1

Capitolul 1 Noţiuni introductive

[4] 1.1. Definirea şi obiectivele automatizării şi protecţiei prin relee

din sistemele electroenergetice

Prin automatizarea sistemelor electroenergetice se înţelege aplicarea principiilor şi metodelor automaticii în conducerea şi exploatarea acestora .

Automatica este ştiinţă aplicată care se ocupă cu dispozitivele ce realizează, fără participarea omului , operaţiile de conducere automată. Echiparea sistemelor energetice cu diferite dispozitive de automatizare este impusă de o serie de particularităţi ale procesului de producere , transport şi distribuţie a energiei electrice care se desfăşoară în cadrul acestor sisteme. Dintre particulartăţile specifice de funcţionare ale sistemelor electroenergetice merită a fi amintite: tensiunea şi frecvenţa energiei livrate trebuie să se păstreze între anumite limite , apropiate de valorile nominale; neexistînd posibilităţi de stocare a energiei electrice , agregatele generatoare trebuie să urmărească în permanenţă variaţiile puterii cerute de consumatori; localizarea, separarea şi remedierea avariilor trebuie să se facă cât mai rapid pentru a se evita extinderea acestora.

În cadrul automatizării o importanţă deosebită o are reglarea automată, care urmăreşte asigurarea în exploatare a valorilor optimale pentru diferite mărimi (tensiune , frecvenţă , turaţie etc). Pe lângă reglarea automată, în cadrul automatizărilor în sistemele electroenergetice se întâlnesc probleme de comandă automată (pornire , oprire automată a generatoarelor ) , probleme de automatizări legate de conectarea automată a rezervei (A.A.R) de reclanşare automată rapidă (R.A.R) sau de descărcarea automată a sarcinii (D.A.S.f sau D.A.S.U) cât şi probleme de protecţie prin relee a sistemelor electrice.

Protecţia prin relee este una din principalele forme ale automatizării sistemelor electroenergetice având drept scop detectarea avariei şi deconectarea elementului avariat în vederea evitării extinderii avariei şi revenirii cât mai rapide la regimul normal de funcţionare pentru restul sistemului.

Protecţia prin relee reprezintă ansamblul aparatelor şi dispozitivelor destinate să comande automat deconectarea instalaţiei electrice protejate în cazul apariţiei unui defect sau regim anormal de funcţionare periculos şi /sau să semnalizeze apariţia regimului respectiv.

1.2.Scurt istoric

Începuturile automaticii sunt îndepărtate , ideea de a crea sisteme automate existând

încă din antichitate , când s-au realizat sisteme pentru măsurarea timpului. Aceste automate sunt perfecţionate , iar în evul mediu se realizează mai multe jucării mecanice , dar fără aplicaţii practice. Introducerea automatelor în procesul de producţie începe în secolul al XVIII-lea .

Se pot puncta câteva date: anul 1765- s-a realizat primul regulator automat de nivel cu plutitor , de către

Polzunov, în Rusia;

2

anul 1784- se construieşte regulatorul automat de viteză centrifugal de către J. Watt în Anglia;

anul 1885 – apar primele încercări de folosire , în scopuri de protecţie , a releelor electromagnetice de curent cu acţiune directă instalate pe întreruptoare ( releele încep să fie folosite pe scară largă în primele decenii ale secolului XX , în această perioadă începând să se dezvolte tehnica protecţiei prin relee).

Desigur că tehnica protecţiilor prin relee s-a dezvoltat în paralel cu dezvoltarea sistemelor electroenergetice.

Astfel în 1901 , s-au construit relee de curent de inducţie. În anul 1908 se propune principiul protecţiei diferenţiale de curent , bazat pe compararea curenţilor de la capetele zonei protejate; în anul 1910 , încep să se aplice protecţiile direcţionale de putere a căror principiu s-a propus încă din anul 1905. În acelaşi timp încep şi încercările de realizare a protecţiilor bazate pe compararea raportului dintre tensiuni şi curenţi, încercări soldate în anul 1920 prin apariţia protecţiilor de distanţă.

În anul 1928 apar primele date în legătură cu protecţia direcţională prin înaltă frecvenţă , folosind transmiterea semnalului de înaltă frecvenţă, în scopul protecţiei prin conductoarele liniei protejate.

După cum se observă dezvoltarea protecţiei prin relee a avut o ascensiune firească, de la soluţii simple spre soluţii mai complexe , soluţii a căror necesitate a fost impusă de pretenţiile sporite faţă de producerea , transportul distribuţia şi utilizarea energiei electrice. Perioada care urmează anilor 1925-1930 se caracterizează printr-o activitate de perfecţionare a principiilor şi metodelor de protecţie menţionate. Se urmăresc probleme legate de siguranţa în funcţionare –legat de care apar propuneri privind realizarea protecţiei de rezervă ; privind gabaritul şi consumul instalaţiilor de protecţii prin relee , urmărind reducerea acestora ; privind rapiditatea mare în funcţionare şi nu în ultimul rând preocupări privind reducerea costului acestor instalaţii neafectând evident performanţele tehnice. Anii celui de-al doilea război mondial au însemnat însă o stagnare în cercetarea privind soluţii noi în protecţia prin relee. Se poate spune că prima revoluţie în protecţia prin relee se produce în jurul anului 1955 , prin apariţia protecţiilor electronice (realizate cu relee cu comutaţie statică) care permit realizarea unor soluţii mai rapide , mai sensibile , mai sigure în funcţionare. În prima etapă a acestei revoluţii s-au utilizat în schemele de protecţii prin relee dispozitivele semiconductoare , sub forma diodelor montate în punţi de redresare dublă alternanţă , destinat alimentării unor relee electromecanice funcţionând pe bază de curenţi redresaţi şi obţinându-se astfel protecţii mult mai sensibile , mai rapide cu consum redus , mai sigure în funcţionare şi care permit obţinerea unor caracteristici de funcţionare speciale. Folosirea pe scară largă în practică a protecţiilor electronice începe în anii 1970-1971 , răspândirea lor justificându-se prin ameliorarea performanţelor faţă de cele realizate cu relee cu contacte. Referitor la protecţiile electronice se poate vorbi de două generaţii: prima generaţie de protecţii realizată cu relee electronice era practic o imagine directă a generaţiei precedente de relee electromecanice , în timp ce a doua generaţie de relee electronice , utilizează dispozitive electronice care oferă o modelare funcţională. În prima perioadă de folosire a protecţiilor electronice-etapa de testare a lor –au fost utilizate paralel cu protecţiile clasice, dublându-le pe acestea. Dublarea a permis verificarea îndelungată în exploatare a protecţiilor electronice, fără riscuri la adresa instalaţiilor protejate, în acelaşi timp constituind şi o protecţie de rezervă. Majoritatea releelor electronice existente în practică sunt de tip analogic şi sunt realizate cu componente discrete protejate prin filtre de intrare şi prin relee

3

electromecanice sau relee reed la ieşire. Protecţiile electronice sunt realizate în carcase montate pe rame , cu module funcţionale debroşabile. Este interesant de menţionat că în ţara noastră , releele electronice încep să fie prevăzute (prin proiectare) în etapa 1970-1979 pentru protecţia instalaţiilor funcţionând cu tensiune înaltă la 220 şi 400 kV şi în etapa 1980-1989 la nivelul de 110 kV. Introducerea circuitelor integrate , a microprocesoarelor , a optoelectronicii în realizarea schemelor de protecţii prin relee , începând cu anul 1975, marchează cea de-a doua revoluţie în protecţia prin relee. La sesiunea CIGRE din septembrie 1976 (Paris) se menţionează cercetările teoretice care se întreprind referitoare la utilizarea microprocesoarelor în scopul realizării unor relee de protecţie similare celor analogice dar cu mod de operare numeric. Ca priorităţi , pe plan mondial în introducerea microprocesoarelor în schemele de protecţie a sistemelor electroenergetice trebuie menţionate Franţa, S.U.A, Elveţia. La cea de a 32-a sesiune CIGRE (Paris , septembrie 1988) s-a subliniat deja progresul obţinut de tehnicile de protecţii prin relee datorită introducerii microprocesoarelor şi s-au conturnat prin discuţii două teme principale: îmbunătăţirea performanţelor sistemelor de protecţie prin relee datorită introducerii tehnicilor numerice în domeniul comenzii , al protecţiilor şi a interfeţei om-maşină şi noi concepţii , în materie de protecţii prin relee , introduse de aceste tehnici şi interacţiunile între protecţie şi comanda automată. Utilizarea microprocesoarelor permite obţinerea de protecţii mai fiabile , cu viteză de răspuns mai mare , cu un cablaj mult mai simplu în comparaţie cu protecţiile electronice realizate cu diode şi tranzistoare. Urmărindu-se ameliorarea indicilor calitativi ai instalaţiilor de protecţie prin relee a sistemelor electroenergetice , atenţia cercetătorilor în prezent se îndreaptă spre tehnologia numerică , utilizarea calculatoarelor în scopuri de protecţie reprezentând a treia revoluţie în domeniu , revoluţie care se desfăşoară la ora actuală. Posibilităţile extrem de largi pe care le prezintă utilizarea calculatoarelor numerice conduc la presupunerea că într-un viitor apropiat , toată partea de automatizări , protecţii , telecomandă , telemăsură va fi înglobată într-o unitate mică , cu inteligenţă proprie , ceea ce va permite pe de o parte ridicarea fiabilităţii întregului sistem , reducerea cheltuielilor de instalare şi întreţinere , iar pe de altă parte , prelucrarea unor funcţii , din ce în ce mai complexe , în timpi din ce în ce mai mici , soluţii superioare capacităţii de decizie şi reacţie a operatorului uman . Modernizarea continuă a dispozitivelor de protecţie prin relee şi adaptarea lor la cerinţele sistemului energetic în permanentă dezvoltare , au contribuit în mare măsură la creşterea gradului de siguranţă în funcţionarea acestuia , fapt evidenţiat de scăderea de la un an la altul a numărului de avarii şi deranjamente.[4]

4

Capitolul 2

[2][4][5] Protecţia transformatoarelor electrice

2.1.Generalităţi Transformatoarele trebuie echipate cu protecţii împotriva defectelor interioare şi a

regimurilor anormale de funcţionare , cauzate de defectele exterioare din reţea. În general zona protejată este cuprinsă între întrerupătoarele care leagă

transformatorul sau autotransformatorul de sistem , incluzând şi conductoarele de legătură spre barele conductoare. Conform normativelor , transformatoarele şi autotransformatoarele se prevăd cu următoarele tipuri de protecţii:

protecţia cu relee de gaze , împotriva scăderii nivelului uleiului şi degajării de gaze provocate de defectele interioare. Se protejează prin protecţii de gaze toate transformatoarele cu ulei cu puteri S>1000KVA;

protecţia diferenţială longitudinală , împotriva defectelor ce apar ca urmare a scurtcircuitelor interne şi la bornele transformatorului , ca o completare a protecţiei de gaze (în cazul transformatoarelor de putere aprentă S>6,3 MVA sau puteri S<6,3 MVA dar lucrând în paralel , în scopul deconectării selective a transformatorului defect);

Protecţia simplă maximală de curent sau protecţia Chevalier (sau protecţie de cuvă), împotriva defectelor interne însoţite de puneri la pământ;

Protecţia maximală de curent temporizată cu sau fără blocaj de tensiune minimă şi protecţia de distanţă , împotriva supracurenţilor provocaţi de scurtcircuitele polifazate exterioare. Protecţiile de distanţă se prevăd la transformatoare având tensiunea U≥220 KV.

Protecţii maximale de curent sau de tensiune homopolare temporizate , împotriva defectelor exterioare cu punere la pământ;

Protecţie maximală de curent fără blocaj de tensiune minimă temporizată împotriva suprasarcinilor. Această protecţie se execută pentru a comanda semnalizarea şi se prevede de obicei pe o singură fază ;

Protecţia împotriva supratemperaturii se prevede , la transformatoarele cu putere aparentă S≥10 MVA şi comandă numai semnalizarea ; [5]

Protecţia care acţionează la defecte interioare şi exterioare se execută pentru a

comanda declanşarea tuturor întrerupătoarelor transformatorului, cu sensibilitate cât mai mare şi cu acţiune cât mai rapidă, prin aceasta reducându-se proporţiile defectării transformatorului şi asigurându-se o funcţionare stabilă a sistemului în caz de scurtcircuit.[4]

5

2.2.Protecţia cu relee de gaze a transformatoarelor de putere

Protecţia cu relee de gaze (Buchholtz) folosită contra defectelor interne , este

aplicată numai la transformatoarele cu ulei şi cu conservator de ulei , ea acţionând numai în cazul defectelor din interiorul cuvei . Arcul electric sau căldura dezvoltată de scurtcircuitul din interiorul cuvei are ca urmare descompunerea uleiului din interiorul cuvei şi a materialelor organice ale pieselor izolante şi formarea de gaze. Acestea fiind mai uşoare decât uleiul , se ridică spre conservator . În cazul defectelor mai grave , formarea gazelor poate fi atât de violentă , încât presiunea interioară care ia naştere poate imprima şi uleiului o deplasare spre conservator.

Instalarea releului de gaze se face pe conducta de legătură dintre cuvă şi conservator. La instalarea transformatorului , cuva acestuia trebuie înclinată cu (1-1,5)% , astfel încât conducta spre conservator să să aibă o pantă de (2-4)%, pentru a se uşura trecerea eventuală a gazelor sau uleiului spre conservator.

Releul de gaze este format dintr-un mic rezervor prevăzut pe două laturi opuse cu orificii pentru racordarea la conducta de ulei. În interiorul rezervorului este un flotor (plutitor) sau două flotoare (după tipul releului). Flotoarele sunt piese mobile aflate în circuitul de ulei , de care sunt fixate contactele de forma unor întrerupătoare basculante cu mercur , capsulate. În fig.2.1. este reprezentat un releu cu două flotoare (F1 şi F2) şi cu contacte realizate prin intermediul unui întrerupător cu mercur. Fiecare flotor poate oscila în jurul unui ax.

fig.2.1. Releu de gaze cu două flotoare.

În regim normal releul este plin cu ulei şi ambele plutitoare se găsesc în poziţiile superioare , contactele cu mercur fiind deschise .

În stadiul incipient al unor defecţiuni în transformator are loc o degajare lentă de gaze , acestea se ridică spre suprafaţa uleiului din conservator şi trecând prin releu se adună la partea superioară a acestuia , provocând coborârea nivelului uleiului din releu. Ca urmare coboară şi flotorul F1, se schimbă poziţia întrerupătorului cu mercur şi mercurul închide contactele , stabilind un circuit de semnalizare la bornele a1-a2.

6

Fig.2.2. Schema de declanşare prin protecţie de gaze

La defecte grave în transformator , degajarea de gaze este violentă , amestecul de gaze cu ulei trece cu viteză prin releu , lovind flotorul F2 aflat chiar în faţa orificiului de intrare şi provoacă rotirea acestuia în jurul axului său fapt care antrenează întrerupătorul basculant cu mercur. Mercurul stabileşte contactul a3-a4 care închide circuitul bobinei unui releu intermediar RI2 pentru declanşarea întrerupătoarelor transformatorului.

Schema din figura 2.2. este prevăzută cu autoreţinerea releului de ieşire RI2 , pentru asigurarea unui impuls prelungit de declanşare şi deblocarea manuală prin butonul B, după lichidarea defectului în transformator.

Avantajele importante ale protecţiei cu gaze sunt : simplitatea , sensibilitatea , rapiditatea în cazul defectelor grave , comanda semnalizării sau declanşării în funcţie de caracterul defectelor. Protecţia de gaze este cea mai sensibilă dintre protecţiile transformatorului în cazul scurtcircuitelor între spire.[2]

2.3.Protecţia diferenţială longitudinală 2.3.1. Principiul de realizare

Protecţia difereţială longitudinală a transformatoarelor este utilizată pe scară largă

ca o completare a protecţiei de gaze , împotriva scurtcircuitelor interne şi la bornele transformatorului . Se aplică la toate transformatoarele cu puteri S≥6,3 MVA , cât şi la transformatoarele de puteri mai mici care funcţionează în paralel , cu scopul deconectării selective a transformatorului avariat. Ea comandă deconectarea tuturor întrerupătoarelor transformatorului.

Principiul ei de funcţionare este principiul comparării valorilor şi sensurilor curenţilor aceloraşi faze din cele două sau trei înfăşurări ale transformatorului protejat.

În cazul transformatoarelor (autotransformatoarelor) , protecţia diferenţială longitudinală prezintă anumite particularităţi : compensarea inegalităţii curenţilor de la capetele zonei protejate , compensarea defazajului curenţilor , compensarea curenţilor de dezechilibru , desensibilizarea protecţiei în raport cu şocul de curent de magnetizare.

7

2.3.1.1. Compensarea inegalităţii curenţilor primari de la capetele zonei protejate.

Pentru ca protecţia să nu acţioneze în regim normal de funcţionare este necesar să

avem curenţi secundari egali la cele două capete ale zonei protejate. În acest scop rapoartele de transformare nTC1 şi nTC2 ale celor două grupuri de transformatoare de curent din figura 2.3. trebuie alese astfel încât să se obţină:

2

22

1

11

TC

pS

TC

pS n

II

nI

I

unde: Ip1,Ip2 sunt curenţii primari; IS1,IS2 sunt curenţii secundari;

Fig.2.3. Schema de principiu a protecţiei longitudinale diferenţiale a transformatorului.

Rezultă astfel:

1

2

1

2

p

p

TC

TC

II

nn

Cum însă:

NII

p

p 1

2

(N fiind raportul de transformare al transformatorului protejat) rezultă condiţia :

Nnn

TC

TC 1

2

Condiţia de mai sus nu poate fi totdeauna realizată , întrucât pentru transformatoarele de curent şi pentru transformatorul protejat nu dispunem decât de valori standardizate ale rapoartelor de transformare. După alegerea TC, se verifică diferenţa curenţilor secundari:

8

Dacă este îndeplinită condiţia :

221 05,0 SsS III

nu se adoptă nici o soluţie de egalizare a curenţilor secundari . Componenta curenţilor de dezechilibru determinată de inegalitatea curenţilor secundari se va considera în relaţia de calcul a curentului de dezechilibru a protecţiei diferenţiale. Dacă :

221 05,0 SSS III se folosesc metode de egalizare , iar în calculul curentului de dezechilibru nu se consideră componenta datorată inegalităţii curenţilor secundari. Astfel de metode de egalizare sunt: introducerea unor transformatoare de egalizare

în schema protecţiei diferenţiale; utilizarea în acest scop a bobinelor de egalizare a transformatoarelor cu saturaţie rapidă (TSR)sau ale releelor speciale , cu bobine de frânare , tip RDS.

În figura 2.4. este reprezentată pentru o singură fază schema unui TSR cu o bobină de egalizare , care asigură compensarea fluxului creat de circulaţia diferenţei curenţilor secundari IS1-IS2 prin bobina de lucru W1.

Dacă va fi asigurată condiţia :

)( 2112 SSSeg IIWIW

în care W1 , Weg reprezintă numărul de spire al bobinei de lucru , respectiv de

egalizare atunci când fluxurile create în miezul TSR de bobinele de lucru şi egalizare vor fi egale şi în opoziţie , fluxul rezultant va fi nul şi în bobina secundară WS a TSR nu se va induce t.e.m. , deci curentul prin releu va fi nul deşi IS1 ≠ IS2 .

Fig.2.4. Schema de principiu a protecţiei diferenţiale a unui transformator realizat cu TSR.

9

Din relaţia anterioară rezultă numărul necesar de spire al bobinei de egalizare (care are mai multe borne):

12

21 WI

IIWS

SSeg

Transformatoarele cu saturaţie rapidă se intercalează între circuitul diferenţial şi releu , iar curba de magnetizare a miezului lor prezintă cotul de saturaţie la valori mici ale curentului.

Fig.2.5. Utilizarea TSR în schemele protecţiei diferenţiale.

În figura 2.5. sunt prezentate curbele de magnetizare ale miezului TSR şi modul de funcţionare în cazul unui scurtcircuit exterior.

În acest caz , prin înfăşurarea primară a TSR , legată în paralel cu circuitul diferenţial , va circula curentul de dezechilibru idez , deplasat în raport cu axa timpului , datorită importantei componente aperiodice.

În consecinţă nu va avea loc descrierea întregului ciclu de histerezis în fiecare perioadă , ci punctul de funcţionare de pe curbele de magnetizare va fi descris de o elipsă deformată, corespunzătoare coborârii punctului de funcţionare din P în Q la scăderea curentului de dezechilibru şi revenirii punctului din Q în P (pe curba inferioară) la creşterea curentului de dezechilibru.

Variaţia totală a inducţiei va fi deci :

ΔB=Bsat-Brem unde : Bsat este valoarea de saturaţie a inducţiei; Brem este valoarea inducţiei remanente; Întrucât variaţia totală a inducţiei ΔB este mică , t.e.m. indusă în înfăşurarea

secundară a TSR va fi redusă şi deci curentul care va circula prin releu va fi mult mai mic decât în cazul absenţei TSR.

P

B

Brem

Im I

B

Bsat

Q

Im

Isc

-Bsat

-Br

I

10

Construcţiile moderne de TSR au două bobine de egalizare , pentru a asigura două egalizări ale curenţilor secundari , care pot fi necesare la protecţiile diferenţiale ale transformatoarelor cu trei bobinaje.

2.3.1.2.Compensarea defazajului curenţilor

La transformatoarele cu conexiune stea-triunghi , curenţii Ipl şi Ipll ai celor două

înfăşurări , au unghiuri de fază diferite , între aceşti curenţi primari existând un defazaj de 300 sau multiplu de 300 ( de exemplu la un transformator cu conexiunea Y/Δ-11 diferenţa de fază între curenţi este de 300 , curentul pe partea în Δ fiind defazat în urma curentului pe partea în Y).

Dacă acest defazaj s-ar păstra şi între curenţii secundari de la cele două capete ale circuitelor diferenţiale , prin relee ar circula -în regim normal de funcţionare- curenţi egali cu diferenţa ISl-ISll a cărui valoare este:

01 15sin2 SSllSlr IIII

care ar provoca acţionarea protecţiei în regim normal de funcţionare. Din această cauză , este necesară compensarea defazajului curenţilor primari , astfel

încât curenţii secundari să fie în fază. Compensarea se realizează conectând secundarele celor două grupuri de transformatoare de curent în mod diferit : la un grup , secundarele se conectează în stea , iar la celălalt în triunghi , cu aceeaşi schemă de conexiuni ca şi a transformatorului protejat.

Fig.2.6. Legarea TC pt compensarea diferenţei de fază a curenţilor, în schema protecţiei diferenţiale.

11

În acest mod se realizează o rotire în sens invers a fazelor curenţilor secundari ,

care compensează rotirea curenţilor primari provocată de conexiunea stea-triunghi a transformatorului protejat.

Se vor conecta în triunghi secundarele transformatoarelor de curent legate pe partea bobinajelor legate în stea a transformatorului protejat respectiv în stea secundarele transformatorului de curent montate pe partea bobinajelor legate în triunghi ale transformatorului protejat.

Ţinând seama de conexiunea în Δ a acestor TC , care face ca prin conductorul circuitului diferenţial spre releu să circule un curent de 3 ori mai mare decât curentul din secundarele TC , raportul lor de transformare se alege cu relaţia :

3S

pYsch

S

pYTC I

IK

II

n

în care: 3schK este coeficientul de schemă , definit ca raportul dintre curentul prin

bobina releului şi curentul din secundarul TC (în cazul TC conectat în Y rezultă 1schK );

SI - curentul secundar nominal al TC;

pYI - curentul primar pe partea stelei transformatorului protejat. Pentru transformatoarele conectate în stea rezultă deci relaţia :

S

pTC I

In

unde IpΔ este curentul primar pe partea triunghiului transformatorului protejat.

Releele se leagă în derivaţie , între conductoarele secundare ale circuitelor diferenţiale de pe cele trei faze şi conductorul de întoarcere , care se leagă la steaua grupului de TC de pe partea triunghiului transformatorului protejat.

2.3.1.3. Desensibilizarea protecţiei în raport cu, curenţii de şoc de magnetizare

Curentul de magnetizare trece numai prin înfăşurarea de pe partea sursei de

alimentare , valoarea sa în regim normal de funcţionare fiind de ordinul 1-3% din valoarea curentului nominal. La punerea sub tensiune a transformatorului sau la restabilirea tensiunii la bornele sale , după deconectarea unui scurtcircuit în reţea , are loc un şoc al curentului de magnetizare, a cărui valoare atinge în primul moment 6-8 IN. Durata curentului de şoc de magnetizare depinde de parametrii transformatorului şi ai reţelei , putând ajunge 2-3s şi creşte cu puterea transformatorului.

Curentul de magnetizare al unui transformator se caracterizează printr-o importantă componentă aperiodică , aproximativ (40-60)% din armonica fundamentală şi printr-o armonica a doua pronunţată (30-70)% din armonica fundamentală , care se manifestă în bobinajele TC de pe partea alimentării transformatorului protejat. Spre deosebire de momentul şocului de curent de magnetizare , în cazul unui curent de scurtcircuit ,

12

componenta aperiodică a acestuia se amortizează repede , în numai 2-3 perioade , iar valoarea armonicii a doua este mult redusă.

Armonica a treia şi armonicile multiplu de 3 se închid în înfăşurările în triunghi ale transformatorului protejat şi prin TC conectate în triunghi ale protecţiei diferenţiale , fără a mai ajunge în bobina releului.

Pentru desensibilizarea protecţiei diferenţiale faţă de şocurile curentului de magnetizare se poate proceda în mai multe feluri:

temporizarea protecţiei diferenţiale la un timp de (0,5-1)s, soluţie în detrimentul rapidităţii , din care cauză utilizarea acestei metode s-a restrâns mult în ultima perioadă;

desensibilizarea prin curent a protecţiei diferenţiale , care constă în reglarea releului la un curent de pornire Ipp=(3-4)In. Deşi această valoare în primul moment este inferioară curentului de şoc la magnetizare , deoarece atenuarea acestuia este mult mai rapidă decât timpul propriu de acţionare al protecţiei , aceasta nu acţionează. Protecţia reglată astfel se numeşte protecţie diferenţială cu tăiere de curent;

desensibilizarea protecţiei cu transformatorul cu saturaţie rapidă , care foloseşte proprietatea TSR de a nu lăsa să treacă în secundarul lor , decât în foarte mică măsură , componenta aperiodică ,care reprezintă cea mai mare parte a curentului de magnetizare;

desensibilizarea protecţiei faţă de armonica a doua din curentul de magnetizare , care utilizează un releu diferenţial prevăzut cu filtru de armonica a doua.

2.3.1.4.Compensarea curenţilor de dezechilibru.

Din punct de vedere al curenţilor de dezechilibru , există mai multe cauze care dau naştere la asemenea curenţi . Ca urmare curentul de dezechilibru Idez are mai multe componente:

Componenta Idez TC - are valori mai mari , întrucât transformatoarele de curent de la cele două capete ale zonei protejate sunt de tensiuni diferite , cu rapoarte de transformare diferite , de cele mai multe ori legate în scheme de conexiuni diferite - unele în stea , celelalte în triunghi- şi în multe cazuri sunt şi de construcţii diferite.

Componenta Idez eg - se datorează fie absenţei egalizării curenţilor secundari , când diferenţa lor nu depăşeşte 5% , fie (când diferenţa menţionată este mai mare de 5%) egalizării imperfecte a curenţilor secundari datorită numărului limitat de posibilităţi de conectare al dispozitivului de egalizare folosit.

Componenta Idez mT - provocată de curentul de magnetizare al transformatorului protejat, circulă numai prin primarul acestuia ; valoarea acestei componente fiind însă în regim normal de numai 3-5% din curentul nominal , ea poate fi neglijată.

Componenta Idez reg – datorită reglajului tensiunii se modifică raportul de transformare a transformatorului protejat şi deci raportul dintre curenţii primari de la cele două capete ale zonei protejate , respectiv dintre curenţii secundari din circuitul diferenţial.

În cazul cel mai dezavantajos , când toate componentele menţionate ar exista şi ar fi în fază , curentul de dezechilibru Idez va fi egal cu suma algebrică a componentei menţionate:

Idez=Idez TC + Idez eg + Idez mT + Idez reg

13

Dacă transformatorul nu este prevăzut cu reglaj sub sarcină a tensiunii atunci se poate considera Idez reg=0.

Curentul de dezechilibru va avea valoare maximă la scurtcircuite exterioare , întrucât componentele sale pot fi considerate proporţionale cu, curentul primar , care la defecte exterioare în regim maxim are valoarea I”sc max ext a componentei periodice la t=0.

Astfel pentru componenta Idez TC raportată la primar , notată cu Idez TC p se obţine:

Idez TC p= iaperid fKK I”sc max ext

unde : fI=0,1; Kid=1; Kaper=1, în cazul folosirii TSR. Pentru componenta I dez eg p raportată la primar , notată I dez eg p se obţine valoarea

maximă:

I dez eg p=

100%egf

I sc max ext

unde: Δfeg% este diferenţa curenţilor secundari exprimată în procente ; dacă iniţial

Δfeg%>5% , se folosesc dispozitive de egalizare a curenţilor secundari , rămânând însă şi după aceea o valoare redusă Δfeg ≠ 0 , întrucât aşa cum s-a menţionat bobinele au borne numai pentru anumite valori întregi ale numărului de spire , care pot diferi întrucâtva de valorile rezultate din calcul.

Componenta Idez reg raportată la primar şi notată cu Idez reg p are valoarea maximă:

Idez reg p= 100

%U I sc max ext

Unde ΔU% este variaţia maximă posibilă , exprimată în procente , a raportului de

transformare a transformatorului protejat , în raport cu valoarea sa nominală. Înlocuind relaţiile de mai sus în prima relaţie (de calcul a Idez) se determină valoarea

maximă de calcul a curentului de dezechilibru raportată la primar:

Idez calc =I”sc max ext )100

%100

%( UffKK iaperid

Curentul de pornire al protecţiei trebuie desensibilizat în raport cu valoarea

curentului de dezechilibru: Ipp= sigK I dez calc unde Ksig=1,2…1,5.

14

2.3.2. Variante de realizare a protecţiei diferenţiale 2.3.2.1. Protecţia diferenţială cu relee de curent

În figura 2.6. se dă schema de principiu a protecţiei diferenţiale cu relee de curent

la un transformator cu două înfăşurări. Ea foloseşte relee de curent simple şi foloseşte un reglaj asemănător cu cel al protecţiilor cu secţionare de curent. Protecţia are o acţionare rapidă , declanşarea comandându-se prin releul intermediar care are un timp de acţionare de 0,04...0,06 s , necesar pentru a se asigura în decursul acestui timp amortizarea şocului de curent de magnetizare de la (6...8)In până la (2,5...3)In.

La reglarea protecţiei se ţine seama de condiţia de desensibilizare a curentului de pornire Ipp faţă de şocurile de curent de magnetizare care apar la conectarea transformatorului şi faţă de curenţii de dezechilibru în cazul scurtcircuitelor exterioare. Curentul de pornire al protecţiei se calculează cu relaţia:

Ipp=(3...5)In

cu aceste valori fiind asigurată şi desensibilizarea în raport cu curentul maxim de dezechilibru în cazul scurtcircuitelor exterioare.

Curentul ales trebuie verificat printr-o probă de conectare a transformatorului în gol la tensiunea nominală.

Din cauza valorilor mari ale lui Ipp , protecţia diferenţială cu relee de curent conectată direct are dezavantajul unei sensibilităţi insuficiente în cazul scurtcircuitelor între spire.

Coeficientul de sensibilitate Ksens se calculează pentru cazul scurtcircuitelor bifazate în regim minimal la bornele înfăşurării secundare ale transformatorului protejat , cu formula :

Ksens= 5,1)2(min pp

sc

II

În cazul când Ksens ≤ 1,5 se adoptă o altă schemă a protecţiei diferenţiale (8). 2.3.2.2. Protecţia diferenţială cu transformatoare cu saturaţie

rapidă.

Legarea releelor de curent în circuitul diferenţial prin intermediul TSR permite realizarea unei protecţii diferenţiale simple şi rapide insensibilă la curenţii de dezechilibru şi la şocurile curenţilor de magnetizare. Aceste transformatoare intermediare au şi avantajul că prin prevederea pe miezul lor a unor înfăşurări speciale cu prize , permit realizarea egalizării curenţilor secundari prin compensarea fluxurilor magnetice produse de aceştia . Se construiesc relee diferenţiale ( de tip RDS fabricate în România) care sunt montate în aceeaşi carcasă cu TSR şi cu transformatorul de egalizare.

Aceste relee au mai multe înfăşurări Wf, We, Wl, Ws ( de frânare , de egalizare , de lucru , secundară).

Schema protecţiei diferenţiale a unui transformator cu două înfăşurări, realizată cu releu de tip RDS este dată în figura 2.7.

Transformatorul are două înfăşurări secundare Ws , două înfăşurări de egalizare We1 şi We2 o înfăşurare de lucru Wl şi două înfăşurări de frânare Wf. Înfăşurările Ws şi Wl formează TSR. Wl este alimentată cu diferenţa curenţilor (Isl-Isll).

15

De la o înfăşurare Ws se alimentează releul de curent. Înfăşurarea de egalizare a curenţilor secundari se leagă în ramurile schemei protecţiei diferenţiale.

Folosirea acestei scheme permite realizarea transformatorului cu orice număr de înfăşurări de egalizare , ceea ce în unele cazuri este necesar pentru protecţia transformatorului cu mai mult de două înfăşurări. Toate înfăşurările primare sunt prevăzute cu cu prize pentru variaţia numărului de spire necesar reglării protecţiei.

Curentul de pornire al protecţiei se reglează ţinându-se seama numai de componentele periodice ale curenţilor de magnetizare şi de dezechilibru , ceea ce face ca sensibilitatea acesteia să fie superioară a celei a protecţiei cu tăiere de curent.

Se observă din cele prezentate că releul RDS îmbină cele două metode de sensibilizare a protecţiei diferenţiale , TSR şi bobina de frânare.

Fig.2.7. Schema de conexiune a unui releu RDS. De fapt în acest caz frânarea e realizată pe cale magnetică. La scurtcircuitele exterioare , prin bobina de frânare circulă un curent important If

care crează fluxul de frânare Φf , care datorită sensului de înfăşurare şi conexiunii celor două secţiuni ale bobinei Wf , se închide numai prin coloanele laterale şi provoacă saturaţia miezului , înrăutăţind astfel cuplajul magnetic dintre bobina de lucru Wl şi bobina secundară Ws , respectiv înrăutăţind transformarea curentului Il care circulă prin bobina de lucru . Prin această bobină , în cazul unui scurtcircuit exterior , circulă numai curentul de dezechilibru şi înrăutăţirea transformării sale reprezintă tocmai acţiunea de frânare realizată pe cale magnetică. Fluxul de frânare Φf nu provoacă apariţia unor curenţi prin releul de curent , deoarece secţiunile Ws ale bobinei secundare (cu număr egal de spire ) sunt astfel bobinate încât t.e.m. induse de fluxul Φf în cele două secţiuni sunt în opoziţie şi deci , ele fiind şi egale curentul datorat lor este nul . Fluxul de lucru Φl datorat bobinei Wl de pe coloana mijlocie se închide în sensuri diferite prin secţiunile bobinei secundare , ceea ce face ca t.e.m. induse în aceste două secţiuni să fie în fază şi deci prin releu va circula un curent corespunzător numai celor două t.e.m.

16

La scurtcircuit în transformator , curentul Il prin bobina de lucru este foarte mare (corespunzător sumei curenţilor secundari ) şi acţiunea de frânare nu împiedică acţionarea sigură . Releul este astfel realizat încât chiar dacă are loc egalitatea If=Il , acţionarea este asigurată . Este de dorit ca bobina de frânare să fie montată spre consumatori sau spre sursa care debitează curenţi mai mici la defecte interne , pentru ca la asemenea defecte acţiunea de frânare să fie mai redusă.

2.4.Protecţia maximală cu secţionare de curent

Protecţia maximală cu secţionare de curent se foloseşte împotriva defectelor

(scurtcircuite) interne , pentru completarea protecţiei de gaze la transformatoarele de puteri relativ mici sub 10 MVA , care nu sunt echipate cu protecţie diferenţială şi a căror protecţie maximală temporizată nu poate fi reglată la un timp scurt de acţionare care să asigure condiţiile de rapiditate şi sensibilitate a protecţiei în ansamblu.

Curentul de pornire al protecţiei se calculează în funcţie de curentul de scurtcircuit la capătul elementului protejat.

În figura 2.8. este reprezentată variaţia curentului de scurtcircuit în funcţie de locul defectului. Din condiţia de selectivitate , pentru ca secţionarea să nu acţioneze la defecte în afara zonei protejate , curentul de pornire trebuie adoptat mai mare decât curentul de defect în regim maxim la un scurtcircuit în cel mai apropiat punct exterior transformatorului (punctul K).

Ipp=Ksig I”sc max K

unde: Ksig =(1,2...1,4) pentru relee tip RC (electromagnetice) care acţionează prin releu intermediar ; I”sc max K – valoarea supratranzitorie a componentei periodice a curentului de scurtcircuit la un defect în punctul K.

Fig.2.8. Determinarea grafică a zonei de protecţie cu secţionare de curent

17

Totodată Ipp trebuie să satisfacă şi relaţia :

Ipp=(3...5) InT

pentru ca protecţia să nu acţioneze la şocul curentului de magnetizare , verificată prin conectare în gol a transformatorului .

Pentru curentul de pornire se adoptă valoarea superioară rezultată din primele două relaţii de la acest subpunct.

Sensibilitatea protecţiei se verifică prin curentul de scurtcircuit bifazat în regim minim la un defect în punctul de instalare a protecţiei :

Ksens= 5,1)2(min pp

sc

II

Defectele situate în zona moartă urmează să fie lichidate de către protecţia de gaze

(defecte interne în transformator , situate în zona moartă ZmT) sau de către protecţia maximală de curent temporizată (defecte în zona moartă , reprezentând conductoarele de legătură la bare –ZmL).

Releele de protecţie se leagă la TC pe partea alimentării (fig.2.9.). Protecţia comandă declanşarea ambelor întrerupătoare.

Fig.2.9. Schema trifilară a secţionării de curent.

18

Protecţia se instalează pe toate cele trei faze , dacă transformatorul protejat este alimentat de o reţea cu punctul neutru legat la pământ şi pe două faze dacă reţeaua de alimentare are punctul neutru izolat .

Avantajul acestei protecţii constă în simplitatea ei de execuţie şi rapiditate în acţionare. Dezavantajul este că zona de acţionare variază în funcţie de regimul reţelei şi chiar în cazul cel mai favorabil , protecţia nu acoperă întreaga înfăşurare.

2.5.Protecţia transformatoarelor împotriva scurtcircuitelor

monofazate Pentru transformatoarele conectate la reţele cu curenţi mari de punere la pământ , se

prevede împotriva scurtcircuitelor monofazate exterioare o protecţia maximală de curent de secvenţă homopolară dacă transformatorul funcţionează cu neutrul legat direct la pământ , iar dacă neutrul este deconectat de la pământ se prevede o protecţie maximală de tensiune de secvenţă homopolară.

2.5.1. Protecţia de curent de secvenţă homopolară

Se prevede la transformatoare cu S ≥ 3MVA conectate la reţea cu neutrul legat la

pământ , având surse de alimentare într-una din reţelele de la celelalte tensiuni (fig.2.10.).

Fig.2.10. Schema protecţiei împotriva scurtcircuitelor monofazate realizată cu FCSH

19

La transformatoarele ridicătoare de tensiune , protecţia maximală de curent de

secvenţă homopolară acţionează împotriva scurtcircuitelor monofazate exterioare din reţeaua de 110 KV sau mai mult , dacă protecţia elementului respectiv nu a lichidat defectul , reprezentând totodată o rezervă a protecţiilor rapide împotriva scurtcircuitelor monofazate în bobinajul de înaltă tensiune al transformatorului .

Protecţia se montează pe partea dinspre reţea , care are curenţi mari de punere la pământ , printr-un FCSH.

Curentul de pornire se alege în funcţie de curenţii de dezechilibru :

Ipp=(0,4...0,8) Inom Practic se reglează la :

Ipr=(2,5...3) A

2.5.2. Protecţia de tensiune de secvenţă homopolară

Schema principală a unei protecţii de tensiune de secvenţă homopolară este prezentată în figura 2.11. Releul se reglează la:

Upr=15V ThT=ThL max+Δt

Temporizarea protecţiei se alege cu o treaptă mai mare decât cea mai mare

temporizare a protecţiilor homopolare de pe linii şi mai mică decât a protecţiei maximale de curent de secvenţă homopolară a transformatoarelor din aceeaşi staţie care au neutrul legat direct la pământ , pentru ca la un defect în reţea să acţioneze mai întâi protecţiile transformatoarelor care au neutrul legat la pământ , evitându-se astfel apariţia supratensiunilor periculoase.

20

Fig.2.11. Schema unei protecţii maximale de tensiune de secvenţă homopolară pentru un transformator

Protecţia homopolară se foloseşte ca rezervă împotriva scurtcircuitelor monofazate

la pământ. Se preferă protecţia de tensiune homopolară pentru că acţionarea ei nu depinde de regimul momentan de exploatare al punctului neutru al transformatorului protejat.

La transformatorul care funcţionează în bloc cu o linie se foloseşte protecţia de curent homopolară pentru că la asemenea blocuri nu este economică instalarea a trei TT de 110 KV sau 220KV , numai pentru protecţii de tensiune. Ambele protecţii homopolare nu se folosesc simultan.

21

2.5.3. Protecţia de cuvă (protecţia Chevalier)

Protecţia de cuvă este o protecţie contra defectelor interne însoţite de puneri la

pământ şi se bazează pe considerentul că orice defect intern în transformator este însoţit de o punere la masă. Protecţia Chevalier constă dintr-un releu maximal de curent I racordat la un transformator de curent TC, montat pe legătura dintre cuva transformatorului şi priza de pământ , cuva trebuind să fie izolată faţă de pământ (fig.2.12.). În funcţionare normală prin legătura cu priza de pământ circulă numai curentul determinat de capacitatea proprie a înfăşurărilor transformatoarelor , care este foarte mic.

Fig.2.12. Schema principală a protecţiei de cuvă.

În cazul unui defect în transformator , curentul de circulaţie care apare este mai mare la transformatoare al căror punct neutru este legat direct la pământ sau care sunt conectate în reţelele cu punctul neutru legat la pământ , acesta fiind chiar curentul de scurtcircuit monofazat în punctul respectiv. De aceea această protecţie este mai avantajoasă în astfel de reţele , curentul de acţionare al protecţiei putând fi reglat , după date experimentale , la (40-50) A , pentru realizarea unei protecţii sensibile , iar cu utilizarea TC de 100/5 A rezultă un curent de pornire al releului de Ipr=2…2,25A.

Avantajele acestei protecţii constau în simplitate , siguranţă în funcţionare şi uşurinţă în exploatare.

Dezavantajul este că nu acţionează în cazul scurtcircuitelor între faze sau între spire fără punere la pământ. De aceea , ea se prevede împreună cu protecţia de gaze care acţionează la astfel de defecte ; alt dezavantaj fiind insensibilitate mecanică în caz de seisme.

22

2.6. Protecţia împotriva supracurenţilor provocaţi de scurtcircuite exterioare

Scurtcircuitele care au loc pe barele la care sunt racordate transformatoarele şi care

sunt alimentate de acestea sau pe liniile care pleacă de la aceste bare şi care nu au fost deconectate de protecţiile proprii , provoacă în transformatoare supracurenţi. În cazul în care aceşti curenţi depăşesc o anumită durată , în funcţie de valoarea curenţilor de scurtcircuit , devin periculoşi pentru integritatea înfăşurărilor.

Pentru eliminarea acestor defecte produse de cauze exterioare , toate transformatoarele trebuiesc prevăzute cu protecţii maximale de curent temporizate. Aceste protecţii trebuie să îndeplinească următoarele condiţii : să deosebească un supracurent provocat de un scurtcircuit de o suprasarcină , care poate fi suportată un timp îndelungat de transformator ; să fie sensibilă la orice scurtcircuit care ar avea loc pe liniile alimentate de la barele transformatorului ; să fie suficient de rapidă , ţinând seama că un curent de scurtcircuit exterior poate fi de câteva ori mai mare decât curentul nominal al transformatorului şi poate cauza căderi mari de tensiune în reţea.

În afara protecţiei împotriva scurtcircuitelor exterioare , protecţiile maximale temporizate îndeplinesc şi rolul de rezervă a protecţiilor împotriva defectelor interioare (protecţia de gaze şi diferenţială).

Protecţiile maximale temporizate ale transformatoarelor pot fi de mai multe feluri: maximală de curent , maximală de curent cu blocaj de minimă tensiune , maximală de curent cu blocaj direcţional şi maximală de curent sau de tensiune homopolară.

2.6.1. Protecţia maximală de curent

Protecţia maximală a transformatoarelor cu două înfăşurări se realizează cu relee

de curent , relee de timp şi releu de semnalizare a acţionării. Releele de curent se conectează la transformatoarele de curent pe partea de alimentare , în cazul existenţei unei singure surse iar în cazul transformatorul are surse pe ambele părţi , pe partea sursei mai puternice. În general protecţia comandă declanşarea tuturor întrerupătoarelor transformatorului prin releul intermediar ( Fig.2.13).

Transformatoarele de curent pentru protecţia maximală se leagă totdeauna în stea aceasta poate fi completă când toate cele trei faze sunt echipate sau incompletă când sunt echipate numai două faze.

În reţelele care funcţionează cu punctul neutru legat direct la pământ schema protecţiei este trifazată , iar în reţelele cu punctul neutru izolat se foloseşte schema cu stea incompletă.

Curentul de pornire al protecţiei maximale de curent se determină în funcţie de curentul de sarcină maximă Is. max care poate trece prin transformatorul protejat ,cu relaţia:

Ipp= rev

sig

KK

Is.max

în care: Ksig =1,1…1,2 este coeficientul de siguranţă; Krev=0,85 coeficientul de revenire al releelor; Is.max este curentul de sarcină maxim;

23

Fig.2.13. Schema protecţiei maximale temporizate a unui transformator Curentul de sarcină maxim Is.max se calculează în funcţie de regimul de exploatare al

transformatoarelor. În afară de transformatoarele care lucrează izolat , în reţelele de distribuţie (la care se consideră în general Is.max=In) Is.max se calculează în general cu formula: Is.max=Is.n+Is.s

în care: Is.n este curentul de sarcină normală a transformatorului; Is.s este curentul corespunzător unei sarcini suplimentare pe care

transformatorul va trebui să o preia în cursul exploatării , fără ca protecţia sa maximală să acţioneze.

Sarcina suplimentară poate fi urmarea uneia din cauzele : a) Preluarea de către transformatoarele rămase în funcţiune a sarcinii

transformatorului deconectat în urma defectării sale , în acest caz:

Is.s= 1nn Ist

în care: Ist este curentul de sarcină al transformatorului deconectat; n este numărul de transformatoare care funcţionau în paralel;

24

b) Preluarea de către transformator a şocului curentului de pornire a unui motor electric cu pornire grea , în momentul punerii sale în funcţiune , în acest caz :

Is.s=Kp In.m

în care Kp şi In.m sunt coeficientul de pornire respectiv curentul nominal al celui mai mare motor alimentat de la transformator. c) Preluarea şocului de autopornire a motoarelor electrice pe care transformatorul

le alimentează , după deconectarea unui scurtcircuit în reţea sau a motoarelor electrice conectate la acest transformator prin acţionarea unui dispozitiv AAR , în acest caz :

Is.s=Σ Iap în care : Σ Iap reprezintă curentul total de autopornire al motoarelor. Dacă la un transformator , prin condiţiile sale de exploatare , sunt valabile mai

multe ipoteze de calcul atunci în prima formulă de la acest capitol se va introduce pentru Iss valoarea cea mai mare rezultată din calculele de mai sus.

Sensibilitatea protecţiei se verifică calculându-se coeficientul Ksens pentru un scurtcircuit în regim minim , pe bara transformatorului opusă sursei , cu formula:

Ksens=p

sc

II )2(

min.

în care: I(2)

sc.min este curentul de scurtcircuit bifazat în regim minim; Ip=ip nTC este curentul primar de pornire al protecţiei . Conform normelor trebuie asigurată condiţia Ksens ≥1,5. Timpul de acţionare al protecţiei maximale de curent tT se reglează după condiţia de

selectivitate , cu o treaptă peste cel mai mare timp tL al protecţiilor elementelor alimentate de transformator: tT=tL+Δt

25

2.6.2. Protecţia maximală de curent cu blocaj de tensiune minimă

În cazul în care valoarea coeficientului de sensibilitate a unei protecţii este sub

limita admisă , metoda de mărire a sensibilităţii este aplicarea blocajului de tensiune minimă. Acest blocaj are totodată rolul de a împiedica acţionare protecţiei maximale în cazul suprasarcinilor care nu provoacă paralel cu creşterea curenţilor şi o scădere însemnată a tensiunii (Fig.2.14.).

De aceea curentul de pornire al unei protecţii maximale cu blocaj de tensiune minimă se poate calcula în funcţie numai de curentul nominal al transformatorului In cu formula:

Ip= nrev

sig IKK

Fig.2.14. Protecţia maximală cu blocaj de tensiune.

Acest reglaj mai coborât al curentului Ip face ca sensibilitatea , exprimată prin Ksens să crească în aceeaşi măsură.

Blocajul de tensiune minimă se realizează cu trei relee de tensiune minimă. Tensiunea de pornire a acestora se calculează ţinându-se seama de revenirea lor în poziţia cu contacte închise cu formula:

up=TTrevsig nKK

U

min

în care: Umin=(0,9…0,95) Un este tensiune de funcţionare minimă admisă pe bare; Ksig=1,1…1,2 este coeficientul de siguranţă; Krev=1,15…1,2 este coeficientul de revenire al releului; nTT – este raportul de transformare al transformatoarelor de tensiune.

26

Sensibilitatea protecţiei se verifică cu formula:

Ksens=max.sc

p

UU

în care: Up=up nTT ; Usc.max tensiunea corespunzătoare unui scurtcircuit în regim maxim.

2.6.3. Protecţia maximală de curent a transformatoarelor cu trei înfăşurări

În cazul transformatoarelor cu trei înfăşurări protecţia maximală trebuie astfel

realizată încât la un defect exterior pe oricare din tensiuni protecţia să comande numai declanşarea întrerupătorului de la tensiunea respectivă rămânând în funcţie pe celelalte două tensiuni.

Fig.2.15. Schema protecţiei maximale temporizate a unui transformator cu trei înfăşurări.

27

La transformatoarele alimentate numai pe o înfăşurare , protecţia se realizează conform schemei din figura 2.15. cu transformatoare şi relee de curent montate pe partea fiecăreia din cele trei înfăşurări.

Curenţii de pornire ai releelor 1,2 şi 3 se aleg ca în cazul transformatoarelor cu două înfăşurări.

În cazul în care coeficientul de sensibilitate nu se verifică se introduc blocaje de tensiune minimă curenţii de pornire se determină cu relaţia de la punctul 2.6.2:

Ip= nrev

sig IKK

Temporizările releelor 5 şi 6 se aleg cu o treaptă mai mare decăt temporizările de

pe elementele următoare (spre consumatori) iar temporizarea releului 4 , montat pe partea alimentării şi care comandă declanşarea tuturor întrerupătoarelor , trebuie să fie la rândul ei cu o treaptă mai mare decât cea mai mare dintre temporizările releelor 5 şi 6.

Releele 1,4,7 montate pe partea alimentării acţionează şi la defecte în transformator ca o protecţie de rezervă.

La transformatoarele alimentate pe două înfăşurări , pentru asigurarea selectivităţii nu mai sunt suficiente releele de timp.

Fig.2.16. Schema protecţiei maximale temporizate a unui transformator cu trei înfăşurări cu alimentare din două părţi

Într-adevăr să presupunem că transformatorul din figura 2.15. este alimentat pe

două părţi (pe 110kV şi pe 35kv) şi pornind de la condiţii concrete au rezultat temporizările t6<t5<t4.

28

La un defect exterior pe 6 kV lucrează selectiv releele 3 şi 6 şi transformatorul rămâne în funcţiune pe 110 şi 35 kV. La un defect exterior pe 35 kV releul 3 nu mai acţionează ci acţionează releele 1 şi 2 iar releul 5 comandă declanşarea selectivă a întrerupătorului de pe 35 kV , deoarece t5<t4.

La un defect exterior pe 110 kV lucrează releele 1 şi 2 , dar contrar condiţiei de declanşare selectivă tot întrerupătorul de pe 35 kV va fi acţionat deoarece t5<t4 . În mod normal ar fi fost necesar să se declanşeze numai întrerupătorul de pe 110 kV , transformatorul rămânând în funcţiune pe 35kV şi pe 6 kV.

Pentru rezolvarea problemei selectivităţii în acţionare se introduce pe partea de 35 kV un releu direcţional (Fig.2.16.) care blochează funcţionarea acestei protecţii la scurtcircuitele pe 110kV , pe 6 kV şi în interiorul transformatorului. În figura 2.16 bobina de curent a releului direcţional 8 s-a introdus în serie cu bobina releului de curent 2.

Contactul său este de asemenea în serie cu contactul releului de curent şi bobina releului de timp , realizând blocarea amintită. Pentru a exista şi o protecţie de rezervă pe partea de 35 kV împotriva defectelor interne se introduce releul de timp 7 a cărui temporizare trebuie să fie t7>t4.

La defecte exterioare pe 110 kV , întrerupătorul de pe 110 kV va fi selectiv declanşat de releul 4 , căci t5<t4 iar releul 5 este blocat , pe când la defecte în transformator vor lucra ca rezervă releele 1,4 şi 2,7, releul 7 comandând prin releul intermediar 9 declanşarea tuturor întrerupătoarelor.

Împotriva suprasarcinilor , pentru transformatoarele cu o singură alimentare , se instalează o singură protecţie , formată dintr-un releu de timp şi un releu de curent , montat pe partea alimentării la transformatoarele de curent existente care alimentează şi protecţia maximală împotriva defectelor exterioare. În cazul transformatoarelor cu două alimentări , protecţiile împotriva suprasarcinilor cuprind câte un releu de curent pe fiecare tensiune a transformatorului protejat , conectate la transformatoarele de curent existente cu un singur releu de timp prin care se comandă declanşarea tuturor întrerupătoarelor.

2.7. Protecţia de distanţă

La transformatoarele cu surse pe ambele părţi , cu tensiunea superioară U≥220 kV, se prevede de obicei pe fiecare dintre înfăşurările conectate la surse , câte o protecţie de distanţă împotriva scurtcircuitelor interioare , la borne şi pe racorduri şi împotriva supracurenţilor provocaţi de scurtcircuitele exterioare.

Treapta instantanee a fiecărei protecţii de distanţă va fi direcţionată spre transformator. Se recomandă ca una din treptele cu temporizare scurtă va fi direcţionată spre barele de pe partea unde este instalată protecţia respectivă.

29

2.8. Protecţia împotriva suprasarcinilor

Suprasarcinile care perturbă funcţionarea unui transformator pot avea diverse cauze: autopornirea motoarelor , deconectarea unui transformator care funcţionează în paralel , conectarea unor consumatori suplimentari , pendulări etc. În funcţie de raportul :

Ksarc=n

sarc

II

suprasarcina poate fi suportată un anumit interval de timp (valorile respective se indică în prescripţii de exploatare).

La transformatoarele cu două înfăşurări , protecţia de suprasarcină se va prevedea pe partea înfăşurării care nu este prevăzută cu reglaj de tensiune (ploturi).

La transformatoarele cu trei înfăşurări de puteri egale , alimentate dintr-o singură parte , protecţia de suprasarcină va fi montată numai pe partea alimentării.

Aceasta constă dintr-un releu de curent , dat fiindcă suprasarcinile pentru care se prevede protecţia sunt simetrice. Pentru ca protecţia să nu acţioneze în cazul scurtcircuitelor sau a şocurilor de curent , releul de curent comandă semnalizarea printr-un releu de timp a cărui înfăşurare trebuie să fie stabilă din punct de vedere termic.

Curentul de pornire al releului se calculează cu relaţia :

Ipr=TC

n

rev

sig

nI

KK

în care : Ksig=1,05 şi Krev=0,85 La transformatoarele din staţiile fără personal permanent de supraveghere la care

sunt posibile suprasarcini care depăşesc limitele admisibile , protecţia comandă declanşarea întrerupătorului.

La transformatoarele cu puteri S≥100 MVA se recomandă utilizarea unor relee cu caracteristică de acţionare tip imagine termică.[5]

30

Capitolul 3

Protecţia maximală a transformatoarelor de putere realizată cu releul maximal temporizat AT31

[10]

3.1. Folosire Releele AT12 , AT 21 , AT31 pot fi folosite ca protecţie maximal temporizată

pentru protecţia instalaţiilor împotriva suprasarcinilor şi curenţilor de scurtcircuit. Releele sunt de fabricaţie cehoslovacă. Ele sunt folosite unde este nevoie de un consum de curent mic , un coeficient de revenire ridicat , unde releul trebuie folosit ca o protecţie selectivă şi exactitate a elementului de temporizare .

Cele trei variante asigură protecţia pe o fază (AT12) , două faze (AT21) , respectiv trei faze (AT31).

3.2. Descriere Releele AT12 , AT21 , At31 sunt relee maximal temporizate , necesitând

alimentarea de la o sursă de curent auxiliară . Ele sunt disponibile în trei variante : cu unul , cu două , cu trei elemente de măsură .Ele conţin următoarele elemente :

a) releele de curent A de tip ER ( 3 bucăţi pentru AT31); b) elementul de temporizare T ; c) releu intermediar cu element de semnalizare ;

Releele de curent sunt elementele de măsură reprezentând relee electromagnetice cu armătură rotativă . Fiecare este prevăzut cu un element de semnalizare care indică acţionarea releului . Elementul de temporizare conţine un mecanism de ceasornicărie cu electromagnet pentru tragerea acestuia . Este dotat cu un mecanism pentru indicarea drumului . Releul intermediar este unul electromagnetic de tip circular .

Toate elementele sunt montate într-o carcasă comună . Placa principală a acestei este realizată din răşini sintetice. Pe marginea superioară şi inferioară sunt montate plăcile terminale . Carcasa mai este realizată şi din foi de oţel iar uşa din faţă este cu geam . Montat pe cadrul uşii , care este realizat din din răşini sintetice , se află butonul pentru resetarea elementelor de semnalizare a releelor de curent şi tot odată pentru resetarea mecanismul de indicare a drumului .

Ramele tuturor elementelor sunt conectate electric la şurubul pentru punerea la pământ a releului de pe carcasa acestuia . Carcasa releului poate fi sigilată .

31

3.3. Funcţionare Dacă curentul depăşeşte la un moment dat valoarea prestabilită armătura releului

maximal de curent este atrasă şi se închide contactul corespunzător acestuia . Elementul de temporizare porneşte şi după terminare timpului prestabilit închide circuitul bobinei releului intermediar care transmite impulsul final pentru acţionarea întrerupătorului .

Faza defectă este identificată cu ajutorul elementului de semnalizare a releului de curent respectiv iar transmiterea impulsului către întrerupător este indicată de elementul de semnalizare a releului intermediar .

În cazul unui defect trecător , cu o durată de timp mai mică decât cea prestabilită elementele de măsură al releelor de curent revin la poziţia iniţială şi deci nu determină acţionarea releului intermediar şi a întrerupătorului. Acest gen de defect este indicat de elementele de semnalizare ale releelor de curent iar durata defectului poate fi identificată din poziţia mecanismului de indicarea drumului a elementului de temporizare .

Atât elementele de semnalizare cât şi mecanismul de indicare a drumului pot fi resetate prin reapăsarea butonului de pe carcasa releului .

3.4. Datele tehnice ale releelor AT12,AT21, AT31

Curentul nominal ,în A 5 sau 1 Coeficientul de revenire 0,85

Domeniul de reglaj al curentului,în A (0,8-2,0) IN Domeniul de reglaj al timpului, în s (0,4-3)±0,1

(0,5-6)±0,2 (1-12)±0,3

Curentul maxim de durată, în A 2,5 IN Curentul de stabilitate termică la 1,0s în A 50 IN

Curentul de stabilitate dinamică, în A In 250 Consumul releului:

-bobina de curent,în VA -bobina releului de timp, în W

-bobina releului intermediar,în W

0,6 20 7

Caracteristicile de comutaţie ale contactelor în A la 220v:

-releul de timp: t0 t

t1 -releul intermediar cp

deschidere aclanşare permanent c.c. c.a. c.c c.a. c.c c.a. 0,3 0,2

0,15 0,2

1,5 1,2 1,2 1,5

1,5 1,5 8 10

1,5 1,5 8

10

1,5 1,5 6 6

1,5 1,5 6 6

Frecvenţa nominală 50 Hz

Precizia (pt elementul de măsură) ±5% din valoarea prestabilită

Tensiunea nominală (pt. releul de timp şi intermediar)

220 V.c.c.

32

Domeniul (pentru releul de timp) (0,5-6)±0,2 s

Masa ,în Kg circa 7

[10]

3.5. Schema internă respectiv schema de conectare a releului

AT31

Fig.3.1. Schema internă a releului AT31

33

Fig.3.2. Schema de montare a releului AT31.

34

Capitolul 4

Protecţia diferenţial longitudinală realizată cu releul RQS4T1 şi anexa RQS4Z

[9]

4.1. Generalităţi Protecţia diferenţială longitudinală este destinată protejării transformatoarelor sau

autotransformatoarelor împotriva scurtcircuitelor interne precum şi la bornele acestora (scurtcircuit între faze sau scurtcircuite monofazate). În zona de acţiune a protecţiei diferenţiale longitudinale intră şi circuitele primare (legături în cabluri sau bare) cuprinse între transformatoarele de curent ale tuturor înfăşurărilor.

Principiul de funcţionare al protecţiei diferenţiale longitudinale este cel al comparării valorilor şi sensurilor curenţilor aceloraşi faze din cele două sau 3 înfăşurări ale transformatorului protejat.

4.2. Modul de funcţionare

Releul RQS4T1 este conceput pentru protecţia transformatoarelor cu două înfăşurări dar , în combinaţie cu anexa RQS4Z , se poate utiliza pentru protecţia diferenţial longitudinală a transformatoarelor cu trei sau patru înfăşurări.

4.2.1. Modul de funcţionare a releului RQS4T1

Schema interioară a releului RQS4T1 este prezentată în figura 4.1. Releul diferenţial RQS4T1 se compune din următoarele elemente: - modulul de acţionare; - modulul de blocare împotriva şocului de curent de magnetizare; - elementul de execuţie;

35

Fig.4.1. Schema internă a releului RQS4T1.

36

4.2.1.1. Modulul de acţionare

Modulul de acţionare este constituit din următoarele părţi principale: - elementul de lucru; - elementul de frânare; - organul de măsură; Schema interioară a releului RQS4T1 este prezentată în figura 4.1.

Pentru descrierea principiului de funcţionare se face referire la schema de protecţie prezentată în figura 4.2.

Fig.4.2. Realizarea protecţiei diferenţiale longitudinale la un transformator cu două înfăşurări.

Dacă se aplică releului RQS4T1 curenţii aferenţi , înfăşurărilor secundare ale

transformatoarelor de curent atunci , în interiorul acestuia , datorită modului de realizare al transformatoarelor Tr1-Tr6 se formează „curenţi de lucru IΔ ” şi „curenţi de frânare I∑” (vezi figurile 4.3. şi 4.4.).

Curenţii de lucru IΔ , prin intermediul transformatoarelor de intrare Tr4-Tr6 şi al punţilor redresoare Gl4-Gl6 generează tensiuni continue UΔ care aplicate organului de masură Q , conduc în final la acţionarea protecţiei diferenţial longitudinale .

Curenţii de frânare I∑ prin intermediul transformatoarelor de intrare Tr1-Tr3 şi al punţilor redresoare Gl1-Gl3 , generează tensiuni continue U∑ care , aplicate organului de măsură , conduc în final la blocarea protecţiei diferenţial longitudinale.

Caracteristica de funcţionare a releului este deci o funcţie IΔ=f(I∑) , iar condiţia de acţionare a protecţiei diferenţial longitudinale se poate exprima simplificat prin condiţia UΔ > U∑.

37

Pentru regimul normal de funcţionare sau în cazul scurtcircuitelor exterioare, circulaţia curenţilor este cea din figura 4.3.

Fig.4.3.Circulaţia curenţilor la funcţionare normală sau la scurtcircuit exterior

Puntea redresoare Gl1 generează o tensiune continuă U∑ proporţională cu suma

curenţilor secundari i∑ =i1+i2 , iar puntea redresoare Gl4 generează o tensiune continuă UΔ , proporţională cu diferenţa curenţilor secundari : iΔ=i1-i2 . În acest caz , curentul iΔ este relativ mic şi se datorează curentului total de dezechilibru. Fiindcă , evident U∑>UΔ, deci predominant este efectul de frânare , releul diferenţial fiind blocat. Pentru cazul scurtcircuitelor în zona protecţiei diferenţiale longitudinale , circulaţia curenţilor este prezentată simplificat în figura 4.4.

38

Fig.4.4. Circulaţia curenţilor pentru scurtcircuite în zona protecţiei diferenţiale Puntea redresoare Gl1 generează o tensiune continuă U∑ , proporţională cu

diferenţa curenţilor i∑=i1+i2 , iar puntea redresoare Gl4 generează o tensiune continuă UΔ proporţională cu suma curenţilor iΔ=i1+i2.

Fiindcă , evident UΔ>U∑ , deci predominant este efectul de lucru , releul diferenţial va acţiona .

Se observă că şi în cazul scurtcircuitelor în zona protecţiei diferenţiale apare un efect de frânare dar acest efect este mic în comparaţie cu efectul de lucru.

39

4.2.1.1.1. Elementul de lucru

Curenţii de lucru IΔ , obţinuţi în secundarele transformatoarelor de intrare Tr4-Tr6

provoacă căderi de tensiune pe rezistenţele R4-R6 şi potenţiometrele semireglabile R10-R12. Aceste tensiuni alternative , proporţionale cu curenţii de lucru IΔ se aplică punţilor redresoare Gl4-Gl6. Potenţiometrele semireglabile R10-R12 au rolul de a permite egalizarea pe faze a tensiunilor continue UΔ obţinute la ieşirea din punţile redresoare Gl4-Gl6 pentru aceleaşi valori pe faze ale curenţilor IΔ . Tensiunile continue UΔ , proporţionale cu curenţii de lucru IΔ , se aplică organului de măsură.

4.2.1.1.2. Elementul de frânare

Curenţii de frânare I∑ , obţinuţi în secundarele transformatoarelor de intrare Tr1-Tr3 , provoacă căderi de tensiune pe rezistenţele R1-R3 şi potenţiometrele semireglabile R7-R9. Aceste tensiuni alternative , proporţionale cu, curenţii de frânare I∑ , se aplică punţilor redresoare Gl1-Gl3. Potenţiometrele semireglabile R7-R9 au rolul de a permite egalizarea pe faze a tensiunilor continue U∑ , pentru aceleaşi valori pe faze ale curenţilor I∑ . Tensiunile continue U∑ , proporţionale cu, curenţii de frânare I∑ , se aplică organului de măsură.

4.2.1.1.3. Organul de măsură Elementul principal al organului de măsură releul magnetoelectric de mare

sensibilitate , de tip RSf4 , notat în schemă cu simbolul Q. Alimentarea releului magnetoelectric Q cu o tensiune proporţională cu, curenţii de

lucru IΔ se realizează prin intermediul condensatorului electrolitic C2 , a diodei Zener Z2 a rezistenţei R2 şi a potenţiometrelor R3 şi R4, iar alimentarea releului magnetoelectric Q cu o tensiune proporţională cu, curenţii de frânare I∑ , se realizează prin intermediul condensatorului electrolitic C1 , a diodei Zener Z1 şi a rezistenţei R1. Diodele D1 şi D2 , conectate la bornele releului magnetoelectric Q , limitează tensiunea continuă ce se poate aplica releului la o valoare de circa ± 0,6 v. Potenţiometrul R3 are rolul de a realiza scala releului pentru curentul de pornire în gama IΔ=(0,25-0,4)IN . Potenţiometrul R4 are rolul de realiza scala p (panta caracteristicii) IΔ/IN=f(I∑/IN) în gama 0,3-0,6. Butoanele potenţiometrelor R3 şi R4 sunt reglabile pe faţa releului RQS4T1, după demontarea capacului protector.

40

4.2.1.2. Modulul de blocare împotriva şocului de curent de magnetizare

Acest modul are rolul de a împiedica acţionare protecţiei diferenţiale la restabilirea tensiunii după lichidarea unui scurtcircuit exterior sau la conectarea cu tensiune a transformatorului protejat. Funcţionare modului se bazează pe faptul că , în spectrul de armonici al curentului de magnetizare , preponderentă este armonica a doua. Ca organ de măsură se utilizează tot un releu magnetoelectric de mare sensibilitate de tip RSf4 , notat în schema releului cu simbolul V, căruia i se aplică , pe de o parte , o tensiune continuă proporţională cu, curenţii IΔ , iar pe de altă parte , i se aplică o tensiune continuă proporţională cu conţinutul în armonica a doua a curenţilor IΔ. În cazul în care poderea armonicii a doua din curentul IΔ depăşeşte o anumită valoare (raportată la fundamentală) , releul V acţionează şi îşi deschide un contact înseriat în circuitul de alimentare al bobinei releului de execuţie E , blocând acţionare releului diferenţial Curenţii IΔ de pe fazele R şi S se aplică unui transformator de intrare cu 3 înfăşurări Tr2 , în secundarul 2-4 al transformatorului Tr2 , rezultând o tensiune alternativă proporţională cu suma curenţilor IΔ de pe cele două faze. Această tensiune alternativă se aplică punţii de redresare Gl2 prin intermediul rezistenţei R4 , a potenţiometrului semireglabil R5 , a transformatorului Tr1 şi a rezistenţei R3 . Tensiunea continuă U’Δ , ce se obţine la puntea redresoare Gl2 , proporţională cu, curenţii IΔ , se aplică , prin intermediul rezistenţei R2 , releului magnetoelectric V. Tensiunea continuă U100 se obţine la puntea redresoare Gl1 , alimentată din filtrul trece bandă , cu frecvenţa centrală de 100 Hz , constituit din inductanţa L şi condensatorul C1 , prin intermediul potenţiometrului R6 şi a rezistenţei R7. Această tensiune , proporţională cu conţinutul în armonica a doua a curenţilor IΔ , se aplică prin intermediul rezistenţei R1 , releului magnetoelectric V. În consecinţă , releul magnetoelectric V va acţiona la un anumit raport al tensiunilor continue U100 şi U’Δ sau , mai precis , la un anumit conţinut în armonica a doua a curenţilor IΔ . Pragul de acţionare al releului V poate fi reglat fin cu ajutorul potenţiometrului R6 , în domeniul I100=(0,25-0,5) I50 . La releele de tip vechi , butonul potenţiometrului R6 este accesibil , dar la releele de tip nou potenţiometrul R6 este reglat şi sigilat din fabrică. Diodele D1 şi D2 , conectate la bornele releului magnetoelectic V , limitează tensiunea continuă ce se poate aplica releului la valoarea de circa ± 0,6 V.

4.2.1.3 Elementul de execuţie Elementul de execuţie al releului difernţial RQS4T1 îl constituie releul intermediar notat în schema din figura 4.1. cu simbolul E . Releul intermediar E se poate excita , dacă releul magnetoelectric Q îşi comută contactul q ( deci modulul de acţionare sesizează existenţa unui scurtcircuit în zona protecţiei diferenţiale ) şi dacă releul magnetoelectric V îşi menţine închis contactul v ( deci conţinutul în armonica a doua a curenţilor IΔ nu a depăşit valoarea reglată) . După excitare , releul intermediar E se automenţine prin intermediul contactului e1 şi rezistenţa de limitare R5 şi comandă declanşarea întreruptoarelor care leagă transformatorul la sistem prin intermediul contactelor e2 şi e3 .

41

4.2.2. Modul de funcţionare al complexului RQS4T1+RQS4Z

Schema interioară a anexei este prezentată în figura 4.5. Anexa RQS4Z conţine transformatoarele de intrare Tr1-Tr3 , punţile redresoare Gl1-Gl3 , rezistenţele R1-R3 şi potenţiometrele semireglabile R4-R6 , având caracteristicile identice cu reperele corespunzătoare din releul RQS4T1 . De asemenea , anexa RQS4Z conţine şi un releu intermediar notat în schemă cu simbolul Z , care în schemele de protecţie , este utilizat de obicei ca element de semnalizare a funcţionării protecţiei diferenţiale.

Fig.4.5. Schema interioară a anexei RSQ4Z

Pentru descrierea principiului de funcţionare a complexului RSQ4T1+RSQ4Z , utilizat în scopul realizării protecţiei diferenţiale longitudinale la un transformator cu trei înfăşurări , se face referire la schema de protecţie prezentată în figura 4.6. În cazul regimului normal de funcţionare , circulaţia curenţilor este prezentată simplificat în figura 4.7. După cum rezultă din figură , la generarea tensiunii U∑ participă două „ surse de tensiune” legate în paralel ( puntea redresoare Gl1-RQS4Z şi puntea redresoare Gl1—RQS4T1) , valoarea U∑ fiind impusă de „ sursa” care are tensiunea mai mare . Astfel tensiunea continuă U∑ este proporţională cu, curentul i1+i2 (în ipoteza că i1+i2>i3 . Fiindcă , evident , U∑>UΔ , rezultă că va fi predominant efectul de frânare şi în consecinţă releul diferenţial va fi blocat .

42

Fig.4.6. Realizarea protecţiei diferenţial longitudinale la un transformator cu trei

înfăşurări.

43

Fig.4.7. Circulaţia curenţilor la funcţionare normală

În cazul scurtcircuitelor exterioare , circulaţia curenţilor este reprezentată simplificat în figura 4.8 . Fiindcă şi în acest caz U∑>UΔ , rezultă că predominant va fi efectul de frânare şi în consecinţă , releul diferenţial va fi blocat. Din cele expuse mai sus , rezultă faptul că , atât în cazul funcţionării normale cât şi în cazul scurtcircuitelor exterioare , complexul RQS4T1+RQS4Z prezintă un răspuns corect , protecţia diferenţială rămânând blocată.

44

Fig.4.8. Circulaţia curenţilor în cazul scurtcircuitelor exterioare

În cazul scurtcircuitelor în zona protecţiei diferenţiale , circulaţia curenţilor este prezentată simplificat în figura 4.9.

Tensiunea continuă U∑ este proporţională cu, curentul maxim (i1-i2 ;i3) iar tensiunea continuă UΔ este proporţională cu curentul iΔ=i1+i2+i3 . Fiindcă UΔ>U∑ , rezultă că va fi predominant efectul de lucru şi , în consecinţă , releul diferenţial va acţiona şi va determina declanşarea întrerupătoarelor care leagă transformatorul la sistem.

45

Fig.4.9. Circulaţia curenţilor în cazul scurtcircuitelor în zona protecţiei diferenţiale

În cazul complexului RQS4T1+RQS4Z , anexa RQS4Z se leagă întotdeauna la înfăşurarea transformatorului care nu pune sub tensiune transformatorul , fiindcă RQS4Z nu poate realiza blocajul la curenţi de magnetizare.

Dacă transformatorul poate fi pus sub tensiune pe oricare din cele trei înfăşurări , pentru pentru protecţia lui se utilizează o schemă cu două relee RQS4T1 conectate ca în figura 4.10. , în acest fel putându-se asigura blocajul la curenţi de magnetizare , indiferent de înfăşurarea care pune sub tensiune transformatorul.

46

Fig.4.10. Protecţia diferenţial longitudinală a unui transformator cu trei înfăşurări realizată cu două relee RQS4T1

47

4.2.3.Caracteristica de funcţionare

Protecţia diferenţială a transformatoarelor şi autotransformatoarelor trebuie să

dispună de caracteristici de funcţionare care să realizeze următoarele cerinţe : - o sensibilitate ridicată la valori mici ale curenţilor de scurtcircuit în zona protecţiei

diferenţiale ; - desensibilizarea protecţiei în cazul curenţilor de dezechilibru care apar în cazul

funcţionării normale sau în cazul scurtcircuitelor exterioare; Pe de altă parte , este necesară blocarea protecţiei în cazul apariţiei şocului de

curent de magnetizare. În cazul cazul releului RQS4T1 aceste cerinţe se realizează prin alegerea convenabilă

a caracteristicii de funcţionare IΔ / IN =f(I∑/ IN) pentru p=ct şi prin stabilirea corectă a reglajului k = I100 / I50 la care , pentru o anumită valoare a curentului de lucru IΔ superioară valorii curentului iniţial de pornire I0Δ=(0,25±0,4) IN , releul trebuie să fie blocat în cazul apariţiei şocului de curent de magnetizare .

Caracteristicile de funcţionare sunt diferite , depinzând de modul de alimentare a transformatorului protejat ( alimentare uni sau bilaterală ) , de locul scurtcircuitului ( interior sau exterior ) , de curentul de pornire şi de coeficientul de frânare (panta p).

Pentru exemplificare , în figura 4.11. a şi b se prezintă caracteristicile de funcţionare ale releului RQS4T1 , în cazul scurtcircuitelor monofazate în afara zonei , precum şi în zona protecţiei diferenţiale , la alimentarea unilaterală la un curent iniţial de pornire I0Δ= 0,25 IN.

După cum rezultă din figura 4.11. a , pentru curenţii nominali de trecere (I∑<2IN) , panta p este nulă , iar apoi creşte pronunţat pentru a se realiza o frânare sigură la valori mari ale curenţilor de scurtcircuit exteriori.

În porţiunea crescătoare a caracteristicilor de funcţionare , panta poate fi reglată continuu în domeniul p=0,3-0,6 , deci în acest fel se obţine o familie de caracteristici situată între curbele limită definite de valorile p=0,3 şi p=0,6.

48

Fig.4.11. a.b. Caracteristicile de funcţionare a releului RQS4T1 pentru scurtcircuite monofazate , alimentare unilaterală a defectului: a) scurtcircuit exterior ; b scurtcircuit în

zonă . La releul RQS4T1 parametrii care se reglează sunt curentul de pornire şi panta

caracteristicii . La alegerea curentului de pornire se ţine seama de parametrii transformatoarelor de

curent folosite pentru protecţia diferenţială , în scopul desensibilizării protecţiei la curenţii de dezechilibru .

La alegerea pantei p se ţine seama de faptul că o caracteristică cu pantă mare are avantajul de a produce o desensibilizare accentuată a protecţiei în cazul scurtcircuitelor exterioare dar are dezavantajul că micşorează sensibilitatea protecţiei în cazul scurtcircuitelor interioare , pe când o caracteristică cu pantă mică are avantajul că este mai sensibilă la curenţii mici de scurtcircuit din interiorul zonei protejate , însă prezintă dezavantajul unei slabe desensibilizări a protecţiei , în cazul curenţilor de scurtcircuit exteriori , atunci când aceştia au valori foarte mari .

Referitor la modul de blocare împotriva şocului de curent de magnetizare , caracteristica de funcţionare a releului V , IΔ/ IN= f (I100/I50) este prezentată în figura 4.12 .

Fig.4.12. Caracteristici de funcţionare IΔ/ IN= f (I100/I50) .

Atunci când punctul de funcţionare se găseşte în zona A , deci I100<0,25 I50 , releul

V permite acţionarea protecţiei diferenţiale , iar atunci când punctul de funcţionare se găseste în zonele B şi C , releul V blochează acţionarea protecţiei diferenţiale . Zona B este zona de reglaj fin în gama I100=(0,25- 0,5) I50 , reglaj reglaj ce se realizează cu ajutorul potenţiometrului R6. La releele de tip vechi , butonul potenţiometrului R6 era accesibil , pe când la releele de tip nou , potenţiometrul R6 este reglat şi sigilat din fabrică.

49

4.3. Caracteristicile tehnice ale releului RQS4T1 şi ale anexei sale RQS4Z

Releul RQS4T1

- Curentul nominal : 5A sau 1A . - Domeniul de reglaj al curentului de pornire : IΔ=(0,25...0,4)IN . - Domeniul de reglaj al blocajului împotriva şocului de curent de magnetizare (la relee

de tip vechi ) : armonica a doua , 25-50% din fundamentală . - Consumul în circuitele transformatoarelor de curent : Funcţionare normală : 0,25 VA pe fază (pentru I∑=IN); Funcţionare la scurtcircuit : 0,5 VA pe fază (pentru I∑=IN); - Capacitatea de încărcare a circuitelor de curent : Încărcare de lungă durată : 2,5 IN ; Încărcare de scurtă durată : 20IN , pentru t=10s sau 60IN , pentru t=1s . - Tensiunea continuă auxiliară : 24 ; 110 ; 220 V c.c. - Consumul propriu în curent continuu : (în caz de defect ) 5 W. - Contactele : Numărul contactelor : 2 c.n.d.; Capacitatea de comutare la închidere : 10 A cc sau ca ; Curentul de lungă durată admis : 5 A c.c. sau c.a.;

Capacitatea de comutare la deschidere : 0,2 A pentru 220 V c.c. ,cu constanta

circuitului τ= 4,25 m.s. şi 1,5 A pentru 220 V c.a. circuit inductiv cu cosφ=0,6. - Dimensiunile : lăţimea 180 mm , înălţimea 428 mm , adâncimea 237 mm . - Masa : 9,5 kg .

Anexa RQS4Z - Curentul nominal : 5A sau 1A; - Consumul în circuitul transformatoarelor de curent : Funcţionare normală : 0,1 VA pe fază (pentru I∑=IN) ; Funcţionare la scurtcircuit : 0,4 VA pe fază (pentru I∑=IN) . - Capacitatea de încărcare a circuitelor de curent : Încărcare de lungă durată : 2,5 IN ; Încărcare de scurtă durată : 20 IN , pentru t=10 s. - Tensiunea continuă auxiliară 24 ; 110 ; 220 V c.c. - Consumul propriu în curent continuu : 10W . - Contactele : 2 c.n.d. - Dimensiunile : lăţimea 141 mm , înălţimea 234 mm , adâncimea 140 mm . - Masa 5 Kg. [9]

50

Capitolul 5

Protecţie digitală pentru transformator RET 316*4 [11]

51

5.1. Concepţia dispozitivului

Releul RET316*4 aparţine generaţiei de dispozitive de protecţie de transformator integral digitale, adică imediat după transformatoarele de intrare are loc conversia de la analog la digital a variabilelor de intrare şi întreaga procesare a semnalelor digitale este efectuată de microprocesoare şi controlată prin programe.

Interfeţele standard permit lui RET316*4 să comunice cu alte sisteme de comandă. Astfel este realizată posibilitatea pentru schimb de date ca raportarea fără reacţie a stărilor binare, evenimente, măsurători şi parametri de protecţie sau activarea diferitelor seturi de setări de către sistemele de comandă de nivel mai înalt.

Din cauza disainului său compact, sunt necesare foarte puţine unităţi hardware, prin softwareul său modular şi autodiagnosticarea continuă integrată şi funcţiile de supraveghere, RET316*4 satisface în modul ideal aşteptările utilizatorului în ceea ce priveşte un dispozitiv modern de protecţie la un preţ cost-efective. DISPONIBILITATEA dispozitivului, adică raportul dintre timpul său de funcţionare medie fără defectare şi durata sa de viaţă, este desigur cea mai importantă caracteristică a sa. Ca şi consecinţa supravegherii continue a funcţiilor sale, acest raport este în cazul releului RET316*4 tipic totdeauna aproape de 1.

MMC-ul (comunicarea om/maşină) bazat pe meniu şi dimensiunea mică a dispozitivului fac sarcina conectării, configurării şi setării însăşi o SIMPLICITATE. Se furnizează prin RET316*4 cu funcţiile software auxiliare şi asignarea semnalelor de intrare şi de ieşire via MMC o FLEXIBILITATE maximă, adică abilitatea de a adapta protecţia la o aplicaţie la un sistem energetic particular sau a coordona, sau a înlocui unităţi dintr-o schemă de protecţie.

FIABILITATEA, SELECTIVITATEA şi STABILITATEA lui RET316*4 se bazează pe decade de experienţă în protecţia sistemelor de transmisie şi distribuţie. Procesarea digitală asigură PRECIZIE şi SENSIBILITATE consistentă pe toată durata de viaţă.

5.2. Aplicaţie

Protecţie digitală a transformatorului RET 316*4 este concepută pentru protecţia

selectivă rapidă a două sau trei înfăşurări a transformatoarelor de putere. Ea poate fi deci pentru protecţia autotransformatoarelor şi unităţilor

generator/transformator. Unitatea detectează următoarele defecte în transformatoarele de putere: toate defectele de fază defecte de punere la pământ, unde neutrul transformatorului este legat rigid sau

printr-o impedanţă redusă la pământ defecte între spire RET 316*4 impune numai cerinţe reduse în domeniul performanţelor

transformatoarelor de curent.

52

5.3. Caracteristici O funcţie diferenţială trifazată pentru transformatoare cu două sau trei înfăşurări Fără T. c. uri interpuse Compensarea curentă a raportului şi fazei Facilitate programabilă pe intrări şi ieşiri pentru a furniza declanşare şi/sau indicarea

caracteristicilor de protecţie externă Stagiu de supracurent în circuitul diferenţial Funcţii de supracurent pe partea de tensiune înaltă şi joasă Funcţii de supratensiune (de către versiunea hardware adecvată) Funcţie de suprasarcină termică Protecţie de distanţă

- startere de supracurent şi impedanţă minimă - cinci zone de distanţă (poligon pentru măsurători directe şi inverse) - supraveghere T. t. - blocare pendulări de putere - măsurătoare compensată cu sarcina

Supraexcitare Frecvenţă Diagramă de cablare standard indiferent de grupa transformatorului de putere Dizain compact, unităţi hardware puţine, apartenenţă la familia 316 Procesare semnal integral numerică Program interfaţă utilizator condusă prin meniuri Funcţii logice proiect specifice adiţionale programabile cu FUPLA Înregistrare evenimente şi măsurare valori Două interfeţe seriale:

- Interfaţă plană de rezervă pentru comunicare de la distanţă cu un sistem de comandă a staţiei: LON, IEC 870-5-103, IEC 1375 (MVB), SPA - Interfaţă plană de rezervă pentru busul de proces IEC 1375 (MVB)

Disponibil pentru montare rastel 19” într-un panou, montare aparentă sau îngropată

5.4. Aplicare

Dispozitivul de protecţie de transformator RET316*4 este destinat pentru protecţia

rapidă, selectivă a transformatoarelor cu două sau trei înfăşurări. Este posibilă în plus aplicarea pentru protecţia unităţilor de autotransformatoare şi a blocurilor generator-transformator.

Releul detectează diferite feluri de avarie ca:

Toate avariile trifazate Avarii de punere la pământ când punctul de stea a transformatorului de forţă este

efectiv sau prin impedanţă mică legată la pământ Avarii între spire

53

RET316*4 are cerinţe minime în ceea ce priveşte T.T principal. Nu necesită T.T. interpus.

RET316*4 poate fi prevăzut cu diferite funcţii de protecţie. Funcţia de protecţie diferenţială este una din cele mai importante funcţii pentru

protecţia rapidă şi selectivă a tuturor transformatoarelor cu nominalul mai mare decât câţiva MVA

Funcţia de protecţie de supracurent este recomandabilă ca o protecţie de rezervă În unele cazuri este de dorit funcţia de supratensiune Funcţia de suprasarcină termică protejează izolaţia împotriva solicitărilor termice.

Această funcţie de protecţie este echipat în mod normal cu două nivele independent fixate şi este folosită atunci când nu sunt instalate detectoare de supratemperatură pentru ulei

Alte funcţii la cerere (de ex. funcţia de frecvenţă) Schema de protecţie de distanţă este de asemenea des folosită ca o protecţie de

rezervă şi este inclusă în RET316*4

5.5. Trăsături principale

RET 316*4 poate fi furnizat cu combinaţia dorită a funcţiilor de protecţie urmărite.

Funcţiile sunt selectate din librăria modulelor de funcţii RE.216/RE. 316*4: Funcţia de protecţie diferenţială a transformatorului (Diff-Transf) este una din cele mai

importante şi asigură protecţia selectivă rapidă a tuturor transformatoarelor cu puteri nominale de câţiva MVA.

Funcţia de suprasarcină termică (Supratemperatură) protejează instalaţia împotriva defectului datorat temperaturilor excesive ridicate. Ea este în mod normal echipată cu două seturi independente de etape de operare şi este folosită în special unde senzorii de temperatură a uleiului nu sunt instalate.

protecţia maximală şi minimală de curent temporizată (Curent-DT) măsură pentru creşteri limitate (de curent) protecţie maximală de curent la valoarea maximă (Curent-Inst) protecţie maximală de curent cu caracteristică de timp invers (Curent-Inv) protecţie maximală şi minimală de tensiune temporizată (Tensiune-DT) protecţie maximală de tensiune la valoare de vârf (Tensiune-Inst) funcţia de putere (Putere) funcţia de frecvenţă (Frecvenţă) supraexcitare cu caracteristică inversă de timp (U/F-Inv) funcţii logice suplimentare cum sunt: folosire suplimentară de logică programată folosind FULPLA (funcţie de limbaj de

programare) Aceasta necesită sisteme inginereşti logică întârziere contorizare

Următoarele funcţii de măsurare şi monitorizare sunt deasemenea prevăzute: funcţii de măsurare U/I/f/P/Q plauzabilitatea curentului trifazat plauzabilitatea tensiunii trifazate Schema include o memorie de evenimente şi un înregistrator de perturbaţii care poate fi configurat.

54

Alocarea intrărilor optocuploarelor, LED-urile de semnalizare şi ieşirile de semnalizare a releului auxiliar, setarea diferiţilor parametrii, configurarea schemei şi afişarea evenimentelor şi variabilele sistemului sunt toate efectuate interactiv prin intermediul meniului de control program MMC (om/maşină). RET 316*4 este echipat cu două interfeţe seriale pentru conectarea locală a MMC (PC) şi pentru comunicaţie la distanţă cu sistemul de control a staţiei. RET 316*4 este de asemenea echipat cu funcţii de automonitorizare continuă şi autodiagnosticare. Echipamente de testare corespunzătoare (de exemplu setul de testare XS92a) sunt accesibile pentru testare cantitativă. RET 316*4 poate fi semi-înecat sau montat la suprafaţă sau poate fi instalat în dulapul de echipamente.

5.6. Hardware

Schema hardware a protecţiei digitale RE. 316*4 cuprinde 4 până la 7 unităţi de interconectate, unitatea de conectare şi carcasa: Unitate de intrare transformator Tip 316GW61 Unitate convertor analog/digital Tip 316EA62 Unitate procesor principal Tip 316VC61 1 sau 4 unităţi de intrare/ieşire binară Tip 316DB61

sau Tip 316DB62 sau Tip 316DB63

Unitate alimentare auxiliară Tip 316NG61 sau Tip 316NG62 sau Tip 316NN63

Unitate de conectare Tip 316ML61a sau Tip 316ML62a

Carcasă şi terminale pentru semnale analogice şi conectoare pentru semnale binare Convertorul analog/digital tip 316EA62 este folosit numai împreună cu protecţia diferenţială longitudinală.

Semnalele binare procesate sunt detectate de unitatea binară intrare/ieşire şi transferate la procesul principal care le procesează cu ajutorul funcţiilor de control şi protecţie pentru proiectul (activitatea) specifică şi activează releele de ieşire şi LED-urile corespunzătoare.

Variabilele de intrare analogice sunt izolate electric de circuitele electronice prin înfăşurări ecranate ale transformatoarelor unităţii de transformator de intrare. De asemenea transformatoarele reduc semnalele la un nivel corespunzător procesării prin circuitele electronice. Unitatea transformatorului de intrare asigură adaptarea pentru nouă transformatoare.

Esenţial este faptul că unitatea principală de procesare 316VC61 cuprinde procesorul principal (INTEL 80486), unitatea de conversie analog/digitală, interfaţa de comunicare a sistemului de control şi 4 fante (sloturi) PCMCIA.

Semnalele de procesare binare, semnale generate de logica de control, evenimente, variabile analogice, fişierele înregistratorului de perturbaţii şi setările protecţiei de control

55

logic pot fi transferate prin intermediul interfeţei de comunicare RS-232 la sistemul de control a staţiei şi la camera de comandă. În sens invers, semnalele de la logica de control şi pentru seturile de comutare a setărilor de parametrii sunt transferate de sistemul de control a staţiei la protecţie.

RET 316*4 poate fi echipat cu unu sau patru unităţi de intrare/ieşire binare. Aici sunt două relee de declanşare pe unitatea 316DB61 şi 316DB62, fiecare cu două contacte şi în concordanţă cu fiecare versiune: 8 opto-cuploare de intrare şi 6 relee de semnalizare 4 opto-cuploare de intrare şi 10 relee de semnalizare Unităţile de intrare/ieşire 316DB63 sunt echipate cu 14 opto-cuploare de intrare şi 8 relee de semnalizare.

Cele 16 LED-uri frontale sunt controlate de unităţile 316DB6 amplasate în fantele (sloturile) 1 şi 2.

Conceptul pentru hardware al echipamentului de protecţie de transformator RET316*4 cuprinde patru unităţi plug-in, o placă de bază PCB de conectare şi o carcasă (fig. 5.1.):

- unitatea de intrare analog - unitatea de procesare centrală - 1 până la 4 unităţi de intrare/ieşire binară - unitatea de alimentare - placa de bază PCB - carcasa cu borne de conectare

La unitatea de intrare analog un transformator de intrare furnizează izolarea

electrică şi statică dintre variabilele de intrare analogice şi circuitele electronice interne şi ajustează semnalele la nivelul potrivit procesării. Unitatea transformatorului de intrare se poate potrivi la un maxim de nouă transformatoare de intrare (transformatoare de tensiune, de curent de protecţie sau de măsurare).

Fiecare variabilă analog trece printr-un filtru R/C trece jos de ordinul întâi la CPU-ul principal pentru a elimina ceea ce se numeşte efect aliasing şi pentru a suprima interferenţele HF (fig5.2.). Apoi sunt eşantionate de 12 ori într-o perioadă şi convertite în semnale digitale. Convertorul analog/digital este realizat cu un convertor de 16 bit.

O parte din filtrarea digitală este realizată de un DSP şi se asigură ca datele pentru algoritmii de protecţie să fie disponibile în memoria procesorului principal.

Miezul procesor cuprinde fundamental microprocesorul principal pentru algoritmii de protecţie (Intel 80486) şi memorii dual-port (DPM-uri) pentru comunicarea dintre convertorii A/D şi procesorul principal. Procesorul principal execută algoritmii de protecţie şi comandă MMC-ul local şi interfeţele la sistemul de comandă a staţiei. Semnalele binare de la procesorul principal sunt aduse la intrările corespunzătoare ale unităţii I/O şi astfel se comandă releele auxiliare de ieşire şi diodele LED. Unitatea procesorului central este echipată cu o interfaţă serială RS232C pe calea căreia, printre altele se fac setările de protecţii, se citesc evenimentele şi datele din memoria înregistratorului de perturbaţii sunt transferate la un PC local.

Pe această unitate de procesor principal sunt patru sloturi PCMCIA. Aceasta este o interfaţă standard utilizată în principal la PC-uri. Este făcută posibilitatea aici pentru a adăuga opţional 2 plăci, tipul III, sau 4 x tip II, constituind interfaţa dintre instalaţia de protecţie şi sistemul de comandă a staţiei (interfaţa bare staţie, SBI). Mai mult procesorul principal conţine o a doua interfaţă serială, tip RS232C, care de asemenea este utilizată ca interfaţă la sistemul de comandă a staţiei. SBI este folosit pentru a citi evenimentele,

56

valorile setate şi valorile măsurate ca şi pentru transmisia datelor înregistratorului de perturbaţii la sisteme de nivel mai înalte.

RET316*4 poate avea de la unul până la patru unităţi binare I/O fiecare. Aceste unităţi sunt disponibile în trei versiuni:

a) două relee auxiliare cu două contacte de putere, 8 intrări optocuploare şi 6 relee de semnalizare

b) două relee auxiliare cu două contacte de putere, 4 intrări optocuploare şi 10 relee de semnalizare

c) 14 intrări optocuploare şi 8 relee de semnalizare. În concordanţă cu faptul dacă sunt puse unul sau două unităţi I/O, există fie 8 LED-

uri sau 16 semnale vizibile pe frontul dispozitivului.

Fig5.1. Schema hardware

57

5.7. Software

Atât semnalele de intrare analoge cât şi binare sunt condiţionate înainte de a fi procesate de procesorul principal. Aşa cum este descris mai sus la hardware, semnalele analog trec prin transformatoarele de intrare de secvenţă, şunt, filtru trece jos (filtru antialiasing), multiplexor şi convertor A/D şi DSP. În forma lor digitală, sunt apoi separaţi de filtre digitale în componente reale şi aparente înainte de a fi aplicate la procesorul principal. Semnalele binare de la intrările optocuploare merg direct la procesorul principal. Are loc atunci procesarea reală a semnalelor legat de algoritmii de protecţie şi logici.

Fig5.2. Fluxul de date

Limbajul de programare grafică

Limbajul de programare grafică FUPLA 216/316 este o unealtă puternică prietenoasă inginerească pentru programarea grafică a unităţilor de comandă şi de protecţie a familiei RE.216/316 folosită în sistemele de comandă a staţiilor. FUPLA permite blocuri funcţionale reprezentând aplicaţia pentru a fi direct translatate într-un program de aplicaţie capabilă de rularea pe procesor a unităţilor de comandă şi protecţie RE.216, REC316 şi REL316*4. Pachetul de programe conţine o bibliotecă extinsă de funcţii bloc. Pot rula simultan până la 8 proiecte (programe utilizator create cu FUPLA) pe un RET.316*4.

58

5.8. Funcţii

Biblioteca pentru volumele de funcţii ale RET316*4 include o varietate de funcţii

de protecţie şi auxiliare din care utilizatorul poate alege corespunzător versiunii de releu (vezi “date pentru comandă”). În cadrul îngrădirilor pentru capacitatea de procesare disponibilă, aceeaşi funcţie poate fi inclusă de câteva ori.

Stabilitate ridicată la salturi Sarcina principală asociată protecţiei diferenţiale este asigurarea discriminării

dintre curenţii de avarie interni şi saltul de eveniment când un transformator este conectat, alt transformator este conectat în paralel, sau are loc eliminarea unei avarii externe, sau brusc are loc o creştere de tensiune la bornele transformatorului. Pentru toate aceste fenomene, în dispozitivul de protecţie sunt prevăzute funcţii.

Un exemplu pentru o soluţie: Se poate evita apariţia unui curent de magnetizare crescut datorită supratensiunilor la bornele transformatorului prin setarea unor parametri “g” mai mari ai funcţiei diferenţiale (de ex. până la 2In) la intrarea binară. Această intrare este activată atât de o funcţie de supratensiune instantanee internă cât şi externă. Avantajul acestei soluţii este absenţa oricărui risc ai blocării la o avarie internă datorită constrângerii de armonici.

Funcţii de rezervă Se pot furniza ca şi funcţii de rezervă, diverse funcţii: funcţii de supracurent, de

curent al neutrului sau de tensiune al punctului de neutru, impedanţă minimă sau distanţă. Protecţie de distanţă Versiunile RET316*4 cu intrări de tensiune sunt de asemenea prevăzute cu această

funcţie. Funcţia de protecţie de distanţă poate avea fie startere de supracurent fie de impedanţă minimă. Amândouă sunt la fel de potrivite pentru a fi utilizate la sistemele efectiv puse la pământ, nepuse la pământ sau puse la pământ printr-o impedanţă. Releul detectează avariile cu punere la pământ pe baza curentului din neutrului şi/sau a tensiunii neutrului.

Măsurarea distanţei se realizează simultan în zonele unu, supradepăşire şi inversă. Fiecare zonă are un larg domeniu de setare independentă şi o setare independentă pentru direcţia de măsurare. Sunt furnizate patru zone direcţionale, ultimul se poate configura să fie şi nedirecţional. Zonele de măsurare de supradepăşire şi inversă sunt utilizate pentru scheme de transfer de declanşare. Caracteristica de măsurare a distanţei este un poligon cu linia reactanţei uşor înclinată, care s-a dovedit a fi optimală în practică. Acolo unde tensiunea măsurată de releu pentru o avarie este prea mică, integritatea deciziei direcţionale este asigurată prin considerarea ca referinţă a tensiunii fazei sănătoase, respectiv prin folosirea unei caracteristici a memoriei (avarii trifazate apropiate).

59

Este de asemenea inclusă şi o funcţie de supraveghere a t.t. care monitorizează componenta de secvenţă homopolară (U0·I0) şi/sau componenta de secvenţă inversă (U2·I2), ultima fiind avantajoasă în sistemele nepuse la pământ sau sistemele cu pământare slabă.

Măsurare Funcţia de măsurare UIfPQ măsoară valorile efective monofazate ale tensiunii,

curentului, frecvenţei, puterii active şi puterii aparente pentru a fi afişate pe MMC local sau transferate la sistemul de comandă a staţiei. În cazul intrărilor de tensiune se poate face o alegere între tensiunile dintre fază-neutru şi fază-fază. Măsurarea puterilor trifazate active şi aparente este realizată cu funcţia de putere.

Funcţii auxiliare Funcţiile auxiliare ca unul logic şi unul de întârziere/integrator permit utilizatorului

să creeze combinaţii logice de semnale şi să sesizeze şi să reseteze întârzieri. Verificarea plauzibilităţii Funcţiile de plauzibilitate ale curentului şi tensiunii facilitează detecţia asimetriilor

de sistem, de ex. în circuitele secundare ale t.c. şi t.t.

Înregistrator de secvenţe de evenimente Funcţia de înregistrare a evenimentelor are capacitate până la 256 semnale binare

incluzând marker de timp cu rezoluţia de ordinul milisecundelor.

Autodiagnosticare şi supraveghere Funcţiile de autodiagnosticare şi de supraveghere ale RET316*4 asigură o

disponibilitate maximă nu numai pentru dispozitivul de protecţie însuşi, dar şi asupra sistemului energetic. Avariile hardware sunt semnalate imediat de un contact de alarmă. În particular, alimentările auxiliare externe şi interne sunt continuu supravegheate. Funcţia corectă şi toleranţa convertorului A/D sunt testate prin două tensiuni de referinţă convertite ciclic. Algoritmi speciali verifică regulat memoriile procesorului (funcţii de rezervă). Execuţia programului este urmărită de un watchdog. Un avantaj important a funcţiilor de autodiagnosticare extensivă şi supraveghere este că nu mai este necesară mentenanţa şi testarea periodică de rutină.

Înregistrator de perturbaţii Înregistratorul de perturbaţii monitorizează până la 9 intrări analogice şi până la 16

intrări binare. Capacitatea de a înregistra perturbaţii depinde de durata unei perturbaţii aşa cum este determinată de istoria sa de dinaintea perturbaţiei şi durata perturbaţiei însăşi. Timpul total de înregistrare este aproximativ 5 s.

Comunicare om/maşină (MMC) Comanda locală a RET316*4 este dată de un convenabil program de funcţionare

bazat pe meniuri care permite realizarea de setări, vizualizarea valorilor parametrilor, mesaje şi citirea valorilor măsurate etc. programul de funcţionare rulează pe un PC conectat la interfaţa de pe frontul dispozitivului de protecţie.

60

Cerinţele minime de hardware PC: - PC cu procesor 80486 - Sistem de operare Windows 3.x , Windows 95 sau Windows NT 4.0 - RAM de 4 Mbyte - 1 unitate de dischetă (3½”) şi 1 hard disc 3 MB liber - 1 interfaţă serială (RS232C) - 1 interfaţă paralelă (Centronics) - capabilitate de bloc grafic (640·x 200 sau mai bun)

Interfaţa utilizator pe RET316*4 este proiectată astfel ca utilizatorul să nu

trebuiască să folosească decât foarte puţin instrucţiunile de funcţionare. Printre multele trăsături pozitive pe care le are, se menţionează:

- program de funcţionare bazat pe meniu extrem de prietenos pentru utilizator, cu alegerea funcţiilor de pe întregul ecran şi o serie gradată de ferestre

- furnizarea de seturi de creare, procesare şi verificare off-line a seturilor de parametri, adică când nu există conexiune la dispozitivul de protecţie

- transferul de setări de seturi de parametri de pe şi pe dischetă - mesaje şi confirmări pentru a ghida utilizatorul şi pentru a evita erorile - posibilitatea utilizatorului de a pune comentarii pentru a descrie fiecare intrare şi ieşire

Comunicarea de la distanţă

RET316*4 este capabil să comunice cu un sistem de monitorizare şi evaluare a staţiei (SMS) sau un sistem de comandă a staţiei (SCS) pe calea unei legături prin fibră optică. Interfaţa serială corespunzătoare permite citirea evenimentelor, măsurătorilor, datelor de perturbaţii înregistrate şi a setărilor de protecţie precum şi comutarea setărilor de seturi de parametri.

Utilizarea busului LON permite în plus schimbul de informaţie binară între controlerii celulelor, de ex. semnale pentru interblocarea staţiei.

Softwareul suport Programul de funcţionare facilitează configurarea şi setarea protecţiei, listarea

parametrilor, citirea evenimentelor şi listarea variatelor date interne de diagnosticare. Programele de evaluare REVAL şi WINEVE (MS Windows/Windows NT) sunt

disponibile pentru a vedea şi evalua perturbaţiile stocate de înregistratorul de perturbaţii. Când datele de perturbaţii sunt transferate pe calea sistemului de comunicaţii la staţia de evaluare a înregistrării perturbaţiilor, se foloseşte de asemenea programul de transfer de fişier EVECOM (MS Windows/Windows NT).

61

5.9. Schema de conexiuni şi dimensiuni de gabarit

Fig.5.3.Schema de conexiuni

62

63

5.10. Locul de instalare şi condiţiile de mediu

Când se alege locul de instalare, trebuie să se asigure că există suficient spaţiu în faţa echipamentului, adică faptul că conectorul serial de interfaţare şi butonul de reset sunt accesibile uşor.

În cazul montării de tip semiînecat sau instalare în echipament rack de 19’’, spaţiul din spatele echipamentului trebuie să asigure ataşarea unităţilor auxiliare (de exemplu 316DB61 şi 316DB62), înlocuirea unităţilor şi înlocuirea componentelor electronice (software-ului).

Pentru că orice piesă a echipamentului tehnic poate fi deteriorată sau distrusă în condiţii inadmisibile de mediu , locul de instalare a releului trebuie să nu fie expus la poluare excesivă a aerului (praf, substanţe agresive) , trebuie evitate atât cât este posibil vibraţiile puternice, schimbările extreme de temperatură, niveluri înalte de umiditate, tensiuni de descărcare de amplitudine mare şi timp scurt de creştere şi câmpuri magnetice induse puternice , trebuie asigurate condiţii ca aerul să circule liber în jurul echipamentului.

Echipamentul poate fi montat în orice poziţie, dar se montează în mod normal vertical (pentru citirea display-ului şi datelor înscrise pe partea frontală).

Precizări pentru legarea ansamblurilor de raft

Atunci când echipamente de protecţie digitale (unităţi individuale) sau sisteme de protecţie sunt furnizate într-un raft, este esenţial ca intrările sau ieşirile binare (BIO’s) şi alimentările auxiliare care trebuie legate de la raft la bornele compartimentului trebuie duse separat de la cablurile transformatoarelor de curent şi respectiv cele ale transformatoarelor de tensiune (nu în acelaşi canal da cabluri sau fascicul da cabluri).

Aceste precauţii reduc cuplajele inductive sau interferenţele.

Dacă acest lucru nu este posibil pe tot traseul, cuplajul magnetic datorat traseului

paralel poate fi redus prin încrucişări în unghi drept. Totuşi este de preferat să se realizeze completa separare a acestor cabluri.

64

Fig.5.4. Separarea legăturilor de la rafturi într-un compartiment.

Pentru legarea transformatoarelor de curent şi a transformatoarelor de

tensiune de la borne la echipament se impune să se utilizeze conductoare ecranate.

65

Capitolul 6

Calculul protecţiei maximale şi longitudinal diferenţiale

[1][3][9][6]

6.1.Calculul protecţiei maximale pentru transformator

Să se calculeze curentul de pornire al unei protecţii maximale pentru un transformator cu următoarele date :

S=25(MVA) N=110/20 (kV) Presupunem că transformatorul se alimentează pe partea de 110(kV) Puterea transformatorului:

max.3 sarcIUS unde: U-tensiunea nominală Isarc.max-curentul ce poate circula prin transformatorul protejat

Curentul în primarul transformatorului:

)(132101103

10253 3

6

11 A

USI

Curentul în secundarul transformatorului:

)(72110203

10253 3

6

22 A

USI

[1]

Pentru 110 (kV) alegem transformator de curent TC cu raportul de transformare: 150/5 (A). Pentru 35 (kV) alegem transformator de curent TC cu raportul de transformare: 800/5 (A). [6] Curentul de pornire al protecţiei:

)(18613285,12,1

max. AIKK

I sarcrev

sigpp

unde : Ksig=1,2-1,25 coeficient de siguranţă; Krev=0,85 coeficient de revenire;

66

Curentul de pornire al releului:

)(21,630

35,186 AnI

ITC

pppr

unde:ntc reprezintă raportul de transformare al transformatorului de curent din

primar(locul de montare al protecţiei). Presupunem că nu avem autoporniri ale motoarelor electrice alimentate de la

transformatorul protejat şi nu avem transformatoare care să funcţioneze în paralel cu acesta. Deci în aceste condiţii Isarc.max = Inom.(curentul maxim de sarcină este egal cu cel nominal).

Coeficientul de sensibilitate :

impussenspp

scsens K

IIK .

)2(max.

Conform prescripţiilor în vigoare , coeficientul de sensibilitate impus are valorile: Ksens.impus=1,5 faţă de bara dinspre sursă, rezultă )(1981325,1)2(

max. AI sc Ksens.impus=1,3 faţă de bara dinspre linie, rezultă )(1711323,1)2(

max. AI sc Timpul de acţionare al protecţiei maximale de curent a transformatoarelor tT se

reglează după condiţia de selectivitate , cu o treaptă peste cel mai mare timpal protecţiilor elementelor alimentate de transformator, tL , adică:

tT=tL+Δt [3]

6.2. Calculul orientativ de reglaj al protecţiei diferenţiale

cu releul RQS4T1

6.2.1Cacteristicile nominale şi de reglaj ale releului RQS4T1 necesare pentru calculul protecţiei

Curentul nominal al releului inr A 5 Curentul de actionare(în

absenţa frânării) ILO=0,2.....1inr A 1............5

Coeficientul de frânare (panta caracteristicii de acţionare

pentru IF>In

p

0,3..........0.6

67

6.2.2. Calculul egalizării curenţilor secundari.

Mărimile de calcul Simbolul şi

relaţia Unitatea de

măsură Valorile numerice

1 2 3 4 5 Puterea nominală a transformatorului

(considerată în calcul)

Sn

MVA

25

Tensiunile nominale ale înfăşurărilor

Un(±ΔU%) KV 110 20

1 2 3 4 5 Curenţii nominali primari )3/( UnSnIn A 132,9 720 Rapoartele reductoarelor

de curent cN A/A 150/5 800/5

Conexiunile înfăşurărilor transformatorului de

putere

Y

Y

Conexiunile reductoarelor de curent

Y Y

Conexiunile transformatorului de

egalizare

Coeficienţii de schemă ai transformatorului de

egalizare

schk

3

3

Curenţii nominali din secundarele de curent

(primarele transformatorului de

egalizare)

c

nn N

Ii

A

4,43

4,50

Curenţii nominali din secundarele

transformatorului de egalizare

sch

nrn k

ii .'

A

2,89

2,89

Rapoartele transformatoarelor de

egalizare n

neg i

in '

A/A

1,53

1,55

Curenţii nominali după egalizare

egc

schnn nN

kIi

A 5 5

Eroarea datorată egalizării incomplete a curenţilor

secundari 100

1

21

n

nneg i

ii

0

0

68

6.2.3.Stabilirea parametrilor caracteristici de acţionare a releului

-Blocarea la armonica 2 -Curentul de acţionare în

absenţa frânării (IF=0) nLO iUZi

100

A

0,4 In2

-Coeficientul de frânare(panta caracteristicii de acţionare

pentru IF>2In

p

0,6

6.2.4. Verificarea sensibilităţii la scurtcircuite interioare

Regimul cel mai defavorabil considerat în calcul

Scurtcircuitul bifazic la bornele opuse alimentării principale a

transformatorului(întreruptorul de la aceste borne fiind deschis); putere minimă de

scurtcircuit din sistem; funcţionare la plotul de reglaj la care tensiunea de scurtcircuit e maximă.

Curentul de scurtcircuit prin înfăşurarea conectată la alimentarea

principală a transformatorului de putere

1scI

A

700

Curenţii din circuitele secundare de lucru şi frânare

11

11

egc

schscFL nN

kIii

A 26,38

Coeficientul de sensibilitate 5,1

LO

Lsens i

ik 2,68

69

6.2.5 Verificarea siguranţei la scurtcircuitele exterioare

Regimul cel mai defavorabil considerat Scurtcircuit trifazic la bornele opuse alimentării

principale a transformatorului (funcţionând singur pe bare ); putere maximă de scurtcircuit

din sistem ; funcţionare pe plotul de reglaj la care tensiunea este minimă).

1 2 3 4 Curentul de scurtcircuit prin primarul

transformatorului de putere

1scI

A

100

Coeficientul de dezechilibru

-Coeficientul de aperiodicitate -Eroarea reductoarelor de curent

(maximă) -Eroarea datorată reglajului de tensiune

la transformatorul de putere -Eroarea transformatoarelor de

egalizare (maximă) -Eroarea datorată egalizării incomplete

a curenţilor secundari

1001 egiUap

dez

kk

2apk *%101

7,17%

1001

U

UU

%10i

0eg

0,18

Curentul de dezachilibru (din circuitul de lucru)

11

11

egc

schscdezL nN

kIki

A 7,46

Curentul de frânare din circuitele secundare

11

111 2

egc

schscF nN

kIi

A 82,91

Curentul de frânare determinat din curba releului pentru iL

2Fi A 17

Coeficientul de siguranţă 3,1

2

1 F

Fsig i

ik 4,87

* Dacă nu se depăşeşte coeficientul de saturaţie al transformatoarelor de curent .[9]

70

Capitolul 7

Realizarea standului practic [7][8]

71

7.1.Modul de realizare a standului practic

Pentru a pune în evidenţă modul de realizare a protecţiei diferenţial longitudinală şi maximale pentru un transformator electric a fost realizat un stand practic. În figura 7.1. este prezentat modul de realizare a acestui stand (văzut din partea în fig.7.1. şi din spate în fig.7.2.).

Fig. 7.1. Realizarea practică a standului.Vedere din faţă.

72

Fig.7.2. Realizarea practică a standului.Vedere din spate.

Deoarece releul RQS4T1 , anexa sa RQS4Z şi releul maximal AT31 au fost

prezentate anterior în capitolele precedende în cele ce urmează vom prezenta modul de realizare a circuitelor primare de curent şi secundare pentru realizarea lucrării.Conform normativelor în vigoare şi cu modul de marcare al circuitelor s-au notat:

e401-releu diferenţial longitudinal RQS4T1; e402-anexa RQS4Z; e201-releul maximal temporizat AT31; x101, x102 ,x103 , x104-blocurile de încercare; h101 , h102 , h103 , h104 , h105 , h106 , h107 –ledurile pentru indicarea

acţionării releelor şi pentru semnalizarea acţionării acestora; DD1 , DD2 , DD3 , DD4 –dispozitivele de deconectare ale declanşărilor; G301-sursa de alimentare; b301-buton anulare semnalizări; Blocurile de încecare au următoarea corespondenţă: x101- bloc de încercare pentru IT la releul RQS4T1; x102- bloc de încercare pentru MT la releul RQS4T1; x103- bloc de încercare pentru JT la anexa RQS4Z; x104- bloc de încercare pentru IT la releul maximal AT3

73

Dispozitivele de deconectare introduc în schemă circuitele de declanşare ale

releelor RQS4T1, AT31.Acestea au următoarea corespondenţă: DD1- dispozitiv de deconectare pentru IT la releul RQS4T1; DD2- dispozitiv de deconectare pentru MT la releul RQS4T1; DD3- dispozitiv de deconectare pentru JT la releul RQS4T1; DD4-dispozitiv de deconecatre pentru IT şi JT la releul AT31; Ledurile au următoarea corespondenţă: h101- declanşare RQS4T1 pe JT; h102- declanşare RQS4T1 pe MT; h103- declanşare RQS4T1 pe IT; h104- declanşare AT31 pe IT; h105- semnalizare funcţionare RQS4T1; h106- semnalizare funcţionare RQS4T1; h107- semnalizare funcţionare AT31; [7][8] Ledurile folosite sunt de 3V iar pentru a putea funcţiona la tensiunea de alimentare

de 220 V.c.c. acestea au fost înseriate cu rezistenţe de 22 KΩ de 3W. Un led suportă un curent de 10 mA la 3V. Pe rezistenţă trebuie să avem o cădere de tensiune de 217 V.c.c. Atunci rezistenţa trebuie să aibă valoarea de:

)(22)(7,211010

2173

KK

IUR

Puterea rezistenţei este de: )(31010217 3 WIUP

Modul de realizare a blocului de leduri este prezentat în figura 7.3.:

Fig.7.3. Modul de realizare a blocului de leduri

74

Sursa de alimentare este formată dintr-o punte redresoare 220 V.c.a-220 V.c.c. de

10A. Aceasta este montată într-o carcasă de releu inermediar RI-10. corespondenţa contactelor este următoarea:

1 şi 2 ≈ 8 şi 13 + 9 şi 14 - Schema sursei de alimentare este:

Fig.7.4. Modul de realizare a sursei de curent continuu

Circuitele de curent alternativ şi curent continuu au fost realizate după schemele din figura 7.5. şi figura 7.6.

75

Fig.7.5. Modul de realizare a circuitelor de c.a.

76

Fig.7.6. Modul de realizare a circuitelor de c.c.

77

7.2.Verificarea protecţiei diferenţial longitudinale [9]

Verificarea aparaturii care compune protecţia diferenţială longitudinală a

transformatoarelor şi autotransformatoarelor se face în scopul stabilirii funcţionării ei corecte , precum şi a stabilirii unor date iniţiale necesare verificărilor profilactice ce se fac în timpul exploatării . Volumul de probe prezentat în tabelul 1 este maximal şi permite stabilirea comportării corecte a aparaturii . Referitor la periodicitatea lucrărilor notaţiile utilizate în tabel au următoarele semnificaţii :

PIF - lucrări la punere în funcţionare ; IC - lucrări de întreţinere curentă ; RT - lucrări ce se execută cu ocazia reviziilor tehnice ; RC - lucrări ce se execută cu ocazia reparaţiilor curente; Ciclul de funcţionare între două lucrări rezultă din „ Normativul tehnic de revizii

şi reparaţii ale fondurilor fixe , cod 32 şi 35”.

Nr crt Denumirea lucrărilor Periodicitatea lucrărilor 1 3.1. Verificarea stării mecanice PIF , IC , RT ,RC 2 3.2. Verificarea corectitudinii schemei de

conexiuni PIF , RC

3 3.3. Verificarea rezistenţei de izolaţie a releului RQS4T1

PIF , RT , RC

4 3.4. Verificarea rezistenţei de izolaţie a anexei RQS4Z

PIF , RT , RC

5 3.5. Verificarea rezistenţei de izolaţie a circuitelor protecţiei

PIF , RT , RC

6 3.6. Verificarea tensiunii minime de acţionare a releelor E şi Z

PIF , RC

7 3.7. Verificarea scalei IΔ=f (IN) PIF , RT , RC 8 3.8. Ridicarea caracteristicii de funcţionare

IΔ/IN=f(I∑/IN) PIF , RC (preferabil în

laborator) 9 3.9. Verificarea caracteristicii IΔ/IN=f(I∑/IN)

pentru IΔ reglat şi p reglat RT , RC

10 3.10. Ridicarea caracteristicii IΔ/IN=f(I100/I50) PIF , RT , RC 11 3.11. Verificarea blocajului la şocul de curent de

magnetizare cu ajutorul curentului pulsatoriu redresat

PIF , RT , RC

12 3.12. Ridicarea caracteristicii de functionare IΔ/IN=f(I∑/IN) pt RQS4T1+RQS4Z

PIF , RT , RC

13 3.13. Verificarea elementelor anexe (transformatoare de egalizare )

PIF , RC

14 3.14. Verificarea continuităţii circuitelor secundare de curent cu trusa de curent primar

PIF , RC

15 3.15. Verificarea interacţiunii schemei proprii a protecţiei diferenţiale

PIF , RT , RC

78

16 3.16. Verificarea blocajului la şocul de curent de magnetizare , prin conecatrea repetată în gol a

transformatorului

PIF , RC

17 3.17. Ridicarea diagramelor vectoriale ale curenţilor de sarcină

PIF , RT , RC

Observaţie . În cazul funcţionării eronate în exploatare a releului RQS4T1 , se vor efectua probele prevăzute la punctele 7.2.9. , 7.2.10. , 7.2.16. , 7.2.17.

7.2.1. Verificarea stării mecanice

Se examinează starea generală a elementelor protecţiei , prin acesta înţelegându-se verificări de rutină ca :

- verificarea echipării complete a releelor (borne , cleme ); - verificarea etanşeităţii capacului , a integrităţii geamurilor casetelor , a plăcilor de

bază a releelor etc .; - verificarea funcţionării din punct de vedere mecanic ( acţionare uşoară , cursă

suficientă a contactelor , presiune pe contacte etc.) ; - observarea vizală a stării de curăţenie şi ştergerea prafului ; - strângerea legăturilor spre relee în clemele de racord ;

7.2.2 Verificarea corectitudinii schemei de conexiuni

Se analizează schema de protecţie şi se execută identificarea tuturor circuitelor secundare utilizate în protecţie (prin sunare ) . Se identifică clemele de racord , blocurile de încercare , dispozitivele de conectare transformatoarele de egalizare , releele intermediare aferente protecţiei . De asemenea se verifică dispoziţia transformatoarelor de curent şi de egalizare aferente protecţiei diferenţiale , polaritatea transformatoarelor , modul de realizare a conexiunilor transformatoarelor etc.

7.2.3. Verificarea rezistenţei la izolaţie a releului RQS4T1

Se măsoară rezistenţa faţă de masă cu megaohmetrul de 2500 V c.c. a următorelor circuite : - înfăşurările de curent alternativ 1-2 , 3-4 , 5-6 , 7-8 , 9-10 , 11-12 ; - clemele 13 , 14 , 17 , 18 legate împreună ;

Se măsoară cu megaohmetrul de 2500 V c.c. rezistenţa de izolaţie între înfăşurările 1-2 , 3-4 , 5-6 luate două câte două şi între înfăşurările 7-8, 9-10 , 11-12 luate două câte două .

Rezultatele măsurătorilor nu trebuie să fie mai mici de 2 MΩ .

79

7.2.4.Verificarea rezistenţei de izolaţie a anexei RQS4Z

Se măsoară rezistenţa faţă de masă cu megaohmetrul de 2500 V c.c. a următoarelor circuite :

- înfăşurările de curent alternativ 1-2 , 3-4 , 5-6 ; - clemele 12 , 13 , 14 , 15 legate împreună ; Se măsoară cu megaohmetrul de 2500 V c.c. rezistenţa de izolaţie între

înfăşurările 1-2 , 3-4 , 5-6 luate două câte două . Rezultatele măsurătorilor nu trebuie să fie mai mici de 2MΩ .

7.2.5.Verificarea rezistenţei de izolaţie a circuitelor protecţiei Se măsoară cu ajutorul megaohmetrului de 2500 V c.c. rezistenţa de izolaţie a

circuitelor de curent alternativ aferente protecţiei în ansamblu (inclusiv transformatoare) şi rezistenţa de izolaţie a circuitelor de curent continuu în ansamblu .

Rezultatele măsurătorilor nu trebuie să fie mai mici de 2MΩ .

7.2.6. Verificarea tensiunii minime de acţionare a releelor intermediare E şi Z

Această verificare se execută aplicând , prin intermediul unei surse de c.c. , la

bornele releelor E şi Z , o tensiune operativă redusă , U=0,8 UN . La această tensiune releele trebuie să lucreze .

7.2.7. Verificarea scalei IΔ= f(IN)

Se realizează montajul din figura 7.7. Se fixează pe scala releului valorile IΔ=

0,25 ; 0,3 ; 0,35 ; 0,4 IN şi se verifică curentul de pornire pt fiecare din valorile fixate pe scală .

Operaţiunea se repetă pentru fazele S şi T ( releul RQS4T1 alimentat cu IΔ 9-10 ; 11-12 ) .

Eroarea dintre IΔ fixat pe scală şi IΔ se acţionare nu trebuie să fie mai mare de ± 5 % . Această verificare se poate realiza şi prin utilizarea aparatului pentru verificarea

releelor diferenţiale (AVRD) . Aparatul conţine două surse electronice de curent alternativ sinusoidal variabil

între 0-15 A .

80

Fig.7.7.Verificarea scalei IΔ=f(IN)

Prima sursă de curent are frecvenţa fixă de 50 Hz , iar a doua sursă are frecvenţa

variabilă în trepte ( 50 , 75 , 100 , 150 , 200 ,250 Hz) . Alimentarea aparatului se face cu tensiune de 220 V şi 75 Hz . Aparatul conţine trei instrumente de măsură ( două ampermetre şi un voltmetru )

precum şi un bloc destinat supravegherii acţionării releului V din releul diferenţial RQS4T1. Prin conectarea contactului releului V la două borne ale aparatului , în momentul basculării contactului v din poziţia n.d. , în poziţia n.î. , prin contact este injectat un curent sub 10μA , care are ca efect , în final , aprinderea unei lîmpi de semnalizare dispusă în panoul frontal al aparatului .

Pentru verificarea scalei IΔ=f(IN) , cu ajutorul AVRD se realizează montajul din figura 7.8

Fig.7.8. Verificarea scalei IΔ=f(IN) cu AVRD

81

7.2.8. Ridicarea caracteristicii de funcţionare IΔ/IN=f(I∑/IN)

Datorită faptului că ridicarea caracteristicii de funcţionare IΔ/IN=f(I∑/IN) reclamă un timp de lucru relativ ridicat , se recomandă ca lucrările să se efectueze în laborator . Se realizează montajul din figura 7.9.

Fig.7.9. Ridicarea caracteristicii IΔ/IN = f(I∑/IN).

Montajul prezentat în figura 7.9. corespunde pentru cazul scurtcircuitului

monofazat pe faza R , cu alimentare unilaterală , în interiorul zonei protecţiei diferenţiale. Pentru alte tipuri de scurtcircuite se realizează legăturile la borne specificate în tabelul următor :

Tipul scurtcircuitului Curenţii Bornele I∑ 1-7 RO

IΔ 7-8

I∑ 3-9 SO

IΔ 9-10

I∑ 5-11

Monofazat în interiorul zonei , alimentare

unilaterală

TO

IΔ 11-12

82

I∑ 1-2 RO

IΔ 7-8

I∑ 3-4 SO

IΔ 9-10

I∑ 5-6

Monofazat în exteriorul zonei

TO

IΔ 11-12 Caracteristicile de funcţionare se ridică pentru tipurile de scurtcircuit enumerate în

tabelul de mai sus , pentru toate valorile IΔ şi p ce se pot fixa pe scală ( IΔ = 0,25 ; 0,3 ; 0,35 ; 0,4 IN şi p =0,3 ; 0,4 ; 0,5 ; 0,6 ) şi pentru următoarele valori ale lui I∑ : 0 ; 1 ; 2 ; 2,5 ; 3 ; 4 ; 5 ; 6 ; 8 IN . Ridicarea caracteristicilor trebuie să se facă cu acurateţe , fiindcă datele obţinute vor servi ca reper la verificările ulterioare (punctul 7.2.9.). Datele obţinute se compară cu caracteristicile furnizate de fabricant .

Pentru ridicarea caracteristicii de funcţionare IΔ/IN = f(I∑/IN) cu ajutorul AVRD , se realizează montajul prezentat în figura 7.10. şi se execută operaţiile specificate anterior (până la valori pentru I∑= 3 IN).

Fig.7.10. Ridicarea caracteristicii IΔ/IN = f(I∑/IN) cu AVRD. Pentru a se obţine pe ieşirea notată cu I100 un curent cu frecvenţa de 50 Hz , se

apasă pe tasta de „50 Hz” de pe panoul frontal al aparatului . Valorile pentru I∑ şi IΔ se citesc pe ampermetrele dispuse pe panoul frontal al aparatului .

83

7.2.9. Verificarea caracteristicii IΔ/IN=f(I∑/IN) pentru IΔ reglat

şi p reglat Acestă verificare se execută de obicei în instalaţii , atunci când se dispune de

caracteristica de funcţionare sau de datele rezultate din verificări anterioare efectuate conform celor prezentate la punctul 7.2.8.

Caracteristicile de funcţionare se ridică cu ajutorul montajului prezentat în figura 7.9. , dar numai pentru reglajele IΔ şi p fixate pe scală . Valorile obţinute se compară cu caracteristicile indicate de fabricant în catalogul releului sau cu caracteristicile experimentale determinate la lucrările anterioare. În cazul în care s-a efectuat la aceeaşi lucrare ridicarea caracteristicii de la punctul 7.2.8 ,verificarea de la punctul 7.2.9. nu mai este necesară .

Verificarea caracteristicii IΔ/IN = f(I∑/IN) pentru IΔ reglat cu AVRD se execută cu montajul prezentat în figura 7.10. respectând operaţiile specificate mai sus.

7.2.10 Ridicarea caracteristicii IΔ/IN=f(I100/I50)

Datorită faptului că lucrarea necesită aparataj pretenţios se recomandă ca acesta să se execute în laborator . Pentru ridicarea cracteristicii se realizează montajul prezentat în figura 7.11 .

Fig.7.11. Ridicarea caracteristicii IΔ/IN=f(I100/I50)

Fiindcă , în general , nu se dispune de o sursă de armonici la care să se poată varia

conţinutul , în armonica a doua a curentului debitat ( raportat la fundamentala de 50 Hz )

84

pentru obţinerea lui IΔ se recurge la un artificiu şi anume la mixarea curenţilor I50 şi I100 în transformatorul Tr2 conform relaţiei:

2100

250 III

Pentru ridicarea caracteristicii , se fixează anumite valori pentru I100 şi se variază

I50 până la revenirea contactului normal închis al releului V . Caracteristica obţinută se compară cu caracteristica prezentată în figura 4.12.

Pentru ridicarea caracteristicii de frecvenţă a filtrului trece bandă , cu frecvenţa centrală de 100 Hz se realizează montajul prezentat în figura 7.12.

Fig.7.12. Ridicarea caracteristicii de frecvenţă a filtrului trece-bandă .

Se fixează o valoare constantă a curentului , de exemplu I=IN şi se variază

frecvenţa cu ajutorul generatorului de joasă frecvenţă . Se măsoară tensiunea alternativă UC1 la ieşirea din filtru (pe bornele condensatorului C1) precum şi tensiunea alternativă UV (la bornele releului V).

Frecvenţa se variază în plaja 30-100 Hz , în trepte de câte 10 Hz . Se obţine o caracteristică de tip clopot , care se compară cu următoarele valori medii obţinute în urma unor măsurători experimentale :

f(Hz) 50 100 150

UC1(V) 1,85 14,6 3,85 UV(mv) -100 515 35 Ridicarea caracteristicii de frecvenţă se efectuează şi pentru cazul în care releul

RQS4T1 este alimentat prin bornele 9-10 cu un curent constant I=IN şi frecvenţă variabilă .

Ridicarea caracteristicii IΔ/IN=f(I100/I50) cu ajutorul AVRD se execută realizând montajul prezentat în figura 7.13.

85

Fig.7.13. Ridicarea caracteristicii IΔ/IN=f(I100/I50) cu AVRD.

Pentru obţinerea curentului cu frecvenţa de 100 Hz , la ieşirea notată I100 , se

apasă tasta „100 Hz” de pe panoul frontal al aparatului . Se fixează anumite valori pentru I100 şi se variază I50 , până la revenirea contactului normal închis al releului V . Caracteristica obţinută se compară cu cea prezentată în figura 4.12 .

Pentru ridicarea caracteristicii de frecvenţă a filtrului trece bandă se realizează montajul din figura 7.14. Semnalul de tensiune obţinut de pe filtrul L-C din releu se aplică la intrarea de tensiune a aparatului , iar tensiunea rezultată se citeşte pe voltmetrul V , aflat pe panoul frontal al aparatului .

Se fixează o valoare de curent (I=IN) cu tasta 50 Hz apăsată . Pentru obţinerea caracteristicii de tip clopot , se apasă apoi , succesiv , pe tastele 75, 100 , 150 , 200 Hz citindu-se succesiv şi valoarea tensiunii UC1 care trebuie să fie maximă pentru f=100 Hz .

Fig.7.14. Ridicarea caracteristicii de frecvenţă a filtrului trece bandă.

86

7.2.11. Verificarea blocajului la şocul de curent de magnetizare cu ajutorul curentului pulsatoriu redresat

Această metodă prezintă avantajul că nu necesită aparataj pretenţios şi deci poate

fi utilizată în comod la locul de montaj al releului dar numai pentru cazul în care reglajul este :

I100/I50≤ 0,3 Pentru verificare se realizează montajul prezentat în figura 7.15

Fig.7.15. Verificarea blocajului la şocul de curent de magnetizare cu ajutorul curentului pulsatoriu redresat.

Metoda se bazează pe faptul că curentul pulsatoriu redresat monoalternanţă

prezintă următorul spectru de armonici ( valori procentuale raportate la fundamentaă ): armonica a doua 32 % , armonica a treia 6,3% , armonica a patra 11,1% , armonica a cincea 4,1% etc . În cazul în care reglajul releului este I100/I50≤0,3 atunci pentru o anumită valoare a curentului redresat I , releul V trebiuie să acţioneze , deschizându-şi contactul v.

Verificarea se execută fixând din trusa U-I un curent I=0,7 A (pentru releele cu IN=5 A) . La acest curent releul V trebuie să-şi deschidă contactul v.

Verificarea se repetă şi pentru cea de-a doua înfăşurare primară a transformatorului Tr2 , notată în schemă cu 7-8 , alimentarea releului RQS4T1 realizându-se ca în figura 7.10. dar la bornele 9-10.

Datorită faptului că contactul v este accesibil la bornele releului numai pe o parte (borna 14) , ohmetrul se va conecta la un picior al rezistenţei R3 , aflată sub releul V.

În cazul în care la locul de montaj al releului s-a executat verificarea prezentată la punctul 7.2.10. cu ajutorul AVRD , nu se mai execută verificarea la şocul de curent de magnetizare cu ajutorul curentului pulsatoriu redresat.

87

7.2.12. Ridicarea caracteristicii de funcţionare IΔ/IN=f(I∑/IN)

pentru complexul RQS4T1+RQS4Z

În cazul în care protecţia diferenţială este realizată şi cu anexa RQS4Z verificarea

acesteia se efectuează concomitent cu verificarea releului RQS4T1. Ridicarea caracteristicii de funcţionare IΔ/IN=f(I∑/IN) a complexului

RQS4T1+RQS4Z se efectuează realizând montajul din figura 7.16. Anexa RQS4Z se alimenteză cu curenţi I∑ iar releul RQS4T1 se alimentează cu curenţi IΔ . Montajul prezentat în figura 7.16. corespunde pentru cazul scurtcircuitului monofazat pe faza R , alimentare unilaterală , în interiorul zonei protejate . Pentru alte tipuri de scurtcircuit , se realizează legăturile specificate în tabel .

Fig.7.16. Ridicarea caracteristicii IΔ/IN=f(I∑/IN) la complexul RQS4T1+RQS4Z

88

Bornele Tipul scurtcircuitului Curen-ţii RQS4Z RQS4T1

Punţile

I∑ 1-7 - 12/RQS4Z-18/RQS4T1 RO

IΔ - 7-8 13/RQS4Z-17/RQS4T1

I∑ 3-8 - 12/RQS4Z-18/RQS4T1 SO

IΔ - 9-10 14/RQS4Z-17/RQS4T1

I∑ 5-9 - 12/RQS4Z-18/RQS4T1

Monofazat în

interiorul zonei

TO

IΔ - 11-12 15/RQS4Z-17/RQS4T1

I∑ 1-2 - 12/RQS4Z-18/RQS4T1 RO

IΔ - 7-8 13/RQS4Z-17/RQS4T1

I∑ 3-4 - 12/RQS4Z-18/RQS4T1 SO

IΔ - 9-10 14/RQS4Z-17/RQS4T1

I∑ 5-6 - 12/RQS4Z-18/RQS4T1

Monofazat în exteriorul

zonei

TO

IΔ - 11-12 15/RQS4Z-17/RQS4T1

7.2.13. Verificarea elementelor anexe Pentru verificarea transformatoarelor de egalizare , se execută verificări similare

ca şi pentru transformatoarele de curent şi anume: - verificarea raportului de transformare ; - verificarea rezistenţei de izolaţie ; - verificarea polarităţilor .

89

7.2.14 Verificarea continuităţii circuitelor secundare de curent cu trusa de curent primar

Verificarea se execută cu ajutorul unei truse de curent , conectată în primarul

fiecărui transformator de curent care alimentează protecţia diferenţială . Se măsoară curenţii secundari după transformatoarele de egalizare şi se compară cu valorile obţinute prin calcul .

7.2.15. Verificarea interacţiunii schemei proprii a protecţiei diferenţiale

Pentru această verificare , se realizează montajul din figura 7.8. sau figura 7.9., cu

deosebire că bornele 21-24 vor fi legate la circuitele corespunzătoare ale schemei de protecţie .Variind curentul IΔ pentru o anumită valoare a curentului I∑ , se obţine acţionarea releului diferenţial şi se verifică corectitudinea transmiterii impulsului de declanşare la întrerupătoarele transformatorului protejat .

7.2.16. Verificarea blocajului la şocul de curent de magnetizare , prin conectarea repetată în gol a transformatorului

Datorită faptului că în exploatarea releului RQS4T1 s-au semnalat comportări

nesatisfăcătoare din punct de vedere al blocajului la şocul de curent de magnetizare , se recomandă ca la punerea în funcţiune a protecţiei sau după reparaţii la releu , să se efectueze o verificare a releului prin cuplarea repetată în gol a transformatorului . În cazul în care se constată comportări nesatisfăcătoare din punct de vedere al blocajului la şocul de curent de magnetizare se refac verificările menţionate la punctele 7.2.10. şi 7.2.11.

7.2.17. Ridicarea diagramelor vectoriale ale curenţilor în sarcină

Ridicarea diagramelor fazoriale ale curenţilor în sarcină la bornele protecţiei diferenţiale este obligatorie ori de câte ori se intervine în circuitele de curent ale protecţiei.

Se alimentează instalaţia protejată (eventual cu o sursă exterioară dacă este posibil în cazul autotransformatoarelor ) , păstrând în funcţie protecţia de gaze , dar anulând protecţia diferenţială.

Din diagramele vectoriale , la bornele releului RQS4T1 trebuie să se constate o opoziţie perfectă între curenţii fazelor celor două înfăşurări.

90

7.3.Verificarea releelor cu ocazia RT Buletin de verificare

Nr 1 din 09.05.2006

7.3.1. Caracteristicile principale ale releului

Tip RQS4T1 Nr. fabricaţie 735792 IN 5(A) UCC 220(V)

7.3.2. Verificarea stării mecanice a releului( etanşeitate

carcasă , strângere cleme interioare , acţionare mecanică , contacte clapete semnalizare ).

Din punct de vedere al stării mecanice releul corespunde.

7.3.3.Verificarea schemei de conexiuni

Au fost verificate conexiunile la releu ( fir cu fir ) şi ele corespund schemei de principiu şi desfăşurate a protecţiei .

7.3.4. Verificarea rezistenţei de izolaţie

S-a verificat rezistenţa de izolaţie la releul RQS4T1 , la anexa RQS4Z şi la

circuitele protecţiei şi au rezultat valori mai mari decât. 10 MΩ.

7.3.5. Verificarea tensiunii minime de acţionare a releelor intermediare E şi Z

S-au alimentat releele cu tensiune operativă redusă ( 80% UN=180 V). Releele funcţionează corect.

91

7.3.6. Verificarea scalei IΔ=f(IN)

I scală 0,25 IN 0,3 IN 0,35 IN 0,4 IN I acţ (A) 1,25 1,5 1,7 2 I acţ / IN 0,25 0,3 0,34 0,4

Faza R

Eroare ε (%) 0 0 2,85 0 I scală 0,25 IN 0,3 IN 0,35 IN 0,4 IN

I acţ (A) 1,3 1,5 1,75 2 I acţ /IN 0,26 0,3 0,35 0,4

Faza S

Eroare ε (%) -4 0 0 0 I scală 0,25 IN 0,3 IN 0,35 IN 0,4 IN

I acţ (A) 1,25 1,45 1,7 1,95 I acţ / IN 0,25 0,29 0,34 0,39

Faza T

Eroare ε (%) 0 3,33 2,85 2,5 Valorile obţinute corespund pentru IΔ acţ / IN cu cele reglate pe scala releului.

7.3.7 Verificarea caracteristicii IΔ/IN=f(I∑/IN)pentru IΔ reglat şi p reglat

IΔ reglat=0,25 In IΔ reglat=1,25 (A) p reglat=0,6

Scurtcircuit monofazat interior exterior Simbol

I∑(A) I∑/IN I∑(A) I∑/IN RO 20 4 10,5 2 SO 19,5 3,9 9 1,8 TO 19,75 3,95 9,5 1,9

Valorile obţinute corespund caracteristicii de funcţionare experimentale.

92

7.3.8 Caracteristicile de frecvenţă ale filtrului trece-bandă de 100 Hz ,

alimentare prin bornele7-8

Uv (mV) RQS4T1

f(Hz)

7-8 9-10 1 2 3

25 -230 -222 30 -216 -213 40 -176 -169 50 -116 -109 60 -30 -24 70 +92 +101 80 +256 +264 90 +454 +454 100 +503 +501 110 +361 +362 120 +240 +233 130 +153 +140 140 +65 +66 150 +9 +10 160 -36 -36 170 -72 -72

7.3.9.Verificarea blocajului la şocul de curent de magnetizare cu

ajutorul curentului pulsatoriu redresat

S-a alimentat releul cu I=0,8(A) , la bornele 7-8. Releul V funcţionează corect (îşi deschide contactul v). S-a alimentat releul cu I= 0,7(A) , la bornele 9-10. Releul funcţionează corect ( îşi deschide contactul v).

93

7.3.10 Verificarea caracteristicii de funcţionare IΔ/IN=f(I∑/IN) pentru complexul RQS4T1+RQS4Z pentru IΔ reglat şi p reglat

IΔ reglat=0,25 IN IΔ reglat =1,25(A) p reglat=0,6

Scurtcircuit monofazat

interior exterior Simbol I∑(A) I∑/IN I∑(A) I∑/IN

RO 21 4,2 11 2,2 SO 19 3,8 11 2,2 TO 19 3,8 11,5 2,3

Valorile obţinute corespund caracteristicii de funcţionare experimentale.

7.3.11. Verificarea interacţiunii schemei proprii a protecţiei diferenţiale

S-au creat condiţii de lucru pentru releul diferenţial şi impulsurile de declanşare se transmit corect la bobinele de declanşare ale întrerupătoarelor.

7.3.12. Caracteristica de acţionare a releului V

S-a utilizat schema din figura 7.11.

I100(A) 0,5 0,75 1 1,5 2 3 4 5 Releu nr.1 I50(A) 2,5 3,7 4,9 8,6 11,5 17 22 27

[9]

94

7.3.14. Concluzii

Releul se comportă corect şi poate fi dat în exploatare. Verificat: Alexandru Martinaş Controlat: Alexandru Miron

95

7.4. Verificarea funcţionării releului maximal temporizat AT31

7.4.1 Verificarea scalei releului

Faza R Div.

scală(*IN) 0,8 1 1,2 1,4 1,6 1,8 2

I act. reglat(A)

4 5 6 7 8 9 10

I act. obţinut(A)

4 5,1 5,9 7,2 8,3 9 10,4

Eroare ε (%)

0 -2 1,66 -2,85 -3,75 0 -4

Faza S Div.

scală(*IN) 0,8 1 1,2 1,4 1,6 1,8 2

I act. reglat(A)

4 5 6 7 8 9 10

I act. obţinut(A)

4 5 5,8 7,2 8 9,1 10

Eroare ε (%)

0 0 3,33 -2,85 0 -1,11 0

Faza T Div.

scală(*IN) 0,8 1 1,2 1,4 1,6 1,8 2

I act. reglat(A)

4 5 6 7 8 9 10

I act. obţinut(A)

3,9 4,8 5,8 6,9 8 8,9 10,3

Eroare ε (%)

2,5 4 3,33 1,42 0 1,11 -3

96

7.4.2. Coeficientul de revenire al releului

Faza R Div.

scală(*IN) 0,8 1 1,2 1,4 1,6 1,8 2

I act. (A) 4 5 6 7 8 9 10 I rev.(A) 3,8 4,7 5,6 6,9 7,8 8,8 9,8

K rev. 0,95 0,94 0,93 0,98 0,97 0,97 0,98

Faza S Div.

scală(*IN) 0,8 1 1,2 1,4 1,6 1,8 2

I act. (A) 4 5 6 7 8 9 10 I rev. (A) 3,8 4,7 5,9 6,7 7,8 8,9 9,7

K rev. 0,95 0,94 0,98 0,95 0,97 0,98 0,97

Faza T Div.

scală(*IN) 0,8 1 1,2 1,4 1,6 1,8 2

I act. (A) 4 5 6 7 8 9 10 I rev. (A) 3,8 4,7 5,7 6,8 7,9 8,9 9,7

K rev. 0,95 0,94 0,95 0,97 0,98 0,98 0,97

97

7.4.3 Verificarea scalei de timp a releului AT31

Pentru această verificare trebuie realizată următoarea schemă:

Fig.7.17. Schema pentru verificarea scalei de timp a releului AT31 Elementele utilizate în schemă pe lângă releul AT31 sunt : o sursă redresoare

220V c.a.-220V c.c. , un releu intermediar RI10 , cronometru electronic SEVER , trusă de curent şi tensiune.

Ca sursă de c.c. se poate utiliza sursa din spatele montajului la bornele 13 + şi 14-. Se reglează prima dată releul de timp la 0,5 s apoi se creşte curentul din trusa de

curent şi tensiune până acţionează releul de curent corespunzător fazei respective implicit porneşte releul de timp.La închiderea contactului temporizat 13-17 al releului AT31 cronometrul va indica timpul real . Apoi se continuă cu temporizările de 1,2,3,4,5,6 secunde.

În urma măsurătorilor efectuate s-au obţinut rezultatele: T reglat(s)

0,5 1 2 3 4 5 6

T obţinut(s)

0,54 1,03 2,18 3,05 3,99 5,06 6,05

Eroarea ε(%)

-8 -3 -9 -1,6 0,25 -1,2 -0,83

98

BIBLIOGRAFIE

1. Călin, S.; Marcu, S. Protecţia prin relee a sistemelor electrice- Ediţia a II-a. Bucureşti: Editura Tehnică , 1975.

2. Cioc, I.;Vlad, I.; Calotă, G.Transformatorul electric .Construcţie. Teorie.Proiectare.Fabricare.Exploatare. Craiova: Editura Scrisul Românesc, 1989.

3. Emanoil, A. Protecţia prin relee - vol.1 şi 2.Bucureşti: Editura Tehnică , 1984.

4. Ivaşcu, C.E., Automatizarea şi protecţia sistemelor electroenergetice-vol.1 şi 2. Timişoara: Editura Orizonturi Universitare, 1999.

5. Miron, A.;Viziteu, I.; POPA, C. Protecţii şi automatizări în sistemele energetice.Suceava: Editura Universităţii “Ştefan cel Mare", 2003.

6. Pietrăreanu,E. Agenda electricianului- ediţia a III-a revăzută şi completată. Bucureşti: Editura tehnică ,1979.

7. *** Normativ pentru proiectarea sistemelor de circuite secundare ale staţiilor electrice. Prescripţii generale- vol1.

PE 504/96, Bucureşti. 8. *** Instrucţiuni pentru proiectarea staţiilor de conexiuni şi

transformare. PE 111/75 , Bucureşti . 9. 3.2.E-I 120-82.Instrucţiuni pentru verificarea şi revizia releului

diferenţial RQS4T1. ICEMENERG , Bucureşti , 1984 10. Prospect 8.10.25. Overcurent Time Protection AT12 , AT21 , AT31.

Zavody Prumislove Automatizace, Trutnov , 1976. 11. 1MRB520051-Uen . Instrucţiuni de exploatare pentru protecţia

digitală de transformator tip RET 316*4. ABB Network , Baden , 1996.