Control al Unei Statii Electrice de Medie Tensiune
PROIECT DE DIPLOMĂ
Sistemul integrat de procție și comandă-control al unei stații electrice de medie tensiune
CUPRINS
INTRODUCERE
CAPITOLUL 1: ROLUL ȘI LOCUL STAȚIILOR ELECTRICE ÎN SISTEMUL ELECTROENERGETIC
1.1 . Ce este un sistem electroenergetic:
1.1.1. Surse de energie electrică
1.1.2. Rețele electrice
1.2. Stații electrice
1.3. Condiții generale ale stațiilor și posturilor de transformare
1.4 . Scheme electrice de conexiuni pentru stații și posturi de transformare
1.5 Echiparea circuitelor primare racordate la un sistem de bare colectoare
1.6 Condiții de calitate a alimentării
CAPITOLUL 2: ANALIZA SOLUȚIILOR CONSTRUCTIVE ȘI A ECHIPAMENTELOR COMPONENTE PENTRU O STAȚIE DE MEDIE TENSIUNE
2.1 Noțiuni generale
2.2. Tipul aparatajului folosit pentru echiparea celulelor
2.3. Regimuri de funcționare și incidente
2.3.1 Abaterile de frecvența în afara limitelor de variație admisibile
2.3.2 Abaterile tensiunii în afara limitelor de variație admisibile
2.3.3 Supratemperaturi
2.3.4. Supracurenți
2.4. Echiparea stațiilor pe partea de circuite secundare:
CAPITOLUL 3. ANALIZA SISTEMULUI DE PROTECȚIE ȘI COMANDĂ-CONTROL AL UNEI STAȚII ELECTRICE DE MEDIE TENSIUNE
3.1 Releele de protecție
3.1.1 Structura releelor de protecție
3.1.2. Cerințele impuse protecției prin relee
3.1.3. Avantajele protecțiilor numerice
3.2. Protecția transformatoarelor
3.2.1 Protecția maximală de curent
3.2.2. Protecția diferențială longitudinală
3.2.3 Protecția transformatoarelor cu ajutorul releelor de gaze
3.3. Protecția liniilor electrice
3.4 Protecția prin relee a rețelelor de distribuție
3.5 Sisteme numerice de protecție și comandă-control
3.5.1 Relee de protecție cu microprocesor
3.5.2 Sisteme de protecție comandă și control
3.5.3 Integrarea sistemelor de protecție, automatizare, măsură, comandă și control într-un sistem electroenergetic
3.6 Funcțiile sistemului integrat de protecție, comandă și control
3.6.1 Flexibilitatea sistemelor de protecție
3.6.2 Comunicarea cu stațiile electrice
3.6.3 Sisteme SCADA
CAPITOLUL 4: PARAMETRIZAREA PROTECȚIILOR PRIN RELEE
4.1. Introducere
4.1.1 Defecte
4.1.2 Regimuri anormale
4.2. Calculul curenților de scurtcircuit
4.2.2 Calculul curenților de scurtcircuit trifazat
4.2.3. Calculul curenților de defect la scurtcircuite nesimetrice
4.2.4 Determinarea impedanțelor Z1, Z2, Z0;
4.2.5 Scurtcircuitul bifazat
4.2.6 Scurtcircuit monofazat
4.2.7 Scurtcircuit bifazat la pământ
4.3 Parametrizarea protectiilor cu ajutorul soft-ului DIGSI® 4
4.3.1 Ghid de operare
4.3.2 Configurarea
4.3.3 Securitatea
4.4. Setarea parametrilor
4.5 Domeniul de funcționare
4.6 Datele sistemului de alimentare
4.7 Grupurile de setări
4.8 Parole
4.9 Operațiile de control
4.10 Indicații
4.11 Valorile măsurate
4.12 Înregitrarea erorilor
CAPITOLUL 5: IERARHIZAREA SISTEMULUI DE CONDUCERE
5.1. Introducere
5.2 Arhitectura sistemului distribuit de conducere
5.3. Arhitectura sistemelor de protecție și comandă-control oferite de firma Siemens
CAPITOLUL 6: SIMULAREA PROTECȚIILOR PRIN RELEE. STUDIU DE CAZ.
6.1.Generalități
6.2.Descrierea echipamentului 7SJ63
6.3 Construcția dispozitivului
6.4 Funcțiile de protecție, comandă-control si masură
6.4.1 Funcții de protecție
6.4.5 Mărimi contorizate
6.4.6 Date tehnice
6.5 Calculul reglajelor protecțiilor
6.5.1 Calculul curentilor de scurtcircuit
6.6 Parametrizarea releului
6.6.1 DIGSI
CONCLUZII
BIBLIOGRAFIE
INTRODUCERE
Realizarea echipamentelor de protecție în tehnologie digitală, permite integrarea în cadrul unui echipament a mai multor funcții de protecție, automatizare și măsură. În acest fel releul de protecție devine de fapt un terminat le protecție. Un astfel de terminal de protecție include funcții multiple de protecție, automatizare, măsură și comutație în cadrul unui sistem integrat de supraveghere-control.
Un sistem de protecție prin relee este alcătuit din totalitatea dispozitivelor și aparatelor destinate să asigure, în mod automat, deconectarea unei instalații la apariția unui defect sau regim anormal de funcționare periculos pentru instalație, sau cel puțin să semnaleze aceasta.
Prin separarea automată a unei instalații defecte se urmăresc trei obiective:
-să impiedice dezvoltarea defectului și extinderea acestuia asupra altor instalații:
-să preintampine distrugerea izolatiei si aparatelor ca urmare a socului electrodinamic și electrotermic, întrerupand rapid toate posibilitățiile de alimentare a locului de defectare;
-să contribuie la restabilirea funcționării normale pentru continuitatea alimentării consumatorilor de energie electrică.
Astfel, releul de protecție, este un aparat electric care execută închiderea, deschiderea sau comutarea unuia sau mai multor contacte la variații ale unor marimi electrice aplicate la intrarea acestuia.
În cazul releelor făra elemente mobile, respectiv făra contacte, are loc o basculare a valorii de ieșire la producerea unei variații în salt la intrare.
Releul transmite comanda de declanșare la mecanismul de declanșare al întreruptorului.
Funcționarea unui releu de protecție, presupune monitorizarea unor mărimi electrice sau neelectrice caracteristice instalației pe care trebuie sa o monitorizeze.
Mărimile electrice, sunt preluate de la transformatoarele de curent montate pe circuitele ce trebuie protejate.
Releul de protecție este montant în secundarele acestor transformatoare, constituindu-se ca sarcină pentru acestea.
CAPITOLUL 1: ROLUL ȘI LOCUL STAȚIILOR ELECTRICE ÎN SISTEMUL ELECTROENERGETIC
1.1 . Ce este un sistem electroenergetic:
Interconectarea ansamblului tuturor instalațiilor și echipamentelor electroenergetice prin care se realizeaza producerea, transportul și distribuția energiei electrice dintr-un stat constituie un sistem electoenergetic național.
Ansambul liniilor, transformatoarelor, aparatelor de conectare, mașini electrice, diferite instalații auxiliare și alte clădiri adiacente destinate producerii, transportului, distribuției și utilizării energiei electrice alcătuiesc instalațiile electrice. Acestea includ stațiile electrice de evacuare a energiei electrice produse, stațiile electrice de transoformare dar și posturile de transformare.
Un sistem electroenergetic poate funcționa atât izolat cât și interconectat.
Sistemul electroenergetic din România este unul interconectat fiind creat în 1958 prin interconectarea sistemelor energetice locale. În momentul de față sistemul energetic include echipamente și instalații aflate în proprietatea unor companii aparținând statului dar și compani private.
Activitatea specifică sistemelor electroenergetice este conducerea printr-un dispecer, având scop exploatarea coordonată a instalațiilor și echipamentelor cu rolul:
– alimentării consumatorilor în condiții optime, de siguranță și calitate;
– utilizării raționale a resurselor energetice;
– asigurării unui echilibru permanent producție-consum;
– reglării schimbului cu țarile interconectate;
– coordonarea regimurilor normale de funcționare și de avarie în bune condiții.
Un sistem electroenergetic este constituit din surse de energie electrică, rețele electrice de transport și distribuție, precum și consumatori de energie electrică[1].
1.1.1. Surse de energie electrică
Ansamblul de construcții și instalații ce au drept producerea de energie electrică se numește centrală electrică.
Ca sursă de producere a energiei electrice, în centrale se folosesc generatoarele sincrone, care produc curent electric trifazat alternativ la 50 Hz iar în unele tari 60 Hz.
Motorul primar ce furnizează energie mecanică arborelui rotor al unui generator sincron poate fi o turbină cu abur, gaze sau hidraulică[1].
Energia primară reprezintă forma sub care energia se găsește în natură: energia combustibililor fosili, energia apei, energia vântului, energia soarelui, energia nucleară.
Energia utilă denumește formele sub care omul utilizează energia, diferite de formele în care aceasta se găsește în natură: energia termică, energia mecanică, energia radiantă, energia chimică.
În procesul de transformare a formelor de energie primară în energie utilă se utlilizează forme de energie intermediară, cum este energia electrică cu o serie de proprietăți care devin avantaje față de alte forme de energie:
– se obține ușor din alte forme de energie;
– se transformă ușor și cu randamente ridicate în alte forme de energie;
– se transmite economic și practic instantaneu la distanțe mari;
Energia electrică este forma de energie intermediară care se poate transforma în toate formele de energie utilă[3]
1.1.2. Rețele electrice
Totalitatea liniilor și stațiilor electrice legate între ele, funcționând interconectat alcătuiesc o rețea electrică.
Din totalul puterii produse, 12% din aceasta se pierde în rețeaua de transport și distribuție.
În cadrul sistemului electroenergetic național, rețelele electrice îndeplinesc atât rolul de transport cât și de distribuție a energiei electrice. În România fiind astfel alimentați peste 8 milioane de abonați casnici și industriali.
Rețelele electrice se împart în rețele de transport și rețele de distribuție.
Rețelele electrice de transport sunt rețelele de înalta tensiune prin care se transporta puteri mari la distanțe considerabile. Aceste rețele sunt utilizate la evacuarea energiei produse în centrale, dar și la realizarea importului și exportului de energie electrica.
Rețelele electrice de distribuție sunt acele rețele prin care se distribuie energia electrică de la stațiile de medie tensiune și de la posturile de transformare către zonele de consum, la consumatori. [4]
1.2. Stații electrice
Stațiile electrice sunt noduri în sistemul electroenergetic național având in componența lor legăturile conductoare ale liniilor electrice, aparataj electric, clădiri, transformatoare și autotransformatoare de forța. În marea lor parte, realizearea stațiilor electrice se face în funcție de:
-tranformare: prin intermediul cărora sunt modificați parametrii tensiunii, astfel fiind transformatoare ridicătoare sau transformatoare coborâtoare, putându-se interconecta mai multe rețele de diferite tensiuni. Stațiile electrice cu o putere mai mica de 1kV, se numesc posturi de tranformare.
-conexiune: aceste stații au puterea nominala mai mare de 1kV fiind destinate primirii si ditribuției de energie electrică la aceeași tensiune și frecvență. Sunt compuse din aparataj electric cu tensiunea nominală mai mare de 1 kv, conținând legături conductoare. Stațiile electrice de conexiune de medie tensiune cu rolul de a alimenta posturile de transformare se numesc puncte de alimentare.
-conversie: în aceste stații curentul este convertit în curent continuu din curent alternativ si invers prin intermediul convertizoarelor.[2]
1.3. Condiții generale ale stațiilor și posturilor de transformare
Amplasarea stațiilor și posturilor de transformare trebuie făcută în asa fel încat trebuie să se țină seama de factorii tehnici, economici și sociali precum și de normele în vigoare privind protecția muncii și cele de prevenire a incendiilor și de mediu.
Amplasarea stațiilor cu rolul de nod de rețea se face astfel încat realizarea conexiunilor să fie cât mai buna cu sistemul iar instalațiile electrice de conexiune și distribuție pentru alimentarea consumatorilor sa fie cât mai aproape de zona cu cel mai mare consum de energie electrică.
Locul de amplasare al stațiilor trebuie ales astfel încat trebuie ținut cont de econonimisirea cât mai mult posibil a terenurilor cu destinație agricolă și forestiere, evidându-se terenurile cu risc de indunație, sau posibile alunecari de teren. Dacă stațiile vor avea personal permanent de exploatare, acestea se vor amplasa în apropierea zonelor locuite, iar daca este cazul, se vor lua măsurile necesare de securitate.
Ținând cont de realizarea unei investiții minime, locul de amplasare se stabilește în funcție de utilitațiile din zonă electrice
Totalitatea liniilor și stațiilor electrice legate între ele, funcționând interconectat alcătuiesc o rețea electrică.
Din totalul puterii produse, 12% din aceasta se pierde în rețeaua de transport și distribuție.
În cadrul sistemului electroenergetic național, rețelele electrice îndeplinesc atât rolul de transport cât și de distribuție a energiei electrice. În România fiind astfel alimentați peste 8 milioane de abonați casnici și industriali.
Rețelele electrice se împart în rețele de transport și rețele de distribuție.
Rețelele electrice de transport sunt rețelele de înalta tensiune prin care se transporta puteri mari la distanțe considerabile. Aceste rețele sunt utilizate la evacuarea energiei produse în centrale, dar și la realizarea importului și exportului de energie electrica.
Rețelele electrice de distribuție sunt acele rețele prin care se distribuie energia electrică de la stațiile de medie tensiune și de la posturile de transformare către zonele de consum, la consumatori. [4]
1.2. Stații electrice
Stațiile electrice sunt noduri în sistemul electroenergetic național având in componența lor legăturile conductoare ale liniilor electrice, aparataj electric, clădiri, transformatoare și autotransformatoare de forța. În marea lor parte, realizearea stațiilor electrice se face în funcție de:
-tranformare: prin intermediul cărora sunt modificați parametrii tensiunii, astfel fiind transformatoare ridicătoare sau transformatoare coborâtoare, putându-se interconecta mai multe rețele de diferite tensiuni. Stațiile electrice cu o putere mai mica de 1kV, se numesc posturi de tranformare.
-conexiune: aceste stații au puterea nominala mai mare de 1kV fiind destinate primirii si ditribuției de energie electrică la aceeași tensiune și frecvență. Sunt compuse din aparataj electric cu tensiunea nominală mai mare de 1 kv, conținând legături conductoare. Stațiile electrice de conexiune de medie tensiune cu rolul de a alimenta posturile de transformare se numesc puncte de alimentare.
-conversie: în aceste stații curentul este convertit în curent continuu din curent alternativ si invers prin intermediul convertizoarelor.[2]
1.3. Condiții generale ale stațiilor și posturilor de transformare
Amplasarea stațiilor și posturilor de transformare trebuie făcută în asa fel încat trebuie să se țină seama de factorii tehnici, economici și sociali precum și de normele în vigoare privind protecția muncii și cele de prevenire a incendiilor și de mediu.
Amplasarea stațiilor cu rolul de nod de rețea se face astfel încat realizarea conexiunilor să fie cât mai buna cu sistemul iar instalațiile electrice de conexiune și distribuție pentru alimentarea consumatorilor sa fie cât mai aproape de zona cu cel mai mare consum de energie electrică.
Locul de amplasare al stațiilor trebuie ales astfel încat trebuie ținut cont de econonimisirea cât mai mult posibil a terenurilor cu destinație agricolă și forestiere, evidându-se terenurile cu risc de indunație, sau posibile alunecari de teren. Dacă stațiile vor avea personal permanent de exploatare, acestea se vor amplasa în apropierea zonelor locuite, iar daca este cazul, se vor lua măsurile necesare de securitate.
Ținând cont de realizarea unei investiții minime, locul de amplasare se stabilește în funcție de utilitațiile din zonă cum ar fi căile de acces, alimentarea cu apa, canalizare ș.a.
Se tine seama de asemenea si de o posibilitate a extinderii pe viitor.
Trebuie evitată amplasarea echipamentelor electrice în locuri ce prezintă deteriorări mecanice. De asemenea este interzisă amplasarea acestora în cladiri unde deasupra sau sub încaperea acestora există aglomerație de persoane, a căilor de evacuare și a obiectelor de mare valoare.
Instalațiile ce se instaleaza în exterior trebuie să respecte nivelul de zgomot dar și o distanța mare față de copacii din apropiere pentru a evita eventualele căderi ale acestora peste echipamentul electrică[1].
1.4 . Scheme electrice de conexiuni pentru stații și posturi de transformare
Pentru o manevrare rapidă și sigură, este de preferat ca instalațiile electrice să dispună de scheme de conexiuni cât mai simple și clare.
Prin schemă se ințelege un desen care arată modul în care diferite părți ale unei rețele, instalații, ale unui aparat sau ale unui ansamblu de aparate sunt funcțional conectate între ele.[2]
Clasificarea schemelor electrice se face după cum urmeaza[1]:
în funcție de numărul de conductoare:
-scheme electrice monofilare
-scheme electrice multifilare
scopul urmărit:
-scheme electrice de conexiuni
-planuri de amplasare
-scheme electrice explicative
-scheme electrice sinoptice
-scheme electrice de conexiuni
În schemele monofilare este reprezentata conexiunea dintre elementele și legăturile pentru o singura fază. Aceste scheme se folosesc în etapa inițială de proiectare.
Schemele electrice multifilare reprezintă numărul real de conductoare al fiecărui circuit. Aceste scheme se întocmesc în general numai pentru o anumita portiune din instalație și se folosesc la evidențierea anumitor particularități de detaliu, cum ar fi de exemplu indicarea unor asimetrii în raport cu cele trei faze.
Schemele electrice de conexiuni a circuitelor primare ale unei stații depind de locul de amplasare al stației dar și de rolul îndeplinit de aceasta în sistemul electroenergetic.
Astfel, în funcție de locul de amplasare în cadrul SEE, stațiile electrice pot fi stații de evacuare in cadrul centralelor electrice, stații de conexiune și stații de distribuție.
Stațiile electrice de evacuare sunt amplasate în sau lângă centralele electrice și au rolul de a „elimina” în sistem energia electrica produsă în centrală.
Stațiile de conexiune sunt stațiile de mare putere care sunt amplasate pe traseul liniilor de transport al energiei electrice, la noi în țara aceste stații aparțin societății Transelectrica.
Stațiile de distribuție sunt stațiile care au rolul de a alimenta consumatorii. Cele mai simple stații de acest gen sunt posturile de transformare.
În funcție de rolul îndeplinit circuitele electrice pot fi de doua tipuri:
Circuitele primare, fiind acele circuite cu ajutorul cărora se realizeaza tranzitul de energie electrică de la sursă la consumatori (circuite de generator, tranformator, linie electrică, etc.)
Circuitele secundare, sunt acele circuite ce contribuie la buna funcționare a circuitelor primare (circuite de măsura, protecție, comandă, control, semnalizare etc.)
Legătura dintre aceste doua tipuri de circuite se realizeaza cu ajutorul transformatoarelor de tensiune și de curent[1].
1.5 Echiparea circuitelor primare racordate la un sistem de bare colectoare
Zona dintr-o stație în care se află ansablul de echipamente, aparate electrice, materiale și dispozitive amplasate într-un singur loc, care au rolul de a funcționa pentru un anumit circuit, constituie o celulă electrică.
Sistemul de bare colectoare reprezintă un nod de conexiuni electrice, pentru a crea condițiile necesare racordării mai multor celule dintr-o stație.
Montarea echipamentului electric în celulă se poate face fix sau debroșabil. Montajul fix are avantajul unei realizări simple nefiind necesare aparate sau blocaje speciale, însa dezavantajul este dimensiunea mare a celulelor. Prin montajul debroșabil se realizeaza o reducere de volum a celulelor, fiindcă este elimintat spatiul din interiorul acestora destinat montajului sau reviziilor. Este redus dealtfel și timpul necesar înlocuirii aparatelor defecte și cel necesar reviziilor, prin folosirea unui cărucior de rezerva. La utilizarea sistemului debrosabil se elimina folosirea separatoarelor fapt ce duce la compactarea celulei si la reducerea greșelilor de manevrare a separatorului.
Tendința generala în construcția stațiilor moderne, este de a utiliza echipamente prefabricate, acestea prezentând avantaje precum: reducerea investițiilor, economie de timp și manopera la montaj, înlocuire rapidă, etc.
Faptul ca sunt un tot unitar realizate la scara industrială, celulele se livrează pregătite și încercate electric, fiind garantate din punct de vedere al siguranței și al securitații in funcționare.
Progresele tehnologice din domeniul echipamentelor electrice, precum și cel al echipamentelor de protecție, comandă și control au avut ca rezultat reducerea drastică a dimensiunilor celulelor prefabricate, la o economie cu punerea in funcțiune și de exploatare, la creșterea duratei de viață a instalațiilor, dar și la o creștere a fiabilitații sistemului[3].
1.6 Condiții de calitate a alimentării
Calitatea alimentării cu energie electrica este determinată de urmatorii factori:
– funcționarea instalației in condiții de siguranță, instalația îndepinindu-și funcțiile pentru care a fost creată
– calitatea energiei tranzitate și calitatea energiei furnizate consumatorilor, prin instalația respectivă
– compatibilitatea instalației cu mediul înconjurător, aptitudinea instalației de a funcționa fără a produce perturbații mediului înconjurator.
Îmbunătățirea calitativă a serviciului de alimentare cu energie electrică este un proces complex ce necesită cheltuieli suplimantare, verificarea eficienței economice pentru creșterea calității și variația indicatorilor de măsurare a calității. Comparând costurile variantelor cu veniturile ce se pot obține prin implementarea unor măsuri de îmbunătățire a calității alimentării cu energie electrică, se poate alege nivelul cel mai eficient din punct de vedere economic[1][2].
CAPITOLUL 2: ANALIZA SOLUȚIILOR CONSTRUCTIVE ȘI A ECHIPAMENTELOR COMPONENTE PENTRU O STAȚIE DE MEDIE TENSIUNE
2.1 Noțiuni generale
Stațiile de medie tensiune se construiesc pentru o putere de 6 kV, 10 kV, 20 kV și 35 kV, fiind stații de distribuție de tip interior.
Celule electrice prefabricate ale unei stații de medie tensiune sunt instalații containerizate, fiind compuse din materiale electrice și echipament cu funcții de comutație, protecție, izolare, masurare și automatizare, livrându-se gata de a fi montate în instalații, adica sunt complet pregătite și încercate din punct de vedere electric.
Datorită evoluției tehnologice din domeniul echipamentelor de comandă-control dar și al aparatajului electric, s-a ajuns la o reducere a dimensiunilor de gabarit a celulelor prefabricate, la o cheltuială de punere în funcțiune și exploatare mult mai mica, la creșterea duratei de viața a instalațiilor, precum și la o creștere a fiabilitații sistemului in ansablu.[3]
Interesul producătorilor de a realiza din ce în ce echipamente mai performante, mai ușor de întreținut dar și mult mai fiabile, cu o protecție cât mai ridicată a personalului și la costuri cât mai reduse, au dus la apariția mai multor tipuri de celule prefabricate. Pentru echiparea stațiilor se pot alege celule din urmatoarele tipuri[2]:
– celule de tip capsulat, având echipamantul închis în carcase de protecție, etanșe; capsularea putând fi realizată și prin blindare, pentru a spori gradul de protecție la solicitări mecanice ce apar în timpul funcționării;
– celule de tip deschis, fiind delimitate parțial in spațiu, personalul fiind protejat numai împotriva atingerii accidentale a părților aflate sub tensiune;
– celule de tip închis, delimitate total prin pereți plini, astfel nicio parte aflata sub tensiune să nu poata fi atinsă, personalul fiind protejat împotriva efectelor termice ale arcului electric datorită invelișului metalic al celulei.
2.2. Tipul aparatajului folosit pentru echiparea celulelor
Este esential să se cunoasca caracteristiciile constructive ale aparatelor și materialelor ce vor fi folosite la echiparea celulelor electrice prefabricate.
Barele colectoare: sunt alcătuite din asamblarea unor accesorii standard (de racord, de control al vibrațiilor, etc)
Acestea pot fi dispuse în partea de sus, de jos sau mediana a instalației, avand cele trei faze ce formeaza sistemul de bare, izolate monopolar sau tripolar. Capsularea monofazata sau trifazata a barelor, depinde de alegerea materialului pentru capsulare, de gradul de încarcare al barei, etc.
Întreruptorul: Datorita progresului tehnologic în construcția aparatelor de comutație, utilizându-se tehnici moderne, dar și fabricarea tot mai larga de materiale electroizolante cu proprietăți foarte bune la stingerea arcului electric, au dus la diversificarea construcției celulelor prefabricate, utilizându-se pe o scara cat mai mare întreruptoarele cu hexafluorură de sulf sau cele cu vid, debrosabile sau în montaj fix. Din punct de vedere al stingerii arcului, cele mai preferate sunt întreruptoarele cu vid datorită gabaritului redus, anduranței mecanice și celei electrice. Avantajul acestui tip de întrerupor este dat de faptul că poate fi folosit la acționări multiple și poate fi dispus cu polii în orice poziție.[3]
Separatoarele: Pot fi folosite diferite tipuri constructive de separatoare, sau celulele prefrabricate pot sa nu mai conțina acest aparat dacă aceasta este o celula de sistem de bare colectoare cu întreruptor debrosabil. Eliminarea separatorului din celulă duce la eliminarea riscului unor greșeli de manevră a acestuia și contribuie la compactarea celulei.
Cel mai des separator folosit este separatorul cu cuțit, prevazut cu blocaj electromagnetic sau mecanic. In soluțiile moderne, cu același aparat pot fi realizate atat funcțiile separatorului, cat și cele de legare la pamant[3].
Legarea la pamant. Legarea la pamant a anumitor componente din instalațiile electrice se poate realiza utilizându-se mai multe procese:
– scurtcircuitoare mobile;
– cuțite de legare la pământ;
– întrerupotare-scurtcircuitoare.
Cuțitele de legare la pământ, deși sunt mai costisitoare, se impun in celulele comparimentate, bornele de legare la pământ fiind mai greu accesibile. În România, celulele prefabricate de medie tensiune sunt echipate cu cuțite de legare la pământ, acționate manual cu blocaj mecanic sau electromagnetic.
Anumite firme livrează, la cererea cumpărătorului, un cărucior echipat cu cuțite de legare la pământ, ce poate fi montat în locul căruciorului clasic cu întreruptor și permite alegerea uneia din funcțiile urmatoare[2]:
-injectarea unui curent la tensiuni pentru localizarea unui defect pe plecarea în cablu;
-legarea în scurtcircuit și la pământ
-legarea în scurtcircuit și la pământ a barelor colectoare
Transformatoarele de măsura. Cele mai des utilizate transformatoare în celulele prefabricate sunt transformatoarele de măsura cu izolație uscată, montate pe barele colectoare și/ sau pe diferite circuite ale celulei.
Transformatoarele de măsură pot fi de tip trecere sau de tip suport, pot fi monopolare sau bipolare si uneori pot fi cu siguranțele fuzibile înglobate.
Pot fi utilizate tranformatoare combinate, de tensiune și de masura[2].
Descărcătoarele. Descărcătoarele sunt echipamente ce realizează protecția împotriva supratensiunilor, limitându-le la valori nepericuloase pentru izolație. Acestea se pot lega de asemenea și la plecările în cablu, daca rețeaua de cabluri este legata la liniile electrice aeriene, iar zona de protecție a descarcatoarelor montate la liniile aeriene nu acoperă întreg aparatajul.[2]
2.3. Regimuri de funcționare și incidente
Regimul de funcționare este modul de funcționare, caracterizat prin valorile pe care le ia parametrii săi caracteristici.
Parametrii principali ai unui regim de funcționare din instalațiile electrice sunt:
– tensiunea;
– curentul;
– frecvența;
– temperatura;
– impedanța longitudinală;
– impedanța transversală.
Regimul normal de funcționare, este orice regim, în care toți parametrii unui echipament, sau instalație se afla in gama de variație admisibilă. Exista o infinitate de regimuri normale de funcționare.
Evenimentul în urma căruia cel puțin unul din parametrii caracteristici iese în afara gamei de variație admisibilă se numește eveniment incident.
În urma producerii unui incident, rezultă un regim anormal de funcționare.
Regimurile anormale se împart în doua categori în funcție de durata acestora:
a) Regim anormal de funcționare, în care se poate funcționa un timp limitat, însa cu anumite riscuri;
b) Regimul cu funcționarea inadmisibilă sau avarie; protecțiile comanda declanșarea selectivă a zonei de defect[1].
2.3.1 Abaterile de frecvența în afara limitelor de variație admisibile
Limitele variației frecvenței sunt reglementate; astfel limitele maxime admisibile sunt 1% fn, adică 0,5 Hz f [49,5 ; 50,5] Hz.
Consecințele scăderii frecvenței.
Puterea absorbită de consumatorii (Pabs) tip motoare electrice depinde de frecvență sub forma:
, unde [2] (2.1.)
daca frecvența scade, atunci Pabs scade și productivitatea motoarelor de asemenea scare;
puterea absorbită scade cu pătratul frecvenței.
La racordarea unui nou consumator, care cere o anumita putere, în centrale trebuie asigurat tot consumul. Astfel are loc o scadere a frecvenței, fiindca scade energia cinetică a maselor în rotație, pentru restabilirea echilibrului trebuie crescută admisia de fluid motor[1].
Consecințele creșterii frecvenței
Pierderile electrice depind de f4:
(2.2)
Menținerea frecvenței in limite admisibile:
se realizează prin bilanțul puterilor active; o data cu modificarea puterilor cerute de consumatori, se adapteaza în mod continuu injecția de putere activă în sistem pentru a acoperi cererea dar și pierderile;
modalitatea de realizare practică: reglajul admisiei de fluid la motorul primar din centrale electrice (abur în CTE sau apa în CHE).
Pentru verificarea frecvenței se utilizează frecvențiometre amplasate la fiecare grup generator dar și în stațiile electrice[1].
2.3.2 Abaterile tensiunii în afara limitelor de variație admisibile
Conform standardelor, limitele de variație pentru tensiune sunt următoarele:
– la consumatori 5% Un;
– in localitațile cu număr redus de locuitori: 7% (10 %) Un.
Consecințele scăderii tensiunii
Cuplul activ al motoarelor electrice este dependent de pătratul tensiunii:
(2.3)
Cu cât tensiunea este mai scazută, cu atât productivitatea instalației scade.
Pentru lămpile electrice, fluxul luminos depinde de tensiune:
(2.4.)
Consecințele creșterii tensiunii
Creșterea tensiunii duce la scăderea duratei de viață a instalației.
Exemplu: la lămpi electrice
(2.5)
Menținerea tensiunii în limitele admisibile
Există doua soluții[3]:
– reglajul cererii de putere reactivă;
-corecturi locale ale tensiunii cu ajutorul prizelor de transformatoare.
Reglajul cererii de putere reactivă:
– în centralele electrice, se realizeaza prin reglajul curentului din circuitele de excitație ale generatoarelor;
– în stațiile electrice, se realizează prin instalarea de compensatoare sincrone;
– în posturile de transformare se instaleaza baterii de condensatoare.
2.3.3 Supratemperaturi
Supratensiunile sunt importante pentru transformatoarele din instalațiile electrice de distrubuție.
Există doua clase de izolatie in functie de temperatura admisă în regim de durată:
-pentru transformatoarele cu răcire cu lichide (adm=105 ):
-pentru transformatoarele uscate (adm=155 0C).
Pentru o durata mai mare de viață mai mare a izolației unui transformator, este de preferat ca să nu se depașeasca temperatura admisibilă.
Pentru măsurarea temperaturii se utilizeaza termometre montate sub capacul cuvei transformatorului[1].
2.3.4. Supracurenți
Supracurenții se impart în două categori[1]:
-suprasarcini
-scurcircuite
2.4. Echiparea stațiilor pe partea de circuite secundare:
Acesta opțiune se referă în special la partea de protecție, comandă și control, inclusă de obicei în compartimentul circuitelor secundare ale celulelor prefabricate. În momentul actual, protecțiile se încadreaza în tehnologiile electromecanică, analogică si numerică.
Tehnologia electromecanică, este cea mai veche dintre tehnologi, și utilizează relee simple cu o precizie redusă. In comparație cu tehnologia electromecanică, tehnologia analogică prezintă un avans tehnologic cu o precizie mai bună și o siguranță în funcționare mult mai mare a protecțiilor. Avansarea tehnologică și introducerea tehnologiei numerice ce se bazeaza pe microprocesoare permite realizarea unor unitați integrate de protecție și comanda care asigură o protecție globală ce permite masurarea diverșilor parametrii ce sunt urmariți în exploatare.
Aceste noi sisteme de protecție și măsură, sunt mult mai performante, fiabile, flexibile dar și mai economice datorită numarului redus de cabluri și timpului scăzut de punere în funcțiune, putând realiza funcții suplimentare de monitorizare, comunicare, afișare etc.
Aceste din urmă echipamente, pe lângă funcțiile tipice, prezintă unele funcții suplimentare de conversie analog-digitală, transmitere de date, automatizare de sistem, comandă și control. [1]
Profitâdu-se de capacitatea numerică de comunicare a noilor unitați, a devenit posibilă extinderea teleconducerii rețelelor electrice de medie tensiune, care înglobeaza funcții de semnalizare, supraveghere, măsura și comandă. Sistemele de comanda permit optimizarea în exploatare a rețelei și reducerea timpilor de întrerupere prin supravegherea permanentă a echipamentului electric.
Este de remarcat faptul ca o data cu dezvoltarea tehnologiilor numerice, apare necesitatea de coabitare a circuitelor de înalta tensiune cu dispozitive electronice de protecție comanda și control sensibile la perturbații electromagnetice. Sunt astfel accentuate problemele de compatibilitate electromagnetică ce trebuie luate în considerare în toate fazele procesului, de la fabricarea celulelor până la montarea și utilizarea acestora.[1]
CAPITOLUL 3. ANALIZA SISTEMULUI DE PROTECȚIE ȘI COMANDĂ-CONTROL AL UNEI STAȚII ELECTRICE DE MEDIE TENSIUNE
3.1 Releele de protecție
Totalitatea dispozitivelor și aparatelor ce au rolul de a asigura în mod automat, deconectarea unei instalații la apariția unui defect sau regim anormal de funcționare ce poate fi periculos instalației se numeste sistem de protecție prin relee.
Motivele pentru care se scoate deconecteaza instalația defectă sunt:
-împiedicarea defectului pentru a se extinde ;
-se evită distrugerea aparatelor și/sau a izolației ca urmare a socurilor suferite (termic, mecanic);
-contribuie la restabilirea funcționării normale a instalației în scopul alimentării consumatorilor de energie electrică.
Releul electric are rolul de a executa închiderea, deschiderea sau comutarea contactelor la variații de suprasarcină ale tensiunii și/sau curentului[5].
3.1.1 Structura releelor de protecție
Parametrii releului:
1. Parametrii nominali: ca orice echipament electric, releul are definite valorile nominale ale mărimilor ce poate sa le suporte în timpul de funcționare (tensiune, curent, frecvență, etc);
2. Valorile de pornire: sunt acele valori la care releul acționează
3. Valoarea de revenire: valoarea mărimii măsurate la care releul revine la starea de dinaintea acționării
4. Factorul de revenire Krev=≠ 1
5. Timpul propriu de acționare, reprezintă timpul măsurat din momentul în care releul a sesizat defectul și momentul în care releul transmite comanda de execuție.
6. Puterea consumata. În funcție de aceasta mărime se alege echiparea circuitelor secundare și alegerea transformatoarelor de măsura.
7. Puterea de rupere, puterea maximă la care contactele releului nu se deterioreaza.
8. Poziția normala a contactelor (închise sau deschise);
9. Stabilitatea termincă și electrodinamică, capacitatea releului de a suporta efectele curenților de scurtcircuit fara a fi afectat.
10. Eroarea releului, reprezintă diferența între valoarea reala de acționare și valoarea reglată pentru acționare. [6]
3.1.2. Cerințele impuse protecției prin relee
Pentru realizarea releelor de protecție trebuie îndeplinite mai multe cerinte printre care:
-rapiditatea; pentru a putea fi menținută stabilitatea unui sistem electroenergetic, există un timp de declanșare al defectului, care nu trebuie depășit, pentru a se putea asigura revenirea la regimul normal de funcționare.
-selectivitatea; releul are posibilitatea de a alege elementele defecte ce trebuie declanșate. Selectivitatea poate fi asigurata prin direcționarea acționării protecției sau prin temporizarea declanșărilor;
-fiabilitatea; proprietatea protecției de a acționa atunci când este necesar și numai atunci.[5]
3.1.3. Avantajele protecțiilor numerice
– gabarit redus;
– cost redus de exploatare și întreținere;
– realizarea de relee cu funcții multiple de protecție, comandă si masură;
– sensibilitate crescută
-consum redus;
– funcționare rapidă;
– siguranță crescută în funcționare
– integrarea sistemului de protecție în sisteme complexe de conducere automată.[6]
3.2. Protecția transformatoarelor
3.2.1 Protecția maximală de curent
Protecția maximală declansază în momentul în care mărimea monitorizată depăseste o valoare reglată (I≥Ireglat). La transformatoare aceasta protecție diferă în funcție de numărul de înfășurări ale transformatorului.
1) Transformatoarele cu doua înfășurări:
Putem observa în figura 3.1 că transformatoare de curent ce alimentează protecția maximală, în cazul transformatoarelor alimentate pe o singură parte, se montează pe partea de alimentare, motivul fiind acela că protecția prin relee va acționa ca rezervă împotriva defectelor interne[6].
Fig. 3.1 Schema principală a protecției maximale de curent a transformatoarelor cu doua înfăsurări
Protecțiile din figura 3.1 sunt următoarele:
– 1 si 2 sunt protecții împotriva suprasarcinilor;
– 3,4,5,8 sunt protecții împotriva scurtcirucitelor trifazate cu blocaj de tensiune minimă;
– 6,7,8 reprezintă protecția împotriva scurtcircuitelor exterioare nesimetrice
Se poate observa de asemenea că se foloșeste un filtru de curent de secvență inversă (FCSI).
Prin reglajele de timp se reprezintă cel mai mare timp al protecțiilor maximale de curent temporizate al elementelor următoare spre consumatori[6].
Ipp1=1.2InomT (3.1.a)
Ipp2=(1.3…1.4)InomT (3.1.b)
Ipp3=(0.5…0.6)InomT (3.1.c)
ta8=tamax,ext+∆t (3.2.a)
ta2≥∆t (3.2.b)
∆t=0.6 sec (3.2.c)
KsensI≥1.5 (3.3.a)
KsensI≥1.2 (3.3.b)
Prin relațiile (3.2.a,b,c) se asigură selectivitatea declanșărilor
Coeficientii de sensibilitate care trebuie indepliniți pentru funcția de bază a protecției de 1,5, iar pentru funcția de rezervă 1,2. (3.3.a,b).
In relațiile anterioare sunt menționate reglajele de curent și de timp, iar protecția este desensibilizata in raport cu un curent de sarcină maximă[6]:
Isarcmax=∙Intrafo (3.4)
unde: n=numărul de transformatoare în paralel;
Intrafo=curentul nominal al transformatorului.
2) Transformatoarele cu trei înfășurări:
La protecția transformatoarelor cu trei înfașurări trebuie avut în vedere faptul că pentru mărirea sensibilității protecției se recomandă introducerea blocajelor de tensiune minimă, dar trebuie avut în vedere și reglajul de timp.
La un astfel de transformator în cazul unui defect exterior pe una din tensiuni, protecția va trebui sa comande doar declanșarea întreruptorului de la tensiunea respectivă, astfel transformatorul va putea funcționa în continuare la celelalte două înfașurări la tensiunea barelor.
Reglajele de timp (3.4.a,b,c) se vor alege astfel încat funcționarea protecției să fie selectivă[6].
ta5,6 = ta max,ext + ∆t (3.4.a)
ta4 = max(ta5,ta6) + ∆t (3.4.b)
∆t = 0.6 sec (3.4.c)
Fig. 3.2 Schema principală a protecției pentru transformatoarele cu trei înfașurării
În figura 3.2 observăm protecția prin releele 1,4,7 aceasta fiind protecția de rezerva ce declansează întreruptoarele de pe toate tensiunile dar și pentru defecte interne în transformator.
La transformatoarele alimentate pe o singură parte, protecția împotriva suprasarcinilor este unică și se instalează pe partea de alimentare. La transformatoarele alimentate prin două sau trei părti ar putea fi necesare relee de curent maximale pe fiecare parte a alimentării, însa toate comandând un singur releu.[6]
3.2.2. Protecția diferențială longitudinală
1) Compensarea inegalității curenților secundari
Curentul prin circuitul diferențial:
IR DIF/Kext = i1-i2 ≈ 0 (3.5)
Rapoartele de transformare ale transformatoarelor de curent cu care se alcatuiește circuitul diferențial TC1 și TC2, sunt nTC1 și nTC2, iar raportul transformatorului de putere este NT[6].
(3.6.a)
i1 = ; (3.6.b)
Relațiile (3.6.a,b), asigură egalitatea curenților i1 și i2, deci in caz de regim normal sau la un defect exterior, curentul prin releul diferențial IRDIF este 0.
In cazul in care la regim normal sau la defect extern, apare un curent de dezechilibru mai mare de 5%In, trebuie luate măsuri de compensare a inegalității curenților secundari. Aceste măsuri pot fi:
– montarea de transformatoare cu saturație rapidă TSR cu bobine de egalizare care să compenseze fluxul dat prin bobina de lucru (fig.3.3)
-folosirea RDIF cu bobine de frânare și bobine de egalizare tip RDS
Fig. 3.3. Utilizarea TSR cu bobine de egalizare și frânare
WL, reprezintă spirele bobinei de lucru, iar Weg, spirele bobinei secundare a releului.
Compensarea fluxurilor[5]:
Weg∙i2 = wL(i1-i2); (3.7);
2) Compensarea defazajului de curenți
Pentru a se realiza corecția de curent printr-un releu, se vor conecta secundarele celor doua grupuri ale transformatoarelor de curent pentru a produce o rotație în sens invers a fazorilor curenților secundari care compenseaza defazajul astfel:
-în triunghi pe partea de conexiune stea;
-în stea pe partea conexiunii triunghi.
3) Problema șocului de curent de magnetizare
Curentul de magnetizare al unui transformator de putere, în regim normal de funcționare nu depășește 5%In, însa la revenirea tensiunii după eliminarea unui scurtcircuit exterior, apare un curent de magnetizare ce poate atinge valori foarte mari (6÷8)In.
In figura 3.4 este prezentat un curent periodic de magnetizare și curentul aperiodic ca urmare a revenirii tensiunii dupa eliminarea unui scurtcircuit exterior.
Fig. 3.4. Curba de variație a curentului de magnetizare
Durata și amplitudinea curentului de magnetizare depind de mai multi factori[6]:
– puterea transformatorului;
– rezistența de la sursa pana la transformator a sistemului electroenergetic;
– caracteristicile fizice ale transformatorului;
-momentul punerii sub tensiune și fluxul rezidual.
Transformatoarele mari au un curent de magnetizare de lunga durata pentru ca inductanța L, este foarte mare în comparație cu rezistenta R. Cand tensiunea trece prin valoarea zero și fluxul remanent are valoarea maximă și de sens opus fluxului remantent, apare ce mai nefavorabilă situație. Curentul de magnetizare descrește rapid în primele perioade, însa scade foarte lent daca rezistența este mai mica. În timpul primelor perioade inductanța L este mica și fenomenul de saturație este accentuat.[5]
4) Compensarea curenților de dezechilibru
Compensarea curenților de dezechilibru au mai multe componente în cazul unui transformator[7]:
Idez =I dezTC + Idez egalizare + Idez RAT; (3.8.a)
Ippdif = ksig ∙ Idez calc p; ksig = 1.2 ÷1.5; (3.8.b)
unde:
Ideztc-curentul de dezechilibru datorat neidentității caracteristicilor magnetice ale TC;
Idez egalizare – curentul de dezechilibru datorat neegalității perfecte a curenților secundari deși se introduc bobine de egalizare;
Idez RAT – curentul de dezechilibru determinat de funcționarea regulatorului automat de tensiune la transformatoare sub sarcina.
Prin desensibilizarea (Ksig > 1), cu ajutorul relațiilor (3.8.a,b) se poate determina curentul de pornire al protecției diferențiale Ippdif.
5) Protecția diferențială utilizând echipament numeric
Protecția diferențială longitudinală este o protecție ce are rolul de a proteja un element de rețea împotriva defectelor interne ce trebuie eliminate într-un timp foarte scurt.
Funcționarea acestui tip de protecție se realizeaza prin compararea curenților. Transformatoarele de curent conectate la echipament limitează zona protejată.
Principiul de funcționare al sistemelor de protecție diferențială se bazeaza pe comparația curenților.
Pentru întelegerea funcționării protecției diferențiale se examinează trei situații de funcționare:
a) defect extern;
În cazut acestui defect (fig.3.5), curentul trece prin transformator, intrând într-o parte și ieșind prin cealaltă, iar protecția diferențială nu trebuie sa acționeze. Comform principiului protecției diferențiale rezultă că [7]:
I1 = -I2 (3.9.a)
|I2|=|I1| (3.9.b)
Idiff = |I1 + I2| = |I1-I1| =0 (3.9.c)
Istab = |I1| + |I2| = |I1| + |I1| =2|I1| (3.9.d)
Curentul fiind nul, iar cel de stabilizare fiind dublu curentului secundar, atunci nu se va produce o declanșare.
Fig. 3.5 Defect exterior
b) defect în zona protecției când I1 = I2 (fig. 3.6)
Acest defect se caracterizează prin aparitia unui scurtcircuit în zona protejată, alimentat cu doi curenți egali din ambele părti. Din principiul protecției diferențiale rezultă [7]:
I1 = I2 (3.10.a)
|I2|=|I1| (3.10.b)
Idiff = |I1 + I2| = |I1+I1| =2|I1| (3.10.c)
Istab = |I1| + |I2| = |I1| + |I1| =2|I1| (3.10.d)
Idiff = Istab, protecția va acționa
Fig. 3.6 Defect în zona protejată
c) defect în zona protecției când I2=0, (fig 2.8);
Se consideră scurtcircuit în zona protecției, alimentat de la sursa dintr-o singură parte, rezultă[7]:
I2=0 (3.11.a)
Idiff = |I1 + I2| = |I1- 0| =|I1| (3.11.b)
Istab = |I1| + |I2| = |I1| + 0 =|I1| (3.11.c)
Idiff = Istab =>curenții corespund defectului alimentat dintr-o singură parte.
În cazul în care cele doua mărimi determina un punct în suprafața de declanșare, funcția diferențială emite un impuls de declanșare.
• Setarea și reglarea protecției diferențiale
Pentru ca protecția diferențială să facă parte din sitemul de protecție al elementului de rețea protejat, trebuie ca funcția să fie setată la adresa DIFF.PROT.=Enabled. În cazul în care protecția nu face parte din sistemul de protecție, atunci funcția setată va fi DIFF.PROT.=Disabled.
Alegerea obiectului protejat se face în timpul configurării apelând adresa PROT.OBJECT.
Dacă protecția face parte din sistem, atunci ea se poate afla într-una din urmatoarele situatii: -ON;
-OFF;
-Block relay for tip commands (releul de ieșire pentru declanșare este blocat deși protecția este în funcțiune).
• Caracteristica de declanșare
Caracteristica completă de declanșare a protecției diferențiale este reprezentată în figura 3.7. Porțiunea a. reprezintă pragul de sensibilitate în lipsa curentului de frânare, iar curenții de defect se consideră constanți. În porțiunea b. se ia în considerare erorile de curent ce pot rezulta din erorile de transformare ale transformatoarelor de măsura. Porțiunea c. reprezintă o frânare puternică în domeniul curenților înalți ce pot provoca saturarea transformatorului. Porțiunea d. reprezintă declanșarea instabilă rapidă cu curenți de defect mari, curenții determină o declanșare imediată fără a mai fi luate în considerare blocarea armonicelor.
Fig. 3.7. Caracteristica de declanșare a protecției diferențiale
Din figura 3.7 rezultă că protecția diferențială compara mărimile Idiff si Istab cu caracteristicile de lucru. În cazul în care rezultatul se regasește în aria de declanșare, va fi emis semnalul de declanșare. [5]
• Temporizarea
Necesitatea de temporizare a semnalului de declanșare este un caz special. Pentru acest lucru se seteaza o temporizare în plus față de timpul propriu de acționare al protecției. Temporizarea se realizeaza la adresa T I-DIFF> fiind inițiată atunci când Idiff >- este depașită și este depistat un defect intern. La nivelul de setare Idiff>>-, temporizarea se atașeaza din adresa T I-DIFF>>.
• Stabilizarea suplimentară pe durata saturării transformatoarelor de curent
Curenții mari de defect și constantele mari de timp ale sistemului determină saturația transformatorului, nefiind critice pentru defectele interne. În cazul acesta ca și în alte cazuri, caracteristica de defect este valabila cu condiția daca depașește pragul de demarare.
Dacă transformatoarele sunt saturate ca urmare a trecerii unor curenți mari în urma unui defect exterior, poate apărea un curent diferențial, în special când gradul de saturație diferă de la o parte la alta a transformatorului protejat.
Firma Siemens, propune un echipament de protecție (7UT612), prevăzut cu indicator de saturație ce poate detecta fenomene de genul și inițiază măsuri de stabilire suplimentară. Comportarea dinamică a curentului diferențial și a curentului de stabilizare fiind evaluată de indicatorul de saturație.
La defect exterior, saturația transformatorului se caracterizează printr-un curent de stabilizare mare, care circulă la inceput. În momentul detectării defectului exterior, protecția este blocata pe o durata reglabilă de timp.
Blocarea este eliminată în momentul în care punctul de funcționare se mută în aria de declanșare[5].
• Blocajul protecției
Declanșarea este blocată în cazul în care proporția de armonica a 2-a depășește pragul reglabil.
Blocarea unei faze se realizeaza în momentul în care conținutul în armonici depașește pragurile reglate, fiind menținut înca două perioade după scăderea conținutului.
În cazul utilizării protecției la transformator este necesară blocarea la soclul de magnetizare. Dacă transformatoarele sunt instalate pe ambele părti ale punctelor de conexiune ale unei bobine cu reactanța transversală, atunci blocajul este folosit la bobine.
• Treapta de declanșare ultrarapidă
Aceasta are rolul de declanșare instantanee a defectelor interne ce sunt insoțite de curenți mari. O data cu depășirea pragului stabilit de către curentul diferențial, se emite comanda de declanșare, neținându-se cont de mărimea curentului.
Treapta poate fi activă indiferent dacă în curentul diferențial există o componentă de armonica a 2-a produsă ca urmare a saturării transformatoarelor de către vreo componentă aperiodică inclusă în curentul de scurtcircuit.
Declanșarea rapidă se datoreaza procesării valorii instantanee.[5]
3.2.3 Protecția transformatoarelor cu ajutorul releelor de gaze
În cuva tranformatoarelor pot apărea gaze ca urmare a unor defecte interne sau ca urmare a descompunerii materialelor electroizolante.
Pentru a nu crește presiunea în baia de ulei a transformatorului, acesta este prevazut cu un releu de protecție de tip Buchholz (fig.2.8), instalat pe conducta ce face legatura între cuva și conservatorul de ulei fiind prevazut cu o paleta plutitoare cu contacte în mercur (fig 2.9 a și b)[5].
Fig. 3.8. Protecția cu relee de gaze
Fig.3.9. Releu de gaze Buchholz: a) construcție; b) instalare.
3.3. Protecția liniilor electrice
Principalele protecții prin relee ale liniilor electrice sunt[6]:
– secționarea de curent netemporizată împotriva scurtcircuitelor polifazate
– secționarea de curent netemporizată împotriva dublelor puneri la pământ
– secționarea de curent;
– maximală de curent temporizată;
– secționarea de curent homopolară;
– maximală de curent homopolara temporizată;
– protecția de distanță
– protecții diferențiale.
Protecția liniilor electrice este mult mai complexă decat protecția celorlalte echipamente datorită numarului mare de factori de care depind[6]:
– configurația rețelei;
– tensiunea nominală a rețelei;
– posibilitatea funcționării cu o faza întreruptă;
– modul de tratare al neutrului;
– coordonarea protecțiilor cu dispozitivele de RAR;
– existența interdeclanșărilor.
Protecția homopolara a unei linii electrice
În rețelele electrice cu o putere tranzitată mai mare de 110 kV, ce au neutrul legat direct la pământ, punerea la pământ a unei faze reprezintă un scurtcircuit monofazat ce are o valoare a curentului de defect egala cu cel al unui defect trifazat. în acest caz se utilizează protecșia homopolară care în anumite situații trebuie direcționată.
Protecția se conecteaza la secundarul transformatorului de curent fiind alimentată cu ajutorul unui filtru de curent homopolar, temporizările realizându-se în trepte începand de la consumator și terminând cu sursa.[5]
3.4 Protecția prin relee a rețelelor de distribuție
Alimentarea consumatorilor cu energie electrică se realizează prin intermediul rețelelor de transport și distribuție. Sistemul de distribuție este compus din stații electrice de transformare, linii electrice aeriene dar și în cablu (subterane), puncte de alimentare, posturi de transformare și receptorii finali (consumatorii). Fapt ce duce la o diversificare a rețelelor de distribuție.
Exista o diversificare a releelor de protecție datorită configurației complexe a rețelei de distribuție, aceste relee se aleg la randul lor astfel încat să asigure o fiabilitate corespunzatoare în alimentarea cu energie electrică conform cerintelor.
Defectele ce pot apărea și trebuie avute în vedere în rețeaua electrică de distribuție sunt:
– scurtcircuite monofazate;
– scurtcircuite polifazate;
– supratensiuni;
– suprasarcini.
Protecția prin relee diferă în funcție de nivelul de tensiune al rețelei dar și de configurația acesteia:
1. Pentru rețelele de înalta tensiune dar și medie tensiune se folosesc protecțiile:
– secționarea de curent;
– diferențiala longitudinală;
– diferențiala transversală;
– maximala de curent;
– maximala de curent disecționată temporizată;
– de distanță.
Se mai folosesc siguranțele fuzibile instalate pe stâlpi dar și la transformatoarele cu o putere cuprinsa în intervalul 40;250 KVA.
2. Pentru rețelele de distribuție de joasă tensiune se utilizează siguranțele fuzibile sau întreruptoarele automate.
La cererea utilizatorului și în funcție de particularitățile de exploatare, se pot instala relee termice sau contactoare cu releu[5].
3.5 Sisteme numerice de protecție și comandă-control
3.5.1 Relee de protecție cu microprocesor
Progresul tehologic în domeniul electronicii a dus la apariția microprocesoarelor. Acestea din urmă se folosesc în tot mai multe domenii prin acestea aflându-se și protecțiile bazate pe microprocesoare. Tot mai des se vorbește de o dezvoltare concomitentă a sistemelor de teleconducere și a protecțiilor numerice, fapt ce a adus la tendința de a se utiliza un sistem integrat în care se regăsesc ambele sisteme.
Dezvoltarea tot mai rapidă și modernizarea protecțiilor din sistemul electroenergetic a dus la conceperea unor sisteme de protecție rapide pentru protecțiile de linie și din statiile din sistem. Sistemul electroenergetic il putem încadra într-un ansamblu integrat de protecție, comandă și control, având posibilitatea schimbului de informații de la nivelul stației electrice sau la nivelul unei rețele.
Avantajele unui astfel de sistem integrat sunt posibilitatea autosupravegherii ce duce la o reducere a lucrărilor de întreținere, dar și memorarea tuturor valorilor de reglaj și a indicatiilor importante, nefiind afectate de căderea tensiunii de alimentare. Datele memorate de sistem pot fi apelate, modificate sau listate la un centru operațional (dispecerat). Protecțiile nefiind scoate din uz în timpul acestor operații[5].
3.5.2 Sisteme de protecție comandă și control
Tendința actuă este de integrare a sistemelor de protecție comandă și control, și conducerea operativă a instalațiilor eletroenergetice.
Se observă o evoluție în concepția sistemelor de protecție prin relee, în ceea ce privește factorii urmatori:
– sistemul energetic de la o structura vertical-integrată la o structura cu diverse grade de dezagregare;
– competiția tot mai mare în ceea ce privește proiectarea și optimizarea pieții de energie;
– integrarea funcțiilor de protecție, automatizare, măsură, comandă și control
– evoluția programelor de calcul și a domeniului numeric.
La baza sistemelor de protecție flexibile sta cunoasterea cât mai exactă și precizia sistemului electroenergetic.
Sistemele de protecție, comandă și control se bazeaza pe informațiile globale asupra starii procesului dar și pe legăturile de comunicație. Astfel apariția interferențelor în achiziția datelor este un fenomen nedorit ceea ce duce la conlucrarea între sistemele de protecție și cele de măsură, comandă și control automat[5].
3.5.3 Integrarea sistemelor de protecție, automatizare, măsură, comandă și control într-un sistem electroenergetic
Pentru o funcționare fiabilă, de lungă durată, și în condiții optime, sistemul de protecție prin relee, dar și sistemul de comandă și control necesită informații asupra stării procesului dar în același timp trebuie să și comunice cu acesta.
Datorită evoluției tehnologice, la ora actuală toate acestea sunt posibile prin colaborarea sistemului de protecție cu sistemul de măsură, comandă și control.
Abordarea într-un sistem unitar a protecțiilor și a comenzii-controlului se împarte în două categori:
1) Sisteme coordonate de protecție și de comandă-control;
2) Sisteme integrate de protecție, comandă și control.
Sistemele din prima categorie sunt sisteme ce-și păstreaza autonomia unul față de celălalt, avănd funcții de colaborare între ele. Cele două sisteme comunică între ele trimițându-și unul altuia informațiile prelucrate.
Sistemele din cea de-a doua categorie sunt sisteme integrate într-unul singur, utilizând resurse hardware și software la comun. Avantajul acestora este viteza de comunicare între module datorită fibrei optice. [6]
3.6 Funcțiile sistemului integrat de protecție, comandă și control
Datorită evoluției tehnologice în domeniul electronicii digitale, sistemul de protecție al unei stații electrice s-a redus din punct de vedere al dimendiunii, echipamentul secundar fiind integrat într-un singur dispozitiv. Introducerea conexiunii prin fibra optica a dus la dispariția delimitarii grosiere între primar și secundar.
O data cu integrarea sistemelor, funcțiile de conversie analog-digitale, funcțiile de procesare au fost descentralizate cât mai aproape de proces fiind fizic integrate în echipamentul primar.
Funcțiile sistemului secundar se regăsesc la nivelul celulei, altele la nivelul stației, iar unele dintre acestea se regasesc și la nivelul celulei dar și la cel al stației.
Aceste funcții sunt[5][6]:
– protecția sistemului;
– monitorizarea stării sistemului;
– automatizare;
– controlul local și de la distanță
– măsură și achiziție date;
– monitorizare;
– analiza automată a datelor;
– osciloperturbografie.
– telecontrol;
– analiza calității energiei electrice;
– urmărirea funcționării serviciilor auxiliare.
Integrarea tuturor acestor funcții a dus la simplificarea construcției panourilor celulelor electrice pe care se monteaza sistemul de protecție, și la o economie în privința cablajului.
În integrarea sistemelor de protecție, comandă, control, automatizare și măsura, se utilizeaza așa numitele „sisteme inteligente” care duc la creșterea performanțelor tehnico-economice.
Sistemele inteligente sunt soft-uri, tehnici de programare bazate pe inteligență artificială, ce pot lua decizii în rezolvarea problemelor astfel încat sa obțină cel mai bun rezultat.
Datorită capacității de analiza a datelor rapid și automat, sistemele inteligente au dus la creșterea siguranței în alimentarea cu energie electrică. [6]
3.6.1 Flexibilitatea sistemelor de protecție
Flexibilitatea este o proprietate destul de importantă a sistemelor de protecție, deoarece le permite acestora să-și schimbe în mod automat acțiunea în funcție de modificarea condițiilor de funcționare a instalațiilor electrice, menținandu-și cele mai bune performanțe.
Părțile componente ale unui sistem flexibil sunt[5]:
– partea de hardware;
– partea software;
– partea de comunicație;
– factorul uman.
Partea de hardware poate fi realizată cu ajutorul unui calculator care preia toate funcțiile dintr-o stație electrica, însa această metodă nu se mai folosește fiindca la ora actuală sunt utilizate relee independente pentru fiecare funcție a protecției. Se mai poate utiliza un set de relee digitale ce are rolul de a indeplini o anumita funcție a protecției, însă cea mai acceptată și utilizată metoda este utilizarea unui releu digital multiprocesor realizând o anumită funcție a sistemului de protecție.
Partea software reprezintă programele cu ajutorul cărora se[5]:
– verifica modul de acționare al releelor de rezervă;
– inspectează reglajele existente ale protecțiilor;
– recalculează reglajele necesare sistemului.
Programele ce au rolul de a ajuta dispecerii în luarea celor mai bune decizii, se bazeaza pe inteligența artificială, în care se includ și acțiuni ale protecțiilor prin relee.
Operatorul de sitem este asistat de sistemele inteligente pentru:
– analizarea datelor defectelor apărute, cum ar fi tipul defectului, locul de apariție, măsurile luate dar și modul de tratare al unui defect apărut în trecut la aceeași instalație;
– găsirea soluțiilor pentru a realimenta la parametri nominali consumatorii afectați în urma defectelor apărute în rețea.
Partea de comunicație, are rolul de a asigura suport funcțiilor de teleurmărire și telecomandș, utilizânt în mare măsura fribra optica ca suport de transmisie.
Factorul uman, ca în orice domeniu, trebuie luat în considerare și în cazul de față.
3.6.2 Comunicarea cu stațiile electrice
1) Monitorizarea și controlul rețelelor electrice
Un aspect foarte important la orice gamă de relee nou produsă, îl reprezintă ușurința comunicării acestora. Se permite astfel, fără a fi necesară deplasarea în stație, observarea și monitorizarea informațiilor de la distanță, dar și controlul echipamentelor, fiind posibilă astfel măsurarea prin relee și controlul ca parte integrată a sistemului de comandă-control.
Pentru o mai buna utilizare, programele au fost concepute în așa fel încat să permită comunicarea cu un numar mare de relee, fiind posibilă obținerea de informații din mai multe stații electrice, ceea ce permite crearea unei largi rețele de comandă-control a sistemului energetic.
2) Analiza defectelor
Releele au posibilitatea de a stoca înregistrările efectuate asupra sistemului, făcând posibilă descrierea funcționării acestuia în timp. Stocarea se face indiferent de starea sistemului, fie că apare un defect, un regim anormal sau funcționeaza normal.
În cazul unei avarii, releul va semnaliza în camera de comandă și mai departe la dispecer.
Toate înregistrările, pot fi descarcate din releu cu ajutorul unui calculator, iar personalul specializat va știi unde a avut loc și ce fel de defect a fost.
Datorită introducerii microprocesoarelor, protecțiile dar și sistemele de comanda au suferit mai multe schimbări de-a lungul timpului.
Dispozitivele electronice inteligente-IED, au dus la înlocuirea echipamentelor clasice ce erau alcătuite din mai multe echipamente electromecanice.
Implementarea procțiilor cu echipamentele de monitorizare, control și automatizare s-a ajuns ca aceste sisteme integrate să reprezinte tehnologia de vârf la ora actuala din sistemul energetic.
Înalta performanță dar și costurile mult mai mici au fost factorii decizionali în implementarea acestor noi tehnologi. [articol siemens]
Noul standard de comunicații IEC 61850, a fost implementat datorită posibilitatii de comunicație între toate cele 3 nivele dintr-o stație.. Acesta este un standard ce se bazeaza pe un model comun de aplicare a funcțiilor de automatizare într-o stație. Cerințele utilizatorilor de a avea acces la toate componentele inteligente ale sistemului de automatizare se realizează utilizând tehnologia Ethernet printr-un protocol flexibil la toate nivelurile stației.
Avantajele acestui nou protocol sunt:
– integrarea facilă a echipamentelor de protecție de la diverși producători, datorită eliminării mapării manuale a semnalelor de intrare/ieșire;
– posibilitatea funcționării cu alte sisteme în aceeași rețea;
– concentratoarele de date IEC 61850 și dispozitivele de tip gateway permit integrarea sistemelor existente în stație datorită flexibilității acestora în ceea ce privește configurarea[5].
3.6.3 Sisteme SCADA
La convergența tehnologiilor de măsurare, de comunicații și de informație a fost dezvoltată o tehnologie complexă, care este specializată pe sarcini ce sunt legate de administrarea rețelelor de transport și de distribuție. În cazul rețelelor, reflectarea stărilor se face cu multe variabile, iar interacțiunile pe ramurile ce intră în componența acestora pot fi deosebit de complexe. Mai mult, în majoritatea cazurilor, rețelele care trebuiesc administrate sunt de lungime foarte mare și pot traversa zone diverse. Sistemele SCADA s-au realizat să facă față cerințelor descrise anterior, avantajele utilizării acestora fiind multiple.[16]
SCADA este prescurtarea pentru Monitorizare, Control și Achizitii de Date (Supervisory Control And Data Acquisition). Termenul se referă la un sistem amplu de masură și control. Automatizările SCADA sunt folosite pentru monitorizarea sau controlul proceselor chimice, fizice sau de transport de fluide sau de energie.Termenul SCADA se referă de obicei la un centru de comandă care monitorizează și controlează un întreg spațiu de producție. Cea mai mare parte a operațiunilor se execută automat de către RTU – Unități Terminale Comandate la Distanță (Remote Terminal Unit) sau de către PLC- Unități Logice de Control Programabile (Programmable Logic Controller). Funcțiile de control ale centrulude comandă sunt de cele mai multe ori restrânse la funcții decizionale sau funcții de administrare generală.
Schema bloc generală SCADA, cu evidențierea prelucrării proceselor fizice utilizând traductoare ce transformă mărimile fizice de natură diferită, în mărimi electrice se prezintă în figura 5.
Fig. 3.10. Schema bloc generală a unui sistem SCADA
Evoluția în domeniul micropocesoarelor, calculatoarelor și comunicațiilor precum și a creerii terminalului numeric multifuncțional cu posibilitatea comunicației seriale, a determinat apariția unei noi abordări privind automatizările din stațiile electrice. Astfel, optimizarea sistemelor și reducerea costurilor echipamentelor, integarea a cât mai multe funcții în cât mai puține terminale, cum ar fi funcțiile de protecții, control și monitorizare, posibilitatea comunicării tuturor echipamentelor (diferiți furnizori) a devenit o țintă pentru marii producători de echipamente electrice și electronice. Una dintre etapele până la atingerea acestei „ținte” se materializeaza în creearea unor arhitecturi interne. În paragrafele următoare se intenționează tratarea câtorva concepții moderne în conducerea și controlul statiilor electrice de putere, structurile de principiu în diferite arhitecturi ale sistemelor de urmărire.[17]
CAPITOLUL 4: PARAMETRIZAREA PROTECȚIILOR PRIN RELEE
4.1. Introducere
Pentru parametrizarea protecțiilor este necesar să se cunoască tipurile de defecte și regimuri anormale ce pot să apară în instalația unde se prevăd acestea. Defectele și regimurile anormale sunt dependente, printre altele, de tipul rețelei, de tipul consumatorilor și de nivelul tensiunii electrice. Etapa premergătoare parametrizării protecțiilor prin relee constă în calculul curenților de scurtcircuit în diverse puncte de conexiune din instalația respectivă, valorile acestor curenți stând la baza stabilirii valorilor de actionare ale protecțiilor.
1.Ipotezele simplificatoare generale, admise la calculul curenților de scurtcircuit sunt:
• Se neglijează saturația miezurilor magnetice ale echipamentelor din cadrul sistemului electroenergetic.
Această ipoteză conduce la liniarizarea parametrilor din schemele echivalente ale tuturor elementelor sistemului și permite folosirea teoremei suprapunerii efectelor sub toate formele sale, ca de exemplu teorema generatorului echivalent de tensiune (teorema lui Thévénin) sau a generatorului echivalent de curent (teorema lui Norton), etc.
• Se neglijează curenții de magnetizare ai transformatoarelor și autotransformatoarelor. Această ipoteză simplificatoare este echivalentă cu neglijarea conductanței (GT ≈ 0) și a susceptanței (BT ≈ 0) din schemele echivalente ale transformatoarelor și autotransformatoarelor, deci cu considerarea numai a parametrilor longitudinali din schemele echivalente monofazate de secvență ale acestora. O excepție de la această ipoteză simplificatoare se face în cazul schemelor echivalente monofazate de secvență
homopolară ale transformatoarelor și autotransformatoarelor, în care se consideră și susceptanța de secvență homopolară BT0 (sau reactanța transversală de magnetizare de secvență homopolară Xμ0 ).
• Se neglijează conductanțele și susceptanțele capacitive ale liniilor electrice (GL ≈ 0 ; BL ≈ 0 ).
• Rețeaua electrică în care apare scurtcircuitul se consideră o rețea trifazată echilibrată, cu excepția elementului avariat.
• Generatoarele sincrone din sistemul electroenergetic în care apare scurtcircuitul se consideră simetrice din punct de vedere magnetic, adică parametrii lor se consideră aceiași, indiferent de poziția rotoarelor.
Această ipoteză permite să se utilizeze pentru calcule o tensiune electromotoare unică și o reactanță unică, în loc de tensiuni electromotoare și reactanțe după axele magnetice d și q.
• Consumatorii se introduc în calculele curenților de scurtcircuit cu aproximație, fiind considerați sub forma unor consumatori generalizați.
• Se neglijează pendulările generatoarelor sincrone din timpul scurtcircuitului. Această ipoteză simplificatoare va determina obținerea unor curenți de scurtcircuit mai mari decât cei reali și se poate admite dacă scurtcircuitul durează puțin, iar sistemul electroenergetic este suficient de puternic[8].
2. Tendințe acutale privind proțectia și controlul
Preocupările actuale privind tratarea unitară a protecției și controlului, se pot împărți
în două categorii majore, și anume:
a) Sisteme coordonate de protecție și de control. Sistemele de control și de protecție
își păstrează autonomia unele față de celelalte, însă prevăd funcțiuni de „colaborare” reciprocă. Într-un asemenea concept, funcția de protecție este localizată, în general, în echipamente distincte de cele de comandă/control. Cele două subsisteme comunică însă, transmițându-și reciproc informații globale, rezultate, în general, în urma prelucrării mărimilor din proces.
b) Sisteme integrate de protecție și control. Subsistemele de control și de protecție sunt concepute ca un tot unitar, utilizând în comun anumite resurse hardware și software. În acest caz asistăm la o descentralizare foarte puternică a funcțiunilor de comandă, control și protecție, elementul cheie în acest concept fiind comunicația de mare viteză între modulele componente.
Subsistemul secundar din stațiile moderne se bazează din ce în ce mai mult pe un număr de echipamente digitale multifuncționale. Tendința este de a integra la nivelul celulei în același echipament, funcțiuni care, istoric, sunt separate – protecția, controlul, comunicația și măsura.
Într-un sistem inteligent de protecție, control și monitorizare echipamentele primare și
cele secundare devin din ce în ce mai strâns legate. La această dată senzorii pentru supravegherea tuturor funcțiunilor importante ale echipamentelor primare și aceștia devin parte integrantă din echipament. Datorită acestui fapt, cele mai probabile schimbări pe care le va aduce viitorul apropiat pentru echipamentul primar sunt:
Includerea senzorilor de măsură de curent și tensiune. Noile tehnologii de realizare a senzorilor de curent și tensiune reduc foarte mult dimensiunile acestora și fac posibilă integrarea lor în echipamentul primar. Transmiterea valorilor măsurate se face prin intermediul unor canale de comunicație numerice către subsisteme externe.
Apariția echipamentelor primare inteligente. Includerea senzorilor de măsură și a capabilităților de prelucrare a datelor în echipamentele primare va provoca transformarea acestora în subsisteme inteligente, capabile să ducă la îndeplinire toate sarcinile de control și supraveghere. Acest subsistem inteligent este platforma ideală pentru implementarea funcțiunilor de monitorizare și diagnostic, inclusiv autotestarea echipamentului. Totodată devin posibile noi facilități cum ar fi conectarea/deconectarea sincronizată a întreruptorului la trecerea prin zero a curentului, cu profunde implicații asupra duratei de viață a întreruptorului și chiar a rețelei prin reducerea nivelului supratensiunilor.
Integrarea. Echipamentele primare și cele secundare vor deveni mult mai compacte datorită noilor tehnologii de realizare. În cele mai multe cazuri fabricanții de echipamente vor putea asambla și testa celule complete – inclusiv subsistemul secundar – înainte de expedierea lor la locul de montaj.
Descentralizarea funcțiunilor subsistemului secundar. Ideea principală a sistemelor integrate este de a descentraliza componentele subsistemului secundar ca efect al dezvoltării echipamentelor primare inteligente. Acestea din urmă vor asigura funcțiunile care reclamă informații locale, provenite de la senzorii proprii și vor colabora, prin intermediul legăturilor de comunicație de mare viteză, pentru realizarea funcțiunilor care necesită informații externe echipamentului.
Reducerea costurilor globale de instalare și exploatare. Efortul tehnologic de
realizare a echipamentelor primare inteligente și de integrare a funcțiunilor subsistemului
secundar este pe deplin răsplătit de reducerea costurilor globale.[5]
4.1.1 Defecte
Într-un sistem electroenergetic, cele mai des întalnite defecte îl reprezintă scurtcircuitele. De asemenea în sistem mai apar și alte defect precum: scurtcircuit bifazat cu pământul prin simpla sau dubla punere la pământ, întreruperea unei faze.
În momentul în care are loc defectul, apar anumite fenomene ce se desfașoară în funcție de configurația sistemului electric, tipul defectului, tipul izolației. Pentru determinarea curențiilor de defect în instalațiile de înalta tensiune se folosesc medode de calcul, neglijânadu-se rezistențele, curenții de magnetizare ai transformatoarelor, curenții de saturație ai circuitelor magnetizate, diferența de faze etc.
Calculele se realiează nelunâdu-se în considerare apariția arcului electric și nici rezistența acestuia, rezultând valori mai mari ale curenților, fapt ce este competitor în vederea selectivității protecțiilor.
Pentru a putea fi asigurată acționarea corectă a protecțiilor la apariția arcului electric, se prevăd valori supraunitare pentru coeficienții de sensibilitate, valoarea curentului de defect rămânând superioară curentului de pornire, astfel protecția va putea acționa normal.
La proiectarea protecțiilor se ține cont de necesitatea calculului curenților de defect la scurtcircuite monofazate, bifazate, trifazate și bifazate la pământ.
Punerea la pământ apare în rețelele tranzitate de curenți mici, nereprezentând un pericol imediat fiindcă nu apar curenți mari de defect. Aceasta protecție se poate realiza cu ajutorul unor dispozitive ce se monteaza în stație și au rol de control al izolației.
Totuși punerea la pământ cauzează creșterea tensiunii pe fazele sănătoase, fapt ce duce la suprasolicitarea izolației, apărând pericolul de străpungere a acesteia.
Proiectarea protecțiilor liniilor paralele dar și pentru protecțiile liniilor cu funcționare îndelungata în două faze, se realizează pentru întreruperea unei faze pe o linie, defect ce poate fi datorat fie datorită acționării protecției ce comanda declanșarea unei faze defecte, fie prin ruperea unui conductor[8].
4.1.2 Regimuri anormale
Regimurile anormale, cele mai des întalnite la proiectarea protecțiilor prin relee o reprezintă supraintensitățile și pendulările.
Supaintensitățile apar în urma unor suprasarcini sau în urma unui scurtcircuit aflat în afara ariei de protecție. Acestea apar în urma supraîncărcării sistemului sau datorită puterii insuficiente în sistem.
Pendulările apar în urma unor scurtcircuite ce sunt eliminate mai târziu, mai pot apărea în cazul în care pe o linie de interconexiune este depășită valoarea maximă a puterii tranzitate, ducând la ieșirea din sincronism a centralelor[8].
4.2. Calculul curenților de scurtcircuit
4.2.1 Particularități
Pentru stabilirea performanțelor unei protecții rapide dar și pentru alegerea curenților de pornire a acesteia, este esențial sa se cunoască valoarea curenților de scurtcircuit la t=0, la stabilirea performanțelor unei protecții temporizate este esențială cunoașterea valorilor staționare pentru curenții de scurtcircuit.
Datorită faptului că protecțiile de rezervă actionează întotdeauna cu temporizare, selectivitatea se realizeaza prin alegerea treptelor de temporizare, astfel alegerea cureților de pornire să nu se mai realizeze în funcție de curenții de scurtcircuit ci în funcție de curenții nominali.
4.2.2 Calculul curenților de scurtcircuit trifazat
Calculul curenților de scurtcircuit trifazat se realizează utlizând metoda curbelor de calcul. Această metodă are ca avantaj faptul ca permite reprezentarea schemelor electrice numai prin legaturi electrice între elemente, neluându-se în seamă cuplajele magnetice.
Reactanțele relative ale transformatoarelor dar și ale generatoarelor sunt raportate în cataloage la valorile nominale. Expresiile mărimilor ce sunt raportate la valorile nominale sunt următoarele [8]:
U*n = ; I*n =; S*n =; X*n = (4.1)
Valorile nominale ale tensiunii și puterii au expresiile[8]:
Un=√3InXn (4.2)
Sn = √3UnIn (4.3)
Xn = (4.4)
La calcularea valorii supratranitorii, nu mai este necesar să se foloseasca curbele de calcul deoarece aceste valori pot fi determinate prin relații simple.
Valoarea supratranzitorie a componentei periodice a curentului de defect este[8]:
I”3 = (4.5)
unde: E”- valoarea supratranzitorie a tensiunii electromotoare, pe fază după transformarea schemei;
XS- reactanța echivaleantă rezultată dupa transformarea schemei pe fază[8];
E = Ufmead = Ufn (4.6)
Comform relațiilor anterioare, tensiunile remanente sunt proporționale cu distanța, coeficientul de proporționalitate fiind determinat de valoarea curentului și de reactanța specifică.
Fiindcă generatorul are o reactanță concentrată, creșterea tensiunii pe fază la borne până la valoarea tensiunii electromotoare se realizează cu o panta mai mare față de cea a creșterii tensiunilor remanente în lungul liniilor.
4.2.3. Calculul curenților de defect la scurtcircuite nesimetrice
În cazul scurtcircuitelor nesimetrice, calculul curenților de defect se realizeaza prin metoda componentelor simetrice. Această metodă se caracterizează prin faptul că oricare sistem trifazat nesimetric se poate descompune în trei sisteme simetrice.
Aceste trei sisteme simetrice sunt sistemul de secvență homopolară, secvență directă și secvență indirectă.
Descompunerea unui sistem trifazat nesimetric este definită prin urmatoarele formule[8]:
FR = FR1 + FR2 + FR0; (4.7.1)
FS = FS1 + FS2 + FS0; (4.7.2)
FT = FT1 + FT2 + FT0; (4.7.3)
Folosind notația a==+j , putem exprima mărimile sistemelor de secvență directă și indirectă în funcție doar de mărimea corespunzatoare unei singure faze, alegerea fazei făcându-se arbitrar.
În cazul alegerii, de exemplu, faza S, se vor obține relațiile ce definesc mărimile sistemului inițial nesimetric în funcție de componentele simetrice exprimate prin mărimi referitoare doar fazei S[8].
FR = a2FS1 + aFS2 + FS0 = a2F1 + aF2 + F0; (4.8.1)
FS = FS1 + FS2 + FS0 = F1 + F2 + F3; (4.8.2)
FT = a2FS1 + aFS2 = a2F1 + aF2 + F0; (4.8.3)
Sistemele de secvență directă sunt sisteme simetrice și echilibrate pentru că suma geometrică este nulă pentru mărimile sistemul de secvență directă, dar și pentru cel de secvența inversă.
Sistemul de secvență homopolara este numai simetric deoarece[8]:
FR0 = FS0 = FT0 = F0; (4.9)
astfel:
FR0 + FS0 + FT0 = 3F0 ≠ 0; (4.10)
Utilizând metoda componentelor simetrice la calculul curenților de defect la scurtcircuite nesimetrice, se determină componentele simetrice ale tensiunilor și curenților, rezultând valoriile tensiunilor și curenților pentru cele trei faze.
Prin descompunerea sistemelor nesimetrice de căderi de curenți și tensiune va rezulta[8]:
∆UR = ∆U1 + ∆U2 + ∆U0; (4.11.1)
∆US = a2∆U1 + a∆U2 + ∆U0; (4.11.2)
∆UT = a2∆U1 + a∆U2 + ∆U0; (4.11.3)
IR = I1 + I2 + I0; (4.12.1)
IS = a2I1 + aI2 +I0; (4.12.2)
IT = aI1 + a2I2 + I0; (4.12.3)
∆U1 = Z1∙I1; (4.13.1)
∆U2 = Z2∙I2; (4.13.2)
∆U3 = Z3∙I3; (4.13.3)
unde:
∆U1, ∆U2, ∆U3 – componentele simetrice ale sistemului nesimetric;
I1, I2, I3 – componentele simetrice ale sistemului nesimetric;
Z1, Z2, Z3 – impedanțele echivalente pe fază;
4.2.4 Determinarea impedanțelor Z1, Z2, Z0;
Comform relațiilor (4.13.1), (4.13.2), (4.13.3) va rezulta impedanța directă Z1 a unui element trifazat simetric se va exprima prin relația[8]:
Z1= (4.14)
definindu-se ca raportul dintre caderea de tensiune pe faza și curentul unei faze în momentul în care curenții din cele trei faze formeaza un sistem simetric direct.
Impedanța inversă[8]:
Z2= (4.15)
Impedanța homopolară[8]:
Z3= (4.16)
În cazul transformatoarelor, curenții de secvență homopolară nu pot circula prin legarea în stea, neutrul ne fiind legat la pământ.
4.2.5 Scurtcircuitul bifazat
La apariția unui scurtcircuit bifazat, între doua faze, de exemplu R-T, într-un punct K, se consideră curenții la locul de defect a fi curenți totali, astfel apar următoarele relații[8]:
= – (4.17)
= 0; (4.18)
= (4.19)
respectiv
– =0;
Suma geometrică a curenților este nulă, atunci
= 0; (4.20)
iar
= 0. (4.21)
Valoarea absolută a curenților pe fazele defecte va fi:
==
Însumand geometric componentele simetrice ale curențiilor, se va obține diagrama fazorială a curenților din punctul de defect.
4.2.6 Scurtcircuit monofazat
Presupunem un scurtcircuit pe faza T în punctul K, într-o rețea de curenți mari de punere la pământ, curenții celorlalte doua faze vor fi nuli, neglijându-se curenții de sarcină[8].
= 0; (4.22)
= 0; (4.23)
Expresia curentului pe faza defecta în punctul K[8]:
== (4.24)
Pentru aflarea valorilor tensiunilor, se determină asemanator scurtcircuitului bifazat componentele simetrice ale tensiunilor[8]:
= j(X2ech + X0ech); (4.25)
= – j X2ech; (4.26)
= – j X0ech; (4.27)
Diagrama fazorială a curenților din K, se realizează însumând geometric componentele simetrice ale curenților, iar prin însumarea geometrică a componentelor simetrice ale tensiunilor, se obține diagrama fazorială a tensiunilor din nodul K.
Când punctul în care se noteaza tensiunile, se apropie de sursă, tensiunea fazei defecte UT, crește datorită căderii de tensiune pe faza T între punctul de defect și K, tensiunile UR și US rămânând invariabile, căderile de tensiune fiind nule pe aceste faze.
În cazul aplicării de tensiuni egale, valorile și repartițiile curenților în schema de secvență homopolară nu se modifică.
4.2.7 Scurtcircuit bifazat la pământ
La un scurtcircuit bifazat la pământ, să presupunem între fazele S, T și pamant, într-un punct K, apar urmatoarele relații[8]:
= 0; (4.28)
= 0; (4.29)
= 0; (4.30)
Plecând de la aceste relații, pe cale analogă ca la scurtcircuitul bifazat, pentru componenta de secvență directă se obține urmatoarea relație[8].
= (4.31)
iar pentru valorile absolute ale curenților se obține[8]
= = ∙ ∙ (4.32)
4.3 Parametrizarea protectiilor cu ajutorul soft-ului DIGSI® 4
DIGSI® 4 este un soft care cu ajutorul calculatorului ajută la parametrizarea și operarea dispozitivelor SIPROTEC.
4.3.1 Ghid de operare
Pentru a fi utilizat dintr-un mediu familiar, DIGSI® 4 este operabil de pe orice interfanță Windows. În timpul intervenților dar și în timpul configurării, sunt oferiți doar parametrii relevanți dispozitivului.
Datorita meniurilor contextuale, listelor cu optiunile disponibile dar si specificarea limitelor pentru introducerea valorilor numerice, parametrizarea si setarea dispozitivelor SIPROTEC este usor de realizat[14].
4.3.2 Configurarea
Informatiile sunt interconectate intr-o matrice ce permite citirea usoara datorita setarilor individuale si fuctiei de filtrare. Astefel se pot avea sectiuni specifice afisate de informare de care este nevoie pentru setarea partiala a parametrilor.
4.3.3 Securitatea
Securizarea datelor , dar si accesul la setarile parametrilor, la testele de comanda si cotrol dar si la diagnosticare se realizeaza cu ajutorul parolelor.
DIGSI® 4 faciliteaza prin functiile de testare a echipamentelor de manevra testand intrarile si iesirile dar si simularea valorii masurate punerea in functiune a echipamentului.
Functiile si parametrii sunt explicati individual de catre sistemul de ajutor oferind astfel un sprijin suplimentar.
4.4. Setarea parametrilor
Echipamentele SIPROTEC sunt furnizate cu setări implicite ale parametrilor fiind gata să fie puse în funcțiune.
Componenta sistemului DIGSI® 4 oferă o interfață orientată către utilizator și o ghidare logică pentru setarea individuală a parametrilor și configurarea dispozitivului.
DIGSI® 4 poate fi instalat pe un calculator personal ce poate fi conectat la partea frontală a echipamentului SIPROTEC.
Parametrii se seteaza în modul offline, datele fiind descărcate ulterior prin intermediul interfeței de operare local sau de la distanță cu ajutorul unui modem și interfața de servicii a sistemului SIPROTEC
În timpul configurării parametrilor în modul online, aceștia sunt protejați de către o parolă.
Procedura de setare a parametrilor unui dispozitiv SIPROTEC se compune din:
a) protecția generală și design-ul de control cu[14]:
– stabilirea domeniului funcțional de aplicare;
– configurarea informației
– definirea funcțiilor logice
b) setările funcției cu:
– setările generale;
– setările funcțiilor de protecție;
– setările funcțiilor pentru controlul proceselor.
În scopul schimbării parametrilor funcțiilor individuale, cum ar fi de exemplu setările de protecție, în timpul funcționării, acest lucru se poate realiza fie prin DIGSI® 4 sau prin intermediul panoului de control operațional al dispozitivului SIPROTEC.
Pot fi controlate și alte funcții de setare ale parametrilor cum ar fi configurarea, domeniul pe aplicare funcțională sau definirea interfeței prin intermediul panoului de control.
4.5 Domeniul de funcționare
Echipamentele individuale SIPROTEC® 4 din familia de echipamente sunt disponibile cu diferite domenii de funcționare. În momentul în care se dă comada de echipament, se știe ce funcții vor fi implementate ulterior cu DIGSI® 4.
Anumite funcții de protecție se găsesc de cateva ori implementate în memoria echipamentului. Pentru setarea parametrilor ușor și flexibil, în multe cazuri aceste funcții sunt disponibile fiind ușor de selectat.
În etapa de configurare se utilizează o matrice pentru specificarea modului în care elementele idividuale de informații sunt setate pentru intrări și ieșiri. Configurarea se realizeaza prin intermediul DIGSI® 4.
4.6 Datele sistemului de alimentare
Parametrii specifici instalației sunt specificați în caseta de dialog în timpul procesului de setare al parametrilor. Datele sistemului de alimentare includ[14]:
– date ale sistemului precum tensiunea și frecvența;
– datele transformatoarelor de curent și de tensiune;
– datele întreruptorului la feeder.
Anumite echipamente nu au toate aceste valori, fiind setate doar la valori nominale ale frecvenței.
Datele individuale ale sistemului de alimentare sunt parte a grupurilor de setări ce pot fi schimbate în timpul fucționării[14]:
– tensiunea primară de alimentare;
– curentul primar de lucru;
– datele caracteristice ale echipamentului protejat.
4.7 Grupurile de setări
Setările diferitelor echipamente SIPROTEC® 4 pot fi împartite până la 4 configurații diferite în grupuri notate de la A la D. Acest lucru oferă posibilitatea trecerii de la un parametru la altul.
Setările se realizează în funcție de starea de comutare a sistemului. Aceste setări sunt salvate prin intermediul DIGSI® 4 și pot fi comutate în timpul funcționării la panoul de comanda al dispozitivului de operare.
Unele dispozitive SIPROTEC® 4 nu au niciun grup de setări.
4.8 Parole
Dispozitivul SIPROTEC® 4 are posibilitatea de a-i fi atribuite parole pentru a-l proteja împotriva modificărilor neintenționate dar și a unor operațiuni neautorizate.
Sunt presetate de către producator următoarele autorizații de acces[14]:
– de comutare, actualizare;
– sistemul de deblocare;
– meniurile de testare hardware;
– parametrii individuali;
– seturile de parametrii.
4.9 Operațiile de control
Familia de dispozitive SIPROTEC® 4 oferă diverse posibilități de a obține o privire în ansamblu asupra stării actuale de funcționare a instalației, sau să efectueze intervenții de control.
Accesul se realizeaza prin:
– centre de control (de la distanță);
– panoul de control (local);
– interfata cu utilizatorul DIGSI® 4 (local sau de la distanta).
În cazul în care echipamentul aparține unui sistem central de control atunci informațiile pot fi tranferate printr-o conexiune la sistemul de control.
Pentru declanșarea comenzilor de la distanță, prin intermediul centrului de control atunci dispozitivele SIPROTEC® 4 pot fi conectate la:
– centre de control de înalta clasa;
– dispozitive de control al stației, de exemplu SICAM SC.
Local, echipamentele SIPROTEC® 4 oferă posibilitatea citirii informațiilor sau control prin intermediul panoului de control operațional.
În cazul în care se dorește ca infomațiile să fie citite prin intermediul DIGSI® 4, atunci:
– se va conecta calculatorul la interfața panoului
– se va comunica online cu echipamentul prin intermediul unui modem.
4.10 Indicații
Domeniul de aplicabilitate al indicațiilor SIPROTEC® 4, este determinat de stabilirea domeniului funcțional.
Indicațiile sunt afișate de către operator sau prin intermediul DIGSI® 4 unde acesta prezintă grupuri de semnalizare pe panoul frontal al dispozitivului[14]:
– jurnalul de evenimente (indicații operaționale); indică erorile independete de rețea, de exemplu indică operațiile de comutare sau funcțiile de monitorizare;
– jurnalul de funcționare (indică erorile), de exemplu indică scurtcircuitele;
– jurnalul de erori de punere la pământ;
– interogarea generală.
4.11 Valorile măsurate
Valorile citite și măsurate sunt afișate prin intermediul DIGSI® 4 sau pe panoul frontal, fiind împarțite în urmatoarele categorii[14]:
– valori primare, calculate din valoriile medii măsurate în conformitate cu datele de conversie stabilite și valorile nominale;
– valorile măsurate, valorile secundare;
– valorile procentuale, legate de valorile nominale stabilite;
– alte valori calculate de către echipament;
– valori statice, de exemplu valorile întreruptorului.
4.12 Înregitrarea erorilor
Echipamentele SIPROTEC® 4, înregistrează un număr configurabil al valorilor măsurate și indică erorile de funcționare.
Datele cu erori sunt citite din memorie de către DIGSI® 4 și sunt salvate ca evidență a valorilor de avarie în format standard COMTRADE.
Componentele sistemul SIGRA 4, ofera posibilitatea de evaloare grafică a acestor erori.
SIGRA 4 calculează valori adiționale (fig 4.1) valorilor înregistrate, de exemplu impedante și prezintă valorile măsurate și calculate in[14]:
– diagrame de semnal în funcție de timp;
– diagrame de vectori;
– diagrame cerc;
– vizualizări armonice.
Fig. 4.1 Exemplu de inregistrare a defectelor de catre SIGRA 4.
CAPITOLUL 5: IERARHIZAREA SISTEMULUI DE CONDUCERE
5.1. Introducere
Prin arhitectura se înțelege modul în care se organizează și se realizează suportul fizic utilizat în implementarea unui sistem numeric de conducere. Prin studiul arhitecturii se întelege identificarea funcțiilor pe care acesta trebuie să le realizeze.
Arhitectura unui sistem trebuie sa fie deschisă pentru eventualele extinderi ulterioare și să fie capabilă să poata susține o bună funcționare între componentele deja existente și cele nou integrate.
Flexibilitatea arhitecturii este principala caracteristică a acesteia fiind posibilă adaptării cerințelor unei anumite aplicații.
Una din caracteristicile esențiale ale unui sistem de conducere este siguranța în funcționare.
La baza oricărei arhitecturi complexe a unui sistem de conducere, stau echipamentele numerice. Deși pe piață se regăsesc o varietate de sisteme numerice, structura acestora este similară.
Arhitectura de baza a unui sistem este compusă din urmatoarele componente[9]:
– unitatea centrală de prelucrare a informației;
– interfața operator;
– interfețe de coducere la proces.
Unitatea centrală de prelucrare a informației
Aceasta reprezintă componenta echipamenului numeric de conducere, la nivelul căreia sunt prelucrate informațiile. Structura acesteia este în mare parte asemănătoare cu structura calculatoarelor de uz personal, general, având mici diferențe datorate condițiilor de funcționare.
Procesorul reprezintă elementrul principal al unității. Se pune accentul în cazul echipamentelor de conducere pe siguranța în funcționare, din acest motiv nu se utilizeaza procesoare normale ci se utilizeaza microcontrolere.
Un microcontroler reprezintă un circuit electronic complex în care este integrat un procesor și o serie de dispozitive de tip memorie și echipamente periferice.
Memoria se utilizeaza pentru stocarea programelor și datelor prelucrate.
Memoria internă este de obicei suficientă pentru aplicațiile pe care trebuie să le memoreze, astfel nu este nevoie de memorie aditională.
O funcție asociată memoriei existente, este posibilitatea ca aceasta să fie programată prin intermediul unor interfețe de tip serial[9].
Ceasul de garda are rolul de monitorizare a echipamentului având funcția de monitorizare a tensiunii de alimentare a procesorului, iar în cazul funcționării anormale intervine pentru readucerea sistemului la starea de funcționare normală.
Interfețele de comunicație sunt echipamente utilizate pentru interconectarea diferitelor echipamente dar și pentru dezvoltarea și testarea programelor de aplicație.
Datorită numărului redus de conexiuni electrice, cele mai frecvente interfețe utilizate sunt cele de tip serial.
Interfața operator. Interfața operator conține două funcții precum funcția de furnizare a informațiilor personalului uman și funcția de furnizare a informațiilor aplicației instalate pentru a putea oferi posibilitatea modificării paramantrilor de funcționare în mod automat.
Această interfață folosește o varietate de elemente de afișare a informației pentru o ușoară utilizare de către operatorul uman totodată cantitatea de informație afișată este una foarte mare.
Interfețe de conectare la proces:
Sunt specifice echipamentelor numerice de conducere și au rolul de a asigura preluarea și transmiterea informației către procesul condus.
Aceste interfețe pot fi clasificate astfel[10]:
– interfețe pentru intrări analogice;
– interfețe pentru intrări numerice;
– interfețe pentru ieșiri analogice;
– interfețe pentru ieșiri numerice.
5.2 Arhitectura sistemului distribuit de conducere
Sistemul de control al unei stații electrice este un sistem distribuit de conducere. Arhitectura unui astfel de sistem reprezită cea mai bună soluție pentru extinderea capacității de conectare la porces dar și a celei de prelucrare a informației. În acest caz, sistemul de conducere este alcătuit dintr-un număr de echipamente mai redus.
Sistemul de conducere trebuie sa realizeze un ansamblu de funcții care poat fi descompuse in seturi de funcții mai simple ce pot fi distribuite fiecărui echipament în parte.
Este necesară interconectarea echipamentelor din sistem prin intermediul unui subsistem de comunicație deoarece funcțiile nu pot fi realizate complet independent.
Funcțiile de automatizare locală sunt realizate de către echipamentele de conducere pentru diferite sectiuni de proces, astfel amplasarea se realizează în apropierea zonei de proces pentru a se reduce conexiunile dintre acestea și traductoare sau cu elementele de execuție.
Dezavantajul acestei metode de amplasare îl reprezintă supravegherea dificilă datorată ariei mari de amplasare, astfel pentru evitarea acestui inconvenient, sistemului i se aduce în completare un sistem de supraveghere și control legat prin intermediul subsistemului de comunicare.
Subsistemul de comunicare trebuie să îndeplineasca anumite condiții printre care viteza suficientă pentru a face fața încărcării, robustețe la perturbații dar și un grad ridicat de accesibilitate în cazul unor interferențe de comunicație compatibile întregului ansamblu de echipamente utilizate.
Acest tip de arhitectură (fig 5.1) este cel mai raspândit datorită avantajelor pe care le are:
Un prim avantaj este siguranța ridicată în funcționare datorat simplității echipamentelor utilizate dar și sensibilitatea redusă datorită distribuirii funcțiilor[10].
Un alt avantaj îl constituie reducerea cablării sistemului de coducere datorită amplasării echipamentelor de conducere în apropierea zonelor de proces.
Fig. 5.1 Arhitectura unui sistem distribuit
Este de menționat caracterul deschis al acestei arhitecturi, extinderea unui sistem de conducere existent se realizează ușor adaugându-se noi echipamente pe care se vor implementa funcțiile de conducere suplimentare.
O importantă cerința impusă sistemelor de conducere distribuită o reprezintă asigurarea fiabilității ridicate a sistemului. Structura în ansamblu (fig.5.2) a unui controller permite mai multe intrări și ieșiri de tip analogic, numerice și seriale. Semnalele numerice de comandă sunt elaborate pe baza programelor instalate în memoria sistemului.
Protocoalele de comunicație pentru transferul de date între echipamente reprezintă o problema importantă ceea ce determină caracterul rețelei. Un rol important în alegerea metodelor de conducere și configurare îl reprezintă problemele de fiabilitate ale sistemelor de conducere[9].
Fig. 5.2. Structura unui sistem distribuit de conducere
5.3. Arhitectura sistemelor de protecție și comandă-control oferite de firma Siemens
În figura 5.3 este reprezentat sistemul centralizat de achiziție a datelor într-o stație electrică de medie tensiune. Interfața echipamentului primar este conectată la sistemul de achiziție însa poate fi folosit orice periferic de tensiune. Realizate printr-un design economic, blocurile cu terminale electronice au rolul de a înlocui blocurile cu terminale convenționale.
Releele de protecție existente pot fi conectate fie utilizânt protocolul IEC 60870-5-103 fie IEC 61850.
Fig. 5.3 Sistem centralizat de achiziție date
În stațiile moderne, cablarea este mult mai redusă datorită descentralizării sistemului de automatizare. Releele de protecție și panourile de control sunt situate în apropierea sistemului primar de comutație.
Firma SIEMENS propune pentru controlul stațiilor două produse: SICAM PAS un produs software orientat, bazat pe echipamentele hardware standard, în timp ce SICAM 1703 reprezintă modulul hardware orientat fiind o punte de legătură între unitățile terminale la distanță și stația automatizată (fig.5.4).
SIEMENS oferă soluții flexibile compatibile cu orice tip de stație[12]:
-pentru diferite niveluri de tensiune, de la segmentul principal de la stația de distribuție;
-pentru stații noi sau retehnologizate;
-pentru întreruptoare cu izolație gaz sau cu izolație aer;
-pentru stații de tip interior sau exterior;
-pentru stații cu personal uman sau fără personal uman.
Comunicarea reprezintă coloana vertebrală a fiecarui sistem de automatizare. Prin urmare, soluțiile Siemens sunt concepute pentru a colecta date de la echipamentele de înalta tensiune și de a le transmite diferiților utilizatori.
Câteva exemple implicite pentru configurații tipice sunt elementele ce pot fi combinate în conformitate cu cerințele respective. Produsele, baza configurațiilor, sunt parte integrată a comportării sistemului și se prezintă în conformitate cu principiul de introducere a datelor astfel se evită introducerea mai multor date de intrare.
De obicei nu este necesar un terminal operațional deoarece stațiile sunt controlate în mod normal de la distanță, iar în cazul serviciilor locale sau pentru întreținere comenzile sunt date de la panoul de comandă al echipamentului (fig 5.5)[12].
Fig. 5.4 Principiul de baza al soluției SICAM de stații automatizate cu control alternativ al stației
Fig. 5.5 Sistemul integrat de protecție și comandă situat în compartimentele de tensiune slabă
Exemplu de stație de distribuție în aprovizionare industrială: În general acest tip de stiație are aceeași configurație cu cea descrisă anterior fiind legate la un centru de comanda (dispecerat) prin intermediul rețelei locale (LAN). O trăsătură distinctivă o reprezintă panourile de distribuție de joasă tensiune și în unele cazuri chiar sistemul de automatizare industrial în cazul schimbului de date. În acest caz se poate observa compatibilitatea produselor SIMATIC cum simplifică integrarea sistemului (fig 5.6).
O stație de alimentare necesită o complexitate mai mare: trebuie echipată cu două sau 3 nivele de tensiune, fiind necesar un terminal operațional, o interfață de comunicație, control separat al dispozitivelor de protecție la nivelul IT, legatura LAN să fie una puternică bazată pe protocolul IEC 61850 (fig. 5.7)[12].
Fig. 5.6. Statie de distribuție în alimentarea industrială
Fig. 5.7 Stație de alimentare
Procesul de securitate și fiabilitate
Soluțiile propuse de firma Siemens oferă o interfață om-mașina(HMI) venind în sprijinul operatorilor cu informații de înalta calitate.
Interfața HMI oferita în:
– panouri convenționale cu instrumente pentru un control fiabil;
– panouri frontale electronice având încorporate unitățile de control;
– pentru terminalele la distanță oferă puncte de acces conectate la unitățile de comandă a stației;
– panouri portabile ce pot comanda de la distanță folosind tehnologia wireless.
Operațiile funcțiilor de automatizare[12]:
– centralizare;
– blocarea de la distanță;
– secvența de comandă;
– RAR.
HMI oferă o imagine concisă și clară asupra stației, a echipamentelor și a funcțiilor ce le îndeplinesc și de asemenea redă parametrii în timp real. Curbele de sarcină, înregistrările comportamentului stației în timp și rapoartele oricărei situații din stație vin în ajutorul personalului (fig 5.8).
Securitatea transimisiei de date se realizează prin protocoale sigure într-o rețea securizată. Aceste măsuri se ia pentru siguranța stației și datorită faptului ca stațiile sunt comandate de la distanță[13].
Fig. 5.8 Interfața om-masină
CAPITOLUL 6: SIMULAREA PROTECȚIILOR PRIN RELEE. STUDIU DE CAZ.
6.1.Generalități
Familia SIPROTEC® 4 este o familie de dispozitive numerice de protecție și comandă inovative cu interfețe de comunicație ce permit comanda și setarea parametrilor de la distanță și cu interfața de operare proiectată ergonomic și cu larga funcționalitate.
Dispozitivele utilizează tehnici de măsurare numerice, procesarea integral numerică a semnalelor asigurând înalta acuratețe și uniformitate pe termen lung a măsurii, precum și tratarea corectă a armonicilor și a regimurilor tranzitorii. Tehnicile de filtrare digitală și stabilizarea dinamică a valorilor măsurate asigură cel mai înalt nivel de siguranță în determinarea reacțiilor protecțiilor. Defectele interne ale dispozitivelor sunt depistate și indicate rapid de rutinele de auto-testare. Astfel, este exclusă nefuncționarea unității de protecție SIPROTEC în cazul apariției unui defect al rețelei de comunicație Profibus[14].
6.2.Descrierea echipamentului 7SJ63
Echipamentele SIPROTEC 7SJ63 (figura 6.1) pot fi utilizate ca relee de protecție, comandă și monitorizare pentru rețele de distribuție și de transport, indiferent de nivelul de tensiune și de modul de tratare a neutrului. Aceste echipamente sunt destinate liniilor radiale sau buclate, cu una sau mai multe surse de alimentare[15].
Fig. 6.1.Echipamentul SIPROTEC 7SJ63
Dispozitivele SIPROTEC® 4 îndeplinesc în totalitate cerințele comunicațiilor moderne. Acestea dispun de interfețe care permit racordarea cu un centru de comandă superior, setarea confortabilă a parametrilor și exploatarea prin intermediul unui PC (local) sau a unei conexiuni prin modem.
Dispozitivul poate fi comandat prin[15]:
– panoul de comandă de pe partea frontală a dispozitivului
– interfața DIGSI 4 cu utilizatorul (pe PC) care se conectează local prin interfața pentru operator a dispozitivului sau printr-un modem
Panoul de comanda al dispozitivelor SIPROTEC®4 este proiectat ergonomic și ușor lizibil, permite comanda de la fața locului, setarea parametrilor dispozitivului și afișarea tuturor informațiilor necesare exploatării. Panoul de comandă al dispozitivului conține un afisaj pe 4 linii.
O schemă bloc a echipamentului 7SJ63 și a modului de conectare în instalație a acestui echipament este prezentată în figura 6.2.
Fig. 6.2 Schema bloc a echipamentului 7SJ63
6.3 Construcția dispozitivului
Lătimile disponibile de dulap pentru montarea încastrata a 6SJ63 sunt ½ si 1/1 cu referire la un dulap de 19”. Înalțimea este de 244mm pentru montajul încastrat și 266 pentru montajul aparent.
În cazul montajului aparent, bornele de conexiune sunt amplasate deasupra sau dedesuptul echipamentului și sunt de tipul ”cu șurub”. Opțional, echipamentul 7SJ63 poate fi livrat și cu un panou de operare separat pentru a permite o funcționare optimă pentru toate tipurile de aplicații[15].
Fig. 6.3 Echipamentul SIPROTEC 7SJ63 (diferite unghiuri)
6.4 Funcțiile de protecție, comandă-control si masură
Echipamentul 7SJ63 poate fi utilizat la protecția unei linii electrice sau a unui transformator. Funcția de bază a echipamentului este cea maximală de curent nedirecțională. Există, in algoritmul dispozitivului, două elemente de protecție maximală de curent cu caracteristica de timp independentă și unul cu caracteristica inversă (dependenta) cu mai multe caracteristici care pot fi selectate. Protecția nedirecțională poate fi suplimentată cu un element maximal de curent directional, DRRI (protecția de rezervă la refuz de întreruptor) și un element (direcțional sau nedirecțional) sensibil pentru sesizarea defectelor cu pământul[15].
Lista funcțiilor disponibile intr-un echipament 7SJ63 este[15] :
6.4.1 Funcții de protecție
-Protecție maximală de curent cu caracteristică de acționare dependentă sau independentă de curent sau definită de utilizator, cu temporizare sau fără (50, 50N, 51, 51N)
– Protecție maximală de curent direcțională (67, 67N)
– Protecția la suprasarcină (49)
– Protecție de tensiune maximă (59) și minimă (27)
– Protecție de frecvență (81)
– DRRI (protecție de rezervă la refuz de întreruptor) (50BF)
– Protecție de secvență inversă (46)
– RAR (79)
– Protecția la defecte intermitente
– Monitorizare temperatură prin dispozitive externe (RTD-Resistence temperature detector)
– Locator de defecte
` 6.4.2 Funcții de comandă-control
Pe lânga funcțiile de protecție, echipamentul SIPROTEC 7SJ63 asigură toate funcțiile de comandă-control și monitorizare necesare pentru o funcționare optimă a stațiilor de medie sau înalta tensiune.
Principala funcție este aceea de comandă a echipamentelor de deconectare. Starea echipamentului primar sau a dispozitivelor auxiliare poate fi monitorizată prin intermediul contactelor auxiliare și transmisa la 7SJ63 prin intrările binare.
Echipamentele de comutație pot fi comandate prin:
-panoul frontal integrat;
-intrări binare;
-sistemul de protecție și comandă al stației;
-DIGSI4.
Cu ajutorul logicii integrate, utilizatorul poate seta, printr-o interfață grafică, funcții specifice de automatizare a stației sau a celulei. Funcțiile sunt activate prin taste funcționale, intrări binare, interfața de comunicare.
Operațiile de comutare se pot efectua fie local fie de la distanță, în funcție de setări.
` 6.4.3 Valori măsurate
Valorile mărimilor analogice preluate prin intrările analogice din instalație sunt utilizate pentru calculul tuturor mărimilor electrice necesare. Mărimile ce pot fi cunoscute sunt:
-curenți IL1, IL2, IL3, IE, IEE ;
-tensiuni VL1, VL2, VL3, VL1L2, VL2L3, VL3L1;
-componentele simetrice I1, I2, 3I0 ;V1, V2, V0;
-puterea activă și reactivă;
-factorul de putere (cos);
-frecvența;
-numărul orelor de funcționare;
6.4.5 Mărimi contorizate
Pentru contorizarea internă echipamentul poate calcula o valoare a energiei din valorile măsurate ale curentului și tensiunii. Valorile contorizate pot fi afișate și trimise la un centru de control. Se contorizează valorile energiei activă, reactivă, directă și inversă.
6.4.6 Date tehnice
Intrări analogice:
*intrări de curent:
-frecvența nominală 50Hz sau 60Hz
-valori nominale 1A sau 5A
*intrări de tensiune:
-valori nominale 110225V
Număr intrări binare: 1133 (in funcție de variantă)
Număr ieșiri binare: 814 contacte normal deschise
1 contact normal inchis
Tensiune auxiliară:
*c.c. : 24/48 Vc.c.; 60/110/125Vc.c.
110/125/220/250Vc.c
*c.a. : 115V, 230V
Comunicare: -conector RS232 pe panoul frontal
-Soft DIGSI
-Viteza de transmisie: 4.80011200Baud
-Distanța maximă 15m.
6.5 Calculul reglajelor protecțiilor
Se presupune stația electrică de medie tensiune, cu schema monofilară reprezentată în fig.6.4. Pe baza acesteia se vor realiza reglajele corespunzatoare releului de protecție adaptat schemei monofilare.
6.5.1 Calculul curentilor de scurtcircuit
Calculul curentului de scurtcircuit pe barele stației de medie tensiune alimentata din Statia A 110kV
Datele de calcul sunt următoarele:
usc= 10,95 %
UnIT= 110 kV
UnJT= 20 kV
Sn= 16 MVA
Puterea de scurtcircuit pe barele de 110 kV este :
SSC110 = 2103 MVA
Reactanța sistemului pe barele de 110 kV:
(6.1)
Reactanța sistemului raportată la barele de 20 kV:
(6.2)
Reactanța de scurtcircuit a transformatorului raportată la barele de 20 kV:
(6.3)
Reactanța totală pe barele de 20 kV:
(6.4)
Puterea de scurtcircuit pe barele de 20 kV:
(6.5)
Curentul de scurtcircuit pe barele de 20 kV :
(6.6)
A. Protecțiile pe cele două circuite de alimentare sunt:
a) protecția maximală de curent instantanee:
(6.7)
(6.8)
(6.9)
b) protecția maximală de curent temporizată
(6.10)
(6.11)
(6.12)
c) protecția de componentă homopolară
(6.13)
d) protecția de minimă tensiune
(6.14)
(6.15)
e) instalația de AAR
Starea operativă normală(inițială)- o cale de alimentare în funcție, cealaltă în rezervă caldă.AAR acționează pe întreruptoarele de pe circuitele respective.
(6.16)
f) protecția de tensiune maxima ( numai avertizare)
(6.17)
(6.18)
B. Protecțiile pentru circuitele transformatoarelor sunt corelate cu caracteristicile acestora.
Transformator:
(6.19)
(6.20)
Conform indicaților fabricantului transformatoarelor acestea sunt construite pentru clasa de suprasarcină V conform IEC 146.Pentru această clasă sunt prevăzute următoarele încărcări:
100% permanent
150% 2ore
200% 1min
Având în vedere aceste valori, protecțiile vor fi reglate astfel:
-protecția maximală de curent instantanee
(6.21)
(6.22)
(timpul propriu de acționare al echipamentului numeric ți al întreruptorului)
-protecția maximală de curent temporizată 210%
(6.23)
(6.24)
-protecția maximală de curent temporizată 200%
(6.25)
(6.26)
-protecția de componenta homopolară
(6.27)
C. Transformatoarele de servicii auxiliare
(6.28)
(6.29)
(6.30)
Protecția se realizează prin siguranțe fuzibile cu valoarea de 3A
6.6 Parametrizarea releului
Pentru parametrizarea protecțiilor este necesar să se cunoască tipurile de defecte și regimuri anormale ce pot să apară în instalația unde se prevăd acestea. Defectele și regimurile anormale sunt dependente, printre altele, de tipul rețelei, de tipul consumatorilor și de nivelul tensiunii electrice. Etapa premergătoare parametrizării protecțiilor prin relee constă în calculul curenților de scurtcircuit în diverse puncte de conexiune din instalația respectivă, valorile acestor curenți stând la baza stabilirii valorilor de actionare ale protecțiilor.
6.6.1 DIGSI
DIGSI® 4 este un soft care cu ajutorul calculatorului ajută la parametrizarea și operarea dispozitivelor SIPROTEC.
Pentru a fi utilizat dintr-un mediu familiar, DIGSI® 4 este operabil de pe orice interfanță Windows. În timpul intervenților dar și în timpul configurării, sunt oferiți doar parametrii relevanți dispozitivului.
În timpul configurării parametrilor în modul online, aceștia sunt protejați de către o parolă.
Procedura de setare a parametrilor unui dispozitiv SIPROTEC se compune din:
a) protecția generală și design-ul de control cu:
– stabilirea domeniului funcțional de aplicare;
– configurarea informației
– definirea funcțiilor logice
b) setările funcției cu:
– setările generale;
– setările funcțiilor de protecție;
– setările funcțiilor pentru controlul proceselor.
În scopul schimbării parametrilor funcțiilor individuale, cum ar fi de exemplu setările de protecție, în timpul funcționării, acest lucru se poate realiza fie prin DIGSI® 4 sau prin intermediul panoului de control operațional al dispozitivului SIPROTEC.
Pot fi controlate și alte funcții de setare ale parametrilor cum ar fi configurarea, domeniul pe aplicare funcțională sau definirea interfeței prin intermediul panoului de control.
Succesiunea de operații este prezentată în continuare:
-crearea unui proiect pentru această aplicație și introducerea echipamentului în proiect
Fig. 6.5
Fig. 6.6
-introducerea datelor specifice echipamentului
Fig. 6.7
-alegerea modului de comunicare cu releul: off line
Fig. 6.8
-efectuarea configurării și parametrizării releului:
Fig.6.9
Fig. 6.10
-selectarea funcțiilor necesare din biblioteca releului
Fig. 6.11
-efectuarea reglajului pentru funcțiile selectate
Fig. 6.12
-efectuarea reglajelor pentru funcția maximală de curent
Fig.6.13
Fig. 6.14
-efectuarea reglajelor pentru funcția minimală/maximală de tensiune:
Fig. 6.15
Fig.6.16
Fig. 6.17
CONCLUZII
Interconectarea ansamblului tuturor instalațiilor și echipamentelor electroenergetice prin care se realizeaza producerea, transportul și distribuția energiei electrice dintr-un stat constituie un sistem electoenergetic național.
Ansambul liniilor, transformatoarelor, aparatelor de conectare, mașini electrice, diferite instalații auxiliare și alte clădiri adiacente destinate producerii, transportului, distribuției și utilizării energiei electrice alcătuiesc instalațiile electrice.
Ansamblul de construcții și instalații ce au drept producerea de energie electrică se numește centrală electrică
Totalitatea liniilor și stațiilor electrice legate între ele, funcționând interconectat alcătuiesc o rețea electrică.
Stațiile electrice sunt noduri în sistemul electroenergetic național având în componența lor legăturile conductoare ale liniilor electrice, aparataj electric, clădiri, transformatoare și autotransformatoare de forța
Amplasarea stațiilor și posturilor de transformare trebuie făcută în asa fel încat trebuie să se țină seama de factorii tehnici, economici și sociali precum și de normele în vigoare privind protecția muncii și cele de prevenire a incendiilor și de mediu.
Zona dintr-o stație în care se află ansablul de echipamente, aparate electrice, materiale și dispozitive amplasate într-un singur loc, care au rolul de a funcționa pentru un anumit circuit, constituie o celulă electrică.
Celule electrice prefabricate ale unei stații de medie tensiune sunt instalații containerizate, fiind compuse din materiale electrice și echipament cu funcții de comutație, protecție, izolare, masurare și automatizare, livrându-se gata de a fi montate în instalații, adica sunt complet pregătite și încercate din punct de vedere electric.
Regimul normal de funcționare, este orice regim, în care toți parametrii unui echipament, sau instalație se afla in gama de variație admisibilă. Exista o infinitate de regimuri normale de funcționare.
Totalitatea dispozitivelor și aparatelor ce au rolul de a asigura în mod automat, deconectarea unei instalații la apariția unui defect sau regim anormal de funcționare ce poate fi periculos instalației se numeste sistem de protecție prin relee.
Tehnologia electromecanică, este cea mai veche dintre tehnologi, și utilizează relee simple cu o precizie redusă. In comparație cu tehnologia electromecanică, tehnologia analogică prezintă un avans tehnologic cu o precizie mai bună și o siguranță în funcționare mult mai mare a protecțiilor.
Dezvoltarea tot mai rapidă și modernizarea protecțiilor din sistemul electroenergetic a dus la conceperea unor sisteme de protecție rapide pentru protecțiile de linie și din statiile din sistem.
Pentru o funcționare fiabilă, de lungă durată, și în condiții optime, sistemul de protecție prin relee, dar și sistemul de comandă și control necesită informații asupra stării procesului dar în același timp trebuie să și comunice cu acesta.
Datorită evoluției tehnologice în domeniul electronicii digitale, sistemul de protecție al unei stații electrice s-a redus din punct de vedere al dimendiunii, echipamentul secundar fiind integrat într-un singur dispozitiv. Introducerea conexiunii prin fibra optica a dus la dispariția delimitarii grosiere între primar și secundar.
O data cu integrarea sistemelor, funcțiile de conversie analog-digitale, funcțiile de procesare au fost descentralizate cât mai aproape de proces fiind fizic integrate în echipamentul primar.
Pentru parametrizarea protecțiilor este necesar să se cunoască tipurile de defecte și regimuri anormale ce pot să apară în instalația unde se prevăd acestea. Defectele și regimurile anormale sunt dependente, printre altele, de tipul rețelei, de tipul consumatorilor și de nivelul tensiunii electrice.
Într-un sistem electroenergetic, cele mai des întalnite defecte îl reprezintă scurtcircuitele. De asemenea în sistem mai apar și alte defect precum: scurtcircuit bifazat cu pământul prin simpla sau dubla punere la pământ, întreruperea unei faze.
Avantajul protecțiilor numerice este viteza de comunicare între module datorită fibrei optice, gabaritul redus, costul de exploatare si de intretinere mult redus.
De asemenea alte avantaje ale protecțiilor numerice sunt posibilitatea realizării de relee cu funcții multiple de protecție, comandă si masură, sensibilitate crescută, integrarea sistemului de protecție în sisteme integrate de conducere.
Avantajele unui sistem integrat sunt posibilitatea autosupravegherii ce duce la o reducere a lucrărilor de întreținere, dar și memorarea tuturor valorilor de reglaj și a indicatiilor importante, nefiind afectate de căderea tensiunii de alimentare. Datele memorate de sistem pot fi apelate, modificate sau listate la un centru operațional (dispecerat). Protecțiile nefiind scoate din uz în timpul acestor operații.
Datorita meniurilor contextuale, listelor cu optiunile disponibile dar si specificarea limitelor pentru introducerea valorilor numerice, parametrizarea și setarea releelor numerice este ușor de realizat.
Programul de comunicare cu releele numerice facilitează prin funcțiile de testare a echipamentelor de manevra testând intrările și ieșirile dar și simularea valorii măsurate punerea în funcțiune a echipamentului.
Funcțiile și parametrii sunt explicați individual de către sistemul de ajutor oferind astfel un sprijin suplimentar.
Familia de dispozitivelor numerice oferă diverse posibilități de a obține o privire în ansamblu asupra stării actuale de funcționare a instalației, sau să efectueze intervenții de control.
Arhitectura unui sistem trebuie să fie deschisă pentru eventualele extinderi ulterioare și să fie capabilă să poata susține o bună funcționare între componentele deja existente și cele nou integrate
La baza oricărei arhitecturi complexe a unui sistem de conducere, stau echipamentele numerice.
Sistemul de control al unei stații electrice este un sistem distribuit de conducere.
Protocoalele de comunicație pentru transferul de date între echipamente reprezintă o problema importantă ceea ce determină caracterul rețelei.
Comunicarea reprezintă coloana vertebrală a fiecarui sistem de automatizare.
O stație de alimentare necesită o complexitate mai mare: trebuie echipată cu două sau 3 nivele de tensiune, fiind necesar un terminal operațional, o interfață de comunicație, control separat al dispozitivelor de protecție la nivelul IT, legatura LAN să fie una puternică bazată pe protocolul IEC 61850
Securitatea transimisiei de date se realizează prin protocoale sigure într-o rețea securizată. Aceste măsuri se ia pentru siguranța stației și datorită faptului ca stațiile sunt comandate de la distanță.
Din categoria releelor numerice face parte si releul SIPROTEC 7SJ63 care poate fi utilizat ca releu de protecție, comandă și monitorizare pentru rețele de distribuție și de transport, indiferent de nivelul de tensiune și de modul de tratare a neutrului
Cu ajutorul logicii integrate, utilizatorul poate seta, printr-o interfață grafică, funcții specifice de automatizare a stației sau a celulei. Funcțiile sunt activate prin taste funcționale, intrări binare, interfața de comunicare.
Pentru contorizarea internă echipamentul poate calcula o valoare a energiei din valorile măsurate ale curentului și tensiunii. Valorile contorizate pot fi afișate și trimise la un centru de control.
Preocupările actuale privind tratarea unitară a protecției și controlului, se pot împărți
în două categorii majore, și anume:
a) Sisteme coordonate de protecție și de control. Sistemele de control și de protecție
își păstrează autonomia unele față de celelalte, însă prevăd funcțiuni de „colaborare”
reciprocă. Într-un asemenea concept, funcția de protecție este localizată, în general, în
echipamente distincte de cele de comandă/control. Cele două subsisteme comunică însă,
transmițându-și reciproc informații globale, rezultate, în general, în urma prelucrării
mărimilor din proces.
b) Sisteme integrate de protecție și control. Subsistemele de control și de protecție
sunt concepute ca un tot unitar, utilizând în comun anumite resurse hardware și software. În acest caz asistăm la o descentralizare foarte puternică a funcțiunilor de comandă, control și protecție, elementul cheie în acest concept fiind comunicația de mare viteză între modulele componente.
BIBLIOGRAFIE
[1] Ghe. Comănescu,. Stații și posturi de transformare. Notițe curs.
[2] Ghe. Comănescu, Partea electrică a centralelor și stațiilor. Notițe curs.
[3] A.Hazi, Ghe. Hazi, Stații și posturi de transformare, Chișinău 2006.
[4] I.Triștiu, Rețele electrice. Notițe curs.
[5] D.Mihoc, Protectii prin relee clasice si numerice.
[6] O.Calotă, Protecții prin relee, notițe curs.
[7] S.Călin, S.Marcu, Protecția prin relee a rețelelor electrice, Editura Tehnica Bucuresti 1965.
[8] St.I. Stelian, D. Mihoc, Automatizări și protecții prin relee în sistemele electroenergetice, Ed. Tehnica Bucuresti 1983.
[9]C.Petrescu, D. Popescu, C. Lupu.: Arhitecturi hardware/software pentru sisteme numerice de conducere. Ed. Matrix ROM București 2007.
[10] C. Nițu, E. Pruteanu, Sisteme distribuite de conducere. Ed. Matrix ROM București 2011.
[11] D.Mihoc, I. Fagarasan, O. Calotă,– Protecții prin relee, Editura Printech, București, 2009.
[12] ***, “IEC 61850 :Communication networks and systems for power utility automation”.
[13] ***, “IEC 60255: Measuring relays and protection equipment”.
[14] *** "SIPROTEC Manual, Siemens".
[15] *** "7SJ63 Manual, Siemens".
[16] C. Nicolae, Stații și posturi de transformare-ghid pentru lucrări de laborator. Editura Universității din Oradea, 2010.
[17] I. Asandei, Protecția și automatizarea sistemelor energetice, Editura MATRIX, Bucuresti, 2002;
BIBLIOGRAFIE
[1] Ghe. Comănescu,. Stații și posturi de transformare. Notițe curs.
[2] Ghe. Comănescu, Partea electrică a centralelor și stațiilor. Notițe curs.
[3] A.Hazi, Ghe. Hazi, Stații și posturi de transformare, Chișinău 2006.
[4] I.Triștiu, Rețele electrice. Notițe curs.
[5] D.Mihoc, Protectii prin relee clasice si numerice.
[6] O.Calotă, Protecții prin relee, notițe curs.
[7] S.Călin, S.Marcu, Protecția prin relee a rețelelor electrice, Editura Tehnica Bucuresti 1965.
[8] St.I. Stelian, D. Mihoc, Automatizări și protecții prin relee în sistemele electroenergetice, Ed. Tehnica Bucuresti 1983.
[9]C.Petrescu, D. Popescu, C. Lupu.: Arhitecturi hardware/software pentru sisteme numerice de conducere. Ed. Matrix ROM București 2007.
[10] C. Nițu, E. Pruteanu, Sisteme distribuite de conducere. Ed. Matrix ROM București 2011.
[11] D.Mihoc, I. Fagarasan, O. Calotă,– Protecții prin relee, Editura Printech, București, 2009.
[12] ***, “IEC 61850 :Communication networks and systems for power utility automation”.
[13] ***, “IEC 60255: Measuring relays and protection equipment”.
[14] *** "SIPROTEC Manual, Siemens".
[15] *** "7SJ63 Manual, Siemens".
[16] C. Nicolae, Stații și posturi de transformare-ghid pentru lucrări de laborator. Editura Universității din Oradea, 2010.
[17] I. Asandei, Protecția și automatizarea sistemelor energetice, Editura MATRIX, Bucuresti, 2002;
Copyright Notice
© Licențiada.org respectă drepturile de proprietate intelectuală și așteaptă ca toți utilizatorii să facă același lucru. Dacă consideri că un conținut de pe site încalcă drepturile tale de autor, te rugăm să trimiți o notificare DMCA.
Acest articol: Control al Unei Statii Electrice de Medie Tensiune (ID: 162225)
Dacă considerați că acest conținut vă încalcă drepturile de autor, vă rugăm să depuneți o cerere pe pagina noastră Copyright Takedown.