AM4

Societatea Societat ea Comercială de Formare a Energeticienilor Energeticieni lor din România "FORMENERG" - S. A. A. Bd. Gheorghe Şincai nr. 3; RO-040311; RO-040311; sector 4; Bucureşti Cod de înregistrare înregistr are fiscală fiscal ă RO14529126; J40/2265/2002 Tel. : +40 21. 306. 99. 00; Fax: +40 21. 306. 99. 01; +40 21. 306. 99. 21 E-mail: office@formenerg. ro ; www. formenerg. ro

Marian CIONTU

PROTECŢII PROTECŢII ŞI AUTOMATIZĂRI AUTOMATIZĂRI INSTALA INSTALATE TE ÎN SISTEMUL ENERGETIC NAŢIONAL

AM4

2013

1. FUNCŢIONAREA TRANSFORMATOARELOR DE CURENT ÎN REGIM NORMAL ŞI DE AVARIE Introducere Transformatoarele de curent sunt dispozitive care au rolul de a alimenta echipamentele secundare cu un curent de nivel redus care trebuie s ă fie o imagine fidel ă (prin propor ţionalitate) a curentului în linie .  Necesitatea utilizării unui dispozitiv intermediar între linii Membrană sau cabluri şi echipamentele de protec ţie rezultă din motivele de dilatare următoare: -necesitatea reducerii valorii curen ţilor până la valori Circuit compatibile cu caracteristicile echipamentelor de m ăsur ă sau de magnetic  protecţie; Borne -necesitatea asigurarea unei izol ări galvanice (în regim  primare  permanent şi tranzitoriu) între re ţeaua de înaltă tensiune şi aceste echipamente. Ecran La această funcţie de normalizare a valorii curentului se interior  adaugă funcţia de asigurare a izol ării galvanice între circuitele  primare şi secundare. Ecran exterior  Variante constructive de transformatoare de curent de  înaltă tensiune Izolaţie Din punct de vedere a modului de asigurare a izol ării între hârtie-ulei  primar  şi secundar, transformatoarele de curent se pot clasifica în: a.transformatoare cu secundar izolat (tip inversat);  b.transformatoare cu primar izolat (ac de păr  sau tip U); Izolator  c.transformatoare cu primar izolat (tip bucl ă); d.transformatoare cu izola ţie gazoasă. Transformatoare de curent cu secundar izolat 

Acest tip de transformatoare sunt cele mai economice şi cele mai utilizate. Construcţia lor asigur ă un cuplaj magnetic strâns între  primar  şi secundar, mai ales atunci când primarul se reduce la o simplă bar ă. Simetria câmpului magnetic în miez este atunci aproape perfect ă, conducând la ob ţinerea unor precizii de măsur ă foarte ridicate. Ca dezavantaj al acestei variante este rezisten ţa lor  seismică scăzută, ceea ce limitează masa totală admisibilă a circuitelor magnetice. Numărul acestora poate fi pân ă la şase, conducând la variante constructive cu pân ă la şase secundare, Conexiuni utilizate pentru func ţii diferite (protec ţii de distanţă, protecţii secundare diferenţiale de bare, contorizare etc.). Cutie borne Secundarele sunt bobinate pe circuite magnetice de form ă secundare toroidală, realizate în general din tabl ă silicioasă cu cristale orientate. Miezurile înf ăş ăşur ărilor de protec ţie prezint ă în general unul Fig.1.1 sau mai multe întrefieruri necesare pentru a asigura o Transformator cu comportare bun ă în regim tranzitoriu şi o demagnetizare corect ă secundar izolat în absenţa curentului.  Mumetalul  este utilizat numai pentru transformatoarele de precizie; în acest caz, datorit ă caracteristicii de magnetizare dreptunghiulare, se asigur ă protecţia echipamentelor de m ăsur ă 1

 prin limitarea valorii curentului secundar la supracuren ţi mari prin primar. Miezul este înf ăş ăşurat cu hârtie gofrat ă pentru a nu distruge izola ţia înf ăş ăşur ării secundare, uniform repartizat ă pe circumferin ţa sa. Toate miezurile cu bobinajele secundare sunt rigidizate împreun ă printr-un bandaj exterior  şi acoperite de un ecran electrostatic (realizat din band ă de ţesătur ă de cupru sau format dintr-o cutie din tabl ă de aluminiu) conectat la mas ă. Firele de conectare ale secundarelor trec printr-un tub metalic care asigur ă continuitatea ecranului electrostatic din zona de tensiune ridicat ă până la cutia de borne. Izolaţia principal ă este de tip hârtie-ulei şi este acoperită la exterior cu un ecran electrostatic conectat electric la primar. Ansamblul astfel format este introdus într-o anvelop ă etanşă. Caracteristicile dielectrice sunt ob ţinute printr-o uscare riguroas ă a păr ţilor componente, urmat ă de o impregnare sub vid în ulei mineral de bun ă calitate care este în prealabil condi ţionat (degazat). La partea superioar ă a transformatorului exist ă un dispozitiv de compensare care are rolul de a asigura func ţionarea la presiune de ulei constant ă prin preluarea varia ţiilor de volum ale acestuia datorită modificării temperaturii. Avantaje: -izolator exterior economic; -cuplaj bun între primar  şi secundar; -curenţi primari ridica ţi (primar bar ă de secţiune mare); -rezistenţă mare la solicitări electrodinamice. Dezavantaje: -secţiune a miezului limitat ă; -rezistenţă scăzută la solicitări seismice (greutatea concentrat ă la partea superioar ă). Celulă dilatare

Transformatoarele cu primar izolat în U 

Acestea au circuitul primar în form ă de U realizat în general din ţeavă de aluminiu; dac ă sunt necesare mai multe spire Borne circuitul primar este în general realizat din cablu.  primare Ţeava primar ă constituie armătura interioar ă care se Izolaţie găseşte la potenţialul liniei, peste ea fiind dispus ă izolaţia de hârtie-ulei hârtie-ulei acoperit ă la rândul ei cu o arm ătur ă exterioar ă Izolator  conectată la masă ; o armătur ă suplimentar ă poate fi adăugată (pentru anumite solu ţii constructive) pentru a se crea posibilitatea unei măsur ări a tensiunii prin divizor capacitiv. Anvelopa exterioar ă constă dintr-un izolator cilindro-conic deasupra căruia se găseşte un cap de borne metalic care con ţine  bornele primare şi celula de dilatare a uleiului; partea inferioar ă  poate fi o simplă placă metalică sau o cuvă, în funcţie de dimensiunile miezului. Circuitele magnetice pot fi în num ăr mare (în func ţie de necesităţi) şi cu secţiune mare (uneori masa lor dep ăşind 500 kg) atunci când transformatorul trebuie s ă se comporte bine pentru Miez şi regimuri tranzitorii severe. secundar  Masa secundarelor fiind concentrat ă la bază, rezistenţa Fig.1.2 seismică a acestui tip de transformator de curent este foarte bun ă. Transformator cu Asimetria circuitului primar în raport cu miezul magnetic  primar izolat în U impune o reparti ţie specială a circuitului secundar pe miez pentru a se evita saturarea local ă a acestuia. 2

Avantaje:

-izolare simplă; -număr şi secţiuni de miez mari; -rezistenţă seismică bună. Dezavantaje: -izolator scump; -înf ăş ăşurare secundar ă neuniform repartizat ă; -schimbare dificil ă a raportului de transformare prin prize primare; -rezistenţă scăzută la eforturi electrodinamice. Celulă dilatare

Transformatoare cu primar izolat tip bucl ă Este asemănător din punct de vedere constructiv

cu

transformatorul cu primar în U. Diferenţa dintre cele două variante constă în modul de realizare a primarului: pe zona de trecere de înalt ă tensiune conductoarele primarului sunt coaxiale ceea ce produce o Conductor  comportare foarte bun ă la solicitările electrodinamice; la baz ă se  primar  formează o buclă pe care sunt dispuse mai multe miezuri (în general simetric). Ca şi în cazul transformatoarelor în U Izolator  miezurile pot avea sec ţiuni foarte mari. Pentru uşurinţă de montare miezurile şi înf ăş ăşur ările Miezuri şi secundare sunt realizate din dou ă păr ţi amovibile; înf ăş ăşur ările secundare secundare sunt repartizate neuniform pe miez pentru a se evita satur ările locale. Datorită structurii coaxiale a conductoarelor primare pe zona de trecere izolatorul are dimensiuni optime, ceea ce reduce costul acestuia. Avantaje: -izolare simplă; -izolator economic; -rezistenţă bună la eforturi electrodinamice; Fig.1.3 -rezistenţă seismică bună. Transformator cu primar  Dezavantaje: -schimbare a raportului de transformare prin izolat tip bucl ă  prize primare imposibilă; -bobinaj secundar repartizat neuniform; -preţ de cost mare. Borne  primare

Transformatoare de curent cu izola ţ ie ie gazoas ă (din SF 6  6 )   Un dezavantaj general al transformatoarelor cu izola ţie de tip hârtie-ulei este num ărul relativ mare de defecte; din aceast ă cauză s-a dezvoltat produc ţia de transformatoare de curent cu izolaţie din SF 6 care au o fiabilitate mai mare dar sunt mai scumpe.

Modelul folosit este de tip inversat (cu secundarul izolat), la care secundarele sunt situate într-o cutie metalic ă îndeplinind şi funcţia de ecran electrostatic. Aceasta este suspendată pe o structur ă tronconică din aluminiu conectat ă la masă prin care trec şi conexiunile secundarelor. Primarul este redus la o bar ă care trece prin centrul circuitelor magnetice. Un ecran electrostatic şi un inel conectate la primar asigur ă o uniformizare a câmpului la nivelul trecerilor. Astfel se înlătur ă posibilitatea apariţiei unor desc ărcări locale în zonele cu câmp intens, mărind prin aceasta tensiunea de ţinere între primar  şi păr ţile aflate la tensiune sc ăzută. Anvelopa exterioar ă impune o realizare foarte corect ă din punct de vedere al formelor, stării suprafeţelor, etanşeităţii, rezistenţei la presiune ceea ce cre şte preţul de cost al transformatorului.

3

Cutie metalică Primar  Secundare

Avantaje:

-fiabilitate mare; -dimensiuni reduse; -rezistenţă electrodinamică ridicată. Dezavantaje: -tehnologie de realizare grea; -preţ de cost mare.

Mărimi nominale şi erori ale TC  Raportul de transformare teoretic

Ecran IT cu inel Izolator  SF6

Este raportul între valoarea efectiv ă a curentului primar  şi valoarea efectivă a curentului secundar corespunz ători regimului nominal:  K n



 I np

(1.1)

 I ns

 Eroarea de raport  Datorită neliniarităţii curbei de magnetizare şi imperfecţiunilor de realizare, raportul de transformare real difer ă

de cel teoretic, putând defini eroarea de raport:  k  

 K n I  s  I  p  I  p

100

(1.2)

atunci când I p creşte de la 0,1 pân ă la 1,2Inp. Se poate estima de asemenea eroarea compus ă c care este o estimare a valorii eficace a erorii : 1 1 T   K n i p  i s 2 dt  (1.3)  c   I  p



T  0

în care i p şi i s sunt valorile instantanee pentru curen ţii primar  şi respectiv secundar.

Fig.1.4 Transformator cu izolaţie gazoasă

unde:

 Eroarea de faz ă Dacă mărimile primare şi secundare complex, eroarea de faz ă se defineşte ca:   arg( I  s )  arg( I  p )

sunt exprimate în (1.4)

şi este exprimat ă în general în minute.

 Rela ţ ii între diferitele erori  Fie I  p şi I  s numerele complexe reprezentând m ărimile instantanee primare şi secundare. Se poate defini atunci o eroare complex ă:  K  (1.5)    n  1      j  K   I  p (1.6)  K    I  s

Erorile de raport şi de fază se pot exprima (dac ă sunt mici):   K   100 Re( ) 10,8  10 3 Im( )     

4

(1.7)

Precizia transformatoarelor de curent  Sarcină de precizie

Sarcina de precizie a unui transformator de curent este sarcina pentru care se dau condiţiile de precizie. Ea este în general caracterizat ă prin puterea aparent ă nominală S n absorbită de sarcina conectată în secundar la un factor de putere cos   dat. Puterea consumată de sarcina conectat ă în secundarul transformatoarelor de m ăsur ă variază, în funcţie de tehnologie, de la valori inferioare a 1VA pentru releele statice, pân ă la 20VA pentru protec ţiile de distanţă electromecanice. În sarcina secundar ă trebuie inclusă şi impedanţa conexiunilor secundare. Clase de precizie

Clasa de precizie a unui transformator de curent este reprezentat ă de un număr numit indice de clasă egal cu limita superioar ă a erorii exprimat ă în procente pentru o valoare a curentului primar egal ă cu curentul nominal şi pentru sarcina secundar ă egală cu sarcina de  precizie. Se pot deosebi dou ă tipuri de clase de precizie: -clase de mă sur ă care garantează o eroare foarte mic ă, dar pentru un domeniu redus de variaţie a curentului primar; -clase de protec ţ ie care au, în general, erori mai mari dar pentru un domeniu de varia ţie a curentului primar extins. În tabelele următoare se dau limitele de eroare în func ţie de clasa de precizie conform normelor CEI 185. Tabelul 1.1  Limite de eroare pentru transformatoare de curent: clasa mă sur ă

Clasa

  K 

   

[%]

[minute]

 I   I n

0,1 0,2 0,5 1 3 5

0,05 0,4 0,75 1,5 3 ......... .........

0,2 0,2 0,35 0,75 1,5 ......... .........

 I 



0,5 ......... ......... ......... ......... 3 5

 I n

1 0,1 0,2 0,5 1 ......... .........

1,2 0,1 0,2 0,5 1 3 5

0,05 15 30 90 180

0,2 8 15 45 90



1 5 10 30 60

1,2 5 10 30 60

Tabelul 1.2  Limite de eroare pentru transformatoare de curent: clasa mă sur ă-aplica ţ ii speciale

Clasa

  K 

   

[%]

[minute]

 I   I n

0,2S 0,5S

0,01 0,75 1,5

0,05 0,35 0,75

 I 



0,2 0,2 0,5

 I n

1 0,2 0,5

1,2 0,2 0,5

5

0,01 30 90

0,05 15 45



0,2 10 30

1 10 30

1,2 10 30

Tabelul 1.3

Tabelul 1.4

 Limite de eroare pentru transformatoare de curent: clasa protec ţ ie

  K 

   

[%]

Clasa

 I   I n

 Limite de eroare pentru transformatoare de curent TPX, TPY, TPZ   I  la limita de precizie  I n

[minute]

 I 



 I n



Clasa

1

  K 

   

[%]

[minute]

eroare instantanee maximă

1

a

1

TPX

0,5

30

5

5Pa

1

5

60

TPY

1

60

7,5

10Pa

3

10

TPZ

1

18018

10

[%]

a-factor limită de precizie

Pentru transformatoarele destinate protec ţiei indicele de clasă este urmat de litera P şi de un factor limită de precizie care este raportul între valoarea cea mai mare a curentului primar   pentru care transformatorul trebuie s ă satisfacă condiţiile referitoare la eroarea total ă şi curentul nominal. Valorile normale ale factorului limit ă de precizie conform CEI sunt: 5 - 10 - 15 - 20 - 30 Pentru un transformator de curent de clas ă 5 P 20 eroarea de raport trebuie s ă fie mai mică de 5% pentru orice valoare a curentului primar cuprins ă între I np şi 20 I np. Comportarea transformatoarelor de curent în regim tranzitoriu face obiectul unor indica ţii speciale incluse în specificaţiile tehnice. Ele au ca scop garantarea faptului c ă regimurile tranzitorii proprii acestor transformatoare  produse ca urmare a varia ţiei bruşte a mărimilor primare se amortizeaz ă suficient de rapid pentru a nu perturba func ţionarea echipamentelor specifice de protec ţie. CEI 185 defineşte clase speciale TPS, TPX, TPY, TPZ pentru transformatoarele de curent care trebuie s ă aibă o precizie impus ă în prezenţa regimurilor tranzitorii primare  particulare.

Funcţionarea transformatoarelor de curent Func ţ ionare în regim normal de func ţ ionare Teoretic, transformatoarele de m ăsur ă nu difer ă deloc de transformatoarele de for ţă. Considerând transformatorul ideal (înf ăşur ări f ăr ă rezistenţă, miez magnetic f ăr ă pierderi şi curent de magnetizare nul) vom avea:  I  p n   s   K   I  s n p

U  p U  s



n p n s



(1.8)

1  K 

Schema echivalentă a unui transformator real cu m ărimile secundare raportate la primar  este reprezentată în figura 1.5. Dacă se ţine cont de faptul c ă regimul de func ţionare a unui transformator de m ăsur ă de curent este regimul de curent primar impus (presupunând c ă impedanţa totală raportată la primar  este neglijabilă în raport cu impedan ţa de sarcină a circuitului în care acesta este montat) se pot neglija rezistenţa şi reactanţa de dispersie a primarului deoarece produc numai varia ţii ale tensiunii primare şi nu ale curentului. 6

 I  p

 R p

X  p 

X p  I    s

 R s  I 0

 R  U  p

-E 1 X 

U  s 

 Rm

 

 X  

 I 0a

 I  

Fig.1.5 Schema echivalentă a unui transformator  Cu aceste ipoteze se poate ob ţine schema echivalentă din figura 1.6:  R  s

 I  p

 X   p 

 I  s 

 I 0  R  -E 1 X

U  s 

 Rm



 X  

 I 0a

 I  

Fig.1.6 Schema echivalentă a unui transformator de curent Corespunzător acestei scheme se poate trasa diagrama fazorială a unui transformator de curent.  j X  2  I 2

 j X   2 I 2

 R2 I 2

- E 1 B A

 R2 I 2

- E 1

U 2

U2

C A

 I 2

  I 2

 I 1  I 0

B  - 

C

 I 1

  I 0

I0a

 I 

  Fig.1.7

 I 0a

 

 I  

 

Diagrame fazoriale pentru un transformator de curent Din aceste diagrame se poate deduce eroarea de raport şi eroarea de unghi: n p I  p  n s I  s  AB  AC cos(    ) 100  100  100    K   n p I  p



 I 0 cos(    )



 I  p  BC  n p I  p



n p I  p

100 

 I 0 a cos    I   sin  

 I 0 sin(    )  I  p

n p I  p

 I  p



100[%]

 I   cos    I 0 a sin    I  p

7

(1.9)

rad 

Func ţ ionarea în regim de defect  Odată cu modificările realizate în sistemul energetic na ţional (număr centrale termo şi hidro, parametri generatoare în func ţiune, structur ă consumatori etc) are loc o modificare  permanentă a puterii de scurtcircuit în punctele în care sunt dispuse transformatoare de curent, deci a valorii curen ţilor de scurtcircuit care le traverseaz ă. O atenţie deosebită trebuie acordat ă situaţiilor în care are loc o cre ştere importantă a valorii acestor curen ţi în raport cu valorile utilizate la alegerea transformatoarelor de curent. În acest caz trebuie analizat ă nu numai comportarea transformatoarelor de curent în ceea ce priveşte stabilitatea lor termic ă şi dinamică în noile condiţii de funcţionare ci şi funcţionarea sistemelor de protec ţie care utilizează curenţii secundari ob ţinuţi. Datorită valorii mari a curentului primar, în func ţie de valoarea impedan ţei secundare, se

 poate produce o saturare a circuitului magnetic ceea ce reduce valoarea curentului secundar în raport cu valoarea teoretic ă dată de raportul de transformare. La analiza acestor situa ţii trebuie să se ţină seama şi de componenta aperiodic ă a curentului de scurtcircuit în special pentru re ţelele de înaltă tensiune, pentru care constanta de timp este mare şi amortizarea acestei componente se produce lent. În aceste cazuri se poate ob ţine o întârziere în func ţionarea protecţiilor cu un timp egal cu timpul necesar unei amortiz ări apreciabile a componentei aperiodice. Expresia curentului care str ă bate primarul unui transformator de curent în regim de scurtcircuit cu asimetrie maxim ă este: i sc

t     T   2 I  sc cos t  e   

(1.10)

deci valoarea instantanee a curentului dep ăşeşte valoarea de amplitudine a curentului de regim stabilizat, putând conduce la saturarea circuitului magnetic şi la abateri ale curentului secundar  de la forma curentului primar . i

curent primar raportat la secundar 

t curent secundar  Fig.1.8 Curentul secundar pentru un transformator de curent saturat

Modelarea funcţionării transformatoarelor de curent în regim de scurtcircuit Consider ăm următoarea schemă echivalentă simplificată a unui transformator de curent cu sarcină inductiv-rezistivă: n p n s

 I 1 (t )

 I 2(t)

 L2

 L0 n p n s

 R2

 I 0 (t )

Fig.1.9 Schema echivalentă simplificată a transformatorului de curent Pentru obţinerea acestui circuit echivalent au fost f ăcute următoarele ipoteze simplificatoare; 8

-rezistenţa şi reactanţa de dispersie primare au fost incluse în circuitul sursei; -rezistenţa corespunzătoare pierderilor în fier a fost neglijat ă datorită faptului că miezul este realizat din tolă de calitate; - rezistenţa şi reactanţa de dispersie secundare au fost incluse în circuitul de sarcin ă. Ecuaţiile diferenţiale care caracterizeaz ă funcţionarea acestui circuit sunt:  L0

d i0

 i2 R2  L2

d t 

i2

 i1  i0

i1



i2

  I 2 (t )

i0



d i2

(1.11)

d t 

unde: n p

 I 1 (t )

n s n p n s

 I 0 (t )

Dacă vom considera c ă I 1 este un curent de scurtcircuit: t     T  i1  2 I 1 sin( t   )  e sin   

(1.12)

în care: T  

 L

constanta de timp a circuitului

 R α     Ψ

  L    arctg   R

defazajul tensiune  curent 



faza tensiunii Aplicând transformata Laplace se poate ob ţine expresia operaţională a curentului secundar: 1     (1.13)  L[i2 ]   Lr  2 I 1   cos   a  c   sin   b  d   c  d 

 

 

T 

unde: a

 s  s

 Lr  

2

  

2

;b 

 L  L0  L2

   s

;T 0 

2

  

2

1

;c 

 s 

1 T 0

 L0  L2  R2

iar s este operatorul lui Laplace. Trecând expresia anterioar ă în domeniul timp se poate ob ţine valoarea curentului secundar: t       t   T t    T 0 T   sin  e T   e  i2   Lr  2 I 1 sin k cos t     k   sin k cos   k e    T  T   0       L  L2  unde: k   arctg  T 0  arctg  0 0

0

(1.14)

 R2

Pentru a analiza func ţionarea transformatorului de curent trebuie luat ă în considerarea caracteristica de magnetizare a miezului; pentru o analiz ă calitativă a fenomenelor se va considera o caracteristică idealizată de formă treaptă (fig.9): 9

 B  B M 

 H  -B M 

Fig.1.10 Caracteristica de magnetizare idealizat ă Dacă se consider ă că miezul este nesaturat, rezultă o valoare a curentului de magnetizare nulă deoarece din curba de magnetizare se observ ă că  H =0, deci permeabilitatea magnetic ă a miezului este infinit ă. În aceste condi ţii vom avea i1=i2, sau: (1.15) n p I 1  n s I 2 deci transformatorul poate fi considerat ideal. Curentul secundar este produs de tensiunea electromotoare: e2 (t )  

d  d t 

 n s S 

d  B

(1.16)

d t 

Dacă se ia în considerare ecua ţia care caracterizeaz ă circuitul secundar: e2 (t )  R2 i2  L2

d i2

(1.17)

d t 

se poate obţine prin integrare: t 

t 

d  B       n s S  d t  dt   0 R2 i2 (t )dt   L2   t 

0

d i2 d t 

dt 

(1.18)

0

ceea ce conduce la:

 B   B(t )  B(0)  

 R2

t 

 i2 (t )dt 

n s S  0

 L2 n s S 

i2 (t )  i2 (0)

(1.19)

Dacă se presupune c ă:  B (0)  0; i1 (0)  0; i 2 (0 )  0 se obţine:  B (t )  

n p R2 n s2 S 

t 

n p L2

0

n s2 S 

 I 1 (t )dt 

(1.20)

 I 1 (t )

Dacă B(t) se menţine între - B M  şi B M  pe durata scurtcircuitului miezul r ămâne nesaturat şi  propor ţionalitatea între curen ţii primar şi secundar este men ţinută. Atunci când  B(t) devine mai mică decât -B M  sau mai mare decât  B M , miezul se satureaz ă, tensiunea electromotoare e 2 devine nulă şi curentul secundar scade exponen ţial spre zero cu constanta de timp T 2 

 L2  R2

; această situaţie se menţine până când solenaţiile instantanee primar ă

şi secundar ă devin egale miezul iese din starea de satura ţie şi procesul se repet ă. În cazul unui curent de scurtcircuit simetric, condi ţia de func ţionare nesaturată a miezului

va fi: 10

n p R2 1 n s2 S   

2 I 1 cos t 

n p L2 n s2 S 

2 I 1 sin t    B M 

(1.21)

În figurile urm ătoare sunt prezentate diagramele de varia ţie ale curentului secundar  experimentale pentru transformatoare de curent de medie tensiune func ţionând cu diferite grade de saturaţie a circuitului magnetic. i p=2000 A

is TC 50/5 A

is TC 150/5 A

Fig.1.11 Curenţi pentru transformatoare de curent în cazul unui curent primar simetric Aşa cum se poate observa din fig.1.11 pentru un curent primar simetric de valoare relativ redusă (2000 A) transformatorul de 50/5 a este în satura ţie profundă dar pentru primele semiperioade şi curentul secundar al transformatorului de 150/5 A este deformat, chiar dac ă curentul primar este simetric, datorit ă inducţiei remanente a miezului. i p=5400 A is TC 50/5 A is TC 150/5 A is TC 1000/5 A

Fig.1.12 Curenţi pentru transformatoare de curent în cazul unui curent primar asimetric În fig.1.12 pot fi observate curbele de curent pentru transformatoare de 50/5 A, 150/5 a şi 1000/5 A pentru un curent primar de 5400 A cu component ă aperiodică; se observă că pe lângă abaterea de la sinusoid ă datorată satur ării miezurilor pentru transformatoarele de 50/5 A şi 150/5 A se obţine şi o formă de variaţie care nu este periodic ă pentru intervalul din momentul apari ţiei curentului până la amortizarea componentei aperiodice a curentului primar. 11

Ca sarcină secundar ă au fost utilizate relele de curent cu caracteristic ă limitat dependenta (combinată electrodinamică şi termică) cu impedanţele: Z1=0,449  pentru transformatorul 50/5 A; Z2=0,276  pentru transformatorul 150/5 A; şi un releu electromagnetic pentru transformatorul 1000/5 A.

Concluzii Se impune acordarea unei aten ţii deosebite în alegerea transformatoarelor de curent care intr ă în componenţa sistemelor de protec ţie pentru evitarea fenomenului de satura ţie a miezului magnetic, aceasta putând conduce la nefunc ţionarea sistemului sau, în alte situaţii, la funcţionări intempestive (în special pentru echipamente care utilizeaz ă defazajele între diferitele m ărimi din sistem). În exploatare se impune verificarea periodic ă a caracteristicilor transformatoarelor de curent existente datorit ă modificării permanente a valorilor curen ţilor de defect. O metodă de ameliorare a func ţionării sistemelor care includ transformatoare de curent care funcţionează la limită (se poate realiza saturarea circuitului magnetic pentru curen ţi de scurtcircuit maximal sau pentru curen ţi cu asimetrie maximă) constă în utilizarea unor  echipamente de protec ţie care să aibă o impedanţă cât mai redusă.

12

2. ALTE TRADUCTOARE DE CURENT 1.Traductoare bazate pe efectul HALL Efectul Hall este cauzat de for ţa Lorentz care acţionează asupra purt ărilor de sarcină electrică mobili dintr-un conductor, atunci când acesta este supus unui câmp magnetic  perpendicular pe direcţia curentului. Dacă se presupune o plac ă subţire de material semiconductor traversat ă longitudinal de un curent de control I C, fluxul magnetic B genereaz ă o for ţă Lorentz FL perpendicular ă pe direcţia purtătorilor de sarcina mobili ce compun curentul. Aceasta provoac ă o modificare a numărului de purt ători de sarcină de pe ambele fe ţe ale plăcuţei, ceea ce provoac ă o diferenţă de  potenţial numită tensiune Hall, VH:

VH = (K/d) IC  B,

(2.1)

unde K = constanta Hall a materialului, d = grosimea pl ăcuţei. Curentul poate fi m ăsurat prin intermediul câmpului magnetic pe care-l produce. Avantajul principal al metodei consta în lipsa conexiunii electrice directe între circuitul de măsura şi circuitul primar. Aceasta izolare este foarte important ă acolo unde siguran ţa şi măsurile de protecţie a muncii sunt stricte, cum este cazul circuitelor de înalta tensiune. Câmpul magnetic din jurul unui conductor liniar este: B = μo I/(2π r)

(2.2)

unde

I = curentul [A]; r = distanţa de la centrul conductorului [m];  –6 μo= permeabilitatea magnetic ă a vidului (1,26 10 H/m) B = inducţia magnetică [T]. Teoretic, plasând un senzor magnetic la o distan ţă cunoscută de conductor, putem m ăsura curentul prin el. Practic precizia m ăsur ătorii are o dependen ţă prea puternică de distanţa senzorconductor  şi câmpul generat de curen ţii moderaţi este mic (1A genereaz ă la 1cm doar 0,4Gs, cam cât este câmpul magnetic terestru). Un senzor magnetic pentru curent se poate ob ţine concentrând câmpul magnetic în zona traductorului cu ajutorul unui tor din material cu permeabilitate magnetic ă mare (μr  >>1) folosit ca concentrator de flux. Senzorul de câmp magnetic este de obicei un dispozitiv Hall plasat în întrefierul torului. Acest sistem se nume şte senzor în bucl ă deschisă.

Fig. 2.1 Senzor în buclă deschisă

13

Senzorul Hall din întrefierul torului m ăsoar ă câmpul magnetic în care este propor ţional cu curentul electric prin conductor. Este un dispozitiv în bucla deschis ă ce măsoar ă curenţi de la câţiva amperi la câteva sute de amperi. Senzorul cu concentrator de flux are câteva avantaje: în primul rând el devine independent de pozi ţia conductorului în interiorul torului, iar în al doilea rând cre şte câmpul din zona senzorului, m ărind sensibilitatea traductorului. Sensibilitatea depinde invers propor ţional în raport cu mărimea întrefierului. Pentru un întrefier de 1,5mm ea este de circa 6-8 Gauss/Amper, depinzând de materialul şi geometria torului. Problemele ce pot apărea la folosirea unui concentrator de flux sunt legate de comportamentul neideal al materialului cu permabilitate magnetic ă mare. Prima este cea a satur ării magnetice. Crescând curentul prin conductor, se atinge un punct de la care cre şterea câmpului magnetic nu mai este propor ţională cu cea a curentului. Pentru o precizie bun ă se limitează domeniul de lucru al câmpului din tor. Alt comportament neideal al concentratorului de flux este cel legat de histerezis, efectul de memorie. Când câmpul magnetic cu o anumita direc ţie este adus la zero, materialul magnetic mai re ţine o mica parte din câmp (numit flux remanent) pe direcţia iniţială a acestuia. La oţelurile dure acesta poate fi de sute de Gauss, iar la feritele moi doar de fracţiuni de Gauss. Efectul asupra senzorului de curent va fi cel de deplasare a punctului de curent zero. Solu ţia este folosirea materialelor magnetice potrivite, de genul feritelor moi cu histerezis mic.

Fig. 2.2 Influenţa caracteristicii de magnetizare Pentru creşterea sensibilităţii se poate mări numărul de spire (num ărul de treceri ale conductorului prin tor). Bobinajul trebuie s ă fie uniform pentru a nu ap ărea efecte nedorite (saturarea locală a circuitului magnetic). Deşi creşte sensibilitatea, trecerea de mai multe ori a conductorului prin tor se m ăreşte inductanţa circuitului. Valoarea redus ă (<1m H pentru o spira), cre şte cu pătratul numărului de spire. La senzorii cu multe spire aceasta inductan ţă ce apare în serie în circuitul de m ăsura va limita r ăspunsul în frecven ţă. Traductoarele în bucl ă deschisă se caracterizează prin consum mic, dimensiuni şi greutate reduse, rezistenţă la suprasarcini de curent şi un preţ relativ scăzut. O metoda de evitare a comport ării neliniare a concentratorului de flux şi a senzorului magnetic foloseşte compensarea curentului de m ăsurat cu un curent cunoscut. Un amplificator  operaţional injectează curent prin bucla de reac ţie (rezistorul şi bobina de compensare) pentru a aduce la zero tensiunea Hall şi implicit fluxul. Tensiunea de ie şire a operaţionalului este  propor ţională cu curentul măsurat. Folosind bobine de compensare cu multe spire este posibil s ă se compenseze efectul curentului mare de m ăsurat cu un curent de compensare mult mai mic. Rapoarte de peste 1000:1 între num ărul spirelor din bobina compensatoare şi numărul spirelor  din conductorul de m ăsurat fac posibilă măsurarea curenţilor de sute de amperi folosind curen ţi de compensare de zeci de mA. Fiindc ă fluxul magnetic prin tor este aproape zero r ăspunsul 14

senzorului de curent nu va fi afectat de satura ţia magnetică şi de materialul torului în general, ci doar de valoarea curentului de compensare limit ă pe care îl poate genera circuitul de reac ţie.

Fig. 2.3 Senzor în bucl ă închisă În acest fel se obţine un senzor de curent f ăr ă probleme de satura ţie, cu liniaritate şi r ăspuns în frecvenţă mai bune decât cele ale senzorului în bucl ă deschisă, numit senzor în bucl ă închisă. În plus ele au deriv ă scăzută cu temperatura, nu introduc pierderi în circuitul de m ăsur ă şi suportă supracurenţii f ăr ă probleme. 2. Traductoare Rogowski Sunt înf ăşur ări uniform repartizate care înconjoar ă conductorul parcurs de curentul care trebuie măsurat, tensiunea de ieşire fiind propor ţional cu derivata în raport cu timpul a

curentului.

φI

φext

I Fig. 2.4 Traductor Rogowski

Utilizare traductoarelor Rogowski are urm ătoarele avantaje: - în raport cu şunturile rezistive, deoarece nu are puncte legate la p ământ elimină tensiunile de mod comun care se suprapun semnalului de m ăsurat; - în raport cu transformatoarele de curent are avantajul unei liniarit ăţi intrinseci (nu are miez de fier) ceea ce garanteaz ă un domeniu mare de m ăsurare şi bandă de frecvenţe extinsă. Din punct de vedere constructiv exist ă traductoare Rogowski rigide şi flexibile. Ele pot avea două regimuri de func ţionare: 15

-Regim Rogowski când traductorul este legat pe o impedan ţă mare şi semnalul de ieşire este propor ţional cu derivata curentului, fiind necesar ă utilizarea unui integrator extern; -Regim transformator de curent când înf ăşurarea cu inductanţa L este conectat ă pe o sarcină rezistivă R de valoare mic ă, alcătuind un integrator RL pasiv. Se poate folosi pentru frecvenţe f>R/6L.

Fig. 2.5 Comparaţie traductor Rogowski-şunt 1- Tensiunea de ie şire traductor; 2- Curent măsurat cu şunt; 3 – Tensiunea traductor dup ă integrare

Fig. 2.6 Traductoare Rogowski flexibile

3. Traductoare de curent cu senzori electro-optici

16

În loc de a măsura direct tensiunea sau curentul, anumite tipuri de traductoare m ăsoar ă modificările propriet ăţilor anumitor materiale, sub influen ţa câmpurilor electrice sau magnetice înconjur ătoare. Dispozitivele de măsur ă electro-optice se bazează pe modificările propriet ăţilor optice ale anumitor materiale aflate în câmp electric sau magnetic: efectul Faraday, efectul Kerr  şi efectul Pockels. Toate aceste tehnici de m ăsur ă se bazează pe mecanisme diverse prin care un material roteşte planul de polarizare al luminii care str ă bate acel material. Mărimea unghiului de rotire depinde de intensitatea câmpului electric sau magnetic. Tendinţa de dezvoltare a senzorilor de curent baza ţi pe efecte electro-optice va fi, f ăr ă îndoială, aceeaşi ca şi a altor tipuri de senzori. Modelele noi şi performante vor deveni disponibile pe măsur ă ce tehnologia va pune la dispozi ţie materiale noi, cu propriet ăţi superioare. Senzorii optici hibrizi folosesc dispozitive de tensiune joas ă pentru a converti numeric curentul sau tensiunea (convertoare analog-numerice poten ţializate cu înaltă tensiune). Informaţia de curent şi/sau tensiune este adusă la potenţial apropiat de zero cu un dispozitiv de comunica ţie incluzând fibre optice. Sistemele hibride au dou ă dezavantaje principale: poten ţializarea circuitelor electronice la înaltă tensiune şi folosirea laserilor de mare putere care sunt greu de manevrat. Ambele dezavantaje pot fi depăşite prin folosirea dispozitivelor de m ăsurare pasive integral optice care folosesc efectul Faraday (1845): birefringen ţa circular ă produsă de câmpul magnetic asupra unui spot luminos cu aceea şi direcţie cu a câmpului, într-un mediu transparent (figura 2.7).

Fig. 2.7 Principiul senzorului cu efect Faraday Modelul matematic simplu presupune aplicarea unei ecua ţii liniare: α = V H l 

(2.3)

unde: α este unghiul de rota ţie al planului de polarizare, V - constanta Verdet,  H - câmpul electromagnetic şi l - lungimea liniilor de câmp. Constanta Verdet depinde de indicele de refrac ţie n şi de raportul dintre sarcina şi masa electronului: V   

e dn   2mc d  

(2.4)

Planul de polarizare liniar ă a luminii se rote şte atunci când lumina se propag ă de-a lungul unui câmp magnetic.

17

Pentru creşterea sensibilităţii dispozitivului optic, în locul inelului din fibr ă de sticlă se  poate utiliza o bobină cu câteva spire din acela şi material, dispus ă în jurul conductorului prin care trece curentul de m ăsurat. Creşterea preciziei de măsurare reprezintă una din condi ţiile necesare pentru introducerea  pe scar ă largă a senzorilor electro-optici în sistemele energetice. Cele mai importante surse ale erorilor acestui tip de senzori sunt dependen ţele de temperatur ă a constantei Verdet şi a caracteristicilor geometrice ale ansamblului traductor de curent. Minimizarea influen ţei temperaturii se realizează prin plasarea (fig.2.8 unui dispozitiv de întârziere între elementul de polarizare a luminii şi senzorul electrooptic. Deriva termic ă a dispozitivului corector o compenseaz ă pe cea a constantei Verdet .

Fig. 2.8 Compensarea influen ţei temperaturii Senzorii de curent cu fibre optice implic ă o tehnologie avansat ă dar au dimensiuni reduse şi au avantaje mari privind func ţionarea în condi ţii din cele mai ostile: - izolare electric ă intrinsecă; - construcţie compactã şi greutate redusã; - cost redus de instalare şi exploatare; - securitate sporită a personalului şi a instrumentaţiei; - număr redus de tipuri de traductor; - gama dinamic ă extinsă şi remanenţă nulă; - absenţa histerzisului; - liniaritate într-o bandã largã de frecven ţã; - imunitate la interferen ţele electromagnetice; - erori suplimentare nule prin conversie A/D; - fiabilitate foarte mare (senzor complet pasiv).

Premise funcţionale pentru senzorii de curent asocia ţi DMMPS ( Digital Measuring, Monitoring and Protection Systems) Un aspect important în standardizarea senzorilor din noua genera ţie îl reprezintă mărimea de ie şire. Binecunoscuta valoare nominal ă de 5A a curentului secundar al transformatoarelor de curent nu-şi mai găseşte justificarea la senzorii destina ţi s ă funcţioneze în asociere cu DMMPS.  Noile tipuri de senzori au ca m ărime de ieşire o tensiune de ordinul vol ţilor. Grupuri de lucru din CEI lucrează la standardizarea interfe ţelor de semnal mic pentru senzori de tensiune (CEI 600447) şi de curent (CEI 60044-8), ambele categorii având ie şirea în tensiune, cu valori sub 5 V. La traductoarele de curent electronice, care realizeaz ă implicit conversia curent-tensiune, sunt  precizate valori standardizate pentru tensiunea de ie şire: 22,5mV, 150mV, 225mVcorespunzând curentului nominal. Circuitele secundare realizate cu echipamente numerice necesit ă puteri de intrare extrem de mici. Senzorii moderni se caracterizeaz ă printr-un transfer de putere mult mai redus, accentul punându-se pe acurate ţea funcţiei de transfer (precizia instrumental ă). O alt ă  particularitate a noilor senzori este  func ţ ionalitatea lor multipl ă, acelaşi senzor de curent sau de tensiune putând furniza semnal util sec ţiunilor de măsurare şi de protec ţie a DMMPS. Cea mai importantă premisă funcţională în introducerea noilor senzori de curent şi de tensiune este, f ăr ă 18

îndoială, liniaritatea caracteristicii de transfer . Senzorii inductivi din noua genera ţie nu au miez feromagnetic, iar senzorii optici sunt dimensiona ţi pentru absenţa saturaţiei în caracteristica de transfer. La senzorii de tensiune problema satura ţiei nu este foarte restrictiv ă, valoarea tensiunii în sistemele energetice fiind destul de apropiat ă de valoarea nominal ă chiar  şi în regimuri de avarie. La senzorii de curent, problema satura ţiei este mult mai acut ă, în strânsă legătur ă cu gama dinamică pe care trebuie s-o acopere DMMPS. Gama dinamică extinsă este impusă de necesitatea măsur ărilor exacte în regimuri de avarie pentru asigurarea selectivit ăţii DMMPS în situaţii critice. Noii senzori de curent au game dinamice foarte mari, acoperind necesit ăţile chiar  şi în sistemele de medie tensiune cu valori maxime ale curenţilor de scurtcircuit. No ţiunea de  factor de curent primar nominal extins, introdusă de grupul de lucru al CEI pentru senzorii de curent cu gam ă dinamică extinsă, vine în întâmpinarea ideii de a utiliza acela şi senzor pentru m ăsurare şi pentru protecţie. Factorul defineşte raportul dintre valoarea nominal ă corespunzătoare regimului normal şi valoarea maximă a curentului primar transferat liniar în regim de suprasarcin ă. În cazul unui curent  primar nominal de 50A şi a unui factor de curent primar nominal extins egal cu 10, domeniul de variaţie al curentului nominal este de 50A...500A. Factorul este un analog al cifrei de supracurent de la înf ăşur ările de protecţie ale transformatoarelor de curent. Timpul de r ă spuns al traductorului este în strâns ă legătur ă cu defazajul dintre curentul  primar  şi tensiunea de ieşire. Valorile mari ale timpului de r ăspuns afectează nefavorabil erorile de unghi, cu implica ţii nefavorabile asupra m ăsur ării puterii şi energiei. Efectul se manifest ă în special în regim deformant, impunând senzorilor de curent o band ă de frecvenţă extinsă la zeci de kHz. Tensiunea de izolare este un parametru calitativ foarte important al senzorilor de curent si de tensiune. Criteriile care determin ă tensiunea de izolare sunt electrosecuritatea personalului operator şi funcţionarea corectă a instrumentaţiei numerice de înalt ă rezoluţie. Compatibilitatea electromagnetică vizează nivelul perturbaţiilor de orice tip care însoţesc funcţionarea senzorilor în sistemele de putere şi influenţa reciprocă a acestora. Pentru senzorii din noua genera ţie compatibilitatea electromagnetic ă este maximă. Influenţa senzorilor  asupra sistemului de putere este infim ă, energia preluat ă ca şi perturbaţiile induse în sistem fiind neglijabile f ăr ă rezerve. Echipamentele moderne de monitorizare şi protecţie pentru staţii de înaltă tensiune au  performanţe ridicate privind parametrii de intrare şi funcţionalitatea. Pentru înlocuirea vechilor  transformatoare de curent şi de tensiune sunt vizate dou ă direcţii de acţiune: - pentru sisteme de joas ă şi medie tensiune, caracterizate de valori mari ale curentului de scurtcircuit, inelul Rogowski pare s ă fie cel mai potrivit tip de traductor de curent, având cele mai bune performan ţe în domeniul curen ţilor mari; - pentru sisteme de înalt ă tensiune, traductoarele de curent electro-optice bazate pe efectul Faraday par a fi cele mai potrivite datorit ă siguranţei şi performanţelor de izolare. Ambele tipuri de traductoare de curent sunt adecvate asocierii cu sisteme de achizi ţia datelor  (variantele cu transmisia m ărimilor de ieşire în formă numerică). Primele exponente ale noii generaţii de astfel de traductoare au fost puse deja în func ţiune, CEI şi IEEE concentrându- şi atenţia pentru standardizarea acestora prin elaborarea condi ţiilor de interschimbabilitate şi compatibilitate.

19

3.CALCULUL CURENŢILOR  DE SCURTCIRCUIT ÎN REŢELELE ELECTRICE Calculul curentului de scurtcircuit trifazat metalic (prin impedan ţă nulă), deşi foarte rar în exploatare, constituie un element de baz ă pentru studiul reţelelor electrice; se efectueaz ă întotdeauna în proiectare şi în exploatare. În reţelele cu neutrul legat direct la p ământ (3.110 kV, 220 kV şi 400 kV) un loc deosebit îl ocupă calculul curentului de scurtcircuit monofazat, ca defectul cel mai probabil.

Fig. 3.1. Variaţia curentului de scurtcircuit: a – în cazul unui defect departe de generator; b – în cazul unui scurtcircuit aproape de generator (reprezentare schematică); I”k  – curentul iniţial de scurtcircuit (c.a.); işoc – curentul de scurtcircuit de şoc; Ik  – curentul permanent de scurtcircuit (c.a.); icc – componenta aperiodică a curentului de scurtcircuit (c.c.); A – valoarea iniţială a componentei aperiodice.

Calculul curenţilor de scurtcircuit este necesar s ă se efectueze la: a) dimensionarea instala ţiilor noi la solicit ări dinamice şi termice;  b) verificarea instalaţiilor existente la solicit ări de scurtcircuit, în condi ţii de dezvoltare a instalaţiilor sistemului energetic na ţional; c) stabilirea protec ţiei prin relee din instala ţiile electrice, a automatizărilor de sistem - ca tipuri şi reglaje; d) determinarea influen ţei liniilor electrice de înalt ă tensiune asupra liniilor de telecomunicaţii, în vederea stabilirii m ăsurilor de protecţie a acestora din urm ă; e) determinarea nivelului supratensiunilor de comutaţie; f) caracterizarea sistemului energetic în raport cu o anumit ă bar ă a sistemului, atunci când se fac studii privind posibilit ăţile de racordare a unui consumator cu anumite caracteristici deosebite (regim deformant, şocuri de putere reactiv ă, etc.); g) analiza funcţionării unor consumatori nesimetrici (de exemplu cuptoare electrice cu arc, cale ferată cu alimentare monofazat ă ş.a.); h) întocmirea de scheme echivalente necesare în studii de stabilitate static ă sau dinamică, optimizări de regim. 20

Premise de calcul al curenţilor de scurtcircuit Pentru determinarea solicit ărilor la scurtcircuit în re ţelele de înaltă tensiune este suficientă efectuarea calculelor în ipoteze simplificatoare care admit: - egalitatea în modul şi argument a tuturor tensiunilor electromotoare; - neglijarea rezistenţelor reţelelor aeriene, considerându-se liniile ca simple reactan ţe; - neglijarea susceptanţei capacitive a liniilor în schemele de secvenţă pozitivă şi negativă; - neglijarea sarcinilor, considerându-se numai aportul motoarelor sau compensatoarelor  sincrone precum şi al motoarelor asincrone, numai dac ă sunt în apropierea locului de defect şi au o anumit ă putere totală; - se consider ă că transformatoarele cu înf ăşur ări de reglaj al tensiunii au comutatorul de  ploturi pe poziţia nominală. Pentru studiul regimurilor dinamice, analiza condi ţiilor de stabilitate statică, întocmirea de scheme echivalente de calcul, analiza şi alegerea judicioasă a caracteristicii şi a reglajului protec ţiei de distanţă, a protecţiei diferenţiale de fază etc., este necesar s ă 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 impedanţă (şunt) corespunzătoare tipului de scurtcircuit analizat. În reţelele de medie tensiune, premisele de calcul sunt acelea şi ca şi în calculele reţelelor de înaltă tensiune cu menţiunea că, în cazul utilizării metodei simplificate liniile aeriene şi cablurile electrice se consider ă prin rezistenţele şi reactanţele lor inductive. Pentru anumite situaţii prevăzute de standarde sau prescrip ţii, se poate considera la locul de defect o rezistenţă. Astfel, pentru verificarea la solicit ări termice în caz de scurtcircuit a elementelor liniilor  electrice aeriene se consider ă la locul de defect o rezisten ţă de 5 Ω. La verificarea influenţei liniilor de energie electric ă asupra liniilor de telecomunica ţii se consider ă o rezistenţă având următoarele valori:  15 Ω pentru defecte pe linii aeriene cu conductoare de protec ţie;  50 Ω pentru defecte pe linii aeriene f ăr ă conductoare de protec ţie. În calculele de scurtcircuit, generatoarele vor fi reprezentate prin: - reactanţa supratranzitorie, pentru calculul solicit ărilor dinamice şi termice; - reactanţa tranzitorie, pentru determinarea valorii curentului de scurtcircuit la t = 0,1s, studiul stabilităţii dinamice în cazul în care se consider ă un reglaj de tensiune ideal (E'q = const), stabilirea generatorului echivalent al sistemului în vederea determin ării repartiţiei şocurilor de  putere reactivă ş.a; - reactanţa sincronă, pentru determinarea valorii curen ţilor în regim de scurtcircuit pentru timpi mari (peste 10 s), studiul stabilit ăţii statice naturale ş.a. Este de remarcat că indicaţiile CEI prev ăd pentru impedan ţele de scurtcircuit ale generatoarelor (debitând direct la bare sau bloc cu transformatoare) introducerea unui factor de corecţie care ţine seama de creşterea tensiunii electromotoare interne în func ţie de factorul de putere al generatorului în regim de func ţionare înainte de defect, ceea ce conduce la o mic şorare a impedanţei de scurtcircuit a generatorului (blocului) cu 3 … 10% . Regimul de func ţionare al sistemului energetic considerat în calcul (generatoare şi motoare, linii şi transformatoare în func ţiune) trebuie, de asemenea, ales corelat cu scopul calculului. Regimul maxim este caracterizat prin: - toate generatoarele, liniile şi transformatoarele re ţelei în funcţiune; - numărul maxim previzibil de transformatoare func ţionează cu neutrul legat la p ământ. Pentru verificarea condi ţiilor pe care le impune sistemului prezen ţa unor consumatori caracterizaţi prin şocuri de putere activă şi reactivă, ca şi pentru verificarea condi ţiilor de siguranţă 21

a protecţiei prin relee ş.a., este necesar să se considere "regimul minim" de func ţionare. Acesta este caracterizat prin: - numărul minim previzibil de generatoare, linii şi transformatoare în func ţiune, în zona analizată; - numărul minim posibil de transformatoare cu neutrul legat la p ământ în zona analizat ă; - neglijarea aportului motoarelor asincrone. În conformitate cu prevederile CEI, pentru determinarea valorii curen ţilor minimi de scurtcircuit rezistenţele liniilor (aeriene şi cabluri) se introduc la o temperatur ă mai ridicată, valoarea rezistenţei calculată la 20 C majorându-se cu 50% (R L=1,5 R 20) pentru conductoarele de cupru, aluminiu şi OL-Al. De regulă se efectuează calculul curenţilor de scurtcircuit trifazat metalic, iar în re ţelele cu neutrul legat la p ământ şi calculul curenţilor de scurtcircuit monofazat sau bifazat cu p ământul. În funcţie de scopul calculului trebuie aleas ă metoda de investigaţie (aproximativă sau exactă). În cele ce urmeaz ă se indică metoda de calcul aproximativ ă şi se introduc factori de corecţie pentru apropierea rezultatelor de cele ob ţinute prin metoda exact ă. Aceşti factori sunt: - Factorul de tensiune - c Factorii de tensiune cmin şi cmax sunt utilizaţi pentru corectarea tensiunii echivalente în  punctul de scurtcircuit la determinarea curen ţilor de scurtcircuit ini ţiali, maximi şi minimi. - Factorul de corec ţ ie al impedan ţ ei generatoarelor - K. Factorii de corec ţie K G (pentru generator debitând la tensiunea sa nominal ă) şi K  bloc (pentru  bloc generator - transformator) sunt utiliza ţi pentru a se ţine seama de regimul de func ţionare al generatoarelor. - Factorul pentru determinarea curentului de vârf (de  şoc) -  -  Factori pentru determinarea varia ţ iei componentei alternative a curentului de scurtcircuit, la un defect în apropierea generatorului ( μ, λ, k t). -  Factori pentru stabilirea aportului motoarelor asincrone la curentul de scurtcircuit de rupere (q).

Metode de calcul Calculul curenţilor de scurtcircuit simetrici şi nesimetrici se face utilizând metoda componentelor simetrice. Metoda componentelor simetrice necesit ă calculul a trei componente independente (de secvenţă pozitivă, negativă şi zero), f ăr ă legături între ele în afara condi ţiilor de la locul de scurtcircuit. Pentru fiecare dintre aceste componente sistemul are o impedan ţă specifică. Valorile impedanţelor directă şi inversă difer ă sensibil între ele numai în cazul ma şinilor rotative. În cazul în care scurtcircuitul este departe de generator se admite Z + = Z-. Impedanţele de secvenţă zero sunt, de regulă, diferite de cele pozitive şi Z0 poate fi mai mic sau mai mare decât Z +. Schema pentru calculul curen ţilor de scurtcircuit, dacă se aplică teoria componentelor  simetrice, se întocmeşte numai pentru o faz ă, atât în calculul scurtcircuitelor simetrice cât şi al celor  nesimetrice. Toate elementele re ţelei care intervin în calculul curen ţilor de scurtcircuit se introduc în schema de calcul prin impedan ţele lor. Impedan ţele pot fi exprimate în unit ăţi de măsur ă [Ω] sau în unităţi relative. În cazul schemelor cu mai multe trepte de tensiune, cuplate prin transformatoare, toate impedanţele trebuie raportate la aceea şi treaptă de tensiune (de regul ă cea la care are loc defectul). În cazul exprim ărilor în unităţi relative, toate impedanţele trebuie raportate la o aceea şi impedanţă de bază sau, ceea ce este echivalent, la o aceea şi putere de baz ă (S b) şi tensiune de baz ă (U b). Dacă se calculează curenţii de scurtcircuit în puncte cu tensiuni diferite, impedan ţele exprimate în ohmi se modific ă dar, impedanţele în unităţi relative r ămân neschimbate. 22

Pornind de la condi ţiile fizice la locul de defect şi transformându-le în valori exprimate prin componentele simetrice de tensiune şi curent, se ob ţin schemele echivalente şi relaţiile de calcul corespunzătoare. (1). Generator echivalent de tensiune la locul de defect 

Determinarea curentului de scurtcircuit la locul de defect K este posibil ă cu ajutorul unui generator echivalent de tensiune. Pentru aceasta se pot neglija informa ţiile operaţionale privind sarcina consumatorilor, pozi ţia comutatoarelor de ploturi ale transformatoarelor, excita ţia generatoarelor; de asemenea nu sunt necesare calculele suplimentare privind circula ţiile de puteri în momentul scurtcircuitului. Generatorul echivalent de tensiune reprezint ă tensiunea reală la locul de scurtcircuit înainte de apariţia acestuia, în condiţiile cele mai grele. Aceasta va fi singura surs ă activă de tensiune a sistemului. Tensiunile interne ale tuturor ma şinilor sincrone şi asincrone se vor considera zero. Mai mult, în această metodă se neglijează toate capacităţile liniilor  şi toate admitanţele  paralele ale celorlalte elemente pasive cu excepţia celor de secven ţă zero (în cazul scurtcircuitelor  nesimetrice în reţelele de înaltă tensiune). Transformatoarele de înalt ă tensiune sunt în multe cazuri prev ăzute cu comutatoare de  ploturi sub sarcină, în timp ce transformatoarele care alimenteaz ă reţeaua de medie tensiune au - de regulă - puţine trepte (± 2 x 2,5%). Pozi ţiile reale ale comutatorului de ploturi în cazul scurtcircuitelor departe de generator nu sunt importante, eroarea introdus ă fiind neglijabilă. În cazul unor scurtcircuite aproape de generator exist ă factori speciali de corecţie pentru unităţile de transformatoare ale generatoarelor, atunci când generatoarele sunt conectate bloc cu transformatoarele. În fig.3.2 este prezentat un exemplu de generator echivalent de tensiune la locul de scurtcircuit K, singura surs ă activă de tensiune a sistemului în cazul unui sistem de joas ă tensiune alimentat printr-un singur transformator. Toate celelalte tensiuni active din sistem sunt considerate zero. Astfel alimentarea din sistem este reprezentată numai prin impedan ţa internă ZQ. Admitanţele paralele (ca de exemplu capacităţile liniilor cu tensiune sub 400 kV şi sarcinile pasive) nu se iau în considerare, calculul curen ţilor de scurtcircuit se efectuează în concordanţă cu fig.3.1b. Tensiunea sursei echivalente c·U N/ 3 (conform defini ţiei), la locul de scurtcircuit K, cuprinde un factor de tensiune c, care este diferit pentru calculul curen ţilor de scurtcircuit minim sau maxim. În afara cazului c ă există alte norme, este indicat s ă se adopte valori ale factorului c considerând că tensiunea cea mai înaltă în funcţionare normală nu trebuie să depăşească, în medie, cu mai mult de aproximativ +5% (în JT), respectiv +10% (în IT) tensiunea nominal ă.

U N 100 - 1000 V 1 - 20 kV 20 - 220 kV 400 kV

Valoare c, pentru calculul curentului de scurtcircuit maxim 1,05 1,1 1,1 1

Valorile factorului de tensiune c Valoare c, pentru calculul curentului de scurtcircuit minim 0,95 1 1 1

Calculul curenţilor de scurtcircuit necesită reducerea schemei re ţelei la o impedan ţă văzută de la locul de defect, impedan ţa de scurtcircuit. Aceasta trebuie deosebit ă de impedanţele fiecărui element. Atât impedanţa de scurtcircuit echivalent ă cât şi impedanţele elementelor se definesc  pentru secvenţele pozitivă, negativă şi zero.

23

Fig.3.2 Exemplu de schem ă pentru calculul curentului simetric ini ţial de scurtcircuit I "k  a) schema sistemului  b) schema echivalentă (secvenţa pozitivă).

Elementul Generator  (compensator, motor  sincron)

Motor asincron

Transformator cu dou ă înf ăşur ări

Impedanţele elementelor de circuit Relaţii în unităţi relative Relaţii în unităţi absolute [Ω] (U b = U N) " 0,05 · X d pentru U N>1 kV, S N>100 MVA R = 0,07 · X"d pentru U N>1 kV, S N<100 MVA 0,15 · X"d pentru U N<1 kV X=[x(%)/100] · (S b/S NG) X=[x(%)/100] · (U N2/S NG) unde x: x" d, x'd, xd unde x: x" d, x'd, xd R  0  X  

 R   P   scc 

 X  

U  N 2 3 2  10 S  N 

1  S b  I  por  / I  N  S  NM 

 R   P   scc 

S b 3 2  10 S  N 

ΔPscc - pierderile la sarcin ă nominal ă ale transformatorului  X  

Linii electrice aeriene, cabluri

1  U  N 2  I  por  / I  N  S  NM 

U k (%) U  N 2  100 S  N 

 R  r 0  I 

 X  

U k (%) S b  100 S  N 

 R  r 0 I 

 X   x0  I 

S b U  N 2

 X   x0 I 

S b U  N 2

R  0 Bobine de reactan ţă

 X  

uk (%)

100



U   X  

3 I  N 

uk  – reactanţa procentuală Sarcina Reţeaua de alimentare

 R  P 

U  N 2 S 2

 X   Q 

 Rt   0,1  0,15 X k 

24

U N 2 S 2

U  N 2  X k   S k 

U k (%)  I b U  N    100  I  N  U b

 R  P   X  K  

S b S 2

c  S b S  K 

 X   Q 

S b S 2

Curentul de scurtcircuit trifazat 

Calculul se face determinând impedan ţa directă de scurtcircuit văzută de la locul de defect. Se fac transformările necesare în reţea (de exemplu conexiunea serie, paralel, transform ări stea triunghi) considerând impedan ţele pozitive ale echipamentului. Toate impedan ţele sunt raportate la aceeaşi tensiune (de regul ă, cea de la locul de defect): U  N 

 //   I  k  = c

(3.1)

3 Z k 

unde: c  U  N  / 3 tensiunea sursei echivalente de tensiune; Zk  - impedanţa de scurtcircuit. Ik  = I"k  = Ir 

(3.2)

 Scurtcircuit bifazat izolat 

Curentul iniţial de scurtcircuit I"k2 Independent de configura ţia sistemului, curentul iniţial de scurtcircuit bifazat se calculeaz ă cu relaţia:  I k = c 

U  N  U N  = c   | Z  + Z  | 2 | Z  |

(3.3)



Raportul  I " K 2 / I " k   3 / 2 (3.4) În cazul unui scurtcircuit departe de surs ă, curentul permanent de scurtcircuit şi curentul de rupere sunt egali cu I "k2. Ik2 = Ir2 = I"k2 (3.5)  Scurtcircuit bifazat cu punere la pământ 

Curenţii iniţiali de scurtcircuit

Formulele de calcul, pentru ipoteza Z + = Z- sunt:  Z 0 | 1+ a 2 +  |  Z   I" k2pL2 = 3  c U  N   | Z  + 2  Z 0 |

(3.6)

 Z 0 | 1+ a +  |  Z   I k2pL3 = 3  c  U N    | Z  + 2  Z 0 |

(3.7)

unde: L2 şi L3 sunt fazele 2, respectiv 3. Curentul iniţial de scurtcircuit I "k2p, la pământ sau la conductoare legate la p ământ se calculează cu: 3  c U N   I k2p =  | Z  + 2  Z 0 |  Scurtcircuit monofazat 

Curentul iniţial de scurtcircuit I"k1 pentru ipoteza Z- = Z+ :  I k 1=

3  c  U N  

0

| 2  Z  + Z  |

25

(3.8)

În caz de scurtcircuit dep ărtat de surs ă, curenţii de scurtcircuit permanent I k1 şi curentul de rupere I”k1 sunt egali cu curentul de scurtcircuit ini ţial I”k1; Ik1 = Ir1 = I"k1 (3.9)

Curenţi la dublă punere monofazată la p ământ şi curenţi parţiali de scurtcircuit prin pământ. Sunt date prescrip ţiile referitoare la procedurile aplicabile la calculul valorilor preliminate ale curenţilor de scurtcircuit nesimetric în re ţelele trifazate de înaltă tensiune de curent alternativ funcţionând la frecven ţa nominală de 50 Hz şi anume: a) curenţii la o dubl ă punere monofazat ă la pământ în reţele cu neutrul izolat sau legat la  pământ printr-o bobin ă;  b) curenţii de scurtcircuit par ţiali prin pământ, în cazul unui defect monofazat la p ământ în reţele cu neutrul pus direct la p ământ sau printr-o impedan ţă mică. Curenţii determinaţi prin aceste proceduri vor fi utiliza ţi la determinarea tensiunilor induse sau a tensiunilor de pas. În vederea determin ării curentului se va utiliza o surs ă de tensiune echivalent ă aplicată la locul de scurtcircuit, toate celelalte surse fiind anulate. Procedura este aplicabil ă pentru o determinare prin metode manuale, simul ări analogice sau prin calcul numeric. Toate cele prezentate mai jos au la baz ă definiţiile, simulările şi ipotezele de calcul menţionate anterior pentru calculul curen ţilor de scurtcircuit. (1). Defini  ţ ii suplimentare necesare

Dublu scurtcircuit monofazat la p ământ. Scurtcircuite monofazate la p ământ produse simultan în locuri (puncte) distincte şi pe faze distincte ale unei reţele trifazate de curent alternativ al cărui neutru este izolat sau legat la  pământ printr-o impedan ţă mare sau printr-o bobin ă de stingere. Curent iniţial de dublă punere monofazat ă la pământ I"kpp. Valoarea efectivă a curentului de scurtcircuit ini ţial având aceeaşi amplitudine în cele dou ă  puncte, în momentul dublei puneri monofazate la p ământ. Curentul total prin p ământ I pt la locul (punctul) de scurtcircuit. Valoarea efectivă a curentului total trecând prin priza de p ământ a unei staţii (centrală, post de transformare) sau prin priza de p ământ a stâlpului unei linii aeriene, sau prin mantalele, ecranele sau armăturile cablurilor. Curentul de scurtcircuit par ţial prin pământ r ·3 ·I0. Amplitudinea fracţiunii din curentul total care se scurge prin p ământ la o anumit ă distanţă de locul de producere a scurtcircuitului şi de priza de pământ a unei sta ţii, unde repartiţia curentului total între conductoarele puse la p ământ şi pământ este aproape constant ă. Amplitudinea sa depinde de un factor de reducere r. Factorul de reducere al unei linii r: Factorul care determin ă fracţiunea (partea) din curentul homopolar care se scurge la p ământ, la o anumită distanţă de locul de producere al scurtcircuitului şi de priza de pământ a unei staţii. Impedanta de intrare Z p În cazul unei linii electrice aeriene, impedan ţa constituită din impedanţa firului de gard ă Zw între doi stâlpi cu întoarcere prin p ământ şi din rezistenţa prizei stâlpului R T. Impedanţa de intrare este definită pentru o direc ţie (fig.3.3).

26

2  Z w   Z    R       Z w  RT   w 1  1  4  T    Z  p  2 2   Z w   2 

 Z w

dT

dT

~ ZW

(3.10) dT

~ ZW

Fir de gardă

~ ZW

Zp

RT

RT

RT

Pământ (referinţă)

Fig.3.3. Lanţ infinit constituit de impedanţa firului de gardă şi rezistenţa la  piciorul stâlpului R T, pentru distanţe dT egale.

 Notă: Impedan ţa de intrare Z p poate fi considerat ă constantă la o distanţă de locul de scurtcircuit (F) mai mare decât distan ţa DF . În cazul unui cablu electric abordarea poate fi similar ă, dar sunt necesare unele precau ţii. Curentul de dubl ă punere monofazat ă la pământ. Metoda de calcul.

a) Curentul de scurtcircuit simetric ini ţial. În fig.3.4 sunt reprezenta ţi curenţii de scurtcircuit I"kpp în cazul unei duble puneri la p ământ,  pe faze diferite, în punctele A şi B separate de o distan ţă diferită de zero. În reţelele cu neutrul izolat sau legat la p ământ printr-o bobin ă de stingere, curentul de scurtcircuit simetric iniţial I"kpp va fi: "  I kpp

unde:



Z+A, Z+B Z-A, Z-B M+, MZ0

3  c  U  N  









 Z  A  Z  A  Z  B  Z  B  M 

 M   Z 0

(3.11)

- impedanţele de scurtcircuit pozitive ale re ţelei trifazate de curent alternativ în locul de scurtcircuit A şi B; - impedanţele de scurtcircuit negative ale re ţelei trifazate de curent alternativ în locul de scurtcircuit A şi B; - impedanţele mutuale, respectiv pozitiv ă şi negativă; - impedanţa zero de scurtcircuit a întregii re ţele între punctele A şi B (admitanţele între faze şi pământ sunt neglijabile).

27

Distanţă diferită de 0

 A

L1 L2 L3

B

I”kpp

I”kpp

Fig.3.4. Reprezentarea unei duble puneri monofazate la pământ şi a curentului I”kpp.  ţ iali prin pământ în cazul unui scurtcircuit nesimetric Curen ţ ii de scurtcircuit par 

Metoda de calcul Paragrafele următoare tratează curenţii par ţiali de scurtcircuit prin p ământ şi în conductoarele puse la p ământ (de exemplu prize de p ământ, fire de gardă ale liniilor aeriene sau mantale conductoare, ecrane sau arm ături de cabluri), în cazul unui scurtcircuit monofazat la  pământ. Acest tip de scurtcircuit este defectul care se produce cel mai frecvent în re ţele cu neutrul direct legat la pământ. El conduce la curen ţi par ţiali la pământ mai ridicaţi dacă Z0 este mai mare decât Z+. Dacă Z0 este mai mic decât Z + în cazul unui scurtcircuit bifazat cu p ământul, curentul I"kp2p trebuie să fie luat în considerare. Pentru calculul curentului maxim de scurtcircuit, impedan ţele stâlpilor, cu sau f ăr ă fir de gardă, şi impedanţele prizelor de p ământ şi altor conexiuni la p ământ pot fi neglijate. Procedura de calcul se va expune pentru o re ţea simplificată, cu trei staţii A, B, C, linii aeriene simplu circuit şi un singur fir de gard ă. a) Scurtcircuit monofazat la pămînt într-o sta ţ ie În fig.3.5 se reprezint ă o staţie de transformare B cu sosiri din staţii adiacente A şi C. IWA

IWC Cablu de gard ă

 3 I  A

3I

3I

B

C

 3 I0B

I”kl

F

 A ~ ZGA

B UGB

IpA

~ ZGB

C ~ ZGC

IpB

IpC

r  A  3  I0 A

r C  3  I0C

Pământ (referinţă)

Fig.3. 5. Curenţi par ţiali de scurtcircuit în cazul unui scurtcircuit monofazat la pământ în staţia B.

28

Unul sau mai multe transformatoare ale sta ţiei B sunt cu neutrul direct legat la p ământ. Curentul de scurtcircuit monofazat la p ământ I"k1 este egal cu de trei ori curentul de secven ţă zero care circulă în punctul de scurtcircuit F. I"k1 = 3 · I0A + 3 · I 0B + 3 · I 0C (3.12) Curentul total prin p ământ în punctul F de scurtcircuit într-o sta ţie departe de celelalte sta ţii cu care este racordat ă, este: I pt = Σ r ·3 · I0 (3.13) şi conform fig.3.3: I pt = r A · 3 · I 0A + r A · 3 · I0C (3.14) Impedan ţa de punere la p ământ a unei staţii este: 1  Z G  1  1  1    R p

în care:

 Z  p

(3.15)

 Z u

R  p - rezistenţa prizei de p ământ; Z p - impedanţa de intrare (conform rela ţiei 3.10); Zu - impedanţa de intrare a mantalelor, ecranelor  şi armăturile cablurilor. Potenţialul la pământ al staţiei B este: UGB = I pT · ZGB

(3.16)

Relaţiile (3.13) şi (3.14) presupun c ă distanţa dintre staţia B şi staţiile A şi C este mai mare decât distanţa DF (departarea stâlpilor) cu: d T  (3.17)  D F = 3  R p   Re(   Z w )

în care: R  p - rezistenţa piciorului stâlpului; dT - distanţa între stâlpi; Re( Z w )-partea reală a r ădăcinii pătrate a impedanţei firului de gard ă conform fig.3.3. În alte condiţii curentul total la p ământ I pT se reduce la o parte prea important ă din curentul de dublă punere monofazat ă la p ământ care circul ă spre staţia cea mai apropiată A sau C prin firul de gardă. Repartiţia curenţilor de scurtcircuit între firele de gard ă şi pământ, aşa cum se arată în fig.3.5, este determinat ă de factorii de reducere ai firelor de gard ă r A şi r C ai liniilor aeriene AB şi BC. În cazul cablurilor, factorul de reducere depinde de mantalele conductoare, arm ături şi punerile lor la pământ, curenţii în firele de gardă din fig.3.5 departe de sta ţiile A, B şi C sunt daţi de: IwA = (1 - r A) · 3 · I 0A (3.18) 0 IwC = (1 - r C) · 3 · I C (3.19) Se remarcă faptul că în cazul liniilor duble sau al liniilor paralele, cu sisteme de secven ţă zero cuplate, pot fi necesare precau ţii deosebite.

b) Scurtcircuit monofazat la pământ în afara sta ţ iei  În fig.3.6 este reprezentat un scurtcircuit monofazat la un stâlp al unei linii aeriene. Se presupune c ă scurtcircuitul este departe de sta ţie. Curentul de scurtcircuit monofazat la p ământ I"k1 este dat de I"k1 = 3 · I0A + 3 · I0B + 3 · I0C (3.20) Impedan ţa totală de p ământ a stâlpului la care se produce scurtcircuitul, racordat la firul de gardă al liniei aeriene în locul de defect este dată de: 1 (3.21)  Z GT   1 2   RT   Z  p

29

unde:

R T - rezistenţa la piciorul stâlpului; Z p - impedanţa de intrare a liniei (rela ţia 3.10)

În cazul unui scurtcircuit la un stâlp T dep ărtat de staţiile A, B şi C curentul total la p ământ este dat de: I pt = r C · (3 · I 0A + 3 · I0B) + r C · 3 · I 0C = r C · I"k1 (3.22) Potenţialul faţă de pământ unde se produce scurtcircuitul este: UGT = I pt · ZGT (3.23) Dacă curentul de scurtcircuit monofazat la p ământ se produce la stâlpul unei linii care are un fir de gard ă legat la pământ în vecinătatea unei staţii, o mare parte a curentului de scurtcircuit monofazat la pământ poate reveni staţiei prin firul de gard ă. Partea de curent care se scurge la  pământ poate fi în acest caz inferioar ă celei calculate cu rela ţia (3.22). Calculul necesit ă o atenţie  particular ă dacă distanţa dintre staţia B şi stâlpul unde se situeaz ă scurtcircuitul este redus ă în raport cu distanţa DF. Curentul prin pământ în staţia B este obţinut (fig.3.6): I pB = r c · (3 · I 0A + 3 · I0B) - r A · 3 · I 0A (3.24) Curentul prin p ământ I pB rezultat dintr-un scurtcircuit monofazat la p ământ produs pe o linie aeriană poate fi superior celui rezultat dintr-un scurtcircuit în interiorul sta ţiei B. (4). Factorul de reducere al liniilor 

Relaţiile următoare se aplică liniilor aeriene cu fir de gard ă. Ele sunt valabile şi pentru cabluri cu mantale metalice, ecrane sau arm ături legate la pământ la ambele extremit ăţi. Factorul de reducere în cazul unui fir de gard ă este dat de relaţia: r 

 I  pt 

3  I 0

'

1 

 Z m

(3.25)

'

 Z w

unde:

Z'm şi Z 'w depind de rezistivitatea solului ρ (tabelul 3.1), de distan ţa între conductoare şi de raza echivalentă a conductorului r e pentru unul sau mai multe conductoare. IWA

IWA + IWB

IWC Fir de gardă

 YY

Y 3 I0 A

3 I0B

F I”kl

3 I0C + 3 I0B



3 I0C

 Y  A ~ ZGA IpA

r A 3 I0A

B ~ ZGB

T UGT

C

~ ZGT

IpB

~ ZGC

IpT

r C (3 I0C + 3 I0B)

IpC

r C 3 I0C Pământ (referinţă)

Fig.3.6 Curenţi par ţiali de scurtcircuit în cazul unui scurtcircuit monofazat la pământ la un stâlp al unei LEA.

30

Tabelul 3.1. Rezisten ţa ρ şi adâncimea echivalent ă de pătrundere în pământ δ pentru diferite tipuri de sol.

Sol

Rezistivitatea ρ (Ωm) > 10000 3000  10000 1000  3000 200  1200 70  200 50  100 10  50 < 20

Granit Stâncă Sol pietros Pietriş, nisip uscat Sol calcaros, nisip umed Pământ agricol Argilă Sol mlăştinos

Adâncimea echivalentă de pătrundere în pământ δ (m), f = 50Hz > 9300 5100  9300 2940  5100 1320  3220 780  1320 660  930 295  660 < 415

Fig.3.7 Valoarea absolut ă │r │ a factorului de reducere pentru fire de gard ă nemagnetice în func ţie de ρ Factorul de reducere poate fi evaluat pornind de la fig.3.7 şi utilizând tabelul 3.1. Pentru un calcul detaliat al factorului de reducere se pot utiliza rela ţiile următoare. Impedan ţa lineică a firului de gard ă este: '

 Z w

 Rw' 

    0

8

  j  

 0

2 

 r  / 4n  In  / r e 

    0

(3.26)

= 0,05 Ω/km la 50 Hz. Impedan ţa lineică mutual ă între firul de gard ă şi 8 conductoarele de fază paralele, cu o întoarcere comun ă prin pământ, este:     0     '   j  0  In (3.27)  Z m  8 2  d wL cu

şi adâncimea echivalentă de pătrundere în pământ (tabelul 3.1): 31

 unde:

1,85

(3.28)

  0 

R 'w - rezistenţa lineică a firului de gard ă; r w - raza firului de gard ă; dw - distanţa între firele de gard ă; r e - raza echivalentă a firului de gard ă: * pentru un conductor: r e = r w * pentru dou ă conductoare: r e  r w d w n - numărul de fire de gard ă dwL - distanţa medie geometrică între firul de gard ă şi conductoarele de fază L1, L2, L3 : d wL  3 d wL1  d wL 2  d wL3   pentru un fir de gardă:

  pentru două fire de gardă:

d wL

6

d w1 L1  d w1 L 2  d w1 L3  d w2 L1  d 2 L 2  d w2 L 3

-7

μ0 = 4π·10 Vs/Am μr  - permeabilitatea relativă a firului de gard ă cablu de OL - Al cu un strat de Al μr  = 5  10; Alte cabluri OL - Al: μr  = 1; Cabluri de o ţel: μr  = 75; ρ - rezistivitatea solului (tabelul 3.1). Din relaţiile (3.27) ÷ (3.29) factorul de reducere al liniilor cu fir de gard ă OL-Al uzual depinde de rezistivitatea solului. Fig.3.7 arat ă de exemplu, valoarea factorului de reducere pentru diferite tipuri de linii aeriene cu tensiunea nominal ă 60 kV ÷ 220 kV. În cazul liniilor aeriene având unul sau două fire de gardă de oţel, valoarea factorului de reducere devine respectiv între 0,95 şi 0,90.

În cazul cablurilor de energie, factorul de reducere depinde şi de tipul şi dimensiunile mantalei, de ecran şi de armătur ă, conform practicii şi normelor naţionale. Se pot găsi indicaţii în manualele de fabrică.

32

4. PROTECŢII LINII ELECTRICE Secţionarea de curent a re ţelelor radiale împotriva scurtcircuitelor polifazate şi a dublei puneri la pământ Secţionarea rapidă Secţionarea rapidă sau secţionarea de curent este o protec ţie maximală de curent pentru care condiţia de selectivitate nu se ob ţine prin temporiz ări adecvate ci printr-un anumit mod de alegere a curentului de pornire. Pentru a stabili modul de alegere a curentului de pornire consider ăm cazul unei linii radiale de impedanţă Z  L , alimentată de la o surs ă de reactanţă internă supratranzitorie X' d .

Expresia curentului de scurtcircuit supratranzitoriu într-un punct de pe linie în care impedanţă acesteia este  Z  L , are valoarea: cU n

 I  sc 

3  X d     Z  L unde  [0,1] arată poziţia punctului de scurtcircuit pe linie.

Pentru ca protecţia să fie selectivă (să nu acţioneze pentru scurtcircuite situate la dreapta  punctului B) se alege curentul de pornire al protec ţiei ca:  I  pp  k  sig  I  sc max B

k sig=1,21,3 pentru relee cu caracteristic ă independentă k sig=1,41,5 pentru relee cu caracteristic ă dependentă Considerând că linia are caracter pur reactiv, rezult ă: cU n

3  X d     X  L 

 k  sig 

cU n

3  X d   X  L 

sau, zona protejată:  



  1   X d    1  1   

k  sig   X  L  

k  sig  

Deşi zona moartă 1-  este un dezavantaj al acestei protec ţii, ea este necesar ă deoarece reprezintă o zonă tampon care exclude ac ţionarea simultană a secţionărilor rapide a dou ă linii vecine. Secţionarea rapidă se poate utiliza dacă zona protejată este de minim 80% din lungimea liniei în regim maximal şi de 1520% în regim minimal. Secţionarea temporizată Secţionarea temporizată este utilizată în locul secţionării rapide atunci când aceasta nu  protejează cel puţin 20% din lungimea liniei, în regim normal de func ţionare; în plus, sec ţionarea temporizată extinde zona protejat ă în regim maxim de func ţionare la întreaga lungime a liniei. Problema secţionării temporizate nu poate fi abordat ă numai în raport cu un singur element  protejat ci la nivelul a două elemente vecine (de exemplu o linie şi un transformator).

33

Atât linia cât şi transformatorul sunt prev ăzute cu secţionări de curent, protec ţiile 1 şi 2, ai căror curenţi de pornire se determin ă în raport cu curentul de scurtcircuit maxim supratranzitoriu pe sistemul de bare, adică:  I  pp  k  sig  I  sc max B

 I  pp 2  k  sig 2 I  sc max C 

în care k  sig l > k  sig l  pentru a asigura secţionării liniei (1) o zonă protejată transformator, mai redus ă decât secţionarea rapidă a transformatorului (2). Pentru a asigura selectivitatea în func ţionare a secţionării liniei (pentru a exclude ac ţionarea acesteia la defect în transformator), protec ţia 1 se temporizează cu: t a1 =t a2 + Δt 0,6 s unde t a2 =0,1 s este timpul propriu de ac ţionare al secţionării rapide a transformatorului. Protecţia maximală de curent temporizată cu caracteristică independentă Protecţia maximală de curent temporizat ă poate asigura funcţia de protec ţie de bază sau de rezervă împotriva scurtcircuitelor între faze pe liniile radiale, a şa cum rezultă din normative şi poate fi realizată cu relee de curent cu caracteristic ă de timp independent ă sau dependentă de curent.

Fiecare linie are prevăzută la extremitatea dinspre surs ă, câte o protec ţie formată din TC, releu maximal de curent cu caracteristic ă independentă şi un releu de timp. Curen ţii de pornire ai  protecţiilor 14 se determină cu relaţia:  I  pp 

k  sig   I  k rev  sarc max

k  sig = 1,151,25; k rev = 0,85 pentru relee de curent electromagnetice; k rey = 0,90,99 pentru relee de curent

electronice;  I  sarcmax - curentul de sarcină maximă al liniei protejate sau al motorului M. 34

Protecţia maximală de curent temporizată cu caracteristică independentă combinată cu secţionarea rapidă Prin combinarea celor dou ă protecţii se obţine aşa-numita  protec ţ ie în două trepte de temporizare în care cele dou ă protecţii se completează şi îşi compensează reciproc dezavantajele.

Din analiza caracteristicii de funcţionare, rezultă următoarele:  defectele de la începutul liniilor sunt eliminate de c ătre secţionarea de curent ca protec ţie de  bază; în zona protejat ă a secţionării, protecţia maximală temporizată constituie protecţie de rezervă locală;  defectele din zona moart ă a secţionării sunt lichidate de c ătre protecţia maximală temporizată, care îndeplineşte funcţia de protecţia auxiliar ă;  defectele pe elementele vecine spre consumator pot fi lichidate de c ătre o anumită protecţie maximală temporizată care constituie o protec ţie de rezervă la distanţă. Secţionarea de curent a liniilor cu alimentare bilaterală La liniile cu alimentare bilateral ă se instalează câte o secţionate de curent la fiecare extremitate. Cunoscând dependen ţa curenţilor de scurtcircuit debita ţi de fiecare sursă în funcţie de locul defectului, curen ţii de pornire ai celor dou ă secţionări se determină cu aceleaşi relaţii ca şi la liniile radiale (desensibilizarea în raport cu curentul de scurtcircuit maxim la extremitatea opus ă  protecţiei) şi anume:  I  pp1  k  sig  I  sc max B  I  pp 2  k  sig  I  sc max A

unde  I  sc max B este curentul de scurtcircuit maxim pe sistemul de bare  B debitat de sursa  A iar   I  sc max A este curentul de scurtcircuit maxim pe sistemul de bare  A debitat de sursa B. 35

Aşa cum au fost considerate cele dou ă caracteristici ale curenţilor de scurtcircuit în func ţie de  poziţia defectului , se observă că este îndeplinită condiţia:  I  pp  I  sc max k   I  sc max B

întrucât punctele K  şi B sunt separate printr-o impedanţă foarte mică. Această observaţie conduce la concluzia că secţionarea de curent 2 ac ţionează la scurtcircuite pe plecările de pe sistemul de  bare B, datorită curentului de scurtcircuit al sursei  A, acţionare care este evident neselectiv ă. Pentru a elimina posibilitatea ac ţionării neselective a secţionării liniilor cu alimentare  bilaterală, se poate proceda în dou ă moduri:  Se adoptă pentru curenţii de pornire ai ambelor sec ţionări valoarea superioar ă rezultată din relaţiile de calcul adică:  I  pp  max( I  pp1 , I  pp 2 )

Această metodă reduce zona protejat ă a protecţiei căreia îi corespunde curentul de pornire cel mai mic. La limită, dacă în cazul unui scurtcircuit în B sursa din B produce un curent mai mic decât  I  pp1 zona protejată de protecţia din B devine nul ă (protecţia din B nu funcţionează niciodată).  Se direcţionalizează protecţia pentru care a rezultat curentul de pornire cel mai mic (protecţia 2 în cazul prezentat în figur ă). Protecţia diferenţială transversală a liniilor paralele În cazul liniilor paralele, protec ţia de curent (direc ţionalizată sau nu) nu poate asigura selectivitatea, deoarece prin e şalonarea în trepte a temporiz ărilor rezultă temporizări egale pentru  protecţiile dinspre acelaşi sistem de bare, şi prin urmare la un defect pe una dintre linii poate ac ţiona neselectiv protecţia celeilalte linii. Defectele pe liniile paralele pot fi lichidate selectiv de c ătre  protecţia de distantă, fiind îns ă necesar un număr de patru astfel de protec ţii. Pentru aceste linii se folosesc pe scar ă largă protecţii diferenţiale transversale (PDT) specifice elementelor cu c ăi de

curent cuplate paralel.

36

5. PROTEC ŢII TRANSFORMATOARE Protecţia maximală de curent a transformatoarelor cu dou ă înf ăşurări În cazul transformatoarelor cu dou ă înf ăşur ări cu o singur ă sursă de alimentare, transformatoarele de curent ale protec ţiei se montează pe partea sursei pentru ca protec ţia maximală de curent să poată acţiona, ca protecţie de rezervă, şi în cazul defectelor interne. În cazul transformatoarelor cu surse de alimentare pe ambele înf ăşur ări, transformatoarele de curent se monteaz ă pe partea sursei care, la scurtcircuit intern, debiteaz ă un curent de scurtcircuit în valori raportate mai mare. Aceast ă soluţie asigur ă o sensibilitate maximă a  protecţiei de curent la defecte interne, când ac ţionează ca protecţie de rezervă. În figurile următoare sunt prezentate schemele de principiu monofilare ale  protecţiilor de curent utilizate în cazul transformatoarelor coborâtoare.

Curentul de pornire al protec ţiei maximale de curent temporizate:  I  pp 

k  sig   I  k rev  sarc max

Protecţia trebuie să asigure un coeficient de sensibilitate k sens1,5 pentru scurtcircuite la sfâr şitul elementului vecin spre consumator. Curentul de pornire al protec ţiei maximale de curent cu blocaj de minim ă tensiune se determină ca:  I  pp 

k  sig   I   1,3  1,4 I n k rev n

Se observă că prezenţa blocajului de minimă tensiune permite reducerea curentului de pornire. Protecţia maximală de curent a transformatoarelor cu trei înf ăşurări

Protecţia maximală de curent împotriva scurtcircuitelor exterioare a acestor  transformatoare trebuie astfel realizat ă încât, la un defect exterior uneia dintre înf ăşur ări,  protecţia să comande numai declan şarea întrerupătorului acelei înf ăşur ări, transformatorul r ămânând în funcţiune pe celelalte dou ă nivele de tensiune. 37

Pentru transformatoarele cu o singur ă sursă de alimentare pe fiecare se prevede câte o protecţie maximală de curent temporizat ă, cu curenţi de pornire stabili ţi în funcţie de curentul de sarcină maximă al fiecărei înf ăşur ări. Atunci când nu este asigurat ă valoarea impusă coeficientului de sensibilitate se introduc blocaje de tensiune minim ă în funcţie de curentul nominal al înf ăşur ării. Temporizările releelor 5 şi 6 se aleg cu o treapt ă de timp mai mare decât a  protecţiilor elementelor dinspre consumatori, iar temporizarea releului 4, a protec ţiei dinspre sursă, care comandă declanşarea tuturor întrerup ătoarelor, se alege cu o treapt ă de timp mai mare decât cea mai mare dintre temporiz ările protecţiilor 5 şi 6. Protecţia montată  pe înf ăşurarea dinspre sursă, acţionează ca protecţie de rezervă şi în cazul defectelor  interne. În cazul transformatoarelor cu trei înf ăşur ări conectate la dou ă surse de alimentare,  protecţia nu poate asigura lichidarea selectiv ă a defectelor. Dacă se consider ă un transformator cu surse de alimentare, pe 110kV şi 35 kV, în ipoteza adopt ării schemei anterioare, în care presupunem c ă au rezultat temporiz ările t a6 < t a5 < t a4 , un scurtcircuit exterior în reţeaua de 110 kV, ar trebui lichidat de c ătre protecţia de pe înf ăşurarea de 110 kV. În realitate, defectul este lichidat neselectiv de c ătre protecţia de pe 35 kV întrucât t a5 < t a4.

38

În asemenea situaţii, se adoptă protecţia a direcţionalizată şi care se deosebe şte de schema anterioar ă prin următoarele:  fiecare din cele trei protec ţii comandă deconectarea propriului întrerup ător;   protecţia de pe 35 kV se direc ţionează, prin introducerea releului direc ţional 7, care se montează şi se reglează astfel încât să acţioneze numai la defecte exterioare în reţeaua de 35 kV. Protecţia diferenţială longitudinală a transformatoarelor PDL a transformatoarelor are anumite particularit ăţi date de:  Inegalitatea curenţilor primari ai transformatoarelor de m ăsur ă: raportul acestora

este egal cu raportul de transformare al transformatorului de putere;  Defazajul curenţilor primari ai transformatoarelor de m ăsur ă: corespunzător grupei de conexiuni a transformatorului de putere;  Curenţii primari nu sunt egali nici în valori raportate: diferen ţa fazorială a celor doi curenţi este egală cu curentul de magnetizare al transformatorului.  La punerea sub tensiune a înf ăşur ării primare, apare curentul de şoc de magnetizare, care poate avea valori mult mai mare decât curentul nominal al transformatorului.  Pentru transformatoarele prev ăzute cu dispozitive de reglare sub sarcin ă a tensiunii, relaţia dintre curenţii primari nu mai este determinat ă de un raport constant de transformatoare ci de un raport variabil. Fiecare dintre aceste particularit ăţi ale transformatoarelor impun adoptarea unor  soluţii pentru eliminarea sau diminuarea consecin ţelor asupra performan ţelor PDL. a. Compensarea inegalit ăţii curenţilor. În condiţiile în care curen ţii primari  I  p , I  s

ai transformatorului protejat nu sunt egali, transformatoarele de curent ale PDL trebuie alese astfel încât curen ţii secundari s ă fie egali.

Presupunând regimul de func ţionare normal, deoarece:  I  s1 

 I  p1 ntc1

 I  s 2 

 I  p 2 ntc 2

şi ţinând cont de faptul c ă, pentru ca PDL s ă nu acţioneze trebuie ca  I  s1= I  s2, rezultă: ntc 2  I  p 2   N  ntc1  I  p1

Pentru asigurarea egalit ăţii curenţilor secundari ai TC din PDL a transformatoarelor, condi ţie necesar ă pentru obţinerea unei sensibilităţi ridicate a  protecţiei, este necesar ca raportul rapoartelor de transformare ale celor dou ă TC să fie egale cu raportul de transformare al transformatorului protejat. Această condiţie nu poate fi întotdeauna îndeplinit ă datorită faptului că rapoartele de transformare ale TC sunt normalizate. Dup ă alegerea TC, se verific ă diferenţa curenţilor  secundari: a. Dacă este îndeplinită condiţia:  I  s 2  I  s1  0,05 I  s1

39

nu se adoptă nici o soluţie de egalizare a curen ţilor secundari. Componenta curentului de dezechilibru determinată de inegalitatea curenţilor secundari se va considera în rela ţia de calcul a curentului de dezechilibru al PDL.  b. Dacă  I  s 2  I  s1  0,05 I  s1

se folosesc metode de egalizare, iar în calculul curentului de dezechilibru nu se consider ă componenta datorat ă inegalităţii curenţilor secundari.  Metodele de egalizare utilizate sunt.  Introducerea unui autotransformator (AT), cu raport de transformare n AT 

reglabil.

Acesta permite îndeplinirea condi ţiei de neacţionare a PDL pusă sub forma: ntc 2 n AT   N  ntc1

 Folosirea transformatoarelor cu satura ţ ie rapid ă (TSR) cu bobină de egalizare cu

număr de spire reglabil

Dacă este asigurată condiţia: weg  I  s 2  w1  I  s1  I  s 2  sau:

w

eg 

 w1  I  s 2  w1 I  s1

solenaţiile determinate de cele dou ă bobinaje primare parcurse de curen ţii  I  s2 şi respectiv  I  s1- I  s2 sunt egale şi opuse, deci fluxul magnetic în miez este nul (în regim normat de funcţionare). În consecin ţă tensiunea indusă în secundarul TSR este nul ă.  Numărul de spire necesar al înf ăşur ării de egalizare este: weg   w1

 I  s1  I  s 2  I  s 2

Pentru PDL a transformatoarelor cu trei înf ăşur ări TSR au două înf ăşur ări de egalizare.  b. Compensarea defazajului curen ţilor. În cazul în care transformatorul protejat are conexiunea Yd, atunci între curen ţii de intrare şi ie şire din transformator exist ă un defazaj de 30° sau multiplu de 30°. Acest defazaj, care se p ăstrează şi între curenţii secundari, trebuie compensat prin modul de conectare al înf ăşur ărilor secundare ale TC, astfel: secundarele TC de pe înf ăşurarea în triunghi a transformatorului se conecteaz ă în stea, iar  40

cele de pe înf ăşurarea în stea a transformatorului se conecteaz ă în triunghi, cu aceea şi grupă de conexiuni ca şi a triunghiului transformatorului protejat.

Datorită conexiunii în triunghi a secundarelor, prin circuitul diferen ţial circulă un curent de 3 ori mai mare decât curentul din secundarele TC; datorit ă acestui fapt raportul lor de transformare se alege cu rela ţia: n IC 1 

 I  p  I  s

 K  sch

unde; K  sch = 3 este un coeficient de schem ă;  I  p este curentul primar prin înf ăşurarea în stea a transformatorului protejat;  I  s este curentul secundar al TC prin înf ăşur ările conectate în triunghi. c. Problema curentului de şoc de magnetizare. La punerea sub tensiune a transformatorului protejat sau la lichidarea unui scurtcircuit exterior pe o ramifica ţie spre sursa de alimentare, apare un curent de soc de magnetizare, care poate atinge o valoare foarte ridicat ă, de (68) I n , comparabil ă cu un curent de scurtcircuit şi care circulă numai prin înf ăşurarea primar ă a transformatorului. Valoarea curentului de şoc de magnetizare depinde de valoarea instantanee a tensiunii în momentul închiderii contactelor întrerupătorului: este maximă dacă închiderea contactelor are loc la trecerea  prin zero a tensiunii şi minimă la trecerea printr-un maxim al tensiunii. Pentru un transformator trifazat, curentul de şoc de magnetizare are valoare mare pe una sau dou ă faze şi mai redusă pe celelalte două sau pe a treia.

41

Curentul de şoc de magnetizare are o structur ă complex ă, semnificative fiind următoarele componente:   periodică de frecvenţă 50 Hz, care se amortizeaz ă până la valoarea curentului de magnetizare de regim permanent adic ă (35)% I n;  aperiodică, de valoare maximă (4060)% din valoarea maxim ă a componentei  periodice, cu o amortizare rapidă în primele 2-3 perioade şi o amortizare lentă în continuare; durata total ă a acestei componente poate atinge câteva secunde;   periodică de frecvenţă dublă (armonica a doua, 100 Hz), de valoare pronun ţată, (3070)% din componenta fundamental ă;   periodice de diferite frecvenţe: armonica a treia -27%, a patra -5%, a cincea 4%, a şasea - 3,7% din unda fundamentală. Armonicele a treia şi multiplu de 3 se închid prin înf ăşurarea în triunghi a transformatorului protejat şi prin conexiunea în triunghi a secundarelor TC. Curentul de şoc de magnetizare circul ă numai prin .înf ăşurarea primar ă a transformatorului protejat, deci numai prin TC conectate la aceast ă înf ăşurare şi ca urmare, dacă nu se iau măsuri speciale, este posibilă acţionarea greşită a protecţiei diferenţiale. Dintre măsurile care pot fi adoptate în acest scop sunt:  temporizarea PDL pe durata existen ţei curentului de şoc de magnetizare, metod ă care afectează una din calităţile esenţiale ale protecţiei diferenţiale - rapiditatea;  utilizarea TSR care blocheaz ă acţionarea PDL pe durata existen ţei componentei aperiodice a curentului de şoc de magnetizare;  utilizarea releelor cu caracteristic ă de frânare, bazate pe m ăsurarea şi prelucrarea armonicii a doua, cu care se elaboreaz ă o mărime de frânare suplimentar ă.

42

Calculul curentului de dezechilibru al PDL a transformatoarelor  se bazează pe considerarea componentelor semnificative ale acesteia, dup ă cum urmează: m Componenta curentului de dezechilibru  I dez  TC  determinată de neidentitatea transformatoarelor de curent ale PDL şi evident şi de comportarea neidentic ă a acestora. La PDL a transformatoarelor, aceast ă componentă este mai mare decât pentru alte PDL (motoare, generatoare) întrucât transformatoarele de curent de la extremit ăţile zonei  protejate sunt de tipuri diferite, cu rapoarte de transformare de asemenea diferite, iar  secundarele sunt conectate în scheme de conexiuni diferite. Aceast ă component ă se calculează cu relaţia:  I dezTC max  K id  K aper  f i I  sc max ext 

unde: K id  =1; aper = 1 în cazul PDL cu TSR   K aper  = 2, în cazul PDL f ăr ă TSR;  f i = 0,l. Componenta curentului de dezechilibru  I dez  eg , datorat fie absenţei egalizării în ■ condiţiile în care eroarea este sub 5%, fie egaliz ării imperfecte datorită reglajului discontinuu al dispozitivului de egalizare folosit (prin trecerea de pe o spir ă pe alta) şi care se evaluează prin:  K 

 I dezeg max 

 f eg [%]

100

 I  sc max ext 

unde f eg este diferenţa relativă a curenţilor secundari, exprimată în procente sau componenta necompensat ă prin alte metode. În cazul în care transformatorul protejat este prev ăzut cu dispozitiv de reglare sub sarcină a tensiunii, apare în plus o component ă I dezregmax deoarece pentru reglarea tensiunii se modifică raportul de transformare al transformatorului protejat şi deci raportul dintre curenţii primari de la extremit ăţile zonei protejate. Aceast ă componentă se calculează cu relaţia:  I dezreg max 

U [%]

100

 I  sc maxext 

unde AU% este domeniul maxim de varia ţie al tensiunii, exprimat în procente. În practic ă se întâlnesc valori pân ă la ± ΔU% = ± 15%. Datorită caracterului aleator al valorilor  şi defazajelor componentelor curentului de dezechilibru, se consider ă cazul cel mai dezavantajos în care acestea sunt maxime şi în fază. Curentul de dezechilibru maxim calculat al PDL a transformatoarelor cu dou ă înf ăşur ări se determină ca sumă algebrică a componentelor anterioare:  f eg [%] U [%]   I   100 100    sc max ext    Curentul de pornire al protec ţiei trebuie desensibilizat în raport cu curentul de  

 I dez max calc   K id  K aper  f i 

dezechilibru maxim calculat:  I  pp  K  sig  I dez max calc

unde K  sig = 1,21,5.

43

6. PROTEC ŢIA REŢELELOR ELECTRICE ÎMPOTRIVA DEFECTELOR MONOFAZATE 70% dintre defectele LEA sunt defecte monofazate. Deci, este important s ă se caute cele mai eficiente măsuri pentru a elimina aceste defecte şi s ă menţină astfel continuitatea în serviciu a reţelei. Schema defect monofazat într-o re ţea este dată în figura următoare. 1 2 3 U  I  f   R

C  A

Linia A cu defect  Z  N 

 I rA

Linia B f ăr ă defect

 I  N   I rB

C  B

C     Fig 6.1. Defect monofazat într-o re ţea C  A: capacitatea homopolar ă a liniei A (cu defect); C  B: capacitatea homopolar ă a liniei b; V : tensiunea de faz ă;  Z  N : impedanţa de tartare a neutrului; C : capacitatea homopolar ă totală a reţelei; C   =C-(C  A+C  B ); R: rezistenţa de defect.

Se poate obţine: a. curentul de defect:  I  f  

1  3 j Z  N C   U   Z  N   R  3 j Z  N  RC  

(6.1)

 b. curentul prin legătura la masă a neutrului transformatorului  I  N  

1 U   Z  N   R  3 j Z  N  RC  

(6.2)

c. tensiunea rezidual ă pe sistemul de bare: 3 Z  N  V r   U 1  U 2  U 3  3U 0   U   Z  N   R  3 j Z  N  RC  

(6.3)

d. curentul rezidual pe linia f ăr ă defect: 3 jC  B   Z  N   I rB  3 jC  B  V 0   U   Z  N   R  3 j Z  N  RC  

(6.4)

e. curentul rezidual pe linia cu defect: 1  3 jC  C  A   Z  N 

 I rA  3 jC  A U 0  I  f  

(6.5)

U   Z  N   R  3 j Z  N  RC  

Înlocuind  R prin  R+Z  L pentru a reflecta prezen ţa posibilă a unei linii între surs ă şi poziţia defectului, se poate construi un circuit echivalent:

44

 I  f 

U

 R

 Z  L

3C  A

 I  N  U 0

3C  B

3C   

 Z  N 

 Fig 6.3. Schema echivalentă de defect U 0: Tensiunea homopolar ă pe sistemul de bare. Impedanţa de legare la p ământ  Z  N  are o parte real ă şi o parte reprezentată sub forma unei reactan ţe X  N  în paralel cu o rezistenţă R N .  I  N 

 I  f   R

 Z  L

V 

3C 

imaginar ă, deci poate fi

 I C   R N 

 X  N 

V 0

 Fig 6.4. Schema echivalentă simplificată

Din acest circuit echivalent se poate ob ţine diagrama fazorial ă care permite vizualizarea mărimilor electrice care pot fi m ăsurate în staţie :

 I C 

 I  f 

 I rA

 U 0  I rB

U 0  R N 

 I  N 



U 0  jX  N 

 Fig 6.5. Diagrama fazorială de defect

Curenţii care circul ă prin linii sunt mărimile care permit s ă se determine poziţia defectului. Astfel, principalele tipuri de protec ţie care pot fi luate în considerare sunt: -protecţia de curent care analizeaz ă nodulul curentului rezidual pe linie şi îl compar ă cu un anumit prag sau cu modulul curentului rezidual pe alte linii ; -protecţia direcţională care analizează defazajul dintre curentul rezidual pe linie şi curentul I N ( I rA este defazat înainte fa ţă de I  N  iar  I rB în urmă) sau dintre curentul rezidual  pe linie şi U0 ( I rB este defazată cu



înainte faţă de U0) 2 -protecţia de putere activ ă homopolar ă, care detectează circulaţia de putere activă homopolar ă pe linie (nu exist ă putere activă pe liniile f ăr ă defect) -protecţia de putere reactiv ă homopolar ă, care examinează sensului de circula ţie al puterii reactive homopolare sau, eventual, modulul acesteia.

45

3. Coordonarea protec ţiilor cu regimul de tratare al neutrului Din punct de vedere al compatibilit ăţii dintre sistemul de protec ţie şi diferitele tipuri de tratare a neutrului, se poate distinge urm ătoarele tipuri de punere la p ământ a neutrului re ţelei : a. neutru izolat;  b. neutru legat la pământ prin rezisten ţă :  R    1  1   X  3 10  

c. neutru legat la p ământ prin reactan ţă:

 

 R 3  X 

-reţea supracompensat ă: 1  X  (în general 1  2 X  ) C  

-reţea compensată: 1  X  şi C  

C  

 R  20  X 

-reţea cu neutrul legat la p ământ prin bobin ă de stingere: 1   X  t C  

 R  20  X 

-reţea subcompensată: 1  X  ( în general 1  X  ) C   C   2

Reţea cu neutru izolat În acest caz, nu exist ă curent I  N  (figura 6.6). Curentul de defect  I  f  este produs de capacit ăţile homopolare din ansamblul re ţelei Atunci când capacitatea homopolare total ă a reţelei este inegal distribuită între linii, utilizarea protecţiei maximale de curent nu asigur ă selectivitatea. În plus, I rA este defazat în urma lui U 0 cu



. 2 Putem folosi, prin urmare, protec ţii de direcţie sau de protec ţie de putere reactiv ă reziduală (prin examinarea semnului acestei puteri). Din contr ă, protecţiile de putere activă reziduală nu vor conduce la niciun rezultat (puterea activ ă reziduală este întotdeauna zero)  I C   I  f   I rA U 0  I rB  Fig 6.6 

Diagrama fazorială a defectului pentru o re ţea cu neutru izolat

Reţea cu neutrul legat la p ământ prin rezistenţă Modulul curentului rezidual pe linia cu defect  I rA este, în general, mult mai mare decât curentului rezidual pe o linie f ăr ă defect I rB (Figura 6. 7). Se pot deci folosi protec ţii de curent.  I  f 

 I C 

 I rA

U 0  I rB

 I  N 

=

U 0

 R N 

 Fig 6.7. Diagrama fazorială a defectului  pentru o reţea cu neutru legat la p ământ prin rezisten ţă

46

 Nu pot fi folosite: - protecţia direcţională: unghiul dintre  I rA şi  I rB fiind întotdeauna important, între 70° şi 180° ; - protecţii de putere activ ă reziduală, ca urmare a efectului rezisten ţei de legare la p ământ. Dimpotrivă, analiza puterii reactive rezidual ă nu permite detectarea plec ării cu defect pentru orice structur ă a reţelei. În cazul special al unei re ţele slab capacitivă, IrA este defazată înainte în raport cu U 0 cu un unghi mai mic de 180°. Astfel, puterea reactivă pe plecarea cu defect are de acela şi semn ca puterile reactive de pe  plecările f ăr ă defect şi pot avea acela şi ordin de m ărime.

Reţea supracompensată Pentru aceleaşi motive ca şi în cazul unei reţele cu neutrul legat la p ământ prin rezisten ţă  poate fi folosit protecţii maximale de curent  I rA fiind în general mult mai mare decât  I rB (figura 6.8).  I C 

U 0  I rB  I  f   I rA  I  N   Fig 6.7.

Diagrama fazorială a defectului pentru o re ţea supracompensat ă

Defazajul dintre I rA şi I rB este scăzut, fiind cuprins: - între 16 şi 10 pentru Q=10; - între 18  şi 34 pentru Q=3. Utilizarea puterii reactive rezidual ă va da rezultate mai slabe decât folosirea unor protec ţii de curent. În plus, protec ţia direcţională nu poate da rezultate bune decât în cazul în care factorul de calitate al bobinei conectat la neutru al transformatorului este sc ăzut. Pentru a obţine un defazaj mai mare de 10° între  I rA şi  I rB, care este un minimum pentru funcţionarea corespunz ătoare a sistemului de protec ţie trebuie ca factorul de calitate Q s ă fie mai mic de 6.

47

Reţea compensată Utilizarea protecţiei maximale de curent nu este compatibil ă cu acest tip de tratare a neutrului , cu excep ţia cazului în care factorul de calitate al bobinei este mic (Q<3) şi capacităţile homopolare pe fiecare plecare sunt, de asemenea, reduse. Pe de alt ă parte, curentul rezidual care circulă pe plecarea cu defect riscă să fie mai mic decât pe o plecare f ăr ă defect.

 I C 

 I  f   I rA

U 0  I rB

 I  N   Fig 6.9. Diagrama fazorială pentru o re ţea compensată

Mai mult, defazajul  I rA faţă de U 0 depinde foarte mult de caracteristicile re ţelei (variind între 100° şi 250° pentru un factor de calitate al bobinei egal cu 10). Prin urmare, nu ne putem folosi de protec ţie putere rezidual ă reactivă în acest caz. În plus, utilizarea protec ţiei direcţionale poate da rezultate satisf ăcătoare doar dacă factorul de calitate Q al bobinei este suficient de mic (Q<5) pentru a asigura un defazaj minim necesar  între I rA şi I rB. În cele din urmă, utilizarea unei protec ţii de putere activ ă reziduală va da rezultate bune în aceleaşi condiţii ca în cazul reţelelor de supracompensate (Q<10 sau 20).

Reţele subcompensate Putem folosi aici protec ţii de curent, modulul lui  I rA fiind, în general, mult mai mare decât modulul lui I rB (figura 6. 10). În plus, utilizarea unei protec ţii de putere activ ă reziduală va da rezultate bune în acelea şi condiţii ca şi pentru alte tipuri de re ţele cu neutrul legat la p ământ prin reactan ţă (Q<10 sau 20).

 I C 

 I  f 

U 0  I rB

 I rA  I  N 

 Fig 6.10. Diagrama fazorială de defect pentru o re ţea subcompensat ă

În sfâr şit, I rA este defazat în urm ă în raport cu U 0 cu un unghi de circa



. Se pot folosi, 2  prin urmare, protecţii direcţionale sau protec ţii de putere reactive reziduale, prin examinarea semnului acestei puteri. 48

7. AUTOMATIZĂRI ÎN REŢELELE ELECTRICE ANCLANŞAREA AUTOMATĂ A ALIMENTĂRII DE REZERVĂ (AAR) Schemele de alimentare a consumatorilor sunt astfel concepute încât alimentarea acestora să se poată realiza pe două căi de alimentare, de la aceea şi sursă sau de la surse diferite. În general, în regim normal, consumatorii se alimenteaz ă pe o singur ă cale, numită cale normal ă (principal ă ) de alimentare, şi numai în caz de avarie a acesteia, ei sunt trecu ţi, automat, de c ătre instalaţia de AAR, pe cea de-a doua cale (la cealalt ă sursă), numită cale de alimentare de rezervă, care poate reprezenta rezerv ă pentru o grup ă sau mai multe grupe de consumatori,  prevăzute fiecare cu câte o cale normal ă proprie de alimentare.

La întreruperea aliment ării date de oricare din transformatoarele T1 sau T2 se conecteaz ă automat întreruptorul lui Tr. Se prevede AAR: - în toate centralele şi staţiile electrice, pentru a asigura continuitatea în alimentare a consumatorilor de servicii proprii; - pentru restabilirea aliment ării consumatorilor din instala ţiile electrice de distribu ţie cu tensiuni până la 110 kV inclusiv, pentru conectarea automat ă a unei căi de rezerv ă în cazul declanşării căii normale de alimentare. Impulsul iniţial de acţionare a AAR poate fi dat de varia ţia unor mărimi neelectrice, de exemplu, la scăderea presiunii apei din conducta principal ă de alimentare a cazanelor, într-o termocentrală, se conectează automat motorul pompei de rezerva. AAR trebuie să îndeplinească următoarele condiţii : -să acţioneze numai după deconectarea circuitului de alimentare normal ă; -să fie rapidă, pentru ca întreruperea s ă afecteze cât mai puţin receptoarele (motoarele sincrone să se poată resincroniza, motoarele asincrone s ă fie capabile de autopornire etc.); -să aibă o temporizare suficient ă, în special la tensiuni peste 110 kV, pentru asigurarea deionizarii spaţiului în care s-a produs arc electric în caz de scurtcircuit ; -să nu se repete anclan şarea la defecte persistente. Schemele AAR pot fi: -mecanice (la care întreruptorul aliment ării de rezervă este anclanşat cu ajutorul unui dispozitiv mecanic - greutate sau resort); -electrice (la care întreruptorul este anclan şat cu dispozitive de ac ţionare electromagnetice sau pneumatice). La schemele electrice, curentul operativ poate fi continuu sau alternativ, în funcţie de importanta sta ţiei. AAR se utilizează şi în reţelele de distribu ţie sau la serviciile interne ale centralelor şi staţiilor electrice.

49

Moduri de aplicare a sistemelor de AAR  AAR se poate prevedea pe transformatoare, linii, cuple etc. În figura al ăturată se prezintă cele mai des situaţii de AAR întâlnite în exploatare. În figurile a şi b, linia reprezint ă calea normală de alimentare , iar linia calea de rezerv ă. În figura d transformatorul este în rezerv ă, iar în figura f, transformatorul . În figurile c şi e, fiecare secţie de bare reprezint ă rezervă pentru cealaltă. Întreruptoarele care sunt deschise în funcţionare normală sunt haşurate.

Condiţiile de pornire şi acţionare a instalaţiilor de AAR  Pornirea automaticii de AAR se realizeaz ă în următoarele condiţii:  P1) La declan şarea întreruptorului de pe calea de alimentare normal ă (transformator, linie) a barei asigurate prin AAR. La declanşarea prin protecţie a întreruptorului elementului de pe calea de alimentare normal ă, în reţelele electrice de importan ţă deosebită unde există întreruptoare foarte fiabile - la care refuzul de declan şare, practic, este imposibil - în scopul realiz ării AAR cu pauz ă foarte scurtă (timpul de la declanşarea întreruptorului de pe calea normal ă până la închiderea celui de  pe calea de rezerv ă), se comandă simultan atât bobina de declan şare a întreruptorului de pe calea normal ă cât şi cea de anclan şare a întreruptorului de pe calea de rezerv ă, condiţia de pauză AAR  foarte scurtă fiind îndeplinită dacă timpul de închidere este mai mare cu cel pu ţin două perioade

decât timpul de întrerupere).  P2) La scăderea tensiunii pe bara alimentat ă prin calea normal ă. Pornirea AAR trebuie blocat ă, dacă sesizarea dispariţiei tensiunii se datorează declanşării întreruptorului automat din circuitele secundare de tensiune sau arderii siguran ţelor pe partea secundar ă, respectiv primar ă a transformatoarelor de tensiune care m ăsoar ă tensiunea pe bar ă. De asemenea pornirea AAR va fi blocat ă, în cazul în care calea de alimentare normal ă este deconectată ca urmare a unei ac ţiuni a dispozitivului DAS.  P3) La comanda de închidere voit ă , de către personal, a întreruptorului căii de rezervă. Comanda de închidere se va da cu controlul condi ţiilor de sincronism, iar dup ă aceea se va comanda automat declan şarea întreruptorului aliment ării normale. Dacă acesta refuză să declanşeze într-un timp prestabilit, se va comanda automat declan şarea întreruptorului de pe calea de rezervă.

50

De regulă, pornirea AAR, se realizeaz ă pe baza criteriilor  P1 şi P2. În cazul în care ambele căi (normală şi de rezervă) au aceeaşi sursă de alimentare, se admite ca pornirea AAR pe  baza criteriului P2 să nu fie prev ăzută, De asemenea, în cazurile în care pornirea AAR pe baza scăderii tensiunii conduce la timpi de ac ţionare prea mari, se recomand ă complectarea criteriului P2 şi cu alte condiţii: scăderea frecvenţei (cu controlul frecven ţei pe calea de rezerv ă), schimbarea sensului puterii sau al curentului etc.

Acţionarea automaticii de AAR trebuie s ă aibă loc cu îndeplinirea următoarelor condiţii:  A1)  Anclan şarea întreruptorului de pe calea de rezervă trebuie să se facă după declan şarea celui de pe calea normal ă de alimentare. Se admite succesiunea invers ă numai dacă pornirea AAR s-a realizat pe baza criteriului P3.  A2)  La pornirea AAR pe baza criteriului  P1 , anclan şarea întreruptorului de pe calea de rezervă , de regul ă , va fi rapid ă (cu pauză AAR scurtă). În cazul în care func ţionarea rapidă poate conduce la apari ţia unui şoc de curent periculos se va adopta o temporizare scurt ă sau se va introduce fie controlul tensiunii remanente pe bara asigurată prin AAR, fie controlul diferen ţei fazorilor de tensiune de pe bar ă şi calea de rezerv ă. În cazul în care, la bara asigurat ă prin AAR, sunt conectate motoare sincrone, generatoare de mică putere sau baterii de condensatoare, se va prevedea comanda declan şării prin protecţie a acestora, o dat ă cu separarea de sursa normal ă de alimentare, înaintea conect ării căii de rezervă, care se va realiza cu o scurtă întârziere.  A3)  La pornirea AAR pe baza criteriului  P2 , ac ţ ionarea automaticii AAR se va produce numai dacă pe calea de rezervă este tensiune de valoarea normal ă. Acţionarea va avea loc în dou ă etape, şi anume: a) în prima etapă se va comanda, cu temporizare, declan şarea întreruptorului de pe calea normal ă de alimentare;  b) în etapa a doua se va comanda anclan şarea întreruptorului de pe calea de rezerv ă, în condiţiile prevăzute la punctul A2. Temporizarea din prima etap ă va fi mai mare decât: - timpii de ac ţionare ai protecţiilor împotriva scurtcircuitelor prev ăzute pe elementelor  racordate, în aval, la bara asigurat ă prin AAR; - durata de pauz ă RAR a căii (liniei) de alimentare normală; - timpul de ac ţionare al instalaţiilor AAR din amonte, pe calea de alimentare normal ă.  A4) La ac ţ ionarea AAR, întreruptorul de pe calea de rezervă trebuie să primească numai o singur ă comand ă de anclan şare din partea acestei automatici, adică AAR să funcţioneze cu un singur ciclu, astfel încât, dup ă conectarea căii de rezervă, dacă intervine protecţia acesteia şi declanşează întreruptorul, o nou ă anclanşare a acestuia să nu aibă loc.

Schema bloc a unei instala ţii de AAR  În figura următoare se prezintă schema bloc a unei instala ţii de AAR, unde L 1 reprezintă calea normală de alimentare a barelor colectoare BC şi L2 calea de rezerv ă. Instalaţia de AAR porneşte în următoarele două situaţii: a) dacă elementul U< sesizează scăderea tensiunii pe barele BC sub o anumit ă valoare  prescrisă (criteriul P2);  b) dacă declanşează întreruptorul (criteriul P1). Acţionarea instalaţiei de AAR are loc în modul următor: Când elementul U< sesizeaz ă scăderea tensiunii pe barele BC sub valoarea prescris ă (cazul a), iar elementul U> sesizeaz ă prezenţa tensiunii pe calea de rezerv ă L, după temporizarea  produsă de elementul T 1, dacă elementul I sesizează lipsa curentului de scurtcircuit (deci dac ă scăderea tensiunii se datoreaz ă unor cauze externe şi nu unui scurtcircuit pe barele BC sau la unul din consumatorii C i, care va fi rezolvat de protec ţiile proprii circuitelor respective), se d ă comandă de declanşare la întreruptorul  I 1, după care, f ăr ă temporizare, se comandă declanşarea unora din circuitele C i (motoare sincrone, generatoare de mic ă putere sau baterii de 51

condensatoare) şi cu o mică temporizare produs ă de elementul T 2 (dacă la barele BC sunt racordate tipurile de circuite C i necesar a fi deconectate, în caz contrar elementul T 2 lipseşte) se comandă anclanşarea întreruptorului  I 2. Când întreruptorul  I 1 declanşează în urma unei comenzi voite sau automate (cazul b), f ăr ă temporizare sau cu o mic ă temporizare produs ă de elementul T 2 (dacă instalaţia este prevăzută cu acest element de temporizare), se comandă anclanşarea întreruptorului  I 2 (acţionare rapidă). Dacă întreruptorul  I 1 este comandat automat de c ătre protecţie ca urmare a unui scurtcircuit pe barele BC, iar scurtcircuitul este trec ător, după anclanşarea întreruptorului  I 2 se restabileşte alimentarea consumatorilor  C i . Dacă scurtcircuitul este persistent, dup ă anclanşarea întreruptorului  I 2  protecţia acestuia sesizează scurtcircuitul şi comandă declanşarea lui, iar elementul de blocaj B nu mai permite ca întreruptorul  I 2 să mai primească o nouă comandă de anclanşare. Deci în acest caz instalaţia de AAR, prin jocul acestor dou ă întreruptoare, realizează funcţia unui RAR simplu.

În exploatare se pot întâlni instala ţii de AAR, fie realizate cu elemente disparate a c ăror  structur ă se bazează pe schema bloc prezentat ă, fie dispozitive destinate special scopului funcţiilor AAR sau care cumuleaz ă mai multe funcţii. Indiferent de modul de realizare, în sta ţie se prevede posibilitatea punerii şi scoaterii din func ţiune a automaticii de AAR, iar regimul ales să fie vizibil pentru personalul de exploatare.

52

REANCLANSAREA AUTOMATA RAPIDA (RAR) Reanclanşarea automată rapidă (RAR), constă dintr-o instalaţie complexă care realizează reanclanşarea automată a unui întreruptor declan şat prin protecţie, după un timp relativ scurt (după pauza de RAR), timp necesar pentru a se asigura, prin întreruperea tensiunii, stingerea arcului electric produs la locul defectului. RAR se utilizează în scopul restabilirii rapide a aliment ării consumatorilor sau a interconexiunilor dintre sisteme sau din interiorul unui sistem electroenergetic. Scopul este atins în cazul unor defecte trec ătoare, care la restabilirea aliment ării zonei afectate este posibil s ă nu să mai producă Principiul de funcţionare a unei instalaţii de RAR  Schema bloc a unei instala ţii de RAR este dată în figura următoare.

Elementul de pornire EP este realizat, fie dintr-un releu intermediar care sesizeaz ă declanşarea întreruptorului prin protec ţie (acţionat pe calea “a”), fie este chiar releul final al  protecţiei (calea “b”), iar elementul de execu ţie EE este un releu intermediar prin care se d ă comanda de anclan şare a întreruptorului. Blocul de prelucrare şi decizie BPD este realizat din releul de control al sincronismului RCS şi/sau al prezenţei tensiunii RCU (acolo unde este cazul) şi diverse elemente ale dispozitivului de RAR destinate prelucr ării logice a semnalelor BPLS, legate într-o anumită conexiune între ele precum şi cu alte elemente ale circuitelor de comand ă şi  protecţie ale întreruptorului. Instalaţia funcţionează în modul următor: La declanşarea întreruptorului I de către protecţie, prin intermediul elementului de  pornire EP se pune în funcţiune releul de control al sincronismului RCS şi/sau al prezenţei tensiunii RCU (când exist ă), care verifică păstrarea sincronismului sistemelor ce urmeaz ă a se cupla prin închiderea întreruptorului I, respectiv prezenţa tensiunii pe bare şi dacă condiţiile impuse de acestea sunt îndeplinite pe timpul pauzei de RAR creat ă de BPLS, elementul de execuţie EE dă comanda de anclan şare la întreruptor. Ciclul de operaţii efectuat de un întreruptor în cazul unui RAR reu şit va fi: D-PR  T-RAR  A-RAR, iar dacă operaţia de reanclanşare nu reuşeşte (RAR nereu şit): D-PR  T-RAR  A-RAR  D-PR, unde: D-PR reprezint ă declanşare întreruptor prin protec ţie, T-RAR - pauza de RAR (poate fi de: [0,05 ... 0,15] s - RAR ultrarapid; [0,15 ... 1,5] s - RAR rapid; mai mare de 1,5 s - RAR lent), iar  A-RAR - anclanşare întreruptor prin RAR. 53

Sistemul RAR care efectueaz ă ciclul specificat mai sus este un sistem RAR cu ac ţiune simplă (RAR simplu). În tehnica sistemelor electroenergetice se utilizeaz ă şi sisteme cu acţionare repetată, de obicei dublă, care efectuează următorul ciclu de opera ţii: D-PR  T1-RAR  A-RAR  D-PR  T2-RAR  A-RAR, în cazul unui RAR reu şit, respectiv: D-PR  T1-RAR  A-RAR  D-PR  T2-RAR  A-RAR  D-PR, în cazul unui RAR nereu şit. Se precizează că între cele două pauze de RAR (T1-RAR  şi T2-RAR) trebuie s ă fie îndeplinită condiţia T1-RAR < T2-RAR (T2-RAR poate fi de 15 - 20 s), iar dac ă defectul a fost eliminat după prima pauză de RAR (T1-RAR) nu va mai urma o nou ă declanşare de către  protecţie. Se numeşte timp de RAR (sau pauz ă RAR) intervalul de timp în care linia r ămâne f ăr ă tensiune şi care se defineşte prin rela ţia: t  RAR=t aî +t  s t aî  – timpul de anclan şare al întreruptorului; t  s – timpul reglat al schemei. Pe de o parte, timpul de RAR trebuie s ă fie suficient de lung pentru a asigura condi ţiile de stingere a arcului electric de la locul de defect iar, pe de alt ă parte, trebuie s ă fie suficient de mic astfel încât consumatorii s ă nu simtă întreruperea aliment ării cu energie electrică. Timpul necesar deioniz ării depinde de mai mul ţi parametri dintre care cei mai importan ţi sunt tensiunea nominal ă a instalaţiei şi tipul RAR-ului (monofazat sau trifazat). t  [ms]

M

400 300 200 100

T 100

150

U n

200

[kV]

În cazul RAR-ului monofazat (curba notat ă cu M pe figur ă) pauza trebuie să fie mai mare datorită cuplajului capacitiv cu fazele s ănătoase r ămase sub tensiune: curenţii capacitivi datoraţi fazelor conectate la re ţea şi care circulă prin arcul electric men ţin ionizarea coloanei de arc şi creează condiţii pentru reaprinderea acestuia la reconectare dac ă pauza este prea mică. U n [kV]

tRAR [ms]

20 0,06 0,08

110 0,11 0,16

220 0,27 0,35

400 0,4 0,5

Probabilitate de reu şită 50% 95%

Pentru tensiunile de 220 şi 400 kV, datorit ă pauzei RAR de valoare mare trebuie analizată utilitatea RAR-ului în func ţie de timpul în care protec ţia elimină scurtcircuitul. Dacă durata scurtcircuitului este mai mare de 0,2 s RAR-ul este inutil din punct de vedere al stabilit ăţii sistemului.

Dispozitive RAR utilizate în SEN De cele mai multe ori dispozitivele de RAR comand ă reanclanşarea tuturor celor trei faze, în exclusivitate când întreruptorul este prev ăzut cu dispozitiv de ac ţionare tripolar, când  poartă denumirea de dispozitive de reanclan şare rapid ă trifazat ă (RART). În reţelele cu neutrul direct legat la p ământ unde se pot produce scurtcircuite monofazate, iar întreruptoarele sunt prev ăzute cu dispozitive de ac ţionare monopolare, se obi şnuieşte utilizare unor dispozitive de RAR care pot comanda reanclan şarea unei singure faze (faza pe care s-a 54

 produs scurtcircuitul), când dispozitivul de RAR poart ă denumirea de dispozitive de reanclan şare rapid ă monofazat ă (RARM). În acest caz întreruptoarele respective sunt prev ăzute cu protecţii care selectează faza avariată şi comandă numai declanşarea acesteia. Dispozitivele de RARM pot fi: - cu declanşare definitivă monofazată (adică, în situaţia unui RAR nereu şit, lasă circuitul în două faze); - cu declanşare definitivă trifazată (adică, în situaţia unui RAR nereu şit, în final sunt deconectate toate fazele). Există şi dispozitive de RAR cu anclan şare mono/trifazată (RARMT) la care scurtcircuitele monofazate vor fi deconectate şi reanclanşate monofazat, iar cele polifazate, deconectate şi reanclanşate trifazat.

Scheme de RAR utilizate în SEN Din punctul de vedere al coordon ării dispozitivelor de RAR cu protec ţia prin relee se pot întâlni scheme de RAR  necoordonate (cazul cel mai des întâlnit) şi scheme de RAR  coordonate, care la rândul lor pot fi: - scheme de RAR cu accelerarea func ţionării protecţiei înainte de funcţionarea RAR, în care caz prima declan şare de către protecţie se face rapid, respectiv netemporizat (neselectiv)  pentru întreaga zonă protejată, iar după acţionarea RAR, dacă defectul persistă (RAR nereuşit),  protecţia acţionează temporizat (selectiv); - scheme de RAR cu accelerarea func ţionării protecţiei după funcţionarea RAR, şi ca urmare prima declan şare prin protec ţie se va face temporizat, iar dup ă funcţionarea RAR în caz de RAR nereu şit, a doua acţionare a protecţiei se face netemporizat. Condiţii impuse instalaţiilor de RAR  Indiferent de varianta de realizare a schemei electrice de RAR  şi de dispozitivul de RAR  utilizat, pentru o func ţionare corectă a ansamblului protec ţie - dispozitiv de RAR - întreruptor, este necesar să fie respectate următoarele condiţii principiale impuse de exploatare: - RAR să nu intre în func ţiune la declanşarea voită (de către operator) a întreruptorului, ci numai la declanşarea acestuia de c ătre protecţie; - RAR să nu intre în funcţiune când declan şarea prin protec ţie urmează imediat după o comandă de anclanşare voită; - dispozitivul de RAR s ă poată fi folosit cu orice tip de protec ţie, dar să existe  posibilitatea blocării reanclanşării când comanda de declan şare este dată de anumite protec ţii sau automatizări (de exemplu, protec ţia maximală de tensiune, protecţia împotriva pierderii sincronismului, DAS etc.); - releul de execu ţie al dispozitivului de RAR trebuie s ă transmită un impuls suficient de lung pentru anclan şarea sigur ă a întreruptorului, iar acest impuls trebuie transmis dup ă revenirea dispozitivului de acţionare a întreruptorului în pozi ţia necesar ă pentru anclanşare şi după revenirea protec ţiei prin relee; - să existe posibilitatea ca în mod voit (de c ătre operator), prin intermediul unui comutator, dispozitivul de RAR s ă poată fi conectat (în funcţiune) sau deconectat (scos din funcţiune), stări care să fie vizibile pentru personalul de exploatare, iar aceste st ări să nu împiedice funcţionarea corectă a protecţiei; - schema electrică de RAR trebuie realizată astfel încât să fie exclusă posibilitatea unei reanclanşări repetate a întreruptorului pe un scurtcircuit (blocaj împotriva s ăriturilor) din cauza unor defecte în dispozitivul de RAR; - schema electrică de RAR trebuie astfel realizat ă încât să permit ă accelerarea funcţionării protecţiei (în special a protec ţiei de distanţă) şi controlul p ăstr ării sincronismului, acolo unde este cazul;

55

- schema electrică de RARMT trebuie s ă fie astfel realizată încât să permit ă alegerea regimului de RAR - cu anclan şare monofozată sau trifazată - iar regimul ales s ă fie vizibil pentru  personalul de exploatare.

Domeniul de utilizare a instalaţiilor de RAR  Liniile electrice aeriene LEA, datorit ă condiţiilor specifice în care lucreaz ă, sunt cel mai mult supuse deranjamentelor, cele mai multe având un caracter trec ător. Defectele trecătoare sunt reprezentate de conturn ări ale izolaţiei sau str ă pungerea intervalelor de aer sub ac ţiunea supratensiunilor (nu şi str ă pungerii izolaţiei solide). După producerea descărcării supratensiunile, de orice natur ă ar fi, sunt reduse la valori nepericuloase. Sub ac ţiunea arcului electric izolaţia murdar ă sau umedă este cur ăţată şi uscată iar eventualele corpuri exterioare (care au produs scurtcircuitul) sunt distruse. Nu la fel stau lucrurile în cazul liniilor în cablu LEC (subterane), fiindcă în cazul acestora, de obicei, defectele se produc prin distrugerea izola ţiei şi ca urmare sunt permanente. Datele statistice arat ă că 8090% dintre defectele de pe LEA sunt trec ătoare în timp ce pe LEC numai 2 5% defecte au caracter trec ător. Pe această constatare se bazează faptul că RAR, pentru eliminarea scurtcircuitelor  trecătoare, se aplică numai liniilor electrice aeriene sau mixte (linie aerian ă continuată cu linie subterană). Se admite RAR (dup ă declanşarea prin unele categorii de protec ţii) a cablurilor,  barelor, transformatoarelor şi a unor motoare, pentru corectarea neselectivit ăţii protecţiilor. Din statisticile din exploatare a rezultat c ă în 60 90 din declanşările LEA RAR este reuşit după primul ciclu, 510% din RAR dublu ciclu sunt reu şite în timp ce RAR triplu sunt reuşite circa 3%. Pe liniile radiale (cu alimentare de la un singur cap ăt), la capătul de alimentare, se  prevede, de regul ă, instalaţie de RART f ăr ă controlul tensiunilor  şi a sincronismului, integrat ă în echipamentul de protec ţie de bază, iar dacă linia este de medie tensiune, RAR va fi cu ciclu dublu. Pe liniile cu alimentare dubl ă de 110 kV sau de medie tensiune se prevede instala ţie de RART cu controlul tensiunilor  şi sincronismului asigurându-se pornirea ciclului de RAR de la toate protecţiile (de bază şi de rezerv ă dacă există). Pe liniile cu tensiunea de 110 kV sau mai mare, se prevede instala ţie de RARM, când acestea se află în una din urm ătoarele situaţii: - sunt linii unice de leg ătur ă cu sistemul a unor blocuri generator-transformator, sau a unor centrale electrice; - sunt linii unice de alimentare a unor consumatori importan ţi, la care nu este posibil ă restabilirea alimentării prin AAR sau prin alte mijloace. Pe liniile de 220 kV sau mai mult, se prevede instala ţie de RARMT cu controlul tensiunilor şi sincronismului, care, de regul ă, permite alegerea regimului de RAR - cu anclan şare monofozat ă sau trifazată - cu selectarea fazei defecte la RARM, asigurându-se pornirea ciclului de RAR de la toate protec ţiile de bază. Dacă linia realizează interconexiunea unor obiective de importanţă deosebită, pentru situaţia defectării protecţiei de bază care conţine instalaţia de RAR, se recomandă ca cealaltă protecţie de bază să fie prevăzută cu instalaţie proprie de RAR, care se activează numai după scoaterea din funcţiune a primei protec ţii. În cadrul instala ţiilor de conexiuni cu dou ă sisteme de bare colectoare la care revin între unu şi două întreruptoare pe circuit şi a celor poligonale, se prev ăd instalaţii de RAR asociate fiecărui întreruptor, iar în cazul întreruptoarelor cu dou ă elemente (bobine) de anclan şare se recomand ă prevederea a dou ă instalaţii de RAR asociate fiec ărui element de anclan şare.

56

DESCĂRCAREA AUTOMATĂ A SARCINII (DAS) Descărcarea automată a sarcinii (DAS), are rolul ca la sc ăderea sub o anumit ă limită a capacităţii sistemului electroenergetic sau a unei p ăr ţi a lui de a alimenta consumatorii, s ă restabilească, prin reducerea sarcinii consumate, echilibrul între puterile produse şi cele consumate în cadrul sistemului sau al unei p ăr ţi a acestuia. Se are în vedere c ă o funcţionare normal ă a sistemului electroenergetic are loc numai la echilibru între puterea produs ă şi cea consumat ă. Atâta timp cât puterea debitată de generatoare urmăreşte exact variaţiile puterii cerut ă de consumatori, frecven ţa r ămâne aproximativ constat ă (în jurul valorii de 50 Hz), iar tensiunile în nodurile sistemului sunt cele impuse de calitatea energiei. Dac ă apare un deficit de putere (de exemplu, la declanşarea intempensivă a unui generator), echilibrul puterilor este perturbat şi ca urmare frecvenţa în sistem şi tensiunile în unele noduri ale sistemului au sc ăderi importante în raport cu valorile din regim normal. Întrucât conectarea unor agregate de rezerv ă la reţea nu se  poate efectua într-un timp atât de scurt, încât s ă restabilească echilibrul puterilor  şi să înlăture  pericolul destr ămării sistemului electroenergetic (s ă asigure stabilitatea funcţionării sistemului), se recurge la deconectarea automată a unor consumatori. Consumatorii sacrificaţi (deconectaţi) prin DAS se stabilesc pe zone, respectiv pe întreg sistemul electroenergetic, în func ţie de frecvenţa re ţelei (DASF - descărcarea automată a sarcinii la scăderea frecvenţei) sau a tensiuni în nodurile (instala ţiile de conexiuni din cadrul sta ţiilor) sistemului electroenergetic (DASU - desc ărcarea automată a sarcinii la scăderea tensiunii). Elementul de pornire (m ăsur ă) EM al dispozitivului DASF este un releu de frecven ţă, care la scăderea frecvenţei sub o anumit ă limită, pune în func ţiune blocul de prelucrare şi decizie BPD al instalaţiei care, func ţie de nivelul la care a ajuns frecven ţa, comandă elementele de execuţie EE (relee intermediare) pentru deconectarea consumatorilor selecta ţi a fi sacrifica ţi. Schema de principiu a unui DASF cu dou ă tranşe de sacrificiu este dat ă în figura alăturată. În cazul în care frecven ţa scade sub o anumită valoare, elementul de măsur ă F acţionează şi prima tran şă de consumatori va fi deconectat ă, iar dacă după un timp Δt măsurat de elementul de temporizare T frecven ţa încă nu a revenit la valoarea normal ă va fi deconectată a doua tranşă de consumatori.

În exploatare există dispozitive DASF care acţionează nu numai în func ţie de scăderea frecvenţei (abaterea frecven ţei de la valoarea normal ă), ci şi în funcţie de viteza de varia ţie a frecvenţei. De asemenea, în multe cazuri, dispozitivele DASF se completeaz ă cu dispozitive de reanclanşare automată a sarcinii (RAS), care dup ă restabilirea frecvenţei în sistem comand ă automat reanclanşarea consumatorilor deconecta ţi. În acest ultim caz (echipat cu RAS), din  punct de vedere func ţional, DASF reprezintă un sistem automat în circuit închis, iar f ăr ă RAS este un sistem automat în circuit deschis. Principial, schema unui DASU este identic ă cu a unui DASF, cu deosebirea c ă EM este un releu minimal de tensiune, iar BPD trebuie s ă ia decizia de dare a comenzii numai dac ă scăderea tensiunii este provocat ă de deficitul de putere şi nu de unele defecte cu caracter local (scurtcircuite). 57

AUTOMATIZAREA COMUTARII DE PRIZELOT TRANSFORMATOARELE Comanda comut ării de prize la (auto)transformatoarele de for ţă prevăzute cu echipament de comutare a ploturilor sub sarcin ă poate fi realizat ă manual sau automat cu regulatorul automat de tensiune RATT-3.

RATT-3 împreună cu transformatorul constituie un sistem automat în circuit închis, unde instalaţia automatizată este (auto)transformatorul Tr cu echipamentul de comutare a ploturilor  ECP, iar elementul de execu ţie EE este un releu intermediar prin care se d ă comanda la dispozitivul de acţionare al echipamentului de comutare a ploturilor. Elementul de măsur ă EM este constituit dintr-un transformator de tensiune conectat pe  barele staţiei la care sunt racordate liniile de distribu ţie. Elementul de măsur ă EM, controlează în  permanenţă tensiunea reglată U  (propor ţională cu tensiunea Ur   pe partea secundar ă a transformatorului Tr, sau la consumator), iar în cazul în care aceasta difer ă de valoarea tensiunii de consemn U c , lucru sesizat de elementul de comparaţie C, blocul de prelucrare şi decizie BPD, când abaterea tensiunii ΔU=U r-U    c îndeplineşte anumite condi ţii, comandă EE, care transmite impulsul de comandă la dispozitivul de ac ţionare în vederea comut ării prizelor, pân ă la aducerea tensiunii reglate la valoarea de consemn. Dacă se doreşte menţinerea tensiunii, în limite prescrise, la consumator (la cap ătul liniei dinspre consumatori), la bornele secundare ale TT se conecteaz ă dispozitivul DCRTT - 1 (vezi figura alăturată) de compensare a c ăderii de tensiune pe linie.

Întrucât la transformatoare, cu ajutorul prizelor, tensiunea se poate regla numai în trepte (reglajul de tensiune prin comutatorul de prize este un reglaj discontinuu), BPD este prev ăzut cu elementul ZI care creeaz ă o zonă de insensibilitate de ± z % din tensiunea de consemn U c. BPD comandă EE numai dacă tensiunea reglată U r  iese din banda reglat ă , U c  z % Zona de insensibilitate trebuie s ă îndeplinească condiţia: 2 z % 

U n  P % , U c

unde  p% reprezintă

 procentul din tensiunea nominală a transformatorului U n cu care se modifică tensiunea reglată U r  la o comutare. Condi ţia 2 z % 

U n  P % U c

este impusă pentru a se evita fenomenul de “pompaj” al

comutatorului de prize la o comutare, adic ă după o comutare sistemul automat s ă nu comande revenirea la situaţia iniţială, apoi să comande saltul înapoi ş.a.m.d. Deoarece fluctuaţiile de scurtă durată ale tensiunii reglate, cum de exemplu sunt cele care apar la scurtcircuit, nu trebuie s ă ducă la funcţionarea comutatorului de prize, BPD mai con ţine şi elementul de temporizare T, care permite transmiterea comenzii la EE, numai la ie şirea de durată a tensiunii reglate din banda prescris ă. 58

8. SISTEME NUMERICE DE PROTEC ŢIE

Un sistem numeric de protec ţie este un sistem informatic specializat în achizi ţia de date şi implementarea funcţiilor de protecţie pentru instalaţiile electrice. Ca structur ă, un asemenea sistem conţine: -subsistem intrare mărimi analogice (tensiuni, curen ţi, temperaturi etc.) care include un sistem de achiziţii de date ce realizeaz ă funcţiile de discretizare şi conversie analog-numeric ă -subsistem de intrare mărimi binare (tip contact) -unitate centrală -memorie internă -subsistem de control -subsistem ieşiri binare -interfaţa analogică (tastatur ă+ afişare) -bloc de comunica ţie cu alte sisteme numerice -sursă de alimentare Avantajele sistemelor numerice în raport cu protec ţiile electromecanice şi electronice sunt următoarele: -un singur echipament asigur ă toate funcţiile de protecţie; -pot implementa şi funcţii de protec ţie suplimentare, imposibil de realizat folosind sisteme clasice; -valorile de reglaj sunt stocate sub form ă numerică, ceea ce asigur ă stabilitatea acestora în timp; -prin funcţia de autotestare periodică se identifică rapid orice func ţionare anormală ceea ce  permite remedierea defectelor şi creşte disponibilitatea sistemului de protec ţie; -impedan ţele de intrare mari pe intr ările de tensiune şi mici pe cele de curent asigur ă puteri de intrare mici şi permit utilizarea unor traductoare ieftine; -mărimile analogice se achiziţionează o singur ă dată şi se utilizează în toţi algoritmii de  protecţie (de exemplu curentul homopolar se determin ă direct prin însumarea valorilor curen ţilor de fază nemaifiind necesar ă utilizarea unor transformatoare de curent suplimentare cu secundarele conectate în paralel pentru a realiza un filtru de component ă homopolar ă); -pot verifica integritatea circuitelor de intrare sau a circuitelor de comand ă; -îndeplinesc şi funcţii suplimentare, nespecifice sistemelor de protec ţie (ex: contor numeric sau osciloperturbograf); -pot stoca mai multe seturi de valori de reglaj, comutarea de pe un set pe altul fiind realizat ă  printr-o comandă externă; -pot fi integrate în sistemele de comand ă-control; -prin schimbul de informa ţii între sisteme pot îmbun ătăţi selectivitatea (selectivitate logic ă); -timpi de depistare a defectului redu şi -coeficienţii de revenire şi caracteristicile de funcţionare care pot fi modificate prin software.

59

1A

IL1

5A

IL1





IL2 IL3 ILE 110V 100V

Afişaj LCD 216 caractere

Releu monitorizare stare

U

Releu ieşire 1 Intrare binar ă 1 Intr ări binare 2…5 C

1

2

3

4

5

6

7

8

9

0



BS

Releu ieşire 2

Relee ieşire 3…6

func ionare realarmă alarmă

RI

eroare monitor 

Sursă alimentare

4 LED-uri alocabile (opţional) Interfeţe comunica ţie (opţional) Schemă releu 7SJ551

60

Un echipament digital tipic asigur ă de fapt o combina ţie de funcţiuni, precum şi un număr de interfeţe de intr ări (numerice şi analogice) şi ieşiri (în general numerice). Structura de baz ă este ar ătată în figura de mai sus.  Numărul şi felul intr ărilor  şi ieşirilor sunt determinate fizic de partea hardware, pe când funcţionalitatea echipamentului este determinat ă în special de partea software. Unitatea (unit ăţile) de prelucrare determina în mod decisiv puterea de calcul. Structura hardware este întotdeauna stabilita de câtre produc ătorul echipamentului, în concordan ţă cu specificaţiile utilizatorului. Tot produc ătorul instalează componentele software de baz ă cum sunt sistemul de operare şi biblioteca de func ţiuni. Configuraţia şi funcţionalitatea finală este însă stabilită de către utilizator în concordan ţă cu specificul aplicaţiei. Cerinţele hardware difer ă în funcţie de sarcinile de protec ţie şi control care urmeaz ă să le îndeplinească echipamentul: 1. Intr ări analogice. Configura ţiile tipice pornesc de la 6 intr ări (3 U, 3 I) pân ă la 32 intr ări, foarte rar mai mult. 2. Intr ări şi ie şiri numerice. Pot varia foarte mult de la doar câteva interfe ţe la câteva zeci sau chiar  sute. Modularizarea echipamentului precum şi simplitatea constructiva a interfe ţelor de intrare / ieşire numerice las ă însă suficientă libertate pentru acoperirea unei game largi de aplica ţii. 3. Capacitatea de prelucrare. Este determinat ă decisiv de tipul şi numărul unităţilor de procesare (microprocesoare, microcontrolere, procesoare de semnal). La un moment dat, puterea de calcul necesar ă reprezintă în fapt suma timpilor de prelucrare ai diferitelor func ţiuni din bibliotec ă şi nu trebuie să depăşească limita teoretica, specifică unităţii (unităţilor) de prelucrare. Numărul intr ărilor/ieşirilor precum şi comunicaţia influenţează de asemenea timpul de prelucrare necesar. Funcţiile interfeţei om-maşină respectiv ale comunica ţiei trebuie să permit ă utilizatorului să definească funcţionalitatea echipamentului. Opera ţiile principale în acest sens sunt:    a. activarea şi configurarea func ţiunilor de control, protec ţie, automatizare, monitorizare;  b. ataşarea intr ărilor şi ieşirilor echipamentului la func ţiile activate; c. specificarea tipului şi caracteristicilor intr ărilor  şi ieşirilor, respectiv stabilirea leg ăturii acestora cu mărimile corespondente din procesul tehnologic; d. funcţiuni de test şi informare. 61

Teoretic este posibilă orice combinaţie de funcţiuni de biblioteca, la o anumita capacitate a intr ărilor şi ieşirilor. În mod practic îns ă, există câteva limitări de care trebuie ţinut cont:  gama configura ţiei platformelor hardware ( şi deci a costului acestora) trebuie s ă acopere de la aplicaţiile care reclamă cerinţe reduse la aplicaţii complexe. Apar astfel limit ări ale numărului de intr ări/ieşiri şi ale puterii de calcul corespunz ătoare fiecărui exemplar din această gamă.  funcţiunile din biblioteca de func ţiunii nu sunt testate în orice combina ţie posibilă. Testele efectuate de fabricantul echipamentului ( şi deci garan ţia bunei funcţionări) se refer ă la o gamă de aplicaţii stabilită la un moment dat ca fiind cuprinz ătoare. Biblioteca de func ţiuni este ea însăşi limitată.

  e   r    i       ş   e    i    /   e   r   a   r    t   n    i         ă        ţ

  a    f   r   e    t   n    I

  e   r   a    t   n   e   m    i    l   a   e   s   r   u   s         ă

  c   a    l    P

Circuitele de intrare pentru semnalele analogice Înf ăşurarea legata în stea, a transformatoarelor de m ăsur ă de tensiune racordate la barele de medie tensiune ale staţiei de transformare, se conecteaz ă la circuitele de adaptare de tensiune de faz ă (Ac&t), notate vr, vs, vt. Cea de-a patra intrare analogic ă de tensiune poate fi racordat ă fie la înf ăşurarea conectată în triunghi deschis de pe barele de medie tensiune ale sta ţiei, fie la secundarul unui transformator de tensiune montat direct pe linie. În primul caz tensiunea homopolara ob ţinută la bornele filtrului de tensiune homopolar ă este utilizată direct de algoritmii func ţiilor de protecţie. Pentru cazul al doilea, tensiunea homopolara se calculeaz ă prin intermediul algoritmilor de calcul a valorii efective ale tensiunilor, iar tensiunea auxiliar ă este utilizată în funcţiile de supraveghere circuite secundare de tensiune şi în funcţia de reanclanşare automată rapidă. Adaptoarele de tensiune asigur ă transformarea semnalului analogic din circuitele secundare ale sta ţiei în semnale de

valori mici direct aplicabile circuitelor electronice de intrare. În interiorul echipamentului se utilizeaz ă încă doua circuite de adaptare de tensiune racordate la tensiunile de linie vrs respectiv vtr. În acest fel este posibil s ă se controleze în mod continuu integritatea circuitelor de tensiune prin compararea valorilor calculate (ca diferen ţă a tensiunilor de fază) ale tensiunilor de linie cu cele măsurate. Daca diferenţele între valorile măsurate şi calculate dep ăşesc anumite limite stabilite prin  parametrizare, se generează un semnal de alarmă. În acest fel, func ţia de autosupraveghere se extinde şi asupra circuitelor de intrare de tensiune. 62

În schema circuitelor de curent din interiorul echipamentului s-au prev ăzut câte două adaptoare de curent pentru fiecare faz ă din următoarele considerente: a. necesitatea controlului simultan al unor valori mari ale intensit ăţii curentului – la scurtcircuite între faze - respectiv al unor valori mici ale intensit ăţii curentului - la m ăsur ă şi simple puneri la pământ monofazate rezistive;  b. limitări de ordin tehnologic la utilizarea unor amplificatoare de instrumenta ţie înaintea convertorului analog-numeric (CAN); c. necesitatea asigur ării liniarităţii ieşirilor adaptoarelor în limite largi de varia ţie ale mărimii de intrare (20In); Ieşirile adaptoarelor de curent, respectiv tensiune, sunt cuplate la filtre antialiasing de tip “trece jos” (FTJ) având rolul de a limita banda de frecven ţă a semnalelor analogice la maxim jum ătate din frecvenţă de eşantionare. Frecven ţă de eşantionare tipică este de 1000 Hz şi, în consecinţă, filtrele se calează pe o frecven ţă de tăiere de 500 Hz. Ieşirile filtrelor analogice se pot racorda direct la circuitele electronice de intrare de pe placa de  bază, amplitudinea semnalului fiind adaptat ă pentru aceste circuite. Schema bloc a echipamentului con ţine patru plăci de bază şi anume: 1. placa microprocesorului de semnal - DSP; 2. placa microprocesorului master - μP; 3. placa microprocesorului SCADA - μPs; 4. plac surselor de alimentare. Placa procesorului de semnal Această placă se compune din: 1. două multiplexoare analogice (MUX A, MUX intr ările convertorului analog-numeric (CAN);

B) cu câte opt canale, interfa ţabile direct cu

2. convertor analog numeric dual de 16 biti cu timp de conversie de 5 μs, care permite obţinerea a câte o pereche de valori la fiecare 5 μs. Circuitele de e şantionare şi memorare sunt incluse în CAN; 3. circuitele de intr ări numerice, (8 intr ări) izolate galvanic prin optocuploare, care admit la intrare tensiuni de 220 Vc.c. În acest fel nu mai sunt necesare alte adapt ări la tensiunea operativa din sta ţia de transformare; 4. blocul de memorie de program nevolatil ă ROM; 5. blocul de memorie volatila RAM împ ăr ţit în 32 kB memorie RAM rapid ă şi (1...4)MB memorie RAM static având conţinutul protejat prin baterie pentru cazurile de c ădere a tensiunii de alimentare; 6. microprocesor de semnal digital - DSP, 50 MHz, 32 bi ţi; 7. magistrala locală gestionată de DSP; 8. zona tampon (buffer) de comunicaţie cu magistrala procesorului master; 9. bloc de memorie RAM biport, pentru transfer unidirec ţional de date spre procesorul dedicat funcţiilor SCADA. Procesorul de semnal numeric - DSP, realizeaz ă următoarele funcţii ale echipamentului: 63

a. achiziţia semnalelor analogice cu o frecven ţă de eşantionare de 1000 Hz (20f n) şi menţinerea acesteia constantă chiar la varia ţii ale frecven ţei semnalului achiziţionat;  b. achiziţia semnalelor numerice, necesare algoritmilor de protec ţie şi automatizare, cu o frecvenţă de eşantionare de 1000 Hz; c. filtrarea numerică a semnalelor analogice; d. preluarea valorilor de reglaj ale protec ţiilor  şi automatizărilor de la procesorul decizional (master) în vederea evalu ării variabilelor logice în procedurile de compara ţie; e. evaluarea variabilelor Booleene necesare tuturor func ţiilor de protecţie şi automatizare; f. transmiterea variabilelor logice spre procesorul master; g. calculul valorii efective şi a diverselor defazaje necesare func ţiilor de protecţie, automatizare şi măsur ă; h. memorarea în zona RAM static a e şantioanelor tuturor m ărimilor analogice şi numerice în vederea asigur ării funcţiei de perturbograf local. Transferul acestor date se face tot prin intermediul blocului microprocesorului master; i. depunerea în zona de memorie RAM biport a tuturor informa ţiilor necesare sistemului de supraveghere-control (SCADA) din sta ţiile de transformare; Placa procesorului decizional

Placa procesorului decizional sau master se compune din: 1. microprocesor; 2. interfeţe seriale de comunicaţie; 3. memorie nevolatil ă, reinscriptibila prin semnal electric, EEPROM, pentru programe şi pentru reglaje şi memorie volatila RAM; 4. porturi intrare / ie şire pentru interfa ţare cu tastatura şi afisajul cu cristale lichide (ACL); 5. porturi pentru interfa ţare cu blocul releelor de execu ţie; 6. blocul optocuplor pentru izolarea galvanic ă de blocul releelor de execu ţie.

7. blocul releelor de execu ţie. 8. ceas de timp real (Ceas Real); 9. magistrale locale; 10. buffer de comunica ţie cu blocul microprocesor DSP. Pentru verificarea integrit ăţii circuitelor de comand ă de declanşare se utilizează schema de principiu  prezentată. Schema supravegheaz ă continuitatea circuitului de declan şare şi printr-o logic ă adecvată, se emite o semnalizare în cazul unui defect pe acest circuit. În cazul în care c ăderea de tensiune pe rezistenţa de sarcina R, dep ăşeşte limitele reglate, func ţie de curentul absorbit de bobina de declanşare, se emite semnalizarea de alarmare; 64

Placa procesorului decizional asigur ă implementarea următoarelor funcţii: a. funcţia de comunicaţie cu un calculator PC prin intermediul serialei RS 232C pentru transmiterea reglajelor spre echipament şi pentru extragerea informa ţiilor din echipament în cadrul funcţiei de perturbograf local;  b. funcţia de comunicaţie în cadrul structurii SCADA, implementata la nivelul sta ţiei de transformare, prin intermediul magistralei seriale field-bus, în bucla de curent. Este o func ţie deosebit de important ă având în vedere c ă prin aceasta se asigur ă integrarea echipamentului de protecţie, automatizare şi masur ă în structurile de supraveghere şi control ale staţiei; c. funcţia de comunicaţie locală operator-echipament prin porturile de interfa ţare cu tastatura şi afisajul cu cristale lichide; d. prelucrarea variabilelor logice preluate de la blocul microprocesor DSP pentru implementarea funcţiilor de protecţie şi automatizare. Procesorul master prelucreaz ă numai variabile booleene şi este singurul care are o "imagine" de ansamblu asupra procesului supravegheat. Având la dispozi ţie toate informaţiile necesare poate lua deciziile majore de comandă declanşare, anclanşare şi de semnalizare; e. emiterea comenzilor de declanşare, anclanşare spre echipamentul primar de comutaţie; f. emiterea semnalizărilor de tip contact spre exterior, p ăstrând astfel compatibilitatea cu actualele sisteme de supraveghere existente în sta ţiile de transformare. Placa surselor de alimentare

Asigura alimentarea cu diversele tensiuni necesare func ţionarii echipamentului. Se compune dintr-o sursă de alimentare principal ă de 220 Vc.c./ 24 Vc.c., 50W care asigur ă şi izolaţia galvanică faţă de exterior  şi mai multe surse secundare care asigur ă tensiunile de ±15 Vc.c., ±12 Vc.c. şi 5 Vc.c. Blocul surselor de alimentare este montat separat şi este ecranat pentru a evita perturbarea circuitelor electronice.

65

Protecţia EPAC este un releu numeric complet . El este construit pentru a face o protec ţie selectivă şi rapidă a reţelelor de transport şi distribuţie. El prelucrează orice tip de defect electric care poate apărea pe liniile şi cablurile unei re ţele. Deoarece este construit modular el poate fi adaptat pentru toate caracteristicile re ţelei care trebuie protejat ă . Protecţia EPAC nu poate fi folosit ă ca o simplă protecţie de distanţă sau ca o parte a unei scheme de teleacţiune .Ea încorporeaz ă două moduri standard de teleprotec ţie : -protecţie direcţională, în particular folosită pentru liniile scurte. Ea este prev ăzută cu patru zone de protecţie în faţă şi o zonă de protecţie în spate. -izolarea nodului, în particular folosită pentru protecţia împotriva defectelor din noduri . Protecţia EPAC este în particular folosit ă pentru protecţia reţelelor de transport din următoarele motive : -acţionează foarte repede, aceasta fiind o cerinţă esenţială în reţelele de transport . -este capabilă să asigure circulaţia de putere pe o singur ă fază în cazul unei simple puneri la  pământ Protecţia EPAC mai poate fi folosit ă în reţelele de distribuţie a energiei electrice din următoarele motive : -încorporează funcţia de teleprotecţie adaptată la liniile ramificate. -are o bună toleranţă la conţinut mare de armonici, care este frecvent întâlnit în acest tip de reţele . Funcţiile principale ale protecţiei de distanţă EPAC sunt : -selecţia fazei; -direcţia defectului; -măsurarea distanţei până la locul defectului. Funcţii suplimentare : -protecţia la suprasarcină; -protecţia la scăderea de tensiune; -protecţia la supra tensiune. Descrierea structurii hard

Protecţia EPAC este construită în jurul unui ansamblu de module de baz ă. Această bază este compusă dintr-o sursă de alimentare stabilizată şi izolată şi următoarele unităţi de informaţie: - tabloul transformatoarelor de intrare QTF; - tabloul procesorului CPU-TMS; - tabloul ac ţionării IO-1 şi IO-2 şi intrare/ieşire. Opţional, următoarele tablouri pot fi ad ăugate f ăr ă modificări ale schemei prescrise: 66

- o placă managerială AFF pentru display-ul unităţii; - o placă managerială AC pentru display-ul de pe placa frontal ă a unităţii, înregistrator de  perturbaţii TPE şi diverse moduri de comunicare; - o placă de acţionare a IO-2 şi ieşire sau o placă secundar ă a IO-1 şi IO-3 şi intrare/ieşire. Protecţia EPAC primeşte valorile analogice de la traductoarele de m ăsur ă. Placa transformatoarelor QTF are următoarele funcţii: 1. adaptează aceste valori pentru folosire şi izolează cu respect pentru perturba ţii; 2. filtrează semnalul şi comandă eliminarea frecven ţelor înalte care nu pot fi e şantionate corect. Pentru aceasta se folosesc filtre antiîntoarcere Aceste valori sunt transmise pl ăcii CPU – TMS care are urm ătoarele funcţii: 1. multiplexează şi apoi eşantionează valorile analogice de la filtru; 2. pentru a fi sigur c ă este pe 12- bi ţi, convertorul analog-digital converte şte informaţia cu o rată de 24 de e şantioane pe perioad ă. Numărul acestor opera ţii este comandat din afar ă în format analog pentru a fi redus la minim deoarece exactitatea acestor opera ţii este legată de exactitatea componentelor; 3. furnizează algoritmilor folosiţi, valorile cerute de EPAC pentru luarea deciziilor. Func ţiile logice ale EPAC folosesc aceste valori şi primesc un mesaj logic de la placa IO pentru a formula ordinele şi semnalizările. Ordinele de acţionare şi semnalizările sunt transmise de c ătre placa CPU-TMS pl ăcilor IO echipate cu contacte.

67

Funcţionarea plăcilor Placa transformatoarelor QTF Această placă este folosită pentru transformarea valorilor analogice preluate de la transformatoarele

coborâtoare în valori care sunt compatibile cu electronica EPAC. Ea include: - 3 transformatoare de curent de faz ă cu 2 înf ăşur ări primare, una cu curent nominal de 5A şi una de 1A(T1, T2, T3); - pentru reţelele cu neutru direct legat la p ământ: 1 transformator de curent rezidual cu 2 înf ăşur ări  primare, una de 5A, cealaltă de 1A(T4); un transformator de curent dedicat pentru defectul de punere la pământ direcţional; - 3 transformatoare de tensiune de faz ă(T5,T6,T7); - 1 transformator de tensiune de baz ă(T8); - 1 trafo de tensiune pentru compensarea curentului de secven ţă zero al liniilor paralele; - 1 dispozitiv de protec ţie de supratensiune; - 1 filtru analog anti-supravalori pentru intrare. Placa procesorului CPU – TMS Această placă realizează: - conversia analog – numeric ă a semnalului de la placa QTF; - managementul protec ţiei în funcţie de starea semnalului; - comunicarea cu elementele de leg ătur ă şi plăcile periferice.

Conversia analog numerică

Curentul de intrare este scanat de dou ă ori cu dou ă amplitudini 1 şi 2. Convertorul analog – numeric este alimentat de un convertor DC – DC care elimin ă perturbaţiile sursei de putere. Canalele sunt eşantionate cu o rat ă de 24 eşantioane pe perioad ă, acestea fiind convertite cu 12 bi ţi ADC. Se obţin următoarele informaţii: - curentul codat în 15 bi ţi + semn; - tensiunea codată în 15 biţi + semn.  Procesarea

Placa este un procesor de semnal 320 – C25TMS folosit pentru opera ţiile de procesare. Procesorul  poate opera cu un ceas de 50Hz. El controleaz ă frecvenţa eşantioanelor, împăr ţind în 24 de impulsuri frecvenţa fundamentală a reţelei. Pentru a face aceasta el m ăsoar ă această frecvenţă cu o metodă de trecere prin zero. TMS formeaz ă semnalul pentru filtrare şi după aceea calculează valorile protecţiei. TMS culege valorile logice de intrare şi le combină cu rezultatele calculelor de  protecţie pentru operaţiile de luare a deciziilor. Aceste decizii sunt materializate prin intermediul releului de acţionare şi contactele de semnalizare. TMS mai managerizează ledurile de pe panoul frontal şi legăturile seriale ale pl ăcii CPU – TMS. Placa CPU – TMS are mai multe memorii: - RAM – memoria de lucru; - PROM – memorie programabilă.  Interfe ţ e

Placa este echipată cu led-uri care indic ă starea de funcţionare. Placa este RS232 legat ă serial cu panoul frontal, dar nu poate fi accesat ă de pe acesta. Aceast ă legătur ă este folosită pentru dialogul cu un PC. Placa CPU – TMS este conectat ă cu următoarele plăci: - placa de achizi ţie a valorilor analogice QTF; - placa IO – 1.  Nu poate fi conectată cu următoarele placi: - placa managerială AFF a afişajului unităţii de pe panoul frontal (op ţională); 68

- placa managerial ă AC a afişajullui unităţii de pe panoul frontal al înregistratorului de perturba ţii TPE (opţională); - plăcile adiţionale IO-1, IO-2 sau IO-3 (op ţionale). Plăcile de intrare/ieşire Fiecare placă are TS intr ări logice, TC contacte de semnalizare şi DEC relee de comand ă. Placa IO are 8 intr ări logice care sunt izolate şi filtrate de optocuploare. Aceste intr ări concepute pentru a rezista la condi ţiile de mediu din sta ţie. Display LCD 216 caractere μP

5×I 6×U

TMA

MAD

PDM

Semnalizări de stare

27 relee semnalizare reset

μP

IC 24 LED-uri semnalizare

Panou operator  24 taste

UC 6 relee comandă

24 intr ări  binare

Interfaţă serială RS232

Interfaţă fibr ă optică

alimentare 220 Vcc

magistrală de date magistrală de comenzi Structur ă hardware 7SA513

69

sunt

Protecţia numerică de linie 7SA513 este echipat ă cu microprocesoare puternice. Acestea asigur ă  procesarea digitală completa a tuturor funcţiilor, de la achiziţia datelor din circuitele de m ăsur ă,  până la semnalele de declan şare pentru întreruptoare. Traductoarele mărimilor analogice (TMA) transform ă curenţii şi tensiunile de la transformatoarele de măsur ă ai celulei, în semnale interne specifice. Protec ţia are cinci intr ări de curent şi şase intr ări de tensiune. Patru din intr ările de curent sunt pe linia protejat ă (curenţii fazelor  şi al nulului) iar a cincea intrare, dac ă este folosită, se leagă la neutrul unui transformator de for ţă,  pentru folosirea mărimii la direcţionalizarea protecţiei homopolare. Cele şase tensiuni sunt: tensiunile fazelor  şi a nulului iar ultimele dou ă, dacă se utilizează, se leagă: una pentru tensiunea  barei (pentru sincronizare), iar cealalt ă la triunghiul deschis al înf ăşur ării de 100V a transformatoarelor de tensiune (pentru protec ţia homopolar ă). Mărimile de la traductoare sunt aduse la modulul de achizi ţii de date (MAD) . Aceasta con ţine câte două amplificatoare de intrare pentru fiecare din cele 11 m ărimi analogice, elemente de e şantionare, multiplexoare, convertoare analog-numerice şi circuite de memorare. Cele dou ă amplificatoare pe fiecare intrare au un factor de amplificare diferit pentru ob ţinerea de erori minime de m ăsurare în cele două regimuri limită, sarcină şi scurtcircuit. Acest modul mai cuprinde şi filtre pentru eliminarea interferenţelor exterioare . Datele obţinute în modulul de achizi ţie sunt prelucrate de procesorul de date m ăsurate (PDM).Acesta realizează toate măsur ătorile precum: -filtrarea şi formatarea mărimilor măsurate; -monitorizarea permanent ă a curenţilor şi tensiunilor măsurate; -monitorizarea permanent ă a condiţiilor de demaraj pentru toate func ţiunile protecţiei; -calculul impedanţelor celor şase bucle Unitatea centrală (UC) controlează secvenţele logice ale întregii protec ţii şi administrează transferul datelor între modulele interne şi între acestea şi interfeţele cu exteriorul. De asemenea unitatea centrală mai gestionează ceasul intern în timp real şi modulele de mesaje şi semnalizări. La unitatea centrală sunt aduse intr ările şi ie şirile binare pentru comunicarea cu exteriorul. Intr ările binare aduc informaţii de poziţii şi stări primite de la celula sau de la capătul opus al liniei. Ieşirile cuprind comenzile c ătre întreruptor, semnaliz ări locale şi la distanţă . Pe panoul frontal se g ăsesc indicatoare optice (LED-uri) şi un display alfanumeric (LCD) de unde se pot obţine informaţii despre evenimente, condi ţii de func ţionare şi valorile unor mărimi măsurate. Tot pe panoul frontal se afl ă o minitastatur ă în conexiune direct ă cu display-ul alfanumeric şi în comunicare cu protec ţia. De aici se pot introduce toate datele opera ţionale necesare protectiei şi se pot apela informa ţii stocate în urma func ţionării protecţiei.

70

ME

AE

 blocare

funcţionare

4 relee semnalizare reset Panou operator 

μP

2 LED-uri semnalizare

2 relee comandă

Display LCD 216 caractere

intr ări  binare

Interfaţă serială RS232 Interfaţă fibr ă optică

alimentare

Protecţia diferenţială 7UT51 ME – bloc de intrare AE – modul analogic de intrare: amplificatoare de intrare, elemente de e şantionare/memorare, multiplexoare, convertoare analog/numerice, analog/numerice, memorii μP- unitate central ă

71

TT

 placa PSD

u R

FTJ

uS 

FTJ

uT 

FTJ

u0

FTJ

LCD RAM

ROM ROM  programabil

MUX AAP

TC i R

FTJ

i

FTJ FTJ

i0

FTJ

C AN

Panou de control

I/O serial

 panou frontal

circuite de intrare AAP PSD PG

PSD

RAM

EEPROM PG

LED iT 

 placa PG

- amplificator programabil - procesor semnal digital - procesor general

72

Releu Intr ări ieşire contact

I/O binare

ceas

SEPAM 2000

73

9. STABILITATEA STATICĂ ŞI DINAMICĂ A SISTEMELOR ELECTROENERGETICE

Expresiile puterilor generatorului sincron. Puterile disponibile – activ ă şi reactivă – la

bornele generatorului sincron în regim  permanent simetric sunt determinate de parametrii nominali: puterea activ ă nominal ă ( Pn  Pn), factorul de putere nominal ( cos φn ), tensiunea nominal ă (Un). În funcţie de parametrii nominali şi de alte delimit ări se construiesc diagramele de putere disponibile sau de performan ţe ale turbogeneratoarelor şi hidrogeneratoarelor. hidrogeneratoarelor. ăşur ărilor statorice, Dacă se neglijează anizotropia generatorului sincron şi rezistenţele înf ăş atunci ecuaţia de func ţionare a generatorului sincron în regim permanent devine:  E =U + jX  s I 

Pe baza acestei ecuaţii se poate trasa diagrama fazorial ă, considerând ca origine de faz ă tensiunea la bornele generatorului.

ionând în regim permanent normal. Fig. 9.1. Diagrama fazorial ă a generatorului sincron func ţ ionând

În continuare, se va considera regimul de func ţionare inductiv al generatorului sincron cu  poli îneca ţi (turbogeneratorul), în care curentul este defazat cu unghiul φ în urma tensiunii (fig. 6,a). În aceste condi ţii, pentru regimul nominal de func ţionare caracterizat de U  =U n ,  I  =  I n şi  E  = E  f  = E n , în ipoteza c ă tensiunea la borne este constant ă, se trasează semicercul CE cu centrul în  punctul O’  şi rază O’N , care reprezintă locul geometric al punctelor de func ţionare cu tensiune electromotoare constant ă. De asemenea, se traseaz ă semicercul CI  cu centrul în O şi rază ON , care reprezintă locul geometric al punctelor de func ţionare cu putere aparent ă constantă, respectiv curent statoric constant. Punctul de intersec ţie al celor dou ă semicercuri reprezint ă  punctul de funcţionare nominal  N , pentru care atât t.e.m.  E , cât şi curentul statoric  I  sunt maxime. Dacă se înmulţeşte fiecare lungime a fazorilor  U  =U n ,  E  =  E n şi  X  s I  =  X  s I n , din diagrama fazorial ă a generatorului sincron (fig. 9.1, a), cu raportul U n X s se obţine o diagramă a  puterilor, în care lungimea fazorului ON  devine egală cu puterea aparent ă nominală S n (fig. 9.1,b). Pentru construirea diagramei de puteri s-a ales un sistem de axe rectangulare  P -Q cu centrul în O şi axa Q suprapusă cu fazorul tensiunii U =Un . Proiecţia lui S n pe axele orizontală şi verticală reprezintă puterea reactivă nominal ă Qn, respectiv puterea activ ă nominală  P n, ale căror  expresii sunt:  E nU n  X  s  E  U  Qn  U n I n sin  n  n n  X  s

 P n

 U n I n

cos n



sin  n U n2 cos n   X  s

Stabilitatea funcţionării generatoarelor sincrone Stabilitatea statică (la perturbaţii de amplitudine mic ă şi cu

viteză de variaţie redusă) se poate analiza considerând schema de conectare conectare a unui generator sincron sincron cu poli îneca ţi conectat la o  bar ă de putere infinit ă. 74

Fig. 9.2 Conectarea la re ţ ea a unui generator sincron

 X e – reactanţa echivalentă totală a elementelor prin care generatorul este conectat la re ţea

(linie, transformator). Puterea activă injectată de generator în re ţea poate fi exprimată în funcţie de două tensiuni şi de defazajele dintre acestea:  P 

 E  f U   X d 

sin  i



UV  sin    X e

în care  i – unghiul intern al ma şinii (defazajul dintre tensiunea electromotoare E q şi tensiunea U .  - unghiul de defazaj între tensiunile U şi V .

Fig. 9.3 Dependen ţ a puterii active a unui generator de unghiul i ntern

Dintre cele două puncte de intersecţie 1 şi 2 punctul 1 este punct de func ţionare stabil iar   punctul 2 este punct de funcţionare instabil. Dacă generatorul este prev ăzut cu regulator automat de tensiune, acesta poate modifica zona de funcţionare stabilă ( (0,)) prin trecerea la o caracteristic ă de funcţionare artificială:

Fig. 9.4 Caracteristica de stabilitate artificial ă

Pe caracteristica artificială unghiul maxim de func ţionare stabilă creşte de la /2 la  cr . Expresiile puterilor active şi reactive transmise spre sistem de un generator cu poli aparenţi sunt:

75

Dependenţa puterii active de unghiul intern este prezentat ă în figura următoare.

Fig. 9.5  Dependen ţ a puterii active a unui generator cu poli aparen ţ i de unghiul intern

După cum se constată caracteristica puterii active a unui generator cu poli aparen ţi se compune dintr-o component ă sinusoidală principală peste care se suprapune o a doua component ă sub forma unei sinusoide de frecven ţă dublă. Amplitudinea celei de-a doua componente este propor ţională cu diferenţa dintre valorile reactan ţelor sincrone din axele longitudinală şi transversală ale generatorului sincron şi nu depinde de t.e.m.  E  f  a generatorului sincron. Această armonică de ordinul doi deplaseaz ă întrucâtva maximul caracteristicii de putere a unei maşini cu poli aparen ţi, iar unghiul critic δcr  pentru care se obţine maximum de putere, este mai mic de 90. Acest fapt nu trebuie îns ă privit ca o înr ăutăţire a stabilităţii, deoarece concomitent cu aceasta se mic şorează şi unghiul ini ţial (δ0 ) pentru valoarea dat ă a puterii mecanice  P mec. Dimpotrivă, pentru aceleaşi valori  E  f  şi  X d , amplitudinea caracteristicii de putere  P e creşte comparativ cu caracteristica ma şinii cu poli îneca ţi. Se subliniază că, creşterea puterii  P e este mai importantă numai la valori foarte mici ale t.e.m.  E  f  a generatorului, când amplitudinea caracteristicii fundamentale de putere este de acela şi ordin ca şi amplitudinea celei de-a doua armonice. În condiţiile obişnuite însă, când t.e.m.  E  f  are o valoare suficient de mare, amplitudinea celei de-a doua armonice este de cel mult 10-15% din amplitudinea fundamentalei şi, prin urmare, influen ţa ei asupra maximului caracteristicii de putere este foarte redus ă (fig.9.5b). Având în vedere unele complica ţii privind reprezentarea generatoarelor cu poli aparen ţi (adică, cu  X d  ≠  X q ), în calculele de stabilitate static ă, acestea se echivalează cu maşini cu poli înecaţi având reactanţa sincronă egală cu reactanţa sincronă longitudinală a maşinii cu poli aparenţi X d  , omiţând prin aceasta cea de-a doua armonic ă a caracteristicii de putere. Echivalarea unei maşini cu poli aparen ţi cu una având poli îneca ţi se practică şi în cazurile în care, pentru precizia calculului, este de dorit s ă se ţină seama de efectul introdus de polii aparenţi. În acest caz, în modelul ma şinii cu poli îneca ţi, se introduce o t.e.m. fictiv ă care variază odată cu modificarea regimului de func ţionare a generatorului, în a şa fel încât puterile activ ă şi reactivă ale generatorului echivalent s ă fie aceleaşi ca şi la generatorul cu poli aparen ţi. Pentru a obţine valoarea corectă a unghiului δ, reactanţa sincronă a generatorului echivalent cu poli înecaţi şi cu t.e.m. variabil ă, se va lua egală cu reactanţa transversală  X q a generatorului cu poli aparenţi. Pentru analiza stabilităţii dinamice (la perturbaţii de amplitudine mare şi bruşte) se consider ă un generator conecta la re ţea printr-o linie dubl ă.

76

Fig. 9.6 Schema de conectare pentru analiza stabilit ăţ ii dinamice

La producerea unui scurtcircuit pe unul dintre circuitele liniei pot fi considerate dou ă regimuri: -regimul de scurtcircuit -regimul de dup ă eliminarea scurtcircuitului a

 P e 1

1

c b

 dec

 

Fig. 9.7 Curbe de func ţ ionare pentru analiza stabilit ăţ ii dinamice

În regimul anterior defectului generatorul func ţionează în punctul a la intersec ţia dintre curba a şi dreapta puterii care trebuie injectat ă în sistem. În momentul producerii scurtcircuitului punctul de func ţionare trece pe curba b şi deoarece puterea pe care o poate transmite generatorul în re ţea este inferioar ă puterii primită la arbore unghiul intern începe s ă crească. La un moment dat func ţionează protecţia (moment care depinde de temporizarea acesteia) şi generatorul trece pe curba dup ă defect c (corespunz ătoare unui singur circuit al liniei). Se presupune c ă unghiul intern în momentul elimin ării scurtcircuitului are valoarea  dec. Întrebarea care se pune este: generatorul poate s ă revină în punctul de func ţionare stabilă 1 (deci este stabil dinamic) sau nu? Dacă se presupune că pe durata scurtcircuitului impedan ţa este neglijabilă curba b se suprapune peste axa O  . Metoda de analiză a stabilităţii se bazează pe criteriul ariilor:

Fig. 9.8  Aplicarea metodei ariilor egale

Criteriul ariilor egale spune c ă: după eliminarea defectului (punctul c) unghiul intern al generatorului continu ă să crească până în punctul e astfel încât aria de accelerare A a cuprinsă între curba de func ţionare pe durata defectului şi puterea care trebuie transmis ă în reţea devine egală cu aria de frânare cuprins ă între puterea ce trebuie transmis ă în reţea şi curba de 77

funcţionare după defect. Dacă egalitatea ariilor poate fi atins ă înainte de punctul f generatorul funcţionează stabil iar în caz contrar nu.

Fig.9.9 Criteriul ariilor pentru un generator  a – func ţ ionare stabil ă b – func ţ ionare instabil ă c – cazul critic

Controlul frecvenţei generatoarelor sincrone

Regulatoarele de viteză au rolul de a stabiliza viteza grupurilor generatoare acţionând asupra supapelor de reglaj şi de a comanda încărcarea grupurilor prin modificarea adecvată a admisiei în turbină (creşterea puterii de consemn la creşterea consumului, respectiv diminuarea acesteia la scăderea consumului). Primele regulatoare de viteză au fost de tip mecano-hidraulic. Regulatoarele astatice sunt constituite dintr-un bloc de amplificare a semnalului de eroare şi un  bloc integrator reglează admisia în turbină astfel încât să readucă viteza respectiv frecvenţa la valoarea nominală sau la cea de consemn.

Fig.9.10  Regulator astatic

Regulatoarele astatice au o utilitate practică redusă, ele neputând fi utilizate decât în cazul generatoarelor care alimentează sarcini izolate sau dacă doar unul dintre grupurile generatoare dintr-un sistem multimaşini contribuie la reglajul frecvenţă-putere. Acest fapt este generat de imposibilitatea fizică de a prescrie aceeaşi valoare de consemn mai multor generatoare. Astfel, grupurile cu semnale de consemn mai ridicate au tendinţa de a se încărca, iar celelalte de a se descărca. Se generează astfel o competiţie între generatoare, fiecare grup încercând să controleze frecvenţa din sistem şi să o aducă la valoarea care i-a fost impusă.

78

Pentru a realiza o repartiţie stabilă a variaţiilor de putere între două sau mai multe grupuri generatoare din cadrul unui sistem electroenergetic, regulatoarele de viteză trebuie să permită o scădere a frecvenţei atunci când sarcina creşte. O astfel de caracteristică de reglaj se obţine prin adăugarea unei  bucle de reacţie, rezultând un regulator static.

Fig.9.11 Regulator de vitez ă static

Dependenţa dintre frecvenţa sau viteza unghiular ă şi puterea mecanică produsă de turbină în regim permanent defineşte caracteristica statică a grupului generator. În cazul ideal, aceasta este o dreaptă a c ărei pantă este dată de parametrul S  cunoscut sub denumirea de statism. Acesta este definit ca raportul dintre variaţia procentuală a frecvenţei şi variaţia procentuală a puterii mecanice adică

în care:  P n este puterea nominală a turbinei;  f  , f   – frecvenţa în regim de sarcină minimă, respectiv sarcină maximă; S min S max  P  , P   – puterea în regim de sarcină minimă, respectiv sarcină maximă; min max  f  , ω  – frecvenţa respectiv viteza de consemn. De regulă acestea sunt egale cu valorile ref  ref 

nominale  f 0 , ω0 (ω0 =2 f 0). În ipoteza că ,  P max= P n P min=0(regimul de mers în gol), iar frecven ţa de referinţă este  f  , = f 0 rezultă: ref 

Valorile tipice ale statismelor grupurilor generatoare se înscriu în plaja 1÷7% (uzual 4-6%). De exemplu, pentru un regulator cu statismul de 4% (S  = 0.04) o variaţie a frecvenţei cu 4% determină o variaţie a puterii mecanice cu 100%.

Fig.9.12. Caracteristica statică ideală pentru un grup echipat cu regulator static de vitez ă

79