilizândtensiunea si curentul de succesiuneinversa, se obtine:• pentru defect faza-pamânt,

directie fata

ZV

ISZSi

i

ii= − = −

• pentru defect faza-pamânt,directie spate

ZVIR

ZL ZRii

ii i= −

− = +

R EL EUSursa S S ursa R

Z S d Z L d ZR d

R F R F

ZSd ZL d ZR d

R F

ZR i

ZR h

ZL i

ZL h

ZS iIS i

ZSh

IR i

ES ER~ ~

~ ~

V i

ZS i

Z R iZL i +

+ X i

X = 0i

Direc tie S pate

Di rec tie F ata

Fig. 5.11 Element directional bazat pe marimi de succesiune inversa

URO

IR

USOUTO

UTR

30o

60o

URO

USO

UTO

IS

a) Regim normal

b) Scurtcircuit S - T

UTO1 USO1

USTpol

Blocare

Actionare

ISIT

I -IS T

USR

( )U U eTR RSj− ⋅ 90o

URSpol

I - IS T

I - IR S

60o

30o

Fig. 5.10 Diagrama fazoriala pentru elementele directionalela defect S-T

Page 57: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

50

Diagrama elementului directional, considerând numai reactantele, este prezentata în aceeasifigura.În acest fel se poate decide corect daca defectul este “în fata” sau daca este ”în spate”.

Problematica blocajului protectiei maximale la curentul de magnetizare

Aceasta problema estecomuna atât protectieimaximale nedi-rectionate, cât si pro-tectiei maximale di-rectionate. Laconectarea liniilor elec-trice de medie tensiunerelativ lungi, cu multetransformatoare simotoare în derivatie,intensitatea curentuluipoate atinge valori mari,peste valorile de reglaj,datorita curentilor demagnetizare ai transfor-matoarelor si/sau de

pornire a motoarelor mari nedeconectate de la retea. Existenta în curba curentilor acomponentei aperiodice poate favoriza actionari incorecte ale protectiilor maximale de curent,în special în cazul unor temporizari reduse. Metodele actuale de desensibilizare fata de socul demagnetizare prin cresterea valorii curentului de actionare sau cresterea temporizarii conducimplicit la reducerea eficacitatii acestor protectii. În cele ce urmeaza se prezinta doua metodede sesizarea acestui regim tranzitoriu, care ofera posibilitatea blocarii protectiei maximale decurent pe durata acestui regim, dar fara a afecta sensibilitatea protectiei în cazul

RELEUSursa S Sursa RZSd ZLd ZRd

RF RF

ZSd

ZLd

ZRd

RF

ZRi

ZLi

ZSi

ISi

IRi

ES ER~ ~

~ ~

Vi

ZSi

ZRiZLi ++Xi

X =0i

Directie Spate

Directie Fata

Fig. 5.12 Element directional bazat pe marimi de succesiune inversa

Fig. 5.13 Oscilograma curentilor si tensiunilor la conectarea unei linii20 kV

Page 58: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

5. SESIZAREA DEFECTELOR ÎN RETELE DE MEDIE TENSIUNE 51

scurtcircuitelor. În Fig. 5.13 se prezinta oscilograma curentilor dintr-o linie 20 kV, înmomentul conectarii. Este un caz tipic de curent de soc de magnetizare ca urmare a conectariimai multor transformatoare aflate în derivatie pe linie. Valorile curentilor din oscilograma suntdate în Aprim, la momentul t=50 ms de la conectarea fazei R. Marimea f1(1) reprezinta valoareaefectiva a fundamentalei intensitatii curentului de pe faza R (calculata pentru o perioada).Marimea f2(1) reprezinta valoarea efectiva a armonicii a doua a intensitatii curentului de pefaza R (calculata pentru o perioada).

Din Fig. 5.13 se desprinde o metoda de sesizare a curentului de magnetizare si anumeutilizarea valorii efective a armonicii a doua, mai exact a raportului între valoarea efectiva aarmonicii a doua si valoarea efectiva a fundamentalei (I2 / I1). Conditia de sesizare a curentuluide soc de magnetizare devine:

II

K2

1

≥ (5.11)

unde K este o constanta cu valori 0.20 … 0.40. Atunci când se depaseste valoarea data derelatia (5.11) se produce blocarea protectiei maximale atâta timp cât se mentine conditia.

Problematica socului curentului de magnetizare se poate explica în baza pricipiului defunctionare al transformatorului. La aplicarea unei tensiuni alternative sinusoidale primaruluiunui transformator, fluxul magnetic din circuitul magnetic al transformatorului se modifica dela o valoare de vârf negativa la valoarea de vârf pozitiva pe durata unei semiperioade atensiunii de alimentare. Variatia ∆Φ =2Φ max este proportionala cu integrala în domeniul timp aundei tensiunii de alimentare între doua treceri succesive prin zero. Daca conectarea se produceîn momentul trecerii prin zero a tensiunii de alimentare si fluxul rezidual prin circuitulmagnetic este nul, rezulta ca întreaga variatie a fluxului se preia în prima semiperioada atensiunii de alimentare, iar fluxul maxim prin circuitul magnetic atinge o valoare aproape dublafata de fluxul maxim în conditii de regim permanent. Aceasta crestere a fluxului la o valoaredubla corespunde unei conditii de saturatie maxima a miezului transformatorului. Saturareaputernica a circuitului magnetic determina o crestere însemnata a reluctantei magnetice, iarreactanta primara a înfasurarii scade la o valoare apropiata de reactanta unei înfasurari faramiez magnetic. Ca urmare, curentul absorbit are la început o crestere usoara începând cuvaloarea zero. Odata ce valoarea fluxului depaseste valoarea nominala, intrând în zona desaturatie a caracteristicii de magnetizare, reactanta scade rapid si ca urmare se produce ocrestere importanta a intensitatii curentului absorbit. Scaderea valorii fluxului se produce însemiperioada în care tensiunea de alimentare este negativa si are ca efect scaderea spre zero aintensitatii curentui absorbit. Rezulta o unda de curent distorsionata, fara valori negative, ca înFig. 5.14.Constanta de timp de amortizare a procesului tranzitoriu este de ordinul a cca. 0,1 s pentru untransformator de 100 kVAajungând la cca. 1 s pentruunitatile mari de transformatoare.Conectarea transformatorului laalte momente de timp cores-punzatoare undei tensiunii dealimentare conduce la valori maiscazute ale curentului pe durataregimului tranzitoriu. Latransformatoarele trifazatemomentul conectarii este diferitpentru fiecare faza în parte si caurmare si valorile curentilor de

Fig. 5.14 Curentul la conectarea transformatorului

0.00

0.20

0.40

0.60

0.80

1.00

1.20

0 20 40 60 80 100 120 140

t[ms]

nII

Page 59: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

52

magnetizare vor diferi. De asemenea în aceste transformatoare pot apare si fenomene deinterferente mutuale între faze care determina aparitia curentului de magnetizare si înînfasurarea la care momentul conectarii nu ar fi condus la soc de magnetizare.

Unda curentului de magnetizare contine un procent însemnat de armonici, procentcare creste odata cu marirea gradului de saturatie a miezului magnetic. Daca unda curentului demagnetizare pastreaza simetria fata de axa orizontala, predomina armonicile impare si înspecial armonicile trei si cinci. În situatia în care unda curentului de magnetizare contine si ocomponenta aperiodica, caz frecvent, spectrul de armonici va contine si armonici pare, înspecial armonica a doua. O unda tipica de curent de magnetizare contine un procent însemnatde armonici a doua si a treia, precum si procente din ce în ce mai mici din armonici de ordinsuperior.

Pentru unda de curent faza R, din Fig. 5.13, la momentul t=50 ms, raportul între

armonica a doua si fundamentala este: II

2

1

7532612

0 29= =..

. , iar dupa 200 ms valoarea

raportului devine: 0.04.Implementarea blocajului protectiei maximale la socul de magnetizare, poate fi

realizata destul de usor în cadrul protectiilor numerice prin calcularea valorii efective aarmonicii a doua a curentului printr-un algoritm bazat pe metoda Fourier. Aceasta metoda s-aaplicat si functiilor de protectie maximale din echipamentul EPAM.

O alta metoda de sesizare a curentului de magnetizare pentru protectiile diferentialelogitudinale pentru transformatoare, se bazeaza pe observatia ca unda curentului demagnetizare are valori mici, practic zero, pe anumite intervale de timp. Durata minima aportiunii cu curent zero, este teoretic un sfert din perioada semnalului si poate fi sesizata cu un

simplu circuit de cronometrare T1, reglat la 1

4 ⋅ f secunde. În Fig. 5.15 se prezinta o schema

bloc de detectie a curentului de magnetizare.Circuitul timer T1 produce un semnal la iesire numai daca valoare curen-tului este zero pentru

un interval detimp mai mare

decât1

4 ⋅ fsecunde.Circuitul esteresetat atuncicând valoarea

momentana a intensitatii curentului depaseste un prag dat, reglabil. Circuitul timer T2 are rolulde-a evita actionarea în cazul în care curentul este zero sau foarte mic. Deoarece intevalul detimp în care valoarea curentului este zero, apare spre sfârsitul perioadei semnalului, T2 este

reglat la o temporizare de 1f

secunde.

În încheierea prezentarii metodelor de sesizare a scurtcircuitelor se mentioneaza si metodaminimei impedante (metoda protectiei de distanta) care poate fi adaptata pentru retele de medietensiune cu modificarile corespunzatoare conditiilor specifice acestor retele. Lucrarea de fatanu si-a propus tratarea acestei metode.

Comparatordiferential

TIMER 2Curent

Prag reglajBlocare Blocare Declansare

tf1

14= t

f21

=

TIMER 1

Fig. 5.15 Schema bloc de principiu pentru detectia curentului de magnetizare

Page 60: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

5. SESIZAREA DEFECTELOR ÎN RETELE DE MEDIE TENSIUNE 53

5.2. Detectia punerilor la pamânt în retele de medietensiune cu neutrul izolat

Asa cum s-a prezentat în cap.3, defectele faza-pamânt din retelele de medie tensiunecu neutrul izolat, conduc la aparitia unui curent homopolar a carui valoare depinde decapacitatea totala faza-pamânt a retelei. Sesizarea unui astfel de defect poate fi realizata prinmasurarea intensitatii curentului homopolar. Pe de alta parte este necesar a se identifica si liniacu defect pentru eliminarea selectiva a defectului. Daca pentru sesizarea defectului poate fisuficienta în majoritatea cazurilor o protectie maximala de curent simpla, nedirectionata, dinnecesitati de selectivitate este necesara completarea acesteia cu un element directional.

5.2.1. Protectia maximala de curent homopolar nedirectionataProtectia maximala de curent homopolar constituie o protectie simpla împotriva

defectelor faza-pamânt din retele de medie tensiune. Valoarea curentului de punere la pamânteste în mod esential determinata de modul de tratare a neutrului. Pentru retele de medietensiune având neutrul izolat, circulatia curentilor de punere la pamânt se prezinta în Fig. 5.16.

În cazul unei puneri la pamânt pe o faza (de ex. faza R) a liniei notata L1,princapacitatile faza-pamânt ale celorlalte doua faze sanatoase ale tuturor liniilor Li (i=1,2,3,4)vor circula spre locul defectului curenti care se însumeaza si se întorc spre sursa prin fazadefecta. Curentul care se întoarce spre sursa prin faza R este egal cu suma curentilor carecircula prin capacitatile fata de pamânt ale fazelor S si T ale tuturor liniilor.

Utilizând un filtru homopolar de curent pe linia cu defect (L1) la iesire se obtinediferenta dintre curentul capacitiv total al retelei si curentul capacitiv propriu al liniei L1 iarprin utilizarea pentru decizie a criteriului maximal se poate realiza o protectie eficientaîmpotriva punerilor la pamânt.

Curentul homopolar, sesizat de exemplu la iesirea filtrului de curent Holmgreen, estepractic neinfluentat de curenul de sarcina dar este afectat de dezechilibrul natural existent în

Fig. 5.16 Circulatia curentilor de defect în cazul unei puneri la pamânt

Page 61: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

54

retea si de erorile transformatoarelor de masura de curent. Ca urmare, reglajul de curent alprotectiei trebuie sa satisfaca conditia:

k I II I

ksig rezl ppp ppl

sens

⋅ ≤ ≤−

(5.12)

unde:• Ip - curentul de pornire al protectiei;• Ippl - curentul de punere la pamânt al liniei proprii;• ksens - coeficient de sensibilitate;• ksig - coeficient de siguranta;• Ipp - curentul total de punere la pamânt al retelei;• Irezl - curentul rezidual, de dezechilibru al liniei proprii;

Pe de alta parte, din ratiuni de selectivitate, curentul de pornire al protectiei trebuie sa satisfacasimultan si conditia:

I k Ip sig ppl≥ ⋅ (5.13)

Valoarea curentului de dezechilibru poate fi aproximata din eroarea totala a tranformatoarelorde curent:

I INrezl TC≅ ⋅ε100

(5.14)

unde s-a notat: INTC - curentul nominal primar al transformatorului de curent;ε [%] - eroarea de masura totala a tranformatorului de curent;

De regula, valoarea de reglaj exprimata în Aprim (reglaj primar), se obtine prinmultiplicarea valorii reglajului secundar (Asec) cu raportul de transformare al transformatoruluide curent (kTC=Inprim/Insec), admitindu-se ca trafo de curent pastreaza precizia raportului detransformare. Acesta ipoteza este practic valabila numai în cazul unor protectii statice saunumerice, ale caror circuite de intrare de curent au un consum extrem de redus. Pentru releeleelectromagnetice clasice, la reglaje reduse, consumul propriu creste si ca urmare apar eroriimportante de raport de transformare.

Conditiile (5.12) si (5.13) nu pot fi, din pacate, îndeplinite în oricare retea. Astfel, încazul unor retele având o linie foarte lunga (deci cu curent capacitiv mare) si restul de liniiavând curenti capacitivi mici, conditiile impuse nu se pot îndeplini si protectia nu poate fiutilizata. În astfel de situatii, o solutie o reprezinta protectia maximala de curent homopolardirectionata.

5.2.2. Protectia maximala de curent homopolar directionata

Sesizarea defazajului dintre tensiunea homopolara si curentul homopolar pentrudetectia liniei cu punere la pamânt se bazeaza pe observatia ca Ipp , suma tuturor curentilorcapacitivi ai liniilor sanatoase, debitati de sursa prin capacitatile fazelor acestora, se întoarceprin faza defecta si are sens opus (opozitie de faza) sensului curentilor capacitivi prin liniilesanatoase, asa cum rezulta din Fig. 5.17.

Asfel, considerând sensul pozitiv pentru curentii care circula de la barele statiei sprelinie, rezulta:

Page 62: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

5. SESIZAREA DEFECTELOR ÎN RETELE DE MEDIE TENSIUNE 55

3 01 01 01⋅ = +I I IS T pentru linia sanatoasa L1 si

( ) ( ) ( )( ) 010101

020202020101020202

3

3

III

IIIIIIIIII

TS

TSTSTSTSpp

⋅−=+−

=+++++−=++−=⋅ (5.15)

pentru linia cu defect L2.Deci, 3 302 01⋅ = − ⋅I I , adica pe liniile sanatoase curentii homopolari - în regim

stationar - au sensuri contrare curentilor homopolari de pe linia cu defect. Astfel, apareposibilitatea utilizarii unui criteriu directional de a distinge linia cu defect de celelalte, faradefect: prezenta tensiunii homopolare peste un anumit prag si defazajul diferit al curentuluihomopolar prin linia cu defect fata de liniile sanatoase, raportat la tensiunea homopolara. Introducerea criteriului de directie elimina conditia data de relatia (5.13), iar conditia de reglajal curentului de pornire devine:

k I II I

ksig rezl ppp ppl

sens

⋅ ≤ ≤−

(5.16)

I INrezl TC≅ ⋅ε100

(5.17)

Daca se utilizeaza conditia de depasire a unui prag al tensiunii homopolare, se poate renunta lamembrul stâng al relatiei (5.16).

Coordonarea reglajelor protectiilor de curent homopolar directionate saunedirectionate se face la fel ca în cazul protectiilor maximale de curent: prin utilizareacaracteristicilor t=f(I) independente, prin utilizarea caracteristicilor t=f(I) invers dependentesau prin utilizarea unei combinatii a celor doua metode.

În Fig. 5.18 se prezinta o retea de distributie de medie tensiune radiala indicându-semodul de obtinere a selectivitatii prin reglaje diferite ale temporizarilor.Începând de la consumator (bara D) spre sursa, reglajul temporizarii protectiei se creste cu câteo treapta de selectivitate ∆t (de exemplu 0,5 s). La aparitia unei puneri la pamânt în portiuneaC-D a retelei, vor demara protectiile maximale de curent homopolar din statia A si din posturileB si C, dar protectia din C, cu temporizarea cea mai mica, va comanda declansareaîntreruptorului directia D, eliminând defectul si permitând alimentarea restului consumatorilor.În caz de refuz actionare protectie sau de refuz declansare al întreruptorului din C directia D,

Fig. 5.17 Diagrama fazoriala a tensiunii homopolare si a curentilor homopolari

Page 63: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

56

protectia din B directia Cva elimina defectul,asigurându-se astfel sirezerva de actionare.Demarajul protectiei dinstatia A se va producenumai la un reglajsuficient de scazut, astfelîncât diferenta dintrevaloarea curentului

capacitiv total al retelei si curentul capacitiv propriu, sa depaseasca acest reglaj. Întocmai ca încazul protectiei maximale de curent, dezavantajul de principiu al metodei îl constituie timpulmare de declansare cu cât defectele sunt mai apropiate de sursa.

Acest dezavantaj poate fi eliminat prin utilizarea caracteristicilor t=f(I) inversdependente, desi pentru retelele având neutrul izolat utilizarea acestor caracteristici la protectiade curent homopolar poate însemna mai mult o complicatie, având în vedere valorile mici (deregula sub 10 A) ale curentului de punere la pamânt.

5.3. Detectia punerilor la pamânt în retele cu neutrultratat prin bobina de stingere

Asa cum s-a prezentat în cap. 3, defectele faza-pamânt din retelele de medie tensiunecu neutrul tratat prin bobina de stingere, conduc la aparitia unui curent homopolar a caruivaloare depinde de capacitatea totala faza-pamânt a retelei si de reglajul bobinei de stingere.Sesizarea unui astfel de defect poate fi realizata, în anumite cazuri, prin masurarea intensitatiicurentului homopolar.

5.3.1. Protectia maximala de curent homopolar nedirectionataProtectia maximala de curent homopolar constituie o protectie simpla împotriva

defectelor faza-pamânt din retele de medie tensiune. Valoarea curentului de punere la pamânteste în mod esential determinata de modul de tratare al neutrului. Pentru retele de medietensiune având neutrul tratat prin bobina de stingere, circulatia curentilor de punere la pamântse prezinta în Fig. 5.19.

În cazul unei puneri la pamânt pe o faza (de ex. faza T) a liniei notata Lp, princapacitatile faza-pamânt ale celorlalte doua faze sanatoase ale tuturor liniilor Li (i=1,2, … ,n)vor circula spre locul defectului curenti care se însumeaza si se vor întoarce spre sursa prinfaza defecta. Curentul care se întoarce spre sursa prin faza T este egal cu suma fazoriala acurentilor care circula prin capacitatile fata de pamânt ale fazelor S si R ale tuturor liniilor si alcurentului generat de bobina de stingere.

La bornele unui filtru homopolar de curent se obtine un curent 3I0, al carui moduleste:

( )3 0I Ic I Icp B tot= ± − (3.18)

unde s-au notat: Icp - curentul capacitiv al liniei cu defect; Ictot - curentul capacitiv total al retelei (curentul de punere la pamânt); IB - curentul generat de bobina de stingere;

A B C D

Ih> Ih> Ih>t=1,25 s t=0,75 s t=0,25 s

Fig.5.18 Coordonarea reglajelor protectiei maximale de curenthomopolar nedirectionate

Page 64: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

5. SESIZAREA DEFECTELOR ÎN RETELE DE MEDIE TENSIUNE 57

si folosind criteriul maximal pentru decizie se poate realiza o protectie sensibila împotrivapunerilor la pamânt.

Curentul homopolar este practic neinfluentat de curenul de sarcina, dar este afectat dedezechilibrul natural existent în retea si de erorile transformatoarelor de masura de curent. Caurmare, reglajul de curent al protectiei trebuie sa satisfaca conditia:

( )k Ic I

Ic I Icksig p p

p B tot

sens

⋅ ≤ ≤± −

(5.19)

unde: Ip - curentul de pornire al protectiei;ksens - coeficient de sensibilitate;

ksig - coeficient de siguranta;

Fig. 5.19 Circulatia curentilor de defect. Punere la pamânt pe faza T.Neutrul tratat prin bobina de stingere

Page 65: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

58

De regula, valoarea de reglaj exprimata în Aprim (reglaj primar), se obtine prinmultiplicarea valorii reglajului secundar (Asec) cu raportul de transformare al transformatoruluide curent (kTC=Inprim/Insec), admitindu-se ca trafo de curent pastreaza precizia raportului detransformare. Acesta ipoteza este practic valabila numai în cazul unor protectii statice saunumerice, ale caror circuite de intrare de curent au un consum extrem de redus. Pentru releeleelectromagnetice clasice, la reglaje reduse, consumul propriu creste si ca urmare apar erori deraport de transformare importante.

Îndeplinirea conditiilor (5.19) se poate face numai în putine cazuri, astfel încât dinpunct de vedere practic protectia maximala de curent homopolar nedirectionata nu poate fiutilizata în retele de medie tensiune cu neutrul tratat prin bobina de stingere.

5.3.2. Protectia maximala de curent homopolar directionataCirculatia curentului inductiv al bobinei în caz de defect, face ca aceasta protectie sa

nu poata fi practic utilizata, având în vedere gradul de compensare al retelei. Astfel, pentruretele fuctionând supracompensat (cazul uzual), defazajul între tensiunea homopolara Uh sicurentul Ih, obtinut la bornele filtrului de curent homopolar al liniei cu defect (cu polaritatea dinFig. 5.19) este inductiv. Daca reteaua functioneaza la rezonanta, acest defazaj este inductiv, iarla functionarea subcompensat acest defazaj este capacitiv. Cele trei cazuri sunt prezentate înFig. 5.20. Defazajul dintre Uh si Ih este inductiv pentru liniile fara defect si deci metoda nupoate fi aplicata decât în anumite cazuri particulare.

5.3.3. Protectia maximala de curent homopolar wattmetricPrincipiul protectiei homopolare de curent wattmetric pentru retele tratate prin BS se

rezuma la detectarea sensului partii active a curentului homopolar. Se observa din Fig. 5.19 caîn înfasurarea protectiei homopolare curentii bobinei de stingere si cei capacitivi ai reteleicontin si o parte activa datorata rezistentei ohmice a BS, respectiv curentilor de pierdere dinizolatia cablelor. Ca urmare, chiar în cazul unei retele functionând la rezonanta, nu se poatecompensa partea activa (wattata) a acestui curent homopolar, care este practic în faza cutensiunea homopolara pentru linia cu defect, respectiv în cuadratura pe liniile sanatoase. Sensulacestui curent se poate detecta utilizând un algoritm de calcul al "puterii active homopolare".

Ictot IBIcp

Icrez

Uh

a) SupracompensareIc =I +Ic -Icrez B p tot

Ictot IBIcp

Icrez

Uh

b) RezonantaIc =I +Ic -Icrez B p tot

Ictot IBIcp

Icrez

Uh

c) SubcompensareIc =-I -Ic +Icrez B p tot

Fig. 5.20 Diagrame fazoriale ale curentilor pe linia cu defect pentru retele tratate prin bobina destingere

Page 66: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

5. SESIZAREA DEFECTELOR ÎN RETELE DE MEDIE TENSIUNE 59

Într-adevar, daca se noteaza cu U h → tensiunea homopolara, I h → curentul homopolar ,

S h → puterea aparenta si ( )ϕh h hU I= ∠ , atunci:

S U I P jQh h h h h= ⋅ = +* cu P U I Q U Ih h h h h h h h= ⋅ ⋅ = ⋅ ⋅cos ; sinϕ ϕ (5.20)

Calculând fazorii Uh I h, prin metoda Fourier se obtin componentele reale si imaginare aleacestora:

P U I U Ih h h h hre re im im= ⋅ + ⋅ (5.21)

− = ⋅ − ⋅Q U I U Ih h h h him re re im (5.22)

Daca Ph > 0 atunci se declara defect pe acea linie, iar daca Ph < 0 defectul este pealta plecare.

În vederea cresterii sensibilitatii protectiei, având în vedere ca valoarea partii active a Ihpoate fi relativ mica, se modifica diagrama de actionare prin rotirea fazorului Uh cu un unghiϕc (de corectie) asa cum se prezinta în figura 5.21. Se observa ca în acest caz P Ph h

' > .Trebuie mentionat ca tensiunea homopolara are o valoare apropiata de cea nominala în cazulpunerii la pamânt si deci este mai avantajos (din punct de vedere al erorilor de calcul) a se rotiacest fazor decât fazorul Ih , rotire care teoretic ar conduce la acelasi rezultat. Relatiile (5.21) si(5.22) ramân valabile prin utilizarea fazorului U eh

j c− ϕ în locul fazorului Uh .Verificarile si probele efectuate pe viu în instalatii au condus la concluzia

implementarii acestui algoritm în cadrul echipamentului. Fig. 5.22 … 5.24 prezinta valorileefective ale Ph, Qh, si valoarea intensitatii curentului homopolar pe linia cu defect, în cazulunei puneri la pamânt pe linia 20 kV Dîrlos din reteaua 20 kV, tratata prin bobina de stingerea,a statiei Aurel Vlaicu (Medias). Masuratorile s-au efectuat în conditii de acord la rezonanta(Fig. 5.22), supracompensare cca. 10% (Fig. 5.23) si subcompensare cca. 10% (Fig. 5.24). Seconstata îndeplinirea criteriului Ph < 0 (nu se tine seama de polaritatile prezentate în Fig. 5.19)în toate cele trei cazuri, chiar la curenti mici de cca. 9,5 Aprim = 238 mA la bornele protectiei.

Uh

Ph

Qh

Ih

Uh

IhPh'

Qh'

ϕh

ϕC

ϕh

Diagrama normala Diagrama modificata

Fig. 5.21 Diagramele fazoriale Uh

-250000

-200000

-150000

-100000

-50000

0

50000

100 200 300 400 500 600 700 800 900 10000

2

4

6

8

10

12

PhQhIh

t [ms]

Ih[Aprim]

Ph,Qh[Vaprim]

Fig. 5.22 Linia cu defect. Reteaua acordata la rezonanta

Page 67: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

60

Aceleasi marimi care s-ausupravegheat pe linia cu defect s-auînregistrat si pe o plecare fara defect sianume plecarea 20 kV SC Relee din statiaAurel Vlaicu (Medias).

În Fig. 5.25 … 5.27 se prezintadatele pentru linia sanatoasa, în conditiilede rezonanta, supracompensare 10% sisubcompensare 10% ale retelei de medietensiune, la punerea la pamânt de peplecarea 20 kV Dîrlos.

5.3.4. Metoda variatiei curentului homopolar wattmetricO îmbunatatire a sensibilitatii metodei bazate pe sesizarea partii active a componentei

homopolare a curentului, se poate obtine prin supravegherea continua a vitezei de modificare acomponentei wattate a puterii Sh.

Principial, metoda se bazeaza pe calculul variatiei valorii efective a partii reale a“puterii homopolare”, Ph. În acest scop se calculeaza valoarea efectiva a Ph dupa fiecareinterval de timp de esantionare. Pentru calcul variatiei ∆Ph se iau în considerare valoareaefectiva calculata la momentul curent (notata Phef (k)) si valoarea efectiva calculata cu nTperioade în urma (notata Phef (k-nT)). Se estimeaza viteza de variatie a Ph prin aproximatia:

-300000

-250000

-200000

-150000

-100000

-50000

0

50000

100 200 300 400 500 600 700 800 900 10000

2

4

6

8

10

12

14

16

18

PhQhIh

Ih[Aprim]

Ph,Qh[VAprim]

t [ms]

Fig. 5.23 Linia cu defect.Reteauasupracompensata 10%

-250000

-200000

-150000

-100000

-50000

0

50000

100000

150000

200000

250000

300000

350000

400000

450000

500000

100 200 300 400 500 600 700 800 900 10000

5

10

15

20

25

PhQhIh

Ih[Aprim]

t [ms]

Ph,Qh[Vaprim]

Fig. 5.24 Linia cu defect. Reteauasubcompensata 10%

-1600

-1400

-1200

-1000

-800

-600

-400

-200

0

200

400

100 200 300 400 500 600 700 800 900 10000

5

10

15

20

25

30

PhQhIh

t [ms]

Ih[Aprim]

Ph, Qh[VAprim]

Fig. 5.25 Linie fara defect. Reteaua acordata larezonanta

-60

-50

-40

-30

-20

-10

0

10

20

100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-20

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

Ph-Ph[-20]DeclansarePh

t [ms]

Ph[Wprim]

dPh / dt[Wprim /ms]

dPh / dt

Blocaredeclansare

Fig. 5.26 Linia fara defect. Reteauasupracompensata 10%.

-1600

-1400

-1200

-1000

-800

-600

-400

-200

0

200

400

100 200 300 400 500 600 700 800 900 10000

5

10

15

20

25

30

PhQhIh

t [ms]

Ph, Qh[VAprim]

Ih[Aprim

Fig. 5.27 Linia fara defect. Reteaua subcompensata10%

Page 68: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

5. SESIZAREA DEFECTELOR ÎN RETELE DE MEDIE TENSIUNE 61

( ) ( )dPdt

Pt

Ph k Ph k nTnT

h h ef ef≅ =− −∆

∆ (5.23)

unde s-au notat:

T -perioada semnalului;n -numarul întreg de perioade utilizat în calcule (de regula 1 … 3);Conditia de actionare devine în acest caz:

∆∆Pt

Valhregl≤ (3.24)

unde s-a notat prin Valregl [Wprim/ms] reglajul impus.

Astfel, se obtine o crestere a sensibilitatii protectiei la punere la pamânt, dar se pierdeavantajul repetitivitatii, oferit de metoda statica de detectie a compo-nentei wattate.Sensibilitatea se mareste prin sesizarea regimului tranzitoriu, de trecere de la regimul normalpermanent, la regimul stabilizat de defect. Un exemplu pentru linia cu defect se prezinta în Fig.5.28, unde variatia componentei wattate a curentului homopolar s-a calculat pentru n=1, iar

-6000

-4000

-2000

0

2000

4000

6000

8000

10000

100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-250000

-200000

-150000

-100000

-50000

0

50000

Ph-Ph[-20]DeclansarePh

t [ms]

Ph[Wprim]

dPh / dt[Wprim / ms]

Declansare

Blocare declansare

dPh / dt

Fig. 5.28 Exemplu pentru metoda variatiei curentului homopolar wattat.Retea la rezonanta

-60

-50

-40

-30

-20

-10

0

10

100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000-10

40

90

140

190

240

Ph-Ph[-20]DeclansarePh

t [ms]

Ph[Wprim]

dPh / dt[Wprim / ms]

Blocare declansare

dPh / dt

Fig. 5.29 Linia sanatoasa. Protectia nu actioneaza. Reteaua la rezonanta

Page 69: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

62

Valregl = - 400[Wprim/ms]. Oscilograma este obtinuta la o punere la pamânt voita în reteaua 20kV a statiei Aurel Vlaicu (Medias). Aplicând metoda pe linia fara defect, 20 kV SC Relee, cuacelasi reglaj pentru valoarea de actionare se obtine, corect, blocarea protectiei (Fig. 5.29). Dincele doua înregistrari se constata functionarea corecta a algoritmului de sesizare a punerii lapamânt, în retele cu neutrul tratat prin bobina de stingere, bazat pe metoda variatieicomponentei active a “puterii homopolare”.

5.3.5. Protectia maximala de curent de armonici superioare

În cazul unei puneri la pamânt, pe lânga curentii capacitivi cu frecventa de 50 Hz(fundamentala), apar si curenti capacitivi de armonici superioare, în special armonicile 3,5 si 7care au valori relativ mari. Impedantele capacitatilor fazelor sanatoase prin care circulacurentii capacitivi scad odata cu cresterea frecventei, astfel încât la o punere la pamânt crescamplitudinile armonicilor din curba curentului de defect. Curentul inductiv produs de bobinade stingere nu contine armonici ca urmare a functionarii bobinei în regim nesaturat. Însumareacurentilor capacitivi prin linia cu defect determina si curenti de armonici superioare mai maripe linia cu defect decât pe liniile sanatoase, astfel încât o protectie bazata pe principiulmaximului intensitatii curentului pentru o anumita armonica poate selecta linia defecta decelelalte sanatoase.

Aparitia armonicilor în curba curentului de defect se datoreaza neliniaritatiicaracteristicii u=f(i) a arcului electric de la nivelul solului si din sol. Astfel, la aparitiadefectelor la pamânt, se observa în mod invariabil urme de arc electric în vegetatia de la solînsotite de degajari de fum si gaze. Totusi, dupa opinia Jerrings, fenomenele de baza careconduc deopotriva la curenti de intensitati scazute si la distorsionarea curbei curentului dedefect, apar în interiorul solului. Aceste fenomene includ, existenta în sol a unor gradienti detensiune de valori ridicate, neuniform distribuiti, care provoaca arc electric între particulele dinsol. La reactia neliniara a particulelor din sol se adauga efectul umiditatii solului si efectultermic. Arcul electric care apare în aer, la suprafata solului, are si el o contributie favorizanta înaparitia armonicilor din curba curentului de defect, dar arcul electric nu poate fi facutraspunzator de totalitatea efectelor observate.

Observatiile si experimentarile efectuate de Emanuel, confirma nesimetria curentuluide defect. Semiperioada pozitiva are amplitudinea mai mare decât cea negativa. Aceasta formaa curbei este specifica atât curentilor de defect cu intensitati mari, cât si curentilor de intensitateredusa cu conditia existentei arcului electric. Aceasta nesimetrie este apreciabila si în histerezacaracteristicii v - i a arcului, dar si în tensiunea pe arc, care este mai mica în semiperioadapozitiva.

Dupa acelasi autor, dezvoltarea arcului electric cuprinde urmatoarele faze:1. la amorsarea arcului, vârful arcului provoaca în sol modificarea severa a distributiei

câmpului electric, conducând la intensificarea câmpului electric la vârful arcului. Emisiatermoionica, gradientii de valori ridicate ale câmpului electric cât si retragerea stratuluiconductor din sol provoaca extinderea arcului;

2. arcul electric extins, penetrat în sol are o caracteristica v - i nesimetrica, datorataparticulelor de siliciu care actioneaza ca o “pata catodica” determinând emisia de electronisi provocând o cadere de tensiune mai mica pe alternanta pozitiva a tensiuniiconductorului;

3. continuarea extinderii arcului în sol conduce la uscarea solului în vecinatatea arcului simodifica balanta termo-energetica între cantitatea de caldura generata si cea transferatamediului înconjurator conducând la stingerea arcului;

Page 70: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

5. SESIZAREA DEFECTELOR ÎN RETELE DE MEDIE TENSIUNE 63

4. reaprinderea arcului urmare, fie a umiditatii din sol care readuce stratul conductor înapropierea conductorului de înalta tensiune, fie datorita aparitiei unor conditii prielniceîntr-un alt punct al conductorului cazut la sol;

Factorii prezentati mai sus conduc astfel la distorsionarea curbei curentului de defectsi la aparitia armonicilor de ordinul 2,3, 5 si 7, având diverse amplitudini si care au valoareamaxima prin linia cu defect. Nivelul armonicilor, indicat de Emanuel pentru un caz real depunere la pamânt prin rezistenta mare de trecere, se prezinta în tabela 5.3.

Tabela 5.3 Nivelul armonicilor din curba curentului de nulRagul

armoniciiIntensitatea curentului de nul [Aef]

Min Medie Max1 17 45 852 0 0.148 2.73 2.9 4.72 6.84 0.06 0.114 0.325 0.02 1.394 4.56 0.05 0.14 0.367 0.10 0.45 1.49 0.02 1.65 3.7

11 0.01 0.2 2.013 0.02 0.18 0.55

La utilizarea criteriului armonicilor superioare trebuie tinut seama de trei aspecteesentiale:1. studiile amanuntite se refera în special la sistemul energetic de medie tensiune din SUA,

sistem functionând cu neutrul legat direct la pamânt, asadar cu intensitati ridicate alecurentului de punere la pamânt;

2. valorile curentilor de punere la pamânt în retele tratate prin bobina de stingere sunt multmai mici decât în cazul retelelor cu neutrul legat direct la pamânt si, probabil, din acestmotiv fenomenele sunt mai putin intense;

3. existenta, chiar în regim normal, a armonicilor în curba curentilor de sarcina, urmare aregimurilor deformante care pot estompa sau modifica raportul amplitudinilor armonicilor,între linia cu defect si cele fara defect, facând practic imposibil de aplicat acest criteriu.

În legatura cu aspectele de mai sus, s-a studiat continutul de armonici la experimentulde punere la pamânt din reteaua de medie tensiune a statiei Aurel Vlaicu (Medias), prezentat lapunctul 5.3.2. Astfel, s-a efectuat analiza armonica a curentilor homopolari de pe plecarea cudefect (20 kV Dîrlos) si respectiv cea fara defect (20 kV SC Relee). Fig. 5.30 prezintacaracteristica amplitudine-frecventa pentru linia cu defect, iar Fig. 5.31 prezinta aceeasicaracteristica, dar pentru linia fara defect.

Analizând cele doua caracteristici se constata ca într-adevar pe plecarea cu defectapare o valoare mai mare a armonicii a cincea fata de plecarea fara defect (7% fata de 5%,raportata la fundamentala), în schimb armonicile 2 si 7 sunt mai mici. Trebuie mentionat caplecarea fara defect prezinta, pentru curentii de linie, un spectru armonic asemanator si lafunctionarea în sarcina normala. Cauza probabila a regimului deformant este alimentarea dinaceasta plecare si a unei statii de tractiune electrica trolee.

Diferenta dintre valorile armonicii a cincea pe linia cu defect, respectiv fara (în valoriabsolute 30 mA pe linia cu defect si 40 mA pe linia fara), este prea mica pentru a putea fiutilizata practic chiar si în cazul unor protectii realizate în tehnologie numerica.

Page 71: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

64

5.3.6. Metoda DESIR (Détection Sélective par les IntensitésRésiduelles)

Aceasta metoda este dezvoltata de Electricité de France. În aceasta metoda, curentiihomopolari (de nul) de pe toate liniile racordate la bara de medie tensiune, notati IN1… INN, seaduna fazorial. Curentul rezultant INS este influentat în mare masura de capacitatile faza-pamânt ale retelei si va fi defazat cu aproximativ 90° cap fata de tensiunea homopolara Uh (Fig.5.32). Proiectia curentilor homopolari IN pe o dreapta perpendiculara pe fazorul rezultant, INS,

Caracteristica frecventa

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

1.1

0 50 100 150 200 250 300 350 400 450f [Hz]

Ih[u.r.]

Fig. 5.30 Caracteristica A=F(f) pentru linia cu defect

Caractersitica frecventa

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

0 50 100 150 200 250 300 350 400 450f [Hz]

Ih[u.r.]

Fig. 5.31 Caracteristica A=F(f) pentru linia fara defect

Page 72: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

5. SESIZAREA DEFECTELOR ÎN RETELE DE MEDIE TENSIUNE 65

corespunde aproximativ partii active a fiecarui curent homopolar. În cazul unei puneri lapamânt, linia cu defect se poate selecta utilizând proiectia curentului homopolar, care esteopusa ca sens proiectiilor curentilor homopolari de pe liniile sanatoase. Trebuie mentionat cametoda poate fi aplicata fara a fi necesar a se masura tensiunea homopolara.

În Fig. 5.32 se prezinta diagrama fazoriala a curentilor homopolari ale celor patru liniide medie tensiune, dintr-o retea cuneutrul tratat prin bobina destingere. Astfel, presupunânddefectul pe plecarea nr. 1, curentulhomopolar care circula prin aceastalinie este defazat cu un unghi maimare de 90°cap fata de tensiuneahomopolara Uh, spre deosebire decurentii homopolari de pe plecarilesanatoase care sunt defazati cu unacelasi unghi de 90° cap fata detensiunea Uh. Însumând fazorial ceipatru curenti se obtine curentulrezultant INS. Se traseaza o dreaptaperpendiculara de directia fazoruluiINS si se proiecteaza curentiihomopolari IN pe aceasta dreapta.Se observa din Fig. 5.32 ca linia cudefect are proiectia negativa peaceasta dreapta spre deosebire deplecarile sanatoase a caror proiectieeste pozitiva pe aceeasi dreapta. Înacest fel se obtine un criteriueficient de selectie a plecarii cudefect.

Acesta metoda este mai sensibila decât metoda curentului homopolar wattmetric,datorita sistemului de masurare prin compararea semnului proiectiilor curentilor homopolari.Pe de alta parte metoda este limitata de dezechilibrele naturale existente în retea si care creeazacurenti homopolari chiar si în absenta unui defect, precum si de erorile transformatoarelor demasura de curent. Un dezavantaj este determinat de principiul centralizat al metodei, careimplica un volum important de conectica (cable, conductoare, etc.) la nivelul statiei detransformare.

5.3.7. Metoda masurarii admitantelor

Principiul metodei admitantelor, este prezentat cu ajutorul schemei echivalente dinFig. 5.33 si respectiv din Fig. 5.34.

În schema din Fig. 5.33 se prezinta sistemul homopolar echivalent al unei retele demedie tensiune compusa din patru plecari. Se admite ca dezechilibrele admitantelorhomopolare Yu1 respectiv Yu2 ale plecarilor 1 si 2 provoaca tensiunile electromotoareechivalente E1 si respectiv E2. Plecarile 1 si 2 au o capacitate C1 respectiv C2 fata de pamânt.Pentru aplicarea metodei admitantelor este necesar a se determina capacitatea C, respectivadmitanta Yu pentru fiecare plecare. În cadrul metodei se admite ca într-o retea fara defect

Uh

IN1IN2IN3IN4

INS

Fig. 5.32 Metoda DESIR

Page 73: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

66

exista dezechilibre numai datorita diferentelor dintre valorile capacitatilor faza-pamânt, în timpce în cazul unui defect faza-pamânt cu rezistenta mare de trecere la locul de defect,dezechilibrul se datoreaza tocmai acestei rezistente ohmice de trecere.

Valoarea curentului rezidual de nul Ini si tensiunea homopolara Uh se utilizeaza pentru o primadeterminare a componentelor Ci si Yui ale plecarii “i”. Modulul tensiunii de alimentare Ei seconsidera dat. Modificarea tensiunii Uh cu valoarea ∆Uh, de exemplu prin schimbarea pentruputin timp a reglajului bobinei de stingere, este folosita pentru doua noi masuratori ale tensiuniiUh si ale curentilor Ini astfel încât se pot calcula Ci si Yui. Pentru aceasta, tensiunea homopolarasi curentii de nul se masoara atât ca valoare cât si ca defazaj fata de o tensiune fixa, cunoscuta,de exemplu URS. În baza acestor valori masurate se calculeaza “coeficientul admitanteihomopolare” yui, care contine pozitia tensiunii de alimentare Ei, conectata în schemaechivalenta. Modulul coeficientului yui exprimat în µS, indica imediat dimensiuneadezechilibrului pentru acea plecare.

Când toate valorile “coeficientilor admitantantei homopolare” sunt mai mici decât o valoaremaxim admisibila pentru o retea fara defect, ymax, aceste valori se memoreaza ca valori dereferinta,yuiREF, pentru acea plecare. În cazul unui defect faza-pamânt, de exemplu pe plecareanr. 1, dezechilibrul suplimentar provocat de defect conduce la variatia tensiunii homopolare sia curentilor de nul prin fiecare plecare. În acest fel se obtin doua noi valori pentru Uh respectiv

L R C1 C2 C3 C4

INUh

IN1 IN2 IN3 IN4

Yu1 Yu2

E1 E2

∆U h

Baramedie tensiune

Fig. 5.33 Schema echivalenta de succesiune homopolara a retelei fara defect

L R C1 C2 C3 C4

INUh

IN1 IN2 IN3 I

Yu1 Yu2

E1 E2

∆Uh

Baramedie tensiune

YF

EF

Fig. 5.34 Schema echivalenta de succesiune homopolara a retelei cu defect faza-pamânt

Page 74: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

5. SESIZAREA DEFECTELOR ÎN RETELE DE MEDIE TENSIUNE 67

IN pentru fiecare plecare în parte, care permitcalculul “coeficientului de admitantahomopolara”, yF, al plecarii cu defect caredepaseste valoarea maxima ymax. În acest fel,(Fig. 5.35), se determina plecarea cu defect.Aceasta metoda permite calculul “coeficientiloradmitantelor homopolare” la fiecare 20 ms sipoate sesiza defecte faza-pamânt cu rezistentade trecere la locul de defect de pâna la 50 kΩ.

5.4. Detectia dublelor puneri la pamânt în retele demedie tensiune

Dubla punere la pamânt în retele de medie tensiune cu neutrul izolat sau tratat prinbobina de stingere, reprezinta un regim periculos pentru întreaga retea. Asa cum s-a aratat încap. 3, punctul 3.2, regimul de dubla punere la pamânt este un regim asimetric atât pentrutensiunile de faza cât si pentru intensitatile curentilor de linie. O metoda de sesizarea defectuluio reprezinta sesizarea componentei inverse a sistemului de curenti. Calculul componenteiinverse a curentului de defect se bazeaza pe urmatoarele relatii:

I I I IR d i h= + +

I a I a I IS d i h= + +2

(5.25)I a I a I IT d i h= + +2

unde: IR, IS, IT sunt curentii reali de linie, iar Id, Ii, Ih sunt respectiv componentele directa,inversa si homopolara ale sistemului trifazat de curenti. Din relatiile (5.25) se deduce valoareacomponentei inverse:

3 2I I a I a Ii R S T= + + (5.26)În cadrul echipamentului, valoarea componentei inverse se calculeaza prin metoda

Fourier, prin aplicarea relatiei (5.26). Valoarea de reglaj se calculeaza punând conditia dedesensibilizare fata de dezechilibrul natural al sistemului de curenti:

Ip ≥ ksigIdez (5.27)si conditia de sensibilitate la defect la capatul zonei protejate:

ksens=Idef min / Ip ≥ 1,3 (5.28)unde: Ip este valoarea de reglaj pentru protectia de curent de secventa inversa;

Idef min este valoarea minima a componentei de secventa inversa la un defectmonofazat la capatul zonei protejate;

Idez este valoarea maxima a componentei de secventa inversa, la functionare normala;

YU2REF

YU1REF

YU3REFYU4REF

YF

Fig. 5.35 Modificarea coeficientilor deadmitanta

Page 75: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

68

ksig, ksens sunt coeficientii de siguranta respectiv de sensibilitate.În aplicatii care necesita directionarea protectiei, se poate utiliza o functie de element

directional bazata pe marimile de succesiune inversa (vezi paragraful “Principii noi pentruelementele directionale”).

5.5. Sesizarea defectelor faza-pamânt în retele cuneutrul tratat prin rezistor

Fig. 5.36 Circulatia curentilor de defect. Neutrul tratat prin rezistenta. Defect faza R

Page 76: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

5. SESIZAREA DEFECTELOR ÎN RETELE DE MEDIE TENSIUNE 69

În cazul retelelor având neutrul tratat prin rezistenta ohmica, la un defect faza -pamânt, apare un curent homopolar a carui intensitate depinde de caracteristicile retelei pâna lalocul de defect si de valoarea rezistentei rezistorului plasat pe nulul retelei. Din analizacirculatiei curentilor de defect (Fig. 5.36) se desprind câteva observatii:

• curentul capacitiv al retelei, circula prin linia cu defect si capacitatile fazelor liniilorfara defect;

• curentul de scurtcircuit limitat de rezistenta, circula prin linia cu defect, rezistorul depunere la pamânt si trasformatorul de nul;

• curentul homopolar rezultant prin linia cu defect are un defazaj ∠(E Ih) diferit fata dedefazajul ∠(E Ih) rezultat prin neglijarea aportului componentelor transversale aleretelei;

• defazajul ∠(Uh Ih) este mai mare de 90° cap si ca urmare Ph definit de relatia (5.21)este negativ. Metoda curentului homopolar wattmetric poate fi utilizata si în acest caz,având avantajul unor valori ale intensitatii curentului homopolar mai mari decât încazul retelelor tratate prin bobina de stingere.

5.5.1. Protectia maximala de curent homopolar nedirectionataAceasta functie de protectie poate fi utilizata similar cazului retelelor tratate prin

bobina de stingere. La bornele filtrului de curent homopolar de pe o plecare fara defect seobtine componenta capacitiva, reprezentând aportul capacitiv al acestei plecari.

Pentru plecarea cu defect, la bornele filtrului de curent homopolar se obtine:3Ih=Isc+Ic rez (5.29)

cu Ic rez=Ic tot+Ic p unde Isc este curentul de scurtcircuit monofazat limitat de rezistor, iar Ic rez estediferenta dintre curentul capacitiv total al retelei si curentul capacitiv propriu al plecarii cudefect.

Reglajul curentului de pornire se stabileste în baza urmatoarelor relatii:I k I

II I I

k

P sig Cprop

P

sc Ctot Cprop

sens

= ⋅

≤+ + (5.30)

unde: IP este curentul de pornire al protectiei;ksig, ksens sunt coeficientii de siguranta respectiv de sensibilitate;Isc este curentul de scurtcircuit monofazat limitat, la capatul zonei protejate;

5.5.2 Protectia maximala de curent homopolar directionata

În mod normal protectia homopolara a liniilor nu necesita element de directie, avândîn vedere functionarea debuclata a retelei de medie tensiune. Totusi si în aceste retele pot aparedefecte faza-pamânt cu rezistenta mare de trecere, astfel încât pentru selectia plecarii cu defecteste necesar a se utiliza elemente de directie.Pentru fixarea ideilor se considera reteaua din Fig. 5.36 cu urmatoarele date:

• ST=25 MVA, usc=10%, 110/20 kV;• Ssist=2000 MVA la U=110 kV;

Page 77: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

70

• STSI=1200/200 kVA, 20/0.4 kV, 3Zh=7.59+j25.89 Ω;• R = 36.12 Ω pentru rezistor de tratare neutru de 300 A;• Caracteristicile LEA 20 kV: rd=0.594 Ω /km xd=0.334 Ω /km rh=0.739 Ω /km xh=1.595 Ω /km;• Defectul faza pamânt se considera la L=10 km de barele statiei;

În baza datelor de mai sus se calculeaza succesiv:

X XUUsis

dsistd= ⋅

' 20

110

2

(5.31)

X uUST

dsc

T

= ⋅ 202

(5.32)

X x LLd

d= ⋅ (5.33)

TTCu

dT S

USPR

220

1001

][% ⋅⋅= (5.34)

R r LLd

d= ⋅ (5.35)

R r LLh

h= ⋅ (5.36)

Schema echivalenta în componente simetrice este similara celei din Fig.??? 2.21, iar curentulde scurtcircuit limitat se calculeaza prin relatia ???(2.36), utilizând valorile:

Xdtot = Xd

sist + XdT + Xd

L =5.52 ΩXi

tot = Xisist + Xi

T + XiL =5.52 Ω

Xhtot = Xh

L + 3XhTSI =41.84 Ω

Rdtot = Rd

sist + RdT + Rd

L =6.04 ΩRi

tot = Risist + Ri

T + RiL =6.04 Ω

Rhtot = Rh

L + 3RhTSI =14.98 Ω (5.37)

Se obtine valoarea intensitatii curentului de scurtcircuit în modul urmator:

IE

Z Z Resc

totd

toth

j1 2132 3

2600= ⋅

⋅ + + ⋅= ⋅ − (5.38)

pentru E = 22000

312702= V si R=36.12 Ω.

Se constata existenta unui de fazaj de 21°ind între tensiunea de referinta URO sicurentul de defect, respectiv de 160°cap între Uh si curentul de defect. Astfel, unghiul desensibilitate maxima pentru protectia homopolara directionata se alege în jurul valorii de 160°cap, tinând seama si de contributia curentilor capacitivi ???(Fig. 2.22), care modifica defazajul∠(E, I def) la o valoare de 10°ind (pentru un curent capacitiv rezultant de 50 A), respectiv la170°cap a defazajului ∠(Uh, Ih) la bornele protectiei. În cazul unor defecte monofazate curezistenta mare de trecere, ∠(E Idef) devine practic zero pe linia cu defect, în timp ce pentruliniile sanatoase acest unghi este de cca. 90°cap. Asfel, criteriul directional poate fi utilizatpentru eliminarea selectiva a defectelor monofazate cu rezistenta mare de trecere.

Page 78: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

5. SESIZAREA DEFECTELOR ÎN RETELE DE MEDIE TENSIUNE 71

5.6 Sesizarea defectelor monofazate în retele de medietensiune cu neutrul tratat combinat

În cap. 3 s-a prezentat principiul compensarii neutrului prin metoda combinata simodul de calcul a curentului de defect monofazat limitat. Din punct de vedere al sistemului deprotectie se disting trei intervale de timp specifice:1. intervalul t0 - t1 în care bobina de stingere intrând în functie elimina defectul trecator si în

care protectiile nu trebuie sa actioneze;2. intervalul t1 - t2 în care bobina de stingere este în functie si nu reuseste eliminarea

defectului persistent si în care poate actiona protectia specifica, de exemplu protectia decurent homopolar wattmetric;

3. intervalul t2 - t3 în care bobina de stingere functioneaza în paralel cu rezistorul de tratare siîn care sunt create conditii de actionare ale protectiei homopolare nedirectionate si/sau alprotectiei homopolare directionate.

Principiul sesizarii defectelor monofazate este specific fiecarui interval de timp. În continuarese trateaza principalele aspecte legate de protectia homopolara de curent pentru intervalul detimp în care bobina de stingere functioneaza în paralel cu rezistorul, celelalte aspecte fiindtratate anterior.

La functionarea celor doua elemente de retea în paralel, impedanta echivalenta sepoate calcula dupa cum urmeaza:

ZR jXR jX

R XR jX

jR X

R jXR jXech

B

B

B

B

B

Bech ech= ⋅

+ = ⋅+ + ⋅

+ = +2

2 2

2

2 2 (5.39)

unde: R - rezistenta rezistorului de tratare neutru;XB - reactanta bobinei de stingere;Zech - impedanta echivalenta;

Reactanta bobinei se modifica functie de reglajul acesteia si ca urmare se modifica si valoareaimpedantei echivalente. Pentru o bobina cu IN = 100 A functionând în paralel cu un rezistor300 A având rezistenta de 36.12Ω, valorile impedantei echivalente se prezinta în tabela 5.4.

Tabela 5.4 Valorile impedantei de nul echivalenteIB_regl

[A]XB [Ω] R [Ω] Rech [Ω] Xech [Ω] Zech [Ω] ϕech [°]

10 1154.7 36.12 36.08 1.13 36.10 1.7915 769.8 36.12 36.04 1.69 36.08 2.6920 577.4 36.12 35.98 2.25 36.05 3.5825 461.9 36.12 35.90 2.81 36.01 4.4730 384.9 36.12 35.80 3.36 35.96 5.3635 329.9 36.12 35.69 3.91 35.91 6.2540 288.7 36.12 35.56 4.45 35.84 7.1345 256.6 36.12 35.42 4.99 35.77 8.0150 230.9 36.12 35.26 5.51 35.69 8.8955 209.9 36.12 35.08 6.04 35.60 9.7660 192.5 36.12 34.89 6.55 35.50 10.6365 177.6 36.12 34.69 7.05 35.40 11.4970 165.0 36.12 34.47 7.55 35.28 12.3575 154.0 36.12 34.24 8.03 35.17 13.20

Page 79: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

72

IB_regl[A]

XB [Ω] R [Ω] Rech [Ω] Xech [Ω] Zech [Ω] ϕech [°]

80 144.3 36.12 33.99 8.51 35.04 14.0585 135.8 36.12 33.74 8.97 34.91 14.8990 128.3 36.12 33.47 9.42 34.77 15.7295 121.5 36.12 33.19 9.86 34.62 16.55

100 115.5 36.12 32.90 10.29 34.47 17.37

O prima observatie este legata de valoarea modulului impedantei echivalente care are valoriapropiate de valoarea rezistentei rezistorului, practic indiferent de reglajul bobinei de stingere.Unghiul impedantei echivalente se modifica însa considerabil functie de reglajul bobinei siacest factor trebuie avut în vedere la stabilirea zonei de actionare a elementului directional.Reluând exemplul de la punctul 5.5 cu aceleasi valori pentru elementele retelei, se obtinvalorile curentului de scurtcircuit limitat, corespunzatoare unui reglaj al bobinei de 10 A sirespectiv de 100 A, astfel:

I e jscj1 23260 240 100= ⋅ = −− [A] pentru IB=10 A (5.40)

I e jscj1 34252 209 141= ⋅ = −− [A] pentru IB=100 A (5.41)

Cum era de asteptat valoarea curentului de defect este apropiata de cea obtinuta pentrutratarea prin rezistenta, dar unghiul de defazaj difera în special pentru valori mari ale curentuluiprin bobina de stingere.

5.6.1. Protectia maximala de curent homopolar nedirectionataProtectia maximala de curent homopolar se poate utiliza pentru sesizarea defectelor

monofazate tinând seama de valoarea mare a curentului de defect, comparativ cu retelele tratateprin bobina. Valorile de reglaj se stabilesc functie de valoarea curentului rezidual si se verificapentru defecte monofazate la capatul zonei protejate:

IP1 = ksig IC prop

IP2 = ksig ε IN TC si se alege IP = maxim (IP1, IP2)

kI I I

Isens

sc Ctot Cprop

P

=+ −.min

1

(5.42)

unde: IC prop - curentul capacitiv al liniei protejate [Aprim];IC tot - curent capacitiv total al retelei [Aprim];I1

sc.min - curentul minim de scurtcircuit monofazat limitat, la capatul zonei protejate[Aprim];

INTC - curentul primar nominal al trafo de curent [Aprim];ε - eroarea de masura a trafo de curent [u.r.];ksig, ksens - coeficientii de siguranta respectiv de sensibilitate;

În relatia (5.42) s-a tinut seama si de aportul curentilor capacitivi ai liniei cu defect si ai retelei.Urmare acestui fapt, curentul homopolar rezultant difera de cel calculat anterior. Într-adevarconsiderând pentru retea IC tot = 110 A si pentru linia cu defect IC prop = 40 A⇒ Ih

rez =

260 4023 900 0⋅ + ⋅−e ej j si valoarea rezultanta este Ihrez = 247 140⋅ −e j . Se observa ca pentru

diferente mari între curentul capacitiv total si cel propriu liniei protejate, faza curentuluihomopolar rezultant poate deveni pozitiva, cu implicatii asupra unghiului de sensibilitatemaxima al elementului directional.

Page 80: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

5. SESIZAREA DEFECTELOR ÎN RETELE DE MEDIE TENSIUNE 73

5.6.2 Protectia maximala de curent homopolar directionataProtectia maximala de curent homopolar directionata poate fi utilizata pentru

eliminarea selectiva a defectelor monofazate. Valorile de reglaj se stabilesc functie de valoareacurentului rezidual si se verifica pentru defecte monofazate la capatul zonei protejate:

IP1 = ksig IC prop

IP2 = ksig ε IN TC si se alege IP = maxim (IP1, IP2)

kI I I

Isens

sc Ctot Cprop

P

=+ −.min

1

(5.43)

unde: IC prop - curentul capacitiv al liniei protejate [Aprim];IC tot - curent capacitiv total al retelei [Aprim];I1

sc.min - curentul minim de scurtcircuit la capatul zonei protejate [Aprim];INTC - curentul primar nominal al trafo de curent [Aprim];ε - eroarea de masura a trafo de curent [u.r.];ksig, ksens - coeficientii de siguranta respectiv de sensibilitate.

Prin utilizarea conditiei de existenta a tensiunii homopolare peste un prag stabilit, reglajulcurentului de pornire nu mai trebuie desensibilizat fata de curentul natural de dezechilibru,deoarece la functionare normala nu se îndeplineste criteriul de depasire al pragului de tensiunehomopolara, iar la defect pe o alta plecare elementul directional va bloca actionarea, permitânddeclansarea numai la defect pe linia protejata. Pentru cazul unor defecte monofazate curezistenta mare de trecere la locul de defect, valoarea curentului de defect este mica, iardefezajul este în jur de 0°,în timp ce aportul capacitiv va provoca modificarea unghiului dedefazaj la valori relativ mari pozitive. Esential este în acest caz alegerea corecta a unghiului desensibilitate maxima, o valoare a ∠ (Uh, Ih) de 120° … 150° ind fiind acoperitoare înmajoritatea cazurilor.

La utilizarea pentru elementul directional al tensiunii obtinute la bornele rezistoruluide tratare, de la secundarul trafo de tensiune inclus, defazajul ∠(U,Ih) se modifica, asa cumrezulta din Fig.5.37, iar unghiul de sensibilitate maxima trebuie stabilit la valori de 30° … 60°cap. Posibilitatea existentei unei game de defazaje atât de diferite a condus la implementarea încadrul echipamentului a posibilitatiiparametrizarii unghiului desensibilitate maxima, marindflexibilitatea acestuia.Se remarca ca în cazul utilizariitensiunii homopolare pentruelementul directional, se poate utilizametoda curentului homopolarwattmetric, definita în baza relatiei(5.21), satisfacând conditia deactionare. De asemenea, poate fiutilizata metoda sesizarii variatieicurentului homopolar wattmetric,(punctul 5.3.4) obtinând osensibilitate marita.

Utilizarea tensiunii de labornele rezistorului prezinta

I1sc

Irezsc

ICtot ICprop

ICrez

Uh E 1

j

Fig. 5.37 Diagrama fazoriala a marimilor aplicateelementului directional

Page 81: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

74

avantajul unei valori mai mari a tensiunii la bornele protectiei, raportul de transformare fiind10kV / 0.1kV pentru rezistor, fata de 20kV / 0.173kV la iesirea filtrului de tensiunehomopolara, ceea ce conduce la o sensibilitate mai buna la defecte monofazate prin rezistentamare de trecere.

Page 82: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

6. ARHITECTURAECHIPAMENTELOR NUMERICE DE

PROTECTIE SI RESURSE SOFTWAREGENERALE

Acest capitolul prezinta structura hard generala a echipamentelor numerice deprotectie cu indicarea blocurilor functionale si a functiilor specifice fiecarui bloc. Tot în acestcapitol sunt prezentati si algoritmii generali utilizati în cadrul unor asemenea echipamente. Încategoria algoritmilor generali sunt curpinsi algoritmii necesari filtrarii numerice a semnaleloranalogice de intrare si algoritmii de calcul ai valorii efective si a defazajelor tensiunilor,curentilor, puterii active si puterii reactive. Sunt analizate mai multe metode de calculindicându-se criteriile care stau la baza selectiei diferitilor algoritmi.

6.1. Arhitectura hard a echipamentuluiÎn Fig. 6.1. este prezentata o structura generica pentru echipamentele numerice de

protectie.

vrvsvtvh/va

ih

in

it

is

ir

vrvsvt

vh/va

ih'

in'

it'

is'

ir'

vrsvrt

vrsvrt

ih''

in''

it''

is''

ir''

Ac&t FTJ

CAN

M

U

X

DSP

RAM

ROM

BUFFER

Placa procesor DSP Interfataseriala

RAM

ROM

CEASREAL

P

Interfataintrare/iesire

Relee iesire

ACL

Tastatura

INT_N

Placa P Master

PlacaSurseAlimentare

RAM ROMPs

Interfata intrare/iesire

RAM BIPORT

Relee iesire Intrari Num

8DI

Placa intrari analogice

Placa procesor SCADA

LED

Fig. 6.1 Schema bloc a echipamentelor numerice de protectie

Page 83: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

76

6.1.1. Circuitele de intrare pentru semnalele analogiceÎnfasurarea legata în stea, a transformatoarelor de masura de tensiune racordate la

barele de medie tensiune ale statiei de transformare, se conecteaza la circuitele de adaptare detensiune de faza (Ac&t), notate vr, vs, vt. Cea de-a patra intrare analogica de tensiune poate firacordata fie la înfasurarea conectata în triunghi deschis de pe barele de medie tensiune alestatiei, fie la secundarul unui transformator de tensiune montat direct pe linie. în primul caztensiunea homopolara obtinuta la bornele filtrului de tensiune homopolara este utilizata directde algoritmii functiilor de protectie. Pentru cazul al doilea, tensiunea homopolara se calculeaza(6.1) prin intermediul algoritmilor de calcul a valorii efective ale tensiunilor, iar tensiuneaauxiliara este utilizata în functiile de supraveghere circuite secundare de tensiune si în functiade reanclansare automata rapida. Adaptoarele de tensiune asigura transformarea semnaluluianalogic din circuitele secundare ale statiei în semnale de valori mici direct aplicabilecircuitelor electronice de intrare.

În interiorul echipamentului se utilizeaza înca doua circuite de adaptare de tensiuneracordate la tensiunile de linie vrs respectiv vtr. În acest fel este posibil a se controla în modcontinuu integritatea circuitelor de tensiune prin compararea valorilor calculate ale tensiunilorde linie cu cele masurate. Valorile sunt calculate în baza relatiei (6.1) si anume:

u v vu v vu v vu v v v

rs r s

st s t

tr t r

h r s t

= −= −= −= + +3

(6.1)

si sunt comparate ca modul si faza cu cele masurate, respectiv: vrs, vtr.Daca diferentele între valorile masurate si calculate, depasesc anumite limite stabilite,

prin parametrizare, se genereaza un semnal de alarma. În acest fel, functia de autosupravegherese extinde si asupra circuitelor de intrare de tensiune. Fig. 6.2 prezinta schema bloc acircuitelor analogice de intrare.

v r v s v t v h /v a i h in i t i s i r

v r v s v t v h / v a i h ' i n ' i t ' i s ' i r '

v r s v r t

v r s v r t i h ' ' i n ' ' i t ' ' i s '' i r ' '

A c & t

F T J

Fig. 6.2 Schema bloc a circuitelor analogice de intrare

În schema circuitelor de intensitate din interiorul echipamentului s-au prevazut câtedoua adaptoare de curent pentru fiecare faza din urmatoarele considerente:• necesitatea controlului simultan al unor valori mari ale intensitatii curentului - la

scurtcircuite între faze - respectiv al unor valori mici ale intensitatii curentului - la masurasi simple puneri la pamânt monofazate de mare rezistenta;

• limitari de ordin tehnologic la utilizarea unor amplificatoare de instrumentatie înainteaconvertorului analog-numeric (CAN);

Page 84: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

6. ARHITECTURA ECHIPAMENTELOR NUMERICE DE PROTECTIE SI RESURSE SOFTWARE GENERALE 77

• necesitatea asigurarii liniaritatii iesirilor adaptoarelor în limite largi de variatie ale marimiide intrare (20In);

Adaptoarele de intrare de curent sunt realizate cu dispozitive LEM, conectate în montaj "clesteampermetric", astfel încât conditiile maxime de stabilitate termica impuse, nu ridica probleme.Principiul de functionare al dispozitivului LEM este prezentat în Fig. 6.3.

Sonda Hall Miez magnetic toroidal Circuit electronic de reactie

Fig. 6.3 Schema de principiu a circuitelor de adaptare de intensitate – LEM

Fluxul magnetic primar creat de curentul de masurat în interiorul circuitului magnetic toroidaleste sesizat prin intermediul unei sonde Hall, iar tensiunea obtinuta la bornele sondei comandaun circuit electronic în asa fel încât, curentul secundar debitat de acesta sa creeze un flux egalsi de sens opus fluxului primar. Prin urmare intensitatea curentul secundar Is este directproportionala cu intensitatea curentului primar Ip si are aceeasi forma de variatie în timp.

Din ecuatia de egalitate a solenatiilor:

N I N I I INNp p s s s P

P

S

⋅ = ⋅ ⇒ = ⋅⋅ (6.2)

De remarcat faptul ca principiul de functionare al dispozitivelor LEM, la flux practic nul, oferao liniaritate deosebita, ofera separatia galvanica iar prin montajul tip "cleste ampermetric" serezolva elegant problemele de stabilitate termica. De altfel, caracteristicile tehnice principaleale adaptoarelor sunt deosebite. Astfel, liniaritatea este mai buna de 0,1% iar timpul de

raspuns la semnal treapta mai mic de 1µs, la o viteza de variatie a curentuluididt

As> 50 µ .

Tot prin montajul tip "cleste ampermetric" se poate utiliza acelasi tip constructiv de LEMpentru ambele adaptoare de pe faza, prin simpla multiplicare a numarului N p de spire din

primar, crescându-se în mod corespunzator sensibilitatea dispozitivului.Pentru adaptoarele de intrare de tensiune s-au avut în vedere doua solutii:

• utilizarea dispozitivelor LEM în montaj voltmetric ;• transformatoare de tensiune.

Din considerente de ordin economic s-a optat pentru cea de-a doua varianta care oferacaracteristici tehnice corespunzatoare scopului propus.

Iesirile adaptoarelor de curent, respectiv tensiune, sunt cuplate la filtre antialiasing detip “trece jos” (FTJ) având rolul de a limita banda de frecventa a semnalelor analogice lamaxim jumatate din frecventa de esantionare. Frecventa de esantionare tipica este de 1000 Hzsi în consecinta, filtrele se caleaza pe o frecventa de taiere de 500 Hz.

Page 85: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

78

Iesirile filtrelor analogice se pot racorda direct la circuitele electronice de intrare de peplaca de baza, amplitudinea semnalului fiind adaptata pentru aceste circuite.

Schema bloc a echipamentului contine patru placi de baza si anume:1. placa microprocesorului de semnal - DSP;2. placa microprocesorului master - µP;3. placa microprocesorului SCADA - µPs;4. placa surse de alimentare.

6.1.2. Placa procesorului de semnalAceasta placa (Fig.6.1) se compune din:

1. doua multiplexoare analogice (MUX A, MUX B) de câte opt canale , interfatabiledirect cu intrarile convertorului analog-numeric (CAN);

2. convertor analog numeric dual de 16 biti cu timp de conversie de 5 µs, care permiteobtinerea a câte o pereche de valori la fiecare 5 µs. Circuitele de esantionare simemorare sunt incluse în CAN;

3. circuitele de intrari numerice, (8 intrari) izolate galvanic prin optocuploare, care admitla intrare tensiuni de 220 Vc.c. În acest fel nu mai sunt necesare alte adaptari latensiunea operativa din statia de transformare;

4. blocul de memorie de program nevolatila ROM;5. blocul de memorie volatila RAM împartit în 32 kB memorie RAM rapida si (1...4)MB

memorie RAM static având continutul protejat prin baterie pentru cazurile de cadere atensiunii de alimentare V c.c.;

6. microprocesor de semnal digital - DSP, 50 MHz, 32 biti;7. magistrala locala gestionata de DSP;8. zona tampon (buffer) de comunicatie cu magistrala procesorului master;9. bloc de memorie RAM biport, pentru transfer unidirectional de date spre procesorul

dedicat functiilor SCADA.Procesorul de semnal numeric - DSP, realizeaza urmatoarele functii ale echipamnetului:• achizitia semnalelor analogice cu o frecventa de esantionare de 1000 Hz (20fn) si

mentinerea acesteia constanta chiar la variatii ale frecventei semnalului achizitionat;• achizitia semnalelor numerice, necesare algoritmilor de protectie si automatizare, cu o

frecventa de esantionare de 1000 Hz;• filtrarea numerica a semnalelor analogice;• preluarea valorilor de reglaj ale protectiilor si automatizarilor de la procesorul

decizional (master) în vederea evaluarii variabilelor logice în procedurile decomparatie;

• evaluarea variabilelor Booleene necesare tuturor functiilor de protectie siautomatizare;

• transmiterea variabilelor logice spre procesorul master;• calculul valorii efective si a diverselor defazaje necesare functiilor de protectie,

automatizare si masura;• memorarea în zona RAM static a esantioanelor tuturor marimilor analogice si

numerice în vederea asigurarii functiei de perturbograf local. Transferul acestor datese face tot prin intermediul blocului microprocesorului master;

• depunerea în zona de memorie RAM biport a tuturor informatiilor necesare sistemuluide supraveghere-control (SCADA) din statiile de transformare;

Page 86: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

6. ARHITECTURA ECHIPAMENTELOR NUMERICE DE PROTECTIE SI RESURSE SOFTWARE GENERALE 79

6.1.3. Placa procesorului decizionalPlaca procesorului decizional sau master (Fig.6.1) se compune din:

1. microprocesor;2. interfete seriale de comunicatie;3. memorie nevolatila, reinscriptibila prin semnal electric, EEPROM, pentru programe si

pentru reglaje si memorie volatila RAM;4. porturi intrare / iesire pentru interfatare cu tastatura si afisajul cu cristale lichide

(ACL);5. porturi pentru interfatare cu blocul releelor de executie;6. blocul optocuplor pentru izolarea galvanica de blocul releelor de executie. Fig. 6.4

prezinta un detaliu al modulului de iesiri numerice;7. blocul releelor de executie.8. ceas de timp real (Ceas Real);9. magistrale locale;10. buffer de comunicatie cu blocul microprocesor DSP.

P o r t E N - 1 P o r t E N - 2 P o r t E N - 8

1 R 2 R 8 R

( + )

O p t o c u p l o r

B lo c re l e e d e e x e c u t ie

Fig. 6.4 Modul iesiri numerice

Pentru verificarea integritatii circuitelor de comanda de declansare se utilizeaza schema deprincipiu prezentata în fig. 6.5. Schema supravegheaza continuitatea circuitului de declansare siprintr-o logica adecvata, se emite o semnalizare în cazul unui defect pe acest circuit. în cazul încare caderea de tensiune pe rezistenta de sarcina R, depaseste limitele reglate, functie decurentul absorbit de bobina de declansare, se emite semnalizarea de alarmare;

R

r

1 R(+ ) ( - )

B o b in aD e c l a n s a re

Fig. 6.5 Verificarea integritatii circuitului de declansare

Page 87: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

80

Placa procesorului decizional asigura implementarea urmatoarelor:• functia de comunicatie cu un calculator PC prin intermediul serialei RS 232C pentru

transmiterea reglajelor spre echipament si pentru extragerea informatiilor dinechipament în cadrul functiei de perturbograf local;

• functia de comunicatie în cadrul structurii SCADA, implementata la nivelul statiei detransformate, prin intermediul serialei field-bus, în bucla de curent. Este o functiedeosebit de importanta având în vedere ca prin aceasta se asigura integrareaechipamentului de protectie, automatizare si masura în structurile de supraveghere sicontrol ale statiei;

• functia de comunicatie locala operator-echipament prin porturile de interfatare cutastatura si afisajul cu cristale lichide;

• prelucrarea variabilelor logice preluate de la blocul microprocesor DSP pentruimplementarea functiilor de protectie si automatizare. Procesorul master prelucreazanumai variabile booleene si este singurul care are o "imagine" de ansamblu asupraprocesului supravegheat. Având la dispozitie toate informatiile necesare poatelua deciziile majore de comanda declansare, anclansare si de semnalizare;

• emiterea comenzilor de declansare, anclansare spre echipamentul primar decomutatie;

• emiterea semnalizarilor de tip contact spre exterior, pastrând astfel compatibilitatea cuactualele sisteme de supraveghere existente în statiile de transformare.

6.1.4. Placa surselor de alimentareAsigura alimentarea cu diversele tensiuni necesare functionarii echipamentului. Se

compune dintr-o sursa de alimentare principala de 220 Vc.c./ 24 Vc.c., 50W care asigura siizolatia galvanica fata de exterior si mai multe surse secundare care asigura tensiunile de ±15Vc.c., ±12 Vc.c. si 5 Vc.c. Blocul surselor de alimentare este montat separat si este ecranatpentru a evita perturbarea circuitelor electronice.

6.2. Resurse software generale

Din categoria algoritmilor generali fac parte algoritmii functiei de filtrare numerica asemnalelor analogice si numerice de intrare si algoritmii de calcul ale valorilor efective si aledefazajelor marimilor analogice de intrare.

Algoritmii generali inclusi echipamentului de protectie, automatizare si masurarealizeaza urmatoarele functii:

1. filtrarea numerica a marimilor de intrare analogice pentru rejectia componenteicontinue si a armonicilor de ordin superior pâna la ordinul 9, prezente în spectrultensiunilor si curentilor prelucrati de echipament. Atât armonicile superioare cât sicomponenta aperiodica nerejectate pot conduce la înrautatirea preciziei de masura;

2. filtrarea numerica a marimilor de intrare numerice pentru eliminarea fenomenelortranzitorii de vibratii ale contactelor de intrare în echipament;

3. calculul cu precizia impusa a valorilor efective ale marimilor analogice de intrare.Alegerea metodei de calcul a marimilor efective si a diverselor defazaje se face în baza

urmatoarelor criterii:• precizie;• timp de raspuns corespunzator pentru prelucrarea în timp real;• simplitatea metodei;

Page 88: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

6. ARHITECTURA ECHIPAMENTELOR NUMERICE DE PROTECTIE SI RESURSE SOFTWARE GENERALE 81

6.1.1. Filtrarea numericaUn pas de maxima importanta în dezvoltarea algoritmilor pentru protectii numerice

este constituit de filtrarea numerica. Calculul unui filtru numeric tip FIR (Finite ImpulseResponse) se bazeaza pe doua obiective prioritare:

• raspunsul în frecventa cat mai apropiat de cel necesar;• volum de calcule cat mai redus posibil;

Ca metoda de calcul s-a plecat de la metoda originala de calcul a filtrelor FIR.Un filtru numeric FIR este integral definit de achizitia a N coeficienti, notati aI, a ecuatiei:

y mT a x m i TS i Si

N

( ) [( ) ]= ⋅ −=

∑0

1

(6.3)

rezultata în baza unei scheme de principiu de achizitie date analogice, conform fig. 6.6.

C o n v e r to r a n a lo gn u m e ric

F i l t ru n u m e r ict ip F I Rx ( t) X (m T s ) y ( m T s )

Fig. 6.6 Principiul achizitiei marimilor analogice

Fie Hi câstigul filtrului la frecventa iFN

S , definit de relatia H H ei ij i= ⋅ Φ . Se poate

demonstra ca impunând N valori pentru Hi (i=0, 1, … , N-1) se pot determina N valori pentrucoeficientii filtrului numeric, ai (i=0, 1, … , N-1), în conformitate cu relatiile:

a f H H Ha f H H H

N

N N N

0 0 0 1 1

0 1 1

==

( , ,..., )( , ,..., )

(6.4)

Daca se impun mai putin de N valori pentru Hi sistemul introduce mai multe grade de libertate,astfel încât se obtin de fapt o serie de relatii între coeficientii ai si nu valorile acestora. Alegândacum niste valori convenabile pentru ai se pot efectua calculele mult mai rapid.

Pentru echipamentul de protectie, automatizare si masura, frecventa de esantionareeste de 1000 Hz, deci perioada de esantionare este de 1 ms. S-au impus urmatoarele valoripentru Hi, câstigul filtrului la frecventa fi:

H H H H H H H H H H0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 0= = = = = = = = = = (6.5)

H H H H H H3 5 7 13 15 17 0= = = = = = (6.6)

H H H H1 19 9 11= =; (6.7)Prin relatia (6.5) s-a impus rejectia componentei aperiodice si a armonicelor pare pâna laordinul 18 inclusiv, în timp ce prin relatia (6.6) s-a impus rejectia armonicelor impare de laordinul 3 la ordinul 17 inclusiv, mai putin armonicele 9, 11 si 19 care nu sunt atenuate. Acestmod de alegere a rejectiei diferitelor armonici reprezinta un compromis între cerintele impusesi posibilitatea obtinerii unui algoritm rapid si eficient de filtrare. Oricum, tinând seama si decaractersiticile filtrului analogic antialiasing de la intrare, amplitudinea armonicilor 9, 11, 19

Page 89: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

82

(care nu sunt rejectate prin filtrarea numerica) este mai mica de (1...2) % din amplitudineafundamentalei. Mai mult, prin algoritmii de calcul a valorii efective, care au inclusi si medieri,acest procent este si mai mic. Rejectia componentei aperiodice si a armonicilor 2, 3, 5 si 7practic "curata" forma de unda a marimilor analogice preluate de echipament.

Pornind de la relatia de calcul a coeficientilor aferenti FIR:

aN

H ei kj

Ni k

k

N= ⋅

⋅ ⋅⋅

=

∑12

0

1 π (6.8)

unde: N = 20 (esantioane pe perioada) k =rangul armoniciisi tinând seama de relatiile (6.5), (6.6) si (6.7) se obtine urmatorul sistem:

( )a H H0 1 9

120

2= • • + ( )a H H1 1 9

120

1 902= • −,

a a2 00 809= •, a a3 10 618= •, a a4 00 309= •, a5 0=a a6 00 309= − •, a a7 10 618= − •,a a8 00 809= − •, a a9 1= −a ao10 = − a a11 1= −a a12 00 809= − •, a a13 10 618= − •,a a14 00 309= − •, a15 0=a a16 00 309= •, a a17 10 618= •,a a18 00 809= •, a a19 1= (6.9)

Impunând acum ca a a0 1 1= = , se obtin urmatoarele relatii pentru H1 si H9:

H H1 9 10+ = (6.10)

515,1091 =− HH (6.11)

de unde: H1 10 257= , si 257,09 −=H .În vederea obtinerii unei valori unitare pentru H1 se corecteaza valorile prin împartire

la 10,257. Cu acestea valoarea ( )y i la iesirea filtrului numeric, la momentul t, se obtine

functie de valorile ( )x i de la intrare dupa cum urmeaza:

( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( )

( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( )( ) ( ) ( ) ( ) ( )( ) ( )

y i x i x i x i x i x i

x i x i x i x i x i x i

x i x i x i x i x i

x i x i

= − + − + • − + • − + • − −

− • − + • − − • − − − − − − − −− • − + • − − • − + • − + • − ++ • − + −

110 257

0 1 0 809 2 0 618 3 0 309 4

0 309 6 0 618 7 0 809 8 9 10 11

0 809 12 0 618 13 0 309 14 0 309 16 0 618 17

0 809 18 19

,[ , , ,

, , ,

, , , , ,

, ] (6.12)

Performantele unul astfel de filtru numeric sunt:

Page 90: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

6. ARHITECTURA ECHIPAMENTELOR NUMERICE DE PROTECTIE SI RESURSE SOFTWARE GENERALE 83

• eroarea relativa de evaluare a amplitudinii, functie de frecventa εmax (%) ≤5 pentruo gama de variatie a frecventei f=48 … 54 Hz;

• eroarea absoluta de defazaj, functie de frecventa εmax (%) ≤3 pentru f=48 … 54 Hz.Caracteristica amplitudine - frecventa si defazaj - frecventa pentru un astfel de filtru si un

exemplu de filtrare se prezinta în Fig.6.7, unde UAG-fil reprezinta tensiunea URO dupa filtrare,UAG-nonfil reprezinta temsiunea URO nefiltrata, Gain(f) reprezinta amplitudinea la frecventa f, iarPhase_angle(f) reprezinta defazajul.

Fig. 6.7 Caracteristicile de raspuns în frecventa pentru filtrul numeric

În încheiere mai trebuie remarcat ca algoritmul de filtrare, bazându-se pe valori deintrare pâna la momentul (t-19) ms, introduce o întârziere de cca. 20 ms a semnalului de laiesire fata de momentul t considerat initial. Acesta este "pretul platit" pentru "curatirea"remarcabila a semnalului de intrare. Oricum, pentru protectia liniilor de medie tensiune timpiiminimi de actionare impusi pentru instalatiile de protectie, de ordinul (60...100) ms, nu ridicanici un fel de problema privind implementarea algoritmului de mai sus, chiar în conditiile unuitimp de raspuns de cca. 20 ms.

6.1.2. Calculul valorii efective si a defazajului marimilor analogicede intrare

În cele ce urmeaza se face o trecere în revista a câtorva metode numerice de calcul avalorii efective si a defazajului marimilor analogice de intrare si pe baza unei comparatii dinpunct de vedere precizie, stabilitate si viteza de executie se justifica alegerea algoritmuluiimplementat în cadrul echipamentului.

Page 91: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

84

Metoda valorii mediiFie un semnal sinusoidal esantionat în N - puncte pe perioada si având valoarea

esantionata ( )y k . Valoarea medie pe o perioada, la momentul ( )i se obtine în baza valoriloranterioare pâna la momentul :

( )i N− + 1 (6.13)tinând seama de relatia existenta, pentru un semnal sinusoidal, între valoarea efectiva si ceamedie definita de factorul de forma fk :

medmedefefmed

eff YYkY

Y

Yk •=•=⇒== 11,111,1 (6.14)

rezulta ca valoare efectiva poate fi calculata prin aceasta metoda la fiecare moment (i ) curelatia:

( ) ( )YN

y i kefi

k

N= • −

=

∑111

0

1, (6.15)

Pentru cazul concret din EPAM, unde N=20 puncte pe perioada se obtine:

( ) ( )Y y i kefi

k

= • −=∑0 0555

0

19, (6.16)

Un volum de calcule mai redus se obtine scriind relatia (6.16) sub forma recursiva,cum rezulta din urmatoarea relatie:

( ) ( ) ( ) ( )[ ]Y Y y i y iefi

efi+ = + • + − −1 0 0555 1 19, (6.17)

Între avantajele acestei metode se remarca:• simplitatea deosebita;• volum redus de calcule si ca urmare fara probleme din punct de vedere al vitezei de

executie;• medierea pentru N puncte are efecte pozitive pentru corectia unor eventuale erori de

conversie datorate CAN;• foarte slab influentata de existenta în curba semnalului analogic a armonicilor 9, 11,

19 nerejectate de filtrarea numerica.Dezavantajele metodei:

• necesita un algoritm suplimentar pentru calculul unghiului de defazaj;• introduce o eroare de principiu pentru semnale nesinusoidale;• chiar si pentru un semnal sinusoidal si o mediere de 10-15 valori succesive eroarea

relativa a metodei este de (5...7)%;

Metoda A4 modificataConsiderând valorile momentane ale tensiunii si curentului la patru valori consecutive

echidistante, ca în fig. 6.8, se obtine, pentru semnale de forma sinusoidala:

Page 92: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

6. ARHITECTURA ECHIPAMENTELOR NUMERICE DE PROTECTIE SI RESURSE SOFTWARE GENERALE 85

( )

( )

( )

( )

i IN

k tTN

ms

i IN

k

i IN

k

i IN

k

1

2

3

4

23

2020

1

22

21

20

= • −

= = =

= • −

= • −

= • −

max

max

max

max

sin ;

sin ;

sin ;

sin ;

π

π

π

π

(6.18)

si respectiv:

( )

( )

u UN

k

u UN

k

2

3

22

21

= • −

= • −

max

max

sin

sin

π

π (6.19)

Fig. 6.8 Explicativa pentru metoda A4

Pentru aceste valori, metoda A4 permite calculul R, X si ϕ cu relatiile:

( ) ( )( ) ( )R

u i i u i ii i i i i i

=− − −− − −

2 4 2 3 3 1

2 4 2 3 3 1 (6.20)

( ) ( )

−−−•−•=

Niiiiiiiuiu

X π2sin2133242

3223 (6.21)

Page 93: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

86

( ) ( )ϕ π= = −− − −

arctgXR

arctgu i u i

u i i u i i N3 2 2 3

2 4 2 3 3 12

2sin (6.22)

Daca se evalueaza numitorul din relatiile (6.20) si (6.21) se obtine succesiv:

( )i i IN N

k3 1 22 2

2− = • • • −max sin cosπ π

(6.23)

( )i i IN N

k4 2 22 2

1− = • • • −max sin cosπ π

(6.24)

( ) ( ) ( )i i i IN

kN

kN

k3 3 12

22

22− = • − • − −

max cos cos cos

π π π (6.25)

( ) ( ) ( ) ( )

( ) ( )

i i i IN

kN

kN

k

IN

kN

kN

k

2 4 22

12

32

1

22

2 22

− = • − • − − −

=

= • − • − −

max

max

cos cos cos

sin sin sin

π π π

π π π (6.26)

( ) ( )i i i i i i IN

INef3 3 1 2 4 2

2 214

2 14− − − = • −

= • −

max cos cos

π π (6.27)

iar valoarea efectiva se poate calcula cu relatia:

( ) ( )I

i i i i i i

N

ef =− − −

• −

3 3 1 2 4 2

2 14

cosπ

(6.28)

Tinând seama ca pentru EPAM, N = 20, relatia (4.28) devine:

( ) ( )242133618,1 iiiiiiI ef −−−•= (6.29)

Similar se obtine:

( ) ( )U u u u u u uef = • − − −1 618 3 3 1 2 4 2, (6.30)

Astfel, valorile efective ale tensiunii si curentului se obtin cu relatiile (6.30) si (6.29), iardefazajul prin aplicarea relatiilor (6.20), (6.21) si (6.22).

Avantajele metodei:• permite calcularea atât a valorilor efective ale U si respectiv I cât si a defazajului

dintre acestea;• volum redus de calcule: 4 operatii de înmultire si 6 operatii de scadere conduc la

calculul valorilor efective ale U si I necesare operatiilor de comparatie cu valorilereglate. Cinci operatii de înmultire, patru operatii de scadere si o singura operatie deîmpartire permit evaluarea defazajului U I− ;

Page 94: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

6. ARHITECTURA ECHIPAMENTELOR NUMERICE DE PROTECTIE SI RESURSE SOFTWARE GENERALE 87

• utilizând o mediere a valorilor efective consecutive pe un numar de (10...20) valorianterioare se obtine o stabilitate deosebita a metodei iar eroarea relativa nu depaseste5%;

• metoda este practic insensibila la existenta armonicilor 9, 11, 19 nerejectate defiltrarea numerica.Dezavantajele metodei:

• utilizând o mediere pentru 10 valori se obtine o întârziere suplimentara de cca 10msec care cumulata cu întârzierea de cca 20 msec introdusa de filtrarea numericaconduce la o întârziere globala de cca 30 msec;

• precizia evaluarii marimilor efective si în mod special a defazajului sunt puternicinfluentate în mod negativ, la variatia frecventei semnalului analogic, daca nu serespecta conditia de N esantioane pe perioada. Ca urmare, metoda impune conditiisevere algoritmilor utilizati de blocul microprocesor DSP care asigura pastrarea de Nesantioane pe perioada pentru întreaga gama de variatie a frecventei marimiloranalogice de intrare;

Metoda valorii efective directe

Metoda se bazeaza pe formula de definitie a valorii efective a unei marimi periodice:

( )YT

y t dtef

T

= ∫1 2

0

(4.31)

care transpusa pentru semnale esantionate, cu N esantioane pe perioada, devine:

( ) ( )Y iN

y i kefk

N= • −

=

∑1 2

0

1 (6.32)

Concretizând pentru N = 20 esantioane / perioada:

( ) ( )Y i y i kefk

= −=∑1

202

0

19 (6.33)

sau sub forma recursiva:

( ) ( ) ( ) ( )[ ]Y i Y i y i y ief ef2 2 2 21 0 05 1 19+ = + • + − −, (6.34)

Avantajele metodei:• volum redus de calcule, în special pentru forma recursiva definita de relatia (6.34);• medierea pentru N puncte are efecte pozitive pentru corectia eventualelor erori de

conversie;• slab influentata de existenta armonicilor nerejectate de algoritmul de filtrare.

Dezavantajele metodei:• necesitatea utilizarii unui algoritm suplimentar pentru calculul unghiului de defazaj;• precizia ceva mai scazuta, eroarea relativa a metodei situându-se între 4 si 6%.

Metoda Fourier sau metoda calculului în cuadratura

Page 95: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

88

Metoda se bazeaza pe transformata Fourier discreta care permite calcululcomponentelor reale si imaginare ale fazorului complex la un moment (i):

( ) ( ) ( )Y i Y i j Y i= +Re Im dupa cum urmeaza:

( ) ( ) ( )Re cosY iN

y i kN

k Y ik

N

re= • − • •

=

=

∑2 2

0

1 π (6.35)

( ) ( ) ( )Im sinY iN

y i k k Y iimk

N

= • − • •

==

∑2 2

0

1 πΝ (6.36)

( ) ( ) ( )[ ]Y i Y i Y ief re im= +12

2 2 (6.37)

( ) ( )( )ϕ i arctg

Y iY i

im

re

= (6.38)

Formulele (6.35) si (6.36) s-au scris pentru fundamentala semnalului analogic. În cazul în carese doreste determinarea amplitudinii unei armonici, de exemplu pentru armonica a doua,relatiile devin:

( ) ( )Y iN

y i kN

krek

N

= − • •

=

∑2 22

0

1

cosπ

(6.39)

( ) ( )Y iN

y i kN

kimk

N

= − • •

=

∑2 22

0

1

sinπ

(6.40)

iar valoarea efectiva si faza fazorului complex pentru armonica a 2-a se calculeaza tot curelatiile (6.37) si (6.38).

Avantajele metodei:• filtreaza armonicile din curba semnalelor analogice;• precizie remarcabila, eroarea relativa < 2%;• permite tratarea unitara a calculului valorii efective a fundamentalei si a armonicilor

de ordin superior necesare functiilor de protectie;• permite calculul comod al componentelor directe, inverse si homopolare necesare

algoritmilor de protectie;• permite calculul comod al puterii active, reactive, aparente si a factorului de putere

necesare functiilor de masura;• are un timp de raspuns mai bun decât oricare din metodele descrise mai sus.

Examinând relatiile (6.35) la (6.40) se constata ca metoda necesita un volum relativimportant de calcule, dar având în vedere ca acestea se executa de microprocesorul DSP careofera facilitati create special pentru calculul transformatei Fourier, timpii necesari acestorcalcule nu ridica probleme, tinând seama si de frecventa de tact de 50 MHz a DSP utilizat.

Compararea metodelor a condus la alegerea metodei Fourier de calcul a valorilorefective si a defazajelor, pentru implementarea tuturor algoritmilor în cadrul echipamentului.

Page 96: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

7. PROTECTIILE LINIILOR DEÎNALTA TENSIUNE

7.1. Probleme generale

Liniile electrice aeriene (LEA) de înalta tensiune sunt prin constructie cel mai expusediverselor defecte care pot aparea. Astfel, statisticile indica cel mai mare numar de defectelocalizat la LEA. Dintre acestea, cca. 85-90% sunt defecte monofazate si cca. 80-85% suntdefecte trecatoare, defecte care dispar dupa scoaterea de sub tensiune a fazei cu defect pentruun scurt interval de timp. Defectele monofazate pot fi însotite de o rezistenta mare de trecere lalocul de defect, ceea ce complica sesizarea si implicit eliminarea acestora. La LEA dublucircuit pe acelasi stâlp, pot apare pe lânga defectele deja mentionate si defecte între o faza aunuia dintre circuite si o alta faza a celuilalt circuit, îngreunând sesizarea corecta de catreinstalatiile de protectie. Problema poate fi si mai dificila daca defectul la pamânt este localizatîntr-o deschidere a LEA si în conditiile unui sol cu rezistivitate ridicata.

Alegerea tipului de protectie si a reglajelor pentru o anumita aplicatie depinde decisivde configuratia retelei si a LEA (simplu sau dublu circuit, scurta, cu compensare serie, etc.), desarcina tranzitata si de marimea rezistentei prizelor de pamânt ale stâlpilor.

Cerintele cele mai importante care se impun instalatiilor de protectie sunt sintetizatemai jos:

• Rapiditatea – implica un timp scurt de actionare pentru defecte severe. Prin actionareaprotectiei într-un timp scurt se limiteaza solicitarile dinamice si termice ale aparatajului decomutatie de înalta tensiune, se limiteaza ionizarea la locul de defect, crescândprobabilitatea de RAR reusit si se mareste capacitatea transportabila a retelei, faradiminuarea stabilitatii sistemului.

• Sensibilitatea – capacitatea unei protectii de a sesiza în mod ferm diverse tipuri de defecte.Defectele monofazate însotite de rezistente mari de trecere la locul de defect pot creatensiuni de pas si de atingere periculoase pentru om sau animale. Prin urmare este de doritca sistemele de protectie sa detecteze ferm si aceste tipuri de defect.

• Selectivitatea – capacitatea sistemelor de protectie de a localiza corect defectul si comandadeconectarea numai a obiectului protejat, prin declansarea aparatelor de comutatieadiacente portiunii cu defect. Pentru a realiza aceasta cerinta instalatiile de protectietrebuie sa faca distinctie clara între regimul normal de sarcina, regimul de defect în afarazonei protejate si defectul în zona protejata. Cerintele de selectivitate si sensibilitate suntantagoniste si în acest sens se poate face o distinctie între siguranta în eliminareadefectului si siguranta împotriva actionarilor intempestive.

Page 97: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

90

7.2. Principiile protectiilor de distanta

Impendanta liniilor electrice este proportionala cu lungimea acestora si în consecintaeste natural a se utiliza pentru protectia acestora un releu capabil de a masura impedanta pânala un punct predeterminat. Un astfel de aparat este releul de distanta proiectat pentru a actionapentru totalitatea defectelor care apar între locul de montaj si un anumit punct definit prinreglajul impus. Protectiile de distanta reprezinta la ora actuala cea mai raspândita protectiepentru liniile electrice si alte echipamente energetice.

Principiul de baza al protectiilor de distanta (PD) este fundamentat pe comparareaintensitatii curentului si a tensiunii de la locul de montaj al PD “vazute” de releu. Dincompararea celor doua marimi se poate stabili daca impedanta pâna la locul de defect este maimare sau mai mica decât valoarea impedantei reglate. Un exemplu tipic pentru o astfel debalanta electrica se prezinta în Fig. 7.1. Tensiunea si curentul care alimenteaza balanta,preluate din secundarele transformatoarelor de masura de tensiune (TT) si respectiv de curent(TC) sunt redresate prin intermediul puntilor redresoare D1 si D2. Curentii Iki, respectiv Iku,proportionali cu valorile curentului si respectiv tensiunii, se aplica unui releu polarizat demasura Z. Releul polarizat este astfel conectat încât actioneaza, permitând declansarea, atuncicând Iki > Iku. Tinând seama ca Iki K Ii= ⋅ iar Iku K Uu= ⋅ , se deduce imediat conditia

de actionare la declansare de forma Z K ≤ , unde Z este impedanta masurata, iar K estevaloarea impedantei reglate. Acest principiu este valabil atât pentru releele electromecanice câtsi pentru releele numerice.

R

D1

D2

Iki

Iku

Ip

De laTT

Z

Fig. 7.1 Schema de principiu pentru balanta electrica

Protectiile de distanta ofera o caracteristica de actionare t = f(Z) în trepte. Astfel,prima treapta de impedanta acopera 80-85% din lungimea LEA. Pentru impedante masuratemai mari temporizarile sunt mai mari. Notiunea de protectie numerica (digitala) se aplica acelor protectii la care prelucrareainformatiei analogice se face numeric. Principial, un lant tipic de prelucrare numerica esteprezentat in Fig. 7.2 si se compune din: filtrul analogic trece jos (FTJ), circuitele de esantionaresi memorare (S&H), convertorul analog-numeric (CAN) si procesorul de date numerice (DSP).

Page 98: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

7. PROTECTIILE LINIILOR DE ÎNALTA TENSIUNE 91

Tensiunile si curentii din secundarele TT si TC sunt adaptate prin intermediul unor circuiteanalogice de intrare la valorile acceptate de circuitele electronice si se aplica filtrului analogicFTJ, cu rol de filtru antialiasing. Marimea filtrata se aplica CAN prin intermediul circuitelor deesantionare si memorare. Convertorul realizeaza conversia semnalului analogic într-un codnumeric. Din acest moment prelucrarea datelor, în conformitate cu algoritmii de protectie siautomatizare specifici, se executa asupra unor semnale numerice (coduri numerice) similaroperatiilor din calculatoarele electronice.

Fig. 7. 2 Schema bloc a unui sistem digital de procesare a semnalului

În continuare se indica principiile de masura impedantei utilizate de câteva protectiide distanta realizate in tehnologie numerica.

7.1.1. Principiul de masura al protectiei de distanta REL-521

Protectia de distanta ofera cinci zone (trepte) cu elemente de masura individualepentru toate tipurile de defect. Cele sase bucle de defect (R-N, S-N, T-N, R-S, S-T, T-R) sesupravegheaza în mod continuu. Functia este implementata în tehnologie numerica, ca de altfeltoate functiile din cadrul terminalului. Cele cinci caracteristici de masura ale impedantei suntde tip poligonal de forma prezentata în Fig. 7.3. Caracteristicile de masura poligonale permitreglarea independenta, pentru fiecare zona, a reactantei si respectiv rezistentei de actionare. Înplus, valoarea reglajului rezistentei poate fi diferita pentru defecte monofazate fata de celepolifazate. În acest fel se asigura o rezerva de arc maxima pentru toate tipurile de defect.

Z M 1

Z M 2

Z M 4

Z M 5

j X

R

Z M 3

ϕL

1 5 0

2 5 0

ϕ L

Fig. 7.3 Caracteristici de masura impedantei

Page 99: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

92

Fiecare zona poate fi directionata fata, spate sau nedirectionata. În fig. 7.3, zoneleZM1, ZM2, ZM4 sunt directionate fata, zona ZM3 este directionata spate iar ZM5 estenedirectionata. Valorile de reglaj posibile pentru caracteristicile de masura se prezinta in fig.7.4 pentru zona 1 (ZM1) dar sunt similare si pentru celelalte zone.

Z M 1

jX

R

ϕL R F N Z 1R F Z 1

X 1 Z 1

Fig. 7.4 Reglaje pentru ZM1

Pentru defecte monofazate (R-N, S-N, T-N) se folosesc reglajele:X1Z1 - reactanta reglata pentru zona 1;RFNZ1 - rezistenta reglata pentru zona 1;

Pentru defecte polifazate se folosesc reglajele:X1Z1 - reactanta reglata pentru zona 1;RFZ1 - rezistenta reglata pentru zona 1;

Principiul de masura al impedantei de defect se bazeaza pe utilizarea fazorilortensiunilor, curentilor si pe valorile de variatie ale curentilor. Impedantele aparente astfelcalculate se compara fata de poligonul de actionare reglat.Pentru cazul defectelor monofazate se utilizeaza relatia conventionala:

U Z I R I Z IF N= ⋅ + ⋅ + ⋅1 (7.1)unde: Z1 = impedanta directa;

ZZ Z

N =−0 1

3= impedanta de nul, cu Z 0 - impedanta homopolara;

RF = rezistenta de trecere la locul de defect;

Pentru cazul defectelor bifazate se utilizeaza relatia conventionala:U Z I R IF= ⋅ ⋅ + ⋅2 1 (7.2)

În acest caz, impedanta masurata de releu, pentru defecte monofazate, va fi:

ZUI

R j X Z RZ Z

m m m F= = + ⋅ = + +−

10 1

3 (7.3)respectiv pentru bifazate:

ZU

IR j X Z

Rm m m

F= ⋅ = + ⋅ = +2 21

(7.4)

Elementele de masura primesc informatiile de curent si tensiune de la convertorulanalog-numeric. Pentru fiecare din cele sase bucle de defect posibile se primesc tensiunea (U),

Page 100: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

7. PROTECTIILE LINIILOR DE ÎNALTA TENSIUNE 93

curentul (I) si variatia curentului între doua esantionari (? I) care se aplica unui filtru Fourierrecursiv. În baza acestora se calculeaza valorile Rm si Xm dupa urmatoarea formula:

Rm U e I e U m I

e I m I m I e I

X dte U m I m U e Ie I m I m I e I

m

m

= ℑ ⋅ − ℜ ⋅⋅ℑ − ⋅ℜ

= ⋅ ⋅ ℜ ⋅ℑ − ℑ ⋅ℜ⋅ℑ − ⋅ℜ

( ) ( ) ( ) ( )( ) ( ) ( ) ( )

( ) ( ) ( ) ( )( ) ( ) ( ) ( )

∆ℜ ∆ℑ∆ℜ ∆ℑ

∆ℜ ∆ℑω 0(7.5)

Aceste valori se compara cu reglajele fiecarei zone. Încadrarea într-o anumita zonanecesita îndeplinirea simultana a urmatoarelor inecuatii, pentru defecte monofazate:

R RR R

RFNm ≤ +−

+10 1

3

X XX X

m ≤ +−

10 1

3 (7.6)respectiv pentru defecte bifazate:

R R RFm ≤ ⋅ +2 1

X Xm ≤ ⋅2 1 (7.7)

Elementele directionale utilizeaza tensiunea de secventa directa a buclei de defect sicurentul de faza. Spre exemplu, elementul directional pentru bucla de defect RN încadreazadefectul în fata daca este satisfacuta relatia:

− ≤⋅ + ⋅

≤1508 0 2

1151o o arg. .U U

IRN RNM

R (7.8)unde: URN = tensiunea de faza R masurata;

U1RNM = tensiunea de succesiune directa memorata (anterior defectului);IR = curentul de defect prin faza R

Utilizarea tensiunii de secventa directa memorate, face ca si în cazul unor defectetrifazate apropiate sa se decida corect directia fata de directia spate.

7.1.2. Principiul de masura al protectiei de distanta SEL-321

În cadrul terminalului de protectie SEL-321, protectia de distanta este realizata cupatru zone (trepte) de masura si cu elemente de masura individuale pentru toate tipurile dedefect. Cele sase bucle de defect se supravegheaza în mod continuu. Functia este implementataîn tehnologie numerica, ca de altfel toate functiile din cadrul terminalului. Cele patrucaracteristici de masura ale impedantei sunt de tip MHO pentru defecte polifazate (Fig. 7. 6) side tip MHO sau/si de tip poligonal pentru defecte monofazate (Fig. 7. 5).

Caracteristile MHO, realizate prin polarizare cu tensiuni de secventa directa, asigura orezerva de arc cu atât mai mare cu cât sursa din spate este mai slaba si rezistenta de arc maimare. Diametrul cercului de masura este parametrizabil în limite largi si permite o adaptarebuna la linii cu dimensiuni diverse. De remarcat directionarea în fata intrinseca acestorcaracteristici.

Page 101: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

94

Caracteristicile de masura poligonale permit reglarea independenta, pentru fiecarezona, a reactantei si respectiv rezistentei de actionare. În acest fel se asigura o rezerva de arcmaxima pentru toate tipurile de defect. Fiecare zona poate fi directionata fata, spate saunedirectionata. În Fig. 7.5, zonele Z1G, Z2G, Z4G sunt directionate fata, iar zona Z3G estedirectionata spate. Reglajul factorului de pamânt k0 poate fi realizat independent pentru zonaZ1G, fata de restul zonelor.

R

jXZ4G

Z2G

Z1G

Z3G

unghiul liniei

dreapta elementului directional

Fig. 7.5 Caracteristica de masura pentru defecte monofazate

R

jX

M4PM3PM2PM1P

unghiul liniei

Fig. 7.6 Caracteristica de masura pentru defecte polifazate

O caracteristica speciala a terminalului permite evitarea acrosajului în zona de sarcina,prin utilizarea unei caracteristici de masura separate de cele de defect si printr-o logicaadecvata. Elementul directional este utilizat pentru a decide asupra directiei defectului si sebazeaza pe componentele inverse ale tensiunii si respectiv curentului. Cum aceste componenteapar numai la defecte asimetrice, în cazul defectelor trifazate se utilizeaza tensiunea desecventa directa memorata anterior aparitiei defectului. În acest fel se asigura o securitatemaxima în a sesiza diferenta dintre defecte în fata si respectiv în spate.Fig. 7.7 prezinta o situatie tipica de racordare a unei protectii de distanta, iar în Fig. 7.8 seprezinta schema echivalenta în componente simetrice de secventa directa (S.S.D.), de secventainversa (S.S.I.) si de secventa homopolara (S.S.H.). În cazul unui defect monofazat situatimediat în fata protectiei, din componentele de succesiune inversa rezulta:

Page 102: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

7. PROTECTIILE LINIILOR DE ÎNALTA TENSIUNE 95

ZU

IAZAi

i

ii= − = −

(7.9)Daca defectul este situat imediat în spatele protectiei:

ZUIB

ZL ZBii

ii i= −

− = +(7.10)

ZA_dEA EBZL_d ZB_d

Releu

Fig. 7.7 Schema monofilara a liniei protejate

IA_i IB_i

U_i

ZA_d ZL_d ZB_d

ZA_i ZL_i ZB_i

ZA_h ZL_h ZB_h

RF

EA EBS.S.D.

S.S.I.

S.S.H.

Fig. 7.8 Schema în componente simetrice

Astfel, exista un criteriu sigur de a selecta un defect în fata de un defect situat înspatele protectiei, criteriu precizat în Fig. 7.9.

ZB_i+ZL_i

ZA_i

defect in spate

defect in fata

Z_i=0

+Z_i

Fig. 7.9 Caracteristica de actionare a elementului directional

Page 103: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

96

Logica de selectie a buclei de defectPentru identificarea buclei cu defect, în cazul defectelor monofazate se utilizeaza

criteriul unghiului de defazaj dintre curentul de secventa homopolara (Ih) si cel de secventainversa (Ii). Astfel, în cazul unui defect RN metalic, cele doua componente ale curentului suntîn faza, în timp ce pentru defecte SN acest unghi este de 120°ind, iar pentru defecte TN acestunghi este de 120°cap. Logica de identificarea buclei de defect RN defineste un sector de±60°pentru defazajul Ih-Ii. Daca unghiul de defazaj se afla în interiorul acestui sector, se declaradefect monofazat RN si se blocheaza actionarea elementelor bifazate care implica faza R.Similar se procedeaza si pentru celelalte bucle monofazate. În cazul în care defectul nugenereaza curent de secventa inversa, logica de identificare comuta pe elementele de minimatensiune care decid faza defecta.

Ecuatiile logice de parametrizareUtilizarea ecuatiilor logice permite:

• asignarea functiilor logice la releele de iesire;• definirea functiilor logice si a conditiilor de pornirea înregistratorului secvential de

evenimente;• selectarea elementelor care conduc la declansarea rapida prin logica (SOTF);• selectarea elementelor care conduc la declansarea neconditionata;• selectarea elementelor care conduc la declansare prin logica de comunicatie;•

Programarea ecuatiilor logice implica combinarea elementelor logice prin operatori logiciAND (*), OR (+) si inversoare (!). De exemplu, pentru a semnaliza (prin intermediul releuluide iesire nr. 4) declansarea prin functia SOTF se poate scrie urmatoarea ecuatie logica:

OUT4=TPA*SOTFE+TPB*SOTFE+TPC*SOTFE

Semnificatia elementelor este urmatoarea:OUT4 - releul de iesire nr. 4;TPA, TPB, TPC - declansari prin functiile de protectie, pe fazele R, S, T;SOTFE - variabila logica având valoarea ‘1’ la validarea optiunii SOTF;

Prezenta diverselor relee de temporizare la actionare sau/si la revenire, implementatesoftware, împreuna cu setul de ecuatii logice permite dezvoltarea unor functii de protectie sauautomatizare multiple. Functia RAR nu este o functie de baza inclusa terminalului SEL-321,dar prin utilizarea ecuatiilor logice (SELogic Equations) poate fi implementata relativ simplu.

Caracteristicile de masuraPrincipial, caracteristica de masura mho se obtine prin implementarea software a

caracteristicii unui releul de putere. Puterea aparenta este definita de relatia

S U I P jQ= ⋅ = +* , unde:

P S

Q S

==

Re

Im(7.11)

Un comparator de putere activa sesizeaza la limita P P⇒ = 0 si deci

P U U pol= ⋅ =Re *δ 0(7.12)

Page 104: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

7. PROTECTIILE LINIILOR DE ÎNALTA TENSIUNE 97

Pentru caracteristica mho autopolarizata, fazorii dU si U*pol sunt perpendiculari.

Ca urmare:

Re Re ( )

Re Re

* *

* *

δU U mZ I U U

mZ I U U U

pol L pol

L pol pol

⋅ = ⋅ − ⋅ =

⇒ ⋅ ⋅ = ⋅

0

(7.13)unde m reprezinta distanta pâna la locul de defect, exprimata în u.r. din lungimea liniei.

Din relatia de mai sus, prin descompunere în cele doua componenete reala siimaginara se poate determina m, dupa cum urmeaza:

m

U U

Z I U

pol

L pol

=⋅

⋅ ⋅

Re

Re

*

* [u.r.] (7.14)

În cazul unui defect monofazat, de exemplu RN, se poate determina m:

( )Z I k I

U U

L R N

polR Rpredef

⋅ + ⋅

=

( )* *

0

0 0 (7.15)unde:

kZZ

Z ZZ

Lh

Ld

Lh

Ld

Ld0

13

13

3= −

=

− (factorul de pamânt)

rezulta:

( )( )[ ]m

U U

Z I k I UR

R polR

Ld

R N polR

( )

*

*

Re

Re0

0 0

0 0

=⋅

+ ⋅ ⋅ (7.16)

În cazul unui defect bifazat, de exemplu ST, relatia de mai sus devine:

( )( )[ ]mU U

Z I I UST

ST polST

Ld

S T polST

( )

*

*

Re

Re=

− ⋅ (7.17)

Pentru obtinerea caracteristicii poligonale se implementeaza soft un comparator deputere reactiva, observând ca:

δU m Z I ULd= ⋅ ⋅ −

se compara ( )∠ δU I p,1800 1800 180

°−°°

lim... .... .

itaind actioneazacap NU actioneaza

⇒ = →Q 0 cond. la limita

si se obtine

Page 105: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

98

( )

Q U I Q U I

Q U I m Z I U I

p

P Ld

P

= ⋅ → = ⋅ =

= ⋅ = ⋅ ⋅ − ⋅ =

Im Im

Im Im

* *

* *

δ

δ

0

0(7.18)

de unde valoarea distantei pâna la locul de defect este:

⇒ =⋅⋅ ⋅m

U IZ I I

P

Ld

p

Im( )Im( )

*

*

(7.19)Considerând:

I crt compensat I k I

I crt polarizare I I eR N

p P NjT

= + ⋅= = ⋅

. ( )

. ( )0

unde T = factor de neomogenitate, definit ca TI I

IAi

Bi

Bi≅+ , T = unghiul de defazaj

dintre I IFh

Ah si (factorul de neomogenitate este definit ca raportul dintre curentul homopolar

total I Fh si curentul homopolar de defect ce trece prin releu). Alegând curentul de

polarizare I I ep NjT= ⋅ ⇒ pentru un defect SN:

( )[ ]( ) ( )[ ]m

U I e

Z I k I I eS

S NjT

Ld

S N NjT

0

0

0

=⋅ ⋅

⋅ + ⋅ ⋅ ⋅

Im

Im

*

*

(7.20)

Ecuatia pentru latura rezistiva se bazeaza pe estimarea rezistentei de trecere la loculde defect (RF), plecând de la schema echivalenta simplificata.Fie un defect R – 0. Avem

( )U m Z I k I R IR Ld

RA A

NA

F F0 0= ⋅ + ⋅ + ⋅(7.21)

unde I IRA

NA, → aportul curentului pe faza, respectiv nul, prin latura dinspre sursa A.

Din ecuatia de mai sus se poate determina RF dupa cum urmeaza:

( )[ ] ( )[ ]( )( )

( )[ ]

U Z I k I m Z Z I k I I k I

R I Z I k I

R Ld

RA A

NA

Ld

Ld

RA A

NA

RA A

NA

F F Ld

RA A

NA

0 0 0 0

0

⋅ ⋅ + ⋅ = ⋅ ⋅ + ⋅ + ⋅ +

+ ⋅ ⋅ + ⋅

* *

*

α1 24 4 4 4 4 4 4 34 4 4 4 4 4 4

(7.22)

si prin desfacere în ReIm

, observând ca termenul ( a ) este un numar real, obtinem

Page 106: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

7. PROTECTIILE LINIILOR DE ÎNALTA TENSIUNE 99

( )[ ] ( )[ ] Im Im* *

U Z I k I R I Z I k IR Ld

RA A

NA

F F Ld

RA A

NA

0 0 0⋅ ⋅ + ⋅ = ⋅ ⋅ ⋅ + ⋅

( )[ ] ( )[ ] R

U Z I k I

I Z I k IF

R Ld

RA A

NA

F Ld

RA A

NA

=⋅ + ⋅

⋅ + ⋅

Im

Im

*

*

0 0

0(7.23)

Pentru o linie radiala din A⇒ = =I I IA

dAi

Ah si I I I I I IR F d i h d= = + + = 3

Ca urmare:I I I I IF d i h d= + + = 3

si acceptând aproximatia cu linia radiala rezulta

2I I Id i h= + ,deci

( )I I Id i h= +12

( ) ( )⇒ = + + = +I I I I I IF d i h i h

32

Obtinem:

( )[ ] ( ) ( )[ ]

RU Z I k I

I I Z I k IF

R Ld

RA A

NA

Ai

Ah

Ld

RA A

NA

≅⋅ ⋅ + ⋅

⋅ + ⋅ ⋅ + ⋅

Im

Im

*

*

0 0

0

32 (7.24)

În baza relatiei de mai sus se pot scrie ecuatiile pentru fiecare tip de defect monofazat, deexemplu:

( )[ ] ( )[ ]

RU Z I k I

a II

Z I k IS

S Ld

S N

i NLd

R N

0

0 0

0

32 3

=⋅ ⋅ + ⋅

⋅ ⋅ +

⋅ ⋅ + ⋅

Im

Im

*

*

(7.25)

si prin analogie pentru un defect bifazat, de exemplu S-T:

[ ] [ ] R

U Z I

j I Z IST

ST Ld

ST

iLd

ST

=⋅ ⋅

⋅ ⋅ ⋅ ⋅

Im

Im

*

*3 1

(7.26)

Page 107: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

100

Elementul directional, bazat pe componentele de secventa inversa, are ecuatiile de functionare:

ZUI

Zii

Ai A

i= − = − (directie fata)

ZUI

Z Zii

Bi L

iBi= −

− = + (directie spate) (7.27)

Fie un defect R – 0. În acest caz componentele inverse masurate la bornele releului:

3

3

2

02

0 0 0 02

0 0 0

I I a I aI I

U U a U aU U aU a U U Ui R S T R

i Rrem

S T Rrem

R R Rrem

R

= + + == + + = + + = − ( negativ ) (7.28)

si unghiul dintre tensiune si curent:∠ ≥ °( , )U Ii i 90 cap.

pentru directie fata respectiv

( )[ ]∠ − ⋅ = °U I Zi i Li, 0

pentru directie spate.Un comparator în cosinus (de putere activa ) are cuplul maxim:

( ) P U Z Ii Li

i= ⋅ ⋅ ⇒⇒

Re

*

limita< 0 dir. F> 0 dir. S

0

(7.29)Cuplul componentelor inverse este în acest caz:

T Q e U Z I Z Ii Li i

Li i32 = ℜ − ⋅ ⋅ ⋅ ⋅( ) ( )*α (7.30)

7.3. Functiile terminalelor numerice de protectiepentru linii

Realizarea echipamentelor de protectie în tehnologie digitala permite integrarea încadrul unui echipament a mai multor functii de protectie, automatizare si masura. În acest fel“releul de protectie” devine în fapt un “terminal de protectie”. Un astfel de terminal deprotectie include functii multiple de protectie, automatizare, masura si de comunicatie în cadrulunui sistem integrat de supraveghere-control al statiei de transformare. Producatoriiechipamentelor de protectie pentru linii electrice, includ diverse functii în cadrul terminalului,pe lânga functia de baza de protectie de distanta. În continuare se prezinta un exemplu defunctii implementate în cadrul terminalului de protectie REL-521 (ABB). Practic aceste functiise regasesc la toate terminalele de protectie de linie produse si de alti fabricanti de echipamentenumerice de protectie.

Terminalul de protectie de linie REL-521 include urmatoarele functii principale deprotectie si automatizare, pe lânga functia principala de protectie de distanta:• functia de teleprotectie;

Page 108: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

7. PROTECTIILE LINIILOR DE ÎNALTA TENSIUNE 101

• functia de supravegherea circuitelor de masura de tensiune;• functia de accelerarea protectiei la conectarea pe defect (SOTF);• functia de protectie maximala de curent instantanee;• functia de protectie homopolara de curent directionata;• functia de locator de defecte;• functia de raportare evenimente;• functia RAR;• functia de protectie maximala de tensiune;• functia de semnalizare suprasarcina de curent;• functia de semnalizarea ruperii unui conductor;• functia de protectie de ciot;• functia de configurarea intrarilor si iesirilor;• functia de interfata operator;

7.1.1. Functia de teleprotectieÎn mod normal treapta 1 a protectiei de distanta este reglata la cca. 85% din impedanta

liniei si ca urmare defecte apropiate de capatul opus locului de montaj al protectiei de distantavor fi încadrate în treapta a doua si deci eliminate temporizat (de regula 0,4 - 0,5 s). Pentru aelimina rapid defectele pe întreaga lungime a liniei se utilizeaza functia de teleprotectie.Terminalul permite alegerea mai multor scheme tip de teleprotectie, între care si asa numitaschema permisiva de teleprotectie. Functia de teleprotectie este corelata cu functionareaechipamentului de înalta frecventa (I.F.).

Echipamentul de I.F. asigura transmiterea unui impuls (materializat prin închidereaunui contact de releu) de la si spre capatul opus al liniei. Acest impuls se utilizeaza în schemapermisiva de teleprotectie.

Functionarea schemei se poate urmari în Fig. 7.10, unde se exemplifica prin LEA 400kV Sibiu - Mintia. Fie un defect situat in apropierea statiei Mintia. Protectia de distanta dinMintia va încadra defectul în treapta 1 (zona ZM1-reglaj Z1’) si va emite un impuls prinintermediul instalatiei de I.F. (IMP-ZM1). Protectia de distanta din statia Sibiu Sud va încadradefectul în treapta 2 (zona ZM2-reglaj Z2) si ca urmare tinde sa declanseze temporizat întreapta a doua. Dar, la receptia semnalului din Mintia (care se aplica intrarii logice IMP-CR) sicu verificarea încadrarii în zona ZM2, va comanda declansarea rapida a întreruptorului. Astfel,defectul este eliminat rapid, indiferent unde este situat pe linie.

S ib iu S u d M in t ia

Z 1

Z 2Z 2 '

Z 1 '

&IM P - -Z M 2

IM P - -C R

E

R

&IM P - -Z M 2

I M P - -Z M 1IM P - -Z M 1

IM P - -C R

E

R

E c h ip a m e n t d e I . F .

Fig. 7.10 Principiul schemei permisive de teleprotectie

Page 109: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

102

7.1.2. Functia de supraveghere a circuitelor de masura de tensiune

Lipsa tensiunii alternative de masura poate conduce la actionarea incorecta aprotectiei de distanta. Pentru prevenirea actionarii, terminalul de protectie REL-521 are inclusaaceasta functie, adesea denumita si functie de blocaj la disparitia tensiunii alternative.Activarea functiei conduce la blocarea functiilor de protectie care utilizeaza tensiuni alternativesi anume: functia de protectie de distanta, functia de protectie maximala de tensiune si functiade semnalizare pierdere tensiune. Functia actioneaza în logica ‘SAU’ în doua situatii:• declansarea USOL de protectie a circuitelor de masura tensiune alternativa;• la sesizarea unei valori semnificative a tensiunii homopolare si fara curent homopolar;

Activarea functiei conduce la blocarea instantanee a protectiilor care utilizeaza masuratensiunii.

7.1.3. Functia de accelerarea protectiei la conectarea pe defect

Functia de accelerarea protectiei la conectarea pe defect (in engleza, Switch-OnTo-Fault - SOTF) este destinata declansarii rapide a defectelor, de pe întreaga lungime a liniei, lapunerea sub tensiune a liniei. Este o functie de protectie nedirectionata, zona protectiei dedistanta care produce declansarea putând fi selectata.

Functia se activeaza fie extern prin intermediul unui contact al releului de copiere acomenzii manuale de conectarea întreruptorului, fie intern. Dupa activare, zona aleasa (deexemplu zona 4 - ZM4) poate emite instantaneu impuls de declansare. Functia de accelerareeste mentinuta pentru un interval de timp t=1s dupa îndeplinirea conditiei de activare.

Activarea interna a functiei se bazeaza pe controlul tensiunilor si curentilor de faza.Conditia de activare interna este obtinuta într-o schema logica ‘SI’ din urmatoarele conditii:• cel putin o tensiune de faza este scazuta;• curentul corespunzator de faza este sub pragul de 10%;• zona selectata (de exemplu ZM4) NU sesizeaza un defect;

Daca toate conditiile de mai sus sunt îndeplinite un interval de timp de cel putin 200ms,atunci se activeaza conditia interna.

7.1.4. Functia de protectie maximala de curent instantanee

Functia de protectie maximala de curent, nedirectionata, instantanee asiguraeliminarea rapida (t < 15 ms) a scurtcircuitelor însotite de valori mari ale intensitatii curentilor.Functia este realizata în logica ‘SAU’ pentru fiecare curent de faza. Astfel, la depasirea valoriireglate a curentului pe una sau mai multe faze se comanda declansarea instantanee aîntreruptorului. Functia poate fi utilizata în acele cazuri în care se poate stabili un reglajcorespunzator astfel încât actionarea sa se produca numai la defect în zona protejata, având învedere ca protectia maximala este nedirectionata si netemporizata.

Page 110: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

7. PROTECTIILE LINIILOR DE ÎNALTA TENSIUNE 103

7.1.5. Functia de protectie homopolara de curent directionata

În cazul defectelor monofazate valoarea rezistentei de defect variaza în limite largifunctie de conditiile din retea, de distanta pâna la locul de defect si de valoarea rezistentei detrecere la locul de defect. Pot exista cazuri în care valoarea rezistentei de defect masurata deprotectia de distanta este mai mare decât rezistenta care poate fi acoperita de caracteristica deactionare a protectiei de distanta. Pentru eliminarea unor astfel de defecte cu rezistenta mare dedefect se utilizeaza protectia maximala de curent homopolar directionata.

Defectele cu pamântul pot fi sesizate prin masurarea curentului homopolar.Directionarea protectiei se obtine prin utilizarea tensiunii homopolare aplicate releului de lafiltrul exterior de tensiune homopolara. Defectul este considerat în fata daca este îndeplinitaconditia:

3 0I D⋅ − ≥cos ) (65 3I0o ϕ (7.31)

unde: 3I0 = curentul de nul (I0 este curentul homopolar);f = unghiul de defazaj între 3I0 si -3U0 (U0 este tensiunea homopolara);3I0D = valoarea de actionare reglata;

Actionarea la declansare a protectiei homopolare directionate este, de regula, temporizata,având în vedere reglajul redus al curentului de actionare (valori tipice de 0,1 - 0,3 In).

7.1.6. Functia de locator de defecte

Functia de locator de defecte inclusa terminalului de protectie de linie REL-521asigura masurarea si indicarea cu precizie ridicata e < ±3%) a distantei pâna la locul de defect.

Algoritmul utilizat elimina influenta curentului de sarcina, a supra-alimentarii de lacapatul opus si micsoreaza influenta rezistentei de trecere la locul de defect. Distanta pâna lalocul de defect poate fi indicata în procente din lungimea liniei sau în km. Principial algoritmul locatorului de defecte se bazeaza pe valorile tensiunilor siintensitatii curentilor masurate la locul de montaj al terminalului. Pornind de la schema deprincipiu a unei linii electrice cu surse la ambele capete, prezentata în Fig. 7.11, se pot deduceurmatoarele ecuatii, în baza schemei echivalente din Fig. 7.12:

E EeJi= 0 E EeK

i= ϕ

S ta t i a K

E KE J Z J Z K

S ta t ia J

3 0 0 /5 1 1 0 k V

1 1 0 k V1 0 0 V

m [ % ] Z 1 LR f

R e l e u

Fig. 7.10 Schema de principiu a liniei cu dubla alimentare

Page 111: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

104

EK

Fig. 7.12 Schema echivalenta

V m Z I R I IJ L J f J K= ⋅ ⋅ + ⋅ +1 ( )

Z m Z RIIM L f

K

J

= ⋅ + ⋅ +1 1( ) (7.32)

unde: ZVIM

J

J

= este impedanta masurata.

Distributia curentilor pe cele doua ramuri (spre sursa J, respectiv sursa K) se deduce utilizândecuatiile:

I Im Z Z

Z Z ZK fL J

J L K

= ⋅⋅ ++ +

1

1

Im Z Z

Z Z ZJL K

J L K

=− ⋅ +

+ +( )1 1

1

iar raportul II

K

J

devine:

II

m Z Zm Z Z

K

J

L J

L K

= ⋅ +− ⋅ +

1

11( ) (7.33)

Introducând acum rezultatul din relatia (7.33) în relatia (7.32) se obtine:

Z m Z RZ Z Z

m Z ZM L fJ L K

L K

= ⋅ + + +− ⋅ +1

1

11( ) (7.34)

Ecuatia (7.34) este de fapt o ecuatie de gradul doi în m care se poate rescrie în modul urmator:

m Z Z ZZ

m Z ZZ

R Z Z ZZL

M K

LM

K

Lf

L J K

L

21

1 1

1

121 1 0− ⋅ + + ⋅ + ⋅ + − + + =( ) ( ) (7.35)

Examinând relatiile de mai sus, se pot desprinde câteva observatii:

Page 112: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

7. PROTECTIILE LINIILOR DE ÎNALTA TENSIUNE 105

a) în relatia (7.34) factorul de multiplicare al rezistentei Rf este un numar complex si caurmare rezistenta “vazuta” de releu este de fapt o impedanta, chiar daca rezistenta la loculde defect este pur ohmica;

b) aceasta impedanta aparenta masurata de releu reprezinta principalul factor de eroare înestimarea distantei pâna la locul de defect, în special pentru algoritmii care se bazeaza peestimarea reactantei sau impedantei de defect;

c) ecuatia (7.34) se poate descompune în doua componente, cea continând termeni reali si ceacontinând termenii imaginari;

Separând ecuatia (7.35) în cele doua componente se obtine succesiv:

m m Ax Bx R Cx

m Ay By R Cyf

f

2 0

0

− ⋅ + − ⋅ =⋅ − + ⋅ =

(7.36)

unde:

A Ax jAyZ Z Z

ZL M K

L

= + =+ +1

1

B Bx jByZZ

Z ZM

LL K= + = +

11( )

C Cx jCyZ Z Z

Z ZJ L K

L L

= + =+ +

⋅1

1 1

Eliminând acum Rf din sistemul de ecuatii (7.36), se obtine:

m m2 0− ⋅ + =α β

cu doua solutii din care numai una corecta:

m

m

1

2

2

2

42

42

=+ − ⋅

=− − ⋅

α α β

α α β

unde s-au notat:

α

β

= −

= −

Ax AyCxCy

BxCy

ByCxCy

În acest fel se poate determina distanta pâna la locul de defect cu o precizie globala de 3%.

Page 113: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

106

7.1.7. Functia de înregistrator secvential de evenimente

Functia este utilizata pentru o analiza obiectiva a evenimentelor. În cadrul functiei deraportare evenimente sunt cuprinse:• functia de informare generala asupra evenimentelor;• indicatiile oferite de afisajul local;• înregistratorul de evenimente;• indicatia locatorului de defecte;• valorile masurate ale tensiunilor si curentilor înainte de defect si pe durata defectului;• functia osciloperturbograf local;

Raportul de evenimente permite memorarea a pâna la 10 evenimente în memoriinevolatile. În acest fel informatia memorata nu se pierde chiar la disparitia tensiunii continuede alimentare. Raportul de evenimente are alocata o zona de memorie limitata la maxim 10s deînregistrare pentru 10 marimi analogice si 48 semnale binare (de tip contact).

7.1.8. Functia RAR

Functia RAR este inclusa terminalului si poate asigura regimurile: RAR-M, RAR-M+T sau RAR-T cu pâna la patru cicluri. Pentru liniile de înalta tensiune se utilizeaza RAR cuun singur ciclu si, de regula, numai regimul RAR-M. Modul in care terminalul de protectieREL-521 rezolva logica RAR se poate urmari în Fig. 7.13. Astfel, în cazul unui defectmonofazat persistent ,dupa momentul t0 al aparitiei defectului protectia comanda declansarea lamomentul t1. Acest moment marcheaza si începerea pauzei de RAR monofazat reglate.Intervalul t1-t2 reprezinta timpul de deschidere al întreruptorului I, iar momentul t3 marcheazastingerea arcului în camera de stingere a întreruptorului si deschiderea contactelor. Din acestmoment începe pauza de RAR necesara deionizarii mediului la locul de defect.

D e s c h is

I n c h i sI - 4 0 0 k V

F u n c ti a R A R

F u n c tia d eP r o te c t i e

Apa

ritie

defe

ct

Act

iona

repr

ot

Prot

revi

ne

Cda

inch

ider

e

Iinc

his

Act

iona

repr

ot

Prot

revi

ne

Cda

decl

Ides

chis

Arc

stin

s

Def

ect

RA

Rre

vine

D u r a ta d e f e c t D u r a t a d e f e c tP a u z a d e R A R p e n t ru in t re r u p to r

D u ra ta r e g la t a a p a u z e i d e R A R B lo c a re R A R

Arc

stin

s

t

Porn

ireR

AR

Cda

RA

R

t0 t 1 t 2 t 3 t 4 t 5 t 6 t 7 t 8 t 9 t 1 0

Fig. 7.13 RAR-M la un defect permanent

Page 114: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

7. PROTECTIILE LINIILOR DE ÎNALTA TENSIUNE 107

Protectia revine la momentul t4. La expirarea pauzei RAR-M reglate, în momentul t5functia RAR emite impuls de reanclansare care este executat de întreruptor la momentul t6. Dinmomentul t5 începe pauza de blocaj RAR (de regula 10s) care încheie ciclul de RARReanclansarea se produce pe defectul persistent, astfel încât la t7 protectia emite un nou impulsde declansare care este executat de întreruptor la momentul t8, protectia revenind la t9. Prin t10s-a marcat momentul revenirii din pauza de blocaj a functiei RAR. Dupa expirarea pauzei deblocaj, functia RAR este gata pentru un nou defect. Durata pauzei de RAR, durata impulsuluide reanclansare si durata pauzei de blocaj RAR se pot regla independent si într-o gama larga devalori.

7.1.9. Functia de protectie maximala de tensiune

Protectia maximala de tensiune asigura declansarea întreruptorului în cazulfunctionarii sistemului energetic cu nivele ridicate de tensiune. Functia supravegheaza toatetensiunile de faza si daca cel putin una dintre acestea este mai mare decât pragul reglat, cu otemporizare reglata, se emite impuls de declansare.

7.1.10. Functii de supraveghere sistem

Terminalul de protectie REL-521 are incluse si functii de supraveghere sistem. Dinaceasta categorie fac parte urmatoarele functii:• supraveghere suprasarcina de curent;• conductor rupt;• monitorizare tensiuni;

Functia de supravegherea suprasarcinii de curentFunctia de supraveghere suprasarcina de curent este destinata pentru a semnaliza

depasirea valorii normale a circulatiei de curent. Principial este o functie de protectie maximalade curent temporizata. Daca curentul de pe cel putin o faza depaseste pragul reglat (de regulapragul reglat coincide cu curentul nominal primar al transformatoarelor de curent), cu otemporizare reglabila, se emite un semnal de alarma.

Functia de semnalizare a ruperii unui conductor Principial aceasta functie de protectie este o protectie maximala de curent de secventa

inversa, temporizata. În acest fel se semnalizeaza practic orice asimetrie a curentilor din celetrei faze.

Functia de monitorizarea tensiunilorCele trei tensiuni de faza sunt supravegheate permanent, iar în cazul lipsei tuturor

tensiunilor pentru un interval de timp mai mare de 7s (temporizare fixa, nereglabila) se emiteun semnal de alarma.

7.1.11. Functia de protectie de ciot

Este destinata în primul rând pentru protejarea schemelor primare cu mai mult de unîntreruptor (I) pe circuit, ca în Fig. 7.14.

Page 115: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

108

P R O T E C T I E

L E A

S L

T C

I

Fig. 7. 14 Statie poligonala

Principial este o protectie maximala de curent instantanee, nedirectionata care se puneîn functie numai odata cu deschiderea separatorului de linie (SL). Daca separatorul de linie esteînchis functia este inactiva. Daca separatorul de linie este deschis si apare un defect undevaîntre transformatoarele de masura de curent (TC) si separatorul (deschis) de linie, atunci functiacomanda declansarea rapida a întreruptoarelor adiacente nodului.

7.1.12. Functia de configurare a intrarilor si iesirilor

Configurarea functiilor de intrare si respectiv configurarea releelor de iesire nu reprezintafunctii de protectie sau automatizare, dar fara a executa aceasta configurare terminalul deprotectie nu functioneaza. Fiecare functie de intrare din cadrul terminalului este liberconfigurabila la oricare din intrarile fizice ale terminalului si oricare din releele de iesire esteliber configurabil la functiile de iesire oferite de terminal. Exemplul din Fig. 7. 15 ilustreazamodul de configurare.

U 0 >

I 0 <

> F U S E -V T S UF U S E - M C BF U S E -V T S ZV T F 3 P h>F U S E - D I S C

F U S E F A I L U R E S U P E R V I S IO N

1

2

3

4

&A N D - 6

>

>

>

>

A N D 6 - O U T

A N D 6 - N O U TF U S E - - M C B

F IX O N

F IX O F F

F IX O N(+ )IO 1 - B I 1

8 F

Fig. 7.15 Exemplu de configurarea unei functii logice de intrare

În figura se prezinta functia de blocaj a protectiei de distanta la disparitia tensiuniialternative. Blocul logic al acestei functii cuprinde doua intrari logice: FUSE-MCB si FUSE-DISC respectiv doua iesiri logice: FUSE-VTSU si FUSE-VTSZ.

Intrarea logica FUSE-MCB este destinata supravegherii pozitiei întreruptoruluiautomat de protectie (USOL, notat 8F) al transformatoarelor de masura de tensiune, înfasurareasecundara care alimenteaza terminalul REL-521. Iesirea logica FUSE-VTSZ este destinatablocarii functiei de protectie de distanta. Operatia de configurare implica preluarea pozitieicontactului auxiliar al USOL 8F, prin intrarea fizica notata IO1-BI 1, inversarea pozitiei prinintermediul portii logice ‘SI’ apoi aplicarea semnalului intrarii logice FUSE-MCB. Tot încadrul operatiei de configurare iesirea logica FUSE-VTSZ trebuie asignata intrarii logice IMP-

Page 116: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

7. PROTECTIILE LINIILOR DE ÎNALTA TENSIUNE 109

VTSZ din blocul logic al functiei de protectie de distanta. Daca se doreste semnalizareablocajului este posibil a se asigna iesirea logica FUSE-VTSZ direct de un releu de iesire, deexemplu IO1-BO 12, tot în cadrul operatiei de configurare.

7.1.13. Functia de interfatare cu operatorul

Interfata operator este alcatuita din:• trei LED-uri (verde, galben si rosu);• afisaj cu cristale lichide (patru rânduri a câte 16 caractere pe rând) si tastatura cu 6 taste

elastice multifunctionale;• porturi seriale de comunicatie pentru conectarea la calculator;

Ecranul cu cristale lichide (LCD) ofera toate informatiile despre terminalul de protectie delinie si permite, cu ajutorul tastaturii, introducerea reglajelor ca si executarea tuturor operatiilorde configurare. În cazul unui eveniment ecranul se va ilumina si se vor prezenta prin defilareautomata datele ultimelor doua evenimente. Toate datele oferite sunt organizate în arbore demeniuri, în asa numitele ferestre de afisare, permitând o navigare prietenoasa si eficienta.

7.2. Stabilirea reglajelor protectiilor de distanta

E KE J Z J Z K

J K K 1

K 2

L M

t1

t1

t [ s ]

t [ s ]

d [ k m ]d [ k m ]t1

t1t1

t1

t 2

t2

t2

t2t2

t2

t3

t3

t4

t4

t3

t3

Fig. 7.16 Diagrame de actionare ale protectiilor de distanta

În Fig. 7.16 se prezinta caracteristica de actionare în trepte a protectiilor de distanta,pentru o portiune de retea, indicându-se modul de obtinerea selectivitatii prin coordonareatimpilor de actionare. Analizând exemplul din figura se observa ca un defect în punctul k1, vafi eliminat rapid (t1) de protectiile de distanta din I2 si I5. Daca defectul este în punctul k2apropiat de I5, atunci eliminarea defectului se face rapid prin I5 si temporizat (t2) prin I2.Respectarea principiului selectivitatii impune ca la stabilirea reglajelor (impedante si timp) sase ia în considerare erorile posibile: precizia releului pentru masura impedantei, preciziaelementului de timp, conditiile de retea care pot provoca marirea sau micsorarea impedantei“vazute” de releu. Din acest motiv în practica curenta treapta de selectivitate în domeniul timp

Page 117: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

110

este de 0,4 - 0,5 s, iar impedanta treptei a I-a se calculeaza, de regula, pentru 80% din lungimealiniei protejate. Treapta a II-a se calculeaza astfel încât sa acopere 50% din lungimea linieiadiacente celei mai scurte sau 120% din lungimea liniei protejate. De regula, se alege valoareacea mai mare din cele doua calculate. Similar se calculeaza si reglajele pentru treapta a III-a.Pentru treapta a IV-a, de multe ori considerata treapta de demaraj, se ia în considerare putereatransportabila, din punct de vedere al protectiei, temporizarea stabilindu-se cu o treapta deselectivitate mai mare decât temporizarile protectiilor de rezerva ale liniilor din aval si decâtale protectiilor transformatoarelor. În multe cazuri una din zonele de reglaj sau zona dedemaraj a protectiei de distanta este utilizata si ca o protectie de rezerva a barelor statiei. Pentruaceasta, fie se directioneaza spate una din treptele de reglaj fie caracteristica de demaraj înplanul impedantelor cuprinde si o anumita zona din cadranul III (directie spate).

La stabilirea reglajelor trebuie avute în vedere si câteva probleme mai delicate cum arfi: raportul dintre impedanta sursei si cea a liniei, sensibilitatea elementului directional,sensibilitatea elementului (sau elementelor) de masura, tipul transformatoarelor de masura decurent si tensiune si nu în ultimul rând asimetria liniei.

Raportul impedantei sistemRaportul impedantei sursei (în engleza Source Impedance Ratio - SIR) este definit ca

raportul dintre impedanta sursei (în spatele protectiei) si impedanta echivalenta a liniei pentrureglajul dat. Acest raport influenteaza valorile tensiunii si curentilor aplicate elementelor demasura fiind decisiv pentru caracterizarea preciziei si a timpilor de actionare ale protectiei dedistanta.

Fie un defect bifazat izolat metalic S-T la capatul opus locului de montare alprotectiei. Schema echivalenta din Fig. 7.17 permite calculul tensiunii UrST aplicate labornele releului, functie de s = SIR:

U ZZ Z

USTr L

S Ln=

+⋅ sau n

rST U

sU ⋅

+=

11

U n U r S T

IZ S Z L

Fig. 7.17 Schema echivalenta la defect S-T

unde s-au notat impedantele directe ale sursei si liniei prin ZS, respectiv ZL, iar prin Un s-a notattensiunea nominala de linie.

Considerând acum un defect monofazat metalic R-O la capatul opus locului demontare al protectiei, conform schemei echivalente din Fig. 7.18 se poate calcula tensiuneaUrRO aplicata la bornele releului, functie de SIR prin relatiile urmatoare:

( )U I ZZ Z

I Z kROr

R LLh

Ld

R Ld= ⋅ + −

= ⋅ ⋅ +

31 0

Page 118: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

7. PROTECTIILE LINIILOR DE ÎNALTA TENSIUNE 111

( )I EZ Z Z Z

RSd

Ld

Sh

Lh

= ⋅⋅ + + +

32

Us

pq

EROr =

+ ⋅++

⋅1

122

(7.37)

unde s-au notat: pZZ

Sh

Sd= , q

ZZ

Lh

Ld= , k

ZZ

Lh

Ld0

13

1= ⋅ −

, s

ZZ

SIRSd

Ld= =

E U r R O

I RZ S Z L

Z N

Fig. 7.18 Schema echivalenta la defect R-O

Din relatiile de mai sus rezulta ca valoarea tensiunii si a curentului aplicate la bornelereleului depind de valoarea raportului impedantei sursei (SIR). Valori mari ale acestui raport(surse slabe în spatele protectiei) determina tensiuni scazute la bornele releului, în timp cevalori mici ale impedantei sursei (surse puternice în spatele protectiei) determina tensiuni maimari la bornele releului. Acesta este motivul pentru care fabricantii indica dependenta timpuluide actionare, pentru o precizie data (de regula ±5%), functie de raportul impedantei sursei.

Sensibilitatea elementului directionalSensibilitatea releelor de distanta realizate în tehnologie numerica este practic

nelimitata (comparativ cu releele electromecanice) iar releele nu mai creeaza probleme privindîncarcarea secundarelor transformatoarelor de masura de curent, dar sensibilitatea elementelorde masura si directionale ramâne restrictionata de asimetriile sistemului, precizia si clasa deliniaritate a transformatoarelor de masura de curent si, asa cum s-a aratat, depinde de cât deputernice sau slabe sunt sursele din spatele protectiei.

Un mod de a aprecia sensibilitatea elementelor directionale se bazeaza pe valoareamaxima a rezistentei de trecere la locul de defect care poate fi acceptata.

Fie urmatorul exemplu, prezentat prin schema echivalenta din Fig. 7.19, unde:

ZdS=j·2 [? ] Zh

S=j·6 [? ]Zd

L=j·2,5 [? ] ZhL=j·7,5 [? ]

ZdR=j·1 [? ] Zh

R=j·3 [? ]

Page 119: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

112

S ta t ia R

S u r s a RS u r s a S Z S Z R

S t a t ia S

m [ % ] Z L

R fR e le u A R e le u B

Fig. 7.19 Schema echivalenta a sistemului

Daca se accepta ca rezistenta de trecere la locul de defect este mult mai mare decât aliniei protejate, se pot calcula cu o aproximatie convenabila performantele unui elementdirectional bazat pe componentele de secventa inversa, la un defect RO.Presupunem ca elementul directional necesita urmatoarele valori minime:

V Ai 1 V≥ si I A

i 0,17 A≥În acest caz se poate calcula tensiunea de secventa inversa la bornele releului A,

functie de componentele simetrice (Fig. 7.20):

V Z I ZZ Z

ER R

VAi

echi

Ai S

i

Li

Ri

A

f f

= ⋅ ≅+

⋅⋅

= ⋅⋅3

127 57533

. . [ ]

Z S _ d Z L _ d Z R _ d

Z S _ i Z L _ i Z R _ i

Z S _ h Z L _ h Z R _ h

E A E BS .S .D .

S .S .I .

S .S .H .

IA _ dI B _ d

I B _ i

I B _ h

IA _ i

IA _ h

I_ d

I_ i

V A _ i

I_ h

Fig. 7.20 Schema în componente simetrice

Rezolvând în raport cu Rf , tinând cont de conditiile impuse, se obtine:R f = 24 44, [ ] Ω

Deci limitarea tensiunii minime la 1 V, determina o valoare maxima pentru rezistentade trecere de 24,44 [? ]. Calculând acum valoarea corespunzatoare a curentului de secventainversa prin înfasurarile releului, se obtine:

IR

Z ZZ Z ZA

i

f

Li

Ri

Si

Li

Ri=

⋅⋅ +

+ +=57 73

30 5, , [A]

Page 120: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

7. PROTECTIILE LINIILOR DE ÎNALTA TENSIUNE 113

Comparând valorile obtinute cu cele impuse se constata ca valoarea tensiunii este ceacare limiteaza valoarea rezistentei de trecere maxime si deci sensibilitatea releului.

Procedând similar pentru un defect RO la capatul opus al linie (în apropiere de barelestatiei R) se obtin urmatoarele valori:

V V ZZ Z

ZR

RAi

iSi

Si

Li Ech

i

ff= ⋅

+= ⋅

⋅⇒ =57 73

36 9, , [ ]Ω

IR

ZZ Z ZA

i

f

Ri

Si

Li

Ri=

⋅⋅

+ +=57 73

30 51, , [A]

Concluzia este ca indiferent de locul defectului pe linie, limitarea sensibilitatii releuluieste data de valoarea tensiunii, iar scaderea pragului curentului de control al elementuluidirectional sub 1,5 [A] (3Ii

A) nu îmbunatateste sensibilitatea releului directional.Din exemplele de mai sus rezulta ca la stabilirea reglajelor unei protectii de distanta

numerice trebuie avute în vedere si problematicile privind raportul dintre impedanta sursei sicea a liniei, sensibilitatea elementului directional, tipul transformatoarelor de masura de curentsi tensiune si nu în ultimul rând asimetria liniei.

7.3. Utilizarea protectiei de distanta la linii paralele

În cazul circuitelor paralele cuplajul mutual nu mai poate fi neglijat, în special cuplajul mutualhomopolar. Din aceasta cauza, la stabilirea reglajelor protectiei de distanta se ia în considerareacest fenomen.

La aparitia unui defect monofazat pe unul din cele doua circuite paralele, tensiuneaaplicata la bornele protectiei de distanta ale unui circuit contine si o tensiune indusaproportionala cu valoarea curentului homopolar care trece prin celalalt circuit. Ca urmareimpedanta masurata de acest releu este efectuata de o anumita eroare proportionala cu factorulde cuplaj mutual, care depinde de raportul dintre impedanta homopolara mutuala si impedantadirecta a liniei. Functie de unghiul de defazaj dintre curentul homopolar al liniei protejate sicurentul homopolar al liniei paralele, aceasta eroare poate micsora sau mari zona de actionare aprotectiei de distanta.

Schema echivalenta în componente simetrice pentru un astfel de defect din Fig. 7.21permite calculul tensiunilor si curentilor aplicati releului nr. 1 care protejeaza linia 2, dincapatul statiei A. Releul masoara, la un defect monofazat (de exemplu R-O), o impedantaconform relatiei:

Z UI k IRO

m RO

R o N

=+ ⋅

(7.38)

unde: URO este tensiunea de defect aplicata releului;IR este curentul de scurtcircuit prin faza defecta;IN este curentul de nul prin linia protejata;k0 este factorul de pamânt dat de relatia:

Page 121: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

114

kZ Z

ZZZ

Lh

Ld

Ld

N

Ld0 3

= −⋅

=

S ta t ia B

E A E B

S ta t ia A

m Z L

R e le u 1 R e le u 2

Z d A

Z d L

Z d BZ h A

Z h L

m Z h M ( 1 - m )Z h M

Z h B

L 1

L 2

S .S .D .

S .S .I .

S .S .I .

E AE A E BE B

Z A d

Z A i

Z A h m hZ M

I 1 d

I 1 i

I 1 h

I 2 A d

I 2 A i

I 2 A h

I 2 B d

I 2 B i

I 2 B h

Z B d

Z B i

Z B h( 1 - m ) hZ M

~~ ~~m dZ L

m iZ L

m ( h - h )Z ZL M

( 1 - m ) dZ L

( 1 - m ) iZ L

( 1 - m )( h - h )Z ZL M

Z L d

Z L i

Z ZL Mh - h

R e le u 1 R e le u 2

Fig. 7.20 Defect monofazat pe linii paralele

Din cauza liniei paralele tensiunea aplicata la bornele releului 1 este:

U I Z k Z IZ

IRO R Ld

Ld

NMh

Np= ⋅ + ⋅ ⋅ + ⋅0 3 (7.39)

unde: ZhM este impedanta mutuala homopolara;INp este curentul de nul prin linia paralela;

Relatia (7.39) poate fi prelucrata, tinând seama de relatia (7.38) si se obtine:

Page 122: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

7. PROTECTIILE LINIILOR DE ÎNALTA TENSIUNE 115

Z Zk I

I k IROm

Ld M Np

R N

= ⋅ +⋅

+ ⋅

1 0

0

(7.40)

unde: kZ

ZMMh

Ld0 3

=⋅

este factorul de cuplaj mutual homopolar.

Termenul k II k I

M Np

R N

0

0

⋅+ ⋅

constituie eroarea care afecteaza masura releului 1.

Eroarea este pozitiva atunci când INp este în faza cu IR si IN iar releul îsi mareste zonade actionare. Releul îsi va micsora zona de actionare atunci când INp este în opozitie de faza cuIR respectiv IN . Pentru a aprecia procentul de eroare de masura se considera urmatoarele douacazuri.

Cazul 1. Defect la capatul opus, întreruptor deschisSchema de referinta pentru acest caz este cea din Fig. 7.22, unde întreruptorul L2 din

statia B este deschis si defectul este în apropiere de statia B (m=1).

S ta t ia B

E B

S t a tia A

m Z L

R e le u 1

Z d LI N p

I N

Z d B

Z h L

m Z h M ( 1 -m ) Z h M

Z h B

L 1

L 2

Fig. 7.21 Cazul 1.

Curentii IR , IN si INp vor avea modulele egale, dar sunt în opozitie de faza. Relatia(7.40) va contine o impedanta de eroare egala cu:

∆Z kk

Z din ZoML L= −

+⋅ ≅ −

124%

0

unde s-au considerat:k0M = 0,4k0 = 0,7

si s-au neglijat partile rezistive ale impedantelor.

Page 123: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

116

Cazul 2. Defect la capatul opus al liniei

S ta t ia B

E A

S t a t i a A

m Z L

R e le u 1

Z d A

Z d LI N p

I N

Z h A

Z h L

m Z h M ( 1 - m ) Z h M

L 1

L 2

Fig. 7.23 Cazul 2.

Schema de referinta pentru acest caz este cea din Fig. 7.23, unde bara din statia B estealimentata numai din cele doua linii si defectul este în apropiere de statia B (m=1). Curentii IR ,IN si INp vor avea modulele egale si sunt în faza. Relatia (7.40) va contine o impedanta deeroare egala cu:

∆Z kk

Z din ZoML L=

+⋅ ≅

124%

0

unde s-au considerat:k0M = 0,4

si k0 = 0,7si s-au neglijat partile rezistive ale impedantelor.

Cazul 3. Defect la capatul opus, cealalta linie legata la pamânt în ambele capeteSchema de referinta pentru acest caz este cea din Fig. 7.24, unde linia L1 este legata la

pamânt în ambele statii iar defectul este în apropiere de statia B (m=1). Curentul homopolarcare circula prin linia legata la pamânt, respectiv curentul de nul, se calculeaza astfel:

IZZ

Iph M

h

Lh h= − ⋅ iar I

ZZ

INpMh

Lh N= − ⋅ (7.41)

Utilizând relatiile (7.41) si relatia (7.39) se poate calcula impedanta masurata de releui1, pentru un defect R-O:

Z ZI k k Z

ZI

I k IRo Ld

R MMh

Lh N

R N

= ⋅+ − ⋅

+ ⋅

0 0

0

(7.42)

si eroarea in aprecierea impedantei:

∆Z Zk Z

Zk

din ZLd

oMMh

Lh

Ld= − ⋅

+≅ −

110%

0

Eroarea s-a calculat pentru k0M = 0,4 si k0 = 0,7

Page 124: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

7. PROTECTIILE LINIILOR DE ÎNALTA TENSIUNE 117

S t a ti a B

E A E B

S t a ti a A

Z L

R e l e u 1

Z d A

Z d LI h

I h p

Z d BZ h A

Z h L

Z h M

Z h B

L 1

L 2

S .S .H .

Z A hI 1 h

I 2 A h I 2 B h

Z B h

m hZ L

m hZ M

( 1 - m ) hZ L

( 1 - m ) hZ M

Z L h

R e l e u 1 R e le u 2

Fig. 7.24 Cazul 3. Schemele de referinta si de succesiune homopolara

În concluzie, la liniile paralele impedanta masurata de protectia de distanta estedistorsionata de prezenta impedantei mutuale. Ca urmare releul îsi va mari zona de actionareconform celor demonstrate la cazul 2 sau îsi va micsora zona de actionare conform celoraratate pentru cazurile 1 si 3.

Compensarea influentei impedantei de cuplaj homopolarTensiunea indusa ca urmare a cuplajului mutual homopolar se poate compensa, daca

în relatia (7.40) se adauga un termen proportional cu curentul de nul care circula prin liniaparalela. Într-adevar, relatia (7.40) devine:

Z ZI k I Z

ZI

I k I k IZRO

mLd

R NMh

Ld Np

R N M NpLd= ⋅

+ ⋅ +⋅

+ ⋅ + ⋅=

0

0 0

3(7.43)

daca

kZ

ZMMh

Ld0 3

=⋅

Introducerea compensarii mutuale face care releele aferente liniei defecte sa masoarecorect, dar releele de pe linia sanatoasa paralela vor masura incorect având tendinta de a-simari zona de actionare (masoara o impedanta mai mica). Din acest motiv, la linia paralelasanatoasa este necesar a se bloca compensarea sau chiar a se bloca actionarea protectiei.

Page 125: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

118

Considerând acest dezavantaj si faptul ca prin reglaje corespunzatoare se poateminimiza efectul cuplajului mutual, compensarea prin masurarea curentului homopolar de pelinia sanatoasa, se practica rar pentru protectiile de distanta, dar este des utilizat pentrulocatorul de defecte.

Page 126: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

8. SISTEME DE CONDUCERE AECHIPAMENTELOR ELECTRICE

SCADA

EMS (Energy Management System) DMS (Distribution Management System) siSCADA (Supervisory Control And Data Aquisition) reprezinta instrumente bazate pecalculator, utilizate de dispecerii energetici pentru a-i asista în controlul functionarii sistemelorenergetice complexe. Baza întregului esafodaj care concura la supravegherea, controlul simonitorizarea echipamentelor electrice din statiile si retelele electrice o constituieechipamentele de achizitie si comanda. Pe de alta parte, între instrumentele enumerate mai susexista o strânsa colaborare - practic nu putem concepe functiuni EMS sau DMS, fara a avea ladispozitie un sistem SCADA care sa ofere, pe de-o parte, informatii din procesul tehnologic,iar pe de alta parte posibilitatea comenzii de la distanta a procesului tehnologic.

Prima parte a acestui capitol este o trecere în revista a functiunilor principale SCADA, EMS siDMS. În continuare este descrisa legatura cu echipamentele electrice din statii pornind de laschema de principiu a lantului functional de teleconducere (Fig. 8.1).

Fig. 8.1 Lantul functional de teleconducere

Page 127: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

120

8.1. Functiile sistemelor SCADA

8.1.1. Functii principale ale sistemelor SCADA.

În cazul concret al implementarilor de sisteme SCADA care deservesc instalatii, retelesau sisteme electroenergetice întâlnim urmatoarele functii de baza:

• Supravegherea si controlul de la distanta al instalatiilor si retelelor electroenergetice. Înacest scop, se realizeaza: culegerea de informatii asupra starii sistemului energetic, prinintermediul interfetelor de achizitie corespunzatoare; transferul informatiilor catre punctelede comanda si control; comanda de la distanta a proceselor electroenergetice; înregistrareamodificarilor semnificative ale procesului controlat. Operatiunile de comutare (conectare /deconectare) ale echipamentelor primare pot fi comandate de la distanta de la un centru decontrol (dispecer energetic). Starile întreruptoarelor si separatoarelor, valorile masurilor detensiuni, curenti etc. sunt permanent cunoscute la centrul de control, fiind la îndemânadispecerului energetic. Acest lucru face sa creasca eficienta operationala la postul dedispecer, prin cresterea numarului de informatii disponibile si prin reducerea timpilor deactualizare a acestor informatii. Informatiile provenite de la instalatiile electroenergeticepot fi grupate si dirijate catre postul de comanda sub autoritatea caruia se gasesc acesteinstalatii, de asemenea ele pot fi utilizate pentru analize globale ale retelelor electrice.

• Alarmarea. Sistemul recunoaste starile de functionare necorespunzatoare aleechipamentelor si retelelor electrice (suprasarcini, nivele de tensiune în afara limitelor,actionarea sistemelor de protectie, modificarea nedorita a starii întreruptoarelor siseparatoarelor, etc.) si avertizeaza optic / acustic dispecerul asupra celor întâmplate.

• Analiza post avarie. Sistemul întretine un istoric al modificarii starilor echipamentelor siretelelor electrice, punând la dispozitia dispecerului informatiile necesare unei analizepertinente a evenimentelor petrecute. Toate evenimentele sunt memorate alaturi delocalizarea lor în timp si spatiu, fiind prezentate dispecerului, în general, în ordinecronologica, grupate pe categorii de instalatii. Totodata, aceste informatii pot constitui"materia prima" pentru sisteme expert de analiza post avarie asistata de calculator precumsi pentru sisteme expert de restaurare a sistemelor electrice dupa caderi (care pot asistadispecerul sau pot intra în functiune în mod automat).

• Informarea de ansamblu a dispecerului asupra topologiei si starii sistemului energeticcondus, prin intermediul interfetelor om-masina (MMI: Man-Machine Interface). Functiade interfatare cu operatorul uman este de o importanta deosebita în asigurarea uneiactivitati eficiente a dispecerului. Sunt urmarite cu deosebire: claritatea si conciziuneaprezentarii informatiilor despre procesul tehnologic condus (evitarea confuziilor),comoditatea în obtinerea informatiilor dorite, comoditatea si inconfundabilitatea comenziicatre proces etc. Toate aceste deziderate sunt bazate pe utilizarea unei interfete graficeputernice la postul de lucru dispecer.

• Urmarirea încarcarii retelelor. În scopul optimizarii functionarii retelelor electrice, estememorata evolutia circulatiilor de puteri. Aceste informatii pot asista la o mai bunaplanificare a resurselor, precum si a schemelor retelei si a reglajelor tensiuniitransformatoarelor.

Page 128: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

8. SISTEME DE CONDUCERE A ECHIPAMENTELOR ELECTRICE SCADA 121

• Planificarea si urmarirea reviziilor si reparatiilor în scopul evitarii caderilor. Monitorizareaevolutiei functionarii diferitelor echipamente ofera informatii care, analizate corespunzatorpot duce la necesitatea reviziilor / reparatiilor acestor echipamente sau instalatii. Aceastaanaliza poate fi asistata de sisteme expert.

8.1.2. Functii EMS

Constituie extinderi la functiunile SCADA, si au utilitate mai ales la nivelul dispeceratuluinational.

• Controlul productiei de energie si functiuni de planificare. În acest tip de functiuni suntincluse:• reglajul frecventa-putere;• dispecer economic;• monitorizarea costurilor de productie;• monitorizarea rezervelor;• planificarea tranzactiilor pe liniile de interconexiuni;• evaluarea schimburilor de energie pe termen scurt;

• Aplicatii legate de transportul energiei. Acestea sunt gândite pentru a asista operatorul sipersonalul de planificare în asigurarea unei functionari sigure si economice ale sistemuluienergetic. În aceasta categorie sunt incluse urmatoarele functiuni:• analiza retelei în timp real, care cuprinde: prelucrarea topologiei; estimatorul de stare;• adaptarea parametrilor retelei;• analiza senzitivitatii retelei;• evaluarea consecintelor unor evenimente;• dispecer economic cu constrângeri de siguranta;• repartitia tensiunilor;• analiza scurtcircuitelor.

• Studii de analiza retelei : calculul circulatiilor de puteri; circulatii de puteri optimale;analiza consecintelor unor manevre planificate; planificarea reparatiilor; analizascurtcircuitelor.

• Simulatorul de instruire pentru dispeceri. Aceste simulatoare se realizeaza pentru formareasi antrenarea personalului. Un simulator consta din patru subsisteme si anume:• modelul sistemului energetic care simuleaza matematic comportarea sistemului,

inclusiv echipamentele de control si protectie;• modelul centrului de comanda si control;• subsistemul educational care consta în instrumente software care stau la dispozitia

instructorului pentru a crea situatiile care îi folosesc în cursul procesului de instruire;• subsistemul de comunicatie care modeleaza comportarea sistemului de culegere a

datelor.

Page 129: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

122

8.1.3. DMS - Aplicatii pentru distributia energiei electrice.

În cadrul unui sistem de distributie a energiei electrice, repartitia geografica ainstalatiilor joaca un rol foarte important. Din acest motiv, tendinta în acest domeniu este de autiliza o structura a bazei de date care sa permita adaugarea sau înlaturarea unor componente înmod interactiv, sa aiba o structura bazata pe repartitia geografica si sa afiseze conectivitatea pehartile zonei respective.

Functiunile unui sistem de teleconducere a distributiei nu sunt standardizate. Totusitrebuie sa existe componente importante cum ar fi:

• Analiza conectivitatii. În mod obisnuit se folosesc scheme color pe care se reprezintaaceste informatii. Se reprezinta toate echipamentele de distributie conectate la o plecare,toate plecarile conectate la un întreruptor într-o statie, precum si schema statiei. Trebuie safie posibila identificarea plecarilor adiacente.

• Culegerea datelor.

• Controlul automat al tensiunii si puterii pe fiecare plecare. Aceasta functie se utilizeazapentru a pastra tensiunile între anumite limite, prin controlul direct asupra ploturilortransformatoarelor si prin conectarea / deconectarea bateriilor de condensatoare.

• Analiza conectarilor / deconectarilor. Prin aceasta functie se verifica daca actiuneaplanificata a conectarilor / deconectarilor nu va avea drept consecinta o suprasarcina.Aceasta functie nu se executa în timp real.

• Calculul circulatiei de puteri permite dispecerului sa studieze circulatiile de puteri pentruanumite zone selectate. Functia se executa în timp real, putându-se stabili si circulatiilelinie cu linie. Rezultatele calculelor sunt supuse verificarii limitelor si alarmarii, similar cuvalorile telemasurate.

• Program de analiza scurtcircuitelor.

• Reducerea pierderilor urmareste minimizarea acestora prin controlul tensiunii si princalcularea unei topologii optime.

8.2. Arhitectura sistemelor SCADA

Un sistem SCADA modern trebuie sa se conformeze cerintelor sistemelor deschise. Înmomentul de fata, se folosesc mai multe concepte de "deschidere". In 1989, comitetul IEEE1003.0 (Posix) a aprobat o definitie formala si anume:

"Un sistem deschis dispune de posibilitati care permit implementarea aplicatiilorastfel încât:• sa poata fi executate pe sisteme provenind de la mai multi furnizori;• sa poata conlucra cu alte aplicatii realizate pe sisteme deschise (inclusiv la distanta);• sa prezinte un stil consistent de interactiune cu utilizatorul.

Page 130: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

8. SISTEME DE CONDUCERE A ECHIPAMENTELOR ELECTRICE SCADA 123

Aceste posibilitati sunt descrise ca specificatii extensibile de interfete, service siformate admise. În plus, acestea sunt specificatii publice mentinute prin consens."

Obiectivul major în utilizarea sistemelor deschise este reducerea investitiei însoftware-ul de aplicatie si în deci o mai buna utilizare a resurselor umane.

Cea mai mare deschidere pe care conceptul open-system o aduce în proiectareasistemelor EMS-DMS/SCADA este posibilitatea de a distribui functiunile în diferite noduri deprelucrare. Fiecare nod functional este independent ca resursa hardware. Statiile de lucru(workstations) constituie astfel de noduri care elibereaza sistemul de interfata om-masina. Altenoduri functionale sunt cele de achizitie de date, prelucrarea bazei de date relationale si istoricesi editarea rapoartelor, procesoarele de aplicatie etc.

Gradul de dependenta între noduri este variabil. Totusi, prin hardware trebuieasigurata o independenta cât mai mare deoarece, pe aceasta cale, se obtine posibilitatea deextindere sau de înlocuire. De asemenea, independenta nodurilor de prelucrare serveste laminimizarea mesajelor si încarcarii retelei de transmisie date. Redundanta în cadrul noduluimareste gradul de disponibilitate si micsoreaza riscul pierderii lui si a distribuirii functiunilorpierdute în alte noduri. O caracteristica importanta a sistemelor deschise este faptul ca nodurilepot fi situate la orice distanta. Arhitectura distribuita devine o necesitate si foloseste ca suportde comunicatie retelele de date locale (LAN - Local Area Network) si cele la distsanta (WAN- Wide Area Network) realizate pe baza unor proceduri si interfete standard. Practic, sevorbeste tot mai mult de functiunile pe care un sistem distribuit trebuie sa le îndeplineasca, încontextul conlucrarii mai multor componente ale sistemului situate în noduri informationalediferite.

Fig. 8.2 Arhitectura generala a unui sistem SCADA

In Fig. 8.2 este prezentata o arhitectura posibila pentru un sistem SCADA distribuit,în care observam ca elementul cheie îl constituie conectarea diferitelor componente prinintermediul unor retele de comunicatie.

Page 131: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

124

La nivelul legaturii cu procesul tehnologic (echipamentele din statia de transformare),gasim echipamente de achizitie date si comanda (EAC) destinate interfatarii cu instalatiileelectroenergetice, distribuite în punctele de interes. Acestea asigura preluarea informatiilor dinproces precum si transmiterea comenzilor catre proces. În sistemele moderne se asigura ungrad înalt de prelucrare locala - la nivelul EAC, cu functiuni de automatizare, protectie simasura. Echipamentele EAC sunt interconectate prin magistrale locale (LAN) cu calculatoarecu rol de procesare a datelor la nivelul întregului proces (de exemplu la nivelul statiei detransformare). Legatura de date între statiile de transformare si punctul de comanda si controlse realizeaza prin retele de date specifice trasmisiei la distanta (WAN). Transferul de date întreWAN si retelele locale de date situate la punctul (punctele) de comanda si control esteasigurata de calculatoare cu rol de concentrator de date (Front End Processor - FEP). În reteauade la punctul central, se gasesc calculatoare care asigura functiuni de procesare specifice EMS-SCADA (servere de aplicatie, sisteme expert, interfete grafice etc.)

Din cele prezentate anterior, rezulta faptul ca se schimba fundamental si modul deprogramare. În sistemele clasice, utilizatorul îsi definea cerintele iar echipa de programarerealiza sistemul de programe de aplicatie. În momentul de fata, programarea trebuie saurmareasca realizarea functiunilor necesare, prevazând de la început posibilitatea modificariilor în timp precum si extinderea acestora.

8.3. Prezentarea principalelor semnale din procesultehnologic

Instalatiile electroenergetice dintr-o statie de transformare sunt împartite înechipamente primare, care contribuie nemijlocit la transportul si distributia energiei electrice(linii de înalta si medie tensiune, întreruptori, separatori, transformatoare etc.) si echipamenteauxiliare, care asigura controlul si protectia echipamentelor primare.

Într-o statie de transformare, întâlnim urmatoarele grupe de semnale primare, caretrebuiesc considerate atunci când se doreste conducerea de la distanta a procesului:• Semnalizari de pozitie (întreruptoare, separatoare, automatizari, pozitii extreme).• Semnalizari preventive;• Semnalizari de incident (de avarie)• Comenzi• Masuri (tensiuni, curenti, puteri, frecventa)• Contorizari (energie activa, energie reactiva).

Din punct de vedere al tipului si formei semnalului, întâlnim:• Semnale numerice - semnale care reflecta stari discrete ale elementelor de la care provin.

Majoritatea semnalelor de acest tip provin de la contacte electrice. Starile posibile suntîntotdeauna complementare (conectat / deconectat, închis / deschis, adevarat / fals etc.).

• Impulsuri pentru contorizare - un caz particular al semnalelor numerice.• Semnale analogice (tensiuni alternative si continue, curenti alternativi sau continui)

Din punct de vedere al localizarii semnalelor, întâlnim:• semnale grupate la nivelul celulei;• semnale pe grupuri de celule;

Page 132: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

8. SISTEME DE CONDUCERE A ECHIPAMENTELOR ELECTRICE SCADA 125

• semnale generale pe statie de transformare.

În cele ce urmeaza sunt prezentate semnalele cu relevanta în supravegherea si controlul uneistatii de transformare tipice de 110/20 kV. Lista nu este exhaustiva, ci are rolul de a faceinventarul principalelor tipuri de semnale.Celula de linie de 110kV• Semnalizari de pozitie: întreruptor (anclansat / declansat); separatoare de linie,

separatoare de bare (închis / deschis); cutite de legare la pamânt (închis / deschis); pozitieautomatizare RAR - Reanclansare Automata Rapida (pus în functie / scos din functie);

• Semnalizari de alarma: defect întreruptor cu: blocaj la închidere; presiune scazuta; USOLMOP; neconcordanta; ardere sigurante comanda sau semnalizare; USOL transformatortensiune (TT) deconectat; lipsa tensiune protectie de distanta; functionat protectia dedistanta, homopolara, PDL - Protectia Diferentiala de Linie; functionat RAR;

• Masuri: tensiune linie; putere activa, reactiva (emisa / primita); curent linie;• Contorizari: Energie activa, reactiva (emisa / primita);• Comenzi: anclansare / declansare întreruptor; închidere / deschidere separatoare de bare;

anulare semnalizari în statie; punere în functie / scoatere din functie RAR;Celula cupla 110kV• Semnalizari de pozitie: întreruptor (anclansat / declansat); separatoare de linie,

separatoare de bare (închis / deschis);• Semnalizari de alarma: defect întreruptor cu: blocaj la închidere; presiune scazuta; USOL

MOP - Mecanism OleoPneumatic; neconcordanta; ardere sigurante comanda, semnalizare;lipsa tensiune protectie de distanta; functionat protectia de distanta, homopolara; blocaredeclansare cupla;

• Masuri: putere activa, reactiva (emisa / primita); curent;• Comenzi: anclansare / declansare întreruptor; închidere / deschidere separatoare de bare;

anulare semnalizari în statie;Celula TRAFO 110/MT• Semnalizari de pozitie: întreruptor 110kV (anclansat / declansat); separatoare bare 110kV

(închis / deschis); separator Trafo 110kV (închis / deschis); întreruptor MT (anclansat /declansat); separatoare bare MT (închis / deschis); separator borne Trafo MT (închis /deschis); plot maxim / minim;

• Semnalizari de alarma: defect întreruptor cu: blocaj la închidere, presiune scazuta; USOLMOP; ardere sigurante semnalizare, comanda; PRBM; functionat protectie gaze Trafo,diferentiala; semnalizare preventiva gaze Trafo; suprasarcina; supratemperatura; functionatprotectie maximala de rezerva, PRBMT; nivel ulei anormal;

• Masuri: putere activa / reactiva (110kV ? MT; 110kV ? MT); pozitie plot Trafo;• Contorizari: Energie activa / reactiva (110kV ? MT; 110kV ? MT);• Comenzi: întreruptor 110kV (anclansare / declansare); separatoare bare 110kV (închidere /

deschidere); separator Trafo 110kV (închidere / deschidere); plot: creste plot / scade plot;întreruptor MT (anclansare / declansare); separatoare bare MT (închis / deschis); separatorborne Trafo MT (închis / deschis);

Celule de linie MT si cupla MT• Semnalizari de pozitie: întreruptor MT (anclansat / declansat); separatoare bare MT

(închis / deschis); cutite de legare la pamânt (închis / deschis); pozitie RAR (pus în functie/ anulat);

• Semnalizari de alarma: functionat protectia maximala rapida, maximala temporizata;functionat RAR; functionat protectia de distanta;

Page 133: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

126

• Masuri: putere activa / reactiva (primita / emisa); curent;• Comenzi: întreruptor anclansare / declansare; separatoare bare MT (închidere /

deschidere); pozitie RAR (punere în functie / scoatere din functie);Celula MT Trafo Servicii Interne si Bobina de Stingere• Semnalizari pozitie: întreruptor (anclansat / declansat); separatoare bare MT (închis /

deschis); separator bara BS închis / deschis;• Semnalizari alarma: functionat protectia: de gaze TSI, de gaze BS, maximala rapida,

maximala temporizata; semnalizare preventiva gaze la TSI, la BS; miez BS în pozitielimita maxima, minima;

• Comenzi: întreruptor (anclansare / declansare); separatoare bare (închis / deschis);• Masuri: tensiune deplasare BS (pozitie miez); putere activa / reactiva TSI;Celula masura MT• Semnalizari alarma: sigurante arse TT; punere la pamânt bara MT;• Masuri: tensiune bara MT;Celula baterie condensatori BC• Semnalizari pozitie: întreruptor anclansat / declansat; separatoare bare închis / deschis;• Semnalizari alarma: functionat protectia: maximala rapida, maximala temporizata,

tensiune minima, diferentiala;• Comenzi: întreruptor: anclansare / declansare; separatoare: închidere / deschidere; anulare

semnalizari;Semnale generale statie• Semnalizari: Declansare Automata a Sarcinii la Frecventa minima transe 1,2,3 în functie /

anulat; functionat DAS Fmin transa 1..3; sigurante arse DAS Fmin; DAS tensiune înfunctie / anulat; functionat DAS U; ardere sigurante DAS U; functionat DDRI bara 1, 2;sigurante Declansare de Rezerva la Refuz Întreruptor - DRRI arse; Anclasare Automata deRezerva MT în functie pe Trafo 1; Trafo 2; Trafo 1 + Trafo 2; functionat AAR MT; AARJT; deranjat AAR MT; AAR JT în functie / anulat; functionat osciloperturbograf; punere lapamânt bara 1, 2; avarie statie; USOL baterie deconectat; punere la pamânt în c.c.;

• Comenzi: DAS Fmin 1..3 pus în functie / scos din functie; DAS U pus în functie / scos dinfunctie; AAR MT pus în functie T1/T2/T1+T2/anulat; AAR JT pus în functie / anulat;

8.4. Achizitia semnalelor si comanda

8.4.1. Intrari numerice

Preluarea semnalelor de natura numerica se realizeaza prin citirea starii unor contacteauxiliare din proces, care copiaza starea echipamentelor supravegheate cu ajutorul unorinterfete cu separare galvanica (optoizolate).

Comutarea contactelor supravegheate este supusa unui regim tranzitoriu (vibratiacontactelor) de care trebuie tinut seama la prelucrarea informatiilor de natura numerica. Astfel,interfata de achizitie trebuie sa aplice un algoritm de filtrare software care sa anuleze efectulvibratiilor (durate de ordinul 1-2 ms), interpretând numai comutarile ferme.

Interfata de achizitie asigura, pe lânga interpretarea modificarii starii contactuluisupravegheat, si memorarea momentului de timp la care s-a produs aceasta modificare.

Pentru a mari gradul de încredere al informatiilor preluate, EAC trebuie sa asigurecâteva functiuni suplimentare cum sunt:

Page 134: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

8. SISTEME DE CONDUCERE A ECHIPAMENTELOR ELECTRICE SCADA 127

• blocarea automata a transmiterii catre nivelul superior în cazul în care intrarea numericaare un numar prea mare (neplauzibil) de tranzitii în unitatea de timp. Aceasta situatie estefrecvent întâlnita în cazul unor contacte imperfecte în circuitele de preluare a semnalizariiiar ignorarea acestui aspect ar avea ca efect "poluarea" informationala a nivelului deconducere superior, precum si aglomerarea circuitelor de transmisie.

• blocarea la cerere a intrarii numerice, în situatiile când urmeaza a se interveni în instalatiasupravegheata pentru revizii si reparatii.

• posibilitatea verificarii automate a circuitelor de preluare a semnalelor (integritatea firelorde legatura pâna la contactul electric supravegheat).

Semnalizari de pozitie monopolareCitirea pozitiei separatoarelor, cutitelor de legare la pamânt, starii automatizarilor,

precum si a altor echipamente, altele decât întreruptoare, se realizeaza utilizând un singurcontact ce copiaza starea acestor echipamente. De regula starea "închis" a contactului semnificastarea "închis” , “pus în functie" etc. a echipamentului corespunzator iar starea "deschis" acontactului înseamna ca echipamentul corespunzator este în starea "deschis", "scos din functie"etc.Semnalizari de pozitie bipolare

Pozitia anclansat / declansat a întreruptoarelor este preluata utilizând doua contacte,care în cazuri normale respecta conditia de excluziune reciproca. (Tab. 8.1).

Tab. 8.1 Utilizarea semnalelor bipolareContact A Contact B Semnificatie

deschis deschis ambiguitate tip "00"deschis închis întreruptor anclansatînchis deschis întreruptor declansatînchis închis ambiguitate tip "11"

Deoarece comutarea celor doua contacte nu se face simultan, interfata de achizitie trebuie saimplementeze un algoritm care sa tina cont de întârzierile admisibile în schimbarea starilorcelor doua contacte. Situatiile posibile precum si semnificatiile acestora sunt reprezentate îndiagramele din Fig. 8.3

Fig. 8.3 Preluarea semnalizarilor bipolare

Page 135: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

128

Semnalizari de alarma sunt semnalizari monopolare si pot fi:• semnalizari de tipul "apare / dispare" la care sunt semnificative atât momentul închiderii

contactului cât si momentul deschiderii acestuia (ex. punere la pamânt, tensiune minimabaterie etc.).

• semnalizari de tipul "a functionat protectia" la care este semnificativ numai momentulaparitiei semnalizarii nu si momentul disparitiei acesteia.

Impulsuri de contorizare sunt semnale provenite de la contoare de energie electrica cugenerator de impulsuri. Interfata de achizitie are rolul de numarare a acestor impulsuri,întretinând un "index" software în memoria proprie. Asociind fiecarui index o constantacorespunzatoare (impulsuri/kWh respectiv impulsuri/kVAR) se poate reconstitui valoareaenergiei electrice cedate (primite) pentru linia masurata.

8.1.2. Intrari analogice

Principalele marimi analogice cu relevanta pentru conducerea de la distanta a statieide transformare sunt tensiunile, curentii, puteri active / reactive.

Adaptare Filtrarehardware Multiplexare Esantionare

-memorare

t

t01001101

Filtraresoftware

Calculvaloare

i=1

N1N ( )

Marimeanalogica

Valoarenumerica

Fig. 8.4 Schema de principiu a lantului de masura

Schema lantului de masura pentru intrarile analogice este prezentata în Fig. 8.4. Marimeaanalogica este adaptata la un nivel corespunzator prelucrarii în circuitele de masura, care au labaza transformatoare de tensiune si de curent. Totodata se realizeaza protectia intrarii analogicecontra valorilor accidentale ale semnalului analogic de masurat precum si separarea galvanicaa interfetei fata de procesul tehnologic. Semnalului rezultat i se aplica o filtrare în filtre trece -jos pentru eliminarea efectului perturbatiilor. Un modul multiplexor asigura selectia canaluluianalogic de masurat, a carui valoare este transmisa modulelor de esantionare / memorare siconversie analog / numerica. Sirului de valori numerice obtinut (la intervale regulate de timp

Page 136: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

8. SISTEME DE CONDUCERE A ECHIPAMENTELOR ELECTRICE SCADA 129

pentru fiecare canal analogic în parte) îi sunt aplicati algoritmi de filtrare numerica si de calcula marimilor caracteristice dorite (ex. valori efective).

Semnalele analogice (masurile) cum sunt tensiunile si curentii alternativi (50Hz),tensiuni si curenti continui, puterile active, reactive pot fi preluate din proces în doua moduri:• utilizând traductori externi corespunzatori, caz în care EAC are intrari analogice în semnal

unificat ;• tensiunile, curentii sunt preluati direct de EAC prin interfete corespunzatoare de tensiune

si curent.A doua solutie este net superioara celei dintâi atât din punct de vedere tehnic cât si

economic, motiv pentru care este preferata în sistemele SCADA moderne. EAC va esantiona siconverti din analogic în numeric valorile instantanee ale tensiunilor si curentilor, aplicând apoialgoritmi de calcul pentru:• valoare efectiva (tensiune, curent);• defazaj tensiune - curent;• putere activa si reactiva monofazata pentru perechea U,I considerata.Calculul puterilor active si reactive trifazate se face aplicând corespunzator formulele pentrumetodele de masura cu Wattmetre (VARmetre) monofazate.

Transmisia valorilor intrarilor analogice catre nivelul superior EAC se face în treicazuri:• EAC este interogat de catre nivelul ierarhic asupra valorilor analogice;• Intrarea analogica îsi modifica semnificativ valoarea, noua valoare fiind diferita cu cel

putin o cantitate - considerata semnificativa - fata de vechea valoare.• Valoarea marimii analogice depaseste niste limite prestabilite - de prealarmare, alarmare,

sau limite tehnologice.

8.1.3. Comenzi catre procesul tehnologic

Pentru a putea comanda instalatiile electroenergetice din statiile de transformare,interfetele de proces (EAC) sunt prevazute cu posibilitatea emiterii de semnale electrice decomanda. Exista doua tipuri de semnale de comanda:

• comenzi în impulsuri, cu durate de 0,5 - 3 secunde, pentru comanda întreruptoarelorcomutatoarelor de ploturi etc.

• comenzi permanente, la care EAC mentine semnalul de comanda pâna la o noua comanda,cu semnificatie contrara celei dintâi (de exemplu pentru comanda punerii în functierespectiv a scoaterii din functie a automatizarilor).În ambele cazuri, EAC trebuie sa livreze contacte electrice comandate care vor fi integrate

în schemele de comanda ale circuitelor secundare ale statiei.În scopul cresterii gradului de fiabilitate al comenzilor, EAC trebuie sa asigure câteva

cerinte referitoare la comenzi:• eliminarea riscului confuziei unei comenzi, datorita erorilor de transmisie;• eliminarea riscului comenzilor multiple ( simultan cu comanda dorita se emit una sau mai

multe comenzi nedorite, datorate unor eventuale defecte interne ale EAC sau atingeriloraccidentale în circuitele secundare de comanda);

• eliminarea riscului de emisie intempestiva a unor comenzi, datorate defectelor interne aleEAC. Se utilizeaza scheme de conectare hardware si algoritmi de verificare si validare acomenzii.

Page 137: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

130

• semnalizarea situatiilor de functionare incorecta a lantului de comanda (de exemplu firîntrerupt)

8.5. Functii locale

Principalele functii care trebuie asigurate într-o statie de transformare pot fi grupate îndoua categorii:

• functiuni la nivelul celulei.• functiuni la nivelul statiei.

Într-o arhitectura centralizata, toate aceste functiuni sunt asigurate de un singur EAC.În arhitectura distribuita, majoritatea functiunilor de la nivelul celulei sunt preluate de catreechipamentul de achizitie si comanda al celulei, iar functiunile referitoare la grupe de celule - siîn general cele care reclama informatii dintr-o arie mai larga decât celula - sunt preluate decalculatorul de la nivelul statiei.

8.5.1. La nivelul celuleiPe lânga functiunile de achizitie si comanda amintite deja, mai distingem la nivelul celuleiurmatoarele functiuni:• Istoric local de evenimente - Principalele evenimente survenite în functionarea

echipamentelor din celula trebuiesc memorate împreuna cu momentul de timp alproducerii lor. Aceasta functie o regasim la nivelul celulei numai în cazul arhitecturiidistribuite.

• Interfata om-masina - care preia functionalitatea panoului local de comanda sisupraveghere.

• Blocaje - evitarea emiterii de comenzi nepermise datorate fie greselilor de operare fieerorilor în functionarea diferitelor echipamente.

8.1.2. La nivelul statiei de transformare

• Istoric de evenimente la nivelul statiei si filtrarea evenimentelor (transmiterea catre nivelulierarhic superior numai a evenimentelor cu relevanta pentru dispecer).

• Înregistrarea evolutiei masurilor (tensiuni, curenti, puteri) si arhivarea acestora pe operioada determinata.

• Blocaje (conditionari) la nivelul statiei.• Supravegherea functionarii echipamentelor de achizitie si comanda.• Interfata om - masina pentru operatorul statiei sau operatiuni de mentenanta.

8.1.3. Sincronizarea timpului.

Majoritatea algoritmilor de prelucrare a semnalelor (numerice si analogice) se bazeazape intervale precise de timp la care trebuiesc facute achizitiile si prelucrarile. Totodata,memorarea modificarilor de stare presupune si asocierea timpului la care acestea s-au produs.De precizia determinarii timpului depind în mare masura prelucrarile si analizele ulterioare aleevolutiei procesului tehnologic.

Page 138: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

8. SISTEME DE CONDUCERE A ECHIPAMENTELOR ELECTRICE SCADA 131

“Ora exacta” este asigurata prin:• Ceas local la nivelul EAC care trebuie sa aiba la baza elemente oscilatorii cu o buna

stabilitate (cuartz termostatat);• Mecanism de resincronizare periodica dupa un ceas unic.

Sa remarcam ca exista doua probleme sensibil diferite în aceasta privinta:sincronizarea echipamentelor de achizitie dupa un ceas unic la nivelul statiei, respectiv dupa unceas unic la nivelul întregului sistem SCADA. În cel de-al doilea caz dificultatea apare datoritadistantelor mari între statiile de transformare si punctul unde este amplasat ceasul etalon.Principalele metode de sincronizare au la baza:• Utilizarea semnalelor de timp etalon - provenite de la sisteme specializate.• Utilizarea canalului de comunicatie - precizia metodei este puternic afectata de viteza de

comunicatie si eventualele întârzieri (inpredictibile în general) introduse de protocoalelede comunicatie.

• Utilizarea unui semnal dedicat - metoda aplicabila pe arii restrânse cum ar fi teritoriul uneistatii de transformare.

8.6. Comunicatia

Elementul cheie în prelucrarea distribuita a datelor îl constituie conectarea nodurilorinformationale prin intermediul canalelor de comunicatie. Tipul si caracteristicile acestoradepind de locul în care acestea sunt folosite, de tipul si functiunile asigurate de noduri.

În cazul sistemelor SCADA distribuite, distingem urmatoarele situatii specifice înceea ce priveste transmisia datelor:• Comunicatia în interiorul statiei de transformare - care are scopul interconectarii

interfetelor de achizitie si comanda din statie. Specific pentru acest caz sunt perturbatiileelectromagnetice puternice într-o statie de transformare.

• Transmisia de date la distanta - care are scopul interconectarii EAC din statii cu nivelulconducator. Din cauza distantelor mari (zeci - sute de km) suportul comunicational oferadebite reduse si este supus unor multiple perturbatii.

• Comunicatia la nivelul conducator, bazata de regula pe retele locale de mare viteza.Problema principala în acest din urma caz o reprezinta capacitatea retelei locale de araspunde la necesitatile de trafic si de timp de raspuns, întrucât componentele aplicatiilorde la punctul central folosesc intens comunicatia în retea.

8.6.1. Modelul arhitectural ISO-OSI

În spiritul sistemelor deschise (open systems) trebuie rezolvata problemainterconectarii si conlucrarii echipamentelor digitale (EAC, protectii, automatizari) care provinde la fabricanti diferiti si care au în general, implementate protocoale de comunicatie diferite.Daca aceste protocoale respecta specificatiile ISO-OSI (Open Systems Interconection) destandardizare a comunicatiei în sisteme deschise, ele sunt în general compatibile si pot fiutilizate mijloace software (convertoare de protocol) pentru comunicarea între echipamente.

Page 139: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

132

Interesul major al fabricantilor de echipamente digitale de proces este de a-si putea integraechipamentele în arhitecturi care cel mai frecvent înglobeaza si componente ale altor fabricanti( fenomen generat de posibilitatea de extindere prevazut de sistemele deschise actuale). Iata dece, pornind de la acest interes comun, s-au creat "aliante" ale principalelor firme producatoarede sisteme SCADA (SIEMENS, ABB, AEG) în scopul stabilirii de specificatii comune îndomeniul protocoalelor de comunicatie. Cum este de asteptat, si multe alte firme se raliazaacestor specificatii aparând astfel standarde de facto. În ultimii ani, standardizareaprotocoalelor destinate sistemelor SCADA - si în general sistemelor informatice alecompaniilor de electricitate - se gaseste si în atentia unor institute si organizatii stiintifice(CIGRE , EPRI ).

Modelul arhitectural ISO-OSI are la baza trei elemente:• procesele de aplicatie, care realizeaza prelucrarile de date;• sistemele de calcul care gazduiesc procesele de aplicatie si care sunt conectate printr-un

mediu de comunicare;• conexiunile logice care permit un schimb de informatie uniform între procesele de

aplicatie indiferent de localizarea acestora în calculatoarele gazda.

Data fiind complexitatea functiilor utilizate în realizarea cooperarii între procesele deaplicatie, multimea acestora este structurata, folosindu-se tehnica stratificarii. Fiecare sistemeste considerat ca o multime ordonata de subsisteme, totalitatea subsistemelor de acelasi rangformând un nivel al arhitecturii. Subsistemele adiacente comunica prin interfata lor comuna.

În orice subsistem, rolul unui nivel este de a oferi anumite servicii nivelelorsuperioare, degrevându-le de detaliile implementarii efective ale acestor servicii. Multimea denivele, cu serviciile si protocoalele acestora, constituie arhitectura retelei de calculatoare.

La baza stabilirii nivelelor arhitecturale ale modelului ISO-OSI au stat o serie deprincipii generale cum ar fi:• crearea unui numar redus de nivele cu putine interactiuni între ele;• alegerea granitelor dintre nivele în conformitate cu necesitatile de standardizare sau cu

standardele deja existente;• colectarea functiilor înrudite în acelasi nivel;• crearea posibilitatii de modificare a functiilor unui nivel, fara afectarea celorlalte.

Aceste principii au condus la un model cu sapte nivele functionale (Fig. 8.5).Nivelul fizic asigura transmiterea datelor binare codificate între diferite sisteme prin

mediul fizic de interconectare, pastrând ordinea bitilor, fara a garanta corectitudineatransmisiei. Transmisia este transparenta, semnificatia datelor sau modul lor de grupare fiindneimportant.

Nivelul legaturii de date trateaza erorile de transmisie produse la nivelul fizic,realizând o comunicare corecta între doua noduri adiacente. Mecanismul utilizat în acest scopeste împartirea sirului de biti în cadre, carora le sunt adaugate informatii de control (coduri deverificare, numere de secventa etc.). Cadrele sunt transmise individual, putând fi verificate siconfirmate de catre receptor. Alte functii ale nivelului se refera la controlul fluxului de date sigestiunea legaturii.

Nivelul retea asigura dirijarea unitatilor de date între nodurile sursa si destinatar,trecând eventual prin noduri intermediare. O alta functie a nivelului retea este cea deinterconectare a retelelor cu arhitecturi diferite.

Nivelul transport realizeaza o comunicare sigura între doua calculatoare gazda,detectând si corectând erorile pe care nivelul retea nu le trateaza. El furnizeaza nivelelor

Page 140: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

8. SISTEME DE CONDUCERE A ECHIPAMENTELOR ELECTRICE SCADA 133

superioare o interfata de comunicatie independenta de tipul retelei utilizate. Pentru a subliniamai bine acest aspect în Fig. 8.6 este prezentata repartizarea nivelelor arhitecturale întrenodurile gazda si nodurile de comutare.

Fig. 8.5 Nivelele arhitecturii ISO-OSI

Fig. 8.6 Repartizarea nivelelor arhitecturale între nodurile gazda si nodurile de comutare

Page 141: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

134

Pentru primele trei subniveluri, protocoalele se refera la legatura dintre terminal(gazda) si subretea (IMP-Interface Mesage Processor) sau între nodurile subretelei, constituindastfel doua categorii distincte de protocoale. Începând cu nivelul transport, protocoalele suntcapat la capat, entitatile acestora neavând corespondente în subretea.

Nivelul sesiune. Desi nivelul transport asigura conexiuni utilizabile simultan înambele sensuri (duplex), multe aplicatii necesita o coordonare a dialogului, în care doar unuldin corespondenti poate transmite la un moment dat. Controlul dialogului este una din functiilenivelului sesiune. Acesta mai permite împartirea sirului de mesaje în grupuri numite activitati,care pot fi gestionate independent unele de altele.Aceste functii au la baza utilizarea unui mesaj special, numit jeton (token), care poate fi trecutde la un utilizator la altul si a carui posesie ofera detinatorului anumite privilegii: de a transmitedate, de a stabili puncte de sincronizare etc. Nivelul sesiune ofera toate serviciile pentrugestiune jetoanelor.

Nivelul prezentare realizeaza transformari ale reprezentarii datelor, astfel încât sa sepastreze semnificatia lor, rezolvându-se totodata diferentele de sintaxa. Functiile principale serefera la codificarea standard a datelor transmise între calculatoare cu conventii dereprezentare diferite, la comprimarea, criptarea/decriptarea datelor în vederea protectiei sisecuritatii lor.

Nivelul aplicatie, cel mai înalt nivel al arhitecturii, are rolul de fereastra decomunicare prin care se fac toate schimburile de date între utilizatori. Fiind nivelul carelivreaza servicii direct aplicatiilor, el cuprinde toate functiile pe care acestea le pot solicita.

8.1.2. Profiluri arhitecturale de retele

Modelul arhitectural OSI constituie un cadru general de prezentare, analiza siproiectare a retelelor de calculatoare si ale aplicatiilor lor. El precizeaza principiile stratificarii,furnizeaza o nomenclatura unica pentru elementele de baza ale retelelor si descrie serviciileasigurate de fiecare nivel arhitectural. Modelul arhitectural este o baza conceptuala pentruelaborarea standardelor retelelor de calculatoare.

Importanta modelului este recunoscuta de toti constructorii de retele, care cauta saintegreze în arhitecturile proprii normele si protocoalele definite de ISO. Exista oricumanumite aspecte de care trebuie tinut seama în aplicarea normelor OSI. Unul este cel alstabilirii unor profile de utilizatori, fiecare definind o combinatie adecvata de clase deprotocoale. Data fiind separarea formala a nivelelor inferioare (fizic .. aplicatie) si superioare(sesiune .. transport), fiecare clasa va corespunde unui anume grup de nivele. Mai mult, dinmotive legate de implementarea sistematica a serviciilor si fabricarea rationala aechipamentelor, se considera utila integrarea unor clase de protocoale, definindu-se profiluripentru mai mult de patru nivele. Desi, în aparenta, contrara filozofiei OSI, stabilirea profilurilorarhitecturale nu elimina posibilitatea unor nivele arhitecturale în functie de niveleletehnologice, ele fiind gândite în ideea optimizarii raportului cost / performanta.

Pornind de la cerintele fundamentale ale oricarui protocol de comunicatie : siguranta,eficienta, standardizare si aplicând corespunzator constrângerile de timp specifice controluluiproceselor tehnologice, profilurile arhitecturale ale sistemelor SCADA trebuie sa ia înconsiderare mai ales timpul critic al fiecarei functii de comunicatie realizate. În Fig. 8.7 esteprezentata sintetic relatia între functiile de comunicatie si timpul critic asociat acestora.

Page 142: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

8. SISTEME DE CONDUCERE A ECHIPAMENTELOR ELECTRICE SCADA 135

Fig. 8.7 Relatia functie de comunicatie - timp critic în sisteme SCADA

Cum era de asteptat, efortul de standardizare a comunicatiei destinate sistemelorSCADA este intens pe plan mondial si s-a materializat în câteva standarde specifice. NormeleCEI / IEC grupeaza în pachetul de standarde CEI/IEC 870-5-1 precizari la protocoale detransmisie utilizate în sisteme de teleconducere. Între profilurile arhitecturale conforme cuaceste standarde se numara IEC-870-5-101, DNP 3, VDEW/ZVEI.

8.1.3. Comunicatia la nivelul statiei de transformare

În cazul specific al conectarii EAC, într-o magistrala locala la nivelul statiei detransformare, trebuie considerate urmatoarele elemente:• debitul maxim de informatii care poate fi vehiculat intre un EAC si nivelul ierarhic

superior;• debitul maxim de informatii vehiculate în cazul unor modificari de stare ale procesului în

diferite puncte, modificari care sunt preluate si transmise de mai multe EAC.• nivelul perturbatiilor electromagnetice din statiile electrice de transformare si necesitatea

imunizarii comunicatiei la aceste zgomote.

Distribuirea fizica a nodurilor (EAC, calculatoare la nivelul statiei) impune de laînceput utilizarea comunicatiei seriale. Putem lua astfel în considerare standardele decomunicatie seriala:• RS232C pentru conexiuni între EAC si un calculator portabil (conexiune temporara pe

distante mici). Acest standard ofera o imunitate mica la perturbatii si poate asigura numaiconexiuni punct la punct. Vitezele practice de transmisie se situeaza în gama 1200 - 9600bit/sec.

Page 143: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

136

• RS485 - pentru realizarea unei conectari multipunct, cu o buna imunitate la zgomot si cudistante practice intre noduri de ordinul zecilor de metri. Vitezele de transmisie pot fi îngama 1200 - 14.400 bit/sec

• bucla de curent - ca si RS485 poate asigura conexiuni multipunct, cu o foarte bunaimunitate la zgomote si cu viteze de comunicatie practice intre 1200 - 9600 bit / sec.

• fibra optica - cu care se pot implementa conexiuni punct la punct si multipunct cu oimunitate exceptionala la perturbatii si viteze de transmisie foarte ridicate ( pâna la zeci deMbit/sec). Vitezele mari de transmisie reclama însa utilizarea unor procesoare decomunicatie specializate puternice.

Cerintele concrete la care trebuie sa raspunda comunicatia în interiorul statiei detransformare sunt foarte variate si depind în cea mai mare masura de nivelul de integrare alechipamentelor secundare. În conditiile în care magistrala de comunicatie la nivelul statiei estefolosita în special pentru functiuni SCADA si în mica masura pentru functiuni de protectie siautomatizare, se considera suficiente performantele realizate de suportul traditional detransmisie - fir fizic. Atunci când distribuirea functiunilor este mai puternica, si în special cândpe magistrala de comunicatie circula informatii necesare realizarii functiilor de protectie, seimpune un suport de transmisie mult mai performant - fibra optica. În acest din urma caz,trebuiesc luate masuri deosebite si în celelalte nivele din lantul de transmisie, pentru a raspundecerintelor deosebite de timp de ordinul milisecundelor.

În concluzie, tinând cont de situatia actuala din statiile de transformare pot fi luate înconsiderare pentru nivelul legaturii fizice, standardele de comunicatie RS485 si bucla de curenta caror utilizare asigura traficul de informatii la vitezele necesare si o buna imunitate laperturbatii. În perspectiva urmatorilor ani însa, trebuie considerate solutiile de conectare prinfibra optica, a caror capacitate de transfer a informatiei poate asigura traficul în cazulintroducerii masive a dispozitivelor numerice în statiile de transformare (protectii siautomatizari digitale, echipamente de comutatie si unitati de transformare supravegheate demodule inteligente încorporate).

Protocoalele de comunicatie utilizate trebuie sa permita integrarea în perspectiva aechipamentelor digitale de protectie si automatizare. Trebuie subliniat ca pentru respectareaprincipiilor sistemelor deschise, aspectul comunicational este de o extrema importanta.Problemele de compatibilitate hardware se transfera în aspecte ale compatibilitatii legaturilorde date între componentele sistemului, în care protocoalele utilizate joaca un rol major. Astfeltrebuie sa se permita conectarea de echipamente de la fabricanti diferiti, din generatii diferite,care implementeaza noi si noi functiuni.

Majoritatea producatorilor de EAC si în general de dispozitive electronice inteligente(DEI) propun protocoale de comunicatie proprietar, a caror specificatii nu sunt facute publiceîntotdeauna. Impactul sistemelor informatice distribuite a condus însa la necesitatea utilizariiunor protocoale de comunicatie care sa corespunda necesitatilor tuturor participantilor dintr-unsistem SCADA. Preocuparile comune ale fabricantilor de EAC si DEI, ale integratorilor desisteme si nu în ultimul rând ale utilizatorilor sunt orientate spre gasirea unor protocoale câtmai larg acceptate, care sa ofere deci o cât mai buna interconectivitate.

La aceasta data nu se poate vorbi înca de acceptare unanima a unei familii deprotocoale. Este însa important de remarcat ca anumite protocoale au întrunit la aceasta data o

Page 144: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

8. SISTEME DE CONDUCERE A ECHIPAMENTELOR ELECTRICE SCADA 137

mai mare audienta, impunându-se astfel drept standarde: IEC-870-5, DNP 3; VDEW/ZVEI,ModBus, ProfiBus.

Familia IEC870, reprezinta o culegere de specificatii publice de protocoale pentrucontrolul proceselor. Dintre acestea, specificatiile IEC870-5 sunt utilizate pe larg de mariiproducatori de EAC pentru sisteme SCADA, precum si de integratorii de sisteme. Protocoaleledin aceasta familie acopera transferul de date între:• EAC si punctul central de control (PCC);• EAC si EAC;• EAC si DEI.

Specificatiile DNP 3, au pornit de la IEC 870-5, particularizând câteva dintre optiunileacestuia din urma, devenind astfel mai restrictiv. Acopera aceeasi gama de transfer(PCC? EAC, EAC? EAC, EAC? DEI) ca si IEC870-5. Particularizarile aduse de DNP 3 serefera tocmai utilizarea în sistemele SCADA din domeniul energiei electrice, aducând astfel unplus de claritate specificatiilor. La nivelul straturilor superioare (aplicatie) din modelulOSI/ISO, DNP 3 ofera functii sensibil diferite fata de IEC870-5.

8.1.4. Comunicatia la distanta

Pentru ca informatiile culese în statiile de transformare sa fie disponibile în centrul decontrol si reciproc pentru a transmite comenzi catre echipamentele din statie este nevoie de olegatura de date între statia de transformare si punctul de control. Problematica transmisiei ladistanta prezinta aspecte sensibil diferite fata de transmisia locala. Costurile implicate deaceasta componenta a sistemelor SCADA sunt în general ridicate si depind de infrastructuracomunicationala existenta în zona geografica. Suportul fizic este de regula închiriat de lacompaniile de telecomunicatii si permite în general viteze de transmisie limitate la maximum1200 .. 28800 bps. Din acest motiv, se impune o atenta considerare a informatiilor caretrebuiesc transmise precum si a prioritatilor acestor transmisii.

În functie de arhitectura sistemului SCADA, legaturile de date la distanta pot fiasigurate în principal în doua moduri:• punct la punct - care constau din conectarea fizica a unei perechi corespondente prin

intermediul unei linii de transmisie dedicate;• utilizând ca suport o retea de transmisie la distanta (WAN) care conecteaza la un moment

dat perechea corespondenta.

Din punctul de vedere al suportului de transmisie, distingem urmatoarele cazuri:• legatura dedicata pe linii telefonice - cazul cel mai frecvent;• legatura prin radio;• legatura pe fibra optica;

Legaturile de date prin radio cu statiile de transformare pot fi utilizate ca rezervapentru cele din primul caz sau pentru situatiile în care nu pot fi asigurate alte legaturi terestre.Sunt utilizate însa pe scara larga în aplicatiile de DSM, pentru asigurarea transmisiei de date cupuncte foarte raspândite geografic si care nu implica trafic de date important - spre exemplu înaplicatiile de supraveghere si control al retelei de distributie de medie tensiune.

Page 145: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

138

Transmisia pe fibra optica este cea mai potrivita pentru exigentele tehnice alesistemelor SCADA. Costurile ridicate o fac însa greu accesibila si trebuie facuta o atentaevaluare a raportului cost / performanta. Trebuie remarcat însa ca aceasta tehnologie evolueazaextrem de rapid, iar costurile scad pe masura. În perspectiva urmatorilor ani trebuie considerataca o solutie de baza.

Discutia asupra protocoalelor de comunicatie are oarecum acelasi continut ca si încazul transmisiei locale de la nivelul statiei. Asa cum se aminteste în par. 2.6.3, protocoalele dela nivelul statiei acopera în buna masura si necesitatile de transfer de date la distanta. Situatiiledevin snesibil diferite în cazul sistemelor intagrate de protectie, automatizare si control, cândcomunicatia la distanta leaga doua sisteme - de la nivelul statiei respectiv PCC - si nu numaiEAC de PCC. În acest din urma caz sunt utilizate, de regula, protocoale de comunicatie care auîntrunit deja acceptanta în sistemele de calcul distribuite, având la baza TCP/IP pentrustraturile inferioare ale modelului OSI/ISO.

8.1.5. Comunicatia la nivelul punctului central

Are rolul de a interconecta calculatoarele care compun punctul central de comanda -control si se bazeaza pe retele locale de mare viteza (10Mbps ? 100Mbps). Întrucât conecteazacalculatoare care comunica foarte intens pentru realizarea functiunilor, chiar si în conditiilevitezelor mari de transmisie asigurate trebuie tinut seama de gradul de încarcare si implicit deîntârzierile suplimentare datorate transmisiei de date. Mediile de trasmisie utilizate sunt cablulcoaxial si fibra optica, bazate pe tehnologia Ethernet.

La nivelul PCC se poate vorbi mai degraba de comuncatia între componentelediferitelor aplicatii care ruleaza în diferite noduri (calculatoare) ale retelei decât de comunicatiaîntre calculatoare. Sistemele de operare actuale ofera suport pentru prelucrarea distribuita adatelor, eliberând în mare masura proiectantii de software de aspectele de transfer de date. Dinpunct de vedere conceptual, tehnologiile moderne client - server sunt cele mai potrivite pentruîncarcarea corecta atât a nodurilor de prelucrare cât si a comunicatiei propriu-zise între noduri.

8.7. Analiza si prelucrarea datelor la nivelul PCC

Structura unui punct de comanda si control - PCC - în arhitectura distribuita ar puteaarata ca în Fig. 8.8. În structura prezentata, pot fi implementate diferite scheme de redundantaale componentelor importante (LAN, Servere).

Întrucât comunicatia de date între componenetele PCC trebuie atent echilibrata, sesugereaza separarea componentelor care utilizeaza pachete mici de date, dar cu timpi deraspuns foarte mici, de componentele si aplicatiile care utilizeaza transferuri mari de date, lacare timpii de raspuns nu sunt atât de importanti (LAN 1 respectiv 2 din Fig. 8.8, separate deun router). Pentru asigurarea disponibilitatii PCC în conditiile caderii LAN, frecvent seprocedeaza la dublarea magistralei locale de comunicatie, iar aplicatiile importante au acces laambele magistrale.

Page 146: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

8. SISTEME DE CONDUCERE A ECHIPAMENTELOR ELECTRICE SCADA 139

Fig. 8.8 Structura unui PCC în arhitectura distribuita

Legatura de date cu procesul tehnologic condus se realizeaza prin intermediulserverelor de comunicatie. Acestea asigura controlul transferului de date între PCC si sistemelede achizitie-comanda statiile de transformare.

Anumite aplicatii necesare la PCC au nevoie de informatii provenite din retelele detransport si distributie vecine. Un calculator special cu rolul de router asigura transferul de datespre / dinspre centrele de comanda-control care coordoneaza sistemele învecinate. Protocoalelede comunicatie cele mai utilizate sunt ELCOM 90 (raspândire în principal în Europa) siICCP/TASE.2 (actualmente raspândit mai ales în America, dar tinde sa devina unanim utilizat).Acelasi calculator asigura si securitatea accesului din exterior la reteaua de date a PCC.

Reteaua PCC este separata de sistemul informational al intreprinderii printr-un router,care controleaza accesul la informatiile si resursele PCC.

Baza de date de timp real este întretinuta de serverul de achizitie date. Aplicatiile careruleaza pe acest calculator au rolul de a prelua informatiile actuale despre procesul tehnologiccondus si a le pune la dispozitia celorlalte aplicatii ale PCC. Dupa anumite criterii (intervale detimp precizate, anumite evenimente), baza de date de timp real se arhiveaza pe serverul dearhivare, întretinându-se astfel istoricul evolutiei procesului tehnologic. Tot serverul deachizitie date realizeaza si anumite prelucrari asupra informatiilor provenite de la EAC:• filtrarea datelor;• conversia unitatilor de masura;• controlul încadrarii în limite, pentru generarea alarmelor.

Serverele de aplicatii SCADA gazduiesc programele specifice pentru controlulechipamentelor din statiile de transformare si al retelelor de transport / distributie, cum sunt:

Page 147: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

140

• Interfetele operator - asigura împrospatarea cu date a statiilor de lucru de la dispeceriienergetici sau alti utilizatori ai sistemului;

• Managementul evenimentelor - functii de procesare inteligenta a alarmelor, de urmarire siachitare a acestora;

• Managementul autoritatii. Dreptul asupra controlului echipamentelor dintr-o statie detransformare corespunde unei scheme de autoritate si este strict reglementata. Reciproc,alarmele provenite de la diferitele echipamente trebuiesc dirijate spre autoritateacorespunzatoare.

Alte aplicatii, care nu sunt supuse restrictiilor de timp real:• Calculul circulatiilor de puteri în retea;• Calculul curentilor de scurtircuit;• Regasirea informatiilor pe hartile sistemelor informatice geografice, utile mai ales în

aplicatiile DMS (AM/GIS - Automated Mapping/Geographical Information System).• Interfete pentru informatii despre / catre consumatori, incluzând evidenta deranjamentelor,

profilul încarcarii etc.

Page 148: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

9. ECHIPAMENTE DE ACHIZITIE SICOMANDA

Baza sistemului de teleconducere a echipamentelor electrice dintr-o statie detransformare o constituie echipamentele de achizitie si comanda. De performantele acestora side arhitectura în care sunt conectate depind în egala masura performantele globale aleîntregului sistem.

Alegerea structurii echipamentelor de echizitie si comanda pentru implementarea uneiaplicatii de teleconducere distribuita se face tinând seama de urmatoarele criterii:

• dimensionarea numarului si tipurilor interfetelor de achizitie / comanda sa fiecorespunzatoare supravegherii - în medie - unei celule din statia de transformare;

• încadrarea EAC într-o arhitectura deschisa, distribuita de comanda si control alproceselor;

• constructie robusta, fiabila care sa raspunda la exigentele tehnice si solicitarilespecifice din statiile electrice de transformare;

• maxima flexibilitate prin reconfigurare si parametrizare software de la distanta, fara afi nevoie de reconfigurare hardware sau software locala;

9.1. Structura hardware

Schema bloc a echipamentului de achizitie si comanda poate fi urmarita în Fig. 9.1 sise compune din:• µP - microprocesor. Are rolul de coordonare a functionarii echipamentului.

Performantele necesare pot fi asigurate de un microprocesor de uz general pe 8 sau 16biti .

• RAM - memorie statica de tip CMOS. Informatiile continute în memoria RAM pot fimentinute printr-o schema bazata pe o baterie interna a echipamentului si în situatiilecând echipamentul nu este alimentat cu energie.

• ROM - memorie de tip EPROM, utilizata pentru înmagazinarea programelor caredefinesc functionarea echipamentului.

• CLK - ceas / calendar. Ceas de timp real de precizie, bazat pe un oscilator cu cuartztermostatat.

• Consola locala. Tastatura si afisaj local, care permit dialogul operatorului local cuechipamentul.

• IN - interfata intrari numerice cu separare galvanica prin optocuploare.• EN - interfata iesiri numerice de comanda, cu separare galvanica prin optocuploare.

Page 149: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

142

• A/D - convertor analog numeric;• MUX - multiplexor analogic;• U - adaptoare pentru intrarile de tensiune;• I - adaptoare pentru intrarile de curent• SURSA - asigura alimentarea echipamentului din serviciile interne ale statiei. Contine

si bateria interna necesara mentinerii informatiilor în memoria RAM, respectivfunctionarii ceasului în lipsa tensiunii de alimentare.

Fig. 9.1 Schema bloc a echipamentului ACE28

9.1.1. Intrari numerice

Asa cum am mai amintit, în statiile de transformare, semnalele numerice pot provenide la contacte de relee, limitatoare etc. care reflecta stari ale echipamentelor primare, aleprotectiilor si automatizarilor.

Contactele electrice cu care EAC se interfateaza, pot fi libere de potential, sau pot fideja conectate într-o schema electrica oarecare. În ambele cazuri trebuie asigurata imunitatea ladiferitele perturbatii specifice instalatiilor electroenergetice, perturbatii care pot alterainformatiile preluate din proces.

Solutia acestei probleme consta în conceperea unor scheme de preluare a stariicontactelor care sa utilizeze nivele ale semnalelor utile peste nivelul de zgomot.

Filtrarea semnalelor comporta doua aspecte:• filtrarea electrica a semnalului cu ajutorul unor filtre "trece jos"; filtrarea numerica a semnalului logic cules, utila în special pentru eliminarea efectuluivibratiilor contactelor la comutari (Fig. 9.2).

Page 150: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

9. ECHIPAMENTE DE ACHIZITIE SI COMANDA 143

Fig. 9.2 Filtrarea software a intrarilor numerice

Modificarea starii contactului supravegheat este luata în considerare numai daca la unnumar n=2 citiri consecutive (citiri efectuate la intervale regulate *t) este gasita aceeasi stare acontactului. Numarul n si perioada de esantionare *t sunt în strânsa legatura cu durataregimului tranzitoriu al comutarii contactelor. Încercarile au aratat ca se gaseste un optimpentru n=2 si *t=1 ms. Aceasta alegere asigura si precizia în timp a recunoasterii unui semnal,întârzierea care se produce între aparitia propriu-zisa a semnalului si momentul recunoasteriinoii starii fiind cu aproximativ un ordin de marime mai mica decât durata regimului tranzitoriual releelor intermediare utilizate în instalatiile electroenergetice.

De regula, unei stari supravegheate îi corespunde un singur contact electric cu care seinterfateaza EAC (intrari numerice simple). Daca starea echipamentului este de importantadeosebita (de exemplu starea conectat / deconectat a întreruptoarelor), pentru eliminareasanselor de citire incorecta a acestor stari, se utilizeaza metoda citirii simultane a doua contacteelectrice (intrari numerice dublate) ca în Fig. 9.3.

Fig. 9.3 Conectarea semnalelor numerice la EAC

Testarea automata, periodica, a întregului lant de preluare a semnalelor numerice estede o deosebita importanta în cresterea fiabilitatii si gradului de încredere în informatiilepreluate. Întrucât cele mai frecvente defectiuni ale acestui lant îl constituie întrerupereacircuitelor pâna la bornele contactelor releelor, se considera utila implementarea unei functiunide verificarea integritatii acestor fire de legatura. O metoda care certifica integritateaconexiunilor pâna la bornele contactului este ilustrata in Fig. 9.4. Atunci când contactulsupravegheat este in starea "deschis", prin circuit poate sa circule numai curentul de verificare(a carui polaritate este aleasa din sursa de tensiune interna a EAC), stare care este citita prinintermediul unei intrari numerice suplimentare.

Page 151: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

144

Fig. 9.4 Schema de verificare a firelor de legatura pâna la bornele contactului supravegheat

In conceperea algoritmilor de achizitie a semnalelor numerice, trebuie tinut cont si deeventualele defectiuni ale celorlalte componente ce intervin în lantul de achizitie (releeintermediare, contacte pentru pozitii extreme etc.) care pot conduce, prin functionarea lordefectuoasa, nu numai la interpretarea gresita a semnalelor în care sunt direct implicate, ci si ladisfunctionalitati globale în achizitia celorlalte semnale. Un caz tipic îl constituie contactulelectric instabil, care prin frecventele schimbari de stare duce, pe de-o parte la aglomerareafunctiunilor de prelucrare locala si transmisie a datelor la distanta, iar pe de alta parte laalarmarea repetata a dispecerului, atunci când semnalul în cauza este un semnal de avarie.

Solutia acestei probleme o constituie implementarea unor algoritmi de invalidareautomata a achizitiei semnalelor provenite de la acele intrari numerice care prezinta schimbaride stare mai frecvente decât o limita prestabilita.

Astfel, EAC va asocia fiecarei intrari numerice frecvente limita de comutare, la acaror depasire intrarea numerica este blocata (invalidata). Invalidarea în sine este un evenimentcare trebuie comunicat nivelului ierarhic superior, deoarece impune luarea de masuri deremediere a defectelor aparute în lantul informational al sistemului SCADA. Modificarea starii contactului supravegheat trebuie memorata si transmisa niveluluiierarhic superior împreuna cu timpul producerii acestei modificari. Totusi, nu toatemodificarile de stare sunt semnificative a fi transmise. Din acest punct de vedere, putem grupasemnalele numerice în doua categorii:• semnalele de pozitie (întreruptor, separator, etc.) precum si cele de tip apare / dispare

(punere la pamânt, lipsa tensiune linie etc.) la care este semnificativ atât momentultrecerii în "1" logic, cât si momentul trecerii în "0" logic. Ambele tranzitii suntmarcate si transmise.

• semnale la care este semnificativ numai momentul trecerii in "1" logic nu si cel derevenire în “0” logic (functionat protectia ).Deoarece detectia modificarii starii procesului si transmisia acestei modificari catre

nivelul ierarhic superior al EAC sunt evenimente asincrone, trebuiesc luate masuri software dememorare a modificarilor de stare în structuri de date de tip coada de asteptare.

9.1.2. Intrari de contorizare

Un caz aparte de semnale numerice îl constituie impulsurile provenite de la contoarede energie cu generatoare de impulsuri. În acest caz nu sunt semnificative tranzitiile propriu-zise ale semnalelor, ci numarul acestor tranzitii, cu ajutorul carora poate fi reconstituita energia

Page 152: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

9. ECHIPAMENTE DE ACHIZITIE SI COMANDA 145

electrica masurata de contor. Echipamentul de achizitie asociaza fiecarei intrari de acest tip unindex în memoria locala. Se impun masuri suplimentare hard + soft de pastrare a indexuluifiecarui contor, chiar si în lipsa tensiunii de alimentare a EAC. Acesta va semnaliza oricesituatie care poate sa genereze dubii asupra valorii reale a indexului (reinitializare index lapornire "rece" a EAC, posibile impulsuri pierdute pe perioadele când EAC nu a fost alimentatetc.)

Este de preferat ca intrarile numerice dedicate contorizarii sa aiba o schema hardwareidentica cu cele destinate semnalelor numerice, asigurându-se astfel flexibilitatea înconfigurarea EAC (urmând sa se precizeze prin software repartizarea si tipul intrarilornumerice).

9.1.3. Intrari analogice

Principiul distribuirii EAC la nivelul celulelor statiei de transformare face posibilaeliminare traductoarelor analogice (tensiune, curent, putere) existente actualmente în afaraEAC. Este de preferat ca semnalul analogic sa fie preluat direct în EAC, aici asigurându-seprelucrarea numerica a acestora si calculul valorilor dorite. Preluarea semnalelor analogice seface conform schemei de principiu din Fig. 9.5

Fig. 9.5 Lantul de masura analogic

Pentru asigurarea flexibilitatii de configurare a EAC, consideram optima echipareaunui EAC corespunzator unei celule cu urmatoarele tipuri de intrari analogice:• canale de tensiune alternativa (valori nominale 60 - 100 Vef)• canale de curent alternativ (valori nominale 1 - 5 Aef)• canale de tensiune continua ( valori nominale 24 - 48 -220 Vcc)• canale de curent continuu (valori nominale 1 - 4 A)

Obtinerea celorlalte marimi analogice se face grupând si prelucrând corespunzatorinformatiile provenite de la canalele de tensiune si curent (Fig. 9.6).

Page 153: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

146

Fig. 9.6 Preluarea informatiilor analogice

Transmisia valorilor marimilor analogice culese de catre echipamentul de achizitie sicomanda se face în doua moduri: prin interogare lansata de catre nivelul superior (calculatorulde la nivelul statiei) care se face de regula la intervale regulate de timp (1 minut) sau prinmesaje de eveniment atunci când modificarea valorii semnalului supravegheat reclama oatentie speciala, respectiv trebuie adus la cunostinta dispecerului foarte rapid. Mesajele deeveniment au prioritate maxima la transmisie. Exista doua cazuri importante care reclamatransmisia prin eveniment a semnalelor analogice:• valoarea semnalului a suferit o modificare semnificativa, necesitând actualizarea

acesteia în baza de date de la punctul central;• valoarea semnalului indica o stare de avarie sau premergatoare unei avarii, fiind

necesara atentionarea dispecerului asupra acestui fapt.Calculul valorilor efective ale curentului si tensiunii. Se face utilizând metoda Fourier

sau metoda calculului în cuadratura.Metoda se bazeaza pe transformata Fourier discreta care permite calculul

componentelor reale si imaginare ale fazorului complex la un moment (i):( ) ( ) ( )Y i Y i j Y i= +Re Im dupa cum urmeaza:

( ) ( ) ( )Re cosY iN

y i kN

k Y ik

N

re= • − • •

=

=

−∑2 2

0

1 π (9.1)

( ) ( ) ( )Im sinY iN

y i k k Y iimk

N= • − • •

=

=

−∑2 2

0

1 πΝ

(9.2)

în care: i - momentul pentru care se calculeaza valoarea efectiva;N - numarul de esantioane; N=20 [esantioane/perioada] * 2 [perioade] = 40k=esantionul curent.

( ) ( ) ( )[ ]Y i Y i Y ief re im= +12

2 2 (9.3)

Page 154: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

9. ECHIPAMENTE DE ACHIZITIE SI COMANDA 147

( ) ( )( )ϕ i arctg

Y iY iim

re= (9.4)

Formulele (9.1) si (9.2) s-au scris pentru fundamentala semnalului analogic.Avantajele metodei:• filtreaza armonicile din curba semnalelor analogice;• precizie remarcabila, eroarea relativa < 2%;• permite calculul comod al puterii active, reactive, aparente si a factorului de putere

necesare functiilor de masura;• are un timp de raspuns bun în comparatie cu alte metode.

Alarme la depasirea limitelor

Pentru alarmarea nivelului superior asupra depasirii limitelor semnalelor analogicesupravegheate, se utilizeaza o schema cu patru nivele de alarmare (Fig. 8.7). Astfel, atâta timpcât semnalul se afla în limitele de funcþionare normala, nu sunt generate alarme. Iesirea dinaceasta zona (peste limita maxima respectiv sub limita minima) genereaza evenimentecorespunzatoare cu nivelul depasirii. Limitele stabilite pot fi asimilate semnalizarilor deprevenire respectiv de avarie. Conform acestei scheme, semnalului analogic i se ataseaza ostare care poate fi:• Normala - semnalul se gaseste în intervalul (Limita 1-, Limita 1+);• Alarma 1+ - semnalul se gaseste în intervalul [Limita 1+, Limita 2+);• Alarma 2+ - semnalul depaseste Limita 2+;• Alarma 1- - semnalul se gaseste în intervalul (Limita 2-, Limita 1-];• Alarma 2- - semnalul este sub Limita 2-;

Fig. 9.7 Alarmele generate la depasirea limitelor semnalelor analogice.

Pentru evitarea transmiterii de salve de evenimente (alarma / revenire) atunci cândvaloarea semnalulului se gaseste în apropierea pragului de alarmare, se utilizeaza un prag deinsensibilitate la revenire (histereza).

Page 155: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

148

Transmisia prin eveniment la modificarea semnificativa a valorii semnalului analogicse face considerând un gradient corespunzator. Astfel, sunt generate asemenea evenimente oride câte ori este îndeplinita relatia (9.5)

V VV

a tr

tr

− > ε (9.5)

în care Va este valoarea actuala;Vtr este valoarea transmisa anterior catre nivelul superior;e este gradientul.

9.1.4. Iesiri numerice

Pentru asigurarea comezilor catre procesul tehnologic, este necesara conceperea uneiinterfete specifice. Întâlnim doua tipuri de comenzi catre proces:• comenzi în impuls, destinate echipamentelor de comutatie si separatie, comutatoarelor

de ploturi etc. Durata impulsului trebuie sa poata fi reglabila, functie de echipamentulcaruia îi este adresata comanda.

• comenzi permanente, care trebuie sa-si mentina starea un timp nedeterminat, destinatepunerii/scoaterii din functie a unor automatizari, protectii etc.

Echipamentele din statiile de transformare sunt gândite sa accepte comenzi de tipcontact electric (existente actualmente în panouri) deci EAC se poate interfata cu toatecomenzile procesului prin interfete care sa asigure iesiri prin contacte lipsite de potential,realizându-se astfel si separarea galvanica fata de procesul tehnologic.

Având în vedere necesitatea eliminarii comenzilor nedorite (comenzi gresite sauintempestive), este necesara implementarea unei scheme hard + soft de validare a lansarii uneicomenzi, care sa asigure:• identificarea indubitabila a comenzii ce trebuie lansata, prin verificarea codului

acesteia;• eliminarea riscului comenzilor intempestive datorate defectarii tranzistoarelor interne

de comanda, prin:• utilizarea unor scheme de comanda cu cheie de validare (Fig. 9.8) ;• supravegherea încadrarii în limite a curentului prin circuitele de comanda -

utila si pentru protectia interfetelor de iesire ale EAC;• testarea periodica a starii de functionare a circuitelor de comanda.

Page 156: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

9. ECHIPAMENTE DE ACHIZITIE SI COMANDA 149

Fig. 9.8 Schema de principiu a iesirilor de comanda

9.1.5. Consola locala

Interfatarea locala cu operatorul trebuie sa asigure urmatoarele facilitati:• afisarea starilor semnalelor numerice supravegheate de catre EAC;• afisarea valorilor marimilor analogice - eventual luând în considerare constantele

reductoarelor de curent si a transformatoarelor de tensiune;• afisarea indexului contorilor cu impulsuri;• afisarea de informatii privitoare la starea de functionalitate a EAC.

Acest lucru se poate realiza prin intermediul unui afisor local cu 10 - 30 caractere si aunei tastaturi locale pentru selectia optiunilor (5 - 10 butoane).

Functiuni de dialog cu operatorul mai complicate pot fi implementate conectând EACla un calculator portabil, prin interfete corespunzatoare (interfata de comunicatie seriala).Astfel se pot imagina functii de testare supravegheata de operator, de setare a parametrilorlocali de functionare a EAC.

Nu se considera necesar a se implementa, la nivelul consolei locale a EAC, sifunctiuni de comanda, întrucât aceste functiuni sunt de regula concentrate într-un calculatorcentral al statiei, care însumeaza mai multe sarcini la nivelul statiei, si care asigura majoritateafunctiunilor de interfata cu operatorul uman aflat în statia de transformare.

Page 157: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

150

9.1.6. Comunicatia seriala

Elementul cheie în prelucrarea distribuita a datelor il constituie conectarea nodurilorinformationale prin intermediul canalelor de comunicatie. Tipul si caracteristicile acestoradepind de locul în care acestea sunt folosite, de tipul si functiunile asigurate de noduri.

În cazul specific al conectarii EAC într-o magistrala locala la nivelul statiei detransformare, trebuie considerate urmatoarele elemente:

• debitul maxim de informatii care poate fi vehiculat între un EAC si nivelul ierarhicsuperior în conditiile functionarii normale;

• debitul maxim de informatii vehiculate în cazul unor modificari semnificative de stareale procesului tehnologic, modificari care sunt preluate si transmise de catre maimulte EAC - cazul incidentelor si avariilor importante.

• nivelul perturbatiilor electromagnetice din statiile electrice de transformare sinecesitatea imunizarii comunicatiei la aceste zgomote.

Distribuirea fizica a nodurilor (EAC, calculatoare la nivelul statiei etc.) impune de laînceput utilizarea comunicatiei seriale. Putem lua astfel în considerare standardele decomunicatie seriala:• RS232C pentru conexiuni între EAC si un calculator portabil (conexiune temporara pe

distanta mica). Acest standard ofera o imunitate scazuta la perturbatii si poate asiguranumai conexiuni punct la punct. Vitezele practice de transmisie se situeaza în gama1200 - 9600 bit/sec.

• RS485 - pentru realizarea unei conectari multipunct, cu o buna imunitate la zgomot sicu distante practice între noduri de ordinul zecilor de metri. Vitezele de transmisie potfi în gama 1200 - 14.400 bit/sec

• bucla de curent - ca si RS485 poate asigura conexiuni multipunct, cu o foarte bunaimunitate la zgomote si cu viteze de comunicatie practice situate în gama 1200 - 9600bit / sec.

• fibra optica - cu care se pot implementa conexiuni punct la punct si multipunct cu oimunitate exceptionala la zgomote si viteze de transmisie foarte ridicate ( pâna la zecide Mbit/sec). Vitezele mari de transmisie reclama însa utilizarea unor procesoare decomunicatie specializate puternice.

În concluzie, având în vedere conditiile actuale din statiile de transformare, pot filuate în considerare standardele de comunicatie RS485 si bucla de curent, a caror utilizareasigura traficul de informatii la vitezele necesare si o buna imunitate la perturbatii. Înperspectiva urmatorilor ani însa, trebuie considerate solutiile de conectare prin fibra optica, acaror capacitate de transfer a informatiei poate asigura traficul în cazul introducerii masive adispozitivelor numerice în statiile de transformare (protectii si automatizari digitale,echipamente de comutatie si transformatoare, supravegheate de module inteligente încorporate,echipamente digitale multifunctionale).

9.2. Functii de comunicatie

Într-o arhitectura distribuita de achizitie si comanda, maximum de avantaje se obtinaplicând consecvent principiile proiectarii pe obiecte întocmai ca în cazul programarii orientate

Page 158: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

9. ECHIPAMENTE DE ACHIZITIE SI COMANDA 151

pe obiecte (POO). Astfel, EAC poate fi privit ca un obiect care furnizeaza tuturor celorlalteresurse hard/soft ale retelei anumite servicii (functiuni, metode). Ca si în cazul POO, atuncicând o componenta oarecare a sistemului are nevoie de un serviciu din partea EAC, trebuie salanseze un mesaj prin care solicita serviciul respectiv. Un asemenea mesaj ar trebui sa cuprindaurmatoarele informatii:

• identificatorul EAC, prin care se precizeaza echipamentul caruia îi este destinat mesajul;• metoda, serviciul solicitat;• eventuali parametrii necesari EAC în îndeplinirea misiunii;• identificatorul componentei care a lansat cererea, pentru ca EAC sa stie cui îi este destinat

raspunsul. Aceasta din urma componenta nu este necesara într-o arhitectura cu ierarhiestrict arborescenta (fara conexiuni functionale pe orizontala).

Pentru a asigura disciplina de comunicatie în reteaua de date de tip multipuct la care estecuplat EAC (magistrala de proces a a statiei) se poate adopta principiul conform caruia fiecareEAC poate emite mesaje numai la receptionarea unui mesaj corespunzator, care îi este adresat(respectiv contine adresa de nod a EAC considerat). Altfel spus este folosita regula "raspundenumai daca esti întrebat". Acest principiu (Fig. 9.9) este adecvat utilizarii în retele de micaviteza eliminând problemele generate de eventualele conflicte la accesul simultan al EAC lamagistrala de comunicatie. Resursele hardware implicate sunt relativ modeste.

La receptia unui mesaj pe magistrala de comunicatie, toate EAC cuplate la acea magistraladecodifica adresa de nod (identificatorul) destinatarului acelui mesaj. Daca aceasta coincide cuadresa proprie (adresa unica stabilita în ROM la fabricare) EAC va decodifica semnificatiamesajului si va emite un mesaj de raspuns corespunzator.

Fig. 9.9 Principiul comunicatiei în reteaua multipunct

Page 159: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

152

Controlul erorilor de comunicatie se realizeaza cu ajutorul controlului redundant ciclic(CRC) pe 16 biti.

La emisia unui mesaj catre EAC, raspunsurile primite de la gestionarul de protocolsunt:• EAC confirma corect primirea mesajului;• EAC nu confirma (sau confirma incorect) mesajul, desi s-au facut 3 încercari de

transmisie;• linie de comunicatie ocupata;• functionare incorecta FB (defect field bus);• echipament destinatar defect;

Mesajele recunoscute de EAC pot fi grupate în patru categorii: de configurare, de comandaproces, de citire stare, de citire evenimente. În cele ce urmeaza este redat un set de asemeneamesaje.

9.1.1. Mesaje de configurare:

• Configurare_IN(nr_monopolare, nr_bipolare, nr_impulsuri) - Stabileste tipurile intrarilornumerice.

• Configurare_frecv_IN(N1,N2) - Stabileste frecventele limita de oscilatie ale contactelor lacare intrarea numerica este invalidata. Se stabilesc doua valori: numarul maxim decomutari în 60 sec si numarul maxim de comutari în 240 sec.

• Blocare_IN(nr_IN) si Deblocare_IN (Nr_IN) Un mesaj de blocare a unei intrari face caorice modificare de stare a intrarii respective sa nu mai fie luata în considerare. Reciproc,un mesaj de deblocare face ca o intrare numerica blocata anterior sa reînceapa sa transmitaorice modificare de stare.

• Verifica_fir(Nr_IN) - lanseaza procedura de verificare a continuitatii firelor de conexiunecorespunzatoare unei intrari numerice;

• Citeste_Config_IN() Citeste configurarea curenta a intrarilor numerice. În raspuns esteprecizat numarul de intrari corespunzatoare fiecarui tip - mono / bipolar / impuls ;

• Limite_alarma1_IA(Sup1,Inf1, Sup2, Inf2, … , SupN, InfN). Exista patru limite dealarmare asociate fiecarei intrari analogice, grupate câte doua - alarma 1 si alarma 2 -fiecare cu câte doua praguri - superior si inferior. Limite_alarma1_IA() stabileste setul depraguri corespunzatoare alarmei 1.

• Histereza_alarme1_IA(delta1, delta2,… , deltaN) Stabileste primul set de histereza latrecerea limitelor de alarmare a intrarilor analogice;

• Limite_alarma2_IA(Sup1,Inf1, Sup2, Inf2, … , SupN, InfN). Stabileste cel de al doilea setde limite de alarma;

• Histereza_alarme2_IA(delta1, delta2,… , deltaN) Stabileste cel de-al doilea set de histerezala trecerea limitelor de alarmare a intrarilor analogice;

• Constante_afisare(k1,k2,… ,kN) Stabileste constantele pentru afisarea locala a valorilorintrarilor analogice. Constantele se aleg fie corespunzator citirii valorilor din circuitelesecundare, fie a valorilor din primar (luând în considerare si constantele grupurilor demasura).

• Blocare_IA(nr_IA) si Deblocare_IA (Nr_IA) Semnificatii similare cu cele aratate lablocarea / deblocare intrarilor numerice.

• Sincronizare_ceas(zi,ora,minut,secunda,milisecunda) Transmite echipamentului oraexacta.

Page 160: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

9. ECHIPAMENTE DE ACHIZITIE SI COMANDA 153

9.1.2. Mesaje de comanda catre proces

• Comanda(EN_Impuls, durata, EN_permanente) Cere EAC sa emita o comanda în impulsde durata durata pe iesirea EN_impuls, si sa stabileasca iesirile permanente conformtabloului EN_permanente. Atunci când se doreste numai modificarea iesirilor permanente,EN_Impuls este 0 (zero).

• Citeste_EN_Permanente() EAC transmite starea curenta a iesirilor de comandapermanente.

9.1.3. Mesaje de preluare informatii curente despre proces

• Citeste_IN(). Echipamentul de achizitie livreaza un tablou cu starea curenta a intrarilornumerice.

• Citeste_IA(). Idem, pentru valorile analogice. Sunt transmise atât valorile citite efectivprin intrari analogice, cât si valorile calculate (puteri active, reactive, energii).

• Citeste_Impuls() Idem, pentru indexul fiecarei intrari numerice de contorizare.• Citeste_Impuls_Minut(). Idem, pentru numarul de impulsuri din ultimul minut.

9.1.4. Mesaje de eveniment

• Citeste_eveniment(). Echipamentul transmite evenimentele memorate. Preluareaevenimentelor din bufferul de evenimente al EAC se face cu un singur mesaj deinterogare, la care raspunsul EAC contine un sir de evenimente (externe EAC sau interneEAC) care au asociate fiecare timpul producerii. Principalele tipuri de evenimente sunt:

• punere sub tensiune EAC - se semnaleaza daca continutul memoriei de configurare estecoerent sau nu;

• autoreset EAC;• eveniment numeric (comutare corecta intrare mono sau bipolara, ambiguitate intrare

bipolara);• blocare intrare numerica la depasirea numarului de comutari permise în unitatea de timp;• fir intrare numerica întrerupt / întreg;• lansare corecta comanda;• functionare incorecta circuite de comanda, cu detalierea a 6 tipuri de erori;• depasire / revenire în limite de alarmare a intrarilor analogice;• suplimentar de cele de mai sus, EAC memoreaza si transmite ca evenimente modificarile

de configurare comandate prin mesajele amintite deja.

9.3. Compatibilitate electromagnetica

Echipamentele de protectie, automatizare si control dintr-o statie de transformare opereaza pebaza presupunerii ca interactiunea între diferitele componente nu produce disfunctionalitati. Pemasura ce integram mai mult echipamentele electrice, instalatiile devin din ce în ce maicomplexe iar problemele provocate de interferentele electromagnetice (EMI) cresc.

Page 161: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

154

9.3.1. Surse de interfererenta electromagnetica

Principalele surse de interferente electromagnetice sunt:• Surse naturale. Fenomenele atmosferice cum sunt trasnetele si descarcarile electrostatice

sunt exemple de surse de pertubatii electromagnetice naturale. Supratensiunile provocatede o descarcare atmosferica directa se propaga prin structurile conductoare si se fac simtitesub forma impulsurilor trecatoare de curent în interfetele echipamentelor. Impulsurile decurent sunt atenuate pe masura ce se îndeparteaza de punctul în care s-a produsdescarcarea.

• Surse artificiale de perturbatii electromagnetice. Sunt evenimente si fenomene nedoritecare apar în functionarea normala a echipamentelor dintr-o statie de transformare. Acesteainclud:

• operatii de comutare ale întreruptoarelor si separatoarelor.• radiatia electromagnetica a circuitelor si liniilor electrice.• armonici joase ale tensiunii si curentului, datorate consumatorilor deformanti.

Operatiile de comutare ale întreruptoarelor si separatoarelor - conectarea unor sarciniinductive respectiv deconectarea unor sarcini capacitive - pot provoca supratensiuni trecatoareîn circuitele de joasa tensiune de 1 pâna la 4kV. Uzual, acestea sunt unde oscilatorii puternicamortizate. Interferentele electromagnetice pot aparea ca evenimente singulare într-o statieelectrica, dar este posibil ca mai multe interferente sa actioneze simultan într-un punct alinstalatiei (Fig. 9.10). Asemenea interferente pot fi propagate prin:• linii si cabluri de energie sau telefonice;• conductoare pasive, cum sunt infrastructurile cladirilor, prizele de pamânt, conducte

metalice de gaz si apa etc.

Page 162: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

9. ECHIPAMENTE DE ACHIZITIE SI COMANDA 155

Fig. 9.10 Zonele de compatibilitate electromagnetica si posibilele interferente

Principalele echipamente care au de suferit din cauza perturbatiilor electromagnetice sunt:• echipamentele de calcul si perifericele acestora;• echipamentele electronice de protectie, automatizare, masura si control.

Functionarea echipamentelor electrice sau electronice au întotdeauna efecte detectabile înimediata lor apropiere. Compatibilitatea electromagnetica înseamna pe de-o parte caechipamentul electric este capabil sa functioneze corect în mediul electromagnetic considerat,iar pe de alta parte echipamentele si instalatiile din apropiere nu sunt afectate de functionareaacestuia. Remarcam cu aceasta ocazie doua aspecte:• Sistemele electrice si electronice pot produce câmpuri electromagnetice si interferente care

pot influenta functionarea altor sisteme;• Echipamentele electronice în special, pot fi influentate, iar functionarea lor poate fi

afectata de catre câmpuri electromagnetice nedorite.

Sursele de interferenta pot fi grupate în patru mari categorii:1. Descarcari electrostatice, care provoaca interferente de înalta frecventa;

Page 163: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

156

2. Interferenta radio, care apare în gama 25 .. 1000 MHz;3. Câmpuri electromagnetice de joasa frecventa, generate spre exemplu de transformatoare,

masini electrice, cabluri de energie;4. Interferenta de conductie ce acopera o gama larga de frecvente:

a) interferenta de joasa frecventa (f < 10kHz) provocata spre exemplu de puneri lapamânt, care au drept consecinta ca portiuni din instalatie au alt potential.

b) interferenta de medie frecventa (f < 3MHz) ce poate fi provocata de circuite de puterecu tiristoare, comutatii, sau conditii atmosferice deosebite.

c) Interferenta de înalta frecventa. Este cazul cel mai critic, întrucât este provocata decomutatiile echipamentelor electromecanice - relee sau contactoare - care nu suntprevazute cu modalitati de supresie a emisiei parazite.

9.1.2. Masuri de protectie împotriva interferentelorelectromagnetice

Din punct de vedere al imunitatii la interferente, echipamentul de achizitie si control poatefi împartit în patru zone:• sursa de alimentare;• interfetele de intrare / iesire;• electronica interna;• comunicatia.

Sursa de alimentare este supusa celor mai multe interferente, indiferent daca alimentarease în face în curent alternativ sau curent continuu. Cea mai buna protectie se obtine utilizând osursa cu izolare galvanica între intrare si iesire, cu carcasa metalica conectata corect la pamânt.

Pentru a asigura o buna siguranta fata de interferente, masa circuitelor electronice internetrebuie conectata în cât mai multe puncte la carcasa, creând astfel un plan de potential nul cefunctioneaza ca si o protectie împotriva interferentelor.

Proiectarea si realizarea interfetelor de intrare / iesire joaca un rol cheie în compatibilitateaelectromagnetica. Protejarea completa si efectiva a cablurilor care culeg semnalele din procesîmpotriva interferentelor de joasa si înalta frecventa este extrem de costisitoare. Solutiaadoptata trebuie sa decupleze interferentele la carcasa aparatului.

Comunicatiile de date pot fi o problema în mediul puternic perturbat electromagnetic alstatiei de transformare, întrucât vitezele mari de transmisie fac ca semnalul util sa fie transmisla frecvente apropiate de frecventele de interferenta. Comunicatia fara izolare electrica - spreexemplu în standardul V24 (respectiv RS232C) - poate fi efectuata numai pe distante mici, deordinul a câtiva m. Atunci când este nevoie de distante mai mari, este necesar a se adopta unmod de comunicatie cu izolare electrica - cum este FieldBus, fibra optica.

Page 164: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

10. INTEGRAREA FUNCTIILOR DEPROTECTIE, AUTOMATIZARE,

MASURA, CONTROL

10.1. Sisteme integrate de protectie, automatizare,masura si control, a statiilor electrice

Dezvoltarea sistemelor de protectie si automatizare ale instalatiilor electroenergeticesi în mod special aparitia echipamentelor digitale de automatizare si protectie este un fenomende actualitate.

Unele protectii au nevoie nu numai de informatii locale, din zona de proces cu care seinterfateaza în mod direct, dar si de informatii globale, care pot fi cunoscute numai prinprelungiri ale interfatarii în alte zone ale procesului tehnologic. Astfel echipamentul deprotectie devine foarte complicat, odata cu luarea în considerare a unei mai mari cantitati deinformatii globale, pierzându-si din flexibilitate si disponibilitate. Multiplicarea interfetelor deachizitie precum si raspândirea lor în spatiu este un fenomen nedorit, cu atât mai mult cu câtdiferitele sisteme de protectie folosesc adesea aceleasi marimi de intrare dinspre proces.

În mod normal releele numerice au o interfata seriala. Sistemele de control al statieibazate pe microprocesor prevad deopotriva informatii globale despre proces cât si legaturi decomunicatie. Apare astfel naturala preocuparea pentru conlucrarea între sistemele de protectiesi cele de control.

Preocuparile actuale privind tratarea unitara a protectiei si controlului, se pot împartiiîn doua categorii majore, si anume:

a) Sisteme coordonate de protectie si de control. Sistemele de control si de protectieîsi pastreaza autonomia unele fata de celelalte, însa prevad functiuni de"colaborare" reciproca. Într-un asemenea concept, functia de protectie estelocalizata în general în echipamente distincte de cele de comanda / control. Celedoua subsisteme sisteme comunica însa, transmitându-si reciproc informatiiglobale, în general rezultate în urma prelucrarii marimilor din proces.

b) Sisteme integrate de protectie si control. Subsistemele de control si de protectiesunt concepute ca un tot unitar, utilizând în comun anumite resurse hardware sisoftware. În acest caz asistam la o descentralizare foarte puternica a functiunilorde comanda, control si protectie, elementul cheie în acest concept fiindcomunicatia de mare viteza între modulele componente.

Page 165: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

158

10.1.1. Sisteme coordonate de protectie si comanda.

Coordonarea sistemelor de protectie si comanda este realizata cu ajutorul sistemuluide comunicatie, folosind informatia suplimentara din sistemul complet (întreg). Motivulprincipal pentru un asemenea concept coordonat nu este doar de a înlocui protectiaconventionala cu dispozitivele de control bazate pe microprocesoare ci de a exploata toatefacilitatile acestei noi tehnologii pentru o mai buna performanta a protectiei si controlului înstatie si pentru un control îmbunatatit al retelei. Este prevazut un sistem unificat carecoordoneaza controlul statiei si protectia statiei, bazate pe microprocesoare, într-o arhitecturadescentralizata. Coordonarea consta în combinarea controlului si a protectiei fara a se pierdeautonomia protectiei. Unificarea înseamna , ca toate datele si informatiile în sistem suntaccesibile în acelasi mod prin sistemul comun de comunicatie. Descentralizarea înseamna caatât informatiile (datele achizitionate sau calculate) cât si functiile sunt distribuite si suntfolosite, procesate, în cel mai apropiat loc de procesul tehnologic la care se refera. Structura functiunilor unui sistem de control si protectie coordonat la nivelul unei statiide transformare este reprezentata în Fig. 10.1

Fig. 10.1 Structura unui sistem coordonat de control si protectie

O statie de transformare este întotdeauna constituita din celule, continând conexiunilede intrare-iesire la una sau mai multe bare, care functioneaza ca si noduri electrice si definescîntreaga statie. Exista diferite sarcini de control si de protectie realizate la nivelul celulei.Astfel, structura de baza este ierarhica si consta în doua nivele: nivelul celulei si nivelul statiei.

La nivelul celulei sunt realizate acele sarcini care reclama informatii (date) numai dela nivelul celulei, si emit comenzi catre dispozitivele si echipamentele din aceasta celula.Aceste sarcini sunt: controlul celulei (comenzi, blocaje la nivelul celulei); interfata om -masina, daca este necesar; masuratori si monitorizare la nivelul celulei (I, U, P, Q, evenimente,defecte); protectia celulei (eliminarea defectelor si masuri preventive). Aceste sarcini se referanu numai la întreruptoare si separatoare dar si la schimbatorul de ploturi al transformatorului de

Page 166: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

10. INTEGRAREA FUNCTIILOR DE PROTECTIE, AUTOMATIZARE, MASURA, CONTROL 159

putere, controlul bateriilor de condensatori, proceduri automate de comutatie cu/faraconditionare din partea protectiei, semnalizari si altele.

La nivelul statiei se executa acele sarcini care au nevoie de informatii de la mai multde o celula, si emit comenzi catre dispozitivele situate în mai multe celule. Aceste sarcini sunt:controlul statiei (baza de date centrala, supervizoare, coordonare comunicatie, interblocaje lanivelul statiei, procesare centrala a datelor culese din celule); protectii la nivel de statie(exemplu protectia diferentiala de bare); interfata om-masina pentru operatorul statiei;comunicatia dintre statie si nivelul superior de comanda si control. În conformitate cu definitiacelulei de mai sus, nivelul statiei nu presupune acces direct la proces. În acest context, protectiade bare, de exemplu, este o functie la nivelul statiei cu interfete de intrare/iesire situate ladistanta, în celule.

Cel mai important, si nou totodata, aspect într-un sistem coordonat este comunicatia însistem. Aceasta comunicatie sustine performantele ambelor grupuri de functii (control,protectie). Accesul facil la toate informatiile sistemului asigura calitatea functiilor atât însituatii normale de functionare a instalatiilor, cât si în caz de avarie. Comunicatia "leaga " bazade date, care este descentralizata. Toti parametrii modulelor celulei sunt memorati la nivelulcelulei în aceste module si sunt cititi la cerere. Astfel, la nivelul statiei sunt disponibile numaidatele actuale în forma preprocesata (nu se transmit valori instantanee ale marimilorsupravegheate ci stari care reflecta încadrarea sau depasirea anumitor limite, îndeplinireaanumitor conditii). Comunicatia este elementul de baza al coordonarii diferitelor scheme deprotectie.

O facilitate a schemelor de control al statiei coordonate cu protectia esteautosupravegherea continua. Se obtine o disponibilitate ridicata a protectiilor, disponibilitatecare se bazeaza pe mai mult decât simpla supraveghere a curentilor, tensiunilor, tensiunilorauxiliare si logica de comanda prevazute de releele conventionale. Supravegherea continua esterealizata pentru toate elementele componente, la toate nivelele. Având în vedere aceastaposibilitate si cu o proiectare corespunzatoare, avem sansa de a obtine un compromis mult maibun între probabilitatea de nefunctionare si probabilitatea de functionare gresita (Fig. 10.2) aechipamentelor si dispozitivelor de protectie.

FUNCT. NECORESP.

NEFUNCTIONARE

2 DIN 2

1

1 DIN 2AUTOTEST

Fig. 10.2 Fiabilitatea protectiilor

Verificarile complicate, necesare în sistemele clasice pentru a avea siguranta uneifunctionari corespunzatoare a sistemului de protectie si control, sunt acum înlocuite deconceptele de autosupraveghere si autotestare a sistemului numeric. Acest concept diferafundamental de cel traditional. Datorita autosupravegherii functiunilor si posibilitatilor de

Page 167: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

160

afisare a valorilor actuale (masurate si calculate) corespunzatoare functiunilor implementate,sistemul de protectie si control nu mai are nevoie de a fi testat periodic ca si dispozitiveletraditionale ci depind numai de rezultatele autotestului continuu si de supraveghereaconditiilor.

Reglajul releelor numerice dotate cu interfata seriala se efectueaza dupa o nouaprocedura: reglajele pot fi calculate si testate în laborator, iar apoi pot fi transmise direct sprereleul de protectie folosind comunicatia sistemului de comanda si control. Acest mod de lucruprevine în buna masura reglajele incorecte datorate erorilor umane si prevede o documentarecompleta a starii fiecarui releu.

Parametrizarea (schimbarea reglajelor, în functie de diferitele conditii de lucru aleretelei) poate fi de mare interes pentru performanta globala a retelei electrice. Daca se iaumasuri de siguranta ca parametrizarea (schimbarea propriu-zisa) sa aiba loc în afara conditiilorde defect atunci se poate considera ca aceasta functiune îmbunatateste semnificativfunctionarea retelei prin performanta mai buna a elementelor care depind de încarcarea liniilorsi transformatoarelor sau de topologii particulare ale retelei.

Putem imagina totodata si îmbunatatiri ale centrului de control (dispecer).Modificarea schemei de functionare a retelei, restaurarea automata a retelei dupa defect siprotectia de rezerva centralizata sunt functiuni la nivelul centrului de control al retelei. Nivelulstatiei efectueaza toate functiunile posibile cu datele de la nivelul statiei. Atunci când acestlucru nu este suficient, nivelul statiei efectueaza o preprocesare în folosul nivelului de control.

10.1.2. Sisteme integrate de control si protectie.

Privite ca un întreg, sistemele de control, protectie, automatizare si masura, constau înunitati de achizitie date (UAD) relee digitale de protectie, unitati de procesare la nivelul celuleisi statiei si canale de comunicatie prin care aceste echipamente sunt interconectate.Daca în sistemele clasice remarcam existenta unor echipamente distincte de control si respectivde protectie, sistemele integrate îsi propun sa distribuie si mai puternic functiunile de achizitiesi prelucrare, evitând suprapunerile de module similare (de exemplu functia de achizitie a unuianumit semnal analogic poate apare în mai multe echipamente).

Subsistemul secundar din statiile moderne se bazeaza din ce în ce mai mult pe unnumar de echipamente digitale multifunctionale. Tendinta este de a integra functiuni careistoric sunt separate - protectia, controlul, comunicatia si masura.

Pentru a raspunde necesitatilor tehnice, cele mai multe functiuni trebuie sa opereze întimp real, fapt de care trebuie sa se tina seama în proiectare. Pentru utilizarea la maximum aacestor resurse de calcul, functiunile software se împart în diferite categorii dupa timpul deraspuns, astfel încât o platforma hardware sa poata efectua atât functiuni cu timpi critici foartemici, cât si functiuni la care timpul de îndeplinire nu este esential. Se poate face o clasificare aprioritatilor de executie a functiunilor dupa cum urmeaza:• P1 corespunzatoare sarcinilor cu timpi de raspuns de maximum 250 ms.• P2 corespunzatoare gamei de timp de pâna la câteva secunde.• P2 pentru celelalte functiuni mai lente.

10.1.3. Principalele cerinte ale subsistemelor secundare moderne.

Tendintele actuale în domeniul protectiei si controlului în statiile de transformareelimina din ce în ce mai mult granitele traditionale dintre subsistemele de protectie, control,comunicatie si masura care exista actualmente. Gradul de integrare a diverselor functiuni ale

Page 168: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

10. INTEGRAREA FUNCTIILOR DE PROTECTIE, AUTOMATIZARE, MASURA, CONTROL 161

subsistemului secundar, pe de o parte si a echipamentelor primare si celor secundare pe de altaparte, devine o preocupare importanta a companiilor de electricitate, nivelul de acceptare fiinddeterminat de consideratiile privind costul, fiabilitatea, mentenanta si functionalitatea.

Subsistemul secundar dintr-o statie de transformare trebuie sa asigure:• Deconectarea portiunilor defecte din retea la aparitia unui defect - izolarea defectului.

Astfel, sistemul de protectie trebuie sa determine portiunea defecta si sa comandecorespunzator întreruptoarele pentru a izola defectul cât mai repede posibil.

• Echipamentul primar trebuie corect întretinut pentru a ramâne operational. Subsistemulsecundar trebuie sa colecteze informatii despre starea echipamentelor primare si sa oferesuport pentru mentenanta acestora.

• Dispeceratele energetice de la diferite nivele (local, teritorial, national) trebuie saprimeasca informatiile de stare din statie. Subsistemul secundar al statiei are datoria de aface posibil transferul datelor spre centrele de control si respectiv de a transmite comenzilecatre procesul tehnologic controlat.

• Controlul local. Subsistemul secundar trebuie sa asigure functiunile de control local alestatiei fie ca o rezerva la caderea sistemului de teleconducere fie ca o functiune de sinestatatoare în cazul statiilor necuprinse în sistemul de teleconducere.

Pornind de la cerintele enumerate mai sus, principalele functiuni ale subsistemuluisecundar al statiei sunt:• Protectia împotriva defectelor în sistemul primar;• Stapânirea starilor anormale ale echipamentelor primare;• Automatizari;• Suport pentru conducere locala;• Teleconducere;• Masura locala si telemasura;• Monitorizarea retelei si a echipamentelor primare;• Analiza automata a datelor.

În Fig. 10.3 sunt prezentate functiunile si interdependentele acestora într-un sistem detransport si distributie a energiei electrice. În aceasta abordare, toate functiunile care concura labuna functionare a sistemului energetic au la baza interfatarea între subsistemul secundar alstatiilor si echipamentele primare. De asemenea, exista o strânsa legatura între diverseleobiective ale subsistemului secundar asa cum s-a aratat mai sus.

Page 169: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

162

Fig. 10.3 Functiunile si relatiile acestora într-un sistem de transport si distributie

Timpii de eliminare a defectelor în sistemul de transport si distributie sunt determinatide câtiva factori care includ: stabilitatea sistemului, stabilitatea termica a componentelor înconditii de scurtcircuit. Se estimeaza ca în viitorul apropiat acesti factori nu se vor schimbasemnificativ astfel ca timpii de eliminare a defectelor cuprinsi în gama 60… 100 milisecundevor fi în continuare satisfacatori.

Progresul electronicii de putere si extinderea aplicatiilor bazate pe componenteneliniare la consumatori vor agrava probabil distorsiunile în sistemul de transport si distributiesi sunt potentiale surse de functionare necorespunzatoare a instalatiilor de protectie. Astfel, pelânga viteza, disponibilitate si selectivitate, este de asteptat ca subsistemul de protectie satrebuiasca sa acopere o gama mai larga de defecte si sa aiba capabilitati de adaptare.

Nevoia de protectii noi, tendintele de extindere ale controlului de la distanta reclamafacilitati de telecomunicatii sporite cu fiabilitate marita a transmisiei datelor.

În statiile de transport viitoare, tendinta este de a coordona si adapta protectia si chiarprotectia de rezerva la nivelul sistemului în centrele de control. Astfel arhitectura sistemului decontrol si protectie va trebui sa fie bazata pe o abordare descentralizata si deschisa, în carestandardizarea protocoalelor de comunicatie este un element cheie.

Releele de protectie electromecanice au demonstrat de-a lungul anilor o fiabilitatefoarte buna, însa necesita verificarea periodica pentru identificarea posibilelor defectiuni.Dincolo de diferenta tehnologica, releele digitale aduc o noutate importanta prin capabilitateade autotestare. Comparându-le cu releele electromecanice, la releele digitale probabilitatea defunctionare incorecta este de asteptat sa fie mult mai mica datorita posibilitatii deautoverificare si diagnostic automat a principalelor componente.

Page 170: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

10. INTEGRAREA FUNCTIILOR DE PROTECTIE, AUTOMATIZARE, MASURA, CONTROL 163

10.1.4. Optiuni si implicatii ale sistemelor moderne de protectie,control si monitorizare.

Într-un sistem inteligent de protectie, control si monitorizare echipamentele primare sicele secundare devin din ce în ce mai strâns legate. La aceasta data exista senzori pentrusupravegherea tuturor functiunilor importante ale echipamentelor primare si acestia devin parteintegranta din echipament. Datorita acestui fapt, cele mai probabile schimbari pe care le vaaduce viitorul apropiat pentru echipamentul primar sunt:

Includerea senzorilor de masura de curent si tensiune. Noile tehnologii de realizare asenzorilor de curent si tensiune reduc foarte mult dimensiunile acestora si fac posibilaintegrarea lor în echipamentul primar. Transmiterea valorilor masurate se face prin intermediulunor canale de comunicatie numerice catre subsistemele externe.

Aparitia echipamentelor primare inteligente. Includerea senzorilor de masura si acapabilitatilor de prelucrare a datelor în echipamentele primare va provoca transformareaacestora în subsisteme inteligente, capabile sa duca la îndeplinire toate sarcinile de control sisupraveghere. Acest subsistem inteligent este platforma ideala pentru implementareafunctiunilor de monitorizare si diagnostic, inclusiv autotestarea echipamentului. Totodata devinposibile noi facilitati cum ar fi conectarea / deconectarea sincronizata a întreruptorului latrecerea prin zero a curentului cu profunde implicatii asupra duratei de viata a întreruptorului sichiar a retelei prin reducerea nivelului supratensiunilor.

Integrarea. Echipamentele primare si cele secundare vor deveni mult mai compactedatorita noilor tehnologii de realizare. În cele mai multe cazuri fabricantii de echipamente vorputea ansambla si testa celule complete - inclusiv subsistemul secundar - înainte de expedierealor la locul de montaj.

Descentralizarea functiunilor subsistemului secundar. Ideea principala a sistemelorintegrate este de de a descentraliza componentele subsistemului secundar ca efect al dezvoltariiechipamentelor primare inteligente. Acestea din urma vor asigura functiunile care reclamainformatii locale, provenite de la senzorii proprii si vor colabora prin intermediul legaturilor decomunicatie de mare viteza pentru realizarea functiunilor care necesita informatii externeechipamentului.

Reducerea costurilor globale de instalare si exploatare. Efortul tehnologic derealizare a echipamentelor primare inteligente si de integrare a functiunilor subsistemuluisecundar este pe deplin rasplatit de reducerea costurilor globale. În Tab. 10.1 sunt prezentateimplicatiile sistemelor integrate de protectie, control si monitorizare asupra costurilor globale,considerate pe întreaga durata de viata a sistemelor.

Tab. 10.1 Implicatiile sistemelor integrate asupra costului global

Componenta evaluata Efectul asupra costului globalControl si protectie Reducere cu 5÷10%Mentenanta preventiva Reducere cu 5÷10%Reparatie Reducere cu 5÷10%Exploatare Reducere cu 5÷10%Retrageri din exploatare Reducere semnificativa > 10%

Page 171: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

164

10.2. Echipamente multifunctionale de protectie sicontrol

Utilizând cele mai noi realizari în domeniul tehnicii de prelucrare digitala si mai alescele în domeniul comunicatiilor de mare viteza, putem imagina un echipament complex decontrol si protectie la nivelul celulei (Fig. 10.4), care se interconecteaza în acceasi retea de datecu echipamentele de prelucrare de la nivelul statiei ca în Fig. 10.5

Fig. 10.4 Structura hardware a unui echipament integrat de control si protectie

Fig. 10.5 Configuratia unui sistem integrat de protectie si control

Page 172: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

10. INTEGRAREA FUNCTIILOR DE PROTECTIE, AUTOMATIZARE, MASURA, CONTROL 165

Echipamentele de la nivelul celulei, îndeplinesc functii de protectie si comanda aletransformatoarelor si liniilor electrice si receptioneaza cererile de comanda de la nivelul statiei.

La nivelul statiei sunt implementate functii de protectie (ex. protectia diferentiala debare) în care informatiile de curent sunt prelevate la nivelul celulelor si transmise prin reteauade date a statiei.

Functionarea protectiei de linie si trafo se bazeaza pe informatii locale, astfel încâtacestea sunt independente de caderile retelei de comunicatie. În acelasi timp este recomandabilsa fie implementata o magistrala duala de comunicatie, pentru a îmbunatatii fiabilitateaprotectiei de bare.

Informatia curenta culeasa (esantionata) de echipamentele de la nivelul celulelortrebuie transmisa în câteva milisecunde în retea, pentru o functionare corecta a protectiei debare. Acest lucru reclama legaturi de comunicatie de mare viteza, de timp real, întreechipamentele celulei si echipamentul de la nivelul statiei.

În cazul echipamentelor de protectie si control digitale, toate functiunile suntimplementate software, adesea pe platforme hardware asemanatoare. Devine justificata astfelpreocuparea de a configura aceeasi platforma hardware astfel încât sa poata duce la îndeplinirediferite sarcini, fie ele de protectie, control sau monitorizare. Într-o oarecare masura,echipamentele digitale multifunctionale pot fi privite ele însele ca sisteme deschise.

O atentie speciala trebuie acordata independentei diverselor functiuni de protectie sicontrol, atâta timp cât ele sunt procesate în acelasi dispozitiv. Astfel, ca si în cazulechipamentelor clasice de protectie, trebuie asigurata redundanta în cazul functiunilorimportante de protectie.

10.1.1. Structura unui echipament digital multifunctionalconfigurabil

Un echipament digital tipic reclama de fapt o combinatie de functiuni, precum si unnumar de interfete de intrari (numerice si analogice) si iesiri (în general numerice). Structura debaza este aratata în Fig. 10.6.

Numarul si felul intrarilor si iesirilor sunt determinate fizic de partea hardware, pecând functionalitatea echipamentului este determinata în special de partea software. Unitatea(unitatile) de prelucrare determina în mod decisiv puterea de calcul.

Structura hardware este întotdeauna stabilita de catre producatorul echipamentului, înconcordanta cu specificatiile utilizatorului. Tot producatorul instaleaza componentele softwarede baza cum sunt sistemul de operare si biblioteca de functiuni. Configuratia si functionalitateafinala este însa stabilita de catre utilizator în concordanta cu specificul aplicatiei.

Page 173: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

166

Fig. 10.6 Structura unui echipament digital multifunctional

Cerintele hardware difera în functie de sarcinile de protectie si control care urmeazasa le îndeplineascsa echipamentul:• Intrari analogice. Configuratiile tipice pornesc de la 6 intrari (3 U, 3 I) pâna la 32 intrari,

foarte rar mai mult.• Intrari si iesiri numerice. Pot varia foarte mult de la doar câteva interfete la câteva zeci sau

chiar sute. Modularizarea echipamentului precum si simplitatea constructiva a interfetelorde intrare / iesire numerice lasa însa sufiecienta libertate pentru acoperirea unei game largide aplicatii.

• Capacitatea de prelucrare. Este determinata decisiv de tipul si numarul unitatilor deprocesare (microprocesoare, microcontrolere, procesoare de semnal). La un moment dat,puterea de calcul necesara reprezinta în fapt suma timpilor de prelucrare ai diferitelorfunctiuni din biblioteca si nu trebuie sa depaseasca limita teoretica, specifica unitatii(unitatilor) de prelucrare. Numarul intrarilor / iesirilor precum si comunicatia influenteazade asemenea timpul de prelucrare necesar.

Functiile interfetei om-masina respectiv ale comunicatiei trebuie sa permitautilizatorului sa defineasca functionalitatea echipamentului. Operatiile principale în acest senssunt:• activarea si configurarea functiunilor de control, protectie, automatizare, monitorizare;• atasarea intrarilor si iesirilor echipamentului la functiile activate;• specificarea tipului si caracteristicilor intrarilor si iesirilor, respectiv stabilirea

corespondentei acestora cu marimile corespondente din procesul tehnologic;• functiuni de test si informare.

Teoretic, orice combinatie de functiuni de biblioteca sunt posibile, la o anumitacapacitate a intrarilor si iesirilor. În mod practic însa, exista câteva limitari de care trebuie tinutcont:• gama configuratiei platformelor hardware (si deci a costului acestora) trebuie sa acopere

de la aplicatiile care reclama cerinte reduse la aplicatiile complexe. Apar astfel limitari ale

Page 174: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

10. INTEGRAREA FUNCTIILOR DE PROTECTIE, AUTOMATIZARE, MASURA, CONTROL 167

numarului de intrari / iesiri si ale puterii de calcul corespunzatoare fiecarui sortiment dinaceasta gama.

• functiunile din biblioteca de functiunii nu sunt testate în orice combinatie posibila. Testeleefectuate de fabricantul echipamentului (si deci garantia bunei functionari) se refera la ogama de aplicatii stabilita la un moment dat ca fiind cuprinzatoare. Biblioteca de functiunieste ea însasi limitata.

10.1.2. Analiza interdependentelor

Complexitatea si numarul procedurilor de testare cresc proportional cu complexitateaechipamentului. Complexitatea este data printre altele de numarul si felul interconectarilor siinterdependentelor între partile componente. Metodologia testarii întregului sistem porneste dela premisa ca fiecare componenta a fost verificata în particular.

Distingem doua mari categorii de dependente: functionale, cum ar fi circulatia datelorîntre partile componente si neintentionate, cum este accesul concurent la resursele de memorieale echipamentului. În general, cele neintentionate pot fi reduse semnificativ daca suntrespectate anumite precautii:• utilizarea de limbaje de programare si compilatoare cu un control corespunzator al

tipurilor de date (Ada, Modula 2, Pascal);• utilizarea limitata a lucrului cu pointeri de memorie în programe;• evitarea tehnicilor de programare recursiva, care pot duce la probleme cu stiva de

memorie;• utilizarea unui management de memorie corespunzator lucrului în mod protejat;• evitarea buclelor de program cu repetare nelimitata.

Respectarea urmatoarelor principii generale poate conduce la reducereainterdependentelor:• Simplitate - pastrarea numarului de module si functiuni la minimul necesar, pentru un

control strict al acestora. Albert Einstein spunea: “Cât mai simplu posibil, dar nusimplificat!”.

• Resurse suficiente pentru cazul cel mai defavorabil - chiar daca nu reprezinta un panaceu,aceasta prevedere este elementara.

• Stabilirea unor limite de asteptare - atunci când diferitele componente hard / softcolaboreaza în realizarea unui functiuni, pentru a evita blocarea prin întârzierea / cadereaunei componente, trebuie limitat timpul de asteptare la comunicarea între module.

• Sistem de operare de timp real, matur si bine testat. Toate functiunile si resurseleechipamentului sunt în cele din urma lansate în executie si controlate de catre sistemul deoperare - indiferent ca este vorba de un sistem de operare complex sau un simplu nucleude timp real. De stabilitatea si robustetea acestuia depinde esential performantaansamblului.

Functiunile de protectie ale echipementului necesita o consideratie speciala, eletrebuie sa fie sigure, rapide si sa nu fie blocate niciodata de alte functii. Altfel spus, ele nutrebuie sa depinda de alte functiuni care nu au legatura cu protectia propriuzisa - spre exemplufunctiile de control nu au voie sa întrerupa sau sa întârzie functiile de protectie.

Functiunile cu rol de evaluare (masura, perturbografie, jurnal de evenimente) nefiindesentiale pentru realizarea functiilor de protectie, trebuie sa fie puse pe un nivel de prioritateinferior în mecanismul concurentei la resursele echipamentului (procesor, memorie, interfete

Page 175: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

168

etc.). În principiu se admite ca ele sa fie întârziate sau chiar blocate de functiunile de protectie,dar niciodata invers.

Functiuni de comunicatie trebuie sa respecte în general aceleasi prevederi ca cele demai sus. Atunci când realizarea functiilor de protectie depinde esential tocmai de comunicatie,aceasta devine ea însasi o categorie prioritara alaturi de protectie. Situatia poate fi întâlnita înspecial în cazul distribuirii senzorilor de masura în procesul tehnologic, când transmisiavalorilor semnificative se face prin comunicatia de date.

Functiunile de autotestare si autodiagnostic au rolul de a valida integritateafunctionala a echipamentului. Întrucât componentele supuse testului sunt cuprinse ele însele înfunctiunile de protectie, autotestul si autodiagnosticul nu trebuie sa depinda, sau sa fieîntrerupte / blocate, de alte functiuni. Exceptia o constituie tot categoria functiunilor deprotectie care trebuie sa aiba prioritate absoluta.

10.1.3. Avantaje si riscuri ale echipamentelor digitalemultifunctionale

Combinarea unui numar de functiuni pe o aceeasi platforma hardware aduce dupa sineconstructii compacte, tipizate si deci reduceri ale costurilor initiale. Influentele se extind siasupra costurilor de instalare si exploatare datorita numarului redus de echipamente de rezervade care are nevoie un utilizator.

Posibilitatea configurarii de catre utilizator a echipamentului permite ca oricând estenevoie (de la proiectarea unei instalatii, punerea în functiune sau în exploatare) functiunileacestuia sa poata fi adaptate diferitelor cerinte care apar pe parcurs. Nu numai posibilitateaadaugarii sau eliminarii unor functiuni este importanta: chiar si simpla redefinire a intrarilor siiesirilor reduce substantial manopera pe care o reclama diferitele modificari în schemele deprotectie.

Operatiunile de mentenanta sunt simplificate de faptul ca trebuiesc efectuate asupraunui numar redus de tipuri - dictate în general de platformele hardware utilizate.

Fiind data o anumita platforma hardware, implementarea conceptului de sistemdeschis poate fi realizata în trei moduri:• Utilizând functii dintr-o biblioteca de functiuni. Reprezinta procedura standard oferita de

interfata om-masina a echipamentului, care permite implementarea tutuor functiunilorimportante, fara sa fie nevoie ca utilizatorul sa aiba cunostinte speciale în domeniultehnicii de calcul.

• Programare prin diagrame functionale. Pentru completarea capabilitatilor functiilor dinbiblioteca, poate fi utilizat un mediu grafic care sa permita implementarea de functiunisuplimentare. Un exemplu poate fi urmarit în Fig. 10.7. Acest mediu este probabilarareori folosit pentru protectii, dar cu siguranta îsi gaseste utilitatea în domeniulcontrolului.

• Utilizând limbaje de programare dedicate, de nivel înalt. Echipamentul poate permite -prin intermediul unui mediu software adecvat - accesul la modificare / extindereafunctiunilor sale. Fara îndoiala ca aceasta facilitate implica riscuri, întrucât permiteutilizatorului sa creeze functiuni a caror performante nu mai sunt testate apriori de catrefabricant. Pe de alta parte, reclama cunostinte aprofundate în domeniul tehnicii de calcul,precum si o cunoastere amanuntita a echipamentului.

Page 176: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

10. INTEGRAREA FUNCTIILOR DE PROTECTIE, AUTOMATIZARE, MASURA, CONTROL 169

Fig. 10.7 Exemplu de programare prin diagrame functionale

Cântarirea avantajelor si riscurilor unei arhitecturi deschise la nivelul echipamentelormultifunctionale de protectie, monitorizare si control trebuie facuta cu luarea în considerare afactorilor de cost. Un sumar al acestora poate fi urmarit în Tab. 10.2.

Tab. 10. 2 Comparatie între diferite tehnici aplicate echipamentelor mutifunctionale

Biblioteca de functiuni Programare graficafunctionala

Limbaj de programare

Categoriade aplicatii

Aplicatii de protectiecu logica simpla

Control, automatizari,monitorizare,protectii cu logicacomplexa

Algoritmi noi saumodificati, protocoale decomunicatie etc.

Cine ? Utilizatorul Inginerul de sistem(fabricant)

Inginerul responsabil cudezvoltareaechipamentului(fabricant)

Testenecesare

Asupra schemei deprotectie (functiunile sicombinatiile sun dejatestate de fabricant)

Asupra schemei deprotectie (functiunile sicombinatiile sun dejatestate de fabricant)

Asupra:• functiunilor noi/

modificate;• combinatiilor de

functiuniInstrumente necesare

Interfata om-masinaspecifica utilizatorului(locala sau prinintermediul unuicalculator personal)

Aplicatie grafica deprogramare functionala(editor grafic, translatorde cod etc.)

Facilitati de dezvoltarehardware si software(editor compilator, etc.)

Cost scazut mediu ridicatLimitari Numarul si tipul

functiunilor disponibileîn biblioteca

Numarul si tipulfunctiunilor disponibileîn biblioteca;

Dimensiunea memoriei,puterea de calcul;costurile de dezvoltare sitestare

În concluzie se poate spune ca în general, potentialii utilizatorii ai echipamentelormultifunctionale vor folosi posibilitatile gata implementate în biblioteca de functiuni, iaravantajele care decurg din arhitectura deschisa vor fi exploatate de catre fabricantulechipamentului, în vederea extinderii capabilitatilor.

Page 177: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

170

10.1.4. Fiabilitatea echipamentelor multifunctionaleCombinarea mai multor functiuni într-un singur echipament, presupune ca la o

eventuala cadere a echipamentului, toate functiunile sunt pierdute. Pe de alta parte, reducereasemnificativa a complexitatii hardware a ansamblului, prin integrarea functionalitatilor într-unsingur echipament are efecte benefice asupra fiabilitatii. În esenta problema nu este noua iarrezolvarea consta, ca si la echipamentele clasice, prin rezervarea functiunilor vitale.

Utilizarea echipamentelor multifunctionale aduce si alte avantaje:• autotestarea si autodiagnosticul este activ permanent si detecteaza imediat aparitia unui

defect care poate conduce la functionarea incorecta.• Testarea periodica nu mai este necesara sau poate fi efectuata la intervale mult mai mari de

timp. Astfel mentenanta preventiva este redusa la minim, aplicându-se numaicomponentelor care nu intra în testarea automata sau asupra carora eficacitatea acesteiaeste redusa.

• Starea de buna functionare a echipamentului poate fi determinata în orice moment de la unpunct central de control prin intermediul cailor de comunicatie. Pot fi lansate în executierutine suplimentare de test si diagnostic, verificând astfel însasi integritatea functiei deautotest.

Luând în considerare faptul ca timpul mediu de reparatie (TMR) este foarte scurt încomparatie cu media timpului de buna functionare a echipamentului (MTBFech) putem spuneca media timpilor de buna functionare a sistemului (MTBFsis) compus de doua echipamente înconfiguratie redondanta este:

MTBFMTBF

TMRsisech=

2

2

Asa cum rezulta din Tab. 10.3, MTBFsis este foarte mare în comparatie cuMTBFech datorita timpilor de reparatie foarte mici. Sa mai subliniem ca valorile tipice aleMTBF pentru un echipament multifunctional pot fi cuprinse teoretic în gama 10.. 50 ani.

Tab. 10.3 MTBFsis pentru un sistem redundant

MTBFech

[ani]

MTBFsis [ani] pentruTMR = 1 zi

1 1 835 4 563

10 18 25020 73 00050 456 250

10.3. Modelarea unui sistem integrat de protectie,control si monitorizare

10.1.1. Aplicatii la nivelul statiei de transformareCategoria echipamentelor electronice inteligente (EEI) utilizate în statiile de

transformare includ calculatoarele de la nivelul statiei, echipamentele de achizitie si comanda,controllere programabile, relee digitale de protectie si automatizare, înregistratoare secventiale

Page 178: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

10. INTEGRAREA FUNCTIILOR DE PROTECTIE, AUTOMATIZARE, MASURA, CONTROL 171

de evenimente, osciloperturbografe digitale, echipamente de comunicatie si concentratoare dedate.

Principalele aplicatii ale EEI aflate în statii sunt achizitia si procesarea datelor relativela echipamentele electrice ale statiei precum si transferul datelor catre destinatii interne sauexterne statiei. Aceste transferuri pot avea loc imediat - pentru informatiile de timp real - saudecalat, la cerere pentru informatii cum sunt listele de evenimente, istoricul de masuratori etc.Aplicatiile asociate sunt legate de transferul datelor de control provenind din surse exterioarestatiei (spre exemplu de la dispecerul energetic) catre EEI.

O a doua categorie de aplicatii, aflata în plina dezvoltare pe plan mondial se refera lamonitorizarea digitala a echipamentelor electrice respectiv protectia retelelor si echipamentelorelectrice bazata pe relee digitale. Si aceasta categorie de aplicatii implica transferuri de dateîntre sistemul exterior statiei si EEI precum si între EEI din statie. Conceptul unui sistem integrat de automatizare, protectie si control este ilustrat în Fig. 10.8.

Fig. 10.8 Comunicatia într-un sistem integrat de achizitie, protectie si control la nivelul statiei detransformare.

Performanta unui asemenea sistem depinde decisiv de sistemul de comunicatie.Aceasta implica nu numai stabilirea unei arhitecturi corespunzatoare la nivel fizic si logic dar sio atenta organizare a functiunilor la nivelul aplicatiei. Astfel, abordarea propusa consta înstructurarea pe obiecte si clase a întregului sistem. Se definesc astfel clase care înglobeaza atâtcaracteristicile echipamentelor cât si functiunile care le îndeplinesc sau la care participa.

Interfetele care definesc schimbul de informatii între doua sau mai multe entitati lanivelul statiei de transformare sunt aratate în Fig. 10.9. Interfata (9) asigura legatura întrecentrul de control si nivelul statiei. O legatura distincta (7) este prevazuta pentru functiunile deconfigurare si service ale sistemului.

Page 179: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

172

Interfetele (1) si (6) formeaza legatura între nivelul statiei si nivelul echipamentelor decontrol si protectie ale celulei. În interiorul celulei se gasesc interfetele între echipamentele dinaceeasi categorie de functiuni - (8) control / control respectiv (2) protectie / protectie. Întrenivelul celulei si procesul tehnologic se gasesc: interfetele (4) pentru achizitia valoriloranalogice (de la transformatoare de curent, tensiune, etc.); interfete (5) care asigura legaturilenecesare functiunilor de control; interfete (10) pentru legaturile necesare functiunilor deprotectie.

Fig. 10.9 Definirea interfetelor într-un sistem integrat

În Tab. 10.4 sunt prezentate principalele cerinte asupra performantelor care trebuie sale asigure interfetele de comunicatie.

Tab. 10.4 Cerintele de performanta ale vitezei de comunicatie în interiorul statiei

Interfata Legatura Viteza transfer Timp tipic de transfer[ms]

1 Nivel statie - Protectie Mica > 1002 Protectie - Protectie Mare / Medie 2 -:- 1003 Control - Protectie Medie 10 -:- 1004 Valori analogice TT, TC Mare < 25 Control - Întreruptor Mica > 1006 Statie - Control Mica > 1007 Statie - Functii inginerie

sistemMica > 100

8 Control - Control Medie 10 -:- 1009 Statie - Centru de Control Mica > 10010 Protectie - Întreruptor Mare < 2

Page 180: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

10. INTEGRAREA FUNCTIILOR DE PROTECTIE, AUTOMATIZARE, MASURA, CONTROL 173

10.1.2. Modelul de baza pentru componentele statiei

Abordarea obiectuala a modelarii unui sistem integrat de achizitie, protectie si controlal statiei de transformare permite modificarea si adaugarea de noi functiuni si componente pemasura ce acestea sunt necesare sau devin disponibile datorita dezvoltarii tehnologice. Aceastastrategie permite deci implementarea de sisteme deschise, capabile sa integreze componente sifunctiuni produse elaborate de diferiti fabricanti. Elementul cheie în acest demers este gasireaunui model care sa cuprinda caracteristicile comune atât constructive cât si functionale alecomponentelor statiei, model care poate fi apoi specializat pentru fiecare functiune.

Întocmai ca în cazul tehnicilor de programare orientata pe obiecte (POO), modelareaobiectuala a unui sistem integrat de achizitie, protectie si control al statiei de transformare sebazeaza pe notiunile de obiect si clasa de obiecte. O clasa este un concept care abstractizeazacaracteristicile fizice si functionale corespunzatoare unei categorii de echipamente. Un obiectreprezinta un specimen al clasei, corespunzator unei entitati reale. Altfel spus, într-un modelvom regasi mai multe obiecte, atâtea câte entitati reale pot fi grupate într-o clasa. Clasele suntgrupate în ierarhii, pe masura ce apare necesitatea specializarii unui clase de baza pentrucuprinderea de caracteristici si functiuni specifice. Spre exemplu clasele Întreruptor siSeparator pot deriva dintr-o clasa de baza Comutator printr-o specializare corespunzatoare.Prin derivare dintr-o clasa de baza se mostenesc toate caracteristicile si functiunile acesteia,fiind necesara doar adaugarea caracteristicilor si functiunilor specifice.

Fig. 10.10 Elementele modelului de baza

Fig. 10.10 reprezinta elementele modelului de baza. Modelul cuprinde clase deobiecte si asocierile principale între acestea:• Clasa EchipamentVirtual este utilizata pentru reprezentarea echipamentelor fizice cum

sunt întreruptoarele, transformatoarele, protectiile. Fiecarui EchipamentVirtual îi suntasociate câte o clasa ValoareMasurata si o clasa EtichetaIdentificare.

• Clasa ValoareMasurata corespunde datelor achizitionate din proces. Îi este asociata celputin o clasa DispozitivMasura si câte o clasa Controller.

• Clasa EtichetaIdentificare are rolul de a identifica în mod unic un EchipamentVirtual.• Clasa DispozitivMasura reprezinta dispozitivele (sau subansambele) specializate pentru

achizitia si procesarea datelor provenite de la senzorii de masura. Îi este asociata cel putino clasa ValoareMasurata.

• Clasa Controller reprezinta logica functionala a unui EEI si îi este asociata cel putin oclasa Înregistrare. Cum logica de functionare este dictata de datele achizitionate dinproces, îi este asociata cel putin o clasa ValoareMasurata

Page 181: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

174

Fig. 10.11 Modelul pentru clasa EchipamentVirtual

Din clasa de baza EchipamentVirtual deriva prin mostenire clasele specializatecorespunzatroare principalelor echipamente dintr-o statie electrica. În Fig. 10.11 suntreprezentate atât principalele asocieri ale clasei EchipamentVirtual cu clasele ValoareMasurarespectiv EtichetaIdentificare cât si clasele derivate: Transformator, Releu, Comutator, Linie,MasinaDeCA. Ori de câte ori este necesar, se definesc specializari ale claselor de baza,extinzându-se astfel ierarhia de obiecte. Spre exemplu din clasa Comutator deriva mai departeclasele Separator si Întreruptor, respectiv se creeaza mai departe asociatiile corespunzatoarepentru protectii, automatizari etc.

Page 182: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

11. FIABILITATEAECHIPAMENTELOR NUMERICE DE

PROTECTIE, COMANDA SI CONTROL

Dat fiind impactul subsistemului secundar din statiile de transformare asupra calitatiiserviciilor de furnizare a energiei electrice catre consumatori si, poate mai important, asuprariscurilor de aparitie a incidentelor si accidentelor în sistemul de transport si distributie aenergiei electrice, este necesara investigarea aspectelor legate de fiabilitatea acestui sistemprecum si modul în care influenteaza fiabilitatea globala a echipamentelor si instalatiilor pecare le controleaza.

Protectiile numerice, automatizarile si conducerea de la distanta cu ajutorulcalculatorului a echipamentelor si instalatiilor din statiile de transformare fac parte dincategoria aplicatiilor de timp real. Necesitatea ca subsistemul secundar sa raspunda în timp realla diferitele schimbari ale procesului tehnologic supravegheat precum si implicatiile materialesi umane ale eventualelor defecte ale subsistemului secundar, îl plaseaza în categoriasistemelor care trebuie sa asigure o înalta fiabilitate. Tocmai în cazul acestei categorii deaplicatii de înalta fiabilitate, care trebuie sa combine fiabilitatea componentei fizice - parteahardware a sistemului - cu fiabilitatea programelor care stapânesc resursele fizice - parteasoftware - estimarea fiabilitatii globale este înca nesatisfacator fundamentata.

Vom aborda în cele ce urmeaza un mod de estimare a fiabilitatii echipamentelornumerice si sistemelor de echipamente numerice, apelând la exemple de calcul. Astfel, sunttratate pe parcursul capitolului:• predictia fiabilitatii echipamentelor numerice de protectie, automatizare si control - atât

componenta hardware cât si componenta software;• investigarea fiabilitatii echipamentelor numerice aflate în exploatare, cu ajutorul lantului

Markov;• fiabilitatea componentelor hardware si software ale sistemelor de echipamente numerice.• implicatiile sistemului de teleconducere asupra fiabilitatii echipamentelor electrice din

statiile de transformare.

11.1. Predictia fiabilitatii componentei hardware

Predictia fiabilitatii echipamentelor electronice poate fi facuta daca sunt cunoscutiprincipalii parametrii de fiabilitate ai elementelor componente. Daca se accepta lipsa erorilorde proiectare si a celor de realizare practica, care ar putea conduce la caderea echipamentuluiindependent de fiabilitatea componentelor, atunci parametrii de fiabilitate globali pentruechipament se pot estima construind un model de fiabilitate adecvat.

Page 183: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

176

În scopul estimarii fiabilitatii echipamentelor numerice vom folosi metoda descrisa destandardul MIL-HDBK-217 . Metoda permite dezvoltarea modelului de fiabilitate al unuiechipament electronic, bazat pe parametrii de fiabilitate ai elementelor componente sicalculeaza dependenta ratei globale de defectare a echipamentului precum si dependentaacesteia de temperatura ambianta.

Modelul are la baza o ierarhie de blocuri, fiecare bloc grupând la rândul lui alteblocuri sau componente. Calculul ratei de defectare al unui bloc se face cu relatia:

λ π λ λb A i j jjin

N n= +

== ∑∑ 1

91

(11.1)

în care:?b=rata de defect a blocului;pA=factor de ajustare;N=numarul de blocuri de acelasi fel;?i=rata de defectare a componentei sau blocului inclus i;nj=numarul de conexiuni de tipul j;?j=rata de defectare a conexiunii de tip j;

Modelarea trebuie sa tina seama de tipul conexiunilor între componente. Acestea pot fi:conexiune prin lipire manuala în gaura metalizata, conexiune prin lipire automata în gaurametalizata, conexiune prin matisare, conexiune prin clema cu surub, conexiune prin conectoretc. Fiecare tip de conexiune are o rata a defectelor proprie, influentând rata de defectareglobala a echipamentului. Pentru simplificare vom utiliza în continuare pentru toate blocurilecomponente conexiunea tip lipire manuala în gaura metalizata.

Asa cum se observa în relatia (11.1), calculul se poate efectua daca sunt cunoscuteratele de defectare ale elementelor componente. Informatiile se obtin de regula din datele decatalog ale componentelor, iar acolo unde acestea nu sunt disponibile se pot utiliza valori mediirecomandate de standarde.

Luarea în considerare a influentei temperaturii ambiante este un element de extremaimportanta în estimarea echipamentelor electronice. Metoda ofera 6 moduri de calcul în acestsens, functie de tehnologia de realizare a componentelor. Pentru calculul temperaturiijonctiunilor semiconductoare (TJ) vom utiliza modelul bazat pe conductivitatile jonctiune-capsula ( ?JC) respectiv capsula-ambiant ( ?CA ) definit de relatia:

( )T T T Tj C C AJC

CA= + − θ

θ (11.2)

în careTC = temperatura capsulei;TA = temperatura ambianta;Pentru simplificare, nu vom lua în considerare redundanta care exista de regula între

unele din modulele componente ale echipamentelor numerice. În fig. 11.1 este exemplificatarborele componentelor hardware corespunzator modelarii echipamentului de teleconducere detip ACE28S. Estimarea fiabilitatii echipamentului ACE28S s-a facut separat pe modulelecomponente, dupa care modulele au fost reunite într-un model totalizator.

Conform relatiei (11.2) rezulta o dependenta a ratei de defectare a echipamentuluifuntie de temperatura ambianta, dependenta reprezentata grafic în figura 11.2

Page 184: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

11 FIABILITATEA ECHIPAMENTELOR NUMERICE DE PROTECTIE, COMANDA, CONTROL 177

Fig. 11.1 Modelarea fiabilitatii hardware pentru echipamentul ACE28S.

λ⋅ −106 1[ ]h

θ [°C]

Fig. 11.2 Rata defectarilor echipamentului ACE28S functie de temperatura ambianta.

Pentru o temperatura ambianta de 30°C, rata defectarilor hardware este?hardware=5.5*10-6

ceea ce corespunde unui MTBF de 20.75 ani.

Page 185: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

178

11.2. Fiabilitatea programelor.

Potentialul imens de flexibilitate si functionalitate al sistemelor de calcul a condus la o cresterespectaculoasa a utilizarii mijloacelor digitale în sistemele de protectie si control. La început,dispozitivele cu logica programata au fost proiectate sa efectueze aceleasi functii ca siechivalentele lor cu logica cablata. Astazi asistam la o adevarata revolutie în ceea ce privesteintegrarea calculatoarelor numerice în aplicatii care alta data nici nu puteau fi imaginate.Rezultatul acestei explozii informationale a fost aparitia unor sisteme mult mai complexe, careofera performante ridicate la un pret mai scazut în fiecare zi. Din pacate au aparut si noi sursede eroare în functionare datorate componentei software. Uneori impactul unei proiectari gresitea programelor poate conduce la consecinte extrem de grave în special în cazul sistemelor decontrol al proceselor.

Pentru aplicatiile de timp real destinate controlului proceselor tehnologice, validareaprogramelor trebuie sa constate o fiabilitate extrem de înalta a acestora - în special pentruaplicatii critice de care depind si vieti omenesti. O asemenea fiabilitate ar însemna o rata acaderilor cuprinsa între 10-7 si 10-9.

Specific pentru componenta software - spre deosebire de cea hardware - este ca primanu are caderi fizice, survenite pe parcursul functionarii, ci erorile sunt prezente în programeînca de la începutul functionarii sistemului. Caderea are loc pentru anumite intrari aplicateprogramelor sau - mai adesea - pentru anumite succesiuni de intrari, pe care programele nu lemai gestioneaza corect datorita erorilor continute. Din acest punct de vedere, nu mai putemvorbi de fiabilitatea componentei software în sensul clasic al notiunii de fiabilitate, ci maidegraba de conformitatea programelor cu specificatiile de proiectare.

În sistemele numerice de timp real, diferitele subprograme sunt planificate periodicspre executie respectiv acelasi program este executat periodic ca raspuns la diferite intrari.Daca notam cu p probabilitatea ca programul sa greseasca raportata la numarul de intrari siadmitem ca p este constanta, atunci numarul de caderi Sn care apar dupa n intrari respectadistributia binomiala:

( ) ( )P S k C p pn n nk k n k= = − −1 (11.3)

Caderea sistemului dupa n intrari - provocata de eroarea software - va aveaprobabilitatea:

P n P S P S psys n nn( ) ( ) ( ) ( )= > = − = = − −0 1 0 1 1 (11.4)

Relatia (11.4) poate fi convertita într-o functie de timp aplicând transformarean Kt=

unde K este numarul de intrari în unitatea de timp. Astfel relatia devine:

P t psysKt( ) ( )= − −1 1 (11.5)

Distributia binomiala poate fi aproximata printr-o distributie exponentiala întrucât p este foartemic si n este foarte mare. Avem deci:

P esysKtp= − −1 (11.6)

Page 186: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

11 FIABILITATEA ECHIPAMENTELOR NUMERICE DE PROTECTIE, COMANDA, CONTROL 179

11.1.1. Metode de calcul ale fiabilitatii programelor.

Metoda traditionala de validare a fiabilitatii este testarea în executie. Astfel suntaplicate programului seturi de intrari pentru intervale de timp predeterminate si suntînregistrate momentele de timp când au loc caderi. Pentru sistemele de calcul pentru carereclama probabilitati de nefunctionare de ordinul 10-7 pâna la 10-9, metoda testarii executieieste impracticabila întrucât conduce la durate de test impresionante (sute pâna la milioane deani).

Un alt model de estimare a fiabilitatii componentei software se bazeaza pe ipotezacresterii fiabilitatii programelor pe masura ce sunt identificate si corectate erorile initiale.Procesul de proiectare al programului consta într-un ciclu de testare si corectare. Astfel unprogram este testat pâna când apare o cadere. Se identifica eroarea, se corecteaza si se reiaprocesul. Nici aceasta tehnica nu poate însa opera în domeniul fiabilitatii foarte înalte întrucâtpresupune durate extrem de mari pentru a se ajunge la nivele acceptabile de eroare.

Predictia fiabilitatii componentei software se poate face pe baza conceptelor inginerieiprogramarii, urmarind principalii parametrii de calitate înca din fazele de elaborare aleprogramelor. Astfel, exista modelari în care care ia în considerare dependenta caderilorprogramului de principalii factori care provoaca functionarea eronata: introducerea erorii,detectia si îndepartarea (corectarea) erorii dar si de mediul operational în care programul estedezvoltat. Modelul este util în special pentru predictia fiabilitatii software în fazele incipienteale duratei de viata a programelor. Parametrii acestui model includ:• A: tipul aplicatiei (de exemplu aplicatie de timp real de control al proceselor, informatica

de gestiune etc.)• D: Mediul de dezvoltare al aplicatiei - caracterizat de metodologia de dezvoltare

(programare orientata pe obiecte, organizarea lucrului în echipa, etc.) si de uneltelesoftware utilizate în dezvoltare (compilatoare, medii de programare etc.)

• SA: modul de tratare al erorilor;• ST: trasabilitatea (posibilitatea urmaririi în functionare) programului• SQ: modul de reflectare al verificarilor asupra calitatii în revizuirea programului;• SL: tipul limbajului (asamblor, nivel înalt etc.);• SS: dimensiunea programului;• SM: modularitatea;• SU: reutilizarea codului altor aplicatii anterioare;• SX: complexitatea;• SR: gradul de încorporare al standardelor si specificatiilor în programare;

Se pot calcula astfel, densitatea initiala a caderilor software, efectuând produsul parametrilor demai sus:

K=A*D*(SA*ST*SQ)*(SL*SS*SM*SU*SX*SR) (11.7)

respectiv predictia ratei de caderi initiale, bazata pe densitatea initiala a caderilor:

Li=F*K*(numarul de linii de cod sursa al programului) (11.8)în care:

F este frecventa liniara a executiei programului (linii de cod/unitate de timp);K este un coeficient care masoara gradul de expunere al programului la intrari eronate.Are valori cuprinse între 1.4*10-7 si 1.06*10-6.

Page 187: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

180

Predictia fiabilitatii programelor dupa metodologia de mai sus presupune însacunoasterea in detaliu a tuturor fazelor de dezvoltare ale programului, pentru a putea definicorect parametrii modelului.

Întrucât principiul tolerantei la defectari este utilizat cu succes în cazul defectelorsistemelor fizice, apare naturala încercarea de a utiliza acelasi principiu pentru erorileprogramelor. Utilizând redundanta hardware si votere este usor sa construim un model defiabilitate care sa mascheze caderile fizice. Pezumtia cheie, care permite proiectarea sistemelorultrafiabile, pornind de la componente mai putin fiabile, este independenta defectelorcomponentelor. Prezumtia independentei defectelor este utilizata în modelarea fiabilitatiisistemelor fizice de mai multa vreme.

Strategia de baza pentru programarea toleranta la erori este de a proiecta mai multeversiuni ale aceluiasi program, pornind de la aceleasi specificatii si de a utiliza un voter pentruprotectia împotriva erorilor. Voterul poate fi un test de acceptanta sau un comparator. Fiecareversiune a programului este programata de echipe separate ceea ce justifica presupunerea caerorile sunt independente. Din estimarile fiabilitatii versiunilor de program si aplicândprezumtia independentei erorilor, fiabilitatea sistemului de programe poate fi calculata.

Spre deosebire de caderile hardware care sunt guvernate de legi ale fizicii, erorile deprogramare sunt produse de rationamentul uman - de fapt de un rationament incorect. Problemacare se pune este daca prezumtia independentei erorilor programelor este corecta, atâta timp câtea nu poate fi demonstrata experimental sau teoretic.

11.1.2. Predictia fiabilitatii software a echipamentelor numericebazata pe modelul cresterii fiabilitatii programelor

Proiectarea programelor implica un ciclu repetat de testare si corectare. Astfel, unuiprogram i se aplica diferite intrari pâna când apare o cadere, manifestata sub forma unuiraspuns eronat sau a blocarii programului. Dupa identificarea cauzei caderii, este corectataeroarea în program, apoi se reia ciclul de testare. Rezultatul este o secventa de programe p1, p2,… , pn si o secventa de intervale între caderi T1, T2, … , Tn ( masurata de regula în numar deintrari aplicate între caderi). Scopul este de a construi un model care sa previzioneze fiabilitateaprogramului final pn bazat pe datele observate. Un asemenea model permite predictia fiabilitatiiversiunii finale, fara ca aceasta sa mai fie supusa unei secvente de intrari de test, extrapolarearezultatelor obtinute.

Spre exemplu, în decursul primelor sase luni de functionare a modelului prototip aechipamentelor de achizitie si comanda de tip ACE28S montate statia 110/20kV Cisnadie, s-auconstatat unele erori software care în mare parte erau dificil sau chiar imposibil de detectat înfaza testelor de laborator. În modelarea fiabilitatii am considerat ca numarul de intrari aplicateechipamentelor - si deci programelor acestora - este uniform distribuit în timp, astfel ca s-aputut aplica modelul cresterii fiabilitatii software relativ la timpul între caderi fara a fi nevoiesa se faca corespondenta explicita cu numarul de intrari aplicate. Astfel s-a calculat pentrufiecare pereche pi, Ti o rata a caderii:

λiiNT

= 1 (11.9)

în care N = 12 este numarul echipamentelor de achizitie si comanda aflate în test. Întrucâtechipamentele sunt conectate la celule diferite din statie, s-a considerat ca este îndeplinita

Page 188: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

11 FIABILITATEA ECHIPAMENTELOR NUMERICE DE PROTECTIE, COMANDA, CONTROL 181

conditia independentei intrarilor aplicate astfel ca N·Ti reprezinta timpul echivalent de bunafunctionare.

O eroare constatata în functionarea unui echipament a condus de fiecare data lacorectarea erorii în toate echipamentele montate. În Tab. 11.1 este prezentat calendarulcorectiei erorilor software ale echipamentelor de achizitie si comanda, precum rata de caderecorespunzatoare pentru fiecare eroare. În perioada la care se face referire s-au constatat 6 erori.Rezultatele sunt prezentate grafic în Fig. 11.3. Prin extrapolare s-au estimat dateleurmatoarelor caderi (nr. 6 si 7), trecute în Tab. 11.1 cu italice . Putem estima deci, conformmodelului, ca rata erorii software a echipamentelor de achizitie si comanda este

?software=1.2·10-5.

Tab 11.1 Calendarul erorilor software ACE28S

Data interval buna functionare [ore]

interval echivalent [ore]

Nr eroricorectate

λ

6-Iul-95 punere în functie echipamente.7-Iul-95 24 288 1 3.472*10-3

11-Iul-95 96 1152 2 8.68*10-4

17-Iul-95 144 1728 3 5.79*10-4

29-Iul-95 288 3456 4 2.89*10-4

6-Sep-95 936 11232 5 8.9*10-5

12-Ian-96 3072 36864 6 2.71*10-5

19-Oct-96 6944 83328 7 1.2*10-5

4-Iul-98 15151 181812 8 5.5*10-6

λ = 0.0084e-0.9322xNrErori

0.0000001

0.000001

0.00001

0.0001

0.001

0.01

0.1

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

λ

erori corectate

Fig. 11.3 Reprezentarea loglineara a caderilor software ACE28S

Page 189: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

182

11.3. Calculul fiabilitatii echipamentelor numericeutilizând lantul Markov

Sectiunea prezinta estimarea fiabilitatii echipamentelor de teleconducere prin prismaconceptelor markoviene de stare si tranzitie. Astfel, un echipament sau un sistem se poate gasiîntr-una din starile de functionare: normala, defect, etc. Starea echipamentului se poatemodifica în timp în urma unei tranzitii.

Principalele premise de utilizare a metodei lanturilor Markov sunt:• Sistemele tehnice si elementele componente evolueaza printr-o succesiune de stari, care

compun timpul calendaristic (de analiza):

T t t t tC fii

n

dii

n

MPii

m

RZii

r= + + +

= = = =∑ ∑ ∑ ∑

1 1 1 1 (11.10)

unde:TC = timpul calendaristic;tfi ,tdi - timpii de functionare (tfi) si respectiv de defect (tdi) sunt variabilealeatoare;tMPi, tRZi - timpii de mentenanta (reparatie) preventiva respectiv de rezerva -sunt marimi deterministe;

• intervalele de timp ( tfi, tdi) au succesiune alternativa pe durata ( TA=TC ) reprezentând osuccesiune de stari, unde TA=timpul de analiza;

• perioada de timp în care se analizeaza sistemul (elementul) este cea de maturitate• functiile de distributie ale perioadelor de functionare si respectiv de defectare sunt

exponentiale:• proprietatea esentiala a legii exponentiale este ca, probabilitatea functionarii fara defecte în

intervalul (t1, t2), t2 > t1 este dependenta doar de marimea intervalului (dt=t2-t1) si esteindependenta de timpul anterior de functionare ( t<t1 )

• în intervalul (dt) poate avea loc o singura trecere (tranzitie) dintr-o stare în alta (Fig. 11.4).

Fig. 11.4 Lantul Markov pentru un element simplu, reparabil

Modelul bazat pe lantul Markov este descris de ecuatiile Kolmogorov:

( ) ( )dPdt

P P i j nij ji i ijjj

= − ≠ =∑∑ λ λ 1..

( )F P i j nij j ij= ≠ =λ = 1T

ij

1.. (11.11)

Page 190: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

11 FIABILITATEA ECHIPAMENTELOR NUMERICE DE PROTECTIE, COMANDA, CONTROL 183

( )F F i j ni jij= ≠ =∑ 1..

( )TPF

i j nii

i ijj

= = 1 1λ∑ ≠ = ..

( )P i j nii= ≠ =∑ 1 1 ..

unde: Pi = probabilitatea starii i; Fi = frecventa starii i; Ti = durata starii i; Fij = frecventa detranzitie din starea i în starea j; ?ij = rata de tranzitie din starea i în starea j; n = numarul starilor.

Integrarea ecuatiilor diferentiale se poate face cu ajutorul unui program utilizândmetoda Runge-Kutta de ordin 4, pentru calculul dependentei de timp a probabilitatii fiecareistari. Metoda este definita prin extinderea expresiilor urmatoare la sistemul ecuatiilordiferentiale:

dpdt

f t p= ( , )

p p k k k k O hn n+ = + + + + +1 1 2 3 451

613

13

16

( )

k hf t pn n1 = ( , )

k hf t h p kn n2 112

12

= + +

, (11.12)

k hf t h p kn n3 212

12

= + +

,

( )k hf t h p kn n4 3= + +,

Pentru determinarea pasului de timp care urmeaza a fi utilizat în procesul iterativ de integrare aecuatiilor ce descriu procesul Markov, este utilizat urmatorul criteriu:

h i= min ,θ λ (11.13)

unde: ?= precizia minima definita de utilizator;?i=rata de tranzitie;

Expresia de mai sus este aplicata numai pentru rate de tranzitie diferite de zero. Totodata, pot fidefiniti pasii minimi (hmin ) si maximi (hmax), astfel încât:

hh

h=

min

max

daca h < h, daca h > h

min

max (11.14)

Page 191: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

184

Pentru estimarea erorii de calcul, este utilizata urmatoarea metodologie: rezolvareasistemului de ecuatii se face în doua treceri - o prima trecere utilizeaza pasii de timp calculatica mai sus, iar in cea de a doua trecere sunt utilizati pasi de timp înjumatatiti fata de relatiile(11.13) si (11.14). Pentru fiecare moment de timp, se calculeaza factorii de eroare:

ε = −+

2 0 1

0 1

q qq q

(11.15)

unde q0, q1 reprezinta valorile calculate ale coeficientului de indisponibilitate în prima,respectiv a doua trecere.

Sunt definiti astfel trei factori de eroare:e1, reprezinta valoarea maxima a lui e peste toate valorile lui t.e2, reprezinta valoarea e la t=TC

e3, reprezinta diferenta maxima între suma probabilitatilor de la momentul t=t0 sisuma probabilitatilor starilor la un moment t oarecare.

11.1.1. Modelarea fiabilitatii echipamentelor de achizitie sicomanda aflate în exploatare

Pentru exemplificarea calculului fiabilitatii în exploatare a echipamentelor de achizitiesi comanda vom utiliza modelul din Fig. 11.5

Fig. 11.5 Modelul Markov pentru echipamentele aflate în exploatare

Echipamentul se gaseste în starea “Functionare”, de unde trece periodic în starea“Autotest”. Datorita unor caderi ale tensiunii de alimentare, sau la repunerea în functiune dupao cadere, echipamentul de achizitie si comanda se reinitializeaza prin colaborarea niveluluiierarhic superior (starea “Reinitializare”).

În cazul aparitiei unui defect identificat corect de rutinele autotest, defectul estecomunicat nivelului ierarhic superior iar echipamentul trece în starea “Reparatie” unde estesupus efectiv operatiunilor de reparare.

Page 192: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

11 FIABILITATEA ECHIPAMENTELOR NUMERICE DE PROTECTIE, COMANDA, CONTROL 185

Defectele neidentificate de rutinele autotest se împart si aici în doua categorii: defectecare pot fi sesizate de nivelul ierarhic superior - caz în care se parcurg operatiunile dediagnosticare (starea “Diagnostic”) apoi de reparare propriuzisa, respectiv defecte care nu aufost sesizate nici de nivelul ierarhic superior - care provoaca trecerea in starea “Defect”. Înacest din urma caz, starea de defectiune este sesizata numai cu prilejul manevrelor deexploatare care fac apel la functiunile echipamentului de achizitie si comanda defect.

Indicatorii luati în calcul pentru modelarea fiabilitatii în exploatare a echipamentelorde achizitie si comanda sunt prezentati în Tab. 11.2 iar în Tab. 11.3 sunt prezentate ratele detranzitie între starile modelului.

Probabilitatile absolute ale starilor au fost calculate prin trecerea la limita:P P ti

ti=

→ ∞lim ( ) (i=1..6)

Cele 6 stari se împart în stari de buna functionare (starile 1 si 2) respectiv de defect(starile 3..6). În consecinta, coeficientii de disponibilitate KD respectiv de indisponibilitate KIse obtin prin însumarea probabilitatilor absolute ale starilor corespunzatoare:

K P P tD ii tii

= == → ∞=∑ ∑12

12

lim ( ) (11.16)

∑∑ = ∞→= == 6

3

6

3)(lim

i iti iI tPPK (11.17)

Tab. 11.2 Indicatorii de fiabilitate în exploatare a echipamentelor de achizitie si comandaIndicator Semnificatie u.m. Valoare

b1 interval autotest echipament [ore] 1b2 durata autotest [ore] 0.01b3 eficacitate autotest echipament [0… 1] 0.5b4 durata reparatie [ore] 8b5 durata diagnostic [ore] 8b6 rata caderi echipament [ore-1] 1.141*10-5

b7 rata reinitializari echipament [ore-1] 0.006b8 durata reinitializare echipament [ore] 0.017b9 eficacitatea sesizarii defectiunii de catre nivelul

superior[0… 1] 0.5

b10 rata defectiuni instalatii primare supravegheate [ore-1] 1.141*10-3

b11 rata manevrelor de exploatare instalatii primaresupravegheate

[ore-1] 2.283*10-3

b12 interval mentenanta [ore] 8760

Tab 11.3 Ratele de tranzitie pentru modelul Markov din Fig. 11.5Din stareaÎn

starea 1 2 3 4 5 61 1/b2 1/b8

2 1/b1

3 b7 1/b4

4 b6b3 1/b5

5 b6(1-b3)(1-b9)6 b6(1-b3)b9 b10+b11+1/b12

Page 193: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

186

Rezultatele modelarii sunt prezentate în Tab. 11.4 si Fig. 11.6. Pentru comparatie calculele s-au efectuat pentru diferite valori ale eficacitatii rutinelor de autotestare.

Tab. 11.4 Coeficientii de disponibilitate functie de MTBFMTBF [ore] b3=0 b3=0.25 b3=0.5 b3=0.75

100 0.390952 0.461123 0.561994 0.719354200 0.56212 0.63117 0.71956 0.836737500 0.762397 0.810501 0.865085 0.927551

1000 0.865144 0.895293 0.92762 0.9623672000 0.927654 0.944709 0.962404 0.9807745000 0.969691 0.977067 0.984556 0.99216

10000 0.984563 0.988351 0.992168 0.99601520000 0.992172 0.994092 0.996019 0.99795350000 0.996794 0.997568 0.998343 0.99912

100000 0.998344 0.998732 0.999121 0.999509200000 0.999121 0.999315 0.99951 0.999704500000 0.999588 0.999665 0.999743 0.999821

1000000 0.999743 0.999782 0.999821 0.99986

0.9500

0.9550

0.9600

0.9650

0.9700

0.9750

0.9800

0.9850

0.9900

0.9950

1.0000

1000 10000 100000 1000000

b3=0

b3=0.25

b3=0.5

b3=0.75

KD

MTBF [ore]

Fig. 11.6 Coeficientul de disponibilitate a echipamentului de achizitie si comanda functie de MTBF

Page 194: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

11 FIABILITATEA ECHIPAMENTELOR NUMERICE DE PROTECTIE, COMANDA, CONTROL 187

11.4. Fiabilitatea predictiva în contextul elementuluiprotejat

Protectiile prin relee din cadrul retelelor electrice permit detectarea si eliminareaselectiva si într-un interval de timp cat mai scurt a avariilor. În fig, 11.7 se prezinta situatiileposibile în functionarea protectiilor pentru cazul protectiilor clasice de tip electromagnetic.

S i tu a t i a in i t i a l aR E i n R N

P R i n r e g i m a s t e p t a r e

R E in R NE P R i n s ta r e b u n a

d e f u n c t io n a r eP R i n r e g i m d e a s t e p ta r e

R E i n R NE P R d e f e c t e

P R i n r e g i m d e a s t e p t a r e

A v a r ie i n R EV e r i f i c a r i p e r io d ic e P RR e m e d i a t d e f e c t u l

A v a r i e in R E

P R f u n c t i o n e a z a c o r e c t P R f u n c t io n e a z a i n c o r e c t

A c t i o n a r if a ls e

R e f u za c t io n a r e

D e c l a n s a r in e s e l e c t i v e

A v a r i a p e r s i s t as i s e e x t in d e

R Ere v in e la R N

D e c o n e c t a te l e m e n tu l

a v a ri a t

Fig. 11.7 Situatii posibile privind functionarea protectiilor clasice

În Fig. 11.7 s-au notat:RE - reteaua protejataEPR - elemente de protectiePR - protectie prin relee clasicaRN - regim normal

Evaluarea indicatorilor de fiabilitate a instalatiilor de protectie implica uneleparticularitati. Astfel, în cazul protectiilor clasice exista regimul “în asteptare” legat deelementele de curent continuu aflate în repaus pâna la aparitia defectului spre deosebire deelementele de curent alternativ majoritatea fiind solicitate cu tensiuni respectiv curenti. În cazulprotectiilor numerice functia de autestare face ca solicitarile elementelor sa poata fi consideratedin punct de vedere fiabilistic ca fiind fara timp de asteptare.

Sa consideram schema monofilara a unei zone de retea protejate ca în Fig. 11.8, încare EPAM reprezinta echipamentul de protectie si automatizare.

Page 195: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

188

E P A M

E P A M E P A M E P A M

T R A F O

1 1 0 k V

2 0 k V

L 1 L 2 L nFig. 11.8 Retea medie tensiune protejata de EPAM

Plecând de la aceasta schema se poate stabili modelul Markov al protectiei sielementului protejat printr-un model cu opt stari. Trebuie subliniat ca în cazul protectiilornumerice un rol important îl are functia de autotest. În general, chiar într-o varianta minimala,autotestul protectiilor numerice include teste ale:• memoriei nonvolatile (EPROM)• memoriei bazei de date (EEPROM)• memoriei volatile (RAM)• ansamblului de conversie analog-numerica (adaptoare de intrare de curent si tensiune,

multiplexor, convertor);• sursei de alimentare cu tensiune operativa• releelor de declansare si semnalizare;

Detectarea unor erori conduce la emiterea unei semnalizari spre exterior si blocareafunctiei de declansare. Cum aceste teste se executa în mod repetat si la intervale scurte de timp,se sesizeaza imediat defectul. Desigur este greu de admis ca orice defectiune poate fi sesizatade rutinele de autotest, astfel încât se poate vorbi de un coeficient de eficienta al rutinelor deautotest. Spre exemplu un coeficient de 0,5 presupune ca numai 50% din erorile ce pot aparesunt detectate de sistemul de autotest. Se va ararta în continuare ca de marimea acestuicoeficient depinde decisiv fiabilitatea echipamentului.

Modelul stabilit pentru studiul fiabilitatii predictive în contextul elementului protejatse prezinta în fig. 11.9. Modelul poate fi divizat în patru cadrane bazate pe stareaechipamentului de protectie (P) si respectiv pe starea elementului protejat (EP).

Starea 1 reprezinta starea de functionare normala în care linia de medie tensiune (EP)este în functie si în sarcina iar echipamentul de protectie (P) functioneaza corect. La aparitiaunui defect EP are o tranzitie spre starea 2. În starea 2, linia este cu defect dar P functioneazacorect si sesizeaza defectul actionând corect la declansare. Declansarea trece modelul în starea6 stare în care linia este fara tensiune prin declansarea întreruptorului. Linia este reparata sitrece în starea normala, starea 1.

Page 196: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

11 FIABILITATEA ECHIPAMENTELOR NUMERICE DE PROTECTIE, COMANDA, CONTROL 189

1 2

3

5

9

6

7

8

4

E P f u n c t ieP f u n c t i e

E P d e f e c tP f u n tie

E P d e c la n s a tP f u n c t ieE P f u n c t ie

P r e v i z i e

E P f u n c t ieP d e f e c ta

E P f u n tieP r e p a r a t ie

E P d e c la n s a tP d e f e c ta

E P + E P x d e c l a n s a t eP d e f e c ta

E P + E P x d e f e c teP d e f e c t a

C E P

T n

C pR r

T m

R E P

C C O MR r

C A T

C p n

C E P

C E P

C E P

R E P

O p r

R R E V

T r e z

Fig. 11.9 Modelul Markov al EPAM

Starile 3,5,9 reprezinta conditii de defect pentru P , echipamentul este indisponibil sideci inapt pentru a declansa în caz de nevoie. Starea 5 tine seama de operatiile de mentenantade rutina. În aceasta stare echipamentul se afla în revizie. În starile 3 si 9 releul esteindisponibil datorita unor defecte sesizate de rutinele de autotest (starea 9) respectiv nesesizatede aceste rutine (starea 3). Modelul trece din starea 3 în starea 9 atunci când se sesizeaza undefect în cadrul reviziilor periodice. Coeficientul de eficienta al rutinelor de autotest poate fivariat în cadrul acestui model pentru a urmari efectul global asupra modelului.

Starea 4 reprezinta starea în care intra modelul în cazul în care P este indisponibila sauîn cazul unor defecte comune ale P si EP. Modelul admite ca în cazul aparitiei unui defect pelinia de medie tensiune, în timp ce P este indisponibil, conduce la actionarea protectiei derezerva si eliminarea defectului de întreruptorul din amonte. Deci, la un defect pe linia L1 (fig.11.8) care apare în timp ce protectia acestei linii este indisponibila, apare declansarea corecta aîntreruptorului de medie tensiune al transformatorului. Actionarea protectiilor din amonteconduce în general la scoaterea din functie a unei portiuni importante de retea. Asest lucru estemodelat prin trecerea din starea 4 în starea 8 stare în care protectia este indisponibila iar EP siechipamentul declansat ca rezerva (EPx) sunt scoase de sub tensiune.

Pe baza acestui model s-au putut calcula probabilitatile de stare, indisponibilitateaprotectiei si s-a studiat influenta eficientei rutinelor de autotest asupra fiabilitatiiechipamentului.

La aceasta modelare s-au admis urmatoarele ipoteze:1. Detectarea unor defectele ale echipamentului se face fie de rutinele de autotest fie pe baza

reviziilor periodice;2. Echipamentul de protectie se revizuieste cu echipamentul protejat în functie;3. Revizia periodica a protectiei scoate în evidenta întotdeauna defectele si nu provoaca

defectarea echipamentului;

Page 197: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

190

4. Operatiile de reparatie readuc întotdeauna echipamentul la starea de functionare ca si cândacesta ar fi nou;Se prezinta în continuare definitiile ratelor de tranzitie:

1. Rate de cadere:Cp - rata caderilor protectiei (inversul mediei timpului de buna functionare,MTBF);AT- coeficient de eficienta al rutinelor de autotest;CAT - rata caderilor protectiei sesizate de rutinele de autotest (Cp*AT), caderi / an;Cpn - rata caderilor protectiei nesesizate de rutine autotest (Cp*[1-AT]), caderi / an;CEP - defectari ale echipamentului protejat, defecte / an;CCOM - caderi P+EP datorate cauzelor comune, defecte / an;

2. Rate de reparatie:REP - numar de EP reparate (restabilite) pe ora;RREV - numar de revizii pe ora al P;Rr - numar de reparatii pe ora ale P;

3. Rate de tranzitie:Tn - numar de actionari normale pe ora ale P (inversul timpului normal de actionare al protectiei);Trez - numar de actionari normale pe ora ale P de rezerva(inversul timpului normal de actionare al protectiei de rezerva);Tm - numar de operatii pe ora de izolare manuala a defectelor;

4. Rate de revizie protectie:Opr - rata de revizie a protectiei (inversul intervalului de timp necesar reviziei);

Tabela 11.5 prezinta valorile considerate în calcule.

Tab. 11.5 Valorile considerate la modelul Markov din fig. 11.9Nr.crt.

Denumireparametru

Valoare considerata Observatii

1 Cp 1/10 … 1/50 S-a variat MTBF de la 10 la 50 ani2 AT 0 … 0.9 S-a variat de la 0 (corespunzator protectiilor

clasice, fara autotestare) la 0.9 (corespunzatoareunei eficiente de 90% a rutinelor de autotest)

3 CAT CAT=Cp*AT4 Cpn Cpn=Cp(1-AT)5 CEP 3 caderi/an Din evidentele FRE Sibiu, perioada 1990-19966 CCOM 0.00001 caderi/an S-a considerat un defect comun la 10 ani7 REP 0.5 reparatii / ora Din evidentele FRE Sibiu, timpul mediu de

revenire la schema nornala cu o celula de linie demedie tensiune 2 ore

8 RREV 0.2 relee / ora Revizia protectiei unei celule de linie de mt seexecuta în 5 ore

9 Rr 0.125 / ora Se admite reparatia unui releu în 8 ore10 Tn 7200 actionari / ora S-a considerat timpul normal de actionare al

protectiei liniei de mt t=0.5 s11 Trez 3600 actionari / ora S-a considerat timpul normal de actionare al

protectiei de rezerva t=1 s12 Tm 0.33 Timpul mediu de revenire dupa defecte majore

însotite de functionarea protectiei de rezerva estede cca. 3 ore, conform evidentelor FRES.

13 Opr 0.000141 O revizie tehnica pe an, deci la 8760 ore.

Page 198: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

11 FIABILITATEA ECHIPAMENTELOR NUMERICE DE PROTECTIE, COMANDA, CONTROL 191

Rezultatele obtinute se prezinta în fig. 11.10 … 11.17

0.987194927

0.012798545

0.98

0.985

0.99

0.995

1

0 5000 10000 15000 200000

0.002

0.004

0.006

0.008

0.01

0.012

0.014

PfunctPindisp

MTBF=10 AT=0.5

[ore]

Fig. 11.10 Rezultate pentru MTBF=10, AT=0.5

0.974811054

0.025175672

0.97

0.975

0.98

0.985

0.99

0.995

1

0 5000 10000 15000 20000 25000 30000 35000 400000

0.005

0.01

0.015

0.02

0.025

0.03

PfunctPindisp

MTBF=10 AT=0

[ore]

Fig. 11.11 Rezultate pentru MTBF=10, AT=0

0.993504902

0.006490646

0.993

0.994

0.995

0.996

0.997

0.998

0.999

1

0 5000 10000 15000 20000 25000 30000 35000 400000

0.001

0.002

0.003

0.004

0.005

0.006

0.007

PfunctPindisp

MTBF=20 AT=0.5

[ore]

Fig. 11.12 Rezultate pentru MTBF=20, AT=0.5

Page 199: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

192

0.987195134

0.012797396

0.986

0.988

0.99

0.992

0.994

0.996

0.998

1

0 5000 10000 15000 20000 25000 30000 35000 40000 [ore]0

0.002

0.004

0.006

0.008

0.01

0.012

0.014

PfunctPindisp

MTBF=20 AT=0

Fig. 11.13 Rezultate pentru MTBF=20, AT=0

0.997331417

0.002665952

0.997

0.9975

0.998

0.9985

0.999

0.9995

1

0 5000 10000 15000 20000 25000 30000 35000 400000

0.0005

0.001

0.0015

0.002

0.0025

0.003

PfunctPindisp

[ore]

MTBF=50 AT=0.5

Fig. 11.14 Rezultate pentru MTBF=50, AT=0.5

0.994778242

0.005217895

0.994

0.995

0.996

0.997

0.998

0.999

1

0 5000 10000 15000 20000 25000 30000 35000 400000

0.001

0.002

0.003

0.004

0.005

0.006

PfunctPindisp

[ore]

MTBF=50 AT=0

Fig. 11.15 Rezultate pentru MTBF=20, AT=0

Page 200: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

11 FIABILITATEA ECHIPAMENTELOR NUMERICE DE PROTECTIE, COMANDA, CONTROL 193

0.999893182

0.000105393

0.99988

0.9999

0.99992

0.99994

0.99996

0.99998

1

0 5000 10000 15000 20000 25000 30000 35000 400000

0.00002

0.00004

0.00006

0.00008

0.0001

0.00012

PfunctPindisp

[ore]

MTBF=10 AT=1

Fig. 11.16 Rezultate pentru MTBF=10, AT=1

0.997332019

0.002665385

0.997

0.9975

0.998

0.9985

0.999

0.9995

1

0 5000 10000 15000 20000 25000 30000 35000 400000

0.0005

0.001

0.0015

0.002

0.0025

0.003

PfunctPindisp

[ore]

MTBF=100 AT=0

Fig. 11.17 Rezultate pentru MTBF=100, AT=0

Calculând pentru CAT = 0; 0.3; 0.5; si 0.8 si pentru MTBF=10; 20 si 50 ani se obtine diagramadin fig. 11.18

0

0.005

0.01

0.015

0.02

0.025

0.03

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8

MTBF=10

MTBF=20

MTBF=50

Fig. 11.18 Sinteza rezultatelor

Page 201: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

194

Se constata ca un releu numeric cu o eficienta de 60% a rutinelor de autotest si cu unMTBF=20 ani are acelasi coeficient de indisponibilitate ca un releu clasic (CAT = 0) dar cu unMTBF=50 ani. De asemenea se observa ca acelasi releu numeric având de data aceasta oeficienta a rutinelor de autotest de 80% are acelasi coeficient de indisponibilitate ca un releuclasic cu MTBF=50 ani. Din fig. 11.16 si fig. 11.17 se constata ca în cazul unei eficientemaxime a rutinelor de autotest, pentru o MTBF=10 ani, probabilitatea de buna functionare areleului numeric (99,98%) este mai mare decât în cazul unui releu clasic cu MTBF = 100 ani(99,73%).

În concluzie, se constata ca probabilitatea de buna functionare a protectiei numericedepinde esential de eficacitatea rutielor de autotesc. Cu cât coeficientul de eficienta este maiaproape de unitate cu atât MTBF este mai mare pentru o probabilitate de buna functionare data.Pe de alta parte o protectie numerica cu o eficienta a rutinelor de autotest medie (0.8) si cu unMTBF de 20 ani sunt echivalente din punct de vedere al probabilitatii de buna functionare cuun releu clasic având un MTBF foarte ridicat de cca. 100 ani. Deci eforturile de marire afiabilitatii releelor numerice trebuie concentrate spre maximizarea eficientei rutinelor deautotestare.

11.5. Fiabilitatea sistemului SCADA

Sistemul SCADA ofera mai multe functiuni, în îndeplinirea carora sunt implicatediferite componente - hardware si software - ale sistemului. Alegerea unei arhitecturi potrivitepentru sistemul de teleconducere trebuie sa tina cont în mod necesar de implicatiile asuprafiabilitatii. Sectiunea prezenta are scopul de a face o estimare a importantei fiecareicomponente în fiabilitatea sistemului. Sunt analizate doua arhitecturi pentru sistemul deteleconducere - prima este o arhitectura restrânsa corespunzatoare unei functionalitatiminimale, iar cea de a doua este arhitectura extinsa, în care sunt luate în calcul mai multefunctiuni si care asigura redundante atât hardware cât si software.

În modelul adoptat sunt evidentiate separat componentele software respectiv celehardware. Diferitele combinatii posibile sunt redate în Tab. 11.6.

Tab. 11.6 Combinatiile posibile ale fiabilitãtii hardware si softwareFunctiunea implicã atât hardware (H) cât sisoftware (h):Functiunea are o redundantã hardware simplã.Programul este identic pe ambele platformehardwareFunctiunea are o redundantã simplã software, darcare ruleazã pe aceeasi platformã hardware

Functiunea are redundantã atât hardware cât sisoftware (douã programe diferite rulând pe douãplatforme hardware diferite)

Importanta fiabilitatii componentelor sistemului în fiabilitatea functiunilor s-a facutaplicând metoda Fussell-Vesely arborelui corespunzator de defectare a functiunii. Metodacalculeaza contributia fiecarei componente la indicele global de indisponibilitate duparelatia(7.18):

Page 202: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

11 FIABILITATEA ECHIPAMENTELOR NUMERICE DE PROTECTIE, COMANDA, CONTROL 195

IF-V = ∑∑

q

qi

j (11.18)

în care:

qi∑ reprezinta suma indisponibilitatilor taieturilor minimale care contin componenta I;

qi∑ reprezinta suma indisponibilitatilor tuturor taieturilor minimale;

Arhitectura sistemului în configuratie minima este redata în Fig. 11.19 iar în Fig.11.20 sunt redate contributiile componentelor pentru functiunile principale ale sistemului.

Fig. 11.19 Arhitectura sistemului de teleconducere în configuratie minima

c E aA hH f'F G B C1 C2

Telecomanda

Arhivare informatii

Regasire arhivaComanda Locala

0.00E+00

1.00E-01

2.00E-01

3.00E-01

4.00E-01

5.00E-01

6.00E-01

Fig. 11.20 Configuratia minima. Importanta componentelor în fiabilitatea functiunilor dupa metodaFussell-Vesely

Page 203: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

196

Fig. 11.21 Arhitectura unui sistem integrat de teleconducere, protectie si automatizare

Arhitectura unui sistem integrat de protectie, automatizare si control în statiileelectrice de transformare este redata în Fig. 11.21. Arborele de defectare corespunzatorprincipalelor functiuni (telecomanda, functiuni punct central, functiuni locale statie) esteprezentat în Fig. 11.22. În schema sunt prezentate valorile de referinta luate în calcul (rate dedefectari), precum si indicii de indisponibilitate în diferite puncte ale arborelui.În graficul din Fig. 11.24 se reda contributia componentelor în fiabilitatea functiunilor iar înFig. 11.23 este prezentata comparativ contributia componentelor în fiabilitatea globala aarhitecturii sistemului integrat (sunt reprezentate numai componentele a caror contributiedepaseste 1%).

Este important de remarcat (Fig. 11.23) ponderea mare pe care o au trei dintrecomponente: h - programele calculatorului de la nivelul statiei de transformare, a- programeleserverului de functiuni SCADA si respectiv b - programele serverului de baze de date si arhiva,a caror contributie însumeaza 73% din indisponibilitatea sistemului.

Page 204: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

11 FIABILITATEA ECHIPAMENTELOR NUMERICE DE PROTECTIE, COMANDA, CONTROL 197

Fig. 11.22 Arborele de defectare pentru principalele functiuni ale unui sistem integrat de protectie,automatizare si control

A4%

B4%

fF2%

H6%

iI2%

c3%

K1%

a21%

b21%h

31%

lL7%

Fig. 11.23 Contributia globala a fiabilitatii componentelor în ansamblul functiunilor.

Page 205: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

198

a b h lL A B fF H iI c K G G' C' C E' E

Functii Punct Central

Functii Locale StatieTelecomanda

0.00E+00

1.00E-01

2.00E-01

3.00E-01

4.00E-01

5.00E-01

6.00E-01

7.00E-01

Fig. 11.24 Sistemul integrat. Importanta componentelor în fiabilitatea functiunilordupa metoda Fussell-Vesely

11.6. Implicatiile sistemului SCADA asupra fiabilitatiiretelei si echipamentelor electrice din statiile detransformare.

Costurile de exploatare si mentenanta ale echipamentelor si instalatiilorelectroenergetice reprezinta o parte importanta din costurile generale ale furnizarii energieicatre consumatori. Noile tendinte manifestate în domeniul mentenantei predictive pot reducesemnificativ aceste costuri si pot îmbunatatii fiabilitatea globala a echipamentelor. Una dintehnicile novatoare este mentenanta centrata pe fiabilitate care înlocuieste mentenantaplanificata - efectuata la intervale fixe de timp - a echipamentelor electroenergetice cuoperatiuni de mentenanta care se efectueaza la intervale variabile de timp care depind de stareareala a echipamentului monitorizat. De fapt tehnica are la baza analiza evolutiei parametrilorechipamentului, capabila sa reliefeze tendinta de defectare a unor subansamble în intervalul detimp imediat urmator.

Pentru a putea determina momentul optim pentru efectuarea operatiunilor dementenanta asupra echipamentelor electrice din statii de transformare este deci nevoie sa avem

Page 206: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

11 FIABILITATEA ECHIPAMENTELOR NUMERICE DE PROTECTIE, COMANDA, CONTROL 199

la dispozitie tehnici de achizitie si prelucrare a parametrilor importanti ai echipamentelor. Cumfoarte multi dintre acesti parametrii sunt marimi electrice - curenti si tensiuni - ei pot fi preluatide echipamentele de achizitie si comanda specifici SCADA. Pentru alti parametrii, carepresupun achizitia de semnale nespecifice sistemelor de teleconducere, trebuie integrateadaptoare si traductoare corespunzatoare (senzori de temperatura, analizoare de gaze, traductoride vibratii etc.) sau este necesara utilizarea echipamentelor de achizitie specializate (deexemplu cu frecvente mari de esantionare).

Infrastructura sistemului de teleconducere din statia de transformare poate integra deciachizitia, stocarea si transmisia acestor marimi catre instrumentele software specializate pentruanaliza parametrilor echipamentelor în vederea implementarii mecanismelor mentenanteicentrate pe fiabilitate .

Beneficiile implementarii unui sistem de teleconducere a echipamentelor electrice dinstatiile de transformare sunt însa importante si imediate în domeniul reducerii costuriloroperatiunilor de mentenanta chiar daca nu facem apel la metodele avansate de mentenanta.

Astfel, informatiile furnizate de sistemul de teleconducere pot conduce în cele maimulte cazuri la localizarea rapida si precisa a echipamentului / instalatiei care nu a functionatcorect în conditiile unui defect în retea. Asemenea situatii apar din pacate destul de frecvent siprocedura obisnuita este de verificare atenta a tuturor echipamentelor / instalatiilor implicate,rezultând un volum de munca important. De cele mai multe ori, problema este de a decide caredin cele doua mari categorii de echipamente au provocat raspunsul incorect la defect:echipamentul primar (ex. întreruptorul de înalta tensiune) sau instalatia aferenta de protectie.Având la dispozitie un istoric detaliat al functionarii echipamentelor implicate (momentele detimp ale aparitiei si disparitiei diferitelor impulsuri de semnalizare / actionare) se poateidentifica echipamentul / subansamblul care nu a lucrat corect si restrânge astfel efortul derepunere în functiune a instalatiei.

Fara îndoiala ca identificarea corecta atât a defectului din retea cât si a eventualelorraspunsuri incorecte ale echipamentelor implicate necesita informatii mai detaliate, obtinute deregula de la echipamente si instalatii de perturbografie. Noile perturbografe digitale fac însaposibila integrarea functiunilor lor în sistemele de teleconducere astfel ca astazi regasimperturbografia mai degraba ca o functiune integrata în sistemele SCADA si de protectie decâtca un sistem distinct.

Principala preocupare a dispecerului energetic în conditiile aparitiei unui defect înretea este identificarea si localizarea acestuia. Aceasta este o conditie esentiala pentrudemararea procedurilor de izolare a defectului si de restaurare a retelei dupa defect. În lipsaunui sistem automat de preluare a informatiilor despre defect, dispecerul preia prin caile decomunicatie clasice (telefon, radio) informatiile de la operatorii din statiile de transformare.Calitatea informatiilor astfel obtinute este grefata de mai multe aspecte printre care cele maiimportante sunt: lipsa detaliilor temporale -operatorul din statie nu poate observa succesiuneaevenimentelor survenite la câteva milisecunde unul dupa altul, durata mare a culegeriiinformatiilor din statiile de transformare, si nu în cele din urma erorile umane - operatorul dinstatie poate omite / interpreta eronat unele informatii. Sistemul de teleconducere poateîmbunatatii substantial procesul decizional în conditiile aparitiei defectului în retea prin:

• informarea rapida a dispecerului asupra aparitiei defectului;

Page 207: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

200

• pune la dispozitia dispecerului informatii detaliate despre modul în care au functionatinstalatiile si echipamentele ca raspuns la aparitia defectului, în vederea localizariidefectului precum si a identificarii eventualelor echipamente / instalatii care nu au raspunscorect la defect.

• pune la dispozitia unor instrumente software specializate (sisteme expert), informatiilenecesare pentru identificarea automata a defectului si eventual pentru recomandareaactiunilor corective ce trebuie luate.

Page 208: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

BIBLIOGRAFIE

1. *** ABB “Feeder Protection Relay SPAA 341 C”, documentatie tehnica, 1994.

2. *** EPRI “Substation Integrated Protection, Control and Data Aquisition -Requirements Specification” Preliminary Report RP3599-01/0.4,Electric Power Reserch Institute Palo Alto, California, U.S.

3. *** GEC Alsthom “Protective Relays - Application Guide”, London&Wisbech, 1987.

4. *** GEC Alsthom Documentatia tehnica a protectiei de distanta OPTIMHO.

5. *** GEC Alsthom Documentatia tehnica a releului diferential KBCH 140

6. *** SEL “SEL Application Guide”, Pullman - Washington, USA, 1996.

7. *** SEL Documentatiile tehnice ale releelor SEL-321 si SEL-351, Pullman -Washington, SUA, 1996-1997.

8. *** SIEMENS “Line Protection Relay 7SA511”, documentatie tehnica, 1993.

9. *** SIEMENS “Numerical Overcurrent Protection Relay 7SJ531”, documentatietehnica, 1996.

10. *** SIEMENS Mapa de prezentare SINAUT-SPECTRUM 1995

11. *** Swiss Laboratories “Adaptoare de curent-tensiune LEM”, documentatie tehnica, 1993.

12. *** TELECOMM “CDR - 16.32” documentatie tehnica, 1995

13. *** TELECOMM “DIPA - ACE” documentatie tehnica, 1996

14. *** USAF “Methodology for Software Reliability Prediction and Assesment”Technical Report RL-TR92-52, 1992, Air Force Rome Laboratory,U.S.

15. ***ABB “Feeder Protection Relay SPAA 341 C”, documentatie tehnica, 1994.

16. Abdalla-Ghaly,A. A. Chan, B. L. P. Y.

“Evaluation of competing reliability predictions” IEEE Transactionson Software Engineering, pag. 950-967, 1986.

17. Ancoin G. “Detection of Distribution High Impedance Faults using Burst NoiseSignals Near 60 Hz.”, IEEE Transaction on Power Delivery, Vol.PWRD-2, No.2, April 1987, pp. 342-348.

18. Andrei S.,Trusca V.

“Bericht über der Aktivität und Rahmerr des Antrags Rechnergestützte Teilentagungsdetektion und Diagnostik durch den Einsatzneuronaler Netze”, T.H., Darmstadt, 1996.

19. Antoniu I.S. “Bazele electrotehnicii”, Ed. Didactica si Pedagogica, Bucuresti,1974.

20. Apostolov A.,Zocholl S.

“Conventional Relays with Nonconventional Sources”, 21st AnnualWestern Protective Relay Conference, Spokane, Washington, 1994,pp. 1-12.

21. Avizienis, A. “The n-version approach to fault-tolerant software” IEEETransactions on Software Engineering, pp. 1491-1501, Dec. 1985.

Page 209: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

202

22. Badea I si colectiv “Protectia prin relee si automatizarea sistemelor electrice”, Ed.Tehnica, Bucuresti, 1973.

23. Bâla C. “Bobine de reactanta pentru sisteme energetice”, Ed. Tehnica,Bucuresti, 1984.

24. Balasiu F. “Echipament de protectie, masura si automatizare pentru liniielectrice de medie tensiune”, Referat sinteza nr.1, U.T.Timisoara,1995

25. Balasiu F. “Echipament de protectie, masura si automatizare pentru liniielectrice de medie tensiune”, Referat sinteza nr.3, U.T.Timisoara,1996

26. Balasiu F.,Gal S.

“Preparing the Distribution System in Romania for the New MarketEconomy”, DA / DSM Europe’95, Conference Proceedings,

Vol.2, November 1995, pp. 303-316.

27. Balasiu, F. “Echipament de protectie, masura si automatizare pentru liniielectrice de medie tensiune”, Referat sinteza nr.2, U.T.Timisoara,1995

28. Balasiu, F.Gal, S.

“Preparing the Distribution System in Romania for the New MarketEconomy”, DA / DSM Europe’95, Conference Proceedings,

Vol.2, November 1995, pag. 303-316.

29. Balog A. “Standardele ISO 9000 în domeniul calitatii software” rev. PCWorldNr. 6/1995 pag. 50

30. Baraboi A.,Adam M., Cristea I.,Hnatiuc E.

“Tehnici moderne de comutatie de putere”, Ed. A 92, Iasi, 1996.

31. Bastard, Bertrand,Emura, Meunier

“The technique of finite-impulse-response filtering applied to digitalprotection and control of medium voltage power system”, IEEETransaction on Power Delivery, Vol.7, No.2, April 1992, pp.620-626.

32. Bejan I., Balaban G. “Automatizari si telecomenzi în electroenergetica”, Ed. Didactica siPedagogica, Bucuresti, 1976.

33. Beldjilali, B.Bouamrane, K.

“An Object Oriented Model for an Inference Motor of order one inC++” - lucrare la Conferinta AMSE, Brno 1995, Proceedings Vol. 2

34. Benchimol, G.Levine, P.Pomerol, J-C

“Sisteme expert în intreprindere” Ed. Tehnica Bucuresti, 1993

35. Benmouyal G. “Removal of DC-offset in current waveforms using digital mimicfiltering”, IEEE Transaction on Power Delivery, Vol.10, No.2, April1995, pp.621-630.

36. Bertrand, B.Meunier, E.

“The technique of finite-impulse-response filtering applied to digitalprotection and control of medium voltage power system”, IEEETransaction on Power Delivery, Vol.7, No.2, April 1992, pp.620-626.

37. Bodea I., si colectiv “Circuite integrate liniare”, Ed. Tehnica, Bucuresti, 1985.

38. Borangiu, Th.Dobrescu, R.Hossu, A.Molin, S.

“Conducerea multiprocesor în timp real a structurilor flexibile defabricatie”. Ed. Tehnica Bucuresti, 1989

39. Calin S.,Tugulea A.

“Protectia prin relee si automatizarea sistemelor energetice”, Ed.Didactica si Pedagogica, Bucuresti, 1969.

Page 210: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

BIBLIOGRAFIE 203

40. Capatîna O., si colectiv “Proiectarea cu microcalculatoare integrate”, Ed. Dacia, Cluj-Napoca,1992.

41. Capkovic, F. “Fuzzy logic in Rule Based Knowledge Representation” - lucrare laConferinta AMSE, Brno 1995, Proceedings Vol. 1

42. Cârtina, Gh.Georgescu, Gh.Gavrilas, M.Bonciu, C.

“Retele neuronale si sisteme expert în energetica” - Ed. Gh. AsachiIasi, 1994

43. Cristea, V.Tapus, N.Moisa, T.Damian, V.

“Retele de calculatoare” Ed. Teora 1992

44. David C. Yu, “An adaptive High and Low Impedance Fault Detection Method.”,IEEE Transaction on Power Delivery, Vol.9, No.4, October 1994,pp.1812-1818.

45. Davidoviciu, A.Barbat, B.

“Limbaje de programare pentru sisteme în timp real” - Ed. TehnicaBucuresti, 1986

46. Davidoviciu, A.Diatcu, E.Freidzon, I. R.Filipov, L. G.

“Minicalculatoarele si microcalculatorarele în conducerea proceselorindustriale” - Ed. Tehnica Bucuresti, 1983

47. Dodescu Gh. s.a. “Informatica” Ed. Stiintifica si Enciclopedica Bucuresti, 1987

48. Durocher, D. “Langage: An expert system for alarm processing” Proc. ElevennthBiennal IEEE Workshop on Power Systems Control Centers,Montreal, Canada, 1990

49. Elneweihi,Schweitzer,Feltis

“Negative-sequence overcurrent element application andcoordination in distribution protection”, IEEE Transaction on PowerDelivery, Vol.8, No.3, July 1993, pp.915-923.

50. Emanoil Alex. “Protectia prin relee”, Ed. Tehnica, Bucuresti, 1984.

51. Emanuel A.E.,Cyganski D.,Orr A.,Gulachenski E.M.,Shiller S.

“High Impedance Fault Arcing on Sandy Soil in 15 kV DistributionFeeders: Contributions to the Evaluation of the Low FrequencySpectrum.”, IEEE Transaction on Power Delivery, Vol.5, No.2, April1990, pp.676-683.

52. Eremia, M.Crisciu, H.Ungureanu, B.

“Analiza asistata de calculator a regimurilor sistemelorelectroenergetice’ Ed. Tehnica Bucuresti, 1985

53. Eremia, M.Sanduleac, M.

“Introducerea sistemelor expert. Aspecte generale” - rev. EnergeticaNr. 5, seria B, 1993

54. Eremia, M.Sanduleac, M.Pavel, E.

“Preocuparile CIGRE în domeniul utilizarii tehnicilor inteligenteiartificiale” - rev. Energetica Nr.5 seria B, 1993

55. Eremia, M.Trecat, J.Peroi, C.Bulac, C.

“Sistem expert pentru controlul U-Q în sistemul energetic” - lucrarela Conferinta Retele electrice de foarte înalte tensiune”, Sibiu 1995,Proceedings Vol.3

56. Fagarasan T. “Structura echipamentelor cu prelucrare distribuita pentruteleconducerea instalatiilor energetice din statiile de transformare”,Referat sinteza nr.2, U.T.Timisoara, 1995.

57. Fagarasan, T. “Sistem de teleconducere distribuita a instalatiilor electroenergeticedin statiile de transformare” - lucrare prezentata la Conferinta deElectroenergetica Timisoara 1994.

Page 211: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

204

58. Fagarasan, T. “Sisteme expert si inteligenta artificiala cu aplicabilitate înconducerea instalatiilor electroenergetice” Referat sinteza nr. 3,U.T.Timisoara, 1995.

59. Fagarasan, T. “Structura echipamentelor cu prelucrare distribuita pentruteleconducerea instalatiilor energetice din statiile de transformare”,Referat sinteza nr. 1, U.T.Timisoara, 1995.

60. Feher, K. s.a. “Comunicatii digitale avansate”, vol. 1 Ed. Tehnica Bucuresti, 1993

61. Felea I. “Ingineria fiabilitatii în electroenergetica”, Ed. Didactica siPedagogica R.A., Bucuresti, 1996.

62. Gal S. “Protectie de distanta digitala pentru sistemul electroenergetic”, Tezade Doctorat, Universitatea Tehnica Timisoara, 1994.

63. Gal S. “Scheme de relee complexe în energetica”, Ed. Tehnica, Bucuresti,1988.

64. Gal S.,Balasiu F.

“Recent Experience of RNEL-SIBIU in Application of Databases forProtection Systems, CIGRÉ Study Committee 34 Colloquium andMeeting, Johannesburg, South Africa, 28.09-04.10.1997.

65. Gal S.,Fagarasan T.,Blagu I.,Balasiu F.

“Development of RENEL SIBIU’s Scada and Monotoring Systemsand Improvement of Protective System Handling Digital ProtectionIntegrated into Scada Systems”, CIRED - 14th InternationalConference on Electricity Distribution, Birmingham, 2-5 June 1997.

66. Gal, S.Blagu, I.

“Conception of monitoring the functional parameters of electricpower equipement in a transport plant” - lucrare la Conferinta deRetele Electrice de Foarte Înalta Tensiune”, Sibiu 1995, ProceedingsVol.2

67. Gal, S.Vasilievici, Al.

“Digital remote protection for high voltage networks” - lucrare laConferinta Retele electrice de foarte înalte tensiune”, Sibiu 1995,Proceedings Vol.3

68. Gal, S. “Protectie de distanta digitala pentru sistemul electroenergetic”, Tezade Doctorat, Universitatea Tehnica Timisoara, 1994.

69. Gal, S. “Scheme de relee complexe în energetica”, Ed. Tehnica, Bucuresti,1988.

70. Gal, S.Maries, H.Fagarasan, T.Balasiu, F.Blagu, I.

“Using AM/FM/GIS Data within the RENEL-Sibiu T&D SubsidiaryIntegrated Information System” lucrare la conferinta DA/DSMEurope DistribuTECH 97, Amsterdam

71. Gangadharan, A. “Microprocessor based step quadrilateral distance relay for theprotection of EHV/UHV transmission lines”, IEEE Transaction onPower Delivery, Vol.7, No.1, January 1992, pp.91-97.

72. GEC Alsthom “Protective Relays - Application Guide”, London&Wisbech, 1987.

73. GEC Alsthom Documentatia tehnica a protectiei de distanta OPTIMHO.

74. GEC Alsthom Documentatia tehnica a releului diferential KBCH 140

75. Gernot, D. “Detection de defauts a la terre tres resistants sur les reseauxcompenses”, Simpozionul de la Mulhouse 1995, Vol.D2, pag. 109-114.

76. Giris, H.Bin, Ch.

“An adaptive scheme for digital protection of power transformers”,IEEE Transaction on Power Delivery, Vol.7, No.2, April 1992,pp.546-552.

Page 212: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

BIBLIOGRAFIE 205

77. Guilmain, C.Theunissen, J.M.Newbould, J.C.

“Configuration of substation secondary equipment”. SimpozionCIGRE Helsinki 1995, ref. 34.07.

78. Guzman A.,Roberts J.,Hou D.

“New Ground Directional Elements Operate Reliably for ChangingSystem Conditions”, 23rd Annual Western Protective RelayConference, Spokane, Washington, 15-17 October 1996.

79. Hnatiuc, Leonte P. “Modern Aspects on Construction of Electrical Apparatus”,Conferinta Internationala OPTIM’94, Brasov.

80. Hortopan G “Aparate Electrice”, Ed. Didactica si Pedagogica, Bucuresti, 1972.

81. Hortopan Gh. “Aparate electrice de comutatie”, Ed. Tehnica, Bucuresti, 1993.

82. Hortopan Gh.,Trusca V.,Pavelescu D.,Serbanescu M.,Nitu S.

“Aparate electrice de comutatie. Tehnica fenomenelor rapide”, Ed.Tehnica, Bucuresti, 1985.

83. Hortopan, G. “Aparate Electrice”, Ed. Didactica si Pedagogica, Bucuresti, 1972.

84. Hortopan, Gh. “Aparate elecrice de comutatie”, Ed. Tehnica, 1993

85. Hosokawa, N. S. “Advanced communication system for power system stabilizationand protection systems” , CIGRE 35/34-02, 1996.

86. Hou D., Schweitzer E.O. “Filtering for Protective Relays”, Western Protective RelayConference, 1992.

87. Huck, R.Botezat, M.Morogan, L.Câmpeanu, L.Poida, A.Ciobanu Gh.

“Implementation of the first digital integrated system with localfunctions at substation level for 400kV Cernavoda Substation andincluding it in the RENEL Communication System” lucrare laConferinta Retele electrice de foarte înalte tensiune”, Sibiu 1995,Proceedings Vol.3

88. Hupfauer H. “Communication System for Relaying”, Session CIGRÉ Paris, 1996.

89. Hupfauer, K.Koch, M.

“Wide-Band Communication for Transmission Line Relaying” ,35/34-01, Session CIGRE Paris, 1996.

90. Ignat, I.Muntean, E.Pusztai, K.

“Unix- Gestiunea Fisierelor” Ed. Microinformatica Cluj Napoca,1992

91. Ivan, I.Nesca, Gh.

“Optimizarea costului calitatii sistemelor de programe” rev.PCWorld, Nr. 6/1995, pg58

92. Ivas, D.Munteanu, F.

“Functiunile unui sistem expert în centrele de conducere ale retelelorelectrice si arhitecturi care pot prelua aceste functiuni” - - rev.Energetica Nr.1 seria B, 1994

93. Ivascu C. “Protectia prin relee si automatizari în sisteme electroenergetice”,I.P. Timisoara, 1983.

94. Ivascu C.,Oprea I.

“Implementarea calculatorului numeric în protectiile sistemelorelectroenergetice”, Buletin stiintific si tehnic al U.T. Timisoara,1990.

95. Jeerings D.I.,Linders J.R.

“A Practical Protective Relay for Down - Conductor Faults”, IEEETransaction on Power Delivery, Vol.6, No.2, April1991, pp. 565-571

96. Jeerings D.I.,Linders J.R.

“Unique Aspects of Distribution System Harmonics due to HighImpedance Grounds Faults”, IEEE Transaction on Power Delivery,Vol.5, No.2, April 1990, pp. 1086-1092.

Page 213: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

206

97. Jones, C. J.Beierl, O.Colombo, E. s. a.

“Guidelines for monitoring, control and supervision of GISingorporating advanced technologies”. Simpozionul CIGRE 1996,ref. 23-203

98. Joyce, E. “Software bugs: A matter of life and liability” Datamation, May1987.

99. Kamwa, G. “Fast adaptive schemes for tracking voltage phasor and localfrequency in power transmission and distribution systems”, IEEETransaction on Power Delivery, Vol.7, No.2, April 1992, pp.789-795.

100. Keiller, P. A.Miller, D. R.

“On the use and the performance of software reliability growthmodels” Reliability Engineering and System Safety, pp. 95-117,1991.

101. Kennedy J.M., Thorp J.S. “Variable Digital Filter Response Time in a Digital Distance Relay”,General Electric Company Publication, USA, 1993.

102. Knight, J. C.Leveson, N. G.

“A reply to the criticisms of the Knight & Leveson experiment”ACM SIGSOFT Software Engineering Notes, Jan. 1990.

103. Knight, J. C.Leveson, N. G.

“An experimental evaluation of the assumptions of independence inmultiversion programming” IEEE Transactions on SoftwareEngineering, vol. SE-12, pp. 96-109, Jan. 1986.

104. Knuth, D. E. “Tratat de programarea calculatoarelor. Algoritmi fundamentali” -Ed. Tehnica Bucuresti, 1974

105. Kwon, Gi Won LeePark, M. ChulYoon Ho Yoo

“High impedance detection utilizing incremental variance ofnormalized even order harmonic power”, IEEE Transaction onPower Delivery, Vol.6, No.2, April 1991, pp.557-563.

106. Labos, S. S. “Schutz von Hochspannungsleitungen mit Mikrorechnern”,Wissenschaftliche Konferenz fur Energie Wirtschaft”, Zittau 1982,pp. 147-156

107. Laughton, M. A. “Expert application in power ssytems” - Prentice Hall International,1990

108. Leonte P. “Aparate electrice”, Vol. 1 si 2, I.P. Iasi, 1983.

109. Leveson, N. G. “Software safety: What, why, and how” Computing Surveys, vol. 18,June 1986.

110. Lin, Cheng, Huang, Yeh “Investigation of magnetizing inrush current in transformers”, IEEETransaction on Power Delivery, Vol.8, No.1, Junuary 1993, pp.246-263.

111. Littlewood, B.Keiller, P. A.

“Adaptive software reliability modeling” in 14th InternationalSymposium on Fault-Tolerant Computing, pp. 108-113, IEEEComputer Society Press, 1984.

112. Littlewood, B. “Predicting software reliability” Philosophical Transactions of theRoyal Society (London), pp. 513-526, 1989.

113. Littlewood, B. “Stochastic reliability-growth: A model for fault-removal incomputer programs and hardware designs” IEEE Transactions onReliability, pp. 313-320, 1981.

114. Lopez Fernandez “Experience of ree with digital control systems in transportsubstations”, CIGRE 34-102, 1996.

115. Mann, N. R.Schafer, R. E.Singpurwalla, N. D.

Methods for Statistical Analysis of Reliability and Life Data. NewYork: John Wiley & Sons, 1974.

Page 214: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

BIBLIOGRAFIE 207

116. Manolescu P. “Masuri electrice si electronoce”, Ed. Didactica si Pedagogica,Bucuresti, 1980.

117. Matlac I. “Aparate electrice de comutatie”, I.P. Brasov, 1971.

118. Matlac I. “Convertoare electroenergetice”, Ed. Facla, Timisoara, 1987.

119. Matlac, I. “Aparate electrice de comutatie”, I.P. Brasov, 1971.

120. Matlac, I. “Convertoare electroenergetice”, Ed. Facla, Timisoara, 1987.

121. McLaren,Swift,Zhang

“Open systems relaying”, IEEE Transaction on Power Delivery,Vol.9, No.3, July 1992, pp.1316-1324.

122. McLaren, Swift, Zhang “A new directional element for numerical distance relays”, IEEETransaction on Power Delivery, Vol.10, No.2, April 1995, pp.666-675.

123. McLaren, Swift, Zhang “Open systems relaying”, IEEE Transaction on Power Delivery,Vol.9, No.3, July 1992, pp.1316-1324.

124. Miao, HanjinWu, Jaw-ShyangLiu, Chen-Ching

“Inteligent System Methodologies for Alarm Processing, FaultDiagnosis and System Restoration” rev. Energetica Nr. 4, seria B,1995

125. Mihoc D., Iliescu S. “Automatizari si protectii prin relee în sistemele electroenergetice”,Ed. Didactica si Pedagogica, Bucuresti, 1983.

126. Miller, D. “Making statistical inferences about software reliability” NASAContractor Report 4197, Nov. 1988.

127. Minovic M. “Schaltgeräte”, Hütkig Pflaüm Verlag, München-Heidelberg, 1977.

128. Mocanu C.I. “Teoria câmpului electromagnetic”, Ed. Didactica si Pedagogica,Bucuresti, 1981.

129. Mocanu C.I. “Teoria circuitelor electrice”, Ed. Didactica si Pedagogica, Bucuresti,1981.

130. Moga, M. “Conducerea proceselor din energetica cu calculatoare de proces”.Editura Mirton, Timisoara 1997

131. Moldovan L. “Echipamente electrice”, U.T. Timisoara, 1994.

132. Moldovan L. “Proiectarea aparatelor si echipamentelor electrice”, U.T. Timisoara,1994.

133. Moldovan, L. “Echipamente electrice”, U.T. Timisoara, 1994.

134. Munteanu, R. “Fiabilitate”

135. Muresan T., Schlet Z., Buta A.,Moldovan L., Popescu V.

“Aparate si instalatii pentru reducerea consumului de energieelectrica în industrie”, Ed. Facla, Timisoara, 1984.

136. Murty V.V.S.Yalla “A digital Multifunction Protective Relay”. IEEE Transaction onPower Delivery, Vol.7, No.1, January 1992, pp. 193-199.

137. Musatescu, V.Varsandam

“Contributii privind realizarea unui sistem expert pentru operatiile dereconfigurare a retelelor electrice de distribuitie” - rev. EnergeticaNr.5 seria B, 1993

138. Musatescu, V.Popescu, M.Prisecaru, I.

“Sistem expert pentru diagnoza condensatorului grupului DSL-50” -rev. Energetica Nr.5 seria B, 1993

Page 215: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

208

139. Muslea, I. “C++ pentru avansati” Ed. Microinformatica Cluj Napoca, 1994

140. Nagel, P. M.Skrivan, J. A.

“Software reliability: Repetitive run experimentation and modeling”NASA Contractor Report 165836, Feb. 1982.

141. Nazarko, J.Zalewski, W.

“An application of the Fuzzy Set Theory to Power DistributionSystem Calculations” lucrare la Conferinta AMSE, Brno 1995,Proceedings Vol. 1

142. Niculae, I.Lazarescu, M.Rancu, L.Stan, C.Badanau, M.Oprea, L.

“Sistem deschis de conducere a proceselor energetice” - rev.Energetica nr. 5, seria A, 1995

143. Nitu V. I., Festila C., Matlac I. “Echipamente electrice si electrotehnice de automatizare”, Ed.Didactica si Pedagogica, Bucuresti, 1983.

144. Nitu V. I., Ionescu C. “Fiabilitate în energetica”, Ed. Didactica si Pedagogica, Bucuresti,1980.

145. Nitu, V. I.Festila, C.Matlac, I.

“Echipamente electrice si electrotehnice de automatizare”, Ed.Didactica si Pedagogica, Bucuresti, 1983.

146. Ohnishi “Instalation Deterioration Monitoring System for Ungrounded PowerDistribution Systems.”, IEEE Transanction on Power Delivery,Vol.9, No.2, April 1994.

147. Omar, A. S. Y. “A fundamental digital approach to impedance relays”, IEEETransaction on Power Delivery, Vol.7, No.4, October 1992, pp.1861-1867.

148. Oprea, L.Badanau, M.Stan, C.Rancu, L.

“Data procesing system for monitoring high voltage electric station”- lucrare la Conferinta Retele electrice de foarte înalte tensiune”,Sibiu 1995, Proceedings Vol.3

149. Panoiu, Al.Cristea, V. s. a.

“UNIX” Ed. Teora 1993

150. Patrascoiu, S.Hurdubetiu, S.

“Sistem expert pentru preselectarea contingentelor periculoase” - rev. Energetica Nr.2, seria B 1995

151. Patriota De Siqueira I. “Reliability of Protective Apparatus and its Impact on Power SystemPerformance”, 34-201, Session CIGRÉ Paris, 1996.

152. Paunescu, F.Golesteanu, D. P.

“Sisteme de prelucrare distribuita si aplicatiile lor” Ed. TehnicaBucuresti , 1993

153. Pavelescu D., Trusca V., s.a. “Masurarea si studiul caracteristicilor arcului electric într-un modelde întreruptor de joasa tensiune cu comutatie în vid”, Simpozionul“Electrotehnica-‘96”, Bucuresti, 1996, Proceedings, pp. 40-46.

154. Pavelescu, D.Trusca V. s.a.

“Masurarea si studiul caracteristicilor arcului electric într-un modulde întreruptor de j.t. cu comutatie în vid”, Simpozionul“Electrotehnica ‘96”, Bucuresti 1996, Proceedings pg. 40-46

155. Penescu C., Calin S. “Ptotectia prin relee electronice a sistemelor electrice”, Ed. Tehnica,Bucuresti, 1969.

156. Peterson, I. “A digital matter of life and death” Science News, Mar. 1988.

157. Phadke “Synnchronized sampling and phasor measurement for relaying andcontrol”, IEEE Transaction on Power Delivery, Vol.9, No.1, January1994, pp.442-452.

Page 216: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

BIBLIOGRAFIE 209

158. Poeata A., Arie A., Crisan M., ButaA.

“Transportul si distributia energiei electrice”, Ed. Didactica siPedagogica, Bucuresti, 1981.

159. Pop E. si colectiv “Tehnici moderne de masurare”, Ed. Facla, 1983.

160. Popardovsky, V.Matuskova, I.

“Artificial neural network as Supervisory Control for Discrete EventDynamic Systems” - lucrare la Conferinta AMSE, Brno 1995,Proceedings Vol. 1

161. Russel, G. Sage “Unix pentru profesionisti” Ed. De Vest Timisoara 1993

162. Sanduleac, M.Iftimie, M.Iftimie, M.

“Retele neuronale feed-forward si Kohonen - solutii de implementaresi studii de comportament” - rev. Energetica Nr.5 seria B, 1993

163. Santoso, A. “Real-time software testing for microprocessor-based protectiverelays”, IEEE Transaction on Power Delivery, Vol.9, No.3, July1994, pp.1359-1367.

164. Schett, G.Engler, F.Jaussi, F.Pettersson, K.Kaczkowski, A.

The intelligent GIS - a fundamental change in the combination ofprimary and secondary equipment - lucrare prezentata laSimpozionul CIGRE 1996 ref. 34-104

165. Schweitzer E.O. “New developments in distance relay polarization and fault typeselection”, 16th Annual Western Protective Relay Conference,Spokane, 1989, pp.2-18.

166. Schweitzer E.O., Jeff Roberts “Distance Relay Element Design”, 46th Annual Conference forProtective Relay Engineers, Texas A&M University College Station,Texas, April 1993, pp. 1 - 26.

167. Schweitzer EngineeringLaboratories

“SEL Application Guide”, Pullman - Washington, USA, 1996.

168. Schweitzer EngineeringLaboratories

Documentatiile tehnice ale releelor SEL-321 si SEL-351, Pullman -Washington, SUA, 1996-1997.

169. Schweitzer, E.O. “New developments in distance relay polarization and fault typeselection”, 16th Annual Western Protective Relay Conference,Spokane, 1989, pp.2-18.

170. Scott, R. K.Gault, J. W.McAllister, D. F.

“Fault-tolerant software reliability modeling” IEEE Transactions onSoftware Engineering, May 1987.

171. Shimeall, T. J.Leveson, N. G.

“An empirical comparison of software fault-tolerance and faultelimination” IEEE Transactions on Software Engineering, pp. 173-183, Feb. 1991.

172. Sidhu,Singh,Sachdev

“Design, Implementation and Testing of An Artificial NeuralNetwork Based Fault Direction Discriminator for ProtectingTransmission Lines”, IEEE Transaction on Power Delivery, Vol.10,No.2, April 1995, pp.697-706.

173. SIEMENS “Line Protection Relay 7SA511”, documentatie tehnica, 1993.

174. SIEMENS “Numerical Overcurrent Protection Relay 7SJ531”, documentatietehnica, 1996.

175. Sima, V.Varga, A.

“Practica optimizarii asistate de calculator”. Ed. Tehnica Bucuresti,1986

176. Sora C. “Bazele electrotehnicii”, Ed. Didactica si Pedagogica, Bucuresti,1982.

177. Suciu I. “Aparate electrice”, Ed. Didactica si Pedagogica, Bucuresti, 1968.

Page 217: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

210

178. Suciu I. “Bazele echipamentelor electrice”, Ed. Facla, Timisoara, 1980.

179. Swartz L., Melcher J.C. “Integrated Protection, Control and Data Aquisition in Substations”,34-109, Session CIGRÉ Paris, 1996.

180. Swartz, L.Melcher, J. C.

“Integrated protection, control and data aquisistion in substations” -Simpozionul CIGRE 1996 ref. 34-109

181. Switzerland Laboratories “Module adaptoare de curent-tensiune - LEM”, documentatietehnica, 1993.

182. TELECOMM “CDR - 16.32” documentatie tehnica, 1995

183. TELECOMM “DIPA - ACE” documentatie tehnica, 1996

184. Tertisco, M.Stoica, P.Popescu, Th.

“Identificarea asistata de calculator a sistemelor” - Ed. TehnicaBucuresti, 1987

185. Thurein, I. P. “Adequacy of system security assessments tools for systemoperators” - Proc. CIGRE 1986 Session, Paris

186. Toderean, G.Costeiu, M.Giurgiu, M.

“Retele neuronale artificiale” Ed. Albastra Cluj Napoca, 1995

187. Toderean, G.Costeiu, M.Giurgiu, M.

“Retele neuronale” Ed. Microinformatica Cluj Napoca, 1994

188. Toderean, G.Giurgiu, MLupu, E.Dobrota, V.

“Transputere si procesoare de semnal”. Ed. Microinformatica ClujNapoca, 1993

189. Toivonen, M. “Digital multirate algorithms for measurement of voltage, current,power and flicker”, IEEE Transaction on Power Delivery, Vol.10,No.1, Junuary 1995, pp.116-126.

190. Trifu, R.Balog, Al.

“Testarea si evaluarea produselor program” rev. PC World Nr.6/1995, pg.52

191. Trusca V., Popescu M.O. “Tehnologia de fabricatie a aparatelor electrice”, Ed. ICPE,Bucuresti, 1996.

192. Vasilievici Alex. “Aparate si echipamente electrice”, Vol. 1 si 2, Ed. MS, Sibiu, 1995-1996.

193. Vasilievici Alex.,Balasiu F.

"Integrated Equipment of Protection, Automation & Measure forMean Voltage Network in Power Transformation Stations andSubstations", International AMSE Conference Proceedings, Brno1995, Vol. 4, pp. 150-159

194. Vasilievici Alex.,Balasiu F.

“Equipment of Protection, Automation and Measurement forMedium Voltage Networks”, 6th International Expert Meeting,University of Maribor, University of Ljubljana, Maribor - Slovenia,13-15 May 1997.

195. Vasilievici Alex.,Balasiu F.

“Tratarea mixta a retelelor de medie tensiune - consideratii asuprainstalatiilor de protectie”, Conferinta de Electroenergetica, U.P.Timisoara, 1997.

196. Vasilievici Alex.,Balasiu F.,Gal S.

“Locator de defecte pentru linii de înalta tensiune”, Conferinta deElectroenergetica, U. P. Timisoara, 1997.

197. Vasilievici Alex.,Balasiu F.,Gal S.

“Protectii numerice pentru linii de înalta si medie tensiune”,Simposion 75 ani Fac. Electrotehnica, I.P. Bucuresti, 1996.

Page 218: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

BIBLIOGRAFIE 211

198. Vasilievici Alex.,Balasiu F.,Gal S.,Fagarasan T.,Blagu I.

“Sistem de monitorizare a parametrilor unei celule de transformator400/220 kV”, Sesiunea de comunicari stiintifice, Fac. de inginerie,Sibiu, 1995.

199. Vasilievici Alex.,Gal S.

“Algoritmi ai programelor protectiei de distanta digitale”, RevistaEnergetica, 1992.

200. Vasilievici Alex.,Gal S.

“Asupra elementelor de structura hard ale unei protectii de distantapentru sistemul energetic”, Simpozionul national al retelelorelectrice, Bacau, 1992.

201. Vasilievici Alex.,Gal S.

“Echipamentul de executie si dispozitia constructiva aechipamentelor componente ale protectiei digitale de distanta”,Sesiunea de comunicari stiintifice a Universitatii E. Murgu, Resita,1993.

202. Vasilievici, Al.Gal, S.

“Algoritmi ai programelor protectiei de distanta digitale”, RevistaEnergetica, 1992.

203. Vasilievici, Al. “Aparate si echipamente electrice”, Vol. 1 si 2, Ed. MS, Sibiu, 1995-1996.

204. Vasilievici, Al.Gal, S.

“Asupra elementelor de structura hard ale unei protectii de distantapentru sistemul energetic”, Simpozionul national al retelelorelectrice, Bacau, 1992.

205. Vasilievici, Al.Fagarasan, T.

“Distributed management system for power transformer substations”- Proceedings conferinta AMSE’95 Brno, Cehia

206. Vasilievici, Al.Balasiu F.

“Echipament de protectie, automatizare si masura pentru linii demedie tensiune”, Conferinta de Electroenergetica, U.T. Timisoara,17-18.11.1994.

207. Vasilievici, Al.Gal, S.

“Echipamentul de executie si dispozitia constructiva aechipamentelor componente ale protectiei digitale de distanta”,Sesiunea de comunicari stiintifice a Universitatii E. Murgu, Resita,1993.

208. Vasilievici, Al.Balasiu F.

“Equipment of Protection, Automation and Measurement forMedium Voltage Networks”, 6th International Expert Meeting,University of Maribor, University of Ljubljana, Maribor - Slovenia,13-15 May 1997.

209. Vasilievici, Al.Balasiu, F.

“Integrated Equipment of Protection, Automation & Measure forMean Voltage Network in Power Transformation Stations andSubstations”, International AMSE Conference Proceedings, Brno1995, Vol. 4, pp. 150-159

210. Vasilievici, Al.Balasiu, F.Gal, S.

“Locator de defecte pentru linii de înalta tensiune”, Conferinta deElectroenergetica, U. P. Timisoara, 1997.

211. Vasilievici, Al.Balasiu, F.Gal, S.

“Protectii numerice pentru linii de înalta si medie tensiune”,Simposion 75 ani Fac. Electrotehnica, I.P. Bucuresti, 1996.

212. Vasilievici, Al.Balasiu, F.Gal, S.Fagarasan, T.Blagu, I.

“Sistem de monitorizare a parametrilor unei celule de transformator400/220 kV”, Sesiunea de comunicari stiintifice, Fac. de inginerie,Sibiu, 1995.

213. Vasilievici, Al.Fagarasan, T.Blagu, I.

“Supervision, Control and Monitoring for High Voltage Networks” -Proceedings Conferinta OPTIM’96 - Brasov

Page 219: Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

212

214. Vasilievici, Al.Fagarasan, T.Blagu, I.

“Supravegherea, controlul si monitorizarea instalatiilor de înaltatensiune” - lucrare prezentata la Simpozionul jubiliar Electrotehnica’96, Bucuresti 1996

215. Vasilievici, Al.Balasiu F.

“Tratarea mixta a retelelor de medie tensiune - consideratii asuprainstalatiilor de protectie”, Conferinta de Electroenergetica, U.P.Timisoara, 1997.

216. Vesely, W. E. “The Evaluation and Optimization of Maintenance Effectiveness onUnavailability and Risk” - Reliability Engineering and System Safety41 (1993)

217. Villandagos, J.Gonzalez de Mendivil, J.Alastrue, C. F.

“Automatic Fuzzy Control Based on Neural Networks for DC.Engines - lucrare la Conferinta AMSE, Brno 1995, Proceedings Vol.2

218. Viziteu I. “Aspecte ale modelarii matematice a fiabilitatii releelor de distanta”,Sesiunea stiintifica jubiliara - 80 ani de invatamînt electrotehnic -Iasi, 1992.

219. Viziteu I., Ivascu C. “Mentenanta preventiva si cresterea eficientei instalatiilor deprotectie prin relee”, Revista Energetica, nr. 5B, 1995.

220. Wahlström B., Aoshima Y., MinoY., Lajoie-Mazenc C., TordersonD.R., Zomers A.N.

“The Future Substation: A Reflective Approach”, 23-207, SessionCIGRÉ. Paris, 1996.

221. Waterman, D. A. “A guide to expert systems” - Addison-Wesley Publishing Co., Inc.,Reading, MA

222. Williams, C. J. “We distribute enough energy but not enough intelligence” DA/DSMConference Viena 96

223. Wook, Hynn Kwon “High Impedance Fault Detection utilizing IncrementalVariance ofNormalized Even Order Harmonic Power”. IEEE Transaction onPower Delivery, Vol.6, No.2., April 1991, pp. 557-563

224. Xia, He, Li “A Reliable Digital Directional Relay Based on CompensetedVoltage Comparison for E.H.V. Trenasmission Lines”, IEEETransaction on Power Delivery, Vol.7, No.4, October 1992, pp.1955-1961.

225. Zocholl S., Jeff Roberts,Benmouyal G.

“Selecting CTs to Optimize Relay Performance”, 50th AnnualProtective Relay Engineers Conference, Texas A&M UniversityCollege Station, Texas, 7-9 April 1997.