Sistem Electroenergetic

OPIS DOCUMENT

. CONSIDERATII GENERALE

1.1. DEFECTE ÎN INSTALAȚIILE ELECTRICE

1.2. TERMINOLOGIE SPECIFICĂ

1.3. CLASIFICAREA SISTEMELOR DE PROTECȚIE

1.4. CERINȚE IMPUSE SISTEMELOR DE PROTECȚIE

1.5. FACTORI CARE AFECTEAZĂ PROIECTAREA

SISTEMELOR DE PROTECȚIE

1.6. TRANSFORMATOARE DE MĂSURĂ

1.6.1. Transformatoare de curent

1.6.2 Clasificarea transformatoarelor de măsură de curent

1.6.3. Parametrii transformatoarelor de curent

1.6.4. Alegerea transformatoarelor de curent

1.6.5. Scheme de reducere a sarcinii secundare a transformatoarelor de curent

1.7.1. Transformatoare de tensiune

1.7.2. Clasificarea transformatoarelor de măsură de tensiune

1.7.3. Parametrii transformatoarelor de măsură de tensiune

1.7.4. Transformatoare de măsură de tensiune capacitive

1.8. RELEE. RELEE DE PROTECȚIE

1.8.1. FUNCȚIILE RELEELOR

1.8.2. PARAMETRII RELEELOR

1.8.3. CALITĂȚILE CERUTE RELEELOR DE PROTECȚIE

1.8.4. CLASIFICAREA RELEELOR DE PROTECȚIE

1.8.5. CODIFICAREA (IDENTIFICAREA) INTERNAȚIONALĂ

A RELEELOR DE PROTECȚIE

CONSIDERATII GENERALE

Principala condiție impusă unui sistem electroenergetic sau instalațiilor electrice este siguranța și stabilitatea în funcționare, adică alimentarea continuă a consumatorilor, cu energie electrică la parametri de calitate standardizați a energiei electrice.

Asigurarea funcționării stabile și fără întrerupere a instalațiilor electrice are importanță deosebită, datorită faptului că rezultatul perturbărilor în funcționare poate fi foarte grav, gravitatea urmărilor provine din faptul că:

instalațiile electrice fac parte în mod general dintr-un sistem energetic complex, fiind legate electric între ele, un defect apărut într-o instalație poate deranja funcționarea întregului sistem;

datorită energiei foarte mare care intervine în evoluția unui defect din instalațiile electrice, poate conduce la efecte distructive foarte de mari cu consecințe economice grave;

instalațiile electrice sunt expuse deranjamentelor mai mult decât alte genuri de instalații.

Rolul principal al automatizărilor și protecțiilor prin relee în instalații electrice și sisteme electroenergetice constă în limitarea propagării efectelor avariilor apărute, și asigurarea alimentării fără întrerupere cu energie electrică a consumatorilor din afara zonei avariate.

Protecția prin relee a unei instalații electroenergetice reprezintă un ansamblu de dispozitive și echipamente destinat să asigure semnalizarea și deconectarea automată a instalației în cazul apariției unui defect sau a unui regim anormal de funcționare, periculos pentru instalație.

Protecția prin relee este una dintre principalele forme ale automatizării sistemelor electroenergetice. având drept scop principal:

detectarea defectelor și izolarea efectului acestora (elementului avariat) în vederea limitării extinderii avariei la alte instalații din sistem prin întreruperea tuturor căilor de curent care alimentează defectul;

să împiedice dezvoltarea defectului și extinderea efectelor acestuia asupra altor instalații din sistemul electroenergetic (SEN);

să restabilească, într-un timp cât mai scurt, un regim normal de funcționare pentru restul instalațiilor electroenergetice fără intervenție umană, asigurând continuitatea alimentării consumatorilor de energie electrică;

sesizarea și semnalizarea regimurilor anormale de funcționare a instalațiilor cu scopul de prevenție și menținerea continuității alimentării cu energie electrică a consumatorilor, protectia personalului de exploatare (si nu numai);

înregistrarea evenimentelor cu scopul de a oferi informații pentru analiza postavarie a evenimentului și statistici pentru stabilirea programelor de mentenanță cu scopul obținerii unor indicatori tehnico-economici cât mai buni.

Practic protecția prin relee a unei instalații electrice este formată din totalitatea dispozitivelor și aparatelor destinate să asigure în mod automat deconectarea instalației în cazul apariției unui defect, sau a unui regim anormal de funcționare periculos pentru instalație.

Prin rolul lor de izolare a părților unde s-au produs fenomenele anormale rezultă și felul în care acționează protecțiile. Acțiunea de izolare se traduce evident printr-o secționare, o întrerupere, a mărimilor electrice: curent, tensiune, putere etc.

În al doilea rând protectiile electrice și automatizările au o contribuție majoră la menajarea instalațiilor electroenergetice, care pot fi suprasolicitate sau chiar avariate prin fenomenele anormale ce se petrec.

Dezvoltarea tehnologică în domeniul electronicii și a tehnicii de calcul, apariția tehnologiei fibrelor optice utilizate atât în transmiterea informației cât și în realizarea traductoarelor pentru mărimi electrice, conduce la modificări profunde a sistemelor de control a instalațiilor electrice.

Dacă filozofia realizării sistemelor de protecție rămâne în termeni mari cam aceeași, implementarea lor în schimb suferă schimbări într-un ritm ridicat, dictat tocmai de realizările în domeniul tehnologiilor de vârf.

Introducerea releelor digitale, a releelor electronice dedicate realizări unor anumite tipuri de protecții complexe, realizarea unor aparate de comutație și protecție din ce în ce mai performante, au drept consecință creșterea siguranței în funcționare a sistemului energetic.

Tendința actuală în realizarea automatizărilor în energetică este legată de introducerea calculatoarelor pe scară largă, fapt care permite realizarea unor automatizări complexe.

1.1. DEFECTE ÎN INSTALAȚIILE ELECTRICE

Proiectarea și alegerea unui sistem de protecție presupune cunoașterea defectelor care pot să apară în instalațiile electrice. Aceste defecte sunt de o complexitate mare din punct de vedere a efectelor produse putând avea efecte imediate sau în timp, de o intensitate mai mare sau mai redusă. Defectele pot fi clasificate după cauza și după natura lor, însă de cele mai multe ori ele apar ca și defecte combinate.

Astfel după natura lor defectele în instalațiile electrice pot fi grupate în:

defecte de natură electrică datorate deteriorării izolației (străpungere sau conturnare). Marea majoritate a defectelor reprezintă o formă sau alta a deteriorării izolației. Formele sub care se manifestă aceste defecte sunt scurtcircuitele și punerile la pământ simple sau duble;

defecte de natură mecanică manifestate prin distrugerea integrității circuitelor electrice (ruperi de conductoare sau de elemente de susținere), care pot conduce la defecte de natură electrică sau la întreruperea alimentării cu energie electrică;

defecte de natură termică manifestate prin încălzire locală pe suprafață și volum variabil al materialului în funcție de intensitatea și durata defectului, uneori cu dezvoltare rapidă până la incendii sau topirea elementelor conductoare.

Cauzele defectelor de natură termică sunt de fapt scurtcircuitele, defectele mecanice manifestate prin presiune de contact scăzută a elementelor conductoare de pe calea de curent în zona suprafețelor de contact, și suprasarcinile de mărimi și durată mult peste limitele maxim admisibile, nedetectate la timp.

defecte de natură chimică datorate poluării mediului în zona instalațiilor electrice din cauze naturale sau avarii în instalații tehnologice, care pot dezvolta defecte de natură electrică prin degradarea mediului izolant și a suprafețelor izolatoare, defecte de natură mecanică datorate coroziunii elementelor de susținere și legătură, și a suprafețelor de contact.

1.2. TERMINOLOGIE SPECIFICĂ

Pentru limitarea ariei din sistem care este deconectată la apariția unui defect, sistemul electroenergetic este împărțit în zone de protecție cu scopul de minimalizare a întreruperilor în alimentarea cu energie electrică a consumatorilor. Zonarea ține cont de elementul / elementele de sistem protejate, principiul de realizare a zonelor de protectie este prezentat în figura 1. 1.

Sistemul de protecție reunește ansamblul mai multor dispozitive de protecție, proiectat pentru realizarea protecției unui element al sistemului, și/sau pentru semnalizarea unei situații anormale de funcționare.

Schema de protecție include unul sau mai multe sisteme de protecție și cuprinde elementele de coordonare a protecției pentru unul sau mai multe elemente din sistemul energetic.

Echipament de protecție definește totalitatea echipamentelor utilizate pentru detectarea, localizarea și izolarea părții defecte din sistem. Include relee de protecție, transformatoare de măsură, siguranțe fuzibile și echipamente auxiliare destinate utilizării în cadrul sistemelor de protecție, excluzând întreruptoarele.

Fig.1.1. Împărțirea tipică în zone de protecție a unui sistem electroenergetic cu: I1÷In întreruptoare.

În mod ideal, zonele de protecție trebuie să se suprapună, astfel încât nici o parte a sistemului să nu fie neprotejată (figura 1.2.a). Din motive tehnice și economice, acest ideal nu poate fi atins întotdeauna, astfel că transformatoarele de curent sunt poziționate pe o parte a întrerupătorului, ca în figura 1.3.b. Aceasta lasă o secțiune din circuit protejată incomplet, între transformatorul de curent TC2 și întrerupătorul I. Un defect în punctul K din figura 1.2.b. va face ca sistemul de protecție care acționează în mod normal la apariția unui defect în zona protejată 1 să declanșeze și să deschidă întrerupătorul, fiind protecție de bază pentru zona 1. Defectul poate fi alimentat în continuare din zona 2, protecția zonei 2 nu va declanșa pentru că defectul s-a produs în afara zonei sale. Aceasta problemă este rezolvată printr-o formă de extindere a zonei 2, asigurând declanșarea și la celălalt capăt al zonei 2. În această situație protectia zonei 2 este protecție de rezervă destinată să acționeze la apariția defectelor în acele segmente ale sistemului care nu sunt acoperite prin protecția de bază (figura 1. 2.b.).

Fig.1.2. Principiul protecției de bază și de rezervă.

În concluzie protecția de bază (PB) este protecția fiecărui element (linie, transformator, bare, etc.), care funcționează rapid și selectiv la apariția unui scurtcircuit în zona elementului respectiv, prin declanșarea celor mai apropiate întrerupătoare de elementele respective avariate. Protecțiile de bază au prioritate la inițierea comenzilor de eliminare a defectelor, sau a acțiunii destinată să limiteze o situație anormală din sistemul electroenergetic.

Protecția de rezervă (PR) este sistemul de protecție destinat să acționeze ca și rezervă atunci când un defect la un element nu a fost detectat sau eliminat în timpul cerut de către protecția de bază ca urmare a refuzului acesteia, a incapacității de a funcționa (PB nu este operațională, este în revizie ori reparație), sau a refuzului de a declanșa al întrerupătorului sau întrerupătoarelor respective, și să acționeze la apariția defectelor în acele segmente ale sistemului care nu sunt acoperite prin protecția de bază (figura 1. 2.b.). Protecțiile de rezervă sunt de mai multe tipuri, și în general, acționează cu temporizare mai mare decât timpul de acționare al protecției de bază.

Protecția de rezervă locală (PRL) este asigurată printr-o protecție suplimentară montată în același loc cu protecția de bază, care acționează, cu temporizare, tot asupra întrerupătorului I asupra căruia acționează protecția de bază și este alimentată fie de la aceleași transformatoare de măsură ca și protecția de bază, fie de la transformatoare de măsură diferite dar conectate la același circuit primar (celulă) ca și protecția de bază.

Schema de protecție de rezervă locală se completează și cu DRRI (dispozitiv de rezervare la refuz de declanșare întrerupător). În acest scop, releul intermediar de ieșire al protecțiilor de rezervă locală ale fiecărui circuit primar (celule de circuit) din instalația de conexiuni, transmite simultan cu comanda de declanșare a întrerupătorului corespunzător, un semnal de comandă peui de a declanșa al întrerupătorului sau întrerupătoarelor respective, și să acționeze la apariția defectelor în acele segmente ale sistemului care nu sunt acoperite prin protecția de bază (figura 1. 2.b.). Protecțiile de rezervă sunt de mai multe tipuri, și în general, acționează cu temporizare mai mare decât timpul de acționare al protecției de bază.

Protecția de rezervă locală (PRL) este asigurată printr-o protecție suplimentară montată în același loc cu protecția de bază, care acționează, cu temporizare, tot asupra întrerupătorului I asupra căruia acționează protecția de bază și este alimentată fie de la aceleași transformatoare de măsură ca și protecția de bază, fie de la transformatoare de măsură diferite dar conectate la același circuit primar (celulă) ca și protecția de bază.

Schema de protecție de rezervă locală se completează și cu DRRI (dispozitiv de rezervare la refuz de declanșare întrerupător). În acest scop, releul intermediar de ieșire al protecțiilor de rezervă locală ale fiecărui circuit primar (celule de circuit) din instalația de conexiuni, transmite simultan cu comanda de declanșare a întrerupătorului corespunzător, un semnal de comandă pentru pornirea DRRI- ului instalației de conexiuni respective.

Modul de eliminare a unui scurtcircuit la un element de rețea prin rezervarea locală decurge în unul din următoarele moduri:

scurtcircuit –> refuz acționare PB –> PRL declanșează I;

scurtcircuit –> PB comandă declanșarea, dar I refuză declanșarea –> PRL comandă declanșarea, dar I refuză declanșarea –> DRRI declanșează întreruptoarele celorlalte circuite racordate la bara respectivă.

Protecția de rezervă efectivă apropiată (PREA) este, de fapt, dublura protecției de bază, unele elemente de sistem de importanță deosebită fiind prevăzute cu două protecții de bază, ca modalitate de asigurare a rezervei locale (redundanță).

Protecția de rezervă de la distanță (PRD) este asigurată de către protecțiile de bază ale elementelor din amonte prin care se alimentează elementul avariat în cauză, situație în care aceste protecții acționează cu temporizare asupra propriilor întreruptoare, în acest mod scoțând de sub tensiune atât elementul avariat dar și elementele proprii, neafectate direct de avarie. După cum se observă, rezervarea de la distanță nu necesită investiții suplimentare, dar acționarea este neselectivă. Pentru corectarea neselectivității se impune prevederea unor instalații de reanclanșare automată rapidă (RAR) la protecțiile de bază ale elementelor din amonte.

Modul de eliminare a unui scurtcircuit la un element de rețea prin rezervarea de la distanță decurge în unul din următoarele moduri:

scurtcircuit–>refuz acționare PB–>PRD declanșează întreruptoarele elementelor din amonte prin care se alimentează locul scurtcircuitului;

scurtcircuit–>PB comandă declanșarea, dar întreruptorul propriu refuză declanșarea

–>PRD declanșează întreruptoarele elementelor din amonte prin care se alimentează locul scurtcircuitului.

Protecția de rezervă prin întrerupător (PRI) se realizează prin câte un releu intermediar suplimentar introdus în schemele protecțiilor de bază ale elementelor din amonte, prin care se alimentează elementul avariat, dar care comandă declanșarea întrerupătorului I al elementului considerat, înainte de a comanda declanșarea întrerupătoarelor propriilor elemente. Modul de eliminare a unui scurtcircuit la un element de rețea prin rezervarea prin întrerupător decurge în unul din următoarele moduri:

scurtcircuit–> refuz acționare PB –> PRI declanșează întrerupătorul I;

scurtcircuit –> PB comandă declanșarea, dar I refuză declanșarea –> PRI comandă declanșarea întrerupătorului I, dar acesta refuză declanșarea –> PB a elementelor din amonte declanșează întrerupătoarele elementelor proprii, prin care se alimentează locul scurtcircuitului.

Protecția de rezervă alunecătoare (PRA) este reprezentată de protecțiile proprii ale unor celule care pot înlocui, funcțional, alte celule. De exemplu, celula de cuplă transversală din cadrul instalațiilor de conexiuni cu dublu sistem de bare colectoare, se știe că poate lua, funcțional, locul oricărei celule din cadrul instalației de conexiuni căreia îi aparține și este prevăzută cu toate tipurile de protecții pe care le posedă celulele pe care le poate înlocui. În același mod și cupla de ocolire se prevede a fi echipată cu toate tipurile de protecții ale celulelor circuitelor racordate la sistemul de ocolire. Denumirea de “ rezervă alunecătoare” vine de la faptul că celula de rezervă (cupla transversală și/sau cupla de ocolire) poate fi utilizată (alunecă) în locul celulei de bază (proprii circuitului).

Protecțiile auxiliare sunt protecțiile care se prevăd pentru a acționa în cazul defectelor ce apar în zone unde protecția de bază nu sesizează producerea defectului, așa numitele “zone moarte” ale unor protecții de bază, (nu întotdeauna protecția de bază acoperă întreaga zonă a elementului protejat).

1.3. CLASIFICAREA SISTEMELOR DE PROTECȚIE

Aparatele și dispozitivele folosite la realizarea protecțiilor, au evoluat foarte mult din punct de vedere tehnologic în decursul timpului, dar principiile realizării protecțiilor, au rămas aproximativ aceleași. Astfel, în funcție de mărimea controlată și de modul cum acționează sistemul de protecție se deosebesc următoarele tipuri de protecții:

După mărimea controlată:

protecția de curent – acționează la depășirea unei limite stabilite pentru curentul din circuitul protejat;

protecția de tensiune – acționează la depășirea unei limite stabilite pentru tensiunea circuitului protejat;

protecția de frecvență – acționează la depășirea unei limite stabilite pentru frecvența;

protecție împotriva ieșirii din sincronism a generatoarelor sincrone, a subsistemelor conectate sincron;

protecția direcțională – acționează la schimbarea sensului circulației de puteri prin elementul protejat;

protecția de distanță – acționează la micșorarea sensibilă a impedanței circuitului protejat;

protecția diferențială – acționează la apariția unei diferențe între valorile curenților de la extremitățile zonei protejate;

protecția homopolară – acționează la apariția componentelor homopolare de curent sau tensiune în cazul punerilor la pământ;

cu filtre – de secvență inversă (mai rar de secvență directă) sau filtre de secvență homopolară;

cu canale de transmisie – reprezintă legăturile care asigură vehicularea la distanță a semnalelor, informațiilor, între puncte diferite de măsură ale aceleași protecții (cabluri telefonice, fibre optice, radiofrecvență, înaltă frecvență), se mai numesc și canale pilot;

protecția comparativă longitudinală;

protecția de suprasarcină;

protecție împotriva alimentării cu tensiune asimetrică;

protecția la degajarea de gaze – acționează la apariția gazelor în cuva cu ulei a transformatoarelor sau în cuva comutatoarelor de ploturi în cazul scurtcircuitelor;

protecția termică – acționează la creșterea temperaturii circuitelor electrice în timpul scurtcircuitelor sau regimurilor anormale;

după rolul pe care îl au în sistem:

protecții de bază – acționează la defectele care apar în limitele zonei protejate;

protecții de rezervă – acționează în locul protecțiilor de bază, în cazul în care aceasta refuză să acționeze;

protecții auxiliare – acționează în cazul defectelor care apar în zone în care protecția de bază nu poate acționa;

după selectivitate:

protecții cu selectivitate absolută (unit protections) – sunt sisteme de protecție proiectate pentru a funcționa numai în cazul apariției unor defecte într-o zonă bine definită (protecția diferențială, protecția cu comparație de fază). Selectivitatea lor depinde de compararea mărimilor supravegheate măsurate la capetele zonei protejate;

protecții cu selectivitate relativă (non-unit protections) – sunt sisteme de protecție ca care nu au o zonă bine definită de acționare. Selectivitatea lor depinde de valorile mărimilor supravegheate măsurate în punctele unde sunt instalate (protecții maximale de curent, protecții de distanță);

După tensiunea nominală a echipamentului protejat:

protecția instalațiilor de foarte înaltă tensiune.

protecția instalațiilor de înaltă tensiune;

protecția instalațiilor de medie tensiune;

protecția instalațiilor de joasă tensiune;

în funcție de elementul protejat avem sisteme de protecții:

pentru generatoare sincrone;

pentru transformatoare și autotransformatoare de putere;

pentru sisteme de bare;

pentru linii electrice de transport;

pentru motoare electrice (asincrone, sincrone, de curent continuu);

protecția rețelelor de medie și înaltă tensiune (alimentare bilaterală);

protecția rețelelor de distribuție de joasă tensiune (radiale);

protecția instalațiilor de iluminat, casnice, instalații electronice, etc.;

în funcție de principiul constructiv:

protecții cu relee clasice (electromagnetice, electrodinamice, de inducție etc.);

protecții prin declanșatoare electromagnetice sau termice cu acționare directă asupra întrerupătorului

protecții cu relee electronice – realizate cu componente discrete – tranzistoare, tiristoare, triacuri, diode, rezistențe, condensatoare etc. sau circuite integrate;

protecții cu microprocesoare – automate programabile, protecții numerice de generația I;

protecții digitale – protecții prin calculator, protecții numerice de generația II.

După timpul de acționare al protecției:

ultrarapide;

rapide;

normale;

lente;

temporizate – cu o treaptă de temporizare sau temporizare în trepte, etc.

După modul de conectare în circuitele protejate;

protecții cu conectare directă în circuitul echipamentului protejat (cu relee termice, electromagnetice, declanșatoare);

protecții cu conectare prin traductoare (de curent, tensiune, etc.);

protecții mixte.

După modul de acționare în circuitul protejat:

acționare directă (prin contactoare sau întrerupătoare);

acționare indirectă prin relee intermediare sau contactoare, etc.

acționare directă prin siguranțe fuzibile;

După gradul de automatizare:

protecții locale automate (relee de protecție sau declanșatoare);

protecții de la distanță prin sisteme de telecomandă;

protecții numerice;

protecții prin dispecerat.

1.4. CERINȚE IMPUSE SISTEMELOR DE PROTECȚIE

Scopul principal al unei protecții este detectarea avariei și separarea elementului avariat de restul instalației electrice, în vederea evitării extinderii avariei la elementele instalației nedeteriorate și a revenirii cât mai rapide la regimul normal de funcționare pentru restul elementelor din sistemul electroenergetic rămase în funcțiune. Este deosebit de importantă sesizarea regimurilor anormale (nepermise) de funcționare a instalațiilor electrice și semnalizarea lor, pentru a se preveni apariția unor avarii.

Pentru îndeplinirea acestor două funcțiuni fundamentale, dispozitivele de protecție, indiferent de tipul sau principiul constructiv pe care se bazează, sistemul de protecție prin relee trebuie să îndeplinească următoarele condiții:

rapiditatea – este proprietatea protecției de a deconecta echipamentul defect într-un timp cât mai scurt, rezultată din pericolul pe care îl prezintă întârzierea lichidării scurtcircuitelor apărute în sistemele electrice. Rapiditatea unei protecții este justificată din punct de vedere tehnico-economic, în următoarele scopuri:

reducerea suprasolicitărilor și a gradului de deteriorare a echipamentelor avariate, provocate de efectul termic și electrodinamic al curentului de scurtcircuit;

menținerea stabilității dinamice și funcționării neîntrerupte a sistemului electroenergetic;

limitarea tensiunilor accidentale periculoase pentru instalații, oameni și animale, (conform prevederilor standardelor privind protecția împotriva electrocutărilor);

prevenirea apariției supratensiunilor periculoase pe liniile de interconexiune (fenomen posibil mai ales pe liniile de 750 kV);

asigurarea eficacității restabilirii funcționării normale, prin RAR, AAR, autopornirea motoarelor, resincronizarea unor grupuri etc.

reducerea timpului cât consumatorii sunt alimentați cu tensiune scăzută;

Timpul de deconectare este compus din timpul de acționare al protecției și timpul de întrerupere al întreruptorului, timpul minim de acționare al protecției, în stadiul actual al protecțiilor digitale este de 0,01 … 0,02 s.

selectivitatea – protecțiile trebuie să aibă proprietatea de a separa numai elementul la care a apărut defectul, prin a selectarea și declanșarea celor mai apropiate întrerupătoare de acesta toate celelalte părți componente ale sistemului electric rămânând în funcțiune.

Declanșarea selectivă se realizează prin aranjarea sistemelor de protecție în zone succesive (la apariția defectului acesta poate fi sesizat de mai multe sisteme de protecție, dar cel care va acționa primul este întotdeauna cel mai apropiat de defect) sau prin proiectarea unor sisteme de protecție care răspund numai condițiilor din zona protejată bine definită

În funcție de principiul de funcționare, o protecție poate folosi informații de la una sau mai multe extremități ale zonei protejate, rezultă două categorii de protectie:

protecții cu selectivitate absolută (unit protections) – sunt sisteme de protecție proiectate pentru a funcționa numai în cazul apariției unor defecte într-o zonă bine definită (protecția diferențială, protecția cu comparație de fază). Selectivitatea lor depinde de compararea mărimilor supravegheate măsurate la capetele zonei protejate;

protecții cu selectivitate relativă (non-unit protections) – sunt sisteme de protecție ca care nu au o zonă bine definită de acționare. Selectivitatea lor depinde de valorile mărimilor supravegheate măsurate în punctele unde sunt instalate (protecții maximale de curent, protecții de distanță);

Metodele de asigurare a selectivității sunt temporizarea, direcționarea, reglajul de curent și utilizarea combinată a mai multor tipuri de protectie.

Fig. 1.3. Izolarea liniei L1 defecte în punctul K

Spre exemplu defectul liniei L1 din figura 1.3. poate fi izolat de către sistemul de protecții în două moduri:

neselectiv prin declanșarea întrerupătoarelor I1 și I3, consumatorul C rămâne nealimentat;

selectiv prin declanșarea întrerupătoarelor I1 și I2, consumatorul C rămâne alimentat.

Acționarea neselectivă a protecțiilor, este admisă pentru asigura accelerarea eliminării scurtcircuitelor, dacă aceasta este necesară și eficace în scopurile menționate mai sus, în ceea ce privește rapiditatea acționării protecției. Corectarea neselectivității protecției se face unde este posibil prin intervenția imediată a instalațiilor de automatizare (RAR, AAR etc.).

discriminarea – reprezintă capacitatea unui sistem de protecție de a distinge între condițiile normale de funcționare a unui sistem electroenergetic și cele pentru care a fost proiectat să funcționeze;

siguranța – o protecție este sigură dacă are proprietatea de a acționa corect în toate cazurile când este necesar, întotdeauna când este necesar (de a nu avea refuzuri în funcționare) și a nu acționa atunci când nu este necesar (de a nu avea acționări false).

Această condiție este îndeplinită dacă:

protectia este proiectată corect;

echipamentele utilizate să fie fiabile.

sensibilitatea – este proprietatea protecției de a acționa la defecte sau la perturbări oricât de mici ale regimului normal de funcționare a mărimii fizice controlate. Sensibilitatea unei protecții se apreciază cantitativ prin coeficientul de sensibilitate.

Pentru protecțiile maximale se stabilește cu relația: (1.1)

Unde :

– este valoarea minimă a parametrului controlat la capătul zonei protejate

– valoarea de pornire a protecției asociată zonei protejate respective

Pentru protecțiile minimale coeficientul de sensibilitate este:

(1.2)

În cazul scurtcircuitelor datorită neglijării componentelor active ale impedanțelor buclelor de scurtcircuit, valoarea reală a curentului de scurtcircuit prin echipamentul protejat este mai mică decât cea determinată prin calcul. Protectia de curent trebuie să acționeze și la valoarea minimă a curentului de scurtcircuit adică: (1.3)

Relația coeficientului de sensibilitate este:

(1.4)

Rezultă ca valoarea coeficientului de sensibilitate este întotdeauna supraunitară, din acest motiv în cazul protecției maximale de curent creșterea sensibilității se obține prin :

utilizarea blocajelor de tensiune minimală;

filtre de componente simetrice;

independența față de condițiile exploatării – protecția prin relee a unei instalații trebuie să acționeze corect, independent de schema de conexiuni a sistemului electric în momentul respectiv, de numărul centralelor și al generatoarelor în funcțiune;

simplitatea – reprezintă rezultatul unei proiectări optime ceea ce presupune un număr minim de echipamente și circuite;

fiabilitate – proprietatea protecției de a sesiza apariția defectului pentru care a fost concepută și să nu aibă refuzuri de acționare sau acționări false (securitatea împotriva funcționărilor intempestive).

Fiabilitatea se asigură, în primul rând, prin utilizarea de echipamente și materiale cu fiabilitate ridicată, condiție obținută prin concepția și realizarea constructivă a protecției, și prin exploatarea corespunzătoare a acestora. Se pot adopta măsuri de creștere a fiabilității protecțiilor prin testarea periodică, supraveghere permanentă sau periodică și rezervarea protecțiilor (scheme de protecții cu redundanță).

compatibilitatea electromagnetică – caracteristica echipamentului protecției de a nu fi perturbat în funcționare de influențele diverselor câmpuri electromagnetice și de a nu genera perturbații electromagnetice în mediul înconjurător, această proprietate este deosebit de importantă pentru relee electronice și relee digitale;

Comunicația – proprietatea echipamentului de protecție de a efectua schimbul de informații cu alte echipamente pentru obținerea valorii mărimilor supravegheate, sau cu operatorul uman pentru reglarea parametrilor de acționare, și obținerea datelor privind mărimile de defect. Caracteristica este deosebit de importantă și bine dezvoltată pentru releele digitale, practic este fundamentul protecțiilor digitale.

autosupravegherea și autotestarea – funcție caracteristică echipamentelor de protecție digitale de a-și testa și supraveghea permanent starea și de a semnaliza orice defecțiune care poate conduce la o funcționare incorectă având ca rezultat creșterea fiabilității și stabilității instalației protejate.

eficacitatea economică – condiție care se referă nu numai la cheltuielile ce reprezintă costul echipamentelor de protecție și al montării acestora, ci și la cheltuielile de întreținere și de revizie care în unele cazuri pot avea valori importante.

1.5. FACTORI CARE AFECTEAZĂ PROIECTAREA SISTEMELOR DE PROTECȚIE

economici – acești factori țin cont de costul investiției inițiale cât și de costurile implicate de sistemul de protecție pe toată durata de viață. Includ atât costurile cu mentenanța cât și cele legate de asigurarea funcționării normale a protecției;

capacitatea de adaptare la cerințele concrete ale instalațiilor industriale – se referă la capacitatea de respectare a standardelor existente și a practicilor acceptate, care să permită o funcționare eficientă și o flexibilitate sporită, având în vedere extinderile care pot surveni ulterior în sistemul energetic;

experiența existentă – aceasta se asigură prin cunoașterea problematicii până în momentul actual, anticiparea problemelor care pot să apară în viitor în ceea ce privește funcționarea sistemului de protecție;

măsurători efectuate în instalația de protejat – acestea dau indicații asupra valorilor mărimilor electrice în cazul apariției unor defecte, în funcție de locul de amplasare a transformatoarelor de măsură.

1.6. TRANSFORMATOARE DE MĂSURĂ

Un transformator de măsură este un dispozitiv de raport inductiv cunoscut, numit raport de transformare, utilizat drept convertor de intrare pentru separarea galvanică față de circuitul primar și extinderea intervalului de măsurare, folosit în curent alternativ, pentru a furniza o mărime de ieșire standardizată aflată într-o relație specificată cu mărimea de intrare.

Transformatoarele de măsură sunt părți esențiale ale sistemelor energetice, de precizia și fiabilitatea acestora depind direct performanțele tehnico-economice ale unui sistem energetic.

În funcție de parametrul a cărei valoare o reduc transformatoarele de măsurare se clasifică în:

transformatoare de măsură de curent (simbol C);

transformatoare de măsură de tensiune (simbol T).

1.6.1. Transformatoare de curent

Transformatoarele de curent (TC), se folosesc pentru extinderea domeniului de măsură prin transformarea valorii curentului din primarul lor la valori standardizate (5 A sau 1 A) corespunzătoare pentru alimentarea circuitelor de curent ale aparatelor de măsură și / sau de protecție.

În funcție de aparatul alimentat (de măsură sau de protecție) transformatorul de curent este de construcție și precizie diferită. Dacă se dorește folosirea aceluiași transformator de curent pentru măsură și protecție, acesta va avea mai multe înfășurări secundare, unele au proprietățile necesare pentru a alimenta aparatele de măsură și altele pentru alimentarea aparatelor de protecție.

Transformatoarele de curent îndeplinesc următoarele funcțiuni:

transformă valoarea curentului din circuitul primar la valori standardizate de 5A sau 1A necesare pentru alimentarea circuitelor de curent ale aparatelor de măsură și / sau de protecție;

izolează galvanic circuitul primar (de joasă, medie, sau înaltă tensiune) a sistemului energetic de circuitul secundar de curent (de tensiune joasă) a aparatului de măsură sau protecție, cu scopul de a asigura protecția aparatelor și a personalului de deservire a aparatelor;

scot aparatele de măsură și protecție din zona de acțiune a câmpurilor magnetice și electrice puternice ale circuitelor primare de curent ale sistemului energetic, eliminându-se astfel acțiunea perturbatoare a acestor câmpuri asupra preciziei de măsurare și funcționare a releelor de protecție;

permit o stabilire ușoară a sumei sau diferenței curenților în schemele circuitelor secundare, izolate reciproc, folosite în scopul protecției;

protejează aparatele de măsură și de protecție împotriva efectelor dinamice și termice ale supracurentului ce apare în caz de scurtcircuit în sistemul electroenergetic.

Conform normelor de tehnica securității muncii, circuitele secundare ale transformatoarelor de curent sunt întotdeauna închise și se leagă întotdeauna la pământ.

Schema de principiu și schema de reprezentare convențională a transformatorului de curent cu instrumentul de măsură și releul conectat în înfășurarea secundară este dată în
figura 1.4.

Fig. 1.4. Transformator de măsură de curent, a) schema de principiu,

b) schema de reprezentare convențională, c) diagrama fazorială a mărimilor caracteristice

Pentru marcarea bornelor înfășurării transformatorului de curent se folosește următoarea metodă: se alege borna de început a înfășurării primare în mod arbitrar. După marcarea bornelor înfășurării primare, se ia drept început al înfășurării secundare, borna la care curentul instantaneu prin înfășurarea secundară se îndreaptă spre circuitul exterior, în momentul când înfășurarea primară este parcursă de un curent dirijat de la începutul spre sfârșitul înfășurării.

1.6.2 Clasificarea transformatoarelor de măsură de curent

Din punctul de vedere al locului de montare se construiesc: transformatoare de curent de tip interior (simbol „I”, exemplu: CIRS, CIRTo), transformatoare de curent de tip exterior (simbol „E”, exemplu: CESU).

Din punct de vedere al conectării circuitului primar: tip suport (simbol „S”), de trecere (simbol „T”);

După felul izolației dintre înfășurări: cu izolație din ulei (simbol „U”), cu izolație din porțelan (simbol „P”), cu izolație din rășină de turnare (simbol „R”), cu izolație de hexafluorură de sulf (SF6).

Din punct de vedere al clasei de precizie pot fi utilizate: pentru măsură c < 1, sau pentru protecție: c > 1;

În funcție de numărul fazelor se deosebesc transformatoare de curent monofazate (cele mai răspândite) și transformatoare de curent trifazate (joasă tensiune).

Din punct de vedere constructiv pot fi transformatoare de curent cu miez magnetic sau fără miez magnetic.

După numărul înfășurărilor secundare: cu o singură înfășurare secundară, cu două sau mai multe înfășurări secundare.

După tensiunea rețelei în care se conectează înfășurarea primară: de înaltă tensiune, de medie tensiune, de joasă tensiune.

1.6.3. Parametrii transformatoarelor de curent

curentul nominal primar I1n cu valorile : 5; 10; 15; 20; 25; 30; 40; 50; 60; 75 A cu multiplii și submultiplii zecimali ai acestor valori;

curentul nominal secundar I2n având valoarea 5A sau 1A (1A pentru terminale digitale de protecție și trasee lungi ale circuitelor secundare de curent);

frecventa nominală

Sarcina secundară nominală este impedanța circuitului secundar (în Ω), cu indicarea factorului de putere cosϕ, pentru care se garantează clasa de precizie. De obicei se dă puterea aparentă secundară nominală S2n (VA), definită ca:

(1.5)

și reprezintă puterea aparentă ce se poate transmite sarcinii secundare în limitele clasei de precizie. Puterea secundară nominală poate avea una din valorile normalizate: 2,5 ; 5 ; 10 ; 15; 30 ; 60VA.

Clasa de precizie a transformatorului de curent reprezintă eroarea de curent admisă în condiții nominale de funcționare.

Transformatoarele de măsură de curent se realizează cu clasa de precizie 0,1; 0,2; 0,5; pentru circuitele de măsură și 1; 3 și 5 pentru circuitele de protecție.

raportul de transformare nominal kin – definit ca raportul între curentul nominal primar și curentul nominal secundar:

(1.6)

Unde:

I1n ; I2n – curentul din circuitul primar respectiv circuitul secundar al transformatorului;

N1 și N2 – reprezintă numărul de spire al înfășurării primare, respectiv secundare.

clasa de exactitate exprimată prin erorile de raport și de unghi definite ca:

eroarea de curent (sau de raport):

(1.7)

în care este raportul real de transformare;

eroarea de unghi δi – reprezintă unghiul de defazaj dintre fazorul curentului primar I1 și fazorul curentului secundar I2, rotit cu 180⁰, fiind considerată pozitivă când I2 rotit cu 180⁰ este defazat înaintea lui I1 (Fig.1.5), măsurat în minute, grade sau centiradiani.

Fig.1.5. Eroarea de unghi a transformatorului de măsurare de curent.

tensiunea maximă de lucru Um – definită ca cea mai mare valoare efectivă a tensiunii între faze care poate apare la un moment dat la bornele transformatorului de curent montat în rețea, în condiții normale de exploatare. În general Um = 1,2ˑUn .

Eroarea compusă este definită ca valoarea diferenței între valorile instantanee a curentul primar I1 și produsul dintre raportul de transformare nominal kin și valorile instantanee ale curentului secundar I2, exprimată în procente din valoarea eficace a curentului primar I1:

(1.8)

în care T este valoarea perioadei curenților.

Coeficientul de saturație, n, se definește ca raportul dintre valoarea maximă a curentului primar pentru care transformatorul trebuie să respecte limitele privind eroarea compusă și curentul nominal primar, și caracterizează comportarea transformatoarelor de măsurare de curent în regim de supracurent.

Se construiesc transformatoare:

pentru măsură cu n < 5 sau n < 10,

pentru protecție cu n > 10…30.

Fig. 1..6. a) Caracteristica de magnetizare; b) caracteristicile de saturație a transformatoarelor de curent

1 – caracteristica ideală la transformatoare de măsură; 3 – caracteristica reală a transformatoarelor de măsură
2 – caracteristica ideală la transformatoare de protecție; 4 – caracteristica reală a transformatoarelor de protecție

Stabilitatea termică și dinamică – datorită faptului că primarul transformatorului de curent este conectat în serie în circuitele primare ale receptoarelor de energie la apariția unui scurtcircuit în rețea prin înfășurarea primară va trece curentul de scurtcircuit isc a cărui amplitudine și variație în timp sunt determinate de caracteristicile rețelei și de valoarea instantanee a tensiunii rețelei în momentul scurtcircuitului:

(1.9)

Unde:

reprezintă diferența defazajelor undelor de curent și de tensiune față de momentul producerii scurtcircuitului (figura 1.7. b), iar Tr este constanta de timp a rețelei.

Fig. 1.7. Variația curenților de scurtcircuit în rețea

Curentul de scurtcircuit (isc) are o componentă aperiodică de curent continuu care se amortizează în timp (iap) și o componentă de regim permanent de curent alternativ (ip) (figura 1.7. a).

Protecția în funcție de modul de realizare, deconectează circuitul cu sau fără temporizare, cu un interval de timp care poate depăși o secundă. Încălzirea înfășurării primare a transformatorului de curent prin efect Joule-Lenz pe durata trecerii curentului de scurtcircuit isc nu trebuie să depășească valoarea limită admisibilă.

Caracterizarea comportării termice a transformatorului la trecerea isc este dată de curentul de stabilitate termică It definit ca valoarea efectivă a celui mai mare curent de scurtcircuit care poate străbate înfășurarea primară timp de 1 secundă, cu secundarul în scurtcircuit, fără a produce deteriorarea termică a transformatorului.

Curentul de stabilitate termică It are una din valorile: 60ˑI1n ; 80ˑI1n ; 100ˑI1n ; 120ˑI1n, în funcție de tensiunea nominală.

Caracterizarea efectului electrodinamic al curentului de scurtcircuit, datorat amplitudinii curentului în primar (i1) se realizează cu ajutorul curentului de stabilitate dinamică (Id) definit ca amplitudinea maximă a curentului de scurtcircuit primar (în kA), al cărui efect electrodinamic este suportat de transformator fără deteriorări, cu secundarul scurtcircuitat. În general valoarea curentului de stabilitate dinamică (Id) este:

1.6.4. Alegerea transformatoarelor de curent

Transformatorul de curent se alege astfel încât să fie respectate condițiile:

(1.10)

în care:

Icn – este curentul nominal al circuitului;

I1n – este curentul nominal primar al TC;

Ics – este curentul de suprasarcină al circuitului.

Se alege, transformatorul de curent cu cea mai mică valoare standardizată care satisface aceste condiții.

Regimul de normal de funcționare a unui transformator de curent este regimul de scurtcircuit al înfășurărilor secundare.

1.6.5. Scheme de reducere a sarcinii secundare a transformatoarelor de curent

Pentru a se reduce sarcina secundară a transformatoarelor de curent, se leagă pe aceeași fază două transformatoare de curent care au același raport nominal de transformare kin, (fig.1.8). Raportul de transformare kin al schemei este egal cu kin al transformatoarelor de curent. TC.

Fig.1..8. Extinderea sarcinii secundare prin legarea în serie a două TC

Tensiunea la bornele fiecărui transformator este:

(1.11)

Unde:

Zr – este impedanța releului de protecție;

Zcond – este impedanța conductoarelor de legătură a releului de protecție la secundarul transformatorului de curent;

Iar sarcina secundară a fiecărui transformator este:

(1.12)

Unde: Zs – este sarcina din secundar;

1.7.1. Transformatoare de tensiune

Transformatoarele de tensiune de măsură (TT), sunt transformatoare pentru care tensiunea secundară este proporțională cu cea primară în condiții normale de funcționare (unghiul de defazaj între cei doi curenți este aproximativ nul pentru o conexiune convenabilă), destinat excitației aparatelor de măsură, protecție și reglare. Asigură separarea galvanică a circuitelor secundare de cele primare și permite obținerea unor tensiuni secundare normalizate de , pentru valoarea nominală a tensiunii primare.

Înfășurarea lor primară este conectată în paralel cu circuitul a cărui tensiune se măsoară, în schemă monofazată utilizată pentru joasă, medie și înaltă tensiune, bifazată mai rar trifazată pentru joasă și medie tensiune.

Regimul normal de funcționare al unui transformator de tensiune este regimul de mers în gol, și se aleg astfel încât să fie respectată condiția:

(1.13)

în care:

S2n – este puterea secundară nominală, în [VA];

S2 – este puterea secundară consumată, în [VA].

Fig. 1.9. Transformator de măsură de tensiune inductiv,
a) schema de principiu, b) simbol, c) diagrama fazorială a mărimilor caracteristice

1.7.2. Clasificarea transformatoarelor de măsură de tensiune

Transformatoarele de tensiune de măsură (TT) pot fi:

transformatoare de tensiune inductive – utilizate pentru măsurarea tensiunilor medii până la inclusiv;

transformatoare de tensiune capacitive – utilizate pentru măsurarea tensiunilor mai mari sau egale cu 110 kV.

După numărul bornelor de înaltă tensiune se construiesc în variantele:

monofazat (monopolar) – cu o singură bornă izolată (față de nul) legată la o fază si o bornă legată la nul;

bifazat (bipolar) – cu două borne izolate fată de nul și legate la două faze;

trifazat (tripolar) – cu trei borne izolate și legate la cele trei faze.

Din punct de vedere al izolației, pot fi cu izolație: din ulei (simbol „U”), cu izolație din porțelan (simbol „P”), cu izolație din rășină de turnare (simbol „R”), cu izolație de hexafluorură de sulf (SF6).

Din punctul de vedere al locului de montare se construiesc: transformatoare de curent de tip interior (simbol „I”), transformatoare de curent de tip exterior (simbol „E”).

1.7.3. Parametrii transformatoarelor de măsură de tensiune

tensiunea nominală primară U1n cu valorile : 0,38; 0,4; 0,5; 0,66; (3); (5); 6; 10; (15); 20; (30); 35; 60/ 3 ; 110/ 3 ; 220/ 3 ; 400/ 3 [kV];

tensiunea nominală secundară U2n având valoarea normalizată de:

;

frecventa nominală

tensiunea maximă de lucru U1m – definită ca cea mai mare valoare efectivă a tensiunii între faze, care poate apărea la bornele primare, în condiții normale de exploatare, are valoarea: ;

raportul de transformare nominal kun – definit ca raportul între tensiunea nominală primară U1n , și tensiunea nominală secundară U2n:

(1.14)

raportul efectiv de transformare nominal ku – definit ca raportul între tensiunea bornele înfășurării primare U1 , și tensiunea la bornele înfășurării secundare U2:

(1.15)

clasa de exactitate exprimată prin erorile de raport și de unghi definite ca:

eroarea de tensiune (sau de raport) – pentru o anumita valoare a tensiunii măsurate în secundar U2 se obține o valoare a tensiunii măsurate în primar care diferă de valoarea reala U1 prin eroarea de măsură:

(1.16)

în care este raportul real de transformare;

eroarea de unghi δu – reprezintă unghiul de defazaj dintre fazorul tensiunii primare U1 și fazorul tensiunii secundare U2, fiind considerată pozitivă când U2 este defazată înaintea lui U1 (Fig.1.10), măsurată în minute, grade sau centiradiani.

Fig.1.10. Eroarea de unghi a transformatorului de măsurare de tensiune.

Puterea aparentă secundară nominală S2n – este puterea aparentă exprimată în [VA], pe care transformatorul o poate transmite sarcinii secundare, tensiunea secundară având valoarea nominală, fără ca erorile să depășească valorile nominale admisibile.

(1.17)

Puterile aparente secundare normalizate sunt: 10; 15; 25; 30; 50; 75; 100; 150; 200; 300; 400; 500 [VA].

1.7.4. Transformatoare de măsură de tensiune capacitive

Pentru măsurarea tensiunilor înalte și foarte înalte, în locul transformatoarelor de tensiune inductive se folosesc transformatoare capacitive formate dintr-un transformator coborâtor de tensiune inductiv și divizoare capacitive de tensiune.

Unitatea de bază are tensiunea nominală primară . Pentru creșterea tensiunii primare U1n peste această valoare sunt utilizate unități capacitive divizoare de tensiune înseriate cu unitatea de bază. Schema principală a transformatoarelor de măsură de tensiune capacitive este prezentată în figura 1.11.

Fig. 1.11. Transformator capacitiv de tensiune

Condensatoarele din schemă servesc ca divizoare de tensiune. Aparatul de măsurat (V) sau releul de protecție este conectat la divizorul capacitiv de tensiune prin transformatorul coborâtor T. Pentru obținerea rezonanței de curent, când curentul I2 atinge valoarea maximă pentru un anumit curent I1, se mărește inductanța transformatorului T prin adăugarea bobinei L în serie cu înfășurarea primară a transformatorului T.

Raportul de transformare al divizorului capacitiv la mers în gol este dat de relația:

. (1.18)

Avantajele utilizării transformatoarelor de tensiune capacitive față de transformatoarele inductive sunt:

izolația divizorului capacitiv poate fi ușor realizată, repartiția tensiunii pe elementele capacitive separate este practic liniară;

capacitatea mare și inductanța neglijabilă acționează favorabil la supratensiuni de impuls;

în cazul uzării unui element, nu se deteriorează întreg aparatul, și nici defectul nu se extinde la alte instalații;

costul mai scăzut, dacă se are în vedere folosirea divizorului și ca element de legătură pentru telefonia de înaltă frecvență.

Ca dezavantaje, trebuie să se menționeze sensibilitatea acestor transformatoare capacitive la sarcini secundare inductive cu caracteristici neliniare, și la apariția fenomenelor de rezonanță produse de regimurile tranzitorii din rețea, când circuitele magnetice la unele elemente ale transformatorului capacitiv se saturează ( bobinele de compensare, la transformatorul coborâtor). Fenomenul de rezonanță are caracter tranzitoriu de durată și prin creșterea tensiunii (supratensiuni de rezonanță) se pot deteriora transformatorul capacitiv și celelalte aparate conectate. De asemenea în regim tranzitoriu tensiunea secundară nu reproduce fidel variațiile tensiunii primare, ca urmare se înrăutățește precizia de măsurare și nu se permite funcționarea corectă a aparatelor de protecție. Din această cauză la transformatoarele de tensiune capacitive se prevăd dispozitive speciale pentru ameliorarea rapidă a fenomenelor de rezonanță.

1.8. RELEE. RELEE DE PROTECȚIE

Releul este un aparat electric proiectat astfel încât să-și poată modifica starea ieșirilor (în general de tip contact), conform unei funcții implementate, atunci când au loc modificări ale intrărilor. Intrările sunt în general mărimi electrice dar pot fi și mărimi mecanice, termice sau de altă natură.

Releul de protecție reprezintă un releu a cărui funcție este detectarea apariției unor defecte, a unei funcționări anormale sau periculoase în instalațiile electrice, și de a iniția acțiunea sistemelor de protecție sau de alarmare.

Un releu se compune din trei părți distincte, fig.1.12., în care s-au notat: ES – elementul sensibil sau elementul de intrare, EC – elementul de comparație sau elementul de prelucrare logică a informației și de decizie; EE – elementul de execuție sau elementul de ieșire.

Fig. 1.12. Scheme ale releelor și simbolizarea lor: a) Schema bloc; b) Schema desfășurată; c) Simbol

Caracteristica “intrare – ieșire”, y=f(x), a releului reprezintă legătura cu caracter discontinuu, între mărimea de intrare x și mărimea de ieșire y, și este reprezentată în figura 1.13.

Fig. 1.13. Caracteristica intrare – ieșire (statică) a unui releu

În cazul unei variații continue a parametrului x între x = 0 și x = xpr, reprezentând valoarea de pornire a releului, îi corespunde o valoare constantă a parametrului y = ymin, (adesea ymin = 0). În momentul în care parametrul x atinge valoarea x = xpr, parametrul y variază în salt de la valoarea y = ymin la valoarea y = ymax, timpul în care are loc trecerea de la ymin la ymax fiind determinat de durata procesului tranzitoriu în circuitul parametrului y, și reprezintă timpul de acționare al releului. Dacă valoarea parametrului x creștere până la valoarea x = xmax, valoarea parametrului y rămâne constantă. În descreșterea valorii parametrului x de la xmax la xrev, valoarea y = ymax rămâne neschimbată, iar la x = xrev se va micșora prin salt până la valoarea y = ymin.

Valoarea x = xrev reprezintă valoarea de revenire a parametrului x iar raportul:

(1.19)

poartă numele de factorul (coeficientul) de revenire al releului.

1.8.1. FUNCȚIILE RELEELOR

Releele (electrice, electronice, digitale) sunt echipamente cu o mare diversitate constructivă care își găsesc aplicabilitatea în diverse domenii de comandă, supraveghere, reglare și control a proceselor industriale. Complexitatea releelor începe cu dispozitive electromagnetice simple până la terminale digitale cu funcții complexe, cu precizie ridicată integrate în procese automatizate controlate de calculator (SCADA). Releele au o aplicabilitate deosebită în alcătuirea schemelor de protecție și automatizare prin relee a sistemelor electroenergetice.

Independent de domeniul în care se folosesc, funcțiile obișnuite ale diverselor tipuri de relee sunt următoarele:

funcția de măsurare sau control – întâlnită în special la releele de protecție (releul maximal de curent, releul minimal sau maximal de tensiune, releul de distanță de impedanță minimă, releul direcțional, releul diferențial, etc.), având rolul de a controla în permanență anumiți parametri (curent, tensiune, impedanță, sens de circulație a puterilor etc.), în scopul sesizării faptului că parametrul respectiv a atins o anumită valoare reglată (valoarea de pornire), sau de consemn a releului. Releele cu funcții de măsurare au în general precizie bună și consum redus de putere.

funcția de amplificare (în putere) – permite să se alimenteze un circuit electric ce necesită un curent (putere) mai mare cu ajutorul unui curent (putere) relativ mai mic.

funcția de multiplicare a numărului de circuite comandate – datorită faptului că un releu posedă mai multe contacte, poate asigura închiderea și / sau deschiderea mai multor circuite independente. Această funcție se întâlnește în special la releele intermediare.

funcția de semnalizare – se realizează cu ajutorul unor relee speciale, de semnalizare, numite și relee clapetă și se materializează printr-o indicație optică sau / și acustică atunci când clapeta (sau stegulețul indicator) cade, ceea ce se întâmplă atunci când în circuitul de execuție al releului de semnalizare apare un curent (releul de semnalizare tip serie) sau apare o tensiune (releu de semnalizare tip derivație).

funcția de temporizare – permite o întârziere între momentul aplicării unui impuls (excitării releului) și momentul comutării contactelor sale.

funcția de supraveghere – caracteristica de a supraveghea permanent starea și integritatea unui circuit sau echipament și a comunica starea acestuia.

1.8.2. PARAMETRII RELEELOR

Parametrii principali ai releelor, indicați în cataloage și prospecte, sunt următorii:

curentul și tensiunea nominală, reprezintă valorile curentului și tensiunii pe care bobinele releului le pot suporta, în bune condiții, un timp oricât de lung, cu precizarea dacă releul trebuie să fie alimentat în curent continuu sau în curent alternativ în sistem monofazat sau trifazat.

valoare de acționare – este valoarea minimă a mărimii de intrare la care releul își modifică starea ieșirilor (contacte mecanice sau statice);

valoare de revenire – este valoarea maximă a mărimii de intrare la care are loc revenirea releului acționat în starea inițială;

Factorul de revenire, krev – este raportul dintre valoarea mărimii de revenire (xrev) și valoarea mărimii de pornire a releului (xpr) . (1.20)

Cu cât factorul de revenire (krev) este mai apropiat de unitate, cu atât releul este de calitate mai bună. La releele maximale, factorul de revenire este subunitar (0,75÷0,95), iar la releele minimale este supraunitar (krev = 1,05÷1,2).

timpul propriu de acționare – este intervalul de timp scurs de la apariția unei mărimi de intrare având valoarea egală sau mai mare ca valoarea de acționare a releului și momentul în care s-a produs modificarea stării ieșirilor;

timpul propriu de revenire – este intervalul de timp scurs din momentul în care valoarea mărimii de intrare scade sub cea a valorii de revenire sau dispare, până la revenirea în starea inițială a releului;

puterea consumată – reprezintă puterea absorbită, în condiții nominale, de circuitele releului, exprimată în [VA], în cazul alimentării în curent alternativ, sau în [W] în cazul alimentării în curent continuu;

puterea comandată de ieșirea releului (puterea de rupere, capacitatea de comutare) – este puterea din circuitul pe care îl pot întrerupe sau stabili contactele releului, fără ca acestea să se deterioreze;

poziția normală a contactelor (a ieșirilor) – este poziția pe care o ocupă contactele (ieșirile) releului atunci când nu este aplicată nici o mărime la intrarea releului;

eroarea releului – este diferența dintre valoarea reală de pornire a releului și valoarea parametrului controlat la care releul a fost reglat (setat) să acționeze.

mărimea caracteristică – reprezintă mărimea specifică la care un releu acționează, cum ar fi: curentul pentru un releu maximal de curent, tensiunea pentru un releu de tensiune, impedanța pentru un releu de impedanță, defazajul dintre tensiune și curent pentru un releu direcțional etc.;

stabilitatea termică și electrodinamică – reprezintă proprietatea releului de a suporta timp limitat efectele termice și electrodinamice ale curenților de scurtcircuit fără nici un fel de deteriorări definită prin valoarea de șoc a curentului de scurtcircuit suportat de releu, iar stabilitatea termică este definită prin intervalul de timp în care releul poate suporta, în bune condiții, diferite valori ale curentului de scurtcircuit.

1.8.3. CALITĂȚILE CERUTE RELEELOR DE PROTECȚIE

Un releu de performanță trebuie să posede următoarele calități:

Siguranța în funcționare – constă în aceea că dispozitivele de protecție prin relee, (care acționează foarte rar, de câteva ori pe an), trebuie să asigure funcționarea corectă a acestora în toate condițiile pentru care au fost prevăzute să funcționeze în caz de defect în instalație chiar după o perioadă lungă de repaus. Siguranța în funcționare trebuie privită cu multă atenție, având în vedere că releele sunt în regim de așteptare, urmând să intervină numai la apariția avariei. Pe baza unor studii statistice a comportării în exploatare a releelor se poate mări siguranța în funcționare a acestora prin programe de mentenanță.

Rapiditate în funcționare – calitate necesară, având în vedere că o deconectare rapidă a elementelor avariate poate rămâne fără urmări asupra funcționării instalațiilor neavariate;

Sensibilitatea – adică sesizarea tuturor defectelor și a regimurilor anormale de funcționare, chiar și atunci când ele se deosebesc cu puțin față de regimul de funcționare normal al instalațiilor;

selectivitatea – capacitatea releului de a discrimina un defect din zona protejată în raport cu starea normală de funcționare a sistemului, și deconectarea doar a elementului avariat și permiterea funcționării în continuare a instalațiilor neavariate;

Consum mic de energie – calitate care pe lângă aspectul economic al consumului redus, conduce și la reducerea spațiului aferent transformatoarelor de măsură.

consistența – acuratețea releului de a funcționa în mod repetat pe aceleași caracteristici electrice sau de timp;

Fidelitate și precizie – în sensul bunei fidelități se urmărește ca dispersia pragului de funcționare să fie mică la solicitări de același mod și în aceleași condiții ale mediului ambiant. O precizie bună implică o diferență mică între valorile extreme ale mărimii de alimentare (sau de intrare) pentru care releul funcționează.

Verificare și depanare ușoară – se poate asigura mai ales printr-o execuție debroșabilă. Prezența câmpurilor electrice, a vibrațiilor și șocurilor mecanice, a condițiilor atmosferice și climă, impun alegerea modului de construcție și montare a releului.

1.8.4. CLASIFICAREA RELEELOR DE PROTECȚIE

În structura sistemelor de protecție a instalațiilor electrice se întâlnesc o mare varietate de elemente electrice și electronice de comutație, utilizate pentru comanda, automatizarea și protecția circuitelor electrice în scopul realizării obiectivelor pentru care au fost proiectate.

O clasificare a releelor se poate face după modul următor:

După modul de conectare în circuit:

relee primare – sunt relee conectate direct în circuitul protejat (mărimea de intrare este mărimea supravegheată din circuit, curent sau tensiune);

relee secundare – mărimea de intrare a releelor secundare este mărimea electrică (tensiune sau curent) din secundarul transformatoarelor de măsură;

relee alimentate prin contactele altor relee – relee intermediare, relee de timp, relee de semnalizare;.

În figura 1.14 sunt puse în evidență circuitele primare, secundare și de comandă în cazul unei protecții prin relee.

Fig.1.14. Circuite primare și secundare, cu: I – întreruptor; S.B. – separator de bară;

S.L. – separator de linie; TT – transformator de măsură de tensiune; TC – transformator

de măsură de curent.

După natura parametrului controlat:

mărimi electrice – curent, tensiune, frecvența, impedanță, putere etc.

mărimi ne-electrice – relee de gaze, temperatură, presiune, debit.

După modul de acționare asupra elementului de execuție:

cu acțiune directă – elementul de protecție acționează direct asupra aparatului de comutație

cu acțiune indirectă – acțiunea se transmite prin intermediul unor contacte din circuitul electric auxiliar al aparatului de comutație.

releu static – un releu electric a cărui ieșire este realizată electronic, magnetic sau optic, fără elemente de contact în mișcare

În funcție de valoarea timpului de acționare (ta) releele se clasifica in:

relee fără inerție (ultrarapide), când ta<10 ms

relee rapide – când ta < 5*10-2 s

relee normale – când 0,15s > ta > 5*10-2 s

relee lente – când 1s > ta > 0,15 s

relee temporizate – când ta > 0,5 s

După principiul de funcționare al mecanismului de acționare:

electromagnetice – cu mișcare de rotație a armăturii sau cu mișcare longitudinală

de inducție – cu disc sau cu rotor cilindric

electrodinamice – cu fier sau fără fier

magnetoelectrice – polarizate sau nepolarizate

balanță – electrică sau electromagnetică

electronice – cu detector de nivel critic, comparatoare de amplitudine și / sau fază, cu elemente de execuție electromecanice sau statice

termice

de gaze

După felul in care este realizata acțiunea față de o anumită valoare a mărimii de intrare:

relee maximale, – acționează daca mărimea protejată depășește o anumită valoare

relee minimale, – acționează când mărimea protejată scade sub o anumită valoare sau dispare

relee direcționale – acționează dacă se schimbă sensul mărimii protejate (de exemplu: sensul de circulație al puterii)

relee diferențiale – acționarea releului se produce atunci când diferența valorilor celor două mărimi aplicate la intrare, devine în valoare absolută, mai mare decât valoarea dinainte stabilită.

După mărimea pe care o protejează:

relee de curent (pentru curent continuu sau alternativ)

relee de tensiune (pentru tensiune continuă sau alternativa)

relee de putere (activă, reactivă, aparentă)

relee de impedanța (de rezistență, reactanță, impedanță)

relee de frecvență (sau de alunecare)

relee de defazaj (de succesiune a fazelor )

relee de timp (cu temporizare la acționare sau la revenire)

relee de temperatură

După funcția realizată în schemă:

releul de protecție – reprezintă un releu a cărui funcție este detectarea apariției unor defecte, a unei funcționări anormale sau periculoase în instalațiile electrice, și de a iniția acțiunea sistemelor de protecție sau de alarmare.

releul auxiliar – este un releu care acționează, în urma excitării, prin închiderea sau deschiderea contactelor altui releu. Are rol de a multiplica numărul de contacte și/sau de a amplifica în curent;

releu de rezervă – un releu care acționează, de obicei cu o ușoară întârziere, în cazul în care nu acționează releul destinat în mod normal pentru acest lucru;

releu cu acțiune instantanee – este un releu care nu este temporizat și a cărui acțiune este întârziată numai de timpul propriu de comutare, de regulă nu depășește 0,1 secunde;

releu de timp – este un releu proiectat special pentru realizarea unor temporizări fie din momentul apariției excitației (cu temporizare la acționare), fie din momentul dispariției excitației (cu temporizare la revenire);

releu cu caracteristică de timp independentă – releu a cărui temporizare nu depinde de mărimea de excitație;

releu cu caracteristica de timp dependentă – un releu a cărui temporizare depinde de valoarea excitației;

releu cu caracteristică de timp inversă – este un releu a cărui temporizare este o funcție invers dependentă față de valoarea excitației;

releu de semnalizare – releu cu rol de a semnaliza starea operativă a unui dispozitiv (circuit), depășirea unei valori de consemn (reglate) sesizată de elementele de protecție sau funcționarea unei protecții.

1.8.5. CODIFICAREA (IDENTIFICAREA) INTERNAȚIONALĂ

A RELEELOR DE PROTECȚIE

La nivel internațional se utilizează o codificare numerică (numere de identificare) a releelor cu funcții de protecție (dispozitive de protecție cu relee), sau a dispozitivelor cu rol în conectarea / deconectarea sistemelor electroenergetice. Utilizarea unei codificări comune, permite ca aceste dispozitive să poată fi mult mai ușor de reprezentat și identificat în schemele electrice de principiu sau desfășurate.

De exemplu 27 identifică un releu minimal de tensiune, sau 21 releu de distanță, 87G protecție diferențială a generatoarelor etc. Principalele coduri utilizate sunt prezentate în ANEXA 1 – Tabelul 1.1

OPIS DOCUMENT

1.. CALCULUL CURENȚILOR DE SCURTCIRCUIT

ÎN REȚELELE ELECTRICE 1

SCOP 1

DOMENIU DE APLICARE 2

PREMISE DE CALCUL AL CURENȚILOR DE SCURTCIRCUIT 2

2.. METODE ȘI CĂI DE DETERMINARE A SOLICITĂRILOR

DE SCURTCIRCUIT 5

2.1. Ipoteze de calcul 5

2.2. Metode de calcul 7

2.2.1. Generator echivalent de tensiune la locul de defect 7

2.2.2. Impedanțele de scurtcircuit 8

3. Calculul curenților de scurtcircuit departe de generator 10

3.1. Curentul simetric inițial de scurtcircuit 10

3.2. Curentul de scurtcircuit de șoc 12

3.3.. Calculul curenților de scurtcircuit bifazat și monofazat. 14

3.4. Impedanțele de scurtcircuit 14

4. Calculul curenților de scurtcircuit aproape de generator. 16

4.1. Metode de calcul și factori de corecție. 16

CALCULUL CURENȚILOR DE SCURTCIRCUIT

ÎN REȚELELE ELECTRICE

SCOP

Proiectarea și alegerea unui sistem de protecție presupune cunoașterea defectelor care pot să apară în instalațiile electrice. Marea majoritate a defectelor reprezintă o formă sau alta a deteriorării izolației prin străpungere sau conturnare. Formele sub care se manifestă deteriorarea izolației sunt scurtcircuitele și punerile la pământ simple sau duble. Principalele tipuri de scurtcircuit sunt reprezentate în figura 2.1.

Fig.2.1. Tipuri de curenți de scurtcircuit (sensul curenților este ales arbitrar): a – scurtcircuit trifazat
simetric; b – scurtcircuit bifazat; c – scurtcircuit bifazat cu pământ; d – scurtcircuit monofazat.

Calculul curenților de scurtcircuit este necesar pentru luarea deciziilor în legătură cu dimensionarea, dezvoltarea și exploatarea instalațiilor energetice, precum și alegerea unui sistem de protecție capabil să asigure în mod automat deconectarea instalației în cazul apariției unui defect, sau a unui regim anormal de funcționare, periculos pentru instalație.

Calculul curentului de scurtcircuit trifazat metalic (prin impedanță nulă), deși foarte rar în exploatare, constituie un element de bază pentru studiul rețelelor electrice; se efectuează întotdeauna în proiectare și în exploatare, iar pentru rețelele cu neutrul legat direct la pământ (110 kV, 220 kV și 400 kV) un loc deosebit îl ocupă calculul curentului de scurtcircuit monofazat, ca defectul cel mai probabil.

DOMENIU DE APLICARE

Calculul curenților de scurtcircuit este necesar să se efectueze la:

dimensionarea instalațiilor noi la solicitări dinamice și termice;

verificarea instalațiilor existente la solicitări de scurtcircuit, în condiții de dezvoltare a instalațiilor sistemului energetic național;

stabilirea protecției prin relee din instalațiile electrice, a automatizărilor de sistem – ca tipuri și reglaje;

determinarea influenței liniilor electrice de înaltă tensiune asupra liniilor de telecomunicații, în vederea stabilirii măsurilor de protecție a acestora din urmă;

determinarea nivelului supratensiunilor de comutație;

caracterizarea sistemului energetic în raport cu o anumită bară a sistemului, atunci când se fac studii privind posibilitățile de racordare a unui consumator cu anumite caracteristici deosebite (regim deformant, șocuri de putere reactivă, etc.);

analiza funcționării unor consumatori nesimetrici (de exemplu cuptoare electrice cu arc, cale ferată cu alimentare monofazată .a.);

întocmirea de scheme echivalente necesare în studii de stabilitate statică sau dinamică,optimizări de regim (spre exemplu scheme echivalente REI – DIMO).

Calculul curenților de scurtcircuit se întocmesc cu o perspectivă diferită, în funcție de scopul lor și anume:

5 – 10 ani pentru dimensionarea instalațiilor noi;

1 – 3 ani pentru verificarea instalațiilor existente;

ani pentru determinarea influenței liniilor de înaltă tensiune asupra liniilor de telecomunicații;

în mod curent, chiar și în timp real, la schimbări de configurație și regim de funcționare, pentru verificarea nivelului de solicitare la scurtcircuit (în cazul instalațiilor, funcționarea în apropierea limitei admisibile) și pentru reglajul protecției.

PREMISE DE CALCUL AL CURENȚILOR DE SCURTCIRCUIT

Calculul curenților de scurtcircuit se efectuează în funcție de scopul studiului.

Pentru determinarea solicitărilor la scurtcircuit în rețelele de înaltă tensiune este suficientă efectuarea calculelor în ipoteze simplificatoare care admit, numită metodă de curent continuu din cauza ipotezei făcute asupra t.e.m.:

egalitatea în modul și argument a tuturor tensiunilor electromotoare (t.e.m.) ;

neglijarea rezistențelor rețelelor aeriene, considerându-se liniile ca simple reactanțe;

neglijarea susceptanței capacitive a liniilor în schemele de secvență pozitivă și negativă;

neglijarea sarcinilor, considerându-se numai aportul motoarelor sau compensatoarelor sincrone precum și al motoarelor asincrone, numai dacă sunt în apropierea locului de defect și au o anumită putere totală.

Pentru studiul regimurilor dinamice, analiza condițiilor de stabilitate statică, întocmirea de scheme echivalente de calcul, analiza și alegerea judicioasă a caracteristicii și a reglajului protecției de distanță, a protecției diferențiale de fază etc., este necesar să se efectueze un calcul de scurtcircuit exact.

În acest caz, sistemul energetic analizat este reprezentat fidel, calculul regimului cu scurtcircuit permanent fiind practic un calcul de regim în care, la locul de defect, se introduce o impedanță (șunt) corespunzătoare tipului de scurtcircuit analizat.

În rețelele de medie tensiune, premisele de calcul sunt aceleași ca și în calculul rețelelor de înaltă tensiune cu mențiunea că, în cazul utilizării metodei simplificate liniile aeriene și cablurile electrice se consideră prin rezistențele și reactanțele lor inductive.

Pentru anumite situații prevăzute de standarde sau prescripții, se poate considera la locul de defect o rezistență. Astfel, pentru verificarea la solicitări termice în caz de scurtcircuit a elementelor liniilor electrice aeriene se consideră la locul de defect o rezistență de 5 Ω.

La verificarea influenței liniilor de energie electrică asupra liniilor de telecomunicații se consideră o rezistență având următoarele valori:

15 [Ω] pentru defecte pe linii aeriene cu conductoare de protecție;

50 [Ω] pentru defecte pe linii aeriene fără conductoare de protecție.

Se menționează că valorile curenților de scurtcircuit se pot determina și din măsurători pe un analizor de rețea sau chiar probe pe viu, aceste date servesc la etalonarea unor metode de calcul utilizate în cazul unor instalații deosebit de importante.

Determinarea prin calcul a valorilor curenților de scurtcircuit, are avantajul că poate fi aplicată pentru instalații existente ca și pentru cele proiectate, pentru regimuri frecvent și mai puțin frecvent întâlnite. În calculele de scurtcircuit, generatoarele vor fi reprezentate prin:

reactanța supratranzitorie, pentru calculul solicitărilor dinamice și termice;

reactanța tranzitorie, pentru determinarea valorii curentului de scurtcircuit la t = 0,1s, studiul stabilității dinamice în cazul în care se consideră un reglaj de tensiune ideal (), stabilirea generatorului echivalent al sistemului în vederea determinării repartiției șocurilor de putere reactivă;

reactanța sincronă, pentru determinarea valorii curenților în regim de scurtcircuit pentru timpi mari (peste 10 s), studiul stabilității statice naturale.

Indicațiile CEI prevăd pentru impedanțele de scurtcircuit ale generatoarelor (debitând direct la bare sau bloc cu transformatoare) introducerea unui factor de corecție care ține seama de creșterea tensiunii electromotoare interne în funcție de factorul de putere al generatorului în regim de funcționare înainte de defect, ceea ce conduce la o micșorare a impedanței de scurtcircuit a generatorului (blocului) cu 3 … 10% .

Regimul de funcționare al sistemului energetic considerat în calcul trebuie, de asemenea, ales corelat cu scopul calculului. Calculele de dimensionare a echipamentului și a elementelor de construcție din instalațiile electrice, a prizelor de pământ, a protecției liniilor de telecomunicații, trebuie să se efectueze pentru "regimul maxim" de funcționare pentru o etapă de perspectivă suficient de îndepărtată .

Pentru verificarea condițiilor pe care le impune sistemului prezența unor consumatori caracterizași prin șocuri de putere activă și reactivă, ca și pentru verificarea condițiilor de siguranță a protecției prin relee, este necesar să se considere "regimul minim" de funcționare.

Regimul maxim de funcționare este caracterizat prin:

toate generatoarele, liniile și transformatoarele rețelei în funcțiune;

numărul maxim previzibil de transformatoare funcționează cu neutrul legat la pământ.

Regimul minim de funcționare este caracterizat prin:

numărul minim previzibil de generatoare, linii și transformatoare în funcțiune, în zona analizată;

numărul minim posibil de transformatoare cu neutrul legat la pământ în zona analizată;

neglijarea aportului motoarelor asincrone.

De regulă, se efectuează calculul curenților de scurtcircuit trifazat metalic, iar în rețelele cu neutrul legat la pământ și calculul curenților de scurtcircuit monofazat sau bifazat cu punere la pământ.

În funcție de scopul calculului trebuie aleasă metoda de investigație, aproximativă sau

exactă. În metoda de calcul aproximativă se introduc factori de corecție pentru apropierea rezultatelor de cele obținute prin metoda exactă.

Acești factori sunt:

Factorul de tensiune – c – definit ca raportul dintre tensiunea sursei echivalente de tensiune și tensiunea . Introducerea factorului c, este necesară din cauza faptului că tensiunea variază în timp și spațiu, datorită schimbării ploturilor la transformatoare, iar în cazul adoptării unor metode simplificate în care sunt neglijate sarcinile și capacitățile, are rol de factor de corecție. Valorile c sunt prezentate în tabelul 1;

Factorii de tensiune cmin și cmax – sunt utilizați pentru corectarea tensiunii echivalente în punctul de scurtcircuit la determinarea curenților de scurtcircuit inițiali, maximi și minimi;

Factorul de corecție al impedanței generatoarelor – K. Factorii de corecție KG – pentru generator debitând la tensiunea sa nominală, și Kbloc – pentru bloc generator – transformator, sunt utilizați pentru a se ține seama de regimul de funcționare al generatoarelor.

Factorul pentru determinarea curentului de vârf (de șoc) – ;

Factori pentru determinarea variației componentei alternative a curentului de scurtcircuit, la un defect în apropierea generatorului, ;

Factori pentru stabilirea aportului motoarelor asincrone la curentul de scurtcircuit de rupere q.

2.4. METODE ȘI CĂI DE DETERMINARE A SOLICITĂRILOR DE SCURTCIRCUIT

2.4.1. Ipoteze de calcul

Evoluția curentului de scurtcircuit este direct influențată de poziția locului de scurtcircuit față de generatoare. Astfel:

I. Scurtcircuit departe de generator (fig. 2a), caz în care componenta periodică, alternativă a curentului de scurtcircuit are o valoare practic constantă pe toată durata scurtcircuitului.

II. Scurtcircuit aproape de generator (fig. 2b), caz în care componenta periodică, alternativă, a curentului de scurtcircuit are o valoare variabilă în timp , de această variație se ține cont la stabilirea valorii curentului de rupere și permanent.

În cazul II este necesară determinarea valorilor componentei alternative a curentului de scurtcircuit la timpul zero (I"k), în regim permanent (Ik) , la timpul de rupere (Ir) și curentul de șoc ișoc.

Această variație se stabilește considerând :

modificarea impedanțelor surselor în timp și refăcând calculul pentru diferite momente (inițial – cu reactanțe supratranzitorii, la timpul de rupere – cu reactanțe tranzitorii, permanent – cu reactanțe sincrone);

curbe sau/și relații de variație în timp a aportului la scurtcircuit a generatoarelor de diferite tipuri în funcție de distanța electrică dintre generator și locul de defect.

Curentul de șoc ișoc depinde de constanta de timp de decrement a componentei aperiodice și de frecvență, adică de raportul R/X al impedanței de scurtcircuit Zk și este maxim dacă scurtcircuitul se produce la trecerea tensiunii prin zero.

În rețelele buclate există diferite constante de timp, motiv pentru care nu este posibilă indicarea unei metode exacte de calcul a lui ișoc și icc. Pentru determinarea curentului asimetric de rupere componenta aperiodică icc a curentului de scurtcircuit (fig.2) poate fi calculată cu o precizie suficientă cu relația:

(2.1)

Unde:

– este curentul inițial simetric de scurtcircuit;

f – frecvența nominală (50 Hz);

t – timpul;

R/X – raportul impedanței.

Calculul curenților minimi și maximi de scurtcircuit se bazează pe următoarele simplificări:

pe durata scurtcircuitului nu se produce o schimbare în ceea ce privește numărul de circuite afectate;

ploturile transformatoarelor se consideră în poziția reală;

nu se consideră rezistența arcului.

Aceste ipoteze nu sunt absolut adevărate pentru sistemele energetice, dar adoptarea lor permite studierea scurtcircuitelor cu o precizie suficientă.

2.4.2. Metode de calcul

Calculul curenților de scurtcircuit simetrici și nesimetrici se face utilizând metoda componentelor simetrice. Metoda componentelor simetrice necesită calculul a trei componente independente (de secvență pozitivă, negativă și zero), fără legături între ele în afara condițiilor de la locul de scurtcircuit.

În cazul în care scurtcircuitul este departe de generator se admite egalitatea dintre impedanțele de secvență pozitivă și secvență negativă , iar impedanțele de secvență zero sunt, de regulă, diferite de cele pozitive și Z0 poate fi mai mic sau mai mare decât Z+.

Schema pentru calculul curenților de scurtcircuit, dacă se aplică teoria componentelor

simetrice, se întocmește numai pentru o fază, atât în calculul scurtcircuitelor simetrice cât și al celor nesimetrice.

Toate elementele rețelei care intervin în calculul curenților de scurtcircuit se introduc în schema de calcul prin impedanțele lor (conform tabelului 2), exprimate în unități de măsură [Ω] sau în unități relative (tabelul 2).

În cazul schemelor cu mai multe trepte de tensiune, cuplate prin transformatoare, toate impedanțele sunt raportate la aceeași treaptă de tensiune, de regulă treapta la care are loc defectul. În cazul exprimărilor în unități relative, toate impedanțele trebuie raportate la aceeași impedanță de bază sau, ceea ce este echivalent, la o aceeași putere de bază (Sb) și tensiune de bază (Ub).

2.4.2.1. Generator echivalent de tensiune la locul de defect

Determinarea curentului de scurtcircuit la locul de defect K este posibilă cu ajutorul unui generator echivalent de tensiune. Pentru aceasta se pot neglija informațiile operaționale privind sarcina consumatorilor, poziția comutatoarelor de ploturi ale transformatoarelor, excitația generatoarelor; de asemenea nu sunt necesare calculele suplimentare privind circulațiile de puteri în momentul scurtcircuitului.

Generatorul echivalent de tensiune reprezintă tensiunea reală la locul de scurtcircuit înainte de apariția acestuia, în condițiile cele mai grele, considerat a fi singura sursă activă de tensiune a sistemului, iar tensiunile interne ale tuturor mașinilor sincrone și asincrone se vor considera zero. În această metodă se neglijează toate capacitățile liniilor și toate admitanțele

paralele ale celorlalte elemente pasive cu excepția scurtcircuitelor nesimetrice în rețelele de înaltă tensiune, (de secvență zero).

Transformatoarele de înaltă tensiune sunt în multe cazuri prevăzute cu comutatoare de ploturi sub sarcină, în timp ce transformatoarele care alimentează rețeaua de medie tensiune au de regulă puține trepte (± 2 x 2,5%). Pozițiile reale ale comutatorului de ploturi ale transformatoarelor de înaltă tensiune prevăzute cu comutatoare de ploturi sub sarcină, în cazul scurtcircuitelor departe de generator nu sunt importante, eroarea introdusă fiind neglijabilă.

Tabelul 2.1. Valorile factorului de tensiune c

Sursa echivalentă de tensiune pentru calculul curentului maxim de scurtcircuit poate fi stabilită, conform tabelului 2, astfel:

– în toate sistemele cu tensiune de la 1 kV la 220 kV (2.2)

– în sistemele cu tensiunea 400 kV și peste 400 kV (2.3)

2.4.2.2. Impedanțele de scurtcircuit

Calculul curenților de scurtcircuit necesită reducerea schemei rețelei la o impedanță văzută de la locul de defect, impedanța de scurtcircuit, care trebuie deosebită de impedanțele fiecărui element. Atât impedanța de scurtcircuit echivalentă cât și impedanțele elementelor se definesc pentru secvențele pozitivă, negativă și zero. În tabelul 3 se prezintă relațiile de determinare a impedanțelor diferitelor elemente ale rețelelor electrice.

Tabel 2.2. Parametrii elementelor de sistem

2.5. Calculul curenților de scurtcircuit departe de generator

Defectul poate fi alimentat din:

dintr-o sursă unică;

din mai multe surse nebuclate;

din mai multe surse, care funcționează cuplate în paralel.

2.5.1. Curentul simetric inițial de scurtcircuit

a) Schema echivalentă pentru calculul curentului de scurtcircuit alimentat direct dintr-o sursă unică departe de bornele generatorului este redată în figura 2.2 și 2.3

Fig.2.2. Scurtcircuit departe de bornele generatorului alimentat direct

Fig.2.3. Scurtcircuit departe de bornele generatorului alimentat prin transformator

Curentul simetric inițial de scurtcircuit este:

(2.4)

Unde:

– este sursa echivalentă de tensiune;

(2.5)

Rezistențele de ordin pot fi neglijate.

(2.6)

(2.7)

Impedanțele sistemului se raportează la tensiunea părții transformatorului unde apare scurtcircuitul.

În acest caz: (2.8)

b) Curentul inițial de scurtcircuit , curentul de rupere și curentul permanent de scurtcircuit la locul de defect, alimentat din surse care nu sunt buclate între ele poate fi considerat a fi compus din aportul independent al fiecărei surse. Schema echivalentă pentru calculul curentului de scurtcircuit alimentat din surse nebuclate departe de bornele generatorului este redată în figura 2.4.

Fig. 2.4. Scurtcircuit alimentat de surse nebuclate
(impedanța fiderului cu scurtcircuit se neglijează)

Curentul permanent de scurtcircuit la locul de defect este:

(2.9)

Suma este fazorială dar, în majoritatea cazurilor, fazele curenților fiind apropiate, se poate face suma algebrică. (2.10)

Aportul fiecărei surse se determină ca în cazul a).

Impedanța între punctul de scurtcircuit și bară poate fi neglijată dacă este mai mică decât , unde este curentul determinat prin relația (5) Dacă condiția nu este îndeplinită, sursele nu mai debitează independent pe scurtcircuit și se aplică prevederile de la punctul c).

c) În concordanță cu exemplul din figura 2.4, sursa echivalentă de tensiune este aplicată la nodul de defect și este singura sursă activă de tensiune în rețea.

Fig. 2.5. Scurtcircuit departe de generator alimentat dintr-o rețea buclată; c – schema sistemului;
c2 – schema echivalentă. ZQt, ZT1t, ZT2t – impedanțe raportate la joasă tensiune.

Calculul se face în concordanță cu metoda prezentată mai sus determinând impedanța

directă de scurtcircuit văzută de la locul de defect. Se fac transformările necesare în rețea (de

exemplu conexiunea serie, paralel, transformări stea – triunghi) considerând impedanțele pozitive ale echipamentului. Toate impedanțele sunt raportate la aceeași tensiune (de regulă, cea de la locul de defect):

(2.11)

unde:

– tensiunea sursei echivalente de tensiune (conform III);

– impedanța de scurtcircuit.

curentul permanent de scurtcircuit Ik = I (2.13)

2.5.2. Curentul de scurtcircuit de șoc

a) Deoarece scurtcircuitul este alimentat printr-un circuit serie, curentul de scurtcircuit de șoc are expresia:

(9a) (2.14)

Factorul de șoc se poate calcula cu ecuația aproximativă

(9b) (2.15)

Sau se poate deduce din monogramele de calcul din figura 2.6 ., în funcție de rapoartele R/X sau X/R.

Fig. 2.6. Factorul de șoc χ în funcție de raportul R/X respectiv X/R

b) Suma curenților de șoc ai diferitelor surse este:

(2.16)

c) Deoarece factorul de șoc prezentat în figura 2.6 este pentru o sursă care alimentează

scurtcircuitul printr-un circuit serie R și X, în rețelele buclate se alege una din aproximările următoare:

Raportul R/X constant în rețea :

Se utilizează care se determină din figura 2.6 luând cel mai mic raport R/X respectiv cel mai mare raport X/R al tuturor ramurilor rețelei. În acest caz, este necesar să se examineze ramurile prin care circulă aporturile la curentul de scurtcircuit care împreună transportă cel puțin 80 % din curentul de scurtcircuit total și care aparțin acelei părți a sistemului care are tensiunea nominală egală cu cea a punctului de scurtcircuit. Este posibil ca două sau mai multe echipamente să fie compuse într-o ramură.

Raportul R/X sau X/R în punctul de defect determinat pentru ansamblul rețelei
este:

Curentul de scurtcircuit de șoc se calculează cu relația:

(11) (2.17)

Unde 1,15 este un coeficient de siguranță pentru a acoperi inexactitățile datorate utilizării unui

raport de transformare obținut prin reducerea unei rețele buclate.

Factorul se obține din figura 5 cu raportul R/X dat de Impedanța în punctul K, calculate la f=50Hz. În rețelele de înaltă tensiune se impune: .

Frecvența echivalentă fc :

se determină pe fig.5 cu raportul:

(2.18)

unde: (2.19)

la frecvența rețelei, este rezistența efectivă echivalentă la frecvența fc

la frecvența rețelei, este reactanța efectivă echivalentă la frecvența echivalentă fc.

Impedanța echivalentă este: (2.20)

Zc este impedanța în punctul de scurtcircuit K, dacă o sursă echivalentă de tensiune cu frecvența fc = 20 Hz (pentru frecvența nominală 50 Hz) este introdusă acolo ca singura sursă activă de tensiune care alimentează scurtcircuitul.

2.5.3.. Calculul curenților de scurtcircuit bifazat și monofazat.

În timpul scurtcircuitului impedanța de succesiune negativă este aproximativ egală cu

impedanța de succesiune pozitivă .

Curentul inițial de scurtcircuit bifazat este:

(2.21)

Curentul de scurtcircuit de șoc bifazat este:

(2.22)

Curentul inițial de scurtcircuit monofazat (fază – pământ) este:

(2.23)

Unde – impedanța de scurtcircuit zero (homopolară)

Curentul de scurtcircuit de șoc monofazat este: "

(2.24)

Pentru simplificare, factorul de șoc poate fi luat cu aceeași valoare ca în cazul scurtcircuitului trifazat.

Observație: În rețelele cu neutrul izolat nu există curent de scurtcircuit monofazat.

2.5.4. Impedanțele de scurtcircuit

Fiecare componentă a unei instalații (rețeaua de medie tensiune, transformator, cablu, întrerupător, sistem de bare) se caracterizează printr-o impedanță proprie alcătuită dintr-un element rezistiv și o reactanță inductivă. Reactanța capacitivă nu este importantă pentru calculul curentului de scurtcircuit.

Rețeaua de medie tensiune, alimentare cu tensiune nominală , se cunoaște curentul de scurtcircuit simetric inițial la nivelul barelor colectoare și implicit

(2.25)

Aceste valori, de regulă sunt date de către autoritatea furnizoare.

Impedanța de scurtcircuit la nivelul barelor colectoare este:

(2.26)

unde c este factorul de tensiune relativ la bara sursei (Tabelul 1)

Dacă nu se cunosc cu exactitate rezistența și reactanța sursei de alimentare din înaltă tensiune, se pot utiliza următoarele relații:

respectiv (2.27)

2.6. Calculul curenților de scurtcircuit aproape de generator.

Defectul poate fi alimentat conform figurii 2.7

a) dintr-o sursă unică;

b) din mai multe surse, care alimentează radial scurtcircuitul;

c, d) din mai multe surse care funcționează în paralel.

Fig. 2.7. Scurtcircuit aproape de generator: a1 – alimentat de la o sursă directă; a2 – alimentat de la o
sursă prin transformator; b – alimentat radial din mai multe surse; c – alimentat din mai multe surse care debitează pe o impedanță comună; d – alimentat din mai multe surse funcționând într-o rețea buclată.

Relațiile de calcul pentru impedanțele de scurtcircuit ale generatoarelor și motoarelor sunt indicate în tabelul 2.

2.6.1. Metode de calcul și factori de corecție.

Calculul se face introducând sursa echivalentă de tensiune la locul de defect, după o prealabilă corectare a impedanțelor generatoarelor și ale blocurilor (generator – transformator) cu factorul de corecție corespunzător care ține seama de înlocuirea tensiunii supratranzitorie a generatoarelor sincrone cu sursa echivalentă de tensiune. Se recomandă utilizarea factorului de corecție în cazurile în care, fără aplicarea acestuia, rezultă valori apropiate de limită (minimă sau maximă) ale curenților de scurtcircuit. Impedanțele celorlalte elemente de rețea se determină conform tabelului 2.

Introducerea acestor factori este necesară numai pentru calculul curentului de scurtcircuit la bornele sursei și este importantă în particular dacă:

reactanța supratranzitorie a generatorului este mare (un generator cu cos la care , la încărcarea nominală pentru );

dacă raportul de transformare al transformatorului de bloc (cu sau fără comutator de ploturi) este diferit de raportul tensiunilor de serviciu a rețelelor.

Utilizarea acestor factori este importantă și în determinarea curenților minimi de scurtcircuit, când trebuiesc cunoscute condițiile limită precise ale diferitelor grupuri generatoare. Se cunoaște faptul că, și la vârf de sarcină, un anumit număr de generatoare funcționează cu sarcină parțială sau în zona subexcitată, ceea ce în general se neglijează. Se poate obține o aproximare a curenților de scurtcircuit cu ajutorul factorilor KG și Kbloc, chiar dacă aceștia se determină pentru un anumit regim de funcționare. Factorii de corecție rămân aceeași pentru impedanțele celor trei succesiuni.

Pentru generator factorul de corecție al impedanței este:

(2.28)

Pentru funcționarea generatorului la parametrii nominali sau în apropierea acestora, KG devine:

(2.29)

unde:

c – este factorul de tensiune (tabelul 1);

UNQ – tensiunea nominală a sistemului în nodul Q de conectare a generatorului;

UNG – tensiunea nominală a generatorului;

IG – curentul generatorului;

IGN – curentul nominal al generatorului;

ZG – impedanța generatorului dată de relația:; (2.30)

– reactanța supratranzitorie raportată la impedanța sa conform relației:

; (2.31)

– faza unghiului dintre tensiunea și curentul ;

– faza unghiului dintre tensiunea și curentul ;

Impedanța corectată a generatorului va fi:

(2.32)

La stabilirea factorului de corecție a impedanței unui bloc generator-transformator se ține seama de faptul că un transformator de bloc (cu, sau fără comutator de ploturi), are raportul de transformare kT :

(2.33)

Unde:

este tensiunea nominală a rețelei în care este injectată puterea;

și sunt tensiunile nominale primare respectiv secundare ale transformatorului.

Dacă tensiunea nominală a generatorului este diferită de cea de joasă tensiune a transformatorului de bloc () și puterea aparentă nominală a generatorului este diferită de cea a transformatorului de bloc () determinarea factorului se poate face, practic, considerând .

Pentru , curentul maxim de scurtcircuit se obține pentru , și se consideră .

Cu aceste aproximări, pentru obținerea curentului maxim de scurtcircuit pentru un bloc generator – transformator cu comutator de ploturi sub sarcină, factorul de corecție este:

(2.34)

Unde:

– este raportul de transformare corespunzător poziției uzuale a comutatorului de ploturi;

– reactanța relativă a transformatorului dată de relația:

(2.35)

Dacă tensiunea generatorului este permanent diferită de UnG, atunci se poate introduce în locul acesteia , unde

În cazul transformatoarelor fără reglaj sub sarcină:

(2.36)

unde:

– este raportul de transformare dat de relația: (2.37)

– corespunde plotului fix pe care funcționează transformatorul; are valoarea zero pe plotul nominal și poate avea valori: ± 0,025; ± 0,05, în funcție de caracteristicile transformatorului.

– raportul nominal de transformare al transformatorului de bloc.

Impedanța corectată a blocului raportată la înaltă tensiune, este:

(2.38)

Pentru rezistența generatoarelor sunt indicate valori în tabelul 2.

Aceste valori, sunt utilizate pentru decrementul componentei de curent continuu, țin seama și de decrementul componentei de curent alternativ a curentului de scurtcircuit în timpul primei semiperioade după apariția scurtcircuitului. Nu este considerată influența variației temperaturii asupra rezistenței generatorului. În realitate, rezistențele efective ale statorului mașinilor sincrone sunt, în general, mult sub valorile menționate mai sus.

PROTECȚIILE LINIILOR ELECTRICE

Protecția liniilor electrice reprezintă o problemă complexă întrucât schema și tipul protecției adoptate depinde de o serie de factori, printre care se pot enumera: configurația rețelei, construcția liniei, nivelul de tensiune, tratarea neutrului rețelei, condiții de stabilitate a sistemului electroenergetic etc.

Configurația rețelei din care face parte linia electrică, reprezintă factor esențial în alegerea modului de realizare a selectivității protecției liniei. Pentru rețele radiale se pot adopta protecții foarte simple, în timp ce în rețelele buclate și rețele complexe, în care se găsesc noduri cu posibilități de alimentare din cel puțin două sau trei direcții, selectivitatea poate fi asigurată numai prin adoptarea unor măsuri speciale.

Construcția liniei influențează în mod direct numărul și caracterul defectelor. Datele statistice arată că cele mai multe defecte se produc la liniile electrice aeriene și ponderea cea mai mare o au punerile la pământ, pe când la liniile în cablu (subterane) defectele se produc prin distrugerea izolației și în majoritate sunt scurtcircuite bifazate sau trifazate.

Nivelul de tensiune determină în mod substanțial complexitatea protecției, la tensiuni peste 220 kV pentru linii cu importanță deosebită se impun sisteme de protecție redundante completate cu câte un canal de transmisie spre capătul opus, cu transmiterea semnalului pe căi separate.

Tratarea neutrului rețelei are influență hotărâtoare asupra alegerii și modului de alimentare a elementului de pornire al protecției și a sensibilității acesteia, de modul de tratare al neutrului depind decisiv valorile tensiunilor și ale intensității curenților în cazul unui defect.

Condițiile de stabilitate a sistemului electroenergetic impun rapiditatea în lichidarea defectelor pentru a limita extinderea lor, și a se preîntâmpina pierderea stabilității funcționări generatoarelor care funcționează în paralel.

Funcție de modul de tratare a neutrului și ținând cont de configurația rețelei din care fac parte, liniile electrice sunt echipate cu următoarele protecții:

A) Rețele cu neutrul izolat sau tratat cu bobină de stingere. Acestea sunt rețele de medie tensiune, radiale sau buclate, având în componența lor linii electrice aeriene și în cablu. În funcție de tipul defectului posibil să se producă pe aceste linii, sunt prevăzute cu următoarele tipuri de protecții:

• Împotriva scurtcircuitelor între faze (cu sau fără punere la pământ) și împotriva punerilor la pământ pe două faze (duble puneri la pământ, pe faze diferite):

protecție maximală de curent;

protecție de distanță;

protecție diferențială longitudinală;

protecție diferențială transversală;

protecția maximală de curent de secvență inversă.

• Împotriva punerilor la pământ simple:

protecție maximală de curent homopolar, temporizată sau netemporizată;

protecție selectivă cu relee sensibile la conținutul de armonici superioare din curentul homopolar;

protecție direcțională homopolară.

• Împotriva suprasarcinilor:

Pe liniile în cablu care prezintă o supraîncărcare sistematică, se instalează o protecție maximală de curent (de suprasarcină) pe o singură fază, care comandă doar semnalizarea preventivă în cazul stațiilor cu personal permanent, iar în unele stații fără personal, pot comanda cu temporizare descărcarea automată a sarcinii sau declanșarea liniei.

B) Rețele cu neutrul legat la pământ prin rezistență. Acestea, de asemenea sunt rețele de medie tensiune, de regulă radiale sau buclate, iar defectele și regimurile anormale de funcționare care pot avea loc sunt scurtcircuite polifazate și/sau monofazate, respectiv suprasarcină.

Împotriva suprasarcinilor se prevede o protecție ca și în cazul rețelelor cu neutrul izolat sau tratat cu bobină de stingere, iar împotriva scurtcircuitelor polifazate și monofazate liniile sunt prevăzute cu protecții de bază și de rezervă după cum urmează:

a) Protecții de bază:

protecția maximală de curent;

protecția de distanță;

protecția diferențială longitudinală sau transversală (la linii dublu circuit).

b) Protecția de rezervă:

protecția maximală de curent homopolar.

C) Rețele cu neutrul legat direct la pământ. Sunt rețele de înaltă tensiune
(), radiale, buclate sau complexe, în care se pot produce toate tipurile de scurtcircuite simetrice și nesimetrice. Liniile electrice sunt prevăzute cu protecții de bază și de rezervă împotriva scurtcircuitelor monofazate și polifazate, iar liniile aeriene de foarte înaltă tensiune (Un > 400 kV) sunt prevăzute în unele cazuri și cu protecții împotriva creșterii periculoase a tensiunii. Totodată, liniile cu o lungime de cel puțin 20 km vor fi prevăzute, de regulă, la unul dintre capete (care trebuie să fie într-o stație cu personal sau telecondusă), cu dispozitive de localizare automată a defectelor pe linie (locatoare de defect), dacă funcția de locator de defect pentru linia respectivă nu este prevăzută într-o protecție de distanță sau înregistrator de avarie (oscilograf). De asemenea, liniile în cablu vor fi prevăzute cu o protecție de suprasarcină, de regulă, monofazată, în cazurile în care este posibilă o supraîncărcare a cablului. Se admite ca protecția de suprasarcină să acționeze doar semnalizarea preventivă (fără să comande descărcarea automată a sarcinii sau declanșarea liniei) în cazul stațiilor cu personal permanent sau al stațiilor teleconduse. În unele stații fără personal, pot să comande cu temporizare descărcarea automată a sarcinii sau declanșarea liniei. Funcție de configurația rețelei și nivelul de tensiune, liniile pot fi echipate cu următoarele tipuri de protecții:

C1) Linii de 110 kV.

• Linii radiale (cu sursă la un singur capăt), alimentând una sau mai multe (în derivație) stații coborâtoare de transformare:

a) Protecții de bază:

protecție maximală de curent, temporizată;

protecția de distanță.

b) Protecții de rezervă:

protecție maximală de curent, temporizată.

• Linii cu posibilitate de alimentare bilaterală (de la ambele capete, în cazul liniilor fără derivații, sau de la două capete, în cazul liniilor cu una sau mai multe derivații):

a) Protecții de bază:

protecția de distanță;

protecția de distanță cu canal de transmisie.

b) Protecții de rezervă:

protecție maximală de curent;

protecție comparativă direcțională

• Linii cu derivații, cu posibilitate de alimentare de la mai mult decât două capete:

a) Protecția de bază:

protecții de distanță cu canal de transmisie.

b) Protecția de rezervă:

protecție comparativă direcțională.

• Linii de interconexiune internațională:

a) Protecția de bază:

protecția de distanță cu canal de transmisie.

b) Protecția de rezervă:

protecție comparativă direcțională.

C2) Linii de 220, 400 și 750 kV.

Protecția de distanță. Se prevede ca protecție de bază la liniile de 220 sau 400 kV radiale (cu sursă la un singur capăt), alimentând stații coborâtoare de transformare (fără surse locale). Protecția va avea trei sau mai multe trepte de impedanță și de timp, prima treaptă fiind, de regulă, instantanee (netemporizată). În acest caz, de regulă, protecția de rezervă va consta dintr-o protecție maximală de curent de secvență homopolară cu blocaj direcțional , cu una sau două trepte.

Protecția de distanță cu canal de transmisie. Se utilizează la toate liniile de 220, 400 sau 750 kV, cu excepția celor radiale (la care se aplică protecțiile de la punctul C2-a).

La fiecare capăt de alimentare, de regulă, se prevăd câte două protecții de distanță independente, de tipuri constructive diferite, completate cu câte un canal de transmisie spre capătul opus, pe căi separate. Fiecare protecție de distanță va emite, simultan cu ordinul de declanșare a întrerupătorului de la capătul local, un semnal către capătul opus prin canalul său de transmisie. Semnalul recepționat la capătul opus va fi utilizat de către protecția de distanță corespondentă, pentru a realiza una din următoarele funcții:

– prelungirea treptei rapide sau accelerarea treptei a doua (protecție cu treaptă scurtă zonă redusă – și accelerare);

– declanșarea rapidă, cu control local al demarajului și al direcției (protecție cu treaptă scurtă – zonă redusă – și permisie).

În ambele situații declanșarea rapidă va fi selectivă (pe faze), în cazul utilizării reanclanșării automate monofazate.

Protecția comparativă de fază (protecția diferențială longitudinală). Se aplică la liniile de 220 – 750 kV la care defectele trebuie eliminate rapid, din considerente de stabilitate tranzitorie oriunde ar fi situate pe linia protejată. Acestea sunt linii cu derivații și posibilitate de alimentare de la mai mult decât două capete, și înlocuiește una dintre protecții (întotdeauna de distanță). Protecția trebuie să fie selectivă pe fiecare fază, în cazul utilizării reanclanșării automate monofazate. Echipamentele utilizate la cale două capete vor fi prevăzute și cu funcții de protecție cu selectivitate relativă (cel puțin o treaptă instantanee și una temporizată), care să rămână în funcțiune în situația defectării canalului de transmisie.

Protecția maximală de curent homopolar, direcțională. Se utilizează la toate liniile de 220 – 750 kV prevăzute cu câte două protecții de distanță, în mod suplimentar, integrată în fiecare dintre cele două protecții de distanță. Protecția se realizează cu temporizare invers dependentă de curent sau independentă, în două trepte.

Protecția maximală de tensiune. Se prevede pe liniile aeriene de foarte înaltă tensiune pe care pot să apară supratensiuni, sau după deconectare pot să apară creșteri de tensiune periculoase pentru echipamentul stației.

Liniile de 400 kV sunt prevăzute cu o protecție maximală de tensiune trifazată cu temporizare independentă, dacă din calcule de regim efectuate rezultă că în urma deconectării de la un capăt al liniei respective, sau în alte regimuri posibile, pot să apară creșteri de tensiune periculoase pentru echipamentele stației.

În cazul în care pe barele aceleași stații există mai multe linii care pot provoca supratensiuni temporare periculoase, protecția maximală de tensiune a liniilor respective va fi completată cu următoarele două criterii de selectivitate (în paralel):

recepția informației privind deschiderea întreruptorului de la capătul opus al liniei;

controlul local al sensului și valorii puterii reactive și al valorii curentului (sau al puterii active).

În funcție de valorile maximale ale supratensiunilor temporizate rezultate din calcul, protecția maximală de tensiune este realizată cu una sau mai multe trepte de tensiune și de temporizare. Protecția va comanda în primul rând anclanșarea reactoarelor, iar dacă aceasta nu va duce la scăderea tensiunii sub valorile periculoase, protecția va comanda declanșarea de la ambele capete a liniei care provoacă supratensiunea, precum și blocarea RAR.

– Pentru eliminarea supratensiunilor de rezonanță care pot să apară la liniile de 750 kV cu bobine de reactanță în derivație (de compensare), în cazul în care întreruptorul de la un capăt al liniei declanșează trifazat, iar întreruptorul de la capătul opus refuză să declanșeze pe una sau două faze, se va prevedea o treaptă suplimentară de tensiune maximală, care va comanda (din stația unde întreruptorul este deconectat trifazat), declanșarea uneia dintre bobinele de compensare de pe linia controlată.

OPIS DOCUMENT

PROTECȚIA DE TENSIUNE (59, 27) 1

Protecția maximală de tensiune – (ANSI 59 – Overvoltage) 2

Particularități ale protecției de tensiune maximală 4

Protecția de tensiune maximală de secvență inversă 4

Protecția de tensiune homopolară

(ANSI 59N – Neutral voltage displacement) 6

Protecția minimală de tensiune – (ANSI 27 – Undervoltage) 8

PROTECȚIA DIGITALĂ DE TENSIUNE (59, 27) 11

Protectia la tensiune minima (ANSI 27) 13

PROTECȚIA DE TENSIUNE (59, 27)

Protecția de tensiune este utilizată pentru detectarea valorilor tensiunii electrice care ating nivele periculoase pentru instalația aflată în zona protejată. Protectiile de tensiune sunt simple, alimentate cu o singură mărime (tensiunea electrică), și se realizează ca protecție de tensiune minimală, cât și ca protecție de tensiune maximală.

Scurtcircuitele polifazate sunt însoțite de scăderea valorii tensiunii între fazele pe care s-a produs defectul, iar scurtcircuitele monofazate conduc la reducerea valorii tensiunii fazei respective. Aceste defecte pot fi sesizate de protecția de tensiune minimală, ceea ce constituie o informație suplimentară care poate fi utilizată în combinație cu protecția maximală de curent cu scopul de a diferenția un defect îndepărtat de o suprasarcină. Se obține in acest fel protecția maximală de curent cu blocaj la minimă tensiune, protecție care va acționa în cazul scurtcircuitului numai dacă tensiunea scade sub o valoare prestabilită și în plus nu acționează în cazul regimurilor de suprasarcină.

Dacă zona protejată se află la nivelul barelor de medie tensiune protecția minimală de tensiune detectează starea de funcționare cu tensiune scăzută care poate conduce la pierderea stabilității funcționării mașinilor electrice (rotative în special) alimentate la nivelul de tensiune al barei respective. În acest caz protecția de tensiune minimală poate fi utilizată ca protecție de sine stătătoare prevăzută cu una sau două trepte de temporizare.

Scurtcircuitele nesimetrice sunt însoțite de apariția componentei de secvență inversă a tensiunii în cazul scurtcircuitelor bifazate și a componentei de secvență homopolară în cazul scurtcircuitelor monofazate. Protecția de tensiune maximală de secvență inversă sau homopolară poate sesiza apariția unor asemenea defecte.

Protecția de tensiune maximală poate fi utilizată și ca protecție de sine stătătoare, prevăzută pentru protejarea echipamentelor împotriva deteriorării izolației ca urmare a creșterii valorii tensiunii în zona protejată peste valorile maxim admisibile în condiții normale de exploatare.

În centrale tensiunile mari pot să apară ca urmare a exploatării incorecte a sistemelor de excitație a generatoarelor sincrone, a funcționării defectuoase a regulatoarelor de tensiune, în cazul separării generatoarelor de sistem (descărcarea bruscă de sarcină după scurtcircuite) sau în timpul insularizării. De asemenea, tensiuni mari pot să apară în rețele ca urmare a funcționarii defectuoase a regulatoarelor de tensiune la transformatoarele prevăzute cu reglajul tensiunii sub sarcină și a sarcinilor scăzute la consumatori.

Protecția maximală de tensiune – (ANSI 59 – Overvoltage)

Elementul de pornire al protecției intră în funcțiune la creșterea tensiunii U din zona elementului protejat peste valoarea maximă admisibilă în condiții normale de exploatare.

Se realizează cu relee maximale de tensiune în schemă cu două sau trei relee, conectate în secundarul transformatorului de măsură de tensiune. Pot fi prevăzute cu o treaptă scurtă de temporizare pentru nivele mari de tensiune sau o treaptă lungă de temporizare pentru nivele mai puțin periculoase de tensiune.

Schema principială a protecției maximale de tensiune cu o treaptă de temporizare și supravegherea fiecărei faze este reprezentată în figura 01.

Fig. 01 – schema principială a protecției maximale de tensiune. 1 – releu maximal de tensiune;

3 – releu de timp; 3 – releu intermediar; 4 – releu de semnalizare; TT – transformator de măsură de tensiune; Sb – sistem trifazat de bare colectoare de medie sau înaltă tensiune, zona protejată

Condițiile de acționare a protecției de tensiune maximală sunt următoarele:

(01)

Unde:

U – valoarea tensiunii din zona elementului protejat

Upp – este valoarea în sensul creșterii tensiunii la care protecția acționează numită tensiune de pornire a protecției

Un – valoarea tensiunii nominale din zona elementului protejat

Umax.expl. – valoarea maximă admisă a tensiunii în zona elementului protejat în condiții normale de exploatare.

Valoarea tensiunii de pornire a releului maximal de tensiune este:

(02)

Unde:

Upr – valoarea tensiunii de pornire a releului maximal de tensiune în sensul creșterii tensiunii

– valoarea raportului de transformare a transformatoarelor de măsură de tensiune.

Tensiunea de revenire a protecției este valoarea în sensul scăderii tensiunii până la revenirea protecției, la limita superioară de îndeplinire a condiției:

(03)

Tensiunea de revenire a releului este:

(04)

Coeficientul de revenire al releului este:

(05)

Pentru releele maximale de tensiune electromagnetice (realizate pe aceleași principii ca și releele maximale de curent), coeficientul de revenire este , iar pentru cele electronice .

Caracteristica de acționare a unui releu maximal de tensiune cu contact normal deschis este prezentată în figura Fig. 02.

Fig. 02 – Caracteristica de acționare a unui releu maximal de tensiune

cu contact normal deschis

În figura 03 se prezintă domeniul valorilor tensiunii în regim normal de exploatare și de supratensiuni datorate defectelor.

Fig. 03. Domeniul valorilor tensiunii în regim normal și de supratensiune la defect.

Particularități ale protecției de tensiune maximală

În rețele de medie tensiune cu neutrul izolat sau tratat prin bobină de stingere protecția de tensiune maximală este utilizată pentru identificarea unor defecte nesimetrice, cum sunt scurtcircuitele bifazate sau punerile la pământ monofazate.

Protecția de tensiune maximală de secvență inversă

Scurtcircuitele bifazate sunt însoțite de apariția componentei de secvență inversă a tensiunii. Pentru identificarea unor astfel de defecte releul de tensiune maximală se conectează prin intermediul unui filtru de tensiune de secvență inversă (FTSI), conectat la tensiunile dintre faze din secundarul transformatoarelor de măsură de tensiune. Aceste tensiuni nu conțin componente de secvență homopolară, operația care trebuie să o execute filtrul este eliminarea din tensiunile totale aplicate la bornele primare, numai a componentelor de secvență directă.

Fig. 04 – schema principială a protecției de tensiune maximală de secvență inversă.

1 – filtru de tensiune de secvență inversă; 2 – releu maximal de tensiune;3 – releu de timp;

4 – releu intermediar; 5 – releu de semnalizare; TT – transformator de măsură de tensiune;

Sb – sistem trifazat de bare colectoare de medie sau înaltă tensiune, zona protejată.

Valoarea tensiunii de secvență inversă raportată de exemplu, la tensiunile între fazele R și S (UiRS), are forma:

(a1) (06)

Unde:

b)

Fig. 05. – Explicație la definirea valorii vectorului a

În sisteme trifazate simetrice și echilibrate în absența scurtcircuitelor avem:

(a2) (07)

Prin urmare putem scrie relația:

(a3) (08)

Din figura Fig. 05. B., putem scrie următoarele relații:

(a4) (09)

(a5) (0.10)

Din relația (a1) și (a3) obținem:

(a6) (0.11)

Din relațiile (a4), (a5) și (a6) obținem:

(a7) (0.12)

Se constată că pentru obținerea tensiunii inverse UiRS se poate înmulți cu suma geometrică a tensiunilor URS rotită în sens invers orar cu 30⁰ si UST rotită în același sens cu 90⁰. Tensiunea de secvență inversă pe fază este:

(a8) (0.13)

În mod similar se determină si pentru celelalte faze.

Analizând ecuațiile de mai sus se constată că într-un sistem trifazat echilibrat și simetric tensiunea UFTSI de la ieșirea filtrului de tensiune de secvență inversă este . La apariția unui scurtcircuit sistemul trifazat se dezechilibrează, tensiunea , și este sesizată de releul de tensiune maximală.

Condiția de pornire a protecției este: , iar acțiunea contactului releului de tensiune maximală este transmisă prin intermediul unui releu intermediar fie ca semnal de declanșare pentru întrerupător fie ca automatizare pentru un alt tip de protectie, de exemplu blocarea la pendulări a protecțiilor de distantă.

Protecția de tensiune homopolară (ANSI 59N – Neutral voltage displacement)

Permite identificarea unor defecte nesimetrice , cum ar fi punerile monofazate la pământ în rețelele de medie tensiune cu neutrul izolat sau tratat prin bobină de stingere , în care releul maximal de tensiune este conectat în secundarul în triunghi deschis al transformatorului de măsură de tensiune al barei respective , având rol de filtru de tensiune de secvență homopolară (FTSH) , figura 0.6.

Fig. 0.6. – schema principială a protecției homopolare de tensiune maximală.

1 – releu maximal de tensiune;2 – releu de timp;3 – releu de semnalizare; 4 – releu intermediar;

TT – transformator de măsură de tensiune; Sb – sistem trifazat de bare colectoare de medie sau înaltă tensiune, zona protejată.

În figura 0.7 se prezintă domeniile de tensiune de secvență inversă sau homopolară în regim normal și de scurtcircuit nesimetric.

Fig. 0.7. Domeniile tensiunii de secvență inversă sau homopolară în regim normal și de scurtcircuit nesimetric.

Pentru stabilirea valorii tensiunii de pornire a protecțiilor maximale de tensiune de secvență inversă sau homopolară conform figurii 0.7. trebuie adoptate condițiile:

sau : (B1) (0.14)
care conduc la relațiile:

sau : (b2) (0.15)

unde :

– este valoarea maximă a tensiunii dezvoltată de filtrul de tensiune de secvență inversă la bornele de ieșire

– este valoarea maximă a tensiunii dezvoltată de filtrul de tensiune de secvență homopolară la bornele de ieșire

coeficientul de siguranță .

Coeficientul de revenire al protecției este:

sau (b.3) (0.16)

Din relațiile (00), (b.3) obținem:

(0.17)

(b4) (0.18)
unde .

Protecția minimală de tensiune – (ANSI 27 – Undervoltage)

Elementul de pornire intră în funcțiune când tensiunea U în zona elementului protejat scade sub valoarea Upp, se realizează cu relee de tensiune minimală și este utilizată pentru:

protecție împotriva pierderii stabilității funcționării mașinilor electrice datorate tensiunii scăzute în zona elementului protejat sub valori minime admisibile;

selectivitate – permite deosebirea unui scurtcircuit îndepărtat de o suprasarcină, scăderea tensiunii este mult mai importantă în cazul unui scurtcircuit, deci protecțiile minimale de tensiune vor acționa.

Se realizează în schemă cu două relee de tensiune minimală, (conectate bifazat între fazele r-s și s-t), sau trei relee de tensiune minimală, conectate pe fiecare fază în secundarul transformatorului de măsură de tensiune. Utilizată în schemă cu trei relee de tensiune minimală, permite identificarea fazei pe care a avut loc defectul. Schema principială a protecției minimale de tensiune este reprezentată în figura 0.8..

Fig. 0.8. – schema principială a protecției minimale de tensiune. 1 – releu minimal de tensiune;2 – releu de timp; 3 – releu intermediar; 4 – releu de semnalizare; TT – transformator de măsură de tensiune; 5 – zona protejată

Condițiile de acționare a protecției sunt următoarele:

(c0) (0.19)

Unde:

U – valoarea tensiunii la bornele echipamentului protejat

Upp – valoarea tensiunii de pornire a protecției

Un – valoarea tensiunii nominale a echipamentului protejat

Umin.expl. – valoarea minimă admisă a tensiunii în zona elementului protejat în condiții normale de exploatare.

Valoarea tensiunii de pornire a releului minimal de tensiune este:

(00) (0.20)

Unde:

Upr – valoarea tensiunii de pornire a releului de tensiune minimală

– raportul de transformare a transformatoarelor de măsură de tensiune

Tensiunea de revenire a releului de tensiune minimală este:

(aa) (0.21)

Coeficientul de revenire:

(00) (0.22)

Pentru releele de tensiune minimală electromagnetice coeficientul de revenire este , iar pentru releele electronice de tensiune minimală .

Caracteristica de acționare a unui releu de tensiune minimală cu contact normal închis este prezentată în figura Fig. 0.9.

Fig. 0.9. – Caracteristica de acționare a unui releu minimal de
tensiune cu contact normal închis (c.n.i.)

În figura 0.10. se prezintă domeniul valorilor tensiunii în regim normal și de scurtcircuit.

Fig. 0.10.. Domeniul valorilor tensiunii în regim normal și de scurtcircuit.

Din figura 0.10. se observă că domeniul tensiunii pentru regimul normal de funcționare este cuprins între:

(00) (0.23)

iar pentru regimul de scurtcircuit:

(0a) (0.24)

Tensiunea de pornire a protecției Upp și tensiunea de revenire a protecției Urev.p trebuie să îndeplinească următoarele condiții:

(0b) (0.25)

Din relația (0.24) se consideră că:

(001) (0.26)

Unde este coeficientul de siguranță.

Relația de calcul a tensiunii de pornire a protecției rezultată din relațiile (0.25) și (0.21) este:

(002) (0.27)

Pentru și valoarea tensiunii de pornire a protecției este:

(0.28)

PROTECȚIA DIGITALĂ DE TENSIUNE (59, 27)

Protecțiile digitale de tensiune se regăsesc incluse în releele electronice de protecție moderne de generația a patra, destinate în principal sectorului energetic. Protecția de tensiune maximală (ANSI 59) asigură declanșarea întrerupătorului în cazul funcționarii sistemului energetic cu nivele ridicate de tensiune. Funcția supraveghează toate tensiunile de fază și dacă cel puțin una dintre acestea este mai mare decât pragul reglat, cu o temporizare reglată, se emite impuls de declanșare sau semnal de alarmă în funcție de logica de funcționare selectată.

Schema logică a protecției maximale de tensiune într-un echipament numeric de protecție este reprezentată în figura 0.11.

Fig. 0.11. – Schema logica a protecției maximale de tensiune intr-un echipament numeric

Are încorporate următoarele posibilități de funcționare selectate prin comutator software:

ON / OFF – funcție de activare sau dezactivare a protecției de tensiune, starea protecției este semnalizată și transmisă unitarilor centrale de comandă și semnalizare;

Alarm Only – în această stare protectia nu emite impuls de declanșare, dar supraveghează valorile tensiunii iar depășirea valorilor setate (reglate) este transmisă ca semnal de alarmă unităților centrale de comandă și semnalizare, și înregistrată în lista de evenimente;

ON – protecție în funcțiune, în această stare protectia emite impuls de declanșare întrerupătorului și semnal către unitatea centrală de comandă și semnalizare pentru înregistrarea în lista de evenimente.

Mai are încorporate următoarele funcții care nu pot fi dezactivate:

BLOCK – este funcție de blocaj la dispariția tensiunii alternative, supraveghează integritatea la toate tensiunile de fază, în cazul în care se produce o defecțiune în circuitele de tensiuni de la transformatorilor de măsură de tensiune (TT).

Activarea funcției conduce la blocarea instantanee a protecțiilor care utilizează măsura tensiunii alternative și anume: funcția de protectie de distanta, funcția de protectie maximala de tensiune si funcția de semnalizare pierdere tensiune.

Funcția acționează în logica ‘SAU’ în doua situații:

declanșare întrerupător automat de protecție a circuitelor de măsură a tensiunii alternative (USOL);

la sesizarea unei valori semnificative a tensiunii homopolare și fără curent homopolar.

Pe perioada parametrizării terminalului funcția de protecție de tensiune este blocată și semnalizată pe terminal, semnalizarea dispare la terminarea parametrizării.

Starea de blocaj dispare imediat ce este înlăturată cauza care a produs blocajul.

TAGGING BLK 27,59 – urmărire blocaje protecție de tensiune (minimală și maximală), urmărește și testează continuu starea de blocare a protecției, la dispariția blocajului protectia este repusă în starea existentă înaintea apariției condiției de blocaj.

PICKUP 59(1)(2) – transmite starea de demarare a protecției altor protecții (blocarea protecției de distanță de exemplu) și semnal către unitatea centrală de comandă și semnalizare pentru înregistrarea în lista de evenimente.

TRIP – generează și transmite impuls de declanșare a întrerupătorului dacă sunt îndeplinite condițiile transmise de blocul de temporizare.

Protecția la supratensiune are doi parametrii:

(ANSI 59-1) – urmărește depășirea simetrică a pragului reglat de tensiune în cazul unor supratensiuni mai puțin grave. La depășirea pragului reglat de tensiune pe o perioadă de timp mai mare decât cea setată prin blocul (DELAY 59-1), reglabilă până la 5 secunde, întreruperea (TRIP 59-1) generează și transmite impuls de declanșare întrerupătorului local. Dacă terminalul digital asigură protecția unei linii electrice cu alimentare la ambele capete comanda de declanșare este transmisă prin telecanal și la capătul opus al liniei.

(ANSI 59-2) – urmărește depășirea pragului reglat de tensiune în cazul unei supratensiuni înalte pe oricare din faze (Ufaza – pământ) în logică “SAU” și comandă cu un timp de întârziere redus stabilit de blocul (DELAY 59-2) întreruperea
(TRIP 59-2) în următoarele moduri:

cu un timp de întârziere de 0,2 secunde generează și transmite impuls de declanșare dacă întrerupătorul este conectat;

daca întrerupătorul este deconectat prin declanșare locală, generează și transmite impuls de declanșare prin telecanal la capătul opus al liniei cu un timp de întârziere de 0,5 secunde.

Dacă exista legătura informațională pe suport de transmisie de date (fibra optica, Ethernet, RS485), între aceasta protecție și BCU(Bay Control Unit – Unitate locală (de celulă) de comandă și control) care la rândul ei este conectată informațional cu unitatea centrală de comanda și control (CMU – Control Master Unit), toate evenimentele din lista de evenimente (procese interne ale protecției) vor fi trimise la aceasta unitate centrală. Aceasta la rândul său va filtra informațiile și le va afișa pe calculatoarele dedicate (LSAVIEW) doar pe cele considerate importante de către programatorul echipamentului de comandă și control.

Aceste informații se vor găsi în listele de evenimente de pe calculatoare și pot fi:

informații de stare a protecției – conțin numele celulei sau locului unde este instalată protecția, numele protecției și starea protecției ( “Protecție defectă”, “Alarmă”, “1”- în funcțiune, sau “0” – oprită);

de funcționare a protecției – apar în urma unei funcționări a protecției și conțin numele celulei, numele protecției,“Demaraj protecție” “/R” (Raise – apariție “1”) sau “/C" (Clear – dispariție “0”).

Protectia la tensiune minima (ANSI 27)

Aceasta funcție asigura protectia împotriva scăderilor periculoase ale tensiunii în special pentru mașinile electrice rotative. Rezultatul constă în izolarea mașinilor electrice față de rețeaua de alimentare pentru a împiedica eventualele funcționări nedorite și o posibilă pierdere a stabilității. Din punct de vedere al schemei logice este asemănătoare cu protecția de tensiune maximală. Funcția de protecție este activă într-un interval de frecvență larg 45÷55, 55÷65Hz. Chiar dacă frecvența iese din acest interval, funcția de protecție continuă să lucreze, dar cu o bandă mai largă de toleranță.

Funcția de protecție poate opera cu tensiunile dintre faze sau cu tensiunea de succesiune directă și poate fi monitorizată cu un criteriu de curent homopolar, conexiunile la intrare pot fi monofazate sau trifazate. Condițiile de funcționare sigură sunt cel mai bine evaluate cu ajutorul componentei de secvență directă.

Protectia de tensiune minima este definita de doi parametrii asociați unor timpi de întârziere predefiniți, astfel încât declanșarea poate fi gradată temporal în funcție de cât de severă este scăderea de tensiune. Valorile tensiunilor de prag și întârzierile pot fi setate individual pentru ambii parametri, în mod asemănător protecției de tensiune maximală.

Are în plus față de protecția de tensiune maximală funcția de monitorizare a tensiunilor – cele trei tensiuni de fază sunt supravegheate permanent, iar în cazul lipsei tuturor tensiunilor pentru un interval de timp mai mare de 7 secunde (temporizare fixă, nereglabilă) se emite un semnal de alarmă ”Lipsă tensiune”.

Prin legătura informațională pe suport de transmisie de date între această protecție și BCU (Bay Control Unit – Unitate de celulă de comandă și control) respectiv unitatea centrală de comanda și control, toate evenimentele din lista de evenimente (procese interne ale protecției de tensiune minimă) vor fi trimise la aceasta unitate centrală. Aceasta la rândul său va filtra informațiile și le va afișa pe calculatoarele dedicate (LSAVIEW) după un mod asemănător cu cel al protecției de tensiune maximală, cu precizarea clară că aceste semnale provin de la protecția de tensiune minimă. Starea protecției este semnalizată pe panoul frontal al terminalului și este transmisă și unității centrale.

Opis fișier

PROTECȚIA DE CURENT 1 1

Calculul reglajelor protecției 2 5

Temporizarea protecției de curent 5 6

Creșterea sensibilității protecției de curent 6 7

Protecția maximală de curent instantanee 50 (50N/G) 8 9

7.4 Protectia maximala de curent in doua trepte 9 9

7.4.1. Principiul de realizare al protecției și elemente componente 9 9

7.4.2. Calculul reglajelor protecției 9 11

Protecția maximală cu secționare de curent 12 12

Principiile secționării de curent 12 13

7.3.3. Secționare de curent temporizată 13 14

Secționarea de curent în două trepte 14 16

8.3. Secționarea de curent pe o linie cu alimentare de la două capete 16 17

Protecția împotriva curenților de suprasarcină 17 18

PROTECȚIA HOMOPOLARĂ

Principiul de realizare 19 23

Protectia maximala de curent Direcțională ( 67) 34 36

1.5.1. Relee direcționale de inducție. 37 42

8.6. Protecția de putere homopolară 42 44

4. Protectia maximala de curent numerică 45 45

4.1.1. Protectia maximala de curent nedirecționată; 46 46

Protectia maximala de curent instantanee; 46 46

Protectia maximala de curent temporizată 46 47

Protectia maximala de curent direcționată 47 47

Sesizarea asimetriilor de curenți 47 48

Sesizarea pendulațiilor de putere 48 52

PROTECȚIA DE CURENT

Protectia de curent reprezintă cea mai răspândită metodă de sesizare și eliminare a scurtcircuitelor monofazate, bifazate, și trifazate din instalațiile electrice., indiferent de modul de tratare al neutrului, se realizează cu relee maximale de intensitate (curent) și acționează la creșterea curentului ca urmare a unui scurtcircuit sau suprasarcini.

Condiția de acționare a protecției maximale de curent este:

(3.1)

pentru protecția minimală de curent (mai rar utilizată): I < Ipp

Unde:

Ipp – definește curentul de pornire (acționare) al protecției;

I – curentul din circuitul protejat,

In – curentul nominal al circuitului protejat

Imax_sarc – curentul maxim de sarcină.

În sistemele de protecție cu relee clasice, protecția de curent este realizată cu relee de curent de tip electromagnetic, construite ca relee maximale, de regulă cu un contact normal deschis, acționând la creșterea curentului peste valoarea reglată. Mai rar sunt utilizate și relee minimale de curent în construcție cu un contact normal închis. În prezent cel des întâlnit este releul electromagnetic de curent este tip RC-2, care poate fi reglat în mod continuu între valorile 0,25ˑIn ÷In, în gamele de valori (0,25÷0.5)ˑIn și (0,5÷1)ˑIn.

În cadrul protecțiilor numerice, creșterea semnificativă a intensității curenților pe faze oferă un criteriu simplu și relativ ușor de implementat.

Protecțiile maximale de curent sunt simple, utilizate pentru majoritatea circuitelor cu alimentare radială, dar nu sunt protecții selective, acționează atât la scurtcircuite interioare, cât si exterioare. În cazul rețelelor electrice simple, radiale, (în special de medie tensiune) protecția maximală de curent nedirecționată rezolvă, de regulă, toate cazurile de scurtcircuit. Apar totuși problemele care țin mai mult de coordonarea reglajelor protecțiilor decât de realizarea acestora. Ca metodă de coordonare se poate adopta metoda coordonării în domeniul de timp, a coordonării prin reglaj de curent sau o metodă combinată.

Principalele tipuri de protecții maximale de curent sunt:

protecția maximală de curent instantanee, (fără temporizare) 50 (50N/G)

protecția maximală de curent cu temporizare 51 (51N/G)

protecția maximală de curent cu controlul tensiunii (cu blocaj la minima tensiune) 51V

protecția de curent direcțională 67

protecția de secvență inversă 46

3.2.1. Calculul reglajelor protecției

Calculul reglajelor protecției maximale de curent temporizate include:

calculul curentului de pornire al protecției,

calculul curentului de pornire a releului,

verificarea sensibilității protecției și stabilirea temporizării acesteia.

Pentru ca protecția să nu acționeze în regim de sarcină maximă, la calculul curentului de pornire a protecției, se pornește de la următoarele considerente:

Ipp trebuie să fie mai mare decât curentul de sarcină maxim:

; (3.2)

Ipp trebuie să fie mai mic decât valoarea minimă a curentului de scurtcircuit în regim stabilizat Isc.min la capătul cel mai îndepărtat al zonei protejate:

(3.3)

pentru a se evita deconectări neselective sub influența curentului de sarcină maxim care apare din cauza autopornirii motoarelor, alimentate din rețea în regimul imediat după scurtcircuit trebuie ca valoarea curentului de revenire al protecției Irev.p să fie:

(3.4)

pentru ca o protecție să-și revină după lichidarea unui defect pe un element vecin, de către protecția acelui element, sunt necesare și condițiile:

(3.5)

În figura 3.1 se prezintă grafic modul de stabilire a valorilor Ipp , Irev.p în raport cu regimul normal de exploatare și regimul de scurtcircuit.

Fig. 3.1. Stabilirea valorilor Ipp , Irev.p în raport cu domeniul regimului
normal și de scurtcircuit pentru protecția maximală de curent.

La releele primare de curent maximal, curentul de pornire al releului Ipr este egal cel de pornire a protecției .

Prin introducerea unui coeficient de siguranță , avem:

(3.6)

Se definește coeficientul de revenire krev al releelor primare de curent maximal și al protecției maximale de curent cu expresia:

(3.7)

Prin luarea în considerare a relației (3.6) , expresia (3.7) devine:

(3.8)

Relațiile (3.8) constituie expresiile uzuale pentru calculul parametrilor de pornire a protecției maximale de curent în situația utilizării releelor primare de curent maximal.

Condiția de sensibilitate a protecției impune un coeficient krev cât mai apropiat de unitate, iar siguranța în funcționare impune să fie subunitar.

Releele maximale electromagnetice de curent au un coeficient de revenire . Pentru un coeficient de revenire cu valoare medie și un coeficient de siguranță , curentul de pornire al protecției este:

(3.9)

În cazul releelor maximale de curent secundare, valorile curenților de pornire a protecției și al releelor sunt diferite, din cauză că:

curenții se modifică trecând prin primarul transformatoarelor de curent cu raportul de transformare ;

schemele de conectare a releului la secundarul transformatoarelor de curent influențează curentul prin relee, curentul din secundarul transformatorului este diferit de cel al releelor .

Din aceste cauze se introduce coeficientul de schemă ksch , definit ca raportul dintre valoarea curentului prin releu și valoarea curentului prin secundarul transformatorului de curent: (3.10)

Curenții de pornire și de revenire ai releului pot fi exprimați în funcție de curenții primari ai protecției astfel:

respectiv (3.11)

Curentul de pornire al releului secundar va fi:

(3.12)

unde:

ki – este raportul de transformare al transformatorului de curent;

ksch – este coeficientul de schemă și are valoarea Ksch = 1 dacă se utilizează schema de conexiuni în stea completă, releul fiind străbătut de curentul de fază ca în fig.3.2.a.

În acest caz curenții prin înfășurările releelor sunt: IsR, IsS, IsT fiind curenții din secundarele transformatoarelor de curent de pe cele trei faze;

ksch = 1 – pentru schemele de conexiuni cu stea incompletă, cu două transformatoare de curent conectate pe fazele R și T și relee de curent fiind străbătute de curentul de fază și ;

– în cazul releului alimentat cu diferența curenților de fază, fig.3.2.b.

Fig.3.2. Conectarea releului de curent RC la secundarul transformatoarelor de curent,
a) – releu parcurs de curentul de fază; b) – releu alimentat cu diferența curenților de fază;
c) – diagrama fazorială a curenților prin releul din fig. B.

Sensibilitatea unei protecției maximale de curent este caracterizată de coeficientul de

sensibilitate definit prin relația:

(3.13)

în care:

Isc.min – este curentul de scurtcircuit minim la sfârșitul zonei protejate, ce trece prin circuitul defect;

Ipp – este curentul de pornire al protecției.

Pentru coeficientul de sensibilitate se admit valori .

3.2.2. Temporizarea protecției de curent

Temporizarea protecției maximale de curent se alege în trepte crescătoare de la consumator spre sursă. Treptele de timp t, reprezintă diferența dintre timpul de declanșare a două întreruptoare înseriate consecutiv, alese astfel încât să existe siguranța declanșării numai a întreruptorului liniei defecte, astfel încât să se asigure selectivitatea:

(3.14).

Unde:

t1 – timpul total de eliminare al defectului, practic durata treptei I;

tav.max – durata defectului, timpul în care circuitul este parcurs de curentul de scurtcircuit

Δt – variabila de timp care depinde de timpul propriu de acționare al întrerupătorului, mecanismul de acționare și erorile de timp ale protecțiilor și are expresia:

(3.15).

Unde:

tai – timpul de acționare al întreruptorului circuitului defect, calculat din momentul aplicării impulsului de declanșare la bobina dispozitivului de acționare, până în momentul stingerii arcului între contactele sale, (taî = 0,05…0,3 s);

te+ – timpul corespunzător erorii de timp pozitive în aprecierea temporizării protecției liniei defecte;

te- – timpul corespunzător erorii de timp negativă în aprecierea temporizării protecției următoare, care temporizarea cu Δt mai mare decât temporizarea protecției liniei defecte;

trez – timpul de rezervă.

Pentru releele electromagnetice erorile de timp de apreciere a temporizării sunt cuprinse în intervalul ±(0,1÷1,5) secunde, fiind mult diminuate la releele electronice, iar la cele digitale practic sunt nesemnificative (ordinul microsecundelor).

În funcție de calitatea releelor și a întrerupătoarelor folosite, treapta de timp a protecției maximale temporizate în practică are valori cuprinse între 0,3 și 0,6 secunde.

Reprezentarea funcționării eșalonate în timp a protecțiilor pentru un sector de rețea se face prin diagrama timpilor de acționare ai protecțiilor, un exemplu de astfel de diagramă este prezentat în figura 3.3.

Timpul de acționare al protecției cu temporizare minimă din punctul D este t1 iar treapta de timp este Δt. Temporizarea protecției din punctul C este : , pentru punctul B avem : , iar în punctul A este .

Fig. 3.3. Diagrama de temporizare a protecțiilor unui sector de rețea radială

Din diagramă se observă faptul că protecția maximală temporizată constituie o rezervă pentru protecțiile din porțiunea de rețea din aval.

3.2.3. Creșterea sensibilității protecției de curent

Dacă sensibilitatea protecției de curent este insuficientă (ksens < 1,4), schema protecției de curent poate fi completată cu un blocaj de tensiune minimă, în acest caz relațiile de reglaj devin:

pentru curentul de pornire al protecției cu blocaj de tensiune minimă este:

(3.16)

valoarea tensiunii minime admise la un regim normal de exploatare este:

(3.17)

tensiunea minimă de pornire a protecției este:

(3.18)

curentul de pornire al releului maximal de curent este:

(3.19)

tensiunea de pornire al releului de tensiune minimă este:

(3.20)

în care:

Ksig, Krev, Ksch, ki – au aceeași semnificație și aceleași valori ca și în relațiile anterioare;

InL – este curentul nominal al liniei care se protejează;

UnL – este tensiunea nominală a liniei care se protejează;

Krev.u – coeficientul de revenire al releului de tensiune minimală, ;

Ku – este raportul de transformare al transformatorului de măsură de tensiune.

Calculul temporizărilor și al treptei de timp rămâne același, cu cel stabilit prin relația (14) și (15) la calculul temporizării protecției de curent.

O schemă principială de realizare a creșterii sensibilității protecției maximale de curent cu blocaj de minimă tensiune este prezentată in figura 3.4.

Fig. 3.4. Schema principială monofilară pentru protecția maximală de curent

cu blocaj de tensiune minimă temporizată.

Pentru acest tip schemă, coeficientul de sensibilitate rezultat este:

(3.21)

O altă metodă de mărire a sensibilității protecției maximale de curent temporizate este conectarea releului maximal de curent, la secundarul transformatoarelor de curent prin intermediul unui filtru de curent de secvență inversă.

În general regimurile de funcționare normală și de suprasarcină, sunt regimuri simetrice, la care componenta de secvență inversă lipsește, fapt care dă posibilitatea ca reglajul releului să fie mai mic decât curentul nominal al circuitului, rezultând astfel o protecție foarte sensibilă. Astfel de soluție este folosită în special la protecția rețelelor de medie tensiune unde uneori apar probleme legate de asigurarea sensibilității protecției.

Protecția maximală de curent instantanee 50 (50N/G)

Protecția maximală de curent, instantanee asigură eliminarea rapidă a scurtcircuitelor însoțite de valori mari ale intensității curenților de fază, prin verificarea permanentă a curenților pe cele trei faze și la depășirea valorii reglate a curentului pe orice fază se comandă declanșarea instantanee a întrerupătorului. Timpul de eliminare al scurtcircuitului este egal cu suma timpilor de decizie a protecției si timpul de acționare la deschidere a întrerupătorului.

Pentru schema de conexiuni a releelor maximale de curent în stea completă protecția sesizează toate tipurile de scurtcircuite.

Fiind o protecție nedirecționată și netemporizată, poate fi utilizată numai atunci când se poate stabili un reglaj corespunzător astfel încât acționarea să se producă doar la defecte din zona protejată. De regulă este utilizată în scheme cu alimentare radială, schema principială monofilară de funcționare a acestei protecții este reprezentată în figura 3.5

Fig. 3.5. – Schema de principiu a protecției maximale de curent instantanee

1 – releu maximal de curent; 2 – releu comanda declanșare ; 3 – releu de semnalizare;
4 – bobină de declanșare; 5 – întrerupător; TC – transformator de curent

Valorile de reglaj ale protecției sunt:

curentul de revenire al protecției este:

(3.22)

curentul de pornire al protecției pentru un coeficient de revenire mediu Krev = 0,85 este:

(3.23)

Conexiunea releelor de curent fiind în stea completă, coeficientul de schemă are valoarea unitară. În această situație curenții de pornire și de revenire ai releului pot fi exprimați în funcție de curenții primari ai protecției astfel:

respectiv (3.24)

3.2.5. Protectia maximala de curent in doua trepte

3.2.5.1. Principiul de realizare al protecției și elemente componente

Protecția maximală în două trepte este protecția formată dintr-o secționare de curent (rapidă) care reprezintă treapta I – a și o protecție maximală de curent temporizată care reprezintă și o protecție maximală de curent temporizată care reprezintă treapta II – a, schema principială monofilară a protecției este dată în figura 3.6.

Fig. 3.6. Schema principială monofilară a protecției în două trepte.

Releul de curent (1) împreună cu releul de semnalizare (5) și releul de intermediar (6), formează protecția prin secționare de curent treapta I-a (rapidă), iar releul de curent (2), împreună cu elementul de temporizare (3), releul de semnalizare (4), și cu aceleași releu intermediar (6), formează protecția maximală de curent temporizată treapta a II-a.

3.2.5.2. Calculul reglajelor protecției

Schema de principiu pentru calculul reglajelor protecției de curent în două trepte, și diagrama de temporizare a protecției pentru un sector de rețea este prezentată în figura 3.7.

Fig. 3.7. Schema de principiu pentru calculul reglajelor protecțiilor prin secționare
de curent temporizată. a) Rețeaua protejată; b) Variația curentului de scurtcircuit
în lungul liniei și valoarea curentului de pornire; c) Caracteristica de temporizare

În figura 3.7 indicii notați cu cifre romane se referă la treapta protecției, iar cei notați cu cifre arabe la locul de amplasare a protecției în rețea, modul de notare este respectat și pentru relațiile de calcul din acest subcapitol.

Având în vedere notațiile din figura 3.7. și relațiile de calcul din subcapitolul „Calculul reglajelor protecției” și ” Temporizarea protecției maximale de curent”, reglajul releelor din fig.3.7. este:

Pentru protecția prin secționare de curent treapta I-a, rapidă avem:

în sectorul 1 (linia L3), curentul de pornire al protecției este:

(3.25)

în sectorul 2 (linia L2), curentul de pornire al protecției este:

(3.26)

Fiind protecție rapidă, timpul de declanșare este practic format din timpul de decizie și erori al protecției, plus timpul acționare al întrerupătorului:

Pentru protecția prin secționare de curent treapta II-a, temporizată avem:

în sectorul 1 (linia L3), curentul de pornire al protecției este:

(3.27)

în sectorul 2 (linia L2), curentul de pornire al protecției este:

(3.28)

Timpii de reglaj al protecțiilor sunt:

(3.29)

(3.30)

Unde este treapta de timp a protecției.

Este necesară verificarea sensibilității protecției atât ca protecție de bază (PB) cât și ca protecție de rezervă la distanța (PR). Coeficienții de sensibilitate aferenți acestor protecții sunt:

protecția prin secționare de curent treapta II-a, temporizată din sectorul 1 (linia L3), pentru scurtcircuite în punctul K1 este protectie de bază, deci coeficientul de sensibilitate al protecției este:

(3.31)

pentru circuitele din aval de nodul B, protecția prin secționare de curent treapta II-a, temporizată din sectorul 1 este protecție de rezervă, prin urmare avem:

(3.32)

protecția prin secționare de curent treapta II-a, temporizată din sectorul 2 (linia L2), pentru scurtcircuite în punctul K3 este protectie de bază, coeficientul de sensibilitate al acestei protecții este:

(3.33)

Curentul de pornire al releelor de protecție este:

(3.34)

Unde:

Ksch, ki – este coeficientul de schemă, respectiv raportul de transformare ar transformatoarelor de curent corespunzătoare protecției și zonei pentru care este utilizată;

Ipp – este curentul de pornire al protecției corespunzător pentru fiecare treaptă și zonă.

Protecția maximală cu secționare de curent

Principiile secționării de curent

Secționarea de curent, sau protecția maximală cu tăiere de curent, este o protecție rapidă de curent a cărei acționare se bazează pe sesizarea variației curentului de scurtcircuit în lungul liniei protejate.

Selectivitatea protecției se asigură prin modul de reglare a curentului de pornire al protecției. Pentru a se evita acționările neselective se admite condiția ca protecția prin secționare de curent din nodul A să nu sesizeze scurtcircuitele ce au loc pe barele nodului B.

Variația curentului de scurtcircuit pe o linie radială în funcție de distanța de la sursă, și alegerea curentului de pornire al protecției prin secționare de curent sunt prezentate în fig. 3.8.

Fig. 3.8. Variația curentului de scurtcircuit în funcție de sursă, pe o linie radială
și al curentului de pornire a protecției prin secționare de curent.

Pentru asigura desensibilizarea curentului de pornire al protecției în raport cu curentul de scurtcircuit la un defect apărut în regim maxim la capătul dinspre consumatori al liniei protejate, în calculul curentului de pornire a protecției se folosește valoarea curentului de scurtcircuit în regim supratranzitoriu la capătul liniei cu relația:

(3.35)

în care:

– este curentul de scurtcircuit supratranzitoriu la capătul zonei protejate la un defect trifazat în regim maxim;

– când secționarea este realizată cu relee de curent tip RC 2

– când este realizată cu relee de curent tip RTpC.

Curentul de pornire al releului este:

(3.36)

Din modul de stabilire a reglajelor rezultă o zonă de acționare a protecției (notată cu I1 în figura 3.8) și o zonă moartă (de blocare, notată cu I2 în figura 3.8), în care scurtcircuitele apărute nu sunt sesizate de către protecție. Fiind o protecție selectivă prin principiul de funcționare nu necesită temporizare.

Schema principială monofilară este dată în fig.3.9.

Fig. 3.9 – Schema de principiu a protecției cu secționare de curent.

1 – releu maximal de curent; 2 – releu comanda declanșare ; 3 – releu de semnalizare;
4 – bobină de declanșare; 5 – întrerupător; TC – transformator de curent

Secționare de curent temporizată

Atunci când secționarea de curent rapidă protejează cel puțin 20% din lungimea liniei pentru care a fost prevăzută folosește în locul ei o altă protecție cu secționare de curent temporizată.

Curentul de pornire al protecției se determină din condițiile de sensibilizare în raport cu curentul de scurtcircuit în regim supratranzitoriu la capătul tronsonului din aval.

Pe o linie formată din două tronsoane 1 și 2, cu alimentare de la un capăt (figura 3.9), în tronsonul 1 este prevăzută o secționare de curent temporizată, iar în tronsonul 2 o secționare de curent rapidă.

Fig. 3.10. Schema de principiu pentru calculul reglajelor protecțiilor prin secționare
de curent temporizată. a) Rețeaua protejată; b) Variația curentului de scurtcircuit
în lungul liniei și valoarea curentului de pornire; c) Caracteristica de temporizare

Reglajul protecție din tronsonul 1 va fi:

(3.37)

Unde:

Ipps1 – este curentul de pornire al protecției cu secționare de curent temporizată pe sectorul 1

– este curentul de scurtcircuit în regim supratranzitoriu la capătul tronsonului din aval

Caracteristica de temporizare este:

(3.38)

Unde:

ts1 – este timpul de declanșare pe sectorul 1 temporizat;

ts2 – este timpul de declanșare rapidă pe sectorul 2;

În acest mod reglajul, acoperă integral lungimea liniei protejată L1.

Secționarea de curent în două trepte

Secționarea de curent în două trepte este o protecție formată din două secționări de curent, una instantanee (treapta I – a) și cealaltă temporizată (treapta II – a). Stabilirea reglajelor rezultă din figura 3.11.

Fig. 3.11 Secționarea în două trepte; a) – rețeaua considerată; b) – variația
curentului de scurtcircuit în lungul liniei; c) – diagrama de temporizare

Prima secționare are loc între nodurile A și B unde avem:

curentul de pornire al protecției secționate pentru treapta I-a rapidă este:

(3.39)

curentul de pornire al protecției secționate pentru treapta II-a temporizată este:

(3.40)

A doua secționare are loc între nodurile B și C unde avem:

curentul de pornire al protecției secționate pentru treapta I-a rapidă

(3.41)

curentul de pornire al protecției secționate pentru treapta II-a temporizată este:

(3.42)

Caracteristica de temporizare este:

(3.43)

Unde:

– este timpul de declanșare pentru zonele cu secționare rapidă;

– este timpul de declanșare pentru zonele cu acționare temporizată;

În acest mod reglajul, acoperă integral lungimea rețelei protejate.

Secționarea de curent pe o linie cu alimentare de la două capete

Se consideră rețeaua din fig.3.13.a și variația curentului de scurtcircuit în lungul liniei datorit celor două surse, fig.3.13.b.

Fig.3.13. Secționarea de curent pe o rețea alimentată de la două capete: a) rețeaua considerată; b) variația curenților de scurtcircuit în funcție de depărtarea de sursă și alegerea curenților de pornire ai secționării.

Un reglaj după relațiile cunoscute de la secționarea de curent de pe linia alimentată de la un singur capăt conduce la următorii curenți de pornire:

(3.45)

Cu acest reglaj protecția prin secționare va fi neselectivă la scurtcircuite în punctul K3 pe linia L3 în imediata apropiere a barelor B, ca urmare va acționa protecția din zona 2 în locul celei din zona 3. Pentru a elimina acest inconvenient și protecția prin secționare să fie selectivă sunt două posibilități:

protecția din zona 2 se prevede cu element direcțional care să-i permită acționarea numai când scurtcircuitul este pe linia L1 ( când puterea circulă de la bare spre linie), direcționarea se prevede la protecția cu reglaj mai sensibil;

reglajul protecției prin secționare nedirecțională se face cu relațiile:

(3.46)

unde .

În cazul general relația (3.46) devine:

(3.47)

Ca și în cazul secționărilor de pe liniile alimentate de la un singur capăt, și secționările de curent pe liniile cu alimentare la două capete apar zone moarte, și ca urmare niciodată secționarea nu poate constitui unica protecție a unei linii.

Protecția împotriva curenților de suprasarcină

Suprasarcina se caracterizează prin creșterea curentului prin circuitul supravegheat peste valoarea curentului nominal al circuitului, I > In, și este datorată fie creșteri neașteptate a sarcinii, fie scăderii puterii surselor generatoare ceea ce poate determina fenomenul de avalanșă de tensiune.

Curentul de suprasarcină poate să apară în condiții normale de exploatare datorită unui număr mai mare de sarcini care funcționează ocazional, simultan sau pornirilor motoarelor, etc. Dacă oricare din aceste condiții persistă mai mult decât o perioadă de timp dată (care depinde de reglajul schemei de protecție), protecția acționează în următoarele moduri:

în stațiile cu personal de exploatare va fi semnalizată personalului operativ;

în stațiile fără personal de exploatare transmite impuls automatizărilor de descărcare automată a sarcinii (DAS) dacă sunt prevăzute;

în lipsa automatizărilor DAS circuitul va fi întrerupt în mod automat.

Condițiile care trebuie respectate pentru a evita suprasarcina sunt:

(3.47)

unde:

Isarc.max – este curentul maxim de sarcină;

Iz – este curentul maxim admis al conductorului sau cablulului;

InL – este curentul nominal al echipamentului protejat

Ipp – este curentul de declanșare la suprasarcină

Protecția împotriva suprasarcinilor acționează cu temporizare, și se montează pe o singură fază. Protecția împotriva suprasarcinilor pe linie, este prevăzută în toate rețelele în cablu, și în mod special pentru toate rețelele de medie tensiune unde curentul maxim de sarcină este mult mai ușor de atins. Schema principială a protecției împotriva suprasarcinilor pe linie este prezentată în figura 3.14.

Fig. 3.14. Schema principială a protecției cablului împotriva suprasarcinilor

Relațiile de reglaj a protecției cablului împotriva suprasarcinilor sunt:

curentul de revenire al protecției este:

(3.48)

curentul de pornire al protecției pentru un coeficient de revenire mediu Krev = 0,85 este:

(3.49)

curenții de pornire respectiv de revenire ai releului exprimați în funcție de curentul primar al protecției sunt:

respectiv (3.50)

PROTECȚIA HOMOPOLARĂ

Principiul de realizare

Pentru identificarea unor defecte nesimetrice se folosesc protecții de curent de secvență inversă (împotriva defectelor bifazate) și protecții de curent de secvență homopolară (împotriva defectelor monofazate).

În rețele cu tensiuni mai mari de 110 kV care au neutrul tratat sau legat la pământ, o punere la pământ reprezintă un scurtcircuit monofazat cu un curent de defect de același ordin de mărime cu cel trifazat.

În consecință, pentru identificarea acestor defecte, se folosesc protecții prin relee pe fază, conectate în schemă cu stea completă, cu secționare de curent homopolar, temporizate sau netemporizate, care pentru o funcționare selectivă în unele situații necesită direcționare. Există protecții homopolare direcționale de tipul releului de curent capacitiv RCC (fig.1), având o bobină alimentată cu tensiune (BT) și una de curent homopolar (BC).

Fig. 1. Protecția homopolară direcționată cu releu de curent capacitiv.

Prin bobina releului de curent va circula suma fazorială a curenților din secundarele transformatoarelor de măsură de curent:

(3.51)

Tensiunea homopolară aplicată la bornele de tensiune (BT) ale releului de curent capacitiv direcționat, se obține prin însumarea vectorială a tensiunilor din secundarul transformatoarelor de măsură de tensiune conectate în triunghi deschis.

Protecția prin relee pe faze nu este sensibilă la curenții mici de punere la pământ, mai ales în rețele de medie tensiune cu neutrul izolat sau tratat. În aceste rețele pentru sesizarea unor atingeri la pământ sau chiar a unor scurtcircuite monofazate (FN) sau bifazate (2 FN), se folosesc scheme de protecție sensibile la defecte cu punere la pământ, bazate pe sesizarea componentei de secvență homopolară din curent și / sau din tensiune, numite protecții homopolare de tensiune sau curent. Pentru identificarea unor defecte nesimetrice se folosesc protecții de curent de secvență inversă (împotriva defectelor bifazate) și protecții de curent de secvență homopolară (împotriva defectelor monofazate).

Apariția defectului cu punere la pământ poate fi sesizată prin una din următoarele metode:

sesizând componenta homopolară din curentul ce apare pe linia protejată;

sesizând componenta homopolară din tensiunea ce apare pe barele de pe care se alimentează linia protejată;

sesizând armonica de ordinul 5 (sau alte armonici superioare impare) din componenta homopolară a curentului.

Sesizarea componentei homopolare din curentul ce apare pe linia protejată se realizează prin cele trei transformatoare de curent monofazate identice, conectate în stea dublă conform schemei din fig.3.16.

Figura 3.16-Montajul Holmgreen pentru FCSH

Acest montaj formează un filtru de curent de secvență homopolară (FCSH), – numit montaj Holmgreen.

Curentul de pornire al protecției de curent de secvență homopolară rezultă conform schemelor din figura 3.16:

(3.51)

unde reprezintă curentul de dezechilibru maxim determinat de suma fazorială a curenților de magnetizare ale celor trei transformatoare de măsură de curent montate pe fazele elementului protejat așa cum rezultă din figura 2.

Prin bobina releului de curent va circula suma fazorială a curenților secundari:

(3.52)

Altă posibilitate de a obține informația legată de curentul homopolar, este printr-un transformator de curent pentru secvența homopolară (TSH), – numit filtru Ferranti.

Curentul total primar este suma vectorială curenților celor trei faze ale unui cablu trifazat trecut prin miezul M al transformatorului.

Figura 3.17. – Montajul cu TSH – filtru Ferranti

Altă posibilitate de a obține informația legată de curentul homopolar, este printr-un transformator de curent pentru secvența homopolară (TSH), – numit filtru Ferranti – curentul total primar fiind suma curenților celor trei faze ale unui cablu trifazat trecut prin miezul M al transformatorului.

Filtrul Ferranti are avantaje notabile față de filtru Holmgreen. Constructiv este realizat din două semitoruri, oferind posibilitatea de a se pune pe cabluri deja montate, sau dintr-o singură bucată. Poate cuprinde un număr mare de cabluri în interiorul miezului, fără înrăutățirea sensibilității protecției, contribuind astfel la simplificarea protecției. Filtrul Ferranti nu reclamă pretenții ridicate față de precizia execuției.

Ca dezavantaj se menționează puterea mică ce poate fi preluată din secundar, fără alterarea caracteristicilor și fără mărirea erorii de unghi.

Fig. 3.18. Filtru pentru componenta homopolară a tensiunii de fază

Filtru pentru componenta homopolară a tensiunii de fază se obține prin însumarea vectorială a celor trei tensiuni de fază din secundarul transformatoarelor de măsură de tensiune printr-o înfășurare în triunghi deschis.

Pentru stabilirea valorii tensiunii de pornire a protecțiilor de tensiune homopolară conform figurii 3.18 trebuie adoptate condițiile:

(3.52)

Care conduc la relațiile:

(3.53)

unde .

Releele maximale de tensiune se pot realiza pe aceleași principii ca și cele maximale de curent. Pentru releele maximale de tensiune electromagnetice, coeficientul de revenire are valoarea medie , iar pentru cele electronice .

Relațiile de calcul sunt:

sau (3.54) (3.55)

Unde .

Protecția de curent de secvență inversă este constituită din trei transformatoare de măsură de curent identice, filtrul de curent de secvență inversă și releul de curent, așa cum se prezintă în figura 3.19.

Fig. 3.19. Protecția maximală de curent de secvență inversă.

Curentul de pornire al protecției menționate trebuie să îndeplinească condiția:

(3.56)

De menționat că protecțiile de curent prezentate nu sunt selective conform principiului de funcționare , aceasta se asigură în cazul unor configurații radiale prin temporizări eșalonate în trepte de timp , iar în cele cu alimentare bilaterală prin temporizări și direcționări corespunzătoare.

Protectia maximala de curent Direcțională ( 67)

Protectia direcțională acționează când apare o modificare importantă a defazajului între tensiunii U și curentului I din circuitul protejat, la unul din capetele liniei defecte.

Protectiile direcționale sunt mai selective și se realizează cu relee direcționale, care acționează în funcție de sensul de circulație a puterilor în circuit, și fac parte din categoria protecțiilor complexe.

Un caz special al rețelelor îl constituie cel al liniilor cu dublă alimentare, ca în exemplul prezentat în Fig. 3.20.

Fig. 3.20. Protectia maximala de curent direcționată într-o rețea de medie tensiune cu dublă alimentare

Coordonarea reglajelor cu timpi crescători spre sursă impune o selectare a sensului de scurgere a energiei spre locul de defect, realizată de regulă cu elemente direcționale care sesizează sensul de scurgere al curentului de scurtcircuit. Cu reglajele de timp ale protecțiilor maximale de curent independente ca în Fig. 5.7, la un defect pe linia A-B, vor acționa protectia din A direcția B la t = 1s si protectia din B direcția A, la t = 0,5 s. Protectia din B direcția C nu va acționa deși are aceeași temporizare, deoarece sensul de curgere al curentului de defect IK este de la C spre B, în direcție opusă pentru elementul direcțional.

Protecția direcțională.

Protecția direcțională se utilizează în combinație cu alte protecții de curent sau de impedanță , pentru localizarea defectului pe liniile cu alimentare la două capete. Pentru a evidenția principiul protecției direcționale se consideră figura 3.21 care are în structura sa două linii , alimentate de sursele (centralele) G1 , G2.

Fig. 3.21. Schema electrică și diagramele fazoriale corespunzătoare: (a) – schema electrică a liniei
alimentată la două capete; (b) – regimului normal de funcționare; (c) – regimul de defect în K1.

Se consideră defazajul φ al curentului față de tensiune, ce corespunde sensului convențional al curentului de la bară spre linie, în timp ce defazajul φ + π corespunde sensului convențional al curentului de la linie spre bară.

În figura 3.21 b) sunt reprezentate diagramele fazoriale pentru curentul și tensiunea pe o fază corespunzătoare regimului normal de funcționare, iar pentru regimul de scurtcircuit în punctul K1 îi corespunde figura 3.21.c). Din analiza diagramelor fazoriale corespunzătoare celor două situații rezultă:

în regimul normal de funcționare, pentru fiecare linie curentul de la o extremitate circulă de la bară spre linie cu defazajul φ, iar curentul de la cealaltă extremitate circulă de la linie spre bară cu defazajul φ+ π ;

în cazul scurtcircuitului în punctul K1 pe linia L1 , figura 1.16 c) , curenții și circulă de la bară spre linie , cu defazajul φK , curenții de la linie spre bară cu defazajul φK+ π , iar de la bară spre linie , defazaj φK .

Se constată că sensul circulației curentului prin linia L1 este schimbat.

Prin controlul sensurilor de circulație ale curenților și sau al defazajelor lor față de tensiunea , respectiv , defectul din K1 poate fi localizat, utilizându-se relee direcționale.

Aceste relee numite și relee direcționale de putere, (de sens al circulației puterii), se conectează în circuit ca în figura 3.22 a), ce corespunde cazului particular al releului de putere activă cu și .

Releele direcționale în construcția clasică pot fi electromecanice (de inducție) sau statice (electronice). Un releu direcțional de inducție conține în principal un circuit magnetic cu două bobine , de curent și tensiune și un rotor din aluminiu în care apare un cuplu de acționare de forma:

(3.58)

Fig. 3.22. Releu direcțional: a) – schema de conectare; b) – caracteristica releului direcțional.

Cea mai utilizată schemă de conectare a releelor direcționale de putere este schema "de 90º". În cazul funcționarii rețelei cu un factor de putere , defazajele dintre curenți și tensiunile aplicate sunt de 90º. Schema acționează corect în cazul scurtcircuitelor monofazate și polifazate, însă sunt insensibile în cazul scurtcircuitelor trifazate.

Existenta zonei moarte, ("zona moartă" – o zona pentru care, la scurtcircuit, releele nu acționează, sunt insensibile) se datorează faptului că tensiunile aplicate releelor de putere tind către zero atunci când punctul de scurtcircuit trifazat se apropie de locul de instalare al transformatoarelor de măsură.

Relee direcționale de inducție.

Releele direcționale sunt relee cu două mărimi de intrare, sunt alimentate cu tensiunea și curentul din circuitul de protejat, schema electrică și circuitul magnetic al releului direcțional de inducție cu rotor. Ele pot compara amplitudini sau defazaje.

Fig. 3.22. schema electrică și circuitul magnetic al releului direcțional de inducție cu rotor.

În figura 3.23 se prezintă diagrama fazorială a releului direcțional de inducție.

Fig. 3.23. Diagrama fazorială a releului direcțional de inducție.

Cuplu de acționare al releului direcțional de inducție este:

(3.59)

Unde avem:

(3.60)

Rezultă pentru forma :

(3.61)

și în final

(3.62)

Se observă că este expresia unei puteri și releul își închide contactul după cum aceasta este pozitivă sau negativă. Această putere fictivă corespunde sensului de scurgere a puterii de scurtcircuit.

Unghiul α numit și unghi interior al releului direcțional, diferă după tipurile constructive ale releelor și el se alege funcție de destinația acestora. Cele mai răspândite relee întâlnite în exploatare au prin construcție mai multe valori pentru unghiul α , alegerea se face de regulă funcție de locul și defectul care să-l identifice.

Pentru α = 0 , condiția de acționare a releului devine:

(3.63)

iar pentru

(3.64)

Spre deosebire de releele maximale la care pentru a se produce acționarea curentul prin instalația protejată trebuie să depășească valoarea reglată, la releele direcționale acționarea depinde de trei parametri:

curentul Ir prin înfășurarea de curent al releului,

tensiunea Ur aplicată la bornele de tensiune a releului

unghiul dintre aceste două mărimi.

Orientarea corectă a releului direcțional în sensul închiderii contactului este cu atât mai sigură , cu cât valoarea cuplului este mai mare. La apariția unui scurtcircuit, tensiunea scade și implicit scade cuplul, fiind cu atât mai mic cu cât este mai mare, având valoarea maximă pentru:

respectiv (3.65)

Unghiul pentru care cuplul releului direcțional este maximum, pentru un curent și o tensiune dată se numește unghiul de sensibilitate maximă a releului.

În figura 3.24 câteva caracteristici ale releelor direcționale.

Fig. 3.24. Caracteristici ale releelor direcționale: a) – generale; b) – de putere activă; c) – de putere reactivă.

Pentru α = 0 , releul este de putere activă , iar pentru α = π/2 de putere reactivă. Dacă releul direcțional funcționează la unghiul sensibilității maxime, direcția curentului se suprapune cu normala la caracteristica de acționare , figura 3.24 a, b și c.

Din punct de vedere practic , un asemenea releu nu acționează pentru , ci pentru , unde este cuplul rezistent minim determinat de un resort antagonist și de frecările în lagăre.

Dacă , releul funcționează la sensibilitate maximă.

Se poate scrie avându-se în vedere (3.61) că:

(3.66)

Dacă , avem:

(3.67)

De unde obținem:

(3.68)

Fig. 3.25. Caracteristica de putere minimă a releului direcțional de inducție.

Dependența , reprezentată în figura 3.25 , evidențiază posibilitatea ca releul să nu acționeze corect , chiar dacă defazajul φr corespunde sensibilității maxime și aceasta dacă perechea Ur , Ir corespunde unui punct situat sub această caracteristică.

Această posibilitate este întâlnită la defecte apropiate de locul de montare al protecției , când tensiunea Ur este foarte redusă și determină zona moartă de tensiunea releului direcțional.

În cazul când φr+ α ≠ 0 , releul nu funcționează la sensibilitate maximă , din (3.67) rezultă:

(3.69)

iar dependenta , reprezentată cu linie întreruptă , figura 3,25 , evidențiază prin deplasarea în sus , creșterea zonei moarte de tensiune a releului.

În concluzie rezultă necesitatea utilizării releelor direcționale la unghiul sensibilității maxime, deoarece în aceste condiții , zona moartă de tensiune este minimă

Viteza de acționare a releului depinde de valoarea tensiunii. Deoarece viteza de acționare trebuie să fie mare la apariția scurtcircuitului și mai mică la dispariția lui, este necesar ca bobina de tensiune a releului să fie alimentată la apariția scurtcircuitului cu tensiunea normală dinainte de scurtcircuit, iar la dispariția scurtcircuitului cu tensiunea mică din timpul scurtcircuitului. Acest efect de inerție, sau “de memorizare”, se realizează completând bobina L a releului, (fig.3.26) cu capacitatea C în rezonanță cu bobina L a releului, la frecvența de 50 Hz și slăbind mult legătura sistemului rezonant cu tensiunea exterioară Ur cu ajutorul unei rezistențe mari R.

Fig.3.26. Circuit de întârziere pentru bobina de tensiune

În regim staționar, prin R trece numai un curent foarte mic, din cauza rezonanței, iar tensiunea . La scăderea bruscă sau la anularea tensiunii Ur, tensiunea U se menține până este disipată energia înmagazinată în circuitul oscilant L-C, rezultând scăderea lentă a tensiunii U și a stării de magnetizare, amortizate prin oscilații periodice, având frecvența proprie a curentului oscilant de 50 Hz.

Într-o asemenea rețea alimentată la două capete, pentru realizarea selectivității protecției este necesară introducerea unui nou criteriu pe baza căruia să se producă declanșarea, în afara criteriului temporizării; acesta este sensul în care circulă curentul (puterea) spre defect, realizându-se o protecție maximală de curent direcțională temporizată.

O astfel de protecție acționează cu temporizarea reglată numai dacă curentul depășește o anumită valoare reglată și dacă puterea circulă într-un anumit sens admis, considerat sens pozitiv (de acționare al releului) cel care corespunde circulației puterii de la bare spre linie.

Schema principială monofilară a protecției maximale de curent direcțională temporizată este dată în figura 3.27.

Fig.3.27. Schema principială monofilară a unei protecții maximale de curent direcționale.

După cum se observă din figură, pentru ca releul de timp 3 să fie excitat și să comande, după timpul reglat, declanșarea întrerupătorului I, este necesar ca atât curentul să depășească valoarea reglată prin releul de curent 1 (elementul de pornire al schemei), cât și ca sensul de scurgere a puterii spre scurtcircuit să fie de la bară spre linie și deci releul direcțional 2 (element de selecție) să-și închidă contactele.

Față de releul direcțional se impun următoarele condiții:

releul direcțional trebuie să acționeze rapid la apariția scurtcircuitului (mai rapid decât releul maximal de curent);

releul direcțional trebuie să revină lent la dispariția scurtcircuitului (mai lent decât releul de curent).

Dacă aceste condiții nu sunt îndeplinite, pot surveni deconectări neselective din cauza unor sarcini mari, care circulă în mod normal pe o linie radială de exemplu, conectată în apropierea locului de defect.

Curenții de pornire ai releelor de curent din cadrul protecțiilor maximale direcționale se determină cu relațiile din cadrul paragrafului 7.2.2, ( 7.2.2. Calculul reglajelor protecției LEA1), în funcție de curenții de sarcină maximă ce curg prin elementul protejat.

În unele rețele, datorită sarcinilor importante și lungimii mari a liniilor, este posibil să nu se obțină sensibilitatea necesară. În asemenea cazuri, pentru îmbunătățirea sensibilității se poate prevedea blocajul de tensiune minimă, schema principială monofilară a protecției maximale de curent direcțională temporizată, prevăzută cu blocaj de tensiune minimă este redată în figura 3.28.

Fig. 3.28. Schemă principială monofilară a protecției maximale de curent
direcțională temporizată, cu blocaj de tensiune minimă

Blocajul de tensiune minimă permite acționarea numai la defecte și blochează protecția în regim de sarcină maximă, reglajul făcându-se cu relațiile:

(3.70);

(3.71);

Unde:

InL – este curentul nominal al liniei protejate,

– tensiunea de regim minim, se adoptă valoarea: , unde este tensiunea nominală a liniei;

coeficienții au următoarele valori: .

Protecția de putere homopolară

Protecția de putere homopolară se folosește în rețelele alimentate de la două capete, fiind prevăzută pentru a sesiza selectiv defectele însoțite de punere la pământ. Se realizează mai des în varianta protecției maximală de curent homopolar direcționată temporizată, figura 3.29, sau sub forma unei secționări de curent homopolar direcțională.

Fig.3.29. Schema principială a protecției maximale de curent homopolar direcțională temporizată

Sensul curentului care acționează asupra echipajului mobil al releului direcțional este, ca la orice releu direcțional, funcție de unghiul dintre vectorii tensiunii și curentului care i se aplică. Protecția homopolară direcțională are avantajul că nu are zone moarte, datorită faptului că tensiunea homopolară este cu atât mai mare, cu cât defectul este mai apropiat, deci invers decât în cazul defectelor între faze, când tensiunea scade cu apropierea față de defect.

Sensibilitatea releului direcțional homopolar se verifică cu relația:

(3.71)

unde:

Uh, Ih – sunt valorile componentelor de secvență homopolară, ale tensiunii respectiv curentului, în locul de instalare al protecției la un defect monofazat în limitele zonei considerate, apărut într-un regim care conduce la valoarea minimă Ih;

Spr – este valoarea puterii de pornire a releului;

ki și ku – sunt rapoartele de transformare ale transformatoarelor de curent și de tensiune care compun filtrele de curent și de tensiune de secvență homopolară de la care se alimentează bobinele releului.

Pentru defecte pe linia protejată se prevede: , iar pentru defecte pe elementul vecin: .

Avantajele protecțiile maximale de curent homopolar direcționale sunt simplitatea, selectivitatea, sensibilitatea și absența zonelor moarte, motive pentru care sunt foarte răspândite ca protecții de bază sau de rezervă în rețelele cu valori mari ale curenților de punere la pământ care au mai multe o surse de alimentare.

Dezavantajul protecției constă în temporizarea relativ mare dacă linia are multe tronsoane. În comparație cu protecția maximală direcțională prevăzută pentru sesizarea scurtcircuitelor polifazate, protecția direcțională homopolară are temporizări în general mai reduse, deoarece pentru stabilirea lor nu trebuie ținut seama de timpii de acționare ai protecțiilor din rețeaua de alimentare.

Opis document

Principii si particularități – Protecția diferențială (ANSI 87) 1

Protecția diferențială – principiul de funcționare 1

Protecția diferențială longitudinală 3

Transformatoarele cu saturație rapidă (T.S.R.) 6

Protecția diferențială longitudinală cu curenți de circulație 8

Protecția diferențială longitudinală cu echilibrarea tensiunilor (PDLET) 10

Protectia diferențială transversala 11

Caracteristica de declanșare a protecției diferențiale 13

Temporizările 14

Blocajul protecției la socul de magnetizare prin armonicile superioare 14

PROTECȚIA DIFERENȚIALĂ (ANSI 87)

Protecția diferențială – principiul de funcționare.

Funcționare protecției diferențiale se bazează pe compararea mărimilor electrice de același tip din punct de vedere al amplitudinilor și defazajelor de la extremitățile elementului protejat sau în circuite identice conectate în paralel.

În acest scop, la extremitățile elementului protejat, se montează transformatoare de măsură de curent, pe două sau trei faze cât mai apropiate de întrerupătoarele elementului protejat. Transformatoare de curent de măsură se aleg și se conectează astfel încât în regimul normal sau de scurtcircuit exterior, curenții secundari ale transformatoarelor de măsură de curent să fie egale și în fază.

Schema de principiu al protecției diferențiale este dată în figura 0.1.

Fig. 0.1. Principiul protecției diferențiale: a) – cu sarcină normală
sau defect extern zonei protejate; b) – defect în interiorul zonei protejate

Se definesc următoarele mărimi:

– curentul diferențial sau de acționare în lipsa frânarii, reprezintă curentul de frecvență fundamentală care produce efectul de declanșare al releului;

– curentul de stabilizare sau de frânare, reprezintă curentul de frecvență fundamentală care opune efectului de declanșare al releului.

Plecând de la principiul protecției diferențiale ilustrat în figura 1, există trei situații de funcționare a protecției diferențiale:

Defect extern sau curent de sarcină.

În această situație sensul curenților primari este reprezentat în figura 1.a, și au același sens prin transformatoarele de curent, prin urmare se pot scrie următoarele relații:

I1 = – I2 respectiv │I2│=│I1│ (0.1)

Rezultă că: valoarea curentului diferențial este:

(0.2)

respectiv a curentului de stabilizare (de frânare) este:

(0.3)

În concluzie nu se produce declanșare deoarece curentul diferențial este nul, iar cel de stabilizare este dublul curentului secundar.

Defect în interiorul zonei protejate

În această situație sensul curenților primari este reprezentat în figura 1.b, și au sens schimbat prin transformatoarele de curent, pot fi întâlnite două situații:

Scurtcircuit in zona protejată cu I2 ≠ 0, alimentată cu doi curenți din ambele părți.

Aplicând principiul protecției diferențiale, pentru rezultă că:

valoarea curentului diferențial este:

(0.4)

curentului de stabilizare (de frânare) este:

(0.5)

Curentul diferențial care produce declanșarea (Idiff) și curentul de stabilizare (Istab) sunt diferiți de zero și de același sens, prin urmare protecția diferențială trebuie să acționeze.

Scurtcircuit in zona protejată cu I2 = 0, alimentată dintr-o singură sursă.

Aplicând principiul protecției diferențiale, pentru I2 = 0 și I1 ≠ 0 rezultă că:

(0.6)

Curentul diferențial de declanșare (Idiff) si curentul de stabilizare (Istab) sunt egali și corespund defectului alimentat dintr-o singura parte. Acest rezultat arată că defectele interne, în condiții ideale, au , în consecință, caracteristica defectelor interioare zonei este o linie dreaptă, cu o pantă ascendentă de 45⁰ reprezentată prin linia întreruptă din figura 2.

Dacă cele două mărimi determină un punct în suprafața de declanșare, funcția diferențială emite un impuls de declanșare.

Modul de aplicare a principiului diferențial determină două tipuri de protecții diferențiale:

protecție diferențială longitudinală când se compară mărimile de la intrare și ieșire din elementul protejat;

protecție diferențială transversală când se compară mărimi identice ce funcționează în paralel.

În cazul protecției diferențiale longitudinală, în regim normal de funcționare sau la scurtcircuit exterior, curenții de la intrarea și ieșirea din elementul protejat sunt egali și în fază, cu excepția transformatoarelor, pentru care această protecție are anumite particularități. Sensul curenților prin elementul protejat sunt prezentate în figura 1.a.

În cazul defectului , figura 1.b , valorile curenților se schimbă , iar faza curentului de la extremitatea B se modifică cu aproximativ 180° , respectiv :

(0.7)

Comparând valorile și defazajele curenților sau sensurile de circulație ale acestora , cu scheme adecvate , se poate stabili apariția unui defect cât și localizarea lui.

Protecția diferențială longitudinală.

Protecția diferențială longitudinală este destinată protejării unui element de rețea împotriva defectelor interne care trebuie eliminate într-un timp foarte scurt.

Se folosește împotriva scurtcircuitelor polifazate pentru elemente de rețea cu întindere teritorială redusă, datorită necesității unor conductoare de legătură între extremități. Elementele de rețea protejate pot fi generatoare electrice, motoare electrice de puteri mari, transformatoare de putere, sisteme de bare colectoare și liniile electrice de lungimi reduse.

Acest tip de protecție se realizează în două variante și anume:

protecția diferențială longitudinală cu circulația curenților;

protecția diferențială longitudinală cu echilibrarea tensiunilor.

Ambele scheme funcționează pe principiul comparării în modul și fază a curenților de la începutul și sfârșitul elementului protejat, la extremitățile care delimitează zona protejată. În acest scop, la extremitățile elementului protejat, se montează transformatoare de măsură de curent, pe două sau trei faze cât mai apropiate de întrerupătoarele elementului protejat. Transformatoare de curent de măsură se aleg și se conectează astfel încât în regimul normal sau de scurtcircuit exterior, curenții secundari ale transformatoarelor de măsură de curent să fie egali și în fază.

Dacă în regimul normal de funcționare curenții primari sunt egali

, (0.8)

iar transformatoarele de măsură de curent TCA, TCB au caracteristici de magnetizare identice, (teoretic, în practică sunt rare două transformatoare de curent cu caracteristici identice), curenții secundari sunt egali și în fază.

Fig. 0.2. Protecția diferențială longitudinală cu circulația curenților.

(0.9)

iar prin releu va circula curentul

(0.10

Dacă pentru regimul normal de funcționare și defecte exterioare , curenții primari nu sunt egali și în fază , pentru a asigura egalitatea curenților secundari în modul și fază se aleg în mod corespunzător rapoartele de transformare ale transformatoarelor de măsură de curent, ale montajului diferențial precum și modul de conectare al înfășurărilor secundare ale acestora.

La defecte în zona protejată, punctul K2, valorile curenților primari de la extremitățile elementului protejat nu mai sunt aceleași, sunt diferiți ca modul și fază, iar sensul curentului de la extremitatea B se inversează.

(0.11)

Curentul prin releu are valoarea:

(0.12)
și are o valoare ridicată întrucât și sunt în opoziție de fază , iar diferența lor din (0.12) devine egală cu suma curenților secundari:

(0.13)

unde:

este curentul de scurtcircuit primar total raportat la secundar;

– sunt rapoartele de transformare ale transformatoarelor de curent de măsură din extremitatea A, respectiv extremitatea B;

– sunt curenții primari la un scurtcircuit în punctul K2 furnizați de către sursele A respectiv B;

– sunt curenții secundari furnizați de către transformatoarele TCA respectiv TCB la un scurtcircuit în punctul K2;

În cazul când elementul protejat este alimentat numai din sursa A,

, și (0.14)

În condițiile reale , transformatoarele de măsură de curent TCA , TCB , funcționează cu erori ceea ce face ca în regim normal și la defecte exterioare,

(0.15)

Conform principiului protecției diferențiale avem:

(0.16)

iar prin releul de curent circulă curentul de dezechilibru raportat la secundar,

(0.17)

de care trebuie să se țină seama în alegerea curentului de pornire al releului și al protecției , respectiv:

(0.18)

Curenții de dezechilibru Idez sunt cu atât mai mari, cu cât curentul primar este un multiplu mai mare al curentului nominal. și ating valori foarte mari în primele perioade ale scurtcircuitelor exterioare, ca urmare a saturării TC, produsă de existența în curentul de scurtcircuit a unei componente aperiodice și de magnetizare remanentă a fierului din circuitele magnetice. Condiția fundamentală pentru alegerea curentului de pornire a releului este desensibilizarea protecției față de valorile maxime teoretice (de calcul ) ale curenților de dezechilibru în cazul scurtcircuitelor exterioare:

(0.19)

în care .

Sensibilitatea protecției diferențiale se caracterizează prin coeficientul:

(0.20)

unde: reprezintă curentul de pornire al protecției.

Ținând cont de faptul că valoarea curentului de pornire a protecției Ipp poate fi mai mică decât curentul nominal In al elementului protejat, rezultă că:

(0.21)

În concluzie protecțiile diferențiale sunt absolut selective.

Dacă se desensibilizează față de valoarea tranzitorie a lui , devine uneori insuficient. Pentru mărirea sensibilități se folosesc următoarele metode:

conectarea înfășurărilor releului prin TC intermediare saturate , sau cum se mai numesc transformatoare cu saturație rapidă (T.S.R.).

folosirea unor relee speciale, cu acțiune de reținere (cu bobine de frânare).

Uneori pentru o sensibilitate ridicată se pot combina metodele de mai sus.

Transformatoarele cu saturație rapidă (T.S.R.)

Transformatoarele cu saturație rapidă (T.S.R.), sunt transformatoare monofazate, cu ciclu de histerezis dreptunghiular, alese astfel, încât să transforme imperfect componenta aperiodică a curentului de dezechilibru al protecției, care circulă prin înfășurarea primară a transformatorului T.S.R. (vezi: fig.0.3.a).

Pentru a se analiza funcționarea transformatoarelor cu saturație rapidă, se consideră următoarele două cazuri:

când prin înfășurarea lor primară trece un curent aperiodic amortizat , sau

când trece un curent sinusoidal

1) În cazul trecerii lui (fig.0.3.b), variației acestui curent în intervalul de timp îi corespunde pe ciclul histerezis , o foarte mică variație a fluxului , ceea ce are ca rezultat o Tensiune electromotoare indusă (t.e.m.) în înfășurarea secundară:

și un curent corespunzător , de valori foarte mici.

2). În cazul unui curent primar sinusoidal, , variația mare a acestui curent, în același interval de timp , îi corespunde o variație mare a fluxului care induce o tensiune electromotoare și curentul cu valori considerabil mai mari.

Fig. 0.3. Caracteristici de funcționare a TSR; a – ciclul histerezis al TSR; b – variația în timp a
curentului prin primarul TSR; c – variația în timp a curentului de dezechilibru; d – schema de principiu a TSR

În cazul scurtcircuitelor exterioare, apare un curent de dezechilibru , (fig. 0.3.c.), a cărui valoare este mai mare în primele perioade ale scurtcircuitului, din cauza componentei aperiodice a curentului de scurtcircuit primar.

Acest curent trece prin înfășurarea primară a TSR și determină în secundarul acestuia un curent foarte mic, inferior curentului de acționare al releelor. După anularea componentei aperiodice, care durează câteva perioade, prin înfășurarea primară a TSR trece numai componenta periodică a curentului de scurtcircuit secundar, care este transformată de TSR în mod corespunzător rezultând t.e.m. și curentul . Dacă scurtcircuitul este interiorul zonei protejate, prin releu trece curentul de circulație , care determină pornirea releului, iar dacă scurtcircuitul este exterior, prin releu trece curentul de dezechilibru permanent , față de care releul este desensibilizat prin reglaj.

Pentru calculul curentului de pornire a protecției se pune condiția ca eroarea compusă a transformatoarelor de curent să fie , și este dat de relația

(0.22)

Unde:

– este coeficientul de siguranța al schemei;

– eroarea compusă a transformatoarelor de curent în condiții de funcționare la scurtcircuite exterioare;

– coeficient de transformare a componentei aperiodice în cazul folosirii TSR si în lipsa TSR.;

– este coeficientul de identitate, care ține seama de identitatea între TC în aceleași condiții de încărcare ;

– este valoarea efectivă maximă a componentei aperiodice a curentului de scurtcircuit exterior.

Protecția diferențială longitudinală cu curenți de circulație

În figura 0.4. se prezintă schema de principiu a protecției diferențiale longitudinală cu curenți de circulație.

Fig. 0.4. Schema principială a protecția diferențială longitudinală cu curenți de circulație

Pentru realizarea protecției, la începutul și la sfârșitul elementului protejat se instalează transformatoarele de curent, TC, cu rapoarte de transformare identice. Se consideră că bornele de același fel ale înfășurării primare și ale celei secundare ale acestor TC se află de aceeași parte. Înfășurările secundare ale TC de pe faza respectivă se leagă între ele, prin bornele dinspre elementul protejat, si prin cele îndreptate în afara lui, iar în paralel cu ele se conectează înfășurarea releului de curent.

Pentru determinarea curentului în releu Ir, este necesar să se stabilească pentru toți curenții din schemă sensuri pozitive convenționale, valoarea curentului prin releu este egală cu diferența fazorială a curenților din secundarul celor două transformatoare de curent, TC

Conform schemei, se poate scrie: . (0.23.)

Prin conductoarele de legătură dintre înfășurările secundare ale transformatoarelor de curent circulă curenți egali cu cei din secundarul transformatoarelor de curent, schema se numește schema cu curenți de circulație.

Schema cu curenți de circulație, în execuția analizată cu transformatoare de curent standardizate, se poate utiliza pentru protecția elementelor de circuit cu o linie care nu depășește câteva sute de metri, sau pentru protecția generatoarelor, a transformatoarelor si a barelor colectoare.

În cazul unor lungimi mai mari, pentru reducerea numărului și secțiunii conductoarelor auxiliare (care se dimensionează astfel încât sarcina maximă admisibilă a TC să nu fie

depășită) se folosesc următoarele soluții:

transformatoare însumatoare de curent identice la ambele capete ale liniei, care însumează curenții celor trei faze într-o anumită proporție, pentru ca protecția să poată sesiza si scurtcircuitele trifazate simetrice. Astfel se obține la fiecare capăt al liniei (zona protejată) câte un singur curent, determinat ca valoare și fază de curenții celor trei faze, suma curenților va corespunde riguros la ambele capete în mod identic , curenților celor trei faze. Acest artificiu are ca efect o inegalitate a sensibilității protecției în raport cu diferitele faze pe care are loc defectul. În general protecțiile diferențiale longitudinale sunt foarte sensibile si nu există pericolul de a nu acționa.

filtre combinate de componente simetrice care sunt alimentate de transformatoarele de curent cu curenții celor trei faze si debitează la ieșire o tensiune proporțională cu o funcție lineară de componentele simetrice Id, Ii, Ih ale curenților de tipul

(0.24)

sau

(0.25)

în funcție de tipul filtrului.

Este rațional a se realiza scheme de protecție cu câte un grup de relee instalate în fiecare stație, pentru deconectarea întrerupătoarelor respective. O astfel de schemă de principiu a protecției diferențiale de curent cu două grupuri de relee și cu valori reduse ale curentului de circulație, reduce numărul conductoarelor auxiliare de circulație a curentului între capetele zonelor protejate la două conductoare.

Protecția diferențială având conductoare auxiliare de lungimi mari , este necesar să se ia în considerare posibilitatea defectării lor în timpul exploatării. În schema cu curenți de circulație, scurtcircuitarea conductoarelor auxiliare duce la șuntarea releului în punctul de defect având ca efect nefuncționarea protecției. Ruperea conductorului poate determina acționarea neselectivă a protecției în regim normal de funcționare , datorită faptului că în releu apar curenți egali cu valoarea curentului de regim normal de funcționare.

Pentru a preveni acționarea greșită a protecției diferențiale a liniilor în cazul defectării conductoarelor auxiliare , se instalează de obicei dispozitive speciale de control al integrității conductoarelor (protecția conductoarelor auxiliare). Acest dispozitiv de control blochează funcționarea protecției diferențiale, la defectul conductoarelor auxiliare, evitând acționarea ei neselectivă.

Protecția diferențială longitudinală cu echilibrarea tensiunilor (PDLET).

Specific acestei protecții este conectarea in serie a releelor diferențiale în circuitul diferențial, principiul de realizare si funcționare a protecției diferențiale longitudinale cu echilibrarea tensiunilor este prezentată în fig. 0.5.

Fig. 0.5. Schema de principiu monofilară a protecției PDLET

În regim normal de funcționare sau la scurtcircuite exterioare, tensiunile electromotoare (t.e.m.) de la bornele secundarelor transformatoarelor de curent TC, sunt egale și în opoziție. Prin circuitul diferențial și prin relee, circulă un curent de dezechilibru de valoare redusă datorat diferențelor dintre transformatoarele de curent, iar protecția nu acționează la acest curent.

La un defect pe linia protejată, datorită schimbării sensului convențional al curentului de la unul din capete, cele două t.e.m. devin aproximativ în fază și prin circuitul diferențial circulă un curent mare, care provoacă acționarea protecției. Intrarea în funcțiune a protecției este provocată de sensul t.e.m. din secundarele transformatoarelor de curent, motiv pentru care protecția se numește diferențială longitudinală cu echilibrarea tensiunilor.

În regim normal de funcționare al liniei, când prin circuitul diferențial nu circulă curent, transformatoarele de curent TC1 și TC2 ar funcționa în gol, ceea ce nu este permis. Pentru a evita funcționarea în gol a transformatoarelor de curent, în paralel cu secundarul transformatoarelor se conectează rezistențele R de valoare redusă (2,4÷5 [Ω] pentru curentul nominal secundar de 5[A]; 15÷30 [Ω] pentru un curent nominal secundar de 1[A] și o putere aparentă în secundar de 30÷60 [VA]). Principiul de funcționare al schemei rămâne același, în locul curenților diferențiali circuitului diferențial i se aplică căderile de tensiune de la bornele rezistențelor R.

În forma prezentată în fig.0.5., protecția se pretează a fi utilizată numai pentru linii foarte scurte (până la câteva sute de metrii). Pentru linii cu lungimi până la maxim 20 km, schema se completează cu filtre combinate sau transformatoare intermediare de izolare și însumare ca și la protecția diferențială cu circulație de curenți.

Protectia diferențială transversală

În cazul a două linii paralele care leagă între ele două stații (constituind o ,,linie dubla" sau ,,linie cu dublu circuit") protecția maximală direcțională nu mai poate acționa selectiv. Aceasta se observa ușor din figura 0.6., în care este reprezentată o porțiune de rețea constituită dintr-o linie dublu circuit, având surse la ambele capete.

Fig. 0.6. – Linie dublu circuit

Când circuitele acestei linii sunt echipate la fiecare capăt cu câte o protecție maximală direcțională în două trepte, există pericolul ca un defect apărut, de exemplu, pe circuitul I, în apropiere de mijlocul liniei, să nu fie sesizat de protecțiile rapide și la ambele capete, sau numai la un singur capăt, să acționeze protecțiile temporizate, care nu pot avea timpi diferiți de acționare și astfel, pentru un defect pe o linie, să fie deconectate ambele linii.

Pentru liniile cu dublu circuit se folosește aproape întotdeauna o protecție specială, realizată cu relee direcționale într-un montaj deosebit, care asigură deconectarea rapidă și selectivă a circuitului defect.

Aceasta este protecția diferențială transversală direcțională, (numită și protectie în octavă), a cărei schemă de principiu (pe o fază) este reprezentată în figura 0.7.

Figura 0.7.: Principiul protecției diferențiale transversale

Protecția este comună pentru ambele linii în fiecare stație, și se compune în esența, pe fiecare fază dintr-un element de pornire, realizat printr-un releu maximal I și un element de selecție, realizat printr-un releu direcțional. Releul maximal și bobina de curent a releului direcțional sunt parcurse de diferența curenților de pe cele două linii, adică de curentul . La apariția unui defect pe una dintre linii, curentul I1 va fi diferit de curentul I2, curentul mai mare fiind cel de pe linia avariată.

Diferența va fi numai între valorile curenților I1 și I2, defazajul celor doi curenți față de tensiunea care îi determină este același. Această diferență determină închiderea unuia dintre contactele releului direcțional, după cum I1 > I2 sau I2 > I1, adică după cum este situat defectul, pe o linie sau pe alta, iar acționarea este selectivă.

Protecția diferențială transversală direcțională este selectivă și rapidă, nefiind necesară nici o eșalonare în trepte de timp, dar nu asigura deconectarea rapidă a defectelor de pe întreaga lungime a liniilor. Există porțiuni mici ale liniilor în apropierea stațiilor, care nu sunt protejate direct de protecția diferențială transversală. Pe aceste porțiuni de linie defectele nu sunt izolate rapid la ambele capete, declanșarea rapidă se produce numai la un capăt, iar al doilea capăt este declanșat după ce s-a produs declasarea primului capăt.

Aceste zone constituie zona de acționare în cascadă a protecției diferențiale transversale (notată lcasc în figura 0.7.), și este situată pentru fiecare protecție diferențială la capătul opus celui în care este instalată protectia.

În cazul unui defect pe una dintre linii în apropierea stației (stația A de exemplu), curenții I1 și I2 sunt aproape egali si diferența i1 – i2 este aproape nulă și nu poate determina pornirea protecției.

Cu cat valoarea curentului de pornire al protecției Ipp este mai mare, cu atât distanța față de stația A, la care trebuie să se producă un defect pe linie pentru ca diferența dintre cei doi curenți de scurtcircuit să determine pornirea protecției, este mai mare. Pentru o anumită lungime a zonei măsurată începând din stația A pe fiecare linie, notată cu lcasc , protecția din stația B nu pornește. În stația A unde curenții evident sunt foarte diferiți (dacă în A nu exista surse ei sunt chiar de sensuri contrare și ), acționarea se produce corect.

Presupunând ca defectul se produce pe linia 1, se observă că după declanșarea întrerupătorului IlA curentul de scurtcircuit circula dinspre B numai pe linia 1 și diferența acționează si protectia din B. În mod similar protectia din A are o zonă, situată în apropierea stației B, în care ea nu pornește decât după ce s-a produs declanșarea din B ; această zonă pe care o notăm cu Zcasc, depinde de valoarea curentului de pornire al protecției din A.

Calculul curenților de pornire al releelor de protecție este similar cu al protecției diferențiale longitudinale.

Caracteristica de declanșare a protecției diferențiale

În figura 0.8. se prezintă caracteristica completă de declanșare a protecției diferențiale digitale. Segmentul (a) reprezintă pragul de sensibilitate al protecției diferențiale (setarea I – DIFF> pentru protecțiile digitale) în lipsa curentului de frânare/stabilitate și consideră constanți curenții de defect, de exemplu, curenții de magnetizare.

Figura 0.8.: Caracteristica de declanșare a protecției diferențiale

Segmentul (b) ia în considerare erorile de curent care pot rezulta din erorile de măsură ale transformatoarelor de curent de măsură, intrările acestora în echipament, sau din abaterile de la valorile nominale ale curentului datorate reglajului de tensiune (cauzate de poziția comutatorului cu prize de reglaj de tensiune la transformatoare cu reglaj sub sarcină).

În domeniul curenților de valori mari care pot provoca saturarea transformatorului de curent, în segmentul (c) apare o frânare/stabilizare puternică.

Curenții diferențiali peste nivelul (d) determină o declanșare imediată fără a mai lua în considerare blocarea armonicelor și a mărimilor de acționare (setarea I – DIFF>>). Aceasta este aria de “Declanșare instabilă rapidă ”.pentru valori mari ale curenților de defect mari.

Aria de “stabilizare adăugată” [Add-on stabilization] este aria de lucru a indicatorului de saturație. Mărimile Idiff și Istab sunt comparate de către protecția diferențială cu caracteristicile de lucru iar dacă rezultatul comparării se află undeva în aria de declanșare se emite semnalul de declanșare.

Temporizările

În cazuri speciale poate fi necesară o temporizare a semnalului de declanșare a protecției. Pentru acest lucru se setează o temporizare suplimentară față de timpul propriu de acționare, inițiată atunci când setarea IDiff > – este depășita și caracteristica de declanșare detectează un defect intern.

Blocajul protecției la șocul de magnetizare prin armonicile superioare

Când un transformator de putere (sau o bobină de reactanță) este pus sub tensiune, apare un curent tranzitoriu de magnetizare, prezent numai pe o parte a protecției diferențiale, și produce un efect similar cu un defect în interiorul transformatorului. Șocul curentului de magnetizare poate sa mai apară și după revenirea tensiunii la bornele transformatorului / bobinei de reactanță ca urmare a eliminării unui scurtcircuit apropiat. De asemenea curenții diferențiali nedoriți pot rezulta și prin conectarea în paralel al transformatoarelor sau prin supraexcitarea transformatorului / bobinei de reactanță datorită tensiunii de alimentare peste valoarea nominală și / sau a frecvenței scăzute.

Factorii care controlează durata și amplitudinea curentului de magnetizare sunt:

puterea transformatorului;

rezistenta în sistemul electroenergetic de la sursă până la transformatorul respectiv;

caracteristicile fizice ale transformatorului;

fluxul rezidual si momentul punerii sub tensiune.

Pentru a evita declanșarea eronată a protecției diferențiale se folosește blocajul protecției la șocul curentului de magnetizare prin armonicile superioare

Curentul de magnetizare poate să ajungă de câteva ori mai mare decât curentul nominal și este caracterizat printr-un conținut considerabil de armonica a 2-a, care este practic

inexistentă în cazul scurtcircuitului.

Blocajul se bazează pe evaluarea conținutului de armonica a 2 în curentul diferențial.

Dacă proporția de armonica a 2-a depășește un anumit prag reglabil, este demarată blocarea fazei respective și acest blocaj este menținut încă două perioade după scăderea conținutului în armonica respectivă. Evaluarea se face sub forma raportului I2fN/IfN , o valoare tipică a acestui raport este I2fN/IfN = 15%. Acest raport poate fi scăzut în scopul obținerii unei setări cât mai stabile în cazuri speciale de pornire în condiții nefavorabile.

Blocarea/stabilizarea la șocul de magnetizare prin conținutul de armonici este necesară doar când protecția este utilizată pentru transformatoare de putere și bobine de reactanță transversale dacă sunt instalate transformatoare de curent pe ambele părți ale punctelor de conexiune ale acesteia. Acțiunea de blocaj la șocul de magnetizare poate fi activată sau dezactivată.

Exemple de funcționare eronata a protecției diferențiale

• avaria din Stația Gura Ialomiței 1990. La revenirea tensiunii după un scurtcircuit pe o bara colectoare (defect eliminat prin protectia cuplei), au fost declanșate autotransformatoarele conectate pe acea bara prin protecția diferențială datorită ineficacității blocajului la șocul curentului de magnetizare.

• avaria de la București Sud 1991. La un scurtcircuit la bornele unui transformator, protecția diferențială a acestuia (realizata cu un releu RQS4T1) a comandat deconectarea după 1,1sec, în urma celorlalte protecții, datorită intervenției blocajului la șocul de magnetizare (datorită curentului mare de scurtcircuit se presupune ca s s-au saturat transformatoarele de curent, apărând armonici superioare de ordinul 2 si 3 care au activat sistemul de blocaj.

Opis document

7.2. Principiile protecțiilor de distanță 1

1.1 Protecția de impedanță. 3

Caracteristicile de acționare ale protecțiilor de distanță 6

Comportarea protecției de distanță la suprasarcini 9

Comportarea protecției de distanță la pendulările de energie 10

Blocarea protecțiilor de distanță la situații speciale 13

Blocarea protecției de distanță la defecte în circuitul transformatorului

de măsură de tensiune 14

Stabilirea reglajelor protecției de distanță și obținerea caracteristicii de timp

a releului de distanță 14

Relee de impedanță statice – principii de realizare. 19

VII. PROTECȚIA DE DISTANȚĂ

7.1. Principiile protecțiilor de distanță

Impedanța liniilor electrice este proporționala cu lungimea acestora și în consecința este natural a se utiliza pentru protecția acestora un releu capabil de a măsura impedanța până la un punct predeterminat. Un astfel de echipament de protecție este releul de distanță proiectat pentru a acționa pentru totalitatea defectelor care apar între locul de montaj și un anumit punct definit prin reglajul impus. Protecțiile de distanță reprezintă la ora actuală cea mai răspândită protecție utilizată în special pentru liniile electrice aeriene de înaltă tensiune. Este utilizată mai rar și pentru alte echipamente energetice ca transformatoare, generatoare, sau protecția de ”ciot”.

Principiul de bază al protecțiilor de distanță (PD) este fundamentat pe compararea intensității curentului și a tensiunii de la locul de montaj al protecției PD “văzute” de releu. Din compararea celor două mărimi se poate stabili dacă impedanța până la locul de defect este mai mare sau mai mică decât valoarea impedanței reglate. Un exemplu tipic pentru o astfel de balanță electrică se prezintă în Fig. 7.1.

Fig. 7.1. Schema de principiu pentru balanță electrică

Tensiunea și curentul care alimentează balanța, preluate din secundarele transformatoarelor de măsură de tensiune (TT) și respectiv de curent (TC) sunt redresate prin intermediul punților redresoare D1 și D2. Curenții Ir, respectiv Iu, proporționali cu valorile curentului și respectiv tensiunii, se aplică unui releu polarizat de măsură Z.

Releul polarizat este astfel conectat încât acționează atunci când , permițând declanșarea. Ținând seama că iar , se deduce imediat condiția de acționare la declanșare de forma , unde Z este impedanța măsurată, iar K este valoarea impedanței reglate. Acest principiu este valabil atât pentru releele electromecanice cât și pentru releele numerice.

Protecțiile de distanță oferă o caracteristică de acționare în trepte.

Prima treapta de impedanță acoperă 80-85% din lungimea LEA, iar pentru impedanțe măsurate mai mari și temporizările sunt mai mari. Cu cât defectul se află mai aproape de locul de montare a protecției, temporizarea declanșării întrerupătoarelor care alimentează defectul este mai mică.

Distanța până la locul de defect se determină măsurând impedanța (reactanța sau rezistența) dintre locul de montare a protecției și locul defect.

În funcție de mărimea sesizată se deosebesc protecții de distanță:

de impedanță, cu condiția de acționare: (7.1)

de reactanță, cu condiția de acționare: (7.2)

de rezistență, cu condiția de acționare: (7.3)

Unde:

– s-au notat impedanța, reactanța respectiv rezistența măsurată de releu;

– impedanța, reactanța respectiv rezistența de pornire a releului și sunt valori constante impuse prin reglaj;

– reprezintă mărimile aduse la releu, iar este unghiul dintre și .

Din condițiile de acționare enumerate mai sus rezultă faptul că protecția de distanță este o protecție minimală, cea mai răspândită este protecția de distanță de impedanță.

Protecțiile de distanță de reactanță se folosesc pe liniile cu probabilitate crescută a scurtcircuitelor prin arc electric, pentru că nu sesizează rezistența arcului electric la locul de scurtcircuit, dar sunt foarte sensibile la pendulări motiv pentru care sunt utilizate mai rar.

Protecțiile de distanță de rezistență se folosesc pentru protejarea cablurilor și a liniilor electrice aeriene compensate longitudinal și sunt foarte sensibile la rezistența arcului de la locul de scurtcircuit.

Din motive de selectivitate protecția de distanță este prevăzută cu elemente direcționale și asigură cu temporizări relativ mici, deconectarea selectivă a liniilor defecte în rețele de orice fel de configurație, oricât de complexe, cu orice număr de surse de alimentare.

O bună protecție de distanță trebuie să fie satisfacă următoarele condiții:

să sesizeze defectul în orice loc de pe linia protejată, inclusiv defectele prin arc electric;

să acționeze corect și rapid la regimuri diferite de funcționare a rețelei;

să rămână insensibilă la suprasarcini, la pendulări în sistem, și supratensiuni atmosferice sau de comutație;

zonele de acționare să fie astfel reglate încât să asigure o protecție de bază pe porțiuni cât mai mari, și o selectivitate completă față de protecția din aval;

să permită cuplarea sistemului de protecție la canalele de comunicație în sensul asigurării prelungirii zonei I-a rapide, pentru întreaga porțiune protejată;

posibilitatea integrării sistemului de protecție la sistemul de semnalizare de avarie și de prevenire acustic și optic, existent în stații.

verificare rapidă a sistemului de protecție iar în cazul defectării unor elemente să se permită o înlocuire simplă și rapidă;

funcționare corectă în condiții grele de mediu înconjurător: temperaturi, vibrații, etc.;

să aibă un consum și gabarit cât mai redus;

Protecția de impedanță.

În cazul unui scurtcircuit trifazat metalic pe linie , valoarea impedanței măsurate prin raportul tensiune-curent este nulă la locul defectului și crește spre surse odată cu creșterea distanței electrice dintre punctul de măsură și locul defectului. Pe aceasta se bazează realizarea protecției de impedanță care se utilizează întotdeauna ca protecție de minimă impedanță.

În figura 7.2.a. se prezintă schema de conectare a unui releu de impedanță , iar în figura 7.2.b. , dependența Z = f(Ip). Curentului nominal In îi corespunde impedanța nominală , iar curentului de scurtcircuit minim Isc.min , cea mai mare impedanță corespunzătoare regimului de scurtcircuit.

Fig. 7.2. – a) – schema de conectare a unui releu de minimă impedanță;
b) – dependenta Z = f(Ip); c) – și caracteristica generală de acționare.

Protecția de impedanță, este o protecție complexă cu două mărimi de intrare , curentul și tensiunea, având ca particularitate faptul că impedanța măsurată este un parametru de circuit dependent în mod aleatoriu de distanța până la locul defectului cât și de valoarea rezistenței arcului electric. Din acest motiv , nu este suficientă impunerea unei condiții simple de acționare , cum ar fi Z<Zpp , unde Zpp este impedanța de pornire a protecției, ci a unei condiții mai riguroase care să țină cont de ponderea componentelor R , X sau Z , φ – modulul și argumentul impedanței. Acest lucru este posibil prin definirea unui domeniu D în planul complex al impedanțelor R – jX , în care este situat vectorul impedanței Z la defecte , domeniu stabilit într-un mod convenabil și delimitat printr-un contur C , figura 7.2.c.

Dacă releul de impedanță acționează, iar dacă releul nu acționează.

Conturul C se numește caracteristică de acționare a releului de impedanță. Primele relee de impedanță realizate (electromecanice) au fost de inducție sau de tip balanță electrică. Releul polarizat RP (detector de polaritate) sesizează dacă :

(7.4)Fig. 7.3. Releu de impedanță de tip balanță electrică (a) și caracteristica sa de acționare (b).

Conform figurii 7.3.a. se poate scrie:

(7.5)
unde:

R – este rezistența de sarcină a transformatorului de măsură de curent TC;

Kr – coeficient de redresare;

reflectă poziția cursorului;

– este rezistența de intrare a releului polarizat RP.

Condiția (7.4) devine:

(1.48) (7.6)

sau (1.49) (7.6)
unde Zr este impedanța măsurată de releu , iar Zpr – impedanța de pornire a releului.

Releul de minimă impedanță acționează dacă:

(1.50) (7.7)

Rezultă că, o problemă relativ complicată de calcul a unei impedanțe și de comparare a acestora cu o mărime de referință. Zpr – este rezolvată într-un mod foarte simplu , prin compararea a doi curenți.

Conform schemei din figura 7.3.a. se poate scrie:

(1.51) (7.8)

și relația (7.7) devine:

(1.52) (7.9)

Unde și sunt rapoartele de transformare ale transformatoarelor de măsură curent TC, respectiv de tensiune TT.

Dacă se notează

și (1.53) (7.10)

Condiția (7.7) de acționare a protecției devine:

(1.54) (7.11)

unde Zp este impedanța primară a elementului protejat , iar Zpp impedanța de pornire a protecției. Din (7.10) rezultă relația dintre impedanța de pornire a protecției și impedanța de pornire a releului este stabilită prin raportul rapoartelor de transformare ale transformatorului de măsură de tensiune TT și a celui de curent TC.

Dacă se consideră că

(1.55) (7.12)

condiția de acționare a protecției (7.11) ia forma:

(1.56) (7.13)

adică domeniul interior al caracteristicii circulare cu centrul în origine , reprezentată în planul complex al impedanțelor R – jX , figura 7.3.b., unde r este raza cercului.

Se pot în concluzie stabili corelațiile:

Dacă , atunci , protecția acționează.

Dacă , atunci , protecția nu acționează.

Caracteristicile de acționare circulare cu centrul în origine sunt cele mai simplu de obținut , dar și cele mai puțin convenabile în raport cu cerințele protecțiilor de impedanță.

Datorită faptului că în cazul liniilor electrice , unde ZL este impedanța liniei, impedanța specifică unitară a liniei, iar L lungimea acesteia , protecția de impedanță utilizată la liniile electrice poartă denumirea de protecție de distanță.

Caracteristicile de acționare ale protecțiilor de distanță.

Elementele protejate prevăzute cu protecții de distanță – rețele electrice, transformatoare și sisteme de bare – sunt caracterizate la rândul lor , printr-un loc geometric limită al vârfurilor vectorilor impedanță corespunzător defectelor dintr-o anumită zonă protejată. Între caracteristicile de acționare ale protecției și acest loc geometric, numit caracteristică ideală de acționare, trebuie să existe o anumită compatibilitate, în sensul acoperirii caracteristicii ideale, de către caracteristica de acționare reală, realizată de către protecție. Dacă nu este îndeplinită această condiție sunt posibile următoarele situații:

caracteristica ideală depășește caracteristica reală a protecției, înseamnă că nu toate defectele din zona protejată sunt sesizate, deci protecția nu are sensibilitatea necesară;

caracteristica reală a protecției depășește caracteristica ideală, atunci protecția sesizează și defectele exterioare zonei protejate, deci funcționarea ei nu are selectivitatea necesară.

Pentru a stabili forma unei caracteristici ideale de acționare considerăm linia electrică din figura 7.4.a. În cazul unui scurtcircuit metalic K, pe linia L între capetele A și B, vârful vectorului impedanță cu originea în punctul A, este situat într-un punct corespunzător locului defectului, pe segmentul AB , ca în figura 7.4 b.

Fig. 7.4 . Linie electrică (a) și patrulaterul său de defecte (b).

Pentru un scurtcircuit metalic în punctul B, impedanța este , iar dacă acest scurtcircuit are loc prin arc electric, apare rezistența arcului electric RarcB.

Fazorul impedanței de scurtcircuit ZSCB (fig.7.4.) face cu axa R un unghi în funcție de tipul defectului. Dacă scurtcircuitul nu este scurtcircuit metalic direct, ci prin arc, rezultă că impedanța totală de scurtcircuit Ztot este suma fazorială dintre ZSC și rezistența arcului electric Rarc:

(1.57) (7.14)

În mod analog , la un defect în punctul A avem:

(1.58) (7.15)

Pentru defecte prin arc situate între punctele A și B , vectorii impedanță Ztot sunt situați pe segmentul MN , iar pentru defecte pe linie cu rezistența arcului inferioară valorilor maxime considerate în relațiile (7.14) și (7.15), vectorul impedanță este situat în interiorul patrulaterului ABMN (hașurat), numit patrulater de defecte, care aleas în mod corect trebuie să se afle în interiorul caracteristicii de acționare a releului (figura 7.5.c.).

Caracteristica de acționare a protecției trebuie să țină seama de următoarele considerente:

comportarea la suprasarcini: în acest regim, vectorul impedanță la suprasarcină are o valoare mare și argumentul apropiat de zero, așa cum se observă din figura 7.2.b. , deci domeniul corespunzător impedanței Zsupr trebuie exclus din caracteristica de acționare.

comportarea la pendulații: în regimul de scurtcircuit pe linia AB, vectorul impedanță este situat în cadranul I al planului , iar în regim de pendulații, hodograful vectorului impedanță reprezentând locul geometric al vârfului acestuia, descrie curbe între cadranele II și IV de forma caracteristicii cu linie întreruptă. Pentru ca protecția de impedanță să fie supusă cât mai puțin pericolului acționării greșite la pendulații, lățimea caracteristicii de acționare intersectată de hodograf trebuie să fie cât mai redusă.

Hodograful este locul geometric reprezentat de totalitatea punctelor care într-un plan complex se reprezintă printr-un punct de abscisă R(ω1) și de ordonată X(ω1), calculate cu numărul complex , atunci când o frecvență fixată ω1 parcurge intervalul .

Caracteristicile de acționare circulare, practic sunt cele mai simple de obținut și singurele în cazul releelor de impedanță electromecanice, dar sunt și cele mai puțin adecvate în raport cu comportarea la defecte prin arc, la suprasarcini și la pendulații, fapt evidențiat în figura 7.5. a , b , c.

Fig. 7.5. Modalități de poziționare a caracteristicii de acționare circulare în raport cu patrulaterul de defecte.

Din figura 7.5 rezultă următoarele:

pentru poziționarea caracteristicii circulare, în raport cu patrulaterul de defecte, figura 7.5. a, zona BB’M poate conduce la funcționări neselective;

pentru poziționarea din figura 7.5.b, zona BMM’ constituie un domeniu în care protecția de impedanță nu are sensibilitatea necesară;

prin deplasarea caracteristicii circulare cu centrul pe axa reală, figura 7.5.c., au fost eliminate dezavantajele de mai sus, dar a fost mărită sensibilitatea protecției în regim de suprasarcină, ceea ce constituie un dezavantaj.

Prin deplasarea caracteristicii circulare în cadranul I este posibilă o asemenea încadrare a patrulaterului de defecte, astfel încât să fie eliminate neajunsurile menționate.

Caracteristicile de acționare cu o formă apropiată de cea a patrulaterului de defecte sunt mai dificil de obținut în cadrul protecțiilor electromecanice. Protecțiile statice, analogice sau numerice , permit realizarea unei diversități de asemenea caracteristici.

În figura 7.6. a, b, și c sunt prezentate trei asemenea caracteristici, de tip intersecție de cercuri (a), elipsă (b) și poligonală (c), cu o bună acoperire a caracteristicii ideale.

Fig. 7.6. Caracteristici de acționare: a) – intersecția de cercuri ; b) – elipsă; c).- poligonală.

Comportarea protecției de distanță la suprasarcini

Pentru linii electrice lungi puternic încărcate și având , este posibil ca impedanța la suprasarcină (Zp – impedanța de pornire a releului) și releul de distanță ar acționa neselectiv.

Este necesar ca protecția de distanță să deosebească scurtcircuitele de suprasarcini măsurând nu numai modulul impedanței ci și argumentul acesteia . În fig. 7.6. s-au reprezentat comportarea caracteristicilor de acționare la rezistența arcului electric și la suprasarcină, cele mai bune caracteristici sunt cele de tip eliptic (fig. 7.6.d.) și cele de admitanță mixta (MHO) – fig.7.6.b). Cea mai puțin indicată caracteristică din punct de vedere al impedanței de suprasarcină este cea a unui releu de reactanță (fig.7.6.c).

Fig.7.6. Comportarea caracteristicilor de acționare ale releelor de distanță la rezistența arcului electric si la suprasarcina: a) releu de distanță cu caracteristică eliptică deplasată; b) releu de admitanță mixtă (MHO);
c) releu de reactanță;

Comportări net superioare se obțin prin utilizarea caracteristicilor de acționare poligonale, cu laturi reglabile obținute cu relee digitale.

Comportarea protecției de distanță la pendulările de energie

Regimul de funcționare cu pendulații de putere reprezintă un regim anormal de funcționare al rețelelor electrice, caracterizat de:

variații ale circulației de putere ca urmare a alunecării relative a tensiunilor generatoarelor în diferite puncte din sistem;

variații ale impedanței măsurate de un releu de distanță (atât ca modul cât si ca faza);

sistemul de tensiuni și curenți rămâne simetric si echilibrat;

Ca rezultat al pendulațiilor de putere, impedanța măsurată de releul de distanță trece din zona normală de sarcină în zonele caracteristicilor de măsură ale releului. În cazul unor perturbații tranzitorii (care se amortizează) este important a se preveni eventuala acționare a releului de distanță prin așa numitul blocaj la pendulații.

Pendulațiile pornesc de regulă din zona de sarcină si pot fi privite ca un regim trifazat echilibrat. Acest regim de pendulații poate fi studiat prin luarea în considerare a rotației relative dintre cele două tensiuni ale generatoarelor echivalente (EA și EB) de la capetele LEA.(fig. 7.7)

Fig.7.7.. Schema echivalentă pentru pendulările de energie: a) schema echivalentă; b) diagrama fazorială a tensiunilor electromotoare; b) diagrama fazorială a tensiunilor electromotoare; c) E1 considerată origine de fază.

În figura 7.7.a sunt reprezentate două noduri generatoare echivalente, cu tensiunile electromotoare E1 și E2 legate prin linia electrică L, cu impedanțele surselor sunt Z1 și Z2, iar impedanța liniei electrice este ZL (fig. 7.7.a)).

Între cele două noduri circulă un curent de egalizare (sau pendulare) I dat de expresia:

(1) (7.15)

care poate atinge valori importante, în raport de diferența fazorilor E2 și E1 (fig. 7.7,b)) provocând acționări neselective ale protecției de distanță.

În timpul pendulărilor, dacă , variația unghiului determină numai variația curentului I:

(2) (7.16)

Tensiunile pe bara B1, respectiv B2 în punctele M și N sunt:

(3) (7.17)

(4) (7.18)

Pentru construcția diagramei fazoriale se pleacă de la ipoteza că punctul de potențial nul O este constant, în realitate, punctul O descrie o dreaptă, perpendiculară pe dreapta C1C2 în mijlocul ei, prin punctele O, O’, O” etc. Dacă , locul punctului O se prezintă sub forma unei familii de cercuri (desenate cu linie întreruptă în fig. 7.8.).

Fig.7.8.. Diagrama fazorială în caz de pendulări.

Împărțind ambii membri ai relațiilor (3) și (4) cu I, fazorii căderilor de tensiune devin impedanțe. Modulele tensiunilor E1 și E2 se modifică cu unghiul , iar fazorii căderilor de tensiune rămânând invariabili, fazori care nu mai reprezintă tensiuni sau căderi de tensiune, ci impedanțe proporționale cu cele sesizate de relee sau impedanțe ale elementelor rețelei; iar prin împărțirea cu s-a eliminat dependența scării de și .

Pentru aprecierea comportării protecțiilor de distanță la pendulări, diagrama impedanțelor trebuie trasată în poziție corespunzătoare, în același plan în care se reprezintă și caracteristica de funcționare a releului. De exemplu, pentru a aprecia comportarea protecției de distanță din stația N, care ar avea o caracteristică de funcționare cu centrul în originea axelor de coordonate (jX, R) si o zonă protejată cuprinzând o parte din linia L, se reprezintă impedanța ZL cu punctul N în origine (ținând seama de argumentul vectorului ZL), se reprezintă de asemenea impedanța Z1 si Z2 (fig.7.9.), determinându-se punctele C1 si C2, iar apoi se trasează dreapta perpendiculară pe mijlocul segmentului C1C2 reprezentând în ipoteza : , și reprezintă dreapta de potențial nul. Rezultă diagrama din figura 7.9.

Fig.7.9.. Locul geometric al impedanței la pendulări

Posibilitatea acționărilor greșite la pendulările de energie este cu atât mai redusă cu cât unghiul θ la care impedanța măsurată ZN (corespunzător protecției de distanță din punctul N) intră în zona de acționare, este mai apropiat de 180⁰. Se convine ca valoarea limită a unghiului θ, la care protecția de distanță acționează, să se determine în acele puncte în care locul de potențial nul intersectează caracteristica de acționare. Din acest punct de vedere, cel mai slab se comportă caracteristica circulară cu centrul în origine, mai bine cea cu centrul deplasat (tip „MHO”) și mult mai bine cele eliptice sau poligonale.

Dacă se dorește ca releul „MHO” să fie mai puțin sensibil la impedanța de suprasarcină Zs și la rezistența arcului Rarc (fig. 7.6.b)), caracteristica circulară poate fi deplasată pentru a îngloba mai bine aria hașurată în figură; în acest caz, însă, se micșorează valoarea unghiului care determină comportarea la pendulările de energie și, astfel, devin necesare dispozitivele pentru blocarea protecției la pendulări.

Cele mai indicate pentru utilizare din punct de vedere al caracteristicilor sunt caracteristicile poligonale, și într-o oarecare măsură sunt acceptabile și caracteristica eliptică sau caracteristica de admitanță mixtă MHO. Caracteristicile poligonale sunt mai greu de obținut cu releele convenționale analogice, dar se obțin fără probleme cu relee de tip numeric.

Blocarea protecțiilor de distanță la situații speciale

Blocarea la pendulări – se bazează pe faptul că la pendulările de energie lipsesc componentele de secvență inversă și componentele de secvență homopolară de tensiune respectiv curent, care sunt prezente la toate tipurile de scurtcircuite. Astfel, se introduce controlul prezenței componentei de secvență inversă a tensiunii U2 și curentului I2, care se manifestă la scurtcircuite, chiar și la cele simetrice, în primele perioade, dar lipsește în cazul pendulărilor de energie electrică.

O schemă de principiu a unui astfel de blocaj este dată în fig.7.10.

Fig.7.10. Schemă de blocare a protecției de distanță la pendulări

Releul polarizat RP este alimentat în paralel, o alimentare este de la filtrul de componentă de secvență homopolară a curentului FCSH prin intermediul transformatorului intermediar de curent (TIC) si al punții de redresare PR1, iar a doua alimentare de la filtrul de componentă de secvență inversă a tensiunii FTSI prin transformatorul de tensiune (TIT) și puntea de redresare PR2.

La scurtcircuite tensiunea și releul RP acționează, transmițând plusul curentului operativ la protecția de distanță; la pendulări si releul RP nu acționează, iar protecția de distanță este blocată. Alimentarea releului RP și de la FCSH mărește sensibilitatea blocajului în cazul scurtcircuitelor la pământ, când apare si componenta de secvență homopolară Ih.

Prin reglarea numărului de spire ale TIC și TIT se modifică sensibilitatea blocajului. Reglajul releului se alege astfel încât să excludă acționarea protecției sub influența componentei de secvență inversă datorită nesimetriei normale a rețelei și neidentității transformatoarelor folosite la realizarea filtrului.

Blocarea protecției de distanță la defecte în circuitul transformatorului de măsură de tensiune

Pentru a împiedica funcționarea neselectivă a protecției de distanță la defecte în circuitul transformatorului de tensiune, când Ur → 0 și Zr → 0 deși nu avem de a face cu scurtcircuite în interiorul zonei protejate, se introduc în schema protecției blocaje de minimă tensiune, realizate cu relee minimale de tensiune care supraveghează circuitul transformatorului de măsură de tensiune. Schema protecției de minimă tensiune, realizată cu relee minimale de tensiune a fost detaliată în capitolul „Protecția de tensiune”.

Mai pot fi utilizate elemente sensibile realizate cu relee de curent polarizate care supraveghează variația curentului pe linie, și nu permit acționarea protecției de distanță decât atunci când curentul prin releu prezintă o variație bruscă de cel puțin 20% In.

La defecte în circuitele secundare ale transformatoarelor de măsură de tensiune, însoțite de scăderea sau dispariția tensiunii de alimentare a releului de distanță, nu se produc creșteri rapide ale curentului și în consecință protecția rămâne blocată.

Stabilirea reglajelor protecției de distanță și obținerea caracteristicii
de timp a releului de distanță

Protecțiile de distanță oferă o caracteristică de acționare de forma:

(7.19)

în trepte de timp, pe zone de acționare I, II, III și IV, ca în figura 7.11. Defectele din zona I, sunt lichidate de treapta I a protecției de distanță, considerată treaptă rapidă în 0,1…0.2 secunde, reprezentând practic pentru protecțiile analogice timpul propriu de declanșare al întreruptorului plus timpul de decizie al protecției.

Temporizările cu care sunt declanșate întreruptoarele la defecte în zonele următoare se obțin prin adăugarea unei trepte de timp secunde. Timpul de acționare pentru treapta următoare (zona II) este: (7.20)

În mod generalizat se obține: (7.21)

asigurând, astfel, selectivitatea funcționării protecției de distanță.

Reglajele protecției de distanță unidirecționale se stabilesc pe zone de acționare (fig.7.11.), atât în ceea ce privește valorile impedanțelor de pornire, cât și timpii de acționare ai acesteia.

Fig. 7.11.. Caracteristica de timp și zonele de acționare unidirecțională a releului de distanță

Dacă elementele de pornire sunt realizate prin relee maximale de curent, reglajul lor se face după relația:

(7.22)

si respectiv:

(7.23)

Condiția de sensibilitate care trebuie să fie asigurată este:

(7.24)

Datorită faptului că sensibilitatea releelor de curent este relativ mică, uneori nu se poate asigura condiția de sensibilitate. În acest caz se impune folosirea ca elemente de pornire a releelor de distanță, iar mărimea de pornire se deduce pornind de la condiția necesară revenirii releului în poziția inițială, după deconectarea unui scurtcircuit exterior, adică:

(7.25)

Unde impedanța de regim minim la bornele releului este:

(7.26)

Impedanța de revenire a releului este:

(7.27)

pentru un coeficient de siguranță .

Impedanța de pornire a releului este:

(7.28)

Unde : (7.29)

Sensibilitatea elementului de pornire cu releu de impedanță este:

(7.30)

unde:

ZL – impedanța liniei pe care este montată protecția de distanță;

ZLa – impedanța liniei din aval de linia protejată.

– este coeficientul de ramificație (sau repartiție) dat de relația:

(7.31)

Unde conform notațiilor din figura 7.11. :

– este curentul de defect furnizat de sursa A la un defect în punctul K2;

– este curentul de defect furnizat de sursa C la un defect în punctul K2.

Zona I de acționare a protecției de distanță se determină din condiția de desensibilizare la defecte pe bara B2 (la capătul liniei protejate L1) și imediat după aceasta, la bornele dinspre L2 ale întrerupătorului I2 (fig.7.11) ținând seama de erorile de măsurare a impedanței și de apreciere a distanței până la locul de defect si reprezintă 80% din impedanța liniei protejate.

sau pentru (7.32)

reprezintă impedanța de pornire a protecției 1, în zona I de acționare, în funcție de impedanța ZL1 a liniei protejate, proporțională cu lungimea liniei (fig.7.11.).

Zona II

Pentru selectivitatea funcționării, protecția de distanță trebuie desensibilizată în raport cu valoarea de pornire a treptei rapide a protecției 2, la un defect în capătul zonei protejate, în punctul K2. Raportând tensiunea remanentă pentru un scurtcircuit în K2 la curentul de defect, se obține:

(7.33)

Unde:

– este curentul de defect furnizat de sursa A la un defect în punctul K2;

– este curentul de defect furnizat de sursa C la un defect în punctul K2.

impedanța măsurată de releul de impedanță 1 datorită supraalimentării dinspre sursa C, la un defect în K2:

(7.34)

impedanța măsurată de releul de impedanță 1 datorită supraalimentării dinspre C și B, la un defect în K3, pe barele de joasă tensiune ale transformatorului T:

(7.35)

Pentru a rezulta în calcule impedanța minimă se consideră în stația de transformare T, toate transformatoarele conectate în paralel.

Impedanța de pornire a protecției pentru zona II se obține luând cea mai mică valoare dintre (7.34) și (7.35):

(7.36).

Valoarea de pornire a zonei III se determină astfel:

când există și o zonă IV de protecție, calculul pentru se face analog cu calculul reglajelor pentru

când zona III este ultima zonă de acționare a protecției de distanță; aceasta nu mai este delimitată de elementul de măsurare a impedanței, este dată de elementul de pornire, și se alege de obicei astfel încât să permită circulația pe linie a puterii maxime.

Zona IV. Analog când zona IV este ultima zonă de protecție (dacă există zona IV), acționarea în treapta a IV-a a protecției de distanță este delimitată de elementul de pornire .Valoarea treptei a IV-a a protecției de distanță se alege de obicei astfel încât să permită circulația pe linie a puterii maxime.

Sensibilitatea elementului de pornire se verifică astfel încât să fie asigurarea la defect apărute la capătul opus al elementului următor celui protejat, respectiv pentru exemplul considerat:

(7.37)

(7.38)

(7.39)

Dacă nu se îndeplinește condiția de sensibilitate se vor folosi ca elemente de pornire în locul releelor de impedanță pură, relee de admitanță mixtă sau relee cu caracteristică elipsă.

Relee de impedanță statice – principii de realizare.

În literatura de specialitate sunt prezentate trei categorii de metode pentru determinarea impedanței prin măsurarea mărimilor electrice, curent, tensiune și care sunt prezentate sintetic în figura 7.12., unde ta reprezintă timpul de acționare și T=20 ms perioada corespunzătoare frecvenței industriale.

Pentru determinarea locului defectului cu ajutorul unei singure ecuații în care intervin mărimile electrice – curent, tensiune sau combinațiile acestora se poate stabili poziția vectorului impedanță în raport cu caracteristica de acționare. Rezolvarea acestei ecuații se poate face fizic , fie prin compararea amplitudinilor sau defazajelor în valori medii , situație care duce la timpi de acționare , fie prin compararea valorilor instantanee sau defazajelor măsurate prin treceri prin zero, când se obține .

Aceste metode sunt folosite în protecțiile de impedanță statice utilizate în prezent.

Pentru determinarea locului defectului cu ajutorul a două ecuații în care intervin valorile instantanee ale mărimilor electrice u, i în două momente , t și t+Δt necesită utilizarea calculatoarelor și pot fi obținute valori ale lui ms.

În cazul determinării locului defectului cu ajutorul a două ecuații în care intervin mărimile electrice u, i precum și derivatele lor , valoarea impedanței este continuă și dependentă de armonicile superioare care trebuie eliminate prin filtrare.

************

4. Declanșarea de rezerva la refuz de întrerupător – DRRI

(ANSI 50BF Breaker Failure)

Dacă o zonă de defect nu este deconectată după o comandă de declanșare de la sistemul propriu de protecții, o altă comandă poate fi inițiată folosind funcția de declanșare de rezervă la refuz de întrerupător (DRRI), și transmisă la un echipament de protecție din amonte sau aval care alimentează zona defectă. În mod normal, ca urmare a comenzii de declanșare primite de la protecția DRRI , întrerupătoarele respective vor deschide circuitul, întrerupând curentul de defect. Prin urmare declanșarea de rezervă la refuz de întrerupător (DRRI) asigură eliminarea rapidă a defectului din sistemul energetic, prin comanda de declanșare a altor întrerupătoare, în cazul în care întrerupătorul propriu al circuitului defect refuză să răspundă la comanda de declanșare dată de sistemul de protecții al circuitului respectiv.

Refuzul de declanșare al întrerupătorului defect în protecțiile cu relee clasice este validat de neconcordanța poziției contactelor auxiliare de semnalizare ale întrerupătorului cu poziția releului final de declanșare al protecțiilor.

În protecțiile digitale defectul întrerupătorului este detectat dacă, după comanda de declanșare a întrerupătorului, curentul încă mai circulă prin conductorul (circuitul) cu defect. Refuzul de declanșare prin controlul valorii curentului este validat dacă , unde I este curentul prin circuitul defect iar In este curentul nominal al circuitului. Opțional se poate utiliza drept condiție de funcționare pentru DRRI si poziția întrerupătorului preluată de la contactele auxiliare. Schema principială a protecției DRRI cu relee clasice este prezentată în figura 4.1.

Releul intermediar de ieșire al protecțiilor de bază și rezervă locală ale fiecărui circuit primar (celule) din instalația de conexiuni, transmite simultan cu comanda de declanșare a întrerupătorului corespunzător, un semnal de comandă pentru pornirea protecției DRRI a instalației de conexiuni respective. Protecția DRRI conține un releu de timp acționat de releele de ieșire ale protecțiilor de bază și de rezervă, și un releu intermediar acționat de releul de timp. Temporizarea releului de timp al DRRI, se alege mai mare decât cea mai mare temporizare a protecțiilor de rezervă locală ale circuitelor din cadrul instalației de conexiuni.

Cu această temporizare releul intermediar va comanda declanșarea tuturor întrerupătoarelor celulelor racordate la aceiași bară cu circuitul a cărui întreruptor a refuzat declanșarea din instalația de conexiuni respectivă. Declanșarea este controlată prin contacte ale releelor de pornire ale protecțiilor de rezervă a circuitelor din instalația de conexiuni respectivă.

Fig. 4.1. Schema de principiu a protecției DRRI cu relee clasice. 1 – releu protecție bază; 2 – releu protecție temporizată (rezervă locală); 3 – releu semnalizare protectie bază; 4 – releu de timp protecție locală; 5 – releu semnalizare protecție temporizată locală; 6 – releu final protecții locale; 7 – contact auxiliar de semnalizare al întrerupătorului; 8 – releu demaraj protecție DRRI; 9 – releu temporizare DRRI;10 – releu final protecție DRRI; 11 – releu semnalizare protecție DRRI: I1 – întrerupător alimentare bară colectoare BC;
I2, I3 – întrerupătoare alimentare circuite consumatori.

Modul de eliminare a unui scurtcircuit la un element de rețea prin DRRI decurge în modul următor:

scurtcircuit => PB comandă declanșarea, dar I refuză declanșarea => PRL comandă declanșarea, dar I refuză declanșarea => DRRI declanșează întreruptoarele celorlalte circuite racordate la bara respectivă.

Figura 4.2: Principiul protecției digitale DRRI (50BF – Breaker failure)

În cazul protecțiilor digitale, (figura 4.2), demarajul protecției DRRI este inițiat cu o funcție logică „SAU”, de către impulsul de declanșare de la unul dintre sistemele de protecții proprii circuitului respectiv (P1 sau P2). Protecția DRRI monitorizează curentul în circuitul respectiv, pentru a sesiza întreruperea acestuia (opțional poate fi monitorizată și starea întrerupătorului printr-unul din contactele auxiliare de semnalizare a poziției acestuia). Dacă constată prezenta în circuit a unui curent , asociat cu existența unui impuls de declanșare, prin funcția logică „ȘI” este permisă generarea temporizată a impulsului de declanșare pentru întrerupătoarele racordate la bara cu circuitul defect.

Figura 4.3: Diagrama temporizărilor protecției digitale DRRI (50BF – Breaker failure)

Temporizarea protecției DRRI este corelată cu temporizările protecțiilor care comandă declanșarea întrerupătorului instalației respective, în sensul că este mai mare decât al protecțiilor de bază sau rezervă, inclusiv cu intervalul de siguranță.

Funcția de teleprotecție

În mod normal treapta 1 a protecției de distanță este reglată la cca. 85% din impedanța

liniei și ca urmare scurtcircuitele apropiate de capătul opus locului de montaj al protecției de distanță vor fi încadrate în treapta a doua și eliminate temporizat (de regulă 0,4 – 0,5 s).

Pentru a elimina rapid scurtcircuitele pe întreaga lungime a liniei se utilizează funcția de teleprotecție. Terminalul permite alegerea mai multor scheme tip de teleprotecție, între care si așa numita schemă permisivă de teleprotecție. Funcția de teleprotecție este corelată cu tipul de comunicație și modul de funcționare a echipamentului de comunicație. Mediile de transmitere a semnalului cele mai utilizate sunt fibra optică, semnale radio în bandă protejată, curenți de înalta frecventa (I.F.). Echipamentul de comunicație asigură transmiterea unui impuls, materializat prin închiderea unui contact de releu de la și spre capătul opus al liniei, utilizat în schema permisivă de teleprotecție.

Funcționarea schemei se poate urmări în Fig. 7.14, unde se exemplifică printr-o LEA situată intre punctele A și B.

Fig. 7.14 Principiul schemei permisive de teleprotecție

Pentru un defect situat in apropierea stației B, protectia de distanta din stația B va încadra defectul în treapta 1 (zona ZM1 cu reglajul Z1’) si va emite un impuls prin intermediul echipamentului de comunicație (IMP-ZM1). Protectia de distanta din stația A va încadra defectul în treapta 2 (zona ZM2, cu reglaj Z2) și ca urmare tinde să declanșeze temporizat în treapta a doua. La recepția semnalului din stația B, aplicat intrării logice IMP-CR, și cu verificarea încadrării în zona ZM2, va comanda declanșarea rapidă a întrerupătorului.

Astfel, defectul este eliminat rapid, indiferent de zona unde este situat pe linie.

ANEXA 1 – Tabelul 1.1

Tabelul 1.1 – Codurile de identificare internațională a releelor cu funcții de protecție

ANEXA 1 – Tabelul 1.1

Tabelul 1.1 – Codurile de identificare internațională a releelor cu funcții de protecție