Echipamente numerice de protecție și comandă-control pentru stații electrice de medie tensiune [303473]

[anonimizat]: Claudiu NICOLĂICĂ

Cadru didactic îndrumător: Onița CALOTĂ

București

Iulie 2017

PROIECT DE DIPLOMĂ

Echipamente numerice de protecție și comandă control pentru stații electrice de medie tensiune

prezentat la

Universitatea POLITEHNICA din București

Facultatea de Energetică

pentru obținerea titlului de

Inginer

Specializarea: Ingineria Sistemelor Electroenergetice

de către

Claudiu NICOLĂICĂ

(absolvent: [anonimizat])

sub îndrumarea

Prof. Dr. Ing. Onița CALOTĂ

Susținut la date de 00.07.2017, în fața comisiei de examinare

<Titlul academic și numele președintelui comisiei> Președinte

<Titlul academic și numele membrului #1> Membru

<Titlul academic și numele membrului #2> Membru

<Titlul academic și numele membrului #3> Membru

<Titlul academic și numele membrului #4> Membru

<Titlul academic și numele secretarului comisiei> Secretar

Această lucrare a fost pregătită în cadrul Facultății de Energetică a UPB

CUPRINS

CAPITOLUL I 5

Informații generale privind sistemul electroenergetic 5

1.1. Definire 5

1.2 .Structura sistemului electroenergetic 5

1.2.1.Surse de energie electrică 5

1.2.2.Rețele electrice 6

1.2.3.Consumatori de energie electrică 7

1.3.Producția și consumul de energie electrică 9

1.4.Evoluția sistemului electroenergetic și a sistemelor de protecție 11

1.4.1.Evoluția sistemului electroenergetic 11

1.4.2. Evoluția sistemelor de protecție 12

CAPITOLUL II 13

Analiza soluției constructive și a echipamentelor componente pentru o stație de medie tensiune 13

2.1.Noțiuni generale 13

2.2.Soluții constructive pentru o stație electrică de medie tensiune 13

2.2.1.Schemă electrică cu un sistem de bare colectoare 13

2.2.2.Schemă electrică cu un sistem de bare colectoare și secționare longitudinală 14

2.2.3.Schemă electrică cu două sisteme de bare colectoare 16

2.2.3.Schemă electrică cu două sisteme de bare colectoare și secționare longitudinală 17

2.3.Echiparea circuitelor primare ale unei stații de medie tensiune 18

2.3.1.Clasificarea aparatelor electrice 18

2.3.2.[anonimizat] 19

2.3.3.Tipuri de celule de medie tensiune 23

CAPITOLUL III 26

Sisteme numerice de protecție. Principii și soluții constructive 26

3.1.Generalități 26

3.2.Evoluția sistemelor de protecție numerice în condițiile unei piețe energetice moderne 29

3.2.1.Platforma hardware 30

3.2.2.Platforma software 30

3.2.3.Protocoale de comunicație 30

3.3. Principii și soluții constructive ale unor relee de protecție 31

3.3.1. Releul de protecție TPU S420 – EFACEC 31

3.3.2. Releul de protecție SIPROTEC 7SJ63 – SIEMENS 34

CAPITOLUL IV 38

[anonimizat] 38

4.1. [anonimizat] 38

4.1.1. Generalități 38

4.1.2. Caracteristicile sistemelor secundare moderne cu aparatură numerică 38

4.1.3. [anonimizat] 39

4.1.4. [anonimizat] 41

4.1.5. Adaptivitatea sistemelor de protecție prin relee 41

4.2. Sisteme SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition) 43

CAPITOLUL V 45

Utilizarea protecțiilor numerice. Stabilire reglaje și parametrizare 45

5.1. Protecția maximală de curent 45

5.1.1. Metoda de operare 45

5.1.2. Schema de principiu 45

5.1.3. Stabilirea valorilor de reglaj 46

5.1.4. Diagrama logică 46

5.2. Protecția de curent de secvență homopolară 48

5.2.1. Metoda de operare [15] 48

5.2.2. Schema de principiu 49

5.2.3. Stabilirea valorilor de reglaj 49

5.2.4. Diagrama logică 50

5.3. Protecția la maximă tensiune 50

5.3.1. Metoda de operare [15] 50

5.3.2. Schema de principiu 51

5.3.3. Stabilirea valorilor de reglaj 51

5.3.4. Diagrama logică 52

5.4. Protecția la minimă tensiune 52

5.4.1. Metoda de operare [15] 52

5.4.2. Schema de principiu 53

5.4.3. Stabilirea valorilor de reglaj 53

5.4.4. Diagrama logică 54

5.5. Calculul curenților de scurtcircuit 54

5.5.1. Reprezentarea schemei de principiu 55

5.5.2.Reprezentarea schemei echivalente de calcul și calculul reactanțelor în unitãți relative 56

5.5.3. Reducerea schemei echivalente în raport cu punctul de defect 57

5.5.4. Determinarea valorilor curenților de scurtcircuit 58

CAPITOLUL I

Informații generale privind sistemul electroenergetic

1.1. Definire

Instalaţiile electroenergetice interconectate pe teritoriul unei ţări, prin care se realizează producerea, transportul, distribuţia şi utilizarea energiei electrice reprezintă un sistem electroenergetic naţional. Conductoarele, aparatele de transformare și instalaţiile secundare folosite producerii, transformării, distribuirii sau utilizării energiei electrice reprezintă instalaţiile electrice. În cadrul acestora se află staţiile electrice şi instalaţiile electrice de evacuare a puterii produse de generatoare.

Sistemul electroenergetic naţional (SEN) din România a fost realizat în anul 1958, prin interconectarea unor sisteme energetice locale. În prezent, sistemul energetic național include instalaţii electrice aflate sub managementul unor companii naţionale şi reprezintă elementul de referință utilizat de participanţii la piaţa de energie electrică.

O activitate specifică industriei electrice este conducerea prin dispecer a sistemelor electroenergetice. Structura în România este formată din dispecer energetic teritorial (DET) și dispecer energetic central (DEC) ce formează împreună dispecerul energetic național (DEN).

1.2 .Structura sistemului electroenergetic

Un sistem electroenergetic este constituit din:

surse de energie electrică;

reţele electrice de transport şi distribuţie;

consumatori de energie electrică. [1]

1.2.1.Surse de energie electrică

Dezvoltarea unei industrii energetice puternice este condiţionată de existenţa unor surse de energie primară care să se caracterizeze prin: diversitate, accesibilitate, siguranţă, preţuri stabile, asigurarea cantităţilor dorite pe o perioadă de timp cât mai mare. În raport cu aceste condiţii, atenţia industriei energetice se îndreaptă spre o gamă din ce în ce mai diversificată de surse de energie primară, cu particularităţi din ce în ce mai diferite. Prin conversia realizată în instalaţii specializate, aceste surse acoperă cererea de energie electrică şi termică a societăţii. [2]

Ansamblul de instalaţii, construcţii şi echipamente care are drept scop producerea energiei electrice constituie o centrală electrică. Sursele de energie electrică pot fi centrale hidroenergetice, termoenergetice, nucleare, geotermale, eoliene și pe biomasă. În centrale se folosesc generatoare sincrone, care produc energie electrică sub formă de curent alternativ trifazat la 50 Hz sau 60 Hz. Cu câteva excepţii mai apropiate (Arabia Saudită) şi a continentului nord-american, unde este generalizată utilizarea frecvenţei de 60 Hz, frecvenţa curentului este 50 Hz. [1]

În prezent, sistemul energetic naţional al României însumează o putere instalată de circa 25 GW, repartizată după cum urmează (Fig.1.1.): [3]

43% în centrale funcţionând pe cărbune;

24% în centrale hidroelectrice;

19% în centrala nucleară de la Cernavodă;

13% în centrale funcţionând pe hidrocarburi.

1.2.2.Rețele electrice

Ansamblul de linii şi staţii electrice, racordate între ele, care funcţionează interconectat, constituie o reţea electrică.Aproximativ 12% din puterea produsă în centralele electrice se „pierde” în reţelele de transport şi distribuţie (Fig.1.2).

Fig.1.2. Energia transportată și pierderile pentru perioada 2001-2011 [3]

Rețelele electrice sunt compuse din:

reţelele electrice de transport (RET);

reţelele electrice de distribuţie (RED).

Reţelele electrice de transport (RET) sunt reţele de înaltă tensiune (de 220 kV şi mai mult) prin care se transportă la distanţă puteri electrice importante. În România, reţelele de transport exploatate de Compania Naţională TRANSELECTRICA sunt de (750) – 400 – 220 kV, totalizând o lungime de peste 8000 km (Fig.1.3). Prin dezvoltarea reţelelor de transport de 220-400 kV, reţelele de 110 kV şi-au schimbat rolul iniţial, îndeplinind în prezent funcţii de distribuţie zonală a energiei electrice.

Fig.1.3. Rețeaua electrică de transport din România în prezent [3]

Reţelele electrice de distribuţie (RED) sunt reţele prin care se transmite energia electrică în zonele de consum şi se distribuie la consumatori.Ele cuprind staţiile de distribuţie (SD) IT/MT, liniile de distribuţie de medie tensiune (LD), posturile de transformare (PT) şi liniile de distribuţie de joasă tensiune (Fig.1.4). Ele servesc, în principal, la alimentarea consumatorilor şi la evacuarea puterii din centrale mici. Reţelele de distribuţie pe care se bazează funcţionarea Societăţii Comerciale ELECTRICA, funcţionând la tensiuni sub 110 kV inclusiv, au o lungime totală de peste 18500 km.

Staţiile electrice sunt noduri în SEN care cuprind mai ales extremităţile liniilor electrice, legături conductoare, aparataj electric, clădiri şi eventual, (auto)transformatoare de forţă. În principal, staţiile electrice pot realiza funcţii de:

transformare: prin intermediul transformatoarelor este modificată tensiunea (staţii ridicătoare sau coborâtoare);

conexiune: conţin legături conductoare şi aparataj electric cu tensiunea nominală mai mare de 1 kV şi sunt destinate primirii şi distribuirii energii electrice, la aceeaşi tensiune şi frecvenţă;

conversie: prin intermediul convertizoarelor, curentul alternativ este convertit în curent continuu sau invers.

Din totalul de peste 950 staţii de tensiune nominală 35 … 750 kV existente în SEN, circa 90% sunt de 110 kV. O categorie foarte importantă a staţiilor de transformare o reprezintă posturile de transformare, în SEN fiind în funcţiune peste 65000 posturi de transformare, totalizând o putere instalată de peste 23000 MVA.

Fig.1.4. Structura sistemului electroenergetic

1.2.3.Consumatori de energie electrică

Consumatorul este o persoană fizică sau juridică ce cumpără energie electrică pentru uzul propriu sau pentru un subconsumator racordat la instalaţiile sale. Persoana fizică sau juridică ce consumă energie electrică pe bază de contract şi ale cărui instalaţii electrice de utilizare sunt conectate la instalaţia de alimentare a furnizorului, prin unul sau mai multe puncte de delimitare,constituie un consumator final.

Consumatorii de energie electrică pot fi clasificaţi după mai multe criterii. Astfel, în funcţie de posibilitatea de a-şi alege furnizorul, consumatorii de energie electrică pot fi:

eligibili: cei acreditaţi de Autoritatea competentă, care îşi pot alege furnizorul şi pot

contracta direct cu acesta energia consumată, având acces la reţelele de transport şi/sau de

distribuţie;

captivi: cei care din motive de configurare a reţelei sunt obligaţi să contracteze 3 furnizarea

energiei cu un anumit distribuitor.

După natura consumului, consumatorii se împart în următoarele categorii:

casnici: cei care folosesc energie electrică pentru iluminat şi receptoare din propria

gospodărie; aceşti consumatori reprezintă circa 94% din totalul consumatorilor de energie

electrică;

industriali şi similari (construcţii, staţii de pompare, transporturi etc.): cei care

folosesc energia electrică, în principal în domeniul extragerii de materii prime, al fabricării

unor materiale ori al prelucrării materiilor prime, a materialelor sau a produselor agricole,

în scopul obţinerii de mijloace de producţie sau bunuri de consum; această categorie

reprezintă circa 1,5% din totalul consumatorilor;

terţiari (restul ): circa 4,5% din total.

După puterea contractată (cea mai mare putere medie cu înregistrare orară sau 15 minute consecutiv), consumatorii de energie electrică se împart în următoarele categorii:

mici consumatori (P < 100 kW, cu excepţia celor casnici): circa 6,4% din numărul total al consumatorilor;

mari consumatori (P > 100 kW): circa 0,1% din numărul total al consumatorilor.

Consumatorii de energie electrică pot avea receptoare electrice sensibile la întreruperi în alimentare, sub acest aspect fiind definite următoarele categorii :

categoria zero: întreruperea în alimentare poate provoca explozii, incendii,pierderi de vieţi

omeneşti sau distrugeri grave de utilaje;

categoria I: întreruperea în alimentare poate provoca dereglarea unui proces tehnologic în flux continuu, rebuturi şi pierderi materiale importante prin nerealizarea producţiei şi imposibilitatea recuperării acesteia;

categoria a II-a: întreruperea în alimentare presupune nerealizări ale producţiei pe perioada întreruperii, dar acestea pot fi recuperate;

categoria a III-a: restul.

În funcţie de tipul consumatorului şi de puterea solicitată, alimentarea cu energie electrică se poate face direct la 110 kV (mari consumatori) sau la tensiuni inferioare, prin staţii şi posturi de transformare. Consumatorii casnici şi cei care solicită puteri mici se alimentează direct la joasă tensiune.

În cursul anului 2003, cele opt filiale de distribuție şi furnizare ale S.C. Electrica S.A. (Banat, Dobrogea, Moldova, Muntenia Nord, Muntenia Sud, Oltenia, Transilvania Nord, Transilvania Sud) au alimentat cu energie electricã un numãr de 8 491 388 consumatori racordați, pe niveluri de tensiune, astfel:

99,70% pe joasã tensiune;

0,30% pe medie tensiune;

0.003% pe înaltã tensiune.

Cantitatea de energie electricã furnizatã în anul 2003 a fost de 35 205,8 GWh repartizatã pe cele trei niveluri de tensiune astfel:

42.0% pe joasã tensiune;

33,2% pe medie tensiune;

24,8% pe înaltã tensiune.

1.3.Producția și consumul de energie electrică

Producția de energie electrică a României a fost de aproximativ 66,3 TWh în anul 2015, cu 0.9% mai mult decât in anul precedent. Cărbunele este principala sursă pentru producerea energiei, cu o pondere de 43% din total, la fel de mare ca și în 2014. Pe locul 2 s-au plasat sursele hidro, cu un procent de 24%, iar energia din surse nucleare a avansat pe locul 3, cu o pondere de 19%, în creștere cu 4 puncte procentuale față de ponderea deținută în 2014 din totalul producției. [4] [5]

Principalii producători de energie electrică din România sunt Termoelectrica, cele 3 complexuri energetice din Oltenia (CE Turceni, CE Rovinari și CE Craiova), Hidroelectrica și Nuclearelectrica. [5]

În anul 2016 s-au tranzacționat lunar pe piața de energie în jur de 8,400 MWh. [6]

Din punct de vedere al electrificării,în martie 2010, aproximativ 100.000 de gospodării nu erau racordate la rețeaua de electricitate, comparativ cu 89.000 în ianuarie 2008. [5]

În anul 2015, consumul de energie electrică al României s-a ridicat la 58,8 TWh.În anul 2006, numărul de consumatori casnici reprezenta 93,61% din numărul total de consumatori, iar energia consumată de aceștia reprezenta 35,72% din total energie consumată. La sfârșitul anului 2005 existau 8,6 milioane consumatori de energie electrică, din care 8,04 milioane consumatori casnici. Aproximativ 30% din energia electrică produsă in Romania este furnizată consumatorilor casnici. [5]

Energia termoelectrică

Sectorul deține cea mai mare parte din totalul de producție de energie electrică din România.În anul 2015, energia electrică produsă pe bază de combustibili fosili a fost de 28,6 TWh la o putere instalată de 10.598 MW(pe bază de cărbune: 16,9 TWh și 6.189 MW, iar pe bază de hidrocarburi: 11,7 TWh și 4.409 MW). [5]

Energia hidroelectrică

Producția de energie hidroelectrică în România este dominată de stat prin compania Hidroelectrica, evaluată în anul 2007 ca fiind cea mai mare companie de stat, cu o valoare de 3,5 miliarde Euro.În anul 2015, energia furnizată de centrale și micro-centrale hidroelectrice a fost de 17 TWh la o putere instalată 6.325 MW. În momentul actual (anul 2017) este exploatat aproximativ 55% din potențialul hidro-energetic al țării. Conform planurilor Hidroelectrica, în anul 2025 aproximativ 70% din potențial va fi exploatat. [5]

Energia nucleară

Sectorul producției de energie nucleară este deținut de Statul Român prin compania Nuclearelectrica. Aceasta deține Centrala Nucleară de la Cernavodă, care are o capacitate de 4 reactoare din care doar două sunt instalate, primul din decembrie 1996 și al doilea din septembrie 2007. Statul Român intenționează să construiască alte două reactoare nucleare, printr-o investiție estimată la circa 4 miliarde de euro. [5]

În anul 2015, energia nucleară produsă a fost de 11,64 TWh, la o putere instalată de 1,41 TW. [5]

Energia regenerabilă

Potențialul energetic hidro amenajabil al țării este de 36 TWh / an, din care se poate valorifica în condiții de eficiență economică aproximativ 30 TWh / an. [5]

Datorită subvențiilor generoase, România a ajuns să aibă 4.400 MW instalați în surse regenerabile, din care 2.700 MW în eolian, 1.077 MW în fotovoltaic, 536 MW în microhidrocentrale și 95 MW în biomasă. [5]

Pentru a studia producția și consumul de energie electrică pe o durată de 24 de ore se apelează la curba de sarcină zilnică.Ea reprezintă variaţia într-o zi a puterii electrice sau termice, produse sau consumate. Pe curbă se disting patru puncte reprezentative:

vârful de seară ( Pvs);

vârful de zi ( Pvz);

golul de noapte (Pgn);

golul de zi (Pgz). [2]

Legendă: — Producție — Consum

Fig.1.6.Curba de sarcină zilnică în data de 1 Aprilie 2017 [7]

1.4.Evoluția sistemului electroenergetic și a sistemelor de protecție

1.4.1.Evoluția sistemului electroenergetic

Scurt istoric:

– 1882 – sunt date în funcțiune primele două centrale electrice din București, care asigurau necesarul pentru Palatul Cotroceni și Palatul Regal de pe Calea Victoriei.Printr-o linie

electrică de 2 kV curent continuu este asigurat iluminatul palatului de pe Calea Victoriei;

– 1884, Timișoara – se pune în funcțiune primul iluminat electric stradal din Europa;

– 1902 – este pusă în funcțiune centrala hidroelectrică (CHE) de la Grozăvești, pe râul Dâmbovița, după planurile inginerului Elie Radu;

– 1910 – prin efortul primarului Carol Telbisz este dată în folosință Centrala hidroelectrică din Timișoara;

– 1913 – prima cale ferată electrificată de pe teritoriul actual al României, pe ruta Arad-Ghioroc-Pâncota și Ghioroc-Radna;

– 1930-1931, București – punerea în funcțiune a primei rețele electrice de distribuție pe stâlpi de beton armat din țară;

– 1938 – Putere instalată (în anul de referință interbelic): 501 MW;

– 1959 – pe 24 ianuarie, la fix 100 de ani de la Unirea Principatelor Române, are loc și „alipirea” la sistemul energetic național a zonei Moldova;

– 1965 – primul tronson modern de cale ferată electrificată din țară : Brașov – Predeal;

– 1996 – Intrarea în exploatare a Unității 1 a Centralei Nucleare de la Cernavodă. [5]

În anul 1951 opt țări (Austria, Belgia,Elveția, Franța, Germania, Italia, Luxemburg, Olanda) au înființat Uniunea de Coordonare a Producerii și Transportului de Electricitate–U.C.P.T.E. Această uniune a coordonat interconectarea țărilor amintite. [8]

În februarie 2003 și SEN al României a fost interconectat cu sistemul european al UCTE. Din data de 1 iulie 2009 Entso-E (Rețeaua europeană a operatorilor de sisteme de transport de energie electrică) a preluat toate sarcinile operaționale ale UCTE. [8]

Fig.1.7. Statele cu SEN interconectate în U.C.T.E. [9]

1.4.2. Evoluția sistemelor de protecție

Scurt istoric:

1765-1784 – primele regulatoare automate

1890 – siguranța fuzibilă

1898 – trasnformatorul de curent

1900 – întreruptoarele

1901 – protecția de curent fără temporizare

1902 – protecția de curent cu temporizare

1903 – protecția diferențială longitudinală (de curent)

1904 – protecția de distanță și temporizare

1913 – RAR (reanclanșare automată rapidă)

1914 – releul di/dt

1918 – protecția de curent direcționată în spate

1956 – releele elctronice

1960 – releele digitale (numerice) [10]

În prezent,la nivel mondial se folosesc în exploatare releele de proteție numerice.Realizarea echipamentelor de protecție în tehnologie digitală permite integrarea în cadrul unui echipament a mai multor funcții de protecție, automatizare și masură. În acest fel „releul de protecție“ devine, în fapt, un „terminal de protecție“. Un astfel de terminal de protecție include funcții multiple de protecție, automatizare, masură și de comunicație în cadrul unui sistem integrat de supraveghere-control al stației de transformare. [10]

Principalele avantaje ale protecţiilor electronice şi numerice:

rapiditate în funcţionare;

consum propriu redus;

gabarit redus ce micșorează costul investiției;

număr de acționări nelimitat și durată lungă de viață;

siguranță sporită în funcționare datorita lipsei contactelor și a pieselor în mișcare;

sensibilitate crescută;

posibilitatea tipizării subansamblelor;

posibilitatea realizării unor relee cu funcțiuni multiple de protecție,comandă și măsurare;

integrarea sistemelor de protecție în sistemele complexe de conducere automată pentru instalațiile electroenergetice,cu funcții multiple on-line,respectiv off-line. [10]

Fig.1.8. Evoluția protecțiilor prin relee [10]

CAPITOLUL II

Analiza soluției constructive și a echipamentelor componente pentru o stație de medie tensiune

2.1.Noțiuni generale

Prin schemă se înțelege un desen care arată modul în care diferite părți ale unei rețele, instalații, ale unui aparat sau ale unui ansamblu de aparate sunt funcțional conectate între ele. Clasificarea schemelor electrice se poate face după mai multe criterii, cum ar fi:

numărul de conductoare reprezentat pe desen:

scheme monofilare;

scheme multifilare; [1]

scopul urmărit prin reprezentare:

scheme explicative ( principiale sau detaliate );

scheme de conexiuni, destinate realizării fizice și verificării conexiunilor;

scheme sinoptice, reprezentând starea reală a aparatelor de comutatie la un moment dat;

planuri de amplasare, ce oferă indicații precise despre amplasarea părților unei instalații.[1]

funcțiile îndeplinite:

circuite primare:sunt circuite prin care se realizează tranzitul de energie de la surse către consumatori;

circuite secundare: sunt circuite care contribuie în diferite feluri la bună funcționare a circuitelor primare (circuite de măsurare, protecție, comandă, control, semnalizare etc.).

O stație electrică reprezintă un nod în cadrul unei rețele, nod la care sunt racordate mai multe elemente de rețea: generatoare, linii electrice , transformatoare etc. Ansamblul de aparate electrice și legături conductoare princare un element de rețea este racordat la o stație electrică este numit frecvent circuit electric : circuit de linie, circuit de transformator etc.[1]

2.2.Soluții constructive pentru o stație electrică de medie tensiune

2.2.1.Schemă electrică cu un sistem de bare colectoare

În varianta prezentată mai jos (figura 2.1.), schema cu un sistem de bare colectoare (1BC) presupune existența unui singur nod de conexiuni, la care sunt racordate circuite cu soluții de echipare simple.[1]

Principalele avantaje ale schemelor cu 1BC sunt configurația lor mai simplă și numărul de aparate mai redus în raport cu alte tipuri de scheme electrice de conexiuni. Că urmare, la aceste scheme sunt necesare eforturi mai mici de investiție și totodată (prin reducerea numărului surselor potențiale de defecte/greșeli de manevrare), numărul întreruperilor în alimentare este potențial mai mic. Deoarece conțin echipament puțin, astfel de scheme necesită suprafețe de teren mai mici pentru dispunere, fiind indicate și în cazul stațiilor amplasate în construcții (de interior).[1]

Principalul dezavantaj al schemelor cu 1BC constă în faptul că defectele (sau reviziile) la sistemul de bare sau refuzul de acționare al unui întreruptor conduce la scoaterea întregii stații din funcțiune. În cazul unor întreruperi în zona barelor colectoare, daunele ca urmare a nelivrării energiei electrice vor fi cu atât mai mici, cu cât vor fi conectate mai puține circuite la sistemul de bare colectoare.[1]

Fig.2.1.Schemă electrică de conexiuni cu un sistem de bare colectoare

În cazul reparațiilor la o celulă, întreruperea în alimentare va afecta numai circuitul aferent celulei respective. Daunele ca urmare a nelivrării energiei electrice pot fi reduse dacă circuitul respectiv este rezervat (până la zero, în cazul unei rezerve de 100%). [1]

Scheme cu 1 BC și un întreruptor pe circuit sunt folosite pentru toate treptele de tensiune din rețelele de distribuție, atunci când aparatajul electric este fiabil, presupune mentenanță redusă și/sau consumatorii admit întreruperi în alimentare ori pot fi preluați de altă sursă de rezervă. [1]

2.2.2.Schemă electrică cu un sistem de bare colectoare și secționare longitudinală

Sporirea siguranței în funcționare a schemelor cu un sistem de bare colectoare și un întreruptor pe circuit se poate face prin secționarea longitudinală a sistemului de bare. [1]

Probabilitatea ca un defect la sistemul de bare, la separatoarele de bare sau refuzul de acționare al unui întreruptor să afecteze mai multe secții de bare este relativ redusă. Prin secționare se reduce deci numărul de circuite întrerupte ca urmare a unor defecte/revizii în zona barelor și a separatoarelor de bare, dacă se ține seama de unele aspecte:

se pot crea atâtea secții de bare câte surse de alimentare există pentru stația respectivă;

consumatorii vor fi cât mai uniform repartizați pe secții, iar cei cu dublă alimentare vor fi racordați la secții diferite;

între secții se prevăd circuite suplimentare (cuple longitudinale), care permit alimentarea a două secții de la aceeași sursă, în cazul defectării/revizuirii uneia dintre surse.[1]

În figura 2.2. este prezentat un exemplu de schemă de conexiune pentru o stație de 20 kV, cu două secții de bare. Fiecare secție de bare este alimentată dintr-o stație de înaltă tensiune de 110 kV, iar numărul plecărilor din stație este repartizat pe cele două secții în funcție de necesitățile zonei de consum. În cazul unor întreruperi (planificate sau nu) în zona

barelor, daunele de nelivrare a energiei electrice vor fi mai mici, fiind afectați doar jumătate dintre consumatorii alimentați de la sistemul de bare colectoare. Această modificare a variantei de baza presupune un efort suplimentar de investiții, pentru echiparea cuplei longitudinale între secțiile de bare. [1]

Fig.2.2.Schemă electrică de conexiuni cu un sistem de bare colectoare și secționare longitudinală [11]

Deoarece în costul unei celule, ponderea principală revine întreruptorului, pentru reducerea cheltuielilor cu echiparea stației se caută soluții de micșorare a numărului de întreruptoare. În acest scop se pot utiliza mai multe tipuri de cuple longitudinale,cum ar fi:

cupla longitudinală cu un separator,ce presupune o investiție minimă, dar oferă o elasticitate în exploatare foarte redusă, deoarece cuplarea/decuplarea celor doua secții de bare se poate face numai în absența sarcinii.

cupla longitudinală cu două separatoare,care previne parțial scoaterea din funcțiune a ambelor secții de bare în cazul unor manevre greșite cu separatorul cuplei sau în cazul revizuirii acestuia.Cele două separatoare se pot izola reciproc,ceea ce permite menținerea în funcțiune a uneia din cele două secții de bare,atunci când se lucrează la cealaltă secție.

cupla longitudinală cu două separatoare și un întreruptor,ce asigură elasticitate si siguranță maximă în exploatare.Conectarea/deconectarea longitudinală a secțiilor se face în acest caz numai cu ajutorul întreruptorului.Reviziile sau reparațiile acestuia se pot face cu menținerea ambelor secții de bare sub tensiune. [1]

Pentru creșterea continuității în exploatare, cuplele longitudinale echipate cu întreruptor se prevăd cu sisteme de anclanșare automată a rezervei (AAR). Mai nou, se folosește denumirea „ transfer automat”.[1]

2.2.3.Schemă electrică cu două sisteme de bare colectoare

Schemele cu două sisteme de bare colectoare (2BC) presupun existența a două noduri de conexiuni dispuse alăturat, fiecare circuit nefiind prevăzut cu câte două separatoare de bare deoarece avem incluse în circuit întreruptoare debroșabile.[1]

În figura 2.3. este prezentată o schemă de conexiuni cu două sisteme de bare colectoare pentru stația electrică de 20 kV, folosită ca exemplu în cazurile anterioare.Fiecare circuit se poate racorda la oricare dintre sistemele de bare colectoare, această manevră efectuându-se în regim normal de funcționare fără întreruperea funcționarii. Fiecare bară colectoare poate fi izolată în scopul executării lucrărilor de întreținere, fără întreruperea vreunui circuit. [1]

Un incident pe un sistem de bare întrerupe doar circuitele racordate în nodul respectiv, timpul de nelivrare a energiei fiind cel necesar efectuării manevrelor de trecere a circuitelor pe celălalt sistem de bare colectoare (deci mult mai mic decât timpul de nelivrare în cazul variantei de referință, necesar pentru reparații). [1]

Fig.2.3.Schemă electrică de conexiuni cu două sisteme de bare colectoare [11]

Cuplarea celor două noduri de conexiuni prin închiderea ambelor separatoare de bare ale aceluiași circuit presupune riscul unor avarii grave (însoțite de arc electric) și deci o astfel de manevră este strict interzisă. [1]

Cuplarea sistemelor de bare poate fi făcută numai prin intermediul întreruptorului cuplei transversale, denumit astfel deoarece în teren se adopta o dispunere paralelă a celor două sisteme de bare colectoare. [1]

Cupla transversală este un circuit specific tuturor schemelor cu un singur întreruptor pe circuit și două (sau mai multe) sisteme de bare. Funcțiile cuplei transversale sunt :

punerea sub tensiune a unui sistem de bare colectoare cu scopul de a verifica starea izolației acestuia; între două sisteme de bare legate prin cupla transversală, circuitele pot fi redistribuite fără a fi necesare întreruperi în funcționarea acestora;

legarea în paralel a două sisteme de bare colectoare, ambele aflate sub tensiune;

ocolirea întreruptorului unui circuit, cu două scurte întreruperi în funcționarea circuitului respectiv. [1]

Ca urmare a prezenței celui de al doilea sistem de bare, respectiv, a suplimentării numărului de separatoare pe fiecare circuit, precum și a introducerii circuitului de cupla transversală, cresc cheltuielile de investiții pentru echiparea stației, precum și cheltuielile de întreținere. Este redus însă considerabil timpul de întrerupere în alimentare și numărul circuitelor afectate de revizia/reparația unui sistem de bare (deci puterea nelivrata). [1]

2.2.3.Schemă electrică cu două sisteme de bare colectoare și secționare longitudinală

Pentru mărirea continuității în alimentarea consumatorilor, schemelor cu bare colectoare duble (secționare transversală) li se asociază sectionarea longitudinală a unuia sau a ambelor sisteme de bare. [1]

În stațiile cu două sisteme de bare, se justifică mai frecvent secționarea longitudinală a unui singur sistem dintre cele două noduri de conexiuni. Pentru o elasticitate ridicată în funcționarea unor astfel de scheme, corespunzător fiecărei noi secții de bare se pot prevedea cuple individuale: una longitudinală și două transversale.În condițiile unei elasticități mai reduse, efortul de investiții poate fi sensibil micșorat prin folosirea unei cuple longo-transversale. Cu ajutorul unei astfel de cuple cu funcții multiple (Fig.2.4.)pot fi realizate pe rând o cupla longitudinală și două cuple transversale.Stația din (Fig.2.5.) este prevăzută cu o cuplă longo-transversală,alimentată dintr-o stație electrică de 110 kV prin celulele de transformare și având nivelul de tensiune 20 kV.

Modalitatea și gradul de secționare dintr-o stație de conexiuni se stabilesc în funcție de condițiile concrete de funcționare. [1]

Principalele avantaje urmărite prin aceasta sunt creșterea continuității în alimentare și micșorarea curenților în caz de scurtcircuit. Pentru mărirea continuității în alimentare, pe lângă secționare mai trebuie asigurată și o repartiție judicioasă a circuitelor între noduri. Pentru reducerea curenților de scurtcircuit, stația funcționează cu cuplele longitudinale sau transversale,normal deschise.[1]

Fig.2.4.Două variante de echipare a unor cuple cu funcții multiple [1]

Fig.2.5.Schemă electrică de conexiuni cu două sisteme de bare colectoare și secționare longitudinală [11]

2.3.Echiparea circuitelor primare ale unei stații de medie tensiune

2.3.1.Clasificarea aparatelor electrice

Aparatele electrice utilizate în instalații pentru echiparea circuitelor electrice îndeplinesc diferite funcții:

comutație:comanda manuală sau automată de închidere,respectiv,deschidere a unui circuit în condiții normale de exploatare (întreruptoare,separatoare de sarcină,contactoare);

măsurare/supraveghere: împotriva depășirii unor valori admisibile ale tesniunii,curentului,temperaturii etc. (transformatoare de măsurare de curent,tensiune,releee,declanșatoare);

protecție: împotriva curenților de scurtcircuit sau a supratensiunilor(întreruptoare,siguranțe fuzibile,bobine limitatoare,eclatoare,descărcătoare);

izolare/separare a unei părți de instalație,pentru a se putea lucra fără risc de electrocutare,în timp ce restul instalașiei este ținută sub tensiune (separatoare obișnuite,întreruptoare debroșabile). [1]

În cazul unui scurtcircuit pe un circuit electric se impune deconectarea sa rapidă, pentru a se reduce solicitările echipamentelor și totodată, pentru a se asigura continuitatea în funcționarea altor circuite racordate la același sistem de bare colectoare. De asemenea, în exploatare este de dorit să existe posibilitatea conectării și deconectării fiecarui circuit electric în parte, astfel încât aceste manevre să nu conducă la întreruperea altor circuite. [1]

Diversele funcții îndeplinite de aparatele electrice pe un circuit pot fi realizate individual, utilizând pentru fiecare dintre ele câte un aparat specializat (reunirea mai multor funcții presupune folosirea mai multor aparate pe circuit) sau prin asocierea mai multor funcții pe un aparat (aparate cu funcțiuni multiple). Tendința actuală în domeniul stațiilor electrice este de a se integra în construcția echipamentelor de baza (transformator de putere, întreruptor) celelalte echipamente specifice. [1]

2.3.2.Principalele echipamente dintr-un circuit electric

În cele ce urmează sunt prezentate echipamentele electrice pentru principalele circuite utilizate într-o stație de medie tensiune (20 kV).

Transformator de putere

Transformatorul electric este un aparat static ce funcţionează pe principiul inducţiei electromagnetice, în urma conversiei modificându-se anumiţi parametri ai puterii electrice (tensiune, curent), în timp ce frecvenţa se menţine constantă.Un transformator este construit dintr-un miez feromagnetic pe care sunt dispuse două sau mai multe înfăşurări izolate între ele şi faţă de miez. Înfăşurarea care primeşte energie se numeşte înfăşurare primară (şi se comportă ca un receptor),iar înfăşurarea care furnizează energie unui circuit exterior se numeşte înfăşurare secundară (are comportament de generator). Dacă valoarea efectivă a tensiunii înfăşurării secundare este mai mică decât cea a înfăşurării primare transformatorul se numeşte coborâtor,iar în caz contrar transformatorul se numeşte ridicător. [12]

Clasificarea transformatoarelor se face după mai multe criterii:

a) din punct de vedere al utilizării:

transformatoare de putere;

autotransformatoare;

transformatoare de măsură;

transformatoare pentru schimbarea numărului de faze;

transformatoare cu mai multe înfăşurări;

transformatoare de mare intensitate;

multiplicatoare de frecvenţă. [12]

b) din punct de vedere al numărului de faze:

monofazate;

polifazate ( cele mai răspândite sunt trifazate ). [12]

c) din punct de vedere al răcirii:

răcire cu aer;

răcire cu ulei: naturală și forțată.[12]

Miezul feromagnetic reprezintă calea de închidere a fluxului principal al transformatorului, produs de solenaţia de magnetizare a înfăşurării primare şi care înlănţuie spirele celorlalte înfăşurări. Miezul magnetic este format din coloane (pe care sunt dispuse înfăşurările) şi juguri care sunt elemente constructive de legătură între coloane. Circuitul magnetic al transformatoarelor se realizează în două variante constructive: în coloane şi în manta.[12]

Înfăşurările transformatorului constituie alături de circuitul magnetic elemente constructive de bază. Ele trebuie să satisfacă o serie de cerinţe de exploatare (rigiditate dielectrică, mecanică, termică) şi de producţie (costuri reduse, tehnologii simple, consumuri reduse de materiale). Înfăşurările trebuie să aibă rezistenţă mecanică suficientă pentru a evita distrugeri

sau deformări permanente, ca urmare a eforturilor electro- dinamice ce apar la scurtcircuite.[12]

În prezent în reţelele trifazate de tensiune se folosesc două variante constructive:

transformatoare cu fluxuri libere;

transformatoare cu fluxuri forţate.[12]

Transformatoarele cu fluxuri libere sunt realizate din trei transformatoare monofazate separate a căror înfăşurări primare şi secundare pot fi conectate folosind una din conexiunile cunoscute. Această variantă constructivă se foloseşte pentru unităţi de putere foarte mare fapt ce permite transportarea mai uşoară de la fabrica constructoare la beneficiar şi în plus pentru rezervă în caz de defect se foloseşte o singură unitate monofazată.[12]

Prin conexiunea înfăşurării unui transformator se înţelege modul de conectare al înfăşurărilor fiecărui circuit de fază de pe partea de înaltă tensiune şi joasă tensiune.

Pentru precizarea conexiunilor şi construcţia diagramei fazoriale de tensiuni se notează începuturile înfăşurărilor de înaltă tensiune ale diferitelor faze cu litere majuscule A, B, C, iar sfârşiturile în aceeaşi ordine, cu X, Y, Z.Se constată că pentru înfăşurarea de înaltă tensiune se folosesc conexiunile: Y – stea; D (Δ) triunghi (în N sau Z după asemănarea conexiunilor triunghiului cu cele două litere).[12]

Prin schemă de conexiuni se înţelege modul de conectare al înfăşurărilor de înaltă tensiune şi joasă tensiune la un transformator trifazat. Pentru a deosebi schemele de conexiuni între ele se introduce o mărime supli-mentară numită indice orar de cuplaj sau deplasare unghiulară şi semnifică unghiul de defazaj între tensiunile de linie omologe la înfăşurările de înaltă, respectiv joasă tensiune. Sunt posibile realizări de deplasări unghiulare de la 1 la 12 (0).[12] Funcţie de mărimea deplasării unghiulare schemele de conexiuni se împart în două grupe:

scheme cu deplasare unghiulară impară: 1, 3, 5, 7, 9, 11 (Yd, Dy şi Yz);

scheme cu deplasare unghiulară pară: 0(12), 2, 4, 6, 8, 10 (Yy, Dd şi Dz) în total realizându-se 36 de conexiuni.[12]

Transformator de curent

Transformatoarele de măsurare de curent (Fig.2.6.) sunt transformatoare speciale destinate modificării domeniilor de variație a curentului electric în domeniile admisibile la intrarea aparatelor de măsurare.Din punct de vedere funțional,aceste transformatoare se încadrează în categoria dispozitivelor inductive de raport. [12]

Părțile componente esențiale ale transformatorului de curent sunt:

înfășurarea primară,cu n1 spire;

înfășurarea secundară,cu n2 spire;

miezul feromagnetic.[12]

Criteriile specifice pentru transformatorul de curent:

curentul secundar nominal: valoarea garantată pentru circuitele de medie tesiune este de 5 A,iar valoarea necesară se calculează în funcție de valoarea primară necesară si de raportul nominal de transformare al transformatorului de curent. [12]

numărul de înfasurari secundare: dependent de numărul de aparate pe care transformatorul de curent urmează să le alimenteze, precum și de valoarea încărcării circuitului; [12]

clasa de precizie: – clasa 0,2 pentru alimentarea aparatelor de laborator, a contoarelor de interconexiune cu alte țări; [12]

– clasa 0,5 pentru alimentarea celorlalte contoare;
– clasa 1 pentru alimentarea aparatelor indicatoare și înregistratoare;
– clasa P pentru alimentarea majorității tipurilor de protecții.

puterea secundară. [12]

Fig.2.6. Transformator de curent de medie tensiune [13] Fig.2.7.Simbol standardizat [16]

Transformator de tensiune

Transformatorul de tensiune (Fig.2.7.) este analog transformatorului de forță și se deosebește de acesta, în special prin valoarea puterii. În scopul asigurării unei precizii de măsurare cât mai mari posibile se limitează încărcarea transformatorului de tensiune astfel încât el funcționează în condiții foarte apropiate de condițiile de mers în gol, curentul magnetizat fiind astfel comparabil cu curentul de sarcină.

În principal, alegerea transformatoarelor de măsurare de tensiune se face în funcție de aparatele de măsurare și de protecție care trebuie alimentate .Circuitele secundare sunt prevăzute cu o legătură la pământ pentru securitatea personalului și cu siguranțe fuzibile pentru protecția transformatorului de tensiune și a conductoarelor în caz de scurtcircuit.

De regulă, pentru tensiuni Un >110kV, se utilizează transformatoare de tip capacitiv (care sunt simbolizate în România prin TECU sau TECH).

Criteriile specifice pentru transformatorul de curent:

tensiunea secundară nominală:

– pentru înfășurarea de bază:

– 100 V – pentru transformatoare bipolare;

– 100/√3 V – pentru transformatoare monopolare;

– pentru înfășurarea secundară:

– 100/3 V – neutrul nu este legat la pământ;

– 100 V – neutrul legat la pământ.

clasa de precizie:- clasa 0,2 pentru alimentarea aparatelor de laborator, a contoarelor de interconexiune cu alte țări;

– clasa 0,5 pentru alimentarea celorlalte contoare;
– clasa 1 pentru alimentarea aparatelor indicatoare și înregistratoare;
– clasa P pentru alimentarea majorității tipurilor de protecții.

– clasa 0,5 pentru regulatoare de tensiune;
– clasa 1 pentru protecțiile care necesită o precizie mai mare în alimentare;

– clasa 3P (sau 6P) pentru protecții;

puterea secundară.

Fig.2.8.Transformator de tensiune de medie tensiune [13] Fig.2.9.Simbol standardizat [16]

Întreruptor debroșabil cu vid

Montajul debroșabil realizează, în primul rând, o importantă reducere a volumului celulelor, deoarece este eliminat spațiul din interiorul acestora destinat montajului sau reviziilor. Se reduce, de asemenea, timpul de înlocuire a unor aparate defecte și cel necesar reviziilor, prin folosirea unui cărucior/casetă de rezervă. Utilizarea sistemului debrosabil permite realizarea unei construcții fără separatoare, ceea ce conduce la reducerea greșelilor de manevrare cu separatorul (în general, însoțite de arc electric liber) și contribuie sensibil la compactarea celulei. Este favorizată utilizarea elementelor prefabricate.Limitările acestui tip de întreruptoare constau în tensiunea redusă pe camera de stingere şi în dificultatea de realizarea a unor camere de stingere capabile să suporte un curent de durată de valoare mare. Totuşi, faptul că întreruptorul este prevăzut cu un spaţiu de stingere complet etanş, oferă avantajul unei întreţineri comode. Împreună cu numărul mare de comutaţii care se pot efectua în condiţii de siguranţă, acest avantaj al întreţinerii comode şi al costului ei redus, face ca acest tip de întreruptor să fie foarte apreciat. [1]

Întreruptoarele cu vid (Fig.2.8.) se folosesc intensiv pentru tensiuni de până la 36 kV și curenți de rupere între 8 și 36 kV. [14]

Criteriile specifice pentru întreruptor:

capacitatea de rupere la scurtcircuit:

– capacitatea nominală de rupere la scurtcircuit, reprezintă cel mai mare curent de scurtcircuit pe care întreruptorul trebuie să fie capabil să-l întrerupă în condițiile de utilizare și funcționare prescrise;

capacitatea de închidere pe scurtcircuit;

alte criterii pentru alegerea întreruptoarelor. [1]

Fig.2.10.Întreruptor debroșabil cu vid de medie tensiune [15] Fig.2.11.Simbol standardizat [16]

Descărcător

Descărcătorul (Fig.2.12.) este un aparat de protecție a izolației circuitelor de înalta tensiune împotriva supratensiunilor atmosferice sau de origine internă.Imediat după descărcarea supratensiunii la pământ,el trebuie să realizeze stingerea arcului și deci refacerea nivelului de izolație pentru asigurarea alimentării în continuare a consumatorilor.Acest aparat are rol de protecție deoarece limitează nivelul supratensiunilor ce solicită izolația echipamentului electric din stații.[1]

Mărimi caracteristice:

tensiunea nominală a instalației [Un];

tensiunea maximă de funcționare continuă [Uc],este valoarea tensiunii sub care descărcătorul nu intervine sub nici o formă;această trebuie să fie egală cu cel puțin 10% din tensiunea nominală a instalației;

nivelul tensiunii de protecție [Up], reprezintă valoarea maximă a tensiunii care se menține la capetele DRV-ului în timpul intervenției sale.Dacă un descărcător are valoarea Up<1,2 kV înseamnă,de exemplu,că un supracurent de 20 kA va fi limitat de către descărcător la o valoare maximă de 1,2 kV;

curentul nominal de descărcare [În 8/20], reprezintă valoarea de vârf a curentului care circulă în descărcător când acesta este testat cu o formă de undă 8/20 µs;

curentul maxim de descărcare [Imax 8/20], reprezintă valoarea de vârf a curentului maxim cu formă de undă 8/20 µs pe care DRV-ul o poate descarcă cel puțin o dată fără a se defecta;

curentul de impuls [Imp 10/350], corespunde valorii de vârf a impulsului cu formă de undă 10/350 µs cu care este testat descărcătorul din clasa I.Această formă de undă este utilizată pentru a simula prima lovitură de trăsnet. [1]

Fig.2.12.Descărcător de medie tensiune [15] Fig.2.13.Simbol standardizat [16]

2.3.3.Tipuri de celule de medie tensiune

Un sistem de bare colectoare reprezintă un nod de conexiuni electrice, extins în spațiu pentru a se crea condițiile constructive necesare racordării mai multor celule dintr-o stație electrică.[1]

Partea unei stații care cuprinde ansamblul de echipamente, materiale, aparate electrice și dispozitive amplasate într-un singur loc, care au un scop funcțional determinat pentru un anumit circuit, constituie o celulă electrică.[1]

În construcția stațiilor moderne, tendința generală este de a utiliza echipamente prefabricate. Echipamentele prefabricate prezintă avantaje cunoscute de multă vreme cum ar fi de exemplu: reducerea investițiilor în partea de construcție a stațiilor, economie de timp și manoperă la montaj, înlocuire rapidă etc. Fiind un tot unitar realizat la scară industrială, care se livrează complet pregătit și încercat electric, celulele prefabricate beneficiază de un control de calitate care le garantează siguranță și securitatea în funcționare. În plus, cerințele mereu în creștere privind ameliorarea calității distribuției de energie electrică conduc spre descentralizarea automatizărilor și dezvoltarea dispozitivelor de teleconducere, a căror realizare industrială permite creșterea sensibilă a fiabilității și scăderea costurilor. Progresele din domeniul aparatajului electric, precum și a echipamentelor de control- comandă, au condus la o reducere sensibilă a dimensiunilor celulelor prefabricate, la o diminuare a cheltuielilor de punere în funcțiune și de exploatare (s-a ajuns la soluții care nu necesită practic întreținere), la creșterea duratei de viață a instalațiilor.[1]

O celulă electrică de medie tensiune poate fi echipată cu întreruptor(în prezent sunt folosite preponderent ce cu vid),separator,cuțit de legare la pământ,aparatele de măsurare (transformator de tensiune,curent) și diferite echipamente electrice în funcție de tipul circuitul electric care îl deservește celula.Fiecare celulă este echipată cu un panou auxiliar în care se află circuitele secundare.[1]

În continuare se va prezenta o celulă electrică pentru un circuit de linie cu două bare colectoare, marca Efacec.

Caracteristici:

construcție modulară;

posibilități de extindere;

utilizare în exploatare simplă;

operare exclusivă din partea frontală;

echipare cu un întreruptor debroșabil cu vid cu durată mare de viață;

necesită mentenanță scăzută;

fiabilitate ridicată. [15]

Date tehnice:

tensiunea maximă a echipamentului: 24 kV;

frecvență: 50/60 Hz;

curentul maxim: 3150 A;

valoarea de vârf a curentului de scurtcircuit: 63 kA. [15]

Fig.2.14.Celulă electrică de medie tensiune Efacec[15]

Fig.2.15.Vedere frontală și laterală celulă de medie tensiune Efacec [15]

Legendă:

1 – acționare manuală separator bară principală

2 – acționare manuală separator bară secundară

3 – izolator suport

4 – bara colectoare principală

5 – bara colectoare secundară

6 – tee-off bară colectoare principală

7 – tee-off bară colectoare secundară

8 – separator bară colectoare principală

9 – separator bară colectoare secundară

10 – etanșare

11 – etanșare

12 – grid

13 – întreruptor debroșabil

14 – cuțit de legare la pământ

15 – control cuțit de legare la pământ

16 – transformator de tensiune

17 – conductori

18 – transformator de curent

19 – sistemul de protecție împotriva arcului electric intern [15]

CAPITOLUL III

Sisteme numerice de protecție. Principii și soluții constructive

3.1.Generalități

Un sistem de protecție prin relee este alcătuit din totalitatea dispozitivelor și aparatelor destinate să asigure deconectarea unei instalații la apariția unui defect sau regim anormal de funcționare periculos pentru instalație. [17]

Prin separarea automată a unei instalații defecte se urmăresc trei obiective:

să împiedice dezvoltarea defectului și extinderea acestuia;

să preîntâmpine distrugerea izolației și a aparatelor întrerupând rapid toate posibilitățile de alimentare a locului de defectare;

să contribuie la restabilirea funcționarii normale pentru asigurarea alimentării consumatorilor de energie electrică. [17]

Releul electric de protecție este un aparat electric care execută închiderea,deschiderea sau comutarea unuia sau mai multor contacte la variații ale unor mărimi electrice aplicate la intrarea acestuia. [17]

De-a lungul timpului tehnica de protecție prin relee a suferit mai multe etape de dezvoltare prezentate în figura (3.1.).

Fig.3.1. Dezvoltarea tehnicii de protecție prin relee [17]

În figura (3.2.) sunt reprezentate schema bloc și simbolul general pentru releul de protecție:

Fig.3.2.Schema bloc și simbolul general al releului de protecție [17]

Elementele ce compun schema bloc sunt:

X – semnal de intrare

Yn – semnale de ieșire

S – element sensibil

C – element comparator

E – element de execuție

Parametrii principali ai releelor:

parametrii nominali (Un,In,fn,Zn, etc.) – mărimi ce pot fi suportate timp îndelungat de aparat;

valori de pornire – valori la care acționează releul;

valori de revenire – valoarea mărimii controlate la care elementele de execuție ale aparatului acționează decât la acționare;

factorul de revenire Krev – se consideră că un releu este cu atât mai bun cu cât Krev este mai aproape de 1;

timpul propriu de acționare al releului – timpul măsurat din momentul atingerii valorii de acționare până la emiterea mărimii de execuție (la ieșire).

puterea consumată de releu – este în raport invers cu sensibilitatea releului.Această mărime intervine la încărcarea circuitelor secundare și la calculul și alegerea transformatoarelor de măsură care alimentează schema (TC,TT);

puterea de rupere (capacitatea de comutare) – este puterea maximă din circuitul comandat prin contactele releului fără ca acesta să se deterioreze;

poziția normală a contactelor (normal deschis sau normal închis)

stabilitatea termică și electrodinamică – capacitatea aparatului de a suporta un timp limitat efectele curenților de scurtcircuit,fără consecințe negative;

eroarea releului – diferența dintre valoarea reală de acționare și valoarea reglată pentru acționare. [17]

Schema bloc de elemente a unei instalații de protecție prin relee este ilustrată în figura (3.3.), unde s-a considerat o protecție maximală de curent pentru o linie electrică aeriană conectată prin întreruptorul IL la barele SEE. [17]

Fig.3.3. Schema bloc a unei instalații de protecție prin relee [10]

Elementele prezente în schemă sunt:

transformatorul de curent TC;

transformatorul de tensiune TT;

blocul de intrare BI;

mărimile M1 și M2;

blocul de prelucrare logică BPL;

blocul de ieșire BE;

blocul de temporizare BT;

blocul de alimentare BA. [17]

Schemele folosite în reprezentarea instalației de protecție prin relee pot fi:

scheme funcționale;

scheme bloc;

scheme logice – în care apar elementele din sistem în succesiunea logică a funcțiunilor îndeplinite. [17]

Cerințele impuse protecției prin relee sunt:

selectivitatea;

rapiditatea;

fiabilitatea;

independența față de condițiile de exploatare;

eficiența economică. [17]

Avantajele protecțiilor digitale (numerice) sunt următoarele:

rapiditatea în funcționare;

consum propriu redus ceea ce determina reducerea puterii surselor sau a transformatoarelor de măsură;

gabarit redus ce micșorează costul investiției;

cheltuieli reduse în exploatare și întreținere;

număr de acționari nelimitat și durata lungă de viață;

siguranță sportita în funcționare datorată lipsei contactelor și a pieselor în mișcare;

sensibilitate crescută;

posibilitatea tipizării subansamblelor sau utilizarea unor elemente logice normalizate cu posibilitatea înlocuirii rapide a elementelor defecte;

posibilitatea realizării unor relee cu funcțiuni multiple de protecție,comandă și măsurare;

integrarea sistemelor de protecție în sistemele complexe de conducere automată pentru instalațiile electroenergetice,cu funcții multiple “on-line”,respectiv “off-line”. [17]

Institutul Național American al Standardelor (ANSI) a concretizat o listă de coduri ce trebuie folosite pentru releele de protecție.Fiecare funție de protecție este indicată printr-un cod unic,cum ar fi 50 pentru protecție maximală de curent netemporizată și 59 pentru protecția maximală de tensiune.

În tabelul (3.1.) sunte prezentate principalele coduri standardizate.În unele cazuri, codurile sunt alcătuite din cifre și litere pentru a se veni în ajutorul inginerului cu informații adiționale.De exemplu, 50N reprezintă o funcție de protecție maximală de curent homopolară bazată pe măsurarea curentului neutru.

3.2.Evoluția sistemelor de protecție numerice în condițiile unei piețe energetice moderne

Integrarea releelor de protecție într-un sistem de control prin intermediul rețelei de comunicație a creat necesitatea comunicației dispecerului cu relee diferite.Într-o stație electrică pot fi diferite tipuri de relee,spre exemplu: relee maximale,relee de distanță,relee diferențiale etc. care trebuie să fie compatibile cu terminalul de achiziție a datelor de la dispecer.În asemenea situație un avantaj considerabil poate fi obținut prin utilizarea unei interfețe standardizate de comunicație pentru fiecare releu astfel încât dispecerul să utilizeze o singură metodă de transmitere a semnalelor și un singur protocol de comunicare. [17]

Utilizarea unei platforme comune,standardizate pentur relee va deveni foarte importantă în acest mediu a dezvoltării.Prin utilizarea unei game a releelor care va avea o platforma comună

va fi mult mai ușor să se mențină și să se dezvolte produse care să facă față cât mai eficient la cerințe diverse într-o continuă schimbare.Prin menținerea unei platforme comune,toată gama va fi menținută,iar procesul de dezvoltare va deveni continuu,platforma releelor fiind modificată pentru a face față în funcție de cerințele utilizatorilor și pentru a încorpora tehnologii noi. [17]

3.2.1.Platforma hardware

Platforma hardware a releelor moderne conține diferite module hardware,fiecare având sarcini distincte.Astfel pot fi module care să accepte intrări analogice de curent și tensiune sau semnale digitale,module care să permită ieșiri pe contacte,plăci cu unitatea procesoare care efectuează calcule și rulează soft-ul,modulul de alimentare etc.Diferite tipuri de relee sunt realizate prin selectarea tipului și numărului necesar de module hardware,de exemplu un număr suficient de module pentru transformatoare de măsură astfel încât să se realizeze funcția de protecție diferențială a generatorului,sau suficiente intrări analogice pentru a permite realizarea funcției de RAR cu verificarea sincronismului de către funcția protecției de distanță. [17]

3.2.2.Platforma software

Releele de protecție numerice pot oferi o interfață c utilizatorul foarte prietenoasă atât la nivel local (prin intermediul panoului LCD al releului numit HMI – Human Machine Interface) la nivel de stație,pe calculatorul operatorului de stație,cât și la nivel de dispecer la calculatorul inginerului de întreținere,prin intermediul porturilor de comunicație și a protocoalelor dedicate acestui scop. [17]

În condițiile în care reducerea costurilor reprezintă unul din pricipalele deziderate ale marilor companii energetice actuale,furnizorii de echipamente trebuie să aleagă tehnologia optimă și să justifice raportul cost/beneficiu pentru fiecare nou produs.Pentru utilizatori,dezvoltarea tehnologiei nu poate fi un argument important în alocarea unor resurse materiale pentru înlocuirea unor echipamente care funcționează bine și și-au dovedit fiabilitatea în timp.Acest aspect va avea un rol important atunci când va face parte dintr-un sistem integrat.Previziunea unei mentenanțe integrate va juca un rol important în gestionarea unui sistem energetic. [17]

Releele de protecție au un rol important că echipament de sine stătător pentru controlul în timp real și vor implementa din ce în ce mai mult controlul local al sistemului prin intermediul întreruptoarelor.În acest rol releele numerice multifunctie oferă o mare flexibilitate și adaptabilitate în comparație cu releele unifunctie.Releele moderne trebuie de asemenea să contribuie la controlul și monitorizarea sistemului energetic pe o arie extinsă prin intermediul rețelelor de comunicație care sunt în funcțiune.Tendințele viitoare în protecția și controlul rețelelor eletroenergetice se vor baza tot mai mult pe abilitățile și posibilitățile rețelelor de comunicație de date.Prin conectarea împreună a releelor de protecție,sistemelor SCADA,a terminalelor de achiziție a datelor RTU și a centrelor de control,este posibil schimbul de informații între zonele separate de protecție și control ce conțin protecții tradiționale. [17]

3.2.3.Protocoale de comunicație

Evoluția din ultimii ani a tehnologiei bazate pe microprocesoare a deschis noi dimensiuni în dezvoltarea protecțiilor digitale prin relee în sensul extinderii funcțiilor de protecție la nivelul unui singur echipament hardware.De asemenea apariția de noi protocoale de comunicație universale în scopul integrării într-un sistem distinct a protecțiilor digitale de la producători diferiți a extins gama de aplicații complexe la nivelul stațiilor electrice și la nivelul protecției

liniilor electrice aeriene de transport. [17]

Protecțiile și sistemele de comandă control au avut un parcurs plin de schimbări profunde datorită introducerii microprocesoarelor și a comunicației digitale.Terminale inteligente și multifuncționale,așa numitele IED-uri (Intelligent Electronic Devices – Dispozitive Electronice Inteligente), au înlocuit echipamentele clasice alcătuite din o multitudine de

componente electromecanice. Combinând protecțiile și dispozitivele de monitorizare și control precum și sistemele de automatizare integrate – sistem de tip LAN (Local Area Network), aceste echipamente reprezintă vârful tehnologiei pentru sistemele energeice actuale. [17]

Noul standard internațional IEC 61850 pentru comunicații de tip deschis în stațiile electrice a fost finalizat și a început deja să fie implementat în aplicații.Acest standard este singurul care acoperă comunicațiile de la toate cele trei nivele a echipamentului din stație: nivel stație, nivel celulă și nivel de proces.IEC 61850 dește un standard bazat pe un model comun de aplicare a funcțiilor de automatizare în stațiile electrice. [17]

Avantajele certe pe care le introduce acest nou protocol de comunicație sunt:

integrarea facilă a echipamentelor de protecție de la diverși producători datorită eliminării maparii manuale a semnalelor digitale de intrare/ieșire;

posibilitatea coexistenței cu diferite protocoale de comunicație din aceeași rețea;

dispozitivele de tip gateway și concentratoarele de date IEC 61850 permit integrarea sistemelor existente în stație datorită flexibilității lor în ceea ce privește configurarea. [17]

3.3. Principii și soluții constructive ale unor relee de protecție

3.3.1. Releul de protecție TPU S420 – EFACEC

Descriere și construcție

TPU S420 este o protecție,dar și o unitate terminală de supraveghere și comandă pentru liniile aeriene sau subterane din rețelele electrice radiale de medie tensiune cu neutru izolat, compensat, solid sau limitat. Poate fi utilizat și pentru liniile de racordare ale micilor producători de energie electrică. În afară de aceste aplicații TPU S420 poate fi utilizat și că protecție de rezervă pentru alte echipamente, de exemplu pentru transformatoare sau linii de înalta tensiune. [15]

Releul de protecție include o gama largă de funcții de automatizare și protecție. Având și o plajă largă de opțiuni care pot fi configurate de utilizator, oferă o precizie ridicată în reglarea curenților și tensiunilor, parametrilor de timp și altor facilități opționale. Parametrii de protecție și de automatizare sunt independenți, unitatea suportând patru grupuri de reglaje pentru fiecare funcție. [15]

Afișajul integrat al TPU S420 permite reprezentarea unui tablou sinoptic prin intermediul căruia pot fi vizualizate stările dispozitivelor monitorizate și măsurile aferente. Sinopticul poate fi în totalitate definit de utilizator, ceea ce permite adaptarea afisajului la configurația celulei unde este instalată protecția. Pe panoul frontal, există, de asemenea, mai multe taste funcționale, care permit comenzi simple asupra protecției în funcție de cele mai întâlnite situații. [15]

Ca unitate terminală, TPU S420 realizează măsurarea precisă a curenților, tensiunilor, puterilor, factorilor de putere, energiei și frecvenței, și îndeplinește mai multe funcții de monitorizare a defectelor, inclusiv realizarea oscilogramelor și înregistrarea cronologică a evenimentelor sesizate. Capacitatea de monitorizare completă a mărimilor analogice și digitale aferente unei celule permite integrarea terminalului TPU S420 în sistemele SCADA. În acest scop terminalul este dotat cu o interfață optică, această permițând, printre altele, comunicația pe nivel orizontal (același nivel fizic) între diferite unități conectate într-o rețea locală. În plus sunt integrate trei porturi seriale pentru conectarea la PC. [15]

Versiunea de baza a produsului este TPU S420-I, ale cărei funcții principale sunt:

Protecția Maximală Direcționată de Curent;

Protecție maximală de curent pentru punerile la pământ (Homopolara);

Reanclanșarea Automată Rapidă (RAR). [15]

Figura 3.5. Vederea din față al releului TPU S420 [15]

Interfața din Figura (3.5.) este compusă din:

ecran color;

8 LED-uri de alarmă programabile (stânga-sus);

2 LED-uri care indică starea de funcționare ON,LAN (dreapta-sus);

4 LED-uri care indică modurile de operare (stânga-jos);

tasta pentru acceptarea alarmelor CLR;

4 taste pentru navigarea în meniuri;

o tastă pentru selectarea meniurilor SEL;

2 taste pentru acționarea aparaturii, I (Close Circuit Braker) și O (Open Circuit Braker);

portul serial de tip mamă pentru comunicația cu PC-ul. [15]

Figura 3.6. Vederea din spate al releului TPU S420 [15]

Descrierea conectorilor din figura (3.6.):

T1,T2 – intrări analogice curent și tensiune c.a. ;

COM1,2,4 – porturi seriale;

FO1,2 – conectori pentru fibra optică;

TP1,2 – conectori pentru cablu torsadat (Ethernet);

IRIG-B – intrare digitală pentru semnalul de sincronizare demodulat IRIG-B;

IO1,IO2 – conexiuni de bază pentru placa In/Out + sursa de alimentare (conectorii 15,16,17,18 de pe placa IO1, 15 -fază pozitivă,16 -fază negativă, 17,18 – neutru)

IO3-IO6 – plăci de extensie. [15]

Funcțiile de protecție

Protecția maximală de curent (Cod ANSI: 50/51);

Protecția homopolară de curent (50/51N);

Protecția maximală direcționată (67);

Protecția homopolară direcționată (67N);

Protecția la defecte rezistive (51N);

Protecția maximală de tensiune (59);

Protecția homopolară de tensiune (59N);

Protecția de minimă tensiune (27);

Protecția de frecvență minimă şi maximă (81);

Protecția la suprasarcină (49);

Reanclanşare automată rapidă (79);

Control sincronism şi tensiune (25);

Blocajul declanşării (68);

Locator de defect;

Declanșare de rezervă la refuz de întreruptor (62BF);

Supraveghere circuit declanşare (62);

Transferul funcției de protecție (43);

Supraveghere întreruptor;

Supraveghere separator. [15]

Principiul de funcționare

Releul de protecție are o arhitectură concepută pentru prelucrarea digitală a intrărilor analogice (Figura 3.7.).Sistemul de achiziție și conversie analog-digital (A/D) verifică semnalele de intrare pentru a avea nivele care să nu afecteze circuitele electronice,ele urmând a fi filtrate și esantionate pentru a putea fi procesate de protecție prin CPU(Central Processing Unit). [15]

TPU S420 are 4 intrări analogice de curent și 4 intrări analogice de tensiune. Dintre intrările de curent, trei sunt utilizate pentru măsurarea curenților pe cele trei faze, iar cea de-a patra măsoară curentul rezidual. Trei dintre intrările de tensiune măsoară tensiunea între fiecare faza și nul.Cea de-a patra intrare de tensiune poate fi utilizată pentru supravegherea unei tensiuni externe. Canalele sunt multiplexate şi eşantionate cu o frecvență de 40 de eşantioane pe ciclu (perioadă). Ulterior se aplică primul filtru digital, prin care se face media între fiecare două eşantioane succesive. Se obține astfel un set de 20 de eşantioane pentru un ciclu (perioadă), folosit pentru protecție, pentru funcțiile de măsură şi oscilograme.

Din aceste eşantioane, utilizându-se algoritmi adecvați de estimare (pentru eliminarea armonicilor şi a altor componente tranzitorii care sunt prezente în semnal) sunt obținute valorile componentelor fundamentale ale fazorilor corespunzând diferitelor canale. [15]

Fig.3.7. Structura hardware a releului TPU S420 [15]

Comunicații

Sunt folosite patru protocoale de comunicații: [15]

IEC 61850 și IEC 60870-5-103

Lonworks

DNP 3.0

Programul folosit pentru a se comunica cu releul de protecție se numește WinProt și deservește la configurarea, parametrizarea și testarea terminalului de protecție.Sincronizarea este realizată prin portul serial IRIG-B. [15]

3.3.2. Releul de protecție SIPROTEC 7SJ63 – SIEMENS

Descriere și construcție

Releele de protecție SIPROTEC® 4 sunt o familie de dispozitive numerice de protecție și comandă inovative cu interfețe de comunicație ce permit comandă și setarea parametrilor de la distanță și cu interfață de operare proiectată ergonomic și cu largă funcționalitate. [10] Dispozitivele utilizează tehnici de măsurare numerice, procesarea integral numerică a semnalelor asigurând înalta acuratețe și uniformitate pe termen lung a măsurii, precum și tratarea corectă a armonicilor și a regimurilor tranzitorii. Tehnicile de filtrare digitală și stabilizarea dinamică a valorilor măsurate asigura cel mai înalt nivel de siguranță în determinarea reacțiilor protecțiilor. Defectele interne ale dispozitivelor sunt depistate și indicate rapid de rutinele de auto – testare. [10]

Dispozitivele îndeplinesc în totalitate cerințele comunicațiilor moderne. Acestea dispun de interfețe care permit racordarea cu un centru de comandă superior, setarea confortabilă a parametrilor și exploatarea prin intermediul unui PC (local). [10]

Panoul de comandă al dispozitivelor SIPROTEC®4 este proiectat ergonomic și ușor lizibil, permite comandă de la față locului, setarea parametrilor dispozitivului și afișarea tuturor informaților necesare exploatării. Panoul de comandă al dispozitivului conține un afișaj pe 4 linii. [10]

Dispozitivul numeric poate fi comandat prin:
-panoul de comandă de pe partea frontală a dispozitivului;
-interfața DIGSI® 4 cu utilizatorul (pe PC) care se conectează local prin interfata pentru operator a dispozitivului sau printr-un modem. [10]

Figura 3.8. Vederea din față al releului SIPROTEC 7SJ63 [18]

Interfața din (Fig.3.8.) este compusă din:

ecran color;

14 LED-uri de alarmă programabile (stânga);

2 LED-uri care indică starea de funcționare ON,LAN (dreapta-sus);

4 LED-uri care indică modurile de operare (stânga-jos);

tasta pentru acceptarea alarmelor CTLR;

6 taste pentru navigarea în meniuri;

o tastă pentru selectarea meniurilor;

2 taste pentru acționarea aparaturii, I (Close Circuit Braker) și O (Open Circuit Braker);

tastatură numerică;

portul serial de tip mamă pentru comunicația cu PC-ul. [15]

Figura 3.9. Vederea din spate al releului SIPROTEC 7SJ63 [18]

Funcțiile de protecție

Protecția maximală de curent (Cod ANSI: 50/51);

Protecția homopolară de curent (50/51N);

Protecția maximală direcționată (67);

Protecția homopolară direcționată (67N);

Protecția la defecte rezistive (51N);

Protecția maximală de tensiune (59);

Protecția homopolară de tensiune (59N);

Protecția de minimă tensiune (27);

Protecția de frecvență minimă şi maximă (81);

Protecția la suprasarcină (49);

Reanclanşare automată rapidă (79);

Control sincronism şi tensiune (25);

Blocajul declanşării (68);

Locator de defect;

Declanșare de rezervă la refuz de întreruptor (62BF);

Supraveghere circuit declanşare (62);

Transferul funcției de protecție (43);

Supraveghere întreruptor;

Supraveghere separator. [18]

Principiul de funcționare

Pe lângă funcțiile de protecție, echipamentul SIPROTEC 7SJ63 asigura toate funcțiile de comandă- control și monitorizare necesare pentru o funcționare optimă a stațiilor de medie sau înalta tensiune. [18]

Principala funcție este aceea de comandă a echipamentelor de deconectare. Starea echipamentului primar sau a dispozitivelor auxiliare poate fi monitorizată prin intermediul contactelor auxiliare și transmisă la 7SJ63 prin intrările binare. [18]

Echipamentele de comutație pot fi comandate prin:

-panoul frontal integrat;
-intrări binare;
-sistemul de protecție și comandă-control al stației;

-DIGSI 4. [18]

Cu ajutorul logicii integrate, utilizatorul poate seta, printr-o interfață grafică, funcții specifice de automatizarea stației sau a celulei. Funcțiile sunt activate prin taste funcționale, intrări binare, interfață de comunicare. Operațiile de comutare se pot efectua fie local fie de la distanță, în funcție de setări. [18]

Pentru contorizarea internă echipamentul poate calcula o valoare a energiei din valorile măsurate ale curentului și tensiunii. Valorile contorizate pot fi afișate și trimise la un centru de control. Se contorizează valorile energiei activă, reactivă, directă și inversă. [18]

Comunicații

Protocoale de comunicații: [18]

IEC 61850 și IEC 60870-5-103;

PROFIBUS-FMS:

DNP 3.0.

Programul folosit pentru a se comunica cu releul de protecție se numește DIGSI 4 și deservește la configurarea, parametrizarea și testarea terminalului de protecție.Sincronizarea este realizată prin portul serial IRIG-B. [18]

CAPITOLUL IV

Analiza sistemului de protecție și comandă-control al unei stații electrice

4.1. Sisteme de conducere operativă, comandă și protecție în instalațiile electroenergetice

4.1.1. Generalități

Integrarea sistemelor de protecție,comandă-control și conducerea operativă a instalațiilor energetice reprezintă tendința din ultimul timp.Astfel,în ultimii ani,asistăm la o evoluție și modificare de concepție a sistemelor de protecții prin relee,cel puțin datorită următoarelor grupe de factori importanți de influență: [17]

evoluția sistemelor energetice de la structuri verticale către structuri cu diverse grade de dezagregare (descentralizare);

extinderea competiției în domeniile proiectării și al optimizării funcționarii piețelor de energie;

modificarea concepției de proiectare,implementare și funcționare a sistemelor de protecții prin relee.

Experiență țărilor cu sisteme energetice dezvoltate,în care sunt implementate echipamente moderne de conducere și protecție indică principalele cerințe care se impun a fi considerate în modelarea sistemelor de protecții prin relee.Pot fi enumerate câteva dintre acestea: [17]

siguranță la acționari dorite/nedorite;

compatibilitatea concepțiilor de protecție a sistemelor interconectate;

utilizarea la maximum a elementelor de protecție locale, în condițiile independenței față de cele din exterior;

rapiditatea actionarii protecției de baza,atât pentru zonele închise (protecții unitare), cât și pentur zonele deschise (protecții neunitare-influențate de nivelul sarcinii și regimurile tranzitorii);

coordonarea și optimizarea schemelor protecțiilor de baza și ale celor de rezervă;

realizarea unor scheme speciale de protecție pentru acțiuni de remediere.

Cunoașterea cât mai precisă a stării sistemului energetic stă la baza sistemelor de protecții adaptive,cât și la baza schemelor protecțiilor de remediere.În acest sens, pentru estimarea stării în timp real,se poate beneficia de tehnologia de măsurare prin satelit GPS (Global Positioning System).Această permite cunoașterea stării la zecimi de milisecunda și,în consecință, urmărirea în timp real a dinamicii sistemului concomitent cu luarea corespunzătoare de decizii. [17]

4.1.2. Caracteristicile sistemelor secundare moderne cu aparatură numerică

Tehnologiile actuale în domeniul protecției și controlului în sistemele electroenergetice diminuează granițele tradiționale dintre sistemele de protecție,control comunicație și măsurare existente în mod analogic. Subsistemul secundar dintr-o stație de transformare trebuie să asigure: [17]

deconectarea porțiunilor defecte din rețea la apariția unui defect – izolarea defectului;

menținerea echipamentului primar în stare operațională;

transmiterea de informații de stare la dispeceratele energetice de la diferite nivele (local, teritorial, național);

controlul local.

În aceste condiții,principalele funcțiuni ale subsistemului secundar dintr-o stație electrică de transformare devin următoarele: [17]

protecția împotriva defectelor din sistemul primar;

automatizări locale și de sistem;

suport pentru conducerea locală și la distanță (teleconducere);

măsurare locală și la distanță (telemăsurare);

suport operațional pentru managementul stărilor anormale ale echipamentelor primare;

monitorizarea rețelei și a echipamentelor primare;

analiză automată a informațiilor.

4.1.3. Integrarea funcțiilor de protecție, comandă și control în sistemele electroenergetice

Sistemele de protecție prin relee, comandă și control au nevoie de informații globale asupra stării procesului și de legături de comunicație.Peocuparile actuale privind tratarea unitară a protecției și a controlului se pot împărți în două categorii importante: [17]

Sisteme coordonate de protecție și de comandă – control

Sisteme integrate de protecție și de comandă – control

Coordonarea sistemelor de protecție și comandă – control este realizată cu ajutorul sistemului de comunicație, folosind informația suplimentară din sistemul unitar. Motivul principal pentru asemenea concept coordonat nu este doar de a înlocui protecția convențională cu protecții bazate pe microprocesoare, ci de a exploata toate facilitățile acestei noi tehnologii pentru o mai bună performanță a protecției și controlul în stația electrică. Aceste tipuri de sisteme se caracterizează prin următoarele proprietăți: [17]

unificare (toate datele și informațiile în sistem sunt accesibile prin sistemul comun de comunicație);

coordonare (combinarea controlului și a protecției fără a se pierde autonomia protecției);

descentralizare (atât informațiile cât și funcțiile sunt distribuite și folosite în cel mai apropiat loc față de procesul tehnologic la care se referă).

Structura funcțiilor unui sistem de comandă – control și protecție coordonat la nivelul unei stații electrice este reprezentat în (Fig.4.1.). În structură există mai multe celule,conținând conexiunile de intrare – ieșire la una sau mai multe bare colectoare, care funcționează că noduri electrice și caracterizează întreaga stație. Acest tip de structură are o configurație practică prezentată în (Fig.4.2.), în care este detaliată arhitectura unei stații de transformare de medie tensiune (Un = 20 kV). [17]

La nivelul celulei sunt realizate acele funcții care reclamă informații numai de la nivelul celulei și emit comenzi către dispozitivele și echipamentele din celulă: [17]

controlul echipamentelor celulei;

interfață om – mașină;

măsurători și monitorizare la nivelul celulei (I,U,P,Q evenimente, defecte);

protecția celulei.

La nivelul stației se execută acele funcții care au nevoie de informații de la mai mult decât o celulă și emit comenzi către dispozitivele situate în mai multe celule.Aceste funcții sunt:[17]

comandă – controlul stației;

protecții și automatizări la nivel de stație (DRRI, DAS);

interfață om – mașină, pentru operatorul stației;

comunicația dintre stație și nivelul superior de comandă și control.

Fig. 4.1. Structura unui sistem coordonat de comandă – control și protecție [17]

Fig.4.2. Arhitectura sistemului de protecție și comandă – control al unei stații 20 kV [19]

Sistemele integrate implementate până în prezent pe diverse entități din sectorul producției, transportului și distribuției energiei realizează, în principal, urmatoarele funcțiuni: [17]

achiziție de date;

protecții prin relee;

telecontrol;

control local;

masurători pentru urmărire și pentru facturare;

reglarea tensiunii;

urmărirea funcționării serviciilor auxiliare;

înregistrarea defectelor și a regimurilor anormale;

înregistrarea succesiunii evenimentelor;

analiza calității energiei electrice.

Pentru a realiza aceste funcțiuni în timp real,concepția acestor sisteme corespunde unei arhitecturi ierarhizate pe trei nivele: [17]

nivelul 1: datele sunt disponibile într-un timp de sub 250 ms, la acest nivel se realizează funcțiile de măsurare și protecție prin relee;

nivelul 2: datele sunt disponibile în câteva secunde, la acest nivel se realizează funcțiile de urmărire și comandă – control a stației;

nivelul 3: datele sunt disponibile într-un timp mai mare, la acest nivel se realizează funcțiile de analiză a informațiilor din instalațiile conduse.

4.1.4. Sisteme inteligente de protecție si comandă – control

Prin noțiunea de sistem inteligent se înțelege un set de tehnici hibride de programare (clasice, pe obiecte, ale inteligenței artificiale) care sunt alese pentru a reprezenta și rezolva părți specifice ale unei probleme și concepute astfel încât să obțină cele mai bune rezultate.Utilizarea acestor sisteme inteligente, mai ales în contextul integrării funcțiunilor de protecție, comandă, control, măsurare, conduce la îmbunătățirea performanțelor tehnice și economice ale echipamentelor respective.Mai mult, datorită capabilităților de a realiza analize de date în mod rapid și automat, sistemele inteligente conduc la creșterea productivității și siguranței în alimentarea cu energie electrică.Tehnicile sistemelor inteligente sunt utilizate în combinație cu sistemele existente bazate pe tehnologia digitală, pentru sistemele de protecție, control în timp real și automatizare. Aplicațiile se regăsesc atât la nivelul individual al aparatelor cât și la nivelul stațiilor electrice. [17]

4.1.5. Adaptivitatea sistemelor de protecție prin relee

Adaptivitatea unui sistem de protecții prin relee reprezintă acea proprietate a acestuia de a-și schimbă, în mod automat, acțiunea la modificarea condițiilor de funcționare a instalațiilor energetice, în așa fel încât să-și mențină, permanent, performanțele optime. Prin performanță optimă se înțelege acel reglaj al releelor din componentă sistemului adaptiv care are că rezultat cea mai rapidă acționare, cu respectarea condițiilor de funcționare impuse și a selectivității declanșărilor. Această proprietate a sistemelor de protecție prin relee nu exclude însă posibilitatea intervenției factorului uman în schimbarea reglajelor, atunci când se consideră că este cazul. Protecțiile adaptive pot utiliza semnale și măsurători suplimentare, necesare pentru introducerea funcționarii adaptive. [17]

Sistemele adaptive de protecții prin relee sunt compuse din următoarele părți: [17]

Partea hardware

există mai multe posibilități de implementare a arhitecturii hardware:

– cu un singur calculator;

– cu un set de relee digitale care să îndeplinească o anumită funcție;

– cu un releu digital multiprocesor care să îndeplinească a anumită funcție.

Partea de comunicații

trebuie să asigure suport pentru funcțiunile de teleurmărire și telecomandă, fiind de obicei bazată pe utilizarea transmisiei prin fibre optice.

Partea software

trebuie să fie inclusă într-o strategie generală de conducere a sistemului energetic.Această este formată din două mari tipuri de programe care:

– inspectează reglajele existente ale protecțiilor prin relee și condițiile de funcționare ale rețelei pentru care au fost stabilite aceste reglaje;

– recalculează reglajele necesare în cazul contingențelor sau a schimbărilor locale în generarea sau consumul puterii;

– recalculează reglajele necesare în cazul schimbărilor lente ale condițiilor de funcționare a rețelei;

– verifică modul de acționare a releelor de rezervă, în vederea creșterii fiabilității schemei de protecții prin relee.

Factorul uman

trebuie luat în considerare.

Calculele trebuie să se realizeze extrem de rapid, aproapre instantaneu, concomitent cu schimbările intervenite în condițiile de funcționalitate ake rețelei protejate. [17]

Programele pentru ajutorarea dispecerilor în luarea deciziilor sunt bazate de obicei pe tehnici ale inteligenței artificiale, în care sunt incluse și acțiuni ale protecțiilor prin relee. Aceste sisteme inteligente trebuie să asiste operatorul pentru: [17]

analizarea datelor defectului apărut: tipul și locul de apariție, măsurile luate, modul de tratare al unui defect similar în trecutul recent al exploatării respectivei instalații energetice;

găsirea de soluții pentru realimentarea la parametri nominali ai consumatorilor afectați de apariția unor defecte sau regimuri anormale în rețea.

Soluțiile se bazează pe cunoștințele teoretice despre apariția defectelor și a modului de tratare a acestor situații, însă în recomandarea unor acțiuni ele fac apel și al experiență operatorilor dispeceri. Din literatură în domeniu reiese recomandarea utilizării unor astfel de sisteme inteligente în varianta folosirii sistemelor cu protecții adaptive. [17]

Cele mai utilizate domenii pentru protecțiile adaptive sunt cele care privesc: protecția prin relee a liniilor de transport, protecția de distanță de faza și protecțiile cu relee direcționale de suprasarcină. [17]

Dezvoltarea echipamentelor numerice cu funcții integrate multiple a pus într-o nou lumina și problematica fiabilității instalațiilor de protecție prin relee și comandă – control, ca efect direct al creșterii considerabile a siguranței și securității sistemelor de protecție. [17]

4.2. Sisteme SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition)

Este tehnologia care oferă operatorului posibilitate de a primi informaţii de la echipamente situate la distanţă şi de a transmite un set limitat de instrucţiuni către acestea. SCADA este un sistem bidirecţional care permite nu numai monitorizarea unei instalaţii ci şi efectuarea unei acţiuni asupra acesteia. [20]

Fig.4.3. Structura unui sistem SCADA [20]

Cele trei componente ale sistemului SCADA sunt: [21]

1. Mai multe RTU sau PLC.

2. Stația Master și HMI Computer(e).

3. Infrastructura de comunicație.

Termenul SCADA se referă de obicei la un centru de comandă care monitorizează și controlează un întreg spațiu de producție. Cea mai mare parte a operațiunilor se execută automat de către RTU – Unități Terminale Comandate la Distanță (Remote Terminal Unit) sau de către PLC- Unități Logice de Control Programabile (Programmable Logic Controller). Achiziția de date începe la nivelul RTU sau PLC și implică citirea indicatoarelor de măsură și a stării echipamentelor care apoi sînt comunicate la cerere către SCADA. Datele sînt apoi restructurate într-o formă convenabilă operatorului. [21]

RTU realizează conexiunea cu echipamentele supravegheate, citesc starea acestora (cum ar fi poziția deschis/închis a unui releu sau vâlve), citesc mărimile măsurate cum ar fi presiunea, debitul, tensiunea sau curentul. RTU pot controla echipamentele trimițînd semnale, cum ar fi cel de închidere a unui releu sau vâlve sau setarea vitezei unei pompe. [21]

Un PLC, este un mic computer cu un microprocesor folosit pentru automatizarea proceselor cum ar fi controlul unui utilaj într-o linie de asamblare. Programul unui PLC poate adesea controla secvențe complexe și de cele mai multe ori este scris de către un inginer.Ceea ce diferențiază un PLC de alte computere este faptul că este prevăzut cu intrări/ieșiri către senzori și relee. PLC-urile citesc starea comutatoarelor, a indicatoarelor de temperatura, de poziție s.a. PLC-urile comandă motoare electrice, pneumatice sau hidraulice, relee magnetice. Intrările/ieșirile pot fi externe prin module I/O sau interne. [21]

HMI/SCADA- Interfață om-mașină (Human Machine Interface) are rolul de a aduna, combina și structura informațiile din PLC printr-o formă de comunicație.Industria de HMI/SCADA a apărut din nevoia unui terminal prietenos pentru utilizator într-un sistem alcătuit cu unități PLC. Pachetul HMI/SCADA include de obicei un program de desenare pe care operatorul sau personalul de întreținere îl folosește pentru a schimbă modul în care punctele sînt reprezentate în interfață utilizator. [21]

CAPITOLUL V

Utilizarea protecțiilor numerice. Stabilire reglaje și parametrizare

5.1. Protecția maximală de curent

5.1.1. Metoda de operare

Protecția de curent este acea protecție care monitorizează (măsoară) intensitatea curentului electric într.-un circuit. Această protecție este prevăzută împotriva supraintensităților generate de suprasarcini și scurtcircuite în zona de protecție sau în zonele adiacente. [10]

Protecția maximală de curent acționează atunci când intensitatea curentului electric măsurată de releu depășește o anumită valoare specificată de utilizator, valoare care se numește valoare de prag sau valoare reglată sau valoare de pornire a protecției. [10]

Principiul de operare a protecției maximale de curent este extreme de simplu și se bazează pe diferența valorii intensităților curenților de faza în sarcina și scurtcircuite trifazate sau bifazate. Curenții au valori foarte ridicate, în timp ce rezistentele de defect sunt la valori normal scăzute, ceea ce permite o declanșare sigură a funcției de protecție asociate, deasupra unui prag configurat. [15]

Prin setarea pragului de curent sau setarea timpului, este posibilă realizarea coordonării cu alte protecții. În primul caz, funcția este astfel configurată încât să fie sensibilă doar la curenți de scurtcircuit în zona de protecție (protecție cut-off), care împiedică desăvârșit folosirea ei că funcție de rezervă. În al doilea caz, funcția este astfel configurată încât să lucreze la timpi mai mari decât timpii protecției, față de care este reglată (protecție time-lag). [15]

5.1.2. Schema de principiu

În (Fig.5.1.) sunt prezentate schemele de principiu pentru protecția maximală de curent fără temporizare (a) și cu temporizare (b).

a) fără temporizare b) cu temporizare

Fig.5.1. Schemele de principiu a protecției maximale de curent [10]

a) 1 – element de măsură

2 – element de comandă

3 – element de semnalizare

b) 1 – element de măsură

2 – element de temporizare

3 – element de comandă

4 – element de semnalizare

Aceste două tipuri de protecții se pot utiliza împotriva supraintensităților generate de scurtcircuite în zona de protecție (a) sau de scurtcircuite în zonele adiacente sau suprasarcini (b). În al doilea caz menționat, temporizarea este necesară pentru a asigura acționarea selectivă a protecțiilor. [10]

5.1.3. Stabilirea valorilor de reglaj

Valoarea de acționare [10]

Valoarea de reglaj se stabilește în funcție de particularitățile circuitului protejat și de tipul protecției, mai jos fiind prezentat cazul stabilirii valorii de reglaj în funcție de curentul nominal al circuitului.

(5.1.)

(5.2.)

(5.3.)

Irev – valoarea de revenire a curentului

In – curentul nominal

Ipp – curentul de pornire al protecției

Ksig – coeficient de siguranță

Krev – factorul de revenire ( Krev > 1)

Valoarea pentru temporizare [10]

(5.4.)

în care,

ta – timpul de acționare

tamax – cea mai mare valoare dintre temporizările protecțiilor maximale de curent ale elementelor racordate la barele dinspre consumatori

Dt – reprezintă treapta de timp pentru asigurarea selectivității

5.1.4. Diagrama logică

Reprezentarea prin porți logice este foarte ușor de vizualizat. Acestea sunt foarte uzuale în industria microprocesoarelor și a microcontrolerelor, iar în ziua de azi sunt baza configurării echipamentelor numerice. Pentru a se înțelege în totalitate parțile componente ale unei diagrame (Fig. 5.8.) se vor prezenta principalele simboluri folosite în schemele logice bloc.

Semnale logice [18]

Semnal logic de intrare în schema logică bloc a unei funcții de protecție (Fig. 5.2.).

Fig. 5.2.

Semnal logic de ieșire în schema logică bloc a unei funcții de protecție (Fig.5.3.).

Fig. 5.3.

Semnalul intern de intrare al unei mărimi analogice într-o schemă logică bloc (Fig. 5.4.).

Fig. 5.4.

Semnalul binar extern de intrare în schema logică bloc (cu adresa 2701) (Fig. 5.5.).

Fig. 5.5.

Semnalul binar extern de ieșire în schema logică bloc (cu adresa 1114) (Fig. 5.6.).

Fig. 5.6.

Semnalul binar extern de ieșire folosit ca și semnal de intrare (Fig. 5.7.).

Fig. 5.7.

Porți logice [18]

Semnal de intrare al unei mărimi analogice în schemele logice

Poarta SAU

Poarta ȘI

Poarta SAU-exclusiv: ieșirea din poarta logica este activă, doar dacă una din intrări este activă)

Poart de egalitate (echivalență): ieșirea din poartă este

activă, doar dacă ambele intrări sunt active sau inactive în același timp

Intrări dinamice: cea de sus este pozitivă, iar cea de jos este negativă

Element de formare al unui semnal de ieșire analog cand la intrare sunt mai multe semnale analogice

Element de temporizare reglabil cu adresele setărilor și denumirea parametrilor

Element de temporizare fix

Fig. 5.8. Diagrama logică a protecției maximale de curent fără temporizare [18]

5.2. Protecția de curent de secvență homopolară

5.2.1. Metoda de operare [15]

Asemenea protecției maximale de curent, această funcție îndeplinește principala funcție de protecție a liniilor de medie tensiune, dar pentru defecte de scurtcircuit homopolare. Pe lângă simplitatea principiului de funcționare, precizia ei asigură un rol important nu doar in protecția rețelei de distribuție, dar și în protecția altor echipamente din sistem.

Protecția homopolară de curent prezintă o sensibilitate ridicată în detectarea defectelor, din moment ce se bazează pe valoare curentului homopolar, care este aproape zero în situația normală de sarcină, pe de altă parte dezechilibrul este motivat de asimetriile linie.

Este important să luăm în considerare, în setarea funcției, curentul capacitiv de pe linie când există o punere la pământ într-un alt punct din rețea. De fapt, când apare un scurtcircuit fază-pământ pe line, curentul de defect apare în bucla stabilită prin legarea la pământ a transformatorului precum și prin proprietățile distribuite pe liniile rămase. Valoare curentului capacitiv pe fiecare linie sănătoasă atât de mare cât este alungirea acelei linii și constituie un prag minim de sensibilitate pentru detectare defectului fază-pământ.

Pe linia cu defect, curentul de defect depinde de impedanța legăturii cu pământul. Dacă legarea la pământ este puternică, curentul de defect va atinge valori extreme de ridicate. Dacă există o impedanță de delimitare (rezistență sau reactanță), curentul de defect este limitat la valori mici, fiind încă posibilă deosebirea între o line cu defect și una sănătoasă.

Valoarea folosită efectiv de funcție este valoarea curentul rezidual, care este de trei ori curentul de secvență zero și este obținută ușor prin însumarea celor trei curenți de fază.

5.2.2. Schema de principiu

Protecţiile se alimentează de la un filtru de curent homopolar FCSH realizat cu secundarele transformatorului de curent (TC). Temporizările se stabilesc tot în trepte crescătoare de la consumator spre sursă, dar se consideră numai elementele legate galvanic cu linia protejată rezultând temporizări mai mici. [10]

Fig. 5.9. Schema de principiu a protecției de curent de secvență homopolară [10]

FCSH – filtru de curent de secvență homopolară

I – element de măsură

T – element de temporizare

5.2.3. Stabilirea valorilor de reglaj

Valoarea de acționare

5.2.4. Diagrama logică

Fig.5.10. Diagrama logică a protecției de curent de secvență homopolară fără temporizare [18]

5.3. Protecția la maximă tensiune

5.3.1. Metoda de operare [15]

Majoritatea defectelor sunt însoțite de scăderi ale valorilor tensiunii, dar sunt și cazuri în care valorile tensiunii electrice ating nivele periculoase pentru instalația respectivă.

Protecția maximală poate fi utilizată ca protecție de sine stătătoare și se prevede pentru protejarea echipamentelor împotriva deteriorării izolației ca urmare a creșterii tensiunii.

Tensiunile mari pot să apară în centrale ca urmare a operării incorecte a sistemelor de excitație, a funcționării defectuoase a regulatoarelor de tensiune, în cazul separării generatoarelor de sistem sau în timpul insularizării.

De asemenea, tensiunile mari pot să apară în rețele ca urmare a funcționării defectuoase a regulatoarelor de tensiune la transformatoare și a sarcinilor scăzute.

Întrucât tensiunile fază-pământ sunt supuse variațiilor valorilor lor, releul de protecție foloseşte tensiunile fază-fază, calculate din tensiunile fază-pământ. Această operație este independentă pentru fiecare din tensiunile pe faze, chiar dacă condiții de defect asimetric sunt detectate de protecție.
Releul are două trepte de proteție la maximă tensiune cu timp definit, total independente. Aceste trepte pot fi reglate cu praguri de acționare şi timpi diferiți, astfel încât să dea două nivele de acționare: una rapidă, pentru valori foarte ridicate de supratensiune, şi alta, cu acționare mai lentă, dar sensibilă la supratensiuni cu magnitudine neglijabilă. Fiecare din trepte prezintă o bandă de 4% în jurul pragului de acționare care asigură stabilitatea funcționării.

5.3.2. Schema de principiu

Schema principială a protecției maximale de tensiune este reprezentată în schema din urmatoarea figură:

Fig. 5.11. Schema de principiu a protecției maximale de tensiune

TT – transformator de tensiune

1 – element de măsură (releu cu blocaj la maximă tensiune)

2 – element de temporizare

3 – element de comandă

ADR – ?

5.3.3. Stabilirea valorilor de reglaj

Valoarea de acționare

Urev – valoarea de revenire a tensiunii

Un – tensiunea nominală

Upp – tensiunea de pornire a protecției

Umaxexp – valoarea maximă a tensiunii în exploatare

Ksig – coeficient de siguranță

Krev – factorul de revenire

Valoarea pentru temporizare

5.3.4. Diagrama logică

Fig. 5.12. Diagrama logică a protecției maximale de tensiune [18]

5.4. Protecția la minimă tensiune

5.4.1. Metoda de operare [15]

La fel ca supratensiuni, căderile de tensiune sunt de asemenea deranjamente ale sistemului care trebuie detectate pentru a minimiza efectul lor asupra consumatorilor. Pentru aceste situații, în releele de protecție este implementată protecția la minimă tensiune.

Căderile de tensiune (minimă tensiune) apar în mod normal când magnitudinea componentei fundamentale a tensiunii scade doar pe una sau mai multe faze. Cauzele lor pot fi asociate cu:

funcționarea incorectă a stabilizatorului de tensiune sau a controlului manual al comutatorului.

suprasarcină extremă;

apariția defectelor, în special între faze, împreună cu defecte localizate în amonte pe rețea.

Protecția la minimă tensiune este folosită în special pentru deconectarea selectivă a consumatorilor în cazul în care perturbarea apare ca rezultat al unei căderi de tensiune. Aceasta este în mod normal una din funcțiile protecției cerută pentru legarea producătorilor la rețea. În aceste circumstanțe, această funcție asigură deconectarea producătorilor când apar căderi de tensiune, indicând perturbări semnificative din sistem.
Datorită faptului că, tensiunile fază-pământ sunt supuse schimbărilor valorilor lor, în special pentru regimuri homopolare specifice, se folosesc tensiuni fază-fază, calculate din tensiuni fază-pământ. Calculul este independent pentru fiecare din tensiunile de pe faze, astfel fiind detectate chiar şi condițiile de defect asimetrice de către funcția protecției.
Releul are două trepte de proteție la minimă tensiune cu timp definit, total independente. Aceste trepte pot fi reglate cu praguri de acționare şi timpi diferiți, astfel încât să dea două nivele de acționare: una rapidă, pentru valori de minimă tensiune extrem de scăzute, şi alta, cu acționare mai lentă, dar sensibilă la supratensiuni cu magnitudine mică. Fiecare din trepte prezintă o bandă de 4% în jurul pragului de acționare care asigură stabilitatea funcționării.

5.4.2. Schema de principiu

Schema principială a protecției la minimă tensiune este reprezentată în schema din urmatoarea figură:

Fig. 5.13. Schema de principiu a protecției la minimă tensiune

TT – transformator de tensiune

1 – element de măsură (releu cu blocaj la minimă tensiune)

2 – element de temporizare

3 – element de comandă

ADR – ?

5.4.3. Stabilirea valorilor de reglaj

Valoarea de acționare

Urev – valoarea de revenire a tensiunii

Un – tensiunea nominală

Upp – tensiunea de pornire a protecției

Uminexp – valoarea minimă a tensiunii în exploatare

Ksig – coeficient de siguranță

Krev – factorul de revenire

Valoarea pentru temporizare

5.4.4. Diagrama logică

Fig. 5.14. Diagrama logică a protecției la minimă tensiune [18]

5.5. Calculul curenților de scurtcircuit

Pentru dimensionarea/verificarea echipamentelor electrice, este necesar calculul curenților de scurtcircuit în regimul de funcționare care conduce la solicitãrile maxime. Pentru reglajul protecțiilor și verificarea compatibilitãții electromagnetice sunt necesare și calcule de scurtcircuit în regim minim de funcționare. [22]

Calculul regimului de scurtcircuit trifazat metalic (prin impedanțã nulã) deși foarte rar, conduce la solicitãri maxime în rețele și se efectueazã întotdeauna în proiectare și exploatare.

Principalele ipoteze simplificatoare care se admit în calculele de scurtcircuit sunt: [22]

tensiunile electromotoare ale tuturor surselor din schemã se considerã cã au aceeași valoare și fazã;

în zona în care se considerã scurtcircuitul, tensiunea în momentul anterior defectului poate fi diferitã de Un, acest aspect luându-se în considerare prin factorul de tensiune CU=1,1;

toate transformatoarele cu tensiunea de scurtcircuit mai mare de 5% se iau în considerare numai prin reactanța lor inductivã;

în cazul liniilor de medie tensiune rezistența poate fi neglijatã, cu condiția ca acest lucru sã nu majoreze substanțial valoarea curenților de scurtcircuit;

impedanța sarcinilor, de regulã, se neglijeazã;

pe durata scurtcircuitului nu se produce o schimbare în ceea ce privește numărul de circuite afectate (adică, un scurtcircuit trifazat rămâne trifazat, un scurtcircuit monofazat rămâne monofazat etc.);

ploturile transformatoarelor se consideră în poziția reală;

nu se consideră rezistența arcului.

Având în vedere scopul calculului, pentru cazul proiectelor de stații electrice, de regulã, curenții se calculeazã pe barele colectoare. În oricare alte puncte (pe liniile electrice etc.), curenții de scurtcircuit rezultã mai mici decât cei calculați pe barele stațiilor. [22]

Schema inițialã cuprinde mai multe niveluri de tensiune, ceea ce implicã dificultãți pentru determinarea curenților de scurtcircuit. Luând în cosiderare acest aspect se va utiliza metoda unitãților relative, ce eliminã diversele trepte de tensiune ale unei scheme, prin introducerea schemei echivalente de calcul. [22]

În continuare, se vor succede etapele de calcul al curenților de scurtcircuit.

5.5.1. Reprezentarea schemei de principiu

Fig. 5.15. Schema de principiu și precizarea punctului de calcul al curenților de scurtcircuit

5.5.2.Reprezentarea schemei echivalente de calcul și calculul reactanțelor în unitãți relative

Se transformã schema de principiu inițialã într-o schemã cu un singur nivel de tensiune (prin înlocuirea cuplajelor magnetice cu cuplaje galvanice). [22]

Deoarece scurcircuitul trifazat este un regim simetric, schema echivalentã este o schemã de succesiune directã. [22]

Valoarea numericã a oricãrei mãrimi relative este raportul dintre mãrimea respectivã exprimatã în unitãți absolute și o mãrime de bazã de aceeași naturã arbitrar aleasã. Pentru calculul curenților de scurtcircuit, în schema echivalentã se aleg douã mãrimi de bazã: [22]

puterea de bază Sb=? MVA;

tensiunea de bază Ub= 20 kV.

Calculul reactanțelor ce intervin în schema echivalentã (Fig. 5.16) se face pe baza relațiilor ce urmează a fi prezentate și pe baza mãrimilor caracteristice. De asemenea, intervin datele referitoare la contribuția la scurtcircuit a sistemului energetic, la nivelul de tensiune al stației unde existã legãturã cu sistemul.

Fig. 5.16. Schema echivalentă pentru calculul curenților de scurtcircuit

Reactanțele transformatoarelor:

uk,i = tensiunea de scurtcircuit

Sb = puterea de bază

SnT,i = puterea nominală a transformatorului “i”

Reactanțele liniilor electrice:

Xsp= reactanța specifică

li = lungimea liniei electrice

Unf = valoarea nominală a tensiunii pe bara colectoare

Reactanțele surselor electrice:

;

Sscc,i = puterea debitată în regim de scurtcircuit de fiecare sursă

Isc,i = aportul sistemului electroenergetic, în cazul unor scurtcircuite trifazate pe barele stației

Reactanțele echivalente:

Reactanța comună (echivalarea reactanțelor celor 2 transformatoare din (Fig. 5.15)):

5.5.3. Reducerea schemei echivalente în raport cu punctul de defect

Se face conform regulilor uzuale de transfigurare a schemelor electrice: [22]

reactanțele se conecteazã în serie, în paralel etc.;

se fac transfigurãri stea-triunghi;

reactanțele aflate între douã puncte de potențial egal nu intervin în calcul, deoarece nu sunt parcurse de curentul de defect;

pentru cazul în care n surse de tensiune debiteazã printr-o reactanțã comunã Xc, se poate aplica metoda coeficienților P pentru reducerea schemei.

Metoda coeficienților P

Pentru n surse de tensiune (având fiecare reactanța Xi) care debiteazã printr-o reactanțã comunã Xc, schema se poate transfigura astfel încât sursele sã debiteze direct la locul de defect (Fig. 5.17.), valorile noilor reactanțe Xi' fiind calculate cu relațiile (?) și (?).

Fig. 5.17. Schema echivalentă redusă pentru calculul curenților de scurtcircuit

P = coeficient ?

5.5.4. Determinarea valorilor curenților de scurtcircuit

Curentul total de scurtcircuit este dat de suma componentelor debitate de fiecare sursã de putere din (Fig. 5.16):

Pentru a putea analiza comportarea la scurtcircuit a unei ramuri în raport cu punctul de defect, se raporteazã reactanțele la mãrimile nominale ale locului de defect considerat, aplicându-se relația:

Xe,i – reactanța echivalentã (rezultantã) în unitãți relative de bazã

Xiech – reactanța echivalentã (rezultantã) în unitãți relative nominale

∑Sn – puterea rezultantã care debiteazã la locul de defect prin ramurã

Se determinã dacã ramura se comportã ca o sursã de putere infinitã (depãrtatã) sau o sursã de putere finitã (apropiatã) în raport cu punctul de defect, pe baza comparației:

Se calculează curenții de scurtcircuit cu relația:

Ib = curent de bază și se calculează cu următoarea formulă: