Sisteme moderne de monitorizare și protecții...- într-un moment egal cu timpul de acţionare al...

Luminița Georgeta Popescu

Sisteme moderne de

monitorizare și protecții

Notițe de curs pentru studenți de la programele de

studii de master

Cap. I. Probleme generale ale instalaţiilor de protecţie utilizate în sistemele electroenergetice

CAPITOLUL I. PROBLEME GENERALE ALE INSTALAŢIILOR DE PROTECŢIE UTILIZATE ÎN SISTEMELE ELECTROENERGETICE

1.1. Introducere Instalaţiile de protecţie prin relee sunt ansamble de dispozitive automate ce

realizează o comandă automată discretă – o comandă de tip releu, montate pe elementele sistemului electroenergetic (generatoare, transformatoare, bare, linii, motoare), cu rolul de a supraveghea funcţionarea acestora. În cazul depăşirii limitelor mărimilor ce caracterizează regimul de funcţionare al elementelor, protecţiile intervin în mod operativ izolând elementul în care a apărut defectul de restul sistemului electroenergetic. Izolarea se face numai atunci când prin regimul de defect apărut este pusă în pericol stabilitatea în funcţionare a sistemului electroenergetic sau integritatea elementului protejat. Izolarea presupune, de regulă, deconectarea întrerupătoarelor cele mai apropiate de element, întrerupătoare prin care acesta este racordat la sistem.

Dacă modificarea mărimilor ce caracterizează funcţionarea unui element din sistem, la un moment dat, nu prezintă pericol imediat pentru elementul protejat sau sistem, instalaţia de protecţie trebuie să semnalizeze regimul de funcţionare apărut, numit regim anormal.

În funcţionarea sistemelor electroenergetice apar o serie de particularităţi care trebuie luate în considerare la realizarea unui sistem de protecţie. Dintre acestea menţionăm :

1. Defectele apărute în sistemele electroenergetice se pot transforma în avarii, caracterizate printr-o viteză foarte mare de extindere, cu efecte grave atât

1


asupra sistemului de producere a energiei cât şi al consumatorilor. Aceste efecte sunt :

distrugerea sau deteriorarea elementelor sistemului prin efecte termice şi electrodinamice ;

scăderea puternică a tensiunii cu consecinţe negative atât asupra consumatorilor cât şi a producătorilor de energie ;

pierderea stabilităţii de funcţionare a generatoarelor din centrale, a centralelor şi a sistemului electroenergetic în ansamblu.

2. Orice funcţionare în afara valorilor nominale ale tensiunii şi frecvenţei ce caracterizează energia electrică, precum şi întreruperile în alimentarea cu energie electrică afectează grav atât producătorii cât şi consumatorii de energie ;

3. Energia electrică nu poate fi “stocată”, acumulată; producerea şi consumul de energie au loc simultan şi respectarea condiţiilor de stabilitate impun ca puterea produsă să fie egală în fiecare moment cu puterea consumată;

4. Instalaţiile de protecţie prin relee sunt caracterizate de o funcţionare unidirecţională în circuit deschis şi, ca urmare, trebuie distinse cât mai precis regimurile normale de funcţionare de regimurile de defect.

1.2. Particularităţile calculului curenţilor de scurtcircuit pentru proiectarea instalaţiilor de protecţii

Pentru proiectarea instalaţiilor de protecţii şi pentru reglarea acestora în

timpul exploatării trebuiesc cunoscute valorile curenţilor de scurtcircuit. Instalaţiile de protecţii trebuie astfel proiectate, realizate şi reglate, încât să funcţioneze corect în cazul defectelor pentru care au fost prevăzute, atât pentru valorile maxime ale curentului de scurtcircuit, cât şi pentru cele minime, care pot apărea în anumite condiţii de funcţionare.

Pentru calculul curenţilor de scurtcircuit în vederea proiectării instalaţiilor de protecţii se admit o serie de simplificări. În această idee se neglijează rezistenţele elementelor componente ale sistemului electroenergetic, rezistenţa arcului electric (care se ia în considerare în cazul protecţiilor de distanţă), rezistenţa de contact dintre conductoarele în scurtcircuit, rezistenţa de punere la pamânt. Se neglijează de asemenea curenţii de magnetizare ai transformatoarelor, saturaţia circuitelor magnetice, admitanţele liniilor electrice, defazajele dintre tensiunile de la extremităţile echipamentului. Prin aceste neglijări se obţin valori ale curenţilor de scurtcircuit calculat mai mari decât valorile curenţilor de

scurtcircuit reali, cscI

rscI .

Influenţa mărimilor neglijate se ia în consideraţie prin introducerea în relaţiile de calcul ale instalaţiilor de protecţii a unor coeficienţi de corecţie cum sunt coeficienţii de siguranţă sau coeficienţii de sensibilitate . sigk sensk

După cum se cunoaşte, valorile curenţilor de scurtcircuit depind de o serie de factori dintre care menţionăm:

2


a. Momentul corespunzător calculului curenţilor, care poate fi: - la t = 0 şi care corespunde valorilor supratranzitorii ale curenţilor de

scurtcircuit necesare determinării mărimilor de pornire şi a performanţelor protecţiilor rapide, cu un timp propriu de acţionare de maximum 0,1s. În calculul curenţilor de scurtcircuit corespunzători acestui caz, toate sursele care alimentează defectul se conectează în paralel (în 0,1s nu se manifestă amortizarea diferită a componentei tranzitorii a curentului de scurtcircuit) şi în plus se admite neglijarea contribuţiei motoarelor electrice la valoarea curenţilor de scurtcircuit.

- într-un moment egal cu timpul de acţionare al protecţiilor temporizate care poate corespunde perioadei tranzitorii sau staţionare a curenţilor de scurtcircuit, ca în fig. 1.1.

i

iK = ia + i ia ip

Işoc

t

Regim normal

Regim tranzitoriu de scurtcircuit Regim staţionar de scurtcircuit

Fig. 1.1 Componentele curentului de scurtcircuit

Curentul de scurtcircuit total rezultă din însumarea componentei

periodice şi a celei aperiodice , iar reprezintă valoarea maximă a

componentei supratranzitorii la care se adaugă, practic, valoarea maximă a componentei aperiodice. Creşterea componentei periodice la sfârşitul regimului tranzitoriu din fig. 3.1 se datorează influenţei sistemelor de reglare automată a generatoarelor sincrone, ca urmare a creşterii valorii curenţilor de excitaţie într-un interval de timp mai mic sau mai mare în funcţie de rapiditatea acelor sisteme.

Ki

pi ai socI

b. Configuraţia SE în momentul scurtcircuitului: valorile maxime ale curenţilor se obţin prin considerarea tuturor echipamentelor existente conectate în paralel (generatoare, transformatoare, linii paralele) iar valorile minime ale curenţilor, prin considerarea numărului minim, din echipamentele conectate în paralel.

3


c. Regimul de încărcare al sistemului electroenergetic: regimul maxim de încărcare conduce la valorile maxime ale curenţilor de scurtcircuit, iar regimul minim la valorile cele mai mici.

d. Tipul defectului: curentul de scurtcircuit maxim se obţine în cazul scurtcircuitelor trifazate, iar cel minim în cazul scurtcircuitelor bifazate.

Valorile maxime ale curenţilor de scurtcircuit sunt necesare pentru: - calculul mărimilor de pornire ale protecţiilor rapide de curent; - calculul mărimilor de dezechilibru ale protecţiilor diferenţiale şi ale filtrelor

de curent de secvenţă inversă şi homopolară; Valorile minime ale curenţilor de scurtcircuit sunt utilizate pentru verificarea

sensibilităţii protecţiilor maximale de curent şi a protecţiilor diferenţiale. În afara factorilor menţionaţi, valorile curenţilor de scurtcircuit mai depind

şi de condiţiile de moment în care se produce scurtcircuitul şi anume valoarea instantanee a tensiunii, factorul de putere etc. Influenţa valorii instantanee a tensiunii se poate stabili dacă se determină expresia valorii instantanee a curentului de scurtciruit trifazat metalic, pe faza corespunzătoare tensiunii:

K mu U sin t (1.1)

conform schemei echivalente din fig. 3.2. Unghiul α reprezintă faza tensiunii uK la t = 0.

Ki ZK = RK jX tUu mK sin

K

Fig. 1.2. Schema echivalentă a unei bucle de scurtcircuit Expresia curentului de scurtcircuit iK se stabileşte din ecuaţia:

Km K K

diU sin t R i L

dt K (1.2)

şi este de forma:

K

t

TmK K

K

Ui sin t e sin

Z

K (1.3)

unde: 2 2 2 2 2

KK K K K KZ Z R X R L Z P

KK P

K

Xarctg

R

KK P

K

LT T

R

sunt modulul impedanţei buclei de scurtcircuit, argumentul acesteia, precum şi constanta de timp a circuitului primar.

4


Valoarea maximă posibilă a curentului de scurtcircuit din (1.3), numit curentul de şoc , se obţine când componenta aperiodică are valoarea maximă posibilă, egală cu valoarea maximă a componentei periodice şi care se obţine pentru

socI

1 sin K . Presupunând 2 K / (bucla de scurtcircuit are un

caracter pronunţat inductiv), rezultă a K , deci componenta aperiodică are valoarea maximă pentru scurtcircuite apărute în momentul trecerii prin 0 a tensiunii. În fig. 3.3 este reprezentat curentul de scurtcircuit produs când iar

. 0

2 / K

Valoarea curentului de şoc este:

2 2 mşoc m

K

UI I

Z (1.4)

adică dublul valorii maxime a componentei periodice. Fig. 1.3. Reprezentarea grafică a curentului de scurtcircircuit, în conformitate cu

relaţia (1.3) Prezenţa componentei aperiodice , care se amortizează cu constanta de

timp , influenţează în sens negativ funcţionarea protecţiilor rapide prin: ai

KT- saturaţia circuitelor magnetice ale transormatoarelor de curent prin care se

obţin informaţii asupra regimului de funcţionare al elementului protejat; aceasta se datorează faptului că ai este lent variabil 0 05 0 5 KT , , s , iar prin saturaţia

suplimentară cresc erorile cu care este transformată componenta periodică utilă pi .

- transformarea, într-o anumită măsură a componentei aperiodice ai , care se regăseşte în circuitul de intrare al instalaţiilor de protecţie.

În concluzie, se poate afirma că scurtcircuitele în sistemele electroenergetice sunt fenomene complexe, valorile curenţilor corespunzători depind de o mulţime

T/2

iK

iK = ia + i ia ip

TK

ia0

Işoc

t

5


de factori, ceea ce determină serioase probleme în proiectarea şi realizarea instalaţiilor de protecţie.

1.3. Schema de principiu a unei instalaţii de protecţie prin relee Schema structurală a unui sistem de protecţie prin relee este reprezentată

într-o formă generală în fig. 1.4.

B.A. B.P.D. B.E. Semnalizare

TC I

B.A. B.P.D. B.E.

SemnalizareM1

M2

Mn

…

Declanşare

TT

6

D

K2

2

4

K3

C2 ~

U

D

K2

5

TC

U

I

Declanşare

3

1 M1

M2…Mn

C1

K3

~

Element protejat

K1

Fig. 1.4. Schema structurală a unui sistem de protecţie prin relee În cazul considerat, elementul protejat este linia de interconexiune dintre

centralele C1 şi C2, linie ce face parte dintr-un sistem energetic reprezentat parţial în fig. 1.4; conectarea liniei electrice se realizează prin întrerupătoarele 1 şi 2. Sunt instalate protecţii prin relee la ambele extremităţi ale elementului protejat care pot comanda declanşarea întrerupătoarelor 1, 2 sau 1 şi 2.

Pentru a putea supraveghea funcţionarea elementului, protecţia primeşte în mod continuu informaţii despre valorile mărimilor fundamentale, respectiv curentul I şi tensiunea U în punctele de instalare, prin intermediul

6


transformatoarelor de curent TC şi transformatoarelor de tensiune TT. Tensiunea U şi curentul I sunt aplicate blocurilor de adaptare BA care furnizează la ieşire mărimile M1 până la Mn a căror valoare reflectă mai bine starea de defect.

Prin elementele sale constructive blocul de adaptare BA poate asigura realizarea următoarelor operaţii :

convertirea mărimilor primare în alte mărimi, dependente de acestea (în general proporţionale) cu ajutorul cărora transformările şi prelucrările ulterioare sunt mai facile ;

obţinerea componentelor simetrice ale curentului sau/şi tensiunii ; filtrarea în sensul de trecere sau blocare a anumitor armonici ale

mărimilor primare ; filtrarea în sensul obţinerii componentelor simetrice ale curentului şi/sau

tensiunii în cazul unor defecte nesimetrice ; operaţii vectoriale sau scalare de tip sumă, diferenţă, produs, raport,

calculul fazei şi a diferenţei de fază, calculul amplitudinii unor armonici ;

În cazul protecţiilor numerice se face o conversie analog numerică, o filtrare numerică, iar operaţiunile de calcul se fac numeric.

Mărimile M1 ÷ Mn sunt aplicate blocurilor de prelucrare şi decizie BPD care le prelucrează după un program mai simplu sau mai complex în funcţie de tipul instalaţiilor de protecţie. Utilizarea unor structuri de calcul dedicate în cadrul acestor blocuri creează multiple facilităţi privind prelucrarea complexă a semnalelor, cu observaţia că această prelucare se face în timp real şi nu trebuie să afecteze performanţele protecţiei.

În urma prelucrărilor se stabileşte apariţia sau neapariţia defectului sau a regimului anormal şi se face localizarea defectului (se stabileşte poziţia defectului în raport cu elementul protejat).

În plus, BPD poate realiza : selectarea şi comanda de declanşare numai a întrerupătorului de pe faza

defectă ; eşalonarea impulsurilor de declanşare pentru o succesiune prestabilită de

timp (trepte de timp) ; asigurarea printr-o comandă logică de tip NICI a declanşării, numai dacă

tensiunea a scăzut apreciabil pe toate cele trei faze; declanşarea, printr-o logică de tip INTERZIS, în situaţia în care I>I0 şi

U<U0; transmiterea impulsurilor de semnalizare. Dacă defectul a apărut şi este în zona protejată, BPD trimite un semnal spre

blocul de execuţie BE. Dacă prelucrările semnalelor M1 ÷ Mn evidenţiază apariţia unui regim

normal de funcţionare, se emit semnale pentru semnalizarea acestui regim. În cazul protecţiilor complexe se poate face o comparare a mărimilor

măsurate la cele două extremităţi ale elementului protejat, existând schimburi reciproce de informaţii între blocurile de prelucrare şi decizie.

7


În cazul schemei prezentate în fig. 1.4 instalaţia de protecţie trebuie să stabilească precis dacă defectul s-a produs în zona protejată, punctul K1, sau în afara zonei protejate, punctele K2, K3, respectiv pe liniile de plecare sau pe bare.

Blocurile de execuţie (BE) asigură amplificarea în putere a semnalelor de declanşare aplicate întrerupătoarelor 1 şi 2, eventual, anumite blocări logice. De exemplu, blocarea la “sărituri”, la scăderea presiunii azotului în întrerupătoarele cu acţionare hidropneumatică, etc.

1.4. Protecţii de bază, de rezervă şi auxiliare Protecţia fiecărui element din cadrul sistemlui electroenergetic, destinată să

funcţioneze numai la defecte pe elementul respectiv, se numeşte protecţie de bază. Să considerăm în continuare o porţiune dintr-un sistem energetic format din

(fig. 1.5): sursele electrice S1, S2, S3 ; transformatoarele T1, T2; liniile electrice L1, L2, … , L9; barele colectoare A, B, … , H; întrerupătoarele I1, I2, … , I18.

~

L7

S1

G

B A

~

S2

L9

L4 I12

E D

F C

I13 L6

I15

L8

I10K1

~

I17

L5

I16

I11L3I9

T1

T2

I7

I8

I1

I14

I4

I3 L1

L2

I5

I6 I2

H

S3

Fig. 1.5. Sistem energetic (parţial) În cazul schemei considerate, la un defect în punctul K1, trebuie să

funcţioneze protecţia de bază a liniei L3 care deconectează întrerupătoarele I9 şi I10.

În cazurile practice protecţia de bază a unui element poate fi unică sau, datorită distanţei mari între cele două capete ale elementului protejat, se pot prevedea protecţii de bază separate pentru cele două întrerupătoare prin care se racordează elementul protejat la sistem. Tot în condiţii de exploatare curentă se constată că la un defect produs pe elementul protejat nu are loc funcţionarea protecţiei de bază din următoarele motive :

8


instalaţia de protecţie prezintă o deficienţă oarecare, de exemplu, un circuit întrerupt;

întrerupătorul comandat prezintă o defecţiune latentă – mecanică, electrică, pneumatică – şi refuză comanda de declanşare.

În asemenea cazuri defectul ar continua să fie alimentat şi s-ar agrava. Pentru a preîntâmpina acest lucru este necesar, ca pe lângă protecţia de bază a elementului considerat să se prevadă şi o protecţie de rezervă care să acţioneze în cazul refuzului protecţiei de bază. Rezultă că protecţia de rezervă a unui acelaşi element este cea care înlocuieşte acţiunea protecţiei de bază, în cazul unui refuz la acţionare al acesteia sau în cazul când protecţia de bază se găseşte în revizie sau în reparaţie. Protecţia de rezervă trebuie să acţioneze cu un timp mai mare decât protecţia de bază pentru a permite funcţionarea normală a protecţiei de bază.

Rezerva unei protecţii de bază poate fi asigurată în trei moduri: prin protecţia elementului vecin (în literatura de specialitate această

situaţie este denumită şi rezervă de la distanţă); printr-o protecţie suplimentară instalată pe acelaşi element protejat (în

acest caz fiind numită rezervă locală); printr-un releu suplimentar introdus în schema elementului vecin, care

însă comandă declanşarea întrerupătorului elementului considerat (în acest caz protecţia este denumită rezervă prin întrerupător).

În cazul schemei considerate în fig. 3.5, la refuz de funcţionare a întrerupătorului I9, pentru defect în punctul K1 (a declanşat I10), vor trebui să funcţioneze în mod obligatoriu, ca protecţii de rezervă de la distanţă, protecţiile de pe transformatoarele T1, T2 producând declanşarea întrerupătoarelor I5, I6, I7, I8.

În ipoteza, mai puţin probabilă, că nu a funcţionat protecţia de rezervă de la distanţă, este posibilă, dar nu obligatorie, funcţionarea protecţiei de rezervă a elementelor imediat următoare (de exemplu, protecţiile liniilor L1, L2, deconectând în principal întrerupătoarele I1, I2).

Se menţionează faptul că, de regulă, protecţia aferentă unui întrerupător este destinată să funcţioneze pentru defecte situate în sensul dinspre bare spre linie. În cazul considerat, la scurtcircuit în punctul K1 şi refuz de funcţionare a întrerupătorului I10, sunt deconectate prin protecţia de rezervă întrerupătoarele I11, I16 de pe aceleaşi linii.

Se poate concluziona că, pentru orice punct de defect dintr-un sistem energetic şi pentru fiecare circuit independent prin care se alimentează acest defect, trebuie să existe minimum două întrerupătoare independente, înseriate şi comandate de minimum două protecţii independente (protecţia de bază şi cea de rezervă) care să fie apte pentru a sesiza defectul şi de a izola elementul pe care îl conţine.

În unele cazuri, protecţiile de bază nu acoperă întreaga lungime a elementului protejat, existând porţiuni numite zone moarte, în care defectele apărute nu sunt sesizate de către aceste protecţii. Este necesară instalarea unor protecţii care să lichideze defectele din zona moartă, protecţii numite auxiliare.

Rolul acestora poate fi îndeplinit uneori de către protecţia de rezervă a elementului respectiv.

9


1.5. Cazuri particulare de funcţionare a instalaţiilor de protecţie.

Funcţionarea în cascadă. Fie o porţiune dintr-un sistem energetic formată din linia L3, alimentată prin

liniile L1, L2, de la sursele S1, S2 (fig. 1.6). În ipoteza că cele două surse au puteri mult diferite, PS1 ≥ PS2, la un scurtcircuit în punctul K, în componenţa curentului I3, curentul I1 va fi preponderent în raport cu I2.

~

K

S1

PS1>>PS2

~

S2 2

1

L2

L1

B

3 31 2

1 2ram ram

I IK K

I I

L3 I1

I2

PR1

PR2

3

I3

Fig. 1.6. Porţiunea de sistem energetic unde există posibilitatea funcţionării în cascadă a protecţiilor

Definind factorul de ramificaţie, ca raportul dintre curentul total de

scurtcircuit I3 şi curentul debitat de fiecare sursă, rezultă:

1

3

1ram

IK

I ; 2

3

2ram

IK

I . (1.5)

În ipoteza considerată acest fapt va avea ca efect o insensibilitate a protecţiei PR2, deci nefuncţionarea ca protecţie de rezervă a întrerupătorului 2 în cazul refuzului de declanşare a întrerupătorului 3.

Cu toate acestea, în urma declanşării întrerupătorului 1, structura reţelei se modifică şi, ca urmare, deşi curentul I3 va scădea, I2 va creşte, fapt ce va produce şi declanşarea întrerupătorului 2.

Se spune în acest caz că protecţiile respective PR1 şi PR2, aferente întrerupătoarelor 1 şi 2, au funcţionat în cascadă.

Teoretic cele două protecţii ar fi trebuit să funcţioneze simultan. Funcţionarea în cascadă constituie un mod nedorit de eliminare a unui defect

prin mărirea artificială a timpului total de persistenţă a defectului. Acest fenomen poate fi evitat prin adoptarea unor protecţii speciale cu sensibilitate sporită.

1.6. Criterii de performanţă impuse sistemelor de protecţie Constituind cel mai important procedeu de asigurare a continuităţii în

funcţionarea sistemelor energetice, sistemele de protecţie trebuie să răspundă unor criterii de performanţă dintre care menţionăm: rapiditatea, selectivitatea, siguranţa în funcţionare, adaptabilitatea, independenţa faţă de condiţiile de exploatare, economicitatea.

10


În cele ce urmează vor fi analizate pe scurt aceste criterii. 1.6.1. Rapiditatea instalaţiilor de protecţie Rapiditatea este una din condiţiile cele mai importante pe care trebuie să o

îndeplinească o instalaţie de protecţie. Întrucât efectele distructive ale curenţilor de scurtcircuit, asupra elementului

cu defect, precum şi perturbaţiile asupra restului sistemului energetic se accentuează pe măsura creşterii duratei defectului, rezultă ca o cerinţă logică deconectarea şi separarea cât mai rapidă de restul sistemului a elementului pe care s-a produs defectul. Cerinţele de rapiditate sunt cu atât mai severe cu cât elementul protejat funcţionează la tensiune mai ridicată şi putere mai mare.

Nelichidarea la timp a unui scurtcircuit poate duce la deteriorarea (urmare a deteriorărilor mecanice şi termice) echipamentului, la scăderi importante ale tensiunii la barele serviciilor interne şi ale altor consumatori şi la pierderea stabilităţii de funcţionare a grupurilor şi centralelor din sistem.

Acţiunea termică se produce datorită energiei degajate sub formă de căldură în spaţiul în care se produce un scurtcircuit, energie care variază proporţional cu timpul, are valori foarte ridicate şi determină creşteri locale de temperatură ce conduc la topirea conductoarelor, distrugerea izolaţiilor şi chiar incendii.

Pentru a asigura stabilitatea termică secţiunea conductoarelor se calculează cu relaţia:

SC f

IS t

K

, (1.6)

unde: I∞ - este valoarea efectivă a curentului de scurtcircuit în regim staţionar; tf – se numeşte timp fictiv şi reprezintă timpul în care un curent având

valoarea staţionară a curentului de scurtcircuit ar degaja aceeaşi cantitate de căldură ca şi curentul real de scurtcircuit, în timpul real de existenţă a acestuia;

K – este constantă cu valori cuprinse între 0,8 ÷ 1.

max td

I∞

isc

Fig. 1.7. Variaţia curentului de scurtcircuit În fig. 1.7 este reprezentată forma de variaţie a curentului de scurtcircuit în

funcţie de timp. Se observă că peste componenta periodică se suprapune, în

11


primele momente ale scurtcircuitului, o puternică componentă aperiodică. Timpul real de existenţă a scurtcircuitului este determinat de momentul td la care funcţionează protecţia şi se produce deconectarea întrerupătorului prin care se alimentează defectul.

Pentru ca dimensionarea conductoarelor să se facă din condiţii de funcţionare normală (se calculează Snominal) este necesar să se procedeze la reducerea lui tf prin creşterea rapidităţii protecţiei, deci prin micşorarea lui td.

În urma apariţiei unui scurtcircuit se produce o creştere a curenţilor şi în consecinţă o creştere a căderilor de tensiune de pe reactanţele elementelor sistemului. Este posibil ca tensiunile remanente Urem, măsurate pe barele serviciilor interne sau pe barele altor consumatori, să se situeze sub valorile tensiunilor de autopornire ale motoarelor electrice asincrone, motoare cel mai frecvent utilizate în serviciile interne din centrale şi la consumatori.

Este cunoscut faptul că motorul asincron dezvoltă un cuplu proporţional cu pătratul tensiunii de alimentare:

2mM kU , (1.7) unde :

Mm – cuplul motor, U – tensiunea de alimentare, k – constantă. Pentru valorile tensiunii Urem < 0,7 Un, se poate produce ieşirea din

funcţiune a motoarelor asincrone care acţionează pompele de la serviciile interne din centrale, cu consecinţe foarte grave asupra funcţionării instalaţiei de la cazan şi a întregii centrale. Aceleaşi defecte se pot produce şi la alţi consumatori dacă scurtcircuitul nu este lichidat la timp.

Influenţa asupra stabilităţii dinamice a sistemului se poate analiza pe caracteristica de putere P funcţie de unghiul δ dintre rotoarele generatoarelor echivalente a două surse S1 şi S2 ce funcţionează în paralel şi sunt interconectate prin liniile L1 şi L2, fig. 1.8.

δ

P

P = Pmaxsinδ I

A II

III

δsc δd

Aaccelerare

Afrânare

Pturbină = ~

S1

L2

L1

~

S2

K

Fig. 1.8. Caracteristicile putere – unghi pentru diverse momente ale evoluţiei defectului

Presupunând că turbina funcţionează la putere constantă (dreapta Pturb= ct), curba I reprezintă puterea surselor în regim normal. La apariţia unui scurtcircuit în punctul K, pe linia L1, curba de putere devine II, iar pentru regimul de după

12


lichidarea defectului, când rămâne în funcţiune numai linia L2, puterea este reprezentată prin curba III.

Plecând de la o situaţie de regim staţionar cu punctul de funcţionare stabilit în A, cu cât defectul va fi lichidat mai rapid, cu atât va fi mai mic unghiul δd (existent în momentul deconectării liniei L1) corespunzător trecerii de pe caracteristica II pe caracteristica III. Ca urmare, va creşte aria de frânare Afrânare, reducându-se aria de accelerare Aaccelerare şi îmbunătăţindu-se astfel condiţiile de menţinere a stabilităţii.

O întârziere în lichidarea defectului provocată de o funcţionare cu întârziere a instalaţiei de protecţie poate determina pierderea stabilităţii sistemului şi ieşirea centralelor din sincronism. În acest caz valoarea unghiului δd conduce la o arie de accelerare mai mare decât aria de frânare. Durata limită de lichidare a scurtcircuitelor pentru a asigura menţinerea stabilităţii dinamice impune, de obicei, cea mai severă condiţie de rapiditate în funcţionarea instalaţiilor de protecţie prin relee. În literatura de specialitate se citează că timpul de acţionare pentru reţelele de foarte înaltă tensiune trebuie să fie td < 0,01 s. Timpul total td de lichidare a unui defect se compune din timpul propriu de lucru tp al instalaţiei de protecţie şi timpul propriu de lucru ti al întrerupătorului:

td = tp+ti (1.8) Se citează în literatura de specialitate că sunt realizate în prezent

întrerupătoare al căror timp de lucru ti se situează în jurul valorii de 0,01 s. Pentru întrerupătoarele de construcţie românească I.O. – 110 – 1600 timpul

de lucru ti = 0,04 ÷ 0,15 s. Realizările privind timpii minimi de deconectare a unui defect de către o

instalaţie de protecţie se situează în prezent la valori td = 0,015 ÷ 0,1 s. Creşterea puterilor unitare a grupurilor instalate în centralele termoelectrice

şi construirea unui număr din ce în ce mai mare de centrale nucleare impun condiţii tot mai severe asupra rapidităţii de funcţionare a instalaţiilor de protecţie, astfel:

timpul de eliminare a defectelor din apropierea surselor, impus de condiţiile de menţinere a stabilităţii dinamice a sistemului mai mic de 0,1 s.

timpul după care centrala trebuie insularizată în caz de scădere prelungită a tensiunii mai mic de 1 s.

1.6.2. Selectivitatea instalaţiilor de protecţie Condiţia de selectivitate a instalaţiei de protecţie constă în funcţionarea

coordonată a tuturor protecţiilor dintr-un sistem electroenegetic, astfel încât, pentru orice punct de defect să fie separat (izolat) numai elementul afectat de defect.

Dacă acest lucru nu este posibil, atunci funcţionarea trebuie să se producă cu deconectarea a cât mai puţini consumatori.

Pentru exemplul considerat în fig. 1.5 se impune ca la un scurtcircuit în punctul K1 să declanşeze, numai întrerupătoarele I9 şi I10. Dacă, de exemplu, întrerupătorul I10 refuză să declanşeze, vor trebui să funcţioneze selectiv, ca protecţie de rezervă, protecţiile aferente întrerupătoarelor I12 şi I16.

13


Metodele de asigurare a selectivităţii protecţiilor în cazul unui sistem energetic sunt următoarele :

a. Selectivitatea pe bază de temporizare Se realizează prin eşalonarea succesivă a timpilor de deconectare de-a lungul

unui traseu, mergând, în general, dinspre consumator spre surse, timpii crescând succesiv cu câte o “treaptă de timp” (valoarea treptei Δt ≈ 0,6 s).

Pentru exemplul din fig. 1.5, la scurtcircuit în punctul K1, este necesar ca timpii de lucru ai protecţiilor aferente întrerupătoarelor I9, I5, I6, I1 să respecte condiţia:

t9 < t5 = t6 < t1 = t2 , (1.9) respectiv: t5 = t6 = t9 + Δt ; (1.10) t1 = t2 = t5 +Δt = t9 + 2Δt. (1.11) b. Selectivitatea prin blocare direcţională Se obţine prin prevederea unor relee direcţionale care, de obicei, nu permit

funcţionarea protecţiei dinspre elementul protejat spre bare. Pentru exemplul din fig. 1.5, eşalonând timpii conform unor relaţii de tipul

(3.5), (3.6), (3.7), ar rezulta t11 < t10 sau t16 < t10. În acest caz există riscul ca la scurtcircuit în punctul K1 întrerupătoarele I11 sau I16 să declanşeze neselectiv. Ca urmare, protecţiile aferente acestor întrerupătoare vor fi prevăzute cu blocare direcţională pentru defecte spre bara D, fapt reprezentat simbolic în fig. 3.5 prin linie punctată, care indică sensul convenţional de circulaţie a puterii pentru care protecţiile lui I11 şi I16 pot lucra.

c. Selectivitatea pe bază de curent Prin alegerea curentului de pornire al unui releu maximal de curent, releul îşi

limitează zona de funcţionare până în punctul în care curentul de scurtcircuit ce străbate releul scade sub valoare de pornire reglată :

ISC ≥ Ipr releul acţionează, ISC < Ipr releul nu acţionează. În consecinţă, printr-o reglare adecvată, protecţia aceasta poate fi făcută

insensibilă în raport cu defectele ce pot apare într-o zonă în care funcţionarea sa ar fi neselectivă.

Pentru exemplul din fig. 3.5, dacă t3 < t9 şi t4 < t9, printr-o reglare corespunzătoare a curenţilor de pornire pentru protecţiile aferente întrerupătoarelor I3 şi I4, se poate obţine o insensibilizare a acestora la un scurtcircuit în punctul K1.

14


1.6.3. Sensibilitatea instalaţiilor de protecţie Prin sensibilitate se înţelege proprietatea unei instalaţii de protecţie de a

sesiza toate defectele sau regimurile anormale caracterizate prin cele mai mici abateri ale parametrilor de la valorile lor nominale.

De exemplu, se poate afirma că o protecţie minimală de tensiune care acţionează la 0,9Un este mai sensibilă decât altă protecţie care funcţionează la 0,8Un.

Sensibilitatea este caracterizată cantitativ printr-un coeficient de sensibilitate KSens, care, în cazul particular al protecţiei maximale de curent, este definit prin relaţia :

minSCSens

pp

IK

I , (1.12)

unde : ISC min - este curentul de scurtcircuit minim în punctul de instalare a

protecţiei din reţeaua protejată ; Ipp - este curentul de pornire al protecţiei.

La limită, pentru ca protecţia să lucreze, ISC min = Ipp ; în acest caz KSens = 1. În practică, pentru coeficientul de sensibilitate, se recomandă valori cuprinse

între 1,2 şi 2,5, stabilite prin norme. Deoarece o protecţie oarecare trebuie să asigure funcţionarea în zona de

bază, până la prima bară (I), fig. 1.9, ca şi în zona de rezervă, respectiv până la bara (II), rezultă necesitatea verificării coeficientului de sensibilitate, ca protecţie de rezervă, pentru defecte pe ambele bare:

1 5ISC min

SensI

pp

IK ,

I , (1.13)

1 3II

SC min IISens

pp

IK ,

I (1.14)

0 I IIP.R.

31 2

Fig. 1.9. Verificarea condiţiei de sensibilitate

Deoarece observaţia că pentru o protecţie maximală oarecare există, de

obicei, o singură bară de tip I şi mai multe de tip II, ceea ce impune ca relaţia (1.14) să fie verificată în principal pentru bara cea mai îndepărtată din punct de vedere electric.

15


1.6.4. Siguranţa în funcţionare a instalaţiilor de protecţie Noţiunea de siguranţă în funcţionare a instalaţiei de protecţie trebuie

considerată în două sensuri: a. – funcţionare sigură atunci când protecţia trebuie să lucreze (siguranţa

acţionării); b. – funcţionare sigură atunci când protecţia nu trebuie să lucreze

(siguranţa neacţionării). O funcţionare nedorită, provocată fie de reglarea necorespunzătoare, fie de

defectarea echipamentului de protecţie, poate avea consecinţe la fel de grave ca şi refuzul de funcţionare într-o situaţie necesară.

O siguranţă bună se obţine prin utilizarea unor elemente cu calităţi constructive şi funcţionale corespunzătoare şi evitând complicarea inutilă a schemelor de protecţie pentru defecte care, practic, nu pot apare.

Aprecierea probabilităţii de apariţie a unui defect se poate face pe baza experienţei de exploatare şi a datelor statistice asupra defectelor dintr-o perioadă îndelungată de timp.

Echipamentele sistemului electroenergetic fiind foarte scumpe, protejarea acestora se face conform unor normative severe.

1.6.5. Adaptabilitatea instalaţiilor de protecţie Prin adaptabilitatea instalaţiilor de protecţie se înţelege posibilitatea

modificării automate a parametrilor şi reglajelor releelor în cazul modificării configuraţiei circuitului protejat sau a regimurilor de funcţionare a elementului protejat. 1.6.6. Independenţa faţă de condiţiile exploatării şi deservirea

în exploatare

Protecţia prin relee trebuie să funcţioneze corect, independent de schema de conexiuni a sistemului electric în momentul producerii defectului şi independent de numărul centralelor, respectiv al generatoarelor în funcţiune.

Acţionarea corectă a protecţiei se verifică pentru regimul de maxim şi pentru regimul de minim al elementului protejat ; în regimul de maxim se verifică selectivitatea protecţiei, iar în regimul de minim sensibilitatea protecţiei.

Problema deservirii în exploatare vizează aspectele legate de exploatarea instalaţiilor de protecţie sub aspectul înlăturării unei defecţiuni ivite chiar în instalaţia de protecţie, şi a gradului de calificare necesar pentru personalul de deservire.

1.6.7. Eficacitatea economică În general, costul echipamentului de protecţie este mic în comparaţie cu cel

al echipamentului protejat. Cu toate acestea, la alegerea soluţiilor optime, se va ţine

16


seama şi de factorul economic (costul total al echipamentului de protecţie, cheltuieli de întreţinere şi exploatare, fiabilitate).

1.7. Principii de realizare a instalaţiilor de protecţie prin relee, principalele tipuri de protecţii

Funcţionarea instalaţiilor de protecţie (IP) se bazează pe o serie de fenomene

ce însoţesc defectele şi regimurile anormale. Pentru a evidenţia unele dintre aceste fenomene, considerăm cazul unei linii de interconexiune L între centralele C1, C2, fig. 1.10.a.

În regim normal de funcţionare, cele două centrale asigură consumatorilor puterile SB, SC, sensurile curenţilor fiind indicate prin săgeţi cu linie continuă. Valorile curenţilor şi tensiunilor corespunzătoare regimului normal sunt prezentate în diagramele 1, respectiv 2, fig. 1.10.b.

La un scurtcircuit trifazat metalic în punctul K, cele două centrale debitează în principal pe defect, sensurile curenţilor sunt indicate prin săgeţi cu linie întreruptă, iar valorile curenţilor şi tensiunilor corespunzătoare acestui regim sunt prezentate în diagramele 3, respectiv 4, fig. 1.10.b.

În diagrama 5 este prezentată variaţia impedanţei Z U / I , obţinută prin raportarea valorilor tensiunilor şi curenţilor.

Din analiza fenomenelor ce însoţesc procesul de scurtcircuit rezultă următoarele:

- valorile curenţilor prin întreruptoarele 1÷6 cresc faţă de cele corespunzătoare regimului normal; prin măsurarea curenţilor şi compararea lor cu valorile corespunzătoare regimului normal, diagramele 1 şi 3, este posibilă determinarea apariţiei regimului de defect, iar pe această observaţie se bazează realizarea protecţiei de curent;

- valorile tensiunilor pe sistemele de bare A, B, C, D se reduc faţă de cele corespunzătoare regimului normal, cu atât mai mult cu cât măsurarea se efectuează într-un punct mai apropiat de locul defectului; prin măsurarea tensiunilor şi compararea lor cu valorile de regim normal se poate evidenţia un regim de scurtcircuit, în cadrul protecţiei de tensiune;

- întotdeauna, în regim de defect, sensul curentului şi al puterii este de la sistemul de bare de alimentare spre elementul în care s-a produs defectul; pe această observaţie se realizează protecţia direcţională, care permite localizarea defectelor;

- valoarea impedanţei la locul scurtcircuitului trifazat metalic este nulă şi creşte spre cele două surse datorită creşterii valorii tensiunii remanente; prin măsurarea impedanţei (raportând tensiunile remanente pe sistemele de bare la curenţii prin întreruptoare) şi compararea cu valorile de regim normal se poate evidenţia şi chiar localiza defectul prin protecţii de impedanţă;

- în regim normal, curenţii I3 şi I4 sunt egali şi au acelaşi sens, iar în regim de defect nu mai sunt egali şi circulă în sensuri opuse; prin compararea valorilor şi sensurilor de circulaţie a curenţilor de la extremităţile elementului protejat poate fi identificat şi localizat defectul, în cadrul protecţiei diferenţiale;

17


- în regim normal, curenţii I3 şi I4 (şi puterile corespunzătoare) au acelaşi sens iar în regim de defect – sensuri opuse, ambele de la bară spre linie; pe această bază se realizează protecţii comparative de fază şi protecţii comparative ale sensurilor puterilor.

Scurtcircuitele nesimetrice sunt însoţite de apariţia componentelor simetrice

ale curenţilor şi tensiunilor; unele dintre protecţiile prezentate mai sus pot fi realizate şi prin supravegherea componentelor simetrice ale curenţilor şi tensiunilor.

Fig. 1.10 Linie de interconexiune între centralele C1, C2 (a), diagramele tensiunilor, curenţilor şi impedanţelor în regim normal şi de scurtcircuit în

K (b)

~ ~C2

B C

I6

I6

sc

I5

I5sc

I4

I4sc

I3

I3sc

I2

I2

sc

I1

I1sc

T1 T21 2 3 4 5 6 K

a) SB SC

I4sc

I3sc

I1sc = sc

I5sc = sc

I5 = I6 I1 = I2 I3 = I4

5

4

3

2

1

K

K

Z

U

I

l

l

l

C1

A D

b)

18


1.7.1. Protecţia de curent Protecţia de curent se realizează cu relee de curent care sesizează creşteri ale

valorilor curentului ce însoţesc scurtcircuitele şi regimurile anormale. Deoarece scăderile valorilor curentului sub valoarea nominală nu prezintă

nici un pericol pentru elementul protejat, protecţia de curent se realizează numai ca protecţie maximală. Schema de principiu a protecţiei maximale, pentru cazul unei linii, este reprezentată în fig. 1.11.

1

Is

A

*I

+

Ip

TC

Fig. 1.11. Schema de principiu a protecţiei maximale de curent

Alimentarea releului maximal de curent se face de la bornele secundare ale

transformatorului de curent TC. Curentul la care protecţia lucrează se numeşte curent de pornire sau de acţionare al protecţiei şi se notează cu Ipp. Se poate defini şi o valoare a curentului de pornire pentru releu:

TC

pppr

II

, (1.15)

unde : ηTC – reprezintă raportul de transformare al transformatorului de curent care

alimentează releul maximal. Protecţia lucrează pentru:

pI > , (1.16) ppI

unde :

ppI – curentul din circuitul protejat.

Pentru ca protecţia să nu lucreze în regimul nominal şi în regimul de sarcină maximă admis, trebuie satisfăcute condiţiile:

ppI > (1.17) nomI

ppI > (1.18) maxsarcI

unde : Inom – curentul nominal din circuitul protejat, Isarc max – curentul de sarcină maximă admis în circuitul protejat.

19


Pentru o caracteristică de releu maximal cu histerezis, valoarea curentului de pornire Ipr a releului nu coincide cu valoarea curentului de revenire Irevr; se defineşte în acest caz factorul de revenire al releului, fig. 1.12.

1revr

rev

pr

IK

I , (1.19)

Ipr Irev r

Ir = Is

Xe

Fig. 1.12. Caracteristica de acţionare a unui releu maximal Acest coeficient intervine în calculul curentului de pornire al protecţiei. Este

de dorit ca lăţimea zonei de histerezis Ipr – Irev r să fie cât mai mică. Se poate defini şi un curent de revenire al protecţiei:

rrevTCprev II (1.20)

1.7.2. Protecţia de tensiune În majoritatea cazurilor defectele sunt însoţite de scăderi ale tensiunii, dar

există şi situaţii când produc creşteri periculoase ale tensiunii peste valorile nominale (de exemplu, la deconectarea bruscă a sarcinii unui generator). Ca urmare, protecţiile de tensiune se realizează atât ca protecţii maximale, cât şi ca protecţii minimale. Schema de principiu pentru alimentarea releelor de tensiune este reprezentată în fig. 3.13.

Us

1

A

+

U TT

Fig. 1.13. Schema de principiu a protecţiei de tensiune

Alimentarea releului de tensiune se face prin intermediul unui transformator

de tensiune TT, cu primarul conectat la barele staţiei A.

20


a. Protecţia maximală de tensiune se realizează cu relee maximale de tensiune. Notând cu Up tensiunea din circuitul primar, condiţia de acţionare a protecţiei este : > , (1.21) pU ppU

unde :

ppU – este tensiunea de pornire a protecţiei.

Protecţia nu trebuie să acţioneze în regimul nominal şi pentru valorile maxime admise ale tensiunii în circuitul protejat (se foloseşte frecvent termenul de tensiune maximă admisă în exploatare). Deci rezultă:

ppU > , (1.22) nomU

ppU > , (1.23) lU expmax

unde : Unom – este tensiunea nominală; Umax expl – este tensiunea maximală admisă în exploatare. Se defineşte factorul de revenire al releului Krev ,

1

rev rrev

pr

UK

U , (1.24)

unde : Urev r – tensiunea de revenire a releului; Upr – tensiunea de pornire a releului. În consecinţă, tensiunea de revenire a protecţiei va fi:

p rev TT revU rU

p

, (1.25) unde :

ηTT – este raportul de transformare al transformatorului de tensiune. b. Protecţia minimală de tensiune este utilizată mai frecvent şi acţionează

în cazul scăderii tensiunii care însoţeşte apariţia unui defect. Condiţia de acţionare a protecţiei este :

p pU U (1.26) Protecţia nu trebuie să acţioneze în regim normal şi pentru valori ale

tensiunii mai mari decât tensiunea minimă admisă în exploatare:

ppU < , (1.27) nomU

ppU < (1.28) lU expmin

unde : Umin expl – este tensiunea minimă admisă în exploatare.

21


Se poate defini tensiunea de pornire a releului :

pppr

TT

UU . (1.29)

Se defineşte factorul de revenire al releului Krev:

1 rrev

revpr

UK

U , (1.30)

unde : Urev r – este tensiunea de revenire a releului. Observaţii: Protecţia maximală de tensiune poate fi utilizată ca protecţie de sine

stătătoare. Protecţia minimală de tensiune se utilizează în combinaţie cu alte protecţii

(de exemplu, combinată cu protecţia maximală de curent) şi permite creşterea sensibilităţii protecţiilor cu care este combinată. Acest lucru este posibil deoarece se poate face o deosebire între defectele apropiate şi îndepărtate ce conduc la curenţi relativ egali, dar pentru care valorile tensiunilor sunt mult diferite. Se obţin aşa-numitele protecţii “cu blocaj de tensiune minimă”. Acţionarea protecţiei nu este permisă decât atunci când defectul este însoţit şi de o scădere importantă a tensiunii.

1.7.3. Protecţia direcţională Protecţia direcţională este acea protecţie care acţionează la modificarea

defazajului dintre curent şi tensiune în raport cu defazajul existent în punctul de instalare în regim normal de funcţionare. Aceste modificări de defazaj au loc în cazul elementelor din sistem care sunt alimentate de la ambele capete (linii, transformatoare). De exemplu, diagramele fazoriale ale curentului şi tensiunii pentru protecţii aferente întrerupătorului 2 din fig. 1.7, în regim normal şi la defect sunt reprezentate în fig. 1.14.

U

Isc2

I2

π

φ

Fig. 1.14. Poziţia relativă a fazorilor de curent şi tensiune în regim normal şi la defect

22


Protecţia direcţională nu se foloseşte ca protecţie de sine stătătoare ci în combinaţie, de obicei, cu o protecţie de curent sau de impedanţă. Rezultă, în aceste cazuri, aşa-numitele protecţii “direcţionate”.

1.7.4. Protecţia diferenţială Protecţia diferenţială se bazează pe compararea mărimilor electrice de

acelaşi fel de la capetele elementului protejat. De regulă, se compară curenţii, dar în unele cazuri se compară atât valorile curenţilor cât şi defazajele lor. Protecţia diferenţială poate fi realizată ca protecţie diferenţială longitudinală şi ca protecţie diferenţială transversală.

a. Protecţia diferenţială longitudinală

În acest caz se compară mărimile considerate de la extremităţile elementului

protejat. Schema principală a protecţiei este reprezentată în fig. 1.15.

+ISA K1 K

I1

SB

Element

A B TCA TCB

Zonă protejată

IA IB

ISA ISB * * 2

K2

I

+

Element

A TCA TCB IA IB

* * 1 2

K1

I

K1 K1 B

1

a) Regim normal şi

defect exterior în K2

b) Defect interior în K1 Fig. 1.15. Schema de principiu a protecţiei diferenţiale longitudinale

În cazul particular, când se compară curenţi, pentru circuitul secundar, se pot

scrie relaţiile: 0 SA SBI I (1.31)

0 K KSA SBI I (1.32)

unde s-au notat cu:

A BI ,I - curenţii primari în regim normal şi la defect exterior în K2;

SA SBI ,I - curenţii secundari în regim normal şi la defect exterior în K2; 1K K 1

A BI ,I - curenţii primari la scurtcircuit interior în K1;

23


1 1K KSA SBI ,I - curenţii secundari la scurtcircuit în K1.

Relaţia (1.31) este valabilă pentru regimul normal de funcţionare, iar relaţia (1.32) este valabilă pentru regimul de scurtcircuit interior.

S-a presupus că impedanţa releului de curent din circuitul de comparaţie este mult mai mică decât impedanţele secundare ale transformatoarelor de curent TCA şi TCB. Facem observaţia că protecţia diferenţială este o protecţie absolut selectivă, zona protejată fiind delimitată strict de cele două transformatoare de curent. Protecţia diferenţială longitudinală se utilizează pentru elemente concentrate ale sistemului electroenergetic (generatoare, transformatoare, bare).

b. Protecţia diferenţială transversală

În acest caz se compară mărimi din circuite ce funcţionează în paralel (de

regulă curenţi). Această protecţie se foloseşte, în general, pentru elemente extinse (de exemplu linii paralele), dar poate fi utilizată şi pentru elemente concentrate (de exemplu protecţia generatoarelor sincrone cu faze scindate).

Schema principală a protecţiei este reprezentată în fig. 1.16.

+

Element I

A B

+

Element I

A B TCA1 TCBIA1

K IB1K

* * 1 2

Element II 4 3

B2K I

* IA2 *

K

I I

+

TCBTCA2

K1

K2

* * 1 2

Element II 4 3

B2I*

IA2 *

I I

+

TCBTCA2

TCA1 TCB IB1IA1

Fig. 1.16. Schema de principiu a protecţiei diferenţiale transversale Pentru regimul normal de funcţionare sau la scurtcircuit exterior în K2 se

poate scrie: 1 2 0 SA SAI I , (1.33)

iar în cazul unui scurtcircuit interior în K1 putem scrie: 1 1

1 2 0 K KSA SAI I (1.34)

În relaţiile (3.33), (3.34) s-au folosit notaţiile:

1 2A AI ,I - curenţii primari în regim normal şi la defect exterior în K2;

1SA SA2I ,I - curenţii secundari în regim normal şi la defect exterior în K2;

1 2

K KA AI ,I - curenţii primari pentru defect interior în punctul K1;

1

K KSA SA2I ,I - curenţii secundari în situaţia unui defect interior în K1.

24


Relaţiile (1.33), (1.34) au fost scrise în aceleaşi condiţii pentru impedanţa releulu

.7.5. Protecţia de distanţă

rotecţia de distanţă se realizează cu relee de impedanţă care acţionează atunci

o valoare relativ

tă are loc o creştere importantă a curent

i de curent şi a secundarelor transformatoarelor de curent ca şi în cazul protecţiei diferenţiale longitudinale.

1 P când impedanţa circuitului protejat scade sub o anumită valoare. În regim normal, releele de impedanţă ale protecţiei măsoară ridicată a impedanţei circuitului protejat. În cazul unui scurtcircuit în zona protejaului I şi o scădere a tensiunii U, prin urmare scade raportul U/I=Z, unde Z

este impedanţa circuitului protejat. Dacă se impune condiţia:

0Z Z , (1.35)

atunci protecţi este o

protecractic, protecţia de distanţă poate fi realizată ca protecţie

minim

nivelul mărimilor aplicate releului, se poate scrie:

a va acţiona când modulul vectorului scade sub valoarea Z0. Condiţia de acţionare (1.35) indică faptul că protecţia de distanţăţie minimală. Teoretic şi pală de impedanţă, reactanţă sau rezistenţă, dar în practică cele mai răspândite

sunt protecţiile de impedanţă. Pentru cele trei cazuri, la

rr or

U

rZ Z

I, (1.36)

sin rr r

r

UX Xor

I, (1.37)

cos rr r

r

UorR R

I, (1.38)

unde : r, X , Rr – impedanţa, reactanţa şi rezistenţa măsurate de releu;

eului (valori

Ur, Ir – tensiu te releului;

rotecţiile de distanţă de reactanţă se folosesc pe liniile pe care există posibi

rotecţiile de distanţă trebuie prevăzute cu eleme

Z r

Zor, Xor, Ror – impedanţa, reactanţa şi rezistenţa de pornire a relimpuse prin reglaj); nea şi curentul aplica

φr – defazajul dintre Ur şi Ir. Plitatea de apariţie a unor defecte prin arc electric; acestea nu sunt sensibile la

rezistenţa arcului în locul de scurtcircuit. Protecţiile de rezistenţă se folosesc pentru protejarea cablurilor şi a liniilor electrice aeriene compensate longitudinal (linii la care reactanţa variază în exploatare).

Din motive de selectivitate pnte direcţionale.

25


26

1.7.6. Protecţia cu filtre

cazul scurtcircuitelor nesimetrice apar componente de secvenţă inversă ale cu

.7.7. Protecţia prin curenţi de înaltă frecvenţă

ceastă protecţie este utilizată în special pentru liniile de înaltă tensiune, unde d

.7.8. Protecţia termică

rotecţiile termice acţionează la creşterea temperaturii determinată de creşte

.7.9. Protecţia cu relee de gaze

ceste protecţii se folosesc numai la transformatoare şi autotransformatoare prevăz

bazează pe degajarea de gaze care are loc în cazul defect

Înrenţilor şi tensiunilor de scurtcircuit, iar în cazul punerilor la pământ apar

componente de secvenţă homopolară. Prin utilizarea unor filtre de componente simetrice adecvate, care alimentează relee, se poate asigura funcţionarea protecţiei în cazul apariţiei defectelor.

1 Aevine necesară transmiterea unor semnale între instalaţiile de protecţie de la

cele două capete ale liniei – aflate la mare distanţă – pentru asigurarea simultană a rapidităţii şi a selectivităţii.

1 Prea curenţilor care însoţesc scurtcircuitele sau suprasarcinile. Protecţiile

termice se realizează cu relee termice. 1 Aute cu cuvă de ulei. Funcţionarea lor se elor din interiorul cuvei transformatorului. Degajarea de gaze este sesizată

prin intermediul unui releu de gaze (releu Bucholtz).

Cap. II. Protecţia generatoarelor sincrone

CAPITOLUL II. PROTECŢIA GENERATOARELOR SINCRONE

2.1. Introducere Generatoarele sincrone constituie sursele de energie într-un sistem energetic.

Din punct de vedere constructiv sunt obiecte concentrate, de dimensiuni fizice reduse în raport cu dimensiunile unui sistem electroenergetic, dar puterea unitară este foarte mare (există unităţi generatoare cu puteri mai mari de 1000(MW).

Generatorul sincron reprezintă echipamentul cel mai important şi cel mai costisitor din sistem: ca urmare acesta trebuie protejat atât împotriva defectelor interne (în maşina propriu-zisă) cât şi împotriva defectelor externe, care ar putea determina deteriorarea generatorului. Defectele interne se pot produce în statorul şi în rotorul generatorului.

Defectele interne cele mai frecvente care pot apare sunt: a. scurtcircuite polifazate statorice (defectul cel mai grav); b. scurtcircuite între spirele aceleiaşi faze, în cazul generatoarelor construite

cu faze scindate, defect care provoacă supraîncălzirea înfăşurărilor statorice şi crează pericolul unui scurtcircuit între faze;

c. puneri la pământ monofazate, care pot degenera în scurtcircuite polifazate, iar prin arcul electric apărut duc la distrugerea circuitului magnetic statoric;

d. simpla punere la pământ în circuitul de excitaţie, acest defect nu reprezintă un pericol imediat;

e. dubla punere la pământ în circuitul de excitaţie, reprezintă un defect periculos ce poate conduce la pierderea stabilităţii de funcţionare a generatorului.

27


Defectele externe generatorului, sunt: supraintensităţi determinate de scurtcircuite simetrice şi nesimetrice produse în sistem.

Principalele regimuri anormale de funcţionare ale unui generator sincron sunt: a. trecerea la funcţionarea în regim de motor, cauzată de ieşirea din

funcţiune a motorului primar de antrenare a generatorului; b. creşterile de tensiune, determinate de descărcările bruşte de sarcină, care

provoacă conturnarea izolaţiei; c. supraintensităţile provocate de suprasarcini şi care conduc la efecte

termice electrodinamice; d. creşterea curentului de secvenţă inversă care determină încălziri

suplimentare şi vibraţii în generator; e. supratemperaturi, determinate de funcţionarea necorespunzătoare a

sistemului de răcire. În funcţie de defectul sau de regimul anormal împotriva căruia trebuie să

acţioneze, instalaţiile de protecţie prin relee aferente generatorului îndeplinesc una sau mai multe din următoarele funcţiuni:

comandă declanşarea întrerupătoarelor prin care se izolează generatorul de restul sistemului;

comandă acţionarea automatului de dezexcitare rapidă (ADR), pentru ca un defect intern să nu fie alimentat de chiar generatorul defect;

semnalizează regimurile anormale de funcţionare.

2.2. Protecţia generatoarelor sincrone (GS) împotriva scurtcircuitelor polifazate în stator. Protecţia diferenţială longitudinală, PDL

Scurtcircuitele polifazate în stator sunt defecte grave şi trebuie lichidate selectiv şi rapid. Ca protecţie de bază, se utilizează protecţia diferenţială longitudinală (PDL), realizată după schema de principiu din fig. 1.12. Zona protejată este cuprinsă între neutrul generatorului şi întrerupătorul său, incluzând astfel şi conductoarele de legătură cu bornele generatorului, fig. 2.1.

K2

Fig. 2.1. Schema de principiu a protecţiei diferenţiale longitudinale pentru o fază a generatorului

În regim normal de funcţionare şi la defect exterior în punctul K2, ar trebui satisfăcută relaţia (1.27). În realitate diferenţa curenţilor secundari:

I

K1

+

IBIA I1

K2I

ISA ISB

I2

*

~I1 I2

I2

K1

KSAI K

SBI

28


SA SB dezI I I , (2.1) , (2.1) unde: unde:

dezI - reprezintă curentul de dezechilibru. În regim de defect în punctul K1

K KSA SB defectI I I 0 , (2.2)

iar instalaţia de protecţie trebuie să întrerupă rapid alimentarea defectului. Curentul de dezechilibru se datoreşte inegalităţii curenţilor secundari ISA şi ISB ai transformatoarelor de curent TCA şi TCB, pentru curenţi primari egali şi de acelaşi sens, inegalitate determinată de faptul că pentru cele două transformatoare de curent caracteristicile de magnetizare nu sunt identice. Această neidentitate se accentuează în regimul tranzitoriu al curentului de scurtcircuit determinat de apariţia defectului. Protecţia diferenţială longitudinală se desensibilizează în raport cu valoarea efectivă maximă a curentului de dezechilibru, calculată în anumite ipoteze de apariţie a scurtcircuitului exterior:

pr sig dezcalc maxI K I , (2.3)

unde : Ksig = 1,2÷1,4 – coeficient de siguranţă;

Idez calc max – valoarea maximă a curentului de dezechilibru calculată. Pentru o schemă echivalentă în T a transformatoarelor de curent, circuitul

diferenţial echivalent este reprezentat în fig. 2.2.

Zp1

Ip1-Ip TCA

Im1Zm1

Z’s1

Z’r

I’d

Releu de curent

TCB Is1

Zm2

Z’s2Zp2

Ip2-Ip

Im2

Is1

Fig. 2.2. Schema echivalentă a circuitului diferenţial pentru o fază

Curentul de dezechilibru raportat la primar Id se poate calcula relativ uşor şi rezultă de forma:

29


' 's2 m1 s1 m2

d p ' ' ' ' 'r s1 s2 m1 m2 s1 m1 s2 m2

Z Z Z ZI I

Z Z Z Z Z Z Z Z Z

, (2.4)

în care: p1 p2 pI I I - sunt curenţi primari;

' 's1 s2I ,I - curenţii secundari raportaţi la primar;

m1 m2I ,I - curenţii de magnetizare; p1 p2Z ,Z - impedanţele bobinajelor primare;

' 's1 s2Z ,Z - impedanţele bobinajelor secundare raportate la primar;

m1 m2Z ,Z - impedanţele de magnetizare; 'rZ - impedanţa releului raportată la primar.

Presupunând că este posibilă egalitatea:

' 's1 s2Z Z , (2.5)

rezultă, din (4.4), că valoarea curentului de dezechilibru depinde de diferenţa (Zm1 –Zm2 ), adică de diferenţa între parametrii magnetici ai celor două transformatoare de curent. Tot din relaţia (4.4) rezultă creşterea curentului de dezechilibru odată cu creşterea curentului primar şi cu atât mai mult cu cât curentul primar conţine componente aperiodice care saturează suplimentar miezurile TC.

2.2.1. Creşterea sensibilităţii PDL a generatoarelor Alegerea curentului de pornire al protecţiei după relaţia (4.3) conduce la

valori mari ale acestuia şi la nesatisfacerea cerinţelor de sensibilitate ale protecţiei (vezi relaţia 1.8). Dacă coeficientul de sensibilitate al protecţiei rezultă mic, vor fi necesare măsuri pentru creşterea sensibilităţii. Aceste măsuri vizează reducerea valorii curentului Idez calc max sau blocarea funcţionării protecţiei în etapa iniţială a regimului tranzitoriu a curentului de scurtcircuit, când curentul de dezechilibru capătă valori maxime.

Introducerea unei rezistenţe cu valoarea maximă de 10Ω în serie cu bobina

releului permite, conform relaţiei (2.4), micşorarea curentului de dezechilibru prin mărirea impedanţei Zr

’. Metoda prezintă dezavantajul că înrăutăţeşte regimul de funcţionare al transformatoarelor de curent şi conduce şi la o scădere a curentului Idefect , din regimul de defect interior.

Utilizarea transformatoarelor cu saturaţie rapidă, montate ca în schema

din fig. 2.3 şi care prezintă o curbă de magnetizare a miezului cu un cot de saturaţie la valori mici ale curentului, fig. 2.4.

30


t

Idez

ΔBBrem

0

Q

B

01

Bsat

P

I

+

Stator

I

TCB

IrIdez

TSR

TCA

Fig. 2.3. Schema de montare a TSR Fig. 2.4. Utilizarea TSR în schemele protecţiei diferenţiale

În cazul unui scurtcircuit exterior, curentul de dezechilibru, aplicat primarului

TRS, conţine o puternică componentă aperiodică şi, drept urmare, pe durata existenţei acestei componente punctul de funcţionare al TSR nu va descrie întregul ciclu de histerezis, ci numai elipsa deformată de extremităţile PQ, fig. 2.4. Variaţia totală de inducţie ΔB=Bsat – Brem, care determină t.e.m. în înfăşurarea secundară a TSR, va fi mult mai mică, deci curentul prin releu Ir va fi mult mai mic decât înaintea introducerii TSR. Evident se va înrăutăţi şi transformarea componentei periodice a curentului de dezechilibru şi de defect.

În cazul unui scurtcircuit polifazat în stator, curentul de defect va conţine o componentă aperiodică care se amortizează mult mai rapid decât cea a curentului de dezechilibru. În aceste condiţii prezenţa TSR introduce o întârziere în funcţionarea protecţiei diferenţiale de cca. 0,03÷0,04 secunde.

În cazul utilizării TSR valoarea curentului de dezechilibru se calculează cu relaţia:

''dezcalc aper iid sc max extI K K I , (2.6)

unde: Kid = 0,5÷1 – coeficientul de identitate al TC; Kaper = 1 – dacă se utilizează TSR; Kaper ≥ 2 – în cazul absenţei TSR; εi = 0,1 – eroarea relativă de curent; I”

sc max ext – valoarea efectivă maximă, supratranzitorie, a curentului de scurtcircuit exterior (în regim de scurtcircuit permanent).

Rezultă pentru curentul de pornire al protecţiei:

"pp sig id aper i sc max extI K K K I (2.7)

31


Utilizarea releelor diferenţiale cu acţiune de frânare RDF este o altă metodă folosită în vederea creşterii sensibilităţii PDL. Principiul de funcţionare este următorul: în afară de cuplu, Ml, produs de curentul diferenţial (diferenţa curenţilor secundari ai TC), asupra elementului sensibil acţionează şi un cuplu de frânare Mf produs de curenţii secundari. În cazul scurtcircuitelor exterioare, acest cuplu predomină şi împiedică (frânează) acţionarea protecţiei. În cazul scurtcircuitelor interioare devine preponderent cuplul de lucru şi protecţia acţionează.

Schema de principiu a protecţiei pentru cazul utilizării RDF este reprezentată în fig. 2.5.

ISA

ISB

GS

TCA

TCB

IB

K1(ISA±ISB)IA

Tf

I-

ISA-ISB

Tl Releu

RF

Pf

Pl

Fig. 2.5 Protecţia diferenţială cu acţiune de frânare

În schemă s-au notat: Tf – transformatorul de frânare; Tl – transformatorul de lucru; Pl – punte redresoare pentru curentul de lucru; Pf – punte redresoare pentru curentul de frânare; RF – rezistor pentru reglarea gradului de frânare. Condiţia de funcţionare a releului este:

l fM M , (2.8) dacă se neglijează cuplul rezistent introdus de releu.

Cuplurile dezvoltate de curenţi sunt proporţionale cu pătratul curenţilor care circulă prin bobina releului.

În regim normal de funcţionare a generatorului şi la scurtcircuit exterior rezultă:

22 1SA SB SA SBK I I K I I 2

, (2.9)

deci Ml<Mf şi releul nu lucrează.

În regimul de scurtcircuit polifazat:

2 2K K K K

2 1SA SB SA SBK I I K I I , (2.10)

32


deci Ml>Mf şi protecţia poate lucra.

2.2.2. Schemele protecţiei diferenţiale longitudinale În fig. 2.6 este reprezentată schema protecţiei diferenţiale longitudinale a unui

generator sincron cu puterea mai mare de 50MVA. Releele de curent sunt conectate direct la secundarele transformatoarelor de curent şi formează circuite diferenţiale pentru cele trei faze. În cazul hidrogeneratoarelor curenţii de dezechilibru au valori ridicate şi este necesară utilizarea TSR care se conectează după schema de principiu din fig. 2.3.

Releele maximale de curent 1 sunt parcurse de curentul de defect, dacă defectul este interior, sau sunt parcurse de curentul de dezechilibru, dacă defectul este exterior. Releul de curent 2 este parcurs de curentul Idez R+Idez S+Idez T ≡ 0 care circulă prin conductorul de nul şi are rolul de a sesiza întreruperile circuitului diferenţial (de exemplu în punctul P). La o întrerupere a circuitului diferenţial, releul de curent corespunzător fazei întrerupte va fi alimentat numai de secundarul unui transformator de curent, în cazul considerat TCTA şi ca urmare PDL va acţiona fals. În acelaşi timp va acţiona şi releul 2, parcurs numai de suma Idez R+Idez

S ≠ 0, semnalizând faptul că circuitul diferenţial este întrerupt.

I I I I T

G.S.

TCRA TCSA TCTA

TCRB TCSB TCTB

R S T

Declanşare

+ +++++

+

P

1 R

1 S

1 T

2 3 4

Semnal

ADR

Fig. 2.6. Schema protecţiei diferenţiale longitudinale

33


Pentru valorile curenţilor de pornire sunt recomandate următoarele valori:

pp nGI (0,5 0,6 )I , (2.11) pentru hidrogeneratoare la care se utilizează creşterea sensibilităţii cu ajutorul transformatoarelor cu saturaţie rapidă,

pp nGI (1,3 1,4 )I , (2.12) pentru turbogeneratoare,

pp2 nGI 0,2I , (2.13)

pentru ca releul 2 să nu semnalizeze inutil la scurtcircuite exterioare.

Acţiunea releului 2 este temporizată prin intermediul releului de timp 3. Temporizarea releului 3 se alege cu o treaptă mai mare decât cea mai mare temporizare a protecţiilor generatorului, aceasta pentru a se evita apariţia unor semnalizări în cazul producerii unor defecte externe.

Pentru valori ale puterilor generatoarelor cuprinse între 3 şi 10 MVA se pot realiza scheme de protecţie diferenţială longitudinală, în variante simplificate, instalate numai pe două dintre fazele generatorului.

2.3. Protecţia GS împotriva scurtcircuitelor polifazate în stator.

Secţionarea de curent Secţionarea de curent se utilizează pentru protejarea generatoarelor cu puteri

sub 3 MVA. Relee maximale de curent se instalează numai pe două faze. Schema de principiu a protecţiei este reprezentată în fig. 4.7.

Fig. 2.7. Schema secţionării de curent pentru generatoare

I I

+ ++

+ 1 1 2

ADR

Declanşare

TCT TCR

K1

~ Isc

Zona activă

Zona moartă

Ipp

I”sc max K1 I

S

34


Spre deosebire de protecţia maximală de curent, curentul de pornire a secţionării de curent se calculează în funcţie de curentul de scurtcircuit maxim I”

sc max K1 (valoare supratranzitorie a componentei periodice la un scurtcircuit în K1, pe barele colectoare), după relaţia:

''pp sig sc maxI K I K 1 , (2.14)

unde: .4,13,1 sigK

Se observă că protecţia are o zonă activă şi o zonă moartă (pentru ''

pp sig sc maxI K I K 1 ).

2.4. Protecţia GS împotriva scurtcircuitelor între spirele aceleiaşi faze Acest tip de protecţie se realizează diferenţiat, după cum generatorul sincron

este construit cu faze scindate sau nu. În cazul generatoarelor cu faze scindate (puteri mai mari ca 500 MW),

protecţia împotriva scurtcircuitelor între spirele aceleiaşi faze este realizată ca protecţie diferenţială transversală PDT, după schema de principiu din fig. 1.8. Bobinajele semifazelor reprezintă căile de curent în paralel, ale căror curenţi se compară în circuitele diferenţiale.

În fig. 2.8 este reprezentată schema protecţiei; se observă conectarea transformatoarelor de curent în montaj diferenţial. Pentru creşterea sensibilităţii protecţiei, alimentarea releelor maximale, 1, se face prin intermediul transformatoarelor cu saturaţie rapidă TSR.

Fig. 2.8. Schema protecţiei diferenţiale transversale cu şase transformatoare de curent

Valoarea curentului de pornire a releelor maximale 1 se alege din condiţia de

desensibilizare faţă de curentul de dezechilibru maxim, la un scurtcircuit exterior:

IINTR

K1

STATOR

Ip2Ip1

I I++

2

+ + +

1 1 1 ADR

S

35


1pr sig dezcalc maxI K I , (2.14)

Din condiţii practice de exploatare se adoptă pentru curentul de pornire al protecţiei:

nGpp

II (0,6 0,8 )

2 , (2.15)

unde: InG – reprezintă curentul nominal pe fază al generatorului.

În cazul scurtcircuitării unui număr redus de spire, PDT prezintă o zonă moartă; curentul prin releu este mai mic decât valoarea curentului de pornire dată (2.14). Protecţia împotriva scurtcircuitelor între spirele aceleiaşi faze poate fi realizată şi după schema de principiu din fig. 2.9, care utilizează un singur transformator de curent montat pe circuitul de legătură a punctelor neutre O1, O2 ale celor două sisteme de semifaze.

Fig. 2.9. Protecţia între spirele aceleiaşi faze cu un singur transformator de curent

Scurtcircuitul între spirele aceleiaşi semifaze conduce la deplasarea

potenţialului punctului neutru a sistemului de semifaze cu defect şi, ca urmare, la apariţia unui curent de circulaţie între punctele O1, O2, curent sesizat de TC.

Alimentarea releului maximal de curent se face prin intermediul filtrului trece jos F, pentru atenuarea armonicelor impare ale curentului de dezechilibru care circulă între punctele neutre O1, O2. Se recomandă pentru calculul curentului de pornire relaţia:

pp nGI (0,2 0,3 )I . (2.16) O eventuală punere la pământ a circuitului de excitaţie, de scurtă durată,

echivalentă cu scurtcircuitarea unei porţiuni a bobinajului rotoric, face ca în cele două bobinaje statorice pe fază, aflate în crestături diferite, să se inducă t.e.m. diferite. Ca urmare, vor rezulta curenţi diferiţi prin bobinajele statorice şi, de aici, posibilitatea acţionării greşite a protecţiei. Din acest motiv, în situaţia în care apare o punere la pământ într-un punct al circuitului de excitaţie, dispozitivul de

I

K1

STATOR

+

1

O1

O2

TC F

T

+

DECL+ ADR S

2

C

I

II

36


comutare C, fig. 2.9, este trecut pe poziţia II, realizându-se o temporizare a acţionării protecţiei de (0,5÷1) secunde.

În cazul generatoarelor cu un singur bobinaj pe fază, protecţia împotriva scurtcircuitelor între spirele aceleiaşi faze se poate realiza prin controlul simetriei tensiunilor statorice în raport cu un punct neutru artificial, obţinut cu ajutorul unui transformator de tensiune, fig. 4.10.

I

+

O TC

O1

TT

Declanşare ADR

F

Fig. 2.10. Protecţia împotriva scurtcircuitelor între spirele aceleiaşi faze la generatoare cu un singur bobinaj pe fază

Releul maximal de curent I măsoară curentul de circulaţie între punctul neutru

al generatorului O şi punctul neutru artificial creat O1. Filtrul F este de tipul trece jos.

Se poate utiliza, pentru măsurarea deplasării potenţialului punctului O, un releu maximal de tensiune.

În cazul când numărul de spire scurtcircuitate pe fază este mic şi datorită alegerii curentului de pornire al protecţiei diferit de zero, relaţia (2.14), este posibil ca protecţia diferenţială transversală să nu acţioneze (curentul de defect este mai mic decât curentul de pornire).

Se spune că protecţia împotriva scurtcircuitelor între spirele aceleiaşi faze are o zonă moartă, (15-20)% din înfăşurare. Protecţia de rezervă, pentru acest caz, este protecţia maximală de curent.

2.5. Protecţia împotriva punerilor la pământ monofazate în înfăşurarea

statorică a generatorului sincron Pentru generatoarele care funcţionează într-o schemă bloc cu un transformator

ridicător, protecţia împotriva punerilor la pământ monofazate se realizează ţinând seama de aceasta.

Pentru generatoarele care debitează direct pe bare, protecţia împotriva punerilor la pământ statorice se efectuează diferenţiat, în funcţie de modul de tratare a punctului neutru al generatorului şi al reţelei la care acesta este racordat.

Cel mai frecvent, generatoarele au puncte neutre izolate, iar reţeaua în care debitează funcţionează în regim compensat (punctele neutre ale transformatoarelor

37


sunt legate la pământ prin bobine de stingere) sau în regim necompensat (reţea complet izolată).

Punerea la pământ monofazată este defectul cel mai frecvent la generatorul sincron. Un curent de defect mai mare de 5A poate duce la apariţia arcului electric în punctul de defect, însoţită de arderea fierului şi distrugerea izolaţiilor fazelor vecine, iar în final, transformarea defectului într-un scurtcircuit polifazat. Protecţia va acţiona :

la semnalizare, pentru curenţi de defect mai mici de 5A; la declanşare, pentru curenţi de defect mai mari sau egali cu 5A. Valoarea curentului de punere la pământ Ipăm depinde de procentul α al

spirelor cuprinse între neutrul generatorului şi punctul de defect, fig. 2.11.

Fig. 2.11. Schema electrică echivalentă punerii la pământ monofazate şi variaţia tensiunii faţă de pământ

Calculul se face în condiţii aproximative, neglijând toate impedanţele cu

excepţia impedanţelor în raport cu pământul.

pam

oe tr

UI

Z r

, (2.17)

unde:

Uα - valoarea tensiunii faţă de pământ în punctul de apariţie a punerii la pământ, proporţională cu procentul α şi cu tensiunea pe fază: Uα=αUf , 0≤α≤1;

Zoe - impedanţa echivalentă faţă de pământ, dată în principal de capacităţile C0, în raport cu pământul ale celor trei faze echivalente;

rtr - este rezistenţa de trecere la locul de defect. Dacă se presupune rtr= 0, se obţine:

fpam 0 f

0

UI 3 C U

1

3 C

, (2.18)

Uα

REŢEA

U

Uα

Uf

R

S T

C C C0 0 0

Ipam α

38


Valoarea maximă a curentului de defect apare pentru puneri la pământ apropiate de bornele generatorului, α=1.

La reţelele compensate prin bobina de stingere Ipam α este reprezentat de componenta reactivă, rămasă necompensată şi componenta activă, care trece prin bobina de stingere.

Deoarece punerile la pământ statorice sunt însoţite de apariţia componentei de secvenţă homopolară a curentului sau tensiunii, aceste protecţii pot fi realizate, de regulă, cu filtre de componente de secvenţă homopolară, respectiv filtre de curent de secvenţă homopolară (FCSH) şi transformatoarele de curent de secvenţă homopolară (TSH).

Filtrul de curent de secvenţă homopolară (FCSH) se obţine legând în

paralel secundarele celor trei TC de pe cele trei faze (montaj Holmgreen), fig. 2.12.

I R S T

TCR TCS TCT

IPT

+

IPS IPR

IST ISS ISR

Fig. 2.12. Filtru de curent de secvenţă homopolară în montaj Holmgreen

Valoarea curentului prin releu va fi dată de:

r SR SS ST OI I I I K I , (2.19) deoarece componenta de secvenţă homopolară este dată de:

pR pS pO

TI I II

3

, (2.20)

Considerând pentru fiecare TC al filtrului schema echivalentă în T (vezi fig. 2.2) şi notând curenţii primari raportaţi la secundar cu I’pR, I’pS, I’pT, iar curenţii de magnetizare raportaţi la secundar cu I’mR, I’mS, I’mT, rezultă expresiile curenţilor secundari:

''mRpRSR III ; ' '

SS pS mSI I I ; ''mTpTST III , (2.21)

Însumând cele trei relaţii din (4.21) rezultă:

' ' ' ' ' 'r pR pS pT mR mS mTI I I I I I I (2.22)

sau

pR pS pT ' ' 'r mR

TC TC TC

I I I mS mTI I I I

(2.23)

Ţinând seama de (2.20) rezultă:

39


' ' 'Or mR mS mT

TC TC

3I 3I OdezI I I I I

, (2.24)

unde: ηTC – este raportul de transformare al transformatoarelor de curent;

' ' 'dez mR mS mTI I I I , - curentul de dezechilibru.

În regim normal de funcţionare şi la scurtcircuit exterior, fără punere la

pământ, IO = 0 şi deci prin releu va circula numai curentul de dezechilibru. Transformatorul de secvenţă homopolară (TSH) este format dintr-un miez

feromagnetic toroidal, fig. 2.13, prin interiorul căruia trec conductoarele celor trei faze, care constituie primarul transformatorului. În înfăşurarea secundară, repartizată cât mai uniform pe miez ia naştere o tensiune electromotoare proporţională cu curentul homopolar IO.

IPR

IPS

IPT

I

+

Fig. 2.13. Schema TSH

Presupunând inductanţele mutuale dintre conductoarele primare şi bobinajul

secundar egale pentru cele trei faze, fluxul rezultant în miezul TSH este nul, deoarece şi suma fazorială a curenţilor primari este nulă. Ca urmare t.e.m. secundară este nulă şi deci curentul prin releu este nul. În cazul unei puneri la pământ pe una dintre fazele statorice apare componenta de secvenţă homopolară, dată de relaţia (2.20), fluxul rezultant prin miez este diferit de zero şi deci, se va induce o t.e.m. secundară, care va determina acţionarea releului. Deoarece, constructiv, cele trei conductoare primare nu pot fi amplasate simetric, în raport cu circuitul magnetic, inductanţele mutuale primar-secundar nu sunt identice, fapt ce conduce la apariţia unui curent de dezechilibru faţă de care protecţia trebuie desensibilizată.

Dacă TSH se montează pe un cablu prevăzut cu manta metalică, curenţii paraziţi care circulă prin mantaua cablului pot conduce la creşterea curentului de dezechilibru. Pentru a compensa efectele curenţilor paraziţi, cutia terminală a

40


cablului se pune la pământ printr-un conductor care se trece prin interiorul circuitului magnetic al TSH, trasat cu linie întreruptă în fig. 2.14.

Fig. 2.14. Schema de compensare a efectului curenţilor paraziţi la TSH

Din punct de vedere calitativ, protecţiile cu TSH conduc la curenţi de pornire

mai mici decât cele cu FCSH şi deci sunt mai sensibile. Pentru reducerea influenţei curentului de dezechilibru şi creşterea

sensibilităţii, se iau măsuri specifice, dintre care: utilizarea de TSH cu miezuri din materiale feromagnetice speciale; realizarea unei magnetizări suplimentare a miezului TSH în curent

alternativ; introducerea de amplificatoare magnetice în schema protecţiei

diferenţiale; compensarea curentului capacitiv al generatorului protejat prin

introducerea unei bobine suplimentare de compensare care produce o t.e.m. egală şi de sens opus cu cea corespunzătoare curentului capacitiv;

crearea unui circuit special pentru circulaţia curentului de punere la pământ, asigurând acestuia o valoare constantă, indiferent de locul punerii la pământ.

Schemele practice ale protecţiilor sunt frecvent prezentate în literatura de specialitate sau în proiectele de echipare a generatoarelor sincrone cu instalaţii de protecţie; în general sunt respectate principiile prezentate.

Dificultăţile întâmpinate în realizarea unor protecţii sensibile şi selective, împotriva punerilor la pământ statorice a generatoarelor sincrone racordate direct la barele colectoare, au condus la elaborarea şi aplicarea unor soluţii noi, dintre care menţionăm protecţia diferenţială homopolară.

I

+

Cablu

TSH

Terminal

41


2.6. Protecţia GS împotriva defectelor din circuitul de excitaţie Punerea la pământ într-un punct sau mai multe ale circuitului de excitaţie

(bobinajul rotoric) reprezintă defectul cele mai frecvent în rotorul generatorului sincron.

Circuitul de excitaţie este alimentat în curent continuu şi funcţionează cu bornele izolate faţă de pământ; ca urmare, o primă punere la pământ nu constituie u pericol direct pentru buna funcţionare a generatorului sincron deoarece nu conduce la închiderea unui curent. Prima punere la pământ urmează a fi semnalizată, cu excepţia hidrogeneratoarelor din centralele telecomandate, unde protecţia trebuie să acţioneze la declanşare. Aceasta reprezintă însă un pericol potenţial, deoarece apariţia unei a doua puneri la pământ, constituie, împreună cu prima, o scurtcircuitare parţială a bobinajului rotoric. Se produc supraîncălziri şi vibraţii mecanice periculoase, vibraţii datorate nesimetriilor în câmpul de excitaţie şi apariţiei unor forţe radiale.

Protecţia împotriva celei de-a doua puneri la pământ în circuitul de excitaţie se prevede:

la generatoarele pentru care se admite o funcţionare de durată cu o primă punere la pământ;

la generatoarele care funcţionează în centrale cu personal permanent de exploatare;

la generatoarele care nu au răcire cu hidrogen. Această protecţie comandă declanşarea temporizată a întrerupătorului

principal, a întrerupătorului automatului de dezexcitare rapidă şi a întrerupătoarelor unor eventuale derivaţii de la bornele generatorului protejat.

2.6.1. Protecţia împotriva primei puneri la pământ în rotor Principiul de funcţionare al protecţiei se bazează pe detectarea unui curent de

punere la pământ într-un circuit special creat, alimentat în curent alternativ sau în curent continuu.

În fig. 2.15 este reprezentată varianta protecţiei cu alimentare în curent alternativ.

Semnal

I

K1

+

~Ex.

CÀ C

P

~100TT

Us=40V–+Ex.Ex

Ex

Fig. 2.15. Protecţia împotriva primei puneri la pământ în rotor, varianta în curent

alternativ

42


În regim normal de funcţionare sursa de curent alternativ, care este secundarul TT, debitează un curent I1 mic pe impedanţa constituită din bobina de lucru a releului Zr, capacitatea de decuplare galvanică C(ZC), capacitatea C’(ZC

’) a înfăşurării de excitaţie faţă de pământ, secundarul TT (ZTT). Circuitul se închide prin intermediul unei perii P în contact cu axul excitatoarei:

'

S1

TT r C C

UI

Z Z Z Z

, (2.25)

unde: US – tensiunea secundară a transformatorului de tensiune.

La apariţia primei puneri la pământ în rotor, în punctul K1, capacitatea C’ faţă de pământ a înfăşurării este scurtcircuitată şi ca urmare, curentul în circuitul de curent alternativ creşte determinând funcţionarea releului. Pentru o creştere sensibilă a curentului este necesar ca valoarea capacităţii C’ să fie mică, (C’<0,5μF), lucru respectat pentru generatoarele de putere mică. Curentul de pornire al protecţiei trebuie desensibilizat în raport cu valoarea lui I1 din regim normal:

pr sig 1I K I , . (2.26) 1sigK

În fig. 4.16 este reprezentată varianta protecţiei cu alimentare în curent

continuu.

Fig. 2.16. Protecţia împotriva primei puneri la pământ în rotor, varianta în curent continuu

Schema este utilizată pentru generatoare de putere mare, pentru care

C’ > 0,5μF şi sensibilitatea protecţiei în cazul utilizării schemelor cu alimentare în curent alternativ se reduce, deoarece creşte curentul I1. În regim normal de funcţionare curentul prin bobina releului este nul. La apariţia unei puneri la pământ în punctul K1 cele două surse înseriate, respectiv redresorul Rd şi excitatoarea, fac posibilă circulaţia unui curent reglabil prin rezistorul R şi protecţia poate acţiona.

A

I

K1

+

~Semnal

Ex. R

P+

R–+ Ex d

Ex.Ex.TT

~100

43


2.6.2. Protecţia împotriva dublei puneri la pământ în rotor Protecţia împotriva dublei puneri la pământ în rotorul generatorului sincron se

realizează pe principiul punţii Wheatstone, echilibrată în curent continuu.

Ex.Ex.

A

I

K1

+

~ Ex.G.

mA+ –

P

Semnal

B

1

K2

I

K2

-

R`èx Rèx

R`` R`

A B

C

K1

C

R Ex.

+

Fig. 2.17. Schema de principiu a protecţiei împotriva dublei puneri la pământ în rotorul GS

În fig. 2.17 este reprezentată schema de principiu a protecţiei. Ramurile punţii

sunt formate de cele două porţiuni ale înfăşurării de excitaţie, delimitate de prima punere la pământ şi cele două porţiuni ale potenţiometrului R, delimitate de cursorul C al acestuia şi introdus în paralel cu înfăşurarea de excitaţie a generatorului, după ce a fost semnalizată apariţia primei puneri la pământ. Diagonala de alimentare a punţii este AB, iar diagonala de ieşire este CK1, în aceasta din urmă fiind introduse fie bobina releului I, fie aparatul de echilibrare mA, în funcţie de poziţia butonului de autorevenire Ba.

După apariţia primei puneri la pământ în K1 se formează puntea şi se echilibrează cu ajutorul potenţiometrului R şi al miliampermetrului mA.

Echilibrarea se face în curent continuu şi se poate scrie:

' '' ''ex ex

'R R R R . (2.27) La apariţia celei de-a doua puneri la pământ în K2, puntea se dezechilibreză şi

curentul, care are valoare mare, determină acţionarea releului 1. Protecţia se desensibilizează în raport cu curentul de dezechilibru iniţial al

punţii care are două componente: o componentă de curent continuu, determinată de precizia de echilibrare şi

precizia potenţiometrului R;

44


o componentă de curent alternativ, autoindusă în înfăşurarea de excitaţie datorită variaţiilor de reluctanţă ale circuitului întrefierului, cauzate de uzura lagărelor sau prezenţa polilor aparenţi la hidrogeneratoare.

Datorită valorilor mari ale curentului de dezechilibru din regimul normal (este prezentă numai prima punere la pământ) rezultă o sensibilitate redusă a protecţiei determinată de valorile mari ale curentului de pornire.

În practică, se utilizează metode de reducere a componentei alternative a curentului de dezechilibru, prin introducerea unor reactanţe X în serie cu bobina releului sau prin utilizarea unor relee diferenţiale, la care una din înfăşurări este parcursă de curentul de dezechilibru total, iar cea de-a doua înfăşurare este parcursă numai de componenta alternativă, culeasă prin intermediul unui transformator de curent TC, cu raport de transformare unitar, fig. 2.18. Fluxurile create de componentele alternative sunt egale şi în opoziţie şi se anulează reciproc.

- +

K X C1

TC

Fig. 2.18. Utilizarea releului diferenţial şi a reactanţei pentru compensarea

componentelor alternative ale curentului de dezechilibru Protecţia împotriva celei de-a doua puneri la pământ în înfăşurarea de

excitaţie are o serie de dezavantaje, dintre care: are o zonă moartă atunci când a doua punere la pământ apare foarte

aproape de prima punere la pământ; nu poate fi utilizată atunci când prima punere la pământ apare la una din

extremităţile înfăşurării de excitaţie (puntea nu poate fi creată, unul din braţele punţii devine nul);

nu poate fi utilizată pentru puneri la pământ în circuitul de excitaţie al excitatoarei;

desensibilizarea protecţiei se face dificil la hidrogeneratoare.

2.6.3. Protecţia împotriva pierderii excitaţiei generatorului sincron Reducerea totală sau parţială a curentului de excitaţie, datorită unei întreruperi

sau a unui scurtcircuit în înfăşurarea de excitaţie, determină trecerea generatorului

45


în regim de funcţionare asincron,cu viteză suprasincronă, supraîncălziri şi pierderi suplimentare în rotor şi chiar posibilitatea pierderii stabilităţii de funcţionare.

Pentru protejarea generatorului împotriva pierderii excitaţiei se poate proceda la controlul curentului de excitaţie (procedeu puţin folosit în prezent) sau utilizarea unui releu de impedanţă, conectat pe partea statorică, care măsoară impedanţa la bornele generatorului, în regim asincron.

După cum se ştie din teoria maşinilor electrice, impedanţa unei maşini sincrone care funcţionează în regim asincron poate fi reprezentată în planul (R, jX) printr-un fazor al cărui vârf se află în interiorul unui cerc situat sub axa OR (cercul din fig. 2.19. a.). Diametrul său, aşezat pe axa OX este limitat de ordonatele OS, care reprezintă impedanţa sincronă XS, corespunzătoare alunecării nule şi OT, care reprezintă impedanţa tranzitorie XT, corespunzătoare alunecării infinite. Alimentarea releului de impedanţă se face ca în fig. 2.19.b. cu curentul fazei R şi cu tensiunea dintre fazele R şi T. În acest caz caracteristica de acţionare a releului, cercul 2 din fig. 2.19.a, este adusă în zona funcţionării capacitive a maşinii. Pentru a se asigura intervenţia corectă a releului în cazul pierderii excitaţiei, este necesar ca cercul 1 să includă în interiorul său cercul 2. Această condiţie se obţine reglând valoarea minimă a impedanţei de acţionare egală cu 0,5 XT, iar impedanţa maximă egală cu 1,2 XS.

T r0,5X X X S . (2.28) În cazul maşinilor cu poli aparenţi se recomandă ca protecţia să comande declanşarea fără temporizare, deoarece o astfel de maşină revine foarte greu în sincronism.

Fig. 2.19. Protecţia de impedanţă împotriva pierderii excitaţiei: diagrama de impedanţe şi schema de principiu

R

jX

0

XS

XT

T

S

Zmax

a)

Zmin

1 2

Z

+

GS

TC

TT

IR

U

R S T

RT

b)

46


2.7. Protecţia GS împotriva suprasarcinilor şi a scurtcircuitelor exterioare Suprasarcinile şi scurtcircuitele exterioare, simetrice sau nesimetrice,

constituie funcţionări anormale ale generatoarelor, care provoacă apariţia în înfăşurările statorului a unor curenţi mai mari decât cei nominali. Ca urmare apar solicitări termice periculoase. În mod normal, fiind vorba despre defecte externe, acestea ar trebui lichidate de către protecţiile elementelor pe care au apărut (bare, linii, transformatoare). Protecţia generatorului pentru defectele externe trebuie să acţioneze cu o temporizare mai mare decât temporizarea elementului defect, pentru a da posibilitatea protecţiilor de bază ale elementelor menţionate să lichideze defectele apărute.

Suprasarcinile care pot solicita un generator sunt de două feluri: simetrice şi nesimetrice. De regulă, generatoarele sunt constituite pentru a funcţiona cu următoarele suprasarcini simetrice, raportate la curentul nominal pe fază, In:

o suprasarcină de 1,05 In, în regim de durată; o suprasarcină de 1,1 In, timp de 30 minute; o suprasarcină de 1,5 In, timp de 2 minute. În plus faţă de suprasarcinile simetrice, suprasarcinile nesimetrice dau naştere

unor curenţi de secvenţă inversă, care provoacă efecte termice suplimentare periculoase. Capacitatea de supraîncărcare a unui generator, în regim nesimetric, se poate exprima prin relaţia:

ad 2m2

At

I , (2.29)

în care:

A – o constantă, calculată pentru fiecare tip de generator de către fabrica constructoare; de exemplu, pentru turbogeneratoare cu răcire forţată cu hidrogen A = 7,5÷15, iar pentru hidrogeneratoare A ≈ 40; I2

m2 – valoarea relativă medie pătratică a curentului de secvenţă inversă debitat de maşină (exprimat în procente din curentul nominal In al generatorului); tad – durata admisibilă de funcţionare. Modul de realizare a protecţiilor împotriva scurtcircuitelor exterioare şi a

suprasarcinilor depinde de puterea şi construcţia generatorului şi de schemele de racordare la reţea. În continuare se va prezenta numai protecţia generatoarelor cu puteri mai mari de 50 MW.

47


2.7.1. Protecţia maximală completă împotriva scurtcircuitelor exterioare şi a suprasarcinilor

În fig. 2.20 este reprezentată schema de principiu a protecţiei maximale

complete împotriva scurtcircuitelor exterioare şi a suprasarcinilor, pentru generatoare sincrone cu puteri mai mari de 50 MW.

Fig. 2.20. Schema de principiu a protecţiei maximale de curent a

generatoarelor sincrone, cu puteri de peste 50 MW Transformatoarele de curent se instalează, de regulă, spre punctul neutru,

deoarece acestea sunt parcurse de curent şi în cazul unor defecte în stator, protecţia maximală acţionând ca protecţie de rezervă. Releele 2 şi 5 reprezintă protecţia împotriva suprasarcinilor simetrice, care se instalează numai pe o fază şi acţionând numai la semnalizare. Releele 1, 4, 11 reprezintă protecţia maximală împotriva scurtcircuitelor exterioare simetrice; aceasta se realizează cu un blocaj de tensiune minimă, releele 3 şi 6; protecţia va acţiona la declanşare, cu temporizare, numai dacă defectul este însoţit de o scădere importantă a tensiunii pe barele generatorului (scurtcircuit apropiat). Releul 7 (alimentat de la filtrul de curent de secvenţă inversă FCSI, 9) şi 10 formează protecţia împotriva suprasarcinilor nesimetrice şi acţionează la semnalizare temporizat. Releul 8 (alimentat de la FCSI) împreună cu releele 4 şi 11 formează protecţia maximală temporizată împotriva scurtcircuitelor nesimetrice.

Stabilirea reglajelor protecţiei Alegerea curentului de pornire a protecţiei împotriva suprasarcinilor

nesimetrice I2 pp 7 se face din condiţiile de:

ADR

I

+

I

B

TC

R S T

GS ~

I

+

U<

+

I

+

I

+

T

+

+

T

+

T

+

2 1 3 7 8 4

5 6 10 11

F C S I 9

–

– – – –

Semnal ardere siguranţe

Sig

+

Decl.I Semnal Semnal

48


desensibilizarea în raport cu curentul de secvenţă inversă admisibil I2 adm prin generator:

2 pp7 n 2admI 0,05I I (pentru turbogeneratoare); (2.30)

2 pp7 n 2admI 0,1I I (pentru hidrogeneratoare); (2.31)

desensibilizarea în raport cu curentul de dezechilibru Idez al FCSI, în regim de sarcină maximă a generatorului sincron

sig2 pp7 dezp

rev

KI I

K , (2.32)

unde: Ksig = 1,2, Krev = 0,85 Idez p – este curentul de dezechilibru raportat la primar. Curentul de dezechilibru este determinat de erorile transformatoarelor de

curent, de variaţiile de frecvenţă şi de eroarea de acordare a FCSI.

maxdezp sarcn

fI I K I

f

, (2.33)

în care: ΔI = 0,01 – eroarea introdusă de transformatoarele de curent care alimentează

filtrul FCSI; Δf = (2÷3)Hz – abaterea frecvenţei de la valoarea nominală; fn = 50Hz – valoarea nominală a frecvenţei; K – coeficient constant, dependent de tipul şi caracteristicile filtrului; Δφ = 0,01 – eroarea de acordare a FCSI; Isarc max = 1,4In – curentul de sarcină maximă al generatorului protejat. Pentru I2 pp 7 se adoptă cea mai mare dintre valorile rezultate din relaţiile

(2.30), (2.31) şi (2.32) funcţie şi de tipul de generator. Alegerea curentului de pornire a protecţiei împotriva scurtcircuitelor

nesimetrice se face din condiţiile de: prevenire a deteriorării generatorului datorită apariţiei curentului de

secvenţă inversă (efecte termice şi vibraţii):

2 pp8 nI 0,6 I (pentru hidrogeneratoare), (2.34)

2 pp8 nI (0,25 0,5 )I (pentru turbogeneratoare); (2.35)

desensibilizarea în raport cu curentul de dezechilibru al FCSI în regim de sarcină maximă al generatorului:

2 ppaval2 pp8 sig

2rep

II K

K , (2.37)

unde: Ksig >1 – coeficient de siguranţă;

I2 pp aval – cea mai mare valoare a curentului de pornire al protecţiei de secvenţă inversă pentru elementul din aval;

K2 rep – coeficientul de repartiţie pentru schema de reactanţe de secvenţă inversă, pentru cazul defectelor nesimetrice.

49


Se va adopta pentru I2 pp 8 valoarea maximă din (2.34), (2.35) şi (2.37), în funcţie şi de tipul de generator.

Alegerea curentului de pornire pentru protecţia maximală împotriva scurtcircuitelor externe simetrice (releul 1) se face pentru a nu rezulte acţionări greşite ale protecţiei în regim nominal:

sigpp1 n

rev

KI I

K , (2.38)

în care: Ksig = (1,1÷1,2); Krev = 0,85. Rezultă:

pp1 nI 1,3 1,4 I . (2.39)

Pentru protecţia împotriva suprasarcinilor simetrice, releul 2, care funcţionează la semnalizare, se adoptă:

sigpp2 n

rev

KI I

K , (2.40)

unde: Ksig = 1,05; Krev = 0,85. Rezultă:

pp2 nI 1,2I . (2.41)

Pentru blocajul de tensiune minimă, releul 3, se adoptă:

min exp lpp3

sig rev

UU

K K , (2.42)

unde: U min expl = 0,95 Un – valoarea minimă a tensiunii admisă în exploatare; Ksig = 1,1÷1,5; Krev = 1,15. Rezultă:

pp3 nU 0,5 0,6 U , (2.43)

unde:

Un – este tensiunea nominală a generatorului protejat. Valorile mărimilor de pornire pentru releele de curent şi de tensiune rezultă

prin împărţirea valorilor calculate ale curenţilor şi tensiunilor de pornire ale protecţiei la rapoartele de transformare ale transformatoarelor de curent şi respectiv de tensiune.

Stabilirea reglajelor releelor de timp se face astfel: , (2.44) ttt avala 4

unde: taval – este cea mai mare dintre temporizările protecţiilor maximale de curent

ale elementelor din aval, racordate la barele generatorului protejat; Δt = 0,5÷0,6 secunde – este treapta de timp necesară pentru asigurarea

selectivităţii.

50


În aceste condiţii rezultă, pentru releul de timp 5 al protecţiei maximale de

curent împotriva suprasarcinilor simetrice şi nesimetrice,

a5 a10 a4t t t t (2.45)

Determinarea coeficienţilor de sensibilitate ai protecţiei Pentru protecţiile maximale de curent se calculează:

sc minsensI

pp

IK

I , (2.46)

unde: Isc min – este curentul de scurtcircuit minim (bifazat, minim, pe barele

generatorului). Normativele prevăd condiţia: Ksens I ≥ 1,5. Pentru blocajul de tensiune minimală al protecţiei se calculează:

ppsensU

rem

UK

U , (2.47)

unde: Upp – tensiunea de pornire a protecţiei; Urem – valoarea maximă a tensiunii remanente în punctul de instalare al transformatorului de tensiune TT, pentru un scurtcircuit metalic la limita zonei protejate.

Pentru funcţia de rezervă a protecţiei, se calculează un coeficient de sensibilitate, la defecte, pe elementul următor spre consumatori, considerând valoarea curentului de scurtcircuit minim după aceste elemente. Se verifică dacă este îndeplinită condiţia Ksens I ≥1,2.

2.8. Alte protecţii ale generatorului sincron

Protecţia împotriva creşterii tensiunii la bornele generatorului sincron Creşterile de tensiune la bornele unui generator sincron pot fi determinate de

descărcări bruşte de sarcină, supratensiuni atmosferice apropiate, alimentarea unor sarcini capacitive importante (de exemplu linii lungi de foarte înaltă tensiune sau reţele de cabluri urbane). O altă cauză a creşterilor de tensiune poate fi defectarea sistemului de reglare automată a tensiunii (RAT).

În cazul turbogeneratoarelor intervenţia regulatorului automat de viteză şi de tensiune se face rapid şi creşterile de tensiune sunt limitate.

51


52

În cazul hidrogeneratoarelor, admisia de fluid motor nu se poate modifica brusc (apar şocuri hidraulice) şi ca urmare, la o descărcare bruscă de sarcină, apar creşteri de turaţie însoţite de creşteri periculoase ale tensiunii la borne.

Împotriva creşterilor de tensiune la borne se pot instala protecţii maximale de tensiune temporizate a căror acţiune determină declanşarea întrerupătorului generatorului şi dezexcitarea rapidă. Se pot utiliza de asemenea protecţii cu relee de impedanţă.

Protecţia generatorului sincron împotriva trecerii accidentale în regim de

motor Trecerea generatorului sincron în regim de motor poate avea loc în cazul unei

defectări a motorului primar de antrenare (turbina termică sau hidraulică). Atunci când cuplul de antrenare al turbinei scade, generatorul sincron trece în

regim de motor sincron, antrenând turbina şi absorbind puterea activă din sistemul energetic. În acelaşi timp se debitează putere în sistem.

Principiul de realizare al protecţiei, împotriva acestui regim anormal de funcţionare, se bazează pe sesizarea sensului de circulaţie al puterii active. Se pot utiliza, deci, un releu direcţional de putere activă 1, care să realizeze comanda temporizată a întrerupătorului generatorului, fig. 2.21.

Fig. 2.21. Schema protecţiei împotriva trecerii în regim de motor Schema trebuie utilizată cu precauţie deoarece, poate determina acţionări

false, în cazul în care generatorul supraexcitat este utilizat temporar ca sursă de putere reactivă.

Toate protecţiile prezentate în subcapitolul 2.1 pot fi instalate în structuri coordonate cu cerinţele fidelităţii de ansamblu ale centralei şi reţelei în care acestea funcţionează. Frecvent se procedează la instalarea unor sisteme modulare de protecţie, cu repartizarea protecţiilor în grupe independente, în scopul creşterii siguranţei în funcţionare şi a fidelităţii. Funcţionarea instalaţiilor de protecţie se poate face sub supravegherea unui calculator, caz în care sunt prevăzute autotestări ale instalaţiilor de protecţie, protocolarea datelor măsurate şi prelucrarea acestor date în vederea, de exemplu, a unor analize postdefect.

+

T

+

1 2

TT

TC

~

Cap. III. Protecţia transformatoarelor şi autotransformatoarelor din sistemele electroenergetice

CAPITOLUL III. PROTECŢIA TRANSFORMATOARELOR ŞI

AUTOTRANSFORMATOARELOR DIN SISTEMELE ELECTROENERGETICE

3.1. Introducere Protecţia prin relee a transformatoarelor şi autotransformatoarelor trebuie

realizată cu considerarea particularităţilor grupei şi schemei de conexiuni a acestora din staţia în care acestea sunt instalate.

Pentru transformatoare şi autotransformatoare se prevăd protecţii împotriva defectelor (interne şi externe) şi regimurilor anormale de funcţionare.

Principalele defecte interne sunt: scurtcircuitele polifazate, scurtcircuitele monofazate în cazul reţelelor cu neutrul legat direct la pământ, puneri la pământ monofazate în cazul reţelelor cu neutrul izolat sau compensat.

Dintre defectele externe ce pot apărea în funcţionarea unui transformator putem enumera: scurtcircuitele polifazate pe barele transformatorului sau pe linie, scurtcircuitele monofazate şi respectiv puneri la pământ.

Regimurile anormale ale transformatoarelor şi autotransformatoarelor sunt cele în care au loc supraintensităţi provocate de scurtcircuite exterioare îndepărtate sau de suprasarcini. Tot regim anormal este considerat faptul că s-a produs scăderea nivelului de ulei în cuvă.

În general, zona protejată este porţiunea cuprinsă între întrerupătoarele care leagă transformatorul sau autotransformatorul de sistem, incluzând şi conductoarele de legătură. Transformatoarele şi autotransformatoarele fiind obiecte cu putere unitară mare, instalarea protecţiilor se face conform unor normative severe. Se vor prevedea următoarele tipuri de protecţii:

53


protecţia diferenţială longitudinală, împotriva defectelor interne; secţionarea de curent, pentru defecte interne şi puteri unitare mici

(S<1000[kVA]); protecţia cu relee de gaze, pentru defecte interne şi puteri S>1000[kVA] protecţia maximală de curent, cu sau fără blocaj de tensiune minimă,

împotriva supraintensităţilor provocate de scurtcircuite externe; protecţii de distanţă, pentru transformatoare cu S>200[MVA], sau când

protecţiile maximale de curent nu sunt suficient de sensibile; protecţii maximale de curent,împotriva suprasarcinilor. Sunt prezentate în continuare principiile de realizare a principalelor tipuri de

protecţii şi unele particularităţi ale acestora legate de construcţia şi funcţionarea transformatoarelor şi autotransformatoarelor.

3.2. Protecţia diferenţială longitudinală a transformatoarelor (TR) şi

autotransformatoarelor (ATR) Principiul de realizare a protecţiei diferenţiale longitudinale PDL la TR şi

ATR este acelaşi ca şi la generatoare, existând însă unele particularităţi care vor fi examinate în cele ce urmează.

a. Problema inegalităţii curenţilor primari şi secundari ai TR Curenţii primari şi secundari ai TR nu sunt egali. Pentru ca PDL să nu

acţioneze, în regim normal şi la defect exterior, este necesar să fie respectată egalitatea curenţilor secundari ai transformatoarelor de curent TC, care se compară, fig. 3.1.

A

IS2 IS1

TC(η2)

TC(η1)

I2 I1 B

TR

IS1 IS2

I ATReg

TCTC I2 I1 TR

Fig. 3.1. Schema de principiu a protecţiei Fig. 3.2. Egalizarea curenţilor secundari cu diferenţiale longitudinale la transformatoare ajutorul unui autotransformator de egalizare

Notând cu η1 şi η2 rapoartele de transformare ale TC1, respectiv TC2, pentru respectarea egalităţii în modul a curenţilor secundari, Is1=Is2, este necesar ca:

1 2s1 s2

1 2

I II I

, (3.1)

de unde:

1 1TR

2 2

IN

I

, (3.2)

unde:

54


I1, I2 – curentul primar şi respectiv secundar al TR protejat; NTR – raportul de transformare al TR protejat.

Condiţia (3.2) este greu de îndeplinit deoarece atât NTR, cât şi η1 şi η2 au valori standardizate; în plus, la ATR, este posibil ca raportul de transformare să se modifice în timpul funcţionării.

Dacă în regim normal de funcţionare

s1 s2 s1I I 0,05 I , (3.3) este obligatorie utilizarea unor măsuri pentru egalizarea curenţilor secundari, dintre care: utilizarea autotransformatoarelor de egalizare şi utilizarea de TSR cu bobine de egalizare.

În cazul utilizării autotransformatoarelor de egalizare ATReg, acestea se conectează pe fiecare fază, ca în fig. 3.2.

I

Weg W1

WsTSR

I2

TC2

TC1

TR

I1

IS2

IS1

Fig. 3.3. Egalizarea curenţilor secundari cu ajutorul unui TSR cu înfăşurare de egalizare

În cazul utilizării TSR, fig. 3.3., numărul de spire de egalizare Weg se

calculează din condiţia:

eg s2 1 s1 s2W I W I I , (3.4)

de unde:

s1 s2eg 1

s2

I IW

I

W , (3.5)

în care: Weg – numărul de spire ale înfăşurării de egalizare; W1 – numărul de spire ale înfăşurării de lucru.

b. Problema defazajului curenţilor primari şi secundari ai

transformatorului protejat Dacă conexiunea transformatorului protejat TR este Y/Y, conectarea

transformatoarelor de curent în schema PDL se face ca şi la generator.

55


În cazul când, transformatorul protejat are conexiunea Y/Δ, între curenţii I1 şi I2 de la cele două capete ale zonei protejate apare un defazaj de π/6 sau multiplu de π/6, făcând să circule prin bobinele releelor de curent, în regim normal de funcţionare, curenţii egali cu diferenţele (Is1R - Is2R), (Is1S - Is2S), (Is1T - Is2T), care pot atinge valori mari.

Compensarea defazajului menţionat se face prin conexiuni adecvate ale TC: în triunghi pe partea cu conexiune stea la transformatorul protejat şi în stea pe partea cu conexiune în triunghi a transformatorului protejat.

Raportul de transformare al TC este dat de relaţia:

1,21,2 sch

s1,2

IK

I , (3.6)

unde: Ksch – un coeficient de schemă prin care se ţine seama de tipul de conexiune

(de exemplu pentru o conexiune Y/Δ a TR, Ksch=√3).

c. Problema curentului de magnetizare şi a şocului de curent de magnetizare

În regim permanent de alimentare a unui TR, cu secundarul în gol, curentul de

magnetizare circulă numai prin înfăşurarea conectată la sursa de alimentare. Aceasta face ca în circuitul diferenţial să apară un curent de dezechilibru. Curentul de magnetizare, în regim stabilizat, reprezintă (1÷3)% din curentul nominal primar.

În timpul regimului tranzitoriu de stabilire a alimentării unui transformator, are loc un şoc de curent de magnetizare, a cărui amplitudine poate atinge în primul moment (4÷7)In, iar durata totală a regimului tranzitoriu atinge 2÷3 secunde şi creşte cu puterea transformatorului.

În aceste condiţii, curentul de dezechilibru din circuitul PDL are valori foarte ridicate. Pentru a creşte sensibilitatea protecţiei şi a nu avea acţionări false, se pot lua o serie de măsuri, dintre care: temporizarea PDL cu valori cuprinse între 0,5 şi 1 secundă, creşterea curentului de pornire (desensibilizarea prin curent), utilizarea transformatoarelor cu saturaţie rapidă, care nu transmit în secundar componenta aperiodică a curentului de scurtcircuit şi de magnetizare, blocarea protecţiei faţă de armonicele superioare ale curentului de magnetizare.

d. Problema curenţilor de dezechilibru Din punct de vedere al curenţilor de dezechilibru PDL a transformatoarelor se

găseşte în condiţii mult mai grele decât cea a generatoarelor. Din cele prezentate rezultă că există, mai multe componente ale curentului de dezechilibru:

56


Idez TC , se datoreşte neidentităţii caracteristicilor magnetice ale TC, care sunt de tipuri diferite şi au rapoarte de transformare diferite;

Idez eg , datorită absenţei egalizării curenţilor secundari ai TC, atunci când relaţia (3.3) nu este satisfăcută, sau datorită unei egalizări imperfecte;

Idez mT , datorită curentului de magnetizare a transformatorului protejat; Idez regl , datorită modificării raportului de transformare al transformatorului

protejat, prin modificarea prizelor sau prin reglarea sub sarcină a tensiunii acestuia.

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

dez dezTC dezeg dezmT dezreglI I I I I , (3.7)

Curentul de dezechilibru definit de (3.7) are valoarea maximă în primul moment al unui scurtcircuit exterior. Componentele curentului de dezechilibru din (3.7) se pot calcula după cum urmează:

Componenta Idez TC raportată la circuitul primar şi notată cu Idez TC p se calculează analog cu cea de la generatoare:

max ext

''dezTCp id op i scI K K I , (3.8)

unde: Kid = 1 - transformatoarele de curent sunt sigur neidentice; Kop = 1 - în cazul folosirii TRS şi Kop = 2 în lipsa TRS; εi = 0,1 - eroarea relativă de transformare a transformatoarelor de curent; I”

sc max ext - este valoarea efectivă supratranzitorie a componentei periodice a curentului de scurtcircuit la un defect exterior, imediat exterior zonei protejate.

Componenta Idez eg raportată la primar şi notată Idez eg p are valoarea maximă

dată de:

%eg ''dezeg p sc max ext

II I

100

, (3.9)

unde: ΔIeg - diferenţa curenţilor secundari exprimată în procente, după ce s-a

efectuat egalizarea (egalizarea este imperfectă). Componenta Idez reg raportată la primar şi notată cu Idez reg p are valoarea

maximă dată de:

% ''dez reg p sc max ext

UI I

100

, (3.10)

unde:

ΔU - variaţia maximă posibilă, exprimată în procente, a raportului de transformare al transformatorului protejat în raport cu valoarea sa nominală.

57


Obişnuit, în calcule, componenta datorată curentului de magnetizare se neglijează.

Se poate scrie expresia valorii maxime a curentului de dezechilibru calculat, raportat la primar, prin înlocuirea în (3.7) a relaţiilor (3.8), (3.9), (3.10):

% %max ext

eg''dez calc p sc id op i

I UI I K K

100 100

, (3.11)

Alegerea curentului de pornire Ipp al protecţiei diferenţiale longitudinale se va

face prin desensibilizarea faţă de curentul de dezechilibru, rezultat din (3.11):

pp sig dez calc pI K I , (3.12)

unde:

Ksig = 1,2÷1,5. Variantele practice complete de realizare a PDL a transformatoarelor sunt

indicate în literatura de specialitate şi sunt date în proiectele tehnice, ce cuprind instalaţiile de protecţie ale echipamentelor din centrale şi posturi.

În cazul transformatoarelor cu trei înfăşurări, în circuitul diferenţial sunt cuprinse toate înfăşurările, instalându-se trei grupuri de transformatoare de curent, fig. 3.4.

IS1

IS2

I2

TC2

TC1

TR

I1

β α

TC3

I3

I

+IS3

Fig. 3.4. Principiul protecţiei diferenţiale longitudinale pentru transformatorul cu trei înfăşurări

Curentul de pornire al protecţiei se calculează tot cu o relaţie de forma (3.12),

dar valoarea curentului de dezechilibru este dată de:

% % %%max ext

eg eg''dezcalcp sc id op i

I K I K UUI I K K K K

100 100 100 100

(5.13)

58


unde semnificaţiile lui Kid, Kop, fi, Δfeg α%, Δfeg β%, ΔUα%, ΔUβ%, sunt cele din (3.8), (3.9), (3.11), pentru înfăşurările α sau β, iar Kα şi Kβ sunt coeficienţi de repartiţie ai curentului I’’

sc max ext prin înfăşurările α şi β, pe partea cărora se găsesc bobine de egalizare şi prize de reglare a tensiunii.

3.3. Secţionarea de curent la transformatoare Schema de principiu a acestei protecţii se realizează ca şi la generatoare şi este

reprezentată în fig. 3.5.

TRA B

I1 I2 TCK

+

I

Cons.

Zonă de acţionare

(Za)

Zonă moartă

ZmT

ZmL

(Zm

Ipp

I”sc max K

Regim minim

Regim maximIsc

0

I Fig. 3.5. Schema de principiu şi diagrama de lucru a secţionării de curent,

pentru un transformator

Secţionarea de curent este o protecţie maximală de curent, netemporizată, al cărei curent de pornire este dat de:

max K

''pp sig scI K I , (3.14)

unde: Ksig=1,2÷1,6;

I”sc max K – valoarea supratranzitorie a componentei periodice a curentului de

scurtcircuit trifazat, în regim maxim, la un defect în punctul K, la capătul zonei protejate, pe bara dinspre consumatori.

Curentul de pornire al protecţiei se desensibilizează în raport cu şocul de

curent de magnetizare şi în aceste condiţii rezultă:

pp nI 3 5 I , (3.15)

Se adoptă cea mai mare dintre valorile date de (3.14) şi (3.15).

59


După cum se observă din fig. 3.5, secţionarea de curent are o zonă moartă, spre barele consumatorilor, unde I”

sc max K >Ipp , a cărei mărime este o variabilă cu regimul de funcţionare.

Zona moartă este maximă în regimul minim de funcţionare al TR. Defectele situate în zona moartă (ZmT+ZmL) vor fi lichidate de către protecţiile de rezervă.

3.4. Protecţia cu relee de gaze Aceasta este principala protecţie împotriva defectelor interne cu care este

prevăzut orice transformator cu putere mai mare ca 1MVA (sau mai mare ca 250[kVA] în cazul serviciilor interne) cu cuvă şi conservator.

Protecţia se realizează cu relee de gaze (Buchholz) montate pe conducta de legătură dintre cuvă şi conservator. Defectele în cuva transformatorului, însoţite de arc electric, conduc la descompunerea materialelor electroizolante şi degajarea de gaze mai mult sau mai puţin violentă.

Deoarece continuitatea închiderii contactelor releului de gaze nu este sigură (jetul de gaze şi lichid acţionează cu şoc), este necesară introducerea unor autoreţineri sau a unor temporizări la deschidere. În fig. 3.6 este reprezentată schema protecţiei de gaze a autotransformatorului cu autoreţinere la nivelul releului intermediar RT şi deblocare manuală, prin butonul B. Dispozitivul de deconectare DD este utilizat la reviziile periodice şi schimbarea uleiului în cuvă.

Sig.

+

+

Releu gaze

Semnal +

++ Declanşare

Autoîntreţinere

R1

DD

B

Fig. 3.6. Schema de principiu a protecţiei de gaze

3.5. Protecţia transformatoarelor împotriva defectelor monofazate 3.5.1. Protecţia de cuvă Această protecţie se instalează împotriva defectelor monofazate, însoţite de

puneri la masă în interiorul cuvei transformatorului, conectat în reţele cu curenţi mari de punere la pământ. În fig. 3.7 este reprezentată schema de principiu a protecţiei de cuvă, numită şi protecţie Chevalier.

60


Fig. 3.7. Schema de principiu a protecţiei de cuvă

+

++

Br 2

I

+

Cuvă

0

TC

1

T S R

Izolaţie

Declanşare

Funcţionarea protecţiei se bazează pe controlul curentului de punere la pământ

între cuvă şi o priză de punere la pământ, cuva fiind izolată faţă de pământ. Releul intermediar 2 este prevăzut cu autoreţinere, aducerea schemei în faza iniţială făcându-se prin acţionarea butonului de revenire Br. Curentul de pornire al protecţiei se desensibilizează în raport cu curentul capacitiv, care circulă în regim normal. Se adoptă ca valoare a curentului de pornire:

ppI 40 50 A , (3.16)

Protecţia de cuvă reprezintă o rezervă a protecţiei diferenţiale longitudinale.

3.5.2. Protecţia maximală de tensiune şi de curent de secvenţă homopolară Transformatoarele conectate la o reţea cu curenţi mari de punere la pământ şi

având surse de alimentare în vreuna din reţelele de la celelalte tensiuni, se prevăd cu o protecţie maximală de curent de secvenţă homopolară, dacă transformatorul funcţionează cu neutrul legat la pământ. Dacă neutrul transformatorului este deconectat de la pământ, trebuie să intre automat în funcţiune, printr-un contact de blocare al separatorului dintre neutru şi pământ, o protecţie maximală de tensiune de secvenţă homopolară. Acest lucru este necesar pentru a evita defectele unor supratensiuni periculoase. În fig. 3.8 este reprezentată schema de principiu a protecţiei maximale de curent de secvenţă homopolară. Transformatoarele de curent, într-un montaj de tip FCSH, se instalează pe partea dinspre reţeaua cu curenţi mari de punere la pământ.

Fig. 3.8. Schema de principiu a protecţiei maximale de curent de secvenţă homopolară

+

+

T

+

2

TC

I

+

1

FCSH

110VA

Separator

6kV B

61


Protecţia maximală de curent de secvenţă homopolară acţionează împotriva scurtcircuitelor monofazate exterioare, din reţeaua de înaltă tensiune (Un ≥ 110kV), atunci când protecţia de bază a elementelor respective nu a lichidat defectul. Această protecţie constituie şi o rezervă, împotriva defectelor monofazate în transformator.

Curentul de pornire al protecţiei se calculează cu relaţia: pp nTI 0,4 0,8 I , (3.17)

unde: InT – este curentul nominal primar al transformatorului pe partea pe care s-a

instalat filtrul. Sensibilitatea protecţiei se verifică pentru un regim minim de funcţionare, în

cazul unui scurtcircuit monofazat, apărut la capătul opus al celei mai lungi linii racordate la barele de înaltă tensiune:

sensK 1,5 . (3.18) Temporizarea acţionării releului de timp 2 trebuie să fie superioară celor mai

mari temporizări, ale protecţiilor de curent de secvenţă homopolară, ale liniilor racordate la barele de înaltă tensiune.

În fig. 3.9 este reprezentată schema de principiu a protecţiei maximale de tensiune de secvenţă homopolară. Releul de tensiune 1 este alimentat de la secundarul în triunghi deschis al unui transformator de tensiune TT, racordat la barele colectoare.

++

T

+

2 U>

+

1

TT

B

A Fig. 3.9. Schema de principiu a protecţiei maximale de tensiune de secvenţă

homopolară Tensiunea de pornire a releului 1 se alege Upr= 15V. Temporizarea acţionării

releului de timp 2 se alege cu o treaptă mai mare decât cel mai mare timp de acţionare, al protecţiilor homopolare, cu care se echipează liniile care pleacă de la sistemul de bare A.

62


3.6. Protecţia maximală de curent a transformatoarelor Această protecţie se instalează împotriva scurtcircuitelor exterioare simetrice

şi nesimetrice şi a suprasarcinilor şi diferă după cum transformatoarele au două sau mai multe sisteme de înfăşurări.

Fig. 3.10. Schema principală a protecţiei maximale a transformatoarelor, împotriva scurtcircuitelor exterioare şi a suprasarcinilor, în varianta FCSI

La transformatoarele cu două înfăşurări, alimentate dintr-o singură direcţie,

transformatoarele de măsură de curent, care alimentează protecţia, se montează pe partea alimentării, pentru ca protecţia să poată acţiona ca rezervă, pentru defectele interne. La transformatoarele racordate pe ambele tensiuni la surse de alimentare, transformatoarele de curent se montează pe partea alimentării principale, respectiv pe partea surselor de putere echivalentă mai mare. Se asigură în acest fel un coeficient de sensibilitate mai mare pentru defectele interne în transformator, când protecţia maximală poate lucra ca rezervă.

În fig. 3.10 este reprezentată schema protecţiei maximale de curent, în varianta cu FCSI, pentru un transformator cu două înfăşurări.

Releele 1 şi 2 reprezintă protecţia împotriva suprasarcinilor; releele 3, 4, 5 şi 8 reprezintă protecţia împotriva scurtcircuitelor externe simetrice, cu blocaj de tensiune minimă; releul 6, filtrul 7 şi releul 8 reprezintă protecţia împotriva defectelor exterioare nesimetrice.

În unele cazuri (de exemplu, pentru plecări multiple de la bare, atât prin linii radiale, cât şi prin linii de interconexiune), selectivitatea protecţiei maximale de curent, împotriva scurtcircuitelor exterioare, nu poate fi asigurată numai prin temporizările acţionărilor; se introduc atunci, în schema protecţiei, relee direcţionale.

Calculul curenţilor de pornire se deosebeşte în mare parte de calculul similar din cazul generatoarelor, deoarece ca mărime de bază în calcul nu se consideră

++

T

+

2

U<

+

4

A

B

TC

I2

I1

RT

Semnalizare

I

+

1 I

+

Semnalizare ardere siguranţe TT

RI 5

-

3

De la TT

F C S I 7

I

+

6

+

T 8 +

9

Decl. I1, I2

+

Sig

63


curentul nominal In al transformatorului, ci curentul de sarcină maximă Isarc max al transformatorului.

Curentul de sarcină maximă se determină în două ipoteze, astfel:

a. Dacă consumatorii sunt motoare electrice, pentru care trebuie să se asigure autopornire fără AAR (anclaşare automată a alimentării de rezervă):

maxsarc ap1 nI K I , (3.19)

unde: Kap1 – coeficient de autopornire

şi cu AAR I

sarc max I

n K

ap2I

n sup l, (3.20)

unde: Kap2 – coeficient de autopornire

In supl – curentul nominal suplimentar asigurat de AAR.

b. Dacă există n transformatoare identice în paralel şi unul dintre acestea iese din funcţiune, sarcina suplimentară este preluată de cele rămase:

maxsarc n

nI I

n 1

. (3.21)

În general calculul curenţilor de pornire pentru protecţiile maximale se face co o relaţie de forma:

maxsarcrev

sigpp I

K

KI , (3.22)

unde: Isarc max – valoarea maximă rezultată din (3.19), (3.20), (3.21).

Curentul de pornire al protecţiei la suprasarcină simetrică (releul 1) este:

sigpp1 n n n

rev

K 1,05I I I 1

K 0,85 ,2I . (3.23)

Curentul de pornire al protecţiei împotriva scurtcircuitelor simetrice (releul 3):

max

sigpp3 sarc

rev

KI I

K , (3.24)

unde: Ksig = 1,1÷1,2;

Krev = 0,85. În cazul în care, prin valoarea calculată a lui Ipp3, nu se asigură un coeficient

de sensibilitate Ksens ≥ 1,5, este obligatorie introducerea blocajului de tensiune minimă, care împiedică acţionările greşite ale sistemului şi permite calcularea curentului Ipp3 în raport cu curentul nominal al transformatorului:

sig

pp3 n nrev

KI I 1,3 1,4

K I . (3.25)

Tensiunea de pornire a blocajului de tensiune minimă se calculează, ca şi la generator, cu relaţiile (2.42), (2.43).

64


Protecţia împotriva defectelor nesimetrice externe se desensibilizează:

1. În raport cu curentul de dezechilibru al FCSI, în regimul de sarcină maximă al transformatorului, adică:

sigpp6 dezFCSI

rev

KI I

K (3.26)

unde: Idez FCSI – este curentul de dezechilibru al FCSI şi se calculează în

conformitate cu relaţia (2.33), în care Isarc max va reprezenta curentul de sarcină maximă al transformatorului.

2. În raport cu protecţiile elementelor următoare (protecţia maximală de curent,

protecţia homopolară şi protecţia de distanţă a liniilor de plecare), în scopul coordonării sensibilităţii acestora, adică:

pp6 sig 2calcI K I , (3.27)

unde: I2 calc – curentul de secvenţă inversă maxim, care circulă prin locul de instalare

al FCSI, la defecte pe elementele următoare, pentru care protecţiile acestor elemente se găsesc la limita de acţionare.

3. În raport cu curentul de secvenţă inversă pe liniile alimentate, la întreruperea

unei faze, defect la care protecţia nu trebuie să lucreze. Valoarea acestui curent depinde de modul de tratare a neutrului reţelei şi de reactanţele sistemului faţă de punctul de întrerupere a fazei.

În general se adoptă:

pp6 nI 0,5 0,6 I . (3.28)

Timpii de acţionare ai releelor de timp se stabilesc ca şi la protecţia maximală

a generatorului sincron. În cazul transformatoarelor coborâtoare, cu două înfăşurări secundare, care

alimentează secţii ce funcţionează separat, protecţiile maximale de curent se vor prevedea atât pe partea alimentării, cât şi pe partea fiecărei secţii. Protecţia de pe partea alimentării, cât şi pe partea fiecărei secţii. Protecţia de pe partea alimentării va comanda declanşarea tuturor întrerupătoarelor, iar protecţiile de pe partea consumatorilor vor acţiona numai la declanşarea întrerupătorului secţiei respective de bare.

La transformatorul cu mai multe înfăşurări, cu alimentare din două sau mai multe părţi, protecţia maximală de curent, împotriva scurtcircuitelor polifazate exterioare, trebuie să se realizeze direcţionată, atunci când selectivitatea funcţionării se obţine numai pe această cale, fig. 3.11.

65


Fig. 3.11. Protecţia maximală a transformatorului cu trei înfăşurări şi două

alimentări

Prin eşalonarea temporizărilor, crescător către sursa de înaltă tensiune, rezultă:

a6 a5 a4t t t . (3.29) La un defect exterior pe 6 kV lucrează selectiv releele 3 şi 6 şi transformatorul

rămâne în funcţiune pe 110kV şi 35kV. La un defect exterior pe 35kV releele 3 nu acţionează, vor acţiona releele 1 şi 2, iar releul 5 comandă declanşarea selectivă a întrerupătorului de pe 35kV, deoarece ta5<ta4. La un defect exterior pe 110kV, condiţia de selectivitate cere ca releul 4 să comande declanşarea întrerupătorului de pe 110kV, iar transformatorul să rămână în funcţiune pe 6kV şi 35kV (aici există sursă de alimentare). Cum însă ta5<t a4, pentru ca releul 5 să nu acţioneze înaintea releului 4, el trebuie prevăzut cu blocajul direcţional 8, care îşi închide contactele numai la defecte exterioare pe 35kV şi permite alimentarea releului 5 (alimentarea defectului exterior se face prin transformator şi de la sursa de 110 kV).

Dacă sensul de circulaţie al puterii este spre transformator, contactele releului direcţional rămân deschise şi protecţia de pe partea de 35kV nu poate lucra. Rezultă că această protecţie nu va putea lucra nici pentru defecte ce au loc în transformator. Pentru ca protecţia de pe partea de 35kV să poată fi şi protecţie de rezervă, pentru defecte interne în transformator, s-a prevăzut în schemă releul suplimentar de timp 7 (alimentat direct de la releele 2), având ta7<ta4.

La defecte exterioare pe 110kV, declanşarea întrerupătorului de pe 110kV va fi selectiv comandată de releul 4 (ta4<ta7), iar releul 5 este blocat. În cazul unui defect în transformator vor lucra ca rezervă releele 1, 4 şi 2, 7, releul 7 comandând, prin intermediul releului 8, declanşarea tuturor întrerupătoarelor.

A

B

TC

TC

TC

TT

I

+

T

+

3 6

I

+

T

+

1 4

T

+

7

+

8

110 KV

++

6 KV

T

+

5 I

+ +

2

35 KV

66


3.7. Protecţia autotransformatoarelor (ATR) Regimurile anormale şi defectele din autotransformatoare sunt analoage cu

cele din transformatoare, ca urmare, protecţiile autotransformatoarelor au la bază aceleaşi principii ca şi la transformatoare. Datorită, însă, legăturii galvanice între cel puţin două înfăşurări ale autotransformatorului, apar şi unele particularităţi, dintre care:

1. Neutrul autotransformatorului este legat electric atât la reţeaua de înaltă

tensiune cât şi la cea de medie tensiune (înfăşurări cuplate galvanic); ca urmare protecţia împotriva scurtcircuitelor monofazate se realizează separat pentru cele două înfăşurări. Selectivitatea protecţiei este asigurată prin introducerea unui releu direcţional pentru protecţia instalată pe partea de înaltă tensiune, fig. 3.12.

Fig. 3.12. Schema protecţiei de curent homopolare la autotransformatoare

2. Protecţia de suprasarcină, pentru autotransformatoarele cu o singură alimentare, se realizează cu două relee, câte unul pentru fiecare înfăşurare, ambele acţionând la semnalizare prin acelaşi releu de timp. În cazul dublei alimentări, se mai introduce un releu pe partea comună de bobinaj, spre legătura de nul, în scopul controlului sumei curenţilor de alimentare.

3. Deoarece autotransformatoarele au puteri mai mici decât transformatoarele şi dimensiunea circuitului magnetic este mai mică, ca urmare şocul de curent de magnetizare este mai redus. Rezultă că PDL la autotransformatoare are condiţii mai bune de funcţionare.

+

I

++

T

+

I

+

0kU

T

67


3.8. Protecţia blocului generator transformator (GT) Unităţile generatoare şi transformatoare conectate în bloc şi formând blocuri

generator şi transformator GT, sunt supuse la aceleaşi tipuri de defecte şi regimuri anormale ca şi generatorul şi transformatorul considerate separat. Deci, în principiu, blocurile GT ar trebui echipate cu tipurile de protecţii corespunzătoare generatorului şi transformatorului.

Deoarece blocul GT formează o singură unitate funcţională, există posibilitatea ca unele protecţii să fie comune pentru generator şi transformator şi apar o serie de particularităţi în realizarea protecţiilor care depind de schema de conexiuni a blocului.

Fig. 3.13. Scheme de conexiuni pentru blocuri GT

În fig. 3.13 sunt reprezentate câteva scheme de conexiuni posibile. Particularităţile protecţiei maximale de curent

Blocul cu schema de conexiuni din fig. 3.13.a are o singură protecţie

maximală de curent, cu transformatoarele de curent montate spre nulul generatorului. Schema protecţiei este identică cu cea de la generator, fig. 2.20. Protecţia acţionează la declanşare prin întrerupătorul blocului şi la ADR.

Dacă există o derivaţie spre serviciile interne, fig. 3.13.b, atunci releul de timp 4, fig. 4.20 are două contacte cu temporizări diferite. Cu prima temporizare se comandă declanşarea întrerupătorului serviciilor interne, iar cu a doua, întrerupătorul blocului, al serviciilor interne şi ADR.

În cazul schemelor de conexiuni din fig. 3.13.c şi d se instalează, ca şi în cazul transformatorului cu trei înfăşurări, câte o protecţie maximală pe fiecare înfăşurare, cea dinspre generator fiind montată către punctul neutru al acestuia. Pentru asigurarea funcţionării selective, una din protecţii cuprinde şi relee direcţionale.

La blocurile cu transformatoare cu trei înfăşurări divizate, fig. 3.13.e se instalează câte o protecţie maximală de curent spre neutrul generatoarelor şi una pe înfăşurarea de înaltă tensiune a transformatorului.

~ ~

a b

~

d

S1~ ~ ~S1

c e

68


Calculul curenţilor de pornire pentru protecţiile maximale se face după aceleaşi metode ca şi la generatoare şi transformatoare.

Particularităţile protecţiei diferenţiale

Dacă schema de conexiuni a blocului GT nu are întrerupător între generator şi

transformator, se poate folosi o singură protecţie diferenţială longitudinală comună ambelor componente. Dacă există deviaţie spre serviciile interne, în circuitul diferenţial este inclusă şi această deviaţie.

Fig. 3.14. Schema protecţiei diferenţiale Fig. 3.15. Schema protecţiei diferenţiale longitudinale cu zone întrepătrunse longitudinale pentru generatoare cu puteri

de peste 100 MV

În cazul blocurilor GT cu întrerupător între generator şi transformator şi cu deviaţie spre serviciile interne, cu posibilitate de funcţionare independentă a celor două unităţi, se prevede câte o protecţie diferenţială separată pentru generator, respectiv pentru transformator, ale căror zone protejate se întrepătrund, fig. 3.14.

Dacă puterea generatoarelor este mare, sensibilitatea protecţiei diferenţiale comune nu mai este corespunzătoare. În această situaţie se instalează o protecţie diferenţială proprie generatorului şi una comună pentru blocul GT, care o cuprinde şi pe cea a generatorului, fig. 3.15.

Particularităţile protecţiei împotriva punerilor la pământ monofazate Curenţii capacitivi de punere la pământ, în cazul unor puneri la pământ în

statorul generatorului, au valori ridicate şi există pericolul apariţiei arcului electric. S-a propus drept valoare admisibilă a curentului de defect (1÷1,5)A.

I

+

~ I

+

+

I

GS

S I

TR

~

I

+

GS

S I

TR

69


Funcţionarea protecţiei împotriva punerilor la pământ monofazate se bazează: pe controlul tensiunii de secvenţă homopolară; pe controlul, în curent continuu, a rezistenţei de izolaţie a înfăşurării statorice; pe controlul curentului de armonica a treia; care circulă între punctul neutru al generatorului şi pământ.

În fig. 3.16 este reprezentată o schemă de protecţie în curent continuu şi controlul deplasării potenţialului punctului neutru al generatorului.

Fig. 3.16. Protecţia împotriva punerilor la pământ monofazate, pentru bloc GT, cu alimentarea în curent continuu

Transformatorul TT şi releul maximal de tensiune 1 măsoară deplasarea

potenţialului punctului neutru al generatorului şi pot asigura protejarea a cca. 85% din înfăşurarea statorică (zona moartă reprezintă 15%).

Pentru o punere la pământ monofazată la bornele generatorului, tensiunea la bobina releului 1 are valoarea maximă:

1r maxU 100V .

Tensiunea de secvenţă homopolară maximă poate fi:

G

max n

n0

UU

3 fU , (3.30)

unde: UnG – tensiunea nominală a generatorului; Ufn – tensiunea nominală pe faze.

Raportul de transformare al TT este:

nfTT

Un

100 / 3 , (3.31)

şi deci tensiunea nominală la bornele releului va fi:

1

R S T max 0 maxr max

TT TT

U U U 3UU

n n

100V , (3.32)

I

+

GSTT2

K

Semnal

2

+

1 U> R2

R1 TT +

C

– TT

R3

a

70


Valoarea de pornire a tensiunii releului 1 se alege Upr = 15V şi deci, apare justificată afirmaţia existenţei unei zone moarte de 15%.

Între priza de pământ şi primarul TT se intercalează condensatorul C, căruia i se aplică tensiunea redresată de puntea Rd, alimentată de transformatorul auxiliar TTa. În serie cu primarul lui TTa se leagă releul de curent 2, al cărui curent de acţionare poate fi reglat. În regim normal de funcţionare condensatorul C are rolul unui întrerupător în circuitul punţii Rd şi releul 2 nu este acţionat. La un defect monofazat, de exemplu în K, se crează prin pământ un circuit închis pentru curentul redresat, creşte curentul absorbit de primarul lui TTa şi ca urmare releul 2 acţionează. Acţionarea este asigurată indiferent de apropierea punctului K faţă de neutru, deci protecţia înfăşurărilor generatorului este integrală.

3.9. Tendinţe în protecţia blocurilor generator transformator În centralele termoelectrice echipate cu surse de puteri unitare mari, sistemul

de funcţionare în bloc se extinde, atât la elementele de pe partea electrică, cât şi la cele de pe partea mecanică. Se discută tot mai frecvent de ansamblul cazan-turbină-generator-transformator şi servicii interne aferente. În aceste condiţii, interdependenţa dintre instalaţiile de protecţie aferente elementelor blocului devine tot mai strânsă, iar condiţiile privind selectivitatea şi siguranţa în funcţionare tot mai severe. Sistemelor de protecţie le revine sarcina de a sesiza defectele şi regimurile anormale, de a elabora deciziile de deconectare de la sistem în cazul unui defect, de a ierarhiza comenzile de declanşare (numai la generatorul, sau numai blocul G-T, sau oprirea generală a tuturor elementelor care compun blocul, inclusiv cazanul). Toate funcţiile enumerate ţin seama de intercondiţionările şi restricţiile tehnice de funcţionare (valori limită admisibile, viteze de variaţie impuse parametrilor controlaţi etc.).

De exemplu, PDL a generatorului transmite, simultan cu comanda de declanşare a întrerupătorului blocului, comanda pentru oprirea turbinei, urmată de întreruperea alimentării cu combustibil a cazanului.

Protecţia turbinei împotriva creşterii turaţiei comandă în acelaşi timp şi declanşarea întrerupătorului generatorului de bloc.

La trecerea accidentală a generatorului în regim de motor, protecţia va comanda temporizat în (2÷5) secunde declanşarea, acest lucru fiind condiţionat de funcţionarea protecţiei tehnologice sau de închiderea ventilului de închidere rapidă (VIR) pentru admisia aburului în turbină.

În cazul unei defecţiuni în circuitele de comandă ale VIR protecţia comandă temporizat, cu cea de-a doua treaptă (10÷20) secunde, declanşarea necondiţionată a blocului.

În fig. 3.17 este reprezentată schema pentru coordonarea protecţiilor electrice şi termomecanice în cazul unui grup turbină-generator.

71


72

Protecţii termodinamice

turbină

Protecţii termodinamice

generator

Oprire

turbină

Fig. 3.17. Schema pentru coordonarea protecţiilor electrice şi termomecanice în cazul unui grup turbină-generator

În prezent, sunt frecvent utilizate protecţiile realizate prin mijloace de calcul

numeric. Acestea pot funcţiona atât pe baza transpunerii principiilor de acţionare ale protecţiilor cu echipamente clasice, cât şi pe baza unor principii specifice de funcţionare.

Decl. întrerupt. bloc Decl. într. SI 6kV secţia A

Decl. într. SI 6kV secţia B

VIR închis Clapete reţinere închise

30 ÷ 180s

Protecţia de putere inversă

Protecţii electrice generator care

declanşează turbina

10 ÷ 20s 2 ÷ 5s

Buton avarie generator

Relee ieşire protecţii electrice generator

Declanşare voită T-G

Excitaţie G

Cap. IV. Protecţia liniilor electrice

CAPITOLUL IV. PROTECŢIA LINIILOR ELECTRICE

4.1. Tipuri de protecţii prevăzute

Problema protecţiei liniilor electrice este mai complicată decât a

echipamentelor din centrale şi staţii deoarece tipul şi schema protecţiei adoptate depind de un număr mare de factori, dintre care menţionăm:

configuraţia reţelei (radială, buclată, complexă, cu staţii în derivaţie, cu linii paralele);

importanţa linie în cadrul sistemului electric; modul de tratare a neutrului; influenţa defectelor asupra stabilităţii sistemului; construcţie aeriană sau în cablu; posibilitatea declanşărilor monofazate sau trifazate; existenţa sau absenţa dispozitivelor RAR. În cazul liniilor, problema deteriorării în urma defectelor nu se pune la fel ca

la echipamentele din centrale şi staţii. Rolul protecţiei liniilor este de a reduce la minimum influenţa defectelor asupra funcţionării restului sistemului.

Dintre factorii enumeraţi mai sus, configuraţia reţelei are importanţa cea mai mare în alegerea tipului şi schemei protecţiilor adoptate. Cu toate acestea, normativele în vigoare recomandă tipurile de protecţie pentru linii în raport cu modul de tratare a neutrului, astfel:

a. Protecţia liniilor din reţelele cu neutrul legat direct la pământ: 1. Protecţia maximală de curent se va utiliza:

73


la linii de 110 kV radiale, ca protecţie de bază şi rezervă; ca protecţie de rezervă la linii care au ca protecţie de bază o singură protecţie

de distanţă. 2. Protecţia de distanţă se recomandă:

la liniile de 110 kV cu alimentare bilaterală, ca protecţie de bază; la linii radiale de 110 kV, ca protecţie de bază dacă protecţia maximală de

curent nu îndeplineşte condiţiile de rapiditate şi sensibilitate; la liniile radiale de 220÷400 kV, ca protecţie de bază.

3. Protecţia de distanţă cu canal de transmisie este indicată pentru: liniile de 220÷750 kV (cu excepţia celor radiale), la care protecţia de bază

este asigurată de câte două protecţii de distanţă la fiecare extremitate cu canal de transmisie între protecţii omoloage;

linii de 110 kV, la care, din considerente de stabilitate dinamică, defectele trebuie eliminate rapid.

3. Protecţia maximală de curent homopolar, la linii de 220÷750 kV, ca protecţie de rezervă a protecţiilor de distanţă cu canal de transmisie.

4. Protecţia comparativă direcţională, ca protecţie de rezervă a liniilor de 110 kV prevăzute cu protecţie de distanţă şi canal de transmisie.

5. Protecţia comparativă de fază şi protecţia diferenţială longitudinală se recomandă pentru liniile de 220÷750 kV şi la liniile de 110 kV la care defectele trebuie eliminate rapid.

6. Protecţia diferenţială transversală se recomandă pentru liniile de 110 kV cu dublu circuit.

7. Protecţia minimală de tensiune se montează la extremitatea dinspre consumator a limiilor de 110 kV cu derivaţii, pentru funcţionarea corectă a instalaţiei RAR. 8. Protecţia maximală de tensiune se recomandă pentru linii de 400 kV sau linii de 220 kV pentru eliminarea supratensiunilor de rezonanţă.

9. Protecţia împotriva suprasarcinii se recomandă pentru liniile în cablu. b. Protecţia liniilor din reţelele cu neutrul legat la pământ prin

rezistenţă: Protecţia maximală de curent. Protecţia maximală de curent homopolar. Protecţia de distanţă şi protecţia diferenţială. Protecţia împotriva suprasarcinii. c. Protecţia liniilor din reţelele cu neutrul izolat sau legat la pământ prin

bobină de compensare: Protecţia maximală de curent, pentru linii radiale. Protecţia maximală de curent direcţională pentru linii cu alimentare

bilaterală. Protecţia de distanţă. Protecţia de distanţă cu canal de transmisie. Protecţia diferenţială longitudinală. Protecţia diferenţială transversală. Protecţia maximală de curent de secvenţă inversă.

74


Protecţia maximală de tensiune homopolară. Protecţii selective împotriva punerilor la pământ simple. Protecţia împotriva suprasarcinii. În continuare sunt prezentate protecţiile liniilor electrice grupate pe tipuri de

protecţii.

4.2. Protecţia liniilor radiale

Reţelele radiale sunt reţelele cu configuraţia cea mai simplă şi selectivitatea se poate obţine prin metode simple:

- prin eşalonarea temporizărilor crescător de la consumatori spre sursă, pentru protecţiile temporizate;

- prin desensibilizarea în raport cu defectele produse pe elementele următoare, spre consumatori, pentru protecţiile rapide.

Liniile radiale se prevăd cu următoarele tipuri de protecţii: 1. secţionarea de curent rapidă (netemporizată), împotriva scurtcircuitelor

polifazate şi a dublelor puneri la pământ; 2. secţionarea homopolară rapidă şi protecţia maximală de curent

homopolară temporizată, împotriva punerilor la pământ monofazate, respectiv a scurtcircuitelor monofazate;

3. secţionarea de curent temporizată şi protecţia maximală de curent temporizată, ca protecţie de rezervă, împotriva defectelor polifazate;

4. protecţii de distanţă rapide pentru linii radiale importante; 5. protecţii diferenţiale şi comparative pentru linii radiale în cablu, de

importanţă mare. 4.2.1. Secţionarea de curent rapidă Se consideră linia radială cuprinsă între barele A şi B din fig. 4.1, pentru care

se trasează curba de variaţie a curenţilor de scurtcircuit în regim stabilizat.

~

K

2

SE

B A

1

I

+

TRIsc

Ipp

Ipp Zonă activă Zonă moartă I”sc max K

Regim maximRegim minim

TC

Fig. 4.1. Diagrama curenţilor de scurtcircuit şi schema de principiu a secţionării rapide

Curentul de pornire al protecţiei se calculează cu relaţia:

75


''max Kscsigpp IKI , (4.1)

unde: Ksig = 1,2÷1,5 I”

sc max K – valoarea supratranzitorie a componentei periodice a curentului de scurtcircuit trifazat, în regim maxim de funcţionare, la un defect în capătul zonei protejate (în punctul K), la capătul opus sursei.

Alegerea curentului de pornire după (6.1) conduce la apariţia unei zone în care protecţia nu lucrează, numită zonă moartă, a cărei lungime este dependentă de regimul de funcţionare al liniei. Se consideră că secţionarea de curent netemporizată este eficientă dacă lungimea zonei active reprezintă cel puţin 30% din lungimea zonei protejate. Defectele din zona moartă a secţionării vor fi lichidate, cu temporizare, de către protecţia de rezervă a liniei. Fiind selectivă prin alegerea curentului de pornire, secţionarea nu necesită temporizări. Ea se realizează, de regulă, cu două transformatoare de curent, ce alimentează două relee, deoarece în reţelele cu curenţi mici de punere la pământ, nu este necesară acţionarea la declanşare în cazul punerilor la pământ monofazate, iar în reţelele cu curenţi mari de punere la pământ se prevede o protecţie separată.

4.2.2. Secţionarea de curent temporizată

Este o protecţie maximală de curent temporizată, folosită în locul secţionării rapide, atunci când aceasta nu protejează cel puţin 20% din lungimea liniei. Secţionarea temporizată se poate folosi şi împreună cu secţionarea netemporizată, pentru a reduce defectele din zona moartă a secţionării netemporizate.

Curentul de pornire se determină din condiţia de desensibilizare în raport cu curentul de scurtcircuit exterior I”

sc max K1, în regim maxim de funcţionare, pentru un defect la capătul opus al elementului imediat următor celui protejat, spre consumatori, fig. 4.2.

1''

max Kscsigpp IKI . (4.2) ++

~

PTR

I1

I

SE TR

I”sc max

Ipp

Ipp

Isc Regim Regim

K1

I2 3

L

T1

2

TC

taPT

l

l

ta1Δt

ta

Fig. 4.2. Schema de principiu a secţionării de curent temporizate

76


În cazul considerat (linie plus transformator), zona de lucru acoperă integral lungimea liniei L, atât în regim maxim cât şi în regim minim şi poate constitui şi protecţie de rezervă pentru o porţiune din înfăşurările transformatorului.

Pentru asigurarea selectivităţii protecţiei, se adoptă un timp de acţionare ta1, superior cu o treaptă Δt valorii de acţionare taPTR a protecţiei de bază a transformatorului TR.

ttt aPTRa 1 . (4.3) 4.2.3. Protecţia maximală de curent temporizată Se poate realiza ca o protecţie cu caracteristică de timp independentă de

curentul de scurtcircuit sau ca o protecţie cu caracteristica de timp dependentă de curentul de scurtcircuit.

Protecţia maximală cu caracteristică independentă are schema electrică de principiu şi diagrama timpilor de acţionare reprezentată în fig. 6.3.

(4,5,6) + +

~ I1

I

SE K1 I2

A

I 1 3

ta

(1,2,3)

l

TC

I

+

2

B C

B1

B2 B3 B4

K2 K3

(7,8,9)

ZmZ1

~

+ 10

1 I

C4

M

Decl.

0,15s

t3 = t6 + Δt

0,15s 0,15s t10 = 0,1s

t6 = t9 + Δt t9 = t10 + Δt

0

Fig. 4.3. Protecţia maximală de curent temporizată, cu caracteristică independentă

Protecţia este introdusă ca o completare a secţionărilor netemporizate realizate

cu releele 1,4 şi 7. Deoarece reprezentarea grupurilor de relee 1, 4, 6 şi 7, 8, 9 este identică cu reprezentarea grupului 1, 2, 3, în fig. 6.3 s-a făcut numai reprezentarea grupului 1, 2, 3.

În zonele de acţionare ale secţionărilor netemporizate, reprezentarea de releele 1, 4 şi 7, defectele sunt lichidate rapid (punctele A, B şi C din figură). În zonele moarte, acestea vor fi lichidate cu temporizările t9, t6, respectiv t3, crescătoare în trepte, de la consumator (t10 ≈ 0,1 secunde, pentru protecţia de bază a motorului M) spre sursă.

Protecţia maximală cu caracteristică dependentă are schema electrică de principiu şi diagrama timpilor de acţionare reprezentată în fig. 4.4.

77


I

Δt

~

SE

K1

B1

K2K3

ta1A

3 I

1 I 1/I A B

B3B2 I2 I

1/I

3 I

ta1B2 ta2B3

ta2B

Δt

l

Fig. 4.4. Protecţia maximală de curent temporizată cu caracteristică dependentă

Protecţia este realizată cu relee de curent care funcţionează pe principiul

inducţiei, cu caracteristică dependentă şi includ şi o secţionare rapidă. Datorită caracteristicii dependente, timpul de acţionare al protecţiei scade pe măsura apropierii de sursă. De exemplu, în zona de acţionare a secţionării rapide, pentru L1, timpul de acţionare este ta1A = 0,1 secunde şi creşte pentru un defect pe bara B2, la valoarea:

ttt AaBa 121 , (4.4) cu Δt = 0,5 secunde.

Asrfel, rezultă temporizări mai mici decât în cazul protecţiei maximale de curent cu caracteristică independentă.

Protecţiile maximale cu caracteristică dependentă folosesc relee de inducţie relativ complicate. În plus, nu permit luarea în consideraţie a influenţei regimului de funcţionare (maxim sau minim), care modifică esenţial aspectul diagramei curenţilor de scurtcircuit şi lungimea zonei de eficacitate a secţionării rapide.

4.2.4. Protecţia liniilor radiale împotriva defectelor monofazate la pământ

În reţelele cu curenţi mici de punere la pământ, cu neutrul izolat sau legat la pământ prin bobina de stingere, se instalează protecţii selective împotriva defectelor monofazate la pământ, şi anume:

protecţii maximale de curent homopolare (realizate cu FCSH sau TSH); protecţii direcţionale homopolare. Protecţiile maximale de curent homopolare se desensibilizează în raport cu

curentul capacitiv Ic al liniei protejate, care circulă prin locul de instalare al protecţiei, la defecte pe alte linii învecinate.

În cazul în care coeficientul de sensibilitate al protecţiei maximale nu este corespunzător (Ksens < 1,5), se prevăd protecţii direcţionale homopolare, realizate

78


cu relee direcţionale. Acestea se alimentează cu o tensiune proporţională cu tensiunea homopolară, obţinută la bornele secundarului în triunghi deschis al unui TT, alimentat cu tensiunea pe bare şi cu un curent proporţional cu componenta de secvenţă homopolară, de la un FCSH, instalat pe linia protejată.

Se utilizează, de asemenea, dispozitive pentru protecţia selectivă împotriva punerilor la pământ în reţelele cu neutrul izolat sau compensat, care detectează linia defectă după conţinutul de armonici superioare din curentul homopolar. Aceste armonici se datoresc saturaţiei miezului transformatorului şi apariţei arcului electric în punctul de defect.

Un alt principiu utilizat, este controlul defazajului dintre curentul şi tensiunea homopolară, în prima semiperioadă a regimului tranzitoriu.

Acest defazaj este nul pentru linia defectă şi are valoarea de 180° pentru liniile sănătoase.

În reţelele cu curenţi mari de punere la pământ, cu tensiuni nominale Un ≥ 110 KV, care au neutrul legat direct la pământ, valoarea curentului de punere la pământ a unei faze poate fi mai mare decât valoarea curentului de scurtcircuit trifazat. Ca protecţii de bază ale liniilor componente, se pot prevedea secţionări de curent homopolare şi protecţii de distanţă rapide, iar ca protecţii de rezervă se instalează protecţii maximale de curent homopolare, temporizate.

4.3. Protecţia de distanţă a liniilor electrice Liniile de interconexiune de 110 KV şi 220 KV se prevăd obligatoriu cu o

protecţie de distanţă, ca protecţie de bază împotriva scurtcircuitelor între faze şi a scurtcircuitelor monofazate la pământ.

Aşa cum s-a arătat şi în capitolul 3, utilizarea protecţiei de distanţă constituie o posibilitate de a stabili cu precizie locul în care s-a produs defectul, în raport cu locul în care s-a montat protecţia.

În fig. 4.5 este prezentată schema bloc a unei protecţii de distanţă.

ED

EM

ET

EP

BL

EE

DBC

U, I

Fig. 4.5. Schema bloc a unei protecţii de distanţă

Elementul de pornire EP este un releu maximal de curent sau un releu de impedanţă minimă. Acesta asigură pornirea protecţiei şi este cu acţiune instantanee. Elementul de măsură EM a impedanţei, măsoară cu precizie impedanţa şi prin aceasta distanţa până la locul de defect. Prin intermediul

79


elementului de temporizare ET se introduce dependenţa timpului de acţionare ta de valoarea impedanţei măsurate ta = f(U/I). Această dependenţă se introduce din motive de selectivitate. Tot din motive de selectivitate se utilizează elementul direcţional ED. Blocul logic BL stabileşte dacă sunt îndeplinite condiţiile de funcţionare ale protecţiei în acord cu informaţiile primite de la dispozitivul de blocare şi coordonare DBC a funcţionării protecţiei, cu alte sisteme de protecţie sau automatizate (de exemplu protecţia de distanţă nu trebuie să funcţioneze la apariţia pendulaţiilor în reţeaua din care fac parte linia protejată). Mărimea de comandă se obţine la ieşirea blocului de execuţie EE.

4.3.1. Principiul de funcţionare al unui releu de impedanţă minimă Fie structura de tip balanţă electromagnetică reprezentată în fig. 6.6, ale cărei

bobine de curent BI şi de tensiune BU sunt alimentate prin intermediul TC şi TT, cu curentul I al liniei protejate şi cu tensiunea U pe barele staţiei unde este montată protecţia de distanţă.

U

TT

TC

K

MU BI

BU

MI

+

Ir

R S TI

Ur l

Fig. 4.6. Releu de impedanţă tip balanţă electromagnetică Curentul Ir şi tensiunea Ur , aplicate releului de tip balanţă, au expresiile:

TCr

II

;

TTr

UU

; (4.5)

unde: ηTC şi ηTT – rapoartele de transformare ale transformatorului de curent şi respectiv transformatorului de tensiune.

Dacă se neglijează acţiunea resortului antagonist şi cuplurile de frecare, releul îşi va închide contactele atunci când cele două cupluri MI şi MU, dezvoltate prin intermediul braţelor pârghiei, de către bobinele BI şi BU, vor satisface relaţia:

IU MM , (4.6)

80


sau

, (4.7) 21

22 rr IKUK

unde: K1 şi K2 – coeficienţii de proporţionalitate.

Din (6.5) şi (6.7) rezultă:

prr

rr Z

K

K

I

UZ

2

1 , (4.8)

unde: Zr – impedanţa măsurată de releu; Zpr – numită impedanţa de pornire a releului.

Condiţia Zr ≤ Zpr arată că acţionarea releului are loc în interiorul unui cerc de rază Zpr , reprezentat în fig. 4.7, care se numeşte caracteristică de acţionare a releului de minimă impedanţă. Caracteristica de acţionare circulară cu centrul în origine este cea mai simplă caracteristică de acţionare.

Zr ≤

Zpr

Zr

jX

RO

Fig. 4.7. Caracteristica de acţionare a releului de minimă impedanţă

Pentru a arăta posibilitatea localizării defectului prin măsura impedanţei se consideră, fig. 4.6, un scurtcircuit metalic bifazat între fazele R şi S, în punctul K, la distanţa l de bare. În această situaţie tensiunea Usc la locul de instalare a protecţiei (lângă barele staţiei) va fi:

scsclsc lIZIZU 122 , (4.9) unde: 2Zl – este impedanţa buclei de defect prin care circulă curentul Isc; Z1 – este impedanţa specifică a liniei pe unitatea de lungime (Ω/km).

În condiţii de scurtcircuit

lKlZI

U

I

UZ

TT

TC

TT

TC

sc

scKr

Kr

r

12 (4.10)

unde: Ur

K – tensiunea aplicată releului, la scurtcircuit; Ir

K – curentul aplicat releului, la scurtcircuit.

Din relaţia (4.10) se constată că impedanţa Zr, măsurată de releu, este proporţională cu distanţa l la defect, din acest motiv protecţia se mai numeşte şi protecţia de distanţă.

81


4.3.2. Caracteristici de acţionare pentru releele de impedanţă Caracteristicile de acţionare ale releelor de impedanţă, utilizate ca elemente de

pornire şi elemente de măsură a impedanţei, sunt reprezentate prin curbe închise în planul (R, jX), situate în cele mai multe cazuri în primul cadran.

Se utilizează caracteristici continue, curbe închise, care sunt de fapt conice de tipul elipsei şi caracteristici discontinue (cu discontinuităţi de speţa întâi, de tipul poligoanelor convexe).

Caracteristici continue

Se consideră ecuaţia generală a unei elipse, cu centrul în originea sistemului

de coordonate r, x şi cu axa mare suprapusă cu axa absciselor:

12

2

2

2

b

x

a

r (4.11)

Prin rotirea sistemului de axe r, x cu unghiul ψ şi translarea cu X0 şi R0 faţă de sistemul de coordonate (R, jX), elipsa de ecuaţie (6.11) se poate poziţiona oricum în planul R, jX, fig. 4.8, rezultând:

ψsinψcos 00 RRXXx , (4.12)

. (4.13) cosψsinψ 00 RRXXr

Prin urmare, faţă de noile axe R, X, ecuaţia elipsei va fi dată de expresia:

0sin2ψ

ψcosψsinψcosψsin2222

00

222220

222220

babaXXRR

abXXbaRR (4.14)

Ecuaţia (4.14) poate fi particularizată, pentru diverse poziţii şi forme ale

elipselor, putând rezulta şi caracteristici circulare şi drepte.

Ψ C X0

R0 0

Zpr

K

K K’ K’

φ

jX

R

Fig. 4.8. Translarea şi rotirea axelor Fig. 4.9. Caracteristica releului de

R

jX

r

Ψ

X0

X

r

R0 R

A(X, r)

X

x

în planul (R, jX) impedanţă generalizată în planul (R, jX)

82


Deoarece în realizările practice, cel mai frecvent, se utilizează caracteristica de formă circulară, consideraţiile ce urmează se vor face cu referire la aceste caracteristici.

În fig. 4.9 este reprezentată o caracteristică circulară cu centrul în punctul C (R0, X0). Ecuaţia caracteristicii este:

220

20 KXXRR , (4.15)

unde: R0 şi X0 – coordonatele centrului; K – este raza cercului.

Construind diametrul care trece prin origine rezultă unghiul ψ şi segmentul K’, coordonatele centrului exprimate în funcţie de noile variabile vor fi:

cos1cos1c'

'0

K

K

KKosKKR (4.16)

inKinK

KKKKX s1s1sin

''

0

. (4.17)

unde:

K

K '

.

În cazul caracteristicii analizate, impedanţa de pornire |Zpr| nu mai este constantă, ca în cazul (4.8), fig. 4.7, ci valoarea sa depinde de argumentul φ al vectorului Zpr. Pentru dependenţa Zpr = f (φ) rezultă expresia:

-sin11cos1 2KZ pr (4.18)

Dacă se dezvoltă parantezele din ecuaţia cercului C(R0, X0) dată de (4.15), înmulţind ambii membrii cu I2 şi comparând cu relaţia (4.18), rezultă:

02ss12coscos12 222 KIininUIKUIKU (4.19) unde:

U2=Z2I2; (η-2) < 0; UIcosφ = P, puterea activă; UIsinφ = Q, puterea reactivă. Revenind în relaţia (6.19) obţinem:

022 QKPKUKIK QPui , (4.20)

cu: 22 22 KKKi ;

; 1uK ψcos12 KKP ; sinψ12 KKQ .

Expresia (4.20) are semnificaţia unei sume algebrice de patru cupluri (sau în particular de patru curenţi, tensiuni sau fluxuri).

83


Prin alegerea corespunzătoare a coeficienţilor în ecuaţia generală a cercului din (4.15) sau a coeficienţilor din (4.20), se pot obţine caracteristici particulare în planul impedanţelor (R, jX) sau al admitanţelor (G, jB).

Caracteristici discontinue

Deoarece este vorba despre sisteme realizabile din punct de vedere fizic, se

vor lua în considerare caracteristicile care prezintă discontinuitate de speţa întâi şi anume numai cele formate din însumarea pe porţiuni a unor drepte – caracteristici poligonale.

În planul R, jX ecuaţia caracteristicii poligonale este dată de relaţia:

KK RRR

n

aKK XRtgX

11

ψ , (4.21)

unde semnificaţiile mărimilor ce intervin sunt ilustrate în fig. 4.10.

Ψ4xa1

R2

R1R3x4

R4Ψ1 Ψ3

xa4

x1

2

3 Ψ2

xa3

x3

xa2x2

1

4

R

jX

Fig. 4.10. Caracteristica poligonală formată din 4 trepte

Caracteristicile de acţionare pentru protecţiile de distanţă fiind întotdeauna închise, rezultă condiţia suplimentară:

11 RRn . (4.22) Punctul de început al caracteristicii, care determină pe R1 este pur

convenţional, iar ψK este definit la abscisa şi ordonata la limitele intervalelor. Fiind date aceste limite relaţia (6.21) se mai poate scrie:

)()(1

111

2121XXX

RRRKK

KKKKKK

RR

XRXRXXRX

(4.23)

Se poate obţine o caracteristică poligonală prin schimbarea pantei unei drepte

dacă valorile uneia din variabile (de exemplu R) iese din mulţimea de valori admisă. Această logică se reduce la o comparaţie de tipul:

KXX sup/inf (4.24)

84


Caracteristici mixte

Caracteristicile mixte se obţin din combinarea a două sau mai multor

caracteristici continue sau discontinue. În fig. 4.11 a, b sunt reprezentate două caracteristici mixte rezultate prin intersecţia a două cercuri şi respectiv a unei elipse cu un cerc.

R

jX

O2(R02,X02)

O1(R01,X01

Ψ1 Ψ2

Ψ1

O2(R02,X02)

O1(R01,X01Ψ2 R

jX

Fig. 4.11. Caracteristici mixte 4.3.3. Alegerea formei caracteristicilor de acţionare în funcţie de

comportarea în condiţii reale Folosirea unor relee de impedanţă, cu caracteristici de acţionare diferite de

caracteristica circulară cu centrul în origine, trebuie făcută în legătură cu comportarea în condiţii reale de exploatare, considerând influenţa arcului electric asupra impedanţei măsurate şi regimul de suprasarcină.

φsuprφsc

B’ RarcB

ZtB = ZscB + ZsuprC

ZscB

Zsc

RarcA

M

NZtC

B

jX

R

12

B’A

C

Z L

B

Fig. 4.12. Diagrama fazorială a impedanţelor în planul (R, jX) la un defect cu

arc electric

85


1. Influenţa rezistenţei arcului electric este pusă în evidenţă în fig. 4.12. S-a considerat linia L cuprinsă între staţiile A şi B, protecţia de impedanţă fiind instalată în staţia A. Protecţia de impedanţă trebuie să protejeze teoretic linia L. Vectorul impedanţă Zsc face un unghi cuprins între 60° şi 80° cu axa OR, în funcţie de tipul scurtcircuitului. Dacă se adaugă rezistenţa arcului electric Rarc, impedanţa totală de defect Zt este:

arcsct RZZ (4.25) Pentru situaţiile particulare când scurtcircuitul are loc în A, în B sau în C,

rezultă:

Aarct RZA ,

BarcBscBt RZZ , (4.26)

CarcCscCt RZZ ,

astfel că, extremitatea vectorului Zt descrie suprafaţa patrulaterului ABMN, numit patrulater de defect.

Dacă defectul are loc fără arc electric, limita zonei de acţionare a protecţiei este dată de modulul lui Zsc B, care este şi raza caracteristicii de acţionare 1. În cazul apariţiei unui defect în B, însoţit de arc electric, releul va măsura

tBZ > prscB ZZ şi protecţia nu va acţiona, cu toate că defectul s-a produs în zona

protejată. Pentru ca protecţia să acţioneze la defect în B, însoţit de arc electric, ar fi

necesară mărirea razei caracteristicii de acţionare la tBZ obţinându-se

caracteristica 2. Acest lucru ar putea însă determina funcţionări neselective ale protecţiei, la

apariţia unor scurtcircuite situate la limita zonei protejate şi neînsoţite de arc electric (porţiunea BB’).

Caracteristica ideală, din punctul de vedere al influenţei arcului electric, este caracteristica de forma patrulaterului de defect.

Se consideră că o caracteristică de acţionare este, cu atât mai bună, cu cât aria acesteia acoperă mai bine aria patrulaterului de defect, iar diferenţa dintre cele două arii este cât mai mică. Din acest punct de vedere caracteristicile de acţionare discontinue, de tip patrulater şi cele eliptice, fig. 4.13, sunt considerate cele mai apropiate de caracteristica ideală.

patrulater de defect

elipsă

R

jX

Fig. 4.13. Caracteristica de acţionare eliptică

86


2. În legătură cu comportarea la suprasarcini se pot face următoarele consideraţii: la funcţionarea cu un factor de putere ridicat, Zsupr se găseşte în apropierea axei reale, fig. 4.12. Pentru linii scurte, la care curentul de scurtcircuit la limita zonei protejate este sensibil mai mare decât cel de suprasarcină, rezultă Zsupr >Zsc=Zpr şi protecţia nu acţionează greşit.

În cazul liniilor lungi şi puternic încărcate, curentul de scurtcircuit la limita zonei protejate poate fi egal sau chiar mai mic decât cel de suprasarcină, rezultând Zsupr ≤ Zsc=Zpr şi în consecinţă poate avea loc o acţionare greşită a protecţiei la suprasarcină.

Evitarea unor asemenea acţionări se realizează, prin folosirea unor relee cu caracteristici ce permit deosebirea defectelor de suprasarcini, nu numai prin modulul vectorului impedanţă, ci şi prin argumentul lui. Din fig. 4.12 se observă că utilizarea unei caracteristici circulare cu centrul în origine nu permite acest lucru. O caracteristică convenabilă pentru a deosebi regimul de suprasarcină de cel de scurtcircuit, ar fi caracteristica de tipul patrulaterului de defect.

În urma analizelor făcute în diverse lucrări de specialitate se desprinde drept principală concluzie că, utilizarea unor caracteristici de acţionare circulare cu centrul în origine, poate duce la acţionări false ale protecţiei de impedanţă, în cazul apariţiei regimului de pendulaţii.

De regulă, împotriva acţionărilor greşite la pendulări, a protecţiei de distanţă, se folosesc sisteme de blocare a funcţionării pe durata acestui regim.

4.3.4. Principii de realizare a releelor de impedanţă

Realizarea elementelor de măsurat impedanţa se bazează pe transformarea ecuaţiei caracteristicii de acţionare, astfel încât să se obţină scheme cu comportarea amplitudinilor sau compararea fazelor.

A. Relee de impedanţă funcţionând pe principiul comparării amplitudinilor

Constructiv aceste relee pot fi realizate cu elemente sensibile dinamice (cu circulaţia curenţilor, echilibrarea tensiunilor şi comparaţia fluxurilor) sau cu elemente statice.

Relee dinamice cu circulaţia curenţilor

Releele dinamice cu circulaţia curenţilor sunt realizate după schema electrică de principiu din fig. 4.14, în care FF1 şi FF2 sunt formatoare de funcţii, Rd1 şi Rd2 sunt punţi redresoare, ES este elementul sensibil (în general un releu electrodinamic), iar Ra1 şi Ra2 sunt rezistenţe de reglaj.

87


FF2

U

E2

ES

Ra RaRd1 Rd2

FF1

E1

I

Ir2Ir1

Fig. 4.14. Schema de principiu a releului dinamic cu circulaţia curenţilor

La intrarea formatoarelor de funcţii se aplică mărimile U şi I, proporţionale cu

tensiunea, respectiv curentul din bucla de defect, iar la ieşire se obţin mărimile complexe E1 şi E2, combinaţii liniare ale curentului şi tensiunii, de forma:

IKUKE 211 , IKUKE 432 , (4.27)

unde: K1, K2, K3, K4 – sunt coeficienţi complecşi.

Elementul sensibil ES acţionează numai când este îndeplinită condiţia:

21 EE , (4.28)

respectiv când Ir2 > Ir1, deci atunci când curentul prin releu are semnul lui Ir2. Considerând cazul particular

032 KK , (4.29) relaţiile (4.27) devin:

UKE 11 , IKE 42 . (4.30)

Condiţia de acţionare (4.28) se scrie: IKUK 41 , (4.31)

iar pentru cazul coeficienţilor reali K1 = K1 şi K4 = K4 relaţia (4.31) devine:

IKUK 41 sau 1

4

K

K

I

U (6.32)

Dar raportul U/I este tocmai impedanţa măsurată de releu, Zr,

1

4

K

KZZ prr , (4.33)

unde: Zpr – impedanţa de pornire a releului.

Relaţia (4.33) reprezintă în planul (R, jX) un cerc cu centrul în origine, de rază Zpr.

88


Relee dinamice cu echilibrarea tensiunilor

În fig. 4.15 este reprezentată schema electrică de principiu a unui releu dinamic cu echilibrarea tensiunilor în care FF1, FF2, Rd1, Rd2 şi ES au aceleaşi semnificaţii ca în schema din fig. 6.14. Rezistenţele R1 şi R2 permit închiderea unor curenţi, debitaţi de punţile redresoare.

FF1

U I

E2

ESRd1 Rd2

Ur1

Ir Ur2

R1 R2

E1

FF2

Fig. 4.15. Schema de principiu a releului dinamic cu echilibrarea tensiunilor

Mărimile E1 şi E2, de la ieşirea formatoarelor, sunt date de (4.27), iar la ieşirea punţilor redresoare se obţin tensiunile Ur1 şi Ur2. Pentru situaţia Ur1 ≤ Ur2, curentul Ir prin bobina releului are sensul figurat şi releul acţionează. Caracteristica de acţionare obţinută în acest caz este de forma (6.33) în situaţia aceloraşi consideraţii particulare.

Relee dinamice cu comparaţia fluxurilor

În fig. 4.16 este reprezentată schema electrică de principiu a releului dinamic cu comparaţia fluxurilor. Acesta utilizează ca element sensibil ES un releu diferenţial, care acţionează atunci când fluxul creat de bobina B1 este mai mare decât fluxul creat de bobina B2

21 BB . (4.34)

FF1

FF2

U

E2

ES

Rd1 Rd2

I1 I2

B1 B2

E1

I

Fig. 4.16. Schema de principiu a releului dinamic cu comparaţia fluxurilor

89


În condiţia (4.28), pentru cazul particular (4.30), fluxurile ΦB1 şi ΦB2 vor fi proporţionale cu curenţii I1 şi I2, de la ieşirea punţilor redresoare şi în final, se obţine condiţia de acţionare (4.33).

În toate cele trei cazuri discutate s-a considerat că formatoarele de funcţii sunt liniare şi realizează, în general, combinaţii de forma (4.27), iar în particular de forma (4.30). În cazul particular (4.30), se pot utiliza ca formatoare de funcţii liniare, pentru curent – un transformator de curent, iar pentru tensiune – un transformator de tensiune.

Caracteristica de acţionare a releelor analizate, în cazul particular (4.30), este un cerc cu centrul în originea sistemului R, jX, având raza egală cu Zpr (vezi fig. 4.7).

Dacă în relaţiile (4.27) se consideră K3 = 0, rezultă: IKUKE 211 ,

IKE 42 . (4.35) Păstrând condiţia de acţionare (4.28), se poate obţine o caracteristică de

acţionare circulară cu centrul poziţionat oriunde în planul R, jX. Condiţia de acţionare se scrie:

IKIKUK 421 , (4.36)

care prin împărţirea cu K1I conduce la

1

4

1

2

K

K

K

K

I

U . (4.37)

Considerând: K1 = K1 şi K4 = K4

01

2 ZK

K , R

K

K

1

4 , (4.38)

se obţine condiţia de acţionare: RZZ 0 , (4.39)

care reprezintă ecuaţia unui cerc de rază R, având coordonatele centrului date de extremitatea vectorului Z0, fig. 4.17.

R = |Z - Z0|Z

Z0

0

jX

R

Fig. 4.17. Caracteristica de acţionare circulară cu centrul deplasat

90


Relee statice funcţionând pe principiul comparării amplitudinilor

Schema bloc a unui element static de măsură a impedanţei, funcţionând pe principiul comparării valorilor absolute este reprezentată în fig. 4.18.

–

FF1 RFE1 |E1

ECFF2

E2

RF

+ ΔE

declanşare

IN

U I

U

I

|E2 Fig. 4.18. Schema bloc a unui element de măsură a impedanţei statice,

cu comparaţia amplitudinilor

Semnificaţiile notaţiilor din schemă sunt: FF – formatoare de funcţii; RF – redresor şi filtru; IN – indicator de nul; EC – element de comparaţie.

Semnalele obţinute la ieşirea formatoarelor de funcţii, considerate în cazul general de ordin n sunt de forma:

nIU IKUKE 111 ,

nIU IKUKE 222 (4.40)

unde: n – gradul formatorului de funcţii.

La ieşirea blocului de redresare şi filtrare se obţin valorile absolute ale mărimilor E1 şi E2. Într-o schemă adecvată de comparare se elaborează diferenţa

21 EEE , (4.41)

în care ΔE – este un semnal de tensiune. Tensiunea ΔE se aplică indicatorului de nul, IN, care elaborează comanda de

declanşare. Indicatorul de nul este un element sensibil la polaritate, care acţionează la trecerea prin zero a tensiunii.

Referinţă μ2U +

β1

μ1U + φU

φIφUμ1

I

K1I

K1II

E1

U

K1U

K1IU

μ2I

Fig. 4.19. Diagrama fazorială pentru obţinerea mărimii complexe E1

91


Toate mărimile din relaţia (4.40) sunt mărimi complexe care pot fi scrise sub forma exponenţială:

UjUeU , UjUU eKK 1

11 , Ij

II eKK 111

, IjIeI , Uj

UU eKK 222

, IjII eKK 2

22 (4.42)

Mărimea complexă E1 se poate obţine cu ajutorul diagramei din fig. 4.19. Relaţiile (4.40) se pot scrie sub forma:

njI

jU

IIUU IeKUeKE 11111 .

nj

I

j

UIIUU IeKUeKE 22

222 ă:

(4.43) Rezult

nUIIU

n

IUIU

UIKKIKUK

UIKKIKUKE

22222

222

2

11122

122

1

cos2

cos2

(4.44)

unde unghiurile β1 şi β2, conform diagramei din fig. 4.19 sunt: 1111 UIUI 2222 UIUI (4.45)

În cazul particular n =1, formatoare liniare, relaţia (4.44) devine:

22222

222

11121

221

cos2

cos2

ZKKKZK

ZKKKZKI

E

IUIU

IUIU (4.46)

unde:

22 XRI

UZ

Dacă se presupune ΔE foarte mic, I foarte mare, ΔE/ I ≈ 0. Considerând Zcosφ = R şi Zsinφ = X, se determină ecuaţia caracteristicii de

acţionare:

0cos2

cos2

22222

222

11121

221

ZKKKZK

ZKKKZK

IUIU

IUIU (6447)

0sinsincoscos2

sinsincoscos2

222222

222

111121

221

ZKKKZK

ZKKKZK

IUIU

IUIU

0sin2cos2

sin2cos2

22222222

222

222

11111121

221

221

XKKRKKKRKXK

XKKRKKKRKXK

IUIUIUU

IUIUIUU

0coscos2

sinsin222

21222111

22211122

21

222

21

2

IIIUIU

IUIUUUUU

KKKKKKR

KKKKXKKRKKX

92


Ecuaţia obţinută este de forma: 022 22

02000

22 rXRRRXXRX . (4.48) unde:

22

21

1112220

sinsin

UU

IUIU

KK

KKKKX

22

21

1112220

coscos

UU

IUIU

KK

KKKKR

, (4.49)

iar

22

21

22

2122

020

UU

II

KK

KKrXR

, (4.50)

deci:

22

21

22

212

020

2

UU

II

KK

KKXRr

. (4.51)

Prin înlocuirea lui X0 şi R0 din (4.49) în suma R02

+X02

rezultă:

22

221

21212121

21

22

222

020

20

cos2

UU

IIUUIUIU

KK

KKKKKKKKXRZ

(4.52)

Rezultă:

22

21

21212121

21

22

22

0cos2

UU

IIUUIUIU

KK

KKKKKKKKZ

(4.53)

22

21

21212121

21

22

21 cos2

UU

IIUUIiIU

KK

KKKKKKKKr

(4.54)

Caracteristica circulară obţinută este reprezentată în fig. 4.20.

R

jX

O1 Zp

R0

X0

φ

Z0

Zpm

Fig. 4.20. Caracteristica de acţionare a releului static

93


Din figură avem:

0

0

R

Xarctg , (4.55)

unde: ZpM, Zpm – impedanţele maximă şi minimă măsurate de releu.

Se pot realiza deci caracteristici circulare poziţionate oricum în planul complex R,jX.

Prin compararea valorilor absolute a trei mărimi electrice, se pot realiza elemente de măsură a impedanţei cu caracteristici de acţionare mai complicate, de exemplu, elipse şi hiperbole. Schema bloc a unui element de măsură a impedanţei cu caracteristică eliptică este reprezentată în fig. 4.21.

–

FF1 RFE1 |E1

FF2

|E2U

I E2RF

FF3 |E3

U

I E3RF

+ ΔE

declanşare EC

IN

U

I

Fig. 4.21. Schema bloc a elementului static cu caracteristica de acţionare eliptică

Se prezintă în continuare modul de determinare a fazorilor E1, E2 şi E3, pentru

ca schema din fig. 4.21 să permită realizarea unor caracteristici eliptice sau hiperbolice de ecuaţie:

aZZZZ 221 (4.56)

şi de forma din fig. 6.22 a,b.

Deoarece ZI

U , ecuaţia (6.56) poate fi pusă sub forma:

0221 aZI

UZ

I

U (4.57)

sau:

0321 UU

I

U

I

K

K

K

K

I

U

K

K

I

U (4.58)

Relaţia (6.58) se mai poate scrie:

EIKIKUKIKUK IUIU 321 , (4.59)

94


de unde rezultă: IKUKE IU 11 IKUKE IU 22 (4.60)

IKE 33

Z – Z1

O

F2

2a

Z2

Z

Z – Z2

F1

Z1

jX

R

Z – Z1

O

Z

Z – Z2

Z2

a F2

F1

Z1

jX

R

a

Fig. 4.22. Caracteristici de acţionare de formă eliptică şi parabolică obţinute cu relee statice cu schema din fig. 4.21

Se pot deduce deci expresiile mărimilor de ieşire ale formatoarelor de funcţii

FF1, FF2 şi FF3. Aceste caracteristici de formă eliptică şi parabolică prezintă o serie de avantaje în funcţionarea protecţiei de distanţă în regimurile de pendulaţii şi suprasarcină.

B. Relee de impedanţă funcţionând pe principiul comparării

defazajului dintre două mărimi electrice

Comparaţia de fază presupune utilizarea unui detector de fază, care să măsoare defazajul dintre mărimile E1 şi E2. Se pot realiza deci relee de impedanţă statice, funcţionând pe principiul comparării defazajului. Schema bloc a unui astfel de element este prezentată în fig. 4.23.

U

I FF1

E1

FF2 E2

DF EEUΨ

UI

Fig. 4.23. Schema bloc a unui releu de impedanţă cu compararea defazajelor Semnificaţiile blocurilor care intervin în schemă sunt:

95


FF1, FF2 – formatoare de funcţii; DF – detector de fază; EE – element de execuţie. Mărimile E1 şi E2 se aplică detectorului de fază, care elaborează la ieşirea sa

tensiunea Uψ, numai pentru anumite limite [ψ1, ψ2] de variaţie a defazajului dintre cele două mărimi aplicate, fig. 4.24 a, b.

Ψ1

δ

+j

Ψ2

l

Ψ2

UΨ

Ψ π - π

δ Ψ1

Fig. 4.24. Tensiunea de ieşire a DF şi limitele impuse de variaţie a

defazajului

Tensiunea Uψ se aplică elementului de execuţie EE, care transmite comanda de declanşare a întrerupătorului.

Limitele de reglaj ale detectorului de fază se pot exprima sub forma: 11 K ; 22 K . (4.61)

Defazajele tensiunilor E1 şi E2 faţă de o referinţă sunt ψE1 şi ψE2, iar defazajul între tensiunile E1 şi E2 este:

21 argarg21

EEEE (4.62) Pentru ψ cuprins în intervalul [ψ1, ψ2], releul comandă declanşarea

întrerupătorului:

21 , (4.63)

2211 argarg EE , (4.64)

22

11 arg

E

E. (4.65)

Dacă se consideră expresiile generale ale lui E1 şi E2 date de (4.40) rezultă:

222

111 arg

n

IU

IU

IKUK

IKUK, (4.66)

222

111 arg

IU

IU

KZK

KZKn . (4.67)

Dacă în relaţia generală (4.67) considerăm K2U = 0, se obţine o caracteristică

de acţionare liniară, proprie releelor de putere simple. Rezultă:

96


nK

KZ

K

K

n U

I

I

U 2

1

1

2

11 arg

(4.68)

Se notează:

01

1 ZK

K

U

I ; IIK 11arg ; UUK 11arg ; IUI

U

K

K21

2

1arg .(4.69)

În aceste condiţii, relaţia (4.68) devine:

nZZ

n2

01 arg (4.70)

R

jX

δr

O

Z`- Z0

Z``- Z0

Z``

θ2Z`

Z0

Fig. 4.25. Caracteristica de acţionare a releului static de impedanţă

Expresia arg(Z - Z0) reprezintă în planul impedanţelor (R, jX) o dreaptă, ce trece prin punctul ale cărui coordonate sunt date de vectorul Z0. În condiţiile impuse prin relaţia (4.70) caracteristica este formată din două drepte care trec prin Z0, fig. 4.25, de unghiuri:

0'1

1 arg ZZn

(4.71)

0''2

2 arg ZZn

(4.72)

Unghiul δr este definit prin relaţia:

nr12

12

(4.73)

Se pot obţine diverse caracteristici, fie prin alegerea formatoarelor, fie prin modificarea limitelor ψ1 şi ψ2.

În cazul general, când se consideră toate constantele din expresiile lui E1 şi E2, plecând de la relaţia (4.67), vom obţine:

2

2

2

1

1

2

11 arg

U

I

U

I

U

U

K

KZ

K

KZ

K

Kn (4.74)

sau

97


UUUU nZZ

ZZ

n 212

2

121

1 arg

. (4.75)

Se notează: UU 21 . (4.76) Limitele de acţionare vor fi:

n1

1 (4.77)

n

22 (4.78)

Condiţia (4.75) de declanşare a protecţiei devine:

22

11 arg

ZZ

ZZ. (4.79)

Expresia de forma:

ctZZ

ZZ

2

1arg (4.80)

reprezintă în planul impedanţelor (R, jX) un arc de cerc ce trece prin punctele A şi B ale căror coordonate sunt date de vectorii Z1 şi Z2, fig. 4.26.

θ

jX jX

RO O

Q Q`

Z1

Z

Z - Z2 Z – Z1 B A

θ2

θ1 Z`– Z1

Z`- Z2

Z2 Z`Z1

Z``- Z1

Z``- Z2

Z``Z2

R

Fig. 4.26. Caracteristica de acţionare Fig. 4.27. Caracteristica de acţionare a releului corespunzătoare relaţiei (6.80) de impedanţă în cazul general

Expresiei (4.79) îi corespunde zona delimitată de două arce de cerc, ce trec prin punctele Z1 şi Z2, de ecuaţii:

2'

1'

1 argZZ

ZZ

(4.80)

2''

1''

2 argZZ

ZZ

(4.81)

Caracteristica rezultantă a releului este reprezentată în fig. 4.27.

98


Pot fi obţinute şi alte forme ale caracteristicilor de acţionare dintre care unele vor fi prezentate în continuare.

Caracteristici de acţionare ale releului obţinute din cercuri

Forma generală a caracteristicii de acţionare este dată de expresia:

22

11 arg

E

E, (4.82)

sau în forma explicită, pentru n =1, de relaţia:

222

111 arg

IKUK

IKUK

IU

IU (4.83)

Se notează:

I

UZ ;

U

I

K

KZ

1

11 ;

rezultând:

U

I

K

KZ

1

11 şi UIZ 111arg

(4.84)

U

I

K

KZ

2

22 ; şi UIZ 222arg

Relaţia (4.83) devine:

22

1

2

11 argarg

ZZ

ZZ

K

K

U

U . (4.85)

Se notează:

UUU

U

K

K21

2

1arg , (4.86)

Deci:

22

11 arg

ZZ

ZZ. (4.87)

Forma caracteristicilor de acţionare depinde de limitele θ1 şi θ2, unde s-a notat 11 22 (4.28)

Aşa cum s-a arătat, o expresie de forma:

ctZZZZZZ

ZZ

21

2

1 argargarg ,

reprezintă în planul complex un arc de cerc care subîntinde unghiul θ, se construieşte dreapta Z1 - Z2 şi cercul de diametru |Z1 - Z2|, fig. 4.28.

99


θ = 0

θ = 0

Z2

Z`- Z2

3π/2<θ<2π

Z``- Z1

Z``- Z2

Z`- Z1

3π/2

0<θ<π/2

π/2

π/2<θ<π

0<θ<3π/2

θ = π

Z1

jX

R

Fig. 4.28. Domeniile de variaţie ale unghiului θ 4.3.5. Măsura neliniară a impedanţei

Aşa cum s-a arătat în paragraful 4.3.1, distanţa electrică până la locul de defect este evaluată prin impedanţa Zr măsurată de releul de impedanţă

rrj

rr

rr jXReZ

I

UZ r (4.89)

Sistemul de protecţie are o caracteristică fixată, din tipurile arătate în paragraful 4.3.4,

RRj

RR

RR jXReZ

I

UZ R (4.90)

Funcţionarea sistemelor de protecţie în general, deci şi a celor de distanţă în particular, fiind discontinuă, elaborarea deciziei de deconectare se bazează pe comparaţia dintre valoarea fixată prin caracteristici şi cea efectiv aplicată, în funcţie de condiţiile în care se produce defectul.

Pentru cazul comparării amplitudinilor, la aceeaşi valoare a defazajului, rezultă:

ZZZ mR pentru φR = φr. (4.91) Semnul lui ΔZ, care indică dacă Zr este mai mare sau mai mică decât ZR,

determină funcţionarea sau nefuncţionarea în continuare a sistemului de protecţie. Deoarece în cazul sistemelor electroenergetice, afară de cazuri cu totul

speciale, impedanţa de funcţionare normală, aşa-numita “impedanţă de serviciu”, este totdeauna mai mare decât cea de funcţionare anormală, adică aşa-numita “impedanţă de defect”, rezultă că funcţionarea protecţiei are loc numai când

0Z , (4.92) aceasta în condiţiile când ZR este mai mică sau egală cu cea mai mică impedanţă de serviciu admisibilă.

Operaţia de sesizare a unei situaţii anormale pe baza comparaţiei, conform cu relaţia (4.92), se face în cadrul unui element de măsură a sistemului de protecţie, numit şi element de demaraj sau element de pornire, deoarece este elementul care

100


determină intrarea în funcţiune a protecţiei. În fig. 4.29 a şi b este ilustrat principiul metodei de comparaţie, pentru cazul unor caracteristici de acţionare continue, fig. 4.29 a şi discontinue, fig. 4.29 b.

b

jX

32 1

O

φR φr

Zr

ZR

R

a

2 1

φr φR

Zr

ZR

O

Ψ

3

jX

R

Fig. 4.29. Măsura impedanţei aplicate prin comparaţie: a – cazul caracteristicilor continue; b – cazul caracteristicilor discontinue

Pornirea, demararea protecţiei se va produce când vârful lui Zr se găseşte în punctul 1 şi nu se va produce când se găseşte în punctul 3. Punctele 2 sunt situate la limita zonei de acţionare. Conform principiilor generale de selectivitate, rolul fiecărei protecţii este de a determina declanşarea întrerupătorului comandat pentru defecte care au loc în zona în care singura soluţie de eliminare a defectului este această declanşare. Dacă defectul este în afara zonei protejate, deconectarea întrerupătorului se poate face numai în cazul refuzului de funcţionare a întrerupătorului aferent zonei în care a avut loc defectul, producându-se de fapt funcţionarea ca protecţie de rezervă. Rezultă evident că după operaţia de demarare urmează operaţia de depistare a locului defectului după zone.

Această localizare a defectului are loc tot pe principiul unei comparaţii între impedanţa aplicată releului şi impedanţele caracteristicilor fixate ale releului, altele decât cele de demarare.

φR

caracteristice ZR ≤ jX

O

ZR

a

III

Ψ

III

R

Fig. 4.30. Sesizarea zonei unde are loc defectul: cazul caracteristicilor circulare concentrice

101


Principiul este ilustrat în fig. 4.30. Punctul (a), care determină impedanţa de defect, se găseşte în interiorul caracteristicii impedanţei de serviciu sau de pornire, deci protecţia este pornită, însă în afara caracteristicilor zonelor I şi II, dar în interiorul caracteristicii zonei III. Rezultă că defectul se găseşte după zona II, dar înainte de terminarea zonei III.

(1)

Z

Zona I

0

Zr

Zona I

t

(2)Z

(3)Z

(4)Z L1 L2 L3

A B C D K

Zona II

Zona III

Zona II (2)Zona III

(2)

b)

Protecţiet3

t2 t2 t1 t1 t1

Zona I Zona I Zona II Zona II Zona III

(3) Zr ≤ Zs

t = ∞

t2

t3

t4

Defect

(3)(2)(1)

(1)

(1)

a)

Fig. 4.31. Exemplu de funcţionare a unui sistem de protecţie cu patru zone şi patru trepte de timp: a – schema electrică a sistemului; b – diagrama timp-impedanţă

În fig. 4.31 a este reprezentată schema electrică monofilară a unei reţele electrice formată din liniile L1, L2, L3, L4, linii ce sunt protejate prin protecţiile de bază (1), (2), (3), (4), instalate în staţiile A, B, C, D. Se consideră că protecţiile de bază sunt realizate cu relee de impedanţă. Se observă că pentru sistemul de protecţie (1), conform figurii 6.30, defectul apare în zona III, pe când pentru sistemul de protecţie (2) el apare în zona II, iar pentru sistemul (3), el va apare în zona I, fig. 6.31. b. Asigurarea selectivităţii în declanşare presupune eşalonarea în timp a funcţionării protecţiilor şi anume: toate funcţionările în zona I se fac la timpul minim t1 şi parţial la t2, cele din zona II la t2 şi parţial la t3, cele din zona III la t3 şi parţial la t4, iar cele din zona IV la t4. Limitarea funcţionării protecţiei este dată de valoarea impedanţei de pornire, la care timpul de declanşare este infinit. O funcţionare selectivă presupune ca defectul considerat pe linia L3 să fie eliminat de protecţia (3) care declanşează la momentul t1 întrerupătorul aferent. Prin aceasta defectul este eliminat şi protecţiile (1) şi (2) vor sesiza Z > Zserviciu; ca urmare, elementele de pornire ale acestor protecţii revin la starea neacţionată şi protecţiile

102


(1) şi (2) nu vor mai funcţiona. Dacă protecţia (3) refuză să funcţioneze, va funcţiona protecţia (2) la timpul t2 (sau t3). Dacă şi protecţia (2) refuză să funcţioneze, va funcţiona protecţia (1) la timpul t3 (sau t4).

Mecanismul funcţionării elementului de comandă complexă din sistemele de protecţie în depistarea locului defectului presupune ca la demarare, toate caracteristicile elementelor de pornire să fie corespunzătoare zonelor I respective; rezultă astfel funcţionarea protecţiei celei mai apropiate de defect. Dacă protecţia nu a funcţionat după trecerea timpului t1, toate caracteristicile de acţionare se comută la cele corespunzătoare zonelor II de defect. La protecţia imediat următoare în amonte, este posibil ca impedanţa măsurată să determine un vector cu vârful în interiorul caracteristicii astfel comutată şi conform relaţiei (6.92) protecţia acţionează. Dacă şi această protecţie nu are îndeplinită condiţia de acţionare (6.92), la timpul t2 se comută caracteristicile de pe cele corespunzătoare zonelor II la cele corespunzătoare zonelor III.

În acest caz, la protecţia (1), vârful vectorului Zr se va găsi în interiorul caracteristicii, ceea ce conduce la funcţionarea acestei protecţii şi declanşarea întrerupătorului aferent.

Din cele prezentate, se observă că elementul de comandă complexă realizează două operaţii:

asigură declanşarea cu timp minim, pentru defecte produse în zona I, se spune că se asigură funcţionarea ca protecţie de bază;

asigură funcţionarea ca protecţie de rezervă cu timpi de lichidare a defectelor ce cresc în trepte pe măsură ce defectul se îndepărtează.

Spre deosebire de alte tipuri de protecţii prevăzute pentru linii, protecţia de distanţă permite realizarea rezervei pentru 2÷3 protecţii din aval. Prin aceasta creşte mult gradul de siguranţă a sistemului de protecţie în ansamblu.

Trebuie făcută observaţia că atât elementele de pornire (demaraj) cât şi elementele de comandă complexă (de măsură) funcţionează ca elemente ce compară valoarea impedanţei reale cu impedanţa impusă prin caracteristica de acţionare.

În timp ce elementele de pornire asigură doar demararea protecţiei, elementele de măsură sunt cele care elaborează în final decizia de deconectare a întrerupătorului aferent.

Atât pentru pornire, cât şi pentru măsură folosindu-se acelaşi principiu al comparaţiei, trebuie stabilită caracteristica limită faţă de care se efectuează comparaţia. Această caracteristică va fi definită prin:

ZZZ rR , (6.93) rR (6.94)

O caracteristică limită va fi determinată de mulţimea de puncte care rezultă din intersecţia dreptei:

rjrr eZZ (6.95)

cu caracteristici Rj

RR eZZ , (6.96) pentru toate valorile lui Z şi φ în conformitate cu relaţiile (6.93), (6.94).

103


Considerând că toate caracteristicile stabilite mai înainte în coordonate (R,jX) se pot particulariza ca fiind locul unui vector impedanţă ZR, rezultă că toate caracteristicile limită se pot determina din (4.95), (4.96), unde (4.96) respectă condiţia de caracteristică dată.

4.3.6. Metode de blocare a funcţionării protecţiei de distanţă la apariţia regimurilor anormale în sistem

În cazul apariţiei unui regim anormal a sistemului electric, caracterizat prin pendulări sau în cazul apariţiei unor defecţiuni în circuitul transformatoarelor de tensiune prin care este alimentată protecţia, este necesară introducerea unor sisteme de blocare a funcţionării acesteia.

Blocarea la pendulări se poate realiza prin următoarele metode: utilizarea unor elemente direcţionale de putere activă şi reactivă care

sesizează sensul de circulaţie a puterilor active şi reactive; utilizarea unor elemente de curent care sesizează variaţia lentă a

curentului în cazul regimului de pendulări; măsurarea diferenţei de viteză cu care sunt parcurse două locuri

geometrice ale impedanţei; sesizarea apariţiei componentei de secvenţă inversă U2 a tensiunii şi a

curentului I2. În cazul utilizării elementelor direcţionale se pleacă de la faptul că puterile

active şi reactive au acelaşi sens de circulaţie în cazul scurtcircuitelor, iar la pendulări au sensuri diferite. De fapt, metoda se bazează pe măsurarea defazajului φ dintre curent şi tensiune, care are o valoare bine determinată în timpul scurtcircuitelor şi variază continuu în timpul regimului de pendulaţii.

I

+

I 1 2 3

spre protecţii

de la TC

Fig. 4.32. Schemă cu relee de curent pentru blocarea protecţiei la pendulări

Dacă se utilizează elemente de curent, acestea sunt reglate pentru a sesiza

variaţia lentă a curentului în timpul pendulărilor. În fig. 4.32 este reprezentată schema de montaj a celor două relee de curent 1 şi 2 care se alimentează în serie cu curentul din circuitul de curent al protecţiei de distanţă. Releul de curent 1 este reglat la valoarea curentului de pornire al protecţiei, iar releul de curent 2 la un curent cu cca. 20% mai mare. La apariţia unui scurtcircuit acţionează simultan releele 1 şi 2 fiind posibilă transmiterea plusului operativ spre schema de comandă a protecţiei de distanţă. În cazul pendulărilor acţionează mai întâi releul de curent 1, care excită releul intermediar 3, care prin contactul său întrerupe transmiterea plusului operativ. Releul 3 se automenţine prin contactul superior, automenţinere ce se păstrează cât timp releul 1 este excitat.

104


Zr

jX

R

e d

Z’

0

Fig. 4.33. Principiul de acţionare a dispozitivului de blocaj

la pendulaţii cu măsura diferenţei de viteză Principiul metodei care se bazează pe măsurarea diferenţei de viteză cu care

sunt parcurse două locuri geometrice ale impedanţei este ilustrat în fig. 4.33. Se compară timpul scurs între momentele în care vectorul impedanţă străbate zona dintre caracteristica de demaraj d şi caracteristica corespunzătoare treptei I notată cu Z’. Se poate de asemenea măsura timpul scurs între momentele în care vectorul impedanţă străbate zona dintre o caracteristică exterioară e, similară celei de demaraj şi caracteristica de demaraj d.

Dacă diferenţa de timp Δt < 100 ms, se consideră că este vorba despre un scurtcircuit; dacă Δt > 100 ms, se admite prezenţa unui regim de pendulaţii.

În cazul controlului prezenţei componentei de secvenţă inversă a tensiunii U2, care se manifestă la scurtcircuite, chiar şi la cele simetrice, în primele perioade, dar lipseşte în cazul pendulărilor de energie, se poate utiliza schema de principiu din fig. 4.34.

21

FCSH

R S T

1

2 3

4 TIC

Rd1

+ RP1

La acţionarea prot. dist. PD

U2

R S T

LUL

FTSI

TIT

RP

Rd2 3

3I0

IL

Fig. 4.34. Schema de blocaj la pendulaţii cu măsurarea componentei de secvenţă inversă

105


În schemă FCSH şi FTSI reprezintă filtre de curent de secvenţă homopolară şi respectiv de tensiune de secvenţă inversă; TIC şi TIT sunt transformatoare intermediare de curent şi respectiv de tensiune; Rd1, Rd2 sunt punţi redresoare, iar RP releu polarizat.

Deoarece în cazul scurtcircuitelor monofazate sunt prezente, atât tensiunea inversă U2 cât şi curentul homopolar I0, releul polarizat sensibil RP, cu rol de a bloca funcţionarea protecţiei de distanţă la pendulări, se alimentează cu curenţii redresaţi de punţile Rd1 şi Rd2 proporţionali cu I0, respectiv U2, împiedicând funcţionarea când aceste componente lipsesc. Transformatoarele intermediare TIC şi TIT, au prize reglabile pentru acordarea valorilor I0, respectiv U2.

Pentru a împiedica funcţionarea neselectivă a protecţiei de distanţă la defecte în circuitul transformatorului de tensiune, când Ur 0 şi Zr 0 deşi nu avem de-a face cu scurtcircuite în cuprinsul zonei protejate, se introduc în schema protecţiei blocaje de minimă tensiune sau elemente sensibile care supraveghează variaţia curentului prin linie. Acestea din urmă nu permit acţionarea protecţiei de distanţă, decât atunci când curentul prezintă o variaţie bruscă de cel puţin 20%. În cazul unor defecte în circuitele secundare, însoţite de scăderea sau dispariţia tensiunii de alimentare a releului de distanţă, nu se produc astfel de creşteri rapide ale curentului şi, în consecinţă, protecţia rămâne blocată.

4.3.7. Caracteristicile de timp ale releului de distanţă

Pentru protecţia de distanţă se utilizează caracteristici de timp în trepte, care realizează o dependenţă ta = f(Ur/Ir) = f(Zr) în trepte de timp, pe zone de acţionare ca în figura 4.31. Defectele din treapta rapidă (zona I) sunt lichidate în 0,1÷0,2 secunde. Temporizările cu care sunt declanşate întrerupătoarele la defecte în zonele II şi III, …se obţin prin adăugarea câte unei trepte de timp Δt = 0,5÷0,6 secunde. Prin aceasta se realizează selectivitatea protecţiei.

Timpul de funcţionare al protecţiei este o mărime de mare importanţă pentru exploatarea judicioasă a sistemelor energetice moderne. Ca o preocupare generală, se urmăreşte scăderea cât mai mult a acestui timp, în special pentru zona de funcţionare ca protecţie de bază.

În prezent există cerinţa ca timpii de lucru ai protecţiilor de distanţă instalate pe linii de foarte mare tensiune să fie de (10÷20)ms.

Reducerea şi mai mult a timpului de acţionare este legată de concepţii diferite în problema măsurării distanţei (exprimată prin impedanţă). Sensul distanţei electrice, exprimată prin Z, se pierde, dacă timpul de măsurare este mai mic de o perioadă. Pentru timpi mai mici de acţionare, trebuie avute în vedere valorile instantanee ale tensiunii şi ale curentului şi interpretarea distanţei prin efectul căderii de tensiune echivalentă pe inductanţa de defect.

Asemenea procedee se lovesc însă de dificultăţi mari dificil de rezolvat şi determinate de prezenţa tuturor fenomenelor deformante, care în majoritate au un caracter aleatoriu. O filtrare statistică este imposibil de efectuat deoarece se pierde caracterul periodic al semnalelor.

106


4.3.8. Stabilirea reglajelor protecţiei de distanţă

Modul în care se stabilesc reglajele protecţiei de distanţă este prezentat prin intermediul fig. 4.35, în care s-a considerat schema monofilară a unei reţele formată din trei linii.

Z[Ω]

~

A

0

Zona I

Zpp1

tas

L1

B1

Zona II Zona III

B2

Z

I1

Zona IV

B4

~

B

IA

L2 Z

I2

K1

T

L3

B3

I1 IA+IC

K2

K3

~

C

(1)

I

Zpp1 III

Zpp1 II

L[km]

taIV taIII

taIItaI

Fig. 4.35. Diagrama de acţionare a protecţiei de distanţă unidirecţională

Zona I de acţionare a protecţiei de distanţă se determină din condiţia de desensibilizare la defecte pe bara B2 (la capătul liniei protejate L1) şi imediat după aceasta, la bornele dinspre L2 ale întrerupătorului I2, ţinând seama de erorile de măsurare a impedanţei, care în mod normal nu pot depăşi 20%. Dacă măsurarea se face cu erori pozitive, este posibilă deconectarea neselectivă la defecte în zona II.

11 9,0...8,0 LI

pp ZZ . (4.97)

În relaţia (4.97), Zpp1(I) – reprezintă impedanţa de pornire a protecţiei , în

zona I de acţionare, în funcţie de impedanţa zL1 a liniei protejate, proporţională cu lungimea liniei (fig. 4.35).

Pentru zona II, impedanţa de pornire Zpp1(II) se obţine luând cea mai mică

valoare dintre (4.98) şi (4.99): I

pprepLsigII

pp ZKZKZ 211'

1 , ; (4.98) 8,0' sigK

TrepLsigII

pp ZKZKZ 21''

1 7,0'' sigK, . (4.99)

Însumând algebric fazorii ZL1 şi ZT rezultă o valoare acoperitoare, care depăşeşte suma fazorială; în consecinţă, se adoptă cea mai mică dintre valorile Zpp1

(II), calculate cu relaţiile de mai sus. S-au notat cu Krep1 şi Krep2 coeficienţii de

107


repartiţie (sau ramificaţie) care determină modificarea impedanţei măsurate de releul de impedanţă (1) datorită supraalimentării dinspre sursa C, la un defect în K2, sau dinspre C şi B, la un defect în K3, pe barele de joasă tensiune ale transformatorului T. Pentru selectivitatea funcţionării, protecţia de distanţă trebuie desensibilizată în raport cu valoarea de pornire a treptei rapide a protecţiei (2), la un defect în capătul zonei protejate, în punctul K2. Raportând tensiunea remanentă pentru un scurtcircuit în K2 la curentul de defect, se obţine:

A

CIppL

A

CAI

ppAL

KA

Krem

I

IZZ

I

IIZIZ

U

U121

21

sec

1

2

2 . (4.100)

În relaţia (4.100), IA = Isec A (K2) şi Ic = Isec c (K2) sunt curenţii de defect furnizaţi

de sursele A, respectiv C, la un defect în K2. Se observă că paranteza (1+ IC/IA ) determină coeficientul de repartiţie

Krep1 > 1, care intervine în expresia (4.98). Amplificând (4.100) cu K’sig = 0,8, se

obţine valoarea de pornire Zpp1(II); analog, pentru (4.99), considerând în staţia de

transformare T, toate transformatoarele în paralel (pentru a rezulta impedanţa minimă).

Valoarea de pornire a zonei III se determină astfel: când există şi o zonă IV de protecţie, calculul pentru Zpp1

(III) se face analog cu calculul reglajelor Zpp1(II);

când zona III este ultima zonă de acţionare a protecţiei de distanţă, aceasta nu mai este delimitată de elementul de măsurare a impedanţei, ci este dată de elementul de pornire (Zpr). Analog se procedează când zona IV este ultima zonă de protecţie.

4.3.9. Verificarea sensibilităţii protecţiei de distanţă În cazul unei protecţii de distanţă se verifică: sensibilitatea elementului de

măsurat impedanţa şi sensibilitatea elementului de pornire al protecţiei. Sensibilitatea elementului de măsurat impedanţa se verifică cu relaţia:

25,1

1

11

L

IIpp

sens Z

ZK , (4.101)

ceea ce înseamnă că protecţia trebuie să acopere, cu zona II, cel puţin 25% din elementul următor, spre consumatori (fig.6.35). Atunci când condiţia (4.101) nu este îndeplinită, se adoptă Zpp1

(II) = Zpp1(III); pentru asigurarea selectivităţii

acţionării, treapta de timp este însă crescută la nivelul celei corespunzătoare zonei III a protecţiei de distanţă (linia întreruptă din fig. 4.35).

Sensibilitatea elementului de pornire al protecţiei de distanţă se verifică din: condiţia de desensibilizare la suprasarcini, verificând dacă

Zpp1= (0,7…0,8)Zsarc max; condiţia de asigurare a funcţiei de rezervă a protecţiei, pentru

defecte la capătul opus elementului protejat:

108


25,121

12

TLL

ppsens ZZZ

ZK . (4.102)

n relaţia (6.102) se introduce, la numitor, fie impedanţa de linie ZL2,Î fie impe ZT, cu un singur transformator în funcţiune pentru a rezulta valoarea maximă a impedanţei.

nale şi secţionări direcţionale împo le homopolare direc

1 2 3 4

ale de cur ţiile A, B, C, D şi E au fost notate (1), (5), (2), (6), (3), (7), (4), (8), întrerupătoarele corespunzătoare fiind no cu e arab

S

danţa unui transformator din staţia T, notată cu

4.4. Protecţia liniilor cu alimentare bilaterală

În cazul liniilor cu alimentare bilaterală selectivitatea protecţiilor maximale nu mai poate fi obţinută pe principiul temporizărilor în trepte, iar selectivitatea secţionărilor de curent nu poate fi asigurată numai prin intermediul desensibilizării în raport cu curentul de defect la capătul opus al zonei protejate.

Pentru ca protecţia maximală şi secţionarea să poată fi utilizate, numit element direcţional şi materializat fizic prin intermediul unui releu direcţional de putere.

e obţin astfel protecţii maximale direcţioStriva scurtcircuitelor între faze, respectiv protecţii maximaţionale şi secţionări homopolare direcţionale.

4.4.1. Protecţia maximală de curent direcţională împotriva scurtcircuitelor între faze

În fig. 4.36 este reprezentată o reţea cu alimentare bilaterală de la sursele S1 şi

S2, formată din liniile L , L , L , L . rotecţiile maximP ent instalate în sta

tate cifr e.

∆t

Fig. 4.36. Diagrama timpilor de acţionare şi direcţionările pentru protecţia

maximală a unei reţele cu alimentare bilaterală

S21

A

ta3

1

(1) K2

L1 5

(5) B 1

(9)

D

2

(2)

L2 6

(6) C

D3D4

11 12

3

(3)K1

L3 7

(7) D D2

13

4

(4)

L4 8

(8) E

(10)

ta

∆t

∆t

∆t

∆t

∆t

∆t

∆t

ta5 ta9

ta2

ta6

ta3 ta4

ta8

ta10

ta7

109


Funcţionarea selectivă impune ca la un defect pe o anumită linie, de exemplu în K1 pe linia L3, să fie deconectată numai linia defectă, în cazul considerat să funcţioneze protecţiile (3) şi (7) comandând declanşarea întrerupătoarelor 3 şi 7. Prin

sursa S1 şi sursa S2 (c

10) liniei radiale (care alim

protecţia (9) se eşalonează în trepte crescătoare, spre surse

tecţiilor (1)÷(8), însă pentru fiecare din ele numai în raport cu defectele apăr

fig. 4.36 direc

tă nece (4) în sensul indicat pe figură.

e obţine astfel o funcţionare selectivă a protecţiilor maximale direcţionale. Suplimentar se vor verifica şi condiţiile:

, , (4.103)

i care reprezintă sursa se alege mai mare decât ta1 şi deci protecţia (1) ar putea acţiona nese (8).

a liniile cu alimentare bilaterală se instalează câte o secţionare de curent la fiecare capăt al liniei ca în fig. 4.37.

aceasta defectul este lichidat şi toţi consumatorii rămân alimentaţi în continuare beneficiindu-se de avantajul alimentării bilaterale.

Diagramele de timp pentru cazurile alimentării separate de la a reţele radiale) sunt reprezentate considerând sensul pozitiv al axei timpului

în sensul verticalei descendente, pentru alimentarea de la sursa S2. În scopul asigurării selectivităţii, protecţiile (4), (3), (2), (1) (dinspre sursa S1)

trebuie temporizate în trepte crescătoare de la protecţia (entează consumatorii) spre sursele S1, conform principiului menţionat la

reţelele radiale şi rezultă astfel temporizările ta4, ta3, ta2, ta1. Analog, începând de lale de alimentare S2, temporizările protecţiilor (5), (6), (7), (8) rezultând

temporizările ta5, ta6, ta7, ta8. Prin aceste eşalonări de temporizări este asigurată funcţionarea selectivă a

tuturor proute între locul de instalare al protecţiei şi sursa opusă celei spre care sunt

instalate. În situaţia în care ambele surse sunt în funcţiune, pot exista acţionări

neselective; de exemplu, ta5 < ta2 şi pentru a elimina această posibilitate protecţia (5) se direcţionează, astfel încât să poată acţiona numai la defecte pentru care sensul convenţional al curentului este de la bare spre linie. În

ţionarea este indicată simbolic prin releul direcţional D1, având în interior o săgeată în sensul curentului pentru care permite acţionarea protecţiei (5).

Continuând analiza în acelaşi mod, pentru defecte în K2 şi în K1, rezulsitatea direcţionării protecţiilor (6), (3) şi S

133 aa tt , , 116 aa tt t 122 aa t 127 aa tt

111 aa tt , 138 aa tt . De asemenea, se vor verifica dacă protecţia (1) poate acţiona la defecte în

sursa S1, întrucât timpul de acţionare al protecţiei temporizate a elementulu

lectiv la defecte în sursă. Similar se face verificarea pentru protecţia 4.4.2. Secţionarea direcţională la liniile cu alimentare bilaterală L

110


~

A

I

+

K2

1 I

+

2

K1

Fig. 4.37. Secţionarea de curent pentru o linie de alimentare bilaterală

Prin curbele a şi b au fost reprezentate variaţiile curenţilor de scurtcircuit în regim maxim Isc A şi Isc B, debitaţi de sursele A şi B în funcţie de poziţia defectului pe l

cte exterioare în K1 şi K2. Calculul curenţilor

(4.1) şi rezultă: , (4.104)

(4.106)

sau dacă sursa B arrepre

situaţii, dacă nu s-ar lua măsuri, protecţia 2 ar acţiona neselectiv la de r acţiona neselectiv la defecte în K2.

cţionări la valoarea

tre secţionări; direcţionarea uneia din secţionări şi anume aceea pentru care rezultă o

inie. Au fost puse în evidenţă valorile maxime ale curenţilor I”sc max K1 şi

I”sc max K2, la defe

de pornire pentru releele 1 şi 2 se face conform relaţiei

''IKI max1 1Kscsigpp

''2max Ksc . (4.105) 2 sigpp IKI

Ar putea să rezulte, aşa cum este reprezentat în fig. 4.37: ''

1max2 Kscpp II ,

fi mai puternică şi ar debita curenţi mai mari – diagrama zentată punctat în fig. 4.37 şi notată cu c, s-ar putea obţine:

''2max1 Kscpp II . (4.107)

În asemeneafecte exterioare în K1 sau în condiţia (4.107), protecţia 1 a

Pentru a evita acţionările neselective, se poate proceda la: fixarea curenţilor de pornire pentru ambele se

superioară rezultată din (4.104) şi (4.105), metodă ce conduce şi la micşorarea zonei protejate a unuia din

relaţie de forma (4.106) sau (4.107).

~

B

Isc

IscB

Ipp

IscA

a

c

b Ipp2

Ipp2

Isc max K2

Isc max K2 ``

Isc max K1 ``

IscB

IscBIpp1

I1 I2 Izm

111


De exemplu, pentru cazul diagramelor a şi b din fig. 4.37, deoarece Ipp2 < I”

sc max K1 se direcţionează secţionarea 2, obţinându-se schema reprezentată monofilar în fig. 4.38.

r A şi B se poate modifica în timpul exploatării sistemului energetic, este necesară direcţionarea secţionărilor de la ambele capete ale liniei, pentru a asigurarea unei funcţionări selective la defecte apăr

diferenţiale longitudinale funcţionează pe baza comparării sens

ie conductoare auxiliare, fie un canal de transmisie prin înalt ţă.

Dupcuren

protecţii diferenţiale (cu comparare pe principiul diferenţial); al).

rincipiul de funcţionare al acestei protecţii este ilustrat în fig. 4.39 a şi b şi respectă principiul general prezentat în cap 1, fig. 1.15.

~

A

I

+

K2

1 I

+

2 3

~

B

K1

Fig. 4.38. Schema de principiu a secţionării de curent direcţionale

Dacă raportul dintre puterile surselo

ute în orice regim al celor două surse. 4.5. Protecţii diferenţiale şi comparative ale liniilor

Lichidarea selectivă şi rapidă a defectelor de pe liniile din reţelele complexe se poate realiza şi prin utilizarea protecţiilor diferenţiale longitudinale şi a protecţiilor comparative (direcţionale).

Protecţiile urilor convenţionale ale curenţilor prin linie, la capetele zonei protejate şi

utilizează în acest scop fă frecven

ă felul în care se realizează compararea sensului convenţional al ţilor, se deosebesc:

protecţii comparative (cu comparare pe principiul direcţion

4.5.1. Protecţia diferenţială longitudinală a liniilor cu conductoare

auxiliare P

112


Fig. 4.39. Principiul de funcţionare al protecţiei diferenţiale longitudinale pentru

iei de regim normal sau defect exterior, iar fig. 4.39 rezis istenţele transformatorului sumator. S-au

transformatorului sumator

nentele curentului secundar ale transformatorului sumator

i secundar ale transformatorului sumator care

circulă rin cablul pilot, corespunzătoare celor două fire ale cablului pilot; IdA, IdB – curen Icp – curenPentru situaţia din fig. 4.39. a se pot scrie ecuaţiile:

, (4.109)

linii electrice: a – regim normal de funcţionare sau defect exterior; b – scurtcircuit în zona protejată.

Figura 4.39 a corespunde situaţb situaţiei când defectul are loc în zona protejată. Prin Rc s-au notat

tenţele celor două cabluri pilot, iar Rd rez utilizat de asemenea notaţiile : I1A, I1B – componentele curentului secundar ale

care circulă prin ramura diferenţială; I2A, I2B – compo pentru fiecare din extremităţile protecţiei; I3A, I3B – componentele curentulu

p

tul diferenţial corespunzător fiecărei extremităţi; tul prin cablul pilot.

AAA III 312 ,

BBB III 312 ,

dAI BA II 31 , (4.108) , ABdB III 31

BAcp III 33 .

În mod analog pentru situaţia reprezentată în figura 4.39. b, se pot scrie ecuaţiile:

BAdA III 31 , ABdB II 31 I

BAcp III 33 .

I2B

A B

R

RC

I2A

K A B

RC

I2A I3Aa)

I3B

RC

I2A I2B

TCA TCB

I1BI1A I1A I3A I1BI3B I3B I3A

I2A I2B I3A I3B b)

113


Pentru a influenţa cure ilor de dezechilibru din regimul nouit exterior se utilizează relee diferenţiale cu bobine de lucru

(4.110)

iar re

apete ale liniei protejate un canal de înaltă frecvenţă format fie din conductoarele liniei de înalt

chema de pr cipiu a tecţiei pentru acest din urmă caz este reprezentată în fig. .40, unde 2 sunt blocuri de emisie-recepţie. În cazul funcţionării cu frecvenţe foarte înalte se pot utiliza pentru conducerea semnalului ghiduri de unde. Pentru linii foarte lungi sunt necesare instalaţii de radiorelee, pentru retransmisie pe parcurs.

ltă frecvenţă cu canale radio

Canal erdeclanşării” protec onei I de acţionare a acestora (la un defect în zonă, cel puţin una din protecţiile de distanţă lucrează şi transmite un

direcţionale cu blocaj prin înaltă frecvenţă sunt realizate pe acela i principiu cu secţionările de curent direcţionale şi funcţionează pe baza comparării sensurilor convenţionale ale curenţilor de la capetele liniei protejate.

rin canalul de înaltă frecvenţă se transmit semnale de blocare a protecţiilor; elementele de pornire direcţionale ale protecţiei de la oricare din cele două capete

micşora nţ rmal de funcţionare şi scurtcircşi frânare.

Pentru regimul normal de funcţionare este necesar ca:

cpd II , unde, dBdAd III ,

gimul de defect:

cpd II , (4.111)

fiind îndeplinită condiţia de acţionare selectivă a protecţiei.

4.5.2. Protecţii cu canal de înaltă frecvenţă În acest caz se utilizează drept canal pentru transmiterea informaţiilor de la

cele două că tensiune, fie din canale radio. proS in

4 1 şi

Fig. 4.40. Protecţii prin îna

ele de înaltă frecvenţă pot servi şi pentru realizarea “intţiilor de distanţă, în sensul prelungirii z

semnal de declanşare la capătul opus al liniei protejate). Protecţiile prin înaltă frecvenţă pot fi:

protecţii direcţionale, cu blocaj prin înaltă frecvenţă; protecţii diferenţiale de fază.

Protecţiile

ş

P

~

CEA

I1 I2~

LEA

CEB

E R

E R

1 2

114


ale liniei determină semnale de blocare pentru emiţătoarele de la fiecare capăt al liniei, fig. 4.41.

liniei

r de la ambele capete ale liniei defecte L2 drept urmare a funcţionării simultane a

şi capătul opus al liniei.

Protecţia diferenţia de fază este o protecţie diferenţială care funcţpe baza comparării fazelor curenţilor de la cele două capete ale liniei protejate. Com

~

Fig. 4.41. Formarea semnalelor de blocare pentru emiţătoarele de la capetele

Pentru cazul reţelei reprezentată în fig. 4.41, la un defect în punctul K pe linia L2, lucrează releele direcţionale 1, 3, 4 şi 6 şi determină blocarea emiţătoarelo

protecţiilor 3 şi 4. Liniile vecine, L1 şi L2, nu sunt deconectate, pentru că releele direcţionale 2 şi

5, de sens opus, nu au lucrat şi deci nu comandă blocarea emiţătoarelor din punctele respective, care continuă să emită semnale de întârziere (blocare), recepţionate atât la locul de instalare al protecţiei, cât

lă ionează

pararea se face prin transmiterea unor semnale de înaltă frecvenţă numai în alternanţele pozitive ale tensiunilor UF rezultate ca o combinaţie liniară a curenţilor I1 şi I2 de la cele două extremităţi ale liniei protejate

2''

1' IKIKU F . (4.112)

Aceasta permite să se utilizeze acelaşi canal de comunicaţie atât pentru

protecţia împotriva defectelor monofazate, cât şi pentru protecţia împotriva defectelor polifazate.

În fig. 4.42 este reprezentată o linie electrică L, cuprinsă între staţiile B1 şi B2,

la extremităţile căreia sunt instalate transformatoarele de curent TC1 şi TC2 cu polaritatea marcată pe figură prin steluţă. Sunt figurate cu săgeţi continue sensurile

CEA

2

I2

~

CEB

1

I1K

4

I4

3

I3

6

I6

5

I5

L1 L3

Blochează Blocheazăprotecţia

L2

protecţia

115


convenţionale ale curenţilor pentru defect exterior în K1 şi cu săgeţi întrerupte sensurile curenţilor pentru defect interior în K2.

Fig. 4.42. Sensurile convenţionale ale curenţilor primari şi secundari la defecte externe şi interne

fig. 4.43 sunt reprezentate variaţiile curenţilor secundari ai TC pentru situa terioare şi a defectelor interioare.

ză pentru defecte interioare în K

2B

* *

1

2

KI

Înţia defectelor ex

Fig. 4.43. Variaţia curenţilor secundari ai transformatoarelor de curent la defecte interioare şi exterioare

Se observă că, dacă se neglijează defazajul liniei protejate, datorat

conductanţei şi capacităţii în raport cu pământul, curenţii secundari ai TC sunt în opoziţie de fază pentru defecte exterioare în K1 şi în fa

2.

iS1, iS2

defecte exterioare

t

iS1, iS2

defecte interioare

t

iSiS1

iSiS2

L

1KI 1 2

1

KI

2

2

KI 1 B K

1

1

K

SI 2K

SI 1

1

2

K

SI2

2

K

SI

2 1 K

116


Logica după care funcţionează protecţia permite ca după o semiperioadă de coincidenţă a fazelor curenţilor secundari să se comande declanşarea întrerupătoarelor liniei.

literatura de specialitate se menţionează existenţa unui unghi de blocaj β, datorat erorilor transformatoarelor de curent şi întârzierilor în circulaţia semnalului de înaltă frecvenţă pe linia de înaltă tensiune, fig. 4.44.

Fig. 4.44. Caracteristica de fază a protecţiei diferenţiale cu

compararea fazei, pentru linii de înaltă tensiune

În aceste condiţii defazajul φ dintre fazorii U

În

iPR1, iPR2

ββiPR1 iPR2

iPR

φ

180 27090 360

F1 şi UF2 se va găsi între 0 şi

(180°-β). În fig. 4.44 au fost reprezentaţi curenţii de lucru ai protecţiilor instalate cele două extremităţi ale liniei iPR1 şi iPR2 şi curentul de lucru reglat iPR la care să

e producă acţionarea protecţiei.

±las

117


118

Cap. V. Protecţia motoarelor electrice de curent alternativ

CAPITOLUL V. PROTECŢIA MOTOARELOR ELECTRICE DE CURENT

ALTERNATIV 5.1. Tipuri de protecţii prevăzute

Motoarele electrice sincrone şi asincrone se prevăd cu protecţii împotriva

defectelor interne şi a regimurilor anormale de funcţionare. Principalele defecte interne sunt:

scurtcircuitele între faze sau între spirele aceleiaşi faze; punerile la pământ monofazate.

Principalele regimuri anormale ale motoarelor electrice sunt: supraintensităţile provocate de suprasarcini determinate de

supraîncărcări sau blocări ale utilajului antrenat; întreruperea unei faze; scăderea tensiunii de alimentare.

În alegerea tipurilor de protecţii pentru motoarele electrice se ţine seama de: tensiunea şi puterea nominală a motorului; natura utilajului antrenat şi regimul de lucru al acestuia; condiţiile de autopornire; cerinţele speciale ale procesului tehnologic deservit. Se vor prevedea protecţii prin relee pentru toate motoarele cu tensiunea mai mare de 1 kV. Principalele tipuri de protecţii prevăzute sunt:

protecţia maximală de curent rapidă, realizată de regulă pe două faze, pentru motoare cu puterea nominală mai mică de 4000 kW;

protecţia diferenţială longitudinală, instalată pe două faze şi prevăzută pentru puteri mai mari de 4000 kW şi mai mici de 4000 kW, dacă protecţia maximală de curent rapidă are coeficient de sensibilitate necorespunzător;

protecţia maximală de curent temporizată, împotriva suprasarcinilor;

119


protecţia maximală de curent de secvenţă homopolară, împotriva punerilor la pământ;

protecţia de tensiune minimă, care asigură: autopornirea, blocări sau condiţii speciale pentru procesul tehnologic şi condiţii de protecţia muncii;

protecţia împotriva ieşirii din sincronism pentru motoarele sincrone. Motoarele electrice cu tensiunea sub 1kV se protejează în modul următor:

pentru puteri mai mari de 40 kW protecţia se face prin intermediul întrerupătorului automat, echipat cu elemente electromagnetice şi termice; pentru puteri mai mici de 40 kW protecţia se face prin siguranţe fuzibile cu mare putere de rupere, montate în serie cu contactoare care au ataşate elemente de protecţie termice şi bobine de minimă tensiune.

5.2. Protecţia maximală de curent rapidă

În fig. 5.1 este reprezentată schema de principiu a protecţiei maximale de curent rapidă. Dacă pornirea motorului este normală şi posibilitatea de apariţie a suprasarcinilor este redusă, protecţia se poate realiza cu relee de curent cu caracteristică independentă.

Fig. 5.1. Schema protecţiei maximale de curent

M ~

I

+

1

1

S1

I

+

1

+

2

- S T

S2

R

Declanşare

TC

cu două TC şi două relee de curent

Conform normativelor, coeficientul de sensibilitate al protecţiei trebuie să fie Ksens 2.

Curentul de pornire al protecţiei se desensibilizează în funcţie de valoarea efectivă maximă a curentului de pornire al motorului Iporn max, care poate dura 1014 secunde. De asemenea se face o desensibilizare în raport cu componenta aperiodică care poate conduce la creşterea cu 4070% a valorii lui Iporn max, în primul moment al pornirii. În general componenta aperiodică a curentului se amortizează rapid.

Rezultă:

maxpornschsigpp IKKI , (5.1)

120


unde: Ksig = 1,4 pentru utilizarea releelor RC; Ksch = 3 sau 1 (în funcţie de conexiunea TC); Iporn max – valoarea maximă a curentului, în perioada de pornire, la tensiunea

nominală, alunecare s = 1 şi cu reostatul de pornire scurtcircuitat (dacă este vorba despre un motor cu rotor bobinat);

Curentul de pornire al releelor rezultă prin raportarea la raportul de transformare TC a transformatoarelor de curent.

TC

nomschsigpr

IKKI

max , (5.2)

Deoarece majoritatea motoarelor electrice au înscris pe placa de identificare multiplul de pornire mp (în loc de Iporn max), curentul de pornire al releului se calculează cu relaţia:

TC

pnomschsigpr

mIKKI

max , (5.3)

unde: Inom – curentul nominal al motorului.

5.2. Protecţia diferenţială longitudinală PDL

Această protecţie se instalează numai pe două faze, pentru motoare cu puteri mai mari de 4000 KW. În cazul în care nu există o protecţie rapidă împotriva punerilor monofazate la pământ, protecţia se instalează pe toate trei fazele.

Schema de principiu a protecţiei este identică cu cea de la generatoarele sincrone, reprezentată în fig. 2.6., cu observaţia că nu se mai utilizează releul 2 pentru sesizarea defectelor în circuitul diferenţial.

Pentru creşterea sensibilităţii PDL se utilizează aceleaşi metode ca şi în cazul generatoarelor.

Dacă motorul protejat este de tip sincron, PDL va comanda declanşarea întrerupătorului motorului şi intrarea în funcţiune a automatului de dezexcitare rapidă.

5.3. Protecţia împotriva suprasarcinilor

Această protecţie este temporizată, realizată cu relee cu caracteristică dependentă şi este combinată întotdeauna cu o protecţie rapidă împotriva scurtcircuitelor interne. Releele de tip RTpC conţin reunite ambele tipuri de protecţii.

Schema de principiu a protecţiei este reprezentată în fig. 5.2.

121


Fig. 5.2. Schema protecţieimotorului asincron împotriva suprasarcinilor,

realizată cu două relee de curent Este de dorit ca releele să fie prevăzute cu contacte separate, un contact pentru

elementul de acţionare instantanee şi un contact pentru elementul de acţionare temporizată.

Curentul de pornire al releelor se calculează cu relaţia:

TC

nomsch

rev

sig IK

K

KI

, (5.4)

unde: Ksig = 1,11,2 Krev= 0,85.

Temporizarea protecţiei, stabilită prin familia de caracteristici dependente ale releului, trebuie aleasă pentru a nu se produce acţionarea protecţiei şi în timpul pornirii sau a autopornirii motorului. Această temporizare nu trebuie să fie prea mare pentru a nu depăşi regimul termic regimul termic admisibil în înfăşurările motorului.

Problema determinării regimurilor termice reale şi a punctelor calde din înfăşurările motorului este destul de complicată şi în practică se adoptă caracteristici aproximative de lucru pentru protecţiile termice.

5.4. Protecţia împotriva punerilor la pământ

Protecţia împotriva punerilor la pământ se instalează la motoare cu puteri mai mari de 2000 kW, pentru valori ale curenţilor de defect sau reziduali începând cu 5A.

Protecţia se realizează cu FCSH sau TSH după acelaşi principiu ca şi la generatoarele sincrone. În fig. 5.3 este reprezentată schema de principiu a protecţiei cu TSH.

1/I

M

+

TC

1

S1 Declanşare

1

+

2

- R S T

S2

~

I

I

1/I

+

I 1

I

122


Fig. 5.3. Protecţiamotorului asincron împotriva punerilor la pământ, cu TSH

Pentru eliminarea efectului curenţilor paraziţi din mantaua cablului de

alimentare, conductorul de punere la pământ al mantalei se trece prin interiorul miezului TSH.

Motoarele electrice cu puteri mai mici de 2000 kW pot funcţiona cu o punere la pământ, dacă sunt alimentate din reţele cu neutrul izolat, în condiţiile în care curentul de punere la pământ nu depăşeşte 10 A. Punerea la pământ se depistează cu ocazia controlului periodic al izolaţiei.

5.5. Protecţia de tensiune minimă

Protecţia de tensiune minimă a motoarelor asincrone se introduce pentru rezolvarea următoarelor probleme:

asigurarea condiţiilor de autopornire a motoarelor importante; asigurarea securităţii personalului de exploatare; desfăşurarea în condiţii cât mai normale a procesului tehnologic deservit. La scăderea tensiunii de alimentare protecţia trebuie să menţină în funcţiune

motoarele importante şi să deconecteze în tranşe temporizate (de obicei două) motoarele mai puţin importante sau care nu trebuie să autopornească la revenirea tensiunii.

În tranşa I se deconectează motoarele mai puţin importante când nivelul tensiunii de alimentare ajunge la 0,7Un. Temporizarea pentru tranşa I se stabileşte la 0,5 secunde.

În tranşa II se deconectează toate motoarele alimentate de pe barele pe care este instalată protecţia de tensiune minimă, rămase după deconectarea tranşei I, atunci când nivelul tensiunii scade la 0,5Un un timp mai mare de 9 secunde. Măsura este impusă pentru protecţia personalului de exploatare.

M

TSC

S1

I

+

1

+

2

Declanşare 1

S2

-

~

123


124

5.6. Protecţia motoarelor sincrone

Motoarele sincrone se echipează cu toate protecţiile specifice motoarelor

electrice prezentate anterior la care se adaugă o protecţie împotriva ieşirii din sincronism. În acest caz apar pendulări de putere şi curentul statoric atinge valori periculoase, care pot depăşi valoarea curentului de pornire a protecţiei împotriva suprasarcinilor. Din acest motiv protecţia împotriva ieşirii din sincronism se realizează combinat cu protecţia împotriva suprasarcinilor.

Principiul de realizare al protecţiei se bazează pe apariţia, în cazul pendulărilor, specifice ieşirii din sincronism, unei componente alternative importante a curentului în circuitul rotoric (de excitaţie). Această componentă nu există în regim normal de funcţionare. Punerea în evidenţă a componentei alternative se face prin mijloace tehnice diferite. De exemplu, în fig. 5.4 este reprezentată o schemă prin care componenta alternativă este preluată prin intermediul unui transformator de curent TC care alimentează releul maximal de curent 1.

Fig. 5.4. Schema protecţiei împotriva Fig.5.5. Schema protecţiei împotriva ieşirii din ieşirii din sincronism, varianta cu TC sincronism, varianta cu bobină de reactanţă

În cazul schemei din fig. 5.4, bobina L prezintă reactanţă nulă (XL = Lω = 0) în curent continuu şi deci bobina releului 1 este scurtcircuitată în regim normal; releul 1 nu va acţiona.

La apariţia pendulărilor rotorului motorului sincron, când se manifestă componenta alternativă a curentului rotoric, reactanţa bobinei L are o valoare importantă; cea mai mare parte a curentului se închide prin bobina releului 1, legată în paralel cu bobina, şi determină funcţionarea protecţiei.

În ambele variante s-a introdus câte un releu intermediar 2, cu contact normal deschis temporizat la deschidere, cu rolul de a prelungi impulsul de acţionare la releul de timp 3. Acest lucru este necesar deoarece pot exista momente în care curentul alternativ din circuitul rotoric poate deveni inferior valorii curentului de revenire a releului I (fenomen caracteristic regimului de pendulări).

MS

TC

MS

S1

I

+

1

+

2

Declanşare

-

1

T

+

3

-

(XL)

Ex

Ex Ex

S1

I

+

1

+

2

Declanşare 1

+

-

T 3

- Ex

Ex Ex

Cap. VI. Protecţia barelor colectoare

CAPITOLUL VI. PROTECŢIA BARELOR COLECTOARE

6.1. Generalităţi Din punct de vedere electric barele sunt noduri ale sistemului electroenergetic

prin care se vehiculează puteri foarte mari. Scurtcircuitele pe bare constituie defectele cele mai grave şi impun deconectarea tuturor elementelor racordate la acestea. Un defect nelichidat la timp determină o scădere importantă a tensiunii şi pe barele vecine, care continuă să alimenteze defectul şi ca urmare poate fi pusă în pericol chiar stabilitatea sistemului energetic.

Protecţia împotriva defectelor pe barele colectoare poate fi asigurată în două moduri:

prin protecţii proprii; prin intermediul protecţiilor elementelor racordate la bare.

A doua metodă se utilizează numai atunci când este asigurată selectivitatea şi rapiditatea acţionării.

Barele colectoare se echipează cu următoarele protecţii proprii: protecţii diferenţiale complete şi incomplete, protecţii maximale de curent, protecţii de distanţă şi protecţii de secvenţă homopolară.

6.2. Protecţia diferenţială a barelor colectoare BC

Principiul este acelaşi cu cel de la generatorul sincron şi transformator.

125


Transformatoarele de curent ale protecţiei se instalează pe circuitele racordate la bare, în zona protejată fiind incluse barele şi întrerupătoarele elementelor racordate.

Constructiv protecţia poate fi realizată ca protecţie diferenţială completă, care include toate circuitele racordate la bare sau ca protecţie diferenţială incompletă, când în circuitul diferenţial nu sunt incluse plecările radiale (adică elementele care nu au surse la ambele capete).

În fig. 6.1 este reprezentată schema de principiu a protecţiei diferenţiale complete pentru un sistem de bare cu cinci elemente racordate. Sensurile convenţionale de circulaţie a puterilor, în regim normal şi la defect exterior în K2, sunt reprezentate cu săgeţi continue, iar în cazul unui defect pe bare, în K1, cu săgeţi întrerupte.

Fig. 6.1. Schema de principiu a protecţiei diferenţiale complete a barelor colectoare

În regim normal sau la scurtcircuit exterior, conform teoremei I a lui Kirchhoff putem scrie:

54321 ppppp IIIII , (6.1)

unde: Ipi – curenţii primari prin circuitele racordate la bare.

Conexiunile secundare ale transformatoarelor de curent se fac astfel încât curentul prin releu este dat de relaţia:

054321 dezsssssr IIIIIII , (6.2) unde: Isi – curenţii secundari ai TC.

La un defect pe bare în punctul K1, acesta este alimentat de toate sursele:

0115

14

13

12

11 K

scKp

Kp

Kp

Kp

Kp IIIIII , (6.3)

unde: 1K

piI - curenţii primari ai TC pentru scurtcircuit în K1.

IP5

I

+

TC IS1

IP1

TC IS2

IP2

TC IS3

IP3

TC IS5

K2 IP4

TC IS4

K1

Ir

126


Prin bobina releului va circula curentul: 1

51

41

31

21

11 K

sKs

Ks

Ks

Ks

Kr IIIIII , (6.4)

unde: 1K

siI - curenţii secundari ai TC pentru scurtcircuit în K1.

Curentul 1K

rI determină acţionarea protecţiei la apariţia scurtcircuitului în K1. În regim normal de funcţionare şi mai ales în regimul de scurtcircuit exterior,

curenţii de dezechilibru pot atinge valori mari, fapt ce conduce la diminuarea sensibilităţii protecţiei. Este necesară utilizarea unor metode pentru creşterea sensibilităţii, în principiu aceleaşi ca la PDL a generatoarelor sau transformatoarelor. Astfel, calculul curentului Ipp de pornire al protecţiei se face în funcţie de valoarea curentului de dezechilibru calculată, raportată la primar Idez calc p

dezcalcpsigpp IKI , (6.5) ''

max extsciopiddezcalcp IfKKI , (6.6)

unde: Ksig = 1,41,5; fi = 0,1 – este eroarea de curent a TC; Kid = 1 – coeficient de identitate al TC; Kop = 1 – în prezenţa TSR, Kop = 2 – în absenţa TSR.

Curentul de pornire al protecţiei se desensibilizează şi în raport cu curentul de sarcină maximă Isarc max al celui mai încărcat element racordat la bare, aceasta pentru a nu avea acţionări false, la întreruperea circuitului secundar al TC instalat pe elementul cel mai încărcat:

maxsarcsigpp IKI , (6.7)

cu Ksig = 1,11,2. Pentru curentul de pornire se adoptă valoarea maximă rezultată din (6.5),

(6.6). Comanda de declanşare se transmite la toate întrerupătoarele elementelor racordate la bare.

6.2. Protecţia barelor colectoare cu relee de impedanţă

În fig. 6.2 este reprezentată schema de principiu a protecţiei barelor cu relee

de impedanţă. În acest tip de protecţie, releul 2 este utilizat pentru a măsura dacă defectul a avut loc pe bară în punctul K4 (valoarea impedanţei măsurate este mică) sau în puncte situate după impedanţe ridicate, punctele K1, K2, K3 (valoarea impedanţei măsurate este mare). Ca element de pornire se foloseşte un releu maximal de curent 1.

127


128

Fig. 6.2. Schema protecţiei barelor colectoare cu relee de impedanţă Temporizarea, ta3 0,6 secunde, este necesară pentru ca protecţia să nu

lucreze neselectiv la defecte în K5 şi K6, exterioare barelor protejate, dar care conduc practic la aceleaşi valori ale impedanţelor măsurate ca şi la defectele în K4.

Introducerea temporizării permite ca defectele din K5 şi K6 să fie lichidate selectiv de către protecţia rapidă a transformatorului, respectiv a generatorului.

+

I

+

K3

Z

+

T

+

1 2 3 4

+ +

K5

K4s1

~

linie radială

K2

K1

Cap. VII. Protecţii numerice în sistemele electroenergetice

CAPITOLUL VII. PROTECŢII NUMERICE ÎN SISTEMELE

ELECTROENERGETICE 7.1. Generalităţi În acest capitol se prezintă aspecte privind protecţiile numerice utilizate în

sistemele electroenergetice. Apariţia microprocesoarelor a făcut posibilă dezvoltarea sistemelor numerice de protecţie, acestea fiind de fapt sisteme (relee) cu microprocesoare dedicate fiecărui element al sistemelor electroenergetice, sisteme numerice controlate (subordonate), de nivelele ierarhice superioare.

Utilizarea tehnologiilor cu microprocesor la realizarea sistemelor numerice de protecţie, prezintă următoarele avantaje:

Caracteristicile componentelor numerice sunt puţin sensibile la

variaţii de temperatură, variaţii ale tensiunii de alimentare, precum şi la îmbătrânire;

Performanţele componentelor digitale nu se modifică, astfel că datele stocate în memoria acestora, indiferent de zonă, nu se modifică;

Precizia sistemelor numerice de protecţie este foarte mare dacă se utilizează un număr mare de biţi pe cuvânt în calculele aritmetice;

Dispozitivele numerice pot realiza simultan funcţii aritmetice şi logice în timpul controlului procesului;

Datele înregistrate de un sistem numeric de protecţie nu pot fi falsificate decât în urma scoaterii din funcţiune a echipamentului;

129


Impedanţa de intrare a releelor cu microprocesor fiind foarte mare, ele necesită semnale de intrare cu nivele energetice foarte scăzute.

Pe lângă aceste avantaje, trebuie menţionate şi dezavantajele legate de achiziţia datelor, prelucrarea preliminară, conversia analog – numerică. Toate aceste operaţiuni au loc în timp real, şi pot duce la creşterea timpului total de lucru al protecţiei şi în plus se pot pierde o serie de informaţii conţinute în semnalele iniţiale. O analiză comparativă a criteriilor de performanţă impuse sistemelor de protecţie, relevă următoarele:

Economicitatea

În ceea ce priveşte costurile, se poate afirma că releele cu microprocesor costă mai puţin decât releele electromecanice sau cele cu componente electronice analogice.

Performanţe funcţionale

Proiectate corespunzător cerinţelor şi condiţiilor de funcţionare, releele

numerice pot îndeplini toate funcţiile releelor electromecanice şi electronice analogice disponibile în prezent şi realizează peformanţe mult mai bune în privinţa vitezei de operare, a siguranţei în funcţionare şi a reproductibilităţii caracteristicilor.

Siguranţa în funcţionare

Siguranţa în exploatare a releelor cu microprocesor este superioară releelor

clasice. Aceasta se explică prin gradul ridicat de integrare a elementelor din structura microprocesorului. În plus, orice releu cu microprocesor este dotat cu funcţii de autotestare, autocalibrare şi autosupraveghere a funcţionării.

Selectivitatea

Selectivitatea unui releu cu microprocesor este comparabilă cu a releelor

clasice, fără să putem afirma că acestea au o selectivitate superioară sau inferioară celorlalte tipuri de relee.

Flexibilitatea

Releele numerice sunt mult mai flexibile decât celelalte tipuri de relee. Ele

includ caracteristici funcţionale multiple şi posibilităţi de alegere a unora dintre aceste caracteristici. Prin modificări software, se pot realiza structuri extrem de flexibile ale releelor cu microprocesor.

130


Rapiditatea În condiţiile apariţiei unui defect, valorile reale ale curentului şi tensiunii sunt

comparate cu valorile prescrise, memorate, şi prin urmare decizia de deconectare a obiectului protejat poate fi luată chiar în primele momente ale regimului tranzitoriu din timpul defectului. Rezultă, astfel, o îmbunătăţire a rapidităţii instalaţiei de protecţie.

Datele achiziţionate de către releele cu microprocesor pot fi transmise către nivelele ierarhice superioare, pe baza acestora putându-se realiza o analiză postdefect, stabilindu-se locul defectului şi chiar cauza ce l-a produs, şi, de asemenea putându-se stabili dacă defectul are un caracter trecător sau permanent.

7.2. Arhitectura unui sistem numeric de protecţie În fig. 7.1. este reprezentată arhitectura hardware a unui sistem de protecţie, pentru un sistem electroenergetic cu “n” elemente, organizat pe trei nivele ierarhice.

Sistem achiziţii date

Bloc de calcul şi decizii

Element 1 al sistemului electroenergetic



Element 2 al sistemului electroenergetic



Element n al sistemului electroenergetic

Sistem de protecţie numeric element 1 Nivel ierarhic 1

Nivel ierarhic 2

Sistem de protecţie numeric element 2

Sistem de protecţie numeric element n

DISPECER CENTRAL Nivel ierarhic 3

MAGISTRALĂ DATE

Fig. 7.1. Arhitectura unui sistem numeric de protecţie pentru un sistem electroenergetic cu “n” elemente

131


Sistemul de achiziţie a datelor preia mărimile de la traductoarele de curent, respectiv tensiune, prelucrează aceste semnale şi transmite informaţia astfel obţinută, blocului de calcul şi decizii. Acesta este de fapt nivelul ierarhic unu. Datele de ieşire sunt transmise prin canale de legătură, de preferinţă cu fibră optică, către nivelul doi. Acesta implementează algoritmic funcţiile instalaţiei de protecţie, luând decizii. Aceste două blocuri formează împreună sistemul numeric de protecţie, sau altfel spus, releul cu microprocesor. Procesarea datelor primite de la niovelul ierarhic unu se face în timp real, şi prin urmare se impune ca viteza de plelucrare a acestora să fie foarte mare. Acest sistem numeric de protecţie poate fi proiectat pentru o funcţionare independentă faţă de nivelele ierarhice superioare, dar pentru a răspunde unor cerinţe de adaptabilitate ale protecţiei este necesară funcţionarea sub controlul nivelelor ierarhice superioare. În situaţia în care sistemul numeric de protecţie nu funcţionează ca protecţie propriu – zisă (în afara regimului de defect), acesta poate îndeplini şi alte sarcini, cum ar fi: măsurarea unor mărimi ce caracterizează elementul protejat ( curent, tensiune, defazaj, frecvenţă, putere activă, putere reactivă), şi transmiterea acestora spre nivele ierarhice superioare (sistem de supervizare), în vederea efectuării funcţiei de monitorizare. Este necesar ca transmiterea informaţiilor de la nivelul ierarhic doi la nivelul ierarhic trei, şi reciproc, să se facă prin legături seriale cu viteze de transmitere de ordinul kB/sec. Comunicarea cu nivelul ierarhic trei se face print-o magistrală de date. La nivelul trei se găseşte calculatorul dispecerului central, care poate fi utilizat atăt pentru comunicarea cu nivelul ierarhic doi, cât şi pentru stocarea datelor. Acesta coordonează acţiunea tuturor sistemelor numerice de protecţie, realizează structuri de protecţie adaptivă, prelucrează datele şi evenimentele achiziţionate în scopul efectuării unei analize postdefect.

În fig. 7.2 este reprezentat un exemplu de schemă bloc funcţională a unui sistem numeric de protecţie (releu de protecţie cu microprocesor). Schema nu diferă esenţial de structura unei unităţi de calcul dedicate utilizată în aplicaţiile industriale. Funcţia de protecţie este implementată prin software.

132


Sistem de putere

Subsistem de intrare analogic

Subsistem de intrare digital

Interfaţă analogică

Registre şi memorii

RAM

CPU Control Comunicaţii

Sursă de alimentare

Subsistem de ieşire digital

Fig. 7.2. Schema bloc funcţională a unui releu de protecţie cu microprocesor

În aceste condiţii, la proiectare, interconexiunile dintre blocuri depind de tipul blocurilor cu care se construieşte releul. Unele blocuri pot lipsi, altele pot căpăta o importanţă mai mare sau mai mică, corespunzător funcţiei de protecţie ce se doreşte a fi realizată.

Tensiunile şi curenţii sunt parametrii operaţionali cei mai folosiţi în releele de protecţie. După cum s-a menţionat anterior tensiunile şi curenţii din instalaţiile primare de putere pot căpăta valori de ordinul miilor de kV şi zecilor de kA, care se reduc la valorile standard de 100 V (67V) şi 5A.

Semnalele standard analogice sunt aplicate subsistemelor de intrare analogice. În plus, din sistemul de putere se culeg şi informaţii de tip logic cum ar fi:

starea întrerupătoarelor de putere şi a separatoarelor, starea releelor de semnalizare, starea contactelor din bloccontactele întrerupătoarelor. Aceste informaţii se aplică subsistemului de intrare digital.

În cadrul subsistemului de intrare analogic are loc o prelucrare a semnalelor analogice proporţionale cu tensiunea şi curentul din circuitul primar. O prelucrare esenţială o constituie filtrarea corespunzătoare a semnalelor analogice, pentru a elimina frecvenţele parazite cu valori mai mari decât frecvenţa fundamentală a tensiunii sistemului de putere datorate regimului de defect.

Semnalele parazite cu frecvenţa apropiată de frecvenţa tensiunii sistemului protejat (50 Hz sau 60 Hz) pot fi interpretate în mod fals de către instalaţiile de protecţie şi pot duce la funcţionări nedorite ale instalaţiilor de protecţie.

Cea mai mare dificultate în procesul de filtrare o creează aceste semnale parazite cu frecvenţă joasă. Filtrarea presupune implicit introducerea unor întârzieri care nu trebuie să afecteze rapiditatea instalaţiilor de protecţie. Această problemă se ridică în special pentru protecţiile ultrarapide.

133


Atât canalele de legătură ale intrărilor analogice cât şi ale celor digitale trebuie protejate împotriva semnalelor parazite generate de câmpurile electrice şi magnetice foarte întinse şi cu variaţii foarte rapide.

Ieşirile sistemului de intrare analogic sunt aplicate interfeţei analogice. La acest nivel se face eşantionarea şi reţinerea semnalului, conversia analog-digitală şi multiplexarea. Eşantionarea poate fi realizată sub comanda unui controler şi în multe cazuri valorile eşantionate pot fi reţinute în vederea unor comparaţii sau prelucrări ulterioare.

Datele analogice sunt eşantionate în permanenţă în vederea unor măsurări ale valorilor instantanee ale semnalelor. Ca urmare, perioada de eşantionare ar trebui să fie de ordinul nanosecundelor.

Rate de eşantionare atât de mici creează probleme; în prezent frecvenţa de eşantionare variază între 2002000 Hz.

Prin software se poate modifica frecvenţa eşantionării numai la apariţia defectului. Se pot utiliza procedee de eşantionare sincrone sau asincrone.

Procesul de conversie analog-digitală poate fi făcut prin utilizarea unui singur convertor la intrarea căruia se aduc semnalele analogice prin intermediul unui multiplexor, iar ieşirile rezultate în urma fiecărei conversii sunt transferate unităţii de calcul. Alte metode de conversie utilizează convertoare analog digitală dedicate fiecărui semnal. În acest caz se poate utiliza un multiplexor pentru citirea fiecărei informaţii numerice stocate în calculator. În realizările tehnice existente numărul intrărilor digitale este de cca. 20.

În schema bloc din fig. 7.2 rolul subsistemului digital de ieşire este de a transmite elementelor de control ale sistemului de putere semnalele prelucrate de releul cu microprocesor. Aceste semnale sunt semnale de deconectare a întrerupătoarelor de putere sau semnale de avertizare şi informare. Pentru realizările tehnice cunoscute, numărul maxim de ieşiri digitale este de 10. Aceste ieşiri trebuie protejate. În vederea unor analize postdefect este necesară alocarea unui spaţiu suficient de memorie pentru stocarea semnalelor primite din sistemul de putere în etapele pre şi post defect. De asemenea aceste semnale, măsurate în timpul regimurilor tranzitorii de defect pot fi comparate cu semnalele apărute în regimuri de defect decalate ca timp şi pot constitui o bază în vederea proiectării algoritmilor după care releul deconectează instalaţia protejată. Mesajele generate de releul cu microprocesor pot fi salvate, la momente binedeterminate de timp, cu ajutorul memoriei RAM, într-un circuit de stocare secundar, eliberându-se memoria RAM pentru cazul apariţiei unui nou regim tranzitoriu cauzat de un defect pe partea de putere.

Programul după care lucrează protecţia, logica şi stările, sunt stocate într-un anumit spaţiu din memoria ROM (EPROM, EEPROM etc.).

Controlerul, unitatea centrală (CPU) şi registrele permit executarea programului de lucru al protecţiei numai atunci când este necesar. Dacă protecţia este prevăzută şi cu posibilităţi de supraveghere şi înregistrare continuă, programele destinate acestor scopuri pot funcţiona independent de programul prioritar de deconectare a întrerupătorului de putere.

134


Sursa de alimentare a releului cu microprocesor trebuie concepută pentru funcţionarea chiar în absenţa tensiunii de alimentare principale de la reţea pentru a menţine în funcţiune releul de protecţie.

Comunicaţia cu nivelul ierarhic superior (computerul staţiei) se face prin intermediul blocului de comunicaţii.

7.3. Aspecte privind procesarea semnalelor în protecţiile numerice

Structura hardware a unei protecţii numerice trebuie să îndeplinească cel puţin aceleaşi funcţii de protecţie ca şi structurile hardware din protecţiile tradiţionale. Mărimile de intrare în structurile hardware sunt tensiunea U, curentul I, frecvenţa f şi mărimi derivate, care sunt mărimi definite pe domenii continue de timp şi iau valori continue, deci sunt considerate semnale continue analogice, notate X(t). Tot la intrarea structurilor hard se aplică şi informaţii de tip logic referitoare la starea unor elemente de comutaţie din sistemul de putere protejat sau la starea unor elemente de semnalizare.

În fig. 7.3 este reprezentată schema de principiu a subsistemului de intrare

analogic şi a interfeţei analogice punându-se în evidenţă procesarea semnalelor în vederea obţinerii semnalelor numerice.

Traductor Filtru trece jos

Traductor Filtru trece jos

S I S T E M d e P U T E R E

Semnale analogice

Multiplexor

analogic

Semnal analogic tip scară

Semnal analogic

Spre circuitul de calcul

Convertor A/N

Circuit eşantionare memorare

Semnal numeric

Fig. 7.3. Schema subsistemului de intrare analogic şi a interfeţei analogice

Pentru a avea o imagine clară referitoare la definirea semnalelor cu care

lucrează protecţiile numerice, în fig. 7.4 sunt indicate formele semnalelor care se întâlnesc la intrarea diverselor blocuri de prelucrare din structura unui releu numeric şi cu microprocesor.

135


t

X(t)Continuu necuantificat

(analogic)

t

X(t)Continuu cuantificat

(analogic)

a)

t

X(Kt)Discret necuantificat

(eşantionat)

t

X(Kt)

Discret cuantificat (numeric)

b)

c)

d)

T

Fig. 7.4. Tipuri de semnale: a). continuu necuantificat; b). continuu cuantificat; c). discret necuantificat (eşantionat);

d). discret cuantificat (numeric) Procedeul prin care dintr-un semnal analogic se obţine un semnal cuantificat

se numeşte cuantificare. Valorile rezultate în urma cuantificării sunt în număr finit şi se numesc valori cuantificate.

Un semnal discret în timp, notat X(KT) numit şi semnal discret, este un semnal definit pe un domeniu discret de timp şi poate lua fie valori continue, fie un număr finit de valori distincte.

Semnalul eşantionat este un semnal discret care ia valori continue. Eşantionarea este procedeul prin care dintr-un semnal analogic se obţine un

semnal eşantionat.

136


Semnalul numeric este un semnal discret care ia valori cuantificate. În aplicaţiile practice, din care fac parte şi releele de protecţie numerice,

semnalele numerice pot fi obţinute plecând de la semnalele analogice prin procedee de eşantionare şi cuantificare.

Referirile la semnalele discrete cu un anume suport fizic presupun o formă de variaţie reală, ca cea prezentată în fig. 7.5.

t

X(Kt)

T

Δ

Fig. 7.5. Semnal discret cu semnificaţie fizică

Filtrarea trece jos

Este o operaţiune care se execută înaintea procesării propriu-zise a semnalelor

şi are ca scop eliminarea efectelor semnalelor parazite care se suprapun peste semnalul util analogic.

În principiu, frecvenţa de tăiere a acestor filtre trebuie să fie egală cu 1,5fe, unde fe reprezintă frecvenţa de eşantionare. În funcţie de tipul aplicaţiei frecvenţa de tăiere poate creşte; de exemplu, pentru protecţia diferenţială a transformatoarelor frecvenţa se dublează.

Filtrele pot fi realizate ca circuite pasive sau active. În cazul protecţiilor ultrarapide este necesar să se considere regimul tranzitoriu introdus de filtre: sunt citate întârzieri de ordinul milisecundei.

Cuantificarea semnalelor

În cadrul procesului de cuantificare mulţimea valorilor ce defineşte semnalul analogic este transformată într-o mulţime cu număr finit de elemente. În aplicaţiile tehnice, cel mai frecvent, rezultatul cuantificării se exprimă printr-un număr întreg reprezentat în baza 2, numită reprezentare de tip întreg. În aceste condiţii semnalul cuantificat poate lua 2n valori distincte, în mulţimea 0, 1, …, 2n-1, valorile mărimilor de intrare în cuantificator fiind cuprinse în game standardizate de tensiuni. Se urmăreşte de asemenea realizarea unei cuantificări uniforme care în cazul unei game de valori [V1,V2] şi utilizarea a n poziţii binare, conduce la un nivel de cuantificare:

n

VVq

212 (7.1)

137


Pentru o gamă de variaţie a semnalelor de intrare unipolară [0, V], aplicaţia care realizează cuantificarea uniformă de forma:

12,...,1,0,0: nVf (7.2) se defineşte prin:

VqVx

qiqqiqxi

qx

xf

n ,2/3,12

2/1,2/1,

............................

2/1,0,0

(7.3)

12,0 ni . Deoarece blocurile care realizează algoritmul de lucru al instalaţiei de

protecţie efectuează calcule cu virgulă mobilă, devine necesară reprezentarea în virgulă mobilă a valorii de tip întreg furnizate de cuantificator. În cazul considerat:

iqxi , 12,0 ni ,

orice valoare x[0, V] se va exprima prin rotunjire cu valoarea xi, eroarea de rotunjire e satisfăcând relaţia:

qe 2/1 , qVx 2/1,0 (7.5)

Valoarea maximă a erorii introduse prin cuantificarea urmată de transformarea în virgulă mobilă, este dată de numărul de poziţii binare n utilizat:

12

n

Ve . (7.6)

În aplicaţii se urmăreşte ca amplitudinea semnalului care se cuantifică să fie sensibil mai mare decât nivelul de cuantificare q.

Rezultă că în procesul de cuantificare vor rezulta erori care vor acţiona ca zgomote, numite zgomote de cuantificare.

Multiplexarea

Multiplexarea analogică este operaţiunea prin care numai unul dintre semnalele analogice prezente la intrările sistemului este furnizat la ieşire la un moment dat.

Multiplexorul analogic este un comutator electronic multiplu care, în funcţie de comanda de selectare primită, pune un singur comutator pe “închis” şi toate celelalte pe „deschis”. Prin aceasta canalul de intrare corespunzător comutatorului “închis” este conectat cu circuitul următor; în schema din fig. 7.3 conectarea se face cu circuitul de eşantioanare/memorare.

138


Eşantionarea – memorarea

Prin operaţiunea de eşantionare se transformă semnalele analogice de intrare în semnale analogice constante de porţiuni.

În fig. 7.6 este reprezentată schema de principiu a unui circuit de eşantionare/memorare. Memorarea se face prin intermediul condensatorului C.

AO1 x1(t)

x2(t)

K

C Semnal analogic

de intrare

Semnal de comandă eşantionare memorare corelată cu ceasul de timp real

AO2

Semnal analogic de ieşire

Fig. 7.6. Circuit de eşantionare – memorare

Atunci când comutatorul K este închis, tensiunea pe condensator urmăreşte semnalul de la intrarea circuitului operaţional AO1, deci schema este în regim de urmărire. Când comutatorul K este deschis, presupunând ideal condensatorul C, acesta îşi menţine tensiunea constantă şi schema funcţionează în regim de memorare. Evoluţia semnalelor de intrare X1(t) şi respectiv de ieşire X2(t) din circuitul de eşantionare/memorare este reprezentată în fig. 7.7 pentru o singură comandă aplicată comutatorului K.

t

X1(t) X2(t)

X1(t) X2(t)ΔE

Regim de urmărire

Regim de memorare

Offset

Pierderi

Aplicarea semnalului de comandă

Fig. 7.7. Evoluţia semnalelor de intrare şi ieşire şi regimurile de funcţionare ale

circuitului de eşantionare – memorare

Se constată că în funcţionarea reală apar două fenomene care trebuie considerate:

139


există o întârziere E între comanda de deschidere a comutatorului şi deschiderea efectivă a acestuia (eşantionarea nu este instantanee), fapt ce duce la apariţia unui offset;

datorită pierderilor pe condensator, semnalul X2(t), pe acesta, scade pe durata regimului de memorare.

În practică, comanda eşantionării şi memorării se face cu o perioadă T, iar durata eşantionării propriu-zise E se consideră neglijabilă în raport cu T. Semnalele de intrare X1(t) şi de ieşire X2(t) ale circuitului de eşantionare sunt reprezentate în fig. 9.8.

X1(t X2(t)

X1(t

X2(t)

0 T 2T 3T 4T 5T 6Tt

Fig. 7.8. Evoluţia semnalelor de intrare şi ieşire pentru mai multe perioade de

eşantionare

Conversia analog – numerică A/N

Prin conversie analog-numerică A/N se transformă un semnal analogic într-un semnal numeric. Operaţiunea de conversie implică şi operaţia de cuantificare.

Se pot utiliza şi procedee de conversie A/N cu integrare, cu transformare intermediară amplitudine-timp, cu generator de tensiune în treaptă şi cu aproximaţii succesive.

Circuitele de conversie A/N cu aproximaţii succesive fiind cele mai utilizate în practică, se va prezenta în continuare schema de principiu a unui astfel de circuit, reprezentată în fig. 7.9.

Circuit de conversie

N/A

Registru aproximaţii

succesive RAS COMP

ComparatorIntrare Semnal analogic

Pulsuri de comandă

Referinţă analogică

Ieşire

semnal numeric

Fig. 7.9. Schema de principiu a unui circuit de conversie A/N cu aproximaţii succesive

140


Circuitul de conversie N/A transformă conţinutul registrului de aproximaţii succesive RAS într-un semnal analogic care se compară cu semnalul analogic de intrare al circuitului de conversie A/N. Startarea conversiei A/N este realizată prin intermediul ceasului de timp real. La primul pas, RAS, care are n poziţii binare, este setat cu o valoare egală cu jumătatea valorii maxime, poziţionând bitul cel mai semnificativ (bn-1) pe 1 şi resortul pe 0. Comparatorul COMP decide dacă acest bit rămâne 1 sau trebuie resetat pe 0. La al doilea pas se poziţionează pe 1 următorul bit ca semnificaţie (bn-2) al RAS şi comparatorul decide dacă acesta va rămâne 1 sau trebuie resetat pe 0.

Dacă n comparaţii RAS conţine în reprezentare binară rezultatul conversiei, fiecare din cei n biţi fiind decis la câte un plus de comandă. Acurateţea semnalului numeric rezultat depinde de numărul de biţi ai RAS utilizaţi în codificarea binară.

Conversia numeric – analogică N/A

Prin conversia numeric-analogică N/A se transformă semnalele numerice (in

reprezentarea de tip întreg) în semnale continue cuantificate. Pentru realizarea efectivă a comenzilor de deconectare în instalaţiile de

protecţie se pot utiliza circuite de comparaţie (cu logică de prag) care la depăşirea unui anumit prag a semnalului continuu cuantificat schimbă starea ieşirii din 0 în 1 sau se pot utiliza direct circuite de comparaţie numerice.

În fig. 7.10 este reprezentată schema de procesare a semnalelor în conversia N/A.

Fig. 7.10. Procesarea semnalelor în conversia N/A Demultiplexorul distribuie semnalul numeric rezultat în urma executării

algoritmilor de calcul către canalele de ieşire. Algoritmii după care lucrează protecţia sunt implementaţi prin software la nivelul structurii de calcul. Fiecare canal al demultiplexorului este conectat la un circuit de conversie N/A care produce un semnal continuu cuantificat.

În fig. 7.11 este reprezentată schema simplificată a unui circuit de conversie N/A cu rezistenţe ponderate având n = 4 poziţii binare.

Semnal numeric

Demultiplexor

numeric


N/ASemnale continue

cunatificate


N/ACOMP

Semnal logic de comandă

Referinţă


N/A

141


Ieşire semnal continuu

cunatificat

– Vref

8R

b0

4R

b1

2R

b2

R

b3

Intrare semnal numeric

AO

R0

Fig. 7.11. Schema de principiu a unui circuit de conversie N/A cu rezistenţe ponderate

Rezistenţele de intrare ale amplificatorului operaţional sunt ponderate după puterile lui 2. Biţii b0 … b3, corespunzători semnalului numeric, comandă comutatoarele astfel: pentru valoare 1, rezistenţa aferentă este conectată la –Vref, iar pentru valoare 0, rezistenţa aferentă este conectată la masă.

Precizăm că acţionarea tuturor comutatoarelor se desfăşoară în paralel. Valoarea semnalului de ieşire este

refVbbb

bR

RV

842012

30

0 . (7.7)

În cazul acestei conversii apare dezavantajul utilizării unor rezistenţe cu valori precise într-un domeniu foarte larg, domeniu ce variază de la R la 2n-1R. Pentru a elimina acest dezavantaj se pot utiliza circuite de conversie N/A cu reţele R/2R. Problemele de procesare a semnalelor în protecţiile numerice pot căpăta aspecte specifice în funcţie de algoritmii de protecţie ce se doresc a fi implementaţi.

În fig. 7.12 este reprezentată o schemă principală a elementelor hardware pentru un releu de protecţie numeric.

T

PGA

FTJ E/M

FTJ E/M

FTJ E/M

S I S T E M

d e

P U T E R E

MUX A/N

Serial port

Serial port

IC

RE

IST

RAM

ROM

EEPROM

μP

OB

T

T

Fig. 7.12. Schema de principiu a unui releu cu microprocesor

142


Blocurile reprezentate în schemă au următoarele semnificaţii: T – transformatoare de măsură şi/sau traductoare (cu separare galvanică); FTJ – filtre cu caracteristică trece-jos; E/M – bloc de eşantionare memorare; MUX – multiplexor; PGA – amplificator cu amplificare reglabilă; A/N – convertor analog-numeric; P – microprocesor; SERIAL PORT – porturi seriale; IC – intrări de contact; RE – ieşiri releu; OB – obiective; IST – intrări pentru semnale de timp.

În schema din fig. 7.12 se utilizează câte un circuit de eşantionare memorare pentru fiecare canal, comandate de acelaşi ceas de timp pentru a nu se introduce diferenţe de fază între semnalele de pe canale diferite. Semnalele analogice eşantionate sunt scalate analogic, prin intermediul amplificatorului cu amplificare reglabilă, pentru a fi aduse în gama optimă de variaţie a intrării convertorului analog-numeric.

Obiectivele şi programele de protecţie sunt stocate în memorie şi sunt realizate de către microprocesor.

7.4. Exemple de protecţii numerice realizate în laborator

În cele ce urmează se prezintă câteva realizări de laborator pentru protecţiile numerice, realizări care reprezintă de fapt rezultatele cercetării experimentale desfăşurate în laboratoarele Catedrei de Automatică din Facultatea de Inginerie, Universitatea “Constantin Brâncuşi” Tg - Jiu.

7.4.1. Protecţia maximală de curent a unui transformator cu două înfăşurări realizată cu microcontrolerul PIC16F84

În fig. 7.13 este prezentat ansamblul echipament numeric de protecţie –

element protejat (transformator electric), realizat modular astfel:

Fig. 7.13. Instalaţia de laborator (sistem numeric de protecţie şi transformator protejat)

143


modul de comunicaţie serială (RS232 – RS485); echipamentul de protecţie ce are în componenţă următoarele

module: o transformator de alimentare placă (2 x 9 V) o modul alimentare montaj o convertor curent – tensiune şi condiţionare semnal o placă de achiziţie de date realizată cu microcontrolerul

16F84.

Fig. 7.14. Interfaţa grafică a protecţiei de curent

În fig. 7.14 este prezentată interfaţa grafică a protecţiei de curent, iar în fig. 7.15, fig. 7.16 şi fig. 7.17 sunt prezentate modulul de comunicaţie, modulul de conversie curent – tensiune şi sistemul cu microcontroler.

Q1

2N2693

2

1 3 VCC_+5V

U1

MA

X232

1

3

4

5

6

7

8 9

13

12

11

10

14

2

C1+

C1-

C2+

C2-

Vs-

T2out

R2in R2out

R1in

R1out

T1in

T2in

T1out

Vs+

D2

LED_ROSU

12

R3

6K8

U2

SN75176

4

3

1

2

6

7

D

DE

R

RE

A

B

COMUNICATIE RS232

D1

LED_VERDE

12

P2

CONNECTOR DB9

5

3

98

7

62

41

Fig. 7.15. Schema modulului de comunicaţie

RX_PC

RX_MODUL

C3100nF

12

C1

100nF

1 2TX_MODUL

C4

100nF 1 2

R4

400

COMUNICATIE RS485

R2

6K8

C2100nF

12

R1

400

VCC_+5V

Q2

2N2693

2

1 3

VC

C_+

5V

U3

SN75176

4

3

1

26

7

D

DE

R

REA

B

VCC_+5V

P1

CONNECTOR DB9

59

48

37

26

1TX_PC

144


Fig. 7.16. Modulul de conversie curent - tensiune

Fig. 7.17. Sistem cu microcontroler

Funcţionarea schemei este următoarea: Modulul de conversie RS232/485 converteşte semnalul primit de la PC prin

interfaţa serială RS 232 adică o tensiune de 12V dar un curent destul de mic în standard pentru interfaţa serială RS 485 capabilă să asigure o comunicaţie la distanţe de până la 1 Km. Acesta este unul din principalele avantaje în folosirea protecţiei numerice şi anume comanda de la distanţă.

504K7

+1233

BD22,5A/50

-

+

--

1K 4K7A

A+

BD23 2K4338

Convertor curent - tensiune Redresor monoalternanţă

3V6

+5

+5

V+

Uref 2 5V

+-

54321

76

8RA1

RA0

RA2

RB1 RB0/INT

RB2 RB3 RB4 RB5

11 RB6 RB7

1

5

4 15 16

11

6 7 8 9 10

12

13 VCC +5V

1

333310

1

2 3

4

4

1

2 3

6

6

7

7

+5

+5

++- -

SN 7517

SN 7517

6K

DZ

LM33610

AA

1M10

A50

6K

Circuit de ieşire

(protecţie supratensiune)

Integrator + detector de vârf

6K

6K

145


Modulul de conversie este realizat dintr-un circuit integrat de comunicaţie serială MAX232 ce primeşte la intrare o tensiune 12V şi elaborează la ieşire o tensiune (0 5)V. Aceasta constituie la rândul său mărime de intrare pentru integratul SN75176 care realizează transmisia diferenţială.

Deci, prin intermediul acestui modul, microcontrolerul PIC16F84 primeşte de la PC valoarea de referinţă impusă, pentru curent, de către utilizator şi o compară cu valoarea numerică a curentului măsurat de la transformator. Pentru a obţine această valoare numerică, curentul de la transformatorul protejat este preluat de către traductorul de curent Tr I şi convertit apoi în tensiune de convertorul curent-tensiune. Tensiunea rezultată este aplicată unui circuit de conversie analog-numeric realizat cu integratul TLC549 comandat la rândul său de către microcontroller.

Protecţia este pusă în funcţiune atunci când valoarea numerică a curentului prin transformatorul protejat este mai mare decât valoarea de referinţă impusă de către utilizator şi prin urmare se comandă decuplarea tensiunii de alimentare a transformatorului până la remedierea defectului care a cauzat creşterea de curent. După remedierea defectului, protecţia trece în stand-by, iar circuitul de alimentare al transformatorului protejat poate fi pus din nou sub tensiune prin apăsarea butonului de reanclanşare sau printr-o comandă dată de la calculator, în funcţie de setarea switchului automat / manual.

7.4.2. Protecţia maximală de curent cu blocaj de minimă tensiune la un transformator cu două înfăşurări realizată cu microcontrolerul ATMEL 89C52

Schema de principiu a schemei de protecţie este prezentată în fig. 7.15.

Transformator protejat

RS 232

U

I TC

TT

24V~

220V~

SAD RS 232

PC

Fig. 7.15. Schema de principiu a instalaţiei de protecţie numerică

Sistemul de achiziţie a datelor (SAD), prezentat în fig. 7.16, este în fapt o

placă de achiziţie capabilă să măsoare parametrii energetici şi să transmită comenzi echipamentelor electrice (separatoare, întreruptoare, contactoare).

146


Fig. 7.16. Schema sistemului de achiziţie a datelor

Sistemul de achiziţie a datelor este de fapt structurat în două părţi: 1. modulul de condiţionare a semnalelor primite de traductoarele de curent

respectiv de tensiune (fig. 7.17). Acesta este alcătuit dintr-un redresor de precizie monoalternanţă şi un detector de valoare de vârf. Pentru partea de măsură a curentului mai apare în plus un circuit de conversie curent – tensiune a cărui schemă este prezentată în fig. 7.18.

R4 10K

R5 100R6

100

R10 100R1310K

P2 100K

D1

D1N4006

2 1

+VCC

P1 100K

R810K

C150u

+VCC

D4

4V7

-VCC

+

-

U2B

324

5

67

4

11

-VCCD3

D1N4006 2 1

R3 5K1

+ -

U2C

324

10

9 8

4

11

-VCC

Vout

D2

D1N4006

2 1

+ -

U2A

324

4 3

2

11

R12 10K

1

+VCC

Fig. 7.17. Circuit de condiţionare a semnalelor

Q2BD136

-VCC

R9 33

R11

+

-

U1

LM741

3

2

6

7

1

4

5

R2 1K

R1 33

1

+VCC

Q1BD137

R7 1K

Fig. 7.18. Circuit de conversie curent – tensiune

147


2. Modulul de achiziţie şi comandă (realizat din circuitul analogic – numeric pe 10 biţi, TLC1549, şi din microcontrolerul ATMEL 89C52).

Schema logică de funcţionare a protecţiei, este prezentată în fig. 7.19. . Fig. 7.19. Schema logică de funcţionare a protecţieimaximale de curent cu blocaj

de minimă tensiune

Modulul de conversie RS 232 converteşte semnalul primit de la PC având nivele logice ±12 V în semnale logice cu nivele TTL (0÷5)V, necesare comunicaţiei cu microcontrolerul ATMEL 89C52. Deci, prin intermediul acestui modul microcontrolerul ATMEL 89C52 primeşte de la PC valorile de referinţă impuse, atât pentru curent cât şi pentru tensiune, şi le compară cu valorile măsurate ale curentului şi tensiunii. Tensiunea şi curentul măsurate de către transformatoarele de măsură de curent şi respectiv tensiune, sunt convertite în

148


semnale numerice prin intermediul unor circuite de conversie analog-numerice realizate cu integratele TLC 1549, comandate de către microcontroler.

Protecţia acţionează atunci când Imăsurat > Iprescris şi Umăsurat <Uprescris şi comandă deschiderea întrerupătorului I, întrerupând astfel circuitul de alimentare al transformatorului protejat.

Acest circuit rămâne interrupt până la remedierea defectului care a cauzat acţionarea protecţiei. După remedierea defectului, protecţia trece în regim de stand-by, iar circuitul de alimentare al transformatorului protejat va fi pus din nou sub tensiune fie printr-o comandă dată de la calculator, fie printr-o comandă locală de pornire.

În cazul comenzii locale, se păstrează valorile prescrise pentru curent şi tensiune, anterioare declanşării protecţiei, pe când în cazul comenzii de la PC repornirea protecţiei se poate face şi cu alte valori prescrise pentru tensiune şi curent.

7.4.3. Sistem numeric pentru protecţia diferenţială

Schema bloc (de principiu) a sistemului numeric de protecţie este prezentată

în figura 7.20. În circuitul protejat se montează cele două traductoare de curent pentru măsurarea curenţului şi . Ieşirea acestor traductoare se leagă la modulul de citire curent care transformă semnalul de curent alternativ în semnal de tensiune continuă. Cele două tensiuni continue (proporţionale cu curenţii din circuitul protejat) se convertesc în semnal numeric cu ajutorul convertorului analog-numeric ADS 7841 comandat de către microcontroler.

1I 2I

Microcontrolerul calculează diferenţa în valoare absolută dintre cei doi curenţi şi compară rezultatul cu valoarea primită de la calculator corespunzăzoare diferenţei admise dintre cei doi curenţi. Dacă rezultatul furnizat de microcontroler este mai mare decât valoarea primită de la calculator se comandă declanşarea protecţiei. În continuare microcontrolerul aşteaptă comenzi atât de la calculator (PC) cât şi comenzi locale.

Ca şi comandă locală este anclanşarea manuală a protecţiei. De la calculator (PC) se poate da comanda de anclanşare a protecţiei, comandă acceptată doar în cazul funcţionării pe automat. De asemenea se poate modifica valoarea maximă a diferenţei dintre cei doi curenţi. Microcontrolerul transmite către calculator (PC) informaţii despre starea protecţiei atât în cazul anclanşării cât şi declanşării acesteia. Placa de achiziţie, realizată cu microcontroler comunică cu calculatorul (PC) prin modulul de comunicaţie care realizează separarea galvanică între calculator (PC), protecţia numerică realizând totodată şi adaptarea de nivel necesar.

Schema plăcii de achiziţie este prezentată în fig. 7.21.

149


Fig. 7.20. Schema bloc a protecţiei diferenţiale realizată numeric a unui transformator cu două înfăşurări

Comandă CANAL 1 CANAL 2 Protecţie

PLACĂ ACHIZIŢIE

MODUL CITIRE

CURENT

MODUL CITIRE

CURENT

MODUL DE

COMUNICAŢIE PC

0

1I 2I

R

TR2 TR1

R

Zonă protejată

Manual/Automat

Pornire manuală

150


151

VCC_+5V

R3

120

VCC

_+5VIN

T4

CNY17

17

6 2

38

C3 10u12

1357

2468

BR1

EDG04S

18

27

36

45

VCC_CN1

VCC_+5V

CNY17

1 7

62

3 8

INT1

U1

80C52

31191891213141512345678

3938373635 34 33 32 212223242526272817 16 2930

11

10

EA/V

P

X1X2RES

ET

INT0

INT1

T0T1P1.0

/T2

P1.1

/T2X

P1.2

P1.3

P1.4

P1.5

P1.6

P1.7

P0.0

P0.1

P0.2

P0.3

P0.4

P0.5

P0.6

P0.7

P2.0

P2.1

P2.2

P2.3

P2.4

P2.5

P2.6

P2.7RD

WR

PSEN

ALE/

P

TXD

RXD

VCC_CN1

VCC

_+5V

U3

1112

1

5

136

10 9

4

7 8

14

32

OU

TB

OU

TA

GND

REFD

LDAC

DAT

A

OU

TC

OU

TD

REFC

CLK

LOAD

VDD

REFBREFA

INT3

J4

NSL25_3XW

123

J9NSL25_3XW

123

Y1

Cuartz

VCC

_+5V

VCC_+5VU2

15

10

12

9

16

1

2 3 4 5

6

711

13

8

14/C

S

GND

Dou

t

+VCC DC

LK+VCC

CH

0C

H1

CH

2C

H3

AGND

/SHDNMode

BUSY

Vref

Din

J1NSL25_8XW

1 3 5 72 4 6 8

+ + + ++ + + +

Ref_ADC

J8NSL25_3XW

1 2 3

J7NSL25_3XW

1 2 3

VCC_+5V

Q1

PNP

VCC_CN1

R4

6k8

S1

Reset

1 3

2 4

INT2

C2

33p

Ref_DAC

VCC_+5V

J2NSL25_8XW

1 3 5 72 4 6 8

+ + + ++ + + +

J10NSL25_3XW

123

R6

6k8

C1

33p

R86K8

Fig. 7.21. Schema plăcii de achiziţie


Q2BD_NPN

31

2

P1POT_10k

3 1

2

C5100u

12

+

-

U4

LM741

3

2

67 1

4 5

VCC_+7V+

-

U5

LM741

3

2

67 1

4 5

R91K

J6

NSL25_3XW

123

VCC_+7V

R1268K

Ref_ADC

R136k8

C4100u

12

R106k8

D1

LM336Z

VCC_+7V

C6100u

12

VCC_+7V

Ref_DACR11

36K

Fig 7.22. Circuit pentru realizare a tensiunii de referinţă

- +

D2DB104G

2

1

3

4

VCC_+7V

C7100u

12

U7

9

10

7

5 6

1

SEC1

SEC1

SEC2

PR SEC2

PR

R141K

U6LM78S08

1

2

3VIN

GN

D

VOUT

D3

LED

12

VCC_+5V

U8LM78S05

1

2

3VIN

GN

D

VOUT

C82200u

12

J11

ARK350/2

1

2

1

2

C9100u

12

Fig. 7.23. Alimentarea plăcii de achiziţie

152


+VCC

J3

CON3x1

123

+

-

U2C

324

10

98

411

-VCC

P1 100KD1

D1N4148

2 1

-VCC

Q2

BD136

R810K

-VCC

Q1BD137

J4

ASM010

1

23

4

R2 1K

R6

200

R5 100

R9 33

Vout

R11

R7 1K

P2 100K

R3 5K1

J2

CON3x1

123

C122u

D3

D1N4148

2 1

D2

D1N4148

2 1

-VCC

R1 33+VCC

+

-

U1

LM741

3

2

6

7

1

4

5

R1310K

R10 100

+

-

U2B

324

5

67

411

R12 47K

R4 47K

+VCC

+

-

U2A

324

3

21

411

+VCC

D4

5V1

Conversie curent-tensiune Redresor Detector Amplificare monoalternanţă de vârf reglabilă

Fig. 7.24. Modulul citire curent

Funcţionarea aplicaţiei

Se măsoară curenţii si , după care se calculează 1I 2I 21 II . Dacă

calculează . Dacă 21 II

21 II 2I1I calculează 12 II . Se verifică dacă

progIII 21 . Dacă această relaţie nu este îndeplinită, se verifică dacă a fost

primită comanda schimbare . Dacă da, se dă comanda de schimbare a lui

şi se reia funcţia de protecţie: se masoară , etc. progI

progI 1I 2I

Dacă nu a fost primită comanda de schimbare progI se reia funcţia de

protecţie: se masoară , , etc. În situaţia în care 1I 2I progIII 21 , se

declanşează protecţia. După aceasta, se transmite la PC codul de declanşare a protecţiei, după care se aşteaptă comenzi. Dacă se constată comenzi primite, se verifică tipul comenzii primite: dacă a fost primită comanda de anclanşare protecţie se verifică dacă butonul automat/manual este pe automat. Dacă butonul este pe automat are loc anclanşarea protecţiei, transmiterea codului de aclanşare către PC, dupa care se reia funcţia de protecţie: se măsoară

, . Dacă butonul automat/manual este pe poziţia manual, protecţia nu se anclanşează şi se transmite către PC codul corespunzator protecţiei pe poziţia aclanşare manuală. Dacă a fost primită comanda de modificare , se modifică

şi se aşteaptă o nouă comandă. Dacă a fost primită comanda locală de

anclanşare manuală a protecţiei, se anclanşează protecţia, şi se transmite codul de anclanşare către PC. Dacă a fost primită o altă comandă (greşită) se aşteaptă o nouă comandă corectă.

1I

I

2I

prog

progI

153


154

Schema logică a protecţiei diferenţiale realizată numeric este prezentată în fig. 7.25.

Fig. 7.25. Schema logică a protecţiei diferenţiale realizată numeric

progIII 21

Declanşează protecţie

Comandă

schimbare progI

Modifică progI

Transmite la PC cod de declanşare a protecţiei

Aşteaptă comenzi

Comenzi primite

Aclanşare protecţie

Schimbare

valoare progI

Pornire manuală

Aclanşare protecţie Trimit cod aclanşare

Buton pe automat

Aclanşare protecţie Transmit cod de

aclanşare

Modifică

progI

Măsoară 1I

Calculeză 21 II

Dacă calculează 21 II 21 II

Dacă 21 II calculează 12 II

Măsoară 2I

START

Cap. VIII. Sisteme de monitorizare utilizate în electroenergetică

CAPITOLUL VIII. SISTEME DE MONITORIZARE UTILIZATE ÎN ELECTROENERGETICĂ

8.1. Conceptul de rețea electrică inteligentă (Smart Grid)

Reţelele inteligente (Smart Grids) sunt reţele electrice care asigură integrarea eficientă a tuturor surselor de energie şi a utilizatorilor astfel încât indiferent de modul lor de funcţionare să se asigure flexibilitate, eficienţă economică, pierderi reduse, un nivel ridicat al calităţii energiei electrice, securitatea şi siguranţa alimentării cu energie. Rețelele de energie electrică, in prezent, se bazează în principal pe o tehnologie care a fost dezvoltată pentru transmiterea fluxului de energie de la centrale electrice mari, centralizate, complet controlabile către consumatori mai mult sau mai puțin pasivi (fig. 8.1.).

Fig. 8.1. Structura tipică a unui sistem de energie

155


Rețelele electrice mai "inteligente" au potențialul de a ajuta la integrarea

surselor regenerabile de energie și a surselor de alimentare distribuite, de a asigura o calitate superioară a energiei pentru toți clienții, de a facilita participarea activă a utilizatorilor pe piața de energie electrică, de a crește eficiența energetică globală, de a facilita transportul energiei și de a optimiza investițiile în infrastructura rețelelor electrice.

Termenul "Smart Grid" se referă atât la rețelele de transport cât și la cele de distribuție. Rețelele Electrice Inteligente se vor materializa prin implementarea de strategii de monitorizare, control și sisteme de comunicații, în interiorul și în paralel cu rețeaua electrică existentă. Ce este o rețea electrică inteligentă O Rețea Electrică Inteligentă (SMART GRID) este o rețea de energie electrică, care utilizează comunicarea bidirectională și tehnologii de control a costului pentru a integra eficient comportamentul si acțiunile tuturor utilizatorilor conectași la aceasta - cu scopul de a asigura un sistem energetic sigur, eficient din punct de vedere economic și de asemenea care să fie sustenabil, cu pierderi mici și cu un nivel ridicat de calitate. Cele patru "blocuri" esențiale ale oricarei tehnologii "inteligente" sunt prezentate în fig. 8.2. Toate cele patru blocuri sunt necesare, dar ceea ce face ca sistemul să fie "inteligent" este sistemul de control. O Rețea Electrică Inteligentă cuprinde infrastructura de rețea deja existentă și cele patru elemente prezentate în figura 8.2.

Cele patru blocuri sunt reprezentate de: 1. Un sistem de senzori care să măsoare starea sistemului; 2. Un sistem de comunicație care să transmită date/informații bidirecțional; 3. Algoritmi de control care analizează informații și generează semnale de

control pentru a modifica starea sistemului; 4. Elemente de acționare care să efectueze schimbările dorite. Figura 8.2. arată că o Rețea Electrică Inteligentă este de fapt o combinație

între tehnologia "hardware" și tehnologia "software" în sistemele de infrastructură și gestionare ale rețelei electrice deja existentă. După cum este reprezentat în figura 8.2., Rețelele Electrice Inteligente reprezintă un ansamblu de diferite sisteme de senzori, infrastructură de comunicații, unități de control și sisteme de management centralizate în infrastructura rețelei electrice deja existentă.

Sistemul de senzori este reprezentat de niște "contoare inteligente" (engl. Smart Meter) care reprezintă o combinație de senzori (ce pot măsura și comunica consumul de energie electrică în timp real), logica (ce permite comunicarea cu operatorul) si totodată poate fi considerat un sistem elemente de acționare (ce permite controlul activ al aparatelor de consum).

156


Figura 8.2. Cele patru blocuri esențiale ale unei structuri inteligente

Infrastructura de comunicație se bazează pe o tehnologie de comunicație care are rolul de a conecta împreuna toate unitățile și logica de control a rețelei inteligente. Un aspect important este reprezentat de conexiunea bidirecțională (two-way) dintre consumatori și operatorii de distribuție.

Sistemul de control este reprezentat de sistemele de management energetic care sunt sisteme de unelte asistate de calculator, utilizate de către operatorii sistemului energetic pentru a monitoriza, a controla și a optimiza performanțele acestuia, incluzând generarea, transmiterea, distribuția și de asemenea consumul de energie. Astfel, sistemul de management energetic reprezintă "creierul" din reșeaua electrică.

O parte din elementele de acționare din rețeaua electrică deja existentă vor fi parte componentă a conceptului de Smart Grid. Aici, accentul va fi pus pe elementele noi, inclusiv pe contoare inteligente, pe noi sisteme de transport a curentului alternativ și pe unități de stocare a energiei.

Părtile componente ale unei rețele electrice inteligente O rețea inteligentă ilustrează co-existența generării de energie la distanță,

generarii distribuite, managementului de transmisie și distribuție a energiei și consumului flexibil.

Generarea energiei electrice

Generarea energiei reprezintă procesul de conversie a resurselor de energie din natură în energie electrică. Pentru descrierea funcționării unităților care generează energie electrică, fiecare dintre acestea se poate privi ca un sistem SISO (Single Input Single Output) cu o intrare („combustibilul”) și o ieșire (energia electrică). Sistemul respectiv poate conține diverse echipamente de conversie cum

157


ar fi: boilere, motoare, turbine, generatoare electrice. Acestea convertesc energia „combustibilului” în energie termică, energia termică în energie mecanică și energia mecanică în energie electrică.

Pentru a analiza și planifica sistemele care generează energie sunt necesare date care să reflecte eficiența și cantitatea necesară de „combustibil” pentru a produce un KWh (Kilowatt–ora) de electricitate. Aceste informații, împreună cu costurile asociate „combustibililor”, sunt folosite pentru a planifica distribuția de sarcină între diferitele generatoare ale sistemului. Astfel, producătorii pot elabora strategii de maximizare a profitului obținut în urma vânzării energiei.

Odată produsă, energia electrică trebuie să ajungă la utilizatorul final, fie el industrial sau casnic. Pentru aceasta, trebuie transportată și distribuită.

Transmisia energiei electrice

O constrângere impusă asupra unui sistem energetic este aceea ca în fiecare moment să se producă atâta energie cât este nevoie. Pentru a asigura alimentarea toturor consumatorilor cu cantitatea necesară de energie, aceștia, împreună cu producătorii, trebuie să fie interconectați prin intermediul sistemului energetic național. Interconectarea tuturor consumatorilor şi producătorilor de energie electrică trebuie să fie în cadrul unui sistem energetic naţional unic. Astfel se pot acoperi în modul cel mai avantajos toate cererile de energie electrică, ceea ce presupune însă transportul energiei electrice pe distanţe lungi.

Sistemul național de transmisie al energiei electrice face posibil transportul unor cantități mari de energie electrică de la unitățile generatoare la stațiile ce asigura distribuția către diversi utilizatori. Transportul energiei electrice se face sub formă de curent alternativ trifazat de la centrala electrică la beneficiar prin intermediul reţelelor de medie şi înaltă tensiune. La nivelul beneficiarului, în cadrul unor stații de transformare are loc reducerea tensiunii de transport, în funcţie de specificul acestora.

Sistemul de transmisie al energiei electrice este format din linii electrice, stații de transformare, stații de conexiuni și posturi de transformare. Liniile de transmisie pot fi aeriene(aici energia se transportă la tensiuni mari de (110 – 400) kV), linii subterane(energia are tensiuni sub 35 kV) sau linii submarine. În prezent se utilizează rețele de înaltă tensiune de curent alternativ sau continuu, cel mai des întâlnit sistem de transmisie al energiei electrice fiind cel de curent alternativ.

Transmiterea energiei electrice către consumatori se face la diferite nivele de tensiune stabilite pe baza anumitor criterii tehnico - economice, ţinându-se seama de pierderile de energie(direct proporţionale cu puterea vehiculată şi cu lungimea liniei şi de asemenea invers proporţionale cu tensiunea) precum şi de valoarea investiţiilor(în domeniul tensiunilor înalte, aceasta creşte proporţional cu valoarea tensiunii).

158


Distribuția energiei electrice

Subsistemul de distribuţie reprezintă o structură mai complexă ce asigură transmiterea unor puteri relativ reduse pe distanţe mai scurte şi la un număr limitat de consumatori. Delimitarea liniilor de transport şi de distribuţie după valoarea tensiunilor nominale nu este netă.

Funcția cea mai semnificativă a unui sistem de distribuție de energie este furnizarea de energie electrică la tensiuni mult mai mici decât tensiunile de transmisie. Sistemul de distribuție a energiei electrice este format din: stații de distribuție, bare de alimentare și transformatoare.

Rolul stațiilor de distribuție este de a converti la o tensiune mai mică energia electrică primită de la sistemul de transmisie și de asemenea de a transmite această energie de tensiune mică către barele de alimentare. Configurația comună a unei stații de distribuție include un număr de transformatoare ce alimentează barele la tensiuni mai mici decât cele de transmisie. Aceste bare de alimentare sunt în mod comun susținute de diversi stâlpi de beton întâlniți în orașe. Pe acesti stalpi de beton, de regulă se gasesc transformatoarele de distribuție care sunt alimentate de bare și care reduc tensiunea la valoarea la care este furnizată utilizatorilor casnici.

Fig. 8.3. Infrastructura sistemului de generare, transmisie si distribuție a

energiei electrice

159


8.2. Proiectarea de ansamblu a sistemului informatic pentru o Retea Electrica Inteligenta

Smart Grid constituie a treia generație de sisteme energetice, cea în care

rețeaua electrică este dublată de o reţea informatică ce realizează conectarea operatorilor de pe piaţa de energie electrică şi prin informație. Sunt combinate elemente de software şi hardware menite să îmbunătăţească semnificativ modul de funcţionare a procesului de alimentare cu energie electrică a utilizatorilor, asigurând posibilitatea interacţiunii în timp real între operatorii de pe întregul lanţ al producţiei, transport, distribuţie, furnizare şi utilizare. Se poate considera că reţelele smart grid nu reprezintă o revoluţie în domeniu ci o evoluţie a reţelei pentru a satisface necesităţile utilizatorilor.

Smart Grid este o reţea electrică care poate integra eficient din punct de vedere energetic şi informaţional acţiunile tuturor utilizatorilor racordaţi la această reţea pentru a asigura eficienţa economică a sistemului electroenergetic cu pierderi reduse şi siguranţă, fără a face compromisuri în ceea ce priveşte costurile şi calitatea energiei energiei electrice.

Se poate aprecia că reţeaua electrică actuală include insule de „inteligenţă” dar implementarea conceptului Smart Grid va asigura creşterea nivelului de „inteligenţă” la nivelul întregului sistem. Principalele caracteristici ale sistemelor „Smart Grid” pot fi prezentate sub forma:

asigurarea participării utilizatorilor la piaţa de energie electrică; asigurarea condiţiilor pentru circulaţia bidirecţională a fluxurilor de

energie; flexibilitate la modificări în structura surselor de generare şi a

utilizatorilor de energie; includerea în reţeaua electrică a tuturor surselor de generare şi a

sistemelor de stocare a energiei; dezvoltarea de noi produse, servicii şi pieţe specifice; asigurarea calităţii energiei electrice pentru toţi utilizatorii de reţea; utilizarea eficientă a energiei electrice şi optimizarea funcţionării

echipamentelor din reţea; gestionarea adaptivă a reţelei pentru a limita perturbaţiile, atacurile

fizice şi informatice precum şi daunele la condiţii excepţionale; măsurare inteligentă a energiei (smart metering); circuite de comunicaţii şi protocoale specifice de comunicaţie şi de

securitate. Asadar, dezvoltarea sistemelor Smart Grids vor permite:

utilizarea noilor tehnologii pentru creşterea eficienţei, securităţii şi fiabilităţii tuturor componentelor sistemelor electroenergetice;

160


realizarea de noi servicii, noi opţiuni ale utilizatorilor de reţea, cu asigurarea condiţiilor corespunzătoare privind calitatea energiei electrice;

dezvoltarea sistemului de comunicaţii pentru a obţine informaţii mai corecte, mai rapide care să permită evaluarea, în timp real, a evenimentelor din sistem şi adoptarea de măsuri pentru limitarea efectelor.

Dezvoltarea reţelelor inteligente determină realizarea unor sisteme energetice mai eficiente, mai flexibile, mai fiabile, mai stabile la perturbaţii, mai interactive. Se asigură un flux bidirecţional atât al energiei cât şi al informaţiilor.

Realizarea obiectivelor caracteristice unui sistem informatic pentru reţelele inteligente necesită asigurarea unor condiţii specifice pentru fiecare dintre operatorii de pe piaţa de energie electrica.

Operatorul de transport are responsabilitatea să asigure: capacitate suficientă (instalată şi în curs de instalare) pentru a

transporta energia generată în sistem; opţiuni suficiente pentru a echilibra generarea de energie intermitentă

(de exemplu eoliană) cu o utilizare aleatorie; minimizarea pierderilor printr-o conducere inteligentă a sistemului şi

un management adecvat al fluxurilor de energie; managementul corespunzător al sistemelor de reglare a puterii reactive

şi controlul tensiunii în nodurile caracteristice ale sistemului electro-energetic.

Monitorizarea on-line a elementelor sistemului electroenergetic poate asigura o creştere importantă a eficienţei şi securităţii alimentării cu energie electrică a utilizatorilor.

Principalele condiţii pe care trebuie să le asigure reţeaua de distribuţie pentru implementarea conceptului Smart Grid sunt:

asigurarea unei infrastructuri de distributie suficient de dezvoltata (instalată şi în curs de instalare) pentru a distribui energia;

instalarea de dispozitive de control pentru a garanta calitatea de tensiune, utilizând sisteme FACTS (Flexible Alternating Current Transmission Systems) adecvate;

monitorizarea on-line a tuturor elementelor din reţea (senzori, infrastructura de telecomunicaţii şi IT);

dezvoltarea sistemelor de automatizare în reţeaua de distribuţie; managementul sarcinii în prezenţa surselor de generare distribuită şi a

sistemelor de stocare a energiei; dezvoltarea sistemelor de măsurare inteligentă (Smart Metering); managementul întreruperilor şi al congestiilor; dezvoltarea dispecerului pentru instalaţiile eoliene; managementul echipelor de intervenţie mobilă; dezvoltarea tehnicilor de mentenanţă predictivă.

161


8.3. Sisteme SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition - sistem de conducere la nivel de supraveghere şi achiziţie de date) 8.3.1. Funcții ale sistemului SCADA În cele mai multe cazuri, noţiunea de Smart Grid la nivelul distribuţiei de energie electrică este asociată cu tehnologii de automatizare a distribuţiei. Funcţiile de automatizare a distribuţiei se pot împărţi în funcţii primare şi funcţii secundare. În categoria funcţiilor primare sunt cuprinse:

monitorizarea şi controlul echipamentelor de distribuţie din staţii (sistemele SCADA de la nivelul distribuţiei care monitorizeaza starea echipamentelor din staţie, protecţiile din staţie etc.);

automatizarea locală (necorelată la nivelul unei întregi reţele) a echipamentelor de distribuţiei de pe linii (automatizări care permit comutarea locală de pe o cale pe alta, izolarea ramurilor cu defect etc.) - AAR;

monitorizarea şi controlul echipamentelor de automatizare a distribuţiei de pe linii (de exemplu, comunicaţia SCADA cu echipamentele automate montate pe linii);

managementul resurselor de energie distribuite (protecţiile liniilor de conectare cu sursele de energie distribuite, monitorizarea şi controlul acestora);

aplicaţii software de analiză centralizată pentru automatizarea distribuţiei (calculul regimului permanent în timp real, modele pentru operarea sistemului cu generare semnificativă din surse distribuite etc.).

Sistemele SCADA se realizează într-o structură integrată de echipamente, software şi căi de comunicaţie, deservind ambele niveluri de tensiune 110 kV (staţii 110 kV/MT) şi MT (staţii MT/MT, reţele MT şi posturi de transformare MT/JT ). Sistemul SCADA, realizat in jurul unor sisteme cu microprocesor/automat programabil (PLC) consta din ansamblul de echipamente hardware si programe (software) destinate, în principiu, culegerii datelor din proces, transmiterii comenzilor către acesta, precum și validării, prelucrării, afisării și arhivării de date. El asigură:

monitorizarea și conducerea de la distanță a instalațiilor electro-energetice; informarea personalului de comandă operativă asupra topologiei și stării

obiectivelor energetice din subordine; alarmarea în cazul disfunctionalităților echipamentelor energetice; urmărirea încărcării rețelelor electrice; reținerea unui istoric al evenimentelor produse într-o anumită perioadă de

timp, însotite de momentul producerii acestora, pentru analize post avarie.

162


Pentru realizarea celor prezentate mai sus, sistemele informatice de tip SCADA realizează următoarele funcții:

a) Achizitie si schimb de date (Data Aquisition and Exchange). Funcția este utilizată pentru a asigura interfața sistemului informatic destinat conducerii operative cu echipamente de achiziție de date și sisteme informatice externe. Prin aceasta funcție se realizează:

culegerea și transmiterea informațiilor din/în instalații (stații, centrale etc.);

recepționarea informațiilor și schimbul de date cu alte trepte de conducere operativă sau alte sisteme informatice, inclusiv fișiere (baze de date, imagini (display), rapoarte, scheme, diagrame etc.);

actualizări de baze de date; mesaje operative (informații privind ieșiri din funcțiune, energii/capacități

disponibile, prețuri); telecomenzi (pentru a fi transmise la RTU) și informații privind realizarea

acestora; controlul plauzibilității și validarea informațiilor.

b) Prelucrarea datelor (Data Processing) Aceasta funcție asigură stocarea datelor obținute în timp real în bazele de date destinate, precum și verificarea și precizarea calității și plauzibilității informației codate, ca de exemplu: telemasura corectă, suprascriere manuală, ieșire din funcțiune, depășire de limită, informație eronată etc.

c) Controlul sistemului (Supervisory Control)

Prin intermediul unui sistem informatic tip SCADA, un dispecer poate comanda din camera de comandă a dispecerului energetic echipamentele aflate în stații sau centrale electrice, ca de exemplu:

întreruptoare (deschis/închis); separatoare actionate cu motor (deschis/închis); baterii de condensatoare (conectat/deconectat); pozitie comutator de ploturi la transformatoare (creste/scade); valori de

consemn; reglajul bobinelor de stingere, etc.

d) Interfata cu utilizatorii (User Interface)

163


Informarea de ansamblu a personalului de comandă operativă asupra topologiei și stării obiectivului energetic condus se realizează prin intermediul interfețelor om – mașină. Reţeaua de telecomunicaţii reprezintă elementul de bază al sistemului informatic pe care se pot implementa şi dezvolta servicii şi aplicaţii IT care deservesc utilizatorii finali. Infrastructura de fibră optică ar putea fi realizată pe sistemul de distribuţie a energiei, cablul de fibră optică folosindu-se de conductorul de protecţie dintre stâlpii liniilor electrice aeriene. În mod obişnuit în sistemele energetice tradiţionale generarea de energie electrică este realizată astfel încât să acopere necesarul de energie al utilizatorilor. În acest sens, au fost dezvoltate mecanisme specifice pentru adaptarea producţiei la necesarul de energie al utilizatorilor. Sistemele Smart Grid sunt astfel concepute încât să existe posibilitatea intervenţiei la utilizatori pentru ca necesarul acestora să corespundă în orice moment producţiei de energie electrică, iar utilizatorii să-şi poată controla, în timp real, energia utilizată. În acest sens, sistemul de comunicaţii în sistemul energetic are un rol important pentru asigurarea balanţei între producţie şi utilizare, a utilizării eficiente a energiei şi realizarea unei calităţi superioare a energiei electrice.

În cadrul reţelelor electrice inteligente nu se transferă numai energie ci şi o mare cantitate de informaţii. Realizarea retelelor electrice inteligente impune măsuri adoptate la nivelul fiecărui operator din sistemul electro-energetic pentru a asigura obiectivele impuse. La nivelul utilizatorului (prosumer):

sisteme de utilizare eficientă a energiei; producţie de energie din surse locale; clădiri inteligente; automatizare a echipamentelor utilizatoare.

La nivelul generării: producţie adaptivă cu accent pe sursele regenerabile de energie; controlul poluării mediului în cazul surselor convenţionale.

La nivelul reţelei electrice: automatizare staţii (SA Substation Automation); asigurarea calităţii energiei electrice (PQ power quality) şi a

monitorizării evenimentelor din reţea (PM power monitoring); managementul puterii în sistem (EMS energy management system); utilizarea pe scara largă a electronicii de putere; managementul activelor din sistem şi monitorizarea acestora; automatizarea distribuţiei; managementul sistemelor de distribuţie; infrastructură avanasată de măsurare (AMI advanced metering

infrastructure). La nivelul sistemelor de comunicaţie:

asigurarea securităţii circuitelor de comunicaţie;

164


dezvoltarea platformelor de comunicaţie.

Ca exemplu, în fig. 8.4 este indicată schema de monitorizare a unei zone dintr-o reţea de distribuţie de medie tensiune care alimentează o reţea de joasă tensiune în care sunt conectate atât surse distribuite cât şi utilizatori pasivi.

Fig. 8.4. Sistem de monitorizare IED echipament electronic inteligent (Intelligent Electronic Device); LAN reţea locală de comunicaţii (Local Area Network); HAN reţea internă de comunicaţii (Home Area Network); RTU terminal de control la distanţă (Remote Terminal Unit); NIC control de interfaţă (Network Interface Controller); DMS sistem de management al distribuţiei (Distribution Management System), Router echipament de comunicaţie care asigură interconectare reţelei locale cu reţeaua publică de comunicaţii.

8.3.2. SCADA şi Internet-ul

Internetul este, singura reţea (virtuală) în care toate posturile sunt usor de conectat împreună, fără a ne face griji pentru conexiunile fizice care stau la baza. În conectarea a doua noduri, calea de comunicare poate fi între reţele multiple (sau local), la care nu este conectat nici nod. Acest lucru este posibil prin utilizarea unei familii universală de protocoalelor deschise numita TCP / IP, care stau la baza Internetului. În esenţă, protocolul IP vă oferă posibilitatea de a efectua rutarea, permitand pachetelor sa fie trimise peste o topologie destul de complicată de reţele interconectate. Partea de TCP a protocolului permite pachetelor sa fie trimise de la

165


un punct la altul şi de a avea o distributie-garanţie de fier ca acestea ajung la destinaţie într-adevăr necesară. Layer-ul protocoalelor de aplicare poate fi elemente, cum ar fi protocolul de transfer hipertext (HTTP) utilizate de către World Wide Web (www). Www, sau pur si simplu Web, este interfaţa grafica care vă permite să citiţi şi sa descărcati informaţii sunt stocate în formatul www standard. Deşi Internetul este extrem de popular şi o modalitate foarte bună de comunicarea între staţii, intranetul este un alt termen, care devine important în lume SCADA.

Un intranet este proiectat pentru a comunica într-o singură reţea. Intranet-urile pot fi definite ca reţele bazate pe IP, care folosesc un browser de web standard, si cu interfaţa cu utilizatorul standarda pentru toate statiile de lucru conectate la reţea. Intranet-uri oferă un mod frumos de a valorifica avantajele tehnologiilor de Internet - o interfaţă consecventă în întreaga reţea, web cu instrumente uşor de utilizat şi multilingvist, mass-media, întreţinerea centralizata a resurselor comune şi multe altele - toate într-o reţea internă. Utilizarea Internetului pentru sistemele SCADA

Odată cu adăugarea unui modem şi ceva soft, aceste PC-uri de fabrică devin noduri de Internet accesibile de oriunde din lume. Clientii si integratorii de sistem se pot loga la sistem de la distanţă şi pot face tot ce ar face în cazul în care acestia ar fi în clădirea fabricii. Ei se pot uita la numărul de revizuire a procesorului şi observa ruralea programului. Deoarece si tehnicieni locali se pot conecta, de asemenea, la reţea, pot colabora cu uşurinţă cu sprijin mai sofisticat.

Prin urmare, Internetul are potenţialul sa lucreze cu mai multe sisteme SCADA tradiţionale, telemetrie şi sisteme de achizitii de date cu radio frecventa, comunicaţii dial-up învechite. Cu software-ul disponibil şi hardware-ul se poate face un sistem de achiziţie de date care poate capta date în timp real şi transmite oriunde în lumea la un de cost neglijabil.

8.3.3 Structura SCADA

SCADA este un acronim pentru Supervisory Control and Data Acquisition - sistem de conducere la nivel de supraveghere şi achiziţie de date.

Schema de principiu a unui sistem de conducere distribuit cu supervizare SCADA este prezentată în Fig. 8.6.

Magistrală comunicaţii

RTU

SENZORI ŞI CIRCUITE DE

CONDIŢIONARE

ELEMENTE DE EXECUŢIE

ACHIZIŢIE ŞI TRANSMITERE

DE DATE

CONTROL ÎN TIMP REAL

OM - MAŞINĂ

INTERFAŢĂ P

RO

CE

S

Fig. 8.6. Schema simplificată a unui sistem SCADA

166


Elementele principale ale unui sistem SCADA sunt urmatoarele: Traductorul reprezintă dispozitivul plasat între sursa de semnal şi un aparat

de măsură sau control, care face o adaptare între cele două dispozitive. RTU (Remote Terminal Unit) este un echipament inteligent care asigură

legătura între traductor şi un sistem de control distribuit sau SCADA permiţând transmisia unor date de telemetrie sau a unor comenzi.

Interfaţa om-maşină (Human Machine Interface - HMI) reprezintă o componentă software a sistemelor SCADA, având următoarele funcţii:

să prezinte datele achiziţionate din proces într-o formă sintetică şi uşor de

citit; să permită asocierea grafică a diverselor componente ale instalaţiilor

tehnologice cu diverşi parametri de stare curentă asociaţi cu acestea; să genereze rapoarte complexe privind istoricul procesului şi uneori chiar

rapoarte cu caracter tehnico-economic. Magistrala de comunicaţii desemnează o reţea în care coexistă dispozitive

de măsură şi de control/supervizare, care comunică numeric între ele. Modul în care se desfăşoară comunicaţia între diversele echipamente conectate la magistrală, este definit ca fiind protocolul de comunicaţie al sistemului distribuit.

Software SCADA

Software-ul SCADA se poate împărţi în două tipuri:

Licenţiat. Acest tip de software este folosit de companii care doresc să asigure comunicarea cu propriile sisteme hardware. Dar, în această situaţie poate apărea dependenţa utilizatorilor de cel care distribuie aceste soluţii;

Deschis publicului (free software). Programele din această categorie sunt tot mai populare deoarece asigură o operabilitate mai mare prin interdependenţa mai multor sisteme de la producatori diferiţi (Citect si WonderWare sunt doar două pachete software deschise publicului pentru sisteme SCADA).

Principalele caracteristicile ale sistemelor software SCADA care depind de în mare măsură de componentele hardware sunt următoarele:

Interfaţa cu utilizatorul Afişarea grafică Alarmele Interfeţele RTU Accesul la date H. Baze de date Reţea Toleranţa la erori şi redundanţă Procesarea distribuită client/server:

167


Pachetul software SCADA Există două moduri de tratare a sistemelor SCADA:

centralizat; distribuit.

In cadrul sistemului centralizat un singur calculator (server) execută monitorizarea şi toate datele sunt stocate într-o bază de date pe această staţie, fig. 8.7. Dezavantajele acestui sistem se referă la:

costul ridicat pentru server; un upgrade incremental nu este posibil din cauza mărimii fixe a

sistemului; redundanţa este scumpă din cauză că întregul sistem trebuie duplicat.

In cazul modelului distribuit, sistemul SCADA este împărţit pe mai multe calculatoare (PC), Fig. 8.8. Dezavantajele sistemului distribuit se referă la: comunicaţia între calculatoare este dificilă, rezultând probleme de

configurare; procesarea datelor şi bazele de date trebuie duplicate pe toate calculatoarele

din sistem, rezultând o eficienţă scăzută; nu există o generalizare în citirea datelor de la dispozitive. Dacă doi operatori

doresc aceleaşi date, dispozitivul RTU este interogat de două ori.

SERVER

PC n PC 2 PC 1

RTU 1 RTU 2 RTU n

Imprimantă

Fig. 8.7. Procesarea centralizată

168


PC 3 PC 2 PC 1

RTU 1 RTU 2 RTU 3

PC 4

RTU 4

Fig. 8.8. Procesarea distribuită In cadrul configuraţiilor prezentate mai sus, un server este un dispozitiv care oferă servicii către celelalte calculatoare din reţea. Un client este un calculator care cere un serviciu de la un server. Termenele de client şi server se referă la un program care rulează pe un anumit calculator. Calculatorul client cere date de la server. Serverul caută în baza de date şi returnează datele cerute, ceea ce duce la timp de procesare mai mic. O implementare tipică a unui sistem SCADA de acest tip este prezentată in fig. 8.9.

LAN

Bridge

PC 2 PC 1 SERVER

RTU 1

PC n

RTU n

Imprimantă

RTU 2

Fig. 8.9. Configurarea client/server aplicată sistemului SCADA De obicei sunt cinci sarcini în orice sistem SCADA: Intrare/ieşire – acest program este interfaţa dintre sistemul de control şi cel

de monitorizare; Alarmarea – managementul tuturor alarmelor prin detectarea punctelor de

alarmare şi compararea valorilor analogice cu pragurile de alarmă; Tendinţa – colectarea datelor pentru monitorizarea de-a lungul timpului;

169


Raportarea – din datele oferite, şi pot fi periodice, declanşabile de evenimente sau activate de operator;

Afişarea – toate datele pot fi monitorizate de operator precum şi toate acţiunile de control sunt comandate de către el.

Redundanţa

Dacă orice proces sau activitate din sistem este de o importanţă critică, sau costul pierderilor în cadrul procesului condus este mare, redundanţa trebuie introdusă în sistem. Aceasta poate fi realizată utilizând diverse configuraţii. Soluţia ar fi folosirea unui sistem client/server, care permite sarcinilor diferite sa fie rulate pe calculatoare diferite din reţea, fig. 8.10 şi 8.11. Dacă sarcina de a determina tendinţa este importantă, aceasta va fi procesată atât pe serverul primar cât şi pe cel secundar. Serverul primar comunică constant cu cel secundar, reîmprospătându-şi starea şi bazele de date. Dacă serverul primar eşuează, cel secundar îi va lua locul şi va transfera informaţiile cerute de operator.

LAN RTU

LAN

(în funcţiune) (în standby)

PC 3 PC 2 PC n

SERVER principal secundar

RTU n RTU 3 RTU 2 RTU 1

SERVER

PC 1

Fig. 8.10. Redundaţa prin dublarea serverului

170


(în funcţiune) (în standby)

LAN RTU

LAN 2

LAN 1

secundarprincipal secundarprincipal secundarprincipal

PC 3 PC 2 PC n

SERVER principal

SERVER secundar

RTU 1

CPU CPU

RTU 2

CPU CPU

RTU n

CPU CPU

PC 1

Fig. 8.11. Redundanţa prin dublarea CPU-urilor 8.3.4. Sistemul de comunicaţii în sistemele SCADA Elementul cheie în prelucrarea distribuită a datelor îl constituie conectarea nodurilor informaţionale prin intermediul canalelor de comunicaţie. In cazul sistemelor SCADA distribuite distingem următoarele situaţii specifice în ceea ce priveşte transmisia datelor: Comunicaţia la nivel local are scopul interconectării interfeţelor de achiziţie

şi comandă din staţie. Transmisia de date la distanţă are ca scop interconectarea echipamentelor

de achiziţie şi comandă de la nivel local cu nivelul imediat superior de conducere. Comunicaţia către nivelul superior de conducere este bazată, de regulă, pe reţele de mare viteză.

Interconectarea echipamentelor numerice (sistemele de achiziţii de date,

protecţii, automatizări) care provin de la diferite firme producătoare şi care au în general implementate protocoale de comunicaţii diferite, se realizează pe baza principiilor sistemelor deschise, respectând specificaţiile OSI (Open Systems Interconection) de standardizare a comunicaţiei în sisteme deschise.

Arhitectura OSI se bazează pe trei elemente principale:

procesele de aplicaţie, care realizează prelucrările de date;

171


sistemele de calcul, care înglobează procesele de aplicaţie şi care sunt conectate printr-un mediu de comunicare;

conexiunile logice, care permit un schimb de informaţie uniform între procesele de aplicaţie, indiferent de localizarea acestora în calculatoarele gazdă.

8.3.5. Funcţiile de bază ale sistemului SCADA în sistemele energetice

In cazul concret al implementărilor de sisteme SCADA care deservesc

instalaţii, reţele sau sisteme electroenergetice întâlnim următoarele funcţii de bază:

Supravegherea şi controlul de la distanţă a proceselor energetice. In acest scop, se realizează: culegerea de informaţii asupra stării sistemului energetic, prin intermediul interfeţelor de achiziţie corespunzătoare, transferul informaţiilor către punctele de comandă şi control, comanda de la distanţă a proceselor, înregistrarea modificărilor semnificative ale procesului controlat.

Alarmarea. Sistemul recunoaşte stările de funcţionare necorespunzătoare ale echipamentelor şi reţelelor electrice (suprasarcini, nivele de tensiune în afara limitelor, acţionarea sistemelor de protecţie, modificarea nedorită a stării întrerupătoarelor şi separatoarelor, etc.) şi avertizează optic/acustic dispecerul asupra celor întâmplate.

Analiza post avarie. Sistemul memorează un istoric al modificării stărilor echipamentelor şi reţelelor electrice, punând la dispoziţia dispecerului informaţiile necesare unei analize pertinente a evenimentelor petrecute.

Informarea de ansamblu a dispecerului asupra topologiei şi stării procesului energetic condus, prin intermediul interfeţelor om-maşină.

Urmărirea încărcării reţelelor electrice. In scopul optimizării funcţionării reţelelor electrice, este memorată evoluţia circulaţiilor de puteri. Aceste informaţii pot conduce la o mai bună planificare a resurselor, precum şi a schemelor reţelei şi a reglajelor tensiunii transformatoarelor.

Planificarea şi urmărirea reviziilor şi reparaţiilor în scopul evitării defectelor. Monitorizarea evoluţiei funcţionării diferitelor echipamente oferă informaţii care, analizate corespunzător pot duce la necesitatea reviziilor/reparaţiilor acestor echipamente sau instalaţii. Această analiză poate fi asistată de sisteme expert performante.

8.3.6. Echipamente terminale de conducere si achiziţii de tip RTU Echipamentele RTU (Remote Terminal Unit) sunt echipamente inteligente, realizate cu sisteme bazate pe microprocesoare, microcontrolere sau procesoare digitale de semnal (DSP), în diverse concepţii constructive şi funcţionale, dependente de aplicaţiile pentru care sunt destinate şi desigur, de firma producătoare.

172


Funcţiile de bază ale echipamentelor de tip RTU sunt următoarele,

prelevarea informaţiilor din proces; elaborarea şi transmiterea comenzilor către echipamentele de execuţie; transferul serial de informaţii cu sistemul de conducere imediat superior

sau cu alte echipamente inteligente de la nivelul său; autotestarea componentelor hard şi soft cât şi a sisteului de transmisii de

date.

In ceea ce priveşte cerinţele impuse echipamentelor de tip RTU aceste se referă la:

să aibă o construcţie modulară, astfel încât dezvoltarea ulterioară a instalaţiilor sau amplificarea volumului de informaţii necesar să nu implice înlocuirea echipamentului;

să permită achiziţia unui volum suficient de mare de informaţii care, pe de o parte să descrie complet starea instalaţiei primare conduse şi pe de altă parte să permită detectarea anomaliilor în informaţiile transmise (estimarea stării);

să fie prevăzut cu echipamente şi programe de autotestare şi de semnalizare a stărilor anormale de funcţionare;

să conţină o interfaţă cu utilizatorul care să-i permită acestuia verificarea facilă a stării modulelor componente, setării parametrilor, actualizării programelor de aplicaţii.

Structura şi organizarea generală a unui RTU In general, structura echipamentelor de tip RTU nu este standardizată. In funcţie de situaţiile concrete şi sarcinile impuse, se asamblează elementele de bază ale acestora, prin conectarea lor la magistrala de sistem, comună tuturor modulelor componente, considerate necesare, fig. 8.12.

173


174

Fig. 8.12. Componentele de bază ale unui echipament RTU Un echipament RTU conţine următoarele componente de bază: unitatea centrală de prelucrare (CPU – Central Processing Unit), reprezentată

de un sistem cu microprocesor; interfaţa de comunicaţii seriale, pentru transferul de informaţii cu sistemul de

calcul master, sau cu alte echipamente inteligente locale; interfaţa cu utilizatorul, pentru supraveghere şi comandă locală; sistemul de interfaţă cu procesul (SIP), constituit din ansamblul de module de

intrări şi ieşiri pentru semnale analogice (IA, EA)) şi numerice (IN, EN) din/spre echipamentele primare. Prin intermediul acestor module echipamentul RTU se conectează cu diversele surse de semnale şi elemente de execuţie, aferente instalaţiilor primare conduse.

Magistrală internă de date, adrese şi comenzi

Prelucrarea datelor

Spre Echip. inteligente

Intrerupătoare; Separatoare; Ploturi prize.

Contacte de la: Intrerupătoare; Separatoare; Relee; Dispozitive de automatizare

Consolă locală

Interfaţă utilizator

Module IA

Trafo de măsură (curent sau tensiune),

Traductoare

Module IN

Impulsuri

Module EA Module EN

Relee intermediare

CPU Autodiagnoză

Interfaţă comunicaţii

Elaborare comenzi

Spre SCL Spre SCC

Impulsuri

BIBLIOGRAFIE

1. Asandei, D., Protecţia sistemelor electrice, Editura Matrix Rom, Bucureşti, 1999.

2. Badea, I. ş.a., Protecţia prim relee şi automatizarea sistemelor electrice, Editura Tehnică, bucureşti, 1973.

3. Bejan, I., Balaban, G., Automatizări şi telecomenzi în electroenergetică,

Editura Didactică şi Pedagogică, Bucureşti, 1976. 4. Călin, S.,

Marcu, S., Protecţia prin relee a sistemelor electrice, Editura Tehnică, Bucureşti, 1975.

5. Constantin, I., Magherescu, I., Transmisiuni analogice şi digitale, Editura

Tehnică, Bucureşti, 1995. 6. Clemens, H.,

Rothe, K., Schutztehnik in Elektroenergiesystemen, Verlag Technik, Berlin, 1991.

7. Elmore, W.A., ş.a., Protective Relaying. Theory and Applications,

Marcel Dekker, New York, 1994. 8. Emanoil, A., Protecţia prin relee, vol. I şi II. Editura Tehnică,

Bucureşti, 1984. 9. Gal, S., Scheme de relee complexe în energetică, Editura

Tehnică Bucureşti, 1984. 10. Gilany, M.I., A digital protection technique for parallel

transmission lines using a single relay at each and. IEEE Transactions on Power Delivery, vol. 7, no.1, 1992, p. 118.

11. Lazăr, C., ş.a., Conducerea asistată de calculator a proceselor tehnice, Editura Matrix Rom, Bucureşti, 1996.

12. Mihoc, D., Iliescu, S., Automatizări şi protecţii prin relee în sistemele

electroenergetice, Editura Didactică şi Pedagogică, Bucureşti, 1983.

13. Murty, V., A digital multifunction protective relay. IEEE Transactions on Power delivery, vol. 7, no.1, 1992, p.193.

14. Pal, C. ş.a. Protecţia sistemelor electroenergetice, Editura “C. Gâldău”, Iaşi, 1996.

175

176

15. Penescu, C., Călin., S., Protecţia prin relee electronice a sistemelor

electrice, Editura Tehnică, Bucureşti, 1969. 16. Popescu, L., Echipamente electrice, Editura Sitech, Craiova,

2003. 17. Popescu, L., Conducerea proceselor electrice, Editura Sitech,

Craiova, 2003. 18. Popescu, L., ş.a., Echipament de protecţie cu microcontroller pentru

realizarea unei protecţii numerice la un transformator electric. 8-th International Conference, Universitatea „Constantin Brâncuşi” Tg-Jiu, 24 – 26 mai 2002, ISBN 973-8436-06-0;

19. Popescu, L., ş.a. Realization of a Numerical Protection at an Electrical Transformer. International Carpathian Control Conference ICCC’ 2002, Malenovice, Czech Republic, May 27 – 30, 2002, ISBN 80-248-0089-6. pag. 529-533;

20. Popescu L., ş.a., Echipament modern de protecţie realizat cu microcontrolere. International Conference on Naval and Marine Education „Romanian Naval Academy’s 130th Anniversary” 14 – 16 November 2002, Constanţa, ISBN 973-8303-16-9, pag. 183-189.

21. Popescu L., ş.a., Maximal electric current protection with blocking of minimum voltage at a transformer with two coilings. 6th European Conference of Young Research and Science Workers in Transport and Telecommunications, 23 – 25 June 2005, Zilina, Slovak Republic.

22. Popescu, S., Protecţii prin relee şi automatizări energetice, Tipografia I.P.B. Bucureşti, 1982.

23. Sângiorzan, D., Echipamente de reglare numerică, Editura Militară, Bucureşti, 1990.

24. Thomas, D.W.P., Cristopolous, C., Ultra-high speed protection of series compensated

lines. IEEE Transactions on Power Delivery, vol.7, no.1, 1992, p. 139.

25. Voicu, M., Tiţariu, i., Automatizări în energetică şi protecţia prin relee,

Tipografia I.P.I. Iaşi, 1979.

CUPRINS

CAPITOLUL I PROBLEME GENERALE ALE INSTALAŢIILOR DE PROTECŢIE UTILIZATE ÎN SISTEMELE

ELECTROENERGETICE

1

1.1. Introducere................................................................................................................. 1 1.2. Particularităţile calculului curenţilor de scurtcircuit pentru proiectarea

instalaţiilor de protecţii............................................................................................. 2 1.3. Schema de principiu a unei instalaţii de protecţie prin relee.................................... 6 1.4. Protecţii de bază, de rezervă şi auxiliare................................................................... 8 1.5. Cazuri particulare de funcţionare a instalaţiilor de protecţie.

Funcţionarea în cascadă............................................................................................ 10 1.6. Criterii de performanţă impuse sistemelor de protecţie............................................ 10

1.6.1. Rapiditatea instalaţiilor de protecţie............................................................ 11 1.6.2. Selectivitatea instalaţiilor de protecţie......................................................... 13 1.6.3. Sensibilitatea instalaţiilor de protecţie......................................................... 15 1.6.4. Siguranţa în funcţionare a instalaţiilor de protecţie..................................... 16 1.6.5. Adaptabilitatea instalaţiilor de protecţie...................................................... 16 1.6.6. Independenţa faţă de condiţiile exploatării şi deservirea

în exploatare................................................................................................. 16 1.6.7. Eficacitatea economică................................................................................. 16

1.7. Principii de realizare a instalaţiilor de protecţie prin relee, principalele tipuri de protecţii..................................................................................................................... 17

1.7.1. Protecţia de curent........................................................................................ 19 1.7.2. Protecţia de tensiune..................................................................................... 20 1.7.3. Protecţia direcţională.................................................................................... 22 1.7.4. Protecţia diferenţială.................................................................................... 23 1.7.5. Protecţia de distanţă..................................................................................... 25 1.7.6. Protecţia cu filtre.......................................................................................... 26 1.7.7. Protecţia prin curenţi de înaltă frecvenţă..................................................... 26 1.7.8. Protecţia termică........................................................................................... 26 1.7.9. Protecţia cu relee de gaze............................................................................. 26

CAPITOLUL II PROTECŢIA GENERATOARELOR

SINCRONE

27

2.1. Introducere................................................................................................................. 27 2.2. Protecţia generatoarelor sincrone (GS) împotriva scurtcircuitelor polifazate în

stator. Protecţia diferenţială longitudinală, PDL................................................... 28 2.2.1. Creşterea sensibilităţii PDL a generatoarelor............................................... 30

2.2.2. Schemele protecţiei diferenţiale longitudinale............................................. 33 2.3. Protecţia GS împotriva scurtcircuitelor polifazate în stator. Secţionarea de

curent......................................................................................................................... 34 2.4. Protecţia GS împotriva scurtcircuitelor între spirele aceleiaşi faze......................... 35 2.5. Protecţia împotriva punerilor la pământ monofazate în înfăşurarea statorică a

generatorului sincron................................................................................................ 37 2.6. Protecţia GS împotriva defectelor din circuitul de excitaţie..................................... 42

2.6.1. Protecţia împotriva primei puneri la pământ în rotor................................... 42 2.6.2. Protecţia împotriva dublei puneri la pământ în rotor.................................... 44 2.6.3. Protecţia împotriva pierderii excitaţiei generatorului sincron..................... 45

2.7. Protecţia GS împotriva suprasarcinilor şi a scurtcircuitelor exterioare.................... 47 2.7.1. Protecţia maximală completă împotriva scurtcircuitelor exterioare şi a

suprasarcinilor............................................................................................... 48 2.8. Alte protecţii ale generatorului sincron..................................................................... 51

CAPITOLUL III PROTECŢIA TRANSFORMATOARELOR ŞI

AUTOTRANSFORMATOARELOR DIN SISTEMELE ELECTROENERGETICE

53

3.1. Introducere................................................................................................................. 53 3.2. Protecţia diferenţială longitudinală a transformatoarelor (TR) şi

autotransformatoarelor (ATR)................................................................................. 54 3.3. Secţionarea de curent la transformatoare.................................................................. 59 3.4. Protecţia cu relee de gaze.......................................................................................... 60 3.5. Protecţia transformatoarelor împotriva defectelor monofazate................................ 60

3.5.1. Protecţia de cuvă........................................................................................... 60 3.5.2. Protecţia maximală de tensiune şi de curent de secvenţă homopolară......... 61

3.6. Protecţia maximală de curent a transformatoarelor.................................................. 63 3.7. Protecţia autotransformatoarelor (ATR)................................................................... 67 3.8. Protecţia blocului generator transformator (GT)...................................................... 68 3.9. Tendinţe în protecţia blocurilor generator transformator.......................................... 71

CAPITOLUL IV PROTECŢIA LINIILOR ELECTRICE 73

4.1. Tipuri de protecţii prevăzute..................................................................................... 73 4.2. Protecţia liniilor radiale............................................................................................. 75

4.2.1. Secţionarea de curent rapidă......................................................................... 75 4.2.2. Secţionarea de curent temporizată................................................................ 76 4.2.3. Protecţia maximală de curent temporizată.................................................... 77

4.2.4. Protecţia liniilor radiale împotriva defectelor monofazate la pământ.......... 78

4.3. Protecţia de distanţă a liniilor electrice..................................................................... 79 4.3.1. Principiul de funcţionare al unui releu de impedanţă minimă...................... 80 4.3.2. Caracteristici de acţionare pentru releele de impedanţă............................... 82

4.3.3. Alegerea formei caracteristicilor de acţionare în funcţie de comportarea în condiţii reale................................................................................................. 85

4.3.4. Principii de realizare a releelor de impedanţă............................................... 87 4.3.5. Măsura neliniară a impedanţei...................................................................... 100 4.3.6. Metode de blocare a funcţionării protecţiei de distanţă la apariţia

regimurilor anormale în sistem.................................................................... 104 4.3.7. Caracteristicile de timp ale releului de distanţă............................................ 106 4.3.8. Stabilirea reglajelor protecţiei de distanţă..................................................... 107 4.3.9. Verificarea sensibilităţii protecţiei de distanţă.............................................. 108

4.4. Protecţia liniilor cu alimentare bilaterală.................................................................. 109 4.4.1. Protecţia maximală de curent direcţională împotriva scurtcircuitelor

între faze..................................................................................................... 109 4.4.2. Secţionarea direcţională la liniile cu alimentare bilaterală.......................... 110

4.5. Protecţii diferenţiale şi comparative ale liniilor........................................................ 112 4.5.1. Protecţia diferenţială longitudinală a liniilor cu conductoare auxiliare....... 112 4.5.2. Protecţii cu canal de înaltă frecvenţă............................................................ 114

CAPITOLUL V PROTECŢIA MOTOARELOR ELECTRICE DE

CURENT ALTERNATIV

119

5.1. Tipuri de protecţii prevăzute..................................................................................... 119 5.2. Protecţia maximală de curent rapidă......................................................................... 121 5.3. Protecţia diferenţială longitudinală PDL.................................................................. 121 5.4. Protecţia împotriva suprasarcinilor........................................................................... 122 5.5. Protecţia împotriva punerilor la pământ................................................................... 123 5.6. Protecţia de tensiune minimă.................................................................................... 124 5.7. Protecţia motoarelor sincrone................................................................................... 125

CAPITOLUL VI PROTECŢIA BARELOR COLECTOARE

125

6.1. Generalităţi................................................................................................................. 125 6.2. Protecţia diferenţială a barelor colectoare BC ......................................................... 127

CAPITOLUL VII PROTECŢII NUMERICE ÎN SISTEMELE

ELECTROENERGETICE

129

7.1. Generalităţi................................................................................................................. 129

7.2. Arhitectura unui sistem numeric de protecţie.......................................................... 131 7.3. Aspecte privind procesarea semnalelor în protecţiile numerice.............................. 135 7.4. Exemple de protecţii numerice realizate în laborator.............................................. 143

7.4.1. Protecţia maximală de curent a unui transformator cu două înfăşurări realizată cu microcontrolerul PIC16F84………………………………

143

7.4.2. Protecţia maximală de curent cu blocaj de minimă tensiune la un transformator cu două înfăşurări realizată cu microcontrolerul ATMEL 89C52............................................................................................................

143

7.4.3. Sistem numeric pentru protecţia diferenţială............................................... 146

CAPITOLUL VIII. SISTEME DE MONITORIZARE UTILIZATE ÎN ELECTROENERGETICĂ

8.1. Conceptul de rețea electrică inteligentă (Smart Grid) ………………………….. 155 8.2. Proiectarea de ansamblu a sistemului informatic pentru o Retea Electrica

Inteligenta ……………………………………………………………………… 160

8.3. Sisteme SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition - sistem de conducere la nivel de supraveghere şi achiziţie de date) .....................................

162

8.3.1. Funcții ale sistemului SCADA ....................................................................... 162 8.3.2. SCADA și Internetul ....................................................................................... 165 8.3.3. Structura SCADA ............................................................................................ 166 8.3.4. Sistemul de comunicații în sistemele SCADA ................................................ 171 8.3.5. Funcțiile de bază ale sistemului SCADA în sistemele energetice .................. 172 8.3.6. Echipamente terminale de conducere și achiziții de tip RTU ......................... 172

BIBLIOGRAFIA

175

Date post:	11-Jul-2020
Category:	Documents
Upload:	others
View:	2 times
Download:	0 times

Sisteme moderne de monitorizare și protecții...- într-un moment egal cu timpul de acţionare al...

Documents