Home - Rasfoiesc.com
Educatie Sanatate Inginerie Business Familie Hobby Legal
Meseria se fura, ingineria se invata.Telecomunicatii, comunicatiile la distanta, Retele de, telefonie, VOIP, TV, satelit




Aeronautica Comunicatii Constructii Electronica Navigatie Pompieri
Tehnica mecanica

Electronica


Index » inginerie » Electronica
» PROIECT DE DIPLOMA Informatizarea si Conducerea Proceselor Energetice - Sisteme de suraveghere, contol si achizitie de date pentru o statie de interconexiune 220 / 110 kV


PROIECT DE DIPLOMA Informatizarea si Conducerea Proceselor Energetice - Sisteme de suraveghere, contol si achizitie de date pentru o statie de interconexiune 220 / 110 kV




Universitatea “POLITEHNICA” Bucuresti

Facultatea de ENERGETICA

Informatizarea si Conducerea Proceselor Energetice




PROIECT DE DIPLOMA

Sisteme de suraveghere, contol si achizitie de date pentru o statie de interconexiune 220 / 110 kV

Sistemul SCADA, concepte si caracteristici

Descriere general a

Obiectivul principal al celor mai multe sisteme integrate de monitorizare si conducere a retelelor electrice de distributie (RED) este de a oferi utilizatorului suficiente informatii si facilitati de comanda pentru a exploata reteaua electrica din subordine in conditii de siguranta, securitate si economicitate. Denumirea uzuala pentru aceste sisteme este sistem de supraveghere, comanda si achizitii de date, SCADA. Practic un sistem SCADA ofera operatorului posibilitatea de supraveghere, exercitare si de a i se confirma executarea comenzilor asupra unor echipamente specifice. Indeplinirea acestui scop face un sistem SCADA sa fie construit, conform definitiei date de ANSI, din „toate dispozitivele de comanda, semnalizare si telemasurare de la centrul de comanda si toate echipamentele corespunzatoare situate in statiile electrice”.

Ca principiu , un sistem SCADA este alcatuit dintr-un subsistemul unitatii de achizitie de date primare si subsistemul de relucrare si interfata grafica cu utilizatorul.

Istoric, sistemele SCADA, au evoluat de la sisteme centralizate, in care existau doua sau trei echipamente ce concentrau functiile mai sus amintite, catre sisteme descentralizate puternic distribuite, in care apar multiple echipamente de achizitie amplasate in teren, cat mai aproape de sursa informatiilor culese. Aceasta tendinta implica aparitia unui nou element si anume subsistemul de comunicatii.

Cel mai simplu sistem SCADA este sistemul master-slave (denumit si sistem de unu la unu), care consta dintr-un singur calculator coordonator, master, prevazut cu interfete de dialog cu utilizatorul si de transmisii de date si un calculator de proces, slave, tip RTU (Remote Terminal Unit), dotat cu interfete de proces (pentru intrari si iesiri analogice si numerice) si, desigur, o interfata de comunicatii. Astfel de sisteme sunt considerate sisteme mici, fiind rar utilizate in conducerea retelelor electrice.

Intrucat implementarea este partiala, structura trebuie sa ofere posibilitatea extinderii actualei realizari astfel incat sa se ajunga la o structura ierarhizata, deschisa, cu functii distribuite.

Unul din conceptele esentiale pentru sisteme de automatizare si dispecer ce trebuie avute in vedere este cel de sistem deschis.

Caracteristica de sistem deschis este stabilita de arhitectura sistemului modulara ce trebuie sa fie distribuita si de structura platformelor sistemelor de operare si a protocoalelor de comunicatie ce se bazeaza pe standarde industriale nonproprietar.

RTU-urile moderne au ca principala caracteristica o abordare modulara pentru o solutie total distribuita, a sistemelor de automatizare. Astfel de sisteme multiprocesor permit interconectarea a numeroase echipamente inteligente si procesoare de comunicatie, module de I/O distribuite, realizarea functiilor de automatizare precum si conectarea la centrele zonale/ teritoriale de dispecer, ca nivel ierarhic superior de conducere.

Structura unui sistem SCADA

De regula, sistemul este alcatuit din:

1. Terminalele inteligente - instalate in celule care asigura functii:

de protectie ;

de achizitie (citiri intrari de stare; iesiri de comanda; supraveghere; masurare, etc).

de automatizare specifice: AAR; RAR; DRRI; interblocari locale la celule fara interventia sistemului master de statie.

Pentru terminalele de pe transformatoare se instaleaza si protectii de rezerva distincte cu alimentare autonoma (curent alternativ operativ). Toate terminalele sunt interconectate printr-o retea cu RTU master de Statie.

RTU - In camera de comanda din fiecare statie, sistemul contine cel putin un echipament de tip RTU (Remote Terminal Unit - Master de Statie), care „interogheaza” toate terminale aflate in statie, cu rol de concentrator de date, de server de date de timp real, de server de comunicatie catre sistemul ierarhic superior. Acest RTU coordoneaza intreaga statie, si asigura interfata catre o consola grafica pentru operator.

Ca optiune echipamentul Master trebuie sa fie capabil sa lucreze in sisteme redundante calde astfel incat sa se poate extinde la sisteme fara nici un singur punct unic de cadere. De asemenea va asigura comutarea automata pe canalul de comunicatie de rezerva catre sistemul ierarhic superior si catre terminalele inteligente (daca el exista), in cazul caderii canalului principal.

Interfata grafica utilizator (GUI – Graphical User Interface) pemite transmiterea informatiilor achizitionate catre operator si este alcatuit in principiu din:

PC - Pe acest PC va rula un software de aplicatii specific sistemelor energetice. Serverul master din statie localizat in camera de comanda sau in camera celulelor este serverul de comunicatie asigurand legatura intre SCC (Sistemul de comanda control) si statie, permitand dispecerului sa monitorizeze si sa comande de la distanta statia. De asemenea va permite operatorului din statie atunci cand acesta asigura conducerea locala a statiei sa realizeze toate functiile de conducere, monitorizare, supraveghere si mentenanta necesare.

Imprimanta - pentru tiparire rapoarte, alarme etc.

Un echipament de tip GPS pentru sincronizarea ceasului intern din fiecare dispozitiv cu timpul universal.

Sistemul de comunicatii prin care echipamentele din SCADA comunica intre ele. Este alcatuit din totalitatea echipamentelor fizice existente (porturi de comunicatii, convertoare de mediu, echipamente de retea) cat si din limbajul de comunicatii intre dispositive denumit protocol de comunicatie

Sisteme SCADA deschise

Caracteristica de sisteme deschise poate fi probata prin functii impuse de standarde internationale precum:

Suporta protocoale de comunicatie deschise, nonpropietar, protocoale acceptate de majoritatea firmelor din domeniu, bazate pe standarde inustriale ca: DNP 3.0, IEC 870-5, UCA 2.0.

Functia de convertor de protocol pentru schimbul de date dintre diverse sisteme de comanda, RTU-uri si IED-uri, ce au integrate protocoale diferite.

Functia de automat programabil care ofera o solutie puternica de automatizare prin software-ul integrat.

Posibilitatea de configurare / personalizare a aplicatiei in functie de cerintele aplicatiei, a punctelor de I/O si posibilitati de parametrizare foarte usoara prin softul de configurare.

Existenta a multiple porturi de comunicatie pentru a putea interfata module proprii, RTU-uri, IED-uri.

Baze de date distribuite pe fiecare statie sau zona

Functia de concentrator de date pentru RTU-uri si IED-uri satelite, si de server de comunicatii.

Posibilitati multiple de dezvoltare a unui sistem existent cu functii SCADA.

Posibilitate de extinderea a numarului de puncte de I/O controlate

Functii realizate

In cele ce urmeaza se prezinta functiile principale care trebuie sa fie asigurare pentru SICP (Sistemul Integrat de Control Si Protectie)din statii

Sistemul trebuie sa asigure toate functiile de protectie necesare echipamentelor primare.

Sistemul trebuie sa asigure functii de achizitie de date

Sistemul va asigura functiile traditionale asigurate de achizitie de date de la terminalele inteligente, de la toate echipamentele de comutatie monitorizate, de marimi analogice furnizate de alte echipamente sau traductoare si sa permita executarea comenzilor primite de la centrul zonal de comanda (dispecer).

Sistemul trebuie sa asigure algoritmi de comanda

Sistemul va permite incorporarea unui software de automat programabil ca parte integranta (fara alte resurse hardware) ca parte a SICP. Acest lucru va permite realizarea de programe de automatizare secventiale pentru a realiza unele functii tipice ca:

comenzi secventiale de anclansari declansari

secvente automate de anclansari declansari

interblocari la nivel local si central

realizarea de paralel pe transformatoare.

AAR

DRRI

DAS de frecventa, de putere.

Sistemul trebuie sa asigure integrarea altor echipamente de la diversi producatori si va oferi posibilitatea unei usoare integrari a altor echipamente in sistem. Acest lucru impune:

interfete fizice de conectare diverse canale de comunicatie (RS232, 485, ethernet etc)

protocoale de comunicatie deschise, non proprietar (IEC 870-5-101, DNP 3.0, Modbus RTU, IEC870-5-103)

Sistemul trebuie sa asigure transferul fisierelor. SICP va permite achizitionarea inregistrarilor grafice (oscilopertubograme) de la terminale, transferul si arhivarea lor in calculator in format Comtrade compatibil cu standardul IEE C37.111-1991.

Sistemul trebuie sa asigure conectare virtuala cu terminalele din retea in scopul asigurarii transparente a transferului de fisiere de la / si la terminale. Acest lucru inseamna ca personalul mentenanta / PRAM / ingineri de analiza sa poata initia si utiliza cea ce apare ca fiind o conectare directa de la PC-ul destinat acestui scop la releu, contor, sau alte dispozitive, fara a face fizic o conectare directa (adica prin portul RS232 sau modem la echipament). Aceasta functie permite utilizatorului sa comunice direct cu echipamentul de la sediul central sau dintr-un alt nod al retelei (implicit din camera de comanda a statiei care va fi un nod al retelei) pentru a modifica parametrii, pentru a culege semnale de date din echipament, pentru a realiza configurari, reprogramari si de a realiza alte functii ce nu sunt critice (Nu sunt de timp real).

Sistemul trebuie sa permita reconfigurare a sistemului

Softurile de configurare pentru toate echipamentele din sistem trebuie sa fie disponibile. Acestea vor permite echipei de mentenanta sa modifice sistemul de comanda si terminalele care sunt conectate in retea. Fisiere de configurare pe noduri ale retelei se vor crea si memora local impreuna cu codul executabil. Sistemul va permite incarcarea acestor fisiere de configurare de la distanta, fiind prevazut la cerere cu mecanism de descarcare automata a configuratiei pentru un anumit nod la repornirea acestuia.

Fisierele de configurare vor fi organizate ierarhic pe proiecte, dispozitive, aplicatii si tabele de date pentru a definii clar parametrii sistemului la fiecare nivel al sistemului. De la un PC local sau de la distanta, sistemul va permite:

sa urmareasca informatiile din intreaga statie si de la toate statiile aflate in sistem

sa creeze, editeze, incarce, descarce fisiere de configuratie

sa genereze rapoarte de sistem

sa realizeze diverse lucrari de mentenanta.

Sa permita producerea unor rapoarte informative ca:

lista de conexiuni

configurarea perifericelor

date despre proiect si echipamente.

sistemul trebuie sa asigure auto diagnoza

Sistemul va fi astfel realizat incat sa nu necesite testare periodica si mentenanta. Fiecare echipament din sistem sa aiba functii de autotestare in timpul functionarii, sa determine si sa anunte problemele pe masura ce ele apar.

Sistemul trebuie sa asigure statistici comunicatie si alarme Serverul de comunicatie din retea va asigura informatii statistice referitoare la comunicatii care sa contina cel putin urmatoarele informatii:

incercari de comunicare;

incercari de retransmitere a unor pachete de date;

incercari reusite.

Starea curenta a fiecarui echipament din retea trebuie sa poata fi monitorizata si comandata (echipament on line sau off line). In cazul caderii unui canal de comunicatie sa poata comuta automat pe canalul de rezerva daca acesta exista si sa genereze automat alarme de sistem precum si inregistrarea evenimentului intr-un jurnal de sistem.

Sistemul trebuie sa asigure deconectarea, reconectarea, inlocuirea. Arhitectura sistemului va permite de asemenea inlocuirea in timpul functionarii a oricarui echipament din nodurile retelei. Va permite deconectarea, reconectarea, inlocuirea dupa care sistemul va reveni automat la stare normala. In plus de secventa de autotestare de la pornire, echipamentele vor avea capacitatea de a da alarma atunci cand dupa pornire nu pot lua legatura cu dispozitivele din retea. Nereusita conectarii in LAN va determina generarea unei (unor) alarme si o inregistrare in jurnalul de evenimente pentru acel dispozitiv.

Sistemul trebuie sa asigure functia de autopornire. Sistemul va fi capabil de a porni automat odata ce a fost pus in functiune corect. Aceasta presupune restartarea terminalelor sau a intregului sistem dupa caderea tensiunii, initializarea unui restart de catre utilizator, sau orice eveniment care determina un restart fara ca echipamentul sa fie defect hardware, sau comunicatia sa fie intrerupta.

Functia de osciloperturbograf Sistemul trebuie sa permita inregistrarea formelor curbelor a oricaror marimi de intrare / iesire selectate prin programare. Pornirea inregistrarii osciloperturbografului trebuie sa fie comandata de:

demarajul sau declansarea oricarei protectii;

schimbarea starii oricarei intrarii sau iesirii digitale;

depasirea unui anumit prag de catre intrarile analogice

Functii de inregistrare profil sarcina (Tendinte) Terminalul trebuie sa permita inregistrarea a cel putin 16 canale de intrare configurabile a oricarui parametru de intrare sau calculat in mod continuu pentru ultimele 30 zile, cu un interval programabil de la 1 sec. la 1 ora. Marimi inregistrate

curenti pe faze si curentul pe conductorul neutru;

tensiuni intre faze si tensiune de secventa zero;

intrarile analogice in c.c.;

intrari si iesiri digitale.

durata inregistrarii : minim 2,5 sec;

frecventa de esantionare: minim 3kHz;

numar de inregistrari: minim 8.



Functii de comunicatie

HMI

Echipamentele din sistemul SCADA trebuie sa aiba posibilitatea sa comunice cu un operator prin intermediul unui afisor si a unei claviaturi aflate pe panoul frontal al aparatului. Toate setarile si configuratiile vor putea fi introduse manual de la aceasta tastatura. Displayul va permite citirea oricaror marimi din terminal.

Comunicatie Locala

Ecipamentul din sistemul SCADA trebuie sa posede un port de comunicatie pentru cuplarea cu un Laptop in vederea programarii, citirii tuturor marimilor achizitionate si calculate, descarcarii fisierelor de configuratie deja existente in releu sau in vederea descarcarii unui fisier de configuratie.

Comunicatii la distanta

Sistemul trebuie sa asigure comunicatia cu GUI si cu mai multe sisteme ierarhice superioare si cu echipamentele subordinate.

Protocoalele de comunicatie

Sunt acceptate sunt IEC870-5-101 sau DNP3.0 si mai recent IEC61850. Desigur echipamentul poate avea si alte protocoale in afara de cele mentionate. Pe langa functiile tipice SCADA (comanda, monitorizare etc) pe aceste porturi terminalul trebuie sa poata transfera fisiere cum ar fi cele de configurare, cele grafice, cele de evenimente etc (sa accepte protocol TFTP pe LAN Ethernet).

Terminalul trebuie sa comunice atat cu masterul de statie cat si independent fata de acesta cu oricare alt terminal din retea (comunicatie „peer to peer”) in vederea realizarii interblocarile locale independent de functionarea sau nu a masterului de statie.

De asemenea, terminalul trebuie sa aiba o intrare de sincronizare pentru a realiza sincronizarea cu ceasul univeral.

Functii de supraveghere Echipamentele din sistemul SCADA trebuie sa aiba posibilitatea sa se autosupravegheze si sa se autotesteze in vederea aparitiei unor defectiuni.

Terminalul trebuie sa poata exercita minimum urmatoarele functii de supraveghere:

supravegherea integritatii circuitelor de anclansare si declansare a intrerupatorului;

inregistrarea sumei patratului curentilor declansati prin comanda de la protectii, in vederea planificarii intrarii in revizie curenta a intrerupatorului.

Cerinte si performante impuse echipamentului RTU

Echipamentele RTU     trebuie sa indeplineasca urmatoarele cerinte pentru a respecta performantele minime impuse.

Unitatea centrala

Programul RTU sa fie rezident in EPROM, baza de date a RTU sa rezide in memoria protejata cu acumulator sau NVRAM. Aceasta memorie trebuie sa stocheze datele de configurare cel putin 6 luni in cazul caderii alimentarii RTU.   

RTU va folosi o arhitectura deschisa, procesare distribuita cu caracteristicile :

porturi seriale pentru interfatare cu contoare electronice, relee digitale, automate programabile, etc

comunicatii cu alte SCADA Master Station folosind protocoale diferite de comunicatie.

posibilitatea inlocuirii oricarei placi (modul) I/O, cablu intern I/O, cablu extern I/O in timp ce RTU este alimentat, fara a perturba functionarea generala a RTU sau a altor puncte I/O.

interfata PC pentru ca RTU-ul sa poata functiona in regim local sau telecomandat si realizarea configurarii bazei de date local sau telecomandat.

placile (modulele) I/O sa poata fi integrate in arhitectura distribuita, fiind posibila plasarea lor la distanta de unitatea de baza a RTU, comunicatia folosind o legatura de minim 256 kbps.

Sistemul de operare in timp real trebuie sa aiba urmatoarele caracteristici :

integrat, multi tasking cu strat supervizor eficient structurat.

planificare cu prioritati a proceselor in coordonare cu alte taskuri; aplicatiile utilizator partitionate in seturi de taskuri.

comunicatie si sincronizare intertask.

alocare dinamica a memoriei.

ceas timp real.

Supravegherea realizarii functiilor

Controler de intreruperi

Firmware si software pot fi implementate in limbaj de programare de nivel inalt ca de exemplu C sau C++. Sistemul de operare in timp real va fi furnizat cu toate programele operationale implementate in EPROM. Se vor lua masuri pentru ca in memoria non volatila programabila de catre utilizator (ex. EPROM) sa se defineasca sau redefineasca configuratia si parametri de operare, etc. Proiectarea RTU-ului va fi independenta de orice protocol de comunicatie existent sau propus care ar impune restrictii ale flexibilitatii functionalitatii RTU. Schimbarile de protocol vor fi efectuate numai prin schimbarea software / firmware-ului.

Disponibilitatea minima de cel putin 98% pe durata de viata minima de 10 ani a RTU-ului, exclusiv timpii de cadere ai comunicatiilor.

Capacitatea de a functiona fara a-si degrada performantele la     temperature situate intre -20sC +60s C si umiditate 0-95% fara condensare.

Ceas intern : RTU-ul va folosi ceas intern pentru a stampila toate schimbarile de stare la cea mai apropiata milisecunda dupa ce schimbarea a fost detectata de logica (exclusiv timpul impus de I/O pentru filtrare). Softul RTU trebuie sa foloseasca ceasul intern pentru a mentine timpul zilei cu scopul de a stampila si memora anul, ziua, minutul, secunda, milisecunda pentru fiecare alarma detectata. In plus RTU-ul va cere setarea timpului prin notificare la Master de cite ori cade alimentarea. RTU-ul va avea ceasul intern care va avea o eroare mai mica decat 0,1 secunde in     24 de ore atunci cand nu este sincronizat cu ceas extern.

RTU-ul va reporni automat dupa caderea alimentarii, fara a fi afectata operarea sa. Sursa RTU va fi protejata impotriva schimbarii polaritatii alimentarii.

Protectia la supratensiuni: ANSI C37, IEC 255 -5, IEC 801 -2, IEC 801 -3.

Module de Intrari / Iesiri (I/O)

Proiectarea RTU pe baza principiilor de procesare distribuita va avea software de timp real de achizitie date si comanda care se interfateaza cu punctele I/O reale din teren, ce sunt instalate pe module periferice, mai degraba decit in unitatea centrala. Perifericele I/O vor efectua procesari specializate de memorare.

Modulele I/O vor fi module inteligente continand microprocesoare si vor fi configurate ca slave fata de modulul unitate centrala al RTU.

Intrarile de stare vor fi scanate la interval de cel putin o milisecunda de catre modulul de intrari digitale de stare.

Softul RTU-ului va suporta filtrarea impulsurilor parazite sau o alta metoda de a reduce alarmele false cauzate de dispozitivele care isi pot schimba starea destul de rapid si pentru care nu este necesara raportarea de fiecare data a acestei schimbari de stare. Parametri vor fi descarcati pe fiecare punct.

RTU-ul va fi capabil sa suporte detectarea schimbarii instantanee a punctelor. RTU-ul nu trebuie sa piarda schimbarile de stare rapide, de aceea schimbarile de stare trebuie sa fie determinate de RTU si memorate pana cand vor putea fi transmise la master din statie. Pentru ca detectarea intre ciclurile de scanare a master SCADA sa fie posibila, detectarea schimbarii momentane va fi selectabila software pentru toate punctele de intrari digitale.

Pentru Secventa de Evenimente (SOE), acolo unde se cere, punctele de intrare digitale vor fi prevazute sa furnizeze valori de secvente de evenimente, in plus fata de functiile normale pentru punctele de intrari digitale de stare. RTU-ul va marca cu timp ordinea aparitiei modificarilor de stare a contactelor externe. La o schimbare de stare, evenimentul va fi identificat cu numar de identificare punct, tip eveniment, timp aparitie in ore, minute, secunde, milisecunde, sau asa cum este suportat la nivelul protocolului din Master Station.

Datele asociate fiecarui eveniment vor fi memorate in RTU pentru transmitere ulterioara.

Filtrarea digitala este preferata pentru aceasta aplicatie. Aceeasi caracteristica de filtrare se va aplica tuturor punctelor SOE. Filtrarea va fi ajustabila prin software.

RTU-ul va memora cel putin 1000 de evenimente.

RTU-ul va mentine datele SOE cel putin 1 saptamana la caderea alimentarii RTU-ului.

Comunicatii

Porturi de comunicatie

Fiecare RTU va avea cel putin 8 porturi de comunicatie. 7 porturi vor suporta comunicatii cu contoare electronice, relee cu microprocesor, RTU, sateliti, remote/local PC. Al 8-ulea port va fi port dedicat de mentenanta.

Fiecare port de comunicatie va fi selectabil pentru operare in gama 300-19.200 bps.

Fiecare port va functiona independent.

Numarul de porturi va fi expandabil peste 8.

Protocoale de comunicatie

Protocol deschis IEC 870-5 si DNP 3.0

RTU trebuie sa fie capabil a comunica cu master SCADA al clientului.

Toate EPROM-urile continand protocoalele de comunicatie trebuie sa fie reproductibile de catre client folosind un sistem normal de copiere.

Protocolul trebuie sa suporte transmiterea de date SOE de la RTU si recunoasterea de catre host al clientului.

RTU sa fie capabil sa comunice cu multiple master stations. Fiecare master station poate folosi diferite protocoale de comunicatie si viteze de transmisie. Baza de date va fi posibil sa fie partitionata astfel incit cumparatorul sa poata mapa punctele in baza de date conform protocoalelor. Aceasta partitionare va determina care puncte sunt accesibile pentru comanda sau monitorizare pe fiecare port, definibil la nivel de punct.

Medii de comunicatie

Linii telefonice (prin linii inchiriate sau comutate), radio, fibra optica

RTU-ul va suporta canale seriale separate ca grupe de RTU-uri multi punct.

Concentrator de date submaster.

RTU-ul va fi capabil sa asigure functia de Master Station sau Submaster in cazul retelelor SCADA mari si ierarhizate, si unde este necesara concentrarea de date de la nivelul inferior la nivelul principal master.

Caracteristica de concentrare date va interoga continuu propria retea de RTU-uri sau modulele I/O in configuratie descentralizata si va buffera datele achizitionate pentru Master Station. Comenzile de control sunt executate sub directia masterului.

Releele inteligente

Evolutia releelor folosite in statiile de inalta tensiune

In trecut, statiile electrice au fost prevazute cu functii de protectie, comanda si masura realizate cu dispozitive electromecanice, ce asigura functia de protectie specifica echipamentului primar protejat. Aceasta prima generatie de aparate a fost, dupa un timp, inlocuita intr-o oarecare masura cu dispozitive electronice analogice, care emulau o singura functie de protectie. Ambele aceste tehnologii necesita o multime de legaturi costisitoare si aparataj auxiliar pentru a se putea realiza o schema de functionare.

Recent se folosesc echipamente electronice digitale in aceste scopuri. La inceput aceste echipamente electronice digitale erau fie monofunctie fie aveau o functionalitate foarte limitata, fara a conduce la o reducere substantiala a necesitatilor de cablare si aparataj auxiliar.

In ultimul timp au aparut relee digitale multifunctionale care reduc mai mult necesarul de legaturi si aparataj auxiliar, care pot comunica electronic date catre sistemul SCADA. Ele sunt denumite generic IED (Inteligent Electronic Device -dispozitiv electronic inteligent). Prin folosirea lor necesarul de cabluri si aparataj auxiliar in statie poate fi redus cu 20% pana la 70% fata de nivelul anului 1990, pe masura ce IED-urile integreaza din ce in ce mai multe functii intr-un singur dispozitiv.



Utilizatorii de echipamente electromagnetice sunt deasemenea interesati sa-si reduca costurile imbunatatind calitatea energiei si productivitatea personalului, marind fiabilitatea instalatiilor si eficienta lor. Aceste obiective se realizeaza cu ajutorul unui soft cu functii corespunzatoare atat la nivelul statiilor cat si la centrele de supraveghere ierahica. Sunt necesare comunicatii de mare viteza pentru transferul datelor in sistemele de comanda si monitorizare automate din ziua de azi. In viitorul apropiat vor fi necesare comunicatii de foarte mare viteza pentru transmiterea semnalelor de protectie, cu timp de raspuns de la un IED la altul si inapoi sub 5 ms, valoare stabilita de EPRI (SUA) in proiectul MMS/UCA2 din anul 1998. Unele utilitati din Europa au inceput sa acorde interes pentru aceasta initiative finalizata printr-un nou concept de comunicatie (bazat pe UCA/MMS) aparut in 2004 sub denumirea de IEC61850

IED-urile care au capabilitatile mentionate mai sus asigura mult mai multe date asupra sistemului electromagnetic decat cele disponibile in momentul de fata. Ele permit imbunatatirea exploatarii, intretinerii si aplicarea unui sistem de configurare adaptiva a schemelor de protectie si comanda. Aceasta noua generatie de dispozitive va putea totodata fi mai usor incorporata in schemele de automatizare, atat la nivelul statiei cat si la cel al intreprinderii si al retelei.

Arhitectura hardware a unui releu modern

INTRARI Modul CPU IESIRI

Figura 2.1 – Schema bloc de principiu a unui releu

Componentele unui releu modern

Un releu modern este un dispozitiv digital care contine o unitate centrala de perelucrare (CPU) pentru mai multe tipuri de semnale de intrare si de iesire.

Modulul CPU include fimware care asigura realizarea elementelor de protectie sub forma unor algoritmi logici precum si porti logice programabile, elemente de temporizare si elemente de automentinere pentru realizarea functiilor de comanda.

Elementele de Intrare accepta o mare varietate de semnale analogice sau digitale (binare) venite din instalatie, le izoleaza si le converteste in semnale logice care sa poata fi folosite de catre releu.

Elementele de Iesire convertesc si izoleaza semnalele logice generate de releu, in semnale digitale sau analogice care sa poata fi folosite de catre dispozitivele aflate in instalatie.

Tipuri de semnale utilizate de un releu

Intrarile si Iesirile pe contacte sunt semnale digitale asociate cu legaturi pe fire fizice la contacte. Sunt admise atat contacte cu potential cat si fara potential.

Intrarile si Iesirile Virtuale sunt semnale digitale asociate unor semnale logice interne ale releului. Intrarile virtuale includ si semnalele generate de la interfata locala cu operatorul. Iesirile virtuale reprezinta iesirile de la ecuatiile de logica interna folosite de utilizator pentru adapatarea releului la aplicatia sa. Iesirile virtuale pot servi si ca intrari virtuale in ecuatii logice interne ale releului.

Intrarile si Iesirile Analogice sunt semnale asociate unor traductoare cum ar fi Traductoare Rezistive de Temperatura (RTD), etc.

Intrari de la TT si TC se refera la semnalele analogice de curent alternativ primite de la transformatoarele de curent si tensiune. Releele UR admit TC cu secundar de 1A sau 5A.

Intrarile si Iesirile de la Distanta asigura un mijloc de a folosi in comun informatia interna de stare a fiecarui releu, intre relee amplasate la distanta mare unele fata de altele. Iesirea la distanta dintr-un releu devine intare de la distanta a altuia.

Operatia de evaluare a variabilelor interne ale unui releu

Figura 2.2 – Operatia de evaluare a variabilelor interne

Releele moderne lucreaza prin metoda scanarii ciclice. Acesta citeste intrarile logice intr-un tabel de stari al intrarilor, rezolva programul logic secvential, dupa care determina starea fiecarei iesiri inscriind-o intr-un tabel de iesiri. Comanda executiei taskurilor se face pe nivele de intreruperi.

Arhitectura software a unui releu

Firmware-ul (softul integrat din fabrica in releu) este conceput sub forma de module functionale care sa poata fi instalate in oricare releu, conform cerintelor. Aceasta operatie se executa prin tehnica OOD/OOP (Programare si Proiectare bazata pe Obiecte).

Metodele bazate pe obiecte implica folosirea “obiectelor” si “claselor”. Un obiect este definit ca fiind o entitate logica care contine atat codul (instructiunile) cat si datele care sunt prelucrate. O “clasa” este o forma generalizata de “obiecte” similare. Folosind aceasta conceptie pot fi create Clase de Protectie avand elemente de protectie drept obiecete ale respectivei clase, ca de exemplu protectiile: Maximala Temporizata de Curent, Maximala Instantanee de Curent, Diferentiala de Curent, Minima Tensiune, Maxima Tensiune, Frecventa Minima, Distanta, etc. Astfel de obiecte reperezinta de fapt module software complete si independente. Aceeasi conceptie obiect-clasa poate fi folosita pentru functiile Masura, Comenzi Intare/Iesire, Interfata Om Masina (HMI), Comunicatii, etc.

Folosind tehnicile OOD/OOP in realizarea arhitecturii software, se obtin aceleasi avantaje ca pentru arhitectura hardware: modularitate, scalabilitate si flexibilitate. Softul de aplicatie pentru fiecare terminal (protectie de Fider, de Transformator, de Distanta, etc) se construieste combinand obiecte luate din mai multe clase functionale. Rezulta in felul acesta o unitate de aspect si abordare pentru toate aplicatiile bazate pe aceasi platforma

Sisteme de protectie

Obiectivele sistemelor de protectie

Sistemele de protectie sunt ansamble de dispozitive automate simple sau complexe, realizate de regula cu relee cu comutatie dinamica sau statica, sau cu sisteme de calcul, instalate pe echipamentele sistemelor energetice, cum sunt generatoare, transformatoare, bare colectoare, linii etc., cu rolul de a supraveghea functionarea acestora. In cazul depasirii peste anumite limite a parametrilor ce caracterizeaza regimul normal de functionare al acestora, instalatiile de protectie intervin in mod operativ, activ, izoland echipamentul in care a aparut defectul de restul instalatiilor SE daca este pusa in pericol integritatea echipamentului sau functionarea normala a SE. De regula izolarea se realizeaza prin deconectarea intrerupatoarelor rin care echipamentul protejat se conecteaza la SE. In cazul in care modificarea parametrilor in raort cu valorile normale nu pune in pericol imediat EP sau SE, IP semnalizeaza regimul anormal de functionare.

Daca nu se adopta deciziile corespunzatoare, deci IP nu-si indeplineste functiile, defectele si regimurile anormale se pot transforma in avarii, adica SE va avea o asemenea functionare incat nu mai poate asigura alimentarea cu energie electrica a consumatorilor nici macar la limita inferioara a parametrilor ce caracterizeaza calitatea energiei electrice.

Separarea automata a echipamentului defect de restul elementelor SE urmareste trei obiective principale:

sa impiedice dezvoltarea defectului, respectiv extinderea efectelor acestuia asupra altor instalatii din SE si eventuala transformare a acestuia intr-o avarie de sistem; in timpul scurtcircuitelor, datorita scaderilor de tensiune si a descarcarii generatoarelor sincrone (GS) de putere activa toate fi perturbata stabilitatea in functionare a generatoarelor sincrone si a centralelor care functioneaza in paralel, cu toate consecintele tehnice si economice asupra SE si a consumatorilor

sa restabileasca un regim normal de functionare pentru restul SE, asigurand continuitatea in alimentare a consumatorilor in conditii cat mai bune

sa limiteze deteriorarea prin efecte termice si electrodinamice ale curentilor de scurtcircuit a elementelor in care s-a produs defectul. Aceste deteriorari pot avea consecinte economice deosebit de grave datorita costului ridicat al echipamentelor SE actuale, in special al generatoarelor si compensatoarelor sincrone si al transformatoarelor si autotransformatoarelor

Din cele de mai sus, rezulta o particularitate importanta a IP si anume: supraveghind functionarea elementelor SE, din totalul starilor posibile in care acesta poate functiona, IP trebuie sa deosebeasca cu precizie doua situatii – regimul normal si regimul de defect. IP trebuie sa actioneze doar in ultimul caz si sa izoleze EP de restul sistemului. De aici rezulta ca in functionarea IP intervin perioade indelungate de asteptare in care acestea trebuie sa fie capabile de actionare corecta.

IP contribuie la asigurarea urmatoarelor cerinte de exploatare ale SE: continuitatea si siguranta in exploatare, calitate ridicata a energiei electrice furnizate precum si integritatea echipamentelor SE. Pentru a fi posibila indeplinirea acestor cerinte, IP trebuie sa aiba un grad inalt de siguranta in functionare, rapiditate si sa satisfaca alte conditii, dintre care mentionam: selectivitate si sensibilitate.

Selectivitatea

Prin selectivitatea unei IP se intelege capacitatea acesteia de a deconecta de restul SE numai si numai echipamentul in care a aparut defectul, prin intermediul celor mai apropiate intreruptoare. In cazul in care, din anumite motive acest lucru nu se poate realiza, IP trebuie sa izoleze defectul prin deconectarea altor intreruptoare, astfel incat sa fie decuplati cat mai putini consumatori.

Un sistem energetic poate fi divizat in zone protejate pentru:

generatoare sincrone (G)

transformatoare (T)

bare coelctoare (B)

linii electrice de transort si distributie (L)

motoare electrice (M)

In figura 3.1 este reprezentata schema unui sistem care contine echipamentele enumerate mai sus, si in care sunt delimitate zonele protejate ale protectiilor acestor echipamente.

Realizarea conditiei de selectivitate impune IP urmatoarele:

sa actioneze la defecte in echipamentul protejat

sa nu actioneze la defecte pe elementele vecine, lasand posibilitatea lichidarii defectului de catre protectiile acestora, dar fiind pregatita sa actioneze daca defectul nu a fost lichidat

Pentru IP impotriva regimurilor anormale, care actioneaza la semnalizare, prin selectivitate se intelege capacitatea acestora de a indica precis personalului de serviciu echipamentul care trebuie supravegheat

Conditia de selectivitate se realizeaza prin diverse mijloace. La unele protectii, aceasta conditie este indeplinita prin insusi principiul de functionare, cum este cazul protectiilor diferentiale, care, se mai numesc protectii absolut selective. Majoritatea protectiilor actioneaza si la defecte pe elementele vecine, iar conditia de selectivitate se obtine prin introducerea unor mijloace suplimentare cum sunt elementele temporizate si / sau elemente directionale.

Figura 3.1 – Zone protejate intr-un sistem energetic

Sensibilitatea

Prin sensibilitatea IP se intelege capacitatea acelei protectii de a actiona la toate defectele pentru care a fost prevazuta, indiferent de valorile marimilor electrice supravegheate (curenti, tensiuni, impedante) cu ajutorul carora se determina momentul aparitiei defectului. Problema sensibilitatii unei IP se pune pentru acel domeniu al marimilor electrice mai sus mentionate, situat in vecinatatea regimului normal de functionare al EP.

Sensibilitatea unei IP se evalueaza cu ajutorul coeficientului de sensibilitate. Pentru protectiile maximale de curent, coeficientul de sensibilitate reprezinta raportul dintre valoarea minima a curentului de scurtcircuit calculat Isc.min.c (pentru care protectia trebuie sa actioneze) si valoarea curentului de pornire a protectiei IPP (la care protectia actioneaza)

Curentul Isc.min.c se calculeaza din conditiile concrete de functionare a EP, la un timp egal cu cel de actionare al protectiei, in cazul unui scurtcircuit metalic, in zona limita la care trebuie sa actioneze protectia, iar curentul IPP se determina in functie de tipul protectiei si de conditiile concrete de functionare ale acesteia.

Datorita neglijarii componentelor active ale impedantelor buclelor de scurtcircuit, valoarea curentului de scurtcircuit real Isc.min.r este mai mica decat cea determinata prin calcul:

Isc.min.r < Isc.min.c

Protectia de curent trebuie sa actioneze si la valoarea minima a curentului de scurtcircuit real, adica

IPP= Isc.min.r

Din relatiile de mai sus expresia coeficientului de sensibilitate devine

Ca urmare, valoarea lui Ksens pentru protectiile maximale de curent trebuie sa fie intotdeauna supraunitara. Pentru diferite situatii concrete, valorile Ksens se impun prin normative pentru fiecare tip de protectie

Practic, realizarea acestei conditii intampina serioase dificultati, mai ales in cazul protectiilor simple. Evident, conform primei relatii, singura modalitate de crestere a coeficientului de sensibilitate o conduce reducerea valorii curentului de pornire IPP, pe seama introducerii unor elemente suplimentare in structura protectiei. Astfel, in cazul protectiilor maximale de curent, cresterea sensibilitatii se obtine prin:

blocaje de minima tensiune

filtre de componente simetrice (in cazul rotectiilor impotriva defectelor nesimetrice)

iar in cazul protectiilor diferentiale, imbunatatirea sensibilitatii se asigura prin:

utilizarea transformatoarelor cu saturatie rapida

folosirea releelor diferentiale cu franare

Rapiditatea

Rapiditatea este una din conditiile cele mai importante pe care trebuie sa le indeplineasca IP, in primul rand cele montate pe EP de tensiuni inalte si foarte inalte (sisteme intinse si puternice)

Aceasta conditie este determinata de multiple implicatii si consecinte pe care le are deconectarea cu intarziere a echipamentului in care s-a produs defectul, atat asupra acestuia cat si asupra functionarii SE. Dintre aceste consecinte mentionam

a)     Pericolul pierderii stabilitatii de functionare in paralel a generatoarelor sincrone in timpul scurtcircuitelor si care constituie cea mai periculoasa avarie din SE. In cazul scurtcircuitelor are loc o descarcare de putere activa a GS, in functie de tipul defectului (cel mai mult la scurtcircuit trifazat si cel mai putin la monofazat) precum si de distanta de la generator la defect (descarcarea maxima are loc la scurtcircuitul trifazat la borne). Ca urmare, creste viteza motoarelor primare si valoarea unghiului intern δ. Daca scurtcircuitul este lichidat intr-un timp suficient de mic, pericolul iesirii din sincronism a GS se reduce, cu atat mai mult cu cat timpul de deconectare este mai redus. Influenta timpului de lichidare al scurtcircuitelor asupra stabilitatii dinamice a SE rezulta din analiza caracteristicilor P=f(δ) coresunzatoare cazului unui GS conectat la SE prin doua linii paralele (fig 3.2). Caracteristicile P=f(δ) din figura 3.3 corespund urmatoarelor situatii:



caracteristica 1 – regim normal

caracteristica 2 – regim de scurtcircuit in K

caracteristica 3 – regim normal dupa deconectarea liniei L1 de catre protectie

Figura 3.2 – Sistem conectat prin doua linii paralele

Figura 3.3 – Caracteristicile P=f(δ)

Cu cat defectul este lichidat mai rapid, cu atat este mai redus unghiul δdec corespunzator momentului deconectarii intreruptoarelor liniei L1; in aceste conditii se reduce aria de accelerare Aacc, creste aria de franare Afr si se imbunatatesc conditiile de mentinere a stabilitatii

b)     Tensiunea de alimentare a consumatorilor din zona se reduce pe durata scurtcircuitului. La un scurtcircuit pe linia L, figura 3.4, tensiunea remanenta pe barele centralei Ur < Un, figura 3.5, cuplurile motoare asincrone Mm=AU2 se reduc iar turatia scade. Daca scurtcircuitul este lichidat intr-un timp scurt, diferenta tdec – tsc este mica, durata mentinerii unei tensiuni scazute pe barele centralei este deasemenea mica iar micsorarea turatiei motoarelor asincrone nu este pronuntata. Restabilirea tensiunii dupa lichidarea defectului intr-un timp scurt imbunatateste posibilitatea revenirii la o functionare normala a motoarelor asincrone; in caz contrar acestea isi reduc mult turatia sau se opresc iar la revenirea tensiunii este posibil ca autopornirea sa nu aiba loc.

c)     Echipamentele energetice parcurse de curentii de scurtcircuit, precum si elementul in care a aparut defectul sunt afectate prin efectele termice si electrodinamice ale curentilor, precum si de catre arcul electric de la locul defectului, intr-o masura cu atat mai redusa cu cat scurtcircuitul este lichidat intr-un timp mai scurt. In prezenta IP rapide se mareste eficacitatea altor instalatii de automatizare din sistem. Este cazul instalatiilor de reanclansare automata rapida (RAR); in conditiile unei IP rapide, care limiteaza extinderea defectului si favorizeaza stingerea arcului electric, pentru deionizarea mediului ramane un timp mai mare, ceea ce imbunatateste probabilitatea reusitei renaclansarii.

Figura 3.4 – Schema electrica

Figura 3.5 – Variatia U=f(t)

IP a echipamentelor de puteri mari si tensiunii ridicate li se impun conditii foarte severe in ceea ce priveste rapiditate. Timpul total tt de lichidare al unui defect este consituit de timpul propriu de actionare al protectiei tIP si timpul propriu de deconectare a intreruptorului, tDI

tt = tIP + tDI   

Timpul total de existenta a scurtcircuitului tt este impus de tipul EP, puterea si tensiunea nominale, iar tipul de deconectare a intreruptorului tDI depinde de tipul acestuia. Intreruptoarele moderne au tDI = (0.04 ÷ 0.08)s. Aceste concluzii conduc la concluzia ca tIP este in multe situatii drastic limitat, ceea ce a condus la realizarea unor protectii rapide si ultrarapide, cu tIP = (0.01 ÷ 0.02) s.

Siguranta

Prin siguranta unei IP se intelege capacitatea acesteia de a actiona intotdeauna corect, numai si numai atunci cand sunt indeplinite conditiile de actionare si niciodata in lipsa acestor conditii. Se poate defini in acest mod siguranta actionarii si siguranta neactionarii.

Conditia de siguranta poate fi imbunatatita prin urmatoarele masuri:

in faza de proiectare a IP trebuie sa se opteze pentru scheme cat mai simple, realizate cu aparatura de un inalt grad de fiabilitate in functionare; in plus, in afara protectiei de baza vor fi prevazute, atunci cand este cazul, si protectii de rezerva locala si/sau protectii de rezerva la distanta

in faza de executie (montare) a IP, operatiunile de montare – electrice si mecanice – trebuie sa fie de cea mai buna calitate, pentru a fi excluse intreruperile conductoarelor, scurtcircuitele intre ele precum si actionarea gresita a releelor datorita vibratiilor

in faza de exploatare, operatiunile de verificare, reparatii si reglare trebuie sa fie de cea mai buna calitate si executate la termenele planificatesau ori de cate ori este necesar

Protectii de baza, de rezerva si auxiliare

Toate EP importante de SE sunt prevazaute cu IP de specializare impotriva tuturor tiurilor de defecte si regimuri anormale posibile. Aceste protectii, care sesizeaza in cele mai bune conditii de sensibilitate, selectivitate, rapiditate si siguranta un anumit tip de defect se numesc protectii de baza si le revine principala responsabilitate in deconectarea EP.

In conditii reale de functionare, apar situatii cand protectia de baza nu reuseste sa lichideze defectul pentru care a fost prevazuta si aceasta, datorita functionarii necoresunzatoare a protectiei, sau refuzului intreruptorului de a executa comanda de declansare. Pentru a preveni asemenea situatii, pe langa protectia de baza se prevede si o protectie de rezerva, care actioneaza numai cand protectia de baza nu a lichidat defectul. Protectia de rezerva poate fi realizata in doua moduri:

a)     protectia de rezerva locala, realizata prin instalarea unei protectii suplimentare e acelasi element si care indeplineste urmatoarele conditii:

este realizata pe un alt principiu de functionare decat protectia de baza

este conectata la alte TC si TT, prin alte circuite secundare

este alimentata din alte surse de tensiune operativa decat protectia de baza

b)     protectia de rezerva locala este ineficienta in cazul blocarii intreruptorului si actioneaza cu o anumita temporizare fata de protectia de baza.

c)     protectia de rezerva la distanta, realizata prin protectiile elementelor vecine celui in care a aparut defectul si care intervine, cu o anumita temporizare, numai in cauzul in care protectia de a baza a acelui element nu a lichidat defectul. Aceasta protectie, evident, este eficienta si in cazul blocarii unui intreruptor.

In cazul anumitor tipuri de protectii de baza, este posibil ca acestea sa nu asigure protectia EP pe intreaga sa lungime a liniilor, a infasurarilor statorice a GS sau a infasurarii transformatoarelor), datorita dificultatilor in asigurarea sensibilitatii protectiei de baza. In aceste conditii poate ramane o anumita portiune, spre sfarsitul liniei sau spre neutrul infasurarilor, neprotejata de catre protectia de baza, portiune numita zona moarta.

Protectiile prevazute impotriva defectelor in zonele moarte ale protectiilor de baza se numesc protectii auxiliare.

Normativele de proiectare a IP stabilesc tipurile de protectie ce trebuiesc instalate pe fiecare element al SE, in functie de puterea, tensiunea, destinatia si complexitatea EP.

Notiuni despre protectia de distanta

Generalitati

In retelele complexe, care au noduri cu alimentare din mai multe de doua directii, precum si in retele buclate cu mai multe surse de alimentare, selectivitatea protectiilor nu mai poate fi asigurata prin temporizari si directionari adecvate cum era posibil in cazul protectiilor de curent utilizate la liniile cu alimentare bilaterala. In aceste retele nu pot fi folosite nici sectionarile de curent directionale, intrucat prezinta zone moarte si nu asigura protectia de rezerva a elementelor vecine.

Tinand seama de conditiile impuse rapiditatii protectiilor din retelele complexe (exista pericolul pierderii stabilitatii), precum si de necesitatea asigurarii selectivitatii, pentru asemenea retele ar fi indicate protectii rapide cum ar fi protectia diferentiala, protectia comparativa directionala si protectia comparativa pe faza. Aceste protectii impun insa compararea curentilor de la extremitati, al sensurilor de circulatie a puterilor sau a fazelor curentilor, ceea ce conduce la necesitatea unui schimb de informatii intre protectiile de la cele doua extremitati care se poate efectua printr-un canal de transmisie.

Protectia de distanta acopera un domeniu de aplicatii in care protectiile de curent – rapide sau temporizate si directionate nu pot asigura performantele impuse iar protectiile diferentiale, comparative directionale si comparative nu se justifica datorita costurilor prea ridicate. Functionare protectiei de distanta se bazeaza pe masurarea unor marimi electrice – curenti si tensiuni – de la aceeasi extremitate a liniei si determinarea impedantei, a distantei electrice pana la defect, cu ajutorul releelor de impedanta.

Protectia de distanta se utilizeaza mai ales in cadrul retelelor complexe, dar se recomanda si pentru retelele buclate sau chiar radiale in care protectiile de curent rapide sau temporizate directionate nu asigura conditiile de rapiditate, sensibilitate sau selectivitate.

Normativul de proiectare recomanda folosirea protectiei de distanta in urmatoarele situatii:

la liniile de 110 kV cu posibilitate de alimentare bilaterala protectia de baza impotriva scurtciruitelor monofazate si polifazate va fi asigurata la fiecare extremitate de alimentare cu cate o rotectie de distanta cu trei sau mai multe trepte de actionare – impedanta fiind de regula instantanee

la liniile de 110 kV cand protectiile de curent nu pot indeplini conditiile de rapiditate, sensibilitate sau selectivitate.

la liniile de 220 kV si 400 kV care alimenteaza statii coboratoare de transformare

la liniile din retele cu neutrul legat la pamant rin rezistenta, cand protectiile maximale de curent nu asigura conditiile de rapiditate, sensibilitate sau selectivitate.

la liniile din retele cu neutrul izolat sau tratat prin bobina de compensare, radiale sau buclate, atunci cand protectiile maximale de curent nu realizeaza conditiile de rapiditate, sensibilitate sau selectivitate.

la aceeasi categorie de linii ca mai sus dar buclate, cu tensiuni de 20 kV sau mai mult si la care protectia trebuie realizata in doua trepte de temporizare, cu control directional, in locul protectiei maximale de curent temporizate combinata cu sectionare rapida, ambele directionate, se recomanda o protectie de distanta cu 2-3 trepte de timp-impedanta

Protectia de distanta realizata dupa diverse principii comanda declansarea intreruptorului liniei la care este instalata cu o temporizare care este cu atat mai mare cu cat distanta pana la defect este mai mare. In trecut se foloseau protectii de distanta la care aceasta variatie a timpului in functie de distanta era liniara. In figura 3.6 este prezentata caracteristica de actionare a unei asemenea protectii, numita si caracteristica in panta.

Figura 3.6 – Caracteristica in panta a unei protectii de distanta

In prezent se folosesc aproape exclusiv protectii de distanta la care timpul de deconectare nu creste continuu cu distanta, ci in trepte (figura 3.7). Aceasta caracteristica in trepte este superioara celei liniare, deoarece permite o mai judicioasa esalonare a caracteristicilor protectiilor diferitelor linii dintr-o retea si duce in general la timpi de deconectare mici.

Dupa cum se observa in figura 3.7 un releu de distanta cu o asemenea caracteristica are multi timpi de actionare (de obicei trei sau patru) fiecare corespund unor anumite distante intre releu si defect numite zone. Astfel, pentru o distanta mai mica decat l1, declansarea se produce rapid, la timul t1; aceasta se numeste treapta I de timp a protectiei, iar distanta l1 zona I sau treapta I de distanta a acesteia. Un defect produs la o distanta mai mare decat l1, dar mai mica decat l2, este deconectat la timpul t2; distanta l2 este zona a II-a sau treapta a II-a de distanta a protectiei, iar timpul t2 – treapta a II-a de timp. In mod similar se definesc treptele urmatoare de distanta si de timp. Uneori, in special in exploatare, se obisnuieste a se defini drept zone al protectiei de distanta nu lungimile l1, l2, l3, l4, ci portiunile l1, l2l1, l3l2, l4l3 in care defectele sunt deconectate in timpii t1, t2, t3, t4.

Figura 3.7 – Caracteristica in trepte a unei protectii de distanta

Atat treptele de distanta cat si cele de timp sunt, in general, reglabile. Ca si releele de alte tipuri, indiferent de principiul lor constructiv, releele de distanta prezinta erori in determinarea distantei pana la locul defectului, cat si in temporizarea actionarii, deci in realizarea caracteristicii; eroarea in aprecierea distantei la releele in buna stare nu depaseste in general 20%. Erorile posibile in aprecierea distantei ar putea provoca o deconectare rapida si in cazul aparitiei unor defecte aparute pe alte linii in imediata apropiere a barelor statiei de la celalalt capat al linie protejate. Din acest motiv, treapta I a protectiei de distanta reprezinta de regula numai 80% din lungimea liniei protejate

Functionarea protectiei de distanta (in special pentru linia proprie) este independenta de valoarea curentului de scurtciruit si deci de regimul de functionare face ca ea sa fie mult superioara celorlalte tipuri de protectii.

In figura 3.8 este reprezentat un exemplu de realizare a unei protectii selective rapide, prin relee de distanta cu caracteristica in trepte, intr-o portiune de retea alimentata de la ambele capete. In cazul unui defect in punctul k1, deconectarea linie defecte se produce rapid de la ambele capete. In cazul unui defect in punctul k2, intreruptorul 5 (mai aproiat de locul defectului) va declansa rapid, iar protectia intreruptorului va comanda declansarea cu treapta a II-a de timp. Deoarece, datorita erorilor posibile in determinarea distantei, treapta I se alege de 80% din lungimea liniei, rezulta ca pe o portiune de 60% din linie defectele vor fi deconectate rapid de la ambele capete, in restul linie deconectarea se face de la unul din capete producandu-se cu treapta a II-a.

Din figura 3.8, se observa de asemenea ca daca protectia sau intrerupatorul refuza sa functioneze in cazul unui defect pe linie, declanseaza intreruptorul liniei vecine care alimenteaza defectul, la comanda protectiei de distanta cu timpul treptelor a II-a sau a III-a, dupa locul scurtcircuitului. Se observa deca ca protectia de distanta realizeaza atat deconectarea rapida a defectelor de pe liniile alaturate, care din diferite motive nu sunt deconectate prin intrerupatoarele proprii.

Figura 3.8 – Diagramele de functionare ale protectiilor de distanta

intr-un sector de retea

Protectia de distanta a unei linii este deci in acelasti timp si o protectie de rezerva pentru elementele alaturate ale retelei; dupa cum se stie, pentru a realiza si o rezerva a protectiilor liniilor alaturate, sunt necesare doua sau chiar mai multe protectii maximale, care de altfel nu prezinta aceleasi conditii de selectivitate ca cele de distanta.

Coeficientii de sensibilitate ai protectiilor de distanta sunt mai buni decat cei ai protectiilor maximale, in special pentru linia proprie si adesea si pentru cele alaturate

Diagramele de actionare ale protectiilor de distanta

Intr-un sistem de coordonate avand in abscisa rezistenta R si in ordonata reactanta X, diagrama de functionare a unui releu de impedanta (fig. 3.9) este un cerc cu centrul in origine si cu raza egala cu impedanta reglata Zr. Intr-adevar, pentru orice impedanta pana la locul defectului mai mica decat valoarea absoluta Zr releul comanda declansarea, iar pentru orice impedanta mai mare decat Zr declansarea nu se produce. Deci centrul de raza Zr imparte planul Z in doua domenii: impedante reprezentate prin vectori cu varful in interiorul sau (indiferent de unghiul acestora) determina declansarea iar cele reprezentate prin vectori cu varful in exteriorul sau nu determina declansarea. In consecinta, zona din interiorul cercului este denumita zona de lucru a releului, iar cea din afara sa zona de blocare.

In figura 3.9 este reprezentata in planul Z (de coordonate R si X) si impedanta caracteristica a liniei protejate, printr-o dreapta care trece prin origine si face cu axa absciselor unghiul φ egal cu cel al impedantei liniei. Pentru orice scurtcircuit net pe linie, impedanta de la locul de instalare a releului pana in punctul defectului este reprezentata printr-un vector care are directia acestei drepte si este cu atat mai mare cu cat distanta pana la punctul de scurtcircuit este mai mare. Rezulta ca functionarea acestora este determinata de distanta pana la locul defectului, impedanta buclei de scurtcircuit intre locul de instalare a releului si locul defectului fiind strict proportionala cu aceasta distanta. Aceasta proportionalitate este insa valabila numai in cazul scurtcircuitelor directe, nete. In cazul scurtcircuitelor prin rezistenta de trecere, impedanta buclei de scurtcircuit nu depinde exclusiv de caracteristicile liniei, ci si de valoarea acestei rezistente, deci nu mai constituie o masura a distantei.

Figura 3.9 – Diagrama de actionare a unui releu de impedanta

(Zr – impedanta reglata ; Zsc – impedanta de scurcircuit ; φ – unghiul liniei)

Dupa cum se stie, la liniile electrice si in special la cele aeriene majoritatea scurtcircuitelor nu sunt metalice ci prin arc electric. Deci, tocmai in majoritatea cazurilor, determinarea distantei de catre releele de impedanta este eronata. Rezistenta arcului electric care intervine in determinarea impedantei buclei de scurtcircuit nu are o valoare constanta, ci variaza cu lungimea acestuia si cu valoarea de scurtcircuit. Efectul arcului electric asupra functionarii protectiei de impedanta este ilustrat in figura 3.10. Se observa ca, datorita arcului electric, un defect produs pe linie la o distanta careia i-ar coresunde (in cazul unui defect net) impedanta Zsc1, care ar provoca declansarea, fiind in zona de lucru a releului, este determinat in mod gresit ca fiind situat la o distanta mai mare, careia ii corespunde impedanta Zsc2, situata in zona de blocare. Arcul electric are deci ca efect o micsorare a zonei de actionare a releului de impedanta (fata de cazul defectelor directe), micsorare care depinde de rezistenta arcului electric si deci nu poate fi determinat precis.

Figura 3.10 – Influenta arcului electric asupra actionarii releului de impedanta

(Zl – dreapta caracteristica a liniei; φl – unghiul liniei)

Eliminarea erorii introduse de arcul electric in determinarea distantei pana la locul defectului si prin aceasta in functionarea protectiilor de distanta reprezinta o cerinta esentiala. Solutia folosita in prezent pentru eliminarea acestor erori consta in realizarea unor relee denumite de impedanta mixta. Diagrama de actionare in planul Z a unui asemenea releu este tot un cerc, dar cu centrul deplasat din origine pe axa R (figura 3.11).

Figura 3.11 – Diagrama de actionare a releului de impedanta mixta

Raza si deplasarea cercului sunt realizate astfel incat, atat in cazul unui defect net situat pe linie la o distanta careia ii corespunde impedanta Zr, cat si in cazul unui defect in acelasi punct, dar printr-un arc electric , releul actioneaza. Totodata in cazul unui defect net, produs dupa o impedanta mai mare decat Zr, releul nu actioneaza. In felul acesta rezistenta arcului nu mai poate determina actionari incorecte. Rezistenta Ra a fost aleasa de 60% din impedanta portiunii de linie pentru care releul trebuie sa actioneze, pe baza experientei capatate in domeniu. Rezistenta arcului prin care poate avea loc un scurtcircuit fara ca actionarea protectiei sa fie eronata (asa-numita rezerva de arc) creste pe masura micsorarii impedantei liniei pana la locul defectului (figura 3.11).

Se pot obtine si diagrame de actionare in care cercul nu are centrul nici pe axa X, nici pe axa R. In practica se intalnesc frecvent asemena diagrame de actionare, de regula cercul cuprinzand in interiorul sau originea axelor de coordonate (figura 3.12) sau trecand prin acesta (figura 3.13). Avantajele pe care le prezinta astfel de diagrame rezulta din urmatoarele: in oricare din diagramele – cerc cu centru deplasat, impedanta de actionare variaza cu unghiul ei. Din figura 3.12 se observa clar ca impedanta de actionare este mai mare si deci protectia mai sensibila in cazul unor unghiuri mari (OD) si scade mult in cazul unor unghiuri mici (OS). Cum in general unghiul impedantei de sarcina este mult mai mic (de obicei sub 30s) decat cel al impedantei liniei, rezulta ca cu astfel de diagrame se obtine o protectie foarte sensibila la defecte si care in acelasi timp permite vehicularea puteri mari chiar in conditiile de tensiune scazuta cand masoara impedante de sarcina mici fara a se produce actionare. Trebuie mentionat ca odata cu dezvoltarea insemnata a sistemelor energetice cu aparitia unor linii lungi prin care se transporta puteri foarte mari, realizarea unor protectii de distanta care sa asigure simultan o mare sensibilitate la defecte si o mare caacitate de transport a liniei protejate constituie o preocupare esentiala a constructorilor de relee.

Figura 3.12 – Diagrama de actionare cu centrul deplasat ce inconjoara originea

Figura 3.13 – Diagrama de actionare cu centrul deplasat ce trece rin origine

Una dintre solutiile aplicate in sistemul nostru consta in folosirea a doua relee combinate ambele avand diagrama de actionare cerc cu centrul deplasat, unul dintre cercuri inconjurand originea iar celalalt intersectandu-l pe primul dupa cum se vede in figura 3.14, indicata pentru linii foarte lungi realizeaza o crestere importanta a sensibilitatii la defecte fara a micsora prin aceasta capacitatea liniei de transport

Figura 3.14 – Diagrama de actionare format din doua cercuri

Figura 3.15 – Diagrama de actionare de tip elipsa

Unele protectii rezolva aceasta problema prin realizarea unor diagrame de forma elipsa (figura 3.15) sau in forma de poligon (figura 3.16)

Figura 3.16 – Diagrama de actionare de tip poligon








Politica de confidentialitate





Copyright © 2021 - Toate drepturile rezervate