Fig. 3.3. Schema bloc a unei instalații de protecție prin relee 10 25 [600092]

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. Prin separarea automată a unei instalații defecte se urmăresc trei obiective: [17] -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. 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. 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 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 
24ETAPA I Relee electromagnetice și de inducție alimentate în curent alternativETAPA II Relee electromagnetice polarizate și relee magnetoelectrice alimentate în curent continuuETAPA III Relee electronice și cu elemente semiconductoareETAPA IV Relee cu circuite integrate (micro procesoare și automate programabile)

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: [17] -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. 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 sistemului electroenergetic.
Fig. 3.3. Schema bloc a unei instalații de protecție prin relee [10]
25

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. 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. Cerințele impuse protecției prin relee sunt: -selectivitatea; -rapiditatea; -fiabilitatea; -independența față de condițiile de exploatare; -eficiența economică. 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”. 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. 26

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]
27Tabel 3.1. Coduri ANSI uzualeNr. crt.Cod ANSIDenumire funție de protecție121/21NProtecție de distanță fază/homopolară227Protecție de tensiune minimă332 F/RProtecția direcțională de putere (înainte/înapoi)446Protecția de secvență inversă550Protecție maximală de curent netemporizată (instantanee)650NProtecție maximală de curent homopolară netemporizată 751Protecție maximală de curent temporizată851NProtecție maximală de curent homopolară temporizată 950BFDRRI (declanșare de rezervă la refuz de întreruptor)1059Protecție maximală de tensiune1167Protecție maximală de curent direcțională1267NProtecție maximală de curent direcțională homopolară1381Protecția de frecvență1487L/T/G/B/MProtecția diferențială longitudinală – linie/transformator/generator/bare/motor

3.2.1.Platforma hardware [17] 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. 3.2.2.Platforma software [17] 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. 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. 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. 3.2.3.Protocoale de comunicație [17] 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. 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 
28

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. 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. 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. 3.3. Principii și soluții constructive ale unor relee de protecție 3.3.1. Releul de protecție TPU S420 – EF ACEC • 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. 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. 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. 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. 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). 
29

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

30

Descrierea conectorilor din figura (3.6.): -T1, T2 – intrări analogice curent și tensiune c.a. ; -COM 1, 2, 4 – porturi seriale; -FO 1, 2 – conectori pentru fibra optică; -TP 1, 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. • 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 și maximă (81); -Protecția la suprasarcină (49); -Reanclanșare automată rapidă (79); -Control sincronism și tensiune (25); -Blocajul declanșării (68); -Locator de defect; -Declanșare de rezervă la refuz de întreruptor (62BF); -Supraveghere circuit declanșare (62); -Transferul funcției de protecție (43); -Supraveghere întreruptor; -Supraveghere separator. •Principiul de funcționare Releul de protecție are o arhitectură concepută pentru prelucrarea digitală a intrărilor analogice (Fig. 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). 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 și eșantionate cu o frecvență de 40 de eșantioane pe ciclu (perioadă). Ulterior se aplică primul filtru digital, prin care se face media între fiecare două eșantioane succesive. Se obține astfel un set de 20 de eșantioane pentru un ciclu (perioadă), folosit pentru protecție, pentru funcțiile de măsură și oscilograme. Din aceste eșantioane, utilizându-se algoritmi adecvați de estimare (pentru eliminarea armonicilor și a altor componente tranzitorii care sunt prezente în semnal) sunt obținute valorile componentelor fundamentale ale fazorilor corespunzând diferitelor canale. 
31

Fig.3.7. Structura hardware a releului TPU S420 [15] •Comunicații Sunt folosite patru protocoale de comunicații: -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. 
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. 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. 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). 32

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. 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.
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. 32

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 și maximă (81); -Protecția la suprasarcină (49); -Reanclanșare automată rapidă (79); -Control sincronism și tensiune (25); -Blocajul declanșării (68); -Locator de defect; -Declanșare de rezervă la refuz de întreruptor (62BF); -Supraveghere circuit declanșare (62); -Transferul funcției de protecție (43); -Supraveghere întreruptor; -Supraveghere separator. •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. 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. 32

Echipamentele de comutație pot fi comandate prin: -panoul frontal integrat;
-intrări binare;
-sistemul de protecție și comandă-control al stației; -DIGSI 4. 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. 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. •Comunicații Protocoale de comunicații: -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. 

32

CAPITOLUL IVAnaliza 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. 32

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 figura (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 figura (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 multe celule 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. 32

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] 32CELULĂComunicație cu nivel ierarhic superiorNIVEL STAȚIE Calcul valori monitarizare/diagnozăMMI Setare parametri Stări,măsurări,eveni-mente,alarme,rapoarteSTAȚIE
OPERATOR Operare,stări,măsurătorievenimente,alarmeNIVEL CELULĂ Supervizare comenzi Blocaje Setare parametri ECHIPAMENT DEDICAT Locator defecte,automatizare, protecțieInAInDIeDInAInDIeD12345678
A
B
C
D
E
F
12345678A
B
C
D
E
FE38000063-ARH-04Arhitectura Sistemului de Comanda Control si Protectie pentru Statia 20 kV VetisRev.0.4-pg.2
Nota: Fibra Optica nu face parte din scopul EFACEC
Legenda:SwitchLAN ALAN B(*) Echipament existent
MAGISTRALA DATE SCADA (REDUNDANTA)-IEC 61850
(x1)(x1)(x1)
CelulaTransformator
CelulaMasuraCelulaTSP
CeluleLinie(x5)CeluleLinie
Dulap BSN (*)
Dulap AAR
Dulap DS3
Dulap DASf
(x1)

(x1)

Releu DASf (*)7RW6000
(x1)
(x1)REG-DPAREG-DPAEDCSys MCI
Celula Cupla cu Intrerupator
CelulaTSP
CelulaMasura
Pagina 18899
(x1) (x1) (x1)CelulaTransformator(x1) (x5)
>>Pagina 1>>

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] 32

Sistemele adaptive de protecții prin relee sunt compuse din următoarele părți: •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 o 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] 32

4.2. Sisteme SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition) Prin această tehnologie, operatorului i se oferă posibilitatea de a primi informații de la echipamente situate la distanță și de a transmite un numar limitat de instrucțiuni către acestea. SCADA este un sistem bidirecțional care permite controlul unei instalații și efectuarea transmiterea unei instrcțiuni către aceasta.
Fig. 4.3. Structura unui sistem SCADA Cele trei componente ale sistemului SCADA sunt: 1. 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 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 32

echipamentelor urmând a fi comunicate către sistemul SCADA. Datele sunt apoi restructurate sau convertite într-o formă dorită de operator. RTU realizează conexiunea cu echipamentele supravegheate, citesc starea acestora (cum ar fi poziția deschis/închis a unui releu), citesc mărimile măsurate. RTU pot controla echipamentele trimițând semnale (cum ar fi un semnal de închidere a unui releu sau de modificare a vitezei unei pompe). Un PLC este un computer cu un microprocesor folosit pentru automatizarea proceselor realizare într-o instalație. Programul unui PLC poate adesea controla secvențe complexe și de cele mai multe ori este configurat de către un inginer. Ceea ce diferențiază un PLC de alte computere este prezența plăcilor electronice cu intrări/ieșiri către relee. PLC-urile citesc starea comutatoarelor, a indicatoarelor de poziție etc. 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 necesitatea unui terminal user-friendly ce poate prelua cantitatea de informațiiale unui sistem alcătuit cu unități PLC. Pachetul HMI/SCADA include de obicei un program de desenare (mimică) pe care operatorul sau personalul de exploatare îl folosește pentru a schimba modul în care punctele sunt reprezentate în interfața terminalului.
32