Protectia Liniilor Electrice Aeriene Realizata cu P.l.c
CUPRINS
INTRODUCERE
CAPITOLUL I. CONSIDERAȚII GENERALE
1.1. Terminologie specifică
1.2. Clasificarea sistemelor de protecție
1.3. Cerințe impuse sistemelor de protecție
1.4. Factori care afectează proiectarea sistemelor de protectie
1.5. Transformatoare de măsură de curent
1.6. Transformatoare de măsură de tensiune
1.7. Relee. Relee de protecție
CAPITOLUL II. CALCULUL CURENȚILOR DE SCURTCIRCUIT
ÎN REȚELELE ELECTRICE
2.1. Scop
2.2. Metode de calcul
2.3. Calculul curenților de scurtcircuit departe de generator
CAPITOLUL III. PROTECȚIILE LINIILOR ELECTRICE
3.1. Protecția de tensiune – (ANSI 59, 27) 3.1.1. Protecția maximală de tensiune – (ANSI 59) 3.1.2. Particularități ale protecției de tensiune maximală
3.1.3. Protecția de tensiune homopolară – (ANSI 59N)
3.1.4. Protecția minimală de tensiune – (ANSI 27)
3.2. Protecția de curent
3.2.1. Calculul reglajelor protecției
3.2.2. Temporizarea protecției de curent
3.2.3. Creșterea sensibilității protecției de curent
3.3. Protecția maximală de curent instantanee 50 (50N/G)
3.3.1. Secționarea de curent temporizată
3.3.2. Protecția maximală de curent în două trepte
3.3.3. Protecția împotriva curenților de suprasarcină 3.3.4. Protecția homopolară
3.4. Protecția maximală de curent direcțională – (ANSI 67)
3.4.1. Protecția direcțională. Principiu de funcționare
3.4.2. Scheme principiale de funcționare a protecției direcționale
3.4.3. Protecția de putere homopolară
3.5. Protecția diferențială – (ANSI 87) 3.5.1. Protecția diferențială – principiul de funcționare
3.5.2. Protecția diferențială longitudinală
3.5.3. Transformatoare cu saturație rapidă (T.S.R.)
3.5.4. Protecția diferențială transversală
3.5.5. Caracteristica de declanșare a protecției diferențiale
3.6. Protecția de distanță
3.6.1. Principiile protecțiilor de distanță
3.6.2. Protecția de impedanță
3.6.3. Caracteristicile de acționare ale protecțiilor de distanță
3.6.4. Comportarea protecției de distanță la suprasarcini
3.6.5. Comportarea protecției de distanță la pendulările de energie
3.6.6. Blocarea protecțiilor de distanță la situații speciale
3.6.7. Blocarea protecției de distanță la defecte în
circuitul transformatorului de măsură de tensiune
3.6.8. Stabilirea reglajelor protecției de distanță și obținerea
caracteristicii de timp a releului de distanță
3.6.9. Relee de impedanță statice – principii de realizare
3.7. Declanșarea de rezervă la refuz de întrerupător – DRRI (ANSI 50BF)
3.8. Funcția de teleprotecție
CAPITOLUL IV. PROTECȚIA DIGITALĂ A LINIILOR ELECTRICE
4.1. Arhitectura echipamentelor numerice de protecție 4.2. Funcțiile protecțiilor numerice
4.3. Protecția de distanță (PDIS, cod ANSI 21/21N)
4.4. Sincronizare. Control al sincronismului (RSYN, cod ANSI 25)
4.5. Protecție la conectarea liniei pe defect (PIOC, 50HS [SOTF])
4.6. Protecție de suprasarcină termică (PTTR, cod ANSI 49)
4.7. Protecția maximală de curent de fază instantanee (PIOC, cod ANSI 50)
4.8. Protecția maximală de curent de fază temporizată (PTOC, cod ANSI 51)
4.9. Protecția maximală de curent de fază direcțională (PDOC, cod ANSI 67)
4.10. Protecția maximală de curent homopolar instantanee
(PIOC, cod ANSI 50N)
4.11. Protecția maximală de curent homopolar temporizată
(PTOC, cod ANSI 51N)
4.12. Protecția maximală de curent homopolar direcțională
(PDEF, cod ANSI 67N)
4.13. Protecția maximală de tensiune temporizată (PTOV, cod ANSI 59)
4.14. Funcția de protecție de minimă frecvență (PFRQ, cod ANSI 81)
4.15. Blocaj la pendulații de putere (RPSB, 68)
4.16. Protecție la refuz de întrerupător
(DRRI) / (PIOC/RBRF, cod ANSI 50BF)
4.17. Protecție de capăt (End Zone) / (PIOC, 50EZ)
4.18. Protecție de „capăt de circuit”/ maximală de curent de fază și de nul /
(PIOC, 50 STUB)
4.19. Protecția la mers asincron (PPAM, 78)
4.20. Reanclanșare automată rapidă (RAR) / (RREC, 79)
4.21. Teleprotecție (teledeclanșare) / (RCPW, cod ANSI 85)
4.22. Protecție diferențială de linie / (PLDF, cod ANSI 87L)
4.23. Protecție diferențială de bare / (PBDF, cod ANSI 87BB)
4.24. Funcții de supraveghere și control
CAPITOLUL V. PROTECȚIA L.E.A. 110 KV, ORADEA SUD – ORADEA VEST
5.1. DIGSI 5 – Mediu de programare pentru terminale digitale SIPROTEC
5.2. Funcții și interfețe cu utilizatorul
5.3. Parametrizarea terminalelor digitale SIPROTEC 7SA52, 7SA62
5.4. Parametrizarea terminalului numeric SIPROTEC 7SA62
5.5. Calculul valorilor de reglaj al protecțiilor
5.6. Valorile de setare ale terminalelor digitale
CONCLUZII
BIBLIOGRAFIE
ANEXE
INTRODUCERE
Principala condiție impusă unui sistem electroenergetic, sau instalațiilor electrice este siguranța și stabilitatea în funcționare, adică alimentarea continuă a consumatorilor, cu energie electrică la parametri de calitate standardizați a energiei electrice.
Asigurarea funcționării stabile și fără întrerupere a instalațiilor electrice are importanță deosebită, datorită faptului că rezultatul perturbărilor în funcționare poate fi foarte grav, gravitatea urmărilor provine din faptul că:
instalațiile electrice fac parte în mod general dintr-un sistem energetic complex, fiind legate electric între ele, un defect apărut într-o instalație poate deranja funcționarea întregului sistem;
datorită energiilor foarte mari care intervin în evoluția unui defect din instalațiile electrice de transport, poate conduce la efecte distructive foarte de mari cu consecințe economice grave;
liniile electrice în special cele aeriene sunt expuse deranjamentelor mai mult decât alte genuri de instalații.
Rolul principal al automatizărilor și protecțiilor prin relee în instalații electrice și sisteme electroenergetice constă în limitarea propagării efectelor avariilor apărute, și asigurarea alimentării fără întrerupere cu energie electrică a consumatorilor din afara zonei avariate.
Protecția prin relee a unei instalații electroenergetice reprezintă un ansamblu de dispozitive și echipamente destinat să asigure semnalizarea și deconectarea automată a instalației în cazul apariției unui defect sau a unui regim anormal de funcționare, periculos pentru instalație.
Protecția prin relee este una dintre principalele forme ale automatizării sistemelor electroenergetice. având drept scop principal:
detectarea defectelor și izolarea efectului acestora (elementului avariat) în vederea limitării extinderii avariei la alte instalații din sistem prin întreruperea tuturor căilor de curent care alimentează defectul;
să împiedice dezvoltarea defectului și extinderea efectelor acestuia asupra altor instalații din sistemul electroenergetic (SEN);
să restabilească, într-un timp cât mai scurt, un regim normal de funcționare pentru restul instalațiilor electroenergetice fără intervenție umană, asigurând continuitatea alimentării consumatorilor de energie electrică;
sesizarea și semnalizarea regimurilor anormale de funcționare a instalațiilor cu scopul de prevenție și menținerea continuității alimentării cu energie electrică a consumatorilor, protectia personalului de exploatare (si nu numai);
înregistrarea evenimentelor cu scopul de a oferi informații pentru analiza postavarie a evenimentului și statistici pentru stabilirea programelor de mentenanță cu scopul obținerii unor indicatori tehnico-economici cât mai buni.
Practic protecția prin relee a unei instalații electrice este formată din totalitatea dispozitivelor și aparatelor destinate să asigure în mod automat deconectarea instalației în cazul apariției unui defect, sau a unui regim anormal de funcționare periculos pentru instalație.
Prin rolul lor de izolare a părților unde s-au produs fenomenele anormale rezultă și felul în care acționează protecțiile. Acțiunea de izolare se traduce evident printr-o secționare, o întrerupere, a mărimilor electrice: curent, tensiune, putere etc.
În al doilea rând protectiile electrice și automatizările au o contribuție majoră la menajarea instalațiilor electroenergetice, care pot fi suprasolicitate sau chiar avariate prin fenomenele anormale ce se petrec.
Dezvoltarea tehnologică în domeniul electronicii și a tehnicii de calcul, apariția tehnologiei fibrelor optice utilizate în transmiterea informației cât și în realizarea traductoarelor pentru mărimi electrice, conduce la modificări profunde a sistemelor de control a instalațiilor electrice.
Dacă filozofia realizării sistemelor de protecție rămâne în termeni mari cam aceeași, implementarea lor în schimb suferă schimbări într-un ritm ridicat, dictat tocmai de realizările în domeniul tehnologiilor de vârf.
Introducerea releelor digitale, a releelor electronice dedicate realizări unor anumite tipuri de protecții complexe, realizarea unor aparate de comutație și protecție din ce în ce mai performante, au drept consecință creșterea siguranței în funcționare a sistemului energetic.
Tendința actuală în realizarea automatizărilor în energetică este legată de introducerea calculatoarelor pe scară largă, fapt care permite realizarea unor automatizări complexe.
CAPITOLUL I. CONSIDERATII GENERALE
Proiectarea și alegerea unui sistem de protecție presupune cunoașterea defectelor care pot să apară în instalațiile electrice. Aceste defecte sunt de o complexitate mare din punct de vedere a efectelor produse putând avea efecte imediate sau în timp, de o intensitate mai mare sau mai redusă. Defectele pot fi clasificate după cauza și după natura lor, însă de cele mai multe ori ele apar ca și defecte combinate.
Astfel după natura lor defectele în instalațiile electrice pot fi grupate în:
defecte de natură electrică datorate deteriorării izolației (străpungere sau conturnare). Marea majoritate a defectelor reprezintă o formă sau alta a deteriorării izolației. Formele sub care se manifestă aceste defecte sunt scurtcircuitele și punerile la pământ simple sau duble;
defecte de natură mecanică manifestate prin distrugerea integrității circuitelor electrice (ruperi de conductoare sau de elemente de susținere), care pot conduce la defecte de natură electrică sau la întreruperea alimentării cu energie electrică;
defecte de natură termică manifestate prin încălzire locală pe suprafață și volum variabil al materialului în funcție de intensitatea și durata defectului, uneori cu dezvoltare rapidă până la incendii sau topirea elementelor conductoare.
Cauzele defectelor de natură termică sunt de fapt scurtcircuitele, defectele mecanice manifestate prin presiune de contact scăzută a elementelor conductoare de pe calea de curent în zona suprafețelor de contact, și suprasarcinile de mărimi și durată mult peste limitele maxim admisibile, nedetectate la timp.
defecte de natură chimică datorate poluării mediului în zona instalațiilor electrice din cauze naturale sau avarii în instalații tehnologice, care pot dezvolta defecte de natură electrică prin degradarea mediului izolant și a suprafețelor izolatoare, defecte de natură mecanică datorate coroziunii elementelor de susținere și legătură, și a suprafețelor de contact.
1.1. TERMINOLOGIE SPECIFICĂ
Pentru limitarea ariei din sistem care este deconectată la apariția unui defect, sistemul electroenergetic este împărțit în zone de protecție cu scopul de minimalizare a întreruperilor în alimentarea cu energie electrică a consumatorilor. Zonarea ține cont de elementul / elementele de sistem protejate, principiul de realizare a zonelor de protectie este prezentat în figura 1. 1.
Sistemul de protecție reunește ansamblul mai multor dispozitive de protecție, proiectat pentru realizarea protecției unui element al sistemului, și/sau pentru semnalizarea unei situații anormale de funcționare.
Schema de protecție include unul sau mai multe sisteme de protecție și cuprinde elementele de coordonare a protecției pentru unul sau mai multe elemente din sistemul energetic.
Echipament de protecție definește totalitatea echipamentelor utilizate pentru detectarea, localizarea și izolarea părții defecte din sistem. Include relee de protecție, transformatoare de măsură, siguranțe fuzibile și echipamente auxiliare destinate utilizării în cadrul sistemelor de protecție, excluzând întreruptoarele.
Fig.1.1. Împărțirea tipică în zone de protecție a unui sistem electroenergetic cu: I1÷In întreruptoare.
În mod ideal, zonele de protecție trebuie să se suprapună, astfel încât nici o parte a sistemului să nu fie neprotejată (figura 1.2.a). Din motive tehnice și economice, acest ideal nu poate fi atins întotdeauna, astfel că transformatoarele de curent sunt poziționate pe o parte a întrerupătorului, ca în figura 1.3.b. Aceasta lasă o secțiune din circuit protejată incomplet, între transformatorul de curent TC2 și întrerupătorul I. Un defect în punctul K din figura 1.2.b. va face ca sistemul de protecție care acționează în mod normal la apariția unui defect în zona protejată 1 să declanșeze și să deschidă întrerupătorul, fiind protecție de bază pentru zona 1. Defectul poate fi alimentat în continuare din zona 2, protecția zonei 2 nu va declanșa pentru că defectul s-a produs în afara zonei sale. Aceasta problemă este rezolvată printr-o formă de extindere a zonei 2, asigurând declanșarea și la celălalt capăt al zonei 2. În această situație protectia zonei 2 este protecție de rezervă destinată să acționeze la apariția defectelor în acele segmente ale sistemului care nu sunt acoperite prin protecția de bază (figura 1. 2.b.).
Fig.1.2. Principiul protecției de bază și de rezervă.
În concluzie protecția de bază (PB) este protecția fiecărui element (linie, transformator, bare, etc.), care funcționează rapid și selectiv la apariția unui scurtcircuit în zona elementului respectiv, prin declanșarea celor mai apropiate întrerupătoare de elementele respective avariate. Protecțiile de bază au prioritate la inițierea comenzilor de eliminare a defectelor, sau a acțiunii destinată să limiteze o situație anormală din sistemul electroenergetic.
Protecția de rezervă (PR) este sistemul de protecție destinat să acționeze ca și rezervă atunci când un defect la un element nu a fost detectat sau eliminat în timpul cerut de către protecția de bază ca urmare a refuzului acesteia, a incapacității de a funcționa (PB nu este operațională, este în revizie ori reparație), sau a refuzului de a declanșa al întrerupătorului sau întrerupătoarelor respective, și să acționeze la apariția defectelor în acele segmente ale sistemului care nu sunt acoperite prin protecția de bază (figura 1. 2.b.). Protecțiile de rezervă sunt de mai multe tipuri, și în general, acționează cu temporizare mai mare decât timpul de acționare al protecției de bază.
Protecția de rezervă locală (PRL) este asigurată printr-o protecție suplimentară montată în același loc cu protecția de bază, care acționează, cu temporizare, tot asupra întrerupătorului I asupra căruia acționează protecția de bază și este alimentată fie de la aceleași transformatoare de măsură ca și protecția de bază, fie de la transformatoare de măsură diferite dar conectate la același circuit primar (celulă) ca și protecția de bază.
Schema de protecție de rezervă locală se completează și cu DRRI (dispozitiv de rezervare la refuz de declanșare întrerupător). În acest scop, releul intermediar de ieșire al protecțiilor de rezervă locală ale fiecărui circuit primar (celule de circuit) din instalația de conexiuni, transmite simultan cu comanda de declanșare a întrerupătorului corespunzător, un semnal de comandă pentru pornirea DRRI- ului instalației de conexiuni respective.
Modul de eliminare a unui scurtcircuit la un element de rețea prin rezervarea locală decurge în unul din următoarele moduri:
scurtcircuit –> refuz acționare PB –> PRL declanșează I;
scurtcircuit –> PB comandă declanșarea, dar I refuză declanșarea –> PRL comandă declanșarea, dar I refuză declanșarea –> DRRI declanșează întreruptoarele celorlalte circuite racordate la bara respectivă.
Protecția de rezervă efectivă apropiată (PREA) este, de fapt, dublura protecției de bază, unele elemente de sistem de importanță deosebită fiind prevăzute cu două protecții de bază, ca modalitate de asigurare a rezervei locale (redundanță).
Protecția de rezervă de la distanță (PRD) este asigurată de către protecțiile de bază ale elementelor din amonte prin care se alimentează elementul avariat în cauză, situație în care aceste protecții acționează cu temporizare asupra propriilor întreruptoare, în acest mod scoțând de sub tensiune atât elementul avariat dar și elementele proprii, neafectate direct de avarie. După cum se observă, rezervarea de la distanță nu necesită investiții suplimentare, dar acționarea este neselectivă. Pentru corectarea neselectivității se impune prevederea unor instalații de reanclanșare automată rapidă (RAR) la protecțiile de bază ale elementelor din amonte.
Modul de eliminare a unui scurtcircuit la un element de rețea prin rezervarea de la distanță decurge în unul din următoarele moduri:
scurtcircuit–>refuz acționare PB–>PRD declanșează întreruptoarele elementelor din amonte prin care se alimentează locul scurtcircuitului;
scurtcircuit–>PB comandă declanșarea, dar întreruptorul propriu refuză declanșarea
–>PRD declanșează întreruptoarele elementelor din amonte prin care se alimentează locul scurtcircuitului.
Protecția de rezervă prin întrerupător (PRI) se realizează prin câte un releu intermediar suplimentar introdus în schemele protecțiilor de bază ale elementelor din amonte, prin care se alimentează elementul avariat, dar care comandă declanșarea întrerupătorului I al elementului considerat, înainte de a comanda declanșarea întrerupătoarelor propriilor elemente. Modul de eliminare a unui scurtcircuit la un element de rețea prin rezervarea prin întrerupător decurge în unul din următoarele moduri:
scurtcircuit–> refuz acționare PB –> PRI declanșează întrerupătorul I;
scurtcircuit –> PB comandă declanșarea, dar I refuză declanșarea –> PRI comandă declanșarea întrerupătorului I, dar acesta refuză declanșarea –> PB a elementelor din amonte declanșează întrerupătoarele elementelor proprii, prin care se alimentează locul scurtcircuitului.
Protecția de rezervă alunecătoare (PRA) este reprezentată de protecțiile proprii ale unor celule care pot înlocui, funcțional, alte celule. De exemplu, celula de cuplă transversală din cadrul instalațiilor de conexiuni cu dublu sistem de bare colectoare, se știe că poate lua, funcțional, locul oricărei celule din cadrul instalației de conexiuni căreia îi aparține și este prevăzută cu toate tipurile de protecții pe care le posedă celulele pe care le poate înlocui. În același mod și cupla de ocolire se prevede a fi echipată cu toate tipurile de protecții ale celulelor circuitelor racordate la sistemul de ocolire. Denumirea de “ rezervă alunecătoare” vine de la faptul că celula de rezervă (cupla transversală și/sau cupla de ocolire) poate fi utilizată (alunecă) în locul celulei de bază (proprii circuitului).
Protecțiile auxiliare sunt protecțiile care se prevăd pentru a acționa în cazul defectelor ce apar în zone unde protecția de bază nu sesizează producerea defectului, așa numitele “zone moarte” ale unor protecții de bază, (nu întotdeauna protecția de bază acoperă întreaga zonă a elementului protejat).
1.2. CLASIFICAREA SISTEMELOR DE PROTECȚIE
Aparatele și dispozitivele folosite la realizarea protecțiilor, au evoluat foarte mult din punct de vedere tehnologic în decursul timpului, dar principiile realizării protecțiilor, au rămas aproximativ aceleași. Astfel, în funcție de mărimea controlată și de modul cum acționează sistemul de protecție se deosebesc următoarele tipuri de protecții:
După mărimea controlată:
protecția de curent – acționează la depășirea unei limite stabilite pentru curentul din circuitul protejat;
protecția de tensiune – acționează la depășirea unei limite stabilite pentru tensiunea circuitului protejat;
protecția de frecvență – acționează la depășirea unei limite stabilite pentru frecvența;
protecție împotriva ieșirii din sincronism a generatoarelor sincrone, a subsistemelor conectate sincron;
protecția direcțională – acționează la schimbarea sensului circulației de puteri prin elementul protejat;
protecția de distanță – acționează la micșorarea sensibilă a impedanței circuitului protejat;
protecția diferențială – acționează la apariția unei diferențe între valorile curenților de la extremitățile zonei protejate;
protecția homopolară – acționează la apariția componentelor homopolare de curent sau tensiune în cazul punerilor la pământ;
cu filtre – de secvență inversă (mai rar de secvență directă) sau filtre de secvență homopolară;
cu canale de transmisie – reprezintă legăturile care asigură vehicularea la distanță a semnalelor, informațiilor, între puncte diferite de măsură ale aceleași protecții (cabluri telefonice, fibre optice, radiofrecvență, înaltă frecvență), se mai numesc și canale pilot;
protecția comparativă longitudinală;
protecția de suprasarcină;
protecție împotriva alimentării cu tensiune asimetrică;
protecția la degajarea de gaze – acționează la apariția gazelor în cuva cu ulei a transformatoarelor sau în cuva comutatoarelor de ploturi în cazul scurtcircuitelor;
protecția termică – acționează la creșterea temperaturii circuitelor electrice în timpul scurtcircuitelor sau regimurilor anormale;
după rolul pe care îl au în sistem:
protecții de bază – acționează la defectele care apar în limitele zonei protejate;
protecții de rezervă – acționează în locul protecțiilor de bază, în cazul în care aceasta refuză să acționeze;
protecții auxiliare – acționează în cazul defectelor care apar în zone în care protecția de bază nu poate acționa;
după selectivitate:
protecții cu selectivitate absolută (unit protections) – sunt sisteme de protecție proiectate pentru a funcționa numai în cazul apariției unor defecte într-o zonă bine definită (protecția diferențială, protecția cu comparație de fază). Selectivitatea lor depinde de compararea mărimilor supravegheate măsurate la capetele zonei protejate;
protecții cu selectivitate relativă (non-unit protections) – sunt sisteme de protecție ca care nu au o zonă bine definită de acționare. Selectivitatea lor depinde de valorile mărimilor supravegheate măsurate în punctele unde sunt instalate (protecții maximale de curent, protecții de distanță);
după tensiunea nominală a echipamentului protejat:
protecția instalațiilor de foarte înaltă tensiune.
protecția instalațiilor de înaltă tensiune;
protecția instalațiilor de medie tensiune;
protecția instalațiilor de joasă tensiune;
în funcție de elementul protejat avem sisteme de protecții:
pentru generatoare sincrone;
pentru transformatoare și autotransformatoare de putere;
pentru sisteme de bare;
pentru linii electrice de transport;
pentru motoare electrice (asincrone, sincrone, de curent continuu);
protecția rețelelor de medie și înaltă tensiune (alimentare bilaterală);
protecția rețelelor de distribuție de joasă tensiune (radiale);
protecția instalațiilor de iluminat, casnice, instalații electronice, etc.;
în funcție de principiul constructiv:
protecții cu relee clasice (electromagnetice, electrodinamice, de inducție etc.);
protecții prin declanșatoare electromagnetice sau termice cu acționare directă asupra întrerupătorului
protecții cu relee electronice – realizate cu componente discrete – tranzistoare, tiristoare, triacuri, diode, rezistențe, condensatoare etc. sau circuite integrate;
protecții cu microprocesoare – automate programabile, protecții numerice de generația I;
protecții digitale – protecții prin calculator, protecții numerice de generația II.
După timpul de acționare al protecției:
ultrarapide;
rapide;
normale;
lente;
temporizate – cu o treaptă de temporizare sau temporizare în trepte, etc.
După modul de conectare în circuitele protejate;
protecții cu conectare directă în circuitul echipamentului protejat (cu relee termice, electromagnetice, declanșatoare);
protecții cu conectare prin traductoare (de curent, tensiune, etc.);
protecții mixte.
După modul de acționare în circuitul protejat:
acționare directă (prin contactoare sau întrerupătoare);
acționare indirectă prin relee intermediare sau contactoare, etc.
acționare directă prin siguranțe fuzibile;
După gradul de automatizare:
protecții locale automate (relee de protecție sau declanșatoare);
protecții de la distanță prin sisteme de telecomandă;
protecții numerice;
protecții prin dispecerat.
1.3. CERINȚE IMPUSE SISTEMELOR DE PROTECȚIE
Scopul principal al unei protecții este detectarea avariei și separarea elementului avariat de restul instalației electrice, în vederea evitării extinderii avariei la elementele instalației nedeteriorate și a revenirii cât mai rapide la regimul normal de funcționare pentru restul elementelor din sistemul electroenergetic rămase în funcțiune. Este deosebit de importantă sesizarea regimurilor anormale (nepermise) de funcționare a instalațiilor electrice și semnalizarea lor, pentru a se preveni apariția unor avarii.
Pentru îndeplinirea acestor două funcțiuni fundamentale, dispozitivele de protecție, indiferent de tipul sau principiul constructiv pe care se bazează, sistemul de protecție prin relee trebuie să îndeplinească următoarele condiții:
Rapiditatea – este proprietatea protecției de a deconecta echipamentul defect într-un timp cât mai scurt, rezultată din pericolul pe care îl prezintă întârzierea lichidării scurtcircuitelor apărute în sistemele electrice. Rapiditatea unei protecții este justificată din punct de vedere tehnico-economic, în următoarele scopuri:
reducerea suprasolicitărilor și a gradului de deteriorare a echipamentelor avariate, provocate de efectul termic și electrodinamic al curentului de scurtcircuit;
menținerea stabilității dinamice și funcționării neîntrerupte a sistemului electroenergetic;
limitarea tensiunilor accidentale periculoase pentru instalații, oameni și animale, (conform prevederilor standardelor privind protecția împotriva electrocutărilor);
prevenirea apariției supratensiunilor periculoase pe liniile de interconexiune (fenomen posibil mai ales pe liniile de 750 kV);
asigurarea eficacității restabilirii funcționării normale, prin RAR, AAR, autopornirea motoarelor, resincronizarea unor grupuri etc.
reducerea timpului cât consumatorii sunt alimentați cu tensiune scăzută;
Timpul de deconectare este compus din timpul de acționare al protecției și timpul de întrerupere al întreruptorului, timpul minim de acționare al protecției, în stadiul actual al protecțiilor digitale este de 0,01 … 0,02 s.
Selectivitatea – protecțiile trebuie să aibă proprietatea de a separa numai elementul la care a apărut defectul, prin a selectarea și declanșarea celor mai apropiate întrerupătoare de acesta toate celelalte părți componente ale sistemului electric rămânând în funcțiune.
Declanșarea selectivă se realizează prin aranjarea sistemelor de protecție în zone succesive (la apariția defectului acesta poate fi sesizat de mai multe sisteme de protecție, dar cel care va acționa primul este întotdeauna cel mai apropiat de defect) sau prin proiectarea unor sisteme de protecție care răspund numai condițiilor din zona protejată bine definită
În funcție de principiul de funcționare, o protecție poate folosi informații de la una sau mai multe extremități ale zonei protejate, rezultă două categorii de protectie:
protecții cu selectivitate absolută (unit protections) – sunt sisteme de protecție proiectate pentru a funcționa numai în cazul apariției unor defecte într-o zonă bine definită (protecția diferențială, protecția cu comparație de fază). Selectivitatea lor depinde de compararea mărimilor supravegheate măsurate la capetele zonei protejate;
protecții cu selectivitate relativă (non-unit protections) – sunt sisteme de protecție ca care nu au o zonă bine definită de acționare. Selectivitatea lor depinde de valorile mărimilor supravegheate măsurate în punctele unde sunt instalate (protecții maximale de curent, protecții de distanță);
Metodele de asigurare a selectivității sunt temporizarea, direcționarea, reglajul de curent și utilizarea combinată a mai multor tipuri de protectie.
Fig. 1.3. Izolarea liniei L1 defecte în punctul K
Spre exemplu defectul liniei L1 din figura 1.3. poate fi izolat de către sistemul de protecții în două moduri:
neselectiv prin declanșarea întrerupătoarelor I1 și I3, consumatorul C rămâne nealimentat;
selectiv prin declanșarea întrerupătoarelor I1 și I2, consumatorul C rămâne alimentat.
Acționarea neselectivă a protecțiilor, este admisă pentru asigura accelerarea eliminării scurtcircuitelor, dacă aceasta este necesară și eficace în scopurile menționate mai sus, în ceea ce privește rapiditatea acționării protecției. Corectarea neselectivității protecției se face unde este posibil prin intervenția imediată a instalațiilor de automatizare (RAR, AAR etc.).
Discriminarea – reprezintă capacitatea unui sistem de protecție de a distinge între condițiile normale de funcționare a unui sistem electroenergetic și cele pentru care a fost proiectat să funcționeze;
Siguranța – o protecție este sigură dacă are proprietatea de a acționa corect în toate cazurile când este necesar, întotdeauna când este necesar (de a nu avea refuzuri în funcționare) și a nu acționa atunci când nu este necesar (de a nu avea acționări false).
Această condiție este îndeplinită dacă:
protectia este proiectată corect;
echipamentele utilizate să fie fiabile.
Sensibilitatea – este proprietatea protecției de a acționa la defecte sau la perturbări oricât de mici ale regimului normal de funcționare a mărimii fizice controlate. Sensibilitatea unei protecții se apreciază cantitativ prin coeficientul de sensibilitate.
Pentru protecțiile maximale se stabilește cu relația: (1.1)
unde:
– este valoarea minimă a parametrului controlat la capătul zonei protejate
– valoarea de pornire a protecției asociată zonei protejate respective
Pentru protecțiile minimale coeficientul de sensibilitate este:
(1.2)
În cazul scurtcircuitelor datorită neglijării componentelor active ale impedanțelor buclelor de scurtcircuit, valoarea reală a curentului de scurtcircuit prin echipamentul protejat este mai mică decât cea determinată prin calcul. Protectia de curent trebuie să acționeze și la valoarea minimă a curentului de scurtcircuit adică: (1.3)
Relația coeficientului de sensibilitate este:
(1.4)
Rezultă ca valoarea coeficientului de sensibilitate este întotdeauna supraunitară, din acest motiv în cazul protecției maximale de curent creșterea sensibilității se obține prin :
utilizarea blocajelor de tensiune minimală;
filtre de componente simetrice;
Independența față de condițiile exploatării – protecția prin relee a unei instalații trebuie să acționeze corect, independent de schema de conexiuni a sistemului electric în momentul respectiv, de numărul centralelor și al generatoarelor în funcțiune;
Simplitatea – reprezintă rezultatul unei proiectări optime ceea ce presupune un număr minim de echipamente și circuite;
Fiabilitate – proprietatea protecției de a sesiza apariția defectului pentru care a fost concepută și să nu aibă refuzuri de acționare sau acționări false (securitatea împotriva funcționărilor intempestive).
Fiabilitatea se asigură, în primul rând, prin utilizarea de echipamente și materiale cu fiabilitate ridicată, condiție obținută prin concepția și realizarea constructivă a protecției, și prin exploatarea corespunzătoare a acestora. Se pot adopta măsuri de creștere a fiabilității protecțiilor prin testarea periodică, supraveghere permanentă sau periodică și rezervarea protecțiilor (scheme de protecții cu redundanță).
Compatibilitatea electromagnetică – caracteristica echipamentului protecției de a nu fi perturbat în funcționare de influențele diverselor câmpuri electromagnetice și de a nu genera perturbații electromagnetice în mediul înconjurător, această proprietate este deosebit de importantă pentru relee electronice și relee digitale;
Comunicația – proprietatea echipamentului de protecție de a efectua schimbul de informații cu alte echipamente pentru obținerea valorii mărimilor supravegheate, sau cu operatorul uman pentru reglarea parametrilor de acționare, și obținerea datelor privind mărimile de defect. Caracteristica este deosebit de importantă și bine dezvoltată pentru releele digitale, practic este fundamentul protecțiilor digitale.
Autosupravegherea și autotestarea – funcție caracteristică echipamentelor de protecție digitale de a-și testa și supraveghea permanent starea și de a semnaliza orice defecțiune care poate conduce la o funcționare incorectă având ca rezultat creșterea fiabilității și stabilității instalației protejate.
Eficacitatea economică – condiție care se referă nu numai la cheltuielile ce reprezintă costul echipamentelor de protecție și al montării acestora, ci și la cheltuielile de întreținere și de revizie care în unele cazuri pot avea valori importante.
1.4. FACTORI CARE AFECTEAZĂ PROIECTAREA SISTEMELOR DE PROTECȚIE
Factori economici – acești factori țin cont de costul investiției inițiale cât și de costurile implicate de sistemul de protecție pe toată durata de viață. Includ atât costurile cu mentenanța cât și cele legate de asigurarea funcționării normale a protecției;
Capacitatea de adaptare la cerințele concrete ale instalațiilor industriale – se referă la capacitatea de respectare a standardelor existente și a practicilor acceptate, care să permită o funcționare eficientă și o flexibilitate sporită, având în vedere extinderile care pot surveni ulterior în sistemul energetic;
Experiența existentă – aceasta se asigură prin cunoașterea problematicii până în momentul actual, anticiparea problemelor care pot să apară în viitor în ceea ce privește funcționarea sistemului de protecție;
Măsurători efectuate în instalația de protejat – acestea dau indicații asupra valorilor mărimilor electrice în cazul apariției unor defecte, în funcție de locul de amplasare a transformatoarelor de măsură.
1.5. TRANSFORMATOARE DE MĂSURĂ
Un transformator de măsură este un dispozitiv de raport inductiv cunoscut, numit raport de transformare, utilizat drept convertor de intrare pentru separarea galvanică față de circuitul primar și extinderea intervalului de măsurare, folosit în curent alternativ, pentru a furniza o mărime de ieșire standardizată aflată într-o relație specificată cu mărimea de intrare.
Transformatoarele de măsură sunt părți esențiale ale sistemelor energetice, de precizia și fiabilitatea acestora depind direct performanțele tehnico-economice ale unui sistem energetic.
În funcție de parametrul a cărei valoare o reduc transformatoarele de măsurare se clasifică în:
transformatoare de măsură de curent (simbol C);
transformatoare de măsură de tensiune (simbol T).
1.5.1. Transformatoare de curent
Transformatoarele de curent (TC), se folosesc pentru extinderea domeniului de măsură prin transformarea valorii curentului din primarul lor la valori standardizate (5 A sau 1 A) corespunzătoare pentru alimentarea circuitelor de curent ale aparatelor de măsură și / sau de protecție.
În funcție de aparatul alimentat (de măsură sau de protecție) transformatorul de curent este de construcție și precizie diferită. Dacă se dorește folosirea aceluiași transformator de curent pentru măsură și protecție, acesta va avea mai multe înfășurări secundare, unele au proprietățile necesare pentru a alimenta aparatele de măsură și altele pentru alimentarea aparatelor de protecție.
Transformatoarele de curent îndeplinesc următoarele funcțiuni:
transformă valoarea curentului din circuitul primar la valori standardizate de 5A sau 1A necesare pentru alimentarea circuitelor de curent ale aparatelor de măsură și / sau de protecție;
izolează galvanic circuitul primar (de joasă, medie, sau înaltă tensiune) a sistemului energetic de circuitul secundar de curent (de tensiune joasă) a aparatului de măsură sau protecție, cu scopul de a asigura protecția aparatelor și a personalului de deservire a aparatelor;
scot aparatele de măsură și protecție din zona de acțiune a câmpurilor magnetice și electrice puternice ale circuitelor primare de curent ale sistemului energetic, eliminându-se astfel acțiunea perturbatoare a acestor câmpuri asupra preciziei de măsurare și funcționare a releelor de protecție;
permit o stabilire ușoară a sumei sau diferenței curenților în schemele circuitelor secundare, izolate reciproc, folosite în scopul protecției;
protejează aparatele de măsură și de protecție împotriva efectelor dinamice și termice ale supracurentului ce apare în caz de scurtcircuit în sistemul electroenergetic.
Conform normelor de tehnica securității muncii, circuitele secundare ale transformatoarelor de curent sunt întotdeauna închise și se leagă întotdeauna la pământ.
Schema de principiu și schema de reprezentare convențională a transformatorului de curent cu instrumentul de măsură și releul conectat în înfășurarea secundară este dată în
figura 1.4.
Fig. 1.4. Transformator de măsură de curent, a) schema de principiu,
b) schema de reprezentare convențională, c) diagrama fazorială a mărimilor caracteristice
Pentru marcarea bornelor înfășurării transformatorului de curent se folosește următoarea metodă: se alege borna de început a înfășurării primare în mod arbitrar. După marcarea bornelor înfășurării primare, se ia drept început al înfășurării secundare, borna la care curentul instantaneu prin înfășurarea secundară se îndreaptă spre circuitul exterior, în momentul când înfășurarea primară este parcursă de un curent dirijat de la începutul spre sfârșitul înfășurării.
1.5.2. Clasificarea transformatoarelor de măsură de curent
din punctul de vedere al locului de montare se construiesc: transformatoare de curent de tip interior (simbol „I”, exemplu: CIRS, CIRTo), transformatoare de curent de tip exterior (simbol „E”, exemplu: CESU);
din punct de vedere al conectării circuitului primar: tip suport (simbol „S”), de trecere (simbol „T”);
după felul izolației dintre înfășurări: cu izolație din ulei (simbol „U”), cu izolație din porțelan (simbol „P”), cu izolație din rășină de turnare (simbol „R”), cu izolație de hexafluorură de sulf (SF6);
din punct de vedere al clasei de precizie pot fi utilizate: pentru măsură c < 1, sau pentru protecție: c > 1;
în funcție de numărul fazelor se deosebesc transformatoare de curent monofazate (cele mai răspândite) și transformatoare de curent trifazate (joasă tensiune);
din punct de vedere constructiv pot fi transformatoare de curent cu miez magnetic sau fără miez magnetic;
după numărul înfășurărilor secundare: cu o singură înfășurare secundară, cu două sau mai multe înfășurări secundare;
după tensiunea rețelei în care se conectează înfășurarea primară: de înaltă tensiune, de medie tensiune, de joasă tensiune.
1.5.3. Parametrii transformatoarelor de curent
curentul nominal primar I1n cu valorile : 5; 10; 15; 20; 25; 30; 40; 50; 60; 75 A cu multiplii și submultiplii zecimali ai acestor valori;
curentul nominal secundar I2n având valoarea 5A sau 1A (1A pentru terminale digitale de protecție și trasee lungi ale circuitelor secundare de curent);
frecventa nominală
Sarcina secundară nominală este impedanța circuitului secundar (în Ω), cu indicarea factorului de putere cosϕ, pentru care se garantează clasa de precizie.
De obicei se dă puterea aparentă secundară nominală S2n (VA), definită ca:
(1.5)
și reprezintă puterea aparentă ce se poate transmite sarcinii secundare în limitele clasei de precizie. Puterea secundară nominală poate avea una din valorile normalizate: 2,5 ; 5 ; 10 ; 15; 30 ; 60VA.
Clasa de precizie a transformatorului de curent reprezintă eroarea de curent admisă în condiții nominale de funcționare.
Transformatoarele de măsură de curent se realizează cu clasa de precizie 0,1; 0,2; 0,5; pentru circuitele de măsură și 1; 3 și 5 pentru circuitele de protecție.
raportul de transformare nominal kin – definit ca raportul între curentul nominal primar și curentul nominal secundar:
(1.6)
unde:
I1n ; I2n – curentul din circuitul primar respectiv circuitul secundar al transformatorului;
N1 și N2 – reprezintă numărul de spire al înfășurării primare, respectiv secundare.
clasa de exactitate exprimată prin erorile de raport și de unghi definite ca:
eroarea de curent (sau de raport):
(1.7)
în care este raportul real de transformare;
eroarea de unghi δi – reprezintă unghiul de defazaj dintre fazorul curentului primar I1 și fazorul curentului secundar I2, rotit cu 180⁰, fiind considerată pozitivă când I2 rotit cu 180⁰ este defazat înaintea lui I1 (Fig.1.5), măsurat în minute, grade sau centiradiani.
Fig.1.5. Eroarea de unghi a transformatorului de măsurare de curent.
tensiunea maximă de lucru Um – definită ca cea mai mare valoare efectivă a tensiunii între faze care poate apare la un moment dat la bornele transformatorului de curent montat în rețea, în condiții normale de exploatare. În general Um = 1,2ˑUn .
Eroarea compusă este definită ca valoarea diferenței între valorile instantanee a curentul primar I1 și produsul dintre raportul de transformare nominal kin și valorile instantanee ale curentului secundar I2, exprimată în procente din valoarea eficace a curentului primar I1:
(1.8)
în care T este valoarea perioadei curenților.
Coeficientul de saturație, n, se definește ca raportul dintre valoarea maximă a curentului primar pentru care transformatorul trebuie să respecte limitele privind eroarea compusă și curentul nominal primar, și caracterizează comportarea transformatoarelor de măsurare de curent în regim de supracurent.
Se construiesc transformatoare:
pentru măsură cu n < 5 sau n < 10,
pentru protecție cu n > 10…30.
Fig. 1..6. a) Caracteristica de magnetizare; b) caracteristicile de saturație a transformatoarelor de curent
1 – caracteristica ideală la transformatoare de măsură; 3 – caracteristica reală a transformatoarelor de măsură
2 – caracteristica ideală la transformatoare de protecție; 4 – caracteristica reală a transformatoarelor de protecție
Stabilitatea termică și dinamică – datorită faptului că primarul transformatorului de curent este conectat în serie în circuitele primare ale receptoarelor de energie la apariția unui scurtcircuit în rețea prin înfășurarea primară va trece curentul de scurtcircuit isc a cărui amplitudine și variație în timp sunt determinate de caracteristicile rețelei și de valoarea instantanee a tensiunii rețelei în momentul scurtcircuitului:
(1.9)
unde:
reprezintă diferența defazajelor undelor de curent și de tensiune față de momentul producerii scurtcircuitului (figura 1.7. b), iar Tr este constanta de timp a rețelei.
Fig. 1.7. Variația curenților de scurtcircuit în rețea
Curentul de scurtcircuit (isc) are o componentă aperiodică de curent continuu care se amortizează în timp (iap) și o componentă de regim permanent de curent alternativ (ip) (figura 1.7. a).
Protecția în funcție de modul de realizare, deconectează circuitul cu sau fără temporizare, cu un interval de timp care poate depăși o secundă. Încălzirea înfășurării primare a transformatorului de curent prin efect Joule-Lenz pe durata trecerii curentului de scurtcircuit isc nu trebuie să depășească valoarea limită admisibilă.
Caracterizarea comportării termice a transformatorului la trecerea isc este dată de curentul de stabilitate termică It definit ca valoarea efectivă a celui mai mare curent de scurtcircuit care poate străbate înfășurarea primară timp de 1 secundă, cu secundarul în scurtcircuit, fără a produce deteriorarea termică a transformatorului.
Curentul de stabilitate termică It are una din valorile: 60ˑI1n ; 80ˑI1n ; 100ˑI1n ; 120ˑI1n, în funcție de tensiunea nominală.
Caracterizarea efectului electrodinamic al curentului de scurtcircuit, datorat amplitudinii curentului în primar (i1) se realizează cu ajutorul curentului de stabilitate dinamică (Id) definit ca amplitudinea maximă a curentului de scurtcircuit primar (în kA), al cărui efect electrodinamic este suportat de transformator fără deteriorări, cu secundarul scurtcircuitat. În general valoarea curentului de stabilitate dinamică (Id) este:
1.5.4. Alegerea transformatoarelor de curent
Transformatorul de curent se alege astfel încât să fie respectate condițiile:
(1.10)
în care:
Icn – este curentul nominal al circuitului;
I1n – este curentul nominal primar al TC;
Ics – este curentul de suprasarcină al circuitului.
Se alege, transformatorul de curent cu cea mai mică valoare standardizată care satisface aceste condiții.
Regimul de normal de funcționare a unui transformator de curent este regimul de scurtcircuit al înfășurărilor secundare.
1.5.5. Scheme de reducere a sarcinii secundare a transformatoarelor de curent
Pentru a se reduce sarcina secundară a transformatoarelor de curent, se leagă pe aceeași fază două transformatoare de curent care au același raport nominal de transformare kin, (fig.1.8). Raportul de transformare kin al schemei este egal cu kin al transformatoarelor de curent. TC.
Fig.1.8. Extinderea sarcinii secundare prin legarea în serie a două TC
Tensiunea la bornele fiecărui transformator este:
(1.11)
unde:
Zr – este impedanța releului de protecție;
Zcond – este impedanța conductoarelor de legătură a releului de protecție la secundarul transformatorului de curent;
Iar sarcina secundară a fiecărui transformator este:
(1.12)
unde: Zs – este sarcina din secundar;
1.6.1. Transformatoare de tensiune
Transformatoarele de tensiune de măsură (TT), sunt transformatoare pentru care tensiunea secundară este proporțională cu cea primară în condiții normale de funcționare (unghiul de defazaj între cei doi curenți este aproximativ nul pentru o conexiune convenabilă), destinat excitației aparatelor de măsură, protecție și reglare. Asigură separarea galvanică a circuitelor secundare de cele primare și permite obținerea unor tensiuni secundare normalizate de , pentru valoarea nominală a tensiunii primare.
Înfășurarea lor primară este conectată în paralel cu circuitul a cărui tensiune se măsoară, în schemă monofazată utilizată pentru joasă, medie și înaltă tensiune, bifazată mai rar trifazată pentru joasă și medie tensiune.
Regimul normal de funcționare al unui transformator de tensiune este regimul de mers în gol, și se aleg astfel încât să fie respectată condiția:
(1.13)
în care:
S2n – este puterea secundară nominală, în [VA];
S2 – este puterea secundară consumată, în [VA].
Fig. 1.9. Transformator de măsură de tensiune inductiv,
a) schema de principiu, b) simbol, c) diagrama fazorială a mărimilor caracteristice
1.6.2. Clasificarea transformatoarelor de măsură de tensiune
Transformatoarele de tensiune de măsură (TT) pot fi:
transformatoare de tensiune inductive – utilizate pentru măsurarea tensiunilor medii până la inclusiv;
transformatoare de tensiune capacitive – utilizate pentru măsurarea tensiunilor mai mari sau egale cu 110 kV.
După numărul bornelor de înaltă tensiune se construiesc în variantele:
monofazat (monopolar) – cu o singură bornă izolată (față de nul) legată la o fază si o bornă legată la nul;
bifazat (bipolar) – cu două borne izolate fată de nul și legate la două faze;
trifazat (tripolar) – cu trei borne izolate și legate la cele trei faze.
Din punct de vedere al izolației, pot fi cu izolație: din ulei (simbol „U”), cu izolație din porțelan (simbol „P”), cu izolație din rășină de turnare (simbol „R”), cu izolație de hexafluorură de sulf (SF6).
Din punctul de vedere al locului de montare se construiesc: transformatoare de curent de tip interior (simbol „I”), transformatoare de curent de tip exterior (simbol „E”).
1.6.3. Parametrii transformatoarelor de măsură de tensiune
tensiunea nominală primară U1n cu valorile : 0,38; 0,4; 0,5; 0,66; (3); (5); 6; 10; (15); 20; (30); 35; 60/ 3 ; 110/ 3 ; 220/ 3 ; 400/ 3 [kV];
tensiunea nominală secundară U2n având valoarea normalizată de:
;
frecventa nominală
tensiunea maximă de lucru U1m – definită ca cea mai mare valoare efectivă a tensiunii între faze, care poate apărea la bornele primare, în condiții normale de exploatare, are valoarea: ;
raportul de transformare nominal kun – definit ca raportul între tensiunea nominală primară U1n , și tensiunea nominală secundară U2n:
(1.14)
raportul efectiv de transformare nominal ku – definit ca raportul între tensiunea bornele înfășurării primare U1 , și tensiunea la bornele înfășurării secundare U2:
(1.15)
clasa de exactitate exprimată prin erorile de raport și de unghi definite ca:
eroarea de tensiune (sau de raport) – pentru o anumita valoare a tensiunii măsurate în secundar U2 se obține o valoare a tensiunii măsurate în primar care diferă de valoarea reala U1 prin eroarea de măsură:
(1.16)
în care este raportul real de transformare;
eroarea de unghi δu – reprezintă unghiul de defazaj dintre fazorul tensiunii primare U1 și fazorul tensiunii secundare U2, fiind considerată pozitivă când U2 este defazată înaintea lui U1 (Fig.1.10), măsurată în minute, grade sau centiradiani.
Fig.1.10. Eroarea de unghi a transformatorului de măsurare de tensiune.
Puterea aparentă secundară nominală S2n – este puterea aparentă exprimată în [VA], pe care transformatorul o poate transmite sarcinii secundare, tensiunea secundară având valoarea nominală, fără ca erorile să depășească valorile nominale admisibile.
(1.17)
Puterile aparente secundare normalizate sunt: 10; 15; 25; 30; 50; 75; 100; 150; 200; 300; 400; 500 [VA].
1.6.4. Transformatoare de măsură de tensiune capacitive
Pentru măsurarea tensiunilor înalte și foarte înalte, în locul transformatoarelor de tensiune inductive se folosesc transformatoare capacitive formate dintr-un transformator coborâtor de tensiune inductiv și divizoare capacitive de tensiune.
Unitatea de bază are tensiunea nominală primară . Pentru creșterea tensiunii primare U1n peste această valoare sunt utilizate unități capacitive divizoare de tensiune înseriate cu unitatea de bază. Schema principală a transformatoarelor de măsură de tensiune capacitive este prezentată în figura 1.11.
Fig. 1.11. Transformator capacitiv de tensiune
Condensatoarele din schemă servesc ca divizoare de tensiune. Aparatul de măsurat (V) sau releul de protecție este conectat la divizorul capacitiv de tensiune prin transformatorul coborâtor T. Pentru obținerea rezonanței de curent, când curentul I2 atinge valoarea maximă pentru un anumit curent I1, se mărește inductanța transformatorului T prin adăugarea bobinei L în serie cu înfășurarea primară a transformatorului T.
Raportul de transformare al divizorului capacitiv la mers în gol este dat de relația:
. (1.18)
Avantajele utilizării transformatoarelor de tensiune capacitive față de transformatoarele inductive sunt:
izolația divizorului capacitiv poate fi ușor realizată, repartiția tensiunii pe elementele capacitive separate este practic liniară;
capacitatea mare și inductanța neglijabilă acționează favorabil la supratensiuni de impuls;
în cazul uzării unui element, nu se deteriorează întreg aparatul, și nici defectul nu se extinde la alte instalații;
costul mai scăzut, dacă se are în vedere folosirea divizorului și ca element de legătură pentru telefonia de înaltă frecvență.
Ca dezavantaje, trebuie să se menționeze sensibilitatea acestor transformatoare capacitive la sarcini secundare inductive cu caracteristici neliniare, și la apariția fenomenelor de rezonanță produse de regimurile tranzitorii din rețea, când circuitele magnetice la unele elemente ale transformatorului capacitiv se saturează (bobinele de compensare, la transformatorul coborâtor). Fenomenul de rezonanță are caracter tranzitoriu de durată și prin creșterea tensiunii (supratensiuni de rezonanță) se pot deteriora transformatorul capacitiv și celelalte aparate conectate. De asemenea în regim tranzitoriu tensiunea secundară nu reproduce fidel variațiile tensiunii primare, ca urmare se înrăutățește precizia de măsurare și nu se permite funcționarea corectă a aparatelor de protecție. Din această cauză la transformatoarele de tensiune capacitive se prevăd dispozitive speciale pentru ameliorarea rapidă a fenomenelor de rezonanță.
1.7. RELEE. RELEE DE PROTECȚIE
Releul este un aparat electric proiectat astfel încât să-și poată modifica starea ieșirilor (în general de tip contact), conform unei funcții implementate, atunci când au loc modificări ale intrărilor. Intrările sunt în general mărimi electrice dar pot fi și mărimi mecanice, termice sau de altă natură.
Releul de protecție reprezintă un releu a cărui funcție este detectarea apariției unor defecte, a unei funcționări anormale sau periculoase în instalațiile electrice, și de a iniția acțiunea sistemelor de protecție sau de alarmare.
Un releu se compune din trei părți distincte, fig.1.12., în care s-au notat: ES – elementul sensibil sau elementul de intrare, EC – elementul de comparație sau elementul de prelucrare logică a informației și de decizie; EE – elementul de execuție sau elementul de ieșire.
Fig. 1.12. Scheme ale releelor și simbolizarea lor: a) Schema bloc; b) Schema desfășurată; c) Simbol
Caracteristica “intrare – ieșire”, y=f(x), a releului reprezintă legătura cu caracter discontinuu, între mărimea de intrare x și mărimea de ieșire y, și este reprezentată în figura 1.13.
Fig. 1.13. Caracteristica intrare – ieșire (statică) a unui releu
În cazul unei variații continue a parametrului x între x = 0 și x = xpr, reprezentând valoarea de pornire a releului, îi corespunde o valoare constantă a parametrului y = ymin, (adesea ymin = 0). În momentul în care parametrul x atinge valoarea x = xpr, parametrul y variază în salt de la valoarea y = ymin la valoarea y = ymax, timpul în care are loc trecerea de la ymin la ymax fiind determinat de durata procesului tranzitoriu în circuitul parametrului y, și reprezintă timpul de acționare al releului. Dacă valoarea parametrului x creștere până la valoarea x = xmax, valoarea parametrului y rămâne constantă. În descreșterea valorii parametrului x de la xmax la xrev, valoarea y = ymax rămâne neschimbată, iar la x = xrev se va micșora prin salt până la valoarea y = ymin.
Valoarea x = xrev reprezintă valoarea de revenire a parametrului x iar raportul:
(1.19)
poartă numele de factorul (coeficientul) de revenire al releului.
1.7.1. FUNCȚIILE RELEELOR
Releele (electrice, electronice, digitale) sunt echipamente cu o mare diversitate constructivă care își găsesc aplicabilitatea în diverse domenii de comandă, supraveghere, reglare și control a proceselor industriale. Complexitatea releelor începe cu dispozitive electromagnetice simple până la terminale digitale cu funcții complexe, cu precizie ridicată integrate în procese automatizate controlate de calculator (SCADA). Releele au o aplicabilitate deosebită în alcătuirea schemelor de protecție și automatizare prin relee a sistemelor electroenergetice.
Independent de domeniul în care se folosesc, funcțiile obișnuite ale diverselor tipuri de relee sunt următoarele:
funcția de măsurare sau control – întâlnită în special la releele de protecție (releul maximal de curent, releul minimal sau maximal de tensiune, releul de distanță de impedanță minimă, releul direcțional, releul diferențial, etc.), având rolul de a controla în permanență anumiți parametri (curent, tensiune, impedanță, sens de circulație a puterilor etc.), în scopul sesizării faptului că parametrul respectiv a atins o anumită valoare reglată (valoarea de pornire), sau de consemn a releului. Releele cu funcții de măsurare au în general precizie bună și consum redus de putere.
funcția de amplificare (în putere) – permite să se alimenteze un circuit electric ce necesită un curent (putere) mai mare cu ajutorul unui curent (putere) relativ mai mic.
funcția de multiplicare a numărului de circuite comandate – datorită faptului că un releu posedă mai multe contacte, poate asigura închiderea și / sau deschiderea mai multor circuite independente. Această funcție se întâlnește în special la releele intermediare.
funcția de semnalizare – se realizează cu ajutorul unor relee speciale, de semnalizare, numite și relee clapetă și se materializează printr-o indicație optică sau / și acustică atunci când clapeta (sau stegulețul indicator) cade, ceea ce se întâmplă atunci când în circuitul de execuție al releului de semnalizare apare un curent (releul de semnalizare tip serie) sau apare o tensiune (releu de semnalizare tip derivație).
funcția de temporizare – permite o întârziere între momentul aplicării unui impuls (excitării releului) și momentul comutării contactelor sale.
funcția de supraveghere – caracteristica de a supraveghea permanent starea și integritatea unui circuit sau echipament și a comunica starea acestuia.
1.7.2. PARAMETRII RELEELOR
Parametrii principali ai releelor, indicați în cataloage și prospecte, sunt următorii:
curentul și tensiunea nominală, reprezintă valorile curentului și tensiunii pe care bobinele releului le pot suporta, în bune condiții, un timp oricât de lung, cu precizarea dacă releul trebuie să fie alimentat în curent continuu sau în curent alternativ în sistem monofazat sau trifazat.
valoare de acționare – este valoarea minimă a mărimii de intrare la care releul își modifică starea ieșirilor (contacte mecanice sau statice);
valoare de revenire – este valoarea maximă a mărimii de intrare la care are loc revenirea releului acționat în starea inițială;
Factorul de revenire, krev – este raportul dintre valoarea mărimii de revenire (xrev) și valoarea mărimii de pornire a releului (xpr) . (1.20)
Cu cât factorul de revenire (krev) este mai apropiat de unitate, cu atât releul este de calitate mai bună. La releele maximale, factorul de revenire este subunitar (0,75÷0,95), iar la releele minimale este supraunitar (krev = 1,05÷1,2).
timpul propriu de acționare – este intervalul de timp scurs de la apariția unei mărimi de intrare având valoarea egală sau mai mare ca valoarea de acționare a releului și momentul în care s-a produs modificarea stării ieșirilor;
timpul propriu de revenire – este intervalul de timp scurs din momentul în care valoarea mărimii de intrare scade sub cea a valorii de revenire sau dispare, până la revenirea în starea inițială a releului;
puterea consumată – reprezintă puterea absorbită, în condiții nominale, de circuitele releului, exprimată în [VA], în cazul alimentării în curent alternativ, sau în [W] în cazul alimentării în curent continuu;
puterea comandată de ieșirea releului (puterea de rupere, capacitatea de comutare) – este puterea din circuitul pe care îl pot întrerupe sau stabili contactele releului, fără ca acestea să se deterioreze;
poziția normală a contactelor (a ieșirilor) – este poziția pe care o ocupă contactele (ieșirile) releului atunci când nu este aplicată nici o mărime la intrarea releului;
eroarea releului – este diferența dintre valoarea reală de pornire a releului și valoarea parametrului controlat la care releul a fost reglat (setat) să acționeze.
mărimea caracteristică – reprezintă mărimea specifică la care un releu acționează, cum ar fi: curentul pentru un releu maximal de curent, tensiunea pentru un releu de tensiune, impedanța pentru un releu de impedanță, defazajul dintre tensiune și curent pentru un releu direcțional etc.;
stabilitatea termică și electrodinamică – reprezintă proprietatea releului de a suporta timp limitat efectele termice și electrodinamice ale curenților de scurtcircuit fără nici un fel de deteriorări definită prin valoarea de șoc a curentului de scurtcircuit suportat de releu, iar stabilitatea termică este definită prin intervalul de timp în care releul poate suporta, în bune condiții, diferite valori ale curentului de scurtcircuit.
1.7.3. CALITĂȚILE CERUTE RELEELOR DE PROTECȚIE
Un releu de performanță trebuie să posede următoarele calități:
siguranța în funcționare – constă în aceea că dispozitivele de protecție prin relee, (care acționează foarte rar, de câteva ori pe an), trebuie să asigure funcționarea corectă a acestora în toate condițiile pentru care au fost prevăzute să funcționeze în caz de defect în instalație chiar după o perioadă lungă de repaus. Siguranța în funcționare trebuie privită cu multă atenție, având în vedere că releele sunt în regim de așteptare, urmând să intervină numai la apariția avariei. Pe baza unor studii statistice a comportării în exploatare a releelor se poate mări siguranța în funcționare a acestora prin programe de mentenanță.
rapiditate în funcționare – calitate necesară, având în vedere că o deconectare rapidă a elementelor avariate poate rămâne fără urmări asupra funcționării instalațiilor neavariate;
sensibilitatea – adică sesizarea tuturor defectelor și a regimurilor anormale de funcționare, chiar și atunci când ele se deosebesc cu puțin față de regimul de funcționare normal al instalațiilor;
selectivitatea – capacitatea releului de a discrimina un defect din zona protejată în raport cu starea normală de funcționare a sistemului, și deconectarea doar a elementului avariat și permiterea funcționării în continuare a instalațiilor neavariate;
consum mic de energie – calitate care pe lângă aspectul economic al consumului redus, conduce și la reducerea spațiului aferent transformatoarelor de măsură.
consistența – acuratețea releului de a funcționa în mod repetat pe aceleași caracteristici electrice sau de timp;
fidelitate și precizie – în sensul bunei fidelități se urmărește ca dispersia pragului de funcționare să fie mică la solicitări de același mod și în aceleași condiții ale mediului ambiant. O precizie bună implică o diferență mică între valorile extreme ale mărimii de alimentare (sau de intrare) pentru care releul funcționează.
verificare și depanare ușoară – se poate asigura mai ales printr-o execuție debroșabilă. Prezența câmpurilor electrice, a vibrațiilor și șocurilor mecanice, a condițiilor atmosferice și climă, impun alegerea modului de construcție și montare a releului.
1.7.4. CLASIFICAREA RELEELOR DE PROTECȚIE
În structura sistemelor de protecție a instalațiilor electrice se întâlnesc o mare varietate de elemente electrice și electronice de comutație, utilizate pentru comanda, automatizarea și protecția circuitelor electrice în scopul realizării obiectivelor pentru care au fost proiectate.
O clasificare a releelor se poate face după modul următor:
După modul de conectare în circuit:
relee primare – sunt relee conectate direct în circuitul protejat (mărimea de intrare este mărimea supravegheată din circuit, curent sau tensiune);
relee secundare – mărimea de intrare a releelor secundare este mărimea electrică (tensiune sau curent) din secundarul transformatoarelor de măsură;
relee alimentate prin contactele altor relee – relee intermediare, relee de timp, relee de semnalizare;.
În figura 1.14 sunt puse în evidență circuitele primare, secundare și de comandă în cazul unei protecții prin relee.
Fig.1.14. Circuite primare și secundare, cu: I – întreruptor; S.B. – separator de bară;
S.L. – separator de linie; TT – transformator de măsură de tensiune; TC – transformator de măsură de curent.
După natura parametrului controlat:
mărimi electrice – curent, tensiune, frecvența, impedanță, putere etc.
mărimi ne-electrice – relee de gaze, temperatură, presiune, debit.
După modul de acționare asupra elementului de execuție:
cu acțiune directă – elementul de protecție acționează direct asupra aparatului de comutație
cu acțiune indirectă – acțiunea se transmite prin intermediul unor contacte din circuitul electric auxiliar al aparatului de comutație.
releu static – un releu electric a cărui ieșire este realizată electronic, magnetic sau optic, fără elemente de contact în mișcare
În funcție de valoarea timpului de acționare (ta) releele se clasifica in:
relee fără inerție (ultrarapide), când ta<10 ms
relee rapide – când ta < 5*10-2 s
relee normale – când 0,15s > ta > 5*10-2 s
relee lente – când 1s > ta > 0,15 s
relee temporizate – când ta > 0,5 s
După principiul de funcționare al mecanismului de acționare:
electromagnetice – cu mișcare de rotație a armăturii sau cu mișcare longitudinală
de inducție – cu disc sau cu rotor cilindric
electrodinamice – cu fier sau fără fier
magnetoelectrice – polarizate sau nepolarizate
balanță – electrică sau electromagnetică
electronice – cu detector de nivel critic, comparatoare de amplitudine și / sau fază, cu elemente de execuție electromecanice sau statice
termice
de gaze
După felul in care este realizata acțiunea față de o anumită valoare a mărimii de intrare:
relee maximale, – acționează daca mărimea protejată depășește o anumită valoare
relee minimale, – acționează când mărimea protejată scade sub o anumită valoare sau dispare
relee direcționale – acționează dacă se schimbă sensul mărimii protejate (de exemplu: sensul de circulație al puterii)
relee diferențiale – acționarea releului se produce atunci când diferența valorilor celor două mărimi aplicate la intrare, devine în valoare absolută, mai mare decât valoarea dinainte stabilită.
După mărimea pe care o protejează:
relee de curent (pentru curent continuu sau alternativ)
relee de tensiune (pentru tensiune continuă sau alternativa)
relee de putere (activă, reactivă, aparentă)
relee de impedanța (de rezistență, reactanță, impedanță)
relee de frecvență (sau de alunecare)
relee de defazaj (de succesiune a fazelor )
relee de timp (cu temporizare la acționare sau la revenire)
relee de temperatură
După funcția realizată în schemă:
releul de protecție – reprezintă un releu a cărui funcție este detectarea apariției unor defecte, a unei funcționări anormale sau periculoase în instalațiile electrice, și de a iniția acțiunea sistemelor de protecție sau de alarmare.
releul auxiliar – este un releu care acționează, în urma excitării, prin închiderea sau deschiderea contactelor altui releu. Are rol de a multiplica numărul de contacte și/sau de a amplifica în curent;
releu de rezervă – un releu care acționează, de obicei cu o ușoară întârziere, în cazul în care nu acționează releul destinat în mod normal pentru acest lucru;
releu cu acțiune instantanee – este un releu care nu este temporizat și a cărui acțiune este întârziată numai de timpul propriu de comutare, de regulă nu depășește 0,1 secunde;
releu de timp – este un releu proiectat special pentru realizarea unor temporizări fie din momentul apariției excitației (cu temporizare la acționare), fie din momentul dispariției excitației (cu temporizare la revenire);
releu cu caracteristică de timp independentă – releu a cărui temporizare nu depinde de mărimea de excitație;
releu cu caracteristica de timp dependentă – un releu a cărui temporizare depinde de valoarea excitației;
releu cu caracteristică de timp inversă – este un releu a cărui temporizare este o funcție invers dependentă față de valoarea excitației;
releu de semnalizare – releu cu rol de a semnaliza starea operativă a unui dispozitiv (circuit), depășirea unei valori de consemn (reglate) sesizată de elementele de protecție sau funcționarea unei protecții.
1.7.5. CODIFICAREA (IDENTIFICAREA) INTERNAȚIONALĂ
A RELEELOR DE PROTECȚIE
La nivel internațional se utilizează o codificare numerică (numere de identificare) a releelor cu funcții de protecție (dispozitive de protecție cu relee), sau a dispozitivelor cu rol în conectarea / deconectarea sistemelor electroenergetice. Utilizarea unei codificări comune, permite ca aceste dispozitive să poată fi mult mai ușor de reprezentat și identificat în schemele electrice de principiu sau desfășurate.
De exemplu 27 identifică un releu minimal de tensiune, sau 21 releu de distanță, 87G protecție diferențială a generatoarelor etc. Principalele coduri utilizate sunt prezentate în ANEXA 1 – Tabelul 1.1
CAPITOLUL II. CALCULUL CURENȚILOR
DE SCURTCIRCUIT ÎN REȚELELE ELECTRICE
SCOP
Proiectarea și alegerea unui sistem de protecție presupune cunoașterea defectelor care pot să apară în instalațiile electrice. Marea majoritate a defectelor reprezintă o formă sau alta a deteriorării izolației prin străpungere sau conturnare. Formele sub care se manifestă deteriorarea izolației sunt scurtcircuitele și punerile la pământ simple sau duble. Principalele tipuri de scurtcircuit sunt reprezentate în figura 2.1.
Fig.2.1. Tipuri de curenți de scurtcircuit (sensul curenților este ales arbitrar): a – scurtcircuit trifazat
simetric; b – scurtcircuit bifazat; c – scurtcircuit bifazat cu pământ; d – scurtcircuit monofazat.
Calculul curenților de scurtcircuit este necesar pentru luarea deciziilor în legătură cu dimensionarea, dezvoltarea și exploatarea instalațiilor energetice, precum și alegerea unui sistem de protecție capabil să asigure în mod automat deconectarea instalației în cazul apariției unui defect, sau a unui regim anormal de funcționare, periculos pentru instalație.
Calculul curentului de scurtcircuit trifazat metalic (prin impedanță nulă), deși foarte rar în exploatare, constituie un element de bază pentru studiul rețelelor electrice; se efectuează întotdeauna în proiectare și în exploatare, iar pentru rețelele cu neutrul legat direct la pământ (110 kV, 220 kV și 400 kV) un loc deosebit îl ocupă calculul curentului de scurtcircuit monofazat, ca defectul cel mai probabil.
Pentru studiul regimurilor dinamice și analiza condițiilor de stabilitate statică, întocmirea de scheme echivalente de calcul, analiza și alegerea judicioasă a caracteristicii și a reglajului protecției de distanță, a protecției diferențiale de fază etc., este necesar să se efectueze un calcul de scurtcircuit exact.
Pentru anumite situații prevăzute de standarde sau prescripții, se poate considera la locul de defect o rezistență. Astfel, pentru verificarea la solicitări termice în caz de scurtcircuit a elementelor liniilor electrice aeriene se consideră la locul de defect o rezistență de 5 Ω.
La verificarea influenței liniilor de energie electrică asupra liniilor de telecomunicații se consideră o rezistență având următoarele valori:
15 [Ω] pentru defecte pe linii aeriene cu conductoare de protecție;
50 [Ω] pentru defecte pe linii aeriene fără conductoare de protecție.
Indicațiile CEI prevăd pentru impedanțele de scurtcircuit ale generatoarelor (debitând direct la bare sau bloc cu transformatoare) introducerea unui factor de corecție care ține seama de creșterea tensiunii electromotoare interne în funcție de factorul de putere al generatorului în regim de funcționare înainte de defect, ceea ce conduce la o micșorare a impedanței de scurtcircuit a generatorului (blocului) cu 3 … 10% .
Curentul de șoc ișoc depinde de constanta de timp de decrement a componentei aperiodice și de frecvență, adică de raportul R/X al impedanței de scurtcircuit Zk și este maxim dacă scurtcircuitul se produce la trecerea tensiunii prin zero.
În rețelele buclate există diferite constante de timp, motiv pentru care nu este posibilă indicarea unei metode exacte de calcul a lui ișoc și icc. Pentru determinarea curentului asimetric de rupere componenta aperiodică icc a curentului de scurtcircuit (fig.2.1) poate fi calculată cu o precizie suficientă cu relația:
(2.1)
unde:
– este curentul inițial simetric de scurtcircuit;
f – frecvența nominală (50 Hz);
t – timpul;
R/X – raportul impedanței.
Calculul curenților minimi și maximi de scurtcircuit se bazează pe următoarele simplificări:
pe durata scurtcircuitului nu se produce o schimbare în ceea ce privește numărul de circuite afectate;
ploturile transformatoarelor se consideră în poziția reală;
nu se consideră rezistența arcului.
Aceste ipoteze nu sunt absolut adevărate pentru sistemele energetice, dar adoptarea lor permite studierea scurtcircuitelor cu o precizie suficientă.
METODE DE CALCUL
Calculul curenților de scurtcircuit simetrici și nesimetrici se face utilizând metoda componentelor simetrice care necesită calculul a trei componente independente (de secvență pozitivă, negativă și zero), fără legături între ele în afara condițiilor de la locul de scurtcircuit.
Schema echivalentă pentru calculul curenților de scurtcircuit, dacă se aplică teoria componentelor simetrice, se întocmește numai pentru o fază, atât în calculul scurtcircuitelor simetrice cât și al celor nesimetrice.
Toate elementele rețelei care intervin în calculul curenților de scurtcircuit se introduc în schema de calcul prin impedanțele lor (conform tabelului 2.2), exprimate în unități de măsură [Ω] sau în unități relative (tabelul 2.2).
În cazul schemelor cu mai multe trepte de tensiune, cuplate prin transformatoare, toate impedanțele sunt raportate la aceeași treaptă de tensiune, de regulă treapta la care are loc defectul. În cazul exprimărilor în unități relative, toate impedanțele trebuie raportate la aceeași impedanță de bază sau, ceea ce este echivalent, la o aceeași putere de bază (Sb) și tensiune de bază (Ub).
2.2.1. Generator echivalent de tensiune la locul de defect
Determinarea curentului de scurtcircuit la locul de defect K este posibilă cu ajutorul unui generator echivalent de tensiune. Generatorul echivalent de tensiune reprezintă tensiunea reală la locul de scurtcircuit înainte de apariția acestuia, în condițiile cele mai grele, considerat a fi singura sursă activă de tensiune a sistemului, iar tensiunile interne ale tuturor mașinilor sincrone și asincrone se vor considera zero.
În această metodă se neglijează informațiile operaționale privind sarcina consumatorilor, poziția comutatoarelor de ploturi ale transformatoarelor, excitația generatoarelor; de asemenea se neglijează toate capacitățile liniilor și toate admitanțele paralele ale celorlalte elemente pasive cu excepția scurtcircuitelor nesimetrice în rețelele de înaltă tensiune, (de secvență zero).
Pozițiile reale ale comutatorului de ploturi ale transformatoarelor de înaltă tensiune prevăzute cu comutatoare de ploturi sub sarcină, în cazul scurtcircuitelor departe de generator nu sunt importante, eroarea introdusă fiind neglijabilă.
Tabelul 2.1. Valorile factorului de tensiune c
Sursa echivalentă de tensiune pentru calculul curentului maxim de scurtcircuit poate fi stabilită, conform tabelului 2, astfel:
– în toate sistemele cu tensiune de la 1 kV la 220 kV (2.2)
– în sistemele cu tensiunea 400 kV și peste 400 kV (2.3)
2.2.2. Impedanțele de scurtcircuit
Calculul curenților de scurtcircuit necesită reducerea schemei rețelei la o impedanță văzută de la locul de defect, impedanța de scurtcircuit, care trebuie deosebită de impedanțele fiecărui element. Atât impedanța de scurtcircuit echivalentă cât și impedanțele elementelor se definesc pentru secvențele pozitivă, negativă și zero. În tabelul 2.2 se prezintă relațiile de determinare a impedanțelor diferitelor elemente ale rețelelor electrice.
2.3. CALCULUL CURENȚILOR DE SCURTCIRCUIT DEPARTE DE GENERATOR
Defectul poate fi alimentat din:
dintr-o sursă unică;
din mai multe surse nebuclate;
din mai multe surse, care funcționează cuplate în paralel.
Tabel 2.2. Parametrii elementelor de sistem
2.3.1. Curentul simetric inițial de scurtcircuit
a) Schema echivalentă pentru calculul curentului de scurtcircuit alimentat direct dintr-o sursă unică departe de bornele generatorului este redată în figura 2.2 și 2.3
Fig.2.2. Scurtcircuit departe de bornele generatorului alimentat direct
Fig.2.3. Scurtcircuit departe de bornele generatorului alimentat prin transformator
Curentul simetric inițial de scurtcircuit este:
(2.4)
unde:
– este sursa echivalentă de tensiune;
(2.5)
Rezistențele de ordin pot fi neglijate.
(2.6)
(2.7)
Impedanțele sistemului se raportează la tensiunea părții transformatorului unde apare scurtcircuitul.
În acest caz: (2.8)
b) Curentul inițial de scurtcircuit , curentul de rupere și curentul permanent de scurtcircuit la locul de defect, alimentat din surse care nu sunt buclate între ele poate fi considerat a fi compus din aportul independent al fiecărei surse.
Schema echivalentă pentru calculul curentului de scurtcircuit alimentat din surse nebuclate departe de bornele generatorului este redată în figura 2.4.
Fig. 2.4. Scurtcircuit alimentat de surse nebuclate (impedanța fiderului cu scurtcircuit se neglijează)
Curentul permanent de scurtcircuit la locul de defect este:
(2.9)
Suma este fazorială dar, în majoritatea cazurilor, fazele curenților fiind apropiate, se poate face suma algebrică. (2.10)
Aportul fiecărei surse se determină ca în cazul a).
Impedanța între punctul de scurtcircuit și bară poate fi neglijată dacă este mai mică decât , unde este curentul determinat prin relația (2.9)
Dacă condiția nu este îndeplinită, sursele nu mai debitează independent pe scurtcircuit și se aplică prevederile de la punctul c).
În concordanță cu exemplul din figura 2.4, sursa echivalentă de tensiune este aplicată la nodul de defect și este singura sursă activă de tensiune în rețea.
Calculul se face în concordanță cu metoda prezentată mai sus determinând impedanța
directă de scurtcircuit văzută de la locul de defect. Se fac transformările necesare în rețea (de
exemplu conexiunea serie, paralel, transformări stea – triunghi) considerând impedanțele pozitive ale echipamentului.
Fig. 2.5. Scurtcircuit departe de generator alimentat dintr-o rețea buclată; c – schema sistemului;
c2 – schema echivalentă. ZQt, ZT1t, ZT2t – impedanțe raportate la joasă tensiune.
Toate impedanțele sunt raportate la aceeași tensiune (de regulă, cea de la locul de defect):
(2.11)
unde:
– tensiunea sursei echivalente de tensiune (conform III);
– impedanța de scurtcircuit.
curentul permanent de scurtcircuit Ik = I (2.12)
2.3.2. Curentul de scurtcircuit de șoc
a) Deoarece scurtcircuitul este alimentat printr-un circuit serie, curentul de scurtcircuit de șoc are expresia:
(2.13)
Factorul de șoc se poate calcula cu ecuația aproximativă
(2.14)
Sau se poate deduce din monogramele de calcul din figura 2.6 ., în funcție de rapoartele R/X sau X/R.
b) Suma curenților de șoc ai diferitelor surse este:
(2.15)
Fig. 2.6. Factorul de șoc χ în funcție de raportul R/X respectiv X/R
c) Deoarece factorul de șoc prezentat în figura 2.6 este pentru o sursă care alimentează
scurtcircuitul printr-un circuit serie R și X, în rețelele buclate se alege una din aproximările următoare:
Raportul R/X constant în rețea :
Se utilizează care se determină din figura 2.6 luând cel mai mic raport R/X respectiv cel mai mare raport X/R al tuturor ramurilor rețelei. În acest caz, este necesar să se examineze ramurile prin care circulă aporturile la curentul de scurtcircuit care împreună transportă cel puțin 80 % din curentul de scurtcircuit total și care aparțin acelei părți a sistemului care are tensiunea nominală egală cu cea a punctului de scurtcircuit. Este posibil ca două sau mai multe echipamente să fie compuse într-o ramură.
Raportul R/X sau X/R în punctul de defect determinat pentru ansamblul rețelei
este:
Curentul de scurtcircuit de șoc se calculează cu relația:
(11) (2.16)
unde 1,15 este un coeficient de siguranță pentru a acoperi inexactitățile datorate utilizării unui
raport de transformare obținut prin reducerea unei rețele buclate.
Factorul se obține din figura 2.6 cu raportul R/X dat de impedanța
(2.17)
în punctul K, calculate la f=50Hz. În rețelele de înaltă tensiune se impune: .
Frecvența echivalentă fc :
se determină pe fig.2.6 cu raportul:
(2.18)
unde: (2.19)
la frecvența rețelei, este rezistența efectivă echivalentă la frecvența fc
la frecvența rețelei, este reactanța efectivă echivalentă la frecvența echivalentă fc.
Impedanța echivalentă este: (2.20)
Zc este impedanța în punctul de scurtcircuit K, dacă o sursă echivalentă de tensiune cu frecvența fc = 20 Hz (pentru frecvența nominală 50 Hz) este introdusă acolo ca singura sursă activă de tensiune care alimentează scurtcircuitul.
2.3.3.. Calculul curenților de scurtcircuit bifazat și monofazat.
În timpul scurtcircuitului impedanța de succesiune negativă este aproximativ egală cu
impedanța de succesiune pozitivă .
Curentul inițial de scurtcircuit bifazat este:
(2.21)
Curentul de scurtcircuit de șoc bifazat este:
(2.22)
Curentul inițial de scurtcircuit monofazat (fază – pământ) este:
(2.23)
unde – impedanța de scurtcircuit zero (homopolară)
Curentul de scurtcircuit de șoc monofazat este: "
(2.24)
Pentru simplificare, factorul de șoc poate fi luat cu aceeași valoare ca în cazul scurtcircuitului trifazat.
Observație: În rețelele cu neutrul izolat nu există curent de scurtcircuit monofazat.
2.3.4. Impedanțele de scurtcircuit
Fiecare componentă a unei instalații (rețeaua de medie tensiune, transformator, cablu, întrerupător, sistem de bare) se caracterizează printr-o impedanță proprie alcătuită dintr-un element rezistiv și o reactanță inductivă. Reactanța capacitivă nu este importantă pentru calculul curentului de scurtcircuit.
Rețeaua de medie tensiune, alimentată cu tensiune nominală , se cunoaște curentul de scurtcircuit simetric inițial la nivelul barelor colectoare și implicit
(2.25)
Aceste valori, de regulă sunt date de către autoritatea furnizoare.
Impedanța de scurtcircuit la nivelul barelor colectoare este:
(2.26)
unde c este factorul de tensiune relativ la bara sursei (Tabelul 1)
Dacă nu se cunosc cu exactitate rezistența și reactanța sursei de alimentare din înaltă tensiune, conform unor normative se pot utiliza următoarele relații:
respectiv (2.27)
În rețelele aeriene de înaltă tensiune, impedanța homopolară depinde de dispoziția conductoarelor, de prezența conductorului de gardă, de rezistivitatea solului, și este:
pentru linii simple
pentru linii duble (linii care funcționează în paralel).
Pentru linii în cabluri (trifazate) se poate adopta:
(2.28)
Liniile fiind elemente pasive mai avem .
În relațiile de mai sus, valorile inferioare se referă la linii cu conductoare de protecție din metale cu rezistivitatea redusă, iar valorile superioare se referă la linii aeriene fără conductoare de protecție.
CAPITOLUL III. PROTECȚIILE LINIILOR ELECTRICE
Protecția liniilor electrice reprezintă o problemă complexă întrucât schema și tipul protecției adoptate depinde de o serie de factori, printre care se pot enumera: configurația rețelei, construcția liniei, nivelul de tensiune, tratarea neutrului rețelei, condiții de stabilitate a sistemului electroenergetic etc.
Configurația rețelei din care face parte linia electrică, reprezintă factor esențial în alegerea modului de realizare a selectivității protecției liniei. Pentru rețele radiale se pot adopta protecții foarte simple, în timp ce în rețelele buclate și rețele complexe, în care se găsesc noduri cu posibilități de alimentare din cel puțin două sau trei direcții, selectivitatea poate fi asigurată numai prin adoptarea unor măsuri speciale.
Construcția liniei influențează în mod direct numărul și caracterul defectelor. Datele statistice arată că cele mai multe defecte se produc la liniile electrice aeriene și ponderea cea mai mare o au punerile la pământ, pe când la liniile în cablu (subterane) defectele se produc prin distrugerea izolației și în majoritate sunt scurtcircuite bifazate sau trifazate.
Nivelul de tensiune determină în mod substanțial complexitatea protecției, la tensiuni peste 220 kV pentru linii cu importanță deosebită se impun sisteme de protecție redundante completate cu câte un canal de transmisie spre capătul opus, cu transmiterea semnalului pe căi separate.
Tratarea neutrului rețelei are influență hotărâtoare asupra alegerii și modului de alimentare a elementului de pornire al protecției și a sensibilității acesteia, de modul de tratare al neutrului depind decisiv valorile tensiunilor și ale intensității curenților în cazul unui defect.
Condițiile de stabilitate a sistemului electroenergetic impun rapiditatea în lichidarea defectelor pentru a limita extinderea lor, și a se preîntâmpina pierderea stabilității funcționări generatoarelor care funcționează în paralel.
Funcție de modul de tratare a neutrului și ținând cont de configurația rețelei din care fac parte, liniile electrice sunt echipate cu următoarele protecții:
A) Rețele cu neutrul izolat sau tratat cu bobină de stingere. Acestea sunt rețele de medie tensiune, radiale sau buclate, având în componența lor linii electrice aeriene și în cablu. În funcție de tipul defectului posibil să se producă pe aceste linii, sunt prevăzute cu următoarele tipuri de protecții:
• Împotriva scurtcircuitelor între faze (cu sau fără punere la pământ) și împotriva punerilor la pământ pe două faze (duble puneri la pământ, pe faze diferite):
protecție maximală de curent;
protecție de distanță;
protecție diferențială longitudinală;
protecție diferențială transversală;
protecția maximală de curent de secvență inversă.
• Împotriva punerilor la pământ simple:
protecție maximală de curent homopolar, temporizată sau netemporizată;
protecție selectivă cu relee sensibile la conținutul de armonici superioare din curentul homopolar;
protecție direcțională homopolară.
• Împotriva suprasarcinilor:
Pe liniile în cablu care prezintă o supraîncărcare sistematică, se instalează o protecție maximală de curent (de suprasarcină) pe o singură fază, care comandă doar semnalizarea preventivă în cazul stațiilor cu personal permanent, iar în unele stații fără personal, pot comanda cu temporizare descărcarea automată a sarcinii sau declanșarea liniei.
B) Rețele cu neutrul legat la pământ prin rezistență. Acestea, de asemenea sunt rețele de medie tensiune, de regulă radiale sau buclate, iar defectele și regimurile anormale de funcționare care pot avea loc sunt scurtcircuite polifazate și/sau monofazate, respectiv suprasarcină.
Împotriva suprasarcinilor se prevede o protecție ca și în cazul rețelelor cu neutrul izolat sau tratat cu bobină de stingere, iar împotriva scurtcircuitelor polifazate și monofazate liniile sunt prevăzute cu protecții de bază și de rezervă după cum urmează:
a) Protecții de bază:
protecția maximală de curent;
protecția de distanță;
protecția diferențială longitudinală sau transversală (la linii dublu circuit).
b) Protecția de rezervă:
protecția maximală de curent homopolar.
C) Rețele cu neutrul legat direct la pământ. Sunt rețele de înaltă tensiune
(), radiale, buclate sau complexe, în care se pot produce toate tipurile de scurtcircuite simetrice și nesimetrice. Liniile electrice sunt prevăzute cu protecții de bază și de rezervă împotriva scurtcircuitelor monofazate și polifazate, iar liniile aeriene de foarte înaltă tensiune (Un > 400 kV) sunt prevăzute în unele cazuri și cu protecții împotriva creșterii periculoase a tensiunii. Totodată, liniile cu o lungime de cel puțin 20 km vor fi prevăzute, de regulă, la unul dintre capete (care trebuie să fie într-o stație cu personal sau telecondusă), cu dispozitive de localizare automată a defectelor pe linie (locatoare de defect), dacă funcția de locator de defect pentru linia respectivă nu este prevăzută într-o protecție de distanță sau înregistrator de avarie (oscilograf). De asemenea, liniile în cablu vor fi prevăzute cu o protecție de suprasarcină, de regulă, monofazată, în cazurile în care este posibilă o supraîncărcare a cablului. Se admite ca protecția de suprasarcină să acționeze doar semnalizarea preventivă (fără să comande descărcarea automată a sarcinii sau declanșarea liniei) în cazul stațiilor cu personal permanent sau al stațiilor teleconduse. În unele stații fără personal, pot să comande cu temporizare descărcarea automată a sarcinii sau declanșarea liniei. Funcție de configurația rețelei și nivelul de tensiune, liniile pot fi echipate cu următoarele tipuri de protecții:
C1) Linii de 110 kV.
• Linii radiale (cu sursă la un singur capăt), alimentând una sau mai multe (în derivație) stații coborâtoare de transformare:
a) Protecții de bază:
protecție maximală de curent, temporizată;
protecția de distanță.
b) Protecții de rezervă:
protecție maximală de curent, temporizată.
• Linii cu posibilitate de alimentare bilaterală (de la ambele capete, în cazul liniilor fără derivații, sau de la două capete, în cazul liniilor cu una sau mai multe derivații):
a) Protecții de bază:
protecția de distanță;
protecția de distanță cu canal de transmisie.
b) Protecții de rezervă:
protecție maximală de curent;
protecție comparativă direcțională
• Linii cu derivații, cu posibilitate de alimentare de la mai mult decât două capete:
a) Protecția de bază:
protecții de distanță cu canal de transmisie.
b) Protecția de rezervă:
protecție comparativă direcțională.
• Linii de interconexiune internațională:
a) Protecția de bază:
protecția de distanță cu canal de transmisie.
b) Protecția de rezervă:
protecție comparativă direcțională.
C2) Linii de 220, 400 și 750 kV.
Protecția de distanță. Se prevede ca protecție de bază la liniile de 220 sau 400 kV radiale (cu sursă la un singur capăt), alimentând stații coborâtoare de transformare (fără surse locale). Protecția va avea trei sau mai multe trepte de impedanță și de timp, prima treaptă fiind, de regulă, instantanee (netemporizată). În acest caz, de regulă, protecția de rezervă va consta dintr-o protecție maximală de curent de secvență homopolară cu blocaj direcțional, cu una sau două trepte.
Protecția de distanță cu canal de transmisie. Se utilizează la toate liniile de 220, 400 sau 750 kV, cu excepția celor radiale (la care se aplică protecțiile de la punctul C1-a).
La fiecare capăt de alimentare, de regulă, se prevăd câte două protecții de distanță independente, de tipuri constructive diferite, completate cu câte un canal de transmisie spre capătul opus, pe căi separate. Fiecare protecție de distanță va emite, simultan cu ordinul de declanșare a întrerupătorului de la capătul local, un semnal către capătul opus prin canalul său de transmisie. Semnalul recepționat la capătul opus va fi utilizat de către protecția de distanță corespondentă, pentru a realiza una din următoarele funcții:
– prelungirea treptei rapide sau accelerarea treptei a doua (protecție cu treaptă scurtă zonă redusă – și accelerare);
– declanșarea rapidă, cu control local al demarajului și al direcției (protecție cu treaptă scurtă – zonă redusă – și permisie).
În ambele situații declanșarea rapidă va fi selectivă (pe faze), în cazul utilizării reanclanșării automate monofazate.
Protecția comparativă de fază (protecția diferențială longitudinală). Se aplică la liniile de 220 – 750 kV la care defectele trebuie eliminate rapid, din considerente de stabilitate tranzitorie oriunde ar fi situate pe linia protejată. Acestea sunt linii cu derivații și posibilitate de alimentare de la mai mult decât două capete, și înlocuiește una dintre protecții (întotdeauna de distanță). Protecția trebuie să fie selectivă pe fiecare fază, în cazul utilizării reanclanșării automate monofazate. Echipamentele utilizate la cale două capete vor fi prevăzute și cu funcții de protecție cu selectivitate relativă (cel puțin o treaptă instantanee și una temporizată), care să rămână în funcțiune în situația defectării canalului de transmisie.
Protecția maximală de curent homopolar, direcțională. Se utilizează la toate liniile de 220 – 750 kV prevăzute cu câte două protecții de distanță, în mod suplimentar, integrată în fiecare dintre cele două protecții de distanță. Protecția se realizează cu temporizare invers dependentă de curent sau independentă, în două trepte.
Protecția maximală de tensiune. Se prevede pe liniile aeriene de foarte înaltă tensiune pe care pot să apară supratensiuni, sau după deconectare pot să apară creșteri de tensiune periculoase pentru echipamentul stației.
Liniile de 400 kV sunt prevăzute cu o protecție maximală de tensiune trifazată cu temporizare independentă, dacă din calcule de regim efectuate rezultă că în urma deconectării de la un capăt al liniei respective, sau în alte regimuri posibile, pot să apară creșteri de tensiune periculoase pentru echipamentele stației.
În cazul în care pe barele aceleași stații există mai multe linii care pot provoca supratensiuni temporare periculoase, protecția maximală de tensiune a liniilor respective va fi completată cu următoarele două criterii de selectivitate (în paralel):
recepția informației privind deschiderea întreruptorului de la capătul opus al liniei;
controlul local al sensului și valorii puterii reactive și al valorii curentului (sau al puterii active).
În funcție de valorile maximale ale supratensiunilor temporizate rezultate din calcul, protecția maximală de tensiune este realizată cu una sau mai multe trepte de tensiune și de temporizare. Protecția va comanda în primul rând anclanșarea reactoarelor, iar dacă aceasta nu va duce la scăderea tensiunii sub valorile periculoase, protecția va comanda declanșarea de la ambele capete a liniei care provoacă supratensiunea, precum și blocarea RAR.
Pentru eliminarea supratensiunilor de rezonanță care pot să apară la liniile de 750 kV cu bobine de reactanță în derivație (de compensare), în cazul în care întreruptorul de la un capăt al liniei declanșează trifazat, iar întreruptorul de la capătul opus refuză să declanșeze pe una sau două faze, se va prevedea o treaptă suplimentară de tensiune maximală, care va comanda (din stația unde întreruptorul este deconectat trifazat), declanșarea uneia dintre bobinele de compensare de pe linia controlată.
PROTECȚIA DE TENSIUNE (ANSI 59, 27)
Protecția de tensiune este utilizată pentru detectarea valorilor tensiunii electrice care ating nivele periculoase pentru instalația aflată în zona protejată. Protectiile de tensiune sunt simple, alimentate cu o singură mărime (tensiunea electrică) și se realizează ca protecție de tensiune minimală, cât și ca protecție de tensiune maximală.
Scurtcircuitele polifazate sunt însoțite de scăderea valorii tensiunii între fazele pe care s-a produs defectul, iar scurtcircuitele monofazate conduc la reducerea valorii tensiunii fazei respective. Aceste defecte pot fi sesizate de protecția de tensiune minimală, ceea ce constituie o informație suplimentară care poate fi utilizată în combinație cu protecția maximală de curent cu scopul de a diferenția un defect îndepărtat de o suprasarcină. Se obține in acest fel protecția maximală de curent cu blocaj la minimă tensiune, protecție care va acționa în cazul scurtcircuitului numai dacă tensiunea scade sub o valoare prestabilită și în plus nu acționează în cazul regimurilor de suprasarcină.
Dacă zona protejată se află la nivelul barelor de medie tensiune protecția minimală de tensiune detectează starea de funcționare cu tensiune scăzută care poate conduce la pierderea stabilității funcționării mașinilor electrice (rotative în special) alimentate la nivelul de tensiune al barei respective. În acest caz protecția de tensiune minimală poate fi utilizată ca protecție de sine stătătoare prevăzută cu una sau două trepte de temporizare.
Scurtcircuitele nesimetrice sunt însoțite de apariția componentei de secvență inversă a tensiunii în cazul scurtcircuitelor bifazate și a componentei de secvență homopolară în cazul scurtcircuitelor monofazate. Protecția de tensiune maximală de secvență inversă sau homopolară poate sesiza apariția unor asemenea defecte.
Protecția de tensiune maximală poate fi utilizată și ca protecție de sine stătătoare, prevăzută pentru protejarea echipamentelor împotriva deteriorării izolației ca urmare a creșterii valorii tensiunii în zona protejată peste valorile maxim admisibile în condiții normale de exploatare.
În centrale tensiunile mari pot să apară ca urmare a exploatării incorecte a sistemelor de excitație a generatoarelor sincrone, a funcționării defectuoase a regulatoarelor de tensiune, în cazul separării generatoarelor de sistem (descărcarea bruscă de sarcină după scurtcircuite) sau în timpul insularizării. De asemenea, tensiuni mari pot să apară în rețele ca urmare a funcționarii defectuoase a regulatoarelor de tensiune la transformatoarele prevăzute cu reglajul tensiunii sub sarcină și a sarcinilor scăzute la consumatori.
Protecția maximală de tensiune – (ANSI 59 – Overvoltage )
Elementul de pornire al protecției intră în funcțiune la creșterea tensiunii U din zona elementului protejat peste valoarea maximă admisibilă în condiții normale de exploatare.
Se realizează cu relee maximale de tensiune în schemă cu două sau trei relee, conectate în secundarul transformatorului de măsură de tensiune. Pot fi prevăzute cu o treaptă scurtă de temporizare pentru nivele mari de tensiune sau o treaptă lungă de temporizare pentru nivele mai puțin periculoase de tensiune.
Schema principială a protecției maximale de tensiune cu o treaptă de temporizare și supravegherea fiecărei faze este reprezentată în figura 3.1.1.
Fig. 3.1.1 – schema principială a protecției maximale de tensiune. 1 – releu maximal de tensiune;
3 – releu de timp; 3 – releu intermediar; 4 – releu de semnalizare; TT – transformator de măsură de tensiune; Sb – sistem trifazat de bare colectoare de medie sau înaltă tensiune, zona protejată
Condițiile de acționare a protecției de tensiune maximală sunt următoarele:
(3.1.1)
unde:
U – valoarea tensiunii din zona elementului protejat
Upp – este valoarea în sensul creșterii tensiunii la care protecția acționează numită tensiune de pornire a protecției
Un – valoarea tensiunii nominale din zona elementului protejat
Umax.expl. – valoarea maximă admisă a tensiunii în zona elementului protejat în condiții normale de exploatare.
Valoarea tensiunii de pornire a releului maximal de tensiune este:
(3.1.2)
unde:
Upr – valoarea tensiunii de pornire a releului maximal de tensiune în sensul creșterii tensiunii
– valoarea raportului de transformare a transformatoarelor de măsură de tensiune.
Tensiunea de revenire a protecției este valoarea în sensul scăderii tensiunii până la revenirea protecției, la limita superioară de îndeplinire a condiției:
(3.1.3)
Tensiunea de revenire a releului este:
(3.1.4)
Coeficientul de revenire al releului este:
(3.1.5)
Pentru releele maximale de tensiune electromagnetice (realizate pe aceleași principii ca și releele maximale de curent), coeficientul de revenire este , iar pentru cele electronice .
Caracteristica de acționare a unui releu maximal de tensiune cu contact normal deschis este prezentată în figura 3.1.2.
Fig. 3.1.2 – Caracteristica de acționare a unui releu maximal de tensiune
cu contact normal deschis
În figura 3.1.3 se prezintă domeniul valorilor tensiunii în regim normal de exploatare și de supratensiuni datorate defectelor.
Fig. 3.1.3. Domeniul valorilor tensiunii în regim normal și de supratensiune la defect.
Particularități ale protecției de tensiune maximală
În rețele de medie tensiune cu neutrul izolat sau tratat prin bobină de stingere protecția de tensiune maximală este utilizată pentru identificarea unor defecte nesimetrice, cum sunt scurtcircuitele bifazate sau punerile la pământ monofazate.
Protecția de tensiune maximală de secvență inversă
Scurtcircuitele bifazate sunt însoțite de apariția componentei de secvență inversă a tensiunii. Pentru identificarea unor astfel de defecte releul de tensiune maximală se conectează prin intermediul unui filtru de tensiune de secvență inversă (FTSI), conectat la tensiunile dintre faze din secundarul transformatoarelor de măsură de tensiune. Aceste tensiuni nu conțin componente de secvență homopolară, operația care trebuie să o execute filtrul este eliminarea din tensiunile totale aplicate la bornele primare, numai a componentelor de secvență directă.
Fig. 3.1.4 – schema principială a protecției de tensiune maximală de secvență inversă.
1 – filtru de tensiune de secvență inversă; 2 – releu maximal de tensiune;3 – releu de timp;
4 – releu intermediar; 5 – releu de semnalizare; TT – transformator de măsură de tensiune;
Sb – sistem trifazat de bare colectoare de medie sau înaltă tensiune, zona protejată.
Valoarea tensiunii de secvență inversă raportată de exemplu, la tensiunile între fazele R și S (UiRS), are forma:
(3.1.6)
unde:
b)
Fig. 3.1.5. – Explicație la definirea valorii vectorului a
În sisteme trifazate simetrice și echilibrate în absența scurtcircuitelor avem:
(3.1.7)
Prin urmare putem scrie relația:
(3.1.8)
Din figura Fig. 3.1.5.b., putem scrie următoarele relații:
(3.1.9)
(3.1.10)
Se constată că pentru obținerea tensiunii inverse UiRS se poate înmulți cu suma geometrică a tensiunilor URS rotită în sens invers orar cu 30⁰ și UST rotită în același sens cu 90⁰. Tensiunea de secvență inversă pe fază este:
(3.1.11)
În mod similar se determină si pentru celelalte faze.
Analizând ecuațiile de mai sus se constată că într-un sistem trifazat echilibrat și simetric tensiunea UFTSI de la ieșirea filtrului de tensiune de secvență inversă este . La apariția unui scurtcircuit sistemul trifazat se dezechilibrează, tensiunea , și este sesizată de releul de tensiune maximală.
Condiția de pornire a protecției este: , iar acțiunea contactului releului de tensiune maximală este transmisă prin intermediul unui releu intermediar fie ca semnal de declanșare pentru întrerupător fie ca automatizare pentru un alt tip de protectie, de exemplu blocarea la pendulări a protecțiilor de distantă.
Protecția de tensiune homopolară (ANSI 59N – Neutral voltage displacement)
Permite identificarea unor defecte nesimetrice, cum ar fi punerile monofazate la pământ în rețelele de medie tensiune cu neutrul izolat sau tratat prin bobină de stingere, în care releul maximal de tensiune este conectat în secundarul în triunghi deschis al transformatorului de măsură de tensiune al barei respective, având rol de filtru de tensiune de secvență homopolară (FTSH) , figura 3.1.6.
Fig. 3.1.6. – schema principială a protecției homopolare de tensiune maximală.
1 – releu maximal de tensiune;2 – releu de timp;3 – releu de semnalizare; 4 – releu intermediar;
TT – transformator de măsură de tensiune; Sb – sistem trifazat de bare colectoare de medie sau înaltă tensiune, zona protejată.
În figura 3.1.7. se prezintă domeniile de tensiune de secvență inversă sau homopolară în regim normal și de scurtcircuit nesimetric.
Fig. 3.1.7. Domeniile tensiunii de secvență inversă sau homopolară în regim normal și de scurtcircuit nesimetric.
Pentru stabilirea valorii tensiunii de pornire a protecțiilor maximale de tensiune de secvență inversă sau homopolară conform figurii 3.1.7. trebuie adoptate condițiile:
sau : (3.1.12)
care conduc la relațiile:
sau : (3.1.13)
unde :
– este valoarea maximă a tensiunii dezvoltată de filtrul de tensiune de secvență inversă la bornele de ieșire
– este valoarea maximă a tensiunii dezvoltată de filtrul de tensiune de secvență homopolară la bornele de ieșire
coeficientul de siguranță .
Coeficientul de revenire al protecției este:
sau (3.1.14)
Din relațiile (3.1.1) și (3.1.14) obținem:
(3.1.15)
(3.1.16)
unde: .
Protecția minimală de tensiune – (ANSI 27 – Undervoltage)
Elementul de pornire intră în funcțiune când tensiunea U în zona elementului protejat scade sub valoarea Upp, se realizează cu relee de tensiune minimală și este utilizată pentru:
protecție împotriva pierderii stabilității funcționării mașinilor electrice datorate tensiunii scăzute în zona elementului protejat sub valori minime admisibile;
selectivitate – permite deosebirea unui scurtcircuit îndepărtat de o suprasarcină, scăderea tensiunii este mult mai importantă în cazul unui scurtcircuit, deci protecțiile minimale de tensiune vor acționa.
Se realizează în schemă cu două relee de tensiune minimală, (conectate bifazat între fazele r-s și s-t), sau trei relee de tensiune minimală, conectate pe fiecare fază în secundarul transformatorului de măsură de tensiune. Utilizată în schemă cu trei relee de tensiune minimală, permite identificarea fazei pe care a avut loc defectul. Schema principială a protecției minimale de tensiune este reprezentată în figura 3.1.8.
Fig. 3.1.8. – schema principială a protecției minimale de tensiune. 1 – releu minimal de tensiune;2 – releu de timp; 3 – releu intermediar; 4 – releu de semnalizare; TT – transformator de măsură de tensiune; 5 – zona protejată
Condițiile de acționare a protecției sunt următoarele:
(3.1.17)
unde:
U – valoarea tensiunii la bornele echipamentului protejat
Upp – valoarea tensiunii de pornire a protecției
Un – valoarea tensiunii nominale a echipamentului protejat
Umin.expl. – valoarea minimă admisă a tensiunii în zona elementului protejat în condiții normale de exploatare.
Valoarea tensiunii de pornire a releului minimal de tensiune este:
(3.1.18)
unde:
Upr – valoarea tensiunii de pornire a releului de tensiune minimală
– raportul de transformare a transformatoarelor de măsură de tensiune
Tensiunea de revenire a releului de tensiune minimală este:
(3.1.19)
Coeficientul de revenire:
(3.1.20)
Pentru releele de tensiune minimală electromagnetice coeficientul de revenire este , iar pentru releele electronice de tensiune minimală .
În figura 3.1.9. se prezintă domeniul valorilor tensiunii în regim normal și de scurtcircuit.
Fig. 3.1.9. Domeniul valorilor tensiunii în regim normal și de scurtcircuit.
Din figura 3.1.9. se observă că domeniul tensiunii pentru regimul normal de funcționare este cuprins între:
(3.1.21)
iar pentru regimul de scurtcircuit:
(3.1.22)
Tensiunea de pornire a protecției Upp și tensiunea de revenire a protecției Urev.p trebuie să îndeplinească următoarele condiții:
(3.1.23)
Din relația (3.1.22) se consideră că:
(3.1.24)
unde este coeficientul de siguranță.
Relația de calcul a tensiunii de pornire a protecției rezultată din relațiile (3.1.23) și (3.1.19) este:
(3.1.25)
Pentru și valoarea tensiunii de pornire a protecției este:
(3.1.26)
PROTECȚIA DE CURENT
Protectia de curent reprezintă cea mai răspândită metodă de sesizare și eliminare a scurtcircuitelor monofazate, bifazate, și trifazate din instalațiile electrice, indiferent de modul de tratare al neutrului, se realizează cu relee maximale de intensitate (curent) și acționează la creșterea curentului ca urmare a unui scurtcircuit sau suprasarcini.
Condiția de acționare a protecției maximale de curent este:
(3.2.1)
pentru protecția minimală de curent (mai rar utilizată): I < Ipp
unde:
Ipp – definește curentul de pornire (acționare) al protecției;
I – curentul din circuitul protejat,
In – curentul nominal al circuitului protejat
Imax.sarc – curentul maxim de sarcină.
În sistemele de protecție cu relee clasice, protecția de curent este realizată cu relee de curent de tip electromagnetic, construite ca relee maximale, de regulă cu un contact normal deschis, acționând la creșterea curentului peste valoarea reglată. Mai rar sunt utilizate și relee minimale de curent în construcție cu un contact normal închis. În prezent cel des întâlnit este releul electromagnetic de curent este tip RC-2, care poate fi reglat în mod continuu între valorile 0,25ˑIn ÷In, în gamele de valori (0,25÷0.5)ˑIn și (0,5÷1)ˑIn.
În cadrul protecțiilor numerice, creșterea semnificativă a intensității curenților pe faze oferă un criteriu simplu și relativ ușor de implementat.
Protecțiile maximale de curent sunt simple, utilizate pentru majoritatea circuitelor cu alimentare radială, dar nu sunt protecții selective, acționează atât la scurtcircuite interioare, cât si exterioare. În cazul rețelelor electrice simple, radiale, (în special de medie tensiune) protecția maximală de curent nedirecționată rezolvă, de regulă, toate cazurile de scurtcircuit. Apar totuși problemele care țin mai mult de coordonarea reglajelor protecțiilor decât de realizarea acestora. Ca metodă de coordonare se poate adopta metoda coordonării în domeniul de timp, a coordonării prin reglaj de curent sau o metodă combinată.
Principalele tipuri de protecții maximale de curent sunt:
protecția maximală de curent instantanee, (fără temporizare) cod ANSI 50 (50N/G)
protecția maximală de curent cu temporizare cod ANSI 51 (51N/G)
protecția maximală de curent cu controlul tensiunii (blocaj la minimă tensiune)
cod ANSI 51V
protecția de curent direcțională cod ANSI 67
protecția de secvență inversă cod ANSI 46
3.2.1. Calculul reglajelor protecției
Calculul reglajelor protecției maximale de curent temporizate include:
calculul curentului de pornire al protecției,
calculul curentului de pornire a releului,
verificarea sensibilității protecției și stabilirea temporizării acesteia.
Pentru ca protecția să nu acționeze în regim de sarcină maximă, la calculul curentului de pornire a protecției, se pornește de la următoarele considerente:
Ipp trebuie să fie mai mare decât curentul de sarcină maxim:
; (3.2.2)
Ipp trebuie să fie mai mic decât valoarea minimă a curentului de scurtcircuit în regim stabilizat Isc.min la capătul cel mai îndepărtat al zonei protejate:
(3.2.3)
pentru a se evita deconectări neselective sub influența curentului de sarcină maxim care apare din cauza autopornirii motoarelor, alimentate din rețea în regimul imediat după scurtcircuit trebuie ca valoarea curentului de revenire al protecției Irev.p să fie:
(3.2.4)
pentru ca o protecție să-și revină după lichidarea unui defect pe un element vecin, de către protecția acelui element, sunt necesare și condițiile:
(3.2.5)
În figura 3.2.1 se prezintă grafic modul de stabilire a valorilor Ipp , Irev.p în raport cu regimul normal de exploatare și regimul de scurtcircuit.
Fig. 3.2.1. Stabilirea valorilor Ipp , Irev.p în raport cu domeniul regimului
normal și de scurtcircuit pentru protecția maximală de curent.
La releele primare de curent maximal, curentul de pornire al releului Ipr este egal cel de pornire a protecției .
Prin introducerea unui coeficient de siguranță , avem:
(3.2.6)
Se definește coeficientul de revenire krev al releelor primare de curent maximal și al protecției maximale de curent cu expresia:
(3.2.7)
Prin luarea în considerare a relației (3.2.6) , expresia (3.2.7) devine:
(3.2.8)
Relațiile (3.2.8) constituie expresiile uzuale pentru calculul parametrilor de pornire a protecției maximale de curent în situația utilizării releelor primare de curent maximal.
Condiția de sensibilitate a protecției impune un coeficient krev cât mai apropiat de unitate, iar siguranța în funcționare impune să fie subunitar.
Releele maximale electromagnetice de curent au un coeficient de revenire . Pentru un coeficient de revenire cu valoare medie și un coeficient de siguranță , curentul de pornire al protecției este:
(3.2.9)
În cazul releelor maximale de curent secundare, valorile curenților de pornire a protecției și al releelor sunt diferite, din cauză că:
curenții se modifică trecând prin primarul transformatoarelor de curent cu raportul de transformare ;
schemele de conectare a releului la secundarul transformatoarelor de curent influențează curentul prin relee, curentul din secundarul transformatorului este diferit de cel al releelor .
Din aceste cauze se introduce coeficientul de schemă ksch , definit ca raportul dintre valoarea curentului prin releu și valoarea curentului prin secundarul transformatorului de curent: (3.2.10)
Curenții de pornire și de revenire ai releului pot fi exprimați în funcție de curenții primari ai protecției astfel:
respectiv (3.2.11)
Curentul de pornire al releului secundar va fi:
(3.2.12)
unde:
ki – este raportul de transformare al transformatorului de curent;
ksch – este coeficientul de schemă și are valoarea Ksch = 1 dacă se utilizează schema de conexiuni în stea completă, releul fiind străbătut de curentul de fază ca în fig.3.2.2.a.
În acest caz curenții prin înfășurările releelor sunt: IsR, IsS, IsT fiind curenții din secundarele transformatoarelor de curent de pe cele trei faze;
ksch = 1 – pentru schemele de conexiuni cu stea incompletă, cu două transformatoare de curent conectate pe fazele R și T și relee de curent fiind străbătute de curentul de fază și ;
– în cazul releului alimentat cu diferența curenților de fază, fig.3.2.2.b.
Fig.3.2.2. Conectarea releului de curent RC la secundarul transformatoarelor de curent,
a) – releu parcurs de curentul de fază; b) – releu alimentat cu diferența curenților de fază;
c) – diagrama fazorială a curenților prin releul din fig. B.
Sensibilitatea unei protecției maximale de curent este caracterizată de coeficientul de
sensibilitate definit prin relația:
(3.2.13)
în care:
Isc.min – este curentul de scurtcircuit minim la sfârșitul zonei protejate, ce trece prin circuitul defect;
Ipp – este curentul de pornire al protecției.
Pentru coeficientul de sensibilitate se admit valori .
3.2.2. Temporizarea protecției de curent
Temporizarea protecției maximale de curent se alege în trepte crescătoare de la consumator spre sursă. Treptele de timp t, reprezintă diferența dintre timpul de declanșare a două întreruptoare înseriate consecutiv, alese astfel încât să existe siguranța declanșării numai a întreruptorului liniei defecte, astfel încât să se asigure selectivitatea:
(3.2.14)
unde:
t1 – timpul total de eliminare al defectului, practic durata treptei I;
tav.max – durata defectului, timpul în care circuitul este parcurs de curentul de scurtcircuit
Δt – variabila de timp care depinde de timpul propriu de acționare al întrerupătorului, mecanismul de acționare și erorile de timp ale protecțiilor și are expresia:
(3.2.15)
unde:
tai – timpul de acționare al întreruptorului circuitului defect, calculat din momentul aplicării impulsului de declanșare la bobina dispozitivului de acționare, până în momentul stingerii arcului între contactele sale, (taî = 0,05…0,3 s);
te+ – timpul corespunzător erorii de timp pozitive în aprecierea temporizării protecției liniei defecte;
te- – timpul corespunzător erorii de timp negativă în aprecierea temporizării protecției următoare, care temporizarea cu Δt mai mare decât temporizarea protecției liniei defecte;
trez – timpul de rezervă.
Pentru releele electromagnetice erorile de timp de apreciere a temporizării sunt cuprinse în intervalul ±(0,1÷1,5) secunde, fiind mult diminuate la releele electronice, iar la cele digitale practic sunt nesemnificative (ordinul microsecundelor).
În funcție de calitatea releelor și a întrerupătoarelor folosite, treapta de timp a protecției maximale temporizate în practică are valori cuprinse între 0,3 și 0,6 secunde.
Reprezentarea funcționării eșalonate în timp a protecțiilor pentru un sector de rețea se face prin diagrama timpilor de acționare ai protecțiilor, un exemplu de astfel de diagramă este prezentat în figura 3.2.3.
Timpul de acționare al protecției cu temporizare minimă din punctul D este t1 iar treapta de timp este Δt. Temporizarea protecției din punctul C este : , pentru punctul B avem : , iar în punctul A este .
Fig. 3.2.3. Diagrama de temporizare a protecțiilor unui sector de rețea radială
Din diagramă se observă faptul că protecția maximală temporizată constituie o rezervă pentru protecțiile din porțiunea de rețea din aval.
3.2.3. Creșterea sensibilității protecției de curent
Dacă sensibilitatea protecției de curent este insuficientă (ksens < 1,4), schema protecției de curent poate fi completată cu un blocaj de tensiune minimă, în acest caz relațiile de reglaj devin:
pentru curentul de pornire al protecției cu blocaj de tensiune minimă este:
(3.2.16)
valoarea tensiunii minime admise la un regim normal de exploatare este:
(3.2.17)
tensiunea minimă de pornire a protecției este:
(3.2.18)
curentul de pornire al releului maximal de curent este:
(3.2.19)
tensiunea de pornire al releului de tensiune minimă este:
(3.2.20)
în care:
Ksig, Krev, Ksch, ki – au aceeași semnificație și aceleași valori ca și în relațiile anterioare;
InL – este curentul nominal al liniei care se protejează;
UnL – este tensiunea nominală a liniei care se protejează;
Krev.u – coeficientul de revenire al releului de tensiune minimală, ;
Ku – este raportul de transformare al transformatorului de măsură de tensiune.
Calculul temporizărilor și al treptei de timp rămâne același, cu cel stabilit prin relația (14) și (15) la calculul temporizării protecției de curent.
O schemă principială de realizare a creșterii sensibilității protecției maximale de curent cu blocaj de minimă tensiune este prezentată in figura 3.2.4.
Fig. 3.2.4. Schema principială monofilară pentru protecția maximală de curent
cu blocaj de tensiune minimă temporizată.
Pentru acest tip schemă, coeficientul de sensibilitate rezultat este:
(3.2.21)
O altă metodă de mărire a sensibilității protecției maximale de curent temporizate este conectarea releului maximal de curent, la secundarul transformatoarelor de curent prin intermediul unui filtru de curent de secvență inversă.
În general regimurile de funcționare normală și de suprasarcină, sunt regimuri simetrice, la care componenta de secvență inversă lipsește, fapt care dă posibilitatea ca reglajul releului să fie mai mic decât curentul nominal al circuitului, rezultând astfel o protecție foarte sensibilă. Astfel de soluție este folosită în special la protecția rețelelor de medie tensiune unde uneori apar probleme legate de asigurarea sensibilității protecției.
3.3. PROTECȚIA MAXIMALĂ DE CURENT INSTANTANEE 50 (50N/G)
Protecția maximală de curent, instantanee asigură eliminarea rapidă a scurtcircuitelor însoțite de valori mari ale intensității curenților de fază, prin verificarea permanentă a curenților pe cele trei faze și la depășirea valorii reglate a curentului pe orice fază se comandă declanșarea instantanee a întrerupătorului. Timpul de eliminare al scurtcircuitului este egal cu suma timpilor de decizie a protecției si timpul de acționare la deschidere a întrerupătorului.
Pentru schema de conexiuni a releelor maximale de curent în stea completă protecția sesizează toate tipurile de scurtcircuite.
Fiind o protecție nedirecționată și netemporizată, poate fi utilizată numai atunci când se poate stabili un reglaj corespunzător astfel încât acționarea să se producă doar la defecte din zona protejată. De regulă este utilizată în scheme cu alimentare radială, schema principială monofilară de funcționare a acestei protecții este reprezentată în figura 3.3.1.
Fig. 3.3.1. – Schema de principiu a protecției maximale de curent instantanee
1 – releu maximal de curent; 2 – releu comanda declanșare ; 3 – releu de semnalizare;
4 – bobină de declanșare; 5 – întrerupător; TC – transformator de curent
Valorile de reglaj ale protecției sunt:
curentul de revenire al protecției este:
(3.3.1)
curentul de pornire al protecției pentru un coeficient de revenire mediu Krev = 0,85 este:
(3.3.2)
Conexiunea releelor de curent fiind în stea completă, coeficientul de schemă are valoarea unitară. În această situație curenții de pornire și de revenire ai releului pot fi exprimați în funcție de curenții primari ai protecției astfel:
respectiv (3.3.3)
Selectivitatea protecției se asigură prin modul de reglare a curentului de pornire al protecției. Astfel se obține protecția maximală cu tăiere de curent sau secționare de curent, a cărei acționare se bazează pe sesizarea variației curentului de scurtcircuit în lungul liniei protejate. Pentru a se evita acționările neselective se admite condiția ca protecția prin secționare de curent din nodul A să nu sesizeze scurtcircuitele ce au loc pe barele nodului B.
Variația curentului de scurtcircuit pe o linie radială în funcție de distanța de la sursă, și alegerea curentului de pornire al protecției prin secționare de curent sunt prezentate
în figura 3.3.2.
Fig. 3.3.2. Variația curentului de scurtcircuit în funcție de sursă, pe o linie radială
și al curentului de pornire a protecției prin secționare de curent.
Pentru asigura desensibilizarea curentului de pornire al protecției în raport cu curentul de scurtcircuit la un defect apărut în regim maxim la capătul dinspre consumatori al liniei protejate, în calculul curentului de pornire a protecției se folosește valoarea curentului de scurtcircuit în regim supratranzitoriu la capătul liniei cu relația:
(3.3.4)
în care:
– este curentul de scurtcircuit supratranzitoriu la capătul zonei protejate la un defect trifazat în regim maxim;
– când secționarea este realizată cu relee de curent tip RC 2
– când este realizată cu relee de curent tip RTpC.
Curentul de pornire al releului este:
(3.3.5)
Din modul de stabilire a reglajelor rezultă o zonă de acționare a protecției (notată cu I1 în figura 3.3.2) și o zonă moartă (de blocare, notată cu I2 în figura 3.3.2), în care scurtcircuitele apărute nu sunt sesizate de către protecție. Fiind o protecție selectivă prin principiul de funcționare nu necesită temporizare.
3.3.1. Secționarea de curent temporizată
Atunci când secționarea de curent rapidă protejează cel puțin 20% din lungimea liniei pentru care a fost prevăzută folosește în locul ei o altă protecție cu secționare de curent temporizată.
Curentul de pornire al protecției se determină din condițiile de sensibilizare în raport cu curentul de scurtcircuit în regim supratranzitoriu la capătul tronsonului din aval.
Pe o linie formată din două tronsoane 1 și 2, cu alimentare de la un capăt (figura 3.3.3.), în tronsonul 1 este prevăzută o secționare de curent temporizată, iar în tronsonul 2 o secționare de curent rapidă.
Fig. 3.3.3. Schema de principiu pentru calculul reglajelor protecțiilor prin secționare
de curent temporizată. a) Rețeaua protejată; b) Variația curentului de scurtcircuit
în lungul liniei și valoarea curentului de pornire; c) Caracteristica de temporizare
Reglajul protecție din tronsonul 1 va fi:
(3.3.6)
unde:
Ipps1 – este curentul de pornire al protecției cu secționare de curent temporizată pe sectorul 1
– este curentul de scurtcircuit în regim supratranzitoriu la capătul tronsonului din aval
Caracteristica de temporizare este:
(3.3.7)
unde:
ts1 – este timpul de declanșare pe sectorul 1 temporizat;
ts2 – este timpul de declanșare rapidă pe sectorul 2;
În acest mod reglajul, acoperă integral lungimea liniei protejată L1.
3.3.2. Protecția maximală de curent în două trepte
Protecția maximală în două trepte este o protecție formată dintr-o secționare de curent (rapidă) care reprezintă treapta I – a și o protecție maximală de curent temporizată care reprezintă și o protecție maximală de curent temporizată care reprezintă treapta II – a, schema principială monofilară a protecției este dată în figura 3.3.4.
Fig. 3.3.4. Schema principială monofilară a protecției în două trepte.
Releul de curent (1) împreună cu releul de semnalizare (5) și releul de intermediar (6), formează protecția prin secționare de curent treapta I-a (rapidă), iar releul de curent (2), împreună cu elementul de temporizare (3), releul de semnalizare (4), și cu aceleași releu intermediar (6), formează protecția maximală de curent temporizată treapta a II-a.
3.3.2.1. Calculul reglajelor protecției
Schema de principiu pentru calculul reglajelor protecției de curent în două trepte, și diagrama de temporizare a protecției pentru un sector de rețea este prezentată în figura 3.3.5.
În figura 3.3.5 indicii notați cu cifre romane se referă la treapta protecției, iar cei notați cu cifre arabe la locul de amplasare a protecției în rețea, modul de notare este respectat și pentru relațiile de calcul din acest subcapitol.
Fig. 3.3.5. Schema de principiu pentru calculul reglajelor protecțiilor prin secționare
de curent temporizată. a) Rețeaua protejată; b) Variația curentului de scurtcircuit
în lungul liniei și valoarea curentului de pornire; c) Caracteristica de temporizare
Având în vedere notațiile din figura 3.5.5. și relațiile de calcul din subcapitolul „Calculul reglajelor protecției” și ” Temporizarea protecției maximale de curent”, având reglajul releelor din figura 3.3.5.
Pentru protecția prin secționare de curent treapta I-a, rapidă avem:
în sectorul 1 (linia L1), curentul de pornire al protecției este:
(3.3.8)
în sectorul 2 (linia L2), curentul de pornire al protecției este:
(3.3.9)
Fiind protecție rapidă, timpul de declanșare este practic format din timpul de decizie și erori al protecției, plus timpul acționare al întrerupătorului:
Pentru protecția prin secționare de curent treapta II-a, temporizată avem:
în sectorul 1 (linia L1), curentul de pornire al protecției este:
(3.3.10)
în sectorul 2 (linia L2), curentul de pornire al protecției este:
(3.3.11)
Timpii de reglaj al protecțiilor sunt:
(3.3.12)
(3.3.13)
unde este treapta de timp a protecției.
Este necesară verificarea sensibilității protecției atât ca protecție de bază (PB) cât și ca protecție de rezervă la distanța (PR). Coeficienții de sensibilitate aferenți acestor protecții sunt:
protecția prin secționare de curent treapta II-a, temporizată din sectorul 1 (linia L1), pentru scurtcircuite în punctul K1 este protectie de bază, deci coeficientul de sensibilitate al protecției este:
(3.3.14)
pentru circuitele din aval de nodul B, protecția prin secționare de curent treapta II-a, temporizată din sectorul 1 este protecție de rezervă, prin urmare avem:
(3.3.15)
protecția prin secționare de curent treapta II-a, temporizată din sectorul 2 (linia L2), pentru scurtcircuite în punctul K3 este protectie de bază, coeficientul de sensibilitate al acestei protecții este:
(3.3.16)
Curentul de pornire al releelor de protecție este:
(3.3.17)
unde:
Ksch, ki – este coeficientul de schemă, respectiv raportul de transformare ar transformatoarelor de curent corespunzătoare protecției și zonei pentru care este utilizată;
Ipp – este curentul de pornire al protecției corespunzător pentru fiecare treaptă și zonă.
3.3.2.2. Secționarea de curent în două trepte
Secționarea de curent în două trepte este o protecție formată din două secționări de curent, una instantanee (treapta I) și cealaltă temporizată (treapta a-II-a). Stabilirea reglajelor rezultă din figura 3.3.6.
Fig. 3.3.6. Secționarea în două trepte; a) – rețeaua considerată; b) – variația
curentului de scurtcircuit în lungul liniei; c) – diagrama de temporizare
Prima secționare are loc între nodurile A și B unde avem:
curentul de pornire al protecției secționate pentru treapta I-a rapidă este:
(3.3.18)
curentul de pornire al protecției secționate pentru treapta II-a temporizată este:
(3.3.19)
A doua secționare are loc între nodurile B și C unde avem:
curentul de pornire al protecției secționate pentru treapta I-a rapidă
(3.3.20)
curentul de pornire al protecției secționate pentru treapta II-a temporizată este:
(3.3.21)
Caracteristica de temporizare este:
(3.3.22)
unde:
– este timpul de declanșare pentru zonele cu secționare rapidă;
– este timpul de declanșare pentru zonele cu acționare temporizată;
În acest mod reglajul, acoperă integral lungimea rețelei protejate.
3.3.2.3. Secționarea de curent pe o linie cu alimentare de la două capete
Se consideră rețeaua din figura 3.3.7.a și variația curentului de scurtcircuit în lungul liniei datorit celor două surse, figura 3.3.7.b.
Fig.3.3.7. Secționarea de curent pe o rețea alimentată de la două capete: a) rețeaua considerată; b) variația curenților de scurtcircuit în funcție de depărtarea de sursă și alegerea curenților de pornire ai secționării.
Un reglaj după relațiile cunoscute de la secționarea de curent de pe linia alimentată de la un singur capăt conduce la următorii curenți de pornire:
(3.3.23)
Cu acest reglaj protecția prin secționare va fi neselectivă la scurtcircuite în punctul K3 pe linia L3 în imediata apropiere a barelor B, ca urmare va acționa protecția din zona 2 în locul celei din zona 3. Pentru a elimina acest inconvenient și protecția prin secționare să fie selectivă sunt două posibilități:
protecția din zona 2 se prevede cu element direcțional care să-i permită acționarea numai când scurtcircuitul este pe linia L1 ( când puterea circulă de la bare spre linie), direcționarea se prevede la protecția cu reglaj mai sensibil;
reglajul protecției prin secționare nedirecțională se face cu relațiile:
(3.3.24)
unde .
În cazul general relația (3.3.24) devine:
(3.3.25)
Ca și în cazul secționărilor de pe liniile alimentate de la un singur capăt, și secționările de curent pe liniile cu alimentare la două capete apar zone moarte și ca urmare niciodată secționarea nu poate constitui unica protecție a unei linii.
3.3.3. Protecția împotriva curenților de suprasarcină
Suprasarcina se caracterizează prin creșterea curentului prin circuitul supravegheat peste valoarea curentului nominal al circuitului, I > In, și este datorată fie creșteri neașteptate a sarcinii, fie scăderii puterii surselor generatoare ceea ce poate determina fenomenul de avalanșă de tensiune.
Curentul de suprasarcină poate să apară în condiții normale de exploatare datorită unui număr mai mare de sarcini care funcționează ocazional, simultan sau pornirilor motoarelor, etc. Dacă oricare din aceste condiții persistă mai mult decât o perioadă de timp dată (care depinde de reglajul schemei de protecție), protecția acționează în următoarele moduri:
în stațiile cu personal de exploatare va fi semnalizată personalului operativ;
în stațiile fără personal de exploatare transmite impuls automatizărilor de descărcare automată a sarcinii (DAS) dacă sunt prevăzute;
în lipsa automatizărilor DAS circuitul va fi întrerupt în mod automat.
Condițiile care trebuie respectate pentru a evita suprasarcina sunt:
(3.3.26)
unde:
Isarc.max – este curentul maxim de sarcină;
Iz – este curentul maxim admis al conductorului sau cablulului;
InL – este curentul nominal al echipamentului protejat
Ipp – este curentul de declanșare la suprasarcină
Protecția împotriva suprasarcinilor acționează cu temporizare, și se montează pe o singură fază. Protecția împotriva suprasarcinilor pe linie, este prevăzută în toate rețelele în cablu și în mod special pentru toate rețelele de medie tensiune unde curentul maxim de sarcină este mult mai ușor de atins. Schema principială a protecției împotriva suprasarcinilor pe linie este prezentată în figura 3.3.8.
Fig. 3.3.8. Schema principială a protecției cablului împotriva suprasarcinilor
Relațiile de reglaj a protecției cablului împotriva suprasarcinilor sunt:
curentul de revenire al protecției este:
(3.3.27)
curentul de pornire al protecției pentru un coeficient de revenire mediu Krev = 0,85 este:
(3.3.28)
curenții de pornire respectiv de revenire ai releului exprimați în funcție de curentul primar al protecției sunt:
respectiv (3.3.29)
3.3.4. PROTECȚIA HOMOPOLARĂ
Principiul de realizare
Pentru identificarea unor defecte nesimetrice se folosesc protecții de curent de secvență inversă (împotriva defectelor bifazate) și protecții de curent de secvență homopolară (împotriva defectelor monofazate).
În rețele cu tensiuni mai mari de 110 kV care au neutrul tratat sau legat la pământ, o punere la pământ reprezintă un scurtcircuit monofazat cu un curent de defect de același ordin de mărime cu cel trifazat.
În consecință, pentru identificarea acestor defecte, se folosesc protecții prin relee pe fază, conectate în schemă cu stea completă, cu secționare de curent homopolar, temporizate sau netemporizate, care pentru o funcționare selectivă în unele situații necesită direcționare. Există protecții homopolare direcționale de tipul releului de curent capacitiv RCC (cu relee complexe tip RSRg4F pentru LEA, RSRg4K pentru LES sau relee din seria AOT/ASOT) (fig.3.3.9), având o bobină alimentată cu tensiune (BT) și una de curent homopolar (BC).
Fig. 3.3.9. Protecția homopolară direcționată cu releu de curent capacitiv.
Prin bobina releului de curent va circula suma fazorială a curenților din secundarele transformatoarelor de măsură de curent:
(3.3.30)
Tensiunea homopolară aplicată la bornele de tensiune (BT) ale releului de curent capacitiv direcționat, se obține prin însumarea vectorială a tensiunilor din secundarul transformatoarelor de măsură de tensiune conectate în triunghi deschis.
Protecția prin relee pe faze nu este sensibilă la curenții mici de punere la pământ, mai ales în rețele de medie tensiune cu neutrul izolat sau tratat. În aceste rețele pentru sesizarea unor atingeri la pământ sau chiar a unor scurtcircuite monofazate (FN) sau bifazate (2 FN), se folosesc scheme de protecție sensibile la defecte cu punere la pământ, bazate pe sesizarea componentei de secvență homopolară din curent și/sau din tensiune, numite protecții homopolare de tensiune sau curent. Pentru identificarea unor defecte nesimetrice se folosesc protecții de curent de secvență inversă (împotriva defectelor bifazate) și protecții de curent de secvență homopolară (împotriva defectelor monofazate).
Apariția defectului cu punere la pământ poate fi sesizată prin una din următoarele metode:
sesizând componenta homopolară din curentul ce apare pe linia protejată;
sesizând componenta homopolară din tensiunea ce apare pe barele de pe care se alimentează linia protejată;
sesizând armonica de ordinul 5 (sau alte armonici superioare impare) din componenta homopolară a curentului.
Sesizarea componentei homopolare din curentul ce apare pe linia protejată se realizează prin cele trei transformatoare de curent monofazate identice, conectate în stea dublă conform schemei din fig.3.3.10.
Figura 3.3.10. Montajul Holmgreen pentru FCSH
Acest montaj formează un filtru de curent de secvență homopolară (FCSH), – numit montaj Holmgreen.
Curentul de pornire al protecției de curent de secvență homopolară rezultă conform schemei din figura 3.3.10:
(3.3.31)
unde reprezintă curentul de dezechilibru maxim determinat de suma fazorială a curenților de magnetizare ale celor trei transformatoare de măsură de curent montate pe fazele elementului protejat așa cum rezultă din figura 3.3.10.
Prin bobina releului de curent va circula suma fazorială a curenților secundari:
(3.3.32)
Altă posibilitate de a obține informația legată de curentul homopolar, este printr-un transformator de curent pentru secvența homopolară (TSH), – numit filtru Ferranti.
Curentul total primar este suma vectorială curenților celor trei faze ale unui cablu trifazat trecut prin miezul M al transformatorului.
Figura 3.3.11. – Montajul cu TSH – filtru Ferranti
Altă posibilitate de a obține informația legată de curentul homopolar, este printr-un transformator de curent pentru secvența homopolară (TSH), – numit filtru Ferranti – curentul total primar fiind suma curenților celor trei faze ale unui cablu trifazat trecut prin miezul M al transformatorului.
Filtrul Ferranti are avantaje notabile față de filtru Holmgreen. Constructiv este realizat din două semitoruri, oferind posibilitatea de a se pune pe cabluri deja montate, sau dintr-o singură bucată. Poate cuprinde un număr mare de cabluri în interiorul miezului, fără înrăutățirea sensibilității protecției, contribuind astfel la simplificarea protecției. Filtrul Ferranti nu reclamă pretenții ridicate față de precizia execuției.
Ca dezavantaj se menționează puterea mică ce poate fi preluată din secundar, fără alterarea caracteristicilor și fără mărirea erorii de unghi.
Filtru pentru componenta homopolară a tensiunii de fază se obține prin însumarea vectorială a celor trei tensiuni de fază din secundarul transformatoarelor de măsură de tensiune printr-o înfășurare în triunghi deschis.
Pentru stabilirea valorii tensiunii de pornire a protecțiilor de tensiune homopolară conform figurii 3.3.12 trebuie adoptate condițiile:
(3.3.33)
care conduc la relațiile:
(3.3.34)
unde: .
Fig. 3.3.12. Filtru pentru componenta homopolară a tensiunii de fază
Releele maximale de tensiune se pot realiza pe aceleași principii ca și cele maximale de curent. Pentru releele maximale de tensiune electromagnetice, coeficientul de revenire are valoarea medie , iar pentru cele electronice .
Relațiile de calcul sunt:
sau (3.3.35) (3.3.36)
unde: .
Protecția de curent de secvență inversă este constituită din trei transformatoare de măsură de curent identice, filtrul de curent de secvență inversă și releul de curent, așa cum se prezintă în figura 3.3.13.
Fig. 3.3.13. Protecția maximală de curent de secvență inversă.
Curentul de pornire al protecției menționate trebuie să îndeplinească condiția:
(3.3.37)
De menționat că protecțiile de curent prezentate nu sunt selective conform principiului de funcționare, aceasta se asigură în cazul unor configurații radiale prin temporizări eșalonate în trepte de timp, iar în cele cu alimentare bilaterală prin temporizări și direcționări corespunzătoare.
3.4. PROTECȚIA MAXIMALĂ DE CURENT DIRECTIONALĂ (ANSI 67)
Într-o rețea alimentată la două capete, pentru realizarea selectivității protecției este necesară introducerea unui nou criteriu pe baza căruia să se producă declanșarea, în afara criteriului temporizării. Acest criteriu este sensul în care circulă curentul (puterea) spre locul de defect, obținându-se o protecție maximală de curent direcțională temporizată (sau fără temporizare), care acționează atunci când apare o modificare importantă a defazajului între tensiunea U și curentul I din circuitul protejat, la unul din capetele liniei defecte.
Protectiile direcționale sunt mai selective și se realizează cu relee direcționale, care acționează în funcție de sensul de circulație a puterilor în circuit, și fac parte din categoria protecțiilor complexe.
Fig. 3.4.1. Coordonarea reglajelor de timp al protecției maximale
de curent direcționată într-o rețea cu dublă alimentare.
Coordonarea reglajelor cu timpi crescători spre sursă impune o selectare a sensului de scurgere a energiei spre locul de defect, realizată de regulă cu elemente direcționale care sesizează sensul de scurgere al curentului de scurtcircuit. Cu reglajele de timp ale protecțiilor maximale de curent independente ca în figura 3.4.1., la un defect pe linia A-B, vor acționa protectia din A direcția B la t = 1s si protectia din B direcția A, la t = 0,5 s. Protectia din B direcția C nu va acționa deși are aceeași temporizare, deoarece sensul de curgere al curentului de defect IK este de la C spre B, în direcție opusă pentru elementul direcțional.
Protecția direcțională se utilizează în combinație cu alte protecții de curent sau de impedanță, pentru localizarea defectului pe liniile cu alimentare la două capete.
3.4.1. Protecția direcțională. Principiu de funcționare
Pentru a evidenția principiul protecției direcționale se consideră figura 3.4.2. care are în structura sa două linii, alimentate de sursele (centralele) G1 , G2.
Fig. 3.4.2. Schema electrică de principiu și diagramele fazoriale a protecției direcționale: a) – schema
electrică a liniei cu dublă alimentare; b) – regimul normal de funcționare; c) – regimul de defect în punctul K1.
Se consideră defazajul φ al curentului față de tensiune, ce corespunde sensului convențional al curentului de la bară spre linie, în timp ce defazajul φ + π corespunde sensului convențional al curentului de la linie spre bară. În figura 3.4.2.b) sunt reprezentate diagramele fazoriale pentru curentul și tensiunea pe o fază corespunzătoare regimului normal de funcționare, iar pentru regimul de scurtcircuit în punctul K1 îi corespunde figura 3.4.2.c).
Din analiza diagramelor fazoriale corespunzătoare celor două situații rezultă că:
în regimul normal de funcționare, pentru fiecare linie curentul de la o extremitate circulă de la bară spre linie cu defazajul φ, iar curentul de la cealaltă extremitate circulă de la linie spre bară cu defazajul φ+ π ;
în cazul scurtcircuitului în punctul K1 pe linia L1 , figura 3.4.2 c) , curenții și circulă de la bară spre linie , cu defazajul φK , curenții de la linie spre bară cu defazajul φK+ π , iar de la bară spre linie , defazaj φK .
Se constată că sensul circulației curentului prin linia L1 este schimbat.
Prin controlul sensurilor de circulație ale curenților și sau al defazajelor lor față de tensiunea , respectiv , defectul din K1 poate fi localizat, utilizându-se relee direcționale.
Aceste relee numite și relee direcționale de putere, (de sens al circulației puterii), se conectează în circuit ca în figura 3.4.3.a), ce corespunde cazului particular al releului de putere activă cu și .
Releele direcționale în construcția clasică pot fi electromecanice (de inducție) sau statice (electronice). Un releu direcțional de inducție conține în principal un circuit magnetic cu două bobine, de curent și tensiune și un rotor din aluminiu în care apare un cuplu de acționare de forma:
(3.4.1)
Fig. 3.4.3. Releu direcțional: a) – schema de conectare; b) – caracteristica releului direcțional.
Cea mai utilizată schemă de conectare a releelor direcționale de putere este schema "de 90º". În cazul funcționarii rețelei cu un factor de putere , defazajele dintre curenți și tensiunile aplicate sunt de 90º. Schema acționează corect în cazul scurtcircuitelor monofazate și bifazate, însă sunt insensibile în cazul scurtcircuitelor trifazate.
Existenta zonei moarte, ("zona moartă" – o zona pentru care, la scurtcircuit, releele nu acționează, sunt insensibile) se datorează faptului că tensiunile aplicate releelor de putere tind către zero atunci când punctul de scurtcircuit trifazat se apropie de locul de instalare al transformatoarelor de măsură.
Unghiul α numit și unghi interior al releului direcțional, diferă după tipurile constructive ale releelor și el se alege funcție de destinația acestora. Cele mai răspândite relee întâlnite în exploatare au prin construcție mai multe valori pentru unghiul α , alegerea se face de regulă funcție de locul și defectul care să-l identifice.
Pentru α = 0 , condiția de acționare a releului devine:
(3.4.2)
iar pentru
(3.4.3)
Spre deosebire de releele maximale la care pentru a se produce acționarea curentul prin instalația protejată trebuie să depășească valoarea reglată, la releele direcționale acționarea depinde de trei parametri:
curentul Ir prin înfășurarea de curent al releului,
tensiunea Ur aplicată la bornele de tensiune a releului
unghiul dintre aceste două mărimi.
Orientarea corectă a releului direcțional în sensul închiderii contactului este cu atât mai sigură, cu cât valoarea cuplului este mai mare. La apariția unui scurtcircuit, tensiunea scade și implicit scade cuplul, fiind cu atât mai mic cu cât este mai mare, având valoarea maximă pentru respectiv (3.4.4)
Unghiul pentru care cuplul releului direcțional este maximum, pentru un curent și o tensiune dată se numește unghiul de sensibilitate maximă a releului.
În figura 3.4.4. sunt prezentate câteva caracteristici ale releelor direcționale.
Fig. 3.4.4.. Caracteristici ale releelor direcționale: a) – generale; b) – de putere activă; c) – de putere reactivă.
Pentru α = 0 , releul este de putere activă , iar pentru α = π/2 este de putere reactivă. Dacă releul direcțional funcționează la unghiul sensibilității maxime, direcția curentului se suprapune cu normala la caracteristica de acționare, figura 3.4.4. a, b și c.
Din punct de vedere practic, un asemenea releu nu acționează pentru , ci pentru un cuplul rezistent minim , corespunzător unei tensiuni Ur de valoare minimă aplicate la bornele de tensiune ale releului:
(3.4.5)
Fig. 3.4.5. Caracteristica de putere minimă a releului direcțional de inducție.
Dependența , reprezentată în figura 3.4.5, evidențiază posibilitatea ca releul să nu acționeze corect, chiar dacă defazajul φr corespunde sensibilității maxime și aceasta dacă perechea Ur , Ir corespunde unui punct situat sub această caracteristică.
Această posibilitate este întâlnită la defecte apropiate de locul de montare al protecției, când tensiunea Ur este foarte redusă și determină zona moartă de tensiunea releului direcțional. În cazul când φr+ α ≠ 0 , releul nu funcționează la sensibilitate maximă, atunci:
(3.4.6)
iar dependenta , reprezentată cu linie întreruptă, figura 3.4.5., evidențiază prin deplasarea în sus, creșterea zonei moarte de tensiune a releului.
În concluzie rezultă necesitatea utilizării releelor direcționale la unghiul sensibilității maxime, deoarece în aceste condiții , zona moartă de tensiune este minimă
Viteza de acționare a releului depinde de valoarea tensiunii. Deoarece viteza de acționare trebuie să fie mare la apariția scurtcircuitului și mai mică la dispariția lui, este necesar ca bobina de tensiune a releului să fie alimentată la apariția scurtcircuitului cu tensiunea normală dinainte de scurtcircuit, iar la dispariția scurtcircuitului cu tensiunea mică din timpul scurtcircuitului. Acest efect de inerție, sau “de memorizare”, se realizează completând bobina de tensiune L a releului, (fig.3.4.6.) cu capacitatea C în rezonanță cu bobina L a releului, la frecvența de 50 Hz și slăbind mult legătura sistemului rezonant cu tensiunea exterioară Ur cu ajutorul unei rezistențe mari R.
Fig.3.4.6. Circuit de întârziere pentru bobina de tensiune a releelor direcționale
În regim staționar, prin R trece numai un curent foarte mic, din cauza rezonanței, iar tensiunea . La scăderea bruscă sau la anularea tensiunii Ur, tensiunea U se menține până este disipată energia înmagazinată în circuitul oscilant L-C, rezultând scăderea lentă a tensiunii U și a stării de magnetizare, amortizate prin oscilații periodice, având frecvența proprie a curentului oscilant de 50 Hz.
3.4.2. Scheme principiale de funcționare a protecției direcționale.
Într-o rețea alimentată la două capete, pentru realizarea selectivității protecției este necesară introducerea unui nou criteriu pe baza căruia să se producă declanșarea, în afara criteriului temporizării; acest criteriu este sensul în care circulă curentul (puterea) spre defect, realizându-se o protecție maximală de curent direcțională temporizată.
O astfel de protecție se realizează cu relee direcționale care acționează cu temporizarea reglată numai dacă curentul depășește o anumită valoare reglată și dacă puterea circulă într-un anumit sens admis, de regulă cel care corespunde circulației puterii de la bare spre linie este considerat sens pozitiv (de acționare al releului). Schema principială monofilară a protecției maximale de curent direcțională temporizată este dată în figura 3.4.7.
Fig.3.4.7. Schema principială monofilară a unei protecții maximale de curent direcționale.
După cum se observă din figură, pentru ca releul de timp 3 să fie excitat și să comande, după timpul reglat, declanșarea întrerupătorului I, este necesar ca atât curentul să depășească valoarea reglată prin releul de curent 1 (elementul de pornire al schemei), cât și ca sensul de scurgere a puterii spre scurtcircuit să fie de la bară spre linie și deci releul direcțional 2 (element de selecție) să-și închidă contactele.
Față de releul direcțional se impun următoarele condiții:
releul direcțional trebuie să acționeze rapid la apariția scurtcircuitului (mai rapid decât releul maximal de curent);
releul direcțional trebuie să revină lent la dispariția scurtcircuitului (mai lent decât releul de curent).
Dacă aceste condiții nu sunt îndeplinite, pot surveni deconectări neselective din cauza unor sarcini mari, care circulă în mod normal pe o linie radială de exemplu, conectată în apropierea locului de defect.
În unele rețele, datorită sarcinilor importante și lungimii mari a liniilor, este posibil să nu se obțină sensibilitatea necesară. În asemenea cazuri, pentru îmbunătățirea sensibilității se poate prevedea blocajul de tensiune minimă, schema principială monofilară a protecției maximale de curent direcțională temporizată, prevăzută cu blocaj de tensiune minimă este redată în figura 3.4.8.
Fig. 3.4.8. Schemă principială monofilară a protecției maximale de curent
direcțională temporizată, cu blocaj de tensiune minimă
Blocajul de tensiune minimă permite acționarea numai la defecte și blochează protecția în regim de sarcină maximă, reglajul făcându-se cu relațiile:
(3.4.7);
(3.4.8);
unde:
InL – este curentul nominal al liniei protejate,
– tensiunea de regim minim, se adoptă valoarea: , unde este tensiunea nominală a liniei;
coeficienții au următoarele valori: .
3.4.3. Protecția de putere homopolară
Protecția de putere homopolară se folosește în rețelele alimentate de la două capete, fiind prevăzută pentru a sesiza selectiv defectele însoțite de punere la pământ. Se realizează mai des în varianta protecției maximală de curent homopolar direcționată temporizată, reprezentată figura 3.4.9., sau sub forma unei secționări de curent homopolar direcțională.
Fig.3.4.9. Schema principială a protecției maximale de curent homopolar direcțională temporizată
Sensul curentului care acționează asupra echipajului mobil al releului direcțional este, ca la orice releu direcțional, funcție de unghiul dintre vectorii tensiunii și curentului care i se aplică. Protecția homopolară direcțională are avantajul că nu are zone moarte, datorită faptului că tensiunea homopolară este cu atât mai mare, cu cât defectul este mai apropiat, deci invers decât în cazul defectelor între faze, când tensiunea scade cu apropierea față de defect.
Sensibilitatea releului direcțional homopolar se verifică cu relația:
(3.4.9)
unde:
Uh, Ih – sunt valorile componentelor de secvență homopolară, ale tensiunii respectiv curentului, în locul de instalare al protecției la un defect monofazat în limitele zonei considerate, apărut într-un regim care conduce la valoarea minimă Ih;
Spr – este valoarea puterii de pornire a releului;
ki și ku – sunt rapoartele de transformare ale transformatoarelor de curent și de tensiune care compun filtrele de curent și de tensiune de secvență homopolară de la care se alimentează bobinele releului.
Pentru defecte pe linia protejată se prevede: , iar pentru defecte pe elementul vecin: .
Avantajele protecțiile maximale de curent homopolar direcționale sunt simplitatea, selectivitatea, sensibilitatea și absența zonelor moarte, motive pentru care sunt foarte răspândite ca protecții de bază sau de rezervă în rețelele cu valori mari ale curenților de punere la pământ care au mai multe o surse de alimentare.
Dezavantajul protecției constă în temporizarea relativ mare dacă linia are multe tronsoane. În comparație cu protecția maximală direcțională prevăzută pentru sesizarea scurtcircuitelor polifazate, protecția direcțională homopolară are temporizări în general mai reduse, deoarece pentru stabilirea lor nu trebuie ținut seama de timpii de acționare ai protecțiilor din rețeaua de alimentare.
3.5. PROTECȚIA DIFERENȚIALĂ (ANSI 87)
3.5.1. Protecția diferențială – principiul de funcționare.
Funcționare protecției diferențiale se bazează pe compararea mărimilor electrice de același tip din punct de vedere al amplitudinilor și defazajelor de la extremitățile elementului protejat sau în circuite identice conectate în paralel.
În acest scop, la extremitățile elementului protejat, se montează transformatoare de măsură de curent, pe două sau trei faze cât mai apropiate de întrerupătoarele elementului protejat. Transformatoare de curent de măsură se aleg și se conectează astfel încât în regimul normal sau de scurtcircuit exterior, curenții secundari ale transformatoarelor de măsură de curent să fie egale și în fază.
Schema de principiu al protecției diferențiale este dată în figura 3.5.1.
Fig. 3.5.1. Principiul protecției diferențiale: a) – cu sarcină normală
sau defect extern zonei protejate; b) – defect în interiorul zonei protejate
Se definesc următoarele mărimi:
– curentul diferențial sau de acționare în lipsa frânării, reprezintă curentul de frecvență fundamentală care produce efectul de declanșare al releului;
– curentul de stabilizare sau de frânare, reprezintă curentul de frecvență fundamentală care opune efectului de declanșare al releului.
Plecând de la principiul protecției diferențiale ilustrat în figura 3.5.1., există trei situații de funcționare a protecției diferențiale:
Defect extern sau curent de sarcină.
În această situație sensul curenților primari este reprezentat în figura 3.5.1.a, și au același sens prin transformatoarele de curent, prin urmare se pot scrie următoarele relații:
I1 = – I2 respectiv │I2│=│I1│ (3.5.1)
Rezultă că: valoarea curentului diferențial este:
(3.5.2)
respectiv a curentului de stabilizare (de frânare) este:
(3.5.3)
În concluzie nu se produce declanșare deoarece curentul diferențial este nul, iar cel de stabilizare este dublul curentului secundar.
Defect în interiorul zonei protejate
În această situație sensul curenților primari este reprezentat în figura 3.5.1.b, și au sens schimbat prin transformatoarele de curent, pot fi întâlnite două situații:
Scurtcircuit în zona protejată cu I2 ≠ 0, alimentată cu doi curenți din ambele părți.
Aplicând principiul protecției diferențiale, pentru rezultă că:
valoarea curentului diferențial este:
(3.5.4)
curentului de stabilizare (de frânare) este:
(3.5.5)
Curentul diferențial care produce declanșarea (Idiff) și curentul de stabilizare (Istab) sunt diferiți de zero și de același sens, prin urmare protecția diferențială trebuie să acționeze.
Scurtcircuit in zona protejată cu I2 = 0, alimentată dintr-o singură sursă.
Aplicând principiul protecției diferențiale, pentru I2 = 0 și I1 ≠ 0 rezultă că:
(3.5.6)
Curentul diferențial de declanșare (Idiff) si curentul de stabilizare (Istab) sunt egali și corespund defectului alimentat dintr-o singura parte. Acest rezultat arată că defectele interne, în condiții ideale, au , în consecință, caracteristica defectelor interioare zonei este o linie dreaptă, cu o pantă ascendentă de 45⁰ .
Dacă cele două mărimi determină un punct în suprafața de declanșare, funcția diferențială emite un impuls de declanșare.
Modul de aplicare a principiului diferențial determină două tipuri de protecții diferențiale:
protecție diferențială longitudinală când se compară mărimile de la intrare și ieșire din elementul protejat;
protecție diferențială transversală când se compară mărimi identice ce funcționează în paralel.
În cazul protecției diferențiale longitudinală, în regim normal de funcționare sau la scurtcircuit exterior, curenții de la intrarea și ieșirea din elementul protejat sunt egali și în fază, cu excepția transformatoarelor, pentru care această protecție are anumite particularități. Sensul curenților prin elementul protejat sunt prezentate în figura 3.5.1.a.
În cazul defectului, figura 3.5.1.b, valorile curenților se schimbă, iar faza curentului de la extremitatea B se modifică cu aproximativ 180°, respectiv:
(3.5.7)
Comparând valorile și defazajele curenților sau sensurile de circulație ale acestora, cu scheme adecvate, se poate stabili apariția unui defect cât și localizarea lui.
3.5.2. Protecția diferențială longitudinală.
Protecția diferențială longitudinală este destinată protejării unui element de rețea împotriva defectelor interne care trebuie eliminate într-un timp foarte scurt.
Se folosește împotriva scurtcircuitelor polifazate pentru elemente de rețea cu întindere teritorială redusă, datorită necesității unor conductoare de legătură între extremități. Elementele de rețea protejate pot fi generatoare electrice, motoare electrice de puteri mari, transformatoare de putere, sisteme de bare colectoare și liniile electrice de lungimi reduse.
Acest tip de protecție se realizează în două variante și anume:
protecția diferențială longitudinală cu circulația curenților;
protecția diferențială longitudinală cu echilibrarea tensiunilor.
Ambele scheme funcționează pe principiul comparării în modul și fază a curenților de la începutul și sfârșitul elementului protejat, la extremitățile care delimitează zona protejată. În acest scop, la extremitățile elementului protejat, se montează transformatoare de măsură de curent, pe două sau trei faze cât mai apropiate de întrerupătoarele elementului protejat. Transformatoare de curent de măsură se aleg și se conectează astfel încât în regimul normal sau de scurtcircuit exterior, curenții secundari ale transformatoarelor de măsură de curent să fie egali și în fază.
Dacă în regimul normal de funcționare curenții primari sunt egali
, (3.5.8)
iar transformatoarele de măsură de curent TCA, TCB au caracteristici de magnetizare identice, (teoretic, în practică sunt rare două transformatoare de curent cu caracteristici identice), curenții secundari sunt egali și în fază.
Fig. 3.5.2. Protecția diferențială longitudinală cu circulația curenților. E:P – elementul protejat
(3.5.9)
iar prin releu va circula curentul
(3.5.10
Dacă pentru regimul normal de funcționare și defecte exterioare, curenții primari nu sunt egali și în fază, pentru a asigura egalitatea curenților secundari în modul și fază se aleg în mod corespunzător rapoartele de transformare ale transformatoarelor de măsură de curent, ale montajului diferențial precum și modul de conectare al înfășurărilor secundare ale acestora.
La defecte în zona protejată, punctul K2, valorile curenților primari de la extremitățile elementului protejat nu mai sunt aceleași, sunt diferiți ca modul și fază, iar sensul curentului de la extremitatea B se inversează.
(3.5.11)
Curentul prin releu are valoarea:
(3.5.12)
și are o valoare ridicată întrucât și sunt în opoziție de fază , iar diferența lor din (3.5.12) devine egală cu suma curenților secundari:
(3.5.13)
unde:
este curentul de scurtcircuit primar total raportat la secundar;
– sunt rapoartele de transformare ale transformatoarelor de curent de măsură din extremitatea A, respectiv extremitatea B;
– sunt curenții primari la un scurtcircuit în punctul K2 furnizați de către sursele A respectiv B;
– sunt curenții secundari furnizați de către transformatoarele TCA respectiv TCB la un scurtcircuit în punctul K2;
În cazul când elementul protejat este alimentat numai din sursa A,
, și (3.5.14)
În condițiile reale, transformatoarele de măsură de curent TCA, TCB, funcționează cu erori ceea ce face ca în regim normal și la defecte exterioare,
(3.5.15)
Conform principiului protecției diferențiale avem:
(3.5.16)
iar prin releul de curent circulă curentul de dezechilibru raportat la secundar,
(3.5.17)
de care trebuie să se țină seama în alegerea curentului de pornire al releului și al protecției , respectiv:
(3.5.18)
Curenții de dezechilibru Idez sunt cu atât mai mari, cu cât curentul primar este un multiplu mai mare al curentului nominal. și ating valori foarte mari în primele perioade ale scurtcircuitelor exterioare, ca urmare a saturării TC, produsă de existența în curentul de scurtcircuit a unei componente aperiodice și de magnetizare remanentă a fierului din circuitele magnetice. Condiția fundamentală pentru alegerea curentului de pornire a releului este desensibilizarea protecției față de valorile maxime teoretice (de calcul ) ale curenților de dezechilibru în cazul scurtcircuitelor exterioare:
(3.5.19)
în care .
Sensibilitatea protecției diferențiale se caracterizează prin coeficientul:
(3.5.20)
unde: reprezintă curentul de pornire al protecției.
Ținând cont de faptul că valoarea curentului de pornire a protecției Ipp poate fi mai mică decât curentul nominal In al elementului protejat, rezultă că:
(3.5.21)
În concluzie protecțiile diferențiale sunt absolut selective.
Dacă se desensibilizează față de valoarea tranzitorie a lui , devine uneori insuficient. Pentru mărirea sensibilități se folosesc următoarele metode:
conectarea înfășurărilor releului prin TC intermediare saturate, numite transformatoare cu saturație rapidă (T.S.R.).
folosirea unor relee speciale, cu acțiune de reținere (cu bobine de frânare).
Uneori pentru o sensibilitate ridicată se pot combina metodele de mai sus.
3.5.3. Transformatoarele cu saturație rapidă (T.S.R.)
Transformatoarele cu saturație rapidă (T.S.R.), sunt transformatoare monofazate, cu ciclu de histerezis dreptunghiular, alese astfel, încât să transforme imperfect componenta aperiodică a curentului de dezechilibru al protecției, care circulă prin înfășurarea primară a transformatorului T.S.R. (redată în figura 3.5.3.a).
Pentru a se analiza funcționarea transformatoarelor cu saturație rapidă, se consideră următoarele două cazuri:
când prin înfășurarea lor primară trece un curent aperiodic amortizat , sau
când trece un curent sinusoidal
1) În cazul trecerii lui curent aperiodic amortizat (fig.3.5.3.b), variației acestui curent în intervalul de timp îi corespunde pe ciclul histerezis , o foarte mică variație a fluxului , ceea ce are ca rezultat o tensiune electromotoare indusă (t.e.m.) în înfășurarea secundară:
(3.5.22)
și un curent corespunzător , de valori foarte mici.
2). În cazul unui curent primar sinusoidal, , variația mare a acestui curent, în același interval de timp , îi corespunde o variație mare a fluxului care induce o tensiune electromotoare:
(3.5.23)
și curentul cu valori considerabil mai mari.
Fig. 3.5.3. Caracteristici de funcționare a TSR; a – ciclul histerezis al TSR; b – variația în timp a
curentului prin primarul TSR; c – variația în timp a curentului de dezechilibru; d – schema de principiu a TSR
În cazul scurtcircuitelor exterioare, apare un curent de dezechilibru ,
(fig. 3.5.3.c.), a cărui valoare este mai mare în primele perioade ale scurtcircuitului, din cauza componentei aperiodice a curentului de scurtcircuit primar.
Acest curent trece prin înfășurarea primară a TSR și determină în secundarul acestuia un curent foarte mic, inferior curentului de acționare al releelor. După anularea componentei aperiodice, care durează câteva perioade, prin înfășurarea primară a TSR trece numai componenta periodică a curentului de scurtcircuit secundar, care este transformată de TSR în mod corespunzător rezultând t.e.m. și curentul . Dacă scurtcircuitul este interiorul zonei protejate, prin releu trece curentul de circulație , care determină pornirea releului, iar dacă scurtcircuitul este exterior, prin releu trece curentul de dezechilibru permanent , față de care releul este desensibilizat prin reglaj.
Pentru calculul curentului de pornire a protecției se pune condiția ca eroarea compusă a transformatoarelor de curent să fie și este dat de relația
(3.5.24)
unde:
– este coeficientul de siguranța al schemei;
– eroarea compusă a transformatoarelor de curent în condiții de funcționare la scurtcircuite exterioare;
– coeficient de transformare a componentei aperiodice în cazul folosirii TSR si în lipsa TSR.;
– este coeficientul de identitate, care ține seama de identitatea între TC în aceleași condiții de încărcare ;
– este valoarea efectivă maximă a componentei aperiodice a curentului de scurtcircuit exterior.
3.5.4. Protectia diferențială transversală
În cazul a două linii paralele care leagă între ele două stații (constituind o ,,linie dublă" sau ,,linie cu dublu circuit") protecția maximală direcțională nu mai poate acționa selectiv. Aceasta se observa ușor din figura 3.5.4., în care este reprezentată o porțiune de rețea constituită dintr-o linie dublu circuit, având surse la ambele capete.
Fig. 3.5.4. – Linie dublu circuit
Când circuitele acestei linii sunt echipate la fiecare capăt cu câte o protecție maximală direcțională în două trepte, există pericolul ca un defect apărut, de exemplu, pe circuitul I, în apropiere de mijlocul liniei, să nu fie sesizat de protecțiile rapide și la ambele capete, sau numai la un singur capăt, să acționeze protecțiile temporizate, care nu pot avea timpi diferiți de acționare și astfel, pentru un defect pe o linie, să fie deconectate ambele linii.
Pentru liniile cu dublu circuit se folosește aproape întotdeauna o protecție specială, realizată cu relee direcționale într-un montaj deosebit, care asigură deconectarea rapidă și selectivă a circuitului defect.
Aceasta este protecția diferențială transversală direcțională, (numită și protectie în octavă), a cărei schemă de principiu (pe o fază) este reprezentată în figura 3.5.5.
Figura 3.5.5. Principiul protecției diferențiale transversale
Protecția este comună pentru ambele linii în fiecare stație, și se compune în esența, pe fiecare fază dintr-un element de pornire, realizat printr-un releu maximal I și un element de selecție, realizat printr-un releu direcțional. Releul maximal și bobina de curent a releului direcțional sunt parcurse de diferența curenților de pe cele două linii, adică de curentul . La apariția unui defect pe una dintre linii, curentul I1 va fi diferit de curentul I2, curentul mai mare fiind cel de pe linia avariată.
Diferența va fi numai între valorile curenților I1 și I2, defazajul celor doi curenți față de tensiunea care îi determină este același. Această diferență determină închiderea unuia dintre contactele releului direcțional, după cum I1 > I2 sau I2 > I1, adică după cum este situat defectul, pe o linie sau pe alta, iar acționarea este selectivă.
Protecția diferențială transversală direcțională este selectivă și rapidă, nefiind necesară nici o eșalonare în trepte de timp, dar nu asigura deconectarea rapidă a defectelor de pe întreaga lungime a liniilor. Există porțiuni mici ale liniilor în apropierea stațiilor, care nu sunt protejate direct de protecția diferențială transversală. Pe aceste porțiuni de linie defectele nu sunt izolate rapid la ambele capete, declanșarea rapidă se produce numai la un capăt, iar al doilea capăt este declanșat după ce s-a produs declasarea primului capăt.
Aceste zone constituie zona de acționare în cascadă a protecției diferențiale transversale (notată lcasc în figura 3.5.5.), și este situată pentru fiecare protecție diferențială la capătul opus celui în care este instalată protectia.
În cazul unui defect pe una dintre linii în apropierea stației (stația A de exemplu), curenții I1 și I2 sunt aproape egali si diferența i1 – i2 este aproape nulă și nu poate determina pornirea protecției.
Cu cat valoarea curentului de pornire al protecției Ipp este mai mare, cu atât distanța față de stația A, la care trebuie să se producă un defect pe linie pentru ca diferența dintre cei doi curenți de scurtcircuit să determine pornirea protecției, este mai mare. Pentru o anumită lungime a zonei măsurată începând din stația A pe fiecare linie, notată cu lcasc , protecția din stația B nu pornește. În stația A unde curenții evident sunt foarte diferiți (dacă în A nu exista surse ei sunt chiar de sensuri contrare și ), acționarea se produce corect.
Presupunând ca defectul se produce pe linia 1, se observă că după declanșarea întrerupătorului IlA curentul de scurtcircuit circula dinspre B numai pe linia 1 și diferența acționează si protectia din B. În mod similar protectia din A are o zonă, situată în apropierea stației B, în care ea nu pornește decât după ce s-a produs declanșarea din B ; această zonă pe care o notăm cu Zcasc, depinde de valoarea curentului de pornire al protecției din A.
Calculul curenților de pornire al releelor de protecție este similar cu al protecției diferențiale longitudinale.
3.5.5. Caracteristica de declanșare a protecției diferențiale
În figura 3.5.6. se prezintă caracteristica completă de declanșare a protecției diferențiale digitale. Segmentul (a) reprezintă pragul de sensibilitate al protecției diferențiale (setarea I – DIFF> pentru protecțiile digitale) în lipsa curentului de frânare/stabilitate și consideră constanți curenții de defect, de exemplu, curenții de magnetizare.
Figura 3.5.6. Caracteristica de declanșare a protecției diferențiale
Segmentul (b) ia în considerare erorile de curent care pot rezulta din erorile de măsură ale transformatoarelor de curent de măsură, intrările acestora în echipament, sau din abaterile de la valorile nominale ale curentului datorate reglajului de tensiune (cauzate de poziția comutatorului cu prize de reglaj de tensiune la transformatoare cu reglaj sub sarcină).
În domeniul curenților de valori mari care pot provoca saturarea transformatorului de curent, în segmentul (c) apare o frânare/stabilizare puternică.
Curenții diferențiali peste nivelul (d) determină o declanșare imediată fără a mai lua în considerare blocarea armonicelor și a mărimilor de acționare (setarea I – DIFF>>). Aceasta este aria de “Declanșare instabilă rapidă ”.pentru valori mari ale curenților de defect mari.
Aria de “stabilizare adăugată” [Add-on stabilization] este aria de lucru a indicatorului de saturație. Mărimile Idiff și Istab sunt comparate de către protecția diferențială cu caracteristicile de lucru iar dacă rezultatul comparării se află undeva în aria de declanșare se emite semnalul de declanșare.
3.6. PROTECȚIA DE DISTANȚĂ
3.6.1. Principiile protecțiilor de distanță
Impedanța liniilor electrice este proporționala cu lungimea acestora și în consecința este natural a se utiliza pentru protecția acestora un releu capabil de a măsura impedanța până la un punct predeterminat. Un astfel de echipament de protecție este releul de distanță proiectat pentru a acționa pentru totalitatea defectelor care apar între locul de montaj și un anumit punct definit prin reglajul impus. Protecțiile de distanță reprezintă la ora actuală cea mai răspândită protecție utilizată în special pentru liniile electrice aeriene de înaltă tensiune. Este utilizată mai rar și pentru alte echipamente energetice ca transformatoare, generatoare, sau protecția capetelor scurte ale liniilor din rețele poligonale, rămase sub tensiune după deconectarea liniei.
Principiul de bază al protecțiilor de distanță (PD) este fundamentat pe compararea intensității curentului și a tensiunii de la locul de montaj al protecției PD “văzute” de releu. Din compararea celor două mărimi se poate stabili dacă impedanța până la locul de defect este mai mare sau mai mică decât valoarea impedanței reglate. Un exemplu tipic pentru o astfel de balanță electrică se prezintă în fig. 3.6.1.
Fig. 3.6.1. Schema de principiu pentru balanță electrică
Tensiunea și curentul care alimentează balanța, preluate din secundarele transformatoarelor de măsură de tensiune (TT) și respectiv de curent (TC) sunt redresate prin intermediul punților redresoare D1 și D2. Curenții Ir, respectiv Iu, proporționali cu valorile curentului și respectiv tensiunii, se aplică unui releu polarizat de măsură Z.
Releul polarizat este astfel conectat încât acționează atunci când , permițând declanșarea. Ținând seama că iar , se deduce imediat condiția de acționare la declanșare de forma , unde Z este impedanța măsurată, iar K este valoarea impedanței reglate. Acest principiu este valabil atât pentru releele electromecanice cât și pentru releele numerice.
Protecțiile de distanță oferă o caracteristică de acționare în trepte.
Prima treapta de impedanță acoperă 80-85% din lungimea LEA, iar pentru impedanțe măsurate mai mari și temporizările sunt mai mari. Cu cât defectul se află mai aproape de locul de montare a protecției, temporizarea declanșării întrerupătoarelor care alimentează defectul este mai mică. Distanța până la locul de defect se determină măsurând impedanța (reactanța sau rezistența) dintre locul de montare a protecției și locul defect.
În funcție de mărimea sesizată se deosebesc protecții de distanță:
de impedanță, cu condiția de acționare: (3.6.1)
de reactanță, cu condiția de acționare: (3.6.2)
de rezistență, cu condiția de acționare: (3.6.3)
unde:
– s-au notat impedanța, reactanța respectiv rezistența măsurată de releu;
– impedanța, reactanța respectiv rezistența de pornire a releului și sunt valori constante impuse prin reglaj;
– reprezintă mărimile aduse la releu, iar este unghiul dintre și .
Din condițiile de acționare enumerate mai sus rezultă faptul că protecția de distanță este o protecție minimală, cea mai răspândită este protecția de distanță de impedanță. Protecțiile de distanță de reactanță se folosesc pe liniile cu probabilitate crescută a scurtcircuitelor prin arc electric, pentru că nu sesizează rezistența arcului electric la locul de scurtcircuit, dar sunt foarte sensibile la pendulări motiv pentru care sunt utilizate mai rar.
Protecțiile de distanță de rezistență se folosesc pentru protejarea cablurilor și a liniilor electrice aeriene compensate longitudinal și sunt foarte sensibile la rezistența arcului de la locul de scurtcircuit. Din motive de selectivitate protecția de distanță este prevăzută cu elemente direcționale și asigură cu temporizări relativ mici, deconectarea selectivă a liniilor defecte în rețele de orice fel de configurație, oricât de complexe, cu orice număr de surse de alimentare.
O bună protecție de distanță trebuie să fie satisfacă următoarele condiții:
să acționeze corect și rapid la regimuri diferite de funcționare a rețelei la defecte în orice loc de pe linia protejată, inclusiv defectele prin arc electric;
să rămână insensibilă la suprasarcini, la pendulări în sistem, și supratensiuni atmosferice sau de comutație;
zonele de acționare să fie astfel reglate încât să asigure o protecție de bază pe porțiuni cât mai mari, și o selectivitate completă față de protecția din aval;
să permită cuplarea sistemului de protecție la canalele de comunicație în sensul asigurării prelungirii zonei I-a rapide, pentru întreaga porțiune protejată;
posibilitatea integrării sistemului de protecție la sistemul de semnalizare de avarie și de prevenire acustic și optic, existent în stații.
verificare rapidă a sistemului de protecție iar în cazul defectării unor elemente să se permită o înlocuire simplă și rapidă;
funcționare corectă în condiții grele de mediu înconjurător: temperaturi, vibrații, etc.;
să aibă un consum și gabarit cât mai redus;
3.6.2. Protecția de impedanță
În cazul unui scurtcircuit trifazat metalic pe linie, valoarea impedanței măsurate prin raportul tensiune-curent este nulă la locul defectului și crește spre surse odată cu creșterea distanței electrice dintre punctul de măsură și locul defectului. Pe aceasta se bazează realizarea protecției de impedanță care se utilizează întotdeauna ca protecție de minimă impedanță. În figura 3.6.2.a. se prezintă schema de conectare a unui releu de impedanță, iar în figura 3.6.2.b., dependența Z = f(Ip). Curentului nominal In îi corespunde impedanța nominală, iar curentului de scurtcircuit minim Isc.min, cea mai mare impedanță corespunzătoare regimului de scurtcircuit.
Fig. 3.6.2. – a) – schema de conectare a unui releu de minimă impedanță;
b) – dependenta Z = f(Ip); c) – și caracteristica generală de acționare.
Protecția de impedanță, este o protecție complexă cu două mărimi de intrare , curentul și tensiunea, având ca particularitate faptul că impedanța măsurată este un parametru de circuit dependent în mod aleatoriu de distanța până la locul defectului cât și de valoarea rezistenței arcului electric. Din acest motiv , nu este suficientă impunerea unei condiții simple de acționare , cum ar fi Z<Zpp , unde Zpp este impedanța de pornire a protecției, ci a unei condiții mai riguroase care să țină cont de ponderea componentelor R , X sau Z , φ – modulul și argumentul impedanței. Acest lucru este posibil prin definirea unui domeniu D în planul complex al impedanțelor R – jX , în care este situat vectorul impedanței Z la defecte , domeniu stabilit într-un mod convenabil și delimitat printr-un contur C, figura 3.6.2.c.
Dacă releul de impedanță acționează, iar dacă releul nu acționează.
Conturul C se numește caracteristică de acționare a releului de impedanță. Primele relee de impedanță realizate (electromecanice) au fost de inducție sau de tip balanță electrică. Releul polarizat RP (detector de polaritate) sesizează dacă:
(3.6.4)
Fig. 3.6.3. Releu de impedanță de tip balanță electrică (a) și caracteristica sa de acționare (b).
Conform figurii 3.6.3.a. se poate scrie:
(3.6.5)
unde:
R – este rezistența de sarcină a transformatorului de măsură de curent TC;
Kr – coeficient de redresare;
reflectă poziția cursorului;
– este rezistența de intrare a releului polarizat RP.
Condiția (3.6.4) devine:
(3.6..6)
sau (3.6.7)
unde Zr este impedanța măsurată de releu , iar Zpr – impedanța de pornire a releului.
Releul de minimă impedanță acționează dacă:
(3.6.8)
Rezultă că, o problemă relativ complicată de calcul a unei impedanțe și de comparare a acestora cu o mărime de referință. Zpr – este rezolvată într-un mod foarte simplu, prin compararea a doi curenți.
Conform schemei din figura 3.6.3.a. se poate scrie:
(3.6.9)
și relația (3.6.8) devine:
(3.6.10)
unde și sunt rapoartele de transformare ale transformatoarelor de măsură curent TC, respectiv de tensiune TT.
Dacă se notează
și (3.6.11)
Condiția (3.6.8) de acționare a protecției devine:
(3.6.12)
unde Zp este impedanța primară a elementului protejat, iar Zpp impedanța de pornire a protecției. Din relația (3.6.11) rezultă relația dintre impedanța de pornire a protecției și impedanța de pornire a releului este stabilită prin raportul rapoartelor de transformare ale transformatorului de măsură de tensiune TT și a celui de curent TC.
Dacă se consideră că
(3.6.13)
condiția de acționare a protecției (3.6.12) ia forma:
(3.6.14)
adică domeniul interior al caracteristicii circulare cu centrul în origine, reprezentată în planul complex al impedanțelor R – jX , figura 3.6.3.b., unde r este raza cercului.
Se pot în concluzie stabili corelațiile:
Dacă , atunci , protecția acționează.
Dacă , atunci , protecția nu acționează.
Caracteristicile de acționare circulare cu centrul în origine sunt cele mai simplu de obținut, dar și cele mai puțin convenabile în raport cu cerințele protecțiilor de impedanță.
Datorită faptului că în cazul liniilor electrice , unde ZL este impedanța liniei, impedanța specifică unitară a liniei, iar L lungimea acesteia, protecția de impedanță utilizată la liniile electrice poartă denumirea de protecție de distanță.
3.6.3. Caracteristicile de acționare ale protecțiilor de distanță
Elementele protejate prevăzute cu protecții de distanță – rețele electrice, transformatoare și sisteme de bare – sunt caracterizate la rândul lor, printr-un loc geometric limită al vârfurilor vectorilor impedanță corespunzător defectelor dintr-o anumită zonă protejată. Între caracteristicile de acționare ale protecției și acest loc geometric, numit caracteristică ideală de acționare, trebuie să existe o anumită compatibilitate, în sensul acoperirii caracteristicii ideale, de către caracteristica de acționare reală, realizată de către protecție. Dacă nu este îndeplinită această condiție sunt posibile următoarele situații:
caracteristica ideală depășește caracteristica reală a protecției, înseamnă că nu toate defectele din zona protejată sunt sesizate, deci protecția nu are sensibilitatea necesară;
caracteristica reală a protecției depășește caracteristica ideală, atunci protecția sesizează și defectele exterioare zonei protejate, deci funcționarea ei nu are selectivitatea necesară.
Pentru a stabili forma unei caracteristici ideale de acționare considerăm linia electrică din figura 3.6.4.a. În cazul unui scurtcircuit metalic K, pe linia L între capetele A și B, vârful vectorului impedanță cu originea în punctul A, este situat într-un punct corespunzător locului defectului, pe segmentul AB , ca în figura 3.6.4 b.
Pentru un scurtcircuit metalic în punctul B, impedanța este , iar dacă acest scurtcircuit are loc prin arc electric, apare rezistența arcului electric RarcB.
Fazorul impedanței de scurtcircuit ZSCB (fig.3.6.4.) face cu axa R un unghi în funcție de tipul defectului.
Fig. 3.6.4 . Linie electrică (a) și patrulaterul său de defecte (b).
Dacă scurtcircuitul nu este scurtcircuit metalic direct, ci prin arc, rezultă că impedanța totală de scurtcircuit Ztot este suma fazorială dintre ZSC și rezistența arcului electric Rarc:
(3.6.15)
În mod analog , la un defect în punctul A avem:
(3.6.16)
Pentru defecte prin arc situate între punctele A și B , vectorii impedanță Ztot sunt situați pe segmentul MN , iar pentru defecte pe linie cu rezistența arcului inferioară valorilor maxime considerate în relațiile (3.6.15) și (3.6.16), vectorul impedanță este situat în interiorul patrulaterului ABMN (hașurat), numit patrulater de defecte, care ales în mod corect trebuie să se afle în interiorul caracteristicii de acționare a releului (figura 3.6.5.c.).
Caracteristica de acționare a protecției trebuie să țină seama de următoarele considerente:
comportarea la suprasarcini: în acest regim, vectorul impedanță la suprasarcină are o valoare mare și argumentul apropiat de zero, așa cum se observă din
figura 3.6.2.b., deci domeniul corespunzător impedanței Zsupr trebuie exclus din caracteristica de acționare.
comportarea la pendulații: în regimul de scurtcircuit pe linia AB, vectorul impedanță este situat în cadranul I al planului , iar în regim de pendulații, hodograful vectorului impedanță reprezentând locul geometric al vârfului acestuia, descrie curbe între cadranele II și IV de forma caracteristicii cu linie întreruptă. Pentru ca protecția de impedanță să fie supusă cât mai puțin pericolului acționării greșite la pendulații, lățimea caracteristicii de acționare intersectată de hodograf trebuie să fie cât mai redusă.
Hodograful este locul geometric reprezentat de totalitatea punctelor care într-un plan complex se reprezintă printr-un punct de abscisă R(ω1) și de ordonată X(ω1), calculate cu numărul complex , atunci când o frecvență fixată ω1 parcurge intervalul .
Caracteristicile de acționare circulare, practic sunt cele mai simple de obținut și singurele în cazul releelor de impedanță electromecanice, dar sunt și cele mai puțin adecvate în raport cu comportarea la defecte prin arc, la suprasarcini și la pendulații, fapt evidențiat în figura 3.6.5. a , b , c.
Fig. 3.6.5. Modalități de poziționare a caracteristicii de acționare circulare în raport cu patrulaterul de defecte.
Din figura 3.6.5 rezultă următoarele:
pentru poziționarea caracteristicii circulare, în raport cu patrulaterul de defecte, figura 3.6.5. a, zona BB’M poate conduce la funcționări neselective;
pentru poziționarea din figura 3.6.5.b, zona BMM’ constituie un domeniu în care protecția de impedanță nu are sensibilitatea necesară;
prin deplasarea caracteristicii circulare cu centrul pe axa reală, figura 3.6.5.c., au fost eliminate dezavantajele de mai sus, dar a fost mărită sensibilitatea protecției în regim
de suprasarcină, ceea ce constituie un dezavantaj.
Prin deplasarea caracteristicii circulare în cadranul I este posibilă o asemenea încadrare a patrulaterului de defecte, astfel încât să fie eliminate neajunsurile menționate.
Caracteristicile de acționare cu o formă apropiată de cea a patrulaterului de defecte sunt mai dificil de obținut în cadrul protecțiilor electromecanice. Protecțiile statice, analogice sau numerice, permit realizarea unei diversități de asemenea caracteristici.
În figura 3.6.6. a, b, și c sunt prezentate trei asemenea caracteristici, de tip intersecție de cercuri (a), elipsă (b) și poligonală (c), cu o bună acoperire a caracteristicii ideale.
Fig. 3.6.6. Caracteristici de acționare: a) – intersecția de cercuri ; b) – elipsă; c).- poligonală.
3.6.4. Comportarea protecției de distanță la suprasarcini
Pentru linii electrice lungi puternic încărcate și având , este posibil ca impedanța la suprasarcină (Zp – impedanța de pornire a releului) și releul de distanță ar acționa neselectiv.
Este necesar ca protecția de distanță să deosebească scurtcircuitele de suprasarcini măsurând nu numai modulul impedanței ci și argumentul acesteia .
În fig. 3.6.7. s-au reprezentat comportarea caracteristicilor de acționare la rezistența arcului electric și la suprasarcină, cele mai bune caracteristici sunt cele de tip eliptic (fig. 3.7.7.a.) și cele de admitanță mixta (MHO) – fig.3.6.7.b). Cea mai puțin indicată caracteristică din punct de vedere al impedanței de suprasarcină este cea a unui releu de reactanță (fig.3.6.7.c).
Fig.3.6.7. Comportarea caracteristicilor de acționare ale releelor de distanță la rezistența arcului electric si la suprasarcina: a) releu de distanță cu caracteristică eliptică deplasată; b) releu de admitanță mixtă (MHO);
c) releu de reactanță;
Comportări net superioare se obțin prin utilizarea caracteristicilor de acționare poligonale, cu laturi reglabile obținute cu relee digitale.
3.6.5. Comportarea protecției de distanță la pendulările de energie
Regimul de funcționare cu pendulații de putere reprezintă un regim anormal de funcționare al rețelelor electrice, caracterizat de:
variații ale circulației de putere ca urmare a alunecării relative a tensiunilor generatoarelor în diferite puncte din sistem;
variații ale impedanței măsurate de un releu de distanță (atât ca modul cât si ca faza);
sistemul de tensiuni și curenți rămâne simetric si echilibrat;
Ca rezultat al pendulațiilor de putere, impedanța măsurată de releul de distanță trece din zona normală de sarcină în zonele caracteristicilor de măsură ale releului. În cazul unor perturbații tranzitorii (care se amortizează) este important a se preveni eventuala acționare a releului de distanță prin așa numitul blocaj la pendulații.
Pendulațiile pornesc de regulă din zona de sarcină si pot fi privite ca un regim trifazat echilibrat. Acest regim de pendulații poate fi studiat prin luarea în considerare a rotației relative dintre cele două tensiuni ale generatoarelor echivalente (E1 și E2) de la capetele LEA.(fig. 3.6.8)
Fig.3.6.8.. Schema echivalentă pentru pendulările de energie: a) schema echivalentă; b) diagrama fazorială a tensiunilor electromotoare; b) diagrama fazorială a tensiunilor electromotoare; c) E1 considerată origine de fază.
Fig.3.6.9. Locul geometric al impedanței la pendulări
Posibilitatea acționărilor greșite la pendulările de energie este cu atât mai redusă cu cât unghiul θ la care impedanța măsurată ZN (corespunzător protecției de distanță din punctul N) intră în zona de acționare, este mai apropiat de 180⁰. Se convine ca valoarea limită a unghiului θ, la care protecția de distanță acționează, să se determine în acele puncte în care locul de potențial nul intersectează caracteristica de acționare. Din acest punct de vedere, cel mai slab se comportă caracteristica circulară cu centrul în origine, mai bine cea cu centrul deplasat (tip „MHO”) și mult mai bine cele eliptice sau poligonale.
Dacă se dorește ca releul „MHO” să fie mai puțin sensibil la impedanța de suprasarcină Zs și la rezistența arcului Rarc (fig. 3.6.7.b)), caracteristica circulară poate fi deplasată pentru a îngloba mai bine aria hașurată în figură; în acest caz, însă, se micșorează valoarea unghiului care determină comportarea la pendulările de energie și, astfel, devin necesare dispozitivele pentru blocarea protecției la pendulări.
Cele mai indicate pentru utilizare din punct de vedere al caracteristicilor sunt caracteristicile poligonale, și într-o oarecare măsură sunt acceptabile și caracteristica eliptică sau caracteristica de admitanță mixtă MHO. Caracteristicile poligonale sunt mai greu de obținut cu releele convenționale analogice, dar se obțin fără probleme cu relee de tip numeric.
3.6.6. Blocarea protecțiilor de distanță la situații speciale
Blocarea la pendulări – se bazează pe faptul că la pendulările de energie lipsesc componentele de secvență inversă și componentele de secvență homopolară de tensiune respectiv curent, care sunt prezente la toate tipurile de scurtcircuite. Astfel, se introduce controlul prezenței componentei de secvență inversă a tensiunii U2 și curentului I2, care se manifestă la scurtcircuite, chiar și la cele simetrice, în primele perioade, dar lipsește în cazul pendulărilor de energie electrică.
O schemă de principiu a unui astfel de blocaj este dată în fig.3.6.10.
Fig. 3.6.10. Schemă de blocare a protecției de distanță la pendulări
Releul polarizat RP este alimentat în paralel, o alimentare este de la filtrul de componentă de secvență homopolară a curentului FCSH prin intermediul transformatorului intermediar de curent (TIC) si al punții de redresare PR1, iar a doua alimentare de la filtrul de componentă de secvență inversă a tensiunii FTSI prin transformatorul de tensiune (TIT) și puntea de redresare PR2.
La scurtcircuite tensiunea și releul RP acționează, transmițând plusul curentului operativ la protecția de distanță; la pendulări si releul RP nu acționează, iar protecția de distanță este blocată. Alimentarea releului RP și de la FCSH mărește sensibilitatea blocajului în cazul scurtcircuitelor la pământ, când apare si componenta de secvență homopolară Ih.
Prin reglarea numărului de spire ale TIC și TIT se modifică sensibilitatea blocajului. Reglajul releului se alege astfel încât să excludă acționarea protecției sub influența componentei de secvență inversă datorită nesimetriei normale a rețelei și neidentității transformatoarelor folosite la realizarea filtrului.
3.6.7. Blocarea protecției de distanță la defecte în circuitul transformatorului de măsură de tensiune
Pentru a împiedica funcționarea neselectivă a protecției de distanță la defecte în circuitul transformatorului de tensiune, când Ur → 0 și Zr → 0 deși nu avem de a face cu scurtcircuite în interiorul zonei protejate, se introduc în schema protecției blocaje de minimă tensiune, realizate cu relee minimale de tensiune care supraveghează circuitul transformatorului de măsură de tensiune. Schema protecției de minimă tensiune, realizată cu relee minimale de tensiune a fost detaliată în capitolul „Protecția de tensiune”.
Mai pot fi utilizate elemente sensibile realizate cu relee de curent polarizate care supraveghează variația curentului pe linie, și nu permit acționarea protecției de distanță decât atunci când curentul prin releu prezintă o variație bruscă de cel puțin 20% In.
La defecte în circuitele secundare ale transformatoarelor de măsură de tensiune, însoțite de scăderea sau dispariția tensiunii de alimentare a releului de distanță, nu se produc creșteri rapide ale curentului și în consecință protecția rămâne blocată.
3.6.8. Stabilirea reglajelor protecției de distanță și obținerea caracteristicii
de timp a releului de distanță
Protecțiile de distanță oferă o caracteristică de acționare de forma:
(3.6.17)
în trepte de timp, pe zone de acționare I, II, III și IV, ca în figura 3.6.11.
Defectele din zona I, sunt lichidate de treapta I a protecției de distanță, considerată treaptă rapidă în 0,1…0.2 secunde, reprezentând practic pentru protecțiile analogice timpul propriu de declanșare al întreruptorului plus timpul de decizie al protecției.
Temporizările cu care sunt declanșate întreruptoarele la defecte în zonele următoare se obțin prin adăugarea unei trepte de timp secunde. Timpul de acționare pentru treapta următoare (zona II) este: (3.6.18)
În mod generalizat se obține: (3.6.19)
asigurând, astfel, selectivitatea funcționării protecției de distanță.
Reglajele protecției de distanță unidirecționale se stabilesc pe zone de acționare
(fig. 3.6.11.), atât în ceea ce privește valorile impedanțelor de pornire, cât și timpii de acționare ai acesteia.
Fig. 3.6.11. Caracteristica de timp și zonele de acționare unidirecțională a releului de distanță
Dacă elementele de pornire sunt realizate prin relee maximale de curent, reglajul lor se face după relația:
(3.6.20)
si respectiv:
(3.6.21)
Condiția de sensibilitate care trebuie să fie asigurată este:
(3.6.22)
Datorită faptului că sensibilitatea releelor de curent este relativ mică, uneori nu se poate asigura condiția de sensibilitate. În acest caz se impune folosirea ca elemente de pornire a releelor de distanță, iar mărimea de pornire se deduce pornind de la condiția necesară revenirii releului în poziția inițială, după deconectarea unui scurtcircuit exterior, adică:
(3.6.23)
unde impedanța de regim minim la bornele releului este:
(3.6.24)
Impedanța de revenire a releului este:
(3.6.25)
pentru un coeficient de siguranță .
Impedanța de pornire a releului este:
(3.6.26)
unde : (3.6.27)
Sensibilitatea elementului de pornire cu releu de impedanță este:
(3.6.28)
unde:
ZL – impedanța liniei pe care este montată protecția de distanță;
ZLa – impedanța liniei din aval de linia protejată.
– este coeficientul de ramificație (sau repartiție) dat de relația:
(3.6.29)
unde conform notațiilor din figura 3.6.11. :
– este curentul de defect furnizat de sursa A la un defect în punctul K2;
– este curentul de defect furnizat de sursa C la un defect în punctul K2.
Zona I de acționare a protecției de distanță se determină din condiția de desensibilizare la defecte pe bara B2 (la capătul liniei protejate L1) și imediat după aceasta, la bornele dinspre L2 ale întrerupătorului I2 (fig. 3.6.11) ținând seama de erorile de măsurare a impedanței și de apreciere a distanței până la locul de defect si reprezintă 80% din impedanța liniei protejate.
sau pentru (3.6.30)
reprezintă impedanța de pornire a protecției 1, în zona I de acționare, în funcție de impedanța ZL1 a liniei protejate, proporțională cu lungimea liniei (fig. 3.6.11.).
Zona II
Pentru selectivitatea funcționării, protecția de distanță trebuie desensibilizată în raport cu valoarea de pornire a treptei rapide a protecției 2, la un defect în capătul zonei protejate, în punctul K2. Raportând tensiunea remanentă pentru un scurtcircuit în K2 la curentul de defect, se obține:
(3.6.31)
unde:
– este curentul de defect furnizat de sursa A la un defect în punctul K2;
– este curentul de defect furnizat de sursa C la un defect în punctul K2.
impedanța măsurată de releul de impedanță 1 datorită supraalimentării dinspre sursa C, la un defect în K2:
(3.6.32)
impedanța măsurată de releul de impedanță 1 datorită supraalimentării dinspre C și B, la un defect în K3, pe barele de joasă tensiune ale transformatorului T:
(3.6.33)
Pentru a rezulta în calcule impedanța minimă se consideră în stația de transformare T, toate transformatoarele conectate în paralel.
Impedanța de pornire a protecției pentru zona II se obține luând cea mai mică valoare dintre (3.6.32) și (3.6.33):
(3.4.34)
Valoarea de pornire a zonei III se determină astfel:
când există și o zonă IV de protecție, calculul pentru se face analog cu calculul reglajelor pentru
când zona III este ultima zonă de acționare a protecției de distanță; aceasta nu mai este delimitată de elementul de măsurare a impedanței, este dată de elementul de pornire, și se alege de obicei astfel încât să permită circulația pe linie a puterii maxime.
Zona IV. Analog când zona IV este ultima zonă de protecție (dacă există zona IV), acționarea în treapta a IV-a a protecției de distanță este delimitată de elementul de pornire .Valoarea treptei a IV-a a protecției de distanță se alege de obicei astfel încât să permită circulația pe linie a puterii maxime.
Sensibilitatea elementului de pornire se verifică astfel încât să fie asigurarea la defect apărute la capătul opus al elementului următor celui protejat, respectiv pentru exemplul considerat:
(3.4.35)
(3.4.36)
(3.4.37)
Dacă nu se îndeplinește condiția de sensibilitate se vor folosi ca elemente de pornire în locul releelor de impedanță pură, relee de admitanță mixtă sau relee cu caracteristică elipsă.
3.6.9. Relee de impedanță statice – principii de realizare
În literatura de specialitate sunt prezentate trei categorii de metode pentru determinarea impedanței prin măsurarea mărimilor electrice, curent, tensiune și care sunt prezentate sintetic în figura 3.6.12., unde ta reprezintă timpul de acționare și T=20 ms perioada corespunzătoare frecvenței industriale.
Pentru determinarea locului defectului cu ajutorul unei singure ecuații în care intervin mărimile electrice – curent, tensiune sau combinațiile acestora se poate stabili poziția vectorului impedanță în raport cu caracteristica de acționare. Rezolvarea acestei ecuații se poate face fizic , fie prin compararea amplitudinilor sau defazajelor în valori medii , situație care duce la timpi de acționare , fie prin compararea valorilor instantanee sau defazajelor măsurate prin treceri prin zero, când se obține .
Aceste metode sunt folosite în protecțiile de impedanță statice utilizate în prezent.
Pentru determinarea locului defectului cu ajutorul a două ecuații în care intervin valorile instantanee ale mărimilor electrice u, i în două momente , t și t+Δt necesită utilizarea calculatoarelor și pot fi obținute valori ale lui ms.
În cazul determinării locului defectului cu ajutorul a două ecuații în care intervin mărimile electrice u, i precum și derivatele lor , valoarea impedanței este continuă și dependentă de armonicile superioare care trebuie eliminate prin filtrare.
3.7. Declanșarea de rezerva la refuz de întrerupător – DRRI
(ANSI 50BF Breaker Failure)
Dacă o zonă de defect nu este deconectată după o comandă de declanșare de la sistemul propriu de protecții, o altă comandă poate fi inițiată folosind funcția de declanșare de rezervă la refuz de întrerupător (DRRI), și transmisă la un echipament de protecție din amonte sau aval care alimentează zona defectă. În mod normal, ca urmare a comenzii de declanșare primite de la protecția DRRI, întrerupătoarele respective vor deschide circuitul, întrerupând curentul de defect. Prin urmare declanșarea de rezervă la refuz de întrerupător (DRRI) asigură eliminarea rapidă a defectului din sistemul energetic, prin comanda de declanșare a altor întrerupătoare, în cazul în care întrerupătorul propriu al circuitului defect refuză să răspundă la comanda de declanșare dată de sistemul de protecții al circuitului respectiv.
Refuzul de declanșare al întrerupătorului defect în protecțiile cu relee clasice este validat de neconcordanța poziției contactelor auxiliare de semnalizare ale întrerupătorului cu poziția releului final de declanșare al protecțiilor.
În protecțiile digitale defectul întrerupătorului este detectat dacă, după comanda de declanșare a întrerupătorului, curentul încă mai circulă prin conductorul (circuitul) cu defect. Refuzul de declanșare prin controlul valorii curentului este validat dacă , unde I este curentul prin circuitul defect iar In este curentul nominal al circuitului. Opțional se poate utiliza drept condiție de funcționare pentru DRRI si poziția întrerupătorului preluată de la contactele auxiliare. Schema principială a protecției DRRI cu relee clasice este prezentată în figura 3.7.1.
Fig. 3.7.1. Schema de principiu a protecției DRRI cu relee clasice. 1 – releu protecție bază; 2 – releu protecție temporizată (rezervă locală); 3 – releu semnalizare protectie bază; 4 – releu de timp protecție locală; 5 – releu semnalizare protecție temporizată locală; 6 – releu final protecții locale; 7 – contact auxiliar de semnalizare al întrerupătorului; 8 – releu demaraj protecție DRRI; 9 – releu temporizare DRRI;10 – releu final protecție DRRI; 11 – releu semnalizare protecție DRRI: I1 – întrerupător alimentare bară colectoare BC;
I2, I3 – întrerupătoare alimentare circuite consumatori.
Releul intermediar de ieșire al protecțiilor de bază și rezervă locală ale fiecărui circuit primar (celule) din instalația de conexiuni, transmite simultan cu comanda de declanșare a întrerupătorului corespunzător, un semnal de comandă pentru pornirea protecției DRRI a instalației de conexiuni respective. Protecția DRRI conține un releu de timp acționat de releele de ieșire ale protecțiilor de bază și de rezervă și un releu intermediar acționat de releul de timp. Temporizarea releului de timp al DRRI, se alege mai mare decât cea mai mare temporizare a protecțiilor de rezervă locală ale circuitelor din cadrul instalației de conexiuni.
Cu această temporizare releul intermediar va comanda declanșarea tuturor întrerupătoarelor celulelor racordate la aceiași bară cu circuitul a cărui întreruptor a refuzat declanșarea din instalația de conexiuni respectivă. Declanșarea este controlată prin contacte ale releelor de pornire ale protecțiilor de rezervă a circuitelor din instalația de conexiuni respectivă.
Modul de eliminare a unui scurtcircuit la un element de rețea prin DRRI decurge în modul următor:
scurtcircuit => PB comandă declanșarea, dar I refuză declanșarea => PRL comandă declanșarea, dar I refuză declanșarea => DRRI declanșează întreruptoarele celorlalte circuite racordate la bara respectivă.
Figura 3.7.2. Principiul protecției digitale DRRI (50BF – Breaker failure)
În cazul protecțiilor digitale, (figura 3.7.2), demarajul protecției DRRI este inițiat cu o funcție logică „SAU”, de către impulsul de declanșare de la unul dintre sistemele de protecții proprii circuitului respectiv (P1 sau P2). Protecția DRRI monitorizează curentul în circuitul respectiv, pentru a sesiza întreruperea acestuia (opțional poate fi monitorizată și starea întrerupătorului printr-unul din contactele auxiliare de semnalizare a poziției acestuia). Dacă constată prezenta în circuit a unui curent , asociat cu existența unui impuls de declanșare, prin funcția logică „ȘI” este permisă generarea temporizată a impulsului de declanșare pentru întrerupătoarele racordate la bara cu circuitul defect.
Temporizarea protecției DRRI este corelată cu temporizările protecțiilor care comandă declanșarea întrerupătorului instalației respective, în sensul că este mai mare decât al protecțiilor de bază sau rezervă, inclusiv cu intervalul de siguranță.
3.8. Funcția de teleprotecție
În mod normal treapta 1 a protecției de distanță este reglată la cca. 85% din impedanța
liniei și ca urmare scurtcircuitele apropiate de capătul opus locului de montaj al protecției de distanță vor fi încadrate în treapta a doua și eliminate temporizat (de regulă 0,4 – 0,5 s).
Pentru a elimina rapid scurtcircuitele pe întreaga lungime a liniei se utilizează funcția de teleprotecție. Terminalul permite alegerea mai multor scheme tip de teleprotecție, între care si așa numita schemă permisivă de teleprotecție. Funcția de teleprotecție este corelată cu tipul de comunicație și modul de funcționare a echipamentului de comunicație. Mediile de transmitere a semnalului cele mai utilizate sunt fibra optică, semnale radio în bandă protejată, curenți de înalta frecventa (I.F.). Echipamentul de comunicație asigură transmiterea unui impuls, materializat prin închiderea unui contact de releu de la și spre capătul opus al liniei, utilizat în schema permisivă de teleprotecție.
Funcționarea schemei se poate urmări în Fig. 3.8.1, unde se exemplifică printr-o LEA situată intre punctele A și B.
Fig. 3.8.1 Principiul schemei permisive de teleprotecție
Pentru un defect situat in apropierea stației B, protecția de distanță din stația B va încadra defectul în treapta 1 (zona ZM1 cu reglajul Z1’) si va emite un impuls prin intermediul echipamentului de comunicație (IMP-ZM1). Protecția de distanță din stația A va încadra defectul în treapta 2 (zona ZM2, cu reglaj Z2) și ca urmare tinde să declanșeze temporizat în treapta a doua. La recepția semnalului din stația B, aplicat intrării logice IMP-CR, și cu verificarea încadrării în zona ZM2, va comanda declanșarea rapidă a întrerupătorului.
Astfel, defectul este eliminat rapid, indiferent de zona unde este situat pe linie.
CAPITOLUL IV
PROTECȚIA DIGITALĂ A LINIILOR ELECTRICE
Noțiunea de protecție numerică (digitală) se aplică acelor protecții la care prelucrarea informației analogice după conversie analog – digitală se face numeric. Principial, un lanț tipic de prelucrare numerică este prezentat în Fig. 4.1.a si 4.1.b.
Introducerea pe scară largă a circuitelor integrate, a microprocesoarelor, a schimbat total principiile după care se construiesc și funcționează aceste echipamente.
Dezvoltarea într-un ritm accelerat a tehnicii de calcul a făcut ca și echipamentele de protecție să aibă atât din punct de vedere hardware cât și software o evoluție spectaculoasă. Echipamentele numerice de protecție, realizate de firmele cu tradiție în domeniu, (Siemens, ABB, General Electric, etc.) sunt concepute ca echipamente complexe care pot fi integrate în sistemele de comandă și control ale sistemelor electrice pe care trebuie să le protejeze.
4.1. Arhitectura echipamentelor numerice de protecție
În funcție de producători schema bloc a unui echipament numeric de protecție poate să difere, fiecare producător de astfel de echipamente dezvoltându-și propria filozofie de fabricație, dar în proporție foarte mare schemele bloc se aseamănă în mare măsură.
Terminalele de protecție sunt realizate intr-o tehnologie care satisface toate cerințele moderne privind interferența electromagnetică. Testele la fenomene tranzitorii rapide și testul de sensibilitate la frecvențe radio sunt cerințe relativ noi. Acestea sunt rezolvate prin utilizarea unei carcase închise de oțel sudat. Terminalele au o foarte bună separare intre semnalele interne sensibile și semnalele de proces externe “poluate”. Acest lucru este realizat păstrând toate semnalele de proces în partea din spate a carcasei (pentru cablare corespunzătoare) și o placă de bază (în spatele capacului frontal, realizat dintr-o singură bucată), unde se desfășoară toate comunicările sensibile pe magistrale (atât cele analogice de tip paralel, cat și cele binare de tip serial). Toate magistralele seriale externe de la Sistemul de Control al Stației de transformare (SCS), Sistemul de Monitorizare a Stației (SMS) și calculatorul personal (PC) conectat la panoul frontal sunt izolate cu legături de fibre optice pentru a evita perturbațiile. Aceasta, împreună cu o bună proiectare a transformatoarelor, a alimentării și a intrărilor binare conduc la terminale care trec toate testele de interferență electromagnetică.
Fig. 4.1.a. Schema bloc simplificată a echipamentelor numerice de protecție
Fig. 4.1.b. Structura hardware a unei protecții digitale
Analizând figura 4.1.b se disting următoarele elemente principale pentru realizarea unui echipament de protecție:
modulul de transformatoare (MI);
modulul amplificatoarelor de intrare și filtrarea componentelor (IA)
modulul de conversie analog numerică (digital) (AD);
modulul principal de procesare (μC;
modulul de alimentare și de intrare/ieșire binară (PS);
interfața om – mașină (MMI) ;
modulul de intrare/ieșire binară IO;
modulul de conexiune la magistrală.
Modulul de transformatoare
Aceste circuite trebuie să fie capabile să proceseze semnale de curent alternativ preluate din secundarele transformatoarelor de curent (1 A, 5 A) și semnale de tensiune alternativă din secundarele transformatoarelor de tensiune (). Aceste semnale prin intermediul unor adaptoare trebuie să se poată racorda direct la circuitele electronice de intrare de pe placa de bază. Transformatoarele de intrare de curent și de tensiune asigură izolarea galvanică între cablajul extern și circuitele interne ale terminalului. Ele adaptează valorile mărimilor de măsurat la circuitele statice și împiedică accesul perturbațiilor în terminal. La modulul de transformatoare se pot conecta în total zece mărimi de intrare, dintre care cinci transformatoare de tensiune și cinci transformatoare de curent.
Mărimile de intrare sunt următoarele:
trei tensiuni de fază;
tensiunea din triunghiul deschis pentru linia protejată (pentru o protecție direcțională opțională la defecte cu pământul);
tensiunea de fază pentru funcția de sincronism și de RAR.
trei curenți de fază;
curentul homopolar al liniei protejate;
curentul homopolar al circuitului paralel (dacă există) pentru compensarea efectului impedanței homopolare mutuale asupra măsurătorilor locatorului de defect;
Pentru adaptoarele de intrare de tensiune se pot adopta două soluții:
utilizarea dispozitivelor LEM în montaj voltmetric;
transformatoare de tensiune.
Adaptoarele de intrare de curent sunt realizate în general cu dispozitive LEM. Principiul de funcționare al dispozitivului LEM este prezentat în figura. 4.2.
Fig. 4.2 Schema de principiu a circuitelor de adaptare de intensitate – LEM
Fluxul magnetic primar creat de curentul de măsurat în interiorul circuitului magnetic toroidal este sesizat prin intermediul unei sonde Hall, iar tensiunea obținută la bornele sondei comandă un circuit electronic în așa fel încât, curentul secundar debitat de acesta să creeze un flux egal și de sens opus fluxului primar. Prin urmare intensitatea curentul secundar Is este direct proporțională cu intensitatea curentului primar Ip și are aceeași formă de variație în timp. De remarcat faptul că principiul de funcționare al dispozitivelor LEM, la flux practic nul, oferă o liniaritate deosebită, oferă separația galvanică iar prin montajul tip "clește ampermetric" se rezolvă elegant problemele de stabilitate termică.
Modulul de conversie analog/numeric (digital)
Modulul de conversie analog/numeric este conceput cu un număr de minim 10 intrări analogice, funcționând cu o frecvență de eșantionare de 2 kHz. Are o lățime de bandă de 250 Hz și o gamă dinamică pentru curenți , de la , iar pentru tensiuni de la .
Semnalele preluate de la transformatoarele de curent intermediare sunt adaptate la nivelul tensiunii electronice cu șunturi. Pentru a amplifica gama dinamică pentru intrările de curent, pentru fiecare curent de intrare se utilizează două șunturi cu canale analog/numerice separate. Următorul pas în circulația semnalului (fig. 4.1) este filtrul analogic.
Acest filtru este utilizat pentru a elimina semnale false. Înainte ca semnalele de la convertorul analog/numeric să fie transmise la modulul principal de procesare, ele sunt filtrate cu un filtru trece bandă și eșantionate în jos într-un procesor de semnal digital. Transmisia de date intre modulul de conversie analog/numeric și modulul principal de procesare se realizează prin magistrală, odată la fiecare milisecundă și conține informații despre toate semnalele analogice sosite (de intrare).
Modulul principal de procesare
Terminalul se bazează pe o proiectare de tip multiprocesor cu pipeline, pe 32 de bit capabil să execute simultan, dar decalat, mai multe instrucțiuni, fără a utiliza componente hardware suplimentare. Toate mărimile analogice sunt primite în cele maximum zece procesoare digitale de semnal (DSP). În aceste procesoare digitale de semnal se efectuează cea mai mare parte a proceselor de calcul si filtrare a datelor.
Rezultatele calculelor efectuate în DSP-uri este trimis în fiecare milisecundă printr-o magistrală de tip paralel la controlerul principal. Controlerul principal servește de asemenea și
pentru legăturile seriale: o magistrală CAN (convertor analog-numeric) de mare viteză pentru
modulele de intrare/ieșire și trei legături seriale pentru diversele tipuri de comunicări ale MMI, explicate mai jos.
Controlerul principal ia toate deciziile, bazate pe informațiile furnizate de DSP-uri și de intrările binare. Deciziile sunt apoi trimise la diverse module de ieșire și la următoarele trei porturi de comunicare:
la modulul intern de MMI incluzând PC-ul conectat la panoul frontal, dacă există, pentru comunicare locală om – mașină;
la sistemul de monitorizare a stației SMS (opțional);
la sistemul de control al stației de distribuție SCS (opțional);
Prin procesorul de semnal numeric, se realizează următoarele funcții:
achiziția semnalelor analogice cu o frecvență de eșantionare de 1000 Hz (20fn) și menținerea acesteia constantă chiar la variații ale frecvenței semnalului achiziționat;
achiziția semnalelor numerice, necesare algoritmilor de protecție și automatizare, cu o frecvență de eșantionare de 1000 Hz;
filtrarea numerică a semnalelor analogice;
preluarea valorilor de reglaj ale protecțiilor și automatizărilor de la procesorul decizional (master) în vederea evaluării variabilelor logice în procedurile de comparație;
evaluarea variabilelor Booleene necesare tuturor funcțiilor de protecție și automatizare;
transmiterea variabilelor logice spre procesorul master;
calculul valorii efective și a diverselor defazaje necesare funcțiilor de protecție, automatizare și măsură;
memorarea în zona RAM static a eșantioanelor tuturor mărimilor analogice și numerice în vederea asigurării funcției de perturbograf local. Transferul acestor date se face tot prin intermediul blocului microprocesorului master;
depunerea în zona de memorie RAM biport a tuturor informațiilor necesare sistemului de supraveghere-control (SCADA) din stațiile de transformare.
Prin procesorului decizional se asigură implementarea următoarelor:
funcția de comunicație cu un calculator PC prin intermediul serialei RS 232C pentru transmiterea reglajelor spre echipament și pentru extragerea informațiilor din echipament în cadrul funcției de perturbograf local;
funcția de comunicație în cadrul structurii SCADA, implementată la nivelul stației de transformate, prin intermediul serialei field-bus, în buclă de curent. Este o funcție deosebit de importantă având în vedere că prin aceasta se asigură integrarea echipamentului de protecție, automatizare și măsură în structurile de supraveghere și control ale stației;
funcția de comunicație locală operator-echipament prin porturile de interfațare cu tastatura și afișajul cu cristale lichide;
prelucrarea variabilelor logice preluate de la blocul microprocesor DSP pentru implementarea funcțiilor de protecție și automatizare. Procesorul master prelucrează numai variabile booleene și este singurul care are o "imagine" de ansamblu asupra procesului supravegheat. Având la dispoziție toate informațiile necesare poate lua deciziile majore de comandă declanșare, anclanșare și de semnalizare;
emiterea comenzilor de declanșare, anclanșare spre echipamentul primar de comutație;
emiterea semnalizărilor de tip contact spre exterior, păstrând astfel compatibilitatea cu actualele sisteme de supraveghere existente în stațiile de transformare.
Modulul de alimentare și intrările binare
Blocul surselor de alimentare este montat separat și este ecranat pentru a evita perturbarea circuitelor electronice.
Modulul de alimentare și de intrare / ieșire binară conține un convertor intern autoreglabil de c.c. / c.c. (DC/DC) care asigură o izolare totală intre terminal și sistemul extern de baterii. Asigură alimentarea cu diversele tensiuni necesare funcționării echipamentului.
Modulul de alimentare include contacte de intrare binare și contacte binare de ieșire. Contactele de intrare și o parte dintre contactele de ieșire sunt programabile independent.
Un contact de ieșire este de tip normal închis și conectat în permanență la semnalele “defecțiune internă” și “pierdere a tensiunii auxiliare”. Toate contactele de ieșire sunt de tip releu de ieșire.
Gama largă a tensiunilor de intrare a convertorului DC/DC acoperă cele patru game de tensiuni de intrare într-o versiune, adică de la 24 la 30, de la 48 la 60, de la 110 la 125 și de la 220 la 250, incluzând o toleranță de 20%.
Caracteristica de funcționare a intrărilor binare se poate vedea în fig. 4.3.
Fig. 4.3 Caracteristica de funcționare a intrărilor binare
Interfața om-mașină (MMI)
Prin intermediul acestei interfețe se realizează o comunicare între terminalul de protecție și operator. Acest lucru se realizează prin mai multe moduri:
printr-un afișaj LCD, prin care se obțin diverse informații despre funcționarea terminalului de protecție. De asemenea aici sunt și diverse butoane virtuale prin care se pot efectua diverse operații de parametrizare;
grup de LED-uri, care oferă informații despre starea terminalului de protecție la un anumit moment(în funcțiune, oprit,defect, dacă terminalul este în mod de lucru test, terminalul este blocat, terminalul a avut o funcționare cu declanșare, etc.);
conector optic pentru comunicarea cu PC-ul. prin care se efectuează o comunicare mult mai elegantă cu terminalul, efectuându-se operații de parametrizare, descărcare jurnale de evenimente, descărcări de osciloperturbograme.
PC-ul este conectat prin intermediul unui cablu special, care are înglobată o interfață optică electrică. Astfel se obține o comunicare locală serială fără perturbații cu calculatorul personal. Utilizarea PC-ului simplifică comunicarea cu terminalul de protecție și dă utilizatorului câteva facilități suplimentare, care, din lipsă de spațiu, nu sunt accesibile pe afișajul MMI.
Modulul intrărilor – ieșirilor binare
Intrările binare sunt programabile liber și pot fi utilizate pentru semnalele logice de intrare ale oricărei funcții. și pot fi incluse în facilitățile de înregistrare a perturbației și de înregistrare a evenimentelor. Aceasta permit monitorizarea și evaluarea extensivă a funcționării terminalului însuși, și a tuturor circuitelor electrice asociate. Un mare număr de semnale sunt disponibile pentru scopuri de semnalizare în terminalul de protecție și oricare dintre ele este programabil liber să comande oricare dintre releele de ieșire. Pot fi disponibile mai multe module binare de intrare / ieșire. Fiecare modul cuprinde un număr de intrări binare izolate optic și alt număr de contacte binare de ieșire. O parte dintre releele de ieșire au contacte cu capacitate de conectare ridicată (“Relee de comutație și de semnal”), în timp ce celelalte relee rămase sunt de tip reed folosite exclusiv în scop de semnalizare.
Nivelul de tensiune al modulelor opționale binare de intrare / ieșire este selectabil la comandă și poate fi diferit de nivelul de tensiune al modulului de alimentare și de
intrare / ieșire binară, dar toate modulele opționale de intrare – ieșire dintr-un terminal de protecție trebuie să aibă același nivel de tensiune. Caracteristica de funcționare a intrărilor binare ale celor trei nivele de tensiune se poate vedea în fig. 4.3.
Modulul de conexiune la magistrală
Unul sau două module se pot aplica modulului principal de procesare, pe partea din spate a terminalului de protecție. Acest modul de comunicare de tip magistrală este utilizat pentru comunicare în interiorul SMS și SCS. Fibra optică de intrare este conectată la intrarea de recepție RX, iar fibra optică de ieșire la ieșirea de transmitere TX. Modulul de conectare la magistrală poate fi prevăzut cu conectoare pentru două cabluri de fibră din plastic, două cabluri de fibre din sticlă, sau una din fiecare tip.
Filtrarea numerică, calculul valorii efective și a defazajului mărimilor
analogice de intrare
Filtrare numerică a semnalelor analogice și numerice de intrare și algoritmii de calcul ale valorilor efective și ale defazajelor mărimilor analogice de intrare fac parte din categoria algoritmilor generali implementați în terminalele de protecție.
Filtrarea numerică a mărimilor de intrare analogice are drept scop rejecția componentei continue și a armonicilor de ordin superior pană la ordinul 9, prezente în spectrul tensiunilor și curenților prelucrați de echipament. Atât armonicile superioare cât și componenta aperiodică nerejectată pot conduce la înrăutățirea preciziei de măsură. Filtrarea numerică a mărimilor de intrare numerice se face pentru eliminarea fenomenelor tranzitorii de vibrații ale contactelor de intrare în echipament.
Filtrarea numerică a mărimilor de intrare analogice se bazează pe două obiective prioritare:
răspunsul în frecvență cât mai apropiat de cel necesar;
volum de calcule cât mai redus posibil.
Alegerea metodei de calcul a mărimilor efective și a diverselor defazaje se face în baza următoarelor criterii:
precizie;
timp de răspuns corespunzător pentru prelucrarea în timp real;
simplitatea metodei.
Calculul valorii efective și a defazajului mărimilor analogice se poate efectua prin mai multe
metode:
metoda valorii medii;
metoda A4 modificată;
metoda valorii efective directe;
metoda Fourier sau metoda calcului în cuadratură.
4.2. Funcțiile protecțiilor numerice
Prin intermediul terminalelor de protecție numerice se pot implementa în cadrul aceluiași echipament mai multe funcții de protecție, măsură, automatizare și control. Aceste funcții au fost codificate (abreviate) prin intermediul standardelor. În acest sens avem standardul ANSI/IEEEC37.2-Device numbers și IEC 61850-5:Communications requirements for functions and device models / Annex A.
În cele ce urmează se vor folosi de asemenea și denumirile și abrevierile definite în standardul SR IEC 60050 – Vocabular Electrotehnic International, precum și următoarele definiții / abrevieri:
unitate de control de celula/ BCU (Bay Control Unit) – echipament numeric care asigura controlul și supravegherea echipamentelor primare aferente celulei;
releu multifuncțional de protecție – RMFP/releu – echipament numeric care asigura funcțiuni de protectie destinate eliminării defectelor și regimurilor anormale apărute la echipamentele primare aferente celulei;
grupa de protectie 1(2)/GP1(2) – ansamblu de relee de protectie prevăzut în dublură pentru asigurarea funcționarii în siguranță a protecțiilor prin relee;
instalație de teleprotecție 1(2)/TP1(2) – ansamblu de echipamente destinate să realizeze comunicațiile dintre releele de protectie montate la capetele unei linii electrice de înaltă tensiune;
întrerupător – echipament primar care permite întreruperea circulației curentului printr-un element de rețea electrica de înalta tensiune;
separator – echipament primar care permite izolarea vizibila unui element de restul rețelei
electrice de înaltă tensiune;
transformator de curent – TC – echipament primar care permite alimentarea cu mărimi alternative de curent a echipamentelor de control și de protectie ;
transformator de tensiune – TT – echipament primar care permite alimentarea cu mărimi alternative de tensiune a echipamentelor de control și de protectie;
declanșare – deschiderea unui întrerupător de înaltă tensiune de către un releu de protecție automatizare;
anclanșare – închiderea unui întrerupător de înaltă tensiune de către un releu de protecție automatizare;
reanclanșare automată rapidă / RAR – secvența de declanșare-anclanșare generată de un releu de protecție-automatizare;
deconectare – deschiderea voita/(manuala) a unui echipament primar de comutație (întrerupător, separator);
conectare – închiderea voită/(manuală) a unui echipament primar de comutație (întrerupător, separator) ;
protectie la refuz de declanșare a întreruptorului / DRRI – protectie ce asigura eliminarea defectului în caz de refuz de acționare a întrerupătorului;
switch – interfața de acces în rețelele de comunicație de control-protecție.
În tabelul 3.1 din Anexe se prezintă codificările și abrevierile pentru principalele funcții implementate în terminalele de protecție.
Marea majoritate a acestor funcții sunt implementate numai în terminalele de protecție, o mică parte sunt implementate și în terminalele de protecție și în terminalele de comandă, iar o mică parte sunt implementate numai în terminalele de comandă. În continuare se vor explica cele mai importante dintre funcțiile care au fost prezentate în tabelul 3.1.
4.3. Protecția de distanță (PDIS, cod ANSI 21 / 21N)
Protecția de distanță realizează măsurarea distanței electrice dintre locul de montare a terminalului de protecție și locul de defect și în funcție de distanța electrică măsurată (impedanța pană la locul de defect) va declanșa întrerupătorul celulei cu un timp care este cu atât mai mic cu cat defectul se află mai aproape de locul de montare a terminalului de protecție. La liniile electrice distanța electrică este direct proporțională cu distanța fizică cu condiția ca linia electrică să nu aibă compensare longitudinală. Protecția de distanță se implementează în toate terminalele de protecție care protejează liniile electrice, iar în ultimul timp și în terminalele de protecție construite pentru transformatoare, autotransformatoare și generatoare. O bună protecția de distanță trebuie să respecte următoarele:
să sesizeze scurtcircuitele din orice punct al elementului protejat;
să fie insensibilă la suprasarcini;
să sesizeze toate tipurile de scurtcircuite, inclusiv cele prin rezistență mare de punere la pământ ;
să acționeze indiferent de regimul de funcționare a sistemului;
să fie rapidă;
să nu fie afectată de supratensiuni atmosferice și de comutație.
Fiecare protecție de distanță are implementate caracteristici de funcționare. Acestea se prezintă în planul complex al impedanțelor și servesc la delimitarea domeniului de acționare față de domeniul de blocare al acestora. Caracteristicile de funcționare de pornire și de măsură sunt reprezentate prin curbe în planul jX ,R.
Dacă protecțiile clasice de distanță dispuneau de o caracteristică de demaraj și una de măsură de obicei reprezentate de curbe continue închise tip circulare, conice, de tip elipsă sau curbe continue deschise, de tip dreaptă sau hiperbolă, la protecțiile numerice acestea sau modificat radical. Astfel pentru funcția de protecție de distanță din terminalele numerice se folosesc caracteristici discontinue, care se obțin dintr-un același tip de caracteristică elementară (de exemplu dreaptă) care își modifică discret un parametru (de exemplu panta), obținându-se caracteristici poligonale de forma unor patrulatere (poligoane), mărindu-se astfel sensibilitatea protecției.
Fiecare protecție de distanță dispune de mai multe trepte de impedanță, care pot fi parametrizate independent prin intermediul mai multor parametri. De asemenea fiecare treaptă de distanță are caracteristici separate pentru defecte cu pământul și defecte în buclă (polifazate). În figura 4.4 se prezintă caracteristica de funcționare, implementată pentru o treaptă a protecției de distanță, într-un terminal de protecție.
Fig. 4.4 Exemplu de caracteristică de funcționare pentru o treaptă a protecției de distanță
Din figura 4.4 se pot observa următoarele:
caracteristicile sunt de tip poligonal și se disting două zone, una pe direcție față și alta pe direcție spate;
patrulaterul OAEB reprezintă caracteristica de funcționare pe direcție față pentru defecte polifazate aferente treptei I-a. Atunci când vectorul impedanță se găsește în interiorul acestui patrulater înseamnă că avem un defect în treapta I-a pe direcția față;
patrulaterul OCGD reprezintă caracteristica de funcționare pe direcție spate pentru defecte polifazate aferente treptei I-a. Atunci când vectorul impedanță se găsește în interiorul acestui patrulater înseamnă că avem un defect în treapta I-a pe direcția spate.
După cum se știe, la liniile electrice și în special la cele aeriene, majoritatea scurtcircuitelor nu sunt metalice ci prin arc electric. Rezistența arcului electric care intervine în determinarea impedanței buclei de scurtcircuit nu are o valoare constantă, ci variază cu lungimea acestuia și cu valoarea curentului de scurtcircuit. De asemenea anumite defecte care apar în rețea nu sunt defecte direct la pământ ci sunt datorate anumitor componente de vegetație care ajung din diverse motive în contact cu rețeaua electrică. Acest lucru determină un defect cu rezistență mare de defect.
Fig. 4.5 Efectul arcului electric asupra impedanței de defect
În figura 4.5 se prezintă efectul pe care îl are arcul electric asupra impedanței de defect, în care putem observa că impedanța liniei până la locul de defect este cu unghiul de scurtcircuit . Presupunem că la locul de defect ar apărea pe rând rezistențele de arc și cu . Impedanțele măsurate de terminalul de protecție în cele două cazuri vor fi Z1 și Z2 cu unghiurile de scurtcircuit respectiv . Se constată că odată cu creșterea rezistenței arcului electric, impedanța măsurată de terminalul de protecție crește, iar unghiul de scurtcircuit scade. Având în vedere că rezistența de arc apare în special la defecte cu pământul se vor construi caracteristici separate pentru defecte cu pământul și defecte în buclă (polifazate).
Suplimentar pentru a compensa rezistența de arc caracteristicile de funcționare se vor construi după un anumit unghi față de axe. În figura 4.6 se prezintă caracteristica de funcționare, implementată pentru o treaptă a protecției de distanță, într-un terminal de protecție construită sub unghi față de axa X.
Fig. 4.6 Exemplu de caracteristică de funcționare
pentru defecte cu pământul construită sub un unghi față de axa X
Din figura 4.6 se pot observa următoarele:
caracteristicile sunt de tip poligonal și se disting două zone, una pe direcție față și alta pe direcție spate;
patrulaterul OA'AEpBp reprezintă caracteristica de funcționare pe direcție față pentru defecte cu pământul. Atunci când vectorul impedanță se găsește în interiorul acestui patrulater înseamnă că avem un defect pe direcția față;
patrulaterul OD'DGpCp reprezintă caracteristica de funcționare pe direcție spate pentru defecte cu pământul. Atunci când vectorul impedanță se găsește în interiorul acestui patrulater înseamnă că avem un defect pe direcția spate.
Dacă un terminal de protecție protejează o linie electrică puternic încărcată poate să existe posibilitatea ca acesta să demareze la suprasarcină. În figura 4.7 se prezintă vectorii impedanță măsurați de un terminal de protecție la un defect și la o suprasarcină.
Din figura 4.7 se observă că unghiul dintre impedanța măsurată la defect și axa R este mai mare față unghiul dintre impedanța la suprasarcină și axa R. Prin urmare dacă avem de a face cu suprasarcini vectorul impedanță măsurat este apropiat de axa R.
Fig. 4.7 Vectorii impedanță la un scurtcircuit și la suprasarcină
Pentru a se evita demararea protecției de distanță la suprasarcini caracteristicile de demaraj vor fi construite ținându-se seama de:
caracteristica poligonală a demarajului, spre deosebire de caracteristicile aferente treptelor, se caracterizează printr-o decupare pe direcția axei R, care asigură desensibilizarea la demaraj pentru impedanțe Z cu unghi mic, ce corespund unor situații de suprasarcină (patrulaterul ABCD în figura 4.8);
vor exista două valori ale lui R: corespunzătoare lățimii pe axa R pentru impedanțe cu unghi mic respectiv lățimii pe axa R pentru impedanțe cu unghi mare;
decuparea mai este descrisă de asemenea de două drepte inclinate sub unghi α.
O impedanță de suprasarcină, este întotdeauna caracterizată prin unghi mic, unghiul α. se alege astfel încât să nu ducă la demarajul protecției de distanță.
În figura 4.8 se prezintă o caracteristică de demaraj care evită demarajul la suprasarcină.
Fig. 4.8 Caracteristică de demaraj pentru evitarea demarajului la suprasarcină
În figura 4.9 se prezintă caracteristicile de funcționare de demaraj și de măsură implementate pentru protecția de distanță dintr-un terminal de protecție tip SIPROTEC 7 SA 522; SIPROTEC 7 SA 62 care protejează o linie electrică.
Fig. 4.9 Caracteristici pentru protecția de distanță a terminalului SIPROTEC 7 SA 522; SIPROTEC 7 SA 62
Din figura 4.9 se pot observa următoarele:
protecția de distanță are implementate 10 caracteristici, patru de măsură și una de demaraj pentru defecte cu pământul și patru de măsură și una de demaraj pentru defecte polifazate;
treptele Z1(Z1B), Z2, Z4 sunt parametrizate pe direcția față, treapta Z3(Z3E) este parametrizată pe direcția spate iar treapta Z5 în cazul liniilor nu este direcționată.
Pentru fiecare treaptă de reglaj se prevede și o temporizare, cele mai des întâlnite sunt caracteristicile de temporizare în trepte. Temporizările protecției rămân în acest caz constante în limitele unor anumite distanțe, care se numesc zone. În figura 4.10 se prezintă un exemplu de caracteristică de temporizare în trepte pentru o protecție cu patru trepte de distanță.
Fig. 4.10 Caracteristică de temporizare în trepte pentru o protecție cu patru trepte de distanță
Supravegherea arderii siguranțelor (RFUF)
Această funcție de protecție este necesară atunci când terminalul de protecție are implementată funcția de protecție de distanță și aceasta este activă. Ea este necesară pentru a se evita declanșarea întrerupătorului elementului protejat de terminalul de protecție atunci când prin elementul de rețea protejat avem o circulație importanță de putere (curent mare) și din diverse motive una sau mai multe tensiuni secundare din circuitul de măsură care alimentează terminalul nu mai ajung la acesta. Aceste motive pot fi:
siguranțele automate aferente grupului de măsură au declanșat ca urmare a unui scurtcircuit în circuitele secundare de tensiune;
pe circuitele secundare de tensiune au apărut întreruperi de tensiune pe una sau mai multe faze.
Dacă aceste evenimente se produc terminalul de protecție este alimentat cu curenți de sarcină mari și cel puțin pe o fază cu tensiune zero. În aceste condiții impedanța măsurată de protecția de distanță este mai mică decât impedanța de demaraj și prin urmare se va lua decizia de declanșare a întrerupătorului.
Pentru a se evita evenimente nedorite a fost implementată funcția de blocare a protecției de distanță care se realizează prin intermediul funcției de supraveghere a siguranțelor atunci când se îndeplinesc independent următoarele condiții:
siguranța automată aferentă grupului de măsură care alimentează terminalul de protecție a declanșat ca urmare a unui scurtcircuit în circuitele secundare de tensiune. Acest lucru este cunoscut printr-un contact auxiliar al siguranțelor automate, care activează în principiu o intrare numerică în terminalul de protecție;
prin controlul tensiuni homopolare și a curentului homopolar. Atunci când avem tensiune homopolară și curent homopolar, înseamnă că avem un defect mono sau bipolar cu pământul, iar dacă avem tensiune homopolară fără curent homopolar înseamnă că nu avem defect ci sunt probleme pe circuitele de tensiune;
prin controlul tensiunilor de fază și a curenților de fază. Atunci când tensiunile de fază scad sub o anumită valoare, iar curenții se află intre o valoare minimă (linia nu este în gol ) și o valoare maximă (nu avem scurtcircuit) înseamnă că avem probleme cu toate tensiunile. Acest algoritm poate fi îmbunătățit dacă se controlează suplimentar și tensiunea de pe bară. În acest caz se consideră a fi probleme cu circuitele de tensiune, dacă pe lângă cele enunțate la acest punct se adaugă și condiția ca tensiunea de pe bară să fie mai mare decât o valoare prestabilită.
4.4. Sincronizare. Control al sincronismului (RSYN, cod ANSI 25)
Rolul acestei funcții este acela de a verifica condițiile de sincronism atunci când se dorește conectarea întrerupătorului sau atunci când se dorește reanclanșarea întrerupătorului după un defect, iar automatizarea de reanclanșare automată este validă. Verificarea condițiilor de sincronizare la conectarea voită a întrerupătorului se efectuează de regulă de terminalele de comandă, dar suplimentar se pot efectua și prin intermediul terminalelor de protecție.
În general condițiile de sincronizare care se folosesc la conectare diferă de cele care se folosesc la reanclanșare. De asemenea condițiile de sincronizare folosite în cele două terminale se obișnuiește a fi setate diferit. Condițiile mai dure se implementează în terminalele de comandă, iar cele mai puțin dure în terminale de protecție.
Pentru a se putea efectua aceste verificări este necesar ca terminalul de protecție să fie alimentat cu tensiunile din linie cat și tensiunile de pe bară. Având în vedere că este suficient ca această verificare să fie făcută pe o singură fază, pe lângă tensiunile de fază din linie, de pe bară se aduce doar o singură tensiune (de obicei faza S).
O primă condiție pentru ca operațiile de conectare și respectiv reanclanșare să fie permise este necesar ca siguranțele automate aferente grupului de măsură linie și bară să nu fie declanșate ca urmare a unui scurtcircuit în circuitele secundare de tensiune. Dacă aceste condiții sunt îndeplinite se verifică celelalte condiții independente astfel:
pe unul dintre poli întrerupătorului să nu avem tensiune (linie sau bară);
dacă avem tensiune pe ambii poli ai întrerupătorului este necesar ca:
tensiunile să nu depășească o valoare prestabilită;
diferența amplitudinilor celor două tensiuni să fie sub pragul setat;
diferența unghiurilor de fază ale celor două tensiuni să fie sub pragul reglat;
diferența dintre frecvențele tensiunilor să fie sub pragul reglat.
4.5. Protecție la conectarea liniei pe defect (PIOC, 50HS [SOTF])
Funcția se activează, prin intermediul unui contact al releului de copiere a comenzii manuale de conectare a întrerupătorului sau când a fost inițiată o comandă de conectare prin intermediul sistemului de comandă control. După activare, zona aleasă poate emite instantaneu impuls de declanșare atunci când comanda manuală este însoțită de un demaraj al protecției sau daca se depășește o valoare prestabilită a curenților de fază. Funcția de conectare pe defect este menținută pentru un interval de timp după îndeplinirea condiției de activare. Uneori activarea se poate face și prin simularea poziției deschis a întrerupătorului. In acest caz se efectuează o schemă logică „ și „ din următoarele condiții:
curenții de fază sunt sub o valoare de prag;
tensiunile de fază din linie sunt sub o valoare de prag;
siguranțele automate aferente grupului de măsură nu sunt deconectate.
4.6.. Protecție de suprasarcină termică (PTTR , cod ANSI 49)
Această protecție este o protecție la suprasarcină cu imagine termică. realizată pe baza valorii maxime a celor trei curenți pe fază și să integreze și încălzirea cumulată în perioada de timp anterioară instalării suprasarcinii. Protecția trebuie să țină seama de:
constanta termică de timp a elementului de protejat; sarcina termică acumulată; temperatura măsurată reactualizată a agentului de răcire;
temperatura maximă a agentului de răcire permisă și temperatura maximă permisă a elementului protejat.
Funcția de protecție poate să aibă două trepte de acționare reglabile, una pentru alarmă și a
doua pentru declanșare.
4.7. Protecție maximală de curent de fază instantanee (PIOC, cod ANSI 50)
Funcția de protecție maximală de curent, nedirecțională, instantanee asigură eliminarea rapidă (timpul de eliminare este egal cu suma timpilor de decizie a protecției și de deschidere a întrerupătorului) a scurtcircuitelor însoțite de valori mari ale intensității curenților de fază. Această funcție verifică curenții pe cele trei faze și la depășirea valorii reglate a curentului pe orice fază se comandă declanșarea instantanee a întrerupătorului.
Fig. 4.11 Schema logică de funcționare a protecției maximale de curent de fază instantanee
Funcția poate fi utilizată în acele cazuri în care se poate stabili un reglaj corespunzător astfel încât acționarea să se producă numai la defecte în zona protejată, având în vedere că protecția este nedirecțională și netemporizată. Protecția sesizează toate tipurile de scurtcircuite. Protecția se poate utiliza în scheme cu alimentare radială. În figura 4.11 se prezintă schema logică de funcționare a acestei protecții.
4.8. Protecție maximală de curent de fază temporizată (PTOC, cod ANSI 51)
Funcția de protecție maximală de curent, nedirecțională, temporizată asigură eliminarea temporizată a scurtcircuitelor însoțite de valori mari ale intensității curenților. Această funcție verifică curenții pe cele trei faze și la depășirea valorii reglate a curentului pe orice fază și menținerea acestei valorii un timp egal cu cel reglat se comandă declanșarea întrerupătorului. În figura 4.12 se prezintă schema logică de funcționare a acestei protecții.
Fig. 4.12 Schema logică de funcționare a protecției maximale de curent de fază temporizată
Protecția se poate utiliza în scheme cu alimentare radială. Din punct de vedere al caracteristicilor de declanșare se pot întâlni caracteristici de timp dependente, independente sau combinate. În figura 4.13. se prezintă o caracteristică de acționare a protecției maximale de curent cu caracteristică t= f(I) combinată.
Fig. 4.13 Caracteristica de acționare a protecției maximale de curent
Analizând figura se observă trei zone:
zona I –
zona II – t – definit de una din relațiile (4.1)…(4.4) pentru
zona III – (definit prin IL ) pentru
Pentru zona II se pot alege următoarele tipuri de caracteristici :
caracteristica normal inversă, definită de relația:
(4.1)
caracteristica foarte inversă, definită prin relația:
pentru și (4.2)
3) Caracteristica extrem inversă, definită de relația:
pentru și (4.3)
4) Caracteristica de defect cu timp lung, definită de relația:
pentru și (4.4)
Valorile sunt parametrizabile.
4.9. Protecție maximală de curent de fază direcțională (PDOC, cod ANSI 67)
Funcția de protecție maximală de curent, direcțională, temporizată asigură eliminarea temporizată a scurtcircuitelor însoțite de valori mari ale intensității curenților, atunci când direcția curentului de scurtcircuit este corespunzătoare. Aceste protecții se parametrizează de obicei astfel încât să sesizeze defecte în față.
Protecția se utilizează în scheme cu alimentare buclată, unde avem mai multe surse și prin urmare pe un element de rețea pot circula curenții de scurtcircuit în ambele sensuri.
Din punct de vedere al caracteristicilor de declanșare se pot întâlni caracteristici de timp dependente, independente sau combinate. Acestea sunt identice cu cele prezentate la protecția maximală de curent temporizată.
În figura 4.14 se prezintă schema logică de funcționare a acestei protecții.
Fig. 4.14. Schema logică de funcționare a protecției maximale de curent de fază direcțională
Controlul direcției se efectuează prin măsurarea defazajului dintre curentul de fază și tensiunea de linie dintre celelalte două faze (schemă de alimentare de 90˚). Dacă s-ar utiliza curentul și tensiunea omoloagă de fază atunci ar exista riscul ca la defecte foarte apropiate de locul de montare tensiunea să fie foarte apropiată de zero și unghiul dintre ele să fie măsurat cu o eroare foarte mare.
În figura 4.15 se prezintă o diagrama vectorială a tensiunilor și curenților în regim normal, și în regim de scurtcircuit monofazat al fazei R la pământ.
Fig. 4.15 Diagrama vectorială a curenților de fază, a tensiunilor de fază și de linie
în regim normal și regim de scurtcircuit monofazat al fazei R la pământ.
Din figura 4.15 se observă și zona de acționare și respectiv de blocare din punct de vedere al direcționări. Zona de acționare este aceea în care intre curentul de fază de defect și tensiunea față de care se calculează defazajul este cuprins între 120˚ capacitiv și 60˚ inductiv.
Unghiul de sensibilitate maximă se regăsește la 30˚ capacitiv.
4.10. Protecția maximală de curent homopolar instantanee (PIOC, cod ANSI 50N)
Funcția de protecție maximală de curent de nul, nedirecțională, instantanee asigură eliminarea rapidă a scurtcircuitelor însoțite de o valoare mare ale curentului homopolar, adică în cazul defectelor cu pământul. Prin urmare protecția nu va funcționa în cazul defectelor trifazate simetrice. În figura 4.16 se prezintă schema logică de funcționare a acestei protecții.
Fig. 4.16. Schema logică de funcționare a protecției maximale de curent de nul instantanee
Curentul homopolar I0 se calculează de către terminalul de protecție pe baza curenților de fază conform relației (4.5).
(4.5)
Această funcție verifică curentul homopolar și la depășirea valorii reglate a curentului se comandă declanșarea instantanee a întrerupătorului. Funcția poate fi utilizată în acele cazuri în care se poate stabili un reglaj corespunzător astfel încât acționarea să se producă numai la defecte în zona protejată, având în vedere că protecția este nedirecțională și netemporizată. Protecția sesizează scurtcircuitele care au loc cu pământul și poate fi utilizată în scheme cu alimentare radială.
4.11. Protecția maximală de curent de homopolar temporizată (PTOC , cod ANSI 51N)
Funcția de protecție maximală de curent homopolar, nedirecțională, temporizată asigură eliminarea temporizată a scurtcircuitelor însoțite de o valoare mare ale curentului homopolar, adică în cazul defectelor cu pământul.. Această funcție verifică curentul homopolar și la depășirea valorii reglate a și menținerea acestei valorii un timp egal cu cel reglat se comandă declanșarea întrerupătorului.
În figura 4.17 se prezintă schema logică de funcționare a acestei protecții.
Fig. 4.17 Schema logică de funcționare a protecției maximale de curent de nul temporizată
Curentul homopolar I0 se calculează de către terminalul de protecție pe baza curenților de fază conform relației (4.5). Protecția se poate utiliza în scheme cu alimentare radială, iar din punct de vedere al caracteristicilor de declanșare se pot întâlni caracteristici de timp dependente, independente sau combinate. Acestea au fost prezentate la punctul 4.8.
4.12. Protecția maximală de curent homopolar direcțională (PDEF, cod ANSI 67N)
Funcția de protecție maximală de curent homopolar, direcțională, temporizată asigură
eliminarea temporizată a scurtcircuitelor însoțite de o valoare mare ale curentului homopolar, adică în cazul defectelor cu pământul atunci când direcția curentului de scurtcircuit este corespunzătoare. Aceste protecții se parametrizează de obicei astfel încât să sesizeze defecte în față. Protecția se utilizează în scheme cu alimentare buclată, unde avem mai multe surse și prin urmare pe un element de rețea pot circula curenții de scurtcircuit în ambele sensuri. Din punct de vedere al caracteristicilor de declanșare se pot întâlni caracteristici de timp dependente, independente sau combinate.
În figura 4.18 se prezintă schema logică de funcționare a acestei protecții.
Fig. 4.18 Schema logică de funcționare a protecției maximale de curent de nul direcțională
Controlul direcției se efectuează prin măsurarea defazajului dintre curentul homopolar I0 și tensiunea homopolară U0 , care se calculează de către terminalul de protecție pe baza tensiunilor de fază conform relației (3.34).
(4.6).
În figura 4.19 se prezintă o diagramă vectorială a mărimilor de interes în regim normal, iar în figura 4.20 se prezintă o diagramă vectorială în regim de scurtcircuit monofazat al fazei R la pământ cu reprezentarea curentului și tensiunii homopolare.
Fig. 4.19. Diagrama vectorială a curenților de fază și a tensiunilor de fază în regim normal
Fig. 4.20. Diagrama vectorială a curenților de fază, a tensiunilor de fază,
a curentului și tensiunii homopolare în regim de scurtcircuit
Din figura 4.20 se observă că zona de acționare este aceea în care unghiul între curentul homopolar și tensiunea homopolară față de care se calculează defazajul este cuprins intre 160˚ inductiv și 20˚ capacitiv. Unghiul de sensibilitate maximă se regăsește la 110˚ capacitiv.
4.13. Protecția maximală de tensiune temporizată (PTOV, cod ANSI 59)
Funcția de protecție maximală de tensiune funcționează pe baza măsurării valorilor celor trei tensiuni între faze și a celor trei tensiuni de fază. Protecția are rolul de a sesiza supratensiuni simetrice de natură să pericliteze izolația rețelei. Funcția de protecție maximală de tensiune demarează dacă valoarea tensiunilor supravegheate depășește valoarea de acționare reglată și după menținea acestei depășiri un timp egal cu perioada reglată, determină declanșarea întrerupătorului local și transmiterea unei comenzii de declanșare a întrerupătorului de la capătul liniei prin instalația de teleprotecție.
Caracteristicile de declanșare tensiune-timp sunt de tip caracteristică independentă și are cel puțin două trepte reglabile. În figura 4.21 se prezintă schema logică de funcționare a acestei protecții.
Fig. 4.21 Schema logică de funcționare a protecției maximale de tensiune temporizată
4.14. Funcția de protecție de minimă frecvență (PFRQ, cod ANSI 81)
Funcția de protecție de minimă frecvență funcționează pe baza măsurării frecvenței unei tensiuni selectate. Funcția de protecție de minimă frecvență demarează dacă valoarea frecvenței supravegheate scade sub valoarea de acționare reglată și pornește temporizarea. După trecerea perioadei de timp comandă declanșarea întrerupătorului. Caracteristicile de declanșare tensiune-timp sunt de tip caracteristică independentă și are cel puțin două trepte reglabile. În figura 4.22 se prezintă schema logică de funcționare a acestei protecții.
Fig. 4.22 Schema logică de funcționare a protecției minimale de frecvență temporizată
4.15. Blocaj la pendulații de putere (RPSB, 68)
Pendulațiile de putere reprezintă un regim anormal de funcționare a sistemului electroenergetic caracterizat de variații ale circulației de putere cauzate de alunecarea relativă a tensiunii generatoarelor în diferite puncte din sistem. Variațiile circulației de putere, deși mențin sistemele de tensiuni și curenți simetrice, determină variații ale impedanțelor măsurate de protecția de distanță (atât ca modul cat și ca fază ) care pot conduce la declanșarea liniei.
Ca rezultat al pendulațiilor de putere, impedanțele măsurate de protecția de distanță pot trece
din zona de sarcină normală în zonele de acționare ale treptelor de impedanță și pot conduce la declanșare. Funcția de blocare a protecției de distanță la pendulații de putere funcționează pe baza măsurării impedanței aparente și are rolul de blocare a acționării funcției de protecție de distanta provocată de prezența unor instabilități în sistemul energetic (care se manifestă sub forma unor pendulații de putere).
Sesizarea pendulațiilor se bazează pe criteriul vitezei de scădere a impedanței aparente
măsurate. Viteza de scădere a impedanței se bazează pe măsurarea intervalului de timp, necesar fazorului impedanței aparente de a parcurge zona cuprinsă intre 2 poligoane (contururi) din planul complex.
Coordonatele celor doua contururi sunt reglabile în planul complex. Funcția permite reglarea independentă a două temporizări, în scopul sesizării de oscilații cu viteze de alunecare diferite. În prezența pendulațiilor de putere identificate se interzic comenzile de declanșare a protecției de distanță (opțional se interzice numai treapta I-a, sau se interzic toate treptele protecției de distanță). Dacă pe durata existenței pendulațiilor de putere se produce un scurtcircuit în zona protejată interdicția de declanșare a protecției de distanță trebuie anulată.
În figura 4.23 se arată modul de variație a impedanței la scurtcircuit (1) și la o pendulație de putere (2).
Fig. 4.23 Explicativă pentru modul de variație a impedanței la scurtcircuit și la pendulații de putere
4.16. Protecție la refuz de întrerupător (DRRI) / (PIOC/RBRF, cod ANSI 50BF)
Rolul instalațiilor de protecție este acela de a detecta diverse defecte din rețea și de a separa elementul avariat în cel mai scurt timp posibil. În practică există însă cazuri în care chiar dacă terminalul de protecție a detectat defectul, a luat decizia corectă de declanșare a întrerupătorului (sau întrerupătoarelor), din diverse cauze deschiderea întrerupătorului să nu se producă. Aceste cauze pot fi diverse spre exemplu:
întreruperi ale circuitelor de declanșare între terminalul de protecție și întrerupător;
defecțiuni în circuitele electrice de declanșare ale întrerupătorului;
defecțiuni de natură tehnologică ale întrerupătoarelor (mecanice, hidraulice, etc.).
Nedeschiderea întrerupătorului duce la neeliminarea defectului și poate avea consecințe grave asupra celorlalte instalații. Pentru a soluționa o astfel de posibilitate a fost creată protecția de refuz de întrerupător.
Această funcție realizează în două trepte următoarele:
treapta 1 realizează repetarea impulsului de declanșare monofazat sau trifazat la cea de a doua bobină de declanșare a întrerupătorului care a refuzat declanșarea. Acest lucru se realizează preventiv, netemporizat ( t=0 s ) și poartă denumirea de retrip;
treapta 2 cu o temporizare suficient de mică, dar aleasă astfel încât să rezulte clar că avem de a face cu un refuz (circa 0.15 s) se va emite impuls de declanșare trifazată definitivă pentru toate întrerupătoarele barei pe care se află și întrerupătorul cu refuz.
De asemenea pentru celulele de LEA se va emite și impuls de blocare a funcției de RAR (reanclanșare automată rapidă).
În general pentru pornirea treptei 2 trebuiesc îndeplinite simultan două condiții;
cel puțin o funcție de protecție să fi emis impuls de declanșare;
curentul pe cel puțin o fază să fie mai mare decât o valoare reglată.
4.17. Protecție de capăt (End Zone) / (PIOC, 50EZ)
Această funcție de protecție a fost concepută pentru a rezolva o situație specială care poate apărea în cadrul instalațiilor din SEN. Presupunem că avem o LEA care face legătura între două stații de transformare și care se află în următoarea situație: în una din stații întrerupătorul este închis, iar în capătul opus întrerupătorul este deschis. O situație specială poate apare dacă în aceste condiții apare un scurtcircuit între întrerupătorul deconectat și transformatorii de curent din respectiva celulă.
În figura 4.24 se prezintă o schemă electrică monofilară a unei LEA care face legătura între stația de transformare A și stația B. În stația A întrerupătorul este deschis, iar în stația B întrerupătorul este închis.
Fig. 4.24. Schema electrică monofilară a unei LEA cu un capăt deconectat
Ținând cont de schema din figura 4.25 și presupunând că nu am avea funcția de protecție de capăt, la apariția unui scurtcircuit între întrerupător și transformatori de curent din stația A este posibil ca protecția diferențială de bare din stația A să funcționeze eronat, iar protecțiile din stația B ar elimina defectul cu o întârziere (declanșare în treapta a doua).
Pentru a se evita această situație în terminalul de protecție din stația A se poate implementa funcția de protecție de capăt: Această funcție de protecție se va activa doar dacă întrerupătorul este deconectat trifazat. La apariția unui defect intre întrerupătorul deschis și transformatorii de curent va determina apariția unui curent de defect prin terminalul de protecție din stația A.
Funcția de protecție de capăt va determina:
curentul de defect va fi ignorat de protecția diferențială de bară, care rămâne în funcție fără a se bloca;
se va bloca funcția de RAR la această celulă și se blochează pe poziția deschis întrerupătorul celulei;
se transmite impuls de declanșare în capătul opus și se blochează funcția de RAR în capătul opus.
Pentru cazurile în care am avea de a face cu celule pentru autotransformator sau transformator funcția de protecție de capăt va determina:
curentul de defect va fi ignorat de protecția diferențială de bară, care rămâne în funcție fără a se bloca;
se va da impuls de declanșare întrerupătorului de la celălalt nivel de tensiune unde se va porni și DRRI;
se blochează pe poziția deschis întrerupătoarele pe ambele nivele de tensiune.
4.18. Protecție de “capăt de circuit”/maximală de curent de fază și de nul / (PIOC, 50 STUB)
Această funcție se utilizează în terminalele de protecție care protejează scheme primare de tip poligonal sau cele cu mai mult de un întrerupător pe circuit. De fapt această funcție este o protecție maximală de curent instantanee, nedirecționată și în principiu netemporizată. Această funcție de protecție se va activa doar dacă separatorul de linie este deschis. La apariția unui defect intre separatorul deschis și intre cele două grupuri de transformatori de curent va determina apariția unui curent de defect prin terminalul de protecție aferent liniei. Protecția va verifica atât curentul de scurtcircuit de fază cat și cel de nul. Dacă oricare din curenții de scurtcircuit de fază sau de nul depășesc valorile reglate funcția de protecție de “capăt de circuit” va transmite impuls de declanșare întrerupătoarelor adiacente nodului și se blochează funcția de RAR.
Fig. 4.25 – Linie electrică poligonală explicativă pentru protectia de „capăt” de linie
În figura 4.25 se prezintă o schemă electrică monofilară a unei stații poligonale la care la una dintre linii separatorul de linie este deschis. Analizând fig. 4.25 putem spune că protecția de “capăt” este activată pentru terminalul de protecție aferent LEA 4 ( SL4 deschis ). În condiții normale de funcționare prin terminalul de protecție al LEA 4 va trece un curent mic (de dezechilibru), dar dacă apare un defect între TC41, TC34 și SL4 atunci prin terminalul de protecție va trece un curent proporțional cu curentul de scurtcircuit. În aceste condiții protecția de “capăt” va declanșa întrerupătoarele I41 și I34.
4.19. Protecția la mers asincron (PPAM, 78)
În cadrul SEN generatoarele funcționează sincron cu sistemul electroenergetic, toate generatoarele din sistem au aceeași viteză unghiulară. Dacă unghiul de fază dintre generatoare ajunge prea mare, operarea stabilă a sistemului nu poate fi menținută. În aceste cazuri generatorul iese din sincronism, pierzându-și sincronizarea cu sistemul extern.
Ieșirea din sincronism a grupurilor generatoare este determinată și de scurtcircuite în rețeaua electrică. Cu cat scurtcircuitul este mai apropiat de generator și timpul de eliminare este mare cu atât mai mare este probabilitatea ca un generator să iasă din sincronism.
Unghiul de fază relativ al generatorului oscilează în aceste condiții cu diverse amplitudini. Cu cât durata defectului crește cu atât va crește și amplitudinea oscilației. Dacă amplitudinea este mică este posibil ca după eliminarea defectului, generatorul să reintre, în sincronism, dar dacă se depășește o valoare critică acesta va ieși din sincronism și prin urmare va fi deconectat de la sistem. În figura 4.26 se prezintă diverse variații ale unghiului de fază relativ al generatorului față de sistem.
Fig. 4.26 Variația unghiului de fază relativ al generatorului față de sistem.
Dacă conexiunea dintre două generatoare este slabă, atunci amplitudinea de oscilație va crește pană se pierde stabilitatea unghiulară. În momentul apariției mersului asincron va exista un centru al acestei oscilații, care este echivalent cu faptul că o protecție de distanță va măsura o impedanță de defect. Dacă centrul de oscilație este într-un generator atunci acel generator trebuie în mod obligatoriu să fie deconectat cât mai rapid. Dacă însă centrul de oscilație este localizat în sistemul electroenergetic ar trebui, dacă este posibil, să fie despărțite cele două generatoare și păstrate în funcțiune. Despărțirea poate fi făcută în locații predefinite.
Sesizarea mersului asincron se face prin măsurarea vitezei de variație a impedanței la intersectarea caracteristicii de demaraj și sensul de parcurgere, respectiv intersecție cu poligonul caracteristicii de demaraj.
În figura 4.27 se prezintă poligonul de demaraj pentru funcția de sesizarea a mersului asincron
și a pendulațiilor.
Fig. 4.27. Poligonul de demaraj pentru funcția de sesizarea a mersului asincron și a pendulațiilor.
Declanșarea se produce instantaneu dacă vectorul impedanță este situat în zona 1 (PZ1) protejată sau după un număr de cicluri dacă vectorul impedanță este situat în zona 2 de impedanță (PZ2). Zona PZ2 include zona PZ1. În figura 4.28 se prezintă poligonul de reglaj pentru logica de acționare a protecției împotriva mersului asincron.
Fig. 4.28. Poligonul de reglaj pentru logica de acționare a protecției împotriva mersului asincron.
În figura 4.29 se prezintă formele de undă pentru tensiune și curent în cazul unei oscilații în sistem.
Fig. 4.29 Forme de undă în cazul pendulațiilor: a) tensiunea și b) curentul pentru o oscilație în sistem
4.20. Reanclanșare automată rapidă (RAR) / (RREC, 79)
Liniile electrice aeriene, datorită condițiilor specifice în care lucrează, reprezintă elemente ale sistemelor electroenergetice care sunt cele mai mult supuse deranjamentelor.
Multe din defectele ce apar pe liniile electrice aeriene au un caracter trecător, caz în care, dacă linia este scoasă de sub tensiune un timp necesar stingerii arcului electric de la locul de defect, atunci la restabilirea alimentării cu tensiune există foarte multe șanse ca defectul să nu mai apară. Funcția de reanclanșare automată rapidă se prevede pentru repunerea rapidă în funcțiune a LEA după ce linia a fost deconectată de una din protecțiile liniei. Pe acele elemente de rețea la care probabilitatea ca un defect să fie trecător este mică
( linii electrice în cablu, transformatoare, autotransformatoare ) nu se va activa funcția de reanclanșare automată rapidă. Indiferent de principiul de funcționare și schema folosită, funcția de RAR trebuie să satisfacă câteva condiții pentru ca ansamblul protecție – RAR – întrerupător să aibă performanțe cat mai ridicate:
funcționarea RAR trebuie să se facă doar dacă declanșarea întrerupătorului s-a făcut de către o protecție și să nu funcționeze dacă deconectarea este manuală;
RAR- ul trebuie să se blocheze dacă declanșarea întrerupătorului s-a făcut de către anumite protecții;
RAR- ul trebuie să permită funcționarea treptei prelungite a protecției de distanță;
RAR- ul trebuie să permită mai multe regimuri (RAR monofazat, RAR trifazat, RAR mono-trifazat);
comanda de anclanșare din RAR trebuie să aibă o durată suficientă pentru a asigura anclanșarea întrerupătorului.
În funcție de performanțele ansamblului protecție -RAR- întrerupător și de necesitățile de restabilire ale sistemului pentru elementul de rețea protejat se disting următoarele tipuri de RAR:
RAR monofazat (la defecte monofazate cu pământul, protecția și întrerupătorul trebuie să fie capabile să efectueze declanșarea fazei cu defect, RAR va efectua reanclanșarea monofazică a fazei declanșate iar la defecte polifazate protecția va declanșa trifazat întrerupătorul iar RAR- ul va fi blocat nu mai permite reanclanșarea);
RAR monofazat – trifazat (la defecte monofazate cu pământul, protecția și întrerupătorul trebuie să fie capabile să efectueze declanșarea fazei cu defect, RAR va efectua reanclanșarea monofazică a fazei declanșate iar la defecte polifazate protecția va declanșa trifazat întrerupătorul iar RAR- ul va reanclanșa trifazat întrerupătorul);
RAR trifazat (indiferent de tipul defectului și performanțele ansamblului protecție întrerupător, întrerupătorul va fi declanșat trifazic, iar RAR- ul va reanclanșa trifazat).
În funcție de numărul de cicluri de încercare se deosebesc următoarele cazuri:
RAR simplu (dacă avem o singură încercare);
RAR multiplu (dacă numărul de cicluri de încercare este mai mare de 2).
Cele mai utilizate sunt RAR- urile simple, însă se mai utilizează și RAR- uri cu două cicluri.
Pentru RAR simplu avem de a face cu:
RAR reușit atunci când după o reanclanșare prin RAR defectul a dispărut și LEA a
fost repusă în funcție;
RAR nereușit atunci când după o reanclanșare prin RAR defectul persistă iar protecția va asigura o declanșare trifazată definitivă a întrerupătorului.
Pentru RAR cu două cicluri avem de a face cu:
RAR ciclu 1 reușit atunci când după prima reanclanșare prin RAR defectul a dispărut și LEA a fost repusă în funcție;
RAR ciclu 2 reușit atunci când după prima reanclanșare prin RAR defectul nu dispare iar după a doua reanclanșare prin RAR defectul a dispărut și LEA a fost repusă în funcție;
RAR ciclu 2 nereușit atunci când și după a doua reanclanșare prin RAR defectul persistă iar protecția va asigura o declanșare trifazată definitivă a întrerupătorului.
În figura 4.30 se prezintă o diagramă de funcționare a ansamblului protecție – RAR – întrerupător la un RAR reușit.
Fig. 4.30 Diagramă de funcționare a ansamblului protecție – RAR – întrerupător la un RAR reușit
Explicativă pentru fig. 4.30
t0 – momentul inițial care coincide cu apariția defectului;
t1 – protecția demarează;
t2 – protecția emite impuls de declanșare;
t3 – deschidere contacte întrerupător;
t4 – arc electric din întrerupător stins;
t5 – protecția revine în stare de așteptare;
t6 – comandă de reanclanșare întrerupător;
t7 – amorsare arc electric;
t8 – închidere contacte întrerupător;
t9 – RAR revine în stare de așteptare.
Având în vedere definirea timpilor de mai sus se pot vedea și diversele secvențe de timp din derularea acestui eveniment:
T1 = t4 – t2 timpul total de deschidere al întrerupătorului ;
T2 = t8 – t6 timpul total de închidere al întrerupătorului ;
T3 = t4 – t3 durata de rupere al arcului electric;
T4 = t7 – t4 durata de întrerupere;
T5 = t8 – t7 durata arcului de amorsare;
T6 = t8 – t3 durata de întrerupere;
Tp = t6 – t2 timp reglat pentru pauza de RAR;
Tb = t9 – t6 timp recuperare sau blocare RAR;
Tf = t4 – t0 durata totală de eliminare a defectului în locul de montare a terminalul de protecție;
T0 = t9 – t1 timpul de permisie (reglat).
4.21. Teleprotecție (teledeclanșare) / (RCPW, cod ANSI 85)
Protejarea liniilor electrice se face prin montarea de terminale de protecție în ambele capete ale liniei. Fiecare din terminalul de protecție în funcție de reglajul implementat ia decizii de declanșare a întrerupătorului din capătul în care este montat.
Uneori anumite informații dintr-un capăt al liniei este util să fie cunoscute și în celălalt capăt iar ca anumite decizii de declanșare dintr-un capăt să determine declanșarea și în capătul opus. În fig.4.31 se prezintă schema monofilară a unei linii electrice. Pe această linie presupunem că avem un scurtcircuit amplasat în diverse puncte ale liniei.
Fig. 4.31 Schema monofilară a unei linie cu amplasarea locului de scurtcircuit în diverse puncte
Dacă în ambele capete ale liniei avem implementată funcția de protecție de distanță și dacă nu am avea teleprotecție la diversele locuri ale scurtcircuitelor (fig. 4.31) am avea următoarele situații:
pentru defect în k1 (15 % din lungimea liniei apropiat de stația A) terminalul din A va declanșa întrerupătorul în treapta 1 (0 sec) iar terminalul din B va declanșa întrerupătorul în treapta a 2-a (0.4 sec). Prin urmare timpul total de eliminare a defectului este de 0.4 sec;
pentru defect în k2 (în porțiunea de la 15 % pană la 85 % din linie față de capătul A) terminalele de protecție vor declanșa întrerupătoarele în treapta 1 (0 sec);
pentru defect în k3 (15 % din lungimea liniei apropiat de stația B) terminalul din B va declanșa întrerupătorul în treapta 1 (0 sec) iar terminalul din A va declanșa întrerupătorul în treapta a 2-a (0.4 sec). Prin urmare timpul total de eliminare a defectului este de 0.4 sec.
Dacă s-ar aplica un astfel de algoritm pentru linia în cauză pentru defecte pe porțiune de 30 % din lungimea liniei eliminarea defectului s-ar efectua intr-un timp corespunzător cu treapta a doua o protecției de distanță. Pentru a elimina orice defect de pe linie în ambele capete ale liniei în treapta 1 a protecției de distanță se pot aplica două soluții:
aplicarea algoritmului de treapta 1 prelungită. Un astfel de algoritm presupune ca la defecte monofazate treapta 1 să fie estinsă pană la nivelul treptei a doua, adică terminalul de protecție va determina declanșarea monofazică a întrerupătorului și la defecte care au loc în afara liniei. Acest lucru are dezavantaje pentru că la defecte monofazice nu se mai respectă principiul selectivități iar la defecte persistente există riscul ca datorită neselectivității să avem și consumatori nealimentați;
aplicarea algoritmului de teleprotecție.
Acest algoritm presupune ca în fiecare capăt treapta 1 a protecției de distanță să fie reglată pentru o lungime de 85 % din lungimea liniei și atunci când aceasta ia decizia de declanșare acest impuls este transmis pe canalul de telecomunicații și în capătul opus. Terminalul din acest capăt, primind informația de declanșare din capătul opus și în condițiile în care este demarat, va determina declanșarea întrerupătorului și în acest capăt.
În aceste condiții pentru scurtcircuite pe oricare porțiune a liniei eliminarea defectului se efectuează la un timp de treapta 1 și suplimentar se respectă și principiul selectivității. În concluzie prin funcția de teleprotecție se poate rezolva ca defectele din orice loc al liniei să fie eliminate intr-un timp echivalent cu cel al treptei 1 și în plus este respectat și principiul selectivității. Dacă anumite funcții de protecție au luat decizii de declanșare este util ca acest impuls să fie transmis și în capătul opus. În baza acestor informații în capătul opus se va lua decizie de declanșare imediată a liniei respective.
Funcțiile de protecție care intră în această categorie sunt:
protecția maximală de tensiune temporizată (PTOV, ANSI 59);
protecția de minimă frecvență (PFRQ, ANSI 81);
protecția la mers asincron (PPAM, ANSI 78) ;
protecția la refuz de întrerupător / DRRI (RBRF, ANSI 50BF);
protecția diferențială de bare (PBBF, ANSI 87BB) ;
protecția de capăt /End Zone (PIOC, ANSI 50EZ).
Acestea sunt cele mai utilizate aplicații ale funcției de teleprotecție. Fiecare caz trebuie analizat și dacă sunt informații utile și despre decizia altor funcții de protecție acestea se pot transmite. Totuși există o limitare fizică în utilizarea acestei funcții și anume aceea că echipamentele de comunicație între stațiile de transformare au doar patru canale de comunicare. În acest sens anumite informații care se transmit în capătul opus trebuie grupate pe aceste patru canale în funcție de decizia care trebuie luată în capătul opus.
Având în vedere că cele două capete ale liniei sunt de obicei la distanțe apreciabile acest transfer de informație între capetele liniei nu se realizează foarte ușor.
Trebuie menționat că există o legătură intre stații, iar această legătură este tocmai linia electrică. De aceea cele mai multe medii de comunicare vor folosi ca suport tocmai linia electrică. Cele mai utilizate soluții de comunicare între terminalele de protecție din cele două capete sunt:
pe înaltă frecvență (pe conductoarele de fază ale LEA) – TIF sau PLC;
pe fibre optice (pe conductorul special de protecție al LEA) – FO;
pe radioreleu – RR .
În figurile 4.32, 4.33 și 4.34 se prezintă schemele principiale de transmisiuni de teleprotecție prin FO, TIF și respectiv RR.
Fig. 4.32. Schema principială de transmisiuni de teleprotecție prin FO
Explicativă pentru fig. 4.32, 4.33 și 4.34
TP – terminal protecție;
FO – fibră optică;
ODF – cutie distribuție fibră optică (optical distribution frame);
OP 1, OP 2 – amplificator optic (optical power);
JB – Cutie joncțiune exterioară pentru fibră optică;
ETL – Echipament telecomunicații;
FC – filtru capacitiv;
CC TT – condensator de cuplaj al transformatorului de tensiune cuplaj
Fx – cablu canal telefonic modulat în frecvență
BB – bobina de blocaj.
Fig. 4.33. Schema principială de transmisiuni de teleprotecție prin TIF
Fig. 4.34. Schema principială de transmisiuni de teleprotecție prin RR
4.22. Protecția diferențială de linie / (PLDF, cod ANSI 87L)
Pentru liniile electrice scurte, numai implementarea funcției de protecție de distanță nu
asigură o selectivitate suficientă. De aceea pentru protecția acestor tipuri de linii este util a se introduce și alte funcții de protecție care să asigure o selectivitate ridicată.
O astfel de funcție este chiar funcția diferențială de linie. Principiul de funcționare al acestei funcții este cel al legii întâi a lui Kirchhoff și anume de a compara curenții din capetele liniei. Protecția se poate aplica pentru linii cu două capete dar și pentru ansambluri linii cu conexiuni în T pe care se află blocuri linie-transformator. Protecția este capabilă să selecteze faza defectă și să efectueze declanșări monofazice. În fig.4.35 se prezintă circulația curenților de defect la scurtcircuit interne k1 și la scurtcircuite externe k2.
Fig. 4.35. Circulația curenților de defect la scurtcircuit interne k1 și la scurtcircuite externe k2.
Din figura 4.35 rezultă că pentru scurtcircuite în zona protejată, adică pe linie, prin terminalul de protecție trece suma curenților de defect, iar la defecte interne prin acesta trece diferența acestora. Prin urmare la defecte interne prin terminalul de protecție trece un curent mare, iar la defecte externe curentul este foarte apropiat de zero. Tocmai pe această ultimă observație își bazează funcționarea protecția diferențială de linie.
În practică realizarea schemei din figura 4.35 nu se poate realiza deoarece stațiile A și B sunt amplasate la distanțe apreciabile. De aceea protecția se realizează montând terminale de protecție în fiecare stație iar intre ele se va asigura o cale de comunicare (cea mai utilizată în prezent fiind calea de comunicare prin FO). Calea de comunicare va fi separată de cea pentru funcția de teleprotecție. Această cale de comunicare se folosește pentru ca semnalele analogice preluate de terminalul de protecție să fie transmise cu o viteză suficient de mare către celelalte terminale. Aceste pachete de curent localizate geografic separat unul față de altul, trebuie coordonate în timp astfel încât algoritmul diferențial de curent să fie corect și o eventuală decizie de declanșare să fie luată rapid.
Algoritmul diferențial poate să fie de tip master-master caz în care, mostre de curent sunt schimbate intre toate terminalele, și în fiecare terminal se efectuează o evaluare sau de tip master slave caz în care, mostre de curent sunt transmise de la terminale slave către terminalul master, unde se va efectua evaluarea.
În fig.4.36 se prezintă o schemă de realizare a protecției diferențiale pentru o linie cu trei capete cu algoritm tip master – master.
Fig. 4.36 Schema protecției diferențiale pentru o linie cu trei capete cu algoritm tip master – master.
Avantajul algoritmului master-master este acela că se asigură o redundanță crescută dar trebuie ținut seama de faptul că, schema de comunicație trebuie să fie mai complicată și de viteză corespunzătoare. Mostrele cu măsurătorile curenților se vor realiza la fiecare milisecundă dar transmiterea acestora se face în pachete de 5 milisecunde. Când un nou pachet este disponibil acesta va fi transmis automat.
Vor fi transmise următoarele date:
valorile reale și imaginare ale curenților de secvență directă;
valorile reale și imaginare pentru armonicile de ordin 2 și 3;
valorile reale și imaginare ale curenților de secvență inversă.
Pentru valorile care ajung la evaluare este foarte important ca acestea să aibă o marcă de timp și toate terminalele care contribuie la protecția diferențială să fie sincronizate în timp.
De exemplu o eroare de timp de 1 ms va determina o eroare a amplitudinii de circa 3 % iar o eroare de 10 ms oferă o eroare maximă. Sincronizarea timpilor se efectuează prin GPS, prin metoda ecoului sau se aplică o metodă combinată în care timpul fiecărui terminal se sincronizează prin GPS iar între terminale se aplică metoda ecoului. Decizia de declanșare a terminalului se face pe baza unui algoritm de calcul implementat în terminalul de protecție și pe baza unei caracteristici de funcționare a protecției care este programabilă.
În fig.4.37 se prezintă caracteristica de funcționare pentru protecția diferențială de linie.
Fig. 4.37. Caracteristică de funcționare a protecției diferențiale de linie
Din fig. 4.37 se poate observa că această caracteristică este compusă din trei drepte, dintre care una este paralelă cu abscisa (1) și alte două drepte care au o pantă față de abscisa (2 și 3).
Pentru construirea caracteristicii este nevoie de următoarele mărimi:
Id.min este curentul diferențial sub care protecția nu va funcționa;
I1-2 este curentul de trecere de la prima porțiune a caracteristici la a doua;
I2-3 este curentul de trecere de la a doua porțiune a caracteristici la a treia;
panta pe a doua porțiune a caracteristici (2);
panta pe a treia porțiune a caracteristici (3);
Idnrec este curentul diferențial nereciclabil. Peste această valoare protecția va funcționa necondiționat.
4.23. Protecție diferențială de bare / (PBDF, cod ANSI 87BB)
Barele colectoare ale stațiilor sunt zone foarte importante și sensibile ale sistemului electroenergetic. Dacă în aceste zone apare un scurtcircuit, atunci acesta este eliminat când toate elementele sursă de pe bare au fost declanșate. Dacă nu s-ar prevede o protecție specială pentru eliminarea defectelor de pe bare, atunci eliminarea defectului s-ar efectua prin protecțiile de la capătul opus al elementelor care sunt conectate pe bara respectivă, ceea ce ar însemna o eliminare a defectului intr-un timp foarte mare cu consecințe asupra echipamentelor din stație.
Pentru ca defectele de pe bare să fie eliminate rapid s-a realizat protecția diferențială de bare care este capabilă să determine declanșarea rapidă a tuturor defectelor care ar apărea pe bare. Având în vedere că pe barele colectoare sunt racordate foarte multe elemente (se poate ajunge la 20 -25 celule) atunci dacă s-ar utiliza un singur terminal de protecție numărul intrărilor de curent ar ajunge la cifre impresionante. Din acest motiv realizarea acestei funcții de protecție se realizează descentralizat la nivelul achiziției curenților și mărimilor binare de interes de la celulele racordate la bară și centralizat la nivelul deciziei de declanșare. După luarea deciziei de declanșare, impulsurile către întrerupătoarele vor pleca tot din terminalele de celulă.
În figura 4.38. se prezintă schema bloc pentru protecția diferențială bară pentru o bară cu 5 elemente racordate la bară.
Fig.4.38. Schema bloc a protecției diferențiale de bară.
O schemă principială a unei protecției diferențiale de bară este prezentată figura 4.38, unde s-au notat:
TPC – terminal protecție celulă – achiziționează curenți aferenți celulei și poziții de echipament aferente celulei;
UC – Unitate centrală – primește informații despre curenții și poziții de echipament de la unitățile de celulă, prelucrează informația și ia decizii conform algoritmilor
implementați;
FO – legături de comunicație prin FO prin care se realizează comunicarea multimode între TPC și UC.
Principiul de funcționare al protecției diferențiale de bare este apropiat de al celorlalte protecții diferențiale cu anumite particularități. Deci la baza algoritmului implementat în protecția diferențială se află legea I a lui Kirchhoff. În figura 4.39 se prezintă circulația curenților la scurtcircuit pe bară și respectiv la scurtcircuit extern la o bară cu cinci elemente racordate.
Fig.4.39. Circulațiile curenților la scurtcircuit pe bară și respectiv la scurtcircuit extern.
Curenții I11 , I21 , I31 , I41 , I41 sunt curenții prin celulele 1-5 la scurtcircuit pe bară (k1) iar
curenții I12 , I22 , I32 , I42 , I42 sunt curenții prin celulele 1-5 la scurtcircuit extern (k2).
Aplicând teorema a I a lui Kirchhoff în cele două cazuri rezultă:
(4.7)
și (4.8)
Prin urmare suma curenților care trec prin celule la defect pe bară este maximă la defecte interne și 0 la defecte externe. Protecția diferențială de bară va realiza prin algoritmi implementați calculul a doi curenți și anume: curentul diferențial ca modul sumei vectorială a curenților care circulă prin celule și curentul stabilizat (sau frânare) ca suma modulelor acelorași curenți. Stabilizarea are rolul de a reduce influența erorilor de măsurare a curenților pe diversele celule. Erorile apar pentru că erorile transformatorilor de curent sunt diferite și în plus într-o stație de transformare pot să existe transformatoare cu rapoarte de transformare diferite. Prin urmare vom avea:
(4.9)
și (4.10)
La defecte interne Idif și Ista au valori mari iar la defecte externe Idif are valoare apropiată de zero și Ista are valoare mare. Caracteristica de funcționare se construiește tocmai pe principiul descris mai sus.
Fig.4.40. Exemplu de caracteristică de funcționare a protecției diferențiale de bare.
Din figura 4.40 se poate observa că această caracteristică este compusă din două drepte, una care este paralele cu abscisa (1) și cealaltă are o pantă față de abscisa (2). Dreapta 2 are punctul de pornire exact în origine iar panta acesteia este reglabilă prin coeficientul de stabilitate ksta. Pentru construirea caracteristici este nevoie de următoarele mărimi:
Idif min este curentul diferențial minim sub care protecția nu va funcționa;
ksta coeficientul de stabilitate.
În fiecare protecție diferențială se stabilește și o valoare a curentului diferențial pentru
semnalizare. Dacă această valoare este depășită atunci cu o temporizare reglată se va emite un
impuls de semnalizare. O altă problemă care trebuie rezolvată de protecția diferențială este aceea a schemei de conexiuni ale stațiilor electrice. În funcție de necesitățile sistemului electroenergetic stația poate funcționa în diverse scheme de funcționare. Protecția diferențială trebuie să fie capabilă să funcționeze indiferent de schema primară care se află implementată la un moment dat. Pentru a rezolva această problemă terminalele de protecție de celulă au prevăzute intrări binare prin care se culeg informații despre pozițiile închis sau deschis ale întrerupătoarelor și separatoarelor. De asemenea protecția diferențială este capabilă să realizeze mai multe zone de protecție în funcție de schema primară realizată, obținând zone de protecție pentru fiecare sistem de bară din stația de transformare. În terminalele de protecție de celulă și unitatea centrală aferente protecției diferențiale de bară se va implementa și funcția de protecție la refuz de întrerupător (DRRI).
4.24. Funcții de supraveghere și control
Osciloperturbograf / (RDRE, OCS)
Această funcție este foarte utilă în procesul de analiză post eveniment, realizează supravegherea continuă a mărimilor analogice de intrare aferente terminalului de protecție și un număr semnificativ de variabile numerice (intrări numerice, variabile interne și ieșiri numerice). Dacă în funcționarea terminalului se produce o funcționare sau dacă pe mărimile monitorizate apar condiții de triggerare pentru această funcție de protecție pentru o perioadă de timp programabilă mărimile monitorizate sunt salvate în fișiere speciale care vor fi disponibile operatorului pentru analiza evenimentului respectiv.
Fișierele sunt stocate în memoria flash nevolatilă (care este păstrată și dacă echipamentul va fi oprit). Datele stocate pot fi folosite pentru analiza și luarea deciziilor în scopul de a găsi și elimina posibilele defecțiuni care există în cadrul echipamentelor de protecție și în cadrul circuitelor de protecție. Vor fi stocate un număr oarecare de fișiere cu înregistrări în funcție de terminalul de protecție și de producător. Dacă o nouă perturbație trebuie înregistrată când memoria este plină, cea mai veche perturbație va fi rescrisă cu cea mai nouă perturbație. Pentru fiecare perturbație înregistrată se vor înregistra toate mărimile monitorizate pentru un timp predefinit înainte de eveniment, în timpul evenimentului și pe o perioadă post avarie. Datele obținute despre mărimile monitorizate și pentru aceste intervale de timp vor fi salvate în același fișier. Acest mod de înregistrare conferă avantajul ca la analiză să avem atât regimul de defect cat și regimurile de pre avarie și post avarie.
În figura 4.41 se prezintă o schemă a timpilor de înregistrare a oscilopertubografului.
Fig. 4.41 Schema timpilor de înregistrare a oscilopertubografului.
t0 – momentul apariției defectului; tpre – timpul de înregistrare anterior defectului; tpost – este
timpul de înregistrare post avarie. tlim – este timpul limită, este timpul maxim de înregistrare
după ce înregistrarea perturbației a fost triggerată; tdef – timpul de înregistrare pentru avarie.
Timpul de avarie nu poate fi fixat și continuă atâta timp cat persistă orice condiție validă de triggerare, binară sau analogică; Când toate triggerele activate pe durata defectului au fost resetate, înregistrarea perturbației va continua corespunzător timpului post avarie fixat;
Pornirea unei înregistrări este determinată de îndeplinirea unei condiții de triggerare. Triggerarea poate să fie:
triggerare manuală, se produce la cererea operatorului;
semnal binar de triggerare, programabilă și poate fi pe 0 sau pe 1;
semnal analogic de triggerare, poate fi valoarea unui semnal analogic sub prag de trigger sau valoare peste prag de trigger.
În fig. 4.42 se prezintă o osciloperturbogramă pentru un RAR reușit cu un ciclu la LEA 220 sau 400 kV cu defect pe faza S și declanșare monofazată.
Fig. 4.42. Osciloperturbogramă pentru un RAR reușit corespunzător unei LEA 220 sau 400 kV
Înregistrator de evenimente / (RDRS , ER)
Având în vedere că terminalele de protecție operează cu foarte multe variabile binare (intrări binare, ieșiri binare) și variabile interne (acțiuni ale terminalului, decizii, depășiri de praguri de reglaj, încadrare în domenii de reglaj, etc.) este foarte util în procesul de exploatare a sistemelor de protecție să se cunoască în timp orice modificare de stare a acestor mărimi binare. Fișierele care conțin osciloperturbograme nu trebuie să fie de dimensiuni foarte mari și în plus este necesar ca numărul de mărimi binare cu care operează funcția de osciloperturbograf să fie limitate la un număr rezonabil. În aceste condiții pentru a facilita analiza operări în timp a terminalelor de protecție fiecare echipament are implementată și o funcție de înregistrator de evenimente. Prin această funcție, terminalele de protecție alcătuiesc o listă de evenimente, în care se vor înregistra evenimentele în ordinea cronologică a apariției acestora și vor fi incluse toate variabilele binare și variabile interne. Fiecare eveniment va avea o stampilă de dată și timp, număr de cod intern, denumire eveniment, valoare (ON, OFF), cauza apariției (test, defect în sistem,etc.).
Fiecare terminal de protecție are un număr maximal de evenimente care se pot înregistra (variabile binare și interne). Orice eveniment care își modifică starea este înregistrat și pus în jurnalul de evenimente. Acest jurnal este salvat intr-un fișier în terminalul de protecție. Atunci când fișierul ajunge la capacitate maximă se aplică sistemul suprascrierilor, adică ultimele evenimente sunt incluse în lista de evenimente, iar cele mai vechi sunt eliminate din listă. Aceste fișiere pot fi salvate la cererea operatorului sub forma unui fișier text. O parte din aceste evenimente sunt înregistrate și de funcția de osciloperturbograf și puse sub formă grafică în osciloperturbogramă. Suplimentar evenimentele care sunt urmărite de funcția de osciloperturbograf sunt înregistrate sub aceeași formă în care se înregistrează jurnalul de evenimente și salvate într-un fișier separat. Prin urmare la fiecare fișier osciloperturbograf vom avea și un jurnal de eveniment asociat.
Aceste jurnale de evenimente sunt create la nivelul terminalului de protecție și sunt disponibile în aceste echipamente. Ele pot fi preluate din aceste terminale local sau de la distanță și folosite în diverse scopuri de către operator. În plus terminalul de protecție poate fi parametrizat ca o parte din aceste evenimente să fie transmise către sistemul de comandă control și la interfața HMI.
Fiecare eveniment poate fi transmis și în:
lista de evenimente de la nivelul sistemului de comandă control;
lista de alarme de la nivelul sistemului de comandă control;
la ecranul HMI;
lista de evenimente către dispecer.
Locator de defecte / (RFLO , FL)
Această funcție are rolul de a oferi informații despre distanța până la locul de defect, pentru defecte pe LEA, informația este foarte utilă dacă în urma unui defect pe o LEA echipele de intervenție trebuie să se deplaseze pe LEA pentru inspecții sau pentru a efectua anumite lucrări de remediere la locul de defect. Determinarea distanței pană la locul de defect este importantă pentru defecte pe LEA protejată. Dacă defectul este pe o altă LEA și totuși se va ajunge și la declanșarea acestei LEA distanța de defect nu mai are relevanță, deoarece curentul de defect pană la locul de defect va fi diferit pe diversele tronsoane de linii. Perechile de valori măsurate ale mărimilor de defect, sunt stocate intr-un bloc de memorie ciclic și păstrate neschimbate pentru un interval scurt de timp. Evaluarea valorilor măsurate în buclele de scurtcircuit se realizează după ce scurtcircuitul a fost îndepărtat. Cu valorile măsurate filtrate și memorate, cel puțin trei perechi de rezultate pentru R și X sunt determinate în acord cu ecuația liniei. Cu perechile de rezultate sunt calculate valorile medii și abaterile standard. După eliminarea „valorilor eronate”, care sunt recunoscute prin valorile lor mari ale abaterilor față de abaterea standard, va fi calculată o nouă valoare medie. Această medie pentru X este reactanța de defect care este proporțională cu distanța pană la defect.
Localizarea defectului produce următoarele rezultate:
bucla de scurtcircuit care va fi utilizată pentru determinarea reactanței de defect;
reactanța X pe fază în curenți primari și în curenți secundari;
rezistența R pe fază în curenți primari și în curenți secundari;
distanța d pană la defect, în kilometrii, măsurată pe linie, proporțională cu reactanța, convertită pe baza reactanței pe unitatea de lungime a linei;
distanța d pană la defect în procente din lungimea linie, calculată pe baza reactanței setate pe unitatea de lungime a linei și a lungimii setate a liniei.
Distanța poate fi aplicabilă în kilometrii sau procente doar dacă linia respectivă este omogenă. Dacă linia este compusă din secțiuni de linie cu diferite reactanțe specifice, de exemplu secțiuni de linii electrice aeriene combinate cu cabluri, reactanța de defect calculată de funcția de localizare a defectului trebuie supusă unui calcul separat pentru a determina distanța la defect. În algoritmii de calcul ai distanței pană la locul de defect trebuie să se țină seama de o serie de corecții:
corecția distanței pentru LEA protejată față de LEA paralelă, în cazul defectelor cu punere la pământ pe linii duble, valorile măsurate obținute pentru calcularea impedanței sunt influențate de cuplajele dintre cele două circuite ale liniei. Aceasta poate cauza erori de măsură pentru care sunt necesare măsuri speciale de corecție. Această funcție ia în considerare curentul prin pământ al liniei paralele. Acest curent trebuie să fie dată de intrare în terminalul de protecție.
corectarea valorilor măsurate pentru curenții de sarcină pe linii lungi puternic încărcate alimentate de la două capete.
Atunci când defectul apare pe linii alimentate la ambele capete, tensiune de defect este influențată nu doar de sursa de tensiune din stația de alimentare A ci de asemenea de sursa de tensiune din stația de alimentare B, unde ambele tensiuni sunt aplicate pe rezistența de pământ comună. Pentru linii lungi puternic încărcate, aceasta poate da o eroare semnificativă pentru componenta X a impedanței de defect (factorul determinant pentru determinarea locului de defect). Corectarea pentru R nu este posibilă; dar eroarea rezultată nu este critică, atât timp ce doar X este critic pentru indicația locului de defect.
Funcție de interblocaj – blocarea separatoarelor, întreruptoarelor, CLP – urilor /(CILO)
Această funcție este implementată în terminalele de control și are rolul de a asigura manevrarea echipamentelor de comutație în condiții de siguranță. Dacă vechile instalații de comandă rezolvau această problemă prin crearea de circuite fizice de blocaj care se aflau situate în stația exterioară, noile echipamente numerice au făcut posibil ca aceste condiții de blocaj să se poată face soft prin scheme logice implementate în terminalele de comandă. Dacă se dă comandă de conectare sau deconectare unui echipament de comutație, operația respectivă se va efectua numai dacă în momentul respectiv schema din acel moment permite acest lucru. Pentru a realiza schemele logice de blocaj este necesar ca fiecărui echipament să i se cunoască poziția închis sau deschis.
Fig. 4.43 Schemă electrică monofilară a unei stații poligonale.
Acest lucru se realizează pe principiul indicațiilor dublă indicație, adică cele două poziții închis și deschis vor avea fiecare alocată o intrare binară. Intr-un anumit moment aceste din cele două intrări trebuie să aibă valorile binare 0 și 1. Dacă acest lucru nu este realizat (0, 0 sau 1, 1) atunci se consideră că echipamentul respectiv are poziție necunoscută și orice schemă de blocaj care are inclusă și poziția acestui echipament nu mai este funcțională.
În fig. 4.44 se prezintă schema logică de acționare pentru întrerupătorul I 41, iar în fig.4.45 același lucru pentru SL CO1.
Fig. 4.44 Schemă logică de blocaj a întrerupătorului I 41.
Fig. 4.45 Schemă logică de blocaj a separatorului SL CO1.
Echipamentul de control la nivel de celulă (BCU) va trebui să realizeze interblocajele dintre echipamentele primare ale celulei și ale celorlalte celule, pornind de la schema monofilară primară a stației. Interblocajele de la nivelul celulei trebuie să rămână funcționale și în cazul indisponibilității comunicației intre nivelul celulă și nivelul central, precum și în cazul defectării unui BCU aparținând altei celule. Condițiile de interblocare vor trebui să fie verificate permanent prin funcția de autotestare a echipamentului de control.
Funcție de control (CSWI)
Pentru exploatarea în condiții de siguranță a stațiilor este necesar ca în orice moment să se cunoască starea de funcționare a stației. În acest sens la nivelul stației se implementează funcții de control. Astfel trebuie monitorizate toate echipamentele și toate procesele din stațiile de transformare. Aceste funcții se implementează la nivelul terminalelor de control (BCU) și la nivelul unităților centrale care funcționează la nivelul stației și care culeg informații de la BCU-uri.
Subsistemul de control la nivel de stație și de celulă al unei stații va trebui să îndeplinească următoarele funcțiuni principale:
comanda de la distanță locală (de la dulapul de control-protecție/celulă) a echipamentelor de comutație primară;
indicarea poziției echipamentelor de comutație primară și a comutatoarelor de regim;
achiziția și prelucrarea de date analogice în timp real (măsurarea mărimilor electrice U, I, f și calculul P, Q, S);
gestionarea alarmelor;
monitorizarea stării tuturor echipamentelor componente ale sistemului de protecție;
monitorizarea stării tuturor cheilor hard/soft;
comanda comutatorului de ploturi la AT/TR și a instalației de răcire aferente acestuia (pompe ulei, ventilatoare);
arhivarea pe termen lung a informațiilor;
înregistrarea și stocarea evenimentelor;
interblocarea comenzilor echipamentelor primare;
transmisia de date către nivelul superior de conducere operativă.
Funcție de măsură – I, U, f, P, Q / (MMXU)
Acest tip de funcții se implementează atât în terminalele de protecție cat și în terminalele de comandă. În terminalele de protecție această funcție are mai mult rol de verificare că achiziția semnalului se face corespunzător și a faptului că mărimile achiziționate sunt defazate conform circulațiilor de putere din sistem. Aceste informații sunt afișate la HMI (humane machine interface) iar anumite depășiri de praguri sunt transmise spre sistemul de comandă – control. În terminalele de control această funcție are rolul de a furniza în sistemul de comandă – control informații despre:
valorile curenților de fază;
valorile tensiunilor de fază și de linie;
valoarea frecvenței;
valorile calculate ale puterilor active și reactive și sensul de circulație al acestora;
transmisia de date către nivelul superior de conducere operativă.
Toate aceste informații vor fi transmise la HMI echipament, consolele operator ale sistemului de comandă control, centrele de dispecer.
Funcție de contorizare pentru decontare comercială (MMTR)
Această funcție este implementată în echipamente specifice numite contoare de energie electrică și au rolul de a măsura bidirecțional (primit și livrat) energiile electrice trifazate:
activă (+A, -A);
reactivă (+R, -R).
cu posibilitatea setării prin programare a unităților de măsură.
În baza semnelor lui A și R, microprocesorul contorului de energie electrică trebuie să poată aloca energia reactivă pe cele patru cadrane: +Ri, +Rc, -Ri, -Rc.
Funcția de măsurare a energiei electrice poate fi implementată și în terminale de control, dar în cadrul acestor echipamente va avea numai rol informativ fără a fi folosită în operații de decontare comercială.
Contoarele de energie electrică vor măsura, afișa și stoca următoarele mărimi de instrumentație:
tensiuni de fază;
curenți pe fiecare fază;
defazaje intre tensiuni;
defazaje intre curenți și tensiuni;
puteri active și reactive monofazate și trifazate;
factor de putere pe fiecare fază;
frecvența rețelei.
Contoarele sunt capabile să memoreze mărimile de instrumentație în funcție de modul în care au fost programate.
Contoarele de energie electrică sunt prevăzute cu o memorie nevolatilă care conține:
parametrizarea contorului;
curba de sarcină și curba de variație a mărimilor de instrumentație;
valorile curente ale registrelor de energie electrică;
jurnalul de evenimente/alarme.
Parametrizarea contorului de energie electrică este creată cu ajutorul aplicației soft de exploatare, mentenanță și parametrizare și tot cu ajutorul acestei aplicații este transmisă contorului de energie electrică care o va memora în memoria nevolatilă.
Contoarele de energiei electrică trebuie să aibă următoarele capabilități de stocare: să permită diferite moduri de stocare și anume:
indecși de energie electrică; o energii electrice.
să permită stocarea a minim 6 canale selectabile (A+,A-,+Ri,+Rc, -Ri,-Rc) la interval de 15 minute, timp de minim 45 de zile;
palierele de memorare vor fi parametrizabile: 15, 30, 60 minute.
Contoarele de energie electrică trebuie să aibă capabilitatea de stocare a mărimilor de instrumentație precizate mai sus, la interval de 60 de minute, timp de minim 10 zile. Stocarea diferitelor cantități de energie respectiv a mărimilor de instrumentație în curba de sarcină și de variație a mărimilor de instrumentație trebuie să nu fie afectată în timp ce contorul comunică prin intermediul portului optic sau printr-una dintre interfețele de comunicație.
Contoarele de energie electrică vor avea un jurnal de evenimente/alarme intern, accesibil cu ajutorul aplicației pentru mentenanță și parametrizare, jurnal în care se vor memora evenimentele și alarmele.
Erorile interne ale contorului de energie electrică care pot împiedica contorul să măsoare corect și pot duce la date măsurate incorecte sunt clasificate ca și alarme. Alarmele trebuie să fie afișate pe display-ul contorului de energie electrica și memorate în jurnalul de evenimente.
Spre deosebire de alarme, evenimentele nu împiedică contorul să măsoare corect.
Minimal, contorul de energie electrică va memora în jurnal următoarele evenimente/alarme:
parametrizarea contorului de energie electrică;
schimbările de la ora de vară la cea de iarnă și invers;
ajustarea ceasului contorului de energie electrică;
lipsa tensiunii de măsură pe una sau mai multe faze;
lipsa curentului pe una sau mai multe faze;
absența tensiunii de alimentare auxiliară;
tensiunea bateriei scăzută;
resetarea registrelor de energie;
resetarea curbei de sarcină;
resetarea jurnalului de evenimente;
modificarea manuală a valorilor înregistrate.
Evenimentele vor fi memorate cu marcarea datei și orei la care au apărut și a codului
evenimentului. Jurnalul de evenimente va fi organizat ca un tampon circular, cea mai veche intrare va fi suprascrisa de ce mai recenta intrare.
Marea majoritate a acestor funcții sunt implementate numai în terminalele de protecție, o mică parte sunt implementate și în terminalele de protecție și în terminalele de comandă, iar o mică parte sunt implementate numai în terminalele de comandă.
CAPITOLUL V
PROTECȚIA L.E.A. 110kV,
ORADEA SUD – ORADEA VEST
Linia electrică aeriană Oradea Sud – Oradea Vest cu tensiunea nominală de 110 kV este linie dublu circuit cu o capacitate maximă de transport de 110 MW.
L.E.A. are rolul de:
evacuare a energiei electrice produse de S.C. Electrocentrale S.A.;
echilibrarea deficitului de energie din Stația electrica de distribuție Oradea Vest când cererea depășește volumul energie produs de S.C. Electrocentrale S.A.
Puterea transportată pe linie este situată între limitele 20 ÷ 75 MW în funcție de
configurația sistemului energetic județean si anotimp.
Caracteristicile constructive ale linie sunt:
linie electrică dublu circuit cu surse de energie la ambele capete;
tensiunea nominală – 110 kV;
puterea maximă transportată – 110 MW;
lungime – 11,13 km;
secțiunea conductoarelor – 3 X 185 mm2
Celulele de linie sunt echipate următoarele tipuri de relee de protecție:
Stația electrică Oradea Sud:
BCU 100 – unitate centrală de control și comandă
SIPROTEC 7SA522 – Grupa I-a de protecții – protectie de distanță
SIPROTEC 7SA68 – Grupa a II – a de protecții
Protecțiile sunt integrate în sistemul SCADA al Stației 400/ 110kV Oradea Sud, iar sistemul de comandă este integrat și în sistemul teritorial SCADA centralizat la Dispecerul Teritorial Timișoara.
Stația electrică Oradea Vest:
SIPROTEC 7SA62 – Grupa I-a de protecții – protectie de distanță
SIPROTEC 7SA68 – Grupa a II – a de protecții
În acest capitol sunt prezentate:
mediul de programare al terminalelor digitale din gama SIPROTEC;
terminalul digital SIPROTEC 72 SA 62 , funcții și parametrizare;
calculul valorilor de reglaj ale protecției.
5.1. DIGSI 5 – Mediu de programare pentru terminale digitale SIPROTEC
Petru parametrizarea, punerea în funcțiune și operarea tuturor dispozitivelor SIPROTEC 5 este utilizat instrumentul software pentru parametrizare DIGSI 5. Interfața inovatoare conține instrucțiuni de utilizare sensibile la context. Conectarea calculatorului la terminalul protecției digitale este directă și simplă prin port USB sau port serial. Exista și posibilitatea de conectare prin rețea LAN. Accesul la terminal este protejat prin password pe mai multe nivele de securitate: pentru parametrizare, accesare, vizualizare și ștergere statistici, testare hardware și alte funcții. Capacitățile complete ale DIGSI 5 sunt revelate atunci când este conectat la o rețea de dispozitive de protecție ale unei substații, oferind posibilitatea de a lucra cu toate dispozitivele de protecție ale substației într-un singur proiect.
Datorită designului modular, în funcție de cerințe DIGSI 5 include următoarele module:
Versiunea de bază acoperă funcțiile standard de utilizare:
Setare parametri și rutare
Interfață om-mașină
Punerea în funcțiune a terminalului digital, control și testare
Comunicarea printr-o conexiune directă, prin PROFIBUS-FMS sau alte sisteme de comutații de date.
Versiunea DIGSI 5 Professional are un domeniu de aplicare mai mare decât versiunea de bază cu următoarele funcții suplimentare:
editor de afișare – pentru crearea și modificarea de diagrame afișate pe ecran inclusiv afișaje cu o singură linie;
SIGRA – modul pentru vizualizarea și evaluarea înregistrărilor defectelor;
Remote DIGSI – modul pentru controlul de la distanță a terminalelor SIPROTEC prin intermediul unei conexiuni sau a unui modem;
CFC – pentru crearea de noi funcționalități sau pentru modificarea condițiilor predefinite ale ;
IEC 61850 Sistem Configurator – pentru configurarea si parametrizarea stațiilor și substațiilor conform IEC 61850. Acest instrument permite crearea și gestionarea de rețele și subrețele, configurarea comunicatoarelor de rețea și adresele lor IP. De asemenea se pot gestiona informațiile de conectare la diferite dispozitive de comunicare.
O scurtă privire de ansamblu asupra DIGSI 5 relevă următoarele facilități:
administrarea proiectelor și dispozitivelor cu ierarhii liber configurabile pentru orice topologie de substație și stație de energie electrică;
importul și exportul de seturi de parametri;
utilizarea completă cu mare flexibilitate a PLC (Programmable Logic Controller) fără cunoștințe avansate de programare;
modificarea schemei implicite și a liniei de afișare presetate în fabrică cu Editorul de afișare la fel ca într-un editor de imagine convențional;
analiza precisă a defectelor cu SIGRA: vizualizare de înregistrări mesaje de eroare, oscilograme, diagrame cerc, diagrame vectoriale, grafice tip bară;
o configurație inovatoare a intrărilor/ieșirilor (I/O) într-o structură clară de tip matrice;
verificări ale plauzibilității inteligente a ieșirilor exclude intrări incorecte;
vizualizarea grafică a caracteristicilor și zona de diagrame cu manipularea directă curbelor;
acces protejat prin parolă pentru diferite niveluri de acces, cum ar fi setarea parametrilor, punerea în funcțiune și controlul terminalelor (numai personalul autorizat);
funcții de testare și diagnostic oferind sprijin decisiv în faza de punere ăn funcționare;
operare directă prin portul serial, sau de la distanță prin modem, comunicație prin Protocol IEC 61850, IEC 60870-5-103 și protocol PROFIBUS-FMS.
5.2. Funcții și interfețe cu utilizatorul
DIGSI Manager
DIGSI Manager este platforma de start al mediului de lucru unde se pot structura convenabil și gestiona proiectele și este cu ierarhie liber-configurabilă care permite reprezentarea a oricărui topologie de stație. Releele de protecție sunt pur și simplu alese dintr-un catalog și aduse prin drag & drop în proiect. Prin dublu-clic pe un releu, sunt afișate toate caracteristicile de operare al releului oferind acces direct la setarea parametrilor, configurarea intrărilor / ieșirilor, iar dacă releul se află online încărcarea datelor și punerea în funcțiune.
Structura de afișare a caracteristicilor corespunde exact arborele meniului implementat în relee, această coerență facilitează operarea mixtă, în special punerea în funcțiune.
Pe lângă posibilitatea de a arhivare a unor proiecte întregi, programul oferă posibilitatea de export / import al datelor pe mediu extern.
Routing and allocation
Routarea semnalelor este utilizată în scopul de a lega un semnal unic de la o intrare a releului sau ieșirea releului, la o matrice de funcții. Matricea de alocare este o inovație reală în acest sens, toate elementele de informare sunt enumerate și sortate într-o singură fereastră de funcții și pot fi configurate și alocate foarte ușor fără etape intermediare. Apar în această interfață intrările / ieșirile (I / O), LED-uri, butoane și interfața sistemului. De exemplu ca un semnal să fie prelucrat de către PLC și care urmează să fie afișat dinamic în diagrame implicite sau într-o singură linie, este suficient a marca celula corespunzătoare semnalului respectiv. Sunt asigurate o gamă largă de filtre plus posibilitatea de a "extinde" sau "restrânge" rândurile sau coloanele din fereastră pentru a asigura o vedere generală perfectă asupra ferestrei.
Parameterizing
În aceste casete de dialog clar structurate, sunt afișate numai setările care întradevăr sunt necesare și care sunt determinate de funcționare și domeniul de aplicare. În particular pentru o protecție sunt afișate setările specifice releului, poate fi de avantaj afișarea caracteristicilor de declanșare. Cu doar un click de mouse în setările casetei de dialog se pot vizualiza caracteristicile sau diagramele într-o zonă a ferestrei, în funcție de valorile stabilite. Acest lucru permite observarea convenabilă a efectelor oricărei setări schimbate.
Test & Diagnosis
Funcțiile de testare și diagnosticare oferă un sprijin decisiv în timpul fazei de punere în funcțiune sau defecte, se pot verifica rapid și ușor cablurile sau observa efectul care determină o indicație transmisă prin interfața sistemului la o stație de nivel superior.
Semnalele de avarie, care sunt conectate la releu, sau generate de releu în cazul unei perturbări sunt enumerate în DIGSI și pot fi salvate pentru analiză ulterioară cu software-ul SIGRA, și eventual imprimate.
CFC programming
Dispozitivele SIPROTEC încorporează un PLC (Programmable Logic Controller), în care centralizare și executate presetările de fabrică. Dacă se dorește modificarea și adaptarea la condițiile reale de utilizare, se folosește CFC Editor, disponibil ca o componentă în DIGSI Professional. Datorită interfeței cu utilizatorul complet grafică chiar și utilizatorii fără cunoștințe de programare sunt în măsură să utilizeze pe deplin și flexibil PLC-uri cu o gamă largă de posibilități. Toate elementele de informare care au fost configurate înainte pentru "CFC" în matricea de alocare pot fi "interconectate", cu blocuri de funcții de aici.
Odată instalat, editorul oferă blocuri de Biblioteci specifice, care oferă nu numai operatorii standard, cum ar fi "I", dar și mai multe funcții complexe, cum ar fi "TIMER".
O verificare consistentă, sofisticată asigură o configurare fără erori și o funcționare sigură funcțiilor releului de protecție.
XML import and export
Este interfața de import și export a fișierelor native XML utilizate de DIGSI pentru schimbul de date de la dispozitivele de protecție SIPROTEC cu medii externe. Prin interfață, se pot citi datele în DIGSI și din alte aplicații, permițând parametrizarea externă dispozitivelor. Prin DIGSI se pot exporta datele de setare în alte aplicații pentru o prelucrare ulterioară. Spre deosebire de instrumentele de setare ale altor producători, are o interfață deschisă, bidirecțională bazată pe descriptive standardizate ale limbajului XML.
Acest lucru oferă mediu un format universal, non-platformă pentru schimbul de date pe termen lung. Se pot schimba cu ușurință date cu alte aplicații de distribuție a energiei, cum ar fi calcul de rețea, de management și de protecție a datelor / evaluare, testul de protecție. Calculele sunt adesea efectuate în MS Excel. Acest lucru se face cu ajutorul unei foi de setare cu formule sau vrăjitori, stocate și create pe baza EXCEL. Siemens a dezvoltat un modul Excel gratuit ca add-on pentru acest lucru.
DIGSI Display Editor
Cu editorul de afișare integrat în pachetul profesional se poate modifica diagrame linie sau retrage un control presetat din fabrică. Funcționalitatea sa corespunde cu cea a altor editoare grafice comune. La fel ca în toate celelalte componente, avantajele omogenității sistemului devin evidente și aici. O librărie variată de simboluri este inclusă în bibliotecile care acoperă o varietate mare de cerințe incluse în domeniul de aplicare, cerințe specifice standardului de țară.
DIGSI Remote
Pentru control de la distanță prin modem, DIGSI adaugă un modul add-on necesar pentru conectarea la distanță la relee care se află într-o stație, oferind posibilitatea să fie setate (parametrizate) de la distanță. Când un releu este deschis în DIGSI și protecția releului este configurată pentru comunicație prin modem, DIGSI va stabili o conexiune la releul prin întoarcerea apelului modemului stației dacă o parolă a fost introdusă corect.
DIGSI IEC 61850 System Configurator
Pe baza standardului IEC 61850 (Ethernet), se poate implementa o soluție de comunicație de date la nivelul întregului sistem de protecție din stație, realizând un sistem de control de la distanță prin care pot fi transmisie și gestionate datele cu privire la informațiile de stare a echipamentelor și evenimentelor desfășurate, precum și transmiterea de comenzi către diferite echipamente. Acest standard este utilizat pentru a asigura întreaga comunicație de date de către toate funcțiile în toate nivelurile stației și către echipamente realizate de diverși producători. Structura rețelei și modalitatea transmisiei de date între unitățile stației sunt definite în IEC 61850 System Configurator.
5.3 Parametrizarea terminalelor digitale SIPROTEC 7SA52, 7SA62
Caracteristici generale
Caracteristicile generale ale terminalului sunt:
Sistem de calcul puternic cu microprocesor pe 32 de biți;
procesare digitală completă a valorilor măsurate și a semnalelor de control, de la achiziția lor până la transmiterea comenzii de declanșare a întrerupătoarelor;
izolare galvanică completă și imunitatea la interferențe electromagnetice a circuitelor de procesare interne, de măsurare, de control, de alimentare a circuitelor traductoarelor analogice de intrare, intrări și ieșiri binare;
sursa de alimentare în comutație DC/DC sau AC/DC;
domeniul complet de funcții care sunt necesare în mod normal pentru protecția unei linii de alimentare cu energie electrică;
transmiterea digitală a datelor protecției, poate fi utilizată pentru teleprotecție cu monitorizarea permanentă a perturbațiilor și defectelor, iar abaterile de timp în rețeaua de comunicare sunt re-ajustate cu execuție automată;
permite realizarea de sisteme de protecție de distanța pentru linii cu alimentare până la trei capete;
operarea dispozitivului simplă utilizând panoul operatorului integrat sau un calculator personal conectat la terminal prin port de comunicație (local prin USB sau serial, remote după activarea funcției);
memorarea semnalelor de eroare și valorilor instantanee pentru analiza ulterioară a defectelor.
Protectiile implementate în terminalul SIPROTEC 7SA52, 7SA62 sunt:
Protecția de distanță având următoarele caracteristici principale:
Protecție pentru toate tipurile de defecte în sistemele cu nul legat la pământ, compensat sau nul izolat;
diferite scheme de conectare care permit adaptarea la condiții diferite de sistem și filosofie de utilizare urmărind fie supracurenți, fie tensiunea și unghiul de fază în raport cu o impedanță măsurată sau determinată;
caracteristică de declanșare poligonală sau un cerc;
diferențierea între condițiile de suprasarcină și de scurtcircuit, în linii lungi, încărcate cu sarcini mari;
înaltă sensibilitate, în cazul unui sistem cu sarcină redusă și salturi de sarcină sau pendulații de putere
adaptarea optimă a parametrilor de linie prin intermediul caracteristicilor de declanșare poligonală cu diverși parametri de configurare și caracteristici"trapezoidale de sarcină" eliminând din caracteristica de declanșare impedanța de sarcină
toleranță, rezistență (marja) pentru defecte cu arc și rezistență la locul de defect care poate fi crescută prin extinderea cu caracteristicii cercului de declanșare în direcția R;
6 sisteme de măsurare pentru fiecare zonă distanță;
7 zone de distanță, selectabile față – spate sau non-direcționale, din care una poate fi folosită ca o zonă controlată depășită;
10 trepte de timp pentru zonele de distanță;
determinarea direcției se face cu bucla sănătoasă a tensiunii (cuadratură) și memorie de tensiune premergătoare defectului, astfel se realizează sensibilitate direcțională nelimitată, care nu este afectată de efectele tranzitorii ale transformatoarelor de tensiune capacitive;
potrivită pentru linii cu compensare serie;
insensibilă la saturația transformatoarelor de măsură de curent;
compensarea împotriva influenței unei linii paralele;
cel mai scurt timp de declanșare este de aprox. 17 ms (pentru fN = 50 Hz) sau 15 ms (pentru fN = 60 Hz);
declanșare cu segregare de fază (în combinație cu un singur pol sau unică cu trei poli);
declanșare instantanee la închiderea întrerupătorului pe defect;
Setarea de perechi separate de compensare a impedanței homopolare, (RE / RL și XE / XL) pentru zona 1 și alte zone;
Protecția la pendulații de putere (opțional pentru impedanță ridicată) cu următoarele caracteristici:
detectarea pendulațiilor de putere prin măsurarea din trei sisteme de măsurare;
detectarea pendulațiilor de putere cu frecvență până la 10 Hz;
rămâne în funcțiune, după declanșările monofazate;
algoritmul pentru detectarea pendulațiilor de putere ajustabil pentru prevenirea declanșării nedorite a protecției de distanță în timpul pendulațiilor de putere;
declanșarea pentru condiții out-of-pas poate fi configurată.
Teleprotecție
pot fi stabilite scheme diferite de realizare a protecției;
transferul declanșării direct, sau reglabil pentru zonă de protecție depășită (prin prelungirea treptei de protecție);
scheme de comparare direcționale sau cu prelungirea zonei protejate, cu transmiterea sau blocarea declanșării în funcție de locul defectului;
scheme de comparare și interblocaj prin cablu pilot și curenți pentru conexiuni cu linii foarte scurte;
potrivită pentru liniile cu două sau trei capete;
schimb de semnale opționale între dispozitive, prin intermediul conexiunilor de comunicare dedicate (în fibre optice) sau o rețea de comunicații, în acest caz, cu o fază separată de transmisie cu două sau trei linii încheiate cu monitorizarea continuă a căilor de comunicare, și timpul de propagare cu re-ajustare automată;
Protecția homopolara (opțional)
protecție la supracurent temporizată cu maxim trei trepte definite de timp (DT) și o treapta de timp cu caracteristica inversă (IDMT) pentru impedanță ridicată la defecte cu pământul în sistemele cu nul legat la pământ;
pentru protecția la supracurent cu caracteristică inversă de timp există posibilitatea de a selecta o caracteristică dintr-o colecție de diferite caracteristici bazate pe mai multe standarde;
treapta de timp cu caracteristică inversă poate fi setată ca a patra treaptă de timp;
sensibilitate înaltă (în funcție de versiunea releului este posibilă de la 3 mA în sus);
reținerea curentului de fază ținând cont de eroarea în măsurare a transformatoarelor de curent (curentul de dezechilibru);
reținerea armonicii a doua;
opțional protecția homopolară, poate fi setată cu caracteristică inversă de timp de declanșare, dependentă de secvența de tensiune homopolară sau secvența de putere homopolară;
fiecare treaptă a protecției poate fi setată pentru a fi nedirecțională sau direcționată în față sau spate;
prin selectorul de fază integrat poate fi activată declanșarea unui singur pol;
determinarea direcției cu selectarea automată a tensiunii cu secvențe mai mari decât zero, sau de tensiunii de secvență inversă (U0, IY sau U2), cu valori ale sistemului de fază (I0, U0), curenții de fază și homopolari din steaua transformatoarelor de curent
(I0, IY), cu valori ale secvențelor negative (I2, U2), sau cu putere homopolară
(3ˑI0ˑ3ˑU0);
declanșare instantanee în orice treaptă, atunci când întrerupătorul este conectat pe defect;
una sau mai multe trepte ale protecției pot funcționa simultan cu transmisia unui semnal de la o protecție adecvată pentru liniile cu trei capete;
5.4. Parametrizarea terminalului numeric SIPROTEC 7SA62
Datele necesare parametrizării sunt grupate în două mari categorii:
Power System Data 1
Terminalul digital pentru a funcționa necesită setarea unor date nominale ale sistemului de protecție și caracteristicile echipamentelor pentru a fi în măsură să-și adapteze funcțiile sale în conformitate cu aplicațiile efective pentru care este utilizat.
Acest set de date include datele nominale ale stației și transformatoarelor de măsurare de tensiune și curent, polaritatea și conectarea transformatoarelor de măsurate, caracteristicile necesare ale întrerupătoarelor și altele. În plus, în această secțiune există mai mulți parametri ai funcțiilor asociate cu mai multe funcții speciale de control sau de monitorizare.
Parametrii situați sub meniul Power System 1 pot fi accesați și schimbați doar pe un calculator (PC) care rulează software-ul DIGSI. Aceste date sunt cuprinse în tabelele 5. 1 – 7.
Tabelul 5.1 Caracteristicile sistemelor de bare
Tabelul 5.2 Caracteristicile transformatoarelor de măsură de curent – Stația ORADEA SUD
Tabelul 5.3 Caracteristicile transformatoarelor de măsură de curent – Stația ORADEA VEST
Tabelul 5.4 Caracteristicile transformatoarelor de măsură de tensiune – Stația ORADEA SUD
Tabelul 5.5 Caracteristicile transformatoarelor de măsură de tensiune – Stația ORADEA VEST
Tabelul 5.6 Caracteristicile întrerupătoarelor de înaltă tensiune – Stația ORADEA SUD
Tabelul 5.7 Caracteristicile întrerupătoarelor de înaltă tensiune – Stația ORADEA VEST
Adresele care au un anexate caracterul "A" pot fi schimbate doar cu DIGSI, din submeniul „Setări suplimentare”. La adresa 201 (address 201 CT Starpoint) este necesară precizarea direcției de legare a stelei secundarelor transformatoarelor de măsură de curent. Am ales setarea cu steaua secundarelor orientată spre direcția liniei conform figurii 5.1.
Fig. 5.1. Polaritatea transformatoarelor de curent
Adresele 203 și 204 conțin informații legate tensiunile (fază – fază) nominale primare și secundare ale transformatoarelor de măsură (addresses 203 Unom PRIMARY; 204 Unom SECONDARY).
Întrucât rapoartele de transformare ale transformatoarelor de măsură de tensiune sunt exprimate sub forma:
(1.1)
este necesară precizarea acestui aspect la adresa (address 211 Uph / Udelta) sub forma:.
Tensiunea U4 necesară pentru sincronizare se setează la adresa (Address 210: U4 transformer = Usy2 transf.). Dacă raportul de transformare al transformatorului de măsură de tensiune a liniei este diferit de cel precizat la măsura tensiunii de pe bare, este necesară precizarea lui la adresa (address 215 Usy1/Usy2 ratio).
Tot în această grupă de setări generale se mai fac următoarele precizări legate de tipul rețelei (elementului protejat) care va fi protejată:
nul izolat, tratat, sau legat direct la pământ, în cazul de față este o rețea cu nul legat direct la pământ;
rotirea fazelor – secvență directă (L1, L2 , L3) sau inversă (L1, L3, L2), în cazul de față se utilizează secvența directă;
frecvența nominală a sistemului: FN = 50 Hz;
unitatea de măsură pentru distanță – [km];
modul de compensare al impedanței reziduale
durata timpilor de anclanșare și declanșare – pentru terminalele 7SA6 din interfața DIGSI se pot testa timpii de acționare a întrerupătorului.
Toate aceste setări plus alte detalii se găsesc de regulă detaliate în literatura de specialitate furnizată de producătorii echipamentului.
Power System Data 2
Datele generale referitoare la terminalul de protecție din această grupă includ setările asociate mai degrabă cu toate funcțiile, decât cu o protecție specială, monitorizarea sau funcția de control. Spre deosebire de Power System Data 1, acestea pot fi schimbate și pot fi configurate prin intermediul panoului operator al dispozitivului.
Rating-ul obiectului protejat
Tensiunea nominală primară (fază-fază) și curentul nominal primar al echipamentului protejat sunt setate în adresa (1103 Full Scale Volt.) și (1104 Full Scale Curr). Aceste setări sunt necesare pentru indicarea valorilor operaționale măsurate în procente. Valorile tensiunii nominale primare (fază-fază) și curentului nominal primar, trebuie să corespundă cu setările din adresa 203 și 205 (sub-secțiunea A).
Date generale linie Oradea Sud 2 – Oradea Vest 2
Rezistivitatea aluminiului la temperatura de 20⁰C este AL20= 0,0282 [Ωˑmm2/m].
Pentru temperatura conductorului de 35⁰C avem
Rezistența unitară specifică a liniei este:
unde:
ρAl – rezistivitatea electrică a aluminiului la temperatura de 35⁰C;
s = 1 [km] – lungimea conductoarelor;
S = 185 [mm2] – secțiunea conductoarelor;
kal = 1,03 – coeficient de alungire a firelor componente ale conductorului funie datorită torsadării (kal = 1,02 – 1,04).
Rezistența electrica a liniei este:
Reactanța specifică unitară a liniei este:
unde:
Dmed = 9,698 [m] distanța medie geometrică dintre conductoare în [m] corespunzătoare unui stâlp de susținere normal tip Sn 110.252 pentru linii electrice aeriene dublu circuit, cu tensiunea nominală de 110 [kV];
r = 0,96 [cm] – raza reală corespunzătoare funiei conductoarelor din OL – ALC (alcoro – oțel) cu secțiunea de 185 [mm2];
Reactanța liniei este:
unde s este lungimea liniei în [km].
Capacitatea specifică unitară a liniei electrice aeriene trifazate Oradea Sud 2 este:
Datele generale ale liniei sunt cuprinse în tabelul 1.8
Tabelul 5.8. Date generale ale liniei electrice Oradea Sud 2 – Oradea Vest 2
Unghiul liniei setat la (address 1105 Line Angle) poate fi obținut din parametrii de linie cu una din următoarele relații:
sau
unde XL respectiv RL sunt reactanța respectiv rezistența liniei.
În adreasa1105 se setează valoarea (address 1105 Line Angle=71°).
La adresa 1211 este necesară introducerea valorii unghiului de înclinare al poligonului din caracteristica poligonală a protecției de distanță fată de axa R. În mod uzual dacă nu se dorește o altă valoare, atunci se setează valoarea de la adresa 1105, (Address 1211 Distance Angle=71°).
Pentru conversia valorilor primare la valorile secundare se aplică în general următoarea relație:
.
Prin urmare:
Reactanța unitară primară convertită la valoarea secundară este:
unde :
NCT – este raportul de transformare al transformatorului de curent;
NVT – este raportul de transformare al transformatorului de tensiune;
– este reactanța specifică unitară pe partea de primar.
Valoarea este setată la (address 1110 x' = 0.0508 Ω/km).
Capacitatea unitară primară convertită la valoarea secundară este:
Valoarea este setată la (address 1114 c' = 0.0738 μF/km).
Raportul impedanțelor cu pământul
Setarea raportului impedanțelor de linie cu pământul este o condiție esențială pentru măsurarea precisă a distanței până la locul de defect de către locatorul de defecte în timpul unui defect cu pământul. Această compensație se realizează fie prin introducerea raportului rezistențelor RE / RL și raportul de reactanță XE/ XL sau în complex a factorului de compensare (rezidual) K0, în funcție de opțiunea aleasă la setarea (address 237 Format Z0/Z1). Ele sunt calculate separat, și nu corespund componentelor reale și imaginare ale ZE/ZL , prin urmare, un calcul în domeniul numerelor complexe nu este necesar.
Rapoartele sunt obținute din datele de sistem, utilizând următoarele formule:
unde:
R0 – este rezistența la secvență zero a liniei;
X0 – este reactanța la secvență zero a liniei
R1 – este rezistența la secvență pozitivă a liniei
X1 – este rezistența la secvență pozitivă a liniei
Aceste valori pot fi aplicate fie pentru întreaga linie, sau pe unitate de lungime, deoarece coeficienții sunt independenți de lungime. Mai mult, nu contează dacă coeficienții sunt calculați cu valorile primare, sau valori raportate la mărimile secundare.
Producătorul terminalelor digitale SIPROTEC, Siemens, propune următoarea formă de evaluare:
rezistența la secvență zero a liniei R0:
reactanța la secvență zero a liniei X0:
rezistența la secvență pozitivă a liniei R1:
rezistența la secvență pozitivă a liniei X1:
unde s este lungimea liniei în [km].
Raportul rezistențelor pentru unitatea de lungime este:
Raportul reactanțelor pentru unitatea de lungime este:
Factorul de compensare (reziduală) a impedanțelor cu pământul K0 setat pentru prima zonă Z1 poate fi diferit de cel al zonelor rămase ale protecției distanță. Acest lucru permite setarea valorilor exacte pentru linia protejată, în timp ce setarea pentru zonele de protecție de rezervă poate fi o aproximare cu valoare apropiată, chiar și atunci când următoarele linii au raporturi de impedanță cu pământul substanțial diferite (de exemplu, linie în cablu, după o linie aeriană). Prin urmare, setările pentru adresa 1116 RE / RL (Z1) și 1117 XE / XL (Z1) sunt determinate cu datele liniei protejate, în timp ce adresele 1118 RE / RL (> Z1) și 1119 XE / XL (> Z1) se aplică zonelor rămase Z1b și Z2 până la Z6 (așa cum se văd de la locul releului).
Este important ca unghiul liniei să fie setat corect (adresa 1105 "Date generale linie"), pentru că terminalul are nevoie de unghiul liniei pentru a calcula componentele de compensare din K0. Acești factori de compensare impedanță – pământ sunt definiți prin magnitudinea și unghiul lor, care pot fi calculate cu datele de linie, folosind următoarea ecuație:
unde:
Z0 – este impedanța complexă de secvență zero a liniei;
Z1 – este impedanța complexă de secvență pozitivă a liniei.
Aceste valori pot fi calculate fie pentru întreaga linie, fie pe unitatea de lungime, deoarece coeficienții sunt independenți de lungime, de asemenea nu contează dacă coeficienții sunt calculați cu valorile primare, sau valorile raportate la secundar. În acest calcul sunt utilizate valorile raportate la secundar.
Impedanța de secvență zero are expresia
și
Reamintim scrierea sub formă trigonometrică a unui număr complex și anume
unde este argumentul redus al numărului complex .
Utilizând relația lui Euler
forma trigonometrică devine
sau
Calculând modulul lui obținem
Pentru argumentul redus al lui obținem
ceea ce conduce la următoarea formă a impedanței de secvență zero
Similar, pentru impedanța de secvență pozitivă avem
,
și
Utilizând modulul lui
și argumentul redus al lui
,
putem scrie în final forma impedanței de secvență pozitivă
.
Evaluăm raportul
sau utilizând relația lui Euler se deduce
.
Forma finală pentru raportul evaluat este
.
Factorul de compensație se calculează cu expresia
.
.
Deducem de aici modulul factorului de compensație ca fiind
.
La determinarea unghiului ϕ, trebuie luat în considerare cadranul în care se află acest unghi. Tabelul de mai jos indică cadranul și intervalul unghiului, determinate de semnele calculate pentru partea reală și imaginară a factorului K0.
Tabelul 5-9 Cadrane și intervale ale unghiului ϕ(K0)
Întrucât și argumentul redus al lui este în cadranul IV astfel că, ținând cont de tabelul 5-9 pentru ϕ(K0) se obține următorul rezultat:
.
Valorile pentru factorul de compensare K0 corespunzător zonei Z1 a liniei protejate este setat la adresa 1120 K0 (Z1) și valoarea unghiului ϕ(K0) la adresa 1121 unghi K0 (Z1), și sunt determinate cu datele liniei protejate.
Impedanța mutuală a liniilor paralele
Dacă dispozitivul de protecție este utilizat pentru o linie dublu circuit (linii paralele), influența reciprocă a celor două linii trebuie să fie luată în considerare și compensată pentru obținerea corectă a locului de defect. O condiție prealabilă pentru utilizarea acestei funcții este conectarea la intrarea de măsură I4 a releului, a curentului homopolar rezultat din neutrul stelei secundarelor transformatoarelor de măsură de curent și configurarea sa în datele sistemului la secțiunea Power System Data 1.
Factorii de cuplare pot fi determinați folosind următoarele ecuații:
unde:
R0M – este rezistența mutuală de cuplaj a liniei de secvență zero;
X0M – este reactanța mutuală de cuplaj a liniei de secvență zero;
R1 – este rezistența la secvență pozitivă a liniei
X1 – este rezistența la secvență pozitivă a liniei
Setarea (address 1128 RATIO Par. Comp) este relevantă doar pentru defectele cu pământul în afara elementului protejat. Acesta oferă raportul curenților IE / IEP pentru protecția distanță zona a II – a (Figura 2-3), peste care compensarea ar trebui să aibă loc. În general, o presetare de 85% din lungimea liniei este suficientă. O setare cu sensibilitate mai mare nu prezintă avantaje decât în cazul sistemelor cu asimetrie severă, sau un factor de cuplare foarte mic ((XM / XL)< 0,4).
Figura 5-2 Compensarea linilor paralele pentru zona II
Raportul curenților poate fi calculat pentru distanța de compensație dorită a liniei paralele și viceversa. Conform cu notațiile din figura 2-3 avem:
sau
unde:
l – este lungimea liniei paralele considerate;
x – distanta pana la locul pentru care se calculează compensația
Starea întrerupătorului
Informațiile cu privire la poziția întrerupătorului sunt cerute de diverse protecții și funcții suplimentare pentru a asigura funcționalitatea lor optimă. Terminalul digital recunoaștere starea întrerupătorului pe baza contactelor auxiliare conectate la intrările binare, și conține, de asemenea, o detectare pe baza curenților măsurați în circuit, iar în funcție de situarea transformatoarelor de tensiune în raport cu linia poate fi folosită și informația de tensiune. Acest parametru poate fi modificat numai în DIGSI la „Setări afișaje suplimentare”.
Timpul de comutare la defect al întrerupătorului determină timpul de activare a funcțiilor de protecție active în timpul fiecărei conectări a liniei. Acest timp este pornit de circuitul de detecție internă de comutație a întrerupătorului când recunoaște energizarea liniei, sau de contactele auxiliare, în cazul în care acestea sunt conectate la terminalul digital prin intrarea binară pentru a furniza informația că întrerupătorul a închis.
Timpul trebuie stabilit mai mare decât timpii proprii de acționare a întrerupătorului (anclanșare plus declanșare) plus timpul de funcționare a acestei funcții de protecție.
Tot în această secțiune se mai găsesc funcțiile de:
evaluare și integrare a comenzilor manuale de închidere sau deschidere a întrerupătorului sosite printr-o intrare binară;
determinarea stării întrerupătorului în urma executării comenzilor manuale via semnalul binar de la contactele auxiliare ale întrerupătorului sau măsurii circulației de curent prin circuit;
funcții de testare și recunoaștere a stării întrerupătorului (închis, deschis, defect);
stabilirea condițiilor în care o comandă inițializată poate fi resetată;
criterii de detectare a stării unui pol (închis sau deschis) și concordanța lui cu o comandă transmisă;
detectarea modului de sincronizare, de la funcția internă de sincronizare sau de la un dispozitiv extern de sincronizare;
tratarea comenzii de închidere manuală a întrerupătorului: cu sincronism, cu forțarea sincronismului sau fără sincronism.
Acești parametri pot fi modificați numai în DIGSI din meniul Setări suplimentare afișaj.
Protecția de distanță
Protecție distanța este funcția principală a terminalelor digitale din gama SIPROTEC 7SA52, 7SA62, caracterizate prin precizie mare de măsurare și capacitatea de a se adapta la condițiile sistem dat, fiind completată cu o serie de funcții suplimentare.
Detectarea defectelor cu pământul se realizează prin:
măsurarea curentului, componenta fundamentală a sumei curenților de fază 3I0 filtrate numeric este supravegheată pentru a detecta dacă depășește valoarea setată
prin comparația curentului de secvență negativă 3I2 cu amplitudinea curentului secvența zero I0. Când raportul I0 /3I2 depășește o valoare setată se produce demarajul protecției.
măsurarea tensiunilor de fază si detectarea tensiunilor de secvență inversă filtrate digital, și supravegherea armonicii fundamentale pentru detectarea depășirilor
3ˑU0 > valoarea setată;
detectarea asimetriilor tensiunilor și curenților de fază;
combinații logice ale rapoartelor valorilor de secvență zero/secvență pozitivă ale impedanțelor.
Valoarea curentului măsurat pe fiecare fază este filtrată digital și monitorizată permanent pentru detectarea depășirilor valorilor setate. Sunt detectate toate formele de scurtcircuit.
Calcularea impedanțelor
Un sistem de măsurare separat este prevăzut pentru fiecare dintre cele șase posibile bucle de impedanța L1-E, L2-E, L3-E, L1- L2, L2-L3, L3-L1. Buclele homopolare sunt evaluate atunci când un defect cu pământul este recunoscut și curentul de fază depășește o valoare minimă setabilă Iph > minim. Buclele de impedanță fază la fază sunt evaluate când curentul de fază în ambele faze afectate depășește valoarea minimă stabilită. Un detector de salt al valorilor măsurate sincronizează toate calculele cu începutul defectului. Dacă apare o defecțiune în continuare pe parcursul evaluării, noile valori măsurate sunt imediat utilizate pentru calcul. Evaluarea defectului este făcută întotdeauna cu valorile măsurate ale stării defect curent.
Bucla fază – fază
Pentru calculul buclelor fază – fază corespunzătoare scurtcircuitelor bifazate cu pământul ecuațiile buclei (L1 – L2 spre exemplu, conform figurii 5-3) sunt :
unde:
U, I – sunt valorile măsurate în complex ale tensiunilor și curenților;
Figura 5-3. Scurtcircuit bifazat cu punere la pământ
Impedanța complexă a liniei este calculată cu expresia:
Bucla de impedanță fază – pământ (impedanță homopolară)
Pentru calculul buclei fază – pământ, de exemplu în timpul unui scurtcircuit L3-E conform figurii 5-4, trebuie remarcat faptul că impedanța de pe calea de întoarcere prin pământ nu corespunde impedanța fazei.
Fig. 5-4. Scurtcircuit monofazat
Pentru bucla defectă avem următoarele expresii:
Tensiunea de fază pământ UL3.E, curentul de fază IL3, curentul de întoarcere prin pământ IE sunt măsurate. Impedanța rezultată la locul defectului este dată de relația:
unde:
UL3-E – valoarea măsurată a tensiunii de fază la locul de scurtcircuit;
IL3 – Valoarea măsurată a curentului de scurtcircuit pe fază;
IE – Valoarea măsurată curentului de scurtcircuit prin pământ;
φU – unghiul de fază a tensiunii de scurtcircuit;
φL – defazajul curentului de scurtcircuit de fază;
φE – defazajul curentului de scurtcircuit prin pământ.
Factorii RE/RL și XE/XL sunt dependenți numai de constantele de linie, și nu depind de distanța de defect.
Rezistența arcului electric
Rezistența arcului electric apare ca o rezistență suplimentară la locul de defect si se adaugă la impedanța conductoarelor de linie. Pe liniile lungi puternic încărcate, setarea poate
extinde intervalul impedanței de sarcină. Declanșările eronate din cauza condițiilor de suprasarcină sunt prevenite prin utilizarea caracteristicilor poligonale cu trapez de sarcină. Toleranța la rezistența arcului electric la locul de defect poate fi setată separat pentru defectele bifazate și pentru defectele monofazate, fiind una dintre cele mai importante setări pentru liniile electrice aeriene. În cablurile electrice un arc apreciabil nu poate exista, trebuie să se ia totuși în considerare că un defect cu arc electric poate să apară la capetele terminale ale cablului, care sunt cuprinse în prima zonă de protecție.
Valoarea standard pentru tensiunea arcului electric la locul de defect este de aproximativ USArc = 2,5 kV/m.
Rezistenta arcului electric în formă simplă este exprimată de relația:
Figura 5-5. Măsurarea rezistențelor de către protecția distanță în prezența defectelor cu arc electric.
Rezistența maximă a arcului RArc trebuie determinată pentru stabilirea zonei de distanță în direcția R, și este atinsă atunci când cel mai mic curent de defect la care un arc mai are fluxurile prezente în timpul unui defect cu pământul.
.
Rezistența de punere la pământ măsurată de către protecția de distanță rezultă din formula de mai jos (se presupune că I1 și IE sunt în opoziție de fază):
unde:
RRE – rezistența măsurată prin protecția distanță SIPROTEC;
RL1 – rezistența liniei la locul de defect;
RArc – rezistența acului electric;
RE / RL – raportul setat în protecția de distanță la dresa 1116 și 1118;
I2 / I1 – raportul dintre curenți de defect cu pământul la capătul opus și la sfârșitul zonei locale. Pentru o setare corectă a valorii R și zonei de distanță, se ia în considerare cazul cel mai defavorabil. Cazul cel mai defavorabil ar fi un curent de defect cu pământul maxim la capătul opus și un curent de defect minim cu pământul la sfârșitul zonei locale, curenții sunt considerați fără deplasare de fază. În cazul în care nu sunt disponibile informații cu privire la raportul curenților se utilizează valoarea aproximativă 3, iar pentru alimentări radiale acest raport este "0".
RTF – rezistența efectivă stâlpilor sistemului de linii aeriene. În cazul în care nu sunt disponibile informații referitoare la rezistența stâlpilor pentru liniile electrice aeriene cu fir de protecție se utilizează o valoare de 3 Ω , iar fără fir de protecție valoarea de
5 Ω.
Pentru zona I- a, a protecției de distanță se aplică următoarea relație:
unde:
R1E – este valoarea calculată și setată în protecția de distanță la adresa
(RE(Z1) Ø-E, address 1304)
1,2 – coeficient de siguranță de 20%
În practică, raportul dintre rezistența R și reactanța X setat este situat în intervalele indicate în tabelul de mai jos.
Tabelul 5-10. Raportul R/X în funcție de tipul și lungimea liniei
5.5. Calculul valorilor de reglaj al protecțiilor
Celula 110 kV Oradea SUD
Amplasare: stația electrică de transformare și conexiuni 400/110/20 kV Oradea SUD aflată sub autoritate administrativă și de exploatare a S.C. Transelectrica S.A.
Din tabelele 1 -7 avem următoarele date tehnice și caracteristici ale echipamentelor:
Tipul liniei – linie electrică aeriană cu tensiunea nominală de UN =110 kV, secțiunea conductoarelor 185 mm2, celula de linie echipată cu întrerupător cu declanșare tripolară;
Capacitatea maximă de transport de durată – Smax=110 MVA;
Lungimea liniei s = 11.13 km;
Raportul transformatoarelor de măsură de curent NCT = 600 / 5 A;
Raportul transformatoarelor de măsură de tensiune ;
Tensiunea inimă de funcționare Umin = 0,9 ˑ UN
Cosϕmax = 0,998 (obținut pe baza datelor măsurate în exploatare.
Puterea activă maximă transportată la factorul de putere maxim este:
Curentul maxim de sarcină al liniei pe fiecare fază este:
Impedanța de sarcină minimă este:
Această valoare poate fi introdusă ca valoare primară, atunci când parametrizarea este făcută cu un calculator (PC) și DIGSI. Conversia la valorii la valoarea raportată la secundar este:
Se aplică o marjă de siguranță de 10% și se obțin următoarele valori:
pentru impedanța de sarcină minimă fază –fază este:
R load (Ø-Ø) = 89,00 Ω pentru primar, iar raportată la secundar este R = 9,71 Ω; se setează la adresa (address 1243 R load (Ø-Ø) = 89,00 Ω)
pentru impedanța de sarcină minimă fază – pământ este:
R load (Ø-E) = 89,00 Ω pentru primar, iar raportată la secundar este = 9,71 Ω; se setează la adresa (address 1241 R load (Ø-E) = 89,00 Ω).
Deschiderea unghiului de sarcină a caracteristicii trapezoidale (φ load (Ø-E) setat la adresa 1242, φ load (Ø- Ø) setat la adresa 1244) trebuie să fie mai mare cu aproximativ 5⁰ decât unghiul rezultat pentru o sarcină corespunzătoare factorului minim de putere.
Factorul de putere minim obținut pe baza datelor din exploatare este cosϕmin = 0,72 căruia îi corespunde un unghi .
Valoarea setată la adresa 1244 este ϕ load (Ø-Ø) =44⁰ +5⁰ =49⁰.
Valoarea maximă a curentului de suprasarcină Iph> setată la adresa 1610 este:
Valoarea reală setată în releu este rotunjită la 700 A și reprezintă valoarea de demaraj a protecției la supracurent. La configurarea prin intermediul calculatorului și DIGSI, această valoare poate fi introdusă direct ca valoare primară. Conversia valorii primare la valoarea raportată la secundar este:
și este condiția de curent minim de scurtcircuit, aplicată defectelor cu pământul în rețele cu nul legat direct la pământ, atâta timp cât demarajul la supracurent este folosit exclusiv.
Caracteristica Z(ϕ) este utilizată atunci când valoarea curenților de scurtcircuit este mai mică decât valoarea curenților de suprasarcină. Pentru detecția acestor scurtcircuite este folosit ca un criteriu suplimentar detectarea unghiului de fază dintre tensiune și curent.
Protecția de distanță are o caracteristică de declanșare poligonală, forma caracteristicii poligonale este prezentată în figura 5-6. În total, există șase zone independente si o zonă suplimentară controlată pentru fiecare buclă de impedanță de defect. Zona Z6 nu este prezentată în figura 5.6.
Figura 5-6. Caracteristică poligonală (valorile de setare sunt marcate prin puncte).
Sunt disponibile următoarele zone:
Zona 1 (cu declanșare rapidă) Z1 cu X (Z1); R (Z1) pentru defecte fază – fază (Ø-Ø), RE (Z1) pentru defecte fază – pământ (Ø-E) ; poate fi temporizată cu T1 pentru defecte monofazate sau polifazate;
Zona 2-a (zona de rezervă) Z2 cu X (Z2); R (Z2) pentru defecte fază – fază (Ø-Ø), RE (Z2) pentru defecte fază – pământ (Ø-E); poate fi temporizată cu T2;
Zona 3 – (zona de rezervă) Z3 cu X (Z3); R (Z3) pentru defecte fază – fază (Ø-Ø), RE (Z3) pentru defecte fază – pământ (Ø-E); poate fi temporizată cu T3;
Zona 4 – (zona de rezervă) Z4 cu X (Z4); R (Z4) pentru defecte fază – fază (Ø-Ø), RE (Z4) pentru defecte fază – pământ (Ø-E); poate fi temporizată cu T4;
Zona 5 – (zona de rezervă) Z5 cu X (Z5) + (înainte) și X (Z5) – (revers); R (Z5) pentru defecte fază – fază (Ø-Ø), RE (Z5) pentru defecte fază – pământ (Ø-E), poate fi temporizată cu T5;
Zona 6 (zona de rezervă) Z6 cu X (Z6) + (înainte) și X (Z6) – (revers); R (Z6) pentru defecte fază – fază (Ø-Ø), RE (Z6) pentru defecte fază – pământ (Ø-E), poate fi temporizată cu T6.
Zonă dependentă de zona (controlată):
prelungire zona I, Z1b cu X (Z1b); R (Z1b) pentru defecte fază – fază (Ø-Ø), RE (Z1b) pentru defecte fază – pământ (Ø-E); care poate fi temporizată prin T1B pentru defecte monofazate sau polifazate.
Tabelul 5-11 Măsurarea tensiunii și curentului pentru determinarea direcției defectului
1) cu luarea în considerare a compensării impedanței pământul
Calculul impedanțelor
În cazul parametrizării cu valorile secundare, valorile primare rezultate din calcule trebuie raportate la secundarul transformatoarelor de curent și tensiune. În general se utilizează expresia de forma:
În consecință, orice zonă de distanță poate fi exprimată după cum urmează:
unde:
NCT – raportul de transformare al transformatoarelor de măsură de curent;
NVT – raportul de transformare al transformatoarelor de măsură de tensiune.
Calculul protecțiilor la începutul liniei (Oradea Sud)
Puterea de scurtcircuit trifazat la începutul liniei (bara 110 kV stația Oradea Sud) este:
Impedanța sursei este:
Dacă nu se cunosc cu exactitate rezistența și reactanța sursei de alimentare din înaltă tensiune, se pot utiliza următoarele relații:
respectiv
Puterea de scurtcircuit monofazat la începutul liniei (bara 110 kV stația Oradea Sud) este:
Impedanța sursei pentru scurtcircuite monofazate la începutul liniei este:
Impedanța unitară a liniei este:
Impedanța liniei este:
Curentul de scurtcircuit pe fază Isc la începutul liniei este:
Valoarea curentului I>> raportată la secundarul transformatoarelor de curent este:
Curentul de scurtcircuit pe fază Iscend la sfârșitul liniei este:
ks – este factorul de siguranță cu valoarea ks = 1,1
Cu un factor de siguranță de 10%, următoarea valoare reglaj primar este calculată astfel:
Valoarea curentului I>> raportată la secundarul transformatoarelor de curent este:
Calculul rezistenței arcului electric
Lungimea maxima a arcului electric pentru rețele aeriene cu tensiunea nominală de 110 kV este lArc = 2 m
Curentul de scurtcircuit prin arc are valoarea cuprinsă în intervalul sau 700 [A ] < IArc < 6880 [A ], în calcul este utilizată ca valoare minimă IArc = 1,0 KA
Rezistența turnului arcului electric este:
nu sunt disponibile informații cu privire la rezistența efectivă a stâlpilor sistemului de linii aeriene cu fir de protecție prin urmare se utilizează valoarea impusă de normative;
Pentru valori necunoscute ale curenților I1, I2 valoarea adoptată a raportului
este : ;
.
Rezistența maximă a arcului electric RArc este:
Rezistența R1Eprim setată pentru zona II, a protecției de distanță are valoarea:
Valoarea rezistenței R1E raportată la valorile secundare este:
Stabilirea zonelor protecției de distanță
Zona I – scurtcircuite aflate la începutul liniei, aproape de bare:
Zona II – cuprinde 85% din lungimea liniei:
Zona III – cuprinde întreaga lungime a liniei:
Zona IV – cuprinde întreaga lungime a liniei protejate împotriva scurtcircuitelor homopolare cu valoarea curentului de scurtcircuit mai mică sau apropiată de valoarea curentului nominal corespunzător rezistentei minime de sarcină. Detectarea scurtcircuitului se face prin măsurarea unghiului ϕ dintre tensiune și curent și a componentelor de secvență inversă de tensiune și curent.
Zona V – este o zonă cu caracteristică poligonală nedirecționată pe întreaga lungime a liniei, încărcată cu 10% suprasarcină, protejată împotriva scurtcircuitelor cu valoarea curentului de scurtcircuit mai mică sau apropiată de valoarea curentului nominal corespunzător rezistentei minime de sarcină. Detectarea scurtcircuitului se face prin măsurarea unghiului ϕ dintre tensiune si curent și a componentelor de secvență inversă.
Valorile de reglaj rezultate din calcule pentru protectia de distantă a celulei 110 kV Oradea Sud ½ sunt prezentate în tabelul 5-12.
Tabelul 5-12. Valorile de reglaj a protecției de distanță LEA Oradea SUD
Pentru coordonarea protecțiilor valorile treptelor de temporizare sunt comunicate de către autoritatea furnizoare de energie sau de către Dispecerul Energetic Teritorial sau Național.
Unghiul liniei
Valoarea rezultată din calculul protecției și setată la adresa 1105 este .
Pentru coordonarea cu alte protecții la solicitarea Dispecerului energetic valorile unghiului liniei sunt cuprinse în intervalul .
Celula 110 kV Oradea VEST
Amplasare: stația electrică de transformare și conexiuni 110 kV Oradea VEST, aflată sub autoritate administrativă și de exploatare a S.C. Electrocentrale S.A. Stația electrică Oradea Vest este stație de conexiuni și injecție de putere în sistem.
Din tabelele 1 -7 avem următoarele date tehnice și caracteristici ale echipamentelor:
Tipul liniei – linie electrică aeriană cu tensiunea nominală de UN =110 kV, secțiunea conductoarelor 185 mm2 , celula de linie echipată cu întrerupător cu declanșare tripolară;
Capacitatea maximă de transport de durată – Smax=110 MVA;
Lungimea liniei s = 11.13 km;
Raportul transformatoarelor de măsură de curent NCT = 600 / 5 A;
Raportul transformatoarelor de măsură de tensiune ;
Tensiunea minimă de funcționare Umin = 0,9 ˑ UN
Cosϕmax = 0,998 (obținut pe baza datelor măsurate în exploatare.
Puterea de scurtcircuit trifazat la începutul liniei (bara 110 kV stația Oradea Sud) este:
Impedanța sursei este:
Dacă nu se cunosc cu exactitate rezistența și reactanța sursei de alimentare din înaltă tensiune, se pot utiliza următoarele relații: respectiv
Puterea de scurtcircuit monofazat la începutul liniei (bara 110 kV stația Oradea Sud) este:
Impedanța sursei pentru scurtcircuite monofazate la începutul liniei este:
.
Impedanța unitară a liniei este:
.
Impedanța liniei este:
.
Curentul de scurtcircuit pe fază Isc la începutul liniei este:
.
Valoarea curentului I>> raportată la secundarul transformatoarelor de curent este:
.
Curentul de scurtcircuit pe fază Iscend la sfârșitul liniei este:
ks – este factorul de siguranță cu valoarea ks = 1,1.
Cu un factor de siguranță de 10%, următoarea valoare de reglaj primar este calculată astfel:
.
Valoarea curentului I>> raportată la secundarul transformatoarelor de curent este:
.
Stabilirea zonelor protecției de distanță
Zona I – scurtcircuite aflate la începutul liniei, aproape de bare:
Zona II – cuprinde 85% din lungimea liniei:
Zona III – cuprinde întreaga lungime a liniei:
Zona IV – cuprinde întreaga lungime a liniei protejate împotriva scurtcircuitelor homopolare cu valoarea curentului de scurtcircuit mai mică sau apropiată de valoarea curentului nominal corespunzător rezistentei minime de sarcină. Detectarea scurtcircuitului se face prin măsurarea unghiului ϕ dintre tensiune și curent și a componentelor de secvență inversă de tensiune și curent.
Zona V – este o zonă cu caracteristică poligonală nedirecționată pe întreaga lungime a liniei, încărcată cu 10% suprasarcină, protejată împotriva scurtcircuite cu valoarea curentului de scurtcircuit mai mică sau apropiată de valoarea curentului nominal corespunzător rezistentei minime de sarcină. Detectarea scurtcircuitului se face prin măsurarea unghiului ϕ dintre tensiune si curent și a componentelor de secvență inversă.
Tabelul 5-13. Valorile de reglaj a protecției de distanță Oradea Vest
Pentru coordonarea protecțiilor valorile treptelor de temporizare sunt comunicate de către autoritatea furnizoare de energie sau de către Dispecerul Energetic Teritorial sau Național.
Unghiul liniei
Valoarea rezultată din calculul protecției și setată la adresa 1105 este .
Pentru coordonarea cu alte protecții la solicitarea Dispecerului Energetic Teritorial sau Național, valorile unghiului liniei sunt cuprinse în intervalul .
5.6. Valorile de setare ale terminalelor digitale
Celula 110 kV Oradea SUD – VEST 1, respectiv Oradea SUD – VEST 2
Terminalul de protectie 7 SA 522 – 110 kV ( 5A ;220Vcc)
Terminalul numeric de protectie SIPROTEC 7SA522 este un echipament de protecție rapid și selectiv pentru linii aeriene și cabluri cu terminale de alimentare simple sau multiple în sisteme radiale, buclă sau orice alt tip de rețea prevăzut cu sistem de legare a neutrului la pământ. Acest terminal (notat cu F211 în dulapul de protecții al celulei ) reprezintă grupa 1 de protecții și automatizări.
Protecțiile și automatizările asignate acestui terminal sunt:
Protectia de distanță cu valorile de reglaj cuprinse în tabelul 5-14.
Tabelul 5-14. Valorile de reglaj a protecției de distanță celula 110 kV, Oradea SUD – Oradea Vest
Unghiul liniei: valoare setată ϕ = 75⁰
Declanșare la conectarea pe defect: Ilmax< I = 600 A
Detectarea pendulatiilor – cu blocarea tuturor treptelor de distanță fără declanșare la iesire din sincronism
Protectia maximala de urgență
Pe faza: I=700 A cu temporizare t = 0,5 secunde
Homopolara: I=300 A cu temporizare t = 0,5 secunde
Protecția maximală de curent homopolar direcționată
I1 = 1900A cu temporizare t1 = 1 secundă
I2 = 300A cu temporizare t3 = 2,5 secunde – nedirecționată
Reanclanșare automată rapidă (RAR)
Trifazat – 1 ciclu, cu pornirea RAR din protectia de distanță, protecția maximală de curent homopolar directionată și din terminalul protecțiilor maximale de curent 7SJ62.
Timp reanclanșare automată rapida trar = 0,8 secunde, cu blocare RAR
tblocRAR = 10 secunde după un ciclu.
Sincronizare cu următoarele condiții de sincronizare:
lipsă tensiune Ulipsatensiune = 0,2ˑ Un
prezență tensiune Uprezentatensiune = 0,85ˑUn
tensiune maximă Umax=1,15ˑUn
∆U = 0,2ˑUn
∆f=0,05 Hz
∆ Φ=30
Toate controalele in funcție
Terminalul numeric 7SJ62 ( 5A ;220Vcc)
Face parte din. Grupa 2 de protecții și automatizări
Terminalul numeric de protecție SIPROTEC 7SJ62 este un echipament de protecție rapid și selectiv pentru linii aeriene și cabluri cu terminale de alimentare simple sau multiple în sisteme radiale, buclă sau orice alt tip de rețea prevăzut cu sistem de legare a neutrului la pământ destinat protecțiilor maximale de curent. Acest terminal (notat cu F512 în dulapul de protecții al celulei ) reprezintă grupa II de protecții și automatizări.
Protecțiile și automatizările asignate acestui terminal sunt:
Protecția maximală de curent nedirecționată
I = 6880 A t = 0 secunde
Protecția maximala de curent direcționată
I = 900 A t = 4 secunde
Protecția maximală de curent homopolar nedirectionata
I1 = 13650 A t1 = 0 secunde
300A t2 =2,5 secunde
Protecția maximală de curent homopolar direcționată
I = 1900A t = 1 secundă
Toate declanșările din terminalul 7SJ62 vor porni RAR din terminalul 7SA522.
Puterea transportabilă din punct de vedere al protecției în ambele sensuri este:
Stransp=110 MVA.
Fig. 5. 7. Caracteristica poligonală pentru celula Oradea Sud
Celula 110 kV Oradea VEST – SUD1, respectiv Oradea VEST – SUD2
Terminalul de protectie 7 SA 62 – 110 kV ( 5A ;220Vcc)
Terminalul numeric de protecție SIPROTEC 7SA62 este un echipament de protecție rapid și selectiv pentru linii aeriene și cabluri cu terminale de alimentare simple sau multiple în sisteme radiale, buclă sau orice alt tip de rețea prevăzut cu sistem de legare a neutrului la pământ. Spre deosebire de terminalul SIPROTEC 7SA522 are în plus funcții de testare și măsurare a timpilor de acționare a întrerupătorului.
Acest terminal reprezintă grupa 1 de protecții și automatizări. Protecțiile și automatizările asignate acestui terminal sunt:
Protecția de distanță cu valorile de reglaj cuprinse în tabelul 5-15.
Tabelul 5-15. Valorile de reglaj a protecției de distanță celula 110 kV, Oradea VEST – Oradea SUD
Unghiul liniei: valoare setată ϕ = 75⁰;
Declanșare la conectarea pe defect: Ilmax< I = 600 A;
Detectarea pendulațiilor – cu blocarea tuturor treptelor de distanță fără declanșare la iesirea din sincronism;
Protecția maximală de urgență
Pe faza: I=700 A cu temporizare t = 0,5 secunde
Homopolara: I=300 A cu temporizare t = 0,5 secunde
Protecția maximală de curent homopolar direcționată
I1 = 1900A cu temporizare t1 = 1 secundă
I2 = 300A cu temporizare t3 = 2,5 secunde – nedirecționată
Reanclanșare automată rapidă (RAR)
Trifazat – 1 ciclu, cu pornirea RAR din protectia de distanță, protecția maximală de curent homopolar directionată și din terminalul protecțiilor maximale de curent 7SJ62.
Timp reanclanșare automată rapida trar = 0,8 secunde, cu blocare RAR
tblocRAR = 10 secunde după un ciclu.
Sincronizare cu următoarele condiții de sincronizare:
lipsă tensiune Ulipsatensiune = 0,2ˑ Un
prezență tensiune Uprezentatensiune = 0,85ˑUn
tensiune maximă Umax=1,15ˑUn
∆U = 0,2ˑUn
∆f=0,05 Hz
∆ Φ=30
Toate controalele in funcție
Terminalul numeric 7SJ62 ( 5A ;220Vcc)
Grupa 2 de protecții și automatizări
Terminalul numeric de protectie SIPROTEC 7SJ62 este un echipament de protecție rapid și selectiv pentru linii aeriene și cabluri cu terminale de alimentare simple sau multiple în sisteme radiale, buclă sau orice alt tip de rețea prevăzut cu sistem de legare a neutrului la pământ destinat protecțiilor maximale de curent. Acest terminal (notat cu F512 în dulapul de protecții al celulei) reprezintă grupa II de protecții și automatizări.
Protecțiile și automatizările asignate acestui terminal sunt:
Protecția maximală de curent nedirecționată
I = 2630 A t = 0 secunde
Protecția maximala de curent direcționată
I = 880 A t = 3,5 secunde
Protecția maximală de curent homopolar nedirectionata
I1 = 2740 A t1 = 0 secunde
500A t2 =2,0 secunde
Protecția maximală de curent homopolar direcționată
I = 1400A t = 1,5 secunde
Toate declanșările din terminalul 7SJ62 vor porni RAR din terminalul 7SA62.
Puterea transportabilă din punct de vedere al protecției în ambele sensuri este:
Stransp=110 MVA
Fig. 5. 8. Caracteristica poligonală pentru celula Oradea Vest
CONCLUZII
„Protecția prin relee a unei instalații electroenergetice reprezintă un ansamblu de dispozitive destinat să asigure deconectarea automată a instalației în cazul apariției unui defect sau a unui regim anormal de funcționare, periculos pentru instalație, iar în unele cazuri să semnalizeze apariția regimului anormal” .
Are drept scop:
să împiedice dezvoltarea defectului și extinderea efectelor acestuia asupra altor instalații din SEN;
să restabilească, într-un timp cât mai scurt, un regim normal de funcționare pentru restul instalațiilor electroenergetice, asigurând continuitatea alimentării consumatorilor de energie electrică.
Plecând de la această definiție și cele doua funcții majore pe care trebuie să le îndeplinească un sistem de protectie rezultă necesitatea utilizării unor echipamente de moderne de înaltă fidelitate. Terminalele digitale de protecție deși au un cost ridicat, utilizarea lor este justificată prin gradul mare de siguranță oferit în exploatare prin funcțiile multiple care le au încorporate. Punerea în adevărata valoare și eficiență a terminalelor digitale de protecție este atinsă atunci când sunt integrate în sisteme complete de tip SCADA. Integrarea în sisteme SCADA reduce substanțial timpul de nealimentare cu energie a consumatorilor.
Prin numărul mare de informații stocate în fișiere log permite cunoașterea în orice moment a stării rețelei, permite eficientizarea proceselor de decizie, dependente de corectitudinea informațiilor din sistem și de reducerea duratei de depistare și eliminare a defectelor. Trecerea de la configurația de rețea existentă la o configurație nouă ce rezultă în urma unei avarii după izolarea defectului și alimentarea unui număr cât mai mare de consumatori, se poate face automat și rapid. Informațiile legate de regimurile de avarie sunt mult mai detaliate și mijloacele de analiză post-avarie a acestora sunt mult mai exacte, permițând determinarea precisă a cauzelor incidentelor. Optimizarea regimurilor de funcționare ale sistemului se poate face mult mai precis și mai des.
Toate aceste avantaje ale informatizării sistemului de distribuție a energiei electrice se
materializează prin reducerea cheltuielilor de diverse tipuri și creșterea încasărilor companiilor de electricitate datorate unei mai bune continuități în alimentare, având ca rezultat o cantitate mai mare de energie vândută și o scădere a despăgubirilor plătite datorate nealimentării cu energie electrică a consumatorilor, calculate conform reglementărilor ANRE (Decizia pentru aprobarea contractelor cadru de furnizare a energiei electrice M.O. nr. 623/21.12.1999).
Complexitatea rețelelor electrice actuale și a aspectelor urmărite în funcționarea acestora (tehnice și economice în egală măsură) stă la baza unei nevoi acute de automatizare, monitorizare și control exact și rapid, care necesită unelte specializate și performante, de tip SCADA. Implementarea unui sistem de conducere informatizat determină reducerea semnificativă a cheltuielilor de exploatare în sistemul de distribuție automatizat, alături de o pregătire performantă a personalului de exploatare, capabil astfel să-și gestioneze eficient secțiunile de rețea aflate sub administrare.
Ca dezavantaje pot fi enumerate:
preturile de cost ale terminalelor digitale sunt mult mai ridicate în comparație cu alte echipamente de protecție.
Pentru punerea în adevărata valoare a terminalelor digitale sunt necesare de multe ori schimbarea unor echipamente ale circuitelor primare, și achiziționarea unor echipamente noi care nu au existat, în consecință cresc costurile finale ale instalației modernizate
Necesită personal înaltă specializare pentru punerea în funcțiune și verificările periodice
Investițiile efectuate până în prezent în rețeaua electrică de transport (RET) au permis
realizarea într-o primă etapă a unei infrastructuri noi, moderne de conducere prin dispecer și a
infrastructurii necesare funcționării pieței de electricitate.
Este în curs de desfășurare programul de modernizare a întregii rețele la nivelul celor mai înalte standarde europene cu lucrări de modernizare și retehnologizare a stațiilor electrice dezvoltării capacității pe liniile de interconexiune.
BIBLIOGRAFIE
[1] Emanoil, Alexandru. Protecția prin relee, Vol. I și II. Editura Tehnică, București, 1984.
[2] Gal, S. Scheme de relee complexe in energetica, Editura Tehnică București,1988.
[3] Ivașcu, Cornelia Elena. Automatizarea și protecția sistemelor electroenergetice, Vol. I-II. Editura Orizonturi Universitare, Timișoara, 1999.
[4] Vasilievici, Alexandru; Gal, Stelian; Balașiu Florian; Făgărășan, Traian. Implementarea echipamentelor digitale de protecție și comandă pentru rețele electrice. Editura Tehnică, București, 2000.
[5] PE 134/1995 – Normativ privind metodologia de calcul al curenților de scurtcircuit în rețelele electrice cu tensiunea peste 1 kV.
[6] CEI 60909-2 : 1992, Matériel électrique – Données pour le calcul des courants de court circuit conformément à la CEI 909 (1988).
[7] SR EN 60909-0: 2003 – Curenții de scurtcircuit în rețelele trifazate de curent alternativ. Partea 0: Calculul curenților.
[8] NTE 002-03-00 – Normativ de încercări și măsurători pentru sistemele de protecții, comandă-control și automatizări din partea electrică a centralelor și stațiilor.
[9] 173. SIEMENS “Line Protection Relay 7SA511”, documentație tehnică, 1993.
[10] 174. SIEMENS “Numerical Overcurrent Protection Relay 7SJ531”, documentație
tehnică, 1996.
[11] http://electrical-engineering-portal.com/protection-relay-ansi-standards
[12] http://w3.siemens.com/smartgrid/global/en/products-systems-solutions/protection/transformer-differential-protection/pages/7ut612.aspx
[13] http://www.electricalmanuals.net/files/RELAYS/SIEMENS/7UT612/C53000-G1176-
C148-1.pdf
[14] ABB – IEC 61850 Communication Protocol Manual
[15] SIEMENS – gama SIPROTEC
http://w3.siemens.com/smartgrid/global/en/products-systems-solutions/protection/pages/overview.aspx
[16] ABB – http://new.abb.com/substation-automation/products/protection-control
[17] http://webhost.uoradea.ro/mpopa/Curs%20PSEI.pdf
[18] http://www.siemensenergysector.com.cn/Admin/upload/7SDSAVK_Manual_PIXIT_
A3_V042001_en.pdf
[19] http://w3.siemens.com/powerdistribution/global/sitecollectiondocuments/en/mv/ switchgear/gas-insulated/8djh/catalogue-8djh_ro.pdf
ANEXA 1 – Codificarea și abrevierea principalelor funcții de protecție.
ANEXA 2 – Codurile de identificare internațională a releelor cu funcții de protecție
Schema electrică monofilară a liniei electrice aeriene Oradea Sud – Oradea Vest.
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: Protectia Liniilor Electrice Aeriene Realizata cu P.l.c (ID: 163280)
Dacă considerați că acest conținut vă încalcă drepturile de autor, vă rugăm să depuneți o cerere pe pagina noastră Copyright Takedown.