Majoritatea stațiilor electrice din Romania au porțiuni semnificative ale infrastructurii lor electrice, care sunt „în vârstă” – compuse în mare… [604750]

Capitolul 1: Introducere
1.1. Introducere în temă
Majoritatea stațiilor electrice din Romania au porțiuni semnificative ale infrastructurii lor
electrice, care sunt "în vârstă" – compuse în mare parte din echipamente care au fost în funcțiune
atât de mult înc ât cât uzura are un efect evident, dar nu atât de deteriorate încât înlocuirea
imediată sa fie necesară. Managementul exploatării echipamentelor electrice se concentrează pe
toate aspectele legate de îmbătrânirea activelor, pornind de la impactul îmbătrâni rii asupra
sistemului de transport și distribuție, precum și fiabilitate a oferită clientului, până la diferitele
mijloace prin care societățile din domeniul electric pot gestiona îmbătrânirea, efectele și costurile
acesteia într -un mod eficient. Management ul exploatării echipamentelor electrice include
activități le de inspecție, de urmărire și de evaluare a stării tehnice, precum și de management al
mentenanței și de aplicare a tehnologiilor de prelungire a duratei de funcționare. Managementul
exploatării e chipamentelor electrice urmărește să stabilească și să planifice strategic prioritățile,
precum și politicile de renovare și de înlocuire.
Echipamentele electrice din exploatare sunt supuse con tinuu diferitel or solicitări
(mecanice, termice) și astfel el e vor fi expuse mereu la deteriorări ce au loc în componentele
acestora. M onitorizarea solicitărilor termice ale echipamentelor electrice reprezintă o modalitate
foarte puțin costisitoare și foarte precisă pentru detectarea problemelor existente, precum și pentru prevenirea sau diminuarea efectelor negative din punct de vedere tehnologic și financiar.
Siguranța în funcționare a instalațiilor, continuitatea alimentării cu energie electrică a
consumatorilor și productivitatea unităților industriale depind în mare măsură de funcționarea
corectă a echipamentelor electrice. Din aceste moti v, se pune un accent important pe problema
verificării calității și fiabilității echipamentelor electrice, care poate fi făcută prin monitorizarea temperaturii acestora. Ident ificarea zonelor fierbinți în vederea desfășurării activităților de
mentenanță a echipamentelor electric e este un subiect de actualitate în literatura de specialitate .
În prezent, temperatura joacă un rol foarte important în buna funcționare a echipamentel or
electrice. De multe ori supraîncălzirea acestora reprezintă o problemă de bază și dacă nu este detectată la momentul potrivit ea poate duce la deconectarea sau defectarea echipamentului.
Căldura este o formă de transfer de energie microscopică și dezor donată (energie
internă), datorită unor diferențe de temperatură. Acest transfer are loc spontan de la sistemul cu temperatura mai ridicată către cel cu temperatura mai coborâtă, respectând ireversibilitatea postulată de principiul al doilea al termodinam icii.
Monitorizarea solicitărilor termice continuă este luată în calcul de către producătorii de
transformatoare și autotransformatoare electrice conform normativelor, aceasta având ca scop

monitorizarea temperaturile interioare cum ar fi: temperatura miezului feromagnetic, temperatura
înfășurărilor, temperatura agentului de răcire, etc. Astfel, în cadrul societăților din domeniul electric, monitorizarea continuă a solicitărilor termice ale echipamentelor electrice se face selectiv pe anumite echipamente. Pentru toate celelalte echipamente electrice existente într -o
stație electrică de transformare monitorizarea solicitărilor termice este realizată anual și se efectuează cu ajutorul unei camere cu termoviziune prin analiza radiațiilor în infraroșu a acesto ra, [1 ]. În urma monitorizării solicitărilor termice se pot obține informații despre
temperatura elementelor componente a echipamentului analizat, urmând ca acesta s ă fie
comparată cu temperatura admisibil ă. Acest lucru se poate face automat prin intermed iul softului
integrat in dispozitivul utilizat pentru monito rizarea solicitărilor termice.
În cadrul managementului unei societăți din domeniul electric, trebuie implementat un
concept complex de luare a deciziei în legătură cu echipamentele electrice, c are să țină cont de
starea tehnică reală a echipamentelor, respectiv de importanța unei stații de putere în cadrul rețelei de transport a energiei electrice. În acest sens managementul echipamentelor electrice este
un mijloc modern și adecvat pentru soluți onarea problemei luării deciziei, știind faptul că funcția
de bază a acestuia poate fi descrisă ca un proces decizional continuu privitor la toate activitățile care se desfășoară în cadrul și în legătură cu activele gestionate, în scopul reducerii costuril or și
maximizării profitului.
În prezent, printre obiectivele principale ale societăților din domeniul electric se regăsesc
introducerea de noi soluții pentru monitorizarea, diagnosticarea și evaluarea stării tehnice a echipamentelor și evaluarea ciclului de vieță a acestora, respectiv de alegere a mentenanței și a
posibilităților de extindere a vieții activelor existente în administrare [3], [4]. Alegerea strategiei
de mentenanță adecvate echipamentelor electrice r eprezintă un obiectiv important , deoarece va
conduce la minimizarea costurilor de întreținere. Aceasta va influenta politica de investiții și modul de operare al rețelei. De asemenea, luarea deciziei cu privire la activ ele gestionate de către
societate implică și asumarea riscului.
Pe lângă alegerea strategiei de mentenanță în cadrul unui sistem de management al
echipamentelor electrice trebuie să se acorde o atenție deosebită și dispozitivelor de monitorizare și diagnosticare a acestora. Odată cu apariția și perfecționarea structurilor de monit orizare au fost
înlăturate barierele dintre operator și sistemul de comandă sau dintre tehnologia informației și
automate le programabile. În viitor, se urmărește realizarea unor dispozitive de monitorizare și
diagnosticare care vor permite supravegherea co mpletă a tuturor echipamentelor electrice dintr- o
stație d e transformare, care va putea să ofere o informație în timp real cu privire la starea tehnică
a acestora [5], [6].
Managementul exploatării echipamentelor electrice include programe de inspecție, d e
urmărire și de evaluare a stării tehnice, precum și programe de management al mentenanței și de
aplicare a tehnologiilor de prelungire a duratei de funcționare. Acest management urmărește să
stabilească și să planifice strategic prioritățile, politicile de renovare și de înlocuire [7], [8] .

Implementarea unui sistem de management al activelor într-o companie electrică, este o
necesitate deoarece activitățile principale ale acestuia trebuie să găsească soluția optimă, în timp
real, cu privire la activele gestionate pentru atingerea obiectivelor economice urmărite de
companie. În acest fel , se urmărește minimizarea costurilor în diferite etape ale ciclului de viață
ale activelor și maximizarea performanțelor economice și asigurarea calității serviciului de
alimentare cu energie electrică.
Un bun management al exploatării echipamentelor electrice menține profitabilitatea
companiilor de electricitate la un nivel ridicat pe toata durata de exploatare a echipamentelor electrice.
1.2. Structura tezei
Se va face pe scurt o prezentare a fiecărui capitol, dar după finalizarea tezei .
Referințele nu se vor păstra, ci vor fi puse toate la finalul tezei.

Capitolul 2: Managementul exploatării echipamentelor electrice
În societatea modernă, consumatorul este tot mai sensibil la ieșirile din funcțiune a unor
echipamente din sistemul electroenergetic. Astfel, sunt necesare a fi elaborate dispozitive noi
care să conducă la o monitorizare mai eficientă a stării tehnice a echipamentelor electrice, la
transmitere a în siguranță a informațiilor, precum ș i la eficientizarea managementului bunurilor
în vederea asigurării continuității în alimentarea consumatorilor.
2.1. Generalități
Echipamentele electrice din cadrul societății din domeniul electric , considerate e sențiale
pentru atingerea obiectivelor acesteia, diferă de la o societate la alta și chiar de la un departament
la altul din cadrul aceleiași societăți. Optimizarea managementul ui acestor echipamente sunt
valabile în orice tip de societate/companie. Administrarea eficientă a echipamentelor societății
poate fi împlinită prin integra rea unor sisteme de management adaptate pentru toate categoriile
de echipamente ex istente în companie.
Echipamentele/activele esențiale ale societății sunt cele care fie generează în mod direct
venituri, fie sunt strâns legate de activități care generează venituri. În rândul societăților din
domeniul electric există 4 categorii de acti ve, astfel: active în producția energiei electrice ,
active( facilități) de producție (clădiri, construcții), active mobile ( vehicule ) și active IT&C.

Active în producția energei electrice
În industria producerii energiei electrice, activele esențiale sunt cazanele, turbinele cu
abur, baraje de apa, turbine hidraulice, turbine eoliene, panouri fotovoltaice, etc. Există o valoare
adăugată deosebită în posibilitatea de a gestiona cu o singură soluție toate echipamentele
electrice legate de genera rea energie i electrice (combustibil fosil, hidro, nuclear , eolian, solar)
precum și bunurile legate de transport ul și distribuția energiei electrice . Posibilitatea de a
gestiona un numar foarte mare de echipamente dintr -un singur loc și cu o singură soluție este
deosebit de atractivă pentru producătorii de energie electrică.
Active mobile
În această categorie intră vehiculele pentru intervenții, camioane, autoturismele angajaților și
conducerii, cât și echipamentele mobile, cum ar fi compresoare sau generatoare mobi le în teren.
Numărul acestora poate ajunge până la câteva mii.

Echipamente IT
Aici intră partea de hardware (servere, stații de lucru, laptop -uri, telefoane mobile, PDA –
uri, imprimante, terminale mobile și echipamente de comunicații ) și cea de software (software
dedicate monitorizării funcționării echipamentelor, software birotica, etc).
Active de producție
Aici intră diferitele tipuri de clădiri, începând cu sediul central al companiei și birourile
regionale până la hale de producție, depozite și alte construcții specifice. Întreținerea acestora
presupune folosirea unor echipamente dedicate acestui scop, cât și amenajări ale terenurilor sau
ale locurilor de parcare.

Beneficiile aduse de managementul echipamentelor electrice
O soluție de management a echipamentelor electrice răspunde la două dintre problemele
majore legate de gestiunea acestora: problema legată de gestion area echipamentelor similare ,
indiferent de locație și problema legată de gestiona rea categorii multiple de echipamente. Prin
managem entul echipamentelorelectrice, societățile din domeniul electric pot realiza:
– Implementarea și monitorizarea programelor de creștere a eficienței exploatării
echipamentelor ;
– Consolidarea operațiunilor din unități diferite ;
– Reducerea problemelor de integ rare pentru sisteme IT multiple;
– Integrarea managementului bunurilor în relațiile cu furnizorii ;
– Rezolvarea problemei maturizării forței de muncă și păstrarea informații lor critice
deținute de aceasta;
– Gestiunea și întreținerea unei infrastructuri îmbătrâ nite;
– Îmbunătăți rea fiabilității echipamentelor.
Toate aceste beneficii îmbunătățesc performanțele societății și pot oferi un important
avantaj competitiv.
2.2. Managementul echipamentelor dintr- o stație electrică
Echipamentele societăților comerciale au fost și sunt administrate în scopul obținerii
maximului din investiție. Se constată totuși că deși se iau măsuri de reducere a costurilor, de
reorganizare, de creștere a productivității și calității etc., un număr sporit de oportunități sunt pierdute datorită obiectivelor contradictorii și a lipsei organizării între departamentele
societăților.

În domeniul administrării echipamentelor electrice se impune utilizarea unor tehnici de
management al echipamentelor electrice pentru construirea unei singure structuri pe principiul
celei mai bune valori a investiției [9], [ 15].
Societățile din domeniul electric se confruntă cu problema administrării unui număr mare
de echipamente electrice (întrerupătoare, transformatoare, sistem de bare colectoare etc.) fiind
necesară o asistență în luarea deciziilor adecvate și oportune în legătură cu activele lor. Pe baza
informațiilor dobândite din activitățile managementului echipamentelor electrice, procesul luării
deciziilor urmărește să mențină în stare de funcționare echipam entele electrice, în condiții de
siguranță și eficientă pentru societățile din domeniul electric .
Principalele obiective ale unor astfel de tehnici de management al echipamentelor sunt
următoarele:
– echilibru între costuri, fiabilitate și risc;
– optimizarea stocurilor pieselor de schimb;
– omogenizarea procedurilor de lucru;
– cunoașterea nivelului de disponibilitate al echipamentelor și al instalațiilor;
– analiza defectărilor;
– planificarea volumului de lucru;
– stabilirea și supravegherea bugetului de întreține re;
– identificare echipamentelor costisitoare, echipamente pe care s- au produs un număr mare
de defectări și intervenții;
– efectuarea controlului opririlor și reviziilor complete ale instalației.
De asemenea un sistem de management al echipamentelor electri ce trebuie să
îndeplinească și satisfacția consumatorilor, fiind cunoscut faptul că unul din obiectivele
strategice ale societăților din domeniul electric este orientarea spre îmbunătățirea serviciilor
oferite.
Sistemul de management al echipamentelor el ectrice trebuie să ia în considerare o serie
de factori, astfel:
– ciclul de viață al acestora;
– necesitatea introducerii sau scoaterii din exploatare a echipamentelor electrice;
– disponibilitatea, fiabilitatea, sănătatea, performanța echipamentelor electric e;
– factori externi (implicații comerciale, tehnologice, de mediu și industriale);
– îmbunătățirea serviciilor furnizate;
– managementul financiar, managementul resurselor;

– managementul strategic al companiei de electricitate și planificarea lucrărilor;
– politic a și legislația mediului.
Managementul echipamentelorelectrice aplicat î n cadrul unei societăți din domeniul
electric poate conduce organizarea și ordona rea activităților de producere, transport și distribuție
a energi ei electrice. Aplicat corect, managem entul echipamentelor recunoaște în mod explicit
faptul că funcția echipamentului electric este de a servi clienții săi și că toate deciziile privind
utilizarea și îngrijirea acestuia sunt realizate pe baza nevoilor de afaceri și a rentabilității
societății din domeniul electric .
2.2.1. Sistemul de management al echipamentelor electrice
Managementul activelor este un termen derivat din industria financiară (Asset
Management) , iar conceptele sale sunt aplicate portofoliilor de investiții care conțin acțiuni,
obliga țiuni, numerar, opțiuni și alte instrumente financiare. P entru a gestiona activele financiare
trebuie să se facă un compromis între risc și câștig. Investitorii identifică un risc acceptabil iar
tehnicile de management al activelor sunt folosite pentru a a tinge acest nivel de risc pentru cel
mai mare randament posibil.
O definiție a managementului activelor, în cazul acivelor fizice, poate fi: setul de
mijloace (metode , proceduri) folosite, pe întreaga durată de viață a afacerii, pentru optimizarea
costulu i, performanței și expunerii la risc ale acesteia [10], [11]. Se poate observa deci că
managementul activelor afectează toate etapele afacerii: proiectare, exploatare, mentenanță, și
siguranță.
În sensul său cel mai general, managmentul activelor este o abordare de afaceri
concepută pentru a alinia gestionarea cheltuielilor legate de active pentru îndeplinirea cu succes a
obiectivelor societății . Obiectivul este de a lua toate deciziile legate de infrastructură în
conformitate cu un set unic de criterii ba zate pe părțile interesate.
În Fig. 2.1 sunt ilustrați cei trei piloni de sprijin ai managementului echipamentelor
electrice. Abilitățile de management, inginerie și informație trebuie sa fie abordate într- un mod
de sprijin reciproc.
În cadrul societățil or din domeniul electric sunt puțini angajați care au abilități puternice
cu privire la toți cei trei piloni. Ca atare, multe proiecte și inițiative vor fi conduse de manageri de proiect care au nevoie de sprijin atunci când se analizează întreaga gamă de probleme legate
de managementul echipamentelor . Chiar si fără acest sprijin proiectele ating adesea obiectivele
tactice însă vor fi incongruente cu o strategie globală de gestionare a activelor companiei. Multe
tehnici financiare de management sunt aplicab ile și in cazul tehnicilor fizice (de producere,
transport si distribuție a energiei electrice). Cu toate acestea, managementul fizic al
echipamentelor electrice este mult mai complicat de gestionat decât activele financiare , deorece
acest management are un aspect non- financiar de performanță și risc, echipamentele electrice
necesitând întreținere și înlocuire . Aceste aspecte fac parte dintr -un sistem interconecta t extrem

de complex. Furnizarea energiei electrice privită ca afacere a suferit schimbări impo rtante
datorate nu numai dereglementării pieței de energie ci și datorită apariției tehnologiilor
informației. Managementul aparatelor și echipamentelor electrice poate fi de două tipuri:
managem ent tactic, respectiv strategic [16 ].

Fig. 2.1. Managementul echipamentelor electrice este susținut de trei piloni de competență: mana gement, inginerie
și informație
Managementul tactic al aparatelor și echipamentelor electrice este definit prin
programele specifice de mentenanță ale fiecărui tip de echipament, programe care generează norme și activități de mentenanță. De exemplu, sistemel e de bare colectoare au programe de
mentenanță care ajută la stabilirea stării tehnice a lor, respectiv a lucrărilor de mentenanță ce
trebuie făcute. Astfel de programe constau în inspecți i, monitorizări on­line și off -line,
diagnosticări etc.
Managementul strategic al echipamentelor electrice cuprinde două strategii esențiale de
menținere a performanțelor în managementul echipamentelor electrice:
– optimizarea duratei de viață a echipament elor pe termen lung, respectiv pe termen scurt;
– optimizarea fiabilității echipamentelor. Nivelul fiabilității optime este stabilit prin minimalizarea lucrărilor de mentenanță ale echipamentelor cu menținerea unei
disponibilități cerute.
Specific pentru o companie electrică este ca aceste două tipuri de management să fie
combinate pentru a identifica toate procesele care determină baza financiară pentru managementul, exploatarea și mentenanța activelor fizice ale companiei.

2.2.2. Structura sistemului de managem ent al echipamentelor electrice
Sistemul de management al echipamentelor electrice trebuie sa îndeplinească obiective
de încadrarea în sumele bugetate, de asigurare a fiabilității echipamentelor electrice și de
asumare a riscului. În Fig. 2.2 este ilustra tă componenta decizională a MA .

Managementul echipamentelor electrice
Bugetarea
și
selecția proiectelor

Asigurarea
fiabilității
echipamentelor
Asumarea
riscului

Fig. 2.2. Componentele decizionale ale managementului echipamentelor electrice
În cazul în care obiectivele de fiabilitate și de risc nu pot fi îndeplinite în cadrul
constrângerilor bugetare, proprietarii ech ipamentelor electrice trebuie să decidă pentru care din
ele sa diminueze aportul la decizia finală.
În vederea îndeplinirii simultane a tuturor celor trei componente, sistemul de
management al unei societăți din domeniul electric trebuie să includă următo arele componente,
[17]:
– registrul echipamentelor electrice – acesta poate cuprinde de la o simplă listă de coduri
ale echipamentelor (întrerupătoare, transformatoare etc.) din sistemele de producere,
transport și distribuție a energiei electrice, până la o bază de date tehnice sofisticată:
specificații tehnice, diagrame GIS ( Geospatial Information Systems) care cuprind și baze
de date istorice și în timp real;
– sisteme de planificare și control – reprezintă nucleul sistemului de management al muncii
și permi te realizarea operației potrivite, la timpul optim, cu materialele corespunzătoare și
de către departamentele responsabile;
– monitorizarea și diagnosticarea echipamentelor electrice – este o activitate esențială a
managementului echipamentelor electrice și permite doar realizarea operațiilor necesare
echipamentelor electrice. Inspecțiile, sistemele de monitorizare și diagnosticare trebuie să conducă mentenanța și deciziile de retehnologizare sau înnoire. Echipamentele trebuie să
fie conduse/gestionate atât d in punct de vedere fizic cât și financiar.
În afara aplicațiilor de mai sus se pot enumera și următoarele aplicații, mai importante,
care furnizează informații despre echipamente și care pot fi utilizate pen tru realizarea unui sistem
de management al echi pamentelor electrice :
– sistemele de supraveghere, control și achiziții de date (supervisory control and data acquisition – SCADA);
– arhitectura sistemului de management al echipamentelor electrice ;

– managementul cunoașterii, etc.
Se observă că managementul echipamentelor implică atât dezvoltarea și implementarea
unui set integrat de strategii și decizii, cât și crearea fluxurilor relaționale și informaționale între
entități interne și externe. Deciziile se referă atât la planifica rea investițiilor, cât și la mentenanță,
iar pentru luarea acestora trebuie avut în vedere un complex de factori (tehnici, economici etc.).
Cei mai utilizați termeni (parametri) care acoperă aspectele tehnice ale echipamentelor
sunt: disponibilitatea; fia bilitatea; performanța și sănătatea tehnică.
Prin utilizarea informațiilor despre fiabilitate se pot schimba proceduri și concepte pentru
a crea sisteme cu un grad mai mare de disponibilitate și pentru a prezice costul apariției unor defecte bruște. Cunoa șterea disponibilității echipamentelor permite ordonarea pe priorități a
lucrările de mentenanță pentru a obține un optim al resurselor. Disponibilitatea este o variabilă care poate fi utilizată pentru a crește venitul, satisfacția consumatorului și eventu al profitul
investiției. Performanța unui sistem sau a unui echipament este dată de comparația modului actual de funcționare cu parametrii ideali de funcționare. Sănătatea tehnică reprezintă măsura stării generale a echipamentelor în sensul capacității de realizare a funcțiilor acestora. De
exemplu, pentru cunoașterea stării unui sistem de bare colectoare este necesară măsurarea, printre altele a distanțelor de izolare, temperaturii în zona îmbinărilor dintre diferite elemente ale barelor, etc. Fiecare din acești parametri pot fi monitorizați și comparați cu valori de referință, în scopul generării unor avertizări (semnalizări) și alarme care să marcheze producerea unui
eveniment “nesănătos”.
Cunoașterea valorilor acestor parametri (disponibilitate și fiab ilitate, performanță,
sănătate) pentru un echipament nou, respectiv pentru un echipament în funcționare, permite
efectuarea unor comparații și calcule ale degradării echipamentului odată cu îmbătrânirea acestuia. Aceste comparații permit prezicerea unor pi erderi de sănătate instantanee sau
acumulate în timp ca procent din starea generală. Este posibil astfel, ca pe baza unor informații adecvate, sănătatea echipamentelor să fie considerată ca variabila care poate fi modificată în
sensul creșterii venitului g enerat de investiție.
2.2.3. Acțiuni ale sis temului de management al echipamentelor electrice
Sistemul de management al activelor (echipamentelor electrice) este compus din activități
care sunt intercorelate între ele, iar luarea deciziei asupra echipamentelor implică parcurgerea
tuturo r acestor activități. În Fig.2.3 sunt prezentate componentele managementului
echipamentelor electrice și anume, [15]: monitorizarea și diagnosticarea stării tehnice, strategia
de mentenanță și managementul riscului.
2.2.3.1.Monitorizarea și diagnosticarea stării tehnice
Determinarea stării tehnice reprezintă o componentă importantă a sistemului de
management al echipamentelor electrice și urmărește funcționarea echipamentelor din cadrul

societății din domeniul electric . Determinarea stăr ii tehnice se poate face prin: monitorizarea on-
line, monitorizarea off -line, metode statistice etc.

Managementul echipamentelor electrice

Monitorizarea și diagnosticarea
stării tehnice
Strategia
de mentenanța
Managementul riscului

Fig. 2.3. Structura managementului echipamentelor electrice
Monitorizarea stării tehnice este un concept nou care a devenit important dator ită
dezvoltării continue a senzorilor și traductoarelor, dispozitivelor de monitorizare, respectiv a
posibilităților noi în ceea ce privește transmiterea datelor achiziționate. Aceste lucruri au făcut ca
monitorizarea să reprezinte o soluție atractivă atât din punct de vedere tehnic, cât și economic.
Monitorizarea echipamentelor electrice trebuie efectuată pentru a colecta informații suficiente în vederea estimării stării tehnice a acestora.
Achiziționarea datelor reprezintă prima etapă în procesul monitor izării echipamentelor
electrice. După acestă etapă, informațiile trebuie să fie convertite în formă digitală pentru a
permite stocarea, transmiterea și procesarea datelor. Următoarea etapă o constituie transmiterea datelor. În mod tradițional, transmiterea datelor poate fi realizată prin conectare directă
(conductoare, pereche de conductoare torsadate, cablu coaxial, fibra optică) de la senzori către sistemul de monitorizare, respectiv de la sistemul de monitorizare la calculator. Ca urmare a dezvoltării continue în domeniul transmiterii datelor, tehnologiile fără fir (wireless, bluetooth,
GSM modem , SAW ) par a fi soluțiile cele mai atr active. Î n procesul de monitorizare , următoarea
etapa o reprezintă procesarea datelor. În literatura de specialitate există numeroase metode,
modele, algoritmi și dispozitive pentru analiza avansată a semnalului, în vederea unei mai bune înțelegeri și interpretare a datelor. Aceste a depind de tipul de date achiziționate.
Diagnosticarea este pasul următor monitorizării și cupri nde interpretarea datelor măsurate
off-line și/sau on -line. Monitorizarea stă la baza diagnosticării, iar fără diagnosticare, datele
măsurate reprezintă un simplu registru cu informații despre echipament. Diagnosticarea este
procesul care folosește informațiile obținute pe parcursul monitorizării cu scopul de a verifica dacă aceste valori măsurate sunt în concordanță cu cele specificate de către fabricant sau cu unele înregistrări determinate anterior, în baza cărora se emit avertizări, alarmări, recomandăr i
privind echipamentele supravegheate .
2.2.3.2. Strategii de mentenanță
Strategia de mentenanță este o componentă importantă a sistemului de management al
echipamentelor electrice. În această etapă, trebuie sc clasificate echipamentele electrice în funcție
de importanța acestora în lanțul producerii, transportului și distribuției energiei electrice pentru a

putea implementa o str ategie de mentenanță adecvată în scopul minimizării costurilor de
mentenanță .
Strategiile de mentenanță au evoluat de- a lungul timpului, de la mentenanță corectivă
(bazată pe intervenția post -defect ) până la mentenanța preventivă ( bazată pe timp ), mentenanța
bazată pe stare, pe fiabilitate, respectiv pe risc [12].
Mentenanța se definește ca fii nd ansamblul tuturor acțiunilor tehnice și or ganizatorice
care se execută asupra instalațiilor și componentelor acestora pentru menținerea sau restabilirea
capacității de a- și îndeplini funcția pentru care au fost proiectate [13].
Funcționarea oricărei instalații presupune alocarea de resurse financiare pentru
mentenanța acesteia. Mărimea bugetului alocat depinde de gradul de complexitate al instalației,
de obligativitatea asigurării continuității în funcționare. Necesitatea reducerii costurilor pe întreaga durat ă de viață a echipamentului, a determi nat gruparea conceptelor de mentenanță în
funcție de momentul producerii defectelor. Astfel, aceste concepte de mentenanță pot fi grupate înainte și după momentul producerii defectului, Fig.2.4.

Mentenanță preventivă
Mentenanță
bazată pe stare Mentenanță bazată pe
criterii predeterminate Mentenanță bazată pe fiabilitate Mentenan ță bazat ă pe risc Mentenanță
corectivă Strategii de
mentenanță

Fig. 2.4. Strategii de mentenanță
Mentenanța corectivă reprezintă ansamblul lucrărilor de mentenanță care se efectuează în
scopul readucerii echipamentului electric în stare de a -și putea îndeplini funcțiile pentru care a
fost proiectat după producerea unui defect sau după o întrerupere voită a misi unii acestuia, atunci
când este iminentă producerea unui defect [14].
Mentenanța preventivă reprezintă ansamblul lucrărilor de mentenanță care se efectuează la
intervale de timp periodice sau corespunzătoare unor criterii predeterminate, respectiv în func ție
de starea tehnică reală a echipamentelor electrice. După cum se poate observa acest tip de
mentenanță poate fi de două tipuri: mentenanță bazată pe criterii predeterminate sau mentenanță
bazată pe stare și urmărește să garanteze durată de viață a activ ului.
Mentenanța bazată pe criterii predeterminate reprezintă ansamblul lucrărilor periodice
executate indiferent de starea tehnică constatată a echipamentelor electrice, prin care se mențin/restabilesc performanțele acestora. Acest tip de mentenanță se efectuează, de obicei, după

criteriul interval de timp . Mentenanța bazată pe criterii predeterminate se bazează pe activități de
inspecție și de reparare a echipamentelor electrice aflate în exploatare la un interval de timp
constant, stabilit de către producătorul echipamentului electric. Mentenanța bazată pe criterii
predeterminate este strategia de mentenanță curentă folosită în societățile din domeniul electric .
Acesta poate preveni multe defecțiuni, dar totodată poate provoca întreruperi inutile, cheltuieli
cu operatorii, risipă de bani și timp, în cazul în care intervalul de mentenanță este prea mic. Dacă intervalul de mentenanță este prea mare pot să apară defecte neașteptate pe durata acestuia.
Mentenanța bazată pe stare reprezintă ansamblul activită ților de determinare/prognozare
a stării tehnice a echipamentelor electrice și a lucrărilor de menținere/restabilire a performanțelor, care rezultă ca necesare în urma desfășurării acestor activități. Mentenanța
bazată pe stare este mentenanța care are drept scop de a elimina activitățile de mentenanță inutile
și de a acționa asupra echipamentelor atunci când un parametru monitorizat nu se află în limitele prevăzute de producător. Acest tip de mentenanță trebuie sa fie bine stabilit și implementat
pentru a reduce semnificativ costul mentenanței prin reducerea lucrărilor de mentenanță care nu
sunt necesare. Folosirea acestui tip de mentenanța reduce riscul defectării totale a echipamentului, deoarece se va ști momentul în care operatorul trebuie să intervină asupra unei
componente a acestuia.
Mentenanța centrată pe fiabilitate reprezintă ansamblu l de acțiuni și măsuri realizate cu
scopul de a stabili programul și conținutul lucrărilor de mentenanță preventivă ce trebuiesc
executate pentru a menține și eventu al restabili atunci când este necesar, starea tehnică a unui
echipament, instalație, utilizând analize ale modurilor de defectare, analize de siguranță, analize funcționale. Mentenanța centrată pe fiabilitate nu ia în considerare numai starea componentelor
sistemului, ci ia în considerare inclusiv impactul asupra performanței sistemului. Mentenanța
centrată pe fiabilitate permite , pe lângă evaluarea priorităților lucrărilor de mentenanță , și o
ierarhizare a lucrărilor de înlocuire și re tehnologizare, deoare ce echipamentele electrice defecte
fac subiectul dilemei „este mai economic de a face mentenanță sau ar trebui înlocuit
echipamentul? ”.
Mentenanța bazată pe risc reprezintă ansamblul lucrărilor de mentenanță preventive
stabilite pe baza unui volum mare de monitorizări și presupune cunoașterea evoluției parametrilor echipamentelor importante, a caracteristicilor și performanțelor elementelor componente ale echipamentelor, a costurilor de înlocuire a echipamentului propriu- zis și a
elementelor componente, precum și a costurilor asociate.
2.2.3.3. Managementul riscului
Riscul este definit ca fiind probabilitatea de apariție a evenimentelor cu consecințe
nefavorabile. Riscul este o noțiune atașată nonfiabilității sau nonsecurității și reprezintă o
măsură/consecință a efectelor acest eia. Riscul are două component e [8]: probabilitate de a se
realiza și consecință economică, evaluabilă sau nu. Riscul este o noțiune de bază în luarea
deciziilor în managementul tuturor activităților din domeniul energetic.

Managementul ri scului este o componentă importantă în cadrul sistemului de
management al echipamentelor electrice făcând parte din procesul de luare a deciziei cu privire
la echipamentele electrice. Această importanță reiese din faptul că echipamentele electrice sunt
considerate vitale în cadrul societăților din domeniul electric , fiind supuse pe durata ciclului de
viață la diverse riscuri.
În vederea participării la procesul de luare a deciziilor, în cadrul managementului riscul ui
se urmărește identificarea riscurilor și analiza expunerii la pierderi, dezvoltarea strategi ilor de
management al riscului, dezvol tarea și implementarea metodei de management al riscului,
măsurarea și monitorizarea performanței , precum și îmbunătățirea procesului de management al
riscului.
Managementul riscului identifică și analizează riscul potențial asupra unui echipament
electric pe întreaga durată de vieță a acestuia. Aceste riscuri pot fi: riscuri economice, riscuri de
siguranță în alimentare, riscuri de mediu, riscuri cu privire la calit atea furnizării energiei
electrice, risc reputațional și risc de vulnerabilitate . Pentru majoritatea deciziilor din cadrul
managementului echipamentelor electrice, nu este necesar să se includă toate categoriile de risc în luarea acestora, dar pentru luare a celei mai bune decizii trebuie să ia în con siderare mai mult
decât un risc.
Diferitele categorii de consecințe ale riscului diferă în ceea ce privește impactul lor
asupra luării deciziei. Astfel, impactul riscului poate fi clasificat în:
– impactul local – reprezentând impactul datorat componentelor care determină defecte sau
incidente la nivelul echipamentului;
– impactul asupra sistemului – reprezentând impactul la apariția defectelor în componente
sau subsisteme care afectează părți extinse ale sistemul ui de producere, transport și
distribuție a energiei electrice;
– impactul asupra companiei – reprezintă riscurile care au impact asupra performanțelor
companiei. Astfel, impactul asupra performanțelor companiei poate fi ca o consecință a unui impact local sau asupra sistemului, respectiv din cauza unui incident independent de
companie.

Capitolul 3: Monitorizarea solicitărilor termice
Pentru realizarea diagnosticării condiției tehnice a unui echipament electric este necesară
și cunoașterea solicitărilor termice ale acestuia. O încălzire excesivă (hipertermie) periclitează
buna funcționa re a echipamentului și îi scurtează durata de viață (exploatare), iar o încălzire prea
scăzută (hipotermie) duce la o construcție supradimensionată, nerațională din punct de vedere economic. Gradul de solicitare termică are o influenta directă asupra aspectelor de natură tehnică și economică și implicit asupra mentenanței echipamentelor electrice [1].
Prin optimizarea monitorizării solicitărilor termice se urmărește îmbunătățirea
managementului echipamentelor electrice. Monitorizarea solicitărilor termic e este un proces ce
are scopul de a indica cât mai precis locul unde se înregistrează o temperatura peste limita
admisibila.
Înțelegerea mecanismelor fizice prin care se realizează modurile de transfer, precum și cunoașterea ecuațiilor de cuantificare a f luxului de energie transportat sunt esențiale în aplicații.
În echipamentele electrice în funcțiune se dezvoltă necontenit căldură în virtutea transformării unei părți din energia electromagnetică în energie termică. Ca urmare a căldurii degajate în echipa ment, temperaturile diferitelor părți ale acestuia cresc până la temperatura limită,
corespunzătoare regimului staționar, când întreaga căldură degajată este cedată mediului ambiant. În regim staționar, echipamentul posedă o anumită încărcătură calorică, e nergie care se
păstrează în stare potențială până în momentul deconectării echipamentului, când acesta nu mai primește energie de la sursă, căldura acumulată este disipată integral, în mod progresiv, în
mediul mai rece [1].
Sursele principale de căldură î n echipamentele electrice sunt în special părțile lor active:
conductoarele parcurse de curentul electric și miezurile de fier străbătute de fluxuri magnetice variabile în timp. Cu cât încărcarea echipamentului este mai mare, cu atât mai importante vor fi și pierderile de energie electrică din echipament și deci vor fi mai ridicate, în condiții egale de răcire, supratemperaturile în diferitele lui părți.
În funcție de materialele utilizate și condițiile de exploatare, solicitarea termică trebuie să
respec te limitele maxime admise pentru temperatura de regim staționar. Procesul transmisiei
termice la căile de curent parcurse de curenții alternativi are un caracter mai complicat. În acest caz, datorită efectului pelicular și efectului de proximitate, densita tea de curent și respectiv
pierderile specifice nu au o distribuție uniformă în secțiunea căilor de curent. Rezolvarea solicitărilor termice ale căilor de curent, într- un asemenea caz complicat, întâmpină mari
dificultăți și de aceea pentru calculele pract ice se fac o serie de aproximări [2].

Modificarea stărilor de funcționare ale echipamentelor electrice se caracterizează printr –
un regim de lucru nestaționar, care este însoțit de solicitări termice tranzitorii, determinate de
procesele de încălzire și răcire, cum ar fi:
– procesul încălzirii echipamentelor pe durata alimentării la rețea, până la atingerea
regimului termic staționar;
– procesul răcirii după deconectarea de la rețea;
– procesul încălzirii la sarcină de scurtă durată;
– procesul încălzirii la re gim periodic intermitent;
– procesul încălzirii la regimul de scurtcircuit.
Solicitările termice tranzitorii (adesea cu caracter aleatoriu) pot apare datorită unor surse
interne de căldură, legate de funcționarea normală a echipamentelor sau în caz de avar ie (apariția
arcului electric între contacte sau în cazul unei avarii, etc.). În toate cazurile menționate, elementele metalice și dielectrice vor fi puternic solicitate caloric, diminuând fiabilitatea echipamentului.
Echipamentele electrice sunt în conti nuă dezvoltare și sunt expuse mereu la deteriorări ce
au loc în componentele acestora. Monitorizarea solicitărilor termice reprezintă o modalitate foarte puțin costisitoare și foarte precisă pentru detectarea problemelor existente în
echipamentele electric e, precum și pentru prevenirea sau diminuarea efectelor negative din punct
de vedere tehnologic și financiar.
3.1. Scopul și importanța monitorizării solicitărilor termice
Monitorizarea solicitărilor termice în cazul echipamentelor aflate în exploatare es te dificil
de realizat, în acestea se dezvoltă în permanență căldură, datorită transformării unei părți din energia electromagnetică în energie termică, la nivelul diferitelor elemente constructive. Ca urmare a căldurii degajate în echipament, în regim nor mal de funcționare, temperaturile
diferitelor părți constructive ale acestuia cresc în timp până la atingerea valorilor corespunzătoare regimului termic staționar, când întreaga căldură degajată în echipament este cedată mediului ambiant. După depășirea acestei temperaturi, corespunzătoare regimului termic staționar, elementele componente ale echipamentului sunt supuse solicitărilor termice.
Zonele încinse nu sunt întotdeauna vizibile și de aceea există șansa ca exact atunci când
echipamentul în loc să efectueze o operație importantă, acesta să aibă un impact negativ în
sistemele electrice în care a fost integrat. Inspecțiile de rutină privind temperatura de funcționare a echipamentelor permit o mai bună cunoaștere a problemelor existente sau a problemelor ce pot
apărea pe parcurs, dar și o bună organizare a reviziilor tehnice astfel încât să se prevină întreruperea funcționării instalațiilor sau chiar și la accidentarea personalului.

Măsurarea repetată a temperaturii în aceeași zonă pentru unele echipament e la anumite
intervale de timp poate indica dacă reparația a fost bine efectuată și totodată poate anticipa
viitoarele reparații necesare. Utilizând dispozitivele de monitorizare a temperaturii se pot identifica rapid și ușor variațiile de temperatură și b ineînțeles se poate vedea dacă acestea se
situează în limitele admisibile.
Un dispozitiv de identificarea rapidă, sigură și precisă a zonelor fierbinți ale elementelor
componente ale echipamentelor electrice, trebuie sa aibe performanțe tehnice corespunzătoare aplicației în care este utilizat. Cu aceste dispozitive se pot înregistra măsurătorile de temperatură pentru anumite interval de timp, toate acestea fiind stocate într- o memorie externă prin
intermediul unei comunicații cu un calculator. Aceste info rmații pot fi ulterior prelucrate și
concretizate în rapoarte de analiză a temperaturii echipamentelor electrice.
Detectarea, măsurarea și analiza temperaturii echipamentelor electrice reprezintă o
metodă foarte puțin costisitoare și foarte precisă pentru detectarea problemelor existente, precum
și pentru prevenirea sau diminuarea efectelor negative din punct de vedere tehnologic și financiar. Întreruperea funcționării echipamentelor utilizate în cadrul proceselor de producție poate duce la scăderea productivității, la creșterea costurilor de producție, la utilizarea unor forțe de muncă inutile, la creșterea costurilor de întreținere, la scăderea calității produselor.
Existența continuă a problemelor tehnice în cadrul echipamentelor din unitățile de
producție poate conduce la scăderea valorii unității de producție, la pierderea avantajului
competitiv și poate avea un impact negativ asupra profitabilității și a posibilității atingerii obiectivelor propuse.
Temperatura măsurată a elementelor componente est e hotărâtoare pentru buna
funcționarea echipamentelor electrice, în sensul ca o construcție greșită sau o stare
necorespunzătoare a acestora, determina creșterea temperaturilor peste limitele admisibile lucru care poate conduce la avarii in rețelele electr ice din care fac parte. Astfel, se impune necesitatea
monitorizării solicitărilor termice ale echipamentelor electrice.
3.2. Sisteme actual e de monitorizarea solicitărilor termice
Este bine cunoscut faptul că temperatura este unul dintre cei mai utili parametri care
indică sănătatea structurală a unui echipament [3]. Prin urmare, supravegherea temperaturii unui echipament electric este, fără îndoială, una dintre cele mai bune metodologii de întreținere predictivă .
Pentru a răspunde cerin țelor din indust rie, si nu numai, în prezent exista diverse sisteme
de măsurare a solicitărilor termice, care trebuie sa corespundă fie tipului de echipament
investigat, fie acurateței cu care se dorește a se efectua monitorizarea, ori de utilitatea valorii
temperaturii măsurate [2 ], [3].

În ultimii ani, transmiterea datelor in tehnologia fără fir a cunoscut o dezvoltare fără
precedent, datorită posibilelor aplicații, practic nelimitate în domeniile energiei, agriculturii,
medicinei, etc. In domeniul energiei electrice u tilizarea dispozitivelor fără fir ( wireless) de
monitorizare a solicitărilor termice ale echipamentelor permit o identificare timpurie a unei situații critice premergătoare unui defect.
Posibilitățile de transmitere a datelor disponibile pentru a mon itoriza starea sistemelor și
echipamentelor electrice pot fi împărțite în două categorii în funcție de dispozitivul de
monitorizare:
cu legătură directa intre senzori si unitatea de achiziție date;
fără legătură directa (wireless) între senzori si unitatea de achiziție date.
Monitorizarea solicitărilor termice prin legătură directa intre senzori si unitatea de
achiziție date a echipamentul investigat apelează la traductoarele de temperatură cu senzori de
contact. Acestea constau în termocuple, detectoare de temperatură a rezistenței, termistori,
circuite integrate, si sunt cele mai des întâlnite în prezent in aplicațiile de măsurare a temperaturii. Din moment ce acestea măsoară propria temperatură, acești senzori sunt în contact direct cu componenta ce ur mează a fi măsurată. Ele sunt relativ lente în a oferi un răspuns.
Datorită numărului ridicat de cabluri necesare pentru a transmite datele de temperatură la centrul de achiziție, pentru prelucrare, ele nu sunt o alegere preferată pentru monitorizarea cond iției.
Monitorizarea solicitărilor termice fără legătură directa intre senzori si unitatea de
achiziție date se împarte in doua categorii după tipul de senzori:
– fără contact intre echipamentul investigat si dispozitivul de monitorizare: dispozitivele de
investigare termografica in infraroșu efectuează monitorizarea solicitărilor termice fără contact intre echipamentul investigat si dispozitivul de monitorizare;
– cu contact î ntre senzor si echipament investigat, însă fără fir intre senzor si unitatea de
achiziție de date. Senzorul acestor dispozitive poate funcționa fără alimentare electrica
cum sunt dispozitivele cu senzori acustici de suprafață (SAW) sau alimentat prin intermediul unei baterii, ori alimentare proprie datorata câmpului electro -magnetic in care
se efectuează monitorizarea.
Astfel , în funcție de modalitatea de masurare a temperaturii dispozitivele de mă surare a
temperaturii pot fi imparț ite in 4 categorii dupa cum urmează :
– Termometre;
– Traductoare de temperatură;
– Dispozitive de investigare te rmografică în infraroșu (infrared thermography – IRT);
– Dispozitive ce folosesc unda acustică de suprafață (sound acoustic wave – SAW).

3.2.1 Termometre
Măsurarea temperaturii efectuată cu termometre este cea mai veche modalitate și va
rămâne una din principale le modalități de măsurarea a temper aturii disponibilă în industrie [2].
Marea majoritate a termometrelor, folosesc pentru a efectua măsurarea temperaturii, alte fluide
decât mercurul, datorită pericolului existent in urma vărsării acestuia. Aceste inovati ve fluide au
fost dezvoltate să aibe rate specifice de expansiune la temperatură. Printre neajunsurile principale ale măsurărilor de temperatură efectuare cu termometrul menționăm presiunea limitata la care poate efectua măsurările și necesitatea inserării bulbului într -un lichid, lucru care afectează
acuratețea măsurării.
3.2.2 Traductoare de temperatură
Ca urmare a dezvoltării modului de citire a temperaturii, următorul pas în evoluția
măsurării temperaturii a fost dezvoltarea de traductoare de temperatură. A cestea necesită o
instrumenție sau circuite suplimentare pentru a face măsurarea temperaturii disponibilă unui utilizator, [3].
Aceste circuite suplimentare sunt special concepute ca fiind unități de afișare a
temperaturii, generic cunoscute sub numel e de echipamente de laborator sau înregistratoare de
date sau sisteme de achiziție de date. In general aceste traductoare de temperatură sunt toate de natura electronică si afișează temperatura sub forma unei rezistente, tensiune sau curent, care
apoi este scalată și afișată utilizatorului. În Fig. 2.1 sunt prezentate cele mai uzuale moduri de
prelevare a temperaturii întâlnite în traductoarele de temperatură. Acestea sunt prezentate succint mai jos împreună cu evidenț ierea principalele avantaje și dezavant aje.

Temperatură
a. Tensiune
Temperatură
b.
Temperatură
c.
Rezistență

Temperatură
d.
Tensiune sau Curent Rezistență

Fig. 2.1. Variația temperaturii pentru patru dintre cei mai întânliți senzori ai traductoarelor de temperatură:
a)Termocuplu; b)Detector de temperatura cu rezistență (RTD); c)Termistor; d)Senzor cu circuite integrate (IC)
a. Termocuplul
În zile le de astăzi termenul de termocuplu este folosit pentru a descrie dispozitivul care
citește o diferență de tensiune cauzata de o modificare a temperaturii. Pent ru traductoarele care
au la bază măsurarea cu termocuplu, caracteristica termică este il ustrată în Fig. 2.1.a).
Principalele avantaje ale acestui mod de măsurare constau în faptul că: nu necesită alimentare; sunt simple; robuste; ieftine; prezintă o mare varietate de forme fizice; deține un domeniu larg de măsurare a temperaturi i. Printre dez avantaje se menționează că: nu sunt liniare; necesită tensiune
joasă; necesită temperatură de referință; au o stabilitate redusă.

b. Detector de temperatură cu rezistență (RTD)
Modificarea rezistenței a fost primul element care a stat la baza dezvoltării tra ductoarelor
de temperatură. Pent ru traductoarele care au la bază măsurarea temperaturii în funcție de variația
rezistivă, caracteristica termică este ilustrată în Fig. 2 .1.b). Principalele avantaje ale acestui mod
de măsurare constau în in faptul că: au c ea mai bună stabilitate; au cea mai buna acuratețe și o
liniari tate mai bună decât măsurarea cu termo cuplu. Dintre dezavantaje se menționează: sunt
scumpe; sunt încete; necesită alimentare electrică; au o modificare mică a rezistenței în
comparație cu evol uția temperaturii.
c. Termistor
Termistorul este un dispozitiv electronic care își modifică rezistența electrică odată cu
variațiile de temperatură și este utilizat de obicei la măsurarea temperaturii materialelor speciale
cu valori previzibile de schimbare. Pentru traductoarele care au la baza măsurarea prin
intermediul unui termistor, caracteris tica termică este ilustrată în Fig. 2 .1.c). Principalele
avantaje ale acestui mod de măsurare constau în faptul că: au o rezoluție ridicată; sunt foarte rapide; măso ară rezistența prin intermediul a doua fire (pentru RTD sunt necesare 4 fire). Ca
dezavantaje se menționează: nu sunt liniare; au interval de măsurare a temperaturii limitat; sunt fragile; necesită alimentare electrică; dețin încălzire proprie in timpul prelevării temperaturii.
d. Senzor cu circuite integrate
Senzorul cu circuite integrate este alcătuit dintr -o capsulă semiconductoare alcatuită din
circuite active. Caracteristica termică ilustrată în Fig. 2 .1.d) este reprezentativă pent ru
traductoarele care au la bază măsurarea temperaturii prin intermediul unui circuit integrat.
Avantajele utilizării acestui mod de prelevare a temperaturii constau în faptul că: au liniaritate foarte mare, au rezoluție ridicată și sunt ief tine. Ca dezavantaje se menționează: pot măsura
temperaturi ma xime de 250˚C; necesită alimentar e cu energie electrică; sunt încete; dețin
încălzire proprie în timpul măsurării; au configurații limitate .
3.2.3 Dispozitive de investigare termografica în infraroșu (IRT)
Monitorizarea căldurii radiant e include o varietate largă de dispozitive de investigare
termografic ă în infraroșu a temperaturii. În general, toate echipamentele electrice radiază
căldură, și implicit li se poate atribui o imagine termică. Această căldură poate fi detectată ca o radiație. Prelevarea unei imagini termice a echipamentului analizat se face cu ajutorul dispozitivelor cu termografie în infraroșu, care are la bază principiul că fiecărui pixel din
imaginea termica alcătuită i se atribuie o temperatură, în conform itate cu algor itmul intern.
Astfel, se poate determina temperatura echipamentului electric de la o distanță cuprinsă între
câțiva milimetri și o distanță considerabilă [5], [6].

Temperaturile de funcționare a le echipamentelor electrice aflate în condiții normale de
funcționare pot fi considerate ca date de baza și orice creștere a temperaturii echipamentului sau
a elementelor componente trebuie considerată ca o indicație a unui defect probabil. In general
producătorii de echipamente electrice sau asociațiile internațio nale cum ar fi IEEE, ANSI, IEC
publică aceste intervalele de temperatură considerate normale în buna funcționare a echipamentelor electrice. Acestea pot fi comparate cu valorile de temperatură măsurate, ajutând
astfel la derularea procesului de monitorizar e si diagnosticare a solicitărilor termice [5].
Termografia în infraroșu este o tehnică de control nedistructivă extrem de eficientă în
depistarea și localizarea rapidă a defectelor electrice care produc încălziri excesive (în principal contacte imperfect e, slăbite sau corodate), sau a defectelor de alta natura, manifestate și ele prin
supraîncălziri excesive și periculoase , cum sunt cele datorate: subdimensionării căilor de curent
din rețelele electrice; subdimensionării unor echipamente (de ex. transfor matoare de distribuție
de putere nominala mai mica decât puterea ceruta de consumatori); fluxurilor de scăpări excesive în pereții cuve i transformatoarelor de putere; curenților Foucault de mare intensitate in zona
ieșirilor de joasa tensiune la transformato arele de putere bloc generator; deteriorării anvelopei de
protecție termică la unele instalații (acea anvelopa destinata limitării pierderilor de energie sau protecției termice a personalului de exploatare).
Statisticile arată ca frecvența de apariție a defectelor de tipul celor manifestate prin
supraîncălziri excesive, este de cir ca 1% in instalațiile de înaltă tensiune, dar crește la 8 -10% în
cazul celor de medie și joasă tensiune [5], [9].
Toate echipamentele electrice cu o temperatura de peste 0 K emit radiații
electromagnetice în regiunea infraroșu a spectrului electromagnetic. Radiația infraroșie (lungime
de undă în intervalul de la 0.75 la 1000 m) este poziționată între microunde și parte vizibilă a spectrului electromagnetic. Această gamă largă poate fi divizată în trei intervale:
– infraroșu apropiat sau NIR (de la 0.76 la 1.5 m);
– infraroșu mediu sa u MIR (de la 1.5 la 5.6 m);
– infraroșu îndepărtat sau FIR (de la 5.6 la 1000 m).
Un dispozitiv care are la baza conceptul IRT convertește semnalul de la grila de detector,
cu ajutorul unui cip computer, într -un semnal pe care ochiul uman îl poate înțelege. În acest fel,
se poate interpreta imaginea radiației infraroșii emisa de către echipamentul electric, având diferite lungimi de undă (temperaturi ), afișate ca i ntensități diferite de culori [7 ].
Redarea imaginii termice are la bază legea Stefan -Boltzmann, care este exprimata astfel:
,4TAqεσ= (2.1)

unde q rata emiterii de energie (W), A aria suprafeței emițătoare (m2), T temperatura absolută
(K), σ constanta Stefan – Boltzmann (σ = 5.676 x 10 -8 Wm-2 K -4) și ε este emisivitatea
suprafeței emițătoare de o lungime de unda fixă si temperatură absolută .
Pentru un corp negru perfect emisivitatea este uni tara. Vârful lungimii de unda , λmax, al
spectrului de emisie este de asemenea legat de temperatura absolută T a suprafeței em ițătoare,
acest lucru se observându -se în legea de deplasare a lui Wien, exprimată î n (2.2).
). (7. 2897max Km T ⋅ = µ λ (2.2)
Conform principiului IR T, radiația în infraroșu emisă de echipament este detectată printr –
o metoda fără contact fizic, de un detector cu infraroșu și cu ajutor ul legii lui Stefan -Boltzmann
(2.1) este obținută temperatura echipamentului examinat. Detectorii infraroșu reprezintă p unctul
central al sistemelor IRT. Câteva tipuri de detectori sunt disponibili in momentul de fata in
industrie și pot fi clasificați în două mari categorii:
– detectoare termice (cum ar fi pirometrul, bolometru, etc);
– semiconductoare ( cum ar fi celule fot oconductive, detector fotovoltaic, etc).
Detectorii în infraroșu sunt în general poziționați în in teriorul unei carcase de protecție și
au în componența lor aranjamentele optice ( lentile, oglinzi, etc.), elemente de detectare, sisteme
de răcire și electr onică asociată. De multe ori dispozitivele ce au la baza IRT sunt numite camere
cu infraroșu. Astfel camerele cu infraroșu au suferit câteva modificări de- a lungul ultimelor
decade. Primele generații de camere cu infraroșu erau alcătuite dintr -un singur el ement de
detectare si doua oglinzi de scanare ( un a orizontala și una verticala). Î n generația a doua au fost
folosite doua oglinzi de scanare similare împreună cu o matrice de detectori ( fie o matrice
liniara de mari dimensiuni, fie o matrice bidim ensionala de mici dimensiuni). Pentru a treia
generație de camere cu infraroșu s -a renunțat la lentile și folosesc matrici bidimensionale de mari
dimensiuni drept detectoare ( cunoscute sub numele de matrici plane focale: FPA). De asemenea generațiile moderne de camere cu infraroșu sunt prevăzute cu tehnici de îmbunătățire a imaginii prin compensarea întârzierilor, acest lucru ducând la crestarea rezoluției și sensibilității
întregului sistem de măsurare a temperaturii. Sistemele de tehnologie învechită aveau o rezoluție
redusă, un nivel ridicat de zgomot, un interval dinamic mai mic, capacitate de stocare limitată și fără capacitatea de a procesa imaginea local, în dispozitiv.
În Tabelul III-1 este indicat vârful lungimii de undă din spectru de emisie pentru diferite
temperaturi corespunzătoare anumitor evenimente. Se indică faptul că la 3864 K, radiația emisă reprezintă limita inferioară a regiunii infraroșu [ 10], [11].
Tabelul III -1 Vârful lungimii de undă din spectru de emisie pentru diferite temperaturi corespunzătoare
anumitor evenimente
Temperatura (K) Semnificație fizică Vârful de undă (μm)
3864 Limita inferioară a regiunii infraroșu 0,75
1811 Punctul de topire al fierului 1,60
1420 Temperatura eutectică de fier -carbon (oțel) 2,04

1000 Temperatura eut ectică de fier -carbon (oțel) 2,89
933 Punctul de topire al aluminiului 3,10
373 Punctul de fierbere al apei 7,77
303 Temperatura camerei 9,56
273 Temperatura de îngheț a apei 10,61
77 Punctul de lichefiere al azotului 37,63
IRT permite înregistrarea de variații dinamice de temperatura în timp real și interpretarea
rapidă și ușoară a codurilor de culori din imaginea termică obținută în infraroșu. Astfel, în urma
valorilor de temperatură măsurate pot fi luate decizii adecvate cu privire la managementul
echipamentelor electrice.
Monitorizarea solicitărilor termice, realizată prin intermediul dispozitivelor de investigare
termografică în infraroșu ajută la oprirea deteriorării echipamentului, la diminuarea costurilor de
întreținere și la minimizarea tim pului de ieșire din funcțiune al sistemului. Datorită acestor
avantaje, în prezent termografia în infraroșu reprezintă cea mai eficientă soluție de monitorizare și diagnoza a solicitărilor termice ale echipamentelor electrice.
Cererile de instrumente moderne de procesare a imaginii termice obținute în infraroșu
împreună cu abordări bazate pe inteligență artificială pot crește și mai mult procesul de luare a
deciziilor și fără intervenția umană.
3.2.4. Dispozitive ce folosesc unda acustică de suprafață (sound acoustic wave – SAW)
Amprentele termice, ce se regăsesc în elementele componente ale unei stații electrice de
transformare, pot furniza informații valoroase cu privire la condiția echipamentelor electrice. În
prezent, sta rea termic ă a echipamentelor electrice utilizate la transmisia și distribuția energiei
electrice este redat prin utilizarea camerelor termice infraroșu. Astfel în prezent imaginile termice sunt achiziționate doar de câteva ori pe an, lucru insuficient pentru rețelele inteligente
care sunt într -o continuă creșterea.
Pentru a satisface cererea rețelelor inteligente sunt necesare sisteme cu o fiabilitate
ridicată și care prin monitorizarea solicitărilor termice a echipamentelor electrice în mod continuu, și în timp real, să gestioneze o arie cât mai largă de echipamente. Monitorizarea
solicitărilor termice prin intermediul dispozitivelor cu senzori de temperatură SAW pot satisface această cerință ajutând astfel la îmbunătățirea managementului echipamentelor electrice.
Odată cu creșter ea tranzitului de putere electrică prin echipamentele ce alcătuiesc calea
de curent, acestea devin vulnerabile și se pot deteriora sau chiar defecta dacă nu sunt în de aproape monitorizare și întreținute. Astfel solicitările termice ale echipamentelor sun t direct
influențate de creșterea intensității curentului electric. Datorită solicitărilor termice și a uzurii, elemente critice din cadrul stației electrice suferă degradări ale contactelor metalice sau ale izolației. Acest lucru duce la creșterea rezistenței de contact sau a probabilității apariției scurt –
circuitului în elementele componente ale echipamentului critic, care dacă nu sunt monitorizate corespunzător pot conduce la defectare sau chiar la explozie.

Metodele convenționale de monitorizare a tem peraturii sunt scumpe și nu sunt eficiente
în întregime [2], [6]. În schimb, dispozitivele ce utilizează tehnologia SAW pot furniza o soluție
ideală pentru a monitoriza pasiv (nu necesită baterie sau alimentare cu energie electrică) și fără fir fără fir so licitărilor termice ale echipamentelor electrice interogate. Monitorizar ea
solicitărilor termice de lungă durată ale elementelor componente ale unui echipament electric
care sunt greu accesibile, ori se află în mișcare, prezintă o provocare acolo unde est e necesară
comunicația de date la distanță în timp real. Metodele de măsurare menționate mai sus, se bazau
pe: variația temperaturii cu rezistența (î n cazul termistorilor sau a detectoarelor de temperatura
cu rezistență RTD), varietatea dif eritelor tipuri de termocupluri și emisia de radiații infraroșii a
elementelor încălzite. Termocupl urile, termistorii și RTD -urile nu pot răspunde acestor
provocări , deoarece fie necesită o conexiune de cablu de la locul de prelevare a temperatur ii și
până la unitatea de citire, fie, pentru comunicația de date , sunt necesare transmițătoare pe bază
de baterii. IRT nu poate răspunde, de asemenea, unei astfel de cerințe deoarece monitorizarea se face într -o singura zonă, iar continuitatea monitorizării este limitată de capac itatea de stocare a
datelor. Monitorizarea de lungă durată nu este indicată din punct de vedere economic [12].
Pentru măsur area temperaturii conexiunilor ș i a contactelor din comutatoarele de înalta
tensiune sau al e liniilor de transport sunt prevăzute ce rințe specifice prin car e aceste structuri nu
trebuie să prezinte cablu ri metalice adiționale sau fibră optică de la contact sau conexiunea de
interes la dispozitivul de monitorizare, deoarece exista riscul de punere la pământ involuntară . În
prezent pentr u monitorizarea acestora se apelează la IRT, în să pentru a obține o măsurare cât mai
adecvată trebuie să existe o vedere cât mai directă către elementul vizat. În cazul termografiei în infraroșu , pentru multe din echipamentele electrice, există sup rapuneri de elemente componente;
de asemenea carcasa acestora poate influenta acuratețea măsurătorii .
Dispozitive le ce folosesc unda acustică de suprafață implică inducerea electrică a unei
unde acustice într -un material piezoelectric și apoi reconvertirea energi ei undei ( influențată de
temperatura la care este expus elementul de detectare) înapoi într -un semnal electric pentru a fi
prelucrat ș i pentru a afișa temperatura. Un avantaj semnificativ al acestor dispozitive îl reprezintă
modul pasiv de pr elevare a inf ormațiilor de temperatură, ceea ce le face sa fie foarte maleabile în
mediile problematice de interogare prin wireless .
Unda acustică de suprafață reprezintă o propagare de undă pe suprafață unui substrat
elastic cu o anumită frecvență ce depinde de propr ietățile traductorului interdigital. Tradu ctorul
interdigital (IDT) constă dintr -o mat rice de doi electrozi metalici în formă de pieptene care sunt
intercalați și sunt încorporați într -un substrat piezoelectric . Modul de funcționare al IDT este:
în primă f ază convertește semnalul electric într -o undă acustică de suprafață datorită generării de
forțe mecanice distribuite periodic prin efect pie zoelectric ( IDT de intrare) ;
în a doua fază, î n urma parcurgerii liniei de întârziere, undei acustice de suprafaț ă îi este aplicat
același principiu in mod reversibil ( IDT de ieșire) .

După cum se poate observa din Fig 2.2, la aplicarea unui semnal electric sinusoidal pe cei
doi electrozi ai IDT de intrare se va crea polaritate alternativă între aceștia. Astfel polarita tea
intre setul de degete a le electrozilor se va schimba ( ex. din + în – și invers) conducând la
alternarea direcției câmpului electric între aceștia. Acest lucru conduce la întinderea și
compresarea degetelor electrodului, lucru datorat efetului piezoelectric, producând o undă mecanică la suprafață, numită undă acustică de suprafață. Această undă va parcurge linia de
întârziere urmând fi convertită înapoi, de IDT de ieșire, într -un semnal electric. Frecvența unde i
de suprafață poate fi ajustată prin: modificarea perioadei dintre două degete ale electrozilor,
modificarea lungimii linei de întârziere, sau modificarea grosimii substratului piezoelectric [13].

Fig. 2.2. Diagrama traductorului interdigital (ITD)
Frecvența undelor , F, este direct proporțională cu vitez a de propagare a undei V p și invers
proporțională cu perioada P , conform (2.3) :
PVFp/= (2.3)
În industrie sunt disponibile diferite dispozitive SAW care sunt utilizate drept: filtre
trecere bandă, întârziere linie, rezonatoare, senzori , etc. Pentru orice dispozitiv care apelează la o
aplicație fără fir trebuie avut în vedere zgomotul radio frecvență produs de ambient. De aceea dispozitivele SAW sunt încapsulate în carcase bine izolate la zgomotul ambiental, permițând doar frecvenței uti lizate să comunice prin intermediul unei antene. În cazul dispozitivelor SAW
utilizate pentru monitorizarea solicitarilor termice se apelează la frecv ențe cuprinse în gama 428 –
439 MHz .
În comparaț ie cu metodele tradiționale, principalele avantaje ale di spozitivelor ce
utilizează tehnologia SAW de detectare pa sivă și fără fir a temperaturii , sunt :
– oprerare pasivă, în sensul ca dispozitivele SAW nu au nevoie de baterii sau alimentare electrică. De aici rezultă că senzorii de temperatura pasivi SAW au un im pact redu s
asupra mediului inconjurător și de asemenea ajută la un management mai bun al
gestionării dispozitivelor de monitorizare prin eliminarea timpului de urmă rire a duratei
de viață a bateriei ș i de inlocuire a acestei a;

– soluție non- invazivă electric, nu sunt necesari senzori conectati p rin cablu la unitatea de
citire. Acest fapt este util pentru monitorizarea solicitărilor termice a le echipamentelor de
înaltă tensiune din statiile de transformare ;
– interogare fară fir; senzorii SAW de monitorizare a t emperaturii pot fi poziționaț i pe
elementele componen te greu accesibile din componenț a echipamentului investigat .
În Fig. 2.3 este indicat modul în care un dispozitiv citeș te temperatura unei bare de cupru
parcurse de curent prin intermediul unui se nzor S AW. Monitorizarea solicită rilor termice prin
intermediul acestei solu ții constă în utilizarea unui transmițător- emițățor conectat fără fir la unul
sau mai mulț i senzori SAW .

Fig. 2.3. Dispozitiv SAW fără fir de monitorizare a solicitărilor termice
De regulă dispo zitivele SAW utilizate pentru monitorizarea solicitarilor termice apelează
la frecvențe cuprinse în gama 428 MHz to 439 MHz pentru a transmite semnalele acustice, iar
pentru a recepta aceste semnale este necesar un citior corespunzător [14].
Cea mai raspândită metodă de citire a semnalelor SAW este metoda analizei domeniului
de frecvență. Această metodă interoghează o anumită frecvență cu un puls de bandă îngustă și apoi măsoară puterea semnalului returnat. Interogarea secvențială a unei serii de frecvențe folosind o potrivire interpolară a mărimilor primite, permite determinarea frecvenței rezonante de vârf a senzorului SAW cu o electronică relativ ieftină care nu necesită prelevarea de informatii din domeniul timp.
Principalele dezavantaje ale dispozitiv elor ce utilizeaza tehnologia SAW constau în
necesitatea de a egaliza cu atenție semnalele primite prin control automat de nivel pentru a preveni saturația acestora și în relativ marea incertitudine a spațierii seriilor de frecvențe emise comparate cu spațierea seriilor de frecvențe interogate. În timp ce relația dintre spațierea frecvențelor impulsurilor individuale interogate este intuitiv evidentă, rolul de saturării semnalului recepționat este mai puțin evident. Pe de o parte, un anumit grad de saturar e este dorit
pentru a se asigura primirea celui mai mare semnal posibil și a maximiza aria de citire a

cititorului. Pe de altă parte, saturarea semnalului primit provoacă receptări de amplitudini
similare pentru mai multe frecvențe interogate, ceea ce face interpolarea mai puțin fiabilă. Ba
chiar mai mult decât atât, rata de respingere a semnalelor false este degradată pe măsură ce semnalele devin saturate.
Acuratețea valorilor prelevate în monitorizarea solicitărilor termice realizată prin senzori
SAW es te influențată de distanța dintre senzori și cititorul radiofrecvență, care oferă rezultate
satisfăcătoare pentru distanță sub 85 cm. Un alt parametru care influențează calitatea semnalului emis de senzorii SAW îl constituie grosimea substratului piezoelectric, care cu cât este mai mare cu atât semnalul emis va fi mai bun, însă o supra dimensionare poate duce la o suprasaturare a semnalului lucru care poate face ca cititorul radiofrecvență să citească semnale false. De asemenea trebuie luate în considerare și materialele care se interpun între senzori și cititor și care
pot atenua amplitudinea semnalului și implicit alterează calitatea semnalului.
Monitorizarea solicitărilor termice de lungă durată ale echipamentelor electrice în zonele
greu accesibile și d e mare interes poate fi realizată cu dispozitive cu senzori de temperatură
SAW. Absența de firelor (pentru alimentare și să citească senzorii) reduc semnificativ potențialul
de arc- intermitent și scurtcircuitelor. Măsurătorile de temperatură sunt obținute în timp real
continuu și sunt folosite pentru a declanșa alarme bazată pe valori de prag prestabilite. Prin monitorizarea solicitărilor termice, operatorii de sistem de pot obține mai devreme semnalări ale
unui posibil defect, care pot fi abordate înainte ca acestea să apară.
Soluții similare celor prezentate mai sus pot fi dezvoltate și pentru întreruptoare, linii
electrice aeriene și alte echipamente de transmisie și distribuție electrică.
3.3 Concluzii
În prezentul capitol s-a prezentat în linii mari stadiul actual al cercetărilor ce privesc
monitorizarea solicitărilor termice ale echipamentelor electrice, aparținând atât în rețelelor de
joasă tensiune, cât și rețelelor de medie și înaltă tensiune.
Echipamentele electrice aflate în exploatare sunt dificil de monitorizat din punct de
vedere termic, în acestea se dezvoltă în permanență căldură, datorită transformării unei părți din energia electromagnetică în energie termică, la nivelul diferitelor elemente constructive. Ca urmare a căldurii degajate în echipament, în regim normal de funcționare, temperaturile diferitelor părți constructive ale acestuia cresc în timp până la atingerea valorilor corespunzătoare regimului termic staționar, când întreaga căldură degajată în echipament este cedată mediului amb iant. După depășirea acestei temperaturi, corespunzătoare regimului termic
staționar, elementele componente ale echipamentului sunt supuse solicitărilor termice.
De asemenea, în acest capitol s-a prezentat și diversitatea modalităților de măsurare a
temp eraturii, modalități ce pot avea la bază fie măsurarea variației expansiunii unui element
chimic într -un tub gradat ( prin termometre), fie variația unei rezistente, tensiune sau curent, care

apoi este scalată și afișată ( traductoare de temperatură), fie proprietatea fiecărui material încălzit
de a radia si a emite radiații în spectru infraroșu ( termografia în infraroșu), fie utilizarea
efectului piezoelectric al materialelor ( senzori undă acustice de suprafață SAW. S -au arătat
pentru fiecare categorie î n parte modul în care temperatura este citită și echipamentul necesar
pentru a indica cât mai precis temperatura elementului investigat.
În prezent monitorizarea solicitărilor termice este luată în considerare în dezvoltarea
rețelelor electrice inteligente. In ceea ce privește metoda de monitorizarea a solicitărilor termice, managementul exploatări echipamentelor electrice se bazează în prezent pe termografia în
infraroșu care permite înregistrarea de variații dinamice de temperatura în timp real și interpretarea rapidă și ușoară a codurilor de culori din imaginea termică obținută în infraroșu. Această investigare este efectuată de câteva ori pe an, lucru care nu este de ajuns pentru a susține un management performant cerut de rețelele inteligente, în aces t sens este necesară o
monitorizare continuă, în timp real, care să nu afecteze funcționalitatea echipamentelor și care să fie fiabilă. Măsurarea temperaturii ce are la bază tehnologia undelor acustice de suprafață răspunde cu succes cerinței rețelelor int eligente. Astfel tehnologia SAW oferă avantaje unice în
comparație cu metodele tradiționale de măsurare a temperaturii, și anume sunt pasive (nu necesită baterie sau alimentare cu energie electrică), efectuează comunicația cu unitatea de citire fără fir ( prin unde acustice), poate fi interfațate cu o unitate de procesare ( laptop, computer,
sistem SCDA, etc.) oferind informații în timp real și în mod continuu prin intermediul uneia din
protocoalele de comunicație: RS485, RS232, CAN, 4/20mA Ieșire Analogic ă, USB, Modbus.
Starea termică a elementelor componente în funcționarea echipamentelor electrice este
hotărâtoare, în sensul ca o deteriorare accentuată sau o condiție necorespunzătoare a acestora
determină o creștere a temperaturii peste limitele admisib ile, conducând la avarii importante în
rețelele electrice din care fac parte. Prin urmare este necesară monitorizărilor termice ale echipamentelor electrice.

Capitolul 4: Contributii privind managementul echipamentelor
aplicat unei stații electrice de transformare
În exploatarea unei rețele electrice scoaterea din funcțiune a unui element al rețelei care
duce astfel la întreruperi neprogramate în alimentarea cu energie electrică a consumatorilor
reprezinta unul din lucrurile care dera njează cel mai mult . Astfel se introduc perturbații care pot
fi limitate, dacă scoaterea din funcțiune a elementului defect . O apreciere a echipamentului
electric poate fi făcută înainte de manifestarea defectului, de unde reiese interesul de a cunoaște
cat de important este fiecare echipament.
O rezervă în ce privește utilizarea sistemelor de supraveghere și diagnosticare este aceea
legată de posibilitatea reducerii fiabilității instalațiilor electrice, recunoscut fiind faptul că, de
exemplu, sistemul de bare colectoare are o fiabilitate bună, iar fiabilitatea dispozitivelor de supraveghere și diagnosticare poate fi mai scăzută. Acest lucru este înlăturat dacă este prevăzut ca per sonalul de exploatare să ia decizia scoaterii din funcțiune a întrerupătorului, utilizând
informațiile multiple provenite de la sistemul de supraveghere. De altfel, la proiectarea unui asemenea dispozitiv se are în vedere ca acesta să nu provoace niciodată scoaterea, fără motiv, din
funcțiune a echipamentului monitorizat.
În cazul echipamentelor electrice din cadrul stațiilor de transformare, justificarea
sistemelor de monitorizare și a tehnicilor de diagnosticare a acestora poate fi făcută plecând de l a
următoarele două scenarii [18]:
– managementul actual al stațiilor de transformare utilizează, în principal, mentenanța
preventivă planificată. Anumite echipamente, ce au un rol important în arhitectura stației, pot fi echipate cu sisteme de supraveghere care vor da informații privind performanțele
acestora. Tehnicile de diagnosticare periodică pot fi utilizate, de asemenea, mai ales în cazul echipamentelor mai puțin importante, sau atunci când aceste tehnici sunt sofisticate si nu pot fi implementate continuu, oferind informații privind oportunitatea activităților de mentenanță. În acest context , aplicarea sistemelor de monitorizare și tehnicilor de
diagnosticare conduce la determinarea celei mai eficiente politici de mentenanță permițând reducerea costurilor ;
– o dezvoltare viitoare a managementului stațiilor de transformare când ele vor fi fără personal de exploatare și operatorii se vor folosi de comanda de la distanță. În aceste condiții informațiile primite de la echipamentul de supraveghere al stațiilor su nt folosite
pentru exploatarea curentă cât și pentru mentenanță. Mentenanța va fi condiționată atât de informațiile primite de la sistemele de monitorizare cât și de fiabilitatea echipamentelor

supravegheate. În acest context sistemele de monitorizare o n-line (și nu doar
diagnosticările periodice ) justifică o asemenea tendință [19].
4.1. Sistemul de bare colectoare în stabilirea ordinii de prioritate a
activităților de mentenanță
Partea unei staț ii care cuprinde ansamblul de echipamente , materiale, aparate electrice și
dispozitive amplasate într -un singur loc, care au un scop funcț ional determinat pentru un anu mit
circuit, constituie o celulă electric ă.
Un sist em de bare colectoare reprezintă un nod de conexiuni electrice, extins î n spatiu
pentru a se crea co ndițiile constructive necesare racordă rii mai multor celule dintr- o stație
electrică.
Barele colectoare reprezintă, în circuitele primare ale stațiilor și posturilor de
transformare, calea de curent care primește și distribuie energia electrică către diferite circuite ale
instalației, constituind partea din circuitul primar prin care se leagă între ele diferite echipamente. Din punct de vedere al execuției , barele colectoare pot fi rigide, flexibile și capsulate, iar după
locul de utilizare pot fi de interior sau de exterior.
Barele pot fi formate din unul sau mai multe sisteme d e bare, iar fiecare sistem la râ ndul
lui putând fi format din mai multe secții. Se definește sistemul de bare ca fiind ansamblul trifazat al conductoarelor unei instalații la care se leagă, prin intermediul echipamentelor de conectare,
circuitele ce se regăsesc în instalația electrică deservită. În exploatare , barele colectoare rigide
sunt prevăzute cu racorduri electrice pentru legături la bornele echipamentelor ce se regăsesc în
instalația electrică.
În stațiile electrice, barele colectoare precum și barele de legatură mai lungi se realizează
sub for ma unor funii suspendate de lanțuri de izolatoare de intindere ș i mai rar de lan țuri de
izolatoare de susț inere. Funiile sunt executa te din cupru, aluminiu sau oț el-aluminiu. La tensiuni
foarte inalte (220, 400 k V) curenții sunt relativi mici și astfel rezultă o secț iune necesar ă reltiv
mică pentru barele colectoare. Pentru evitarea efectului Corona diametrul exterior al barelor
trebuie să fie relativ mare. Astfel devine avantajosă utilizarea conductelor flexibile din cupru de
form ă tubular ă. La realizarea unor legaturi mai scurte (de 1 sau 2 metri), se pot utiliza bare rigide
de formă tubulară sau dublu “ U”. Pentru a evita solici tarea mecanică a acestor bare ca urmare a
dilatărilor și contracțiilor termice, ele se execut ă cu o forma uș oara de “ S”.
Supor ții barelor colectoare ș i ai barelor de legatură flexibile se execut ă din lemn (utilizare
mai veche), oț el (utilizare nou ă recomandată) sau din beton armat. Supor ții din lemn sunt cei mai
ieftini dar au o durat ă de via ță redusă, cel mult 10 – 20, iar î n majoritatea cazurilor au fost sco și
din serviciu. Supor ții din oțel au o durat ă de serviciu mare, sunt uș ori, prezint ă rezisten ță
mecanică ridicat ă, ofer ă condi ții comode de fixare a echipamentului, se transport ă ușor la locul
de montare, însa au prețul ridicat. Suporț ii din beton armat au o durat ă de serviciu ridicat ă, sunt
ieftini și necesită o intreținere redus ă, dar prezint ă dezav antajul unei greu tăți mari, de aceea se

executa goi în interior și se întă resc cu armuri de metal. Dezavantajul acestor suporti este acela
ca în timp , sub acț iunea factorilor meteorologici, prezintă fisuri care pot fi foarte periculoase.
Aceste fisuri pot fi reparat e sub acțiunea operaț iei de hidrof obizare, care este foarte scumpă.
Montajul aparatajului electric în celulă se poate face fix sau debroșabil. Montajul fix
prezintă avantajul unei realiză ri simple, fără aparate sau blocaje speciale, dar conduce la
dimensiuni mai mar i ale celulelor.
Montajul debroșabil realizează, în primul rând, o importantă reducere a volumului
celulelor, deoarece este eliminat spatiul din interiorul acestora destinat m ontajului sau reviziilor.
Se reduce, de asemenea, timpul de înlocuire a unor echipamente defecte și cel necesar reviziilor,
prin folosirea unui carucior/caseta de rezer va. Utilizarea sistemului debroș abil p ermite realizarea
unei construcții fără separatoar e, ceea ce conduce la reducerea greșelilor de manevrare cu
separatorul (în general, î nsotite de arc electric liber) ș i contribuie sensibil la compactarea celulei.
Este favorizat ă, de asemenea, utilizarea ele mentelor prefabricate. Construcțiile debroșabile
implică însă blocaje speciale pentru interzicerea deplasă rii cărucioru lui atunci când întreruptorul
și eventual separatoarele nu sunt în pozitie „deschis”. Sunt necesare, de asemenea, m ăsuri
speciale de protec ție împotriva atingerii elem entelor ramase sub tensiune după scoaterea
caruciorului.
În construcția staț iilor moderne, tendința generală este de a utiliza echipamente
prefabricate. Ech ipamentele prefabricate prezintă avantaje cunoscute de multă vreme cum ar fi
de exemplu: reducerea investi țiilor în pa rtea de construcț ie a statiilor, economie de timp și
manoperă la montaj, înlocuire rapida etc. Fiind un tot unitar realizat la scară industrială, care se
livrează complet pregătit ș i încercat electric, celulele prefabricate beneficiază de un contro l de
calitate care le garantează siguranța și securitatea în funcț ionare. În plus, cerințele mereu în
creștere privind ameliorarea calităț ii distributiei de energie electrică conduc spre de scentralizarea
automatizărilor ș i dezvoltarea dispo zitivelor de teleconducere, a căror realizare industrială
permite creș terea sensibil ă a fiabilității și scăderea costurilor. Progresele din domeniul
echipamentelor electrice, precum și a echipamentelor de control -comandă , au condus la o
reducere sensibil ă a dimensiunilor celulelo r prefabricate, la o diminuare a cheltuielilor de punere
în funcțiune ș i de exploata re, la cresterea duratei de viață a instalațiilor, precum și la o creștere a
fiabilităț ii sistemului pe ansamblu.
4.1.1. Determinarea condiției technice a echipamentelor aparț inând unei stații
electrice de transformare
Condiția tehnică a unui echipament este un indicator care evidențiază starea de sănătate a
acestuia, prin compararea parametrilor actuali, cu parametrii ideali de funcționare (etalon, de referință). Sănătatea re prezintă măsura condiției generale a echipamentelor în sensul capacității
de realizare a funcțiilor acestora.
Condiția tehnică a echipamentelor electrice din cadrul unei stației electrice poate fi
evaluată pe baza unor criterii tehnice, stabilite în mod a tât obiectiv, cât și subiectiv, de către

specialiștii în domeniu cu o experiență bogată în exploatarea acestora, dar și cu ajutorul
sistemelor de monitorizare a parametrilor de funcționare a echipamentelor aflate în gestiune.
Spre exemplu, pentru cunoașt erea condiției tehnice a unui echipament (bare colectoare)
este necesară măsurarea rezistenței ohmice, rezistența la izolație, distanța dintre faze, temperatura în zona de contact etc. Pentru fiecare categorie este stabilită o scară de apreciere, cu
o valoare pentru fiecare treaptă a acesteia și o pondere a categoriei în raport cu celelalte
categorii , astfel încât, la sfârșit, o valoare unică a indicatorului condiției tehnice pe elem ent să
poată fi calculată. În §4.2 este arătată determinarea indicatorului condiției tehnică a unui sistem
de bare colectoare.
Pentru aprecierea condiției tehnice a unei stației electrice, în ansamblu, este nevoie de
cunoașterea condiției tehnice a tuturor echipamentelor din cadrul acesteia, exprimată prin
indicatorii de condi ție tehnică (ICT) și cuantificarea (însumarea) acestora, astfel încât un singur
indicator de condi ție tehnică să fie calcul at pentru aceasta, Fig.4 .1.

Indicator condiție
transformato are de mă sură

= Indicator condiție
Transformatoare
Indicator condiție
Sistem de bare coloectoare
Indicator condiție
întrerupă toare
Indicator condiție
Separato are
Indicator condiție
Descarcă toare
Condiția tehnică
+
+ + + + +
Condiție tehnică
stație electrică
+

Fig. 4.1. Structura de calcul a condiției tehnice a unei stații electrice de transformare
Determinarea condiției tehnice a unei stații electrice reprezintă o componentă importantă
managementului exploatării echipamentelor electrice și presupune determinarea indicatorului
condiției tehnică. Calculul indicatorului condiției tehnică a stației electrice, după aflarea
indexurilor componentelor acesteia pe baza unor fișe de determinare, se poate realiza cu relația :

in
iECi
kSTnICT
ICTk∑
==1
)( (4.1)
în care ICT ST(k) reprezintă indicatorul condiției tehnice al stației k, k = 1, 2, …, a, n k – numărul de
echipamente din cadrul stației electrice k și ICT ECi, indicatorul condiției tehnică a
echipamentului i din stația electrică k.

Indicatorul condiției tehnice (ICT) este o valoare numerică reprezentând condiția
generală a unui activ, exprimată în procente și având domeniul de variație între 0- 100 %. În
practică indicatorul condiției tehnică va fi apreciat pentru o valoare mai mare sau egala cu 30%,
sub aceasta se consideră un index mult prea slab care indică o funcționare neperformantă atât din
punct de vedere economic cât și tehnic.
4.1.2. Stabilirea importanței stațiilor electrice
Importanța unei stații electrice este un indicator care evidențiază influența pe care o are
aceasta asupra nivelului ierarhic din care face parte. Definirea importanței unei stații dintr- o
societate din domeniul electric, înseamnă aprecierea consecințelor defectării acesteia asupra
performanțelor societății .
În Fig.4.2 sunt prezentate nivelurile ierarhice și conexiunile între acestea la nivelul unei societăți
din domeniul electric (SDE) și anume: SE – stații electrice de transformare, GE – grupe de
echipamente, EE – echipamente electrice componente , AF – ansamble funcționale ale
echipamentelor, SA – subansamble, iar indicii a, m, n, u, r reprezintă valorile maxime ale
componentelor pe fiecare nivelul ierarhic.
Subansamble
AFamnu=[SA 1,…SA amnur]
EEamn=[AF1,…AFamnu]
GE am=[EE1,EE2,….E Eamn]
STa=[GE 1,GE 2,….GE am]
SDE=[S E1,SE2,….S Ea]

Fig. 4.2. Reprezentarea nivelurilor ierarhice din cadrul unei societăți din domeniul electric
Pentru fiecare categorie trebuie stabilită o scară de apreciere , cu o valoare pentru fiecare
treaptă a scării, și o pondere a acestuia în raport cu celelalte catego rii, astfel ca, la sfârșit, o
valoare unică a importanței pe stația electrică să poată fi calculată. Pentru exemplificare, în
tabelul IV-1 este prezentat un extras dintr -o fișă ce permite determinarea valorilor importanței,
pentru nivelul ierarhic – stație electrică. Fiecare categorie din tabel are asociată o scară de
apreciere, iar fiecare treaptă a scării este notată cu un număr de la 1 l a 10.
Tabelul IV -1 Fișă e determinare a importanței stațiilor electrice (extras )
Nr.
crt. Categorie Scara/factor de apreciere Pondere
categorie Apreciere categorie ,
stația electrică – SE k
1 2 …. a
1 Rolul în sistemul
energetic de evacuare 9
0,5 de conexiune 8
de conexiune și transfer 10
de racord adânc 6

2 Schema de conexiune
aleasă schema cu bară colectoare
simplă 8
1 schema cu dublu sistem de
bare colectoare 10
schema cu sistem triplu
de bare colectoare 6
scheme în punte (fără bare
colectoare) 5
scheme poligonale 3
3 Nivelul de tensiune 750/400/15,75/20 kV 10
2 400/220/110/20 kV 8
220/110/20 kV 5
4 Puterea instalată >400 MVA 10
1 200-400 MVA 8
<200 MVA 6
5 Mediul izolant
al echipamentelor de
comutație SF6 10
0,5 ulei 3
vid 8
mixt 7
6 Condiții de mediu <-35°C 2
0,5 -35°C ……40°C 10
>40°C 4
7 Costul stației > x euro 10
1 …………
<y euro 1
8 Costul mentenanței > s euro 10
0,5 ……………
< t euro 1
9 Daune datorate
nefuncționării >z euro 10
1 ………………
<w euro 1
10 Natura consumatorilor mari consumatori (>u
MW) 10
0,5 mici consumatori ( <v
MW) 5
11 Anul punerii în
funcțiune <1960 10
1,5 1961 -1975 9
1976 -2010 6
>2011 1 …
…
…

Apreciere categorie )( )( )( j j kj P AS AC ⋅=
Total apreciere pe element (stație electrică):
∑=
jkj kSE AC AT)( )(
unde: ASj reprezintă valoarea scării de apreciere, Pj – ponderea
categoriei , j=1, 2, 3, … este numărul categoriei de apreciere , iar
k=1, 2, 3, …, a reprezintă numărul stației electrice
Importanța pe element:
∑
==a
iiSEkSE
kSE
ATATI
1)()(
)(;
unde: i=1, 2, 3, …, a reprezintă numărul stației electrice
Nota maximă se acordă pentru cea mai favorabilă treaptă. Totodată, fiecare categorie are asociată
o anumită pondere în raport cu celelalte categorii, deoarece fiecare categorie are o influență
diferită în cuantificarea importanței unei stații electrice pentru societatea din domeniul electric ,
respectiv în performanțele acesteia.

În final, cunoașterea importanței unei s tații electrice permite determinarea indicatorul de
contribuție (IC) pentru nivelul ierarhic considerat, cu formula:
100)( )( ⋅=kSE kSE I IC (4.2)
Indicatorul de contribuție (IC) este o valoare care scoate in evidență consecințele tehnice,
economice și sociale ale unui potențial defect, se exprimă în procente cu un domeniul de variație
intre 0 -100 %.
4.1.3. Decizia de management al activelor
În procesul luării deciziilor în legătură cu activele unei societăți din domeniul electric se
utilizează valorile indexurilor deteriorării condiției tehnice a stațiilor electrice aflate în gestiune
și importanței acestora la nivelul rețelei de transport a energiei electrice în cadrul unei digrame
de prioritate . Aceasta este o diagramă carteziană având indicatorul de contribuție reprezentat pe
abscisă și indicatorul de deteriorare a condiției tehnice (IDCT ) pe ordonată și permite luarea
deciziilor adecvate și oportune cu privi re la activele gestionate, Fig.4 .3.

IDCT (%)
IC (%) Corectare
Înnoire ,
Substituire ,
Repoziționare

Mentinere în
funcționare,
Supraveghere 100
100 IDCTm IDCTr Zona III

Zona II

Zona I

100 IC(%) Zona I’
Mentenanță
curativă Mentenanță
curativ ă/ de
prevenire Mentenanță
de prevenire
(stare , timp)
IDCT (%)
100
ICc ICp Zona II’
Zona III’

Fig. 4.3. Zonele diagramei de prioritate a activelor
Deciziile care se pot lua în cadrul unei societăți din domeniul electric cu privire la
activele gestionate pot fi grupate astfel:
– pentru stabilirea activității de mentenanță a activelor, în funcție de condiția tehnică a
acestora (menținere în funcționare, reparare, respectiv modernizar e, relocare și înlocuire),
Fig.4.3a;
– pentru stabilirea strategiei de mentenanță a activelor, în funcție de importanța acestora
(corectivă, preventivă bazată pe categorii predeterminate, respectiv pe stare), Fig.4 .3b;
– pentru st abilirea ordinii de mentenanță a activelor cu defect la un moment considerat.

Indicatorul de deteriorare a condiției tehnice pentru o stație electrică “ SEk” la un moment
dat se calculează cu relația:




−⋅=
) (0) (
) ( 1 100
SEkSEkt
SEkICTICTIDCT (4.3)
unde ICT 0(SEk), ICT t(SEk) reprezintă valoarea indicatorului condiției tehnice a stației electrice “ k”
în condiția inițială fără defect, respectiv la momentul “ t”, k = 1, 2, …, a numărul stației electrice .
În procesul de luare a deciziilor în cadrul unei societăți din domeniul e lectric ,
considerând doar influența deteriorării condiției tehnice a stațiilor, diagrama are trei zone care
sunt delimitate de valorile considerate a fi valori de prag în vederea luării deciziei în legătură cu
activitățile de mentenanță a activelor gestionate. Astfel, IDCT m este valoarea indicatorului de
deterior are a condiției tehnice sub care se ia decizia de menținere în funcționare a activelor,
IDCT r este valoarea indicatorului condiției la depășirea căreia se ia decizia de înlocuire,
modernizare sau relocare, respectiv decizia de reparare a activelor situate între cele două valori
de prag IDCT m și IDCT r. Valorile indexurilor de prag IDCT m și IDCT r sunt determinate pe baza
datelor istorice și/sau a opiniei experților .
Cu ajutorul diagramelor de prioritate a activelor, în funcție de condiția tehnică, este
posibil să se grupeze activele din punct de vedere al activităților d e mentenanță în trei zone,
Fig.4.3 a:
– activele care necesită doar inspecții (măsurători de monitorizare și diagnosticare) ce trebuie să fie efectuate în mod regulat, zona I;
– activele care n ecesită activitate de reparare, întreținere, zona II;
– activele care trebuie să fie modernizate, relocate, respectiv înlocuite, zona III.
Dacă considerăm în procesul de luare a deciziei doar influența importanței, diagrama de
prioritate are de asemenea tr ei zone care sunt delimitate de valorile considerate de prag pentru
stabilirea strategiei de ment enanță corespunzătoare, Fig.4.3 b. Astfel, IC c este valoarea
indicatorului de contribuție sub care strategia de mentenanță corespunzătoare activelor existente
în această zonă este corectivă, ICp valoarea indicatorului de contribuție peste care strategia de
mentenanță potrivită acestei zone este metenanță preventivă (bazată pe categorii predeterminate,
pe stare), în timp ce pentru activele aflate între cele două valori ICc‚ respectiv IC p strategia de
mentenanță adecvată este o îmbinare între mentenanță corectivă și mentenanță preventivă (bazată pe categorii predeterminate).
Pentru stabilirea ordinii activităților de mentenanță , se apelează la Fig. 4 .4, unde se
consideră influența ambi lor indicatori , aceasta realizându -se prin compararea lungimilor
segment elor de dreaptă d
1…d 6. Segmentele de dreaptă se obțin prin coborârea perpendicularelor
din punctele aflate în planul ( IC; IDCT ) pe axa “D ”. Axa “ D” se trasează prin origine în

cadranele doi și patru ale planului amintit mai sus. Valorile numerice ale segmentelor de dreaptă
se pot calcula analitic cu ajutorul relației:
) (22
)( )( kSE kSE IDST IC d + = (4.4)
unde α reprezintă unghiul dintre axa indicatorului de contribuție , respectiv axa “D ”, unghi care
modelează gradul de influență a indexurilor importanței, respectiv a deteriorării condiției tehnice
asupra ordinii activităților de mentenanță . În (4.4) s -a considerat α = 45o, astfel că sin(45o) =
cos(45o) = √2/2.

α IDCT (%)
IC (%) Reparare
Modernizare,
Inlocuire,
Relocare

Mentinere în funcționare ,
Inspecț ii 100
100 D
IDCTm IDCTr
Zona I
Zona II
Zona III

d1 d2 d3
d4
d6 SE1 SE2
SE3
SE4
SE6 d5 SE5
a)

α IDCT (%)
IC (%) Mentenanță
corectivă
100
100 D Zona I ’
Zona II ’
Zona III ’

d1 d2 d3
d4
d6 SE1 SE2
SE3
SE4
SE6 d5 SE5 Mentenanță
corectivă /
preventivă
ICc ICp Mentenanță
preventivă
(timp, stare)

b)

Fig. 4.4. Diagrama de prioritate a activelor

4.2. Implementarea sistemului de management al activelor la nivelul
unei stații electrice
Un sistem de managementul activelor al unei stații de transformare urmărește, în
ansamblu, să cuantifice condiția tehnică a echipamentelor electrice pe baza datelor istorice și în
timp real, să stabilească o ierarhie a activităților de mentenanță.
Etapele implementării unui sistem de management la nivelul unei stații electrice sunt
următoarele, [1], [7]:
a) repartizarea pe grupe de echipamente (GE) , echipamente electrice (EE), ansamble
funcționale (AF) ale tuturor echipamentelor din cadrul unei stații electri ce; de
exemplu, pentru stația având schema electr ică prezentată în Fig.4 .5, avem
următoarea repartizare pe grupe de echipamente:
– GE1: unități de transformare;
– GE2: întrerupătoare;
– GE3: separatoare ;
– GE4: descărcătoare;
– GE5: transformatoare de măsură ;
– GE6: bare colectoare.
Fiecare grupă de echipamente cuprinde la rândul ei echipamentele corespunzătoare
acesteia (EE), astfel: GE1 cuprinde 2 unități AT 200 MVA 220/110 kV, 2 unități TR 16 MVA
110/6 kV și unități TR 25 MVA 110/20 kV ; GE2 cuprinde 16 întrerupă toare la 110 kV și 6 la
220 kV; GE3 cuprinde 47 separatoare la 110 kV și 17 la 220 kV; GE4 cuprinde 17 descarcătoare
la 110 kV și 7 la 220 kV; GE5 cuprinde 16 transformatoare de curent la 110 kV, 17
transformatoare de tensiune la 110 kV, 6 transformatoare de curent la 220 kV și 7
transformatoare de tensiune la 220 kV ; GE6 cuprinde 2 bare la 110 kV si 2 bare la 220 kV.
Fiecare echipament cuprinde la rândul lui ansamblele functionale (AF) corespunzătoare. În cazul unei bare colectoare de 110 kV, de exemplu GE6/ EE1, pot fi considerate următoarele ansamble
funcționale: GE6/ EE1/AF 1 – calea de curent; GE6/ EE1/AF2 – izolația electrică; GE6/ EE1/AF3 –
stâlp de susținere ; GE6/ EE1/AF4 – sistemul de fixare. La rândul lor ansamblele funcționale pot
să cuprindă subansamblele corespunzătoare. De exemplu s tâlpul de susținere (GE6/ EE1/AF3)
poate să cuprindă : GE6/ EE1/AF3/SA1 – stâlpul efectiv (din lemn, oțel sau ciment) ;
GE6/ EE1/AF3/SA2 – sistemul de prindere în funda ție; GE6/ EE1/AF3/SA3 – suporți de s ustinere
ai izolatorilor.
b) cunoașterea mecanismelor de defectare ale echipamentelor electrice;
c) cunoașterea condiției inițiale fără defect a tuturor echipamentelor și a stației
electrice în întregime cu ajutorul unor indexuri condiției tehnică I CT.

Fig. 4.5. Repartizarea echipamentelor unei stații de 22 0/110 kV în grupe de echipamente

Cunoașterea valorilor indexurilor condiției tehnică, ICT, pentru diferite echipamente și a
stației electrice dintr- o societate din domeniul electric, implică, pentru început , determinarea
importanței pentru fiecare component al stației. Aflarea importanței este realizată pe fieca re nivel
al ierarhiei, care a fost stabilită în prima etapă a aplicației. Astfel, spre exemplu, în tabelele IV -2
și IV-3 sunt arătate extrase din fișe le care permit determinarea importanțelor, I, pentr u nivelele
ierarhice grupe de echipamente ( unități de transformatoare, întrerupătore, separatoare,
descărcătoare, transformatoare de măsură și bare colectoare), respectiv echipamente ( bare
colectoare).
Tabelul IV -2 Fișa de determinare a importanței grupelor de echipamente din cadrul stației (extras)
Nr.
crt. Categorie Scara/factor de apreciere Pondere
categorie Apreciere categorie , grupa
de echipamente k
1 2 …. m
1 Costul grupei de
echipamente > x euro 10
4 …………
<y euro 1
2 Costul mentenanței > s euro 10
2 ……………
< t Euro 1
3 Daune datorate
nefuncționării >z euro 10
4 ………………
<w euro 1 …
…
…

Apreciere categorie )( )( )( j j kj P AS AC ⋅=
Total apreciere pe grupa de echipamente: ∑=
jkj kGE AC AT)( )(
unde: ASj reprezintă valoarea scării de apreciere, Pj reprezintă ponderea
categoriei , j=1, 2, 3, … este numărul categoriei de apreciere , iar k=1, 2,
3, …, m reprezintă numărul grupei de echipamente
Importanța pe grupa de echipamente:
∑
==m
iiGEkGE
kGE
ATATI
1)()(
)(
unde: i=1, 2, 3, …, m reprezintă numărul grupei de echipamente.

Tabelul IV -3 Fișă de determinare a importanței sistemelor de bare colectoare (extras)
Nr. crt. Categorie Scara / factor de
apreciere Pondere Apreciere pe categorie , sistem de bare
colectoare k (AC j(k))
1 2 … n
1 Tip bare colectoare Flexibile 10
2 Rigide 8
Capsulate 6
2 Cost echipament > x euro 10
2 …
<y euro 1
3 Daune datorită nefuncționării > u euro 10
2 …
<v euro 1
4 Costuri mentenanță > s euro 10
3 …
<t euro 1

5 Nivel tensiune 400 kV 10
3 220 kV 8
110 kV 6
20 kV 2 …
…
…

Apreciere categorie : )( )( )( j j kj P AS AC ⋅=
Total apreciere pe element, pe sistem de bare colectoare :
∑=
jkj kEE AC AT)( )(
unde: ASj reprezintă valoarea scării de apreciere, Pj reprezintă ponderea
categoriei , j=1, 2, 3, … este numărul categoriei de apreciere , iar k=1, 2, 3,
…, n reprezintă numărul întrerupătorului
Importanța sistemului de bare colectoare k:
∑
==n
iiECkEC
kEE
ATATI
1)()(
)(
unde: i=1, 2, 3, …, n reprezintă numărul elementului
Pentru determinarea importanței se pleacă de la categorii care permit diferențierea între
elementele aceluiași nivel ierarhic. Importanța grupelor de echipamente, respectiv a barelor
colectoare depinde atât de categorii obiective cât și subiective. Fiecare categorie are asociată o
scară de apreciere, iar fiecare treaptă a scării este notată cu un număr de la 1 la 10. Nota maximă
se acordă pentru cea mai favorabilă treaptă. Totodată, fiecare categorie are asociată o anumită
pondere în raport cu celelalte categorii .
Odată stabilită valoarea importanței pe fiecare element (component) al nivelului ierarhic
se pot determina valorile indicatorului condiției tehnice a sistemului de bare colectoare, ICT, atât
în condiția inițială fără defect cât și la un moment dat “ t”.
În tabelul IV -4 este prezentată o parte a unei fișe ce permite determinarea condiției
tehnice, respectiv valorii indicatorului condiției tehnice pentru un sistem de bare colectoare “k”
din grupa de echipamente denumită bare colectoare (GE6) .
Tabelul IV -4 Fișă de determinare a indicatorului condiției tehnice (extras)
Nr. crt. Categorie Scara / factor de
apreciere Pondere Apreciere categorie
(AP j(k))
1 Temperatura barelor <50% 10
3 50-70% 7
71-90% 5
91-99% 1
2 Rezistența de izolație <5% 1
3 6%-10% 3
11%-20% 5
21%-30% 7
>30% 10
3 Vârsta <1 an 4
1 1-15 ani 10
16-24 ani 7
25-30 ani 4
>30 ani 1
4 Abateri ale altor
mărimi monitorizate <5% 10 3 ….

>25% 1 …
…
…

Apreciere parametru: )( )( )( j j kj P AS AP ⋅=
Total apreciere la momentul t pe echip.: ()∑=
jkj ktEE AP AT)(
unde: ASj reprezintă valoarea scării de apreciere, Pj reprezintă ponderea categoriei ,
j=1, 2, 3, … este numărul parametrului de apreciere , iar k=1, 2, 3, …, n reprezint ă
numărul întrerupătorului
Valoarea importantei pe echipament, IEE(k)
Indicatorul condiției tehnică la t : 100
)(0)(
)( )(
k EEktEE
kEE ktEEATATI ICT=
Categoriile din tabelul IV -4 sunt categorii de apreciere pe component și permit stabilirea
evoluției condiției componentului plecând de la situația inițială fără defect. În condiția inițială
fără defect, indicatorul condiției tehnică ICTEE0(k) este dat de relația:
[%] 100)( )(0 ⋅=kEE k EE I ICT (4.5)
Pentru stația electrică prezentată anterior ( Fig.4 .5) s-a realizat un raport condiției la
momentul inițial, fără defect. În Fig. 4.6 sunt prezentate valorile relative ale indicatorului
condiției tehnică ( ICT) în condiția inițială fără de fect pentru diferite ansamble functionale (AF) ,
echipamente (EE) și grup e de echipamente (GE) ale stației luate în considerare. Valoarea
indicatorului condiției tehnică pentru întreaga stație este de 100% . În Fig. 4.6, pentru GE6 (bare
colectoare), a reieșit ca barele de 110 kV (GE6/ EE1 si GE6/ EE2) au o importanța egală și că sunt
mai importante decât barele de 220 kV (GE6/ EE3 și GE6/ EE4). Acest lucru se datorează faptului
că barele de 110 kV alimentează un consum important, care nu este rezervat și pe altă cale.

EE1
27.71 % GE1
26.32 % GE3
9.47% GE6
16.05 % GE2
21.05 % GE5
17.37 % GE4
9.74%
EE2
27.71 % EE3
22.29 % EE22
6%
AF1
18.59 % AF2
29.49 % AF3
27.56 % AF4
24.36 % AF1
25% AF2
35% AN3
30% AN4
10% Statie
100%
EE16
4% EE17
6% EE1
4% EE4
22.29%

Fig. 4.6. Valorile indicatorului condiției în condiția inițială fără defect
d) supravegherea diverșilor parametri (rezistență de izo lație, temperatură, distanța
între faze etc.) ai echipamentelor și diagnosticarea condiției activelor ;

Sistemul de diagnosticare selectează datele oferite de sistemele de monitorizare și
compară valorile măsurate cu valorile de prag (atenționare, alarmare). Sistemele de monitorizare
și diagnosticare permi t astfel aflarea treptei fiecăre i categorii din scara de apreciere pe care se
află elementul la momentul dorit și dete rminarea deteriorării condiției tehnice a acestuia, în
procente, plecând de la condiția inițială fără defect, datorită modificării mărimilor supravegheate;
e) generarea raportului condiției pentru momentul ales.
Valorile indicatorului condiției tehnică la un moment dat plecând de la baza ierarhiei
stabilite în condiția inițială, permit generarea unui raport nou condiției care ține seama de toate
problemele existente în activele sistemului analizat, Fig. 4.7. Din experiențele practice s -a
observat că într -o stație electrică este foarte puțin probabilă defectarea simultană a doua
ansamble functionale (AF) care aparțin aceluiași echipament sau care aparțin unor echipamente diferite. Defectarea simultană a două ansamble funcționale aparținând unor echipamente dife rite
este totuși luată in calcul, în anumite situații, la stațiile foarte importante (de exemplu o stație de
evacuare putere dintr -o centrală nuclearelectrică – CNE) . Având în vedere faptul că stația din
Fig. 4.5. este o stație de transformare, în care nu evacuează putere nicio centrală, în continuare se
va considera că la un anumit moment t se defectează un singur AF care aparține unui singur EE.
În Fig. 4.7 se arată două cazuri de defectare a unor AF aparținând unor EE diferite, pentru a
putea observa influența acestor în valoarea indicatorului condiției al stației analizate. În primul
caz se consideră că toate AF aparținând tuturor EE sunt sănătoase, fiecare având indicatorul
condiției indicat în Fig. 4.6, iar la un mo ment t se defectează subansamblul AF3 (stâlpului de
susținere ) din cadrul EE1 (bară 110 kV) care face parte din GE6 (bare colectoare) . Se observă că
indicatorul condiției tehnică a GE6/ EE1 scade de la 27.71% la 20 .08%, care conduce la o
scădere a indicatorului condiției pentru GE6 de la 16.05% la 14.83% și care în final conduce la o
scădere a indicatorului stației de la 100% la 98.77% (a se vedea traseul marcat cu roșu în Fig.
4.7).

EC1
20.08 % GE1
26.32 % GE3
9.47% GE6
14.83 % GE2
20.61 % GE5
17.37 % GE4
9.74%
EC2
27.71 % EC3
22.29 % EC22
6%
AF1
18.59 % AF2
29.49 % AF3
0% AF4
24.36 % AF1
25% AF2
0% AN3
30% AN4
10% Statie
98.77 % / 99.56%
EC16
4% EC17
3.9 % EC1
4% EC4
22.29%

Fig. 4.7. Valorile indicatorului condiției tehnică pentru momentul t considerat

Într-un alt exemplu, plecând tot de la condiția inițială fără defect (Fig. 4.5), se consider ă
defectarea AF2 care aparține EE17 din GE2. Se observă că indicatorul condiției pentru
GE2/EE17 scade de la 6% la 3.9% care conduce la o scădere a indicatorului condiției GE2 de la
21.05% la 20.61% și care în final conduce la o scădere a indicatorului stației de la 100% la 99.56% (a se vedea traseul marcat cu magenta în Fig. 4.7).
f) realizarea repartiției echipamentelor electrice cu defect ale stației în planul de coordonate a indexurilor: importanța ( IC
EE) și deteriorarea condiției tehnice
(IDCT EE), pentru echipamentele stației considerate cu probleme la momentul “t”
dat.
Indicatorul de contribuție este un indicator care evidențiază influența pe care o are un
echipament asupra grupei de echipamente din care face parte și se calculează cu relația:
)100() (0
) ( ) (EEk
GEm EEkICTn I IC ⋅⋅= (4.6)
unde: IC(EEk) – indicatorul de contribuție a echipamentului “ EEk” care face parte din grupa
“GEm” de echipamente, k = 1, 2, …, n; n – numărul de echipamente cuprinse în grupa “ m”;
ICT 0(EEk) – valoarea indicatorului condiției tehnice a echipamentului “ EEk” în condiția inițială
fără defect; I(GEm) – importanța grupei “ GEm” de echipamente.
Indicatorul de deteriorare a condiției tehnice pentru un echipament “ EEk” la un moment
dat se calculează cu relația:




−⋅=
) (0) (
) ( 1 100
EEkEEkt
EEkICTICTIDCT (4.7)
unde: ICT 0(EEk), ICT t(EEk) reprezintă valoarea indicatorului condiției tehnice a echipamentului “k ”
în condiția inițială fără defect, respectiv la momentul “ t”.
Pentru a putea calcula relațiile generice (4.6) și (4.7), se fac urm ătoarele particularizări,
ținând cont de schema din Fig.4.5:
– stația are 6 GE, fiecare având indicatorul condiției la momentul inițial far ă defect arătat în
Fig. 4.6;
– fiecare GE este alcatuită la rândul său din mai multe EE, care sunt distribuite și au
indicatorul condiției în momentul inițial fără defect după cum urmează: GE1 are 6 EE –
EE1 și EE2 au indexurile condiției egale în valoare de 45% , EE3 și EE4 au indexurile
condiției egale în valoare de 3%, EE5 și EE6 au indexurile condiției egale în valoare de
45%; GE2 are 22 EE – EE1…EE16 au indexurile condiției egale în valoare de 4% și
EE17…EE22 au indexurile condiției egale în valoare de 6%; GE3 are 64 EE –
EE1…EE47 au indexurile condiției egale în valoare de 1.5 % și EE48…EE64 au
indexurile condiției egale în valoare de 1.735%; GE4 are 24 EE – EE1…EE17 au
indexurile condiției egale în valoare de 3% și EE18…EE24 au indexurile condiției egale

în valoare de 7%; GE5 are 46 EE – EE1…EE16 au indexurile condiției egale în valoare
de 1.4%, EE17…EE39 au indexurile condiției egale în valoare de 2% și EE40…EE46 au
indexurile condiției egale în valoare de 4.5%; GE6 are 4 EE – EE1 și EE2 au indexurile
condiției egale în valoare de 27.71%, iar EE3 și EE4 au indexurile condiției egale în
valoare de 22.29%;
– fiecare EE este alcătuit la rândul sau din mai multe AF, după cum urmează: EE1…EE 6
din GE1 au fiecare : AF1 în val oare de 10%, AF2 în valoare de 27%, AF3 în valoare de
13%, AF4 în valoare de 35% și AF5 în valoare de15%; EE1…EE22 din GE2 au fiecare:
AF1 în valoare de 25%, AF2 în valoare de 35%, AF3 în valoare de 30 % și AF4 în
valoare de 10%; EE1…EE 64 din GE3 au fiecare: AF1 în valoare de 15%, AF2 în valoare
de 25%, AF3 în valoare de 40 % și AF4 în valoare de 20%; EE1…EE 24 din GE4 au
fiecare: AF1 în valoare de 50%, AF2 în valoare de 15%, AF3 în valoare de 15% și AF4
în valoare de 20%; EE1…EE46 din GE5 au fiecare: AF1 în valoare de 40%, AF2 în
valoare de 45% și AF3 în valoare de 15 %; EE1…EE4 din GE6 au fiecare: AF1 în
valoare de 18.59%, AF2 în valoare de 29.49%, AF3 în valoare de 27.56% și AF4 în
valoare de 24.36%.
În tabelul IV -5 sunt date valorile indi catorului importanței (IC ) și ale indicatorului
deteriorării condiției tehnice pentru echipamentele considerate cu defect din cadrul stației luate
în studiu. Se menționează faptul că IC(EEk) și IDCT (EEk) au fost calculați pentru câte un
echipament reprezentativ EE din fiecare GE și s- a considerat defectarea următoarelor AF
aparținând EE considerate:
– EE1 din GE1 are defect AF4;
– EE17 din GE2 aredefect AF2;
– EE48 din GE3 are defect AF3;
– EE24 din GE4 are defect AF1;
– EE46 din GE5 are defect AF2;
– EE1 și EE3 din GE6 au defect AF2 (in acest caz nu s- a considerat simultană defectarea
AF2 din EE 1 și EE3) .
Tabelul IV -5 Valorile indicatorului importanței, deteriorării condiției tehnice și ale distanței d
Echipamen tul n I(GEm)
(%) ICT 0(EEk)
(%) ICT t(EEk)
(%) IC(EEk)
(%) IDCT (EEk)
(%) d Ordinea la
mentenanță
GE1/ EE1 6 26.32 45 29.3 71.05 34.89 78.78 I
GE2/ EE17 22 21.05 6 3.9 27.79 35.00 42.03 III
GE3/ EE48 64 9.47 1.74 1.04 10.52 40.23 30.09 VI
GE4/ EE24 24 9.74 7 3.5 16.36 50.00 40.19 IV
GE5/ EE46 46 17.37 4.5 2.475 37.52 45.00 55.57 II
GE6/ EE1 4 16.05 27.71 19.54 17.79 29.48 30.63 V
GE6/ EE3 4 16.05 22.29 15.71 14.31 29.52 27.68 VII

Stabilirea ordinii activităților de mentenanță se realizează prin compararea lungimilor
segmentelor de dreaptă d1,…, d7. Valorile numerice ale segmentelor de dreaptă se calculează cu
ajutorul relației (4.8) modificată pentru nivelul „echipamente ( EE)” :
) (22
)( )( kEC kEC IDCT IC d + = (4.8)
unde ICEE(k) – indicatorul importanței echipamentului k, IDCT EE(k) – indicatorul deteriorării
condiției tehnice a echipamentului k, α – gradul de influență a celor două indexuri asupra ordinii
la activitatea de mentenanță.
Echipamentele care au segmentele de dreaptă cu lungimile cele mai mari vor avea
prioritate la mentenanță. În situația dată, atunci când influența celor doi indicatori este aceeași,
valoarea unghiului α este de 45°, ordinea priorității la mentenanță este cea indicat ă în tabelul IV –
5. În Fig. 4.8 este redată reprezentarea grafică a ordinii la mentenanță în planul IC – IDCT . (ar fi
utile niște comentarii despre Fig. 4.8)
IDCT (%)
IC (%)
10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
GE1/EC1
d 1 d2 GE3/EC48 GE4/EC24
d3 d4 GE2/EC17 d5 GE5/EC46
GE6/EC1 GE6/EC3
d6 d7

Fig. 4.8. Repartitia echipamentelor în planul ( IC, IDCT )
În continuare se consideră aceeași stație, dar care are 5 grupe de echipamente (GE),
barele colectoare considerându -se incluse în grupa de echipamente GE3 – separatoare . În acest
caz, diagrama din Fig. 4.6 se modifică, rezultând diagra ma din Fig. 4.9, unde GE1 – unită ți de
transformare, GE2 – întrerupătoare, GE3 – separatoare, GE4 – descărcătoare și GE5 –

transformatoare de măsură. Se face men țiunea că indexurile condiției ale celor 5 GE sunt
indicate în Fig. 4.9, iar echipamentele ce alcătuiesc fiecare GE m (m=1…5) sunt aceleași ca în
cazul în care stația analizată are 6 GE (de exemplu, GE1 pentru stația cu 5 GE are tot 6 EE, cât
avea și pentru stația cu 6 GE ; GE2 pentru stația cu 5 GE are tot 22 EE, cât avea și pentru stația
cu 6 GE; GE3 pentru stația cu 5 GE are tot 64 EE , cât avea și pentru stația cu 6 GE ; GE4 pentru
stația cu 5 GE are tot 24 EE, cât avea și pentru stația cu 6 GE; GE5 pentru stația cu 5 GE are tot
46 EE, cât avea și pentru stația cu 6 GE). De asemenea, indexurile condiției ale EE cuprinse în
GE1, GE2, GE4 si GE5 din schema stației cu 5 GE, sunt aceleași ca și în cazul stației cu 6 GE.
Pentru EE din GE3, având în vedere faptul că barele colectoare sunt incluse în aceste
echipamente, indexurile condiției de modifică dupa cum urmează: EE1…EE15 au indexurile
condiției egale în valoare de 0.9 %; EE16…EE47 au indexurile condiției egale în valoare de
1.9%; EE48…EE52 au indexurile condiției egale în valoare de 1.06%; EE53…EE64 au indexurile
condiției egale în valoare de 1. 7%. Se mai mențio nează că EE16…EE47 reprezintă separatoarele
de bare 110 kV, iar EE53…EE64 reprezintă separatoarele de bare 220 kV ale stației analizate (a se vedea Fig. 4.5). Ansamblurile funcționale (AF) pentru fiecare EE din cele 5 GE au aceleași
indexuri ca și în c azul stației cu 6 GE.
Pentru a calcula relațiile (4.6) și (4.7) pentru stația cu 5 GE , s-a considerat defectarea
următoarelor AF aparținând următoarelor EE considerate :
– EE1 din GE1 are defect AF4;
– EE17 din GE2 aredefect AF2;
– EE47 și EE64 din GE3 au defect AF3 (in acest caz nu s -a considerat simultană defectarea
AF2 din EE 1 și EE3);
– EE24 din GE4 are defect AF1;
– EE46 din GE5 are defect AF2.

EC1
0.9% GE1
27.7% GE2
22.16 % GE3
21.61 % GE4
10.25% GE5
18.28 %
EC15
0.9% EC16
1.9% EC64
1.7%
AF1
15% AF2
25% AF3
40% AF4
20% AF1
15% AF2
25% AN3
40% AN4
20% Statie
100%
EC52
1.06% EC53
1.7% EC48
1.06% EC47
1.9%

Fig. 4.9. Indicatorul condiției al celor 5 GE când se consideră barele colectoare incluse în G E3

În tabelul IV -6 sunt date valorile indicatorului contribuție i (IC ) și ale indicatorului
deteriorării condiției tehnice pentru echipamentele considerate cu defect din cadrul stației cu 5
GE.
Tabelul IV -6 Valorile indicatorului importanței, deteriorării condiției tehnice și ale distanței d, pentru
stația cu 5GE
Echipamentul n I(GEm)
(%) ICT 0(EEk)
(%) ICT t(EEk)
(%) IC(EEk)
(%) IDCT (EEk)
(%) d Ordinea la
mentenanță
GE1/ EE1 6 27.7 45 29.3 74.79 34.89 81.97 I
GE2/ EE17 22 22.16 6 3.9 29.25 35 43.28 IV
GE3/ EE47 64 21.61 1.9 1.14 27.27 40 44.22 III
GE3/ EE64 64 21.61 1.7 1.02 23.51 40 41.02 V
GE4/ EE24 24 10.25 7 3.5 17.22 50 40.92 VI
GE5/ EE46 46 18.28 4.5 2.475 39.49 45 57.24 II
În Fig. 4.10 este redată reprezentarea grafică a ordinii la mentenanță în planul IC – IDCT
pentru stația cu 5GE (ar fi utile niște comparații cu Fig. 4.8)
IDCT (%)
IC (%)
10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
GE1/EC1
d 1 d2 GE3/EC64
d3 d4 d5 GE4/EC24
GE5/EC46
d6
GE2/EC17 GE3/EC47

Fig. 4.10. Planul IC-IDCT pentru 5GE
Aplicația prezentată este orientată puternic spre active, existând preocupări pentru a cuprinde în
funcția de apreciere câți mai mulți parametri, atât tehnici cât și economici .

4.3. Concluzii
În prezentul capitol s -a scos in evidență importanța barelor colectoare în procesul luării
deciziilor în cadrul unui sistem de management al echipamentelor electrice implementat în
cadrul unei societăți din domeniul electric.
Un sistem de management al echipamentelor electrice dintr -o stație de transformare
urmărește, în ansamblu, să cuantifice condiția tehnică a echipamentelor electrice pe baza datelor
istorice și , în timp real, să stabilească o ierarhie a activităților de mentenanță.
Pentru aceasta, s- a pornit de la schema unei stații electrice de transformare de 220/110
kV reale, pentru care au fost scoase în evidență mai intâi grupele de echipamente (unități de transformare, întrerupătoare, separatoare, descărcătoare, transformatoare de măsură și bare colectoare), iar mai apoi echipamentele electrice componente din fiecare grupă, precum și ansamblurile lor funcționale.
Pentru fiecare grupă de echipamente a fost ales un echipament reprezentativ, pentru care
s-a calculat indicatorul condiției tehnice. Condiția tehnică a unui echipament est e un indicator
care evidențiază starea de sănătate a acestuia prin compararea parametrilor actuali cu parametrii ideali de funcționare. Sănătatea reprezintă măsura condiției generale a echipamentelor în sensul capacității de realizare a funcțiilor acestora. S -a considerat că pentru fiecare echipament electric
ales, s -a defectat ansamblul funcțional cu cea mai mare pondere în alcătuirea echipamentului
respectiv. În felul acesta a rezultat o ordine în prioritatea activității de mentenanță care este foarte uti lă în viitor, când se prevede că stațiile de transformare vor fi fără personal de exploatare
și operatorii se vor folosi de comanda de la distanță. În aceste condiții, având informații despre
eventualele defecte posibile, sistemul de management al exploată rii echipamentelor electrice
poate conduce la economii de timp și bani pentru societățile din domeniul electric.