Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

Lucrare editata în cadrul programului JEP 09737 cu sprijinul financiar al EC TEMPUS

IMPLEMENTAREA ECHIPAMENTELOR DIGITALE DE PROTECTIE SI COMANDA PENTRU RETELE ELECTRICE

ALEXANDRU VASILIEVICI STELIAN GAL FLORIN BALASIU TRAIAN FAGARASAN

EDITURA TEHNICA

CUPRINS 1. INTRODUCERE

1

2. DEFECTE SI REGIMURI ANORMALE ÎN RETELE DE ÎNALTA TENSIUNE 2.1. Scurtcircuitul monofazat 2.2. Scurtcircuitul bifazat izolat 2.3. Scurtcircuitul bifazat la pamânt 2.4. Scurtcircuitul trifazat 2.5. Întreruperea unei faze 2.5.1. Întreruperea fazei R 2.5.2. Întreruperea fazelor S si T

3 3 5 5 6 6 7 9

3. DEFECTE SI REGIMURI ANORMALE ÎN RETELE DE MEDIE TENSIUNE 3.1. Punerea la pamânt în retele cu neutrul izolat sau tratat prin bobina de stingere 3.2. Dubla punere la pamânt în retele de medie tensiune cu neutrul compensat 3.3. Calculul tensiunilor de pas si de atingere la duble puneri la pamânt in retele cu neutrul compensat 3.4. Scurtcircuitul trifazat în retele de medie tensiune 3.5. Scurtcircuit bifazat în retele de medie tensiune 3.6. Defecte faza – pamânt în retele de medie tensiune cu neutrul tratat prin rezistenta 3.7. Defecte faza – pamânt în retele de medie tensiune cu neutrul tratat combinat

11 11 17

4. SESIZAREA DEFECTELOR ÎN RETELE DE ÎNALTA TENSIUNE 4.1. Detectia scurtcircuitelor bifazate si trifazate; 4.1.1. Protectia maximala de curent nedirectionata; 4.1.2. Protectia maximala de curent directionata 4.1.3. Protectia de distanta 4.2. Sesizarea cresterilor anormale de tensiune 4.3. Sesizare asimetriilor de curenti 4.4. Sesizarea pendulatiilor de putere

33 33 33 34 35 35 35 36

5. SESIZAREA DEFECTELOR ÎN RETELE DE MEDIE TENSIUNE 5.1. Detectia scurtcircuitelor bifazate si trifazate 5.1.1. Protectia maximala de curent nedirectionata 5.1.2. Protectia maximala de curent directionata 5.2. Detectia punerilor la pamânt în retele de medie tensiune cu neutrul izolat 5.2.1 Protectia maximala de curent homopolar nedirectionata 5.2.2. Protectia maximala de curent homopolar directionata 5.3. Detectia punerilor la pamânt în retele cu neutrul tratat prin bobina de stingere 5.3.1. Protectia maximala de curent homopolar nedirectionata 5.3.2. Protectia maximala de curent homopolar directionata 5.3.3 Protectia maximala de curent homopolar wattmetric

41 41 41 46 53 53 54 56 56 58 58

20 22 23 25 28

ii 5.3.4. Metoda variatiei curentului homopolar wattmetric 5.3.5. Protectia maximala de curent de armonici superioare 5.3.6. Metoda DESIR (Détection Sélective par les Intensités Résiduelles) 5.3.7. Metoda masurarii admitantelor 5.4. Detectia dublelor puneri la pamânt în retele de medie tensiune 5.5. Sesizarea defectelor faza-pamânt în retele cu neutrul tratat prin rezistor 5.5.1. Protectia maximala de curent homopolar nedirectionata 5.5.2 Protectia maximala de curent homopolar directionata 5.6 Sesizarea defectelor monofazate în retele de medie tensiune cu neutrul tratat combinat 5.6.1. Protectia maximala de curent homopolar nedirectionata 5.6.2 Protectia maximala de curent homopolar directionata

60 62 64 65 67 68 69 69 71 72 73

6. ARHITECTURA ECHIPAMENTELOR NUMERICE DE PROTECTIE SI RESURSE SOFTWARE GENERALE 6.1. Arhitectura hard a echipamentului 6.1.1. Circuitele de intrare pentru semnalele analogice 6.1.2. Placa procesorului de semnal 6.1.3. Placa procesorului decizional 6.1.4. Placa surselor de alimentare 6.2. Resurse software generale 6.2.1. Filtrarea numerica 6.2.2. Calculul valorii efective si a defazajului marimilor analogice de intrare

75 75 76 78 79 80 80 81 83

7. PROTECTIILE LINIILOR DE ÎNALTA TENSIUNE 7.1. Probleme generale 7.2. Principiile protectiilor de distanta 7.2.1. Principiul de masura al protectiei de distanta REL-521 7.2.2. Principiul de masura al protectiei de distanta SEL-321 7.3. Functiile terminalelor numerice de protectie pentru linii 7.3.1. Functia de teleprotectie 7.3.2. Functia de supraveghere a circuitelor de masura de tensiune 7.3.3. Functia de accelerarea protectiei la conectarea pe defect 7.3.4. Functia de protectie maximala de curent instantanee 7.3.5. Functia de protectie homopolara de curent directionata 7.3.6. Functia de locator de defecte 7.3.7. Functia de înregistrator secvential de evenimente 7.3.8. Functia RAR 7.3.9. Functia de protectie maximala de tensiune 7.3.10. Functii de supraveghere sistem 7.3.11. Functia de protectie de ciot 7.3.12. Functia de configurare a intrarilor si iesirilor 7.3.13. Functia de interfatare cu operatorul 7.4. Stabilirea reglajelor protectiilor de distanta 7.5. Utilizarea protectiei de distanta la linii paralele

89 89 90 91 93 100 101 102 102 102 103 103 106 106 107 107 107 108 109 109 113

8. SISTEME DE CONDUCERE A ECHIPAMENTELOR ELECTRICE SCADA 8.1. Functiile sistemelor SCADA 8.1.1. Functii principale ale sistemelor SCADA. 8.1.2. Functii EMS

119 120 120 121

CUPRINS

8.1.3. DMS - Aplicatii pentru distributia energiei electrice. 8.2. Arhitectura sistemelor SCADA 8.3. Prezentarea principalelor semnale din procesul tehnologic 8.4. Achizitia semnalelor si comanda 8.4.1. Intrari numerice 8.4.2. Intrari analogice 8.4.3. Comenzi catre procesul tehnologic 8.5. Functii locale 8.5.1. La ivelul celulei 8.5.2. La nivelul statiei de transformare 8.5.3. Sincronizarea timpului. 8.6. Comunicatia 8.6.1. Modelul arhitectural ISO-OSI 8.6.2. Profiluri arhitecturale de retele 8.6.3. Comunicatia la nivelul statiei de transformare 8.6.4. Comunicatia la distanta 8.6.5. Comunicatia la nivelul punctului central 8.7. Analiza si prelucrarea datelor la nivelul PCC 9. ECHIPAMENTE DE ACHIZITIE SI COMANDA 9.1. Structura hardware 9.1.1. Intrari numerice 9.1.2. Intrari de contorizare 9.1.3. Intrari analogice 9.1.4. Iesiri numerice 9.1.5. Consola locala 9.1.6. Comunicatia seriala 9.2. Functii de comunicatie 9.2.1. Mesaje de configurare: 9.2.2. Mesaje de comanda catre proces 9.2.3. Mesaje de preluare informatii curente despre proces 9.2.4. Mesaje de eveniment 9.3. Compatibilitate electromagnetica 9.3.1. Surse de interfererenta electromagnetica 9.3.2. Masuri de protectie împotriva interferentelor electromagnetice 10. INTEGRAREA FUNCTIILOR DE PROTECTIE, AUTOMATIZARE, MASURA, CONTROL 10.1. Sisteme integrate de protectie, automatizare, masura si control, a statiilor electrice 10.1.1. Sisteme coordonate de protectie si comanda. 10.1.2. Sisteme integrate de control si protectie. 10.1.3. Principalele cerinte ale subsistemelor secundare moderne. 10.1.4. Optiuni si implicatii ale sistemelor moderne de protectie, control si monitorizare. 10.2. Echipamente multifunctionale de protectie si control 10.2.1. Structura unui echipament digital multifunctional configurabil 10.2.2. Analiza interdependentelor 10.2.3. Avantaje si riscuri ale echipamentelor digitale multifunctionale 10.2.4. Fiabilitatea echipamentelor multifunctionale 10.3. Modelarea unui sistem integrat de protectie, control si monitorizare

iii 122 122 124 126 126 128 129 130 130 130 130 131 131 134 135 137 138 138 141 141 142 144 145 148 149 150 150 152 153 153 153 153 154 156

157 157 158 160 160 163 164 165 167 168 170 170

iv 10.3.1. Aplicatii la nivelul statiei de transformare 10.3.2. Modelul de baza pentru componentele statiei 11. FIABILITATEA ECHIPAMENTELOR NUMERICE DE PROTECTIE, COMANDA SI CONTROL 11.1 Predictia fiabilitatii componentei hardware 11.2. Fiabilitatea programelor. 11.2.1. Metode de calcul ale fiabilitatii programelor. 11.2.2. Predictia fiabilitatii software a echipamentelor numerice bazata pe modelul cresterii fiabilitatii programelor 11.3. Calculul fiabilitatii echipamentelor numerice utilizând lantul Markov 11.3.1. Modelarea fiabilitatii echipamentelor de achizitie si comanda aflate în exploatare 11.4. Fiabilitatea predictiva în contextul elementului protejat 11.5. Fiabilitatea sistemului SCADA 11.6. Implicatiile sistemului SCADA asupra fiabilitatii retelei si echipamentelor electrice din statiile de transformare. BIBLIOGRAFIE

170 173

175 175 178 179 180 182 184 187 194 198 201

PROGRAMUL TEMPUS JEP 09737 Programul TEMPUS JEP 09737 derulat în perioada 1995 – 1998 este un program de mobilitate axat pe dezvoltarea unei scoli de electronica de putere româneasca, având ca parteneri Universitatea “Politehnica” din Bucuresti, Université des Sciences et Technologies de Lille – Franta, Politecnico di Torino – Italia, National Technical University of Athena – Grecia, Université Paul Sabatier Toulouse – Franta, Université du Havre – Franta, ELWE – Lehrsysteme GmbH Cremlingen – Germania, Universitatea “Politehnica” din Timisoara, Universitatea Tehnica “Gh. Asachi” Iasi, Universitatea “Dunarea de Jos” Galati, Univestitatea “Lucian Blaga” Sibiu, S.C. ICPE-ACTEL S.A. Bucuresti, S.C. ICPE SAERP S.A. Bucuresti si S.C. Electrotehnica S.A. Bucuresti. Coordonarea programului a fost asigurata de D-l Prof. Dr. Ing. Florin Ionescu de la Universitatea “Politehnica” din Bucuresti. Scopul programului a fost creearea unei retele de mobilitate studenteasca si perfectionarea cadrelor didactice care sa conduca la: • dezvoltarea unor specializari în electronica de putere în principalele universitati românesti; • pregatirea de cadre ingineresti de înalta calificare pentru industrie si cercetare prin specializarea studentilor la universitati din vest; • modernizarea învatamântului în domeniul electronicii de putere în universitatile românesti prin specializarea de cadre didactice la universitatile partenere; • scrierea si publicarea unor carti de specialitate; • elaborarea unor teze de doctorat. Prin derularea acestui program, introducerea si dezvoltarea de noi specializari a fost posibila prin trei actiuni paralele: • crearea suprastructurii necesare prin organizarea unor laboratoare de electronica de putere moderne; • formarea si reciclarea cadrelor didactice carora le-a revenit sarcina sa predea noile cursuri, prin stagii de specializare în laboratoarele universitatilor partenere; • formarea unor studenti specializati în electronica de putere prin trimiterea lor la stagii la parteneri din Comunitatea Europeana si la parteneri din industria româneasca, pentru întocmirea proiectelor de diploma. O contributie importanta în formarea cadrelor didactice si a specialistilor în electronica de putere din intreprinderile românesti au avut-o conferintele tinute în România de profesori

straini, o buna parte din acestea desfasurându-se la Universitatea “Politehnica” din Timisoara. Simultan s-a urmarit achizitionarea unui fond de carte de specialitate care sa dea posibilitatea cunoasterii si însusirii cunostintelor moderne din domeniul electronicii de putere si din domeniile apropiate, cât si perfectionarea cunostintelor de limbi straine de circulatie internationala. Materialele didactice elaborate cu ocazia stagiilor de perfectionare ale cadrelor didactice servesc la pregatirea la nivel european a studentilor români.

Prof. Dr. Ing. Alexandru Vasilievici Universitatea “Politehnica” Timisoara

1. INTRODUCERE Scopul principal al sistemului energetic este de a genera, transporta si distribui energia electrica la consumatori. Atingerea scopului impune o fiabilitate adecvata atât a echipamentelor primare cât si a echipamentelor secundare de protectie – automatizare cu luarea în considerare a factorului economic. Eforturile îndreptate în directia modernizarii si cresterii performantelor echipamentelor de protectie sunt de reala actualitate si importanta atât pentru furnizorul de energie electrica cât si pentru consumatorul acesteia. Referindu-ne strict la protectia retelelor de medie si înalta tensiune trebuie stabilite la început defectele si regimurile anormale ce pot aparea în functionarea acestora. Cunoscând metodele de sesizare si detectia acestor defecte s-au dezvoltat echipamente deprotectie diverse care sa acopere majoritatea conditiilor de avarii ce pot aparea în sistemul energetic. Astfel s-au dezvoltat diferite tipuri de relee de protectie functie de marimile electrice supravegheate. Integrarea tot mai strânsa a supravegherii si controlului, a protectiei si automatizarii, precum si a monitorizarii este o necesitatea izvorâta din constatarea ca aceste obiective au surse comune de informatii dinspre echipamentele electrice primare, iar în economia informatiei colectarea si transportul datelor este una din cele mai costisitoare componente. Dezvoltarea sistemelor SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition) este strâns legata de evolutia integrarii reciproce între tehnologiile primare si secundare din statiile de transformare, care poate fi împartita în trei etape majore: conventionala, moderna si inteligenta. În prima etapa, tehnologia releelor de protectie electromecanice a determinat schemele si legaturile circuitelor secundare dintr-o statie. Etapa se caracterizeaza prin existenta unui numar mare de echipamente, fiecare din ele concepute pentru o aplicatie distincta, interconectate între ele prin fire conductoare în vederea îndeplinirii functiilor de protectie, control si masura. Constatam astfel un numar mare de conexiuni între echipamentul primar si cel secundar aflate în locuri diferite, celula de înalta sau medie tensiune respectiv camera de protectie sau cea de comanda. Progresul realizat în domeniul electronicii digitale face ca astazi majoritatea functiilor echipamentului secundar sa poata fi implemenmtate cu ajutorul modulelor software care ruleaza pe o platforma bazata pe calculator. Asemenea unitati multifunctionale sunt utilizate atât pentru control cât si pentru protectie. În anii din urma, se constata o tendinta de integrare a echipamentului secundar al unei celule într-un singur dispozitiv. Comunicatia între nivelul celulei si cel al statiei se realizeaza prin transmisie seriala, înlocuind astfel conexiunile individuale traditionale pentru fiecare semnal. În viitor, introducerea conexiunii pe fibra optica între echipamentul de protectie si cel de înalta tensiune va duce la mutarea delimitarii traditionale între secundar si primar. Functii de

2 conversie analog-digitala, precum si unele functii de procesare vor fi descentralizate amplasate cât mai aproape de proces si vor fi integrate fizic în echipamentul primar.

si

Cartea este o sinteza a trei teze de doctorat: “Protectie de distanta digitala pentru sistemul electroenergetic”, “Echipament integrat de protectie, automatizare si masura pentru liniile electrice de medie tensiune” si “Sistem pentru teleconducerea distribuita a echipamentelor electrice din statiile electrice de transformare” elaborate în perioada 1994-1997.

2. DEFECTE SI REGIMURI ANORMALE ÎN RETELE DE ÎNALTA TENSIUNE În mod normal retelele electrice de înalta tensiune sunt tratate ca retele trifazate echilibrate si simetrice. Simetria si echilibrul sunt puternic perturbate în cazul aparitiei defectelor. Singura exceptie o reprezinta scurtcircuitul trifazat care prin natura sa este tratat ca un defect simetric si echilibrat. Retelele electrice de înalta tensiune, începând cu nivelul de 110 kV au neutrul legat direct la pamânt. În astfel de retele, aparitia accidentala a unei legaturi la pamânt a unei faze provoaca un scurtcircuit, cu toate efectele negative asupra instalatiilor si asupra consumatorilor. Pe de alta parte, scurtcircuitele care implica doua sau toate cele trei faze sunt, de regula, mult mai severe din punct de vedere al valorii intensitatilor curentilor de scurtcircuit si al valorii tensiunilor remanente. Sesizarea si eliminarea rapida si selectiva a unor astfel de defecte reprezinta functia de baza a instalatiilor de protectie. În continuare se face o scurta analiza a defectelor monofazate si polifazate, indicându-se câteva caracteristici des utilizate în cadrul protectiilor numerice drept criterii de sesizarea defectelor. Analiza acestor regimuri nesimetrice se face prin utilizarea componentelor simetrice de succesiune directa, inversa si homopolara.

2.1.

Scurtcircuitul monofazat

În cazul defectului monofazat (Fig. 2.1), ecuatiile tensiunilor si curentilor la locul de defect sunt:

Iy = Iz =0 Ex = I xZ F

pentru cazul general al existentei unei impedante de trecere la locul de defect. Daca defectul este net atunci:

Ex = 0 Aplicând descompunerea în componente simetrice se obtine imediat:

I d = I i = I h sau I x = 3 ⋅I d

R S T Ex Ey Ez Iz Iy Ix

Ed + Ei + Eh = 0 Fig. 2. 1 Defectul monofazat

4 de unde rezulta conectarea serie a schemelor de succesiune directa (S.S.D.), inversa (S.S.I.) si homopolara (S.S.H.). Fig. 2.2 prezinta schema echivalenta în componente simetrice a unei LEA care face legatura între statiile A si B si functioneaza buclat (cu surse la ambele capete). Componentele simetrice ale tensiunilor pe barele statiei A, la un defect la capatul opus al liniei se deduc în baza acestei EA EB scheme si au urmatoarea S.S.D. ZA_d ZL_d ZB_d IA_d forma:

U dA = Z dL ⋅I dA + E d ZA_i

IA_i

S.S.I.

ZL _i

U iA = Z iL ⋅I iA + E i

ZB_i

U hA = Z hL ⋅I hA + E h ZA_h

IA_h

S.S.H.

ZL_h

ZB_h

unde IA# reprezinta aportul dinspre capatul statiei A, în componente simetrice, la defect. Cum tensiunea remanenta pe faza cu defect, pe barele statiei A, este însumarea celor trei tensiuni de componente simetrice, se

Fig. 2. 2 Schema echivalenta

obtine:

[

]

U A = Z L ⋅ I A + I A + I A − Z L ⋅I A + Z L ⋅I Z = RO

d

d

i

h

d

h

h

h

h  1 d R d h Z L ⋅ − 1 Z L ⋅I A + Z L ⋅3 ⋅I A ⋅ d Z  3  L 

(2.1)

Daca se noteaza factorul de pamânt

IAR

h  1 Z k 0 = ⋅ Ld − 1 iar I nA = 3 ⋅I hA 3 Z L 

ZLd

se obtine relatia:

d R n U RO A = Z L ⋅( I A + k 0 ⋅I A )

UARO

si impedanta masurata de releu este:

IAn

ZLn

Z

Fig. 2. 3 Schema echivalenta la defect monofazat

RO A

U RO = R A n = Z dL I A + k 0 ⋅I A

(2.2)

În concluzie, la defecte monofazate, raportul dintre tensiunea remanenta de defect si curentul de faza compensat, determina impedanta buclei pâna la locul de scurtcircuit. Relatia (2.1) poate fi scrisa si sub forma U A = Z L ⋅I A + I A ⋅Z A RO

d

R

n

n

2. DEFECTE SI REGIMURI ANORMALE ÎN RETELE DE ÎNALTA TENSIUNE

cu

Z nA =

Z hL − Z dL 3

5

impedanta de nul, iar schema echivalenta acestei exprimari devine

deosebit de sugestiva, asa cum se prezinta in Fig. 2.3.

2.2.

Scurtcircuitul bifazat izolat

În cazul unui defect S-T izolat de pamânt, situat la capatul liniei, ecuatiile tensiunilor si curentilor la locul de defect sunt:

Ix =0 Iy =− Iz E y = Ez

EA

EB

iar schema echivalenta în componente simetrice, dedusa similar defectului monofazat, se prezinta in Fig. 2.4. Admitând o impedanta de defect nula, raportul între tensiunea remanenta si curentul de defect este tocmai impedanta directa pâna la locul de defect:

ZA_d

ZB_d

Z

ST A

IA_d

Ez = 0

ZL_i RF

S.S.D. S.S.I. Fig. 2. 4 Schema echivalenta la defect bifazat izolat

Scurtcircuitul bifazat la pamânt

Fie un defect la pamânt S-T-O, situat la capatul liniei. Ecuatiile tensiunilor si curentilor la locul de defect sunt:

Ix = 0

ZB_i IA_i

ZL_d

U ST = S A T = Z dL IA − IA

2.3.

ZA_i

EA

EB

ZA_d

ZB_d

ZA_i

IA_d ZL_d

ZB_i

ZA_i

IA_i ZL_i

ZB_i IA_i

ZL_i RF

Ey = 0

S.S.D.

S.S.I.

S.S.H.

iar schema echivalenta în Fig. 2. 5. Schema echivalenta la defect S-T-O componente simetrice se prezinta in Fig. 2.5. Admitând o impedanta de defect nula, raportul între tensiunea remanenta si curentul de defect este tocmai impedanta directa pâna la locul de defect:

Z

ST A


6 De remarcat utilizarea buclei bifazate în locul celor doua bucle monofazate de defect. Acest mod de calcul creste precizia masuratorii eliminând influenta impedantei de trecere la locul de defect.

2.4.

Scurtcircuitul trifazat

EA

EB

ZA_d

ZB_d

Defectul trifazat poate fi tratat ca un regim simetric. Ecuatiile tensiunilor si curentilor la locul de defect sunt:

Ix + Iy + Iz = 0

Ez = E y

IA_d

E y = Ez

ZL_d

iar schema echivalenta în componente simetrice, pentru un defect trifazat R-S-T, se prezinta în Fig. 2. 6. Admitând o impedanta de defect nula, raportul între tensiunea remanenta, de exemplu pe bucla de defect S-T si curentul de defect este tocmai impedanta directa pâna la locul de defect:

S.S.D. Fig. 2. 6. Schema echivalenta la defect trifazat

Z

ST A


Relatii similare pot fi scrise si pentru celelalte bucle bifazate de defect.

2.5.

Întreruperea unei faze

Fie schema echivalenta simplificata a unei linii cu dubla alimentare:

A EA

~

ZA

B mZL

(1-m)ZL

ZB

EB

~

Fig. 2.7 Schema echivalenta

Sistemul se considera în functionare în regim simetric si echilibrat (atât pentru sistemul de tensiuni cât si pentru sistemul de curenti), astfel încât sunt valabile urmatoarele relatii pentru curentii de faza:

I1 = I;

I 2 = a 2 ⋅I ;

I 3 = a ⋅I

(2.3)


7

2.1.1. Întreruperea fazei R În acest caz I 1 = 0 si componentele simetrice ale curentilor devin:

3I h = I 2 + I 3 = − I 3I i = a 2 ⋅I 2 + a ⋅I 3 = − I

(2.4)

3I d = a ⋅I 2 + a I 3 = 2 ⋅I 2

de unde rezulta, intuitiv, conectarea S.S.I. (parcursa de –I) în paralel cu S.S.H. (parcursa de –I) si schema echivalenta înseriata cu S.S.D. (parcursa de 2I). Considerând întreruperea fazei la distanta mZL fata de statia A, scheme de succesiune sunt:

EA

EB

Z Ad

ZBd mZLd

I Ad

(1-m)ZLd K1

IB d

K2

Fig. 2.8 Schema de succesiune directa la întreruperea fazei R

IA

i

ZA

IB

i

i

ZB mZL

i

(1-m)ZL K1

i

K2

Fig. 2.9 Schema de succesiune inversa la întreruperea fazei R

i

8

IBh

I Ah

Z Ah

Z Bh mZLh

(1-m)ZLh K1

K2

Fig. 2.10 Schema de succesiune homopolara la întreruperea fazei R

În baza relatiilor (2.4) schema echivalenta în componente simetrice devine: EA

ZA

EB d

d

ZB IAi

mZL

ZA

d

IA

d

i

mZL

Z Ah

K1

IA

i

mZLh

(1-m)ZL

i

ZB

(1-m)ZLh

i

(1-m)ZL

ZB h

d

K2

h

Fig. 2.11 Schema echivalenta la întreruperea fazei R

Impedanta echivalenta Zechi vazuta între bornele K1, K2, ale S.S.I. este:

Z ech = m ⋅Z L + Z A + Z B + (1 + m) ⋅Z L = Z L + Z A + Z B = Z d i

i

i

i

i

d

d

d

(2.5)

În mod similar rezulta impedanta echivalenta vazuta între bornele K1, K2 ale S.S.H.:

Z ech = m ⋅Z L + Z A + Z B + (1 + m) ⋅Z L = Z L + Z A + Z B = Z h h

h

h

h

h

h

h

h

(2.6)

Din fig. 2.11, se poate calcula curentul de succesiune directa:

IA = d

E A − EB E − E B 2 + 3 ⋅k 0 = A ⋅ i h 3 ⋅Z d 1 + 2 ⋅k 0 Z ech ⋅Z ech d d d ZA + ZB + ZL + i h Z ech + Z ech

(2.7)


unde: k 0 =

1 Z h  1  − 1 = 3 q − 1 3  Z d

(

)

q=

9

Zh Zd

Componentele de succesiune inversa si homopolara rezulta imediat, tot în baza fig. 2.11: h

Z I = − I ⋅ i ech h Z ech + Z ech i A

d A

(2.8)

i

Z h d I A = − I A ⋅ i ech h Z ech + Z ech

(2.9)

Revenind la calculul curentilor reali (în baza componentelor simetrice) se obtine:

a ⋅q − a 2 3 d 1 − a ⋅q I = I + I + I = 0; I = (a − 1)⋅I ⋅ ; I A = (a − 1)⋅I A ⋅ 1+ q 1+ q 1 A

d A

i A

h A

2 A

d A

(2.10) Componentele tensiunilor simetrice pe barele statiei A se calculeaza:

U A = m ⋅Z L ⋅I A d

d

d

Zh i d i d d U A = − m ⋅Z L ⋅I A = m ⋅Z L ⋅I A ⋅ Zd + Zh Zd h h h d d U A = − m ⋅Z L ⋅I A = m ⋅Z L ⋅I A ⋅ Zd + Zh

(2.11)

de unde rezulta ca la întreruperea fazei R, apare pe barele statiei A o tensiune homopolara data de relatia:

1 h d U A = m ⋅Z L ⋅I sarcina ⋅ 1 + 2 ⋅q

(2.12)

Deci tensiunea homopolara va fi cu atât mai mare cu cât distanta pâna la locul de defect este mai mare si cu cât impedanta homopolara echivalenta este mai mica. De asemenea tensiunea homopolara va fi cu atât mai mare cu cât curentul de sarcina anterior defectului (sau curentul de sarcina ce urmeaza a încarca linia) este mai mare.

2.1.2. Întreruperea fazelor S si T În acest caz I 2 = 0 si I 3 = 0 , componentele simetrice ale curentilor devin:

3I h = I 1 = I 3I i = I 1 = I 3I d = I 1 = I

(2.13)

de unde rezulta, intuitiv, conectarea S.S.I. în serie cu S.S.H. si înseriata cu S.S.D. între K1 si K2.

10

EA

EB

ZAd

Z Bd

(1-m)Z Ld

mZ Ld Z d

i A

ZL

i

ZB

i

ZA

h

ZL

h

ZB

h

K1

K2

IA

Fig. 2.12 Schema echivalenta la întreruperea fazelor S si T

Impedanta echivalenta Zechi vazuta între bornele K1, K2, ale S.S.I. este:

Z ech = m ⋅Z L + Z A + Z B + (1 + m) ⋅Z L = Z L + Z A + Z B = Z d i

i

i

i

i

d

d

d

(2.14)

In mod similar rezulta impedanta echivalenta vazuta între bornele K1, K2 ale S.S.H.:

Z ech = m ⋅Z L + Z A + Z B + (1 + m) ⋅Z L = Z L + Z A + Z B = Z h h

h

h

h

h

h

h

h

(2.15)

Din fig. 2.12, se poate calcula curentul de succesiune directa:

IA =IA =IA = d

i

h

E A − EB E − EB 1 = A ⋅ 2 ⋅Z d + Z h Zd 2+ q

(

)

(2.16)

Revenind la calculul curentilor reali (în baza componentelor simetrice) se obtine:

I A = I A + I A + I A = 3 ⋅I A ; I A = 0; I A = 0 1

d

i

h

d

2

3

(2.17)

Componentele tensiunilor simetrice pa barele statiei A se calculeaza:

U A = m ⋅Z L ⋅3 ⋅I A d

d

d

U A = m ⋅Z L ⋅3 ⋅I A i

d

d

(2.18)

U A = m ⋅Z L ⋅3 ⋅I A h

h

d

de unde rezulta ca la întreruperea fazelor S si T, apare pe barele statiei A o tensiune homopolara data de relatia:

3 h U A = m ⋅(E A − E B )⋅ 2+ q

(2.19)

3. DEFECTE SI REGIMURI ANORMALE ÎN RETELE DE MEDIE TENSIUNE Retelele de medie tensiune, având tensiuni nominale de 6-20 kV, functioneaza actualmente cu mai multe moduri de tratare a neutrului: • retele de medie tensiune având neutrul izolat; • retele de medie tensiune având neutrul tratat prin bobina de stingere; • retele de medie tensiune având neutrul tratat prin rezistenta ohmica; • retele de medie tensiune având neutrul tratat prin bobina de stingere si rezistenta ohmica; De modul de tratare a neutrului retelei de medie tensiune depind decisiv valorile tensiunilor si ale intensitatii curentilor în cazul unui defect. Acest capitol face o prezentare a problematicii defectelor din retelele de medie tensiune, functie de modul de tratare a neutrului, si se stabilesc metodele de calcul ale curentilor si tensiunilor de defect.

3.1. Punerea la pamânt în retele cu neutrul izolat sau tratat prin bobina de stingere Punerea la pamânt în retelele de medie tensiune este un defect care consta în aparitia unei legaturi accidentale cu rezistenta nula sau de valoare finita între pamânt si o faza a retelei având neutrul izolat sau tratat prin bobina de stingere. În cazul retelelor de medie tensiune având neutrul tratat prin rezistenta ohmica acest defect reprezinta în fapt un scurtcircuit monofazat cu curent de scurtcircuit limitat de rezistenta de tratare. Aparitia unei puneri la pa-mânt conduce la modificarea valorii tensiu-nilor de faza si a curentilor datorita capaci-tatilor faza-pamânt si chiar al rezistentelor faza-pamânt existente, cum se prezinta in Fig. 3.1… Fig. 3.3

Fig. 3.1 Circulatia curentilor capacitivi în cazul unei puneri la pamânt într-o retea cu neutrul izolat

12 Cum se observa din Fig. 3.2, tensiunile fazelor sanatoase fata de pamânt se modifica trecând la valoarea tensiunilor de linie, iar punctul neutru suporta o diferenta de potential fata de pamânt egala cu tensiunea de faza a fazei defecte si de sens contrar. Aceasta tensiune a punctului neutru fata de pamânt constituie deplasarea punctului neutru sau tensiunea de deplasare si se noteaza cu U0 Fig. 3.2 Diagrama fazoriala a tensiunilor în cazul punerii la pamânt nete pe faza S

Din Fig. 3.2 rezulta

U RO = U RS = U RN − U SN = U RN + U 0 U SO = U SS = U SN − U SN + U NS = 0 (3.1) U TO = U TS = U TN − U SN = U TN + U 0 În cazul punerii la pamânt în retelele cu neutrul izolat, prin capacitatile fata de pamânt ale fazelor sanatoase vor circula curenti determinati de tensiunile fata de pamânt. Suma vectoriala a acestor curenti formeaza curentul capacitiv rezultant care circula prin pamânt si trecând prin locul cu defect se închide prin faza cu defect, ca în Fig. 3.1. La determinarea valorii acestor curenti se pot neglija caderile de tensiune pe care le provoaca (valoarea acestor curenti fiind mica) si deci:

IR =

U RO U SO U TO ; IS = ; IT = ZC ZC ZC

(3.2)

Curentul de punere la pamânt (care circula prin faza sanatoasa si prin pamânt) va fi:

I0 = I R + IT =

U RO + U TO ZC

(3.3)

Trebuie observat ca în Fig. 3.1 capacitatile fazelor sanatoase s-au considerat concentrate în aval de locul de defect. Diagrama fazoriala a marimilor care intervin în cazul defectului considerat se prezinta în Fig. 3.3. Din relatia (3.3) si din Fig. 3.3 rezulta:

3. DEFECTE SI REGIMURI ANORMALE IN RETELE DE MEDIE TENSIUNE

13

U RO + U TO = 2 ⋅U RO ⋅cos30 o = 3 ⋅U RS = 3 ⋅ 3 ⋅U S = 2 3 ⋅U 0 = 3 ⋅U f 2⋅

si ca urmare:

I0 = −

3 ⋅U S 3 ⋅U 0 U 0 = = (3..4) ZC ZC ZC 3

Curentul I 0 este defazat capacitiv cu 90° fata de tensiunea U 0 si este identic cu curentul care s-ar obtine daca tensiunea U 0 ar debita asupra celor trei capacitati ale fazelor retelei legate in paralel. Schema echivalenta a retelei cu defectul considerat este prezentata in Fig. 3.4. Prezenta arcului electric în cazul punerii la pamânt determina aparitia unei caderi de tensiune pe arc, ceea ce face ca potentialul fazei defecte sa difere de potentialul pamântului, astfel încât diagrama Fig. 3.3 Diagrama fazoriala a tensiunilor si curentilor tensiunilor din Fig. 3.2 se modifica si este în cazul punerii la pamânt nete prezentata în Fig. 3.5. În acest caz tensiunea U0 nu mai este egala si de sens contrar cu tensiunea pe faza a fazei cu defect ci va fi întotdeauna mai mica. Tensiunile pe cele trei faze vor fi: U RO = U SO + U RS ;

U TO = U SO + U TS ; U RS + U TS = − 3 ⋅U S

(3.5)

Fig. 3.4 Schema echivalenta a retelei în cazul simplei puneri la pamânt

Fig. 3.5 Diagrama fazoriala a tensiunilor în cazul punerii la pamânt prin arc electric

14 iar curentul de punere la pamânt:

I0 =

U RO + U SO + U TO U SO + U RS + U SO + U SO + U TS = = ZC ZC U + U TS + 3 ⋅U SO − 3 ⋅U S + 3 ⋅U SO = RS = ZC ZC

Caderea de tensiune pe arc va fi în acest caz:

U SO = − Rarc ⋅I 0

(3.6)

si curentul de punere la pamânt:

− 3 ⋅U S + 3 ⋅U SO US =− (3.7) 1 ZC ⋅Z + Rarc 3 C Din Fig. 3.5 rezulta U 0 = U SO − U S si tinând cont de relatiile (3.6) si (3.7) se obtine relatia: U 1 U 0 = − Rarc ⋅I 0 − U S = − ⋅I 0 ⋅Z C sau I0 = S ZC 3 3 I0 =

identica cu valoarea obtinuta în cazul punerii la pamânt nete.

Fig. 3.6 Schema echivalenta a retelei în cazul unei puneri la pamânt prin rezistenta de arc

de-a lungul liniei, iar relatia:

Astfel, si în cazul unei puneri la pamânt prin rezistenta de arc, curentul de defect I0 este determinat de deplasarea punctului neutru si de capacitatile fata de pamânt ale celor trei faze. Pe baza relatiilor (3.6) si (3.7) se obtine schema echivalenta din Fig. 3.6 în realitate capacitatile faza-pamânt nu sunt concentrate dar pot fi considerate uniform distribuite

I0 = I R + IS + IT

(3.8) ramâne valabila atât în cazul unei linii fara defect, cât si în cazul liniei cu punere la pamânt. Distributia curentilor capacitivi pentru o linie fara defect se prezinta în Fig. 3.7, iar pentru o linie cu punere la pamânt în Fig. 3.8. Într-o retea reala, izolatia fazelor fata de pamânt nu este perfecta, astfel încât pe lânga curentii capacitivi circula între faze si pamânt si curenti activi având o distributie similara, dar la un unghi de 90°fata de cei capacitivi.


I 0 = I R 0 + I SO + I TO = 0 Fig. 3.7 Distributia curentilor capacitivi într-o linie la functionare normala

Fig. 3.8 Distributia curentilor capacitivi si prin pamânt în cazul unei puneri la pamânt

15

16 O metoda eficienta de eliminare a acestor tipuri de defecte este utilizarea compensarii neutrului retelei de medie tensiune prin bobina de stingere. Aceasta metoda se utilizeaza pe scara larga în retelele de medie tensiune din tara noastra, având în vedere avantajul major: eliminarea defectelor trecatoare fara a necesita interventia instalatiilor de protectie si deci fara declansarea întreruptorului si trecerea prin zero a consumatorilor. În cazul aparitiei unei puneri la pamânt într-o retea având neutrul tratat prin bobina de stingere, tensiunea de deplasare a neutrului provoaca un curent inductiv I L prin bobina, care compenseaza curentul capacitiv de defect, dupa cum rezulta din Fig. 3.9

Fig. 3.9 Circulatia curentilor de defect la punere la pamânt într-o retea cu neutrul compensat

Fig. 3.10 Schema echivalenta a unei retele cu neutrul tratat prin bobina de stingere la o punere la pamânt.


17

Deci prin locul de defect trece suma celor doi curenti capacitiv si inductiv, suma care este nula daca cei doi curenti sunt egali ca modul. În acest fel schema echivalenta a retelei cu punere la pamânt se modifica fata de Fig. 3.4 si devine cea din Fig. 3.10. Având în vedere ca impedanta bobinei este de fapt o reactanta, Z L = jω L si cu notatia

X Ce =

XC se deduce pentru compensarea totala: 3 1 1 X L = X C adica ω L = = ω C e 3ω C

(3.9)

care este de fapt o conditie de rezonanta. Daca aceasta conditie este satisfacuta atunci I L = − I C , curentul de punere la pamânt este compensat si la locul defectului curentul este nul, desi exista curent în fazele sanatoase si prin bobina de stingere. Relatiile de mai sus, stabilite pentru cazul considerarii capacitatilor retelei ca fiind concentrate, ramân valabile si în cazul distributiei reale a acestora. Compensarea curentului capacitiv la locul de defect provoaca stingerea curentului de defect si deci izolarea defectului (pentru defecte trecatoare) fara a fi necesara functionarea unor instalatii de protectie si fara întreruperea alimentarii consumatorilor. Acest fapt constituie avantajul major în cazul retelelor tratate prin bobina de stingere. Pe de alta parte, solicitarile suplimentare ale fazelor sanatoase (de la tensiunea de faza la cea de linie) în regim stabilizat si în regim tranzitoriu reprezinta un dezavantaj al acestui mod de tratare a neutrului. Detectarea selectiva a punerilor la pamânt în retelele de medie tensiune cu neutrul izolat sau tratat prin bobina de stingere implica utilizarea unor metode specifice tinând seama în primul rând de valorile mici (mult mai mici decât curentii de scurtcircuit) ale curentilor de punere la pamânt. Aceste metode se prezinta în cap. 3.

3.2. Dubla punere la pamânt în retele de medie tensiune cu neutrul compensat Dubla punere la pamânt este un defect asemanator scurtcircuitului bifazat si consta în punerea la pamânt - neta sau prin arc - a doua faze diferite, în doua puncte diferite ale unei retele de medie tensiune având neutrul izolat sau tratat prin bobina de stingere. Desi asemanator cu scurtcircuitul bifazat, dubla punere la pamânt difera de acesta prin diagramele fazoriale de tensiune si în special prin aparitia deplasarii punctului neutru. Fie o retea de medie tensiune cu o dubla punere la pamânt pe fazele S si T ca în Fig. 3.11. Tensiunea care da nastere curentului de defect I S este U ST , iar cea care da nastere curentului de defect I T este U TS , evident egala si de sens contrar cu U ST . Impedantele Z 1 si Z 2 sunt portiuni din impedantele liniei, având valori diferite, determinate de pozitiile celor doua defecte, dar practic acelasi unghi.

18

Fig. 3.11 Dubla punere la pamânt pe fazele S si T

În Fig. 3.12 se prezinta diagramele fazoriale ale tensiunilor la sursa, la locul primului defect si la locul celui de-al doilea defect în cazul unor puneri la pamânt nete.

Fig. 3.12 Diagramele fazoriale ale tensiunilor la sursa, la locul primei respectiv celei de a doua puneri la pamânt

Se observa ca tensiunile de faza ale fazelor defecte variaza de-a lungul liniei, ajungând egale si de sens contrar cu tensiunea de deplasare la locul celei de-a doua puneri la pamânt. Valoarea curentului de dubla punere la pamânt este mai mare decât valoarea curentului de defect la o simpla punere la pamânt si în general mai mica decât valoarea curentului de scurtcircuit bifazat. Datorita valorii mai mici decât a curentului de scurtcircuit bifazat, dubla punere la pamânt poate sa nu fie sesizata de protectia maximala de curent, astfel încât este necesar a se prevedea protectii speciale împotriva dublelor puneri la pamânt, cu atât mai mult cu cât asa cum se va vedea în continuare, acest tip de defect da nastere la locurile de defect la tensiuni de pas si de atingere periculoase. Valoarea intensitatii curentului de dubla punere la pamânt în regim permanent se calculeaza în acelasi mod cu cel folosit la calculul curentilor de scurtcircuit trifazat, în baza metodei componentelor simetrice. Pentru o dubla punere la pamânt pe aceeasi linie, valoarea intensitatii curentului prin pamânt se determina prin relatia (3.10), iar pentru o dubla punere la pamânt pe linii diferite se determina prin relatia (3.11) corelat cu Fig. 3.13.


IP = IP =

− j3 3 E

3( Z da + Z ia ) + Z db + Z ib + Z hb + 3Z 1 + 3Z 2 − j3 3 E

3( Z da + Z ia ) + Z db + Z ib + Z hb + Z dc + Z ic + Z hc + 3Z 1 + 3Z 2

unde: Z d , Z i , Z h

19 (3.10)

(3.11)

sunt impedantele directa, inversa si homopolara ale liniei pâna la locul de

defect, Z 1 , Z 2 sunt impedantele de trecere la locul de defect iar I P este curentul prin pamânt, tensiunea de referinta este E = E ⋅e

j⋅0

.

Fig. 3.13 Explicativa la calculul curentului de dubla punere la pamânt

20

3.3. Calculul tensiunilor de pas si de atingere la duble puneri la pamânt in retele cu neutrul compensat Tensiunea între talpile pasilor unui om care se deplaseaza în lungul liniei de câmp electric poarta denumirea de tensiune de pas UP. Tensiunea de pas stabileste prin corpul uman, de rezistenta RC, un curent IC care se poate determina cu relatia (3.12):

IC =

UP RC

(3.12)

Rezulta ca valoarea curentului IC este cu atât mai mare cu cât este mai mare tensiunea de pas UP iar valoarea minima a intensitatii acestui curent (ICm) care poate provoca moartea se poate deduce din valoarea maxima a tensiunii de pas:

I cm =

U P max RC

(3.13)

Zona periculoasa a unei prize de pamânt esta zona la suprafata pamântului în care pentru un curent prin priza mai intens decât cel periculos, exista pericolul de moarte pentru viata oamenilor sau animalelor. Limita inferioara a rezistentei RC a circuitului format de pamânt si corpul uman, considerat perfect conductor, se calculeaza acceptând ca talpile picioarelor alcatuiesc prize de suprafata de forma unor discuri circulare de raze a=0,1 m (Fig. 3.14), având fiecare rezistenta Rd :

Rd =

R=0

a

p

ρ 4a

(3.14)

R=0

a

Fig. 3.14 Explicativa la tensiunea de pas

unde ρ este rezistivitatea solului. Rezistentele talpilor si prizelor fiind conectate în serie, valoarea rezistentei RC are expresia:


RC =

ρ1 + ρ2 4a

21 (3.15)

Rezistenta minima, RC min, se obtine în cazul în care se calca cu un picior pe priza ( ρ1 = 0 ) si

cu celalalt picior pe sol ( ρ2 = ρ ) si este data de relatia:

RC min =

ρ 4a

(3.16)

Rezistenta maxima se obtine atunci când se calca cu ambele picioare pe sol ( ρ1 = ρ2 = ρ ) si are valoarea data de relatia:

ρ (3.17) 2a 2 Cu o valoare medie a rezistivitatii solului ρ ≅10 Ωm si a=0,1m se obtine RCmin=250Ω RC max =

respectiv RCmax= 500Ω. Intensitatea curentului minim mortal fiind Icm= 50mA, tensiunea periculoasa de pas este: UP max= RC max •ICm= 500• 0.05= 25 V.

I r0

r

Fig. 3.15 Priza de pamânt de suprafata emisferica

Considerând o priza de suprafata emisferica si acceptând ipoteza simplificatoare, privind conductivitatea pamântului mult mai mica decât a metalelor, aceasta din urma se poate considera în calcule infinita. Prin urmare liniile de câmp electric si ale densitatii de curent sunt normale pe suprafata prizei. Liniile densitatii de curent ale prizei fiind radiale (Fig. 3.15), din fluxul densitatii de curent prin suprafata emisferei de raza r, egal cu intensitatea curentului I prin priza:

∫J ndA = 2πr

2

J =I

(3.18)

se deduce intensitatea câmpului electric stationar E în sol:

E=−

I r 2πr 2σ r

(3.19)

Integrând produsul scalar Edr în lungul unei linii de câmp situata la suprafata solului se obtine tensiunea prizei fata de sfera de la infinit. Notând cu p lungimea pasului, UP tensiunea de pas, într-un punct pe suprafata solului la distanta r, se calculeaza cu relatia:

22 r + p/ 2

UP = −

∫ Ed r =

r − p/ 2

 ρ ⋅I ρ ⋅I  1 1 p − =   2 2π r − p / 2 r + p / 2  2π r − p 2 / 4

(3.20)

si este maxima când se calca cu un picior pe marginea prizei:

U P max =

ρ ⋅I p 2π r0 ( r0 + p)

(3.21)

iar pentru r >> p, neglijând p2/4 în raport cu r2 relatia devine:

U P max ≈

ρ ⋅I p 2π r 2

(3.22)

care este cu atât mai mare cu cât este mai mare I. La valori chiar minime ale curentului de dubla punere la pamânt de I=250 … 300 A, tensiunea de pas atinge valori periculoase. Acesta este motivul principal pentru care dubla punere la pamânt trebuie sesizata si eliminata rapid de instalatiile de protectie.

3.4.

Scurtcircuitul trifazat în retele de medie tensiune

Scurtcircuitul trifazat reprezinta un defect simetric deosebit de sever în cadrul retelei de medie tensiune. Se caracterizeaza printr-o scadere profunda a tensiunii, dar cu pastrarea simetriei, în timp ce intensitatile curentilor cresc accentuat dar pastrând simetria.

Fig. 3.16 Schema retelei si diagrama fazoriala a tensiunilor si curentilor la scurtcircuit trifazat

(3) I SC =

Unghiul de scurtcircuit ϕ SC este:

Uf Z

=

ϕSC = arctg

U 3 ⋅Z

Xe + Xl Re + Rl

În Fig. 3.16 este prezentata schema retelei de medie tensiune în cazul unui scurtcircuit trifazat metalic precum si diagrama fazoriala a tensiunilor si curentilor. Valoarea efectiva a componentei periodice a curentului de scurtcircuit este:

3.23)

(3.24)

unde: Xe, Re - reprezinta reactanta, respectiv rezistenta echivalenta a sistemului la locul de montare al protectiei; Xl , Rl - reprezinta reactanta, respectiv rezistenta liniei pâna la locul de defect.


23

Valorile unghiului de scurtcircuit depind de tipul si parametrii liniei, astfel în cazul LEA acest unghi este cuprins între 20°- 60°iar pentru LES de medie tensiune între 10°- 20°. Scurtcircuitele trifazate sunt defecte deosebit de severe având în vedere valorile mari ale curentilor (mult mai mari decât în cazul unor puneri la pamânt simple sau duble) si tensiunile scazute, determinate de impedanta pâna la locul de defect, afecteaza major consumatorii (în special motoarele electrice). Acesta este motivul pentru care se impune sesizarea si eliminarea într-un timp cât mai scurt a defectului.

3.5.

Scurtcircuit bifazat în retele de medie tensiune

În acest caz de defect se pierde simetria între curenti si tensiuni. Curentii de scurtcircuit circula prin bucla formata de cele doua faze afectate de defect, ca în Fig. 3.17. Valoarea efectiva a curentului de scurtcircuit bifazat se calculeaza cu relatia: ( 2) I SC =

U 2 ⋅Z d

(3.25)

Fig. 3.17 Schema retelei si diagrama fazoriala a tensiunilor si curentilor la scurtcircuit bifazat

Asa cum rezulta din Fig. 3.17, la locul de defect, tensiunea între fazele de defect S-T este zero (la scurtcircuit metalic). Curentii de scurtcircuit în cele doua conductoare sunt egali în valoare absoluta, însa de sensuri opuse si defazati fata de tensiunea U care-i genereaza, cu unghiul de scurtcircuit definit în relatia (3.24). Valoarea intensitatii curentului de scurtcircuit bifazat se poate calcula în baza coordonatelor simetrice. Astfel, se descompune reteaua reala în trei retele elementare, de succesiune directa, inversa si homopolara, fiecare din acestea fiind strabatuta de curenti simetrici si echilibrati, corespunzând componentelor simetrice ale sistemului de curenti reali dati. La locul de defect se ramifica trei conductoare fictive de impedanta nula (Fig. 3.18). Prin aceste conductoare trec curentii de defect, notati I x , I y , I z , derivati din fazele 1,2,3 ale retelei. Aceste conductoare au anumite potentiale fata de pamânt, notate E x , E y , E z Pentru studierea diferitelor tipuri de scurtcircuit se stabilesc conditiile defectului în acest punct si apoi prin aplicarea teoriei coordonatelor simetrice se determina modul de cuplare a diverselor retele fictive si se calculeaza componentele fictive. Marimile reale ale curentilor si tensiunilor se determina în baza componentelor simetrice.

24

1 2 3 Ix

Iy

Iz

Z Ex

Ey

Ez

Fig. 3.18 Scurtcircuit bifazat cu arc dar izolat fata de pamânt

Pentru cazul scurtcircuitului bifazat izolat, conditiile defectului sunt: I x = 0 , I y + I z = 0 , E y = Z ⋅I y + E z

(3.26)

Componentele simetrice ale curentilor se calculeaza dupa cum urmeaza:

(

)

1 I + I y + Iz = 0, 3 x 1 − a + a2 I d = I x + a I y + a2 I z = Iz, 3 3 1 a − a2 2 Ii = I x + a I y + aI z = Iz 3 3 Ih =

(

)

(

(3.27)

)

si rezulta imediat I d + I i = 0 . Dar, I h = 0 si deci E h = − Z h ⋅I h = 0 . Prin urmare în schema echivalenta nu intervine reteua fictiva de secventa homopolara. Pentru celelalte valori ale tensiunilor de componenta directa, respectiv inversa se obtin urmatoarele relatii:

iar diferenta este:

Ed =

1 ( E − E z − aZ I z ) 3 x

Ei =

1 Ex − Ez − a2 Z I z ) ( 3

(3.28)


Ed − Ei =

25

1 2 (a − a)Z ⋅I z 3

(3.29)

Înlocuind valoarea curentului, în baza relatiei (3.27), se obtine:

E d = E i + Z ⋅I d

(3.30)

relatie în baza careia cele doua retele fictive se conecteaza în paralel, ca în Fig. 3.19. Din schema echivalenta se deduc imediat relatiile:

E = Z d ⋅I d + Z ⋅I d + Z i ⋅I d E Id = (3.31) Zd + Zi + Z

E

Zi

Zd Id

Cunoscând valorile componentelor simetrice se pot calcula valorile reale ale curentilor la locul de defect:

Z

Ii

Fig. 3.19 Schema echivalenta pentru scurtcircuitul bifazat izolat

I y = a 2 I d + a I i + I h = (a 2 − a )I d = − j

3E Zd + Zi + Z (3.32)

si I z = − I y , I x = 0 . Pentru retelele de medie tensiune (omogene) valorile impedantelor directa si inversa sunt egale, iar pentru un scurtcircuit metalic net, relatia de calcul a modulului intensitatii curentului de scurtcircuit bifazat este cea prezentata în relatia (3.25).

3.6. Defecte faza – pamânt în retele de medie tensiune cu neutrul tratat prin rezistenta Utilizarea bobinelor de stingere în retelele de medie tensiune prezinta pe lînga avantajele mentionate si anumite dezavantaje si anume: • imposibilitatea practica de a compensa retele extinse de LES, având deci curenti mari de punere la pamânt; • supratensiunile tranzitorii, care apar pe fazele fara defect, pot atinge valori periculoase pentru izolatia echipamentelor de medie tensiune; O alternativa pentru eliminarea acestor dezavantaje o constituie utilizarea rezistentei ohmice pentru tratarea retelelor de medie tensiune având curenti capacitivi mari (> 200 … 300 A). Din punct de vedere al instalatiilor de protectie, acest mod de tratare al neutrului retelelor de medie tensiune prezinta câteva particularitati care trebuie retinute si anume:

26 • valorile intensitatii curentului de defect (faza pamânt) sunt mult mai mari decât în cazul retelelor tratate prin bobina de stingere, cu consecinte severe asupra tensiunilor de pas si de atingere; • conditiile de detectie a defectelor faza pamânt sunt mai bune, având în vedere valoarea mai mare a curentului homopolar; • implica conditii de rapiditate mai severe, tinând cont de valorile importante ale curentului injectat prin pamânt, în caz de defect,; • în general, instalatiile de protectie clasice devin mai complexe. Calculul intensitatii curentilor de defect se poate face similar cu calculul prezentat la punctul 3.5, pornind de la schema monofilara simplificata, prezentata în Fig. 3.20. Curentul de defect fazaE Zd pamânt este determinat pe de o parte de tensiunea retelei si impedantele inductive ale aE Zd retelei, iar pe de alta parte de circulatia curentilor capaciaE Zd tivi, întocmai ca în cazul retelelor având neutrul izolat. Ix Conditiile la locul de defect, Ex Iy Iz pentru defecte faza-pamânt, Z =R+jX Z sunt: 2

Nul

Tnul

E x = Z ⋅I x , I y = I z = 0

(3.32a) si determinând componentele simetrice ale curentului la locul de defect se obtine:

Fig. 3.20 Retea cu neutrul tratat prin rezistor

Id = Ii = Ih =

1 I 3 x

ZNul

(3.33) Pentru tensiuni se obtine relatia:

E

E x = E h + E d + E i = Z ⋅I x = 3Z ⋅I d

Zd

(3.34) Analizând relatiile (3.33) si (3.34) rezulta o schema echivalenta serie, pentru defectul faza-pamânt (Fig. 3.21). Din schema rezulta imediat:

Zi

Id = Ii = Ih =

Zh

E Z d + Z i + Z h + 3( Z Nul + Z )

si respectiv: Z

E d = E − Z d ⋅I d , E i = − Z i ⋅I i , E h = − Z h ⋅I h (3.35)

Fig. 3.21 Schema echivalenta pentru defectul faza-pamânt

Curentii reali la locul de defect vor fi:


27

3E , Z d + Z i + Z h + 3( Z + Z Nul )

I y = I z = 0 (3.36)

Ix = Id + Ii + Ih = iar tensiunile la locul de defect:

3 ⋅Z Z d + Z i + Z h + 3( Z + Z Nul ) Z h + aZ i E y = 3E e− Z d + Z i + Z h + 3(Z + Z Nul )

Ex = E

Z h − a2 Z i Ez = 3E e+ Z d + Z i + Z h + 3( Z + Z Nul )

j150°0

j150°0

(3.37)

Prin Z d s-a notat impedanta de secventa directa totala, ca suma a impedantelor directe ale: • sistemului 110 kV, raportata la tensiunea barei de medie tensiune; • transformatorului de forta 110 kV / m.t.; • liniei de medie tensiune pâna la locul de defect. Prin Z i s-a notat impedanta de secventa inversa totala, ca suma a impedantelor inverse ale: • sistemului 110 kV, raportata la tensiunea barei de medie tensiune; • transformatorului de forta 110 kV / m.t.; • liniei de medie tensiune pâna la locul de defect. Prin Z h s-a notat impedanta de secventa homopolara totala a liniei de medie tensiune pâna la locul de defect. Prin Z Nul = R + jX Nul s-a notat impedanta totala a circuitului de creare a nulului artificial, ca suma dintre: • reactanta trafo de servicii interne (sau bobina de nul); • rezistenta rezistorului de tratarea neutrului. Re U

Re U

I(1)def[Re]

I(1)def

I(1)def[Im] I(1)def[Re]

I(1)def[Im] Im

Im

Fig. 3.22 Calculul curentului de defect rezultant

28 Cu valoarea intensitatii curentului calculata conform relatiei (3.36), tinând cont de circulatia curentului capacitiv al retelei (Fig. 3.22) si de intensitatea acestuia data de relatia (3.4), se poate calcula valoarea intensitatii curentului rezultant de defect:

I (1)def [ Re]=

3E

( ΣXtot

+ ΣXtot i + ΣXtot h + 3 X Nul ) + (3R) 2

d

I (1)def [ Im ]= 3 ⋅U 0 ⋅ω ⋅C

2

(3.38)

I (1)def = I (1)def [ Re ]+ I (1)def [ Im ]

3.7. Defecte faza – pamânt în retele de medie tensiune cu neutrul tratat combinat Tratarea combinata a neutrului retelei de medie tensiune utilizeaza bobina de stingere ca element de retea conectat în permanenta la bara de nul si un rezistor conectat în paralel prin intermediul unui întreruptor monopolar (Fig. 3.23).

Trafo 110 kV / MT Bara MT

TSI (BPN)

Bara Nul I BS

R

Fig. 3.23 Schema de principiu a tratarii combinate

Întreruptorul este comandat printr-o automatica adecvata si se conecteaza în cazul punerilor la pamânt permanente, neeliminate de bobina de stingere. Odata conectat rezistorul în circuit, tratarea neutrului devine practic o tratare prin rezistenta. Metoda com-binata pastreaza avanta-jele oferite de bobina de stingere dar aduce si avantajul rezistorului în ceea ce priveste sesizarea defectelor faza - pamânt cu rezistenta mare de trecere. Este o solutie care are eficienta maxima în retelele mixte, cu ponderi pratic egale între reteaua în cablu si cea aeriana. Trebuie subliniat ca acest mod de tratare pastreaza însa si dezavantajele bobinei de stingere prezentate la punctul 3.1.


29

Functionarea se poate analiza în baza Fig. 3.23. Astfel, la o punere la pamânt aparuta la momentul t0, bobina va genera un curent inductiv de valoare egala si de sens contrar curentului capacitiv al retelei. Daca defectul este trecator, acesta se autoelimina urmare a curentului rezultant de valoare redusa. Daca defectul este persistent, atunci dupa un interval de timp t1, se va comanda conectarea întreruptorului monopolar al rezistorului. În acest fel punerea la pamânt se transforma într-un scurtcircuit monofazat limitat de impedanta de nul si sunt create conditii pentru actionarea protectiilor de curent homopolar. Dupa un interval de timp t2 suficient de mare, pentru a permite actionarea protectiei pe linia cu defect, automatica tratarii va emite impuls de deconectare a întreruptorului rezistorului, schema revenind la normal si pregatita pentru o noua actionare. Calculul valorii curentilor de defect se poate face similar cu calculul prezentat la punctul 2.6, pornind de la schema monofilara simplificata din Fig. 3.20. Conditiile la locul de defect, pentru defecte faza-pamânt, sunt:

E x = Z ⋅I x , I y = I z = 0 ZNul

(3.39)

si determinând componentele simetrice curentului la locul de defect se obtine:

E

Id = Ii = Ih =

Zd

1 I 3 x

ale

(3.40)

Pentru tensiuni se obtine relatia:

E x = E h + E d + E i = Z ⋅I x = 3Z ⋅I d (3.41)

Zi

Analizând relatiile (3.39) si (3.41) rezulta o schema echivalenta serie pentru defectul faza-pamânt (Fig. 3.24). Din schema rezulta imediat:

Zh

Z

Id = Ii = Ih =

E

Z d + Z i + Z h + 3( Z Nul + Z )

si Fig. 3.24 Schema echivalenta pentru defectul faza-pamânt.

E d = E − Z d ⋅I d , E i = − Z i ⋅I i , E h = − Z h ⋅I h (3.42)

Curentii reali la locul de defect vor fi:

Ix = Id + Ii + Ih = Iy = Iz = 0

3E , Z d + Z i + Z h + 3( Z + Z Nul ) (3.43)

30 iar tensiunile la locul de defect:

Ex = E

3 ⋅Z Z d + Z i + Z h + 3( Z + Z Nul )

E y = 3E

Z h + aZ i

Z d + Z i + Z h + 3(Z + Z Nul )

e−

Z h − a2 Z i Ez = 3E e+ Z d + Z i + Z h + 3( Z + Z Nul )

j150°0

j150°0

(3.44)

Prin Z d s-a notat impedanta totala de secventa directa, ca suma a impedantelor directe ale: • sistemului 110 kV, raportata la tensiunea barei de medie tensiune; • transformatorului de forta 110 kV / m.t.; • liniei de medie tensiune pâna la locul de defect. Prin Z i s-a notat impedanta totala de secventa inversa, ca suma a impedantelor inverse ale: • sistemului 110 kV, raportata la tensiunea barei de medie tensiune; • transformatorului de forta 110 kV / m.t.; • liniei de medie tensiune pâna la locul de defect. Prin Z h s-a notat impedanta totala de secventa homopolara a liniei de medie tensiune pâna la locul de defect. Prin Z Nul = RNul + jX Nul s-a notat impedanta totala a circuitului de nul, ca suma dintre: • reactanta trafo de servicii interne (sau bobina de nul); • impedanta echivalenta a circuitului paralel format din reactanta bobinei de stingere si rezistenta rezistorului de tratarea neutrului; Impedanta echivalenta este definita de relatia:

Z ech =

R ⋅ jX B R ⋅ X B2 R 2 ⋅X B = 2 + j = Rech + jX ech R + jX B R + X B2 R 2 + X B2

(3.45)

unde s-au notat: R - rezistenta rezistorului XB - reactanta bobinei de stingere Tinând seama de relatia (3.45), impedanta de nul se calculeaza: h h Z Nul = RTSI + Rech + j( X TSI + X ech )

(3.46)


31

Înlocuind valoarea impedantei de nul în relatia (3.43) si admitând la locul de defect Z=0, se obtine:

Ix =

3E Z d + Z i + Z h + 3 ⋅Z Nul

(3.47)

Cu valoarea intensitatii curentului calculata conform relatiei (3.47), tinând cont si de circulatia curentului capacitiv al retelei, respectiv de circulatia curentului inductiv al bobinei de stingere (Fig. 3.25), se poate calcula valoarea intensitatii curentului rezultant de defect:

I (1)def [ Re]=

3E

(X

d tot

i h d i h + X tot + X tot + 3 X Nul ) + ( Rtot + Rtot + Rtot + 3RNul ) 2

I (1)def [ Im ]= 3 ⋅U 0 ⋅ω ⋅Ctot −

2

U0 ω ⋅L

(3.48)

I (1)def = I (1)def [Re]+ I (1)def [Im ] Re

Re

E

E

I (1)def[Re]

I(1)def[Im] I (1)def I(1)def[Re]

I (1)def[Im] Im

ICtot

IB

Im

Fig. 3.25 Calculul curentului de defect rezultant

La bornele filtrului de curent homopolar se obtine un curent rezultant dat de relatiile:

I (1)def [ Re]=

3E

(X

d tot

i h d i h + X tot + X tot + 3 X Nul ) + ( Rtot + Rtot + Rtot + 3RNul ) 2

I (1)def [ Im ]= 3 ⋅U 0 ⋅ω ⋅( Ctot − C prop ) −

2

U0 ω ⋅L

I (1)def = I (1)def [Re]+ I (1)def [Im ]

(3.49)

32 În relatiile (3.48) respectiv (3.49) s-au utilizat urmatoarele notatii: Ctot - capacitatea totala a retelei; Cprop - capacitatea proprie a liniei cu defect; L - inductivitatea bobinei de stingere;

4. SESIZAREA DEFECTELOR RETELE DE ÎNALTA TENSIUNE

ÎN

În acest capitol se prezinta pe scurt câteva metode de sesizare a defectelor care pot apare în retelele de înalta tensiune, folosite drept criteriu pentru realizarea functiilor de protectie în cadrul terminalelor de protectie.

4.1.

Detectia scurtcircuitelor bifazate si trifazate;

4.1.1. Protectia maximala de curent nedirectionata; Cresterea semnificativa a intensitatii curentilor pe faze ofera un criteriu simplu si relativ usor de implementat în cadrul terminalelor de protectie numerice. Schema logica echivalenta unei implementari software se prezinta in fig. 4.1. IR

IS

C + _ T + _

IT

>1

O

t 0

+ _

I>

Fig. 4.1 Protectia maximala de curent temporizata

unde:

IR, IS, IT reprezinta valorile efective ale intensitatilor curentilor pe faze, I > este curentul de pornire reglat, C reprezinta comparatoarele, T elementul de timp cu temporizare la actionare. Iesirea O a protectiei maximale de curent este asignata logicii de declansare. În cazul unei protectii maximale de curent instantanee, schema logica echivalenta implementarii software se modifica conform fig. 4.2.

34 IR

C + _

IS

+

O >1

_ IT

+ _

I >>

Fig. 4.2 Protectia maximala de curent instantanee

Semnificatia simbolurilor este similara cu cele din fig. 4.2, iar I >> reprezinta curentul de pornire reglat pentru aceasta protectie.

4.1.2. Protectia maximala de curent directionata Retelele de înalta tensiune functioneaza în general buclat. Ca urmare este necesar a se complecta schema unei protectii maximale de curent cu elementul directional, care sa permita actionarea protectiei numai la o circulatie a curentului de defect de la bare spre linie. Schema logica echivalenta implementarii sotware se prezinta in fig. 4.3 IR

C + _

IS

+ _

IT

T >1 &

O

t 0

+ _

I>

dF

Fig. 4.3 Protectia maximala de curent directionata si temporizata

Poarta logica SI conditioneaza impulsul de declansare de decizia elementului directional. Daca defectul este încadrat “în fata” variabila logica dF=1 si se permite actionarea. În caz contrar actionarea este blocata. Detalii privind protectiile maximale de curent se prezinta în cap. 5.

4. SESIZAREA DEFECTELOR ÎN RETELE DE ÎNALTA TENSIUNE

35

4.1.3. Protectia de distanta Scurtcircuitele sunt caracterizate de atât de cresterea accentuata a intensitatii curentului cât si de scaderea tensiunii pe faza sau fazele cu defect. Protectia de distanta utilizeaza criteriul U/I pentru sesizarea selectiva a scurtcircuitelor. Detalii privind protectia de distanta se prezinta în cap. 7.

4.2.

Sesizarea cresterilor anormale de tensiune

Cresterea nivelului de tensiune, în regim permanent, într-o zona a retelei conduce la solicitari ale izolatiei echipamentelor, iar daca nu se iau masuri de scoatere de sub tensiune a acestora, regimul anormal poate conduce la avarii în sistem. Pentru sesizarea acestui regim se utilizeaza protectia maximala de tensiune temporizata. Schema principiala de functionare a unei protectii maximale de tensiune se prezinta în fig. 4.4 URO

USO

C + _ T + _

UTO

>1

0

+ _

T &

U>

Op

t

Os

t 0

Fig. 4.4 Protectia maximala de tensiune temporizata

La depasirea pragului reglat U > de oricare dintre tensiunile de faza URO, USO, UTO, unul din cele trei comparatoare va bascula, iar la expirarea temporizarii reglate T, iesirea logica Op=1 conducând fie la semnalizare fie la declansare. În cazul în care toate cele trei tensiuni de faza depasesc pragul reglat pentru un interval de timp mai mare decât temporizarea reglata, a doua iesire logica Os=1 conducând fie la semnalizare fie la declansare.

4.3.

Sesizare asimetriilor de curenti

La functionarea în regim normal a retelelor electrice trifazate, cei trei curenti alcatuiesc un sistem simetric si echilibrat. În anumite conditii, ca de exemplu, scurtcircuite (cu exceptia scurtcircuitelor trifazate), întreruperea unei faze sau întreruperea a doua faze sau un regim puternic de sarcina asimetrica provoaca aparitia componentei de secventa inversa în

36 retea. Tocmai aparitia componentei de secventa inversa a curentilor este criteriul utilizat de multe terminale numerice de protectie pentru sesizarea acestui regim anormal. O schema de principiu pentru protectia maximala de curent de secventa inversa se prezinta în fig. 4.5.

S

IR a IS aIT

+

T

C

2

+

Op

t

_

0

3Iinv >

Ti Os

t I Fig. 4.5 Protectie maximala de curent de secventa inversa

Curentii efectivi de pe cele trei faze sunt aplicati sumatorului S, dupa urmatoarea logica: IR nemodificat, IS rotit cu 120°în sens invers trigonometric si IT rotit cu 120° în sens trigonometric. Sumatorul realizeza de fapt un filtru de curent de secventa inversa. Iesirea sumatorului se aplica comparatorului C, iar daca valoarea curentului de secventa inversa depaseste pragul reglat, 3Iinv > se produce fie pornirea elementului de timp T (pentru caracteristica de actionare independenta) fie pornirea elementului de timp Ti (pentru caracteristica de actionare invers dependenta). La expirarea temporizarii reglate (functie de optiunea validata) se activeaza una din iesirile Op, respectiv Os, care poate conduce la semnalizare sau la declansare. De regula, temporizarile reglate au valori mari pentru prevenirea actionarii intempestive la scurtcircuitele nesimetrice. Valoarea de lucru a protectiei maximale de curent de secventa inversa trebuie astfel stabilita, încât sa depaseasca nesimetriile naturale, datorate micilor nesimetrii ale sarcinii sau neidentitatii caracteristicilor transformatoarelor de masura de curent.

4.4.

Sesizarea pendulatiilor de putere

Regimul de funcsionare cu pendulatii de putere reprezinta un regim anormal de functionare al retelelor electrice, caracterizat de: • variatii ale circulatiei de putere ca urmare a alunecarii relative a tensiunilor generatoarelor în diferite puncte din sistem; • variatii ale impedantei masurate de un releu de distanta (atât ca modul cât si ca faza); • sistemul de tensiuni si curenti ramâne simetric si echilibrat; Ca rezultat al pendulatiilor de putere, impedanta masurata de releul de distanta trece din zona normala de sarcina în zonele caracteristicilor de masura ale releului. În cazul unor perturbatii tranzitorii (care se amortizeaza) este important a se preveni eventuala actionare a releului de distanta prin asa numitul blocaj la pendulatii.


37

Pendulatiile pornesc de regula din zona de sarcina si pot fi privite ca un regim trifazat echilibrat. Acest regim de pendulatii poate fi studiat prin luarea in coniderare a rotatiei relative dintre cele doua tensiuni ale generatoarelor echivalente (EA si EB) de la capetele LEA.(fig. 4.6)

B

A EA

~

ZA

I

ZL

ZB

EB

~

VR Fig. 4.6 Schema pentru studiul pendulatiilor

S-au notat: ZA, ZB - impedantele echivalente ale sistemului raportate la barele statiei A respectiv B; EA, EB - tensiunile electromotoare echivalente ale sistemului raportate la barele statiei A respectiv B; In baza fig. 4.6 se pot scrie urmatoarele ecuatii:

V R = I ⋅(Z L + Z B )+ E B V R = E A − I ⋅Z A V ZM = R I

(4.1) (4.2) (4.3)

unde ZM este impedanta masurata de releul de distanta. Se noteaza cu n=EA/EB (raportul modulelor t.e.m. EA si EB) iar EA se considera origine de faza. În acest caz (fig. 4.7) se obtine:

EB =

E A − jθ e (? pozitiv in sens trifonometric si negativ in sens invers) n j

EA 1 EB Fig. 4.7 Diagrama fazoriala a t.e.m.

din (4.3) =>

VR E = ZM = A − Z A I I

(4.4)

38 din (4.1) si (4.2) =>

E A − Z A ⋅I = I ⋅(Z L + Z B )+ E B

Notând: ZT=ZA+ZL+ZB (impedanta totala) se obtine:

I=

EA − E B ZT

(4.5)

Înlocuind (4.5) in (4.4) se obtine:

EA ⋅Z T − Z A EA − E B

ZM =

(4.6)

si deci pentru:

E A = E A ⋅e j 0 = E E B = E B ⋅e − jθ = E / n ⋅e −

jθ

se obtine:

ZT Z M = n⋅ n − e−

jθ

− ZA

respectiv

ZM = n si deci:

ZT − Z (n − cosθ )+ j sin θ A

(n − cosθ )− j sin θ − (n − cosθ )2 + sin 2 θ

Z M = n ⋅Z T ⋅

ZA

(4.7)

Locul geometric al impedantei ZM când EB se roteste relativ la EA reprezinta pendulatiile de putere. Locul geometric este reprezentat grafic în fig. 4.8. Cazul 1. n=1 => locul geometric este o dreapta care împarte în doua Im{ZM} Cazul 2. n>1 => locul geometric este un cerc deplasat fata de B' cu:

ZT n2 − 1 si având raza

r=

n ⋅ZT n2 − 1

Cazul 3. n<1 => locul geometric un cerc deplasat fata de A' cu:

n2 1 − n2 si raza

r=

ZT

n ZT 1 − n2


B’

n>1

ZM

n=1

Sarcina normala

ZL+ZA+ZB

jX

39

R

n<1

ZA

A’

Rp Zp’ Zp

Fig. 4.8 Locul geometric al impedantei masurate

Principiul de detectie al pendulatiilor este bazat pe supravegherea vitezei de scadere a impedantei si se poate aprecia prin masurarea intervalului de timp ∆t dintre momentul patrunderii impedantei în poligonul de blocaj pendulatii (Zp) si momentul patrunderii impedantei într-un poligon paralel (Zp’), aflat la distanta 0.8*Rp si respectiv 0.8*Xp. Daca

∆t ≥ tregl (pentru ∆t de regula cuprins in intervalul 30 ... 50 ms)

se declara pendulatii si se blocheaza protectia de distanta. Daca

∆t ≤tregl

rezulta existenta unui defect, si se permite actionarea protectiei de distanta. Blocajul la pendulatii se anuleaza la detectarea curentului homopolar sau a unei asimetrii în sistemul trifazat de curenti (sesizate prin aparitia curentului de secventa inversa). În acest fel protectia de distanta va actiona întotdeauna corect in caz de defect. Schema logica de principiu a blocajului la pendulatii se prezinta în fig. 4.9.

40

Z
&

T

&

t

&

Blc_p

0

Ih>Iregl Iinv>Iregl >1

Fig. 4.9 Principiul blocajului la pendulatii

La detectarea pendulatiilor, prin estimarea vitezei de scadere a impedantei masurate, variabila logica Blc_p = 1. Aceasta variabila este utilizata apoi pentru blocarea zonelor de masura a impedantelor buclelor de defect.

5. SESIZAREA DEFECTELOR ÎN RETELE DE MEDIE TENSIUNE În acest capitol se indica câteva metode de sesizare a defectelor care pot apare în retelele de medie tensiune, folosite drept criteriu pentru realizarea functiilor de protectie.

5.1.

Detectia scurtcircuitelor bifazate si trifazate

5.1.1. Protectia maximala de curent nedirectionata Protectia maximala de curent reprezinta actualmente cea mai raspândita metoda de sesizare si eliminare a scurtcircuitelor bifazate si trifazate din retelele de medie tensiune, indiferent de modul de tratare al neutrului. Cresterea semnificativa a intensitatii curentilor pe faze ofera un criteriu simplu si relativ usor de implementat în cadrul protectiilor numerice. În cazul retelelor de medie tensiune simple, radiale, protectia maximala de curent nedirectionata rezolva, de regula, toate cazurile de scurtcircuit. Problemele care apar tin mai mult de coordonarea reglajelor protectiilor decât de realizarea acestora. Ca metode de coordonare se poate adopta metoda coordonarii în domeniul timp, coordonarii prin reglaj de curent sau o metoda combinata. Coordonarea în domeniul timp Acest procedeu de coordonare al reglajelor protectiei maximale de curent nedirectionate este ilustrat în Fig. 5.1. Începând de la consumator spre sursa, reglajul temporizarii protectiei se creste cu câte o treapta de selectivitate ∆t (de exemplu 0,5 s). La 1,755 1,25 0,75 0,25 aparitia unui scurtcircuit Fig. 5.1 Coordonarea în domeniul timp al reglajelor protectiei în portiunea C-D a maximale de curent. retelei, vor demara protectiile maximale de curent din statia A si din posturile B si C, dar protectia din C, cu temporizarea cea mai mica, va comanda declansarea întreruptorului directia D, eliminând defectul si permitând alimentarea restului consumatorilor. În caz de refuz actionare protectie sau de refuz declansare al întreruptorului din C directia D, protectia din B directia C va elimina defectul, asigurându-se astfel si rezerva de actionare. Demarajul protectiei din statia A se va produce numai la un astfel de reglaj care sa permita sesizarea scurcircuitului pe portiunea de retea cea mai îndepartata de statie. Dezavantajul de

42 principiu al metodei îl constituie timpul mare de întrerupere cu cât defectele sunt mai apropiate de sursa si deci intensitatea curentului de scurtcircuit creste. Reglajul protectiei maximale de curent nedirectionate se calculeaza în functie de valoarea curentului de sarcina maxim:

I pp =

k sig krev

⋅I sarc _ max

(5.1)

unde:

Ipp - valoarea curentului de pornire al protectiei exprimat în valori primare [Aprim]; Isarc_max - valoarea maxima a curentului de sarcina prin linia protejata [Aprim]; ksig - coeficient de siguranta; krev - coeficient de revenire definit ca raportul dintre valoarea de revenire si respectiv valoarea de pornire a protectiei; Pentru reglajul astfel stabilit trebuie verificat daca se sesizeaza defectele la capat de retea, verificare care înseamna a calcula coeficientul de sensibilitate:

k sens =

I sc _min

(5.2)

I PP

unde: Isc_min - valoarea curentului minim de scurtcircuit (de regula scurtcircuit bifazat) la capatul zonei protejate; ksens - coeficient de sensibilitate;

Fig. 5.2 Caracteristica de actionare independenta

Valoarea obtinuta în baza relatiei (5.2) trebuie sa fie mai mare decât valoarea impusa (de exemplu 1,5). Caracteristica t=f(I) independenta, prezentata în Fig. 5.2, ofera o temporizare a actionarii t=ta independenta de valoarea curentului de scurtcircuit, pentru Isc > Ip , unde prin Ip s-a notat valoarea de reglaj a protectiei maximale de curent nedirectionate. În cazul utilizarii protectiei maximale de curent netemporizate, asa numita sectionare de curent, valoarea de reglaj de curent se stabileste functie de curentul de scurtcircuit maxim (de regula scurtcircuit

trifazat) si anume:

I pp = k sig ⋅I ( 3)scc _max (3)

(5.3)

unde: I scc_max - valoarea intensitatii curentului de scurtcircuit trifazat maxim, la capatul zonei protejate [Aprim]; ksig - coeficient de siguranta; Prin combinarea (Fig. 5.3) celor doua metode prezentate mai sus, se poate elimina dezavantajul timpilor mari de declansare în cazul unor defecte apropiate de sursa.

5. SESIZAREA DEFECTELOR ÎN RETELE DE MEDIE TENSIUNE

Astfel, pentru un scurtcircuit în punctul K1 declansarea se va produce rapid (t=0 s) prin protectia de sectionare de curent, iar la un scurtcircuit în punctul K2 sau în punctul K3 cu refuz de actionare al întreruptorului din postul B directia C, declansarea din statia A directia B se va produce temporizat (t=1,25s) prin protectia maximala de curent temporizata. Protectia maximala de curent cu caracteristica t=f(I) invers dependenta O alta modalitate de a înlatura dezavantajul major al protectiei maximale de curent independente consta în utilizarea protectiilor maximale de curent având caracteristici t=f(I) invers dependente. Desi acest principiu este mai vechi, existând relee electromagnetice (relee de inductie) a caror caracteristica de actionare este invers dependenta, dificultatile tehnologice de fabricatie au condus, practic, la scoatarea acestora din exploatare. Trecerea la tehnologia numerica pentru realizarea protectiilor, “redescopera” protectiile maximale de curent cu caracteristica invers dependenta. Modul în care acest tip de protectie rezolva deconectarea cu atât mai rapida cu cât defectul este mai aproape de sursa rezulta analizând exemplul pentru reteaua din Fig. 5.4. Plecând de la schema monofilara a portiunii de retea de medie tensiune, s-a trasat în primul grafic curba de variatie a curentului de scurtcircuit trifazat functie de distanta pâna

43

A

K1

B

I> t=1,25 s

K2

K3 C

I> t=0,75 s

D

I> t=0,25 s

I>> t=0 s

t [s]

1,25 s

0

l [km]

Fig. 5.3 Coordonarea reglajelor la utilizarea sectionarii de curent

A

B

5km

10km

C

D

110/20 kV 25MVA usc=10%

I> t=1,25 s

20/0.4 kV 630 kVA usc=10%

I>> t=0 s

Isc [A] 8000

E

15km

110kV

7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 0

5

10

15

20

25

30

L [km]

t [s] 2.0 A

1.8

B

1.6 1.4 1.2 1.0

C

0.8 0.6 0.4 0.2 0.0 500

1500 Isc_C

2500

3500 Isc_B

4500

5500

6500

7500 Isc_A

I [A]

Fig. 5.4 Coordonarea reglajelor la utilizarea protectiilor maximale de curent având caracteristici dependente

44 la locul de defect. Pentru protectiile din statia A si din posturile B si C s-au luat în considerare protectii maximale de curent a caror caracteristica t=f(I) este data de relatia:

t=

80  I SC  I  n

(5.4)

2

   −1 

corespunzatoare standardului britanic BS142 - “Extremely inverse” care s-au trasat în cea de-a doua diagrama în gama curentilor de scurtcircuit ai retelei, pentru un curent nominal primar In = 200 A. La un defect în punctul B (ISC = 3200 A), protectia din B directia C, va emite impuls de declansare dupa t = 0,3 s. În caz de refuz de actionare, protectia din A directia B, va declansa ca rezerva, dupa t = 0,8 s. La un defect în C (ISC = 1500 A), protectia din C directia D, va comanda declansarea la t = 0,3 s, iar în caz de refuz vor declansa protectia din B directia C, la t = 1,4 s, sau protectia din A directia B, la t = 3,3 s. Asftel, se îndeplinesc conditiile de selectivitate de actionare a protectiilor. De remarcat si micsorarea timpului de declansare, în cazul unui refuz de actionare, functie de valoarea curentului de scurtcircuit. Intr-adevar, la defectul din punctul C (ISC=1500 A), în caz de refuz actionare, timpul de declansare este t = 1,4 s, în timp ce pentru un defect mai sever în punctul B (ISC= 3000 A) cu refuz de actionare, declansarea de rezerva se produce la t = 0,8 s. Standardele internationale prevad urmatoarele caracteristici pentru protectiile maximale de curent dependente: 1) caracteristica normal inversa, definita de relatia:

t=

k timp ⋅0,14 I    Ib 

+ Tb

0, 02

(5.5)

−1

pentru I ≥ ISTART t = ∞ pentru I < ISTART 2) caracteristica foarte inversa, definita prin relatia:

t=

K timp ⋅13,5 I  − 1  Ib 

+ Tb

(5.6)

pentru I ≥ ISTART t = ∞ pentru I < ISTART 3) Caracteristica extrem inversa, definita de relatia:

t=

K timp ⋅80 2

I   −1  Ib 

+ Tb

(5.7)


45

pentru I ≥ ISTART t = ∞ pentru I < ISTART 4) Caracteristica defect timp lung, definita de relatia (5.8):

t=

K timp ⋅120 I  − 1  Ib 

+ Tb

(5.8)

pentru I ≥ ISTART t = ∞ pentru I < ISTART Reprezentarea grafica a familiilor de caracteristici t=f(I) este redata în Fig. 5.5. iar semnificatia parametrilor este ilustrata în Fig. 5.6.

Caracteristici t=f(I) inverse t [s] 6.000

NI_calc FI_calc ExI_calc DefL_calc

5.000

4.000

3.000

2.000

1.000

0.000 8

13

18

23

28

33

38

43

I = (1.6 … 3.6) Ib, Ib=5 [A]

Fig. 5.5 Caracteristici de actionare invers dependente

Prin combinarea unei protectii maximale invers dependente cu o protectie maximala independenta se obtine o caracteristica de protectie conform Fig. 5.6 divizata în trei zone si anume: • zona I - t = ∞ pentru I < ISTART ; • zona II - t definit de una din relatiile (5.5)… (5.8)pentru I START ≤ I < I L >> ; • zona III (definit prin IL >> )pentru I ≥ IL >> .

Fig. 5.6 Caracteristica invers dependenta combinata

46

5.1.2.

Protectia maximala de curent directionata

Un caz special al retelelor de medie tensiune îl constituie cel al liniilor cu dubla alimentare, ca în exemplul prezentat în Fig. 5.7. Coordonarea reglajelor cu timpi crescatori spre sursa impune o selectare a sensului de scurgere a energie spre locul de defect, realizata de regula cu elemente directionale care sesizeaza sensul de scurgere al curentului de scurtcircuit. Cu reglajele de timp ale protectiilor maximale de curent independente ca în Fig. 5.7, la un defect pe linia A-B, vor actiona protectia din A directia B la t = 1s si protectia din B directia A, la t = 0,5 s. Protectia din B directia C nu va actiona desi are aceeasi temporizare, deoarece sensul de curgere al curentului de defect este de la C spre B deci în directie opusa pentru elementul directional.

Fig. 5.7 Protectia maximala de curent directionata într-o retea de medie tensiune cu dubla alimentare

Scheme de conectare ale elementelor directionale Pentru releele directionale electromecanice (electrodinamice, de inductie, etc.), expresia cuplului activ care actioneaza asupra echipajului mobil provocând închiderea contactelor este: M a = k ⋅U r ⋅I r ⋅cos(ϕ r + α ) (5.9) unde:

Ur - tensiunea aplicata la bornele releului; Ir - intensitatea curentului aplicat la bornele releului; ϕr - unghiul de defazaj dintre fazorii Ur si Ir aplicati la bornele releului; k, α - factor de proportionalitate, respectiv unghi intern constructiv al releului; Daca Ma > Mr, releul îsi închide contactele, iar daca Ma < Mr, releul îsi mentine contactele deschise. Prin Mr s-a notat cuplul rezistent al releului, datorat resortului antagonist. Deci conditia de actionare a unui releu directional este o relatie de forma:

U r ⋅I r ⋅cos(ϕ r + α ) > 0

(5.10)

Unghiul α, unghi de sensibilitate maxima, reprezinta acel unghi de defazaj dintre tensiunea si curentul aplicat releului, pentru care se obtine cuplul maxim. Cu toate ca elementul directional este un element wattmetric, relatia (5.10), caracteristica de actionare poate fi modificata prin alegerea corespunzatoare a tensiunilor si curentului aplicat. Pentru releele în constructie statica, cuplul maxim nu reprezinta o marime strict relevanta, dar unghiul de cuplu maxim este într-adevar un unghi de sensibilitate maxima.


47

La elementele directionale realizate în tehnica numerica (de fapt functii implementate prin soft), notiunea de sensibilitate maxima are foarte putina relevanta, iar unghiul de “sensibilitate maxima” defineste de fapt zona de actionare. Astfel, la un element directional digital, cu unghi de sensibilitate maxima ϕ = 30°ind, Fig. 5.8, zonele de actionare si respectiv blocare sunt implementate cu referire la acest U unghi. De mentionat, spre deosebire de releele I directionale clasice, posibilitatea facila de realizare a unei largimi a zonei de actionare diferita de ± 90°, de exemplu ±80°. ϕr Zona Una din schemele de conectare a releului Actionare directional este asa-numita schema de 30°. 90 o Elementului directional de pe faza R i se aplica curentul IR si tensiunea URT, ca în Fig. 5.9. Z on a B locare Elementul directional de pe faza S este alimentat cu IS si USR , iar cel de pe faza T cu IT si UTS. Aceasta conexiune a elementelor directionale ofera actionari satisfacatoare pentru majoritatea Fig. 5.8 Zona de actionare la un element defectelor din liniile de medie tensiune cu directional digital conditia existentei transformatoarelor de curent pe toate trei fazele. I U I În schema de racordare la U doua U transformatoare de curent, de U -U exemplu pe fazele R si T, 30 o Actionare pot apare U 60o U U U probleme la un 120 o scurcircuit S-T apropiat, I U Blocare deoarece U U -U elementul fazei a) Regim normal b) Scurtcircuit S - T T este alimentat tocmai cu tensiunea Fig. 5.9 Diagrame fazoriale pentru conexiunea 30° scazuta, în timp ce elementul fazei R nu sesizeaza defectul. Acest fapt a condus la utilizarea în practica, mult mai frecventa, a schemei de 90°. În schemele de racordare a elementelor directionale în conexiune de 90°, marimile aplicate elementelor directionale sunt prezentate în tabela 5.1. r

r

T

R

RO

RT

RO

TO1

SO1

TO

TO1

SO

SO1

S

TO

SO

SO1

RO

Tabela 5.1 Marimile aplicate elementelor directionale în schema de 90°

Elementul directional Faza R Faza S Faza T

Curent aplicat IR IS IT

Tensiune aplicata UST UTR URS

48 Aceasta conectare a elementelor directionale ofera o buna comportare la toate tipurile de defecte, cu conditia alegerii corespunzatoare a unghiului de sensibilitate maxima. Scheme de conectare pentru elemente directionale realizate numeric Implementarea soft a functiei de element directional ofera o flexibilitate mult mai mare de combinare a curentilor si tensiunilor necesare, aplicarea acestor marimi însemnând de fapt executarea unor operatii algebrice. Apar asfel câteva avantaje imediate: • realizarea sensibilitatii nelimitate a elementului directional, chiar la defecte trifazate apropiate, prin implementarea memoriei de tensiune; • alegerea, conform cu necesitatile aplicatiei, a schemei de conectare dorite; • ofera solutii noi pentru realizarea elementului directional; Utilizarea elementelor directionale numerice ofera posibilitatea deosebit de comoda, prin proceduri de parametrizare, de a regla unghiul de sensibilitate maxima si/sau latimea zonei de actionare. În acest fel se pot stabili reglaje mult mai exacte pentru fiecare aplicatie în parte, fara a fi necesare modificari de circuite sau înlocuiri de componente. Astfel, pentru EPAM s-au stabilit marimile aplicate elementelor directionale conform tabelei 5.2. Tabela 5.2 Marimile utilizate la stabilirea directiei

Bucla de defect R-S

Curent aplicat IR − IS

S-T

IS − IT

(U TR − U

IT − I R

(U RS − U ST ) ⋅e j 90°

T-R

Tensiune aplicata (U ST − U TR ) ⋅e j 90° RS

) ⋅e j 90°

Caracteristica elementului directional prezinta un unghi de sensibilitate maxima reglabil prin setarea corespunzatoare în cadrul meniului de parametrizare. Comportarea elementului directional rezulta analizând Fig.5.10, care prezinta diagramele fazoriale ale tensiunilor si curentilor în cazul normal si al unui scurtcircuit S-T, pe o linie de medie tensiune, cu unghiul liniei 60°. La aceasta valoare se considera reglat si unghiul maxim de sensibilitate. În Fig. 5.10b sunt reprezentati fazorii de polarizare pentru elementul directional ST, respectiv RS, la defectul S-T. Se observa corecta polarizare cu defazaj de cca. 60°ind pentru elementul directional ST, respectiv cca. 30°ind pentru elementul directional RS. Principii noi pentru elementele directionale Între solutiile noi pentru implementarea elementelor directionale enumeram utilizarea unor combinatii ale tensiunilor de succesiune directa de la bornele releului, sau a tensiunilor si curentilor de succesiune inversa sau a metodelor incrementale si a tehnicilor bazate pe retele neuronale. Aceste metode s-au dezvoltat în strânsa legatura cu protectiile de distanta pentru liniile de înalta si foarte înalta tensiune. Totusi, unele dintre aceste metode pot fi aplicate cu adaptari minime si pentru protectiile liniilor de medie tensiune. Astfel, se prezinta în continuare principiul metodei bazate pe tensiunea si curentul de succesiune inversa pentru retele de înalta tensiune si o posibilitate de utilizare pentru retele de medie tensiune. Considerând schema echivalenta a unei retele de înalta tensiune cu dubla alimentare si schema echivalenta pentru un defect faza-pamânt, Fig. 5.11, se poate calcula impedanta de succesiune inversa, utilizând tensiunea si curentul de succesiune inversa, în felul urmator: Pentru defect faza-pamânt, directie fata Zi =

− Vi = − ZS i IS i


49

Pentru defect faza-pamânt, directie spate

IR URO

− Vi Zi = = ZLi + ZRi − IRi

În acest fel se poate decide corect daca defectul este “în fata” sau daca este ”în spate”. Diagrama de actionare a elementului directional, considerând numai reactantele, este prezentata în aceeasi figura. Considerând acum o retea de medie tensiune cu dubla alimentare si un scurtcircuit bifazat izolat în retea, se obtine schema echivalenta în componente simetrice din Fig. 5.12. Calculând impedanta de succesiune inversa, utilizând tensiunea si curentul de succesiune inversa, se obtine: • pentru defect faza-pamânt, directie fata

Zi =

Blocare

UTR UTO

USO

IT

URO IR - IS

URSpol

30 o USTpol

60o U TO IS

U SO

U SO1

faza-pamânt,

IS - IT

b) Scurtcircuit S - T

Fig. 5.10 Diagrama fazoriala pentru elementele directionale la defect S-T R EL EU

Surs a S

ZSd

ZLd

ZR d

~

RF

RF

ES

ER

~

+ Xi ~

ZS i

ZL d

IS i

S urs a R ~

ZS d

Vi

ZL i + Z R i

ZR d

IR i ZL i

ZR i

ZL h

ZR h

D i re c tie S pate Xi = 0

ZS h

IS

a) Regim normal

UTO1

− Vi = ZLi + ZRi − IRi

Zi =

USR

Actionare

− Vi = − ZS i IS i

• pentru defect directie spate

60o (U TR − U RS )⋅e j 90o 30o IS -IT

D i re c tie F at a

ZS i

RF

Fig. 5.11 Element directional bazat pe marimi de succesiune inversa

50

RELEU Sursa S

ZSd

ZLd

ZRd

RF

~ ES

Sursa R ~

~ RF

ER ~

+X

i

ZRi

ZL + ZR i

i

ISi IRi

ZRd

Directie Spate

Vi ZLi

ZSd ZSi

X =0 i

Directie Fata

ZS i

ZLd RF

Fig. 5.12 Element directional bazat pe marimi de succesiune inversa

Diagrama elementului directional, considerând numai reactantele, este prezentata în aceeasi figura. În acest fel se poate decide corect daca defectul este “în fata” sau daca este ”în spate”. Problematica blocajului protectiei maximale la curentul de magnetizare Aceasta problema este comuna atât protectiei maximale nedirectionate, cât si protectiei maximale directionate. La conectarea liniilor electrice de medie tensiune relativ lungi, cu multe transformatoare si motoare în derivatie, intensitatea curentului poate atinge valori mari, peste valorile de reglaj, datorita curentilor de Fig. 5.13 Oscilograma curentilor si tensiunilor la conectarea unei linii magnetizare ai transfor20 kV matoarelor si/sau de pornire a motoarelor mari nedeconectate de la retea. Existenta în curba curentilor a componentei aperiodice poate favoriza actionari incorecte ale protectiilor maximale de curent, în special în cazul unor temporizari reduse. Metodele actuale de desensibilizare fata de socul de magnetizare prin cresterea valorii curentului de actionare sau cresterea temporizarii conduc implicit la reducerea eficacitatii acestor protectii. În cele ce urmeaza se prezinta doua metode de sesizarea acestui regim tranzitoriu, care ofera posibilitatea blocarii protectiei maximale de curent pe durata acestui regim, dar fara a afecta sensibilitatea protectiei în cazul


51

scurtcircuitelor. În Fig. 5.13 se prezinta oscilograma curentilor dintr-o linie 20 kV, în momentul conectarii. Este un caz tipic de curent de soc de magnetizare ca urmare a conectarii mai multor transformatoare aflate în derivatie pe linie. Valorile curentilor din oscilograma sunt date în Aprim, la momentul t=50 ms de la conectarea fazei R. Marimea f1(1) reprezinta valoarea efectiva a fundamentalei intensitatii curentului de pe faza R (calculata pentru o perioada). Marimea f2(1) reprezinta valoarea efectiva a armonicii a doua a intensitatii curentului de pe faza R (calculata pentru o perioada). Din Fig. 5.13 se desprinde o metoda de sesizare a curentului de magnetizare si anume utilizarea valorii efective a armonicii a doua, mai exact a raportului între valoarea efectiva a armonicii a doua si valoarea efectiva a fundamentalei (I2 / I1). Conditia de sesizare a curentului de soc de magnetizare devine:

I2 ≥K I1

(5.11)

unde K este o constanta cu valori 0.20 … 0.40. Atunci când se depaseste valoarea data de relatia (5.11) se produce blocarea protectiei maximale atâta timp cât se mentine conditia. Problematica socului curentului de magnetizare se poate explica în baza pricipiului de functionare al transformatorului. La aplicarea unei tensiuni alternative sinusoidale primarului unui transformator, fluxul magnetic din circuitul magnetic al transformatorului se modifica de la o valoare de vârf negativa la valoarea de vârf pozitiva pe durata unei semiperioade a tensiunii de alimentare. Variatia ∆Φ =2Φ max este proportionala cu integrala în domeniul timp a undei tensiunii de alimentare între doua treceri succesive prin zero. Daca conectarea se produce în momentul trecerii prin zero a tensiunii de alimentare si fluxul rezidual prin circuitul magnetic este nul, rezulta ca întreaga variatie a fluxului se preia în prima semiperioada a tensiunii de alimentare, iar fluxul maxim prin circuitul magnetic atinge o valoare aproape dubla fata de fluxul maxim în conditii de regim permanent. Aceasta crestere a fluxului la o valoare dubla corespunde unei conditii de saturatie maxima a miezului transformatorului. Saturarea puternica a circuitului magnetic determina o crestere însemnata a reluctantei magnetice, iar reactanta primara a înfasurarii scade la o valoare apropiata de reactanta unei înfasurari fara miez magnetic. Ca urmare, curentul absorbit are la început o crestere usoara începând cu valoarea zero. Odata ce valoarea fluxului depaseste valoarea nominala, intrând în zona de saturatie a caracteristicii de magnetizare, reactanta scade rapid si ca urmare se produce o crestere importanta a intensitatii curentului absorbit. Scaderea valorii fluxului se produce în semiperioada în care tensiunea de alimentare este negativa si are ca efect scaderea spre zero a intensitatii curentui absorbit. Rezulta o unda de curent distorsionata, fara valori negative, ca în Fig. 5.14. Constanta de timp de amortizare a procesului tranzitoriu este de ordinul a cca. 0,1 s pentru un transformator de 100 kVA Fig. 5.14 Curentul la conectarea transformatorului ajungând la cca. 1 s pentru unitatile mari de transformatoare. I 1.20 Conectarea transformatorului la 1.00 alte momente de timp coresIn 0.80 punzatoare undei tensiunii de alimentare conduce la valori mai 0.60 scazute ale curentului pe durata 0.40 regimului tranzitoriu. La t transformatoarele trifazate 0.20 [ms] momentul conectarii este diferit 0.00 pentru fiecare faza în parte si ca 0 20 40 60 80 100 120 140 urmare si valorile curentilor de

52 magnetizare vor diferi. De asemenea în aceste transformatoare pot apare si fenomene de interferente mutuale între faze care determina aparitia curentului de magnetizare si în înfasurarea la care momentul conectarii nu ar fi condus la soc de magnetizare. Unda curentului de magnetizare contine un procent însemnat de armonici, procent care creste odata cu marirea gradului de saturatie a miezului magnetic. Daca unda curentului de magnetizare pastreaza simetria fata de axa orizontala, predomina armonicile impare si în special armonicile trei si cinci. În situatia în care unda curentului de magnetizare contine si o componenta aperiodica, caz frecvent, spectrul de armonici va contine si armonici pare, în special armonica a doua. O unda tipica de curent de magnetizare contine un procent însemnat de armonici a doua si a treia, precum si procente din ce în ce mai mici din armonici de ordin superior. Pentru unda de curent faza R, din Fig. 5.13, la momentul t=50 ms, raportul între armonica a doua si fundamentala este:

I2 753 . = = 0.29 , iar dupa 200 ms valoarea I1 2612 .

raportului devine: 0.04. Implementarea blocajului protectiei maximale la socul de magnetizare, poate fi realizata destul de usor în cadrul protectiilor numerice prin calcularea valorii efective a armonicii a doua a curentului printr-un algoritm bazat pe metoda Fourier. Aceasta metoda s-a aplicat si functiilor de protectie maximale din echipamentul EPAM. O alta metoda de sesizare a curentului de magnetizare pentru protectiile diferentiale logitudinale pentru transformatoare, se bazeaza pe observatia ca unda curentului de magnetizare are valori mici, practic zero, pe anumite intervale de timp. Durata minima a portiunii cu curent zero, este teoretic un sfert din perioada semnalului si poate fi sesizata cu un simplu circuit de cronometrare T1, reglat la

1 4 ⋅f

secunde. În Fig. 5.15 se prezinta o schema

bloc de detectie a curentului de magnetizare. Circuitul timer T1 produce un semnal la iesire numai daca valoare curen-tului este zero pentru un interval de timp mai mare Curent

Prag reglaj

Comparator diferential

Blocare

TIMER 1 t1 =

1 4f

B locare

TIM ER 2 t2 =

1 f

Declansare

decât

1 4 ⋅f

secunde. Circuitul este Fig. 5.15 Schema bloc de principiu pentru detectia curentului de magnetizare resetat atunci când valoarea momentana a intensitatii curentului depaseste un prag dat, reglabil. Circuitul timer T2 are rolul de-a evita actionarea în cazul în care curentul este zero sau foarte mic. Deoarece intevalul de timp în care valoarea curentului este zero, apare spre sfârsitul perioadei semnalului, T2 este reglat la o temporizare de

1 secunde. f

În încheierea prezentarii metodelor de sesizare a scurtcircuitelor se mentioneaza si metoda minimei impedante (metoda protectiei de distanta) care poate fi adaptata pentru retele de medie tensiune cu modificarile corespunzatoare conditiilor specifice acestor retele. Lucrarea de fata nu si-a propus tratarea acestei metode.


53

5.2. Detectia punerilor la pamânt în retele de medie tensiune cu neutrul izolat Asa cum s-a prezentat în cap.3, defectele faza-pamânt din retelele de medie tensiune cu neutrul izolat, conduc la aparitia unui curent homopolar a carui valoare depinde de capacitatea totala faza-pamânt a retelei. Sesizarea unui astfel de defect poate fi realizata prin masurarea intensitatii curentului homopolar. Pe de alta parte este necesar a se identifica si linia cu defect pentru eliminarea selectiva a defectului. Daca pentru sesizarea defectului poate fi suficienta în majoritatea cazurilor o protectie maximala de curent simpla, nedirectionata, din necesitati de selectivitate este necesara completarea acesteia cu un element directional.

Fig. 5.16 Circulatia curentilor de defect în cazul unei puneri la pamânt

5.2.1. Protectia maximala de curent homopolar nedirectionata Protectia maximala de curent homopolar constituie o protectie simpla împotriva defectelor faza-pamânt din retele de medie tensiune. Valoarea curentului de punere la pamânt este în mod esential determinata de modul de tratare a neutrului. Pentru retele de medie tensiune având neutrul izolat, circulatia curentilor de punere la pamânt se prezinta în Fig. 5.16. În cazul unei puneri la pamânt pe o faza (de ex. faza R) a liniei notata L1,prin capacitatile faza-pamânt ale celorlalte doua faze sanatoase ale tuturor liniilor Li (i=1,2,3,4) vor circula spre locul defectului curenti care se însumeaza si se întorc spre sursa prin faza defecta. Curentul care se întoarce spre sursa prin faza R este egal cu suma curentilor care circula prin capacitatile fata de pamânt ale fazelor S si T ale tuturor liniilor. Utilizând un filtru homopolar de curent pe linia cu defect (L1) la iesire se obtine diferenta dintre curentul capacitiv total al retelei si curentul capacitiv propriu al liniei L1 iar prin utilizarea pentru decizie a criteriului maximal se poate realiza o protectie eficienta împotriva punerilor la pamânt. Curentul homopolar, sesizat de exemplu la iesirea filtrului de curent Holmgreen, este practic neinfluentat de curenul de sarcina dar este afectat de dezechilibrul natural existent în

54 retea si de erorile transformatoarelor de masura de curent. Ca urmare, reglajul de curent al protectiei trebuie sa satisfaca conditia:

k sig ⋅Irezl ≤ I p ≤ unde: • Ip • Ippl • ksens • ksig • Ipp • Irezl -

I pp − I ppl k sens

(5.12)

curentul de pornire al protectiei; curentul de punere la pamânt al liniei proprii; coeficient de sensibilitate; - coeficient de siguranta; - curentul total de punere la pamânt al retelei; curentul rezidual, de dezechilibru al liniei proprii;

Pe de alta parte, din ratiuni de selectivitate, curentul de pornire al protectiei trebuie sa satisfaca simultan si conditia: I p ≥ k sig ⋅I ppl (5.13) Valoarea curentului de dezechilibru poate fi aproximata din eroarea totala a tranformatoarelor de curent:

I rezl ≅

ε ⋅IN TC 100

(5.14)

unde s-a notat:

INTC - curentul nominal primar al transformatorului de curent; ε [%] - eroarea de masura totala a tranformatorului de curent; De regula, valoarea de reglaj exprimata în Aprim (reglaj primar), se obtine prin multiplicarea valorii reglajului secundar (Asec) cu raportul de transformare al transformatorului de curent (kTC=Inprim/Insec), admitindu-se ca trafo de curent pastreaza precizia raportului de transformare. Acesta ipoteza este practic valabila numai în cazul unor protectii statice sau numerice, ale caror circuite de intrare de curent au un consum extrem de redus. Pentru releele electromagnetice clasice, la reglaje reduse, consumul propriu creste si ca urmare apar erori importante de raport de transformare. Conditiile (5.12) si (5.13) nu pot fi, din pacate, îndeplinite în oricare retea. Astfel, în cazul unor retele având o linie foarte lunga (deci cu curent capacitiv mare) si restul de linii având curenti capacitivi mici, conditiile impuse nu se pot îndeplini si protectia nu poate fi utilizata. În astfel de situatii, o solutie o reprezinta protectia maximala de curent homopolar directionata.

5.2.2. Protectia maximala de curent homopolar directionata Sesizarea defazajului dintre tensiunea homopolara si curentul homopolar pentru detectia liniei cu punere la pamânt se bazeaza pe observatia ca Ipp , suma tuturor curentilor capacitivi ai liniilor sanatoase, debitati de sursa prin capacitatile fazelor acestora, se întoarce prin faza defecta si are sens opus (opozitie de faza) sensului curentilor capacitivi prin liniile sanatoase, asa cum rezulta din Fig. 5.17. Asfel, considerând sensul pozitiv pentru curentii care circula de la barele statiei spre linie, rezulta:


55

3 ⋅I 01 = I S 01 + I T 01 pentru linia sanatoasa L1 si

(

) (

)(

)

3 ⋅I 02 = − I pp + I S 02 + I T 02 = − I S 01 + I T 01 + I S 02 + I T 02 + I S 02 + I T 02 =

(

)

− I S 01 + I T 01 = − 3 ⋅I 01

(5.15)

pentru linia cu defect L2. Deci, 3 ⋅I 02 = − 3 ⋅I 01 , adica pe liniile sanatoase curentii homopolari - în regim stationar - au sensuri contrare curentilor homopolari de pe linia cu defect. Astfel, apare posibilitatea utilizarii unui criteriu directional de a distinge linia cu defect de celelalte, fara defect: prezenta tensiunii homopolare peste un anumit prag si defazajul diferit al curentului homopolar prin linia cu defect fata de liniile sanatoase, raportat la tensiunea homopolara. Introducerea criteriului de directie elimina conditia data de relatia (5.13), iar conditia de reglaj al curentului de pornire devine:

Fig. 5.17 Diagrama fazoriala a tensiunii homopolare si a curentilor homopolari

k sig ⋅Irezl ≤ I p ≤ I rezl ≅

I pp − I ppl

ε ⋅IN TC 100

k sens

(5.16) (5.17)

Daca se utilizeaza conditia de depasire a unui prag al tensiunii homopolare, se poate renunta la membrul stâng al relatiei (5.16). Coordonarea reglajelor protectiilor de curent homopolar directionate sau nedirectionate se face la fel ca în cazul protectiilor maximale de curent: prin utilizarea caracteristicilor t=f(I) independente, prin utilizarea caracteristicilor t=f(I) invers dependente sau prin utilizarea unei combinatii a celor doua metode. În Fig. 5.18 se prezinta o retea de distributie de medie tensiune radiala indicându-se modul de obtinere a selectivitatii prin reglaje diferite ale temporizarilor. Începând de la consumator (bara D) spre sursa, reglajul temporizarii protectiei se creste cu câte o treapta de selectivitate ∆t (de exemplu 0,5 s). La aparitia unei puneri la pamânt în portiunea C-D a retelei, vor demara protectiile maximale de curent homopolar din statia A si din posturile B si C, dar protectia din C, cu temporizarea cea mai mica, va comanda declansarea întreruptorului directia D, eliminând defectul si permitând alimentarea restului consumatorilor. În caz de refuz actionare protectie sau de refuz declansare al întreruptorului din C directia D,

56 protectia din B directia C va elimina defectul, asigurându-se astfel si Ih> Ih> Ih> rezerva de actionare. t=1,25 s t=0,75 s t=0,25 s Demarajul protectiei din statia A se va produce numai la un reglaj suficient de scazut, astfel Fig.5.18 Coordonarea reglajelor protectiei maximale de curent homopolar nedirectionate încât diferenta dintre valoarea curentului capacitiv total al retelei si curentul capacitiv propriu, sa depaseasca acest reglaj. Întocmai ca în cazul protectiei maximale de curent, dezavantajul de principiu al metodei îl constituie timpul mare de declansare cu cât defectele sunt mai apropiate de sursa. Acest dezavantaj poate fi eliminat prin utilizarea caracteristicilor t=f(I) invers dependente, desi pentru retelele având neutrul izolat utilizarea acestor caracteristici la protectia de curent homopolar poate însemna mai mult o complicatie, având în vedere valorile mici (de regula sub 10 A) ale curentului de punere la pamânt. A

B

C

D

5.3. Detectia punerilor la pamânt în retele cu neutrul tratat prin bobina de stingere Asa cum s-a prezentat în cap. 3, defectele faza-pamânt din retelele de medie tensiune cu neutrul tratat prin bobina de stingere, conduc la aparitia unui curent homopolar a carui valoare depinde de capacitatea totala faza-pamânt a retelei si de reglajul bobinei de stingere. Sesizarea unui astfel de defect poate fi realizata, în anumite cazuri, prin masurarea intensitatii curentului homopolar.

5.3.1. Protectia maximala de curent homopolar nedirectionata Protectia maximala de curent homopolar constituie o protectie simpla împotriva defectelor faza-pamânt din retele de medie tensiune. Valoarea curentului de punere la pamânt este în mod esential determinata de modul de tratare al neutrului. Pentru retele de medie tensiune având neutrul tratat prin bobina de stingere, circulatia curentilor de punere la pamânt se prezinta în Fig. 5.19. În cazul unei puneri la pamânt pe o faza (de ex. faza T) a liniei notata Lp, prin capacitatile faza-pamânt ale celorlalte doua faze sanatoase ale tuturor liniilor Li (i=1,2, … ,n) vor circula spre locul defectului curenti care se însumeaza si se vor întoarce spre sursa prin faza defecta. Curentul care se întoarce spre sursa prin faza T este egal cu suma fazoriala a curentilor care circula prin capacitatile fata de pamânt ale fazelor S si R ale tuturor liniilor si al curentului generat de bobina de stingere. La bornele unui filtru homopolar de curent se obtine un curent 3I0, al carui modul este:

3I 0 = Ic p ±( I B − Ictot )

(3.18)

unde s-au notat: Icp - curentul capacitiv al liniei cu defect; Ictot - curentul capacitiv total al retelei (curentul de punere la pamânt); IB - curentul generat de bobina de stingere;


57

si folosind criteriul maximal pentru decizie se poate realiza o protectie sensibila împotriva punerilor la pamânt. Curentul homopolar este practic neinfluentat de curenul de sarcina, dar este afectat de dezechilibrul natural existent în retea si de erorile transformatoarelor de masura de curent. Ca urmare, reglajul de curent al protectiei trebuie sa satisfaca conditia:

k sig ⋅Ic p ≤ I p ≤ unde:

Ip ksens ksig

Ic p ±( I B − Ictot ) k sens

- curentul de pornire al protectiei; - coeficient de sensibilitate; - coeficient de siguranta;

Fig. 5.19 Circulatia curentilor de defect. Punere la pamânt pe faza T. Neutrul tratat prin bobina de stingere

(5.19)

58 De regula, valoarea de reglaj exprimata în Aprim (reglaj primar), se obtine prin multiplicarea valorii reglajului secundar (Asec) cu raportul de transformare al transformatorului de curent (kTC=Inprim/Insec), admitindu-se ca trafo de curent pastreaza precizia raportului de transformare. Acesta ipoteza este practic valabila numai în cazul unor protectii statice sau numerice, ale caror circuite de intrare de curent au un consum extrem de redus. Pentru releele electromagnetice clasice, la reglaje reduse, consumul propriu creste si ca urmare apar erori de raport de transformare importante. Îndeplinirea conditiilor (5.19) se poate face numai în putine cazuri, astfel încât din punct de vedere practic protectia maximala de curent homopolar nedirectionata nu poate fi utilizata în retele de medie tensiune cu neutrul tratat prin bobina de stingere.

5.3.2. Protectia maximala de curent homopolar directionata Circulatia curentului inductiv al bobinei în caz de defect, face ca aceasta protectie sa nu poata fi practic utilizata, având în vedere gradul de compensare al retelei. Astfel, pentru retele fuctionând supracompensat (cazul uzual), defazajul între tensiunea homopolara Uh si curentul Ih, obtinut la bornele filtrului de curent homopolar al liniei cu defect (cu polaritatea din Fig. 5.19) este inductiv. Daca reteaua functioneaza la rezonanta, acest defazaj este inductiv, iar la functionarea subcompensat acest defazaj este capacitiv. Cele trei cazuri sunt prezentate în Fig. 5.20. Defazajul dintre Uh si Ih este inductiv pentru liniile fara defect si deci metoda nu poate fi aplicata decât în anumite cazuri particulare. Uh

Uh

Icp

Ictot

IB Icrez

a) Supracompensare Icrez=IB+Icp-Ictot

Ictot

Icp Icrez b) Rezonanta Icrez=I B+Icp-Ictot

Uh

IB

Icp IB

Ictot Icrez

c) Subcompensare Icrez=-IB-Icp+Ictot

Fig. 5.20 Diagrame fazoriale ale curentilor pe linia cu defect pentru retele tratate prin bobina de stingere

5.3.3.

Protectia maximala de curent homopolar wattmetric

Principiul protectiei homopolare de curent wattmetric pentru retele tratate prin BS se rezuma la detectarea sensului partii active a curentului homopolar. Se observa din Fig. 5.19 ca în înfasurarea protectiei homopolare curentii bobinei de stingere si cei capacitivi ai retelei contin si o parte activa datorata rezistentei ohmice a BS, respectiv curentilor de pierdere din izolatia cablelor. Ca urmare, chiar în cazul unei retele functionând la rezonanta, nu se poate compensa partea activa (wattata) a acestui curent homopolar, care este practic în faza cu tensiunea homopolara pentru linia cu defect, respectiv în cuadratura pe liniile sanatoase. Sensul acestui curent se poate detecta utilizând un algoritm de calcul al "puterii active homopolare".


59

Într-adevar, daca se noteaza cu U h → tensiunea homopolara, I h → curentul homopolar ,

S h → puterea aparenta si ϕ h = ∠ (U h , I h ) atunci:

S h = U h ⋅I *h = Ph + jQh cu Ph = U h ⋅I h ⋅cos ϕ h ; Qh = U h ⋅I h ⋅sin ϕ h (5.20) Calculând fazorii U h , I h prin metoda Fourier se obtin componentele reale si imaginare ale acestora:

Ph = U hre ⋅I hre + U him ⋅I him

(5.21)

− Qh = U him ⋅I hre − U hre ⋅I him

(5.22)

Daca Ph > 0 atunci se declara defect pe acea linie, iar daca Ph < 0 defectul este pe alta plecare. 50000

Uh Ph

ϕC ϕh

Ih

Qh

Diagrama normala

Ph'

12

Ph,Qh [Vaprim]

Uh

Ih [Aprim]

0

10

Ih

ϕh

Qh'

Diagrama modificata

Fig. 5.21 Diagramele fazoriale Uh

-50000

8

-100000

6

-150000

4

-200000

2

-250000 100

200

300

400

500

600

700

800

900

Ph Qh Ih

0 1000 t [ms]

Fig. 5.22 Linia cu defect. Reteaua acordata la rezonanta

În vederea cresterii sensibilitatii protectiei, având în vedere ca valoarea partii active a I h poate fi relativ mica, se modifica diagrama de actionare prin rotirea fazorului Uh cu un unghi

ϕ c (de corectie) asa cum se prezinta în figura 5.21. Se observa ca în acest caz Ph' > Ph . Trebuie mentionat ca tensiunea homopolara are o valoare apropiata de cea nominala în cazul punerii la pamânt si deci este mai avantajos (din punct de vedere al erorilor de calcul) a se roti acest fazor decât fazorul Ih , rotire care teoretic ar conduce la acelasi rezultat. Relatiile (5.21) si − jϕ

(5.22) ramân valabile prin utilizarea fazorului U h e c în locul fazorului Uh . Verificarile si probele efectuate pe viu în instalatii au condus la concluzia implementarii acestui algoritm în cadrul echipamentului. Fig. 5.22 … 5.24 prezinta valorile efective ale Ph, Qh, si valoarea intensitatii curentului homopolar pe linia cu defect, în cazul unei puneri la pamânt pe linia 20 kV Dîrlos din reteaua 20 kV, tratata prin bobina de stingerea, a statiei Aurel Vlaicu (Medias). Masuratorile s-au efectuat în conditii de acord la rezonanta (Fig. 5.22), supracompensare cca. 10% (Fig. 5.23) si subcompensare cca. 10% (Fig. 5.24). Se constata îndeplinirea criteriului Ph < 0 (nu se tine seama de polaritatile prezentate în Fig. 5.19) în toate cele trei cazuri, chiar la curenti mici de cca. 9,5 Aprim = 238 mA la bornele protectiei.

60 18

50000 Ph,Qh [VAprim] 0

Ih [Aprim]

16

Ph,Qh 500000 [Vaprim] 450000

Ih 25 [Aprim]

400000 350000

14

20

300000

-50000

250000

12

200000

-100000

10

Ph Qh Ih

8

-150000

15 Ph Qh

150000 100000

Ih

50000

10

0

6 -200000

-50000

4

-100000

5

-150000

-250000

2

-300000 100

200

300

400

500

600

700

800

900

-200000 -250000 100

0 1000 t [ms]

200

400

500

600

700

800

30Ih [Aprim]

200

dPh / dt [Wprim / ms]

25 0

Ph [Wprim]

15

Ph Qh Ih

-800 10

-1000

160

dPh / dt

-400 -600

180

10

20

0

140

-10

120 100

-20

80

-30

60 40

-40 -1200

5

Blocare declansare

-50

20 0

-1400 -1600 100

200

300

400

500

600

700

800

900

0 1000

-60 100

Ih 30 [Aprim

200 25

0 -200

20

-400 -600

15

Ph Qh Ih

-800 10 -1000 -1200 5 -1400

200

300

400

500

600

700

800

900

0 1000

200

300

400

500

600

700

800

900

-20 1000 t [ms]

t [ms]

Fig. 5.25 Linie fara defect. Reteaua acordata la rezonanta Ph, Qh 400 [VAprim]

Ph-Ph[20] Declansar e Ph

200

20

-200

-1600 100

0 1000 t [ms]

900

Fig. 5.24 Linia cu defect. Reteaua subcompensata 10%

Fig. 5.23 Linia cu defect.Reteaua supracompensata 10% Ph,400 Qh [VAprim]

300

t [ms]

Fig. 5.27 Linia fara defect. Reteaua subcompensata 10%

Fig. 5.26 Linia fara defect. Reteaua supracompensata 10%.

Aceleasi marimi care s-au supravegheat pe linia cu defect s-au înregistrat si pe o plecare fara defect si anume plecarea 20 kV SC Relee din statia Aurel Vlaicu (Medias). În Fig. 5.25 … 5.27 se prezinta datele pentru linia sanatoasa, în conditiile de rezonanta, supracompensare 10% si subcompensare 10% ale retelei de medie tensiune, la punerea la pamânt de pe plecarea 20 kV Dîrlos.

5.3.4. Metoda variatiei curentului homopolar wattmetric O îmbunatatire a sensibilitatii metodei bazate pe sesizarea partii active a componentei homopolare a curentului, se poate obtine prin supravegherea continua a vitezei de modificare a componentei wattate a puterii Sh. Principial, metoda se bazeaza pe calculul variatiei valorii efective a partii reale a “puterii homopolare”, Ph. În acest scop se calculeaza valoarea efectiva a Ph dupa fiecare interval de timp de esantionare. Pentru calcul variatiei ∆Ph se iau în considerare valoarea efectiva calculata la momentul curent (notata Phef (k)) si valoarea efectiva calculata cu nT perioade în urma (notata Phef (k-nT)). Se estimeaza viteza de variatie a Ph prin aproximatia:


61

dPh ∆Ph Phef ( k ) − Phef ( k − nT ) ≅ = ∆t dt nT

(5.23)

unde s-au notat: T -perioada semnalului; n -numarul întreg de perioade utilizat în calcule (de regula 1 … 3); Conditia de actionare devine în acest caz:

∆Ph ≤Valregl ∆t

(3.24)

unde s-a notat prin Valregl [Wprim/ms] reglajul impus.

dPh / dt [Wprim / ms]

10000

50000

8000 6000 4000

Ph [Wprim]

Ph-Ph[-20]

0

De cla ns ar e

Declansare Ph

-50000

2000

-100000 dPh / dt

0

-150000

-2000 Blocare declansare

-200000

-4000 -6000 100

200

300

400

500

600

700

800

900

-250000 1000 t [ms]

Fig. 5.28 Exemplu pentru metoda variatiei curentului homopolar wattat. Retea la rezonanta dPh / dt [Wprim / ms]

Ph [Wprim]

10

Ph-Ph[-20] Declansare Ph

240 dPh / dt

0 190 -10 140

-20 -30

90

-40 Blocare declansare 40 -50 -60 100

200

300

400

500

600

700

800

900

-10 1000 t [ms]

Fig. 5.29 Linia sanatoasa. Protectia nu actioneaza. Reteaua la rezonanta

Astfel, se obtine o crestere a sensibilitatii protectiei la punere la pamânt, dar se pierde avantajul repetitivitatii, oferit de metoda statica de detectie a compo-nentei wattate. Sensibilitatea se mareste prin sesizarea regimului tranzitoriu, de trecere de la regimul normal permanent, la regimul stabilizat de defect. Un exemplu pentru linia cu defect se prezinta în Fig. 5.28, unde variatia componentei wattate a curentului homopolar s-a calculat pentru n=1, iar

62 Valregl = - 400[Wprim/ms]. Oscilograma este obtinuta la o punere la pamânt voita în reteaua 20 kV a statiei Aurel Vlaicu (Medias). Aplicând metoda pe linia fara defect, 20 kV SC Relee, cu acelasi reglaj pentru valoarea de actionare se obtine, corect, blocarea protectiei (Fig. 5.29). Din cele doua înregistrari se constata functionarea corecta a algoritmului de sesizare a punerii la pamânt, în retele cu neutrul tratat prin bobina de stingere, bazat pe metoda variatiei componentei active a “puterii homopolare”.

5.3.5. Protectia maximala de curent de armonici superioare În cazul unei puneri la pamânt, pe lânga curentii capacitivi cu frecventa de 50 Hz (fundamentala), apar si curenti capacitivi de armonici superioare, în special armonicile 3,5 si 7 care au valori relativ mari. Impedantele capacitatilor fazelor sanatoase prin care circula curentii capacitivi scad odata cu cresterea frecventei, astfel încât la o punere la pamânt cresc amplitudinile armonicilor din curba curentului de defect. Curentul inductiv produs de bobina de stingere nu contine armonici ca urmare a functionarii bobinei în regim nesaturat. Însumarea curentilor capacitivi prin linia cu defect determina si curenti de armonici superioare mai mari pe linia cu defect decât pe liniile sanatoase, astfel încât o protectie bazata pe principiul maximului intensitatii curentului pentru o anumita armonica poate selecta linia defecta de celelalte sanatoase. Aparitia armonicilor în curba curentului de defect se datoreaza neliniaritatii caracteristicii u=f(i) a arcului electric de la nivelul solului si din sol. Astfel, la aparitia defectelor la pamânt, se observa în mod invariabil urme de arc electric în vegetatia de la sol însotite de degajari de fum si gaze. Totusi, dupa opinia Jerrings, fenomenele de baza care conduc deopotriva la curenti de intensitati scazute si la distorsionarea curbei curentului de defect, apar în interiorul solului. Aceste fenomene includ, existenta în sol a unor gradienti de tensiune de valori ridicate, neuniform distribuiti, care provoaca arc electric între particulele din sol. La reactia neliniara a particulelor din sol se adauga efectul umiditatii solului si efectul termic. Arcul electric care apare în aer, la suprafata solului, are si el o contributie favorizanta în aparitia armonicilor din curba curentului de defect, dar arcul electric nu poate fi facut raspunzator de totalitatea efectelor observate. Observatiile si experimentarile efectuate de Emanuel, confirma nesimetria curentului de defect. Semiperioada pozitiva are amplitudinea mai mare decât cea negativa. Aceasta forma a curbei este specifica atât curentilor de defect cu intensitati mari, cât si curentilor de intensitate redusa cu conditia existentei arcului electric. Aceasta nesimetrie este apreciabila si în histereza caracteristicii v - i a arcului, dar si în tensiunea pe arc, care este mai mica în semiperioada pozitiva. Dupa acelasi autor, dezvoltarea arcului electric cuprinde urmatoarele faze: 1. la amorsarea arcului, vârful arcului provoaca în sol modificarea severa a distributiei câmpului electric, conducând la intensificarea câmpului electric la vârful arcului. Emisia termoionica, gradientii de valori ridicate ale câmpului electric cât si retragerea stratului conductor din sol provoaca extinderea arcului; 2. arcul electric extins, penetrat în sol are o caracteristica v - i nesimetrica, datorata particulelor de siliciu care actioneaza ca o “pata catodica” determinând emisia de electroni si provocând o cadere de tensiune mai mica pe alternanta pozitiva a tensiunii conductorului; 3. continuarea extinderii arcului în sol conduce la uscarea solului în vecinatatea arcului si modifica balanta termo-energetica între cantitatea de caldura generata si cea transferata mediului înconjurator conducând la stingerea arcului;


63

4.

reaprinderea arcului urmare, fie a umiditatii din sol care readuce stratul conductor în apropierea conductorului de înalta tensiune, fie datorita aparitiei unor conditii prielnice într-un alt punct al conductorului cazut la sol; Factorii prezentati mai sus conduc astfel la distorsionarea curbei curentului de defect si la aparitia armonicilor de ordinul 2,3, 5 si 7, având diverse amplitudini si care au valoarea maxima prin linia cu defect. Nivelul armonicilor, indicat de Emanuel pentru un caz real de punere la pamânt prin rezistenta mare de trecere, se prezinta în tabela 5.3. Tabela 5.3 Nivelul armonicilor din curba curentului de nul

Ragul armonicii 1 2 3 4 5 6 7 9 11 13

Min 17 0 2.9 0.06 0.02 0.05 0.10 0.02 0.01 0.02

Intensitatea curentului de nul [Aef] Medie Max 45 85 0.148 2.7 4.72 6.8 0.114 0.32 1.394 4.5 0.14 0.36 0.45 1.4 1.65 3.7 0.2 2.0 0.18 0.55

La utilizarea criteriului armonicilor superioare trebuie tinut seama de trei aspecte esentiale: 1. studiile amanuntite se refera în special la sistemul energetic de medie tensiune din SUA, sistem functionând cu neutrul legat direct la pamânt, asadar cu intensitati ridicate ale curentului de punere la pamânt; 2. valorile curentilor de punere la pamânt în retele tratate prin bobina de stingere sunt mult mai mici decât în cazul retelelor cu neutrul legat direct la pamânt si, probabil, din acest motiv fenomenele sunt mai putin intense; 3. existenta, chiar în regim normal, a armonicilor în curba curentilor de sarcina, urmare a regimurilor deformante care pot estompa sau modifica raportul amplitudinilor armonicilor, între linia cu defect si cele fara defect, facând practic imposibil de aplicat acest criteriu. În legatura cu aspectele de mai sus, s-a studiat continutul de armonici la experimentul de punere la pamânt din reteaua de medie tensiune a statiei Aurel Vlaicu (Medias), prezentat la punctul 5.3.2. Astfel, s-a efectuat analiza armonica a curentilor homopolari de pe plecarea cu defect (20 kV Dîrlos) si respectiv cea fara defect (20 kV SC Relee). Fig. 5.30 prezinta caracteristica amplitudine-frecventa pentru linia cu defect, iar Fig. 5.31 prezinta aceeasi caracteristica, dar pentru linia fara defect. Analizând cele doua caracteristici se constata ca într-adevar pe plecarea cu defect apare o valoare mai mare a armonicii a cincea fata de plecarea fara defect (7% fata de 5%, raportata la fundamentala), în schimb armonicile 2 si 7 sunt mai mici. Trebuie mentionat ca plecarea fara defect prezinta, pentru curentii de linie, un spectru armonic asemanator si la functionarea în sarcina normala. Cauza probabila a regimului deformant este alimentarea din aceasta plecare si a unei statii de tractiune electrica trolee. Diferenta dintre valorile armonicii a cincea pe linia cu defect, respectiv fara (în valori absolute 30 mA pe linia cu defect si 40 mA pe linia fara), este prea mica pentru a putea fi utilizata practic chiar si în cazul unor protectii realizate în tehnologie numerica.

64

Caracteristica frecventa 1.1 1 0.9 0.8 0.7 Ih [u.r 0.6 .]

0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 0 0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

f [Hz]

Fig. 5.30 Caracteristica A=F(f) pentru linia cu defect Caractersitica frecventa 1 0.9 0.8 0.7 0.6

Ih [u.r .] 0.5

0.4 0.3 0.2 0.1 0 0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

f [Hz]

Fig. 5.31 Caracteristica A=F(f) pentru linia fara defect

5.3.6. Metoda DESIR (Détection Sélective par les Intensités Résiduelles) Aceasta metoda este dezvoltata de Electricité de France. În aceasta metoda, curentii homopolari (de nul) de pe toate liniile racordate la bara de medie tensiune, notati IN1… INN, se aduna fazorial. Curentul rezultant INS este influentat în mare masura de capacitatile fazapamânt ale retelei si va fi defazat cu aproximativ 90°cap fata de tensiunea homopolara Uh (Fig. 5.32). Proiectia curentilor homopolari IN pe o dreapta perpendiculara pe fazorul rezultant, INS,


65

corespunde aproximativ partii active a fiecarui curent homopolar. În cazul unei puneri la pamânt, linia cu defect se poate selecta utilizând proiectia curentului homopolar, care este opusa ca sens proiectiilor curentilor homopolari de pe liniile sanatoase. Trebuie mentionat ca metoda poate fi aplicata fara a fi necesar a se masura tensiunea homopolara. În Fig. 5.32 se prezinta diagrama fazoriala a curentilor homopolari ale celor patru linii de medie tensiune, dintr-o retea cu neutrul tratat prin bobina de Uh stingere. Astfel, presupunând defectul pe plecarea nr. 1, curentul homopolar care circula prin aceasta linie este defazat cu un unghi mai mare de 90°cap fata de tensiunea homopolara Uh, spre deosebire de curentii homopolari de pe plecarile sanatoase care sunt defazati cu un acelasi unghi de 90° cap fata de INS tensiunea Uh. Însumând fazorial cei patru curenti se obtine curentul rezultant INS. Se traseaza o dreapta perpendiculara de directia fazorului INS si se proiecteaza curentii homopolari IN pe aceasta dreapta. IN4 IN3 IN2 IN1 Se observa din Fig. 5.32 ca linia cu defect are proiectia negativa pe aceasta dreapta spre deosebire de plecarile sanatoase a caror proiectie este pozitiva pe aceeasi dreapta. În Fig. 5.32 Metoda DESIR acest fel se obtine un criteriu eficient de selectie a plecarii cu defect. Acesta metoda este mai sensibila decât metoda curentului homopolar wattmetric, datorita sistemului de masurare prin compararea semnului proiectiilor curentilor homopolari. Pe de alta parte metoda este limitata de dezechilibrele naturale existente în retea si care creeaza curenti homopolari chiar si în absenta unui defect, precum si de erorile transformatoarelor de masura de curent. Un dezavantaj este determinat de principiul centralizat al metodei, care implica un volum important de conectica (cable, conductoare, etc.) la nivelul statiei de transformare.

5.3.7. Metoda masurarii admitantelor Principiul metodei admitantelor, este prezentat cu ajutorul schemei echivalente din Fig. 5.33 si respectiv din Fig. 5.34. În schema din Fig. 5.33 se prezinta sistemul homopolar echivalent al unei retele de medie tensiune compusa din patru plecari. Se admite ca dezechilibrele admitantelor homopolare Yu1 respectiv Yu2 ale plecarilor 1 si 2 provoaca tensiunile electromotoare echivalente E1 si respectiv E2. Plecarile 1 si 2 au o capacitate C1 respectiv C2 fata de pamânt. Pentru aplicarea metodei admitantelor este necesar a se determina capacitatea C, respectiv admitanta Yu pentru fiecare plecare. În cadrul metodei se admite ca într-o retea fara defect

66 exista dezechilibre numai datorita diferentelor dintre valorile capacitatilor faza-pamânt, în timp ce în cazul unui defect faza-pamânt cu rezistenta mare de trecere la locul de defect, dezechilibrul se datoreaza tocmai acestei rezistente ohmice de trecere. Uh

IN

Baramedie tensiune

IN1

I N2 Yu1

IN3

IN4

Y u2

∆U h L

R

E1

C1

E2

C2

C3

C4

Fig. 5.33 Schema echivalenta de succesiune homopolara a retelei fara defect

Valoarea curentului rezidual de nul Ini si tensiunea homopolara Uh se utilizeaza pentru o prima determinare a componentelor Ci si Yui ale plecarii “i”. Modulul tensiunii de alimentare Ei se considera dat. Modificarea tensiunii Uh cu valoarea ∆Uh, de exemplu prin schimbarea pentru putin timp a reglajului bobinei de stingere, este folosita pentru doua noi masuratori ale tensiunii Uh si ale curentilor Ini astfel încât se pot calcula Ci si Yui. Pentru aceasta, tensiunea homopolara si curentii de nul se masoara atât ca valoare cât si ca defazaj fata de o tensiune fixa, cunoscuta, de exemplu URS. În baza acestor valori masurate se calculeaza “coeficientul admitantei homopolare” yui, care contine pozitia tensiunii de alimentare Ei, conectata în schema echivalenta. Modulul coeficientului yui exprimat în µS, indica imediat dimensiunea dezechilibrului pentru acea plecare. Uh

IN

Baramedie tensiune IN1

IN2 Yu1

YF

E1

EF

IN3

I

Yu2

∆Uh L

R

C1

C2

E2

C3

C4

Fig. 5.34 Schema echivalenta de succesiune homopolara a retelei cu defect fazapamânt

Când toate valorile “coeficientilor admitantantei homopolare” sunt mai mici decât o valoare maxim admisibila pentru o retea fara defect, ymax, aceste valori se memoreaza ca valori de referinta,yuiREF, pentru acea plecare. În cazul unui defect faza-pamânt, de exemplu pe plecarea nr. 1, dezechilibrul suplimentar provocat de defect conduce la variatia tensiunii homopolare si a curentilor de nul prin fiecare plecare. În acest fel se obtin doua noi valori pentru Uh respectiv


67

IN pentru fiecare plecare în parte, care permit calculul “coeficientului de admitanta homopolara”, yF, al plecarii cu defect care depaseste valoarea maxima ymax. În acest fel, (Fig. 5.35), se determina plecarea cu defect. Aceasta metoda permite calculul “coeficientilor admitantelor homopolare” la fiecare 20 ms si poate sesiza defecte faza-pamânt cu rezistenta de trecere la locul de defect de pâna la 50 kΩ.

YU1REF

Y U2REF

Y U3REF

YF

YU4REF

Fig. 5.35 Modificarea coeficientilor de admitanta

5.4. Detectia dublelor puneri la pamânt în retele de medie tensiune Dubla punere la pamânt în retele de medie tensiune cu neutrul izolat sau tratat prin bobina de stingere, reprezinta un regim periculos pentru întreaga retea. Asa cum s-a aratat în cap. 3, punctul 3.2, regimul de dubla punere la pamânt este un regim asimetric atât pentru tensiunile de faza cât si pentru intensitatile curentilor de linie. O metoda de sesizarea defectului o reprezinta sesizarea componentei inverse a sistemului de curenti. Calculul componentei inverse a curentului de defect se bazeaza pe urmatoarele relatii:

I R = Id + Ii + Ih I S = a2 I d + aIi + I h (5.25)

IT = aI d + a Ii + I h 2

unde: IR, IS, IT sunt curentii reali de linie, iar Id, Ii, Ih sunt respectiv componentele directa, inversa si homopolara ale sistemului trifazat de curenti. Din relatiile (5.25) se deduce valoarea componentei inverse:

3I i = I R + a 2 I S + a I T

(5.26) În cadrul echipamentului, valoarea componentei inverse se calculeaza prin metoda Fourier, prin aplicarea relatiei (5.26). Valoarea de reglaj se calculeaza punând conditia de desensibilizare fata de dezechilibrul natural al sistemului de curenti: Ip ≥ ksigIdez (5.27) si conditia de sensibilitate la defect la capatul zonei protejate: ksens=Idef min / Ip ≥ 1,3 (5.28) unde: Ip este valoarea de reglaj pentru protectia de curent de secventa inversa; Idef min este valoarea minima a componentei de secventa inversa la un defect monofazat la capatul zonei protejate; Idez este valoarea maxima a componentei de secventa inversa, la functionare normala;

68 ksig, ksens sunt coeficientii de siguranta respectiv de sensibilitate. În aplicatii care necesita directionarea protectiei, se poate utiliza o functie de element directional bazata pe marimile de succesiune inversa (vezi paragraful “Principii noi pentru elementele directionale”).

5.5. Sesizarea defectelor faza-pamânt în retele cu neutrul tratat prin rezistor

Fig. 5.36 Circulatia curentilor de defect. Neutrul tratat prin rezistenta. Defect faza R


69

În cazul retelelor având neutrul tratat prin rezistenta ohmica, la un defect faza pamânt, apare un curent homopolar a carui intensitate depinde de caracteristicile retelei pâna la locul de defect si de valoarea rezistentei rezistorului plasat pe nulul retelei. Din analiza circulatiei curentilor de defect (Fig. 5.36) se desprind câteva observatii: • curentul capacitiv al retelei, circula prin linia cu defect si capacitatile fazelor liniilor fara defect; • curentul de scurtcircuit limitat de rezistenta, circula prin linia cu defect, rezistorul de punere la pamânt si trasformatorul de nul; • curentul homopolar rezultant prin linia cu defect are un defazaj ∠(E Ih) diferit fata de defazajul ∠(E Ih) rezultat prin neglijarea aportului componentelor transversale ale retelei; • defazajul ∠(Uh Ih) este mai mare de 90° cap si ca urmare Ph definit de relatia (5.21) este negativ. Metoda curentului homopolar wattmetric poate fi utilizata si în acest caz, având avantajul unor valori ale intensitatii curentului homopolar mai mari decât în cazul retelelor tratate prin bobina de stingere.

5.5.1. Protectia maximala de curent homopolar nedirectionata Aceasta functie de protectie poate fi utilizata similar cazului retelelor tratate prin bobina de stingere. La bornele filtrului de curent homopolar de pe o plecare fara defect se obtine componenta capacitiva, reprezentând aportul capacitiv al acestei plecari. Pentru plecarea cu defect, la bornele filtrului de curent homopolar se obtine: 3Ih=Isc+Ic rez (5.29) cu Ic rez=Ic tot+Ic p unde Isc este curentul de scurtcircuit monofazat limitat de rezistor, iar Ic rez este diferenta dintre curentul capacitiv total al retelei si curentul capacitiv propriu al plecarii cu defect. Reglajul curentului de pornire se stabileste în baza urmatoarelor relatii:

I P = k sig ⋅I Cprop IP ≤

unde:

I sc + I Ctot + I Cprop

(5.30)

k sens

IP este curentul de pornire al protectiei; ksig, ksens sunt coeficientii de siguranta respectiv de sensibilitate; Isc este curentul de scurtcircuit monofazat limitat, la capatul zonei protejate;

5.5.2 Protectia maximala de curent homopolar directionata În mod normal protectia homopolara a liniilor nu necesita element de directie, având în vedere functionarea debuclata a retelei de medie tensiune. Totusi si în aceste retele pot apare defecte faza-pamânt cu rezistenta mare de trecere, astfel încât pentru selectia plecarii cu defect este necesar a se utiliza elemente de directie. Pentru fixarea ideilor se considera reteaua din Fig. 5.36 cu urmatoarele date: • ST=25 MVA, usc=10%, 110/20 kV; • Ssist=2000 MVA la U=110 kV;

70 • STSI=1200/200 kVA, 20/0.4 kV, 3Zh=7.59+j25.89 Ω; • R = 36.12 Ω pentru rezistor de tratare neutru de 300 A; • Caracteristicile LEA 20 kV: rd=0.594 Ω/km xd=0.334 Ω/km rh=0.739 Ω/km xh=1.595 Ω/km; • Defectul faza pamânt se considera la L=10 km de barele statiei; În baza datelor de mai sus se calculeaza succesiv: 2

X

d sis

U  = X ' ⋅ 20  U110  d sist

(5.31)

2 U 20 X = usc ⋅ ST d T

(5.32)

X Ld = x d ⋅L

(5.33) 2 20

1 U ⋅ RTd = PCu [%S T ] ⋅ 100 S T

(5.34)

RLd = rd ⋅L RLh = rh ⋅L

(5.35) (5.36)

Schema echivalenta în componente simetrice este similara celei din Fig.??? 2.21, iar curentul de scurtcircuit limitat se calculeaza prin relatia ???(2.36), utilizând valorile: Xdtot = Xdsist + XdT + XdL =5.52 Ω Xitot = Xisist + Xi T + XiL =5.52 Ω Xhtot = XhL + 3XhTSI =41.84 Ω Rdtot = Rdsist + RdT + RdL =6.04 Ω Ritot = Risist + Ri T + RiL =6.04 Ω Rhtot = RhL + 3RhTSI =14.98 Ω (5.37) Se obtine valoarea intensitatii curentului de scurtcircuit în modul urmator:

I 1sc =

pentru E =

2 ⋅Z

d tot

3 ⋅E = 260 ⋅e − h + Z tot + 3 ⋅R

j 210

(5.38)

22000 = 12702V si R=36.12 Ω. 3

Se constata existenta unui de fazaj de 21°ind între tensiunea de referinta URO si curentul de defect, respectiv de 160°cap între Uh si curentul de defect. Astfel, unghiul de sensibilitate maxima pentru protectia homopolara directionata se alege în jurul valorii de 160° cap, tinând seama si de contributia curentilor capacitivi ???(Fig. 2.22), care modifica defazajul ∠(E, I def) la o valoare de 10°ind (pentru un curent capacitiv rezultant de 50 A), respectiv la 170°cap a defazajului ∠(Uh, Ih) la bornele protectiei. În cazul unor defecte monofazate cu rezistenta mare de trecere, ∠(E Idef) devine practic zero pe linia cu defect, în timp ce pentru liniile sanatoase acest unghi este de cca. 90°cap. Asfel, criteriul directional poate fi utilizat pentru eliminarea selectiva a defectelor monofazate cu rezistenta mare de trecere.


71

5.6 Sesizarea defectelor monofazate în retele de medie tensiune cu neutrul tratat combinat În cap. 3 s-a prezentat principiul compensarii neutrului prin metoda combinata si modul de calcul a curentului de defect monofazat limitat. Din punct de vedere al sistemului de protectie se disting trei intervale de timp specifice: 1. intervalul t0 - t1 în care bobina de stingere intrând în functie elimina defectul trecator si în care protectiile nu trebuie sa actioneze; 2. intervalul t1 - t2 în care bobina de stingere este în functie si nu reuseste eliminarea defectului persistent si în care poate actiona protectia specifica, de exemplu protectia de curent homopolar wattmetric; 3. intervalul t2 - t3 în care bobina de stingere functioneaza în paralel cu rezistorul de tratare si în care sunt create conditii de actionare ale protectiei homopolare nedirectionate si/sau al protectiei homopolare directionate. Principiul sesizarii defectelor monofazate este specific fiecarui interval de timp. În continuare se trateaza principalele aspecte legate de protectia homopolara de curent pentru intervalul de timp în care bobina de stingere functioneaza în paralel cu rezistorul, celelalte aspecte fiind tratate anterior. La functionarea celor doua elemente de retea în paralel, impedanta echivalenta se poate calcula dupa cum urmeaza:

Z ech

R ⋅ jX B R ⋅X B2 R2 ⋅X B = = + j 2 = Rech + jX ech R + jX B R 2 + jX B2 R + jX B2

unde:

(5.39)

R - rezistenta rezistorului de tratare neutru; XB - reactanta bobinei de stingere; Zech - impedanta echivalenta; Reactanta bobinei se modifica functie de reglajul acesteia si ca urmare se modifica si valoarea impedantei echivalente. Pentru o bobina cu IN = 100 A functionând în paralel cu un rezistor 300 A având rezistenta de 36.12Ω, valorile impedantei echivalente se prezinta în tabela 5.4. Tabela 5.4 Valorile impedantei de nul echivalente

IB_regl [A] 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75

XB [Ω]

R [Ω]

Rech [Ω]

Xech [Ω]

Zech [Ω]

ϕech [°]

1154.7 769.8 577.4 461.9 384.9 329.9 288.7 256.6 230.9 209.9 192.5 177.6 165.0 154.0

36.12 36.12 36.12 36.12 36.12 36.12 36.12 36.12 36.12 36.12 36.12 36.12 36.12 36.12

36.08 36.04 35.98 35.90 35.80 35.69 35.56 35.42 35.26 35.08 34.89 34.69 34.47 34.24

1.13 1.69 2.25 2.81 3.36 3.91 4.45 4.99 5.51 6.04 6.55 7.05 7.55 8.03

36.10 36.08 36.05 36.01 35.96 35.91 35.84 35.77 35.69 35.60 35.50 35.40 35.28 35.17

1.79 2.69 3.58 4.47 5.36 6.25 7.13 8.01 8.89 9.76 10.63 11.49 12.35 13.20

72 IB_regl [A] 80 85 90 95 100

XB [Ω]

R [Ω]

Rech [Ω]

Xech [Ω]

Zech [Ω]

ϕech [°]

144.3 135.8 128.3 121.5 115.5

36.12 36.12 36.12 36.12 36.12

33.99 33.74 33.47 33.19 32.90

8.51 8.97 9.42 9.86 10.29

35.04 34.91 34.77 34.62 34.47

14.05 14.89 15.72 16.55 17.37

O prima observatie este legata de valoarea modulului impedantei echivalente care are valori apropiate de valoarea rezistentei rezistorului, practic indiferent de reglajul bobinei de stingere. Unghiul impedantei echivalente se modifica însa considerabil functie de reglajul bobinei si acest factor trebuie avut în vedere la stabilirea zonei de actionare a elementului directional. Reluând exemplul de la punctul 5.5 cu aceleasi valori pentru elementele retelei, se obtin valorile curentului de scurtcircuit limitat, corespunzatoare unui reglaj al bobinei de 10 A si respectiv de 100 A, astfel:

I 1sc = 260 ⋅e −

j 23

= 240 − j100 [A]

pentru IB=10 A

(5.40)

− j 34

I = 252 ⋅e = 209 − j141 [A] pentru IB=100 A (5.41) Cum era de asteptat valoarea curentului de defect este apropiata de cea obtinuta pentru tratarea prin rezistenta, dar unghiul de defazaj difera în special pentru valori mari ale curentului prin bobina de stingere. 1 sc

5.6.1. Protectia maximala de curent homopolar nedirectionata Protectia maximala de curent homopolar se poate utiliza pentru sesizarea defectelor monofazate tinând seama de valoarea mare a curentului de defect, comparativ cu retelele tratate prin bobina. Valorile de reglaj se stabilesc functie de valoarea curentului rezidual si se verifica pentru defecte monofazate la capatul zonei protejate: IP1 = ksig IC prop IP2 = ksig ε IN TC si se alege IP = maxim (IP1, IP2)

k sens = unde:

IC prop IC tot I1sc.min

I 1sc.min + I Ctot − I Cprop

(5.42)

IP

- curentul capacitiv al liniei protejate [Aprim]; - curent capacitiv total al retelei [Aprim]; - curentul minim de scurtcircuit monofazat limitat, la capatul zonei protejate

[Aprim]; INTC - curentul primar nominal al trafo de curent [Aprim]; ε - eroarea de masura a trafo de curent [u.r.]; ksig, ksens - coeficientii de siguranta respectiv de sensibilitate; În relatia (5.42) s-a tinut seama si de aportul curentilor capacitivi ai liniei cu defect si ai retelei. Urmare acestui fapt, curentul homopolar rezultant difera de cel calculat anterior. Într-adevar considerând pentru retea IC tot = 110 A si pentru linia cu defect IC prop = 40 A⇒ Ihrez =

260 ⋅e −

j 230

+ 40 ⋅e j 90 si valoarea rezultanta este Ihrez = 247 ⋅e − 0

j14 0

. Se observa ca pentru diferente mari între curentul capacitiv total si cel propriu liniei protejate, faza curentului homopolar rezultant poate deveni pozitiva, cu implicatii asupra unghiului de sensibilitate maxima al elementului directional.


73

5.6.2 Protectia maximala de curent homopolar directionata Protectia maximala de curent homopolar directionata poate fi utilizata pentru eliminarea selectiva a defectelor monofazate. Valorile de reglaj se stabilesc functie de valoarea curentului rezidual si se verifica pentru defecte monofazate la capatul zonei protejate: IP1 = ksig IC prop IP2 = ksig ε IN TC si se alege IP = maxim (IP1, IP2)

k sens = unde:

I 1sc.min + I Ctot − I Cprop IP

(5.43)

IC prop - curentul capacitiv al liniei protejate [Aprim]; IC tot - curent capacitiv total al retelei [Aprim]; I1sc.min - curentul minim de scurtcircuit la capatul zonei protejate [Aprim]; INTC - curentul primar nominal al trafo de curent [Aprim]; ε - eroarea de masura a trafo de curent [u.r.]; ksig, ksens - coeficientii de siguranta respectiv de sensibilitate. Prin utilizarea conditiei de existenta a tensiunii homopolare peste un prag stabilit, reglajul curentului de pornire nu mai trebuie desensibilizat fata de curentul natural de dezechilibru, deoarece la functionare normala nu se îndeplineste criteriul de depasire al pragului de tensiune homopolara, iar la defect pe o alta plecare elementul directional va bloca actionarea, permitând declansarea numai la defect pe linia protejata. Pentru cazul unor defecte monofazate cu rezistenta mare de trecere la locul de defect, valoarea curentului de defect este mica, iar defezajul este în jur de 0°,în timp ce aportul capacitiv va provoca modificarea unghiului de defazaj la valori relativ mari pozitive. Esential este în acest caz alegerea corecta a unghiului de sensibilitate maxima, o valoare a ∠ (Uh, Ih) de 120° … 150° ind fiind acoperitoare în majoritatea cazurilor. La utilizarea pentru elementul directional al tensiunii obtinute la bornele rezistorului de tratare, de la secundarul trafo de tensiune inclus, defazajul ∠(U,Ih) se modifica, asa cum rezulta din Fig.5.37, iar unghiul de sensibilitate maxima trebuie stabilit la valori de 30°… 60° cap. Posibilitatea existentei unei game de defazaje atât de diferite a condus la implementarea în cadrul echipamentului a posibilitatii parametrizarii unghiului de j sensibilitate maxima, marind flexibilitatea acestuia. Se remarca ca în cazul utilizarii ICtot ICprop tensiunii homopolare pentru elementul directional, se poate utiliza Irezsc metoda curentului homopolar ICrez wattmetric, definita în baza relatiei (5.21), satisfacând conditia de Uh E 1 actionare. De asemenea, poate fi utilizata metoda sesizarii variatiei curentului homopolar wattmetric, I1sc (punctul 5.3.4) obtinând o sensibilitate marita. Fig. 5.37 Diagrama fazoriala a marimilor aplicate Utilizarea tensiunii de la elementului directional bornele rezistorului prezinta

74 avantajul unei valori mai mari a tensiunii la bornele protectiei, raportul de transformare fiind 10kV / 0.1kV pentru rezistor, fata de 20kV / 0.173kV la iesirea filtrului de tensiune homopolara, ceea ce conduce la o sensibilitate mai buna la defecte monofazate prin rezistenta mare de trecere.

6. ARHITECTURA ECHIPAMENTELOR NUMERICE DE PROTECTIE SI RESURSE SOFTWARE GENERALE Acest capitolul prezinta structura hard generala a echipamentelor numerice de protectie cu indicarea blocurilor functionale si a functiilor specifice fiecarui bloc. Tot în acest capitol sunt prezentati si algoritmii generali utilizati în cadrul unor asemenea echipamente. În categoria algoritmilor generali sunt curpinsi algoritmii necesari filtrarii numerice a semnalelor analogice de intrare si algoritmii de calcul ai valorii efective si a defazajelor tensiunilor, curentilor, puterii active si puterii reactive. Sunt analizate mai multe metode de calcul indicându-se criteriile care stau la baza selectiei diferitilor algoritmi.

6.1.

Arhitectura hard a echipamentului

În Fig. 6.1. este prezentata o structura generica pentru echipamentele numerice de protectie. Placa intrari analogice Ac&t FTJ ir is it in ih

vrt vrs vh/va vt vs vr

ir' ir'' is' is'' it' it'' in' in'' ih' ih''

Placa procesor DSP

Interfata seriala

RAM

ROM

M U

P

RAM CAN

B U F F E R

DSP

X

vrt vrs vh/va

RAM BIPORT vt vs vr

INT_N

In te ROM rfa ta in CEAS tra r REAL e/i es ir e

Placa P Master 8DI

Ps Interfata intrare/iesire

Relee iesire

RAM

ROM

Relee iesire ACL LED Tastatura

er at n e m il A es r u S caa lP

Placa procesor SCADA

Intrari Num

Fig. 6.1 Schema bloc a echipamentelor numerice de protectie

76

6.1.1. Circuitele de intrare pentru semnalele analogice Înfasurarea legata în stea, a transformatoarelor de masura de tensiune racordate la barele de medie tensiune ale statiei de transformare, se conecteaza la circuitele de adaptare de tensiune de faza (Ac&t), notate vr, vs, vt. Cea de-a patra intrare analogica de tensiune poate fi racordata fie la înfasurarea conectata în triunghi deschis de pe barele de medie tensiune ale statiei, fie la secundarul unui transformator de tensiune montat direct pe linie. în primul caz tensiunea homopolara obtinuta la bornele filtrului de tensiune homopolara este utilizata direct de algoritmii functiilor de protectie. Pentru cazul al doilea, tensiunea homopolara se calculeaza (6.1) prin intermediul algoritmilor de calcul a valorii efective ale tensiunilor, iar tensiunea auxiliara este utilizata în functiile de supraveghere circuite secundare de tensiune si în functia de reanclansare automata rapida. Adaptoarele de tensiune asigura transformarea semnalului analogic din circuitele secundare ale statiei în semnale de valori mici direct aplicabile circuitelor electronice de intrare. În interiorul echipamentului se utilizeaza înca doua circuite de adaptare de tensiune racordate la tensiunile de linie vrs respectiv vtr. În acest fel este posibil a se controla în mod continuu integritatea circuitelor de tensiune prin compararea valorilor calculate ale tensiunilor de linie cu cele masurate. Valorile sunt calculate în baza relatiei (6.1) si anume:

u rs = v r − v s u st = v s − v t

(6.1)

u tr = v t − v r 3u h = v r + v s + v t

si sunt comparate ca modul si faza cu cele masurate, respectiv: vrs, vtr. Daca diferentele între valorile masurate si calculate, depasesc anumite limite stabilite, prin parametrizare, se genereaza un semnal de alarma. În acest fel, functia de autosupraveghere se extinde si asupra circuitelor de intrare de tensiune. Fig. 6.2 prezinta schema bloc a circuitelor analogice de intrare. vr

vs

vt

v h /v a

ih v rs

in

it

is

ir

v rt

A c& t

F TJ

vr

vs

vt

v h / v a v rs

v rt

ih ''

ih'

i n ''

in '

i t''

it'

is ''

is'

ir''

i r'

Fig. 6.2 Schema bloc a circuitelor analogice de intrare

În schema circuitelor de intensitate din interiorul echipamentului s-au prevazut câte doua adaptoare de curent pentru fiecare faza din urmatoarele considerente: • necesitatea controlului simultan al unor valori mari ale intensitatii curentului - la scurtcircuite între faze - respectiv al unor valori mici ale intensitatii curentului - la masura si simple puneri la pamânt monofazate de mare rezistenta; • limitari de ordin tehnologic la utilizarea unor amplificatoare de instrumentatie înaintea convertorului analog-numeric (CAN);

6. ARHITECTURA ECHIPAMENTELOR NUMERICE DE PROTECTIE SI RESURSE SOFTWARE GENERALE

77

• necesitatea asigurarii liniaritatii iesirilor adaptoarelor în limite largi de variatie ale marimii de intrare (20In); Adaptoarele de intrare de curent sunt realizate cu dispozitive LEM, conectate în montaj "cleste ampermetric", astfel încât conditiile maxime de stabilitate termica impuse, nu ridica probleme. Principiul de functionare al dispozitivului LEM este prezentat în Fig. 6.3. Sonda Hall

Miez magnetic toroidal

Circuit electronic de reactie

Fig. 6.3 Schema de principiu a circuitelor de adaptare de intensitate – LEM

Fluxul magnetic primar creat de curentul de masurat în interiorul circuitului magnetic toroidal este sesizat prin intermediul unei sonde Hall, iar tensiunea obtinuta la bornele sondei comanda un circuit electronic în asa fel încât, curentul secundar debitat de acesta sa creeze un flux egal si de sens opus fluxului primar. Prin urmare intensitatea curentul secundar Is este direct proportionala cu intensitatea curentului primar Ip si are aceeasi forma de variatie în timp. Din ecuatia de egalitate a solenatiilor:

N p ⋅I p = N s ⋅I s ⇒ I s = I P⋅ ⋅

NP NS

(6.2)

De remarcat faptul ca principiul de functionare al dispozitivelor LEM, la flux practic nul, ofera o liniaritate deosebita, ofera separatia galvanica iar prin montajul tip "cleste ampermetric" se rezolva elegant problemele de stabilitate termica. De altfel, caracteristicile tehnice principale ale adaptoarelor sunt deosebite. Astfel, liniaritatea este mai buna de 0,1% iar timpul de raspuns la semnal treapta mai mic de 1µs, la o viteza de variatie a curentului di

A dt > 50 µs .

Tot prin montajul tip "cleste ampermetric" se poate utiliza acelasi tip constructiv de LEM pentru ambele adaptoare de pe faza, prin simpla multiplicare a numarului N p de spire din primar, crescându-se în mod corespunzator sensibilitatea dispozitivului. Pentru adaptoarele de intrare de tensiune s-au avut în vedere doua solutii: • utilizarea dispozitivelor LEM în montaj voltmetric ; • transformatoare de tensiune. Din considerente de ordin economic s-a optat pentru cea de-a doua varianta care ofera caracteristici tehnice corespunzatoare scopului propus. Iesirile adaptoarelor de curent, respectiv tensiune, sunt cuplate la filtre antialiasing de tip “trece jos” (FTJ) având rolul de a limita banda de frecventa a semnalelor analogice la maxim jumatate din frecventa de esantionare. Frecventa de esantionare tipica este de 1000 Hz si în consecinta, filtrele se caleaza pe o frecventa de taiere de 500 Hz.

78 Iesirile filtrelor analogice se pot racorda direct la circuitele electronice de intrare de pe placa de baza, amplitudinea semnalului fiind adaptata pentru aceste circuite. Schema bloc a echipamentului contine patru placi de baza si anume: 1. placa microprocesorului de semnal - DSP; 2. placa microprocesorului master - µP; 3. placa microprocesorului SCADA - µPs; 4. placa surse de alimentare.

6.1.2. Placa procesorului de semnal Aceasta placa (Fig.6.1) se compune din: 1. doua multiplexoare analogice (MUX A, MUX B) de câte opt canale , interfatabile direct cu intrarile convertorului analog-numeric (CAN); 2. convertor analog numeric dual de 16 biti cu timp de conversie de 5 µs, care permite obtinerea a câte o pereche de valori la fiecare 5 µs. Circuitele de esantionare si memorare sunt incluse în CAN; 3. circuitele de intrari numerice, (8 intrari) izolate galvanic prin optocuploare, care admit la intrare tensiuni de 220 Vc.c. În acest fel nu mai sunt necesare alte adaptari la tensiunea operativa din statia de transformare; 4. blocul de memorie de program nevolatila ROM; 5. blocul de memorie volatila RAM împartit în 32 kB memorie RAM rapida si (1...4)MB memorie RAM static având continutul protejat prin baterie pentru cazurile de cadere a tensiunii de alimentare V c.c.; 6. microprocesor de semnal digital - DSP, 50 MHz, 32 biti; 7. magistrala locala gestionata de DSP; 8. zona tampon (buffer) de comunicatie cu magistrala procesorului master; 9. bloc de memorie RAM biport, pentru transfer unidirectional de date spre procesorul dedicat functiilor SCADA. Procesorul de semnal numeric - DSP, realizeaza urmatoarele functii ale echipamnetului: • achizitia semnalelor analogice cu o frecventa de esantionare de 1000 Hz (20fn) si mentinerea acesteia constanta chiar la variatii ale frecventei semnalului achizitionat; • achizitia semnalelor numerice, necesare algoritmilor de protectie si automatizare, cu o frecventa de esantionare de 1000 Hz; • filtrarea numerica a semnalelor analogice; • preluarea valorilor de reglaj ale protectiilor si automatizarilor de la procesorul decizional (master) în vederea evaluarii variabilelor logice în procedurile de comparatie; • evaluarea variabilelor Booleene necesare tuturor functiilor de protectie si automatizare; • transmiterea variabilelor logice spre procesorul master; • calculul valorii efective si a diverselor defazaje necesare functiilor de protectie, automatizare si masura; • memorarea în zona RAM static a esantioanelor tuturor marimilor analogice si numerice în vederea asigurarii functiei de perturbograf local. Transferul acestor date se face tot prin intermediul blocului microprocesorului master; • depunerea în zona de memorie RAM biport a tuturor informatiilor necesare sistemului de supraveghere-control (SCADA) din statiile de transformare;


79

6.1.3. Placa procesorului decizional Placa procesorului decizional sau master (Fig.6.1) se compune din: 1. microprocesor; 2. interfete seriale de comunicatie; 3. memorie nevolatila, reinscriptibila prin semnal electric, EEPROM, pentru programe si pentru reglaje si memorie volatila RAM; 4. porturi intrare / iesire pentru interfatare cu tastatura si afisajul cu cristale lichide (ACL); 5. porturi pentru interfatare cu blocul releelor de executie; 6. blocul optocuplor pentru izolarea galvanica de blocul releelor de executie. Fig. 6.4 prezinta un detaliu al modulului de iesiri numerice; 7. blocul releelor de executie. 8. ceas de timp real (Ceas Real); 9. magistrale locale; 10. buffer de comunicatie cu blocul microprocesor DSP. B lo c re l e e d e e x e c u t ie (+ ) 1R

2R

P o rt E N -1

8R

P o rt E N - 2

P o rt E N - 8

O p to c u p lo r

Fig. 6.4 Modul iesiri numerice

Pentru verificarea integritatii circuitelor de comanda de declansare se utilizeaza schema de principiu prezentata în fig. 6.5. Schema supravegheaza continuitatea circuitului de declansare si printr-o logica adecvata, se emite o semnalizare în cazul unui defect pe acest circuit. în cazul în care caderea de tensiune pe rezistenta de sarcina R, depaseste limitele reglate, functie de curentul absorbit de bobina de declansare, se emite semnalizarea de alarmare;

1R (+ )

( -) R r

B o b in a D e c la n s a re

Fig. 6.5 Verificarea integritatii circuitului de declansare

80 Placa procesorului decizional asigura implementarea urmatoarelor: • functia de comunicatie cu un calculator PC prin intermediul serialei RS 232C pentru transmiterea reglajelor spre echipament si pentru extragerea informatiilor din echipament în cadrul functiei de perturbograf local; • functia de comunicatie în cadrul structurii SCADA, implementata la nivelul statiei de transformate, prin intermediul serialei field-bus, în bucla de curent. Este o functie deosebit de importanta având în vedere ca prin aceasta se asigura integrarea echipamentului de protectie, automatizare si masura în structurile de supraveghere si control ale statiei; • functia de comunicatie locala operator-echipament prin porturile de interfatare cu tastatura si afisajul cu cristale lichide; • prelucrarea variabilelor logice preluate de la blocul microprocesor DSP pentru implementarea functiilor de protectie si automatizare. Procesorul master prelucreaza numai variabile booleene si este singurul care are o "imagine" de ansamblu asupra procesului supravegheat. Având la dispozitie toate informatiile necesare poate lua deciziile majore de comanda declansare, anclansare si de semnalizare; • emiterea comenzilor de declansare, anclansare spre echipamentul primar de comutatie; • emiterea semnalizarilor de tip contact spre exterior, pastrând astfel compatibilitatea cu actualele sisteme de supraveghere existente în statiile de transformare.

6.1.4. Placa surselor de alimentare Asigura alimentarea cu diversele tensiuni necesare functionarii echipamentului. Se compune dintr-o sursa de alimentare principala de 220 Vc.c./ 24 Vc.c., 50W care asigura si izolatia galvanica fata de exterior si mai multe surse secundare care asigura tensiunile de ±15 Vc.c., ±12 Vc.c. si 5 Vc.c. Blocul surselor de alimentare este montat separat si este ecranat pentru a evita perturbarea circuitelor electronice.

6.2.

Resurse software generale

Din categoria algoritmilor generali fac parte algoritmii functiei de filtrare numerica a semnalelor analogice si numerice de intrare si algoritmii de calcul ale valorilor efective si ale defazajelor marimilor analogice de intrare. Algoritmii generali inclusi echipamentului de protectie, automatizare si masura realizeaza urmatoarele functii: 1. filtrarea numerica a marimilor de intrare analogice pentru rejectia componentei continue si a armonicilor de ordin superior pâna la ordinul 9, prezente în spectrul tensiunilor si curentilor prelucrati de echipament. Atât armonicile superioare cât si componenta aperiodica nerejectate pot conduce la înrautatirea preciziei de masura; 2. filtrarea numerica a marimilor de intrare numerice pentru eliminarea fenomenelor tranzitorii de vibratii ale contactelor de intrare în echipament; 3. calculul cu precizia impusa a valorilor efective ale marimilor analogice de intrare. Alegerea metodei de calcul a marimilor efective si a diverselor defazaje se face în baza urmatoarelor criterii: • precizie; • timp de raspuns corespunzator pentru prelucrarea în timp real; • simplitatea metodei;


81

6.1.1. Filtrarea numerica Un pas de maxima importanta în dezvoltarea algoritmilor pentru protectii numerice este constituit de filtrarea numerica. Calculul unui filtru numeric tip FIR (Finite Impulse Response) se bazeaza pe doua obiective prioritare: • raspunsul în frecventa cat mai apropiat de cel necesar; • volum de calcule cat mai redus posibil; Ca metoda de calcul s-a plecat de la metoda originala de calcul a filtrelor FIR. Un filtru numeric FIR este integral definit de achizitia a N coeficienti, notati aI, a ecuatiei: N− 1

y ( mTS ) = ∑ a i ⋅x[( m − i )TS ]

(6.3)

i= 0

rezultata în baza unei scheme de principiu de achizitie date analogice, conform fig. 6.6.

x ( t)

C o n v e rto r a n a lo g n u m e ric

X (m T s )

F iltru n u m e r ic tip F IR

y (m T s)

Fig. 6.6 Principiul achizitiei marimilor analogice

Fie Hi câstigul filtrului la frecventa

i

FS jΦ i , definit de relatia H i = H i ⋅e . Se poate N

demonstra ca impunând N valori pentru Hi (i=0, 1, … , N-1) se pot determina N valori pentru coeficientii filtrului numeric, ai (i=0, 1, … , N-1), în conformitate cu relatiile:

a 0 = f 0 ( H 0 , H 1 ,..., H N − 1 ) a N = f N ( H 0 , H 1 ,..., H N − 1 )

(6.4)

Daca se impun mai putin de N valori pentru Hi sistemul introduce mai multe grade de libertate, astfel încât se obtin de fapt o serie de relatii între coeficientii ai si nu valorile acestora. Alegând acum niste valori convenabile pentru ai se pot efectua calculele mult mai rapid. Pentru echipamentul de protectie, automatizare si masura, frecventa de esantionare este de 1000 Hz, deci perioada de esantionare este de 1 ms. S-au impus urmatoarele valori pentru Hi, câstigul filtrului la frecventa fi:

H0 = H2 = H4 = H6 = H8 = H10 = H12 = H14 = H16 = H18 = 0 (6.5) H3 = H5 = H7 = H13 = H15 = H17 = 0

H1 = H19 ; H 9 = H11

(6.6)

(6.7) Prin relatia (6.5) s-a impus rejectia componentei aperiodice si a armonicelor pare pâna la ordinul 18 inclusiv, în timp ce prin relatia (6.6) s-a impus rejectia armonicelor impare de la ordinul 3 la ordinul 17 inclusiv, mai putin armonicele 9, 11 si 19 care nu sunt atenuate. Acest mod de alegere a rejectiei diferitelor armonici reprezinta un compromis între cerintele impuse si posibilitatea obtinerii unui algoritm rapid si eficient de filtrare. Oricum, tinând seama si de caractersiticile filtrului analogic antialiasing de la intrare, amplitudinea armonicilor 9, 11, 19

82 (care nu sunt rejectate prin filtrarea numerica) este mai mica de (1...2) % din amplitudinea fundamentalei. Mai mult, prin algoritmii de calcul a valorii efective, care au inclusi si medieri, acest procent este si mai mic. Rejectia componentei aperiodice si a armonicilor 2, 3, 5 si 7 practic "curata" forma de unda a marimilor analogice preluate de echipament. Pornind de la relatia de calcul a coeficientilor aferenti FIR: 1 ai = N

unde:

N− 1

∑ Hk

2π j⋅ ⋅⋅ ik ⋅e N

(6.8)

k =0

N = 20 (esantioane pe perioada) k = rangul armonicii

si tinând seama de relatiile (6.5), (6.6) si (6.7) se obtine urmatorul sistem:

a0 =

1 •2 •( H1 + H 9 ) 20 a2 = 0,809 •a 0

a1 =

1 •1,902( H1 − H 9 ) 20 a3 = 0,618 •a1

a4 = 0,309 •a 0 a6 = − 0,309 •a 0 a8 = − 0,809 •a0 a10 = − ao a12 = − 0,809 •a0 a14 = − 0,309 •a0 a16 = 0,309 •a0 a18 = 0,809 •a0

a5 = 0 a7 = − 0,618 •a1 a9 = − a1 a11 = − a1 a13 = − 0,618 •a1 a15 = 0 a17 = 0,618 •a1 a19 = a1

(6.9)

Impunând acum ca a0 = a1 = 1 , se obtin urmatoarele relatii pentru H1 si H9:

H1 + H 9 = 10

de unde:

H 1 − H 9 = 10,515 H1 = 10,257 si H 9 = − 0,257 .

(6.10) (6.11)

În vederea obtinerii unei valori unitare pentru H1 se corecteaza valorile prin împartire la 10,257. Cu acestea valoarea y ( i) la iesirea filtrului numeric, la momentul t, se obtine functie de valorile x ( i) de la intrare dupa cum urmeaza: 1 y( i) = [ x( i − 0) + x ( i − 1) + 0,809 •x ( i − 2) + 0,618 x •( i − 3) + 0,309 x •( i − 4) − 10,257

− 0,309 •x ( i − 6) + 0,618 •x ( i − 7) − 0,809 •x ( i − 8) − x ( i − 9) − x ( i − 10) − x ( i − 11) − − 0,809 •x ( i − 12) + 0,618 •x ( i − 13) − 0,309 •x ( i − 14) + 0,309 •x ( i − 16) + 0,618 •x ( i − 17) + + 0,809 •x ( i − 18) + x ( i − 19)] (6.12) Performantele unul astfel de filtru numeric sunt:


83

• eroarea relativa de evaluare a amplitudinii, functie de frecventa εmax (%) ≤5 pentru o gama de variatie a frecventei f=48 … 54 Hz; • eroarea absoluta de defazaj, functie de frecventa εmax (%) ≤3 pentru f=48 … 54 Hz. Caracteristica amplitudine - frecventa si defazaj - frecventa pentru un astfel de filtru si un exemplu de filtrare se prezinta în Fig.6.7, unde UAG-fil reprezinta tensiunea URO dupa filtrare, UAG-nonfil reprezinta temsiunea URO nefiltrata, Gain(f) reprezinta amplitudinea la frecventa f, iar Phase_angle(f) reprezinta defazajul.

Fig. 6.7 Caracteristicile de raspuns în frecventa pentru filtrul numeric

În încheiere mai trebuie remarcat ca algoritmul de filtrare, bazându-se pe valori de intrare pâna la momentul (t-19) ms, introduce o întârziere de cca. 20 ms a semnalului de la iesire fata de momentul t considerat initial. Acesta este "pretul platit" pentru "curatirea" remarcabila a semnalului de intrare. Oricum, pentru protectia liniilor de medie tensiune timpii minimi de actionare impusi pentru instalatiile de protectie, de ordinul (60...100) ms, nu ridica nici un fel de problema privind implementarea algoritmului de mai sus, chiar în conditiile unui timp de raspuns de cca. 20 ms.

6.1.2. Calculul valorii efective si a defazajului marimilor analogice de intrare În cele ce urmeaza se face o trecere în revista a câtorva metode numerice de calcul a valorii efective si a defazajului marimilor analogice de intrare si pe baza unei comparatii din punct de vedere precizie, stabilitate si viteza de executie se justifica alegerea algoritmului implementat în cadrul echipamentului.

84 Metoda valorii medii Fie un semnal sinusoidal esantionat în N - puncte pe perioada si având valoarea esantionata y (k ) . Valoarea medie pe o perioada, la momentul (i) se obtine în baza valorilor anterioare pâna la momentul : (6.13) (i − N + 1) tinând seama de relatia existenta, pentru un semnal sinusoidal, între valoarea efectiva si cea medie definita de factorul de forma k f :

kf =

Yef Ymed

= 1,11 ⇒ Yef = k ef •Ymed = 1,11 •Ymed (6.14)

rezulta ca valoare efectiva poate fi calculata prin aceasta metoda la fiecare moment (i ) cu relatia:

(i )

Yef =

N−1

∑

111 , • N

y (i − k )

(6.15)

k =0

Pentru cazul concret din EPAM, unde N=20 puncte pe perioada se obtine:

(i )

19

∑

Yef = 0,0555 •

y (i − k )

(6.16)

k =0

Un volum de calcule mai redus se obtine scriind relatia (6.16) sub forma recursiva, cum rezulta din urmatoarea relatie:

[

(i + 1) = Y (i ) + 0,0555 • y i + 1 − y i − 19 ( ) ( ) ef

Yef

]

(6.17)

Între avantajele acestei metode se remarca: • simplitatea deosebita; • volum redus de calcule si ca urmare fara probleme din punct de vedere al vitezei de executie; • medierea pentru N puncte are efecte pozitive pentru corectia unor eventuale erori de conversie datorate CAN; • foarte slab influentata de existenta în curba semnalului analogic a armonicilor 9, 11, 19 nerejectate de filtrarea numerica. Dezavantajele metodei: • necesita un algoritm suplimentar pentru calculul unghiului de defazaj; • introduce o eroare de principiu pentru semnale nesinusoidale; • chiar si pentru un semnal sinusoidal si o mediere de 10-15 valori succesive eroarea relativa a metodei este de (5...7)%; Metoda A4 modificata Considerând valorile momentane ale tensiunii si curentului la patru valori consecutive echidistante, ca în fig. 6.8, se obtine, pentru semnale de forma sinusoidala:


T 20 2π  = = 1ms i1 = I max •sin  ( k − 3); ∆t = N 20 N  2π  i2 = I max •sin  ( k − 2); N  2π  i3 = I max •sin  ( k − 1); N 

85

(6.18)

2π  i4 = I max •sin  ( k − 0); N  si respectiv: 2π  u2 = U max •sin  ( k − 2) N  π 2   u3 = U max •sin  ( k − 1)  N

(6.19)

Fig. 6.8 Explicativa pentru metoda A4

Pentru aceste valori, metoda A4 permite calculul R, X si ϕ cu relatiile: u2 (i4 − i2 ) − u3 (i3 − i1 ) R= i2 (i4 − i2 ) − i3 (i3 − i1 )

X=

u 3 •i 2 − u 2 •i3  2π  •2 sin   i 2 (i 4 − i 2 )− i3 (i3 − i1 ) N 

(6.20) (6.21)

86

ϕ = arctg

 u3i2 − u2 i3 X  2π  = arctg  •2 sin   N  R  u2 (i4 − i2 ) − u3 (i3 − i1 ) 

(6.22)

Daca se evalueaza numitorul din relatiile (6.20) si (6.21) se obtine succesiv: i3 − i1 = 2 •I max •sin

2π 2π •cos ( k − 2) N N

(6.23)

i4 − i2 = 2 •I max •sin

2π 2π •cos (k − 1) N N

(6.24)

2π 2π 2π ( k − 2)•cos ( k − 2) − cos k  N N N   π π 2π 2 2 i2 (i4 − i2 ) = I max •cos ( k − 1)•cos ( k − 3) − cos ( k − 1) = N N N   i3 (i3 − i1 ) = I max •cos

(6.25)

(6.26) 2π 2π   2π sin sin − • − − k ( k 2)  ( k 2) N N   N 4 4π  π    2 i3 (i3 − i1 ) − i2 (i4 − i2 ) = I max •1 − cos  = 2 •I ef2 1 − cos  (6.27)   N N iar valoarea efectiva se poate calcula cu relatia: = I max •sin

i3 (i3 − i1 ) − i2 (i4 − i2 ) 4π   2 •1 − cos   N Tinând seama ca pentru EPAM, N = 20, relatia (4.28) devine: I ef =

(6.28)

I ef = 1,618 • i3 (i3 − i1 )− i2 (i4 − i 2 )

(6.29)

Similar se obtine: U ef = 1,618 • u3 (u3 − u1 ) − u2 (u4 − u2 ) (6.30) Astfel, valorile efective ale tensiunii si curentului se obtin cu relatiile (6.30) si (6.29), iar defazajul prin aplicarea relatiilor (6.20), (6.21) si (6.22). Avantajele metodei: • permite calcularea atât a valorilor efective ale U si respectiv I cât si a defazajului dintre acestea; • volum redus de calcule: 4 operatii de înmultire si 6 operatii de scadere conduc la calculul valorilor efective ale U si I necesare operatiilor de comparatie cu valorile reglate. Cinci operatii de înmultire, patru operatii de scadere si o singura operatie de împartire permit evaluarea defazajului U − I ;


87

• utilizând o mediere a valorilor efective consecutive pe un numar de (10...20) valori anterioare se obtine o stabilitate deosebita a metodei iar eroarea relativa nu depaseste 5%; • metoda este practic insensibila la existenta armonicilor 9, 11, 19 nerejectate de filtrarea numerica. Dezavantajele metodei: • utilizând o mediere pentru 10 valori se obtine o întârziere suplimentara de cca 10 msec care cumulata cu întârzierea de cca 20 msec introdusa de filtrarea numerica conduce la o întârziere globala de cca 30 msec; • precizia evaluarii marimilor efective si în mod special a defazajului sunt puternic influentate în mod negativ, la variatia frecventei semnalului analogic, daca nu se respecta conditia de N esantioane pe perioada. Ca urmare, metoda impune conditii severe algoritmilor utilizati de blocul microprocesor DSP care asigura pastrarea de N esantioane pe perioada pentru întreaga gama de variatie a frecventei marimilor analogice de intrare; Metoda valorii efective directe Metoda se bazeaza pe formula de definitie a valorii efective a unei marimi periodice: 1 T

Yef =

T

∫y

2

(t )dt

(4.31)

0

care transpusa pentru semnale esantionate, cu N esantioane pe perioada, devine: Yef ( i ) =

N− 1

∑

1 • N

y 2 (i − k )

(6.32)

k =0

Concretizând pentru N = 20 esantioane / perioada: Yef (i ) =

1 20

19

∑

y 2 (i − k )

(6.33)

k =0

sau sub forma recursiva:

[

]

Yef2 (i + 1) = Yef2 (i ) + 0,05 • y 2 (i + 1) − y 2 (i − 19)

(6.34)

Avantajele metodei: • volum redus de calcule, în special pentru forma recursiva definita de relatia (6.34); • medierea pentru N puncte are efecte pozitive pentru corectia eventualelor erori de conversie; • slab influentata de existenta armonicilor nerejectate de algoritmul de filtrare. Dezavantajele metodei: • necesitatea utilizarii unui algoritm suplimentar pentru calculul unghiului de defazaj; • precizia ceva mai scazuta, eroarea relativa a metodei situându-se între 4 si 6%. Metoda Fourier sau metoda calculului în cuadratura

88 Metoda se bazeaza pe transformata Fourier discreta care permite calculul componentelor reale si imaginare ale fazorului complex la un moment (i): Y (i ) = Re{Y (i)} + j Im{Y (i )} dupa cum urmeaza:

Re{Y (i)} =

2 N− 1   2π  •∑ y (i − k )•cos •k  = Yre (i) (6.35)  N N k =0 

Im{Y (i)} =

2 N− 1  2π  •∑ y(i − k )•sin  •k  = Yim (i) (6.36)  Ν N k =0 

Yef ( i) =

1 2 [Y ( i) + Yim2 (i)] 2 re

ϕ ( i) = arctg

Yim ( i) Yre ( i)

(6.37)

(6.38)

Formulele (6.35) si (6.36) s-au scris pentru fundamentala semnalului analogic. În cazul în care se doreste determinarea amplitudinii unei armonici, de exemplu pentru armonica a doua, relatiile devin:

2 Yre (i) = N

 2π  ∑ y(i − k )•cos N •2k 

(6.39)

2 Yim (i) = N

 2π  ∑ y(i − k )•sin  N •2k 

(6.40)

N− 1 k =0

N−1 k =0

iar valoarea efectiva si faza fazorului complex pentru armonica a 2-a se calculeaza tot cu relatiile (6.37) si (6.38). Avantajele metodei: • filtreaza armonicile din curba semnalelor analogice; • precizie remarcabila, eroarea relativa < 2%; • permite tratarea unitara a calculului valorii efective a fundamentalei si a armonicilor de ordin superior necesare functiilor de protectie; • permite calculul comod al componentelor directe, inverse si homopolare necesare algoritmilor de protectie; • permite calculul comod al puterii active, reactive, aparente si a factorului de putere necesare functiilor de masura; • are un timp de raspuns mai bun decât oricare din metodele descrise mai sus. Examinând relatiile (6.35) la (6.40) se constata ca metoda necesita un volum relativ important de calcule, dar având în vedere ca acestea se executa de microprocesorul DSP care ofera facilitati create special pentru calculul transformatei Fourier, timpii necesari acestor calcule nu ridica probleme, tinând seama si de frecventa de tact de 50 MHz a DSP utilizat. Compararea metodelor a condus la alegerea metodei Fourier de calcul a valorilor efective si a defazajelor, pentru implementarea tuturor algoritmilor în cadrul echipamentului.

7. PROTECTIILE LINIILOR DE ÎNALTA TENSIUNE 7.1.

Probleme generale

Liniile electrice aeriene (LEA) de înalta tensiune sunt prin constructie cel mai expuse diverselor defecte care pot aparea. Astfel, statisticile indica cel mai mare numar de defecte localizat la LEA. Dintre acestea, cca. 85-90% sunt defecte monofazate si cca. 80-85% sunt defecte trecatoare, defecte care dispar dupa scoaterea de sub tensiune a fazei cu defect pentru un scurt interval de timp. Defectele monofazate pot fi însotite de o rezistenta mare de trecere la locul de defect, ceea ce complica sesizarea si implicit eliminarea acestora. La LEA dublu circuit pe acelasi stâlp, pot apare pe lânga defectele deja mentionate si defecte între o faza a unuia dintre circuite si o alta faza a celuilalt circuit, îngreunând sesizarea corecta de catre instalatiile de protectie. Problema poate fi si mai dificila daca defectul la pamânt este localizat într-o deschidere a LEA si în conditiile unui sol cu rezistivitate ridicata. Alegerea tipului de protectie si a reglajelor pentru o anumita aplicatie depinde decisiv de configuratia retelei si a LEA (simplu sau dublu circuit, scurta, cu compensare serie, etc.), de sarcina tranzitata si de marimea rezistentei prizelor de pamânt ale stâlpilor. Cerintele cele mai importante care se impun instalatiilor de protectie sunt sintetizate mai jos: • Rapiditatea – implica un timp scurt de actionare pentru defecte severe. Prin actionarea protectiei într-un timp scurt se limiteaza solicitarile dinamice si termice ale aparatajului de comutatie de înalta tensiune, se limiteaza ionizarea la locul de defect, crescând probabilitatea de RAR reusit si se mareste capacitatea transportabila a retelei, fara diminuarea stabilitatii sistemului. • Sensibilitatea – capacitatea unei protectii de a sesiza în mod ferm diverse tipuri de defecte. Defectele monofazate însotite de rezistente mari de trecere la locul de defect pot crea tensiuni de pas si de atingere periculoase pentru om sau animale. Prin urmare este de dorit ca sistemele de protectie sa detecteze ferm si aceste tipuri de defect. • Selectivitatea – capacitatea sistemelor de protectie de a localiza corect defectul si comanda deconectarea numai a obiectului protejat, prin declansarea aparatelor de comutatie adiacente portiunii cu defect. Pentru a realiza aceasta cerinta instalatiile de protectie trebuie sa faca distinctie clara între regimul normal de sarcina, regimul de defect în afara zonei protejate si defectul în zona protejata. Cerintele de selectivitate si sensibilitate sunt antagoniste si în acest sens se poate face o distinctie între siguranta în eliminarea defectului si siguranta împotriva actionarilor intempestive.

90

7.2.

Principiile protectiilor de distanta

Impendanta liniilor electrice este proportionala cu lungimea acestora si în consecinta este natural a se utiliza pentru protectia acestora un releu capabil de a masura impedanta pâna la un punct predeterminat. Un astfel de aparat este releul de distanta proiectat pentru a actiona pentru totalitatea defectelor care apar între locul de montaj si un anumit punct definit prin reglajul impus. Protectiile de distanta reprezinta la ora actuala cea mai raspândita protectie pentru liniile electrice si alte echipamente energetice. Principiul de baza al protectiilor de distanta (PD) este fundamentat pe compararea intensitatii curentului si a tensiunii de la locul de montaj al PD “vazute” de releu. Din compararea celor doua marimi se poate stabili daca impedanta pâna la locul de defect este mai mare sau mai mica decât valoarea impedantei reglate. Un exemplu tipic pentru o astfel de balanta electrica se prezinta în Fig. 7.1. Tensiunea si curentul care alimenteaza balanta, preluate din secundarele transformatoarelor de masura de tensiune (TT) si respectiv de curent (TC) sunt redresate prin intermediul puntilor redresoare D1 si D2. Curentii Iki, respectiv Iku, proportionali cu valorile curentului si respectiv tensiunii, se aplica unui releu polarizat de masura Z. Releul polarizat este astfel conectat încât actioneaza, permitând declansarea, atunci când Iki > Iku. Tinând seama ca Iki = Ki ⋅ I iar Iku = Ku ⋅U , se deduce imediat conditia de actionare la declansare de forma Z ≤ K , unde Z este impedanta masurata, iar K este valoarea impedantei reglate. Acest principiu este valabil atât pentru releele electromecanice cât si pentru releele numerice.

D1 R Ip

Z

Iki

Iku De la TT

D2

Fig. 7.1 Schema de principiu pentru balanta electrica

Protectiile de distanta ofera o caracteristica de actionare t = f(Z) în trepte. Astfel, prima treapta de impedanta acopera 80-85% din lungimea LEA. Pentru impedante masurate mai mari temporizarile sunt mai mari. Notiunea de protectie numerica (digitala) se aplica acelor protectii la care prelucrarea informatiei analogice se face numeric. Principial, un lant tipic de prelucrare numerica este prezentat in Fig. 7.2 si se compune din: filtrul analogic trece jos (FTJ), circuitele de esantionare si memorare (S&H), convertorul analog-numeric (CAN) si procesorul de date numerice (DSP).

7. PROTECTIILE LINIILOR DE ÎNALTA TENSIUNE

91

Tensiunile si curentii din secundarele TT si TC sunt adaptate prin intermediul unor circuite analogice de intrare la valorile acceptate de circuitele electronice si se aplica filtrului analogic FTJ, cu rol de filtru antialiasing. Marimea filtrata se aplica CAN prin intermediul circuitelor de esantionare si memorare. Convertorul realizeaza conversia semnalului analogic într-un cod numeric. Din acest moment prelucrarea datelor, în conformitate cu algoritmii de protectie si automatizare specifici, se executa asupra unor semnale numerice (coduri numerice) similar operatiilor din calculatoarele electronice.

Fig. 7. 2 Schema bloc a unui sistem digital de procesare a semnalului

În continuare se indica principiile de masura impedantei utilizate de câteva protectii de distanta realizate in tehnologie numerica.

7.1.1. Principiul de masura al protectiei de distanta REL-521 Protectia de distanta ofera cinci zone (trepte) cu elemente de masura individuale pentru toate tipurile de defect. Cele sase bucle de defect (R-N, S-N, T-N, R-S, S-T, T-R) se supravegheaza în mod continuu. Functia este implementata în tehnologie numerica, ca de altfel toate functiile din cadrul terminalului. Cele cinci caracteristici de masura ale impedantei sunt de tip poligonal de forma prezentata în Fig. 7.3. Caracteristicile de masura poligonale permit reglarea independenta, pentru fiecare zona, a reactantei si respectiv rezistentei de actionare. În plus, valoarea reglajului rezistentei poate fi diferita pentru defecte monofazate fata de cele polifazate. În acest fel se asigura o rezerva de arc maxima pentru toate tipurile de defect. jX 2 50

ZM 5 ZM 4 ZM2 ZM 1

ϕL

ϕL R 15 0

ZM 3

Fig. 7.3 Caracteristici de masura impedantei

92 Fiecare zona poate fi directionata fata, spate sau nedirectionata. În fig. 7.3, zonele ZM1, ZM2, ZM4 sunt directionate fata, zona ZM3 este directionata spate iar ZM5 este nedirectionata. Valorile de reglaj posibile pentru caracteristicile de masura se prezinta in fig. 7.4 pentru zona 1 (ZM1) dar sunt similare si pentru celelalte zone. jX

X 1Z 1 ZM 1

ϕL

R FZ 1 R FN Z1 R

Fig. 7.4 Reglaje pentru ZM1

Pentru defecte monofazate (R-N, S-N, T-N) se folosesc reglajele: X1Z1 - reactanta reglata pentru zona 1; RFNZ1 - rezistenta reglata pentru zona 1; Pentru defecte polifazate se folosesc reglajele: X1Z1 - reactanta reglata pentru zona 1; RFZ1 - rezistenta reglata pentru zona 1; Principiul de masura al impedantei de defect se bazeaza pe utilizarea fazorilor tensiunilor, curentilor si pe valorile de variatie ale curentilor. Impedantele aparente astfel calculate se compara fata de poligonul de actionare reglat. Pentru cazul defectelor monofazate se utilizeaza relatia conventionala:

U = Z 1 ⋅I + RF ⋅I + Z N ⋅I

unde:

(7.1)

Z 1 = impedanta directa; Z − Z1 = impedanta de nul, cu Z 0 - impedanta homopolara; ZN = 0 3 RF = rezistenta de trecere la locul de defect; Pentru cazul defectelor bifazate se utilizeaza relatia conventionala:

U = 2 ⋅Z 1 ⋅I + RF ⋅I

(7.2)

În acest caz, impedanta masurata de releu, pentru defecte monofazate, va fi:

Zm =

Z 0 − Z1 U = Rm + j ⋅X m = Z 1 + RF + I 3

(7.3)

RF U = Rm + j ⋅ X m = Z 1 + 2 ⋅I 2

(7.4)

respectiv pentru bifazate:

Zm =

Elementele de masura primesc informatiile de curent si tensiune de la convertorul analog-numeric. Pentru fiecare din cele sase bucle de defect posibile se primesc tensiunea (U),


93

curentul (I) si variatia curentului între doua esantionari (? I) care se aplica unui filtru Fourier recursiv. În baza acestora se calculeaza valorile Rm si Xm dupa urmatoarea formula:

ℑ m(U ) ⋅∆ℜ e( I ) − ℜ e(U ) ⋅∆ℑ m( I ) ∆ℜ e( I ) ⋅ℑ m( I ) − ∆ℑ m( I ) ⋅ℜ e( I ) ℜ e(U ) ⋅ℑ m( I ) − ℑ m(U ) ⋅ℜ e( I ) X m = ω 0 ⋅dt ⋅ ∆ℜ e( I ) ⋅ℑ m( I ) − ∆ℑ m( I ) ⋅ℜ e( I )

Rm =

(7.5)

Aceste valori se compara cu reglajele fiecarei zone. Încadrarea într-o anumita zona necesita îndeplinirea simultana a urmatoarelor inecuatii, pentru defecte monofazate:

R0 − R1 + RFN 3 X 0 − X1 X m ≤ X1 + 3

Rm ≤ R1 +

(7.6)

respectiv pentru defecte bifazate:

Rm ≤ 2 ⋅R1 + RF X m ≤ 2 ⋅X 1

(7.7)

Elementele directionale utilizeaza tensiunea de secventa directa a buclei de defect si curentul de faza. Spre exemplu, elementul directional pentru bucla de defect RN încadreaza defectul în fata daca este satisfacuta relatia:

− 15o ≤ arg unde:

0.8 ⋅U RN + 0.2 ⋅U 1RNM ≤ 115o IR

(7.8)

URN = tensiunea de faza R masurata; U1RNM = tensiunea de succesiune directa memorata (anterior defectului); IR = curentul de defect prin faza R

Utilizarea tensiunii de secventa directa memorate, face ca si în cazul unor defecte trifazate apropiate sa se decida corect directia fata de directia spate.

7.1.2. Principiul de masura al protectiei de distanta SEL-321 În cadrul terminalului de protectie SEL-321, protectia de distanta este realizata cu patru zone (trepte) de masura si cu elemente de masura individuale pentru toate tipurile de defect. Cele sase bucle de defect se supravegheaza în mod continuu. Functia este implementata în tehnologie numerica, ca de altfel toate functiile din cadrul terminalului. Cele patru caracteristici de masura ale impedantei sunt de tip MHO pentru defecte polifazate (Fig. 7. 6) si de tip MHO sau/si de tip poligonal pentru defecte monofazate (Fig. 7. 5). Caracteristile MHO, realizate prin polarizare cu tensiuni de secventa directa, asigura o rezerva de arc cu atât mai mare cu cât sursa din spate este mai slaba si rezistenta de arc mai mare. Diametrul cercului de masura este parametrizabil în limite largi si permite o adaptare buna la linii cu dimensiuni diverse. De remarcat directionarea în fata intrinseca acestor caracteristici.

94 Caracteristicile de masura poligonale permit reglarea independenta, pentru fiecare zona, a reactantei si respectiv rezistentei de actionare. În acest fel se asigura o rezerva de arc maxima pentru toate tipurile de defect. Fiecare zona poate fi directionata fata, spate sau nedirectionata. În Fig. 7.5, zonele Z1G, Z2G, Z4G sunt directionate fata, iar zona Z3G este directionata spate. Reglajul factorului de pamânt k0 poate fi realizat independent pentru zona Z1G, fata de restul zonelor. jX

unghiul liniei Z4G

Z2G

Z1G

R dreapta elementului directional

Z3G

Fig. 7.5 Caracteristica de masura pentru defecte monofazate

jX

unghiul liniei

M4P M3P M2P M1P

R

Fig. 7.6 Caracteristica de masura pentru defecte polifazate

O caracteristica speciala a terminalului permite evitarea acrosajului în zona de sarcina, prin utilizarea unei caracteristici de masura separate de cele de defect si printr-o logica adecvata. Elementul directional este utilizat pentru a decide asupra directiei defectului si se bazeaza pe componentele inverse ale tensiunii si respectiv curentului. Cum aceste componente apar numai la defecte asimetrice, în cazul defectelor trifazate se utilizeaza tensiunea de secventa directa memorata anterior aparitiei defectului. În acest fel se asigura o securitate maxima în a sesiza diferenta dintre defecte în fata si respectiv în spate. Fig. 7.7 prezinta o situatie tipica de racordare a unei protectii de distanta, iar în Fig. 7.8 se prezinta schema echivalenta în componente simetrice de secventa directa (S.S.D.), de secventa inversa (S.S.I.) si de secventa homopolara (S.S.H.). În cazul unui defect monofazat situat imediat în fata protectiei, din componentele de succesiune inversa rezulta:


95

Zi =

− Ui = − ZAi I Ai

(7.9)

Daca defectul este situat imediat în spatele protectiei:

Zi =

− Ui = ZLi + ZBi − IBi

ZA_d

EA

ZL_d

(7.10)

ZB_d

EB

Releu

Fig. 7.7 Schema monofilara a liniei protejate

S.S.D.

EA

EB

S.S.I.

ZA_d

ZL_d

ZB_d

ZA_i U_i

ZL_i

ZB_i

IA_i S.S.H.

IB_i ZA_h

ZL_h

ZB_h

RF

Fig. 7.8 Schema în componente simetrice

Astfel, exista un criteriu sigur de a selecta un defect în fata de un defect situat în spatele protectiei, criteriu precizat în Fig. 7.9. +Z_i defect in spate

ZB_i+ZL_i

Z_i=0 ZA_i defect in fata

Fig. 7.9 Caracteristica de actionare a elementului directional

96 Logica de selectie a buclei de defect Pentru identificarea buclei cu defect, în cazul defectelor monofazate se utilizeaza criteriul unghiului de defazaj dintre curentul de secventa homopolara (Ih) si cel de secventa inversa (Ii). Astfel, în cazul unui defect RN metalic, cele doua componente ale curentului sunt în faza, în timp ce pentru defecte SN acest unghi este de 120°ind, iar pentru defecte TN acest unghi este de 120°cap. Logica de identificarea buclei de defect RN defineste un sector de ±60°pentru defazajul Ih-Ii. Daca unghiul de defazaj se afla în interiorul acestui sector, se declara defect monofazat RN si se blocheaza actionarea elementelor bifazate care implica faza R. Similar se procedeaza si pentru celelalte bucle monofazate. În cazul în care defectul nu genereaza curent de secventa inversa, logica de identificare comuta pe elementele de minima tensiune care decid faza defecta. Ecuatiile logice de parametrizare Utilizarea ecuatiilor logice permite: • asignarea functiilor logice la releele de iesire; • definirea functiilor logice si a conditiilor de pornirea înregistratorului secvential de evenimente; • selectarea elementelor care conduc la declansarea rapida prin logica (SOTF); • selectarea elementelor care conduc la declansarea neconditionata; • selectarea elementelor care conduc la declansare prin logica de comunicatie; • Programarea ecuatiilor logice implica combinarea elementelor logice prin operatori logici AND (*), OR (+) si inversoare (!). De exemplu, pentru a semnaliza (prin intermediul releului de iesire nr. 4) declansarea prin functia SOTF se poate scrie urmatoarea ecuatie logica: OUT4=TPA*SOTFE+TPB*SOTFE+TPC*SOTFE Semnificatia elementelor este urmatoarea: OUT4 - releul de iesire nr. 4; TPA, TPB, TPC - declansari prin functiile de protectie, pe fazele R, S, T; SOTFE - variabila logica având valoarea ‘1’la validarea optiunii SOTF; Prezenta diverselor relee de temporizare la actionare sau/si la revenire, implementate software, împreuna cu setul de ecuatii logice permite dezvoltarea unor functii de protectie sau automatizare multiple. Functia RAR nu este o functie de baza inclusa terminalului SEL-321, dar prin utilizarea ecuatiilor logice (SELogic Equations) poate fi implementata relativ simplu. Caracteristicile de masura Principial, caracteristica de masura mho se obtine prin implementarea software a caracteristicii unui releul de putere. Puterea aparenta este definita de relatia

 P = Re{S} S = U ⋅I * = P + jQ , unde:  Q = Im{S}  Un comparator de putere activa sesizeaza la limita P ⇒ P = 0 si deci

{

}

P = Re δU ⋅U *pol = 0

(7.11)

(7.12)


97

Pentru caracteristica mho autopolarizata, fazorii dU si U*pol sunt perpendiculari. Ca urmare:

{

} { } Re{mZ ⋅I ⋅U }= Re{U ⋅U }

Re δ U ⋅U *pol = Re (mZ L ⋅I − U ) ⋅U *pol = 0 ⇒

* pol

L

* pol

(7.13) unde m reprezinta distanta pâna la locul de defect, exprimata în u.r. din lungimea liniei. Din relatia de mai sus, prin descompunere în cele doua componenete reala si imaginara se poate determina m, dupa cum urmeaza:

m=

{

} [u.r.] Re{Z ⋅I ⋅U } Re U ⋅U *pol

(7.14)

* pol

L

În cazul unui defect monofazat, de exemplu RN, se poate determina m:

Z L ⋅( I R + k 0 ⋅I N )

U *polR 0 = (U Rpredef 0

)

*

(7.15)

unde: h  Z hL − 3Z dL 1 Z L k 0 =  d − 1 = (factorul de pamânt) 3 Z L 3Z dL 

rezulta:

m( R 0) =

(

Re U R 0 ⋅U *polR 0

[ (

)

)

Re Z dL I R + k 0 ⋅I N ⋅U *polR 0

]

(7.16)

În cazul unui defect bifazat, de exemplu ST, relatia de mai sus devine:

m( ST ) =

(

Re U ST ⋅U *polST

[ (

)

)

Re Z dL I S − I T ⋅U *polST

]

(7.17)

Pentru obtinerea caracteristicii poligonale se implementeaza soft un comparator de putere reactiva, observând ca:

δU = m ⋅Z dL ⋅I − U

(

)

180°− lim ita se compara ∠ δ U , I p 0...180°ind .actioneaza ⇒ Q = 0 → cond. la limita 0...180°cap. NU actioneaza  si se obtine

98

{

}

Q = Im{U ⋅I * }→ Q = Im δU ⋅I *p = 0

} {(

{

) }

Q = Im δ U ⋅I *P = Im m ⋅Z dL ⋅I − U ⋅I *P = 0

(7.18)

de unde valoarea distantei pâna la locul de defect este:

Im(U ⋅I *P ) ⇒ m= Im( Z dL ⋅I ⋅I *p )

(7.19)

Considerând:

I = crt . compensat ( I R + k 0 ⋅I N ) I p = crt . polarizare( I P = I N ⋅e jT ) unde T = factor de neomogenitate, definit ca

T≅

I iA + I Bi , T = unghiul de defazaj I Bi

dintre I hF si I hA (factorul de neomogenitate este definit ca raportul dintre curentul homopolar si curentul homopolar de defect ce trece prin releu). Alegând curentul de total I hF polarizare I p = I N ⋅e jT ⇒ pentru un defect SN:

mS 0 =

[

(

Im U S 0 ⋅ I N ⋅e jT

[

(

)(

)] *

Im Z dL ⋅ I S + k 0 ⋅I N ⋅ I N ⋅e jT

)] *

(7.20)

Ecuatia pentru latura rezistiva se bazeaza pe estimarea rezistentei de trecere la locul de defect (RF), plecând de la schema echivalenta simplificata. Fie un defect R – 0. Avem

(

)

U R 0 = m ⋅Z dL I RA + k 0A ⋅I NA + RF ⋅I F

(7.21)

unde I R , I N → aportul curentului pe faza, respectiv nul, prin latura dinspre sursa A. Din ecuatia de mai sus se poate determina RF dupa cum urmeaza: A

A

[

]

[

]

U R 0 ⋅ Z dL ⋅( I RA + k 0A ⋅I NA ) = m ⋅Z dL Z dL ⋅( I RA + k 0A ⋅I NA ) ( I RA + k 0A ⋅I NA )+ 14 4 4 4 4 4 4 24 4 4 4 4 4 4 3 *

[

*

(α)

]

+ RF ⋅I F Z dL ⋅( I RA + k 0A ⋅I NA )

*

Re si prin desfacere în  , observând ca termenul ( a ) este un numar real, obtinem  Im

(7.22)


{ [

(

Im U R 0 ⋅ Z dL ⋅ I RA + k 0A ⋅I NA

99

)] }= R

{ [

*

{ Im{I

(

⋅Im I F ⋅ Z dL ⋅ I RA + k 0A ⋅I NA

F

[ ( [Z ⋅( I

)] } )] }

F

d L

A R

+ k 0A ⋅I NA

*

*

Im U R 0 Z dL ⋅ I RA + k 0A ⋅I NA

RF =

)]}

*

(7.23)

Pentru o linie radiala din A ⇒ I dA = I iA = I hA si I R = I F = I d + I i + I h = 3I d Ca urmare: I F = I d + I i + I h = 3I d si acceptând aproximatia cu linia radiala rezulta

2I d = I i + I h , deci

Id =

(

1 I + Ih 2 i

(

)

⇒ IF = Id + Ii + Ih = Obtinem:

RF ≅

{ [

) (

3 I + Ih 2 i

(

Im U R 0 ⋅ Z dL ⋅ I RA + k 0A ⋅I NA

)[ (

)

)] } *

3 Im ⋅ I iA + I hA ⋅ Z dL ⋅ I RA + k 0A ⋅I NA 2

(

)]  *

(7.24)

În baza relatiei de mai sus se pot scrie ecuatiile pentru fiecare tip de defect monofazat, de exemplu:

RS 0 =

{

]}

[

Im U S 0 ⋅ Z dL ⋅( I S + k 0 ⋅I N )

*

* I  3  Im ⋅a ⋅I i + N  ⋅ Z dL ⋅( I R + k 0 ⋅I N )  3 2  

[

]

(7.25)

si prin analogie pentru un defect bifazat, de exemplu S-T:

RST =

{

]} ⋅[ Z ⋅I ]}

[

Im U ST ⋅ Z dL ⋅I ST

{

Im j 3 ⋅1 ⋅I i

d L

*

*

ST

(7.26)

100 Elementul directional, bazat pe componentele de secventa inversa, are ecuatiile de functionare:

Zi = Zi =

− Ui = − Z iA (directie fata) I iA

− Ui = Z iL + Z iB (directie spate) − I iB

(7.27)

Fie un defect R – 0. În acest caz componentele inverse masurate la bornele releului: 3I i = I R + a 2 I S + a I T = I R 2 rem 2 rem 3U i = U rem R 0 + a U S 0 + aU T 0 = U R 0 + aU R 0 + a U R 0 = U R 0 − U R 0 ( negativ )

(7.28)

si unghiul dintre tensiune si curent: ∠ (U i , I i ) ≥ 90° cap.

pentru directie fata respectiv

[ (

∠ − U i , I i ⋅Z iL

)]= 0°

pentru directie spate. Un comparator în cosinus (de putere activa ) are cuplul maxim:

{

(

P = Re U i ⋅ Z ⋅I i i L

)} *

0 limita  < 0 ⇒ dir. F > 0 ⇒ dir. S 

(7.29)

Cuplul componentelor inverse este în acest caz:

{

T 32Q = ℜ e (U i − α ⋅Z iL ⋅I i ) ⋅( Z iL ⋅I i ) *

}

(7.30)

7.3. Functiile terminalelor numerice de protectie pentru linii Realizarea echipamentelor de protectie în tehnologie digitala permite integrarea în cadrul unui echipament a mai multor functii de protectie, automatizare si masura. În acest fel “releul de protectie” devine în fapt un “terminal de protectie”. Un astfel de terminal de protectie include functii multiple de protectie, automatizare, masura si de comunicatie în cadrul unui sistem integrat de supraveghere-control al statiei de transformare. Producatorii echipamentelor de protectie pentru linii electrice, includ diverse functii în cadrul terminalului, pe lânga functia de baza de protectie de distanta. În continuare se prezinta un exemplu de functii implementate în cadrul terminalului de protectie REL-521 (ABB). Practic aceste functii se regasesc la toate terminalele de protectie de linie produse si de alti fabricanti de echipamente numerice de protectie. Terminalul de protectie de linie REL-521 include urmatoarele functii principale de protectie si automatizare, pe lânga functia principala de protectie de distanta: • functia de teleprotectie;


• • • • • • • • • • • • •

101

functia de supravegherea circuitelor de masura de tensiune; functia de accelerarea protectiei la conectarea pe defect (SOTF); functia de protectie maximala de curent instantanee; functia de protectie homopolara de curent directionata; functia de locator de defecte; functia de raportare evenimente; functia RAR; functia de protectie maximala de tensiune; functia de semnalizare suprasarcina de curent; functia de semnalizarea ruperii unui conductor; functia de protectie de ciot; functia de configurarea intrarilor si iesirilor; functia de interfata operator;

7.1.1. Functia de teleprotectie În mod normal treapta 1 a protectiei de distanta este reglata la cca. 85% din impedanta liniei si ca urmare defecte apropiate de capatul opus locului de montaj al protectiei de distanta vor fi încadrate în treapta a doua si deci eliminate temporizat (de regula 0,4 - 0,5 s). Pentru a elimina rapid defectele pe întreaga lungime a liniei se utilizeaza functia de teleprotectie. Terminalul permite alegerea mai multor scheme tip de teleprotectie, între care si asa numita schema permisiva de teleprotectie. Functia de teleprotectie este corelata cu functionarea echipamentului de înalta frecventa (I.F.). Echipamentul de I.F. asigura transmiterea unui impuls (materializat prin închiderea unui contact de releu) de la si spre capatul opus al liniei. Acest impuls se utilizeaza în schema permisiva de teleprotectie. Functionarea schemei se poate urmari în Fig. 7.10, unde se exemplifica prin LEA 400 kV Sibiu - Mintia. Fie un defect situat in apropierea statiei Mintia. Protectia de distanta din Mintia va încadra defectul în treapta 1 (zona ZM1-reglaj Z1’) si va emite un impuls prin intermediul instalatiei de I.F. (IMP-ZM1). Protectia de distanta din statia Sibiu Sud va încadra defectul în treapta 2 (zona ZM2-reglaj Z2) si ca urmare tinde sa declanseze temporizat în treapta a doua. Dar, la receptia semnalului din Mintia (care se aplica intrarii logice IMP-CR) si cu verificarea încadrarii în zona ZM2, va comanda declansarea rapida a întreruptorului. Astfel, defectul este eliminat rapid, indiferent unde este situat pe linie. S ib iu S u d

M in tia

Z2

Z2' Z1

Z 1'

IM P --Z M 2 IM P --C R

IM P --Z M 2

&

IM P --Z M 1

&

E c h ip a m e n t d e I.F . E

E

R

R

IM P --C R

I M P --Z M 1

Fig. 7.10 Principiul schemei permisive de teleprotectie

102

7.1.2. Functia de supraveghere a circuitelor de masura de tensiune Lipsa tensiunii alternative de masura poate conduce la actionarea incorecta a protectiei de distanta. Pentru prevenirea actionarii, terminalul de protectie REL-521 are inclusa aceasta functie, adesea denumita si functie de blocaj la disparitia tensiunii alternative. Activarea functiei conduce la blocarea functiilor de protectie care utilizeaza tensiuni alternative si anume: functia de protectie de distanta, functia de protectie maximala de tensiune si functia de semnalizare pierdere tensiune. Functia actioneaza în logica ‘SAU’în doua situatii: • declansarea USOL de protectie a circuitelor de masura tensiune alternativa; • la sesizarea unei valori semnificative a tensiunii homopolare si fara curent homopolar; Activarea functiei conduce la blocarea instantanee a protectiilor care utilizeaza masura tensiunii.

7.1.3. Functia de accelerarea protectiei la conectarea pe defect Functia de accelerarea protectiei la conectarea pe defect (in engleza, Switch-OnToFault - SOTF) este destinata declansarii rapide a defectelor, de pe întreaga lungime a liniei, la punerea sub tensiune a liniei. Este o functie de protectie nedirectionata, zona protectiei de distanta care produce declansarea putând fi selectata. Functia se activeaza fie extern prin intermediul unui contact al releului de copiere a comenzii manuale de conectarea întreruptorului, fie intern. Dupa activare, zona aleasa (de exemplu zona 4 - ZM4) poate emite instantaneu impuls de declansare. Functia de accelerare este mentinuta pentru un interval de timp t=1s dupa îndeplinirea conditiei de activare. Activarea interna a functiei se bazeaza pe controlul tensiunilor si curentilor de faza. Conditia de activare interna este obtinuta într-o schema logica ‘SI’din urmatoarele conditii: • cel putin o tensiune de faza este scazuta; • curentul corespunzator de faza este sub pragul de 10%; • zona selectata (de exemplu ZM4) NU sesizeaza un defect; Daca toate conditiile de mai sus sunt îndeplinite un interval de timp de cel putin 200ms, atunci se activeaza conditia interna.

7.1.4. Functia de protectie maximala de curent instantanee Functia de protectie maximala de curent, nedirectionata, instantanee asigura eliminarea rapida (t < 15 ms) a scurtcircuitelor însotite de valori mari ale intensitatii curentilor. Functia este realizata în logica ‘SAU’ pentru fiecare curent de faza. Astfel, la depasirea valorii reglate a curentului pe una sau mai multe faze se comanda declansarea instantanee a întreruptorului. Functia poate fi utilizata în acele cazuri în care se poate stabili un reglaj corespunzator astfel încât actionarea sa se produca numai la defect în zona protejata, având în vedere ca protectia maximala este nedirectionata si netemporizata.


103

7.1.5. Functia de protectie homopolara de curent directionata În cazul defectelor monofazate valoarea rezistentei de defect variaza în limite largi functie de conditiile din retea, de distanta pâna la locul de defect si de valoarea rezistentei de trecere la locul de defect. Pot exista cazuri în care valoarea rezistentei de defect masurata de protectia de distanta este mai mare decât rezistenta care poate fi acoperita de caracteristica de actionare a protectiei de distanta. Pentru eliminarea unor astfel de defecte cu rezistenta mare de defect se utilizeaza protectia maximala de curent homopolar directionata. Defectele cu pamântul pot fi sesizate prin masurarea curentului homopolar. Directionarea protectiei se obtine prin utilizarea tensiunii homopolare aplicate releului de la filtrul exterior de tensiune homopolara. Defectul este considerat în fata daca este îndeplinita conditia:

3I 0 ⋅cos (65o − ϕ ) ≥ 3I 0 D

(7.31)

unde:

3I0 = curentul de nul (I0 este curentul homopolar); f = unghiul de defazaj între 3I0 si -3U0 (U0 este tensiunea homopolara); 3I0D = valoarea de actionare reglata; Actionarea la declansare a protectiei homopolare directionate este, de regula, temporizata, având în vedere reglajul redus al curentului de actionare (valori tipice de 0,1 - 0,3 In).

7.1.6. Functia de locator de defecte Functia de locator de defecte inclusa terminalului de protectie de linie REL-521 asigura masurarea si indicarea cu precizie ridicata e < ±3%) a distantei pâna la locul de defect. Algoritmul utilizat elimina influenta curentului de sarcina, a supra-alimentarii de la capatul opus si micsoreaza influenta rezistentei de trecere la locul de defect. Distanta pâna la locul de defect poate fi indicata în procente din lungimea liniei sau în km. Principial algoritmul locatorului de defecte se bazeaza pe valorile tensiunilor si intensitatii curentilor masurate la locul de montaj al terminalului. Pornind de la schema de principiu a unei linii electrice cu surse la ambele capete, prezentata în Fig. 7.11, se pot deduce urmatoarele ecuatii, în baza schemei echivalente din Fig. 7.12: S ta tia J E J

EJ = Eei0

ZJ

S ta ti a K

3 0 0 /5

R eleu

110 kV 110 kV 100 V

m [% ]Z 1 L

EK

ZK

E K = Ee iϕ Rf

Fig. 7.10 Schema de principiu a liniei cu dubla alimentare

104

EK

Fig. 7.12 Schema echivalenta

V J = m ⋅Z1L ⋅I J + R f ⋅( I J + I K ) I Z M = m ⋅Z1L + R f ⋅(1 + K ) IJ unde:

ZM =

VJ IJ

(7.32)

este impedanta masurata.

Distributia curentilor pe cele doua ramuri (spre sursa J, respectiv sursa K) se deduce utilizând ecuatiile:

IK = I f ⋅ IJ =

m ⋅Z1L + Z J Z J + Z1L + Z K

(1 − m) ⋅Z1L + Z K Z J + Z1L + Z K

iar raportul I K devine: IJ

IK m ⋅Z1L + Z J = I J (1 − m) ⋅Z1L + Z K

(7.33)

Introducând acum rezultatul din relatia (7.33) în relatia (7.32) se obtine:

Z M = m ⋅Z1L + R f

Z J + Z1L + Z K (1 − m) ⋅Z1L + Z K

(7.34)

Ecuatia (7.34) este de fapt o ecuatie de gradul doi în m care se poate rescrie în modul urmator:

m2 − Z1 L ⋅(1 +

ZM + ZK Z Z + Z J + ZK ) ⋅m + Z M ⋅(1 + K ) − R f 1 L =0 Z1 L Z1 L Z12L

Examinând relatiile de mai sus, se pot desprinde câteva observatii:

(7.35)


105

a)

în relatia (7.34) factorul de multiplicare al rezistentei Rf este un numar complex si ca urmare rezistenta “vazuta” de releu este de fapt o impedanta, chiar daca rezistenta la locul de defect este pur ohmica; b) aceasta impedanta aparenta masurata de releu reprezinta principalul factor de eroare în estimarea distantei pâna la locul de defect, în special pentru algoritmii care se bazeaza pe estimarea reactantei sau impedantei de defect; c) ecuatia (7.34) se poate descompune în doua componente, cea continând termeni reali si cea continând termenii imaginari; Separând ecuatia (7.35) în cele doua componente se obtine succesiv:

m2 − m ⋅Ax + Bx − R f ⋅Cx = 0 m ⋅Ay − By + R f ⋅Cy = 0 unde:

(7.36)

Z 1L + Z M + Z K Z 1L Z B = Bx + jBy = M ( Z 1L + Z K ) Z 1L Z + Z 1L + Z K C = Cx + jCy = J Z 1L ⋅Z 1L

A = Ax + jAy =

Eliminând acum Rf din sistemul de ecuatii (7.36), se obtine:

m2 − α ⋅m + β = 0 cu doua solutii din care numai una corecta:

m1 = m2 =

α+

α 2 − 4 ⋅β 2

α−

α 2 − 4 ⋅β 2

unde s-au notat:

Cx Cy Bx Cx β= − By Cy Cy

α = Ax − Ay

În acest fel se poate determina distanta pâna la locul de defect cu o precizie globala de 3%.

106

7.1.7. Functia de înregistrator secvential de evenimente Functia este utilizata pentru o analiza obiectiva a evenimentelor. În cadrul functiei de raportare evenimente sunt cuprinse: • functia de informare generala asupra evenimentelor; • indicatiile oferite de afisajul local; • înregistratorul de evenimente; • indicatia locatorului de defecte; • valorile masurate ale tensiunilor si curentilor înainte de defect si pe durata defectului; • functia osciloperturbograf local; Raportul de evenimente permite memorarea a pâna la 10 evenimente în memorii nevolatile. În acest fel informatia memorata nu se pierde chiar la disparitia tensiunii continue de alimentare. Raportul de evenimente are alocata o zona de memorie limitata la maxim 10s de înregistrare pentru 10 marimi analogice si 48 semnale binare (de tip contact).

7.1.8. Functia RAR

P ro t re v i ne

A c tio n a re p ro t

D e fe c t

P ro t re v i ne

A c tio n a re p ro t

F u n c tia d e P ro te c ti e

A p a ri tie d e f e c t

Functia RAR este inclusa terminalului si poate asigura regimurile: RAR-M, RARM+T sau RAR-T cu pâna la patru cicluri. Pentru liniile de înalta tensiune se utilizeaza RAR cu un singur ciclu si, de regula, numai regimul RAR-M. Modul in care terminalul de protectie REL-521 rezolva logica RAR se poate urmari în Fig. 7.13. Astfel, în cazul unui defect monofazat persistent ,dupa momentul t0 al aparitiei defectului protectia comanda declansarea la momentul t1. Acest moment marcheaza si începerea pauzei de RAR monofazat reglate. Intervalul t1-t2 reprezinta timpul de deschidere al întreruptorului I, iar momentul t3 marcheaza stingerea arcului în camera de stingere a întreruptorului si deschiderea contactelor. Din acest moment începe pauza de RAR necesara deionizarii mediului la locul de defect.

Inchis

t1

R A R re v in e

A rc s t in s

Cda R A R

D u ra ta d e fe c t t0 F u n c ti a R A R

I in c h is

C d a in c h id e re

A rc s t in s

I d e s c h is

P o rn ire R A R

C da dec l

I-4 0 0 k V D e s c h is

D u ra t a d e f e c t

P a u z a d e R A R p e n t ru in t re ru p to r

t2 t3 t 4 D u ra ta re g la t a a p a u z e i d e R A R

t5

t6 t7 t8 t 9 t10 B lo c a re R A R

Fig. 7.13 RAR-M la un defect permanent

t


107

Protectia revine la momentul t4. La expirarea pauzei RAR-M reglate, în momentul t5 functia RAR emite impuls de reanclansare care este executat de întreruptor la momentul t6. Din momentul t5 începe pauza de blocaj RAR (de regula 10s) care încheie ciclul de RAR Reanclansarea se produce pe defectul persistent, astfel încât la t7 protectia emite un nou impuls de declansare care este executat de întreruptor la momentul t8, protectia revenind la t9. Prin t10 s-a marcat momentul revenirii din pauza de blocaj a functiei RAR. Dupa expirarea pauzei de blocaj, functia RAR este gata pentru un nou defect. Durata pauzei de RAR, durata impulsului de reanclansare si durata pauzei de blocaj RAR se pot regla independent si într-o gama larga de valori.

7.1.9. Functia de protectie maximala de tensiune Protectia maximala de tensiune asigura declansarea întreruptorului în cazul functionarii sistemului energetic cu nivele ridicate de tensiune. Functia supravegheaza toate tensiunile de faza si daca cel putin una dintre acestea este mai mare decât pragul reglat, cu o temporizare reglata, se emite impuls de declansare.

7.1.10. Functii de supraveghere sistem Terminalul de protectie REL-521 are incluse si functii de supraveghere sistem. Din aceasta categorie fac parte urmatoarele functii: • supraveghere suprasarcina de curent; • conductor rupt; • monitorizare tensiuni; Functia de supravegherea suprasarcinii de curent Functia de supraveghere suprasarcina de curent este destinata pentru a semnaliza depasirea valorii normale a circulatiei de curent. Principial este o functie de protectie maximala de curent temporizata. Daca curentul de pe cel putin o faza depaseste pragul reglat (de regula pragul reglat coincide cu curentul nominal primar al transformatoarelor de curent), cu o temporizare reglabila, se emite un semnal de alarma. Functia de semnalizare a ruperii unui conductor Principial aceasta functie de protectie este o protectie maximala de curent de secventa inversa, temporizata. În acest fel se semnalizeaza practic orice asimetrie a curentilor din cele trei faze. Functia de monitorizarea tensiunilor Cele trei tensiuni de faza sunt supravegheate permanent, iar în cazul lipsei tuturor tensiunilor pentru un interval de timp mai mare de 7s (temporizare fixa, nereglabila) se emite un semnal de alarma.

7.1.11. Functia de protectie de ciot Este destinata în primul rând pentru protejarea schemelor primare cu mai mult de un întreruptor (I) pe circuit, ca în Fig. 7.14.

108 LEA SL

TC P R O T E C T IE I

Fig. 7. 14 Statie poligonala

Principial este o protectie maximala de curent instantanee, nedirectionata care se pune în functie numai odata cu deschiderea separatorului de linie (SL). Daca separatorul de linie este închis functia este inactiva. Daca separatorul de linie este deschis si apare un defect undeva între transformatoarele de masura de curent (TC) si separatorul (deschis) de linie, atunci functia comanda declansarea rapida a întreruptoarelor adiacente nodului.

7.1.12. Functia de configurare a intrarilor si iesirilor Configurarea functiilor de intrare si respectiv configurarea releelor de iesire nu reprezinta functii de protectie sau automatizare, dar fara a executa aceasta configurare terminalul de protectie nu functioneaza. Fiecare functie de intrare din cadrul terminalului este liber configurabila la oricare din intrarile fizice ale terminalului si oricare din releele de iesire este liber configurabil la functiile de iesire oferite de terminal. Exemplul din Fig. 7. 15 ilustreaza modul de configurare. F U S E F A I L U R E S U P E R V I S IO N

F U S E -M C B >

U 0>

F U S E -D IS C >

I0 <

4

F IX O N

>

3

(+ )

F IX O N

F IX O F F >

A N D 6 -N O U T F U S E -- M C B

2

8 F

>

& A N D -6

F U S E -V T S Z V TF3Ph

IO 1 - B I 1

>

1

A N D 6 -O U T

F U S E -V T S U

Fig. 7.15 Exemplu de configurarea unei functii logice de intrare

În figura se prezinta functia de blocaj a protectiei de distanta la disparitia tensiunii alternative. Blocul logic al acestei functii cuprinde doua intrari logice: FUSE-MCB si FUSEDISC respectiv doua iesiri logice: FUSE-VTSU si FUSE-VTSZ. Intrarea logica FUSE-MCB este destinata supravegherii pozitiei întreruptorului automat de protectie (USOL, notat 8F) al transformatoarelor de masura de tensiune, înfasurarea secundara care alimenteaza terminalul REL-521. Iesirea logica FUSE-VTSZ este destinata blocarii functiei de protectie de distanta. Operatia de configurare implica preluarea pozitiei contactului auxiliar al USOL 8F, prin intrarea fizica notata IO1-BI 1, inversarea pozitiei prin intermediul portii logice ‘SI’ apoi aplicarea semnalului intrarii logice FUSE-MCB. Tot în cadrul operatiei de configurare iesirea logica FUSE-VTSZ trebuie asignata intrarii logice IMP-


109

VTSZ din blocul logic al functiei de protectie de distanta. Daca se doreste semnalizarea blocajului este posibil a se asigna iesirea logica FUSE-VTSZ direct de un releu de iesire, de exemplu IO1-BO 12, tot în cadrul operatiei de configurare.

7.1.13. Functia de interfatare cu operatorul Interfata operator este alcatuita din: • trei LED-uri (verde, galben si rosu); • afisaj cu cristale lichide (patru rânduri a câte 16 caractere pe rând) si tastatura cu 6 taste elastice multifunctionale; • porturi seriale de comunicatie pentru conectarea la calculator; Ecranul cu cristale lichide (LCD) ofera toate informatiile despre terminalul de protectie de linie si permite, cu ajutorul tastaturii, introducerea reglajelor ca si executarea tuturor operatiilor de configurare. În cazul unui eveniment ecranul se va ilumina si se vor prezenta prin defilare automata datele ultimelor doua evenimente. Toate datele oferite sunt organizate în arbore de meniuri, în asa numitele ferestre de afisare, permitând o navigare prietenoasa si eficienta.

7.2.

Stabilirea reglajelor protectiilor de distanta J E J

K

L

K1

ZJ

M EK

ZK

K2

t [s ]

t4 t3

t3 t2

t2 t1

t2

t1

d[km ]

t1

t1 t2

t1

d [k m ]

t1 t2

t2 t3

t3 t4

t[ s ]

Fig. 7.16 Diagrame de actionare ale protectiilor de distanta

În Fig. 7.16 se prezinta caracteristica de actionare în trepte a protectiilor de distanta, pentru o portiune de retea, indicându-se modul de obtinerea selectivitatii prin coordonarea timpilor de actionare. Analizând exemplul din figura se observa ca un defect în punctul k1, va fi eliminat rapid (t1) de protectiile de distanta din I2 si I5. Daca defectul este în punctul k2 apropiat de I5, atunci eliminarea defectului se face rapid prin I5 si temporizat (t2) prin I2. Respectarea principiului selectivitatii impune ca la stabilirea reglajelor (impedante si timp) sa se ia în considerare erorile posibile: precizia releului pentru masura impedantei, precizia elementului de timp, conditiile de retea care pot provoca marirea sau micsorarea impedantei “vazute” de releu. Din acest motiv în practica curenta treapta de selectivitate în domeniul timp

110 este de 0,4 - 0,5 s, iar impedanta treptei a I-a se calculeaza, de regula, pentru 80% din lungimea liniei protejate. Treapta a II-a se calculeaza astfel încât sa acopere 50% din lungimea liniei adiacente celei mai scurte sau 120% din lungimea liniei protejate. De regula, se alege valoarea cea mai mare din cele doua calculate. Similar se calculeaza si reglajele pentru treapta a III-a. Pentru treapta a IV-a, de multe ori considerata treapta de demaraj, se ia în considerare puterea transportabila, din punct de vedere al protectiei, temporizarea stabilindu-se cu o treapta de selectivitate mai mare decât temporizarile protectiilor de rezerva ale liniilor din aval si decât ale protectiilor transformatoarelor. În multe cazuri una din zonele de reglaj sau zona de demaraj a protectiei de distanta este utilizata si ca o protectie de rezerva a barelor statiei. Pentru aceasta, fie se directioneaza spate una din treptele de reglaj fie caracteristica de demaraj în planul impedantelor cuprinde si o anumita zona din cadranul III (directie spate). La stabilirea reglajelor trebuie avute în vedere si câteva probleme mai delicate cum ar fi: raportul dintre impedanta sursei si cea a liniei, sensibilitatea elementului directional, sensibilitatea elementului (sau elementelor) de masura, tipul transformatoarelor de masura de curent si tensiune si nu în ultimul rând asimetria liniei. Raportul impedantei sistem Raportul impedantei sursei (în engleza Source Impedance Ratio - SIR) este definit ca raportul dintre impedanta sursei (în spatele protectiei) si impedanta echivalenta a liniei pentru reglajul dat. Acest raport influenteaza valorile tensiunii si curentilor aplicate elementelor de masura fiind decisiv pentru caracterizarea preciziei si a timpilor de actionare ale protectiei de distanta. Fie un defect bifazat izolat metalic S-T la capatul opus locului de montare al protectiei. Schema echivalenta din Fig. 7.17 permite calculul tensiunii UrST aplicate la bornele releului, functie de s = SIR:

U rST =

1 ZL r ⋅U n sau U ST = ⋅U n ZS + ZL s+ 1 ZS

Un

I

ZL

U rS T

Fig. 7.17 Schema echivalenta la defect S-T

unde s-au notat impedantele directe ale sursei si liniei prin ZS, respectiv ZL, iar prin Un s-a notat tensiunea nominala de linie. Considerând acum un defect monofazat metalic R-O la capatul opus locului de montare al protectiei, conform schemei echivalente din Fig. 7.18 se poate calcula tensiunea UrRO aplicata la bornele releului, functie de SIR prin relatiile urmatoare: h d  Z − ZL r d U RO = I R ⋅Z L + L  = I R ⋅Z L ⋅(1 + k 0 ) 3  


IR =

111

(

p=

)

2 ⋅ Z + Z dL + Z hS + Z hL

U rRO =

unde s-au notat:

3 ⋅E d S

1 ⋅E 2+ p 1+ s⋅ 2+ q

(7.37)

h 1 Z L  Z hS Z hL Z dS , , , = ⋅ − 1 q = k s = = SIR   0 3  Z dL  Z dS Z dL Z dL

IR

ZS

E

ZL

U rRO ZN Fig. 7.18 Schema echivalenta la defect R-O

Din relatiile de mai sus rezulta ca valoarea tensiunii si a curentului aplicate la bornele releului depind de valoarea raportului impedantei sursei (SIR). Valori mari ale acestui raport (surse slabe în spatele protectiei) determina tensiuni scazute la bornele releului, în timp ce valori mici ale impedantei sursei (surse puternice în spatele protectiei) determina tensiuni mai mari la bornele releului. Acesta este motivul pentru care fabricantii indica dependenta timpului de actionare, pentru o precizie data (de regula ±5%), functie de raportul impedantei sursei. Sensibilitatea elementului directional Sensibilitatea releelor de distanta realizate în tehnologie numerica este practic nelimitata (comparativ cu releele electromecanice) iar releele nu mai creeaza probleme privind încarcarea secundarelor transformatoarelor de masura de curent, dar sensibilitatea elementelor de masura si directionale ramâne restrictionata de asimetriile sistemului, precizia si clasa de liniaritate a transformatoarelor de masura de curent si, asa cum s-a aratat, depinde de cât de puternice sau slabe sunt sursele din spatele protectiei. Un mod de a aprecia sensibilitatea elementelor directionale se bazeaza pe valoarea maxima a rezistentei de trecere la locul de defect care poate fi acceptata. Fie urmatorul exemplu, prezentat prin schema echivalenta din Fig. 7.19, unde: ZdS=j·2 [? ] ZdL=j·2,5 [? ] ZdR=j·1 [? ]

ZhS=j·6 [? ] ZhL=j·7,5 [? ] ZhR=j·3 [? ]

112 S t a tia S S u rsa S

S ta tia R

ZS

ZR R e le u A

S u rsa R

R e le u B

Rf m [% ]Z L

Fig. 7.19 Schema echivalenta a sistemului

Daca se accepta ca rezistenta de trecere la locul de defect este mult mai mare decât a liniei protejate, se pot calcula cu o aproximatie convenabila performantele unui element directional bazat pe componentele de secventa inversa, la un defect RO. Presupunem ca elementul directional necesita urmatoarele valori minime: i i V A ≥ 1 V si I A ≥ 0,17 A

În acest caz se poate calcula tensiunea de secventa inversa la bornele releului A, functie de componentele simetrice (Fig. 7.20): i V Ai = Zech ⋅I iA ≅

S .S .D .

Z Si E 57.53 ⋅ A = 127 . ⋅ [V ] i i Z L + Z R 3 ⋅R f 3 ⋅R f

EA

EB IA _ d

ZS_d

Z R _d

ZL_d

IB _d

I_ d S .S .I.

V A _i

IA _ i

ZS_i

Z L _i

ZR_i IB _i

I_ i IA _ h

S .S .H .

ZS_h

ZL_h

Z R _h IB _h

I_ h

Fig. 7.20 Schema în componente simetrice

Rezolvând în raport cu Rf , tinând cont de conditiile impuse, se obtine:

R f = 24,44 [Ω ]

Deci limitarea tensiunii minime la 1 V, determina o valoare maxima pentru rezistenta de trecere de 24,44 [? ]. Calculând acum valoarea corespunzatoare a curentului de secventa inversa prin înfasurarile releului, se obtine:

I iA =

57,73 Zi + Zi ⋅ i L i R i = 0,5 [A] 3 ⋅R f Z S + Z L + Z R


113

Comparând valorile obtinute cu cele impuse se constata ca valoarea tensiunii este cea care limiteaza valoarea rezistentei de trecere maxime si deci sensibilitatea releului. Procedând similar pentru un defect RO la capatul opus al linie (în apropiere de barele statiei R) se obtin urmatoarele valori:

Zi 57,73 i V Ai = Vi ⋅ i S i = Z Ech ⋅ ⇒ R f = 6,9 [Ω ] ZS + Z L 3 ⋅R f 57,73 Z Ri I = ⋅ = 0,51 [A] 3 ⋅R f Z Si + Z Li + Z Ri i A

Concluzia este ca indiferent de locul defectului pe linie, limitarea sensibilitatii releului este data de valoarea tensiunii, iar scaderea pragului curentului de control al elementului directional sub 1,5 [A] (3IiA) nu îmbunatateste sensibilitatea releului directional. Din exemplele de mai sus rezulta ca la stabilirea reglajelor unei protectii de distanta numerice trebuie avute în vedere si problematicile privind raportul dintre impedanta sursei si cea a liniei, sensibilitatea elementului directional, tipul transformatoarelor de masura de curent si tensiune si nu în ultimul rând asimetria liniei.

7.3.

Utilizarea protectiei de distanta la linii paralele

În cazul circuitelor paralele cuplajul mutual nu mai poate fi neglijat, în special cuplajul mutual homopolar. Din aceasta cauza, la stabilirea reglajelor protectiei de distanta se ia în considerare acest fenomen. La aparitia unui defect monofazat pe unul din cele doua circuite paralele, tensiunea aplicata la bornele protectiei de distanta ale unui circuit contine si o tensiune indusa proportionala cu valoarea curentului homopolar care trece prin celalalt circuit. Ca urmare impedanta masurata de acest releu este efectuata de o anumita eroare proportionala cu factorul de cuplaj mutual, care depinde de raportul dintre impedanta homopolara mutuala si impedanta directa a liniei. Functie de unghiul de defazaj dintre curentul homopolar al liniei protejate si curentul homopolar al liniei paralele, aceasta eroare poate micsora sau mari zona de actionare a protectiei de distanta. Schema echivalenta în componente simetrice pentru un astfel de defect din Fig. 7.21 permite calculul tensiunilor si curentilor aplicati releului nr. 1 care protejeaza linia 2, din capatul statiei A. Releul masoara, la un defect monofazat (de exemplu R-O), o impedanta conform relatiei:

Z mRO = unde:

URO IR IN k0

U RO I R + k o ⋅I N

este tensiunea de defect aplicata releului; este curentul de scurtcircuit prin faza defecta; este curentul de nul prin linia protejata; este factorul de pamânt dat de relatia:

(7.38)

114

Z hL − Z dL Z N = d 3 ⋅Z dL ZL

k0 =

S ta tia A

S ta tia B Z dL Z hL

L1 EA

Z dA Z hA

EB

Z dB Z h B m Z hM

(1 - m )Z h M L2

R e le u 1

R e le u 2

m ZL

S .S .D .

E

A

ZLd

I1d

~

Z Ad m ZLd

B

I2Bd

ZLi

I1i

S .S .I .

E

(1 -m )Z Ld

I2A d

Z Ai

Z Bi m ZLi

(1 -m )Z Li

I2A i

I1h

S .S .I . Z Ah

~

Z Bd

m ZMh

R e le u 1

I2Bi

Z Lh -Z M h

(1 -m ) m (Z L h -Z M h ) (Z L h -Z M h ) I2A h

I2Bh

(1 -m )Z M h

Z Bh

R e le u 2

Fig. 7.20 Defect monofazat pe linii paralele

Din cauza liniei paralele tensiunea aplicata la bornele releului 1 este:

U RO unde:

ZhM INp

Z hM = I R ⋅Z + k 0 ⋅Z ⋅I N + ⋅I Np 3 d L

d L

este impedanta mutuala homopolara; este curentul de nul prin linia paralela;

Relatia (7.39) poate fi prelucrata, tinând seama de relatia (7.38) si se obtine:

(7.39)


115

k 0 M ⋅I Np  m d  Z RO = Z L ⋅1 +   I R + k 0 ⋅I N 

(7.40)

h

unde:

k 0M =

ZM este factorul de cuplaj mutual homopolar. 3 ⋅Z dL

k 0 M ⋅I Np  constituie eroarea care afecteaza masura releului 1. Termenul     I R + k 0 ⋅I N 

Eroarea este pozitiva atunci când INp este în faza cu IR si IN iar releul îsi mareste zona de actionare. Releul îsi va micsora zona de actionare atunci când INp este în opozitie de faza cu IR respectiv IN . Pentru a aprecia procentul de eroare de masura se considera urmatoarele doua cazuri. Cazul 1. Defect la capatul opus, întreruptor deschis Schema de referinta pentru acest caz este cea din Fig. 7.22, unde întreruptorul L2 din statia B este deschis si defectul este în apropiere de statia B (m=1). S t a tia A

S ta tia B IN p

Z dL Z hL

L1

Z dB Z hB m ZhM

EB

( 1 -m ) Z h M L2 IN

R e le u 1

m ZL

Fig. 7.21 Cazul 1.

Curentii IR , IN si INp vor avea modulele egale, dar sunt în opozitie de faza. Relatia (7.40) va contine o impedanta de eroare egala cu:

∆Z = −

k oM ⋅Z L ≅ − 24% din Z L 1 + k0

unde s-au considerat: k0M = 0,4 k0 = 0,7 si s-au neglijat partile rezistive ale impedantelor.

116 Cazul 2. Defect la capatul opus al liniei S tatia A

S ta tia B IN p

EA

L1

Z dL Z hL

Z dA Z hA m Z hM

( 1 - m )Z h M L2 IN

R e le u 1

m ZL

Fig. 7.23 Cazul 2.

Schema de referinta pentru acest caz este cea din Fig. 7.23, unde bara din statia B este alimentata numai din cele doua linii si defectul este în apropiere de statia B (m=1). Curentii IR , IN si INp vor avea modulele egale si sunt în faza. Relatia (7.40) va contine o impedanta de eroare egala cu:

∆Z =

k oM ⋅Z L ≅ 24% din Z L 1 + k0

unde s-au considerat: k0M = 0,4 si k0 = 0,7 si s-au neglijat partile rezistive ale impedantelor. Cazul 3. Defect la capatul opus, cealalta linie legata la pamânt în ambele capete Schema de referinta pentru acest caz este cea din Fig. 7.24, unde linia L1 este legata la pamânt în ambele statii iar defectul este în apropiere de statia B (m=1). Curentul homopolar care circula prin linia legata la pamânt, respectiv curentul de nul, se calculeaza astfel:

Z hM I = − h ⋅I h iar ZL h p

I Np

Z hM = − h ⋅I N ZL

(7.41)

Utilizând relatiile (7.41) si relatia (7.39) se poate calcula impedanta masurata de releui 1, pentru un defect R-O:

Z Ro

h  ZM  I R + k 0 − k 0 M ⋅ h  ⋅I N ZL   d = ZL⋅ I R + k 0 ⋅I N

si eroarea in aprecierea impedantei:

Zh k oM ⋅ Mh ZL d d ∆Z = − Z L ⋅ ≅ − 10% din Z L 1+ k 0 Eroarea s-a calculat pentru k0M = 0,4 si k0 = 0,7

(7.42)


117

S ta tia A

S ta tia B Ihp

EA

L1

Z dA Z hA

EB

Z dB Z hB Z hM

Ih

L2

Z d L Z hL

R eleu 1

ZL

Z Lh S .S .H .

I1h (1 -m )Z M h

m ZMh

Z Ah m Z Lh

I2Ah

I2Bh

ZBh

(1 -m )Z Lh

R e le u 1

R e le u 2

Fig. 7.24 Cazul 3. Schemele de referinta si de succesiune homopolara

În concluzie, la liniile paralele impedanta masurata de protectia de distanta este distorsionata de prezenta impedantei mutuale. Ca urmare releul îsi va mari zona de actionare conform celor demonstrate la cazul 2 sau îsi va micsora zona de actionare conform celor aratate pentru cazurile 1 si 3. Compensarea influentei impedantei de cuplaj homopolar Tensiunea indusa ca urmare a cuplajului mutual homopolar se poate compensa, daca în relatia (7.40) se adauga un termen proportional cu curentul de nul care circula prin linia paralela. Într-adevar, relatia (7.40) devine:

m

Z RO

h

ZM ⋅I Np d 3 ⋅Z L d d = ZL ⋅ = ZL I R + k 0 ⋅I N + k 0 M ⋅I Np I R + k 0 ⋅I N +

(7.43)

daca

k 0M

Z hM = 3 ⋅Z dL

Introducerea compensarii mutuale face care releele aferente liniei defecte sa masoare corect, dar releele de pe linia sanatoasa paralela vor masura incorect având tendinta de a-si mari zona de actionare (masoara o impedanta mai mica). Din acest motiv, la linia paralela sanatoasa este necesar a se bloca compensarea sau chiar a se bloca actionarea protectiei.

118 Considerând acest dezavantaj si faptul ca prin reglaje corespunzatoare se poate minimiza efectul cuplajului mutual, compensarea prin masurarea curentului homopolar de pe linia sanatoasa, se practica rar pentru protectiile de distanta, dar este des utilizat pentru locatorul de defecte.

8. SISTEME DE CONDUCERE A ECHIPAMENTELOR ELECTRICE SCADA EMS (Energy Management System) DMS (Distribution Management System) si SCADA (Supervisory Control And Data Aquisition) reprezinta instrumente bazate pe calculator, utilizate de dispecerii energetici pentru a-i asista în controlul functionarii sistemelor energetice complexe. Baza întregului esafodaj care concura la supravegherea, controlul si monitorizarea echipamentelor electrice din statiile si retelele electrice o constituie echipamentele de achizitie si comanda. Pe de alta parte, între instrumentele enumerate mai sus exista o strânsa colaborare - practic nu putem concepe functiuni EMS sau DMS, fara a avea la dispozitie un sistem SCADA care sa ofere, pe de-o parte, informatii din procesul tehnologic, iar pe de alta parte posibilitatea comenzii de la distanta a procesului tehnologic. Prima parte a acestui capitol este o trecere în revista a functiunilor principale SCADA, EMS si DMS. În continuare este descrisa legatura cu echipamentele electrice din statii pornind de la schema de principiu a lantului functional de teleconducere (Fig. 8.1).

Fig. 8.1 Lantul functional de teleconducere

120

8.1.

Functiile sistemelor SCADA

8.1.1. Functii principale ale sistemelor SCADA. În cazul concret al implementarilor de sisteme SCADA care deservesc instalatii, retele sau sisteme electroenergetice întâlnim urmatoarele functii de baza: • Supravegherea si controlul de la distanta al instalatiilor si retelelor electroenergetice. În acest scop, se realizeaza: culegerea de informatii asupra starii sistemului energetic, prin intermediul interfetelor de achizitie corespunzatoare; transferul informatiilor catre punctele de comanda si control; comanda de la distanta a proceselor electroenergetice; înregistrarea modificarilor semnificative ale procesului controlat. Operatiunile de comutare (conectare / deconectare) ale echipamentelor primare pot fi comandate de la distanta de la un centru de control (dispecer energetic). Starile întreruptoarelor si separatoarelor, valorile masurilor de tensiuni, curenti etc. sunt permanent cunoscute la centrul de control, fiind la îndemâna dispecerului energetic. Acest lucru face sa creasca eficienta operationala la postul de dispecer, prin cresterea numarului de informatii disponibile si prin reducerea timpilor de actualizare a acestor informatii. Informatiile provenite de la instalatiile electroenergetice pot fi grupate si dirijate catre postul de comanda sub autoritatea caruia se gasesc aceste instalatii, de asemenea ele pot fi utilizate pentru analize globale ale retelelor electrice. • Alarmarea. Sistemul recunoaste starile de functionare necorespunzatoare ale echipamentelor si retelelor electrice (suprasarcini, nivele de tensiune în afara limitelor, actionarea sistemelor de protectie, modificarea nedorita a starii întreruptoarelor si separatoarelor, etc.) si avertizeaza optic / acustic dispecerul asupra celor întâmplate. • Analiza post avarie. Sistemul întretine un istoric al modificarii starilor echipamentelor si retelelor electrice, punând la dispozitia dispecerului informatiile necesare unei analize pertinente a evenimentelor petrecute. Toate evenimentele sunt memorate alaturi de localizarea lor în timp si spatiu, fiind prezentate dispecerului, în general, în ordine cronologica, grupate pe categorii de instalatii. Totodata, aceste informatii pot constitui "materia prima" pentru sisteme expert de analiza post avarie asistata de calculator precum si pentru sisteme expert de restaurare a sistemelor electrice dupa caderi (care pot asista dispecerul sau pot intra în functiune în mod automat). • Informarea de ansamblu a dispecerului asupra topologiei si starii sistemului energetic condus, prin intermediul interfetelor om-masina (MMI: Man-Machine Interface). Functia de interfatare cu operatorul uman este de o importanta deosebita în asigurarea unei activitati eficiente a dispecerului. Sunt urmarite cu deosebire: claritatea si conciziunea prezentarii informatiilor despre procesul tehnologic condus (evitarea confuziilor), comoditatea în obtinerea informatiilor dorite, comoditatea si inconfundabilitatea comenzii catre proces etc. Toate aceste deziderate sunt bazate pe utilizarea unei interfete grafice puternice la postul de lucru dispecer. • Urmarirea încarcarii retelelor. În scopul optimizarii functionarii retelelor electrice, este memorata evolutia circulatiilor de puteri. Aceste informatii pot asista la o mai buna planificare a resurselor, precum si a schemelor retelei si a reglajelor tensiunii transformatoarelor.

8. SISTEME DE CONDUCERE A ECHIPAMENTELOR ELECTRICE SCADA

121

• Planificarea si urmarirea reviziilor si reparatiilor în scopul evitarii caderilor. Monitorizarea evolutiei functionarii diferitelor echipamente ofera informatii care, analizate corespunzator pot duce la necesitatea reviziilor / reparatiilor acestor echipamente sau instalatii. Aceasta analiza poate fi asistata de sisteme expert.

8.1.2. Functii EMS Constituie extinderi la functiunile SCADA, si au utilitate mai ales la nivelul dispeceratului national. • Controlul productiei de energie si functiuni de planificare. În acest tip de functiuni sunt incluse: • reglajul frecventa-putere; • dispecer economic; • monitorizarea costurilor de productie; • monitorizarea rezervelor; • planificarea tranzactiilor pe liniile de interconexiuni; • evaluarea schimburilor de energie pe termen scurt; • Aplicatii legate de transportul energiei. Acestea sunt gândite pentru a asista operatorul si personalul de planificare în asigurarea unei functionari sigure si economice ale sistemului energetic. În aceasta categorie sunt incluse urmatoarele functiuni: • analiza retelei în timp real, care cuprinde: prelucrarea topologiei; estimatorul de stare; • adaptarea parametrilor retelei; • analiza senzitivitatii retelei; • evaluarea consecintelor unor evenimente; • dispecer economic cu constrângeri de siguranta; • repartitia tensiunilor; • analiza scurtcircuitelor. • Studii de analiza retelei : calculul circulatiilor de puteri; circulatii de puteri optimale; analiza consecintelor unor manevre planificate; planificarea reparatiilor; analiza scurtcircuitelor. • Simulatorul de instruire pentru dispeceri. Aceste simulatoare se realizeaza pentru formarea si antrenarea personalului. Un simulator consta din patru subsisteme si anume: • modelul sistemului energetic care simuleaza matematic comportarea sistemului, inclusiv echipamentele de control si protectie; • modelul centrului de comanda si control; • subsistemul educational care consta în instrumente software care stau la dispozitia instructorului pentru a crea situatiile care îi folosesc în cursul procesului de instruire; • subsistemul de comunicatie care modeleaza comportarea sistemului de culegere a datelor.

122

8.1.3. DMS - Aplicatii pentru distributia energiei electrice. În cadrul unui sistem de distributie a energiei electrice, repartitia geografica a instalatiilor joaca un rol foarte important. Din acest motiv, tendinta în acest domeniu este de a utiliza o structura a bazei de date care sa permita adaugarea sau înlaturarea unor componente în mod interactiv, sa aiba o structura bazata pe repartitia geografica si sa afiseze conectivitatea pe hartile zonei respective. Functiunile unui sistem de teleconducere a distributiei nu sunt standardizate. Totusi trebuie sa existe componente importante cum ar fi: • Analiza conectivitatii. În mod obisnuit se folosesc scheme color pe care se reprezinta aceste informatii. Se reprezinta toate echipamentele de distributie conectate la o plecare, toate plecarile conectate la un întreruptor într-o statie, precum si schema statiei. Trebuie sa fie posibila identificarea plecarilor adiacente. • Culegerea datelor. • Controlul automat al tensiunii si puterii pe fiecare plecare. Aceasta functie se utilizeaza pentru a pastra tensiunile între anumite limite, prin controlul direct asupra ploturilor transformatoarelor si prin conectarea / deconectarea bateriilor de condensatoare. • Analiza conectarilor / deconectarilor. Prin aceasta functie se verifica daca actiunea planificata a conectarilor / deconectarilor nu va avea drept consecinta o suprasarcina. Aceasta functie nu se executa în timp real. • Calculul circulatiei de puteri permite dispecerului sa studieze circulatiile de puteri pentru anumite zone selectate. Functia se executa în timp real, putându-se stabili si circulatiile linie cu linie. Rezultatele calculelor sunt supuse verificarii limitelor si alarmarii, similar cu valorile telemasurate. • Program de analiza scurtcircuitelor. • Reducerea pierderilor urmareste minimizarea acestora prin controlul tensiunii si prin calcularea unei topologii optime.

8.2.

Arhitectura sistemelor SCADA

Un sistem SCADA modern trebuie sa se conformeze cerintelor sistemelor deschise. În momentul de fata, se folosesc mai multe concepte de "deschidere". In 1989, comitetul IEEE 1003.0 (Posix) a aprobat o definitie formala si anume: "Un sistem deschis dispune de posibilitati care permit implementarea aplicatiilor astfel încât: • sa poata fi executate pe sisteme provenind de la mai multi furnizori; • sa poata conlucra cu alte aplicatii realizate pe sisteme deschise (inclusiv la distanta); • sa prezinte un stil consistent de interactiune cu utilizatorul.


123

Aceste posibilitati sunt descrise ca specificatii extensibile de interfete, service si formate admise. În plus, acestea sunt specificatii publice mentinute prin consens." Obiectivul major în utilizarea sistemelor deschise este reducerea investitiei în software-ul de aplicatie si în deci o mai buna utilizare a resurselor umane. Cea mai mare deschidere pe care conceptul open-system o aduce în proiectarea sistemelor EMS-DMS/SCADA este posibilitatea de a distribui functiunile în diferite noduri de prelucrare. Fiecare nod functional este independent ca resursa hardware. Statiile de lucru (workstations) constituie astfel de noduri care elibereaza sistemul de interfata om-masina. Alte noduri functionale sunt cele de achizitie de date, prelucrarea bazei de date relationale si istorice si editarea rapoartelor, procesoarele de aplicatie etc. Gradul de dependenta între noduri este variabil. Totusi, prin hardware trebuie asigurata o independenta cât mai mare deoarece, pe aceasta cale, se obtine posibilitatea de extindere sau de înlocuire. De asemenea, independenta nodurilor de prelucrare serveste la minimizarea mesajelor si încarcarii retelei de transmisie date. Redundanta în cadrul nodului mareste gradul de disponibilitate si micsoreaza riscul pierderii lui si a distribuirii functiunilor pierdute în alte noduri. O caracteristica importanta a sistemelor deschise este faptul ca nodurile pot fi situate la orice distanta. Arhitectura distribuita devine o necesitate si foloseste ca suport de comunicatie retelele de date locale (LAN - Local Area Network) si cele la distsanta (WAN - Wide Area Network) realizate pe baza unor proceduri si interfete standard. Practic, se vorbeste tot mai mult de functiunile pe care un sistem distribuit trebuie sa le îndeplineasca, în contextul conlucrarii mai multor componente ale sistemului situate în noduri informationale diferite.

Fig. 8.2 Arhitectura generala a unui sistem SCADA

In Fig. 8.2 este prezentata o arhitectura posibila pentru un sistem SCADA distribuit, în care observam ca elementul cheie îl constituie conectarea diferitelor componente prin intermediul unor retele de comunicatie.

124 La nivelul legaturii cu procesul tehnologic (echipamentele din statia de transformare), gasim echipamente de achizitie date si comanda (EAC) destinate interfatarii cu instalatiile electroenergetice, distribuite în punctele de interes. Acestea asigura preluarea informatiilor din proces precum si transmiterea comenzilor catre proces. În sistemele moderne se asigura un grad înalt de prelucrare locala - la nivelul EAC, cu functiuni de automatizare, protectie si masura. Echipamentele EAC sunt interconectate prin magistrale locale (LAN) cu calculatoare cu rol de procesare a datelor la nivelul întregului proces (de exemplu la nivelul statiei de transformare). Legatura de date între statiile de transformare si punctul de comanda si control se realizeaza prin retele de date specifice trasmisiei la distanta (WAN). Transferul de date între WAN si retelele locale de date situate la punctul (punctele) de comanda si control este asigurata de calculatoare cu rol de concentrator de date (Front End Processor - FEP). În reteaua de la punctul central, se gasesc calculatoare care asigura functiuni de procesare specifice EMSSCADA (servere de aplicatie, sisteme expert, interfete grafice etc.) Din cele prezentate anterior, rezulta faptul ca se schimba fundamental si modul de programare. În sistemele clasice, utilizatorul îsi definea cerintele iar echipa de programare realiza sistemul de programe de aplicatie. În momentul de fata, programarea trebuie sa urmareasca realizarea functiunilor necesare, prevazând de la început posibilitatea modificarii lor în timp precum si extinderea acestora.

8.3. Prezentarea principalelor semnale din procesul tehnologic Instalatiile electroenergetice dintr-o statie de transformare sunt împartite în echipamente primare, care contribuie nemijlocit la transportul si distributia energiei electrice (linii de înalta si medie tensiune, întreruptori, separatori, transformatoare etc.) si echipamente auxiliare, care asigura controlul si protectia echipamentelor primare. Într-o statie de transformare, întâlnim urmatoarele grupe de semnale primare, care trebuiesc considerate atunci când se doreste conducerea de la distanta a procesului: • Semnalizari de pozitie (întreruptoare, separatoare, automatizari, pozitii extreme). • Semnalizari preventive; • Semnalizari de incident (de avarie) • Comenzi • Masuri (tensiuni, curenti, puteri, frecventa) • Contorizari (energie activa, energie reactiva). Din punct de vedere al tipului si formei semnalului, întâlnim: • Semnale numerice - semnale care reflecta stari discrete ale elementelor de la care provin. Majoritatea semnalelor de acest tip provin de la contacte electrice. Starile posibile sunt întotdeauna complementare (conectat / deconectat, închis / deschis, adevarat / fals etc.). • Impulsuri pentru contorizare - un caz particular al semnalelor numerice. • Semnale analogice (tensiuni alternative si continue, curenti alternativi sau continui) Din punct de vedere al localizarii semnalelor, întâlnim: • semnale grupate la nivelul celulei; • semnale pe grupuri de celule;


125

• semnale generale pe statie de transformare. În cele ce urmeaza sunt prezentate semnalele cu relevanta în supravegherea si controlul unei statii de transformare tipice de 110/20 kV. Lista nu este exhaustiva, ci are rolul de a face inventarul principalelor tipuri de semnale. Celula de linie de 110kV • Semnalizari de pozitie: întreruptor (anclansat / declansat); separatoare de linie, separatoare de bare (închis / deschis); cutite de legare la pamânt (închis / deschis); pozitie automatizare RAR - Reanclansare Automata Rapida (pus în functie / scos din functie); • Semnalizari de alarma: defect întreruptor cu: blocaj la închidere; presiune scazuta; USOL MOP; neconcordanta; ardere sigurante comanda sau semnalizare; USOL transformator tensiune (TT) deconectat; lipsa tensiune protectie de distanta; functionat protectia de distanta, homopolara, PDL - Protectia Diferentiala de Linie; functionat RAR; • Masuri: tensiune linie; putere activa, reactiva (emisa / primita); curent linie; • Contorizari: Energie activa, reactiva (emisa / primita); • Comenzi: anclansare / declansare întreruptor; închidere / deschidere separatoare de bare; anulare semnalizari în statie; punere în functie / scoatere din functie RAR; Celula cupla 110kV • Semnalizari de pozitie: întreruptor (anclansat / declansat); separatoare de linie, separatoare de bare (închis / deschis); • Semnalizari de alarma: defect întreruptor cu: blocaj la închidere; presiune scazuta; USOL MOP - Mecanism OleoPneumatic; neconcordanta; ardere sigurante comanda, semnalizare; lipsa tensiune protectie de distanta; functionat protectia de distanta, homopolara; blocare declansare cupla; • Masuri: putere activa, reactiva (emisa / primita); curent; • Comenzi: anclansare / declansare întreruptor; închidere / deschidere separatoare de bare; anulare semnalizari în statie; Celula TRAFO 110/MT • Semnalizari de pozitie: întreruptor 110kV (anclansat / declansat); separatoare bare 110kV (închis / deschis); separator Trafo 110kV (închis / deschis); întreruptor MT (anclansat / declansat); separatoare bare MT (închis / deschis); separator borne Trafo MT (închis / deschis); plot maxim / minim; • Semnalizari de alarma: defect întreruptor cu: blocaj la închidere, presiune scazuta; USOL MOP; ardere sigurante semnalizare, comanda; PRBM; functionat protectie gaze Trafo, diferentiala; semnalizare preventiva gaze Trafo; suprasarcina; supratemperatura; functionat protectie maximala de rezerva, PRBMT; nivel ulei anormal; • Masuri: putere activa / reactiva (110kV ? MT; 110kV ? MT); pozitie plot Trafo; • Contorizari: Energie activa / reactiva (110kV ? MT; 110kV ? MT); • Comenzi: întreruptor 110kV (anclansare / declansare); separatoare bare 110kV (închidere / deschidere); separator Trafo 110kV (închidere / deschidere); plot: creste plot / scade plot; întreruptor MT (anclansare / declansare); separatoare bare MT (închis / deschis); separator borne Trafo MT (închis / deschis); Celule de linie MT si cupla MT • Semnalizari de pozitie: întreruptor MT (anclansat / declansat); separatoare bare MT (închis / deschis); cutite de legare la pamânt (închis / deschis); pozitie RAR (pus în functie / anulat); • Semnalizari de alarma: functionat protectia maximala rapida, maximala temporizata; functionat RAR; functionat protectia de distanta;

126 • Masuri: putere activa / reactiva (primita / emisa); curent; • Comenzi: întreruptor anclansare / declansare; separatoare bare MT (închidere / deschidere); pozitie RAR (punere în functie / scoatere din functie); Celula MT Trafo Servicii Interne si Bobina de Stingere • Semnalizari pozitie: întreruptor (anclansat / declansat); separatoare bare MT (închis / deschis); separator bara BS închis / deschis; • Semnalizari alarma: functionat protectia: de gaze TSI, de gaze BS, maximala rapida, maximala temporizata; semnalizare preventiva gaze la TSI, la BS; miez BS în pozitie limita maxima, minima; • Comenzi: întreruptor (anclansare / declansare); separatoare bare (închis / deschis); • Masuri: tensiune deplasare BS (pozitie miez); putere activa / reactiva TSI; Celula masura MT • Semnalizari alarma: sigurante arse TT; punere la pamânt bara MT; • Masuri: tensiune bara MT; Celula baterie condensatori BC • Semnalizari pozitie: întreruptor anclansat / declansat; separatoare bare închis / deschis; • Semnalizari alarma: functionat protectia: maximala rapida, maximala temporizata, tensiune minima, diferentiala; • Comenzi: întreruptor: anclansare / declansare; separatoare: închidere / deschidere; anulare semnalizari; Semnale generale statie • Semnalizari: Declansare Automata a Sarcinii la Frecventa minima transe 1,2,3 în functie / anulat; functionat DAS Fmin transa 1..3; sigurante arse DAS Fmin; DAS tensiune în functie / anulat; functionat DAS U; ardere sigurante DAS U; functionat DDRI bara 1, 2; sigurante Declansare de Rezerva la Refuz Întreruptor - DRRI arse; Anclasare Automata de Rezerva MT în functie pe Trafo 1; Trafo 2; Trafo 1 + Trafo 2; functionat AAR MT; AAR JT; deranjat AAR MT; AAR JT în functie / anulat; functionat osciloperturbograf; punere la pamânt bara 1, 2; avarie statie; USOL baterie deconectat; punere la pamânt în c.c.; • Comenzi: DAS Fmin 1..3 pus în functie / scos din functie; DAS U pus în functie / scos din functie; AAR MT pus în functie T1/T2/T1+T2/anulat; AAR JT pus în functie / anulat;

8.4.

Achizitia semnalelor si comanda

8.4.1. Intrari numerice Preluarea semnalelor de natura numerica se realizeaza prin citirea starii unor contacte auxiliare din proces, care copiaza starea echipamentelor supravegheate cu ajutorul unor interfete cu separare galvanica (optoizolate). Comutarea contactelor supravegheate este supusa unui regim tranzitoriu (vibratia contactelor) de care trebuie tinut seama la prelucrarea informatiilor de natura numerica. Astfel, interfata de achizitie trebuie sa aplice un algoritm de filtrare software care sa anuleze efectul vibratiilor (durate de ordinul 1-2 ms), interpretând numai comutarile ferme. Interfata de achizitie asigura, pe lânga interpretarea modificarii starii contactului supravegheat, si memorarea momentului de timp la care s-a produs aceasta modificare. Pentru a mari gradul de încredere al informatiilor preluate, EAC trebuie sa asigure câteva functiuni suplimentare cum sunt:


127

• blocarea automata a transmiterii catre nivelul superior în cazul în care intrarea numerica are un numar prea mare (neplauzibil) de tranzitii în unitatea de timp. Aceasta situatie este frecvent întâlnita în cazul unor contacte imperfecte în circuitele de preluare a semnalizarii iar ignorarea acestui aspect ar avea ca efect "poluarea" informationala a nivelului de conducere superior, precum si aglomerarea circuitelor de transmisie. • blocarea la cerere a intrarii numerice, în situatiile când urmeaza a se interveni în instalatia supravegheata pentru revizii si reparatii. • posibilitatea verificarii automate a circuitelor de preluare a semnalelor (integritatea firelor de legatura pâna la contactul electric supravegheat). Semnalizari de pozitie monopolare Citirea pozitiei separatoarelor, cutitelor de legare la pamânt, starii automatizarilor, precum si a altor echipamente, altele decât întreruptoare, se realizeaza utilizând un singur contact ce copiaza starea acestor echipamente. De regula starea "închis" a contactului semnifica starea "închis” , “pus în functie" etc. a echipamentului corespunzator iar starea "deschis" a contactului înseamna ca echipamentul corespunzator este în starea "deschis", "scos din functie" etc. Semnalizari de pozitie bipolare Pozitia anclansat / declansat a întreruptoarelor este preluata utilizând doua contacte, care în cazuri normale respecta conditia de excluziune reciproca. (Tab. 8.1). Tab. 8.1 Utilizarea semnalelor bipolare

Contact A deschis deschis închis închis

Contact B deschis închis deschis închis

Semnificatie ambiguitate tip "00" întreruptor anclansat întreruptor declansat ambiguitate tip "11"

Deoarece comutarea celor doua contacte nu se face simultan, interfata de achizitie trebuie sa implementeze un algoritm care sa tina cont de întârzierile admisibile în schimbarea starilor celor doua contacte. Situatiile posibile precum si semnificatiile acestora sunt reprezentate în diagramele din Fig. 8.3

Fig. 8.3 Preluarea semnalizarilor bipolare

128 Semnalizari de alarma sunt semnalizari monopolare si pot fi: • semnalizari de tipul "apare / dispare" la care sunt semnificative atât momentul închiderii contactului cât si momentul deschiderii acestuia (ex. punere la pamânt, tensiune minima baterie etc.). • semnalizari de tipul "a functionat protectia" la care este semnificativ numai momentul aparitiei semnalizarii nu si momentul disparitiei acesteia. Impulsuri de contorizare sunt semnale provenite de la contoare de energie electrica cu generator de impulsuri. Interfata de achizitie are rolul de numarare a acestor impulsuri, întretinând un "index" software în memoria proprie. Asociind fiecarui index o constanta corespunzatoare (impulsuri/kWh respectiv impulsuri/kVAR) se poate reconstitui valoarea energiei electrice cedate (primite) pentru linia masurata.

8.1.2. Intrari analogice Principalele marimi analogice cu relevanta pentru conducerea de la distanta a statiei de transformare sunt tensiunile, curentii, puteri active / reactive. Marime analogica

Adaptare

Filtrare hardware

t Esantionare -memorare

Multiplexare

N

01001101

1 N

t Filtrare software

()

i=1

Calcul valoare

Valoare numerica Fig. 8.4 Schema de principiu a lantului de masura

Schema lantului de masura pentru intrarile analogice este prezentata în Fig. 8.4. Marimea analogica este adaptata la un nivel corespunzator prelucrarii în circuitele de masura, care au la baza transformatoare de tensiune si de curent. Totodata se realizeaza protectia intrarii analogice contra valorilor accidentale ale semnalului analogic de masurat precum si separarea galvanica a interfetei fata de procesul tehnologic. Semnalului rezultat i se aplica o filtrare în filtre trece jos pentru eliminarea efectului perturbatiilor. Un modul multiplexor asigura selectia canalului analogic de masurat, a carui valoare este transmisa modulelor de esantionare / memorare si conversie analog / numerica. Sirului de valori numerice obtinut (la intervale regulate de timp


129

pentru fiecare canal analogic în parte) îi sunt aplicati algoritmi de filtrare numerica si de calcul a marimilor caracteristice dorite (ex. valori efective). Semnalele analogice (masurile) cum sunt tensiunile si curentii alternativi (50Hz), tensiuni si curenti continui, puterile active, reactive pot fi preluate din proces în doua moduri: • utilizând traductori externi corespunzatori, caz în care EAC are intrari analogice în semnal unificat ; • tensiunile, curentii sunt preluati direct de EAC prin interfete corespunzatoare de tensiune si curent. A doua solutie este net superioara celei dintâi atât din punct de vedere tehnic cât si economic, motiv pentru care este preferata în sistemele SCADA moderne. EAC va esantiona si converti din analogic în numeric valorile instantanee ale tensiunilor si curentilor, aplicând apoi algoritmi de calcul pentru: • valoare efectiva (tensiune, curent); • defazaj tensiune - curent; • putere activa si reactiva monofazata pentru perechea U,I considerata. Calculul puterilor active si reactive trifazate se face aplicând corespunzator formulele pentru metodele de masura cu Wattmetre (VARmetre) monofazate. Transmisia valorilor intrarilor analogice catre nivelul superior EAC se face în trei cazuri: • EAC este interogat de catre nivelul ierarhic asupra valorilor analogice; • Intrarea analogica îsi modifica semnificativ valoarea, noua valoare fiind diferita cu cel putin o cantitate - considerata semnificativa - fata de vechea valoare. • Valoarea marimii analogice depaseste niste limite prestabilite - de prealarmare, alarmare, sau limite tehnologice.

8.1.3. Comenzi catre procesul tehnologic Pentru a putea comanda instalatiile electroenergetice din statiile de transformare, interfetele de proces (EAC) sunt prevazute cu posibilitatea emiterii de semnale electrice de comanda. Exista doua tipuri de semnale de comanda: • comenzi în impulsuri, cu durate de 0,5 - 3 secunde, pentru comanda întreruptoarelor comutatoarelor de ploturi etc. • comenzi permanente, la care EAC mentine semnalul de comanda pâna la o noua comanda, cu semnificatie contrara celei dintâi (de exemplu pentru comanda punerii în functie respectiv a scoaterii din functie a automatizarilor). În ambele cazuri, EAC trebuie sa livreze contacte electrice comandate care vor fi integrate în schemele de comanda ale circuitelor secundare ale statiei. În scopul cresterii gradului de fiabilitate al comenzilor, EAC trebuie sa asigure câteva cerinte referitoare la comenzi: • eliminarea riscului confuziei unei comenzi, datorita erorilor de transmisie; • eliminarea riscului comenzilor multiple ( simultan cu comanda dorita se emit una sau mai multe comenzi nedorite, datorate unor eventuale defecte interne ale EAC sau atingerilor accidentale în circuitele secundare de comanda); • eliminarea riscului de emisie intempestiva a unor comenzi, datorate defectelor interne ale EAC. Se utilizeaza scheme de conectare hardware si algoritmi de verificare si validare a comenzii.

130 • semnalizarea situatiilor de functionare incorecta a lantului de comanda (de exemplu fir întrerupt)

8.5.

Functii locale

Principalele functii care trebuie asigurate într-o statie de transformare pot fi grupate în doua categorii: • functiuni la nivelul celulei. • functiuni la nivelul statiei. Într-o arhitectura centralizata, toate aceste functiuni sunt asigurate de un singur EAC. În arhitectura distribuita, majoritatea functiunilor de la nivelul celulei sunt preluate de catre echipamentul de achizitie si comanda al celulei, iar functiunile referitoare la grupe de celule - si în general cele care reclama informatii dintr-o arie mai larga decât celula - sunt preluate de calculatorul de la nivelul statiei.

8.5.1. La nivelul celulei Pe lânga functiunile de achizitie si comanda amintite deja, mai distingem la nivelul celulei urmatoarele functiuni: • Istoric local de evenimente - Principalele evenimente survenite în functionarea echipamentelor din celula trebuiesc memorate împreuna cu momentul de timp al producerii lor. Aceasta functie o regasim la nivelul celulei numai în cazul arhitecturii distribuite. • Interfata om-masina - care preia functionalitatea panoului local de comanda si supraveghere. • Blocaje - evitarea emiterii de comenzi nepermise datorate fie greselilor de operare fie erorilor în functionarea diferitelor echipamente.

8.1.2. La nivelul statiei de transformare • Istoric de evenimente la nivelul statiei si filtrarea evenimentelor (transmiterea catre nivelul ierarhic superior numai a evenimentelor cu relevanta pentru dispecer). • Înregistrarea evolutiei masurilor (tensiuni, curenti, puteri) si arhivarea acestora pe o perioada determinata. • Blocaje (conditionari) la nivelul statiei. • Supravegherea functionarii echipamentelor de achizitie si comanda. • Interfata om - masina pentru operatorul statiei sau operatiuni de mentenanta.

8.1.3. Sincronizarea timpului. Majoritatea algoritmilor de prelucrare a semnalelor (numerice si analogice) se bazeaza pe intervale precise de timp la care trebuiesc facute achizitiile si prelucrarile. Totodata, memorarea modificarilor de stare presupune si asocierea timpului la care acestea s-au produs. De precizia determinarii timpului depind în mare masura prelucrarile si analizele ulterioare ale evolutiei procesului tehnologic.


131

“Ora exacta” este asigurata prin: • Ceas local la nivelul EAC care trebuie sa aiba la baza elemente oscilatorii cu o buna stabilitate (cuartz termostatat); • Mecanism de resincronizare periodica dupa un ceas unic. Sa remarcam ca exista doua probleme sensibil diferite în aceasta privinta: sincronizarea echipamentelor de achizitie dupa un ceas unic la nivelul statiei, respectiv dupa un ceas unic la nivelul întregului sistem SCADA. În cel de-al doilea caz dificultatea apare datorita distantelor mari între statiile de transformare si punctul unde este amplasat ceasul etalon. Principalele metode de sincronizare au la baza: • Utilizarea semnalelor de timp etalon - provenite de la sisteme specializate. • Utilizarea canalului de comunicatie - precizia metodei este puternic afectata de viteza de comunicatie si eventualele întârzieri (inpredictibile în general) introduse de protocoalele de comunicatie. • Utilizarea unui semnal dedicat - metoda aplicabila pe arii restrânse cum ar fi teritoriul unei statii de transformare.

8.6.

Comunicatia

Elementul cheie în prelucrarea distribuita a datelor îl constituie conectarea nodurilor informationale prin intermediul canalelor de comunicatie. Tipul si caracteristicile acestora depind de locul în care acestea sunt folosite, de tipul si functiunile asigurate de noduri. În cazul sistemelor SCADA distribuite, distingem urmatoarele situatii specifice în ceea ce priveste transmisia datelor: • Comunicatia în interiorul statiei de transformare - care are scopul interconectarii interfetelor de achizitie si comanda din statie. Specific pentru acest caz sunt perturbatiile electromagnetice puternice într-o statie de transformare. • Transmisia de date la distanta - care are scopul interconectarii EAC din statii cu nivelul conducator. Din cauza distantelor mari (zeci - sute de km) suportul comunicational ofera debite reduse si este supus unor multiple perturbatii. • Comunicatia la nivelul conducator, bazata de regula pe retele locale de mare viteza. Problema principala în acest din urma caz o reprezinta capacitatea retelei locale de a raspunde la necesitatile de trafic si de timp de raspuns, întrucât componentele aplicatiilor de la punctul central folosesc intens comunicatia în retea.

8.6.1. Modelul arhitectural ISO-OSI În spiritul sistemelor deschise (open systems) trebuie rezolvata problema interconectarii si conlucrarii echipamentelor digitale (EAC, protectii, automatizari) care provin de la fabricanti diferiti si care au în general, implementate protocoale de comunicatie diferite. Daca aceste protocoale respecta specificatiile ISO-OSI (Open Systems Interconection) de standardizare a comunicatiei în sisteme deschise, ele sunt în general compatibile si pot fi utilizate mijloace software (convertoare de protocol) pentru comunicarea între echipamente.

132 Interesul major al fabricantilor de echipamente digitale de proces este de a-si putea integra echipamentele în arhitecturi care cel mai frecvent înglobeaza si componente ale altor fabricanti ( fenomen generat de posibilitatea de extindere prevazut de sistemele deschise actuale). Iata de ce, pornind de la acest interes comun, s-au creat "aliante" ale principalelor firme producatoare de sisteme SCADA (SIEMENS, ABB, AEG) în scopul stabilirii de specificatii comune în domeniul protocoalelor de comunicatie. Cum este de asteptat, si multe alte firme se raliaza acestor specificatii aparând astfel standarde de facto. În ultimii ani, standardizarea protocoalelor destinate sistemelor SCADA - si în general sistemelor informatice ale companiilor de electricitate - se gaseste si în atentia unor institute si organizatii stiintifice (CIGRE , EPRI ). Modelul arhitectural ISO-OSI are la baza trei elemente: • procesele de aplicatie, care realizeaza prelucrarile de date; • sistemele de calcul care gazduiesc procesele de aplicatie si care sunt conectate printr-un mediu de comunicare; • conexiunile logice care permit un schimb de informatie uniform între procesele de aplicatie indiferent de localizarea acestora în calculatoarele gazda. Data fiind complexitatea functiilor utilizate în realizarea cooperarii între procesele de aplicatie, multimea acestora este structurata, folosindu-se tehnica stratificarii. Fiecare sistem este considerat ca o multime ordonata de subsisteme, totalitatea subsistemelor de acelasi rang formând un nivel al arhitecturii. Subsistemele adiacente comunica prin interfata lor comuna. În orice subsistem, rolul unui nivel este de a oferi anumite servicii nivelelor superioare, degrevându-le de detaliile implementarii efective ale acestor servicii. Multimea de nivele, cu serviciile si protocoalele acestora, constituie arhitectura retelei de calculatoare. La baza stabilirii nivelelor arhitecturale ale modelului ISO-OSI au stat o serie de principii generale cum ar fi: • crearea unui numar redus de nivele cu putine interactiuni între ele; • alegerea granitelor dintre nivele în conformitate cu necesitatile de standardizare sau cu standardele deja existente; • colectarea functiilor înrudite în acelasi nivel; • crearea posibilitatii de modificare a functiilor unui nivel, fara afectarea celorlalte. Aceste principii au condus la un model cu sapte nivele functionale (Fig. 8.5). Nivelul fizic asigura transmiterea datelor binare codificate între diferite sisteme prin mediul fizic de interconectare, pastrând ordinea bitilor, fara a garanta corectitudinea transmisiei. Transmisia este transparenta, semnificatia datelor sau modul lor de grupare fiind neimportant. Nivelul legaturii de date trateaza erorile de transmisie produse la nivelul fizic, realizând o comunicare corecta între doua noduri adiacente. Mecanismul utilizat în acest scop este împartirea sirului de biti în cadre, carora le sunt adaugate informatii de control (coduri de verificare, numere de secventa etc.). Cadrele sunt transmise individual, putând fi verificate si confirmate de catre receptor. Alte functii ale nivelului se refera la controlul fluxului de date si gestiunea legaturii. Nivelul retea asigura dirijarea unitatilor de date între nodurile sursa si destinatar, trecând eventual prin noduri intermediare. O alta functie a nivelului retea este cea de interconectare a retelelor cu arhitecturi diferite. Nivelul transport realizeaza o comunicare sigura între doua calculatoare gazda, detectând si corectând erorile pe care nivelul retea nu le trateaza. El furnizeaza nivelelor


133

superioare o interfata de comunicatie independenta de tipul retelei utilizate. Pentru a sublinia mai bine acest aspect în Fig. 8.6 este prezentata repartizarea nivelelor arhitecturale între nodurile gazda si nodurile de comutare.

Fig. 8.5 Nivelele arhitecturii ISO-OSI

Fig. 8.6 Repartizarea nivelelor arhitecturale între nodurile gazda si nodurile de comutare

134 Pentru primele trei subniveluri, protocoalele se refera la legatura dintre terminal (gazda) si subretea (IMP-Interface Mesage Processor) sau între nodurile subretelei, constituind astfel doua categorii distincte de protocoale. Începând cu nivelul transport, protocoalele sunt capat la capat, entitatile acestora neavând corespondente în subretea. Nivelul sesiune. Desi nivelul transport asigura conexiuni utilizabile simultan în ambele sensuri (duplex), multe aplicatii necesita o coordonare a dialogului, în care doar unul din corespondenti poate transmite la un moment dat. Controlul dialogului este una din functiile nivelului sesiune. Acesta mai permite împartirea sirului de mesaje în grupuri numite activitati, care pot fi gestionate independent unele de altele. Aceste functii au la baza utilizarea unui mesaj special, numit jeton (token), care poate fi trecut de la un utilizator la altul si a carui posesie ofera detinatorului anumite privilegii: de a transmite date, de a stabili puncte de sincronizare etc. Nivelul sesiune ofera toate serviciile pentru gestiune jetoanelor. Nivelul prezentare realizeaza transformari ale reprezentarii datelor, astfel încât sa se pastreze semnificatia lor, rezolvându-se totodata diferentele de sintaxa. Functiile principale se refera la codificarea standard a datelor transmise între calculatoare cu conventii de reprezentare diferite, la comprimarea, criptarea/decriptarea datelor în vederea protectiei si securitatii lor. Nivelul aplicatie, cel mai înalt nivel al arhitecturii, are rolul de fereastra de comunicare prin care se fac toate schimburile de date între utilizatori. Fiind nivelul care livreaza servicii direct aplicatiilor, el cuprinde toate functiile pe care acestea le pot solicita.

8.1.2. Profiluri arhitecturale de retele Modelul arhitectural OSI constituie un cadru general de prezentare, analiza si proiectare a retelelor de calculatoare si ale aplicatiilor lor. El precizeaza principiile stratificarii, furnizeaza o nomenclatura unica pentru elementele de baza ale retelelor si descrie serviciile asigurate de fiecare nivel arhitectural. Modelul arhitectural este o baza conceptuala pentru elaborarea standardelor retelelor de calculatoare. Importanta modelului este recunoscuta de toti constructorii de retele, care cauta sa integreze în arhitecturile proprii normele si protocoalele definite de ISO. Exista oricum anumite aspecte de care trebuie tinut seama în aplicarea normelor OSI. Unul este cel al stabilirii unor profile de utilizatori, fiecare definind o combinatie adecvata de clase de protocoale. Data fiind separarea formala a nivelelor inferioare (fizic .. aplicatie) si superioare (sesiune .. transport), fiecare clasa va corespunde unui anume grup de nivele. Mai mult, din motive legate de implementarea sistematica a serviciilor si fabricarea rationala a echipamentelor, se considera utila integrarea unor clase de protocoale, definindu-se profiluri pentru mai mult de patru nivele. Desi, în aparenta, contrara filozofiei OSI, stabilirea profilurilor arhitecturale nu elimina posibilitatea unor nivele arhitecturale în functie de nivelele tehnologice, ele fiind gândite în ideea optimizarii raportului cost / performanta. Pornind de la cerintele fundamentale ale oricarui protocol de comunicatie : siguranta, eficienta, standardizare si aplicând corespunzator constrângerile de timp specifice controlului proceselor tehnologice, profilurile arhitecturale ale sistemelor SCADA trebuie sa ia în considerare mai ales timpul critic al fiecarei functii de comunicatie realizate. În Fig. 8.7 este prezentata sintetic relatia între functiile de comunicatie si timpul critic asociat acestora.


135

Fig. 8.7 Relatia functie de comunicatie - timp critic în sisteme SCADA

Cum era de asteptat, efortul de standardizare a comunicatiei destinate sistemelor SCADA este intens pe plan mondial si s-a materializat în câteva standarde specifice. Normele CEI / IEC grupeaza în pachetul de standarde CEI/IEC 870-5-1 precizari la protocoale de transmisie utilizate în sisteme de teleconducere. Între profilurile arhitecturale conforme cu aceste standarde se numara IEC-870-5-101, DNP 3, VDEW/ZVEI.

8.1.3. Comunicatia la nivelul statiei de transformare În cazul specific al conectarii EAC, într-o magistrala locala la nivelul statiei de transformare, trebuie considerate urmatoarele elemente: • debitul maxim de informatii care poate fi vehiculat intre un EAC si nivelul ierarhic superior; • debitul maxim de informatii vehiculate în cazul unor modificari de stare ale procesului în diferite puncte, modificari care sunt preluate si transmise de mai multe EAC. • nivelul perturbatiilor electromagnetice din statiile electrice de transformare si necesitatea imunizarii comunicatiei la aceste zgomote. Distribuirea fizica a nodurilor (EAC, calculatoare la nivelul statiei) impune de la început utilizarea comunicatiei seriale. Putem lua astfel în considerare standardele de comunicatie seriala: • RS232C pentru conexiuni între EAC si un calculator portabil (conexiune temporara pe distante mici). Acest standard ofera o imunitate mica la perturbatii si poate asigura numai conexiuni punct la punct. Vitezele practice de transmisie se situeaza în gama 1200 - 9600 bit/sec.

136 • RS485 - pentru realizarea unei conectari multipunct, cu o buna imunitate la zgomot si cu distante practice intre noduri de ordinul zecilor de metri. Vitezele de transmisie pot fi în gama 1200 - 14.400 bit/sec • bucla de curent - ca si RS485 poate asigura conexiuni multipunct, cu o foarte buna imunitate la zgomote si cu viteze de comunicatie practice intre 1200 - 9600 bit / sec. • fibra optica - cu care se pot implementa conexiuni punct la punct si multipunct cu o imunitate exceptionala la perturbatii si viteze de transmisie foarte ridicate ( pâna la zeci de Mbit/sec). Vitezele mari de transmisie reclama însa utilizarea unor procesoare de comunicatie specializate puternice. Cerintele concrete la care trebuie sa raspunda comunicatia în interiorul statiei de transformare sunt foarte variate si depind în cea mai mare masura de nivelul de integrare al echipamentelor secundare. În conditiile în care magistrala de comunicatie la nivelul statiei este folosita în special pentru functiuni SCADA si în mica masura pentru functiuni de protectie si automatizare, se considera suficiente performantele realizate de suportul traditional de transmisie - fir fizic. Atunci când distribuirea functiunilor este mai puternica, si în special când pe magistrala de comunicatie circula informatii necesare realizarii functiilor de protectie, se impune un suport de transmisie mult mai performant - fibra optica. În acest din urma caz, trebuiesc luate masuri deosebite si în celelalte nivele din lantul de transmisie, pentru a raspunde cerintelor deosebite de timp de ordinul milisecundelor. În concluzie, tinând cont de situatia actuala din statiile de transformare pot fi luate în considerare pentru nivelul legaturii fizice, standardele de comunicatie RS485 si bucla de curent a caror utilizare asigura traficul de informatii la vitezele necesare si o buna imunitate la perturbatii. În perspectiva urmatorilor ani însa, trebuie considerate solutiile de conectare prin fibra optica, a caror capacitate de transfer a informatiei poate asigura traficul în cazul introducerii masive a dispozitivelor numerice în statiile de transformare (protectii si automatizari digitale, echipamente de comutatie si unitati de transformare supravegheate de module inteligente încorporate). Protocoalele de comunicatie utilizate trebuie sa permita integrarea în perspectiva a echipamentelor digitale de protectie si automatizare. Trebuie subliniat ca pentru respectarea principiilor sistemelor deschise, aspectul comunicational este de o extrema importanta. Problemele de compatibilitate hardware se transfera în aspecte ale compatibilitatii legaturilor de date între componentele sistemului, în care protocoalele utilizate joaca un rol major. Astfel trebuie sa se permita conectarea de echipamente de la fabricanti diferiti, din generatii diferite, care implementeaza noi si noi functiuni. Majoritatea producatorilor de EAC si în general de dispozitive electronice inteligente (DEI) propun protocoale de comunicatie proprietar, a caror specificatii nu sunt facute publice întotdeauna. Impactul sistemelor informatice distribuite a condus însa la necesitatea utilizarii unor protocoale de comunicatie care sa corespunda necesitatilor tuturor participantilor dintr-un sistem SCADA. Preocuparile comune ale fabricantilor de EAC si DEI, ale integratorilor de sisteme si nu în ultimul rând ale utilizatorilor sunt orientate spre gasirea unor protocoale cât mai larg acceptate, care sa ofere deci o cât mai buna interconectivitate. La aceasta data nu se poate vorbi înca de acceptare unanima a unei familii de protocoale. Este însa important de remarcat ca anumite protocoale au întrunit la aceasta data o


137

mai mare audienta, impunându-se astfel drept standarde: IEC-870-5, DNP 3; VDEW/ZVEI, ModBus, ProfiBus. Familia IEC870, reprezinta o culegere de specificatii publice de protocoale pentru controlul proceselor. Dintre acestea, specificatiile IEC870-5 sunt utilizate pe larg de marii producatori de EAC pentru sisteme SCADA, precum si de integratorii de sisteme. Protocoalele din aceasta familie acopera transferul de date între: • EAC si punctul central de control (PCC); • EAC si EAC; • EAC si DEI. Specificatiile DNP 3, au pornit de la IEC 870-5, particularizând câteva dintre optiunile acestuia din urma, devenind astfel mai restrictiv. Acopera aceeasi gama de transfer (PCC? EAC, EAC? EAC, EAC? DEI) ca si IEC870-5. Particularizarile aduse de DNP 3 se refera tocmai utilizarea în sistemele SCADA din domeniul energiei electrice, aducând astfel un plus de claritate specificatiilor. La nivelul straturilor superioare (aplicatie) din modelul OSI/ISO, DNP 3 ofera functii sensibil diferite fata de IEC870-5.

8.1.4. Comunicatia la distanta Pentru ca informatiile culese în statiile de transformare sa fie disponibile în centrul de control si reciproc pentru a transmite comenzi catre echipamentele din statie este nevoie de o legatura de date între statia de transformare si punctul de control. Problematica transmisiei la distanta prezinta aspecte sensibil diferite fata de transmisia locala. Costurile implicate de aceasta componenta a sistemelor SCADA sunt în general ridicate si depind de infrastructura comunicationala existenta în zona geografica. Suportul fizic este de regula închiriat de la companiile de telecomunicatii si permite în general viteze de transmisie limitate la maximum 1200 .. 28800 bps. Din acest motiv, se impune o atenta considerare a informatiilor care trebuiesc transmise precum si a prioritatilor acestor transmisii. În functie de arhitectura sistemului SCADA, legaturile de date la distanta pot fi asigurate în principal în doua moduri: • punct la punct - care constau din conectarea fizica a unei perechi corespondente prin intermediul unei linii de transmisie dedicate; • utilizând ca suport o retea de transmisie la distanta (WAN) care conecteaza la un moment dat perechea corespondenta. Din punctul de vedere al suportului de transmisie, distingem urmatoarele cazuri: • legatura dedicata pe linii telefonice - cazul cel mai frecvent; • legatura prin radio; • legatura pe fibra optica; Legaturile de date prin radio cu statiile de transformare pot fi utilizate ca rezerva pentru cele din primul caz sau pentru situatiile în care nu pot fi asigurate alte legaturi terestre. Sunt utilizate însa pe scara larga în aplicatiile de DSM, pentru asigurarea transmisiei de date cu puncte foarte raspândite geografic si care nu implica trafic de date important - spre exemplu în aplicatiile de supraveghere si control al retelei de distributie de medie tensiune.

138 Transmisia pe fibra optica este cea mai potrivita pentru exigentele tehnice ale sistemelor SCADA. Costurile ridicate o fac însa greu accesibila si trebuie facuta o atenta evaluare a raportului cost / performanta. Trebuie remarcat însa ca aceasta tehnologie evolueaza extrem de rapid, iar costurile scad pe masura. În perspectiva urmatorilor ani trebuie considerata ca o solutie de baza. Discutia asupra protocoalelor de comunicatie are oarecum acelasi continut ca si în cazul transmisiei locale de la nivelul statiei. Asa cum se aminteste în par. 2.6.3, protocoalele de la nivelul statiei acopera în buna masura si necesitatile de transfer de date la distanta. Situatiile devin snesibil diferite în cazul sistemelor intagrate de protectie, automatizare si control, când comunicatia la distanta leaga doua sisteme - de la nivelul statiei respectiv PCC - si nu numai EAC de PCC. În acest din urma caz sunt utilizate, de regula, protocoale de comunicatie care au întrunit deja acceptanta în sistemele de calcul distribuite, având la baza TCP/IP pentru straturile inferioare ale modelului OSI/ISO.

8.1.5. Comunicatia la nivelul punctului central Are rolul de a interconecta calculatoarele care compun punctul central de comanda control si se bazeaza pe retele locale de mare viteza (10Mbps ? 100Mbps). Întrucât conecteaza calculatoare care comunica foarte intens pentru realizarea functiunilor, chiar si în conditiile vitezelor mari de transmisie asigurate trebuie tinut seama de gradul de încarcare si implicit de întârzierile suplimentare datorate transmisiei de date. Mediile de trasmisie utilizate sunt cablul coaxial si fibra optica, bazate pe tehnologia Ethernet. La nivelul PCC se poate vorbi mai degraba de comuncatia între componentele diferitelor aplicatii care ruleaza în diferite noduri (calculatoare) ale retelei decât de comunicatia între calculatoare. Sistemele de operare actuale ofera suport pentru prelucrarea distribuita a datelor, eliberând în mare masura proiectantii de software de aspectele de transfer de date. Din punct de vedere conceptual, tehnologiile moderne client - server sunt cele mai potrivite pentru încarcarea corecta atât a nodurilor de prelucrare cât si a comunicatiei propriu-zise între noduri.

8.7.

Analiza si prelucrarea datelor la nivelul PCC

Structura unui punct de comanda si control - PCC - în arhitectura distribuita ar putea arata ca în Fig. 8.8. În structura prezentata, pot fi implementate diferite scheme de redundanta ale componentelor importante (LAN, Servere). Întrucât comunicatia de date între componenetele PCC trebuie atent echilibrata, se sugereaza separarea componentelor care utilizeaza pachete mici de date, dar cu timpi de raspuns foarte mici, de componentele si aplicatiile care utilizeaza transferuri mari de date, la care timpii de raspuns nu sunt atât de importanti (LAN 1 respectiv 2 din Fig. 8.8, separate de un router). Pentru asigurarea disponibilitatii PCC în conditiile caderii LAN, frecvent se procedeaza la dublarea magistralei locale de comunicatie, iar aplicatiile importante au acces la ambele magistrale.


139

Fig. 8.8 Structura unui PCC în arhitectura distribuita

Legatura de date cu procesul tehnologic condus se realizeaza prin intermediul serverelor de comunicatie. Acestea asigura controlul transferului de date între PCC si sistemele de achizitie-comanda statiile de transformare. Anumite aplicatii necesare la PCC au nevoie de informatii provenite din retelele de transport si distributie vecine. Un calculator special cu rolul de router asigura transferul de date spre / dinspre centrele de comanda-control care coordoneaza sistemele învecinate. Protocoalele de comunicatie cele mai utilizate sunt ELCOM 90 (raspândire în principal în Europa) si ICCP/TASE.2 (actualmente raspândit mai ales în America, dar tinde sa devina unanim utilizat). Acelasi calculator asigura si securitatea accesului din exterior la reteaua de date a PCC. Reteaua PCC este separata de sistemul informational al intreprinderii printr-un router, care controleaza accesul la informatiile si resursele PCC. Baza de date de timp real este întretinuta de serverul de achizitie date. Aplicatiile care ruleaza pe acest calculator au rolul de a prelua informatiile actuale despre procesul tehnologic condus si a le pune la dispozitia celorlalte aplicatii ale PCC. Dupa anumite criterii (intervale de timp precizate, anumite evenimente), baza de date de timp real se arhiveaza pe serverul de arhivare, întretinându-se astfel istoricul evolutiei procesului tehnologic. Tot serverul de achizitie date realizeaza si anumite prelucrari asupra informatiilor provenite de la EAC: • filtrarea datelor; • conversia unitatilor de masura; • controlul încadrarii în limite, pentru generarea alarmelor. Serverele de aplicatii SCADA gazduiesc programele specifice pentru controlul echipamentelor din statiile de transformare si al retelelor de transport / distributie, cum sunt:

140 • Interfetele operator - asigura împrospatarea cu date a statiilor de lucru de la dispecerii energetici sau alti utilizatori ai sistemului; • Managementul evenimentelor - functii de procesare inteligenta a alarmelor, de urmarire si achitare a acestora; • Managementul autoritatii. Dreptul asupra controlului echipamentelor dintr-o statie de transformare corespunde unei scheme de autoritate si este strict reglementata. Reciproc, alarmele provenite de la diferitele echipamente trebuiesc dirijate spre autoritatea corespunzatoare. Alte aplicatii, care nu sunt supuse restrictiilor de timp real: • Calculul circulatiilor de puteri în retea; • Calculul curentilor de scurtircuit; • Regasirea informatiilor pe hartile sistemelor informatice geografice, utile mai ales în aplicatiile DMS (AM/GIS - Automated Mapping/Geographical Information System). • Interfete pentru informatii despre / catre consumatori, incluzând evidenta deranjamentelor, profilul încarcarii etc.

9. ECHIPAMENTE DE ACHIZITIE SI COMANDA

Baza sistemului de teleconducere a echipamentelor electrice dintr-o statie de transformare o constituie echipamentele de achizitie si comanda. De performantele acestora si de arhitectura în care sunt conectate depind în egala masura performantele globale ale întregului sistem. Alegerea structurii echipamentelor de echizitie si comanda pentru implementarea unei aplicatii de teleconducere distribuita se face tinând seama de urmatoarele criterii: • • • •

dimensionarea numarului si tipurilor interfetelor de achizitie / comanda sa fie corespunzatoare supravegherii - în medie - unei celule din statia de transformare; încadrarea EAC într-o arhitectura deschisa, distribuita de comanda si control al proceselor; constructie robusta, fiabila care sa raspunda la exigentele tehnice si solicitarile specifice din statiile electrice de transformare; maxima flexibilitate prin reconfigurare si parametrizare software de la distanta, fara a fi nevoie de reconfigurare hardware sau software locala;

9.1.

Structura hardware

Schema bloc a echipamentului de achizitie si comanda poate fi urmarita în Fig. 9.1 si se compune din: • µP - microprocesor. Are rolul de coordonare a functionarii echipamentului. Performantele necesare pot fi asigurate de un microprocesor de uz general pe 8 sau 16 biti . • RAM - memorie statica de tip CMOS. Informatiile continute în memoria RAM pot fi mentinute printr-o schema bazata pe o baterie interna a echipamentului si în situatiile când echipamentul nu este alimentat cu energie. • ROM - memorie de tip EPROM, utilizata pentru înmagazinarea programelor care definesc functionarea echipamentului. • CLK - ceas / calendar. Ceas de timp real de precizie, bazat pe un oscilator cu cuartz termostatat. • Consola locala. Tastatura si afisaj local, care permit dialogul operatorului local cu echipamentul. • IN - interfata intrari numerice cu separare galvanica prin optocuploare. • EN - interfata iesiri numerice de comanda, cu separare galvanica prin optocuploare.

142 • • • • •

A/D - convertor analog numeric; MUX - multiplexor analogic; U - adaptoare pentru intrarile de tensiune; I - adaptoare pentru intrarile de curent SURSA - asigura alimentarea echipamentului din serviciile interne ale statiei. Contine si bateria interna necesara mentinerii informatiilor în memoria RAM, respectiv functionarii ceasului în lipsa tensiunii de alimentare.

Fig. 9.1 Schema bloc a echipamentului ACE28

9.1.1. Intrari numerice Asa cum am mai amintit, în statiile de transformare, semnalele numerice pot proveni de la contacte de relee, limitatoare etc. care reflecta stari ale echipamentelor primare, ale protectiilor si automatizarilor. Contactele electrice cu care EAC se interfateaza, pot fi libere de potential, sau pot fi deja conectate într-o schema electrica oarecare. În ambele cazuri trebuie asigurata imunitatea la diferitele perturbatii specifice instalatiilor electroenergetice, perturbatii care pot altera informatiile preluate din proces. Solutia acestei probleme consta în conceperea unor scheme de preluare a starii contactelor care sa utilizeze nivele ale semnalelor utile peste nivelul de zgomot. Filtrarea semnalelor comporta doua aspecte: • filtrarea electrica a semnalului cu ajutorul unor filtre "trece jos"; filtrarea numerica a semnalului logic cules, utila în special pentru eliminarea efectului vibratiilor contactelor la comutari (Fig. 9.2).


143

Fig. 9.2 Filtrarea software a intrarilor numerice

Modificarea starii contactului supravegheat este luata în considerare numai daca la un numar n=2 citiri consecutive (citiri efectuate la intervale regulate *t) este gasita aceeasi stare a contactului. Numarul n si perioada de esantionare *t sunt în strânsa legatura cu durata regimului tranzitoriu al comutarii contactelor. Încercarile au aratat ca se gaseste un optim pentru n=2 si *t=1 ms. Aceasta alegere asigura si precizia în timp a recunoasterii unui semnal, întârzierea care se produce între aparitia propriu-zisa a semnalului si momentul recunoasterii noii starii fiind cu aproximativ un ordin de marime mai mica decât durata regimului tranzitoriu al releelor intermediare utilizate în instalatiile electroenergetice. De regula, unei stari supravegheate îi corespunde un singur contact electric cu care se interfateaza EAC (intrari numerice simple). Daca starea echipamentului este de importanta deosebita (de exemplu starea conectat / deconectat a întreruptoarelor), pentru eliminarea sanselor de citire incorecta a acestor stari, se utilizeaza metoda citirii simultane a doua contacte electrice (intrari numerice dublate) ca în Fig. 9.3.

Fig. 9.3 Conectarea semnalelor numerice la EAC

Testarea automata, periodica, a întregului lant de preluare a semnalelor numerice este de o deosebita importanta în cresterea fiabilitatii si gradului de încredere în informatiile preluate. Întrucât cele mai frecvente defectiuni ale acestui lant îl constituie întreruperea circuitelor pâna la bornele contactelor releelor, se considera utila implementarea unei functiuni de verificarea integritatii acestor fire de legatura. O metoda care certifica integritatea conexiunilor pâna la bornele contactului este ilustrata in Fig. 9.4. Atunci când contactul supravegheat este in starea "deschis", prin circuit poate sa circule numai curentul de verificare (a carui polaritate este aleasa din sursa de tensiune interna a EAC), stare care este citita prin intermediul unei intrari numerice suplimentare.

144

Fig. 9.4 Schema de verificare a firelor de legatura pâna la bornele contactului supravegheat

In conceperea algoritmilor de achizitie a semnalelor numerice, trebuie tinut cont si de eventualele defectiuni ale celorlalte componente ce intervin în lantul de achizitie (relee intermediare, contacte pentru pozitii extreme etc.) care pot conduce, prin functionarea lor defectuoasa, nu numai la interpretarea gresita a semnalelor în care sunt direct implicate, ci si la disfunctionalitati globale în achizitia celorlalte semnale. Un caz tipic îl constituie contactul electric instabil, care prin frecventele schimbari de stare duce, pe de-o parte la aglomerarea functiunilor de prelucrare locala si transmisie a datelor la distanta, iar pe de alta parte la alarmarea repetata a dispecerului, atunci când semnalul în cauza este un semnal de avarie. Solutia acestei probleme o constituie implementarea unor algoritmi de invalidare automata a achizitiei semnalelor provenite de la acele intrari numerice care prezinta schimbari de stare mai frecvente decât o limita prestabilita. Astfel, EAC va asocia fiecarei intrari numerice frecvente limita de comutare, la a caror depasire intrarea numerica este blocata (invalidata). Invalidarea în sine este un eveniment care trebuie comunicat nivelului ierarhic superior, deoarece impune luarea de masuri de remediere a defectelor aparute în lantul informational al sistemului SCADA. Modificarea starii contactului supravegheat trebuie memorata si transmisa nivelului ierarhic superior împreuna cu timpul producerii acestei modificari. Totusi, nu toate modificarile de stare sunt semnificative a fi transmise. Din acest punct de vedere, putem grupa semnalele numerice în doua categorii: • semnalele de pozitie (întreruptor, separator, etc.) precum si cele de tip apare / dispare (punere la pamânt, lipsa tensiune linie etc.) la care este semnificativ atât momentul trecerii în "1" logic, cât si momentul trecerii în "0" logic. Ambele tranzitii sunt marcate si transmise. • semnale la care este semnificativ numai momentul trecerii in "1" logic nu si cel de revenire în “0” logic (functionat protectia ). Deoarece detectia modificarii starii procesului si transmisia acestei modificari catre nivelul ierarhic superior al EAC sunt evenimente asincrone, trebuiesc luate masuri software de memorare a modificarilor de stare în structuri de date de tip coada de asteptare.

9.1.2. Intrari de contorizare Un caz aparte de semnale numerice îl constituie impulsurile provenite de la contoare de energie cu generatoare de impulsuri. În acest caz nu sunt semnificative tranzitiile propriuzise ale semnalelor, ci numarul acestor tranzitii, cu ajutorul carora poate fi reconstituita energia


145

electrica masurata de contor. Echipamentul de achizitie asociaza fiecarei intrari de acest tip un index în memoria locala. Se impun masuri suplimentare hard + soft de pastrare a indexului fiecarui contor, chiar si în lipsa tensiunii de alimentare a EAC. Acesta va semnaliza orice situatie care poate sa genereze dubii asupra valorii reale a indexului (reinitializare index la pornire "rece" a EAC, posibile impulsuri pierdute pe perioadele când EAC nu a fost alimentat etc.) Este de preferat ca intrarile numerice dedicate contorizarii sa aiba o schema hardware identica cu cele destinate semnalelor numerice, asigurându-se astfel flexibilitatea în configurarea EAC (urmând sa se precizeze prin software repartizarea si tipul intrarilor numerice).

9.1.3. Intrari analogice Principiul distribuirii EAC la nivelul celulelor statiei de transformare face posibila eliminare traductoarelor analogice (tensiune, curent, putere) existente actualmente în afara EAC. Este de preferat ca semnalul analogic sa fie preluat direct în EAC, aici asigurându-se prelucrarea numerica a acestora si calculul valorilor dorite. Preluarea semnalelor analogice se face conform schemei de principiu din Fig. 9.5

Fig. 9.5 Lantul de masura analogic

Pentru asigurarea flexibilitatii de configurare a EAC, consideram optima echiparea unui EAC corespunzator unei celule cu urmatoarele tipuri de intrari analogice: • canale de tensiune alternativa (valori nominale 60 - 100 Vef) • canale de curent alternativ (valori nominale 1 - 5 Aef) • canale de tensiune continua ( valori nominale 24 - 48 -220 Vcc) • canale de curent continuu (valori nominale 1 - 4 A) Obtinerea celorlalte marimi analogice se face grupând si prelucrând corespunzator informatiile provenite de la canalele de tensiune si curent (Fig. 9.6).

146

Fig. 9.6 Preluarea informatiilor analogice

Transmisia valorilor marimilor analogice culese de catre echipamentul de achizitie si comanda se face în doua moduri: prin interogare lansata de catre nivelul superior (calculatorul de la nivelul statiei) care se face de regula la intervale regulate de timp (1 minut) sau prin mesaje de eveniment atunci când modificarea valorii semnalului supravegheat reclama o atentie speciala, respectiv trebuie adus la cunostinta dispecerului foarte rapid. Mesajele de eveniment au prioritate maxima la transmisie. Exista doua cazuri importante care reclama transmisia prin eveniment a semnalelor analogice: • valoarea semnalului a suferit o modificare semnificativa, necesitând actualizarea acesteia în baza de date de la punctul central; • valoarea semnalului indica o stare de avarie sau premergatoare unei avarii, fiind necesara atentionarea dispecerului asupra acestui fapt. Calculul valorilor efective ale curentului si tensiunii. Se face utilizând metoda Fourier sau metoda calculului în cuadratura. Metoda se bazeaza pe transformata Fourier discreta care permite calculul componentelor reale si imaginare ale fazorului complex la un moment (i): Y i = Re{Y i } + j Im{Y i } dupa cum urmeaza:

()

()

()

N− 1

  2π ∑ y(i − k )•cos N •k  = Yre (i)

2 Re{Y (i)} = • N

(9.1)

k =0

N− 1

 2π  ∑ y(i − k )•sin Ν •k  = Yim (i)

2 Im{Y (i)} = • N

(9.2)

k =0

în care:

i - momentul pentru care se calculeaza valoarea efectiva; N - numarul de esantioane; N=20 [esantioane/perioada] * 2 [perioade] = 40 k=esantionul curent.

Yef (i) =

[

]

1 2 2 Yre (i)+ Yim (i) 2

(9.3)


Y (i) ϕ (i) = arctg im Yre (i)

147 (9.4)

Formulele (9.1) si (9.2) s-au scris pentru fundamentala semnalului analogic. Avantajele metodei: • filtreaza armonicile din curba semnalelor analogice; • precizie remarcabila, eroarea relativa < 2%; • permite calculul comod al puterii active, reactive, aparente si a factorului de putere necesare functiilor de masura; • are un timp de raspuns bun în comparatie cu alte metode. Alarme la depasirea limitelor Pentru alarmarea nivelului superior asupra depasirii limitelor semnalelor analogice supravegheate, se utilizeaza o schema cu patru nivele de alarmare (Fig. 8.7). Astfel, atâta timp cât semnalul se afla în limitele de funcþionare normala, nu sunt generate alarme. Iesirea din aceasta zona (peste limita maxima respectiv sub limita minima) genereaza evenimente corespunzatoare cu nivelul depasirii. Limitele stabilite pot fi asimilate semnalizarilor de prevenire respectiv de avarie. Conform acestei scheme, semnalului analogic i se ataseaza o stare care poate fi: • Normala - semnalul se gaseste în intervalul (Limita 1-, Limita 1+); • Alarma 1+ - semnalul se gaseste în intervalul [Limita 1+, Limita 2+); • Alarma 2+ - semnalul depaseste Limita 2+; • Alarma 1- semnalul se gaseste în intervalul (Limita 2-, Limita 1-]; • Alarma 2- semnalul este sub Limita 2-;

Fig. 9.7 Alarmele generate la depasirea limitelor semnalelor analogice.

Pentru evitarea transmiterii de salve de evenimente (alarma / revenire) atunci când valoarea semnalulului se gaseste în apropierea pragului de alarmare, se utilizeaza un prag de insensibilitate la revenire (histereza).

148 Transmisia prin eveniment la modificarea semnificativa a valorii semnalului analogic se face considerând un gradient corespunzator. Astfel, sunt generate asemenea evenimente ori de câte ori este îndeplinita relatia (9.5)

Va − Vtr >ε Vtr

(9.5)

în care Va este valoarea actuala; Vtr este valoarea transmisa anterior catre nivelul superior; e este gradientul.

9.1.4. Iesiri numerice Pentru asigurarea comezilor catre procesul tehnologic, este necesara conceperea unei interfete specifice. Întâlnim doua tipuri de comenzi catre proces: • comenzi în impuls, destinate echipamentelor de comutatie si separatie, comutatoarelor de ploturi etc. Durata impulsului trebuie sa poata fi reglabila, functie de echipamentul caruia îi este adresata comanda. • comenzi permanente, care trebuie sa-si mentina starea un timp nedeterminat, destinate punerii/scoaterii din functie a unor automatizari, protectii etc. Echipamentele din statiile de transformare sunt gândite sa accepte comenzi de tip contact electric (existente actualmente în panouri) deci EAC se poate interfata cu toate comenzile procesului prin interfete care sa asigure iesiri prin contacte lipsite de potential, realizându-se astfel si separarea galvanica fata de procesul tehnologic. Având în vedere necesitatea eliminarii comenzilor nedorite (comenzi gresite sau intempestive), este necesara implementarea unei scheme hard + soft de validare a lansarii unei comenzi, care sa asigure: • identificarea indubitabila a comenzii ce trebuie lansata, prin verificarea codului acesteia; • eliminarea riscului comenzilor intempestive datorate defectarii tranzistoarelor interne de comanda, prin: • utilizarea unor scheme de comanda cu cheie de validare (Fig. 9.8) ; • supravegherea încadrarii în limite a curentului prin circuitele de comanda utila si pentru protectia interfetelor de iesire ale EAC; • testarea periodica a starii de functionare a circuitelor de comanda.


149

Fig. 9.8 Schema de principiu a iesirilor de comanda

9.1.5. Consola locala • • • •

Interfatarea locala cu operatorul trebuie sa asigure urmatoarele facilitati: afisarea starilor semnalelor numerice supravegheate de catre EAC; afisarea valorilor marimilor analogice - eventual luând în considerare constantele reductoarelor de curent si a transformatoarelor de tensiune; afisarea indexului contorilor cu impulsuri; afisarea de informatii privitoare la starea de functionalitate a EAC.

Acest lucru se poate realiza prin intermediul unui afisor local cu 10 - 30 caractere si a unei tastaturi locale pentru selectia optiunilor (5 - 10 butoane). Functiuni de dialog cu operatorul mai complicate pot fi implementate conectând EAC la un calculator portabil, prin interfete corespunzatoare (interfata de comunicatie seriala). Astfel se pot imagina functii de testare supravegheata de operator, de setare a parametrilor locali de functionare a EAC. Nu se considera necesar a se implementa, la nivelul consolei locale a EAC, si functiuni de comanda, întrucât aceste functiuni sunt de regula concentrate într-un calculator central al statiei, care însumeaza mai multe sarcini la nivelul statiei, si care asigura majoritatea functiunilor de interfata cu operatorul uman aflat în statia de transformare.

150

9.1.6. Comunicatia seriala Elementul cheie în prelucrarea distribuita a datelor il constituie conectarea nodurilor informationale prin intermediul canalelor de comunicatie. Tipul si caracteristicile acestora depind de locul în care acestea sunt folosite, de tipul si functiunile asigurate de noduri. În cazul specific al conectarii EAC într-o magistrala locala la nivelul statiei de transformare, trebuie considerate urmatoarele elemente: • • •

debitul maxim de informatii care poate fi vehiculat între un EAC si nivelul ierarhic superior în conditiile functionarii normale; debitul maxim de informatii vehiculate în cazul unor modificari semnificative de stare ale procesului tehnologic, modificari care sunt preluate si transmise de catre mai multe EAC - cazul incidentelor si avariilor importante. nivelul perturbatiilor electromagnetice din statiile electrice de transformare si necesitatea imunizarii comunicatiei la aceste zgomote.

Distribuirea fizica a nodurilor (EAC, calculatoare la nivelul statiei etc.) impune de la început utilizarea comunicatiei seriale. Putem lua astfel în considerare standardele de comunicatie seriala: • RS232C pentru conexiuni între EAC si un calculator portabil (conexiune temporara pe distanta mica). Acest standard ofera o imunitate scazuta la perturbatii si poate asigura numai conexiuni punct la punct. Vitezele practice de transmisie se situeaza în gama 1200 - 9600 bit/sec. • RS485 - pentru realizarea unei conectari multipunct, cu o buna imunitate la zgomot si cu distante practice între noduri de ordinul zecilor de metri. Vitezele de transmisie pot fi în gama 1200 - 14.400 bit/sec • bucla de curent - ca si RS485 poate asigura conexiuni multipunct, cu o foarte buna imunitate la zgomote si cu viteze de comunicatie practice situate în gama 1200 - 9600 bit / sec. • fibra optica - cu care se pot implementa conexiuni punct la punct si multipunct cu o imunitate exceptionala la zgomote si viteze de transmisie foarte ridicate ( pâna la zeci de Mbit/sec). Vitezele mari de transmisie reclama însa utilizarea unor procesoare de comunicatie specializate puternice. În concluzie, având în vedere conditiile actuale din statiile de transformare, pot fi luate în considerare standardele de comunicatie RS485 si bucla de curent, a caror utilizare asigura traficul de informatii la vitezele necesare si o buna imunitate la perturbatii. În perspectiva urmatorilor ani însa, trebuie considerate solutiile de conectare prin fibra optica, a caror capacitate de transfer a informatiei poate asigura traficul în cazul introducerii masive a dispozitivelor numerice în statiile de transformare (protectii si automatizari digitale, echipamente de comutatie si transformatoare, supravegheate de module inteligente încorporate, echipamente digitale multifunctionale).

9.2.

Functii de comunicatie

Într-o arhitectura distribuita de achizitie si comanda, maximum de avantaje se obtin aplicând consecvent principiile proiectarii pe obiecte întocmai ca în cazul programarii orientate


151

pe obiecte (POO). Astfel, EAC poate fi privit ca un obiect care furnizeaza tuturor celorlalte resurse hard/soft ale retelei anumite servicii (functiuni, metode). Ca si în cazul POO, atunci când o componenta oarecare a sistemului are nevoie de un serviciu din partea EAC, trebuie sa lanseze un mesaj prin care solicita serviciul respectiv. Un asemenea mesaj ar trebui sa cuprinda urmatoarele informatii: • • • •

identificatorul EAC, prin care se precizeaza echipamentul caruia îi este destinat mesajul; metoda, serviciul solicitat; eventuali parametrii necesari EAC în îndeplinirea misiunii; identificatorul componentei care a lansat cererea, pentru ca EAC sa stie cui îi este destinat raspunsul. Aceasta din urma componenta nu este necesara într-o arhitectura cu ierarhie strict arborescenta (fara conexiuni functionale pe orizontala).

Pentru a asigura disciplina de comunicatie în reteaua de date de tip multipuct la care este cuplat EAC (magistrala de proces a a statiei) se poate adopta principiul conform caruia fiecare EAC poate emite mesaje numai la receptionarea unui mesaj corespunzator, care îi este adresat (respectiv contine adresa de nod a EAC considerat). Altfel spus este folosita regula "raspunde numai daca esti întrebat". Acest principiu (Fig. 9.9) este adecvat utilizarii în retele de mica viteza eliminând problemele generate de eventualele conflicte la accesul simultan al EAC la magistrala de comunicatie. Resursele hardware implicate sunt relativ modeste. La receptia unui mesaj pe magistrala de comunicatie, toate EAC cuplate la acea magistrala decodifica adresa de nod (identificatorul) destinatarului acelui mesaj. Daca aceasta coincide cu adresa proprie (adresa unica stabilita în ROM la fabricare) EAC va decodifica semnificatia mesajului si va emite un mesaj de raspuns corespunzator.

Fig. 9.9 Principiul comunicatiei în reteaua multipunct

152 Controlul erorilor de comunicatie se realizeaza cu ajutorul controlului redundant ciclic (CRC) pe 16 biti. La emisia unui mesaj catre EAC, raspunsurile primite de la gestionarul de protocol sunt: • EAC confirma corect primirea mesajului; • EAC nu confirma (sau confirma incorect) mesajul, desi s-au facut 3 încercari de transmisie; • linie de comunicatie ocupata; • functionare incorecta FB (defect field bus); • echipament destinatar defect; Mesajele recunoscute de EAC pot fi grupate în patru categorii: de configurare, de comanda proces, de citire stare, de citire evenimente. În cele ce urmeaza este redat un set de asemenea mesaje.

9.1.1. Mesaje de configurare: • Configurare_IN(nr_monopolare, nr_bipolare, nr_impulsuri) - Stabileste tipurile intrarilor numerice. • Configurare_frecv_IN(N1,N2) - Stabileste frecventele limita de oscilatie ale contactelor la care intrarea numerica este invalidata. Se stabilesc doua valori: numarul maxim de comutari în 60 sec si numarul maxim de comutari în 240 sec. • Blocare_IN(nr_IN) si Deblocare_IN (Nr_IN) Un mesaj de blocare a unei intrari face ca orice modificare de stare a intrarii respective sa nu mai fie luata în considerare. Reciproc, un mesaj de deblocare face ca o intrare numerica blocata anterior sa reînceapa sa transmita orice modificare de stare. • Verifica_fir(Nr_IN) - lanseaza procedura de verificare a continuitatii firelor de conexiune corespunzatoare unei intrari numerice; • Citeste_Config_IN() Citeste configurarea curenta a intrarilor numerice. În raspuns este precizat numarul de intrari corespunzatoare fiecarui tip - mono / bipolar / impuls ; • Limite_alarma1_IA(Sup1,Inf1, Sup2, Inf2, … , SupN, InfN). Exista patru limite de alarmare asociate fiecarei intrari analogice, grupate câte doua - alarma 1 si alarma 2 fiecare cu câte doua praguri - superior si inferior. Limite_alarma1_IA() stabileste setul de praguri corespunzatoare alarmei 1. • Histereza_alarme1_IA(delta1, delta2,… , deltaN) Stabileste primul set de histereza la trecerea limitelor de alarmare a intrarilor analogice; • Limite_alarma2_IA(Sup1,Inf1, Sup2, Inf2, … , SupN, InfN). Stabileste cel de al doilea set de limite de alarma; • Histereza_alarme2_IA(delta1, delta2,… , deltaN) Stabileste cel de-al doilea set de histereza la trecerea limitelor de alarmare a intrarilor analogice; • Constante_afisare(k1,k2,… ,kN) Stabileste constantele pentru afisarea locala a valorilor intrarilor analogice. Constantele se aleg fie corespunzator citirii valorilor din circuitele secundare, fie a valorilor din primar (luând în considerare si constantele grupurilor de masura). • Blocare_IA(nr_IA) si Deblocare_IA (Nr_IA) Semnificatii similare cu cele aratate la blocarea / deblocare intrarilor numerice. • Sincronizare_ceas(zi,ora,minut,secunda,milisecunda) Transmite echipamentului ora exacta.


153

9.1.2. Mesaje de comanda catre proces • Comanda(EN_Impuls, durata, EN_permanente) Cere EAC sa emita o comanda în impuls de durata durata pe iesirea EN_impuls, si sa stabileasca iesirile permanente conform tabloului EN_permanente. Atunci când se doreste numai modificarea iesirilor permanente, EN_Impuls este 0 (zero). • Citeste_EN_Permanente() EAC transmite starea curenta a iesirilor de comanda permanente.

9.1.3. Mesaje de preluare informatii curente despre proces • Citeste_IN(). Echipamentul de achizitie livreaza un tablou cu starea curenta a intrarilor numerice. • Citeste_IA(). Idem, pentru valorile analogice. Sunt transmise atât valorile citite efectiv prin intrari analogice, cât si valorile calculate (puteri active, reactive, energii). • Citeste_Impuls() Idem, pentru indexul fiecarei intrari numerice de contorizare. • Citeste_Impuls_Minut(). Idem, pentru numarul de impulsuri din ultimul minut.

9.1.4. Mesaje de eveniment • Citeste_eveniment(). Echipamentul transmite evenimentele memorate. Preluarea evenimentelor din bufferul de evenimente al EAC se face cu un singur mesaj de interogare, la care raspunsul EAC contine un sir de evenimente (externe EAC sau interne EAC) care au asociate fiecare timpul producerii. Principalele tipuri de evenimente sunt: • punere sub tensiune EAC - se semnaleaza daca continutul memoriei de configurare este coerent sau nu; • autoreset EAC; • eveniment numeric (comutare corecta intrare mono sau bipolara, ambiguitate intrare bipolara); • blocare intrare numerica la depasirea numarului de comutari permise în unitatea de timp; • fir intrare numerica întrerupt / întreg; • lansare corecta comanda; • functionare incorecta circuite de comanda, cu detalierea a 6 tipuri de erori; • depasire / revenire în limite de alarmare a intrarilor analogice; • suplimentar de cele de mai sus, EAC memoreaza si transmite ca evenimente modificarile de configurare comandate prin mesajele amintite deja.

9.3.

Compatibilitate electromagnetica

Echipamentele de protectie, automatizare si control dintr-o statie de transformare opereaza pe baza presupunerii ca interactiunea între diferitele componente nu produce disfunctionalitati. Pe masura ce integram mai mult echipamentele electrice, instalatiile devin din ce în ce mai complexe iar problemele provocate de interferentele electromagnetice (EMI) cresc.

154

9.3.1. Surse de interfererenta electromagnetica Principalele surse de interferente electromagnetice sunt: • Surse naturale. Fenomenele atmosferice cum sunt trasnetele si descarcarile electrostatice sunt exemple de surse de pertubatii electromagnetice naturale. Supratensiunile provocate de o descarcare atmosferica directa se propaga prin structurile conductoare si se fac simtite sub forma impulsurilor trecatoare de curent în interfetele echipamentelor. Impulsurile de curent sunt atenuate pe masura ce se îndeparteaza de punctul în care s-a produs descarcarea. • Surse artificiale de perturbatii electromagnetice. Sunt evenimente si fenomene nedorite care apar în functionarea normala a echipamentelor dintr-o statie de transformare. Acestea includ: • operatii de comutare ale întreruptoarelor si separatoarelor. • radiatia electromagnetica a circuitelor si liniilor electrice. • armonici joase ale tensiunii si curentului, datorate consumatorilor deformanti. Operatiile de comutare ale întreruptoarelor si separatoarelor - conectarea unor sarcini inductive respectiv deconectarea unor sarcini capacitive - pot provoca supratensiuni trecatoare în circuitele de joasa tensiune de 1 pâna la 4kV. Uzual, acestea sunt unde oscilatorii puternic amortizate. Interferentele electromagnetice pot aparea ca evenimente singulare într-o statie electrica, dar este posibil ca mai multe interferente sa actioneze simultan într-un punct al instalatiei (Fig. 9.10). Asemenea interferente pot fi propagate prin: • linii si cabluri de energie sau telefonice; • conductoare pasive, cum sunt infrastructurile cladirilor, prizele de pamânt, conducte metalice de gaz si apa etc.


155

Fig. 9.10 Zonele de compatibilitate electromagnetica si posibilele interferente

Principalele echipamente care au de suferit din cauza perturbatiilor electromagnetice sunt: • echipamentele de calcul si perifericele acestora; • echipamentele electronice de protectie, automatizare, masura si control. Functionarea echipamentelor electrice sau electronice au întotdeauna efecte detectabile în imediata lor apropiere. Compatibilitatea electromagnetica înseamna pe de-o parte ca echipamentul electric este capabil sa functioneze corect în mediul electromagnetic considerat, iar pe de alta parte echipamentele si instalatiile din apropiere nu sunt afectate de functionarea acestuia. Remarcam cu aceasta ocazie doua aspecte: • Sistemele electrice si electronice pot produce câmpuri electromagnetice si interferente care pot influenta functionarea altor sisteme; • Echipamentele electronice în special, pot fi influentate, iar functionarea lor poate fi afectata de catre câmpuri electromagnetice nedorite. Sursele de interferenta pot fi grupate în patru mari categorii: 1. Descarcari electrostatice, care provoaca interferente de înalta frecventa;

156 2. 3. 4.

Interferenta radio, care apare în gama 25 .. 1000 MHz; Câmpuri electromagnetice de joasa frecventa, generate spre exemplu de transformatoare, masini electrice, cabluri de energie; Interferenta de conductie ce acopera o gama larga de frecvente: a) interferenta de joasa frecventa (f < 10kHz) provocata spre exemplu de puneri la pamânt, care au drept consecinta ca portiuni din instalatie au alt potential. b) interferenta de medie frecventa (f < 3MHz) ce poate fi provocata de circuite de putere cu tiristoare, comutatii, sau conditii atmosferice deosebite. c) Interferenta de înalta frecventa. Este cazul cel mai critic, întrucât este provocata de comutatiile echipamentelor electromecanice - relee sau contactoare - care nu sunt prevazute cu modalitati de supresie a emisiei parazite.

9.1.2. Masuri de protectie împotriva interferentelor electromagnetice Din punct de vedere al imunitatii la interferente, echipamentul de achizitie si control poate fi împartit în patru zone: • sursa de alimentare; • interfetele de intrare / iesire; • electronica interna; • comunicatia. Sursa de alimentare este supusa celor mai multe interferente, indiferent daca alimentarea se în face în curent alternativ sau curent continuu. Cea mai buna protectie se obtine utilizând o sursa cu izolare galvanica între intrare si iesire, cu carcasa metalica conectata corect la pamânt. Pentru a asigura o buna siguranta fata de interferente, masa circuitelor electronice interne trebuie conectata în cât mai multe puncte la carcasa, creând astfel un plan de potential nul ce functioneaza ca si o protectie împotriva interferentelor. Proiectarea si realizarea interfetelor de intrare / iesire joaca un rol cheie în compatibilitatea electromagnetica. Protejarea completa si efectiva a cablurilor care culeg semnalele din proces împotriva interferentelor de joasa si înalta frecventa este extrem de costisitoare. Solutia adoptata trebuie sa decupleze interferentele la carcasa aparatului. Comunicatiile de date pot fi o problema în mediul puternic perturbat electromagnetic al statiei de transformare, întrucât vitezele mari de transmisie fac ca semnalul util sa fie transmis la frecvente apropiate de frecventele de interferenta. Comunicatia fara izolare electrica - spre exemplu în standardul V24 (respectiv RS232C) - poate fi efectuata numai pe distante mici, de ordinul a câtiva m. Atunci când este nevoie de distante mai mari, este necesar a se adopta un mod de comunicatie cu izolare electrica - cum este FieldBus, fibra optica.

10. INTEGRAREA FUNCTIILOR DE PROTECTIE, AUTOMATIZARE, MASURA, CONTROL 10.1. Sisteme integrate de protectie, automatizare, masura si control, a statiilor electrice Dezvoltarea sistemelor de protectie si automatizare ale instalatiilor electroenergetice si în mod special aparitia echipamentelor digitale de automatizare si protectie este un fenomen de actualitate. Unele protectii au nevoie nu numai de informatii locale, din zona de proces cu care se interfateaza în mod direct, dar si de informatii globale, care pot fi cunoscute numai prin prelungiri ale interfatarii în alte zone ale procesului tehnologic. Astfel echipamentul de protectie devine foarte complicat, odata cu luarea în considerare a unei mai mari cantitati de informatii globale, pierzându-si din flexibilitate si disponibilitate. Multiplicarea interfetelor de achizitie precum si raspândirea lor în spatiu este un fenomen nedorit, cu atât mai mult cu cât diferitele sisteme de protectie folosesc adesea aceleasi marimi de intrare dinspre proces. În mod normal releele numerice au o interfata seriala. Sistemele de control al statiei bazate pe microprocesor prevad deopotriva informatii globale despre proces cât si legaturi de comunicatie. Apare astfel naturala preocuparea pentru conlucrarea între sistemele de protectie si cele de control. Preocuparile actuale privind tratarea unitara a protectiei si controlului, se pot împartii în doua categorii majore, si anume: a) Sisteme coordonate de protectie si de control. Sistemele de control si de protectie îsi pastreaza autonomia unele fata de celelalte, însa prevad functiuni de "colaborare" reciproca. Într-un asemenea concept, functia de protectie este localizata în general în echipamente distincte de cele de comanda / control. Cele doua subsisteme sisteme comunica însa, transmitându-si reciproc informatii globale, în general rezultate în urma prelucrarii marimilor din proces. b) Sisteme integrate de protectie si control. Subsistemele de control si de protectie sunt concepute ca un tot unitar, utilizând în comun anumite resurse hardware si software. În acest caz asistam la o descentralizare foarte puternica a functiunilor de comanda, control si protectie, elementul cheie în acest concept fiind comunicatia de mare viteza între modulele componente.

158

10.1.1. Sisteme coordonate de protectie si comanda. Coordonarea sistemelor de protectie si comanda este realizata cu ajutorul sistemului de comunicatie, folosind informatia suplimentara din sistemul complet (întreg). Motivul principal pentru un asemenea concept coordonat nu este doar de a înlocui protectia conventionala cu dispozitivele de control bazate pe microprocesoare ci de a exploata toate facilitatile acestei noi tehnologii pentru o mai buna performanta a protectiei si controlului în statie si pentru un control îmbunatatit al retelei. Este prevazut un sistem unificat care coordoneaza controlul statiei si protectia statiei, bazate pe microprocesoare, într-o arhitectura descentralizata. Coordonarea consta în combinarea controlului si a protectiei fara a se pierde autonomia protectiei. Unificarea înseamna , ca toate datele si informatiile în sistem sunt accesibile în acelasi mod prin sistemul comun de comunicatie. Descentralizarea înseamna ca atât informatiile (datele achizitionate sau calculate) cât si functiile sunt distribuite si sunt folosite, procesate, în cel mai apropiat loc de procesul tehnologic la care se refera. Structura functiunilor unui sistem de control si protectie coordonat la nivelul unei statii de transformare este reprezentata în Fig. 10.1

Fig. 10.1 Structura unui sistem coordonat de control si protectie

O statie de transformare este întotdeauna constituita din celule, continând conexiunile de intrare-iesire la una sau mai multe bare, care functioneaza ca si noduri electrice si definesc întreaga statie. Exista diferite sarcini de control si de protectie realizate la nivelul celulei. Astfel, structura de baza este ierarhica si consta în doua nivele: nivelul celulei si nivelul statiei. La nivelul celulei sunt realizate acele sarcini care reclama informatii (date) numai de la nivelul celulei, si emit comenzi catre dispozitivele si echipamentele din aceasta celula. Aceste sarcini sunt: controlul celulei (comenzi, blocaje la nivelul celulei); interfata om masina, daca este necesar; masuratori si monitorizare la nivelul celulei (I, U, P, Q, evenimente, defecte); protectia celulei (eliminarea defectelor si masuri preventive). Aceste sarcini se refera nu numai la întreruptoare si separatoare dar si la schimbatorul de ploturi al transformatorului de

10. INTEGRAREA FUNCTIILOR DE PROTECTIE, AUTOMATIZARE , MASURA, CONTROL

159

putere, controlul bateriilor de condensatori, proceduri automate de comutatie cu/fara conditionare din partea protectiei, semnalizari si altele. La nivelul statiei se executa acele sarcini care au nevoie de informatii de la mai mult de o celula, si emit comenzi catre dispozitivele situate în mai multe celule. Aceste sarcini sunt: controlul statiei (baza de date centrala, supervizoare, coordonare comunicatie, interblocaje la nivelul statiei, procesare centrala a datelor culese din celule); protectii la nivel de statie (exemplu protectia diferentiala de bare); interfata om-masina pentru operatorul statiei; comunicatia dintre statie si nivelul superior de comanda si control. În conformitate cu definitia celulei de mai sus, nivelul statiei nu presupune acces direct la proces. În acest context, protectia de bare, de exemplu, este o functie la nivelul statiei cu interfete de intrare/iesire situate la distanta, în celule. Cel mai important, si nou totodata, aspect într-un sistem coordonat este comunicatia în sistem. Aceasta comunicatie sustine performantele ambelor grupuri de functii (control, protectie). Accesul facil la toate informatiile sistemului asigura calitatea functiilor atât în situatii normale de functionare a instalatiilor, cât si în caz de avarie. Comunicatia "leaga " baza de date, care este descentralizata. Toti parametrii modulelor celulei sunt memorati la nivelul celulei în aceste module si sunt cititi la cerere. Astfel, la nivelul statiei sunt disponibile numai datele actuale în forma preprocesata (nu se transmit valori instantanee ale marimilor supravegheate ci stari care reflecta încadrarea sau depasirea anumitor limite, îndeplinirea anumitor conditii). Comunicatia este elementul de baza al coordonarii diferitelor scheme de protectie. O facilitate a schemelor de control al statiei coordonate cu protectia este autosupravegherea continua. Se obtine o disponibilitate ridicata a protectiilor, disponibilitate care se bazeaza pe mai mult decât simpla supraveghere a curentilor, tensiunilor, tensiunilor auxiliare si logica de comanda prevazute de releele conventionale. Supravegherea continua este realizata pentru toate elementele componente, la toate nivelele. Având în vedere aceasta posibilitate si cu o proiectare corespunzatoare, avem sansa de a obtine un compromis mult mai bun între probabilitatea de nefunctionare si probabilitatea de functionare gresita (Fig. 10.2) a echipamentelor si dispozitivelor de protectie. NEFUNCTIONARE

2 DIN 2

1

AUTOTEST

1 DIN 2 FUNCT. NECORESP.

Fig. 10.2 Fiabilitatea protectiilor

Verificarile complicate, necesare în sistemele clasice pentru a avea siguranta unei functionari corespunzatoare a sistemului de protectie si control, sunt acum înlocuite de conceptele de autosupraveghere si autotestare a sistemului numeric. Acest concept difera fundamental de cel traditional. Datorita autosupravegherii functiunilor si posibilitatilor de

160 afisare a valorilor actuale (masurate si calculate) corespunzatoare functiunilor implementate, sistemul de protectie si control nu mai are nevoie de a fi testat periodic ca si dispozitivele traditionale ci depind numai de rezultatele autotestului continuu si de supravegherea conditiilor. Reglajul releelor numerice dotate cu interfata seriala se efectueaza dupa o noua procedura: reglajele pot fi calculate si testate în laborator, iar apoi pot fi transmise direct spre releul de protectie folosind comunicatia sistemului de comanda si control. Acest mod de lucru previne în buna masura reglajele incorecte datorate erorilor umane si prevede o documentare completa a starii fiecarui releu. Parametrizarea (schimbarea reglajelor, în functie de diferitele conditii de lucru ale retelei) poate fi de mare interes pentru performanta globala a retelei electrice. Daca se iau masuri de siguranta ca parametrizarea (schimbarea propriu-zisa) sa aiba loc în afara conditiilor de defect atunci se poate considera ca aceasta functiune îmbunatateste semnificativ functionarea retelei prin performanta mai buna a elementelor care depind de încarcarea liniilor si transformatoarelor sau de topologii particulare ale retelei. Putem imagina totodata si îmbunatatiri ale centrului de control (dispecer). Modificarea schemei de functionare a retelei, restaurarea automata a retelei dupa defect si protectia de rezerva centralizata sunt functiuni la nivelul centrului de control al retelei. Nivelul statiei efectueaza toate functiunile posibile cu datele de la nivelul statiei. Atunci când acest lucru nu este suficient, nivelul statiei efectueaza o preprocesare în folosul nivelului de control.

10.1.2. Sisteme integrate de control si protectie. Privite ca un întreg, sistemele de control, protectie, automatizare si masura, constau în unitati de achizitie date (UAD) relee digitale de protectie, unitati de procesare la nivelul celulei si statiei si canale de comunicatie prin care aceste echipamente sunt interconectate. Daca în sistemele clasice remarcam existenta unor echipamente distincte de control si respectiv de protectie, sistemele integrate îsi propun sa distribuie si mai puternic functiunile de achizitie si prelucrare, evitând suprapunerile de module similare (de exemplu functia de achizitie a unui anumit semnal analogic poate apare în mai multe echipamente). Subsistemul secundar din statiile moderne se bazeaza din ce în ce mai mult pe un numar de echipamente digitale multifunctionale. Tendinta este de a integra functiuni care istoric sunt separate - protectia, controlul, comunicatia si masura. Pentru a raspunde necesitatilor tehnice, cele mai multe functiuni trebuie sa opereze în timp real, fapt de care trebuie sa se tina seama în proiectare. Pentru utilizarea la maximum a acestor resurse de calcul, functiunile software se împart în diferite categorii dupa timpul de raspuns, astfel încât o platforma hardware sa poata efectua atât functiuni cu timpi critici foarte mici, cât si functiuni la care timpul de îndeplinire nu este esential. Se poate face o clasificare a prioritatilor de executie a functiunilor dupa cum urmeaza: • P1 corespunzatoare sarcinilor cu timpi de raspuns de maximum 250 ms. • P2 corespunzatoare gamei de timp de pâna la câteva secunde. • P2 pentru celelalte functiuni mai lente.

10.1.3. Principalele cerinte ale subsistemelor secundare moderne. Tendintele actuale în domeniul protectiei si controlului în statiile de transformare elimina din ce în ce mai mult granitele traditionale dintre subsistemele de protectie, control, comunicatie si masura care exista actualmente. Gradul de integrare a diverselor functiuni ale


161

subsistemului secundar, pe de o parte si a echipamentelor primare si celor secundare pe de alta parte, devine o preocupare importanta a companiilor de electricitate, nivelul de acceptare fiind determinat de consideratiile privind costul, fiabilitatea, mentenanta si functionalitatea. Subsistemul secundar dintr-o statie de transformare trebuie sa asigure: • Deconectarea portiunilor defecte din retea la aparitia unui defect - izolarea defectului. Astfel, sistemul de protectie trebuie sa determine portiunea defecta si sa comande corespunzator întreruptoarele pentru a izola defectul cât mai repede posibil. • Echipamentul primar trebuie corect întretinut pentru a ramâne operational. Subsistemul secundar trebuie sa colecteze informatii despre starea echipamentelor primare si sa ofere suport pentru mentenanta acestora. • Dispeceratele energetice de la diferite nivele (local, teritorial, national) trebuie sa primeasca informatiile de stare din statie. Subsistemul secundar al statiei are datoria de a face posibil transferul datelor spre centrele de control si respectiv de a transmite comenzile catre procesul tehnologic controlat. • Controlul local. Subsistemul secundar trebuie sa asigure functiunile de control local ale statiei fie ca o rezerva la caderea sistemului de teleconducere fie ca o functiune de sine statatoare în cazul statiilor necuprinse în sistemul de teleconducere. Pornind de la cerintele enumerate mai sus, principalele functiuni ale subsistemului secundar al statiei sunt: • Protectia împotriva defectelor în sistemul primar; • Stapânirea starilor anormale ale echipamentelor primare; • Automatizari; • Suport pentru conducere locala; • Teleconducere; • Masura locala si telemasura; • Monitorizarea retelei si a echipamentelor primare; • Analiza automata a datelor. În Fig. 10.3 sunt prezentate functiunile si interdependentele acestora într-un sistem de transport si distributie a energiei electrice. În aceasta abordare, toate functiunile care concura la buna functionare a sistemului energetic au la baza interfatarea între subsistemul secundar al statiilor si echipamentele primare. De asemenea, exista o strânsa legatura între diversele obiective ale subsistemului secundar asa cum s-a aratat mai sus.

162

Fig. 10.3 Functiunile si relatiile acestora într-un sistem de transport si distributie

Timpii de eliminare a defectelor în sistemul de transport si distributie sunt determinati de câtiva factori care includ: stabilitatea sistemului, stabilitatea termica a componentelor în conditii de scurtcircuit. Se estimeaza ca în viitorul apropiat acesti factori nu se vor schimba semnificativ astfel ca timpii de eliminare a defectelor cuprinsi în gama 60… 100 milisecunde vor fi în continuare satisfacatori. Progresul electronicii de putere si extinderea aplicatiilor bazate pe componente neliniare la consumatori vor agrava probabil distorsiunile în sistemul de transport si distributie si sunt potentiale surse de functionare necorespunzatoare a instalatiilor de protectie. Astfel, pe lânga viteza, disponibilitate si selectivitate, este de asteptat ca subsistemul de protectie sa trebuiasca sa acopere o gama mai larga de defecte si sa aiba capabilitati de adaptare. Nevoia de protectii noi, tendintele de extindere ale controlului de la distanta reclama facilitati de telecomunicatii sporite cu fiabilitate marita a transmisiei datelor. În statiile de transport viitoare, tendinta este de a coordona si adapta protectia si chiar protectia de rezerva la nivelul sistemului în centrele de control. Astfel arhitectura sistemului de control si protectie va trebui sa fie bazata pe o abordare descentralizata si deschisa, în care standardizarea protocoalelor de comunicatie este un element cheie. Releele de protectie electromecanice au demonstrat de-a lungul anilor o fiabilitate foarte buna, însa necesita verificarea periodica pentru identificarea posibilelor defectiuni. Dincolo de diferenta tehnologica, releele digitale aduc o noutate importanta prin capabilitatea de autotestare. Comparându-le cu releele electromecanice, la releele digitale probabilitatea de functionare incorecta este de asteptat sa fie mult mai mica datorita posibilitatii de autoverificare si diagnostic automat a principalelor componente.


163

10.1.4. Optiuni si implicatii ale sistemelor moderne de protectie, control si monitorizare. Într-un sistem inteligent de protectie, control si monitorizare echipamentele primare si cele secundare devin din ce în ce mai strâns legate. La aceasta data exista senzori pentru supravegherea tuturor functiunilor importante ale echipamentelor primare si acestia devin parte integranta din echipament. Datorita acestui fapt, cele mai probabile schimbari pe care le va aduce viitorul apropiat pentru echipamentul primar sunt: Includerea senzorilor de masura de curent si tensiune. Noile tehnologii de realizare a senzorilor de curent si tensiune reduc foarte mult dimensiunile acestora si fac posibila integrarea lor în echipamentul primar. Transmiterea valorilor masurate se face prin intermediul unor canale de comunicatie numerice catre subsistemele externe. Aparitia echipamentelor primare inteligente. Includerea senzorilor de masura si a capabilitatilor de prelucrare a datelor în echipamentele primare va provoca transformarea acestora în subsisteme inteligente, capabile sa duca la îndeplinire toate sarcinile de control si supraveghere. Acest subsistem inteligent este platforma ideala pentru implementarea functiunilor de monitorizare si diagnostic, inclusiv autotestarea echipamentului. Totodata devin posibile noi facilitati cum ar fi conectarea / deconectarea sincronizata a întreruptorului la trecerea prin zero a curentului cu profunde implicatii asupra duratei de viata a întreruptorului si chiar a retelei prin reducerea nivelului supratensiunilor. Integrarea. Echipamentele primare si cele secundare vor deveni mult mai compacte datorita noilor tehnologii de realizare. În cele mai multe cazuri fabricantii de echipamente vor putea ansambla si testa celule complete - inclusiv subsistemul secundar - înainte de expedierea lor la locul de montaj. Descentralizarea functiunilor subsistemului secundar. Ideea principala a sistemelor integrate este de de a descentraliza componentele subsistemului secundar ca efect al dezvoltarii echipamentelor primare inteligente. Acestea din urma vor asigura functiunile care reclama informatii locale, provenite de la senzorii proprii si vor colabora prin intermediul legaturilor de comunicatie de mare viteza pentru realizarea functiunilor care necesita informatii externe echipamentului. Reducerea costurilor globale de instalare si exploatare. Efortul tehnologic de realizare a echipamentelor primare inteligente si de integrare a functiunilor subsistemului secundar este pe deplin rasplatit de reducerea costurilor globale. În Tab. 10.1 sunt prezentate implicatiile sistemelor integrate de protectie, control si monitorizare asupra costurilor globale, considerate pe întreaga durata de viata a sistemelor. Tab. 10.1 Implicatiile sistemelor integrate asupra costului global

Componenta evaluata Control si protectie Mentenanta preventiva Reparatie Exploatare Retrageri din exploatare

Efectul asupra costului global Reducere cu 5÷ 10% Reducere cu 5÷ 10% Reducere cu 5÷ 10% Reducere cu 5÷ 10% Reducere semnificativa > 10%

164

10.2. Echipamente multifunctionale de protectie si control Utilizând cele mai noi realizari în domeniul tehnicii de prelucrare digitala si mai ales cele în domeniul comunicatiilor de mare viteza, putem imagina un echipament complex de control si protectie la nivelul celulei (Fig. 10.4), care se interconecteaza în acceasi retea de date cu echipamentele de prelucrare de la nivelul statiei ca în Fig. 10.5

Fig. 10.4 Structura hardware a unui echipament integrat de control si protectie

Fig. 10.5 Configuratia unui sistem integrat de protectie si control


165

Echipamentele de la nivelul celulei, îndeplinesc functii de protectie si comanda ale transformatoarelor si liniilor electrice si receptioneaza cererile de comanda de la nivelul statiei. La nivelul statiei sunt implementate functii de protectie (ex. protectia diferentiala de bare) în care informatiile de curent sunt prelevate la nivelul celulelor si transmise prin reteaua de date a statiei. Functionarea protectiei de linie si trafo se bazeaza pe informatii locale, astfel încât acestea sunt independente de caderile retelei de comunicatie. În acelasi timp este recomandabil sa fie implementata o magistrala duala de comunicatie, pentru a îmbunatatii fiabilitatea protectiei de bare. Informatia curenta culeasa (esantionata) de echipamentele de la nivelul celulelor trebuie transmisa în câteva milisecunde în retea, pentru o functionare corecta a protectiei de bare. Acest lucru reclama legaturi de comunicatie de mare viteza, de timp real, între echipamentele celulei si echipamentul de la nivelul statiei. În cazul echipamentelor de protectie si control digitale, toate functiunile sunt implementate software, adesea pe platforme hardware asemanatoare. Devine justificata astfel preocuparea de a configura aceeasi platforma hardware astfel încât sa poata duce la îndeplinire diferite sarcini, fie ele de protectie, control sau monitorizare. Într-o oarecare masura, echipamentele digitale multifunctionale pot fi privite ele însele ca sisteme deschise. O atentie speciala trebuie acordata independentei diverselor functiuni de protectie si control, atâta timp cât ele sunt procesate în acelasi dispozitiv. Astfel, ca si în cazul echipamentelor clasice de protectie, trebuie asigurata redundanta în cazul functiunilor importante de protectie.

10.1.1. Structura unui echipament digital multifunctional configurabil Un echipament digital tipic reclama de fapt o combinatie de functiuni, precum si un numar de interfete de intrari (numerice si analogice) si iesiri (în general numerice). Structura de baza este aratata în Fig. 10.6. Numarul si felul intrarilor si iesirilor sunt determinate fizic de partea hardware, pe când functionalitatea echipamentului este determinata în special de partea software. Unitatea (unitatile) de prelucrare determina în mod decisiv puterea de calcul. Structura hardware este întotdeauna stabilita de catre producatorul echipamentului, în concordanta cu specificatiile utilizatorului. Tot producatorul instaleaza componentele software de baza cum sunt sistemul de operare si biblioteca de functiuni. Configuratia si functionalitatea finala este însa stabilita de catre utilizator în concordanta cu specificul aplicatiei.

166

Fig. 10.6 Structura unui echipament digital multifunctional

Cerintele hardware difera în functie de sarcinile de protectie si control care urmeaza sa le îndeplineascsa echipamentul: • Intrari analogice. Configuratiile tipice pornesc de la 6 intrari (3 U, 3 I) pâna la 32 intrari, foarte rar mai mult. • Intrari si iesiri numerice. Pot varia foarte mult de la doar câteva interfete la câteva zeci sau chiar sute. Modularizarea echipamentului precum si simplitatea constructiva a interfetelor de intrare / iesire numerice lasa însa sufiecienta libertate pentru acoperirea unei game largi de aplicatii. • Capacitatea de prelucrare. Este determinata decisiv de tipul si numarul unitatilor de procesare (microprocesoare, microcontrolere, procesoare de semnal). La un moment dat, puterea de calcul necesara reprezinta în fapt suma timpilor de prelucrare ai diferitelor functiuni din biblioteca si nu trebuie sa depaseasca limita teoretica, specifica unitatii (unitatilor) de prelucrare. Numarul intrarilor / iesirilor precum si comunicatia influenteaza de asemenea timpul de prelucrare necesar. Functiile interfetei om-masina respectiv ale comunicatiei trebuie sa permita utilizatorului sa defineasca functionalitatea echipamentului. Operatiile principale în acest sens sunt: • activarea si configurarea functiunilor de control, protectie, automatizare, monitorizare; • atasarea intrarilor si iesirilor echipamentului la functiile activate; • specificarea tipului si caracteristicilor intrarilor si iesirilor, respectiv stabilirea corespondentei acestora cu marimile corespondente din procesul tehnologic; • functiuni de test si informare. Teoretic, orice combinatie de functiuni de biblioteca sunt posibile, la o anumita capacitate a intrarilor si iesirilor. În mod practic însa, exista câteva limitari de care trebuie tinut cont: • gama configuratiei platformelor hardware (si deci a costului acestora) trebuie sa acopere de la aplicatiile care reclama cerinte reduse la aplicatiile complexe. Apar astfel limitari ale


167

numarului de intrari / iesiri si ale puterii de calcul corespunzatoare fiecarui sortiment din aceasta gama. • functiunile din biblioteca de functiunii nu sunt testate în orice combinatie posibila. Testele efectuate de fabricantul echipamentului (si deci garantia bunei functionari) se refera la o gama de aplicatii stabilita la un moment dat ca fiind cuprinzatoare. Biblioteca de functiuni este ea însasi limitata.

10.1.2. Analiza interdependentelor Complexitatea si numarul procedurilor de testare cresc proportional cu complexitatea echipamentului. Complexitatea este data printre altele de numarul si felul interconectarilor si interdependentelor între partile componente. Metodologia testarii întregului sistem porneste de la premisa ca fiecare componenta a fost verificata în particular. Distingem doua mari categorii de dependente: functionale, cum ar fi circulatia datelor între partile componente si neintentionate, cum este accesul concurent la resursele de memorie ale echipamentului. În general, cele neintentionate pot fi reduse semnificativ daca sunt respectate anumite precautii: • utilizarea de limbaje de programare si compilatoare cu un control corespunzator al tipurilor de date (Ada, Modula 2, Pascal); • utilizarea limitata a lucrului cu pointeri de memorie în programe; • evitarea tehnicilor de programare recursiva, care pot duce la probleme cu stiva de memorie; • utilizarea unui management de memorie corespunzator lucrului în mod protejat; • evitarea buclelor de program cu repetare nelimitata. Respectarea urmatoarelor principii generale poate conduce la reducerea interdependentelor: • Simplitate - pastrarea numarului de module si functiuni la minimul necesar, pentru un control strict al acestora. Albert Einstein spunea: “Cât mai simplu posibil, dar nu simplificat!”. • Resurse suficiente pentru cazul cel mai defavorabil - chiar daca nu reprezinta un panaceu, aceasta prevedere este elementara. • Stabilirea unor limite de asteptare - atunci când diferitele componente hard / soft colaboreaza în realizarea unui functiuni, pentru a evita blocarea prin întârzierea / caderea unei componente, trebuie limitat timpul de asteptare la comunicarea între module. • Sistem de operare de timp real, matur si bine testat. Toate functiunile si resursele echipamentului sunt în cele din urma lansate în executie si controlate de catre sistemul de operare - indiferent ca este vorba de un sistem de operare complex sau un simplu nucleu de timp real. De stabilitatea si robustetea acestuia depinde esential performanta ansamblului. Functiunile de protectie ale echipementului necesita o consideratie speciala, ele trebuie sa fie sigure, rapide si sa nu fie blocate niciodata de alte functii. Altfel spus, ele nu trebuie sa depinda de alte functiuni care nu au legatura cu protectia propriuzisa - spre exemplu functiile de control nu au voie sa întrerupa sau sa întârzie functiile de protectie. Functiunile cu rol de evaluare (masura, perturbografie, jurnal de evenimente) nefiind esentiale pentru realizarea functiilor de protectie, trebuie sa fie puse pe un nivel de prioritate inferior în mecanismul concurentei la resursele echipamentului (procesor, memorie, interfete

168 etc.). În principiu se admite ca ele sa fie întârziate sau chiar blocate de functiunile de protectie, dar niciodata invers. Functiuni de comunicatie trebuie sa respecte în general aceleasi prevederi ca cele de mai sus. Atunci când realizarea functiilor de protectie depinde esential tocmai de comunicatie, aceasta devine ea însasi o categorie prioritara alaturi de protectie. Situatia poate fi întâlnita în special în cazul distribuirii senzorilor de masura în procesul tehnologic, când transmisia valorilor semnificative se face prin comunicatia de date. Functiunile de autotestare si autodiagnostic au rolul de a valida integritatea functionala a echipamentului. Întrucât componentele supuse testului sunt cuprinse ele însele în functiunile de protectie, autotestul si autodiagnosticul nu trebuie sa depinda, sau sa fie întrerupte / blocate, de alte functiuni. Exceptia o constituie tot categoria functiunilor de protectie care trebuie sa aiba prioritate absoluta.

10.1.3. Avantaje si riscuri ale echipamentelor digitale multifunctionale Combinarea unui numar de functiuni pe o aceeasi platforma hardware aduce dupa sine constructii compacte, tipizate si deci reduceri ale costurilor initiale. Influentele se extind si asupra costurilor de instalare si exploatare datorita numarului redus de echipamente de rezerva de care are nevoie un utilizator. Posibilitatea configurarii de catre utilizator a echipamentului permite ca oricând este nevoie (de la proiectarea unei instalatii, punerea în functiune sau în exploatare) functiunile acestuia sa poata fi adaptate diferitelor cerinte care apar pe parcurs. Nu numai posibilitatea adaugarii sau eliminarii unor functiuni este importanta: chiar si simpla redefinire a intrarilor si iesirilor reduce substantial manopera pe care o reclama diferitele modificari în schemele de protectie. Operatiunile de mentenanta sunt simplificate de faptul ca trebuiesc efectuate asupra unui numar redus de tipuri - dictate în general de platformele hardware utilizate. Fiind data o anumita platforma hardware, implementarea conceptului de sistem deschis poate fi realizata în trei moduri: • Utilizând functii dintr-o biblioteca de functiuni. Reprezinta procedura standard oferita de interfata om-masina a echipamentului, care permite implementarea tutuor functiunilor importante, fara sa fie nevoie ca utilizatorul sa aiba cunostinte speciale în domeniul tehnicii de calcul. • Programare prin diagrame functionale. Pentru completarea capabilitatilor functiilor din biblioteca, poate fi utilizat un mediu grafic care sa permita implementarea de functiuni suplimentare. Un exemplu poate fi urmarit în Fig. 10.7. Acest mediu este probabil arareori folosit pentru protectii, dar cu siguranta îsi gaseste utilitatea în domeniul controlului. • Utilizând limbaje de programare dedicate, de nivel înalt. Echipamentul poate permite prin intermediul unui mediu software adecvat - accesul la modificare / extinderea functiunilor sale. Fara îndoiala ca aceasta facilitate implica riscuri, întrucât permite utilizatorului sa creeze functiuni a caror performante nu mai sunt testate apriori de catre fabricant. Pe de alta parte, reclama cunostinte aprofundate în domeniul tehnicii de calcul, precum si o cunoastere amanuntita a echipamentului.


169

Fig. 10.7 Exemplu de programare prin diagrame functionale

Cântarirea avantajelor si riscurilor unei arhitecturi deschise la nivelul echipamentelor multifunctionale de protectie, monitorizare si control trebuie facuta cu luarea în considerare a factorilor de cost. Un sumar al acestora poate fi urmarit în Tab. 10.2. Tab. 10. 2 Comparatie între diferite tehnici aplicate echipamentelor mutifunctionale

Biblioteca de functiuni

Programare grafica functionala Control, automatizari, monitorizare, protectii cu logica complexa Inginerul de sistem (fabricant)

Categoria de aplicatii

Aplicatii de protectie cu logica simpla

Cine ?

Utilizatorul

Teste necesare

Asupra schemei de protectie (functiunile si combinatiile sun deja testate de fabricant)

Asupra schemei de protectie (functiunile si combinatiile sun deja testate de fabricant)

Instrument e necesare

Interfata om-masina specifica utilizatorului (locala sau prin intermediul unui calculator personal) scazut Numarul si tipul functiunilor disponibile în biblioteca

Aplicatie grafica de programare functionala (editor grafic, translator de cod etc.)

Cost Limitari

mediu Numarul si tipul functiunilor disponibile în biblioteca;

Limbaj de programare Algoritmi noi sau modificati, protocoale de comunicatie etc. Inginerul responsabil cu dezvoltarea echipamentului (fabricant) Asupra: • functiunilor noi/ modificate; • combinatiilor de functiuni Facilitati de dezvoltare hardware si software (editor compilator, etc.)

ridicat Dimensiunea memoriei, puterea de calcul; costurile de dezvoltare si testare

În concluzie se poate spune ca în general, potentialii utilizatorii ai echipamentelor multifunctionale vor folosi posibilitatile gata implementate în biblioteca de functiuni, iar avantajele care decurg din arhitectura deschisa vor fi exploatate de catre fabricantul echipamentului, în vederea extinderii capabilitatilor.

170

10.1.4. Fiabilitatea echipamentelor multifunctionale Combinarea mai multor functiuni într-un singur echipament, presupune ca la o eventuala cadere a echipamentului, toate functiunile sunt pierdute. Pe de alta parte, reducerea semnificativa a complexitatii hardware a ansamblului, prin integrarea functionalitatilor într-un singur echipament are efecte benefice asupra fiabilitatii. În esenta problema nu este noua iar rezolvarea consta, ca si la echipamentele clasice, prin rezervarea functiunilor vitale. Utilizarea echipamentelor multifunctionale aduce si alte avantaje: • autotestarea si autodiagnosticul este activ permanent si detecteaza imediat aparitia unui defect care poate conduce la functionarea incorecta. • Testarea periodica nu mai este necesara sau poate fi efectuata la intervale mult mai mari de timp. Astfel mentenanta preventiva este redusa la minim, aplicându-se numai componentelor care nu intra în testarea automata sau asupra carora eficacitatea acesteia este redusa. • Starea de buna functionare a echipamentului poate fi determinata în orice moment de la un punct central de control prin intermediul cailor de comunicatie. Pot fi lansate în executie rutine suplimentare de test si diagnostic, verificând astfel însasi integritatea functiei de autotest. Luând în considerare faptul ca timpul mediu de reparatie (TMR) este foarte scurt în comparatie cu media timpului de buna functionare a echipamentului (MTBFech) putem spune ca media timpilor de buna functionare a sistemului (MTBFsis) compus de doua echipamente în configuratie redondanta este: 2 MTBFech MTBFsis =

2 ⋅TMR

Asa cum rezulta din Tab. 10.3, MTBFsis este foarte mare în comparatie cu MTBFech datorita timpilor de reparatie foarte mici. Sa mai subliniem ca valorile tipice ale MTBF pentru un echipament multifunctional pot fi cuprinse teoretic în gama 10.. 50 ani. Tab. 10.3 MTBFsis pentru un sistem redundant

MTBFech

MTBFsis [ani] pentru TMR = 1 zi

[ani] 1 5 10 20 50

1 83 4 563 18 250 73 000 456 250

10.3. Modelarea unui sistem integrat de protectie, control si monitorizare 10.1.1. Aplicatii la nivelul statiei de transformare Categoria echipamentelor electronice inteligente (EEI) utilizate în statiile de transformare includ calculatoarele de la nivelul statiei, echipamentele de achizitie si comanda, controllere programabile, relee digitale de protectie si automatizare, înregistratoare secventiale


171

de evenimente, osciloperturbografe digitale, echipamente de comunicatie si concentratoare de date. Principalele aplicatii ale EEI aflate în statii sunt achizitia si procesarea datelor relative la echipamentele electrice ale statiei precum si transferul datelor catre destinatii interne sau externe statiei. Aceste transferuri pot avea loc imediat - pentru informatiile de timp real - sau decalat, la cerere pentru informatii cum sunt listele de evenimente, istoricul de masuratori etc. Aplicatiile asociate sunt legate de transferul datelor de control provenind din surse exterioare statiei (spre exemplu de la dispecerul energetic) catre EEI. O a doua categorie de aplicatii, aflata în plina dezvoltare pe plan mondial se refera la monitorizarea digitala a echipamentelor electrice respectiv protectia retelelor si echipamentelor electrice bazata pe relee digitale. Si aceasta categorie de aplicatii implica transferuri de date între sistemul exterior statiei si EEI precum si între EEI din statie. Conceptul unui sistem integrat de automatizare, protectie si control este ilustrat în Fig. 10.8.

Fig. 10.8 Comunicatia într-un sistem integrat de achizitie, protectie si control la nivelul statiei de transformare.

Performanta unui asemenea sistem depinde decisiv de sistemul de comunicatie. Aceasta implica nu numai stabilirea unei arhitecturi corespunzatoare la nivel fizic si logic dar si o atenta organizare a functiunilor la nivelul aplicatiei. Astfel, abordarea propusa consta în structurarea pe obiecte si clase a întregului sistem. Se definesc astfel clase care înglobeaza atât caracteristicile echipamentelor cât si functiunile care le îndeplinesc sau la care participa. Interfetele care definesc schimbul de informatii între doua sau mai multe entitati la nivelul statiei de transformare sunt aratate în Fig. 10.9. Interfata (9) asigura legatura între centrul de control si nivelul statiei. O legatura distincta (7) este prevazuta pentru functiunile de configurare si service ale sistemului.

172 Interfetele (1) si (6) formeaza legatura între nivelul statiei si nivelul echipamentelor de control si protectie ale celulei. În interiorul celulei se gasesc interfetele între echipamentele din aceeasi categorie de functiuni - (8) control / control respectiv (2) protectie / protectie. Între nivelul celulei si procesul tehnologic se gasesc: interfetele (4) pentru achizitia valorilor analogice (de la transformatoare de curent, tensiune, etc.); interfete (5) care asigura legaturile necesare functiunilor de control; interfete (10) pentru legaturile necesare functiunilor de protectie.

Fig. 10.9 Definirea interfetelor într-un sistem integrat

În Tab. 10.4 sunt prezentate principalele cerinte asupra performantelor care trebuie sa le asigure interfetele de comunicatie. Tab. 10.4 Cerintele de performanta ale vitezei de comunicatie în interiorul statiei

Interfata

Legatura

Viteza transfer

1 2 3 4 5 6 7

Nivel statie - Protectie Protectie - Protectie Control - Protectie Valori analogice TT, TC Control - Întreruptor Statie - Control Statie - Functii inginerie sistem Control - Control Statie - Centru de Control Protectie - Întreruptor

Mica Mare / Medie Medie Mare Mica Mica Mica

Timp tipic de transfer [ms] > 100 2 -:- 100 10 -:- 100 <2 > 100 > 100 > 100

Medie Mica Mare

10 -:- 100 > 100 <2

8 9 10


173

10.1.2. Modelul de baza pentru componentele statiei Abordarea obiectuala a modelarii unui sistem integrat de achizitie, protectie si control al statiei de transformare permite modificarea si adaugarea de noi functiuni si componente pe masura ce acestea sunt necesare sau devin disponibile datorita dezvoltarii tehnologice. Aceasta strategie permite deci implementarea de sisteme deschise, capabile sa integreze componente si functiuni produse elaborate de diferiti fabricanti. Elementul cheie în acest demers este gasirea unui model care sa cuprinda caracteristicile comune atât constructive cât si functionale ale componentelor statiei, model care poate fi apoi specializat pentru fiecare functiune. Întocmai ca în cazul tehnicilor de programare orientata pe obiecte (POO), modelarea obiectuala a unui sistem integrat de achizitie, protectie si control al statiei de transformare se bazeaza pe notiunile de obiect si clasa de obiecte. O clasa este un concept care abstractizeaza caracteristicile fizice si functionale corespunzatoare unei categorii de echipamente. Un obiect reprezinta un specimen al clasei, corespunzator unei entitati reale. Altfel spus, într-un model vom regasi mai multe obiecte, atâtea câte entitati reale pot fi grupate într-o clasa. Clasele sunt grupate în ierarhii, pe masura ce apare necesitatea specializarii unui clase de baza pentru cuprinderea de caracteristici si functiuni specifice. Spre exemplu clasele Întreruptor si Separator pot deriva dintr-o clasa de baza Comutator printr-o specializare corespunzatoare. Prin derivare dintr-o clasa de baza se mostenesc toate caracteristicile si functiunile acesteia, fiind necesara doar adaugarea caracteristicilor si functiunilor specifice.

Fig. 10.10 Elementele modelului de baza

Fig. 10.10 reprezinta elementele modelului de baza. Modelul cuprinde clase de obiecte si asocierile principale între acestea: • Clasa EchipamentVirtual este utilizata pentru reprezentarea echipamentelor fizice cum sunt întreruptoarele, transformatoarele, protectiile. Fiecarui EchipamentVirtual îi sunt asociate câte o clasa ValoareMasurata si o clasa EtichetaIdentificare. • Clasa ValoareMasurata corespunde datelor achizitionate din proces. Îi este asociata cel putin o clasa DispozitivMasura si câte o clasa Controller. • Clasa EtichetaIdentificare are rolul de a identifica în mod unic un EchipamentVirtual. • Clasa DispozitivMasura reprezinta dispozitivele (sau subansambele) specializate pentru achizitia si procesarea datelor provenite de la senzorii de masura. Îi este asociata cel putin o clasa ValoareMasurata. • Clasa Controller reprezinta logica functionala a unui EEI si îi este asociata cel putin o clasa Înregistrare. Cum logica de functionare este dictata de datele achizitionate din proces, îi este asociata cel putin o clasa ValoareMasurata

174

Fig. 10.11 Modelul pentru clasa EchipamentVirtual

Din clasa de baza EchipamentVirtual deriva prin mostenire clasele specializate corespunzatroare principalelor echipamente dintr-o statie electrica. În Fig. 10.11 sunt reprezentate atât principalele asocieri ale clasei EchipamentVirtual cu clasele ValoareMasura respectiv EtichetaIdentificare cât si clasele derivate: Transformator, Releu, Comutator, Linie, MasinaDeCA. Ori de câte ori este necesar, se definesc specializari ale claselor de baza, extinzându-se astfel ierarhia de obiecte. Spre exemplu din clasa Comutator deriva mai departe clasele Separator si Întreruptor, respectiv se creeaza mai departe asociatiile corespunzatoare pentru protectii, automatizari etc.

11. FIABILITATEA ECHIPAMENTELOR NUMERICE DE PROTECTIE, COMANDA SI CONTROL Dat fiind impactul subsistemului secundar din statiile de transformare asupra calitatii serviciilor de furnizare a energiei electrice catre consumatori si, poate mai important, asupra riscurilor de aparitie a incidentelor si accidentelor în sistemul de transport si distributie a energiei electrice, este necesara investigarea aspectelor legate de fiabilitatea acestui sistem precum si modul în care influenteaza fiabilitatea globala a echipamentelor si instalatiilor pe care le controleaza. Protectiile numerice, automatizarile si conducerea de la distanta cu ajutorul calculatorului a echipamentelor si instalatiilor din statiile de transformare fac parte din categoria aplicatiilor de timp real. Necesitatea ca subsistemul secundar sa raspunda în timp real la diferitele schimbari ale procesului tehnologic supravegheat precum si implicatiile materiale si umane ale eventualelor defecte ale subsistemului secundar, îl plaseaza în categoria sistemelor care trebuie sa asigure o înalta fiabilitate. Tocmai în cazul acestei categorii de aplicatii de înalta fiabilitate, care trebuie sa combine fiabilitatea componentei fizice - partea hardware a sistemului - cu fiabilitatea programelor care stapânesc resursele fizice - partea software - estimarea fiabilitatii globale este înca nesatisfacator fundamentata. Vom aborda în cele ce urmeaza un mod de estimare a fiabilitatii echipamentelor numerice si sistemelor de echipamente numerice, apelând la exemple de calcul. Astfel, sunt tratate pe parcursul capitolului: • predictia fiabilitatii echipamentelor numerice de protectie, automatizare si control - atât componenta hardware cât si componenta software; • investigarea fiabilitatii echipamentelor numerice aflate în exploatare, cu ajutorul lantului Markov; • fiabilitatea componentelor hardware si software ale sistemelor de echipamente numerice. • implicatiile sistemului de teleconducere asupra fiabilitatii echipamentelor electrice din statiile de transformare.

11.1. Predictia fiabilitatii componentei hardware Predictia fiabilitatii echipamentelor electronice poate fi facuta daca sunt cunoscuti principalii parametrii de fiabilitate ai elementelor componente. Daca se accepta lipsa erorilor de proiectare si a celor de realizare practica, care ar putea conduce la caderea echipamentului independent de fiabilitatea componentelor, atunci parametrii de fiabilitate globali pentru echipament se pot estima construind un model de fiabilitate adecvat.

176 În scopul estimarii fiabilitatii echipamentelor numerice vom folosi metoda descrisa de standardul MIL-HDBK-217 . Metoda permite dezvoltarea modelului de fiabilitate al unui echipament electronic, bazat pe parametrii de fiabilitate ai elementelor componente si calculeaza dependenta ratei globale de defectare a echipamentului precum si dependenta acesteia de temperatura ambianta. Modelul are la baza o ierarhie de blocuri, fiecare bloc grupând la rândul lui alte blocuri sau componente. Calculul ratei de defectare al unui bloc se face cu relatia:

λb = π A N   

∑ i =1λi + ∑ j =1n j λj  n

9

(11.1)

în care: ? b=rata de defect a blocului; pA=factor de ajustare; N=numarul de blocuri de acelasi fel; ? i=rata de defectare a componentei sau blocului inclus i; nj=numarul de conexiuni de tipul j; ? j=rata de defectare a conexiunii de tip j; Modelarea trebuie sa tina seama de tipul conexiunilor între componente. Acestea pot fi: conexiune prin lipire manuala în gaura metalizata, conexiune prin lipire automata în gaura metalizata, conexiune prin matisare, conexiune prin clema cu surub, conexiune prin conector etc. Fiecare tip de conexiune are o rata a defectelor proprie, influentând rata de defectare globala a echipamentului. Pentru simplificare vom utiliza în continuare pentru toate blocurile componente conexiunea tip lipire manuala în gaura metalizata. Asa cum se observa în relatia (11.1), calculul se poate efectua daca sunt cunoscute ratele de defectare ale elementelor componente. Informatiile se obtin de regula din datele de catalog ale componentelor, iar acolo unde acestea nu sunt disponibile se pot utiliza valori medii recomandate de standarde. Luarea în considerare a influentei temperaturii ambiante este un element de extrema importanta în estimarea echipamentelor electronice. Metoda ofera 6 moduri de calcul în acest sens, functie de tehnologia de realizare a componentelor. Pentru calculul temperaturii jonctiunilor semiconductoare (TJ) vom utiliza modelul bazat pe conductivitatile jonctiunecapsula ( ? JC) respectiv capsula-ambiant ( ? CA ) definit de relatia:

θ T j = TC + (TC − TA ) JC θCA

(11.2)

în care TC = temperatura capsulei; TA = temperatura ambianta; Pentru simplificare, nu vom lua în considerare redundanta care exista de regula între unele din modulele componente ale echipamentelor numerice. În fig. 11.1 este exemplificat arborele componentelor hardware corespunzator modelarii echipamentului de teleconducere de tip ACE28S. Estimarea fiabilitatii echipamentului ACE28S s-a facut separat pe modulele componente, dupa care modulele au fost reunite într-un model totalizator. Conform relatiei (11.2) rezulta o dependenta a ratei de defectare a echipamentului funtie de temperatura ambianta, dependenta reprezentata grafic în figura 11.2

11 FIABILITATEA ECHIPAMENTELOR NUMERICE DE PROTECTIE, COMANDA, CONTROL

177

Fig. 11.1 Modelarea fiabilitatii hardware pentru echipamentul ACE28S. λ⋅10 6 [ h − 1 ]

θ [°C]

Fig. 11.2 Rata defectarilor echipamentului ACE28S functie de temperatura ambianta.

Pentru o temperatura ambianta de 30°C, rata defectarilor hardware este ? hardware=5.5*10-6 ceea ce corespunde unui MTBF de 20.75 ani.

178

11.2. Fiabilitatea programelor. Potentialul imens de flexibilitate si functionalitate al sistemelor de calcul a condus la o crestere spectaculoasa a utilizarii mijloacelor digitale în sistemele de protectie si control. La început, dispozitivele cu logica programata au fost proiectate sa efectueze aceleasi functii ca si echivalentele lor cu logica cablata. Astazi asistam la o adevarata revolutie în ceea ce priveste integrarea calculatoarelor numerice în aplicatii care alta data nici nu puteau fi imaginate. Rezultatul acestei explozii informationale a fost aparitia unor sisteme mult mai complexe, care ofera performante ridicate la un pret mai scazut în fiecare zi. Din pacate au aparut si noi surse de eroare în functionare datorate componentei software. Uneori impactul unei proiectari gresite a programelor poate conduce la consecinte extrem de grave în special în cazul sistemelor de control al proceselor. Pentru aplicatiile de timp real destinate controlului proceselor tehnologice, validarea programelor trebuie sa constate o fiabilitate extrem de înalta a acestora - în special pentru aplicatii critice de care depind si vieti omenesti. O asemenea fiabilitate ar însemna o rata a caderilor cuprinsa între 10-7 si 10-9. Specific pentru componenta software - spre deosebire de cea hardware - este ca prima nu are caderi fizice, survenite pe parcursul functionarii, ci erorile sunt prezente în programe înca de la începutul functionarii sistemului. Caderea are loc pentru anumite intrari aplicate programelor sau - mai adesea - pentru anumite succesiuni de intrari, pe care programele nu le mai gestioneaza corect datorita erorilor continute. Din acest punct de vedere, nu mai putem vorbi de fiabilitatea componentei software în sensul clasic al notiunii de fiabilitate, ci mai degraba de conformitatea programelor cu specificatiile de proiectare. În sistemele numerice de timp real, diferitele subprograme sunt planificate periodic spre executie respectiv acelasi program este executat periodic ca raspuns la diferite intrari. Daca notam cu p probabilitatea ca programul sa greseasca raportata la numarul de intrari si admitem ca p este constanta, atunci numarul de caderi Sn care apar dupa n intrari respecta distributia binomiala: n− k Pn S n = k = Cnk p k 1 − p (11.3)

(

)

(

)

Caderea sistemului dupa n intrari - provocata de eroarea software - va avea probabilitatea: Psys (n) = P( Sn > 0) = 1 − P ( Sn = 0) = 1 − (1 − p) n

(11.4)

Relatia (11.4) poate fi convertita într-o functie de timp aplicând transformarea

n = Kt

unde K este numarul de intrari în unitatea de timp. Astfel relatia devine:

Psys (t ) = 1 − (1 − p) Kt

(11.5)

Distributia binomiala poate fi aproximata printr-o distributie exponentiala întrucât p este foarte mic si n este foarte mare. Avem deci:

Psys = 1 − e − Ktp

(11.6)


179

11.1.1. Metode de calcul ale fiabilitatii programelor. Metoda traditionala de validare a fiabilitatii este testarea în executie. Astfel sunt aplicate programului seturi de intrari pentru intervale de timp predeterminate si sunt înregistrate momentele de timp când au loc caderi. Pentru sistemele de calcul pentru care reclama probabilitati de nefunctionare de ordinul 10-7 pâna la 10-9, metoda testarii executiei este impracticabila întrucât conduce la durate de test impresionante (sute pâna la milioane de ani). Un alt model de estimare a fiabilitatii componentei software se bazeaza pe ipoteza cresterii fiabilitatii programelor pe masura ce sunt identificate si corectate erorile initiale. Procesul de proiectare al programului consta într-un ciclu de testare si corectare. Astfel un program este testat pâna când apare o cadere. Se identifica eroarea, se corecteaza si se reia procesul. Nici aceasta tehnica nu poate însa opera în domeniul fiabilitatii foarte înalte întrucât presupune durate extrem de mari pentru a se ajunge la nivele acceptabile de eroare. Predictia fiabilitatii componentei software se poate face pe baza conceptelor ingineriei programarii, urmarind principalii parametrii de calitate înca din fazele de elaborare ale programelor. Astfel, exista modelari în care care ia în considerare dependenta caderilor programului de principalii factori care provoaca functionarea eronata: introducerea erorii, detectia si îndepartarea (corectarea) erorii dar si de mediul operational în care programul este dezvoltat. Modelul este util în special pentru predictia fiabilitatii software în fazele incipiente ale duratei de viata a programelor. Parametrii acestui model includ: • A: tipul aplicatiei (de exemplu aplicatie de timp real de control al proceselor, informatica de gestiune etc.) • D: Mediul de dezvoltare al aplicatiei - caracterizat de metodologia de dezvoltare (programare orientata pe obiecte, organizarea lucrului în echipa, etc.) si de uneltele software utilizate în dezvoltare (compilatoare, medii de programare etc.) • SA: modul de tratare al erorilor; • ST: trasabilitatea (posibilitatea urmaririi în functionare) programului • SQ: modul de reflectare al verificarilor asupra calitatii în revizuirea programului; • SL: tipul limbajului (asamblor, nivel înalt etc.); • SS: dimensiunea programului; • SM: modularitatea; • SU: reutilizarea codului altor aplicatii anterioare; • SX: complexitatea; • SR: gradul de încorporare al standardelor si specificatiilor în programare; Se pot calcula astfel, densitatea initiala a caderilor software, efectuând produsul parametrilor de mai sus: K=A*D*(SA*ST*SQ)*(SL*SS*SM*SU*SX*SR)

(11.7)

respectiv predictia ratei de caderi initiale, bazata pe densitatea initiala a caderilor: Li=F*K*(numarul de linii de cod sursa al programului)

(11.8)

în care: F este frecventa liniara a executiei programului (linii de cod/unitate de timp); K este un coeficient care masoara gradul de expunere al programului la intrari eronate. Are valori cuprinse între 1.4*10-7 si 1.06*10-6.

180 Predictia fiabilitatii programelor dupa metodologia de mai sus presupune însa cunoasterea in detaliu a tuturor fazelor de dezvoltare ale programului, pentru a putea defini corect parametrii modelului. Întrucât principiul tolerantei la defectari este utilizat cu succes în cazul defectelor sistemelor fizice, apare naturala încercarea de a utiliza acelasi principiu pentru erorile programelor. Utilizând redundanta hardware si votere este usor sa construim un model de fiabilitate care sa mascheze caderile fizice. Pezumtia cheie, care permite proiectarea sistemelor ultrafiabile, pornind de la componente mai putin fiabile, este independenta defectelor componentelor. Prezumtia independentei defectelor este utilizata în modelarea fiabilitatii sistemelor fizice de mai multa vreme. Strategia de baza pentru programarea toleranta la erori este de a proiecta mai multe versiuni ale aceluiasi program, pornind de la aceleasi specificatii si de a utiliza un voter pentru protectia împotriva erorilor. Voterul poate fi un test de acceptanta sau un comparator. Fiecare versiune a programului este programata de echipe separate ceea ce justifica presupunerea ca erorile sunt independente. Din estimarile fiabilitatii versiunilor de program si aplicând prezumtia independentei erorilor, fiabilitatea sistemului de programe poate fi calculata. Spre deosebire de caderile hardware care sunt guvernate de legi ale fizicii, erorile de programare sunt produse de rationamentul uman - de fapt de un rationament incorect. Problema care se pune este daca prezumtia independentei erorilor programelor este corecta, atâta timp cât ea nu poate fi demonstrata experimental sau teoretic.

11.1.2. Predictia fiabilitatii software a echipamentelor numerice bazata pe modelul cresterii fiabilitatii programelor Proiectarea programelor implica un ciclu repetat de testare si corectare. Astfel, unui program i se aplica diferite intrari pâna când apare o cadere, manifestata sub forma unui raspuns eronat sau a blocarii programului. Dupa identificarea cauzei caderii, este corectata eroarea în program, apoi se reia ciclul de testare. Rezultatul este o secventa de programe p1, p2, … , pn si o secventa de intervale între caderi T1, T2, … , Tn ( masurata de regula în numar de intrari aplicate între caderi). Scopul este de a construi un model care sa previzioneze fiabilitatea programului final pn bazat pe datele observate. Un asemenea model permite predictia fiabilitatii versiunii finale, fara ca aceasta sa mai fie supusa unei secvente de intrari de test, extrapolarea rezultatelor obtinute. Spre exemplu, în decursul primelor sase luni de functionare a modelului prototip a echipamentelor de achizitie si comanda de tip ACE28S montate statia 110/20kV Cisnadie, s-au constatat unele erori software care în mare parte erau dificil sau chiar imposibil de detectat în faza testelor de laborator. În modelarea fiabilitatii am considerat ca numarul de intrari aplicate echipamentelor - si deci programelor acestora - este uniform distribuit în timp, astfel ca s-a putut aplica modelul cresterii fiabilitatii software relativ la timpul între caderi fara a fi nevoie sa se faca corespondenta explicita cu numarul de intrari aplicate. Astfel s-a calculat pentru fiecare pereche pi, Ti o rata a caderii:

λi =

1 NTi

(11.9)

în care N = 12 este numarul echipamentelor de achizitie si comanda aflate în test. Întrucât echipamentele sunt conectate la celule diferite din statie, s-a considerat ca este îndeplinita


181

conditia independentei intrarilor aplicate astfel ca N·Ti reprezinta timpul echivalent de buna functionare. O eroare constatata în functionarea unui echipament a condus de fiecare data la corectarea erorii în toate echipamentele montate. În Tab. 11.1 este prezentat calendarul corectiei erorilor software ale echipamentelor de achizitie si comanda, precum rata de cadere corespunzatoare pentru fiecare eroare. În perioada la care se face referire s-au constatat 6 erori. Rezultatele sunt prezentate grafic în Fig. 11.3. Prin extrapolare s-au estimat datele urmatoarelor caderi (nr. 6 si 7), trecute în Tab. 11.1 cu italice . Putem estima deci, conform modelului, ca rata erorii software a echipamentelor de achizitie si comanda este ? software=1.2·10-5. Tab 11.1 Calendarul erorilor software ACE28S

Data 6-Iul-95 7-Iul-95 11-Iul-95 17-Iul-95 29-Iul-95 6-Sep-95 12-Ian-96 19-Oct-96 4-Iul-98

λ

interval buna functionare interval echivalent Nr erori [ore] [ore] corectate punere în functie echipamente. 24 288 1 96 1152 2 144 1728 3 288 3456 4 936 11232 5 3072 36864 6 6944 83328 7 15151 181812 8

0.1

3.472*10-3 8.68*10-4 5.79*10-4 2.89*10-4 8.9*10-5 2.71*10-5 1.2*10-5 5.5*10-6

λ

0.01

0.001

0.0001

0.00001

λ= 0.0084e

-0.9322xNrErori

0.000001

erori corectate 0.0000001 0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Fig. 11.3 Reprezentarea loglineara a caderilor software ACE28S

10

182

11.3. Calculul fiabilitatii echipamentelor numerice utilizând lantul Markov Sectiunea prezinta estimarea fiabilitatii echipamentelor de teleconducere prin prisma conceptelor markoviene de stare si tranzitie. Astfel, un echipament sau un sistem se poate gasi într-una din starile de functionare: normala, defect, etc. Starea echipamentului se poate modifica în timp în urma unei tranzitii. Principalele premise de utilizare a metodei lanturilor Markov sunt: • Sistemele tehnice si elementele componente evolueaza printr-o succesiune de stari, care compun timpul calendaristic (de analiza): n n m r TC = t fi + t di + t MPi + t RZi (11.10)

∑

i =1

∑

i =1

∑

∑

i =1

i =1

unde:

• • • • •

TC = timpul calendaristic; tfi ,tdi - timpii de functionare (tfi) si respectiv de defect (tdi) sunt variabile aleatoare; tMPi, tRZi - timpii de mentenanta (reparatie) preventiva respectiv de rezerva sunt marimi deterministe; intervalele de timp ( tfi, tdi) au succesiune alternativa pe durata ( TA=TC ) reprezentând o succesiune de stari, unde TA=timpul de analiza; perioada de timp în care se analizeaza sistemul (elementul) este cea de maturitate functiile de distributie ale perioadelor de functionare si respectiv de defectare sunt exponentiale: proprietatea esentiala a legii exponentiale este ca, probabilitatea functionarii fara defecte în intervalul (t1, t2), t2 > t1 este dependenta doar de marimea intervalului (dt=t2-t1) si este independenta de timpul anterior de functionare ( t
Fig. 11.4 Lantul Markov pentru un element simplu, reparabil

Modelul bazat pe lantul Markov este descris de ecuatiile Kolmogorov:

dPi = dt

∑ j ( Pj λji )− Pi ∑ j λij

Fij = Pj λij =

1 Tij

(i ≠

(i ≠

j = 1.. n)

j = 1.. n)

(11.11)


Fi =

∑ j F ji

P Ti = i = Fi

∑ i Pi = 1

1

∑j

λij

183

(i ≠

j = 1.. n)

(i ≠

j = 1.. n)

(i ≠

j = 1.. n)

unde: Pi = probabilitatea starii i; Fi = frecventa starii i; Ti = durata starii i; Fij = frecventa de tranzitie din starea i în starea j; ?ij = rata de tranzitie din starea i în starea j; n = numarul starilor. Integrarea ecuatiilor diferentiale se poate face cu ajutorul unui program utilizând metoda Runge-Kutta de ordin 4, pentru calculul dependentei de timp a probabilitatii fiecarei stari. Metoda este definita prin extinderea expresiilor urmatoare la sistemul ecuatiilor diferentiale:

dp = f (t , p) dt pn + 1 = pn +

1 1 1 1 k1 + k2 + k3 + k4 + O(h5 ) 6 3 3 6

k1 = hf (t n , pn ) 1 1   k2 = hf t n + h, pn + k1   2 2 

(11.12)

1 1   k 3 = hf t n + h, pn + k2   2 2  k 4 = hf (t n + h, pn + k 3) Pentru determinarea pasului de timp care urmeaza a fi utilizat în procesul iterativ de integrare a ecuatiilor ce descriu procesul Markov, este utilizat urmatorul criteriu:

h = min{θ, λi }

(11.13)

unde:

?= precizia minima definita de utilizator; ? i=rata de tranzitie; Expresia de mai sus este aplicata numai pentru rate de tranzitie diferite de zero. Totodata, pot fi definiti pasii minimi (hmin ) si maximi (hmax), astfel încât:

daca h < h min h h =  min hmax , daca h > h max

(11.14)

184 Pentru estimarea erorii de calcul, este utilizata urmatoarea metodologie: rezolvarea sistemului de ecuatii se face în doua treceri - o prima trecere utilizeaza pasii de timp calculati ca mai sus, iar in cea de a doua trecere sunt utilizati pasi de timp înjumatatiti fata de relatiile (11.13) si (11.14). Pentru fiecare moment de timp, se calculeaza factorii de eroare:

q − ε=2 0 q0 +

q1 q1

(11.15)

unde q0, q1 reprezinta valorile calculate ale coeficientului de indisponibilitate în prima, respectiv a doua trecere. Sunt definiti astfel trei factori de eroare: e1, reprezinta valoarea maxima a lui e peste toate valorile lui t. e2, reprezinta valoarea e la t=TC e3, reprezinta diferenta maxima între suma probabilitatilor de la momentul t=t0 si suma probabilitatilor starilor la un moment t oarecare.

11.1.1. Modelarea fiabilitatii echipamentelor de achizitie si comanda aflate în exploatare Pentru exemplificarea calculului fiabilitatii în exploatare a echipamentelor de achizitie si comanda vom utiliza modelul din Fig. 11.5

Fig. 11.5 Modelul Markov pentru echipamentele aflate în exploatare

Echipamentul se gaseste în starea “Functionare”, de unde trece periodic în starea “Autotest”. Datorita unor caderi ale tensiunii de alimentare, sau la repunerea în functiune dupa o cadere, echipamentul de achizitie si comanda se reinitializeaza prin colaborarea nivelului ierarhic superior (starea “Reinitializare”). În cazul aparitiei unui defect identificat corect de rutinele autotest, defectul este comunicat nivelului ierarhic superior iar echipamentul trece în starea “Reparatie” unde este supus efectiv operatiunilor de reparare.


185

Defectele neidentificate de rutinele autotest se împart si aici în doua categorii: defecte care pot fi sesizate de nivelul ierarhic superior - caz în care se parcurg operatiunile de diagnosticare (starea “Diagnostic”) apoi de reparare propriuzisa, respectiv defecte care nu au fost sesizate nici de nivelul ierarhic superior - care provoaca trecerea in starea “Defect”. În acest din urma caz, starea de defectiune este sesizata numai cu prilejul manevrelor de exploatare care fac apel la functiunile echipamentului de achizitie si comanda defect. Indicatorii luati în calcul pentru modelarea fiabilitatii în exploatare a echipamentelor de achizitie si comanda sunt prezentati în Tab. 11.2 iar în Tab. 11.3 sunt prezentate ratele de tranzitie între starile modelului. Probabilitatile absolute ale starilor au fost calculate prin trecerea la limita: Pi = lim Pi ( t ) (i=1..6) t→ ∞ Cele 6 stari se împart în stari de buna functionare (starile 1 si 2) respectiv de defect (starile 3..6). În consecinta, coeficientii de disponibilitate KD respectiv de indisponibilitate KI se obtin prin însumarea probabilitatilor absolute ale starilor corespunzatoare: 2 2 KD = P = lim P ( t ) (11.16) i =1 i i =1 t → ∞ i

∑

∑

K I = ∑ i = 3 Pi = ∑ i = 3 lim Pi (t ) 6

6

(11.17)

t→ ∞

Tab. 11.2 Indicatorii de fiabilitate în exploatare a echipamentelor de achizitie si comanda

Indicator b1 b2 b3 b4 b5 b6 b7 b8 b9 b10 b11 b12

Semnificatie interval autotest echipament durata autotest eficacitate autotest echipament durata reparatie durata diagnostic rata caderi echipament rata reinitializari echipament durata reinitializare echipament eficacitatea sesizarii defectiunii de catre nivelul superior rata defectiuni instalatii primare supravegheate rata manevrelor de exploatare instalatii primare supravegheate interval mentenanta

u.m. [ore] [ore] [0… 1] [ore] [ore] [ore-1] [ore-1] [ore] [0… 1]

Valoare 1 0.01 0.5 8 8 1.141*10-5 0.006 0.017 0.5

[ore-1] [ore-1]

1.141*10-3 2.283*10-3

[ore]

8760

Tab 11.3 Ratele de tranzitie pentru modelul Markov din Fig. 11.5

În starea 1 2 3 4 5 6

1

2 1/b2

1/b1 b7

Din starea 3 4 1/b8

5

1/b4 b6 b3

b6(1-b3)(1-b9) b6(1-b3)b9

6

1/b5 b10+b11+1/b12

186 Rezultatele modelarii sunt prezentate în Tab. 11.4 si Fig. 11.6. Pentru comparatie calculele sau efectuat pentru diferite valori ale eficacitatii rutinelor de autotestare. Tab. 11.4 Coeficientii de disponibilitate functie de MTBF

MTBF [ore] 100 200 500 1000 2000 5000 10000 20000 50000 100000 200000 500000 1000000

1.0000

b3=0 0.390952 0.56212 0.762397 0.865144 0.927654 0.969691 0.984563 0.992172 0.996794 0.998344 0.999121 0.999588 0.999743

b3=0.25 0.461123 0.63117 0.810501 0.895293 0.944709 0.977067 0.988351 0.994092 0.997568 0.998732 0.999315 0.999665 0.999782

b3=0.5 0.561994 0.71956 0.865085 0.92762 0.962404 0.984556 0.992168 0.996019 0.998343 0.999121 0.99951 0.999743 0.999821

b3=0.75 0.719354 0.836737 0.927551 0.962367 0.980774 0.99216 0.996015 0.997953 0.99912 0.999509 0.999704 0.999821 0.99986

KD

0.9950

0.9900

0.9850

0.9800 b3=0

0.9750

b3=0.25 b3=0.5

0.9700

b3=0.75

0.9650

0.9600

0.9550

0.9500 1000

MTBF [ore] 10000

100000

1000000

Fig. 11.6 Coeficientul de disponibilitate a echipamentului de achizitie si comanda functie de MTBF


187

11.4. Fiabilitatea predictiva în contextul elementului protejat Protectiile prin relee din cadrul retelelor electrice permit detectarea si eliminarea selectiva si într-un interval de timp cat mai scurt a avariilor. În fig, 11.7 se prezinta situatiile posibile în functionarea protectiilor pentru cazul protectiilor clasice de tip electromagnetic. S i tu a ti a in it i a l a R E in R N P R i n r e g i m a s t e p t a re

R E in R N E P R i n s ta r e b u n a d e f u n c t io n a re P R i n r e g i m d e a s t e p ta re

A v a ri e in R E

R E in R N E P R d e fe c te P R i n r e g i m d e a s t e p t a re

V e r if i c a ri p e rio d ic e P R R e m e d iat d e fe c tu l

P R f u n c ti o n e a z a c o r e c t

RE re v in e la R N

D e c o n e c tat e l e m e n tu l a v a ri a t

A v a rie i n R E

P R f u n c t io n e a z a i n c o re c t

A c ti o n a ri f a ls e

D e c l a n s a ri n e s e l e c ti v e

R e fu z a c t io n a re

A v a ri a p e r s i s t a s i s e e x t in d e

Fig. 11.7 Situatii posibile privind functionarea protectiilor clasice

În Fig. 11.7 s-au notat: RE - reteaua protejata EPR - elemente de protectie PR - protectie prin relee clasica RN - regim normal Evaluarea indicatorilor de fiabilitate a instalatiilor de protectie implica unele particularitati. Astfel, în cazul protectiilor clasice exista regimul “în asteptare” legat de elementele de curent continuu aflate în repaus pâna la aparitia defectului spre deosebire de elementele de curent alternativ majoritatea fiind solicitate cu tensiuni respectiv curenti. În cazul protectiilor numerice functia de autestare face ca solicitarile elementelor sa poata fi considerate din punct de vedere fiabilistic ca fiind fara timp de asteptare. Sa consideram schema monofilara a unei zone de retea protejate ca în Fig. 11.8, în care EPAM reprezinta echipamentul de protectie si automatizare.

188 110 kV

TRAFO

EPA M

20 kV

EPAM

L1

E PA M

L2

E PA M

Ln

Fig. 11.8 Retea medie tensiune protejata de EPAM

Plecând de la aceasta schema se poate stabili modelul Markov al protectiei si elementului protejat printr-un model cu opt stari. Trebuie subliniat ca în cazul protectiilor numerice un rol important îl are functia de autotest. În general, chiar într-o varianta minimala, autotestul protectiilor numerice include teste ale: • memoriei nonvolatile (EPROM) • memoriei bazei de date (EEPROM) • memoriei volatile (RAM) • ansamblului de conversie analog-numerica (adaptoare de intrare de curent si tensiune, multiplexor, convertor); • sursei de alimentare cu tensiune operativa • releelor de declansare si semnalizare; Detectarea unor erori conduce la emiterea unei semnalizari spre exterior si blocarea functiei de declansare. Cum aceste teste se executa în mod repetat si la intervale scurte de timp, se sesizeaza imediat defectul. Desigur este greu de admis ca orice defectiune poate fi sesizata de rutinele de autotest, astfel încât se poate vorbi de un coeficient de eficienta al rutinelor de autotest. Spre exemplu un coeficient de 0,5 presupune ca numai 50% din erorile ce pot apare sunt detectate de sistemul de autotest. Se va ararta în continuare ca de marimea acestui coeficient depinde decisiv fiabilitatea echipamentului. Modelul stabilit pentru studiul fiabilitatii predictive în contextul elementului protejat se prezinta în fig. 11.9. Modelul poate fi divizat în patru cadrane bazate pe starea echipamentului de protectie (P) si respectiv pe starea elementului protejat (EP). Starea 1 reprezinta starea de functionare normala în care linia de medie tensiune (EP) este în functie si în sarcina iar echipamentul de protectie (P) functioneaza corect. La aparitia unui defect EP are o tranzitie spre starea 2. În starea 2, linia este cu defect dar P functioneaza corect si sesizeaza defectul actionând corect la declansare. Declansarea trece modelul în starea 6 stare în care linia este fara tensiune prin declansarea întreruptorului. Linia este reparata si trece în starea normala, starea 1.


1 R REV

2

CEP

E P fu n c t ie P f u nc ti e

189

EP defe ct P fu n tie Tn

R EP

O pr

6

5

E P d e c la n s a t P fu n c t ie

E P fu n c t ie P re v i z i e

C AT C pn

Cp

Rr Rr

C CO M

7 3

R EP

E P f u n c tie P d e fe c ta

Tm C EP

8 E P + E P x d e c l a ns a t e P d e fe c ta

9 C EP

E P d e c la n s a t P d e f e c ta

E P f u n tie P re p a ra t ie

T re z C EP

4 E P + E P x d e fe c te P d efe cta

Fig. 11.9 Modelul Markov al EPAM

Starile 3,5,9 reprezinta conditii de defect pentru P , echipamentul este indisponibil si deci inapt pentru a declansa în caz de nevoie. Starea 5 tine seama de operatiile de mentenanta de rutina. În aceasta stare echipamentul se afla în revizie. În starile 3 si 9 releul este indisponibil datorita unor defecte sesizate de rutinele de autotest (starea 9) respectiv nesesizate de aceste rutine (starea 3). Modelul trece din starea 3 în starea 9 atunci când se sesizeaza un defect în cadrul reviziilor periodice. Coeficientul de eficienta al rutinelor de autotest poate fi variat în cadrul acestui model pentru a urmari efectul global asupra modelului. Starea 4 reprezinta starea în care intra modelul în cazul în care P este indisponibila sau în cazul unor defecte comune ale P si EP. Modelul admite ca în cazul aparitiei unui defect pe linia de medie tensiune, în timp ce P este indisponibil, conduce la actionarea protectiei de rezerva si eliminarea defectului de întreruptorul din amonte. Deci, la un defect pe linia L1 (fig. 11.8) care apare în timp ce protectia acestei linii este indisponibila, apare declansarea corecta a întreruptorului de medie tensiune al transformatorului. Actionarea protectiilor din amonte conduce în general la scoaterea din functie a unei portiuni importante de retea. Asest lucru este modelat prin trecerea din starea 4 în starea 8 stare în care protectia este indisponibila iar EP si echipamentul declansat ca rezerva (EPx) sunt scoase de sub tensiune. Pe baza acestui model s-au putut calcula probabilitatile de stare, indisponibilitatea protectiei si s-a studiat influenta eficientei rutinelor de autotest asupra fiabilitatii echipamentului. La aceasta modelare s-au admis urmatoarele ipoteze: 1. Detectarea unor defectele ale echipamentului se face fie de rutinele de autotest fie pe baza reviziilor periodice; 2. Echipamentul de protectie se revizuieste cu echipamentul protejat în functie; 3. Revizia periodica a protectiei scoate în evidenta întotdeauna defectele si nu provoaca defectarea echipamentului;

190 4.

Operatiile de reparatie readuc întotdeauna echipamentul la starea de functionare ca si când acesta ar fi nou; Se prezinta în continuare definitiile ratelor de tranzitie: 1. Rate de cadere: Cp - rata caderilor protectiei (inversul mediei timpului de buna functionare,MTBF); AT- coeficient de eficienta al rutinelor de autotest; CAT - rata caderilor protectiei sesizate de rutinele de autotest (Cp*AT), caderi / an; Cpn - rata caderilor protectiei nesesizate de rutine autotest (Cp*[1-AT]), caderi / an; CEP - defectari ale echipamentului protejat, defecte / an; CCOM - caderi P+EP datorate cauzelor comune, defecte / an; 2. Rate de reparatie: REP - numar de EP reparate (restabilite) pe ora; RREV - numar de revizii pe ora al P; Rr - numar de reparatii pe ora ale P; 3. Rate de tranzitie: Tn - numar de actionari normale pe ora ale P (inversul timpului normal de actionare al protectiei); Trez - numar de actionari normale pe ora ale P de rezerva(inversul timpului normal de actionare al protectiei de rezerva); Tm - numar de operatii pe ora de izolare manuala a defectelor; 4. Rate de revizie protectie: Opr - rata de revizie a protectiei (inversul intervalului de timp necesar reviziei); Tabela 11.5 prezinta valorile considerate în calcule. Tab. 11.5 Valorile considerate la modelul Markov din fig. 11.9

Nr. crt. 1 2

Denumire parametru Cp AT

Valoare considerata

3 4 5 6 7

CAT Cpn CEP CCOM REP

CAT=Cp*AT Cpn=Cp(1-AT) 3 caderi/an 0.00001 caderi/an 0.5 reparatii / ora

8

RREV

0.2 relee / ora

9 10

Rr Tn

0.125 / ora 7200 actionari / ora

11

Trez

3600 actionari / ora

12

Tm

0.33

13

Opr

0.000141

1/10 … 1/50 0 … 0.9

Observatii S-a variat MTBF de la 10 la 50 ani S-a variat de la 0 (corespunzator protectiilor clasice, fara autotestare) la 0.9 (corespunzatoare unei eficiente de 90% a rutinelor de autotest)

Din evidentele FRE Sibiu, perioada 1990-1996 S-a considerat un defect comun la 10 ani Din evidentele FRE Sibiu, timpul mediu de revenire la schema nornala cu o celula de linie de medie tensiune 2 ore Revizia protectiei unei celule de linie de mt se executa în 5 ore Se admite reparatia unui releu în 8 ore S-a considerat timpul normal de actionare al protectiei liniei de mt t=0.5 s S-a considerat timpul normal de actionare al protectiei de rezerva t=1 s Timpul mediu de revenire dupa defecte majore însotite de functionarea protectiei de rezerva este de cca. 3 ore, conform evidentelor FRES. O revizie tehnica pe an, deci la 8760 ore.


191

Rezultatele obtinute se prezinta în fig. 11.10 … 11.17 1

0.014

MTBF=10 AT=0.5

0.012798545

0.012 0.995 0.01

0.008 Pfunct Pindisp

0.99 0.987194927

0.006

0.004 0.985 0.002

0.98 0

5000

10000

0 20000 [ore]

15000

Fig. 11.10 Rezultate pentru MTBF=10, AT=0.5 1

0.03

MTBF=10 AT=0 0.025175672

0.995

0.025

0.99

0.02

0.985

0.015

0.98

0.01

Pfunct Pindisp

0.974811054

0.975

0.005

0.97 0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

0 40000 [ore]

Fig. 11.11 Rezultate pentru MTBF=10, AT=0 1

MTBF=20 AT=0.5

0.006490646

0.007

0.999

0.006

0.998

0.005

0.997

0.004

0.996

0.003

0.995

0.002

Pfunct Pindisp

0.994

0.993504902

0.993 0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

0.001

0 40000 [ore]

Fig. 11.12 Rezultate pentru MTBF=20, AT=0.5

192

1

MTBF=20 AT=0

0.014

0.012797396

0.998

0.012

0.996

0.01

0.994

0.008

0.992

0.006

0.99

0.004

0.988

0.987195134 0.002

Pfunct Pindisp

0

0.986 0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

40000 [ore]

Fig. 11.13 Rezultate pentru MTBF=20, AT=0 1

0.003

MTBF=50 AT=0.5

0.002665952

0.9995

0.0025

0.999

0.002

0.9985

0.0015

0.998

0.001

0.9975

Pfunct Pindisp

0.997331417 0.0005

0.997

0 0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

40000

[ore]

Fig. 11.14 Rezultate pentru MTBF=50, AT=0.5 1

0.006

MTBF=50 AT=0 0.005217895

0.999

0.005

0.998

0.004

0.997

0.003

0.996

0.002

0.995

0.994778242 0.001

0.994 0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

0 40000 [ore]

Fig. 11.15 Rezultate pentru MTBF=20, AT=0

Pfunct Pindisp

11 FIABILITATEA ECHIPAMENTELOR NUMERICE DE PROTECTIE, COMANDA, CONTROL 1

193

0.00012

MTBF=10 AT=1 0.000105393

0.99998

0.0001

0.99996

0.00008

0.99994

0.00006

0.99992

0.00004

0.9999

0.999893182 0.00002

0.99988 0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

Pfunct Pindisp

0 40000 [ore]


1

0.003

MTBF=100 AT=0

0.002665385

0.9995

0.0025

0.999

0.002

0.9985

0.0015

0.998

0.001

0.9975

Pfunct Pindisp

0.997332019 0.0005

0.997 0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

0 40000 [ore]


Calculând pentru CAT = 0; 0.3; 0.5; si 0.8 si pentru MTBF=10; 20 si 50 ani se obtine diagrama din fig. 11.18 0.03

MTBF=10

0.025

0.02

0.015

MTBF=20

0.01 MTBF=50

0.005

0 0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

Fig. 11.18 Sinteza rezultatelor

0.6

0.7

0.8

194 Se constata ca un releu numeric cu o eficienta de 60% a rutinelor de autotest si cu un MTBF=20 ani are acelasi coeficient de indisponibilitate ca un releu clasic (CAT = 0) dar cu un MTBF=50 ani. De asemenea se observa ca acelasi releu numeric având de data aceasta o eficienta a rutinelor de autotest de 80% are acelasi coeficient de indisponibilitate ca un releu clasic cu MTBF=50 ani. Din fig. 11.16 si fig. 11.17 se constata ca în cazul unei eficiente maxime a rutinelor de autotest, pentru o MTBF=10 ani, probabilitatea de buna functionare a releului numeric (99,98%) este mai mare decât în cazul unui releu clasic cu MTBF = 100 ani (99,73%). În concluzie, se constata ca probabilitatea de buna functionare a protectiei numerice depinde esential de eficacitatea rutielor de autotesc. Cu cât coeficientul de eficienta este mai aproape de unitate cu atât MTBF este mai mare pentru o probabilitate de buna functionare data. Pe de alta parte o protectie numerica cu o eficienta a rutinelor de autotest medie (0.8) si cu un MTBF de 20 ani sunt echivalente din punct de vedere al probabilitatii de buna functionare cu un releu clasic având un MTBF foarte ridicat de cca. 100 ani. Deci eforturile de marire a fiabilitatii releelor numerice trebuie concentrate spre maximizarea eficientei rutinelor de autotestare.

11.5. Fiabilitatea sistemului SCADA Sistemul SCADA ofera mai multe functiuni, în îndeplinirea carora sunt implicate diferite componente - hardware si software - ale sistemului. Alegerea unei arhitecturi potrivite pentru sistemul de teleconducere trebuie sa tina cont în mod necesar de implicatiile asupra fiabilitatii. Sectiunea prezenta are scopul de a face o estimare a importantei fiecarei componente în fiabilitatea sistemului. Sunt analizate doua arhitecturi pentru sistemul de teleconducere - prima este o arhitectura restrânsa corespunzatoare unei functionalitati minimale, iar cea de a doua este arhitectura extinsa, în care sunt luate în calcul mai multe functiuni si care asigura redundante atât hardware cât si software. În modelul adoptat sunt evidentiate separat componentele software respectiv cele hardware. Diferitele combinatii posibile sunt redate în Tab. 11.6. Tab. 11.6 Combinatiile posibile ale fiabilitãtii hardware si software

Functiunea implicã atât hardware (H) cât si software (h): Functiunea are o redundantã hardware simplã. Programul este identic pe ambele platforme hardware Functiunea are o redundantã simplã software, dar care ruleazã pe aceeasi platformã hardware Functiunea are redundantã atât hardware cât si software (douã programe diferite rulând pe douã platforme hardware diferite) Importanta fiabilitatii componentelor sistemului în fiabilitatea functiunilor s-a facut aplicând metoda Fussell-Vesely arborelui corespunzator de defectare a functiunii. Metoda calculeaza contributia fiecarei componente la indicele global de indisponibilitate dupa relatia(7.18):


I F-V =

∑ qi ∑ qj

195

(11.18)

în care:

∑ q i reprezinta suma indisponibilitatilor taieturilor minimale care contin componenta I; ∑ q i reprezinta suma indisponibilitatilor tuturor taieturilor minimale;

Arhitectura sistemului în configuratie minima este redata în Fig. 11.19 iar în Fig. 11.20 sunt redate contributiile componentelor pentru functiunile principale ale sistemului.

Fig. 11.19 Arhitectura sistemului de teleconducere în configuratie minima

6.00E-01 5.00E-01 4.00E-01 3.00E-01 2.00E-01 Comanda Locala

1.00E-01

Regasire arhiva 0.00E+00

Arhivare informatii c

E

aA

hH

f'F

Telecomanda G

B

C1

C2

Fig. 11.20 Configuratia minima. Importanta componentelor în fiabilitatea functiunilor dupa metoda Fussell-Vesely

196

Fig. 11.21 Arhitectura unui sistem integrat de teleconducere, protectie si automatizare

Arhitectura unui sistem integrat de protectie, automatizare si control în statiile electrice de transformare este redata în Fig. 11.21. Arborele de defectare corespunzator principalelor functiuni (telecomanda, functiuni punct central, functiuni locale statie) este prezentat în Fig. 11.22. În schema sunt prezentate valorile de referinta luate în calcul (rate de defectari), precum si indicii de indisponibilitate în diferite puncte ale arborelui. În graficul din Fig. 11.24 se reda contributia componentelor în fiabilitatea functiunilor iar în Fig. 11.23 este prezentata comparativ contributia componentelor în fiabilitatea globala a arhitecturii sistemului integrat (sunt reprezentate numai componentele a caror contributie depaseste 1%). Este important de remarcat (Fig. 11.23) ponderea mare pe care o au trei dintre componente: h - programele calculatorului de la nivelul statiei de transformare, a- programele serverului de functiuni SCADA si respectiv b - programele serverului de baze de date si arhiva, a caror contributie însumeaza 73% din indisponibilitatea sistemului.


197

Fig. 11.22 Arborele de defectare pentru principalele functiuni ale unui sistem integrat de protectie, automatizare si control

A 4%

B 4%

fF 2%

H 6%

iI 2%

c 3%

K 1% a 21%

lL 7% h 31%

b 21%

Fig. 11.23 Contributia globala a fiabilitatii componentelor în ansamblul functiunilor.

198

7.00E-01 6.00E-01 5.00E-01 4.00E-01 3.00E-01 2.00E-01 1.00E-01 0.00E+00 a

Telecomanda b

h

lL

A

B

fF

Functii Locale Statie H

iI

c

K

G

Functii Punct Central G'

C'

C

E'

E

Fig. 11.24 Sistemul integrat. Importanta componentelor în fiabilitatea functiunilor dupa metoda Fussell-Vesely

11.6. Implicatiile sistemului SCADA asupra fiabilitatii retelei si echipamentelor electrice din statiile de transformare. Costurile de exploatare si mentenanta ale echipamentelor si instalatiilor electroenergetice reprezinta o parte importanta din costurile generale ale furnizarii energiei catre consumatori. Noile tendinte manifestate în domeniul mentenantei predictive pot reduce semnificativ aceste costuri si pot îmbunatatii fiabilitatea globala a echipamentelor. Una din tehnicile novatoare este mentenanta centrata pe fiabilitate care înlocuieste mentenanta planificata - efectuata la intervale fixe de timp - a echipamentelor electroenergetice cu operatiuni de mentenanta care se efectueaza la intervale variabile de timp care depind de starea reala a echipamentului monitorizat. De fapt tehnica are la baza analiza evolutiei parametrilor echipamentului, capabila sa reliefeze tendinta de defectare a unor subansamble în intervalul de timp imediat urmator. Pentru a putea determina momentul optim pentru efectuarea operatiunilor de mentenanta asupra echipamentelor electrice din statii de transformare este deci nevoie sa avem


199

la dispozitie tehnici de achizitie si prelucrare a parametrilor importanti ai echipamentelor. Cum foarte multi dintre acesti parametrii sunt marimi electrice - curenti si tensiuni - ei pot fi preluati de echipamentele de achizitie si comanda specifici SCADA. Pentru alti parametrii, care presupun achizitia de semnale nespecifice sistemelor de teleconducere, trebuie integrate adaptoare si traductoare corespunzatoare (senzori de temperatura, analizoare de gaze, traductori de vibratii etc.) sau este necesara utilizarea echipamentelor de achizitie specializate (de exemplu cu frecvente mari de esantionare). Infrastructura sistemului de teleconducere din statia de transformare poate integra deci achizitia, stocarea si transmisia acestor marimi catre instrumentele software specializate pentru analiza parametrilor echipamentelor în vederea implementarii mecanismelor mentenantei centrate pe fiabilitate . Beneficiile implementarii unui sistem de teleconducere a echipamentelor electrice din statiile de transformare sunt însa importante si imediate în domeniul reducerii costurilor operatiunilor de mentenanta chiar daca nu facem apel la metodele avansate de mentenanta. Astfel, informatiile furnizate de sistemul de teleconducere pot conduce în cele mai multe cazuri la localizarea rapida si precisa a echipamentului / instalatiei care nu a functionat corect în conditiile unui defect în retea. Asemenea situatii apar din pacate destul de frecvent si procedura obisnuita este de verificare atenta a tuturor echipamentelor / instalatiilor implicate, rezultând un volum de munca important. De cele mai multe ori, problema este de a decide care din cele doua mari categorii de echipamente au provocat raspunsul incorect la defect: echipamentul primar (ex. întreruptorul de înalta tensiune) sau instalatia aferenta de protectie. Având la dispozitie un istoric detaliat al functionarii echipamentelor implicate (momentele de timp ale aparitiei si disparitiei diferitelor impulsuri de semnalizare / actionare) se poate identifica echipamentul / subansamblul care nu a lucrat corect si restrânge astfel efortul de repunere în functiune a instalatiei. Fara îndoiala ca identificarea corecta atât a defectului din retea cât si a eventualelor raspunsuri incorecte ale echipamentelor implicate necesita informatii mai detaliate, obtinute de regula de la echipamente si instalatii de perturbografie. Noile perturbografe digitale fac însa posibila integrarea functiunilor lor în sistemele de teleconducere astfel ca astazi regasim perturbografia mai degraba ca o functiune integrata în sistemele SCADA si de protectie decât ca un sistem distinct. Principala preocupare a dispecerului energetic în conditiile aparitiei unui defect în retea este identificarea si localizarea acestuia. Aceasta este o conditie esentiala pentru demararea procedurilor de izolare a defectului si de restaurare a retelei dupa defect. În lipsa unui sistem automat de preluare a informatiilor despre defect, dispecerul preia prin caile de comunicatie clasice (telefon, radio) informatiile de la operatorii din statiile de transformare. Calitatea informatiilor astfel obtinute este grefata de mai multe aspecte printre care cele mai importante sunt: lipsa detaliilor temporale -operatorul din statie nu poate observa succesiunea evenimentelor survenite la câteva milisecunde unul dupa altul, durata mare a culegerii informatiilor din statiile de transformare, si nu în cele din urma erorile umane - operatorul din statie poate omite / interpreta eronat unele informatii. Sistemul de teleconducere poate îmbunatatii substantial procesul decizional în conditiile aparitiei defectului în retea prin: • informarea rapida a dispecerului asupra aparitiei defectului;

200 • pune la dispozitia dispecerului informatii detaliate despre modul în care au functionat instalatiile si echipamentele ca raspuns la aparitia defectului, în vederea localizarii defectului precum si a identificarii eventualelor echipamente / instalatii care nu au raspuns corect la defect. • pune la dispozitia unor instrumente software specializate (sisteme expert), informatiile necesare pentru identificarea automata a defectului si eventual pentru recomandarea actiunilor corective ce trebuie luate.

BIBLIOGRAFIE 1.

*** ABB

“Feeder Protection Relay SPAA 341 C”, documentatie tehnica, 1994.

2.

*** EPRI

“Substation Integrated Protection, Control and Data Aquisition Requirements Specification” Preliminary Report RP3599-01/0.4, Electric Power Reserch Institute Palo Alto, California, U.S.

3.

*** GEC Alsthom

“Protective Relays - Application Guide”, London&Wisbech, 1987.

4.

*** GEC Alsthom

Documentatia tehnica a protectiei de distanta OPTIMHO.

5.

*** GEC Alsthom

Documentatia tehnica a releului diferential KBCH 140

6.

*** SEL

“SEL Application Guide”, Pullman - Washington, USA, 1996.

7.

*** SEL

Documentatiile tehnice ale releelor SEL-321 si SEL-351, Pullman Washington, SUA, 1996-1997.

8.

*** SIEMENS

“Line Protection Relay 7SA511”, documentatie tehnica, 1993.

9.

*** SIEMENS

“Numerical Overcurrent Protection Relay 7SJ531”, documentatie tehnica, 1996.

10.

*** SIEMENS

Mapa de prezentare SINAUT-SPECTRUM 1995

11.

*** Swiss Laboratories

“Adaptoare de curent-tensiune LEM”, documentatie tehnica, 1993.

12.

*** TELECOMM

“CDR - 16.32” documentatie tehnica, 1995

13.

*** TELECOMM

“DIPA - ACE” documentatie tehnica, 1996

14.

*** USAF

“Methodology for Software Reliability Prediction and Assesment” Technical Report RL-TR92-52, 1992, Air Force Rome Laboratory, U.S.

15.

***ABB

“Feeder Protection Relay SPAA 341 C”, documentatie tehnica, 1994.

16.

Abdalla-Ghaly, A. A. Chan, B. L. P. Y.

“Evaluation of competing reliability predictions” IEEE Transactions on Software Engineering, pag. 950-967, 1986.

17.

Ancoin G.

“Detection of Distribution High Impedance Faults using Burst Noise Signals Near 60 Hz.”, IEEE Transaction on Power Delivery, Vol. PWRD-2, No.2, April 1987, pp. 342-348.

18.

Andrei S., Trusca V.

“Bericht über der Aktivität und Rahmerr des Antrags Rechner gestützte Teilentagungsdetektion und Diagnostik durch den Einsatz neuronaler Netze”, T.H., Darmstadt, 1996.

19.

Antoniu I.S.

“Bazele electrotehnicii”, Ed. Didactica si Pedagogica, Bucuresti, 1974.

20.

Apostolov A., Zocholl S.

“Conventional Relays with Nonconventional Sources”, 21st Annual Western Protective Relay Conference, Spokane, Washington, 1994, pp. 1-12.

21.

Avizienis, A.

“The n-version approach to fault-tolerant software” IEEE Transactions on Software Engineering, pp. 1491-1501, Dec. 1985.

202 22.

Badea I si colectiv

“Protectia prin relee si automatizarea sistemelor electrice”, Ed. Tehnica, Bucuresti, 1973.

23.

Bâla C.

“Bobine de reactanta pentru sisteme energetice”, Ed. Tehnica, Bucuresti, 1984.

24.

Balasiu F.

“Echipament de protectie, masura si automatizare pentru linii electrice de medie tensiune”, Referat sinteza nr.1, U.T.Timisoara, 1995

25.

Balasiu F.


26.

Balasiu F., Gal S.

“Preparing the Distribution System in Romania for the New Market Economy”, DA / DSM Europe’95, Conference Proceedings, Vol.2, November 1995, pp. 303-316.

27.

Balasiu, F.


28.

Balasiu, F. Gal, S.

“Preparing the Distribution System in Romania for the New Market Economy”, DA / DSM Europe’95, Conference Proceedings, Vol.2, November 1995, pag. 303-316.

29.

Balog A.

“Standardele ISO 9000 în domeniul calitatii software” rev. PCWorld Nr. 6/1995 pag. 50

30.

Baraboi A.,Adam M., Cristea I., Hnatiuc E. Bastard, Bertrand, Emura, Meunier

“Tehnici moderne de comutatie de putere”, Ed. A 92, Iasi, 1996.

32.

Bejan I., Balaban G.

“Automatizari si telecomenzi în electroenergetica”, Ed. Didactica si Pedagogica, Bucuresti, 1976.

33.

Beldjilali, B. Bouamrane, K.

“An Object Oriented Model for an Inference Motor of order one in C++” - lucrare la Conferinta AMSE, Brno 1995, Proceedings Vol. 2

34.

Benchimol, G. Levine, P. Pomerol, J-C Benmouyal G.

“Sisteme expert în intreprindere” Ed. Tehnica Bucuresti, 1993

36.

Bertrand, B. Meunier, E.

“The technique of finite-impulse-response filtering applied to digital protection and control of medium voltage power system”, IEEE Transaction on Power Delivery, Vol.7, No.2, April 1992, pp.620626.

37.

Bodea I., si colectiv

“Circuite integrate liniare”, Ed. Tehnica, Bucuresti, 1985.

38.

Borangiu, Th. Dobrescu, R. Hossu, A. Molin, S. Calin S., Tugulea A.

“Conducerea multiprocesor în timp real a structurilor flexibile de fabricatie”. Ed. Tehnica Bucuresti, 1989

31.

35.

39.

“The technique of finite-impulse-response filtering applied to digital protection and control of medium voltage power system”, IEEE Transaction on Power Delivery, Vol.7, No.2, April 1992, pp.620626.

“Removal of DC-offset in current waveforms using digital mimic filtering”, IEEE Transaction on Power Delivery, Vol.10, No.2, April 1995, pp.621-630.

“Protectia prin relee si automatizarea sistemelor energetice”, Ed. Didactica si Pedagogica, Bucuresti, 1969.

BIBLIOGRAFIE

203

40.

Capatîna O., si colectiv

“Proiectarea cu microcalculatoare integrate”, Ed. Dacia, ClujNapoca,1992.

41.

Capkovic, F.

“Fuzzy logic in Rule Based Knowledge Representation” - lucrare la Conferinta AMSE, Brno 1995, Proceedings Vol. 1

42.

Cârtina, Gh. Georgescu, Gh. Gavrilas, M. Bonciu, C. Cristea, V. Tapus, N. Moisa, T. Damian, V. David C. Yu,

“Retele neuronale si sisteme expert în energetica” - Ed. Gh. Asachi Iasi, 1994

45.

Davidoviciu, A. Barbat, B.

“Limbaje de programare pentru sisteme în timp real” - Ed. Tehnica Bucuresti, 1986

46.

“Minicalculatoarele si microcalculatorarele în conducerea proceselor industriale” - Ed. Tehnica Bucuresti, 1983

47.

Davidoviciu, A. Diatcu, E. Freidzon, I. R. Filipov, L. G. Dodescu Gh. s.a.

48.

Durocher, D.

“Langage: An expert system for alarm processing” Proc. Elevennth Biennal IEEE Workshop on Power Systems Control Centers, Montreal, Canada, 1990

49.

Elneweihi, Schweitzer, Feltis

“Negative-sequence overcurrent element application and coordination in distribution protection”, IEEE Transaction on Power Delivery, Vol.8, No.3, July 1993, pp.915-923.

50.

Emanoil Alex.

“Protectia prin relee”, Ed. Tehnica, Bucuresti, 1984.

51.

Emanuel A.E., Cyganski D., Orr A., Gulachenski E.M., Shiller S.

“High Impedance Fault Arcing on Sandy Soil in 15 kV Distribution Feeders: Contributions to the Evaluation of the Low Frequency Spectrum.”, IEEE Transaction on Power Delivery, Vol.5, No.2, April 1990, pp.676-683.

52.

Eremia, M. Crisciu, H. Ungureanu, B. Eremia, M. Sanduleac, M.

“Analiza asistata de calculator a regimurilor sistemelor electroenergetice’Ed. Tehnica Bucuresti, 1985

“Preocuparile CIGRE în domeniul utilizarii tehnicilor inteligentei artificiale” - rev. Energetica Nr.5 seria B, 1993

56.

Eremia, M. Sanduleac, M. Pavel, E. Eremia, M. Trecat, J. Peroi, C. Bulac, C. Fagarasan T.

57.

Fagarasan, T.

“Sistem de teleconducere distribuita a instalatiilor electroenergetice din statiile de transformare” - lucrare prezentata la Conferinta de Electroenergetica Timisoara 1994.

43.

44.

53. 54.

55.

“Retele de calculatoare” Ed. Teora 1992

“An adaptive High and Low Impedance Fault Detection Method.”, IEEE Transaction on Power Delivery, Vol.9, No.4, October 1994, pp.1812-1818.

“Informatica” Ed. Stiintifica si Enciclopedica Bucuresti, 1987

“Introducerea sistemelor expert. Aspecte generale” - rev. Energetica Nr. 5, seria B, 1993

“Sistem expert pentru controlul U-Q în sistemul energetic” - lucrare la Conferinta Retele electrice de foarte înalte tensiune”, Sibiu 1995, Proceedings Vol.3 “Structura echipamentelor cu prelucrare distribuita pentru teleconducerea instalatiilor energetice din statiile de transformare”, Referat sinteza nr.2, U.T.Timisoara, 1995.

204 58.

Fagarasan, T.

“Sisteme expert si inteligenta artificiala cu aplicabilitate în conducerea instalatiilor electroenergetice” Referat sinteza nr. 3, U.T.Timisoara, 1995.

59.

Fagarasan, T.

“Structura echipamentelor cu prelucrare distribuita pentru teleconducerea instalatiilor energetice din statiile de transformare”, Referat sinteza nr. 1, U.T.Timisoara, 1995.

60.

Feher, K. s.a.

“Comunicatii digitale avansate”, vol. 1 Ed. Tehnica Bucuresti, 1993

61.

Felea I.

“Ingineria fiabilitatii în electroenergetica”, Ed. Didactica si Pedagogica R.A., Bucuresti, 1996.

62.

Gal S.

“Protectie de distanta digitala pentru sistemul electroenergetic”, Teza de Doctorat, Universitatea Tehnica Timisoara, 1994.

63.

Gal S.

“Scheme de relee complexe în energetica”, Ed. Tehnica, Bucuresti, 1988.

64.

Gal S., Balasiu F.

“Recent Experience of RNEL-SIBIU in Application of Databases for Protection Systems, CIGRÉ Study Committee 34 Colloquium and Meeting, Johannesburg, South Africa, 28.09-04.10.1997.

65.

Gal S., Fagarasan T., Blagu I., Balasiu F.

“Development of RENEL SIBIU’s Scada and Monotoring Systems and Improvement of Protective System Handling Digital Protection Integrated into Scada Systems”, CIRED - 14th International Conference on Electricity Distribution, Birmingham, 2-5 June 1997.

66.

Gal, S. Blagu, I.

“Conception of monitoring the functional parameters of electric power equipement in a transport plant” - lucrare la Conferinta de Retele Electrice de Foarte Înalta Tensiune”, Sibiu 1995, Proceedings Vol.2

67.

Gal, S. Vasilievici, Al.

“Digital remote protection for high voltage networks” - lucrare la Conferinta Retele electrice de foarte înalte tensiune”, Sibiu 1995, Proceedings Vol.3

68.

Gal, S.

“Protectie de distanta digitala pentru sistemul electroenergetic”, Teza de Doctorat, Universitatea Tehnica Timisoara, 1994.

69.

Gal, S.

“Scheme de relee complexe în energetica”, Ed. Tehnica, Bucuresti, 1988.

70.

“Using AM/FM/GIS Data within the RENEL-Sibiu T&D Subsidiary Integrated Information System” lucrare la conferinta DA/DSM Europe DistribuTECH 97, Amsterdam

71.

Gal, S. Maries, H. Fagarasan, T. Balasiu, F. Blagu, I. Gangadharan, A.

72.

GEC Alsthom

“Protective Relays - Application Guide”, London&Wisbech, 1987.

73.

GEC Alsthom

Documentatia tehnica a protectiei de distanta OPTIMHO.

74.

GEC Alsthom

Documentatia tehnica a releului diferential KBCH 140

75.

Gernot, D.

“Detection de defauts a la terre tres resistants sur les reseaux compenses”, Simpozionul de la Mulhouse 1995, Vol.D2, pag. 109114.

76.

Giris, H. Bin, Ch.

“An adaptive scheme for digital protection of power transformers”, IEEE Transaction on Power Delivery, Vol.7, No.2, April 1992, pp.546-552.

“Microprocessor based step quadrilateral distance relay for the protection of EHV/UHV transmission lines”, IEEE Transaction on Power Delivery, Vol.7, No.1, January 1992, pp.91-97.

BIBLIOGRAFIE 77.

205

Guilmain, C. Theunissen, J.M. Newbould, J.C. Guzman A., Roberts J., Hou D.

“Configuration of substation secondary equipment”. Simpozion CIGRE Helsinki 1995, ref. 34.07.

79.

Hnatiuc, Leonte P.

“Modern Aspects on Construction of Electrical Apparatus”, Conferinta Internationala OPTIM’94, Brasov.

80.

Hortopan G

“Aparate Electrice”, Ed. Didactica si Pedagogica, Bucuresti, 1972.

81.

Hortopan Gh.

“Aparate electrice de comutatie”, Ed. Tehnica, Bucuresti, 1993.

82.

“Aparate electrice de comutatie. Tehnica fenomenelor rapide”, Ed. Tehnica, Bucuresti, 1985.

83.

Hortopan Gh., Trusca V., Pavelescu D., Serbanescu M., Nitu S. Hortopan, G.

84.

Hortopan, Gh.

“Aparate elecrice de comutatie”, Ed. Tehnica, 1993

85.

Hosokawa, N. S.

“Advanced communication system for power system stabilization and protection systems” , CIGRE 35/34-02, 1996.

86.

Hou D., Schweitzer E.O.

“Filtering for Protective Relays”, Western Protective Relay Conference, 1992.

87.

Huck, R. Botezat, M. Morogan, L. Câmpeanu, L. Poida, A. Ciobanu Gh. Hupfauer H.

“Implementation of the first digital integrated system with local functions at substation level for 400kV Cernavoda Substation and including it in the RENEL Communication System” lucrare la Conferinta Retele electrice de foarte înalte tensiune”, Sibiu 1995, Proceedings Vol.3

89.

Hupfauer, K. Koch, M.

“Wide-Band Communication for Transmission Line Relaying” , 35/34-01, Session CIGRE Paris, 1996.

90.

Ignat, I. Muntean, E. Pusztai, K. Ivan, I. Nesca, Gh.

“Unix- Gestiunea Fisierelor” Ed. Microinformatica Cluj Napoca, 1992

92.

Ivas, D. Munteanu, F.

“Functiunile unui sistem expert în centrele de conducere ale retelelor electrice si arhitecturi care pot prelua aceste functiuni” - - rev. Energetica Nr.1 seria B, 1994

93.

Ivascu C.

“Protectia prin relee si automatizari în sisteme electroenergetice”, I.P. Timisoara, 1983.

94.

Ivascu C., Oprea I.

“Implementarea calculatorului numeric în protectiile sistemelor electroenergetice”, Buletin stiintific si tehnic al U.T. Timisoara, 1990.

95.

Jeerings D.I., Linders J.R.

“A Practical Protective Relay for Down - Conductor Faults”, IEEE Transaction on Power Delivery, Vol.6, No.2, April1991, pp. 565-571

96.

Jeerings D.I., Linders J.R.

“Unique Aspects of Distribution System Harmonics due to High Impedance Grounds Faults”, IEEE Transaction on Power Delivery, Vol.5, No.2, April 1990, pp. 1086-1092.

78.

88.

91.

“New Ground Directional Elements Operate Reliably for Changing System Conditions”, 23rd Annual Western Protective Relay Conference, Spokane, Washington, 15-17 October 1996.

“Aparate Electrice”, Ed. Didactica si Pedagogica, Bucuresti, 1972.

“Communication System for Relaying”, Session CIGRÉ Paris, 1996.

“Optimizarea costului calitatii sistemelor de programe” rev. PCWorld, Nr. 6/1995, pg58

206 97.

Jones, C. J. Beierl, O. Colombo, E. s. a.

“Guidelines for monitoring, control and supervision of GIS ingorporating advanced technologies”. Simpozionul CIGRE 1996, ref. 23-203

98.

Joyce, E.

“Software bugs: A matter of life and liability” Datamation, May 1987.

99.

Kamwa, G.

“Fast adaptive schemes for tracking voltage phasor and local frequency in power transmission and distribution systems”, IEEE Transaction on Power Delivery, Vol.7, No.2, April 1992, pp.789795.

100. Keiller, P. A. Miller, D. R.

“On the use and the performance of software reliability growth models” Reliability Engineering and System Safety, pp. 95-117, 1991.

101. Kennedy J.M., Thorp J.S.

“Variable Digital Filter Response Time in a Digital Distance Relay”, General Electric Company Publication, USA, 1993.

102. Knight, J. C. Leveson, N. G.

“A reply to the criticisms of the Knight & Leveson experiment” ACM SIGSOFT Software Engineering Notes, Jan. 1990.

103. Knight, J. C. Leveson, N. G.

“An experimental evaluation of the assumptions of independence in multiversion programming” IEEE Transactions on Software Engineering, vol. SE-12, pp. 96-109, Jan. 1986.

104. Knuth, D. E.

“Tratat de programarea calculatoarelor. Algoritmi fundamentali” Ed. Tehnica Bucuresti, 1974

105. Kwon, Gi Won Lee Park, M. Chul Yoon Ho Yoo

“High impedance detection utilizing incremental variance of normalized even order harmonic power”, IEEE Transaction on Power Delivery, Vol.6, No.2, April 1991, pp.557-563.

106. Labos, S. S.

“Schutz von Hochspannungsleitungen mit Mikrorechnern”, Wissenschaftliche Konferenz fur Energie Wirtschaft”, Zittau 1982, pp. 147-156

107. Laughton, M. A.

“Expert application in power ssytems” - Prentice Hall International, 1990

108. Leonte P.

“Aparate electrice”, Vol. 1 si 2, I.P. Iasi, 1983.

109. Leveson, N. G.

“Software safety: What, why, and how” Computing Surveys, vol. 18, June 1986.

110. Lin, Cheng, Huang, Yeh

“Investigation of magnetizing inrush current in transformers”, IEEE Transaction on Power Delivery, Vol.8, No.1, Junuary 1993, pp.246263.

111. Littlewood, B. Keiller, P. A.

“Adaptive software reliability modeling” in 14th International Symposium on Fault-Tolerant Computing, pp. 108-113, IEEE Computer Society Press, 1984.

112. Littlewood, B.

“Predicting software reliability” Philosophical Transactions of the Royal Society (London), pp. 513-526, 1989.

113. Littlewood, B.

“Stochastic reliability-growth: A model for fault-removal in computer programs and hardware designs” IEEE Transactions on Reliability, pp. 313-320, 1981.

114. Lopez Fernandez

“Experience of ree with digital control systems in transport substations”, CIGRE 34-102, 1996.

115. Mann, N. R. Schafer, R. E. Singpurwalla, N. D.

Methods for Statistical Analysis of Reliability and Life Data. New York: John Wiley & Sons, 1974.

BIBLIOGRAFIE

207

116. Manolescu P.

“Masuri electrice si electronoce”, Ed. Didactica si Pedagogica, Bucuresti, 1980.

117. Matlac I.

“Aparate electrice de comutatie”, I.P. Brasov, 1971.

118. Matlac I.

“Convertoare electroenergetice”, Ed. Facla, Timisoara, 1987.

119. Matlac, I.

“Aparate electrice de comutatie”, I.P. Brasov, 1971.

120. Matlac, I.

“Convertoare electroenergetice”, Ed. Facla, Timisoara, 1987.

121. McLaren, Swift, Zhang 122. McLaren, Swift, Zhang

“Open systems relaying”, IEEE Transaction on Power Delivery, Vol.9, No.3, July 1992, pp.1316-1324.

123. McLaren, Swift, Zhang

“Open systems relaying”, IEEE Transaction on Power Delivery, Vol.9, No.3, July 1992, pp.1316-1324.

124. Miao, Hanjin Wu, Jaw-Shyang Liu, Chen-Ching

“Inteligent System Methodologies for Alarm Processing, Fault Diagnosis and System Restoration” rev. Energetica Nr. 4, seria B, 1995

125. Mihoc D., Iliescu S.

“Automatizari si protectii prin relee în sistemele electroenergetice”, Ed. Didactica si Pedagogica, Bucuresti, 1983.

126. Miller, D.

“Making statistical inferences about software reliability” NASA Contractor Report 4197, Nov. 1988.

127. Minovic M.

“Schaltgeräte”, Hütkig Pflaüm Verlag, München-Heidelberg, 1977.

128. Mocanu C.I.

“Teoria câmpului electromagnetic”, Ed. Didactica si Pedagogica, Bucuresti, 1981.

129. Mocanu C.I.

“Teoria circuitelor electrice”, Ed. Didactica si Pedagogica, Bucuresti, 1981.

130. Moga, M.

“Conducerea proceselor din energetica cu calculatoare de proces”. Editura Mirton, Timisoara 1997

131. Moldovan L.

“Echipamente electrice”, U.T. Timisoara, 1994.

132. Moldovan L.

“Proiectarea aparatelor si echipamentelor electrice”, U.T. Timisoara, 1994.

133. Moldovan, L.

“Echipamente electrice”, U.T. Timisoara, 1994.

134. Munteanu, R.

“Fiabilitate”

135. Muresan T., Schlet Z., Buta A., Moldovan L., Popescu V.

“Aparate si instalatii pentru reducerea consumului de energie electrica în industrie”, Ed. Facla, Timisoara, 1984.

136. Murty V.V.S.Yalla

“A digital Multifunction Protective Relay”. IEEE Transaction on Power Delivery, Vol.7, No.1, January 1992, pp. 193-199.

137. Musatescu, V. Varsandam

“Contributii privind realizarea unui sistem expert pentru operatiile de reconfigurare a retelelor electrice de distribuitie” - rev. Energetica Nr.5 seria B, 1993

138. Musatescu, V. Popescu, M. Prisecaru, I.

“Sistem expert pentru diagnoza condensatorului grupului DSL-50” rev. Energetica Nr.5 seria B, 1993

“A new directional element for numerical distance relays”, IEEE Transaction on Power Delivery, Vol.10, No.2, April 1995, pp.666675.

208 139. Muslea, I.

“C++ pentru avansati” Ed. Microinformatica Cluj Napoca, 1994

140. Nagel, P. M. Skrivan, J. A.

“Software reliability: Repetitive run experimentation and modeling” NASA Contractor Report 165836, Feb. 1982.

141. Nazarko, J. Zalewski, W.

“An application of the Fuzzy Set Theory to Power Distribution System Calculations” lucrare la Conferinta AMSE, Brno 1995, Proceedings Vol. 1

142. Niculae, I. Lazarescu, M. Rancu, L. Stan, C. Badanau, M. Oprea, L. 143. Nitu V. I., Festila C., Matlac I.

“Sistem deschis de conducere a proceselor energetice” - rev. Energetica nr. 5, seria A, 1995

144. Nitu V. I., Ionescu C.

“Fiabilitate în energetica”, Ed. Didactica si Pedagogica, Bucuresti, 1980.

145. Nitu, V. I. Festila, C. Matlac, I. 146. Ohnishi

“Echipamente electrice si electrotehnice de automatizare”, Ed. Didactica si Pedagogica, Bucuresti, 1983.

147. Omar, A. S. Y.

“A fundamental digital approach to impedance relays”, IEEE Transaction on Power Delivery, Vol.7, No.4, October 1992, pp.18611867.

148. Oprea, L. Badanau, M. Stan, C. Rancu, L. 149. Panoiu, Al. Cristea, V. s. a. 150. Patrascoiu, S. Hurdubetiu, S.

“Data procesing system for monitoring high voltage electric station” - lucrare la Conferinta Retele electrice de foarte înalte tensiune”, Sibiu 1995, Proceedings Vol.3

151. Patriota De Siqueira I.

“Reliability of Protective Apparatus and its Impact on Power System Performance”, 34-201, Session CIGRÉ Paris, 1996.

152. Paunescu, F. Golesteanu, D. P.

“Sisteme de prelucrare distribuita si aplicatiile lor” Ed. Tehnica Bucuresti , 1993

153. Pavelescu D., Trusca V., s.a.

“Masurarea si studiul caracteristicilor arcului electric într-un model de întreruptor de joasa tensiune cu comutatie în vid”, Simpozionul “Electrotehnica-‘96”, Bucuresti, 1996, Proceedings, pp. 40-46.

154. Pavelescu, D. Trusca V. s.a.

“Masurarea si studiul caracteristicilor arcului electric într-un modul de întreruptor de j.t. cu comutatie în vid”, Simpozionul “Electrotehnica ‘96”, Bucuresti 1996, Proceedings pg. 40-46

155. Penescu C., Calin S.

“Ptotectia prin relee electronice a sistemelor electrice”, Ed. Tehnica, Bucuresti, 1969.

156. Peterson, I.

“A digital matter of life and death” Science News, Mar. 1988.

157. Phadke

“Synnchronized sampling and phasor measurement for relaying and control”, IEEE Transaction on Power Delivery, Vol.9, No.1, January 1994, pp.442-452.

“Echipamente electrice si electrotehnice de automatizare”, Ed. Didactica si Pedagogica, Bucuresti, 1983.

“Instalation Deterioration Monitoring System for Ungrounded Power Distribution Systems.”, IEEE Transanction on Power Delivery, Vol.9, No.2, April 1994.

“UNIX” Ed. Teora 1993 “Sistem expert pentru preselectarea contingentelor periculoase” - rev . Energetica Nr.2, seria B 1995

BIBLIOGRAFIE

209

158. Poeata A., Arie A., Crisan M., Buta A.

“Transportul si distributia energiei electrice”, Ed. Didactica si Pedagogica, Bucuresti, 1981.

159. Pop E. si colectiv

“Tehnici moderne de masurare”, Ed. Facla, 1983.

160. Popardovsky, V. Matuskova, I.

“Artificial neural network as Supervisory Control for Discrete Event Dynamic Systems” - lucrare la Conferinta AMSE, Brno 1995, Proceedings Vol. 1

161. Russel, G. Sage

“Unix pentru profesionisti” Ed. De Vest Timisoara 1993

162. Sanduleac, M. Iftimie, M. Iftimie, M. 163. Santoso, A.

“Retele neuronale feed-forward si Kohonen - solutii de implementare si studii de comportament” - rev. Energetica Nr.5 seria B, 1993

164. Schett, G. Engler, F. Jaussi, F. Pettersson, K. Kaczkowski, A. 165. Schweitzer E.O.

The intelligent GIS - a fundamental change in the combination of primary and secondary equipment - lucrare prezentata la Simpozionul CIGRE 1996 ref. 34-104

166. Schweitzer E.O., Jeff Roberts

“Distance Relay Element Design”, 46th Annual Conference for Protective Relay Engineers, Texas A&M University College Station, Texas, April 1993, pp. 1 - 26.

167. Schweitzer Engineering Laboratories 168. Schweitzer Engineering Laboratories

“SEL Application Guide”, Pullman - Washington, USA, 1996.

169. Schweitzer, E.O.

“New developments in distance relay polarization and fault type selection”, 16th Annual Western Protective Relay Conference, Spokane, 1989, pp.2-18.

170. Scott, R. K. Gault, J. W. McAllister, D. F. 171. Shimeall, T. J. Leveson, N. G.

“Fault-tolerant software reliability modeling” IEEE Transactions on Software Engineering, May 1987.

172. Sidhu, Singh, Sachdev

“Design, Implementation and Testing of An Artificial Neural Network Based Fault Direction Discriminator for Protecting Transmission Lines”, IEEE Transaction on Power Delivery, Vol.10, No.2, April 1995, pp.697-706.

173. SIEMENS

“Line Protection Relay 7SA511”, documentatie tehnica, 1993.

174. SIEMENS

“Numerical Overcurrent Protection Relay 7SJ531”, documentatie tehnica, 1996.

175. Sima, V. Varga, A.

“Practica optimizarii asistate de calculator”. Ed. Tehnica Bucuresti, 1986

176. Sora C.

“Bazele electrotehnicii”, Ed. Didactica si Pedagogica, Bucuresti, 1982.

177. Suciu I.

“Aparate electrice”, Ed. Didactica si Pedagogica, Bucuresti, 1968.

“Real-time software testing for microprocessor-based protective relays”, IEEE Transaction on Power Delivery, Vol.9, No.3, July 1994, pp.1359-1367.

“New developments in distance relay polarization and fault type selection”, 16th Annual Western Protective Relay Conference, Spokane, 1989, pp.2-18.

Documentatiile tehnice ale releelor SEL-321 si SEL-351, Pullman Washington, SUA, 1996-1997.

“An empirical comparison of software fault-tolerance and fault elimination” IEEE Transactions on Software Engineering, pp. 173183, Feb. 1991.

210 178. Suciu I.

“Bazele echipamentelor electrice”, Ed. Facla, Timisoara, 1980.

179. Swartz L., Melcher J.C.

“Integrated Protection, Control and Data Aquisition in Substations”, 34-109, Session CIGRÉ Paris, 1996.

180. Swartz, L. Melcher, J. C.

“Integrated protection, control and data aquisistion in substations” Simpozionul CIGRE 1996 ref. 34-109

181. Switzerland Laboratories

“Module adaptoare de curent-tensiune - LEM”, documentatie tehnica, 1993.

182. TELECOMM

“CDR - 16.32” documentatie tehnica, 1995

183. TELECOMM

“DIPA - ACE” documentatie tehnica, 1996

184. Tertisco, M. Stoica, P. Popescu, Th. 185. Thurein, I. P.

“Identificarea asistata de calculator a sistemelor” - Ed. Tehnica Bucuresti, 1987

186. Toderean, G. Costeiu, M. Giurgiu, M. 187. Toderean, G. Costeiu, M. Giurgiu, M. 188. Toderean, G. Giurgiu, M Lupu, E. Dobrota, V. 189. Toivonen, M.

“Retele neuronale artificiale” Ed. Albastra Cluj Napoca, 1995

190. Trifu, R. Balog, Al.

“Testarea si evaluarea produselor program” rev. PC World Nr. 6/1995, pg.52

191. Trusca V., Popescu M.O.

“Tehnologia de fabricatie a aparatelor electrice”, Ed. ICPE, Bucuresti, 1996.

192. Vasilievici Alex.

“Aparate si echipamente electrice”, Vol. 1 si 2, Ed. MS, Sibiu, 19951996.

193. Vasilievici Alex., Balasiu F.

"Integrated Equipment of Protection, Automation & Measure for Mean Voltage Network in Power Transformation Stations and Substations", International AMSE Conference Proceedings, Brno 1995, Vol. 4, pp. 150-159


“Equipment of Protection, Automation and Measurement for Medium Voltage Networks”, 6th International Expert Meeting, University of Maribor, University of Ljubljana, Maribor - Slovenia, 13-15 May 1997.


“Tratarea mixta a retelelor de medie tensiune - consideratii asupra instalatiilor de protectie”, Conferinta de Electroenergetica, U.P. Timisoara, 1997.

196. Vasilievici Alex., Balasiu F., Gal S. 197. Vasilievici Alex., Balasiu F., Gal S.

“Locator de defecte pentru linii de înalta tensiune”, Conferinta de Electroenergetica, U. P. Timisoara, 1997.

“Adequacy of system security assessments tools for system operators” - Proc. CIGRE 1986 Session, Paris

“Retele neuronale” Ed. Microinformatica Cluj Napoca, 1994

“Transputere si procesoare de semnal”. Ed. Microinformatica Cluj Napoca, 1993

“Digital multirate algorithms for measurement of voltage, current, power and flicker”, IEEE Transaction on Power Delivery, Vol.10, No.1, Junuary 1995, pp.116-126.

“Protectii numerice pentru linii de înalta si medie tensiune”, Simposion 75 ani Fac. Electrotehnica, I.P. Bucuresti, 1996.

BIBLIOGRAFIE

211

198. Vasilievici Alex., Balasiu F., Gal S., Fagarasan T., Blagu I. 199. Vasilievici Alex., Gal S.

“Sistem de monitorizare a parametrilor unei celule de transformator 400/220 kV”, Sesiunea de comunicari stiintifice, Fac. de inginerie, Sibiu, 1995.

200. Vasilievici Alex., Gal S.

“Asupra elementelor de structura hard ale unei protectii de distanta pentru sistemul energetic”, Simpozionul national al retelelor electrice, Bacau, 1992.

201. Vasilievici Alex., Gal S.

“Echipamentul de executie si dispozitia constructiva a echipamentelor componente ale protectiei digitale de distanta”, Sesiunea de comunicari stiintifice a Universitatii E. Murgu, Resita, 1993.

202. Vasilievici, Al. Gal, S.

“Algoritmi ai programelor protectiei de distanta digitale”, Revista Energetica, 1992.

203. Vasilievici, Al.

“Aparate si echipamente electrice”, Vol. 1 si 2, Ed. MS, Sibiu, 19951996.


“Asupra elementelor de structura hard ale unei protectii de distanta pentru sistemul energetic”, Simpozionul national al retelelor electrice, Bacau, 1992.

205. Vasilievici, Al. Fagarasan, T.

“Distributed management system for power transformer substations” - Proceedings conferinta AMSE’95 Brno, Cehia

206. Vasilievici, Al. Balasiu F.

“Echipament de protectie, automatizare si masura pentru linii de medie tensiune”, Conferinta de Electroenergetica, U.T. Timisoara, 17-18.11.1994.


“Echipamentul de executie si dispozitia constructiva a echipamentelor componente ale protectiei digitale de distanta”, Sesiunea de comunicari stiintifice a Universitatii E. Murgu, Resita, 1993.


“Equipment of Protection, Automation and Measurement for Medium Voltage Networks”, 6th International Expert Meeting, University of Maribor, University of Ljubljana, Maribor - Slovenia, 13-15 May 1997.

209. Vasilievici, Al. Balasiu, F.

“Integrated Equipment of Protection, Automation & Measure for Mean Voltage Network in Power Transformation Stations and Substations”, International AMSE Conference Proceedings, Brno 1995, Vol. 4, pp. 150-159

210. Vasilievici, Al. Balasiu, F. Gal, S. 211. Vasilievici, Al. Balasiu, F. Gal, S. 212. Vasilievici, Al. Balasiu, F. Gal, S. Fagarasan, T. Blagu, I. 213. Vasilievici, Al. Fagarasan, T. Blagu, I.

“Locator de defecte pentru linii de înalta tensiune”, Conferinta de Electroenergetica, U. P. Timisoara, 1997.

“Algoritmi ai programelor protectiei de distanta digitale”, Revista Energetica, 1992.

“Protectii numerice pentru linii de înalta si medie tensiune”, Simposion 75 ani Fac. Electrotehnica, I.P. Bucuresti, 1996. “Sistem de monitorizare a parametrilor unei celule de transformator 400/220 kV”, Sesiunea de comunicari stiintifice, Fac. de inginerie, Sibiu, 1995.

“Supervision, Control and Monitoring for High Voltage Networks” Proceedings Conferinta OPTIM’96 - Brasov

212 214. Vasilievici, Al. Fagarasan, T. Blagu, I.

“Supravegherea, controlul si monitorizarea instalatiilor de înalta tensiune” - lucrare prezentata la Simpozionul jubiliar Electrotehnica ’96, Bucuresti 1996


“Tratarea mixta a retelelor de medie tensiune - consideratii asupra instalatiilor de protectie”, Conferinta de Electroenergetica, U.P. Timisoara, 1997.

216. Vesely, W. E.

“The Evaluation and Optimization of Maintenance Effectiveness on Unavailability and Risk” - Reliability Engineering and System Safety 41 (1993)

217. Villandagos, J. Gonzalez de Mendivil, J. Alastrue, C. F.

“Automatic Fuzzy Control Based on Neural Networks for DC. Engines - lucrare la Conferinta AMSE, Brno 1995, Proceedings Vol. 2

218. Viziteu I.

“Aspecte ale modelarii matematice a fiabilitatii releelor de distanta”, Sesiunea stiintifica jubiliara - 80 ani de invatamînt electrotehnic Iasi, 1992.

219. Viziteu I., Ivascu C.

“Mentenanta preventiva si cresterea eficientei instalatiilor de protectie prin relee”, Revista Energetica, nr. 5B, 1995.

220. Wahlström B., Aoshima Y., Mino Y., Lajoie-Mazenc C., Torderson D.R., Zomers A.N. 221. Waterman, D. A.

“The Future Substation: A Reflective Approach”, 23-207, Session CIGRÉ. Paris, 1996.

222. Williams, C. J.

“We distribute enough energy but not enough intelligence” DA/DSM Conference Viena 96

223. Wook, Hynn Kwon

“High Impedance Fault Detection utilizing IncrementalVariance of Normalized Even Order Harmonic Power”. IEEE Transaction on Power Delivery, Vol.6, No.2., April 1991, pp. 557-563

224. Xia, He, Li

“A Reliable Digital Directional Relay Based on Compenseted Voltage Comparison for E.H.V. Trenasmission Lines”, IEEE Transaction on Power Delivery, Vol.7, No.4, October 1992, pp.19551961.

225. Zocholl S., Jeff Roberts, Benmouyal G.

“Selecting CTs to Optimize Relay Performance”, 50th Annual Protective Relay Engineers Conference, Texas A&M University College Station, Texas, 7-9 April 1997.

“A guide to expert systems” - Addison-Wesley Publishing Co., Inc., Reading, MA

Echipamente de protectie si comanda pentru retele electrice

Recommend Documents