ord 41 12_pe504_mof_2_nte_011
TRANSCRIPT
NORMĂ TEHNICĂ PENTRU PROIECTAREA SISTEMELOR DE CIRCUITE
SECUNDARE ALE STAŢIILOR ELECTRICE NTE 011/12/00
VOLUMUL I PRESCRIPŢII GENERALE
PREAMBUL
Prezentul „Normativ pentru proiectarea sistemelor de circuite secundare ale staţiilor electrice”
se aplică la proiectarea sistemelor de circuite secundare ale staţiilor electrice de conexiuni şi/sau
transformare, cu tensiunea de peste 1 kV, noi sau care sunt supuse modernizării.
Normativul este organizat pe trei parţi, şi anume:
Volumul I – „Prevederi generale” – care cuprinde domeniul de aplicare şi prevederile comune
diverselor sisteme de circuite secundare.
Volumul II – „Sisteme de conducere şi teleconducere” – care cuprinde prevederi referitoare la
sistemele de conducere şi teleconducere ale instalaţiilor şi echipamentelor din reţelele de transport şi
distribuţie ale energiei electrice.
Volumul III – „Sisteme de protecţie şi automatizări” – care cuprinde prevederi specifice protecţiei
şi automatizării pentru instalaţiile şi echipamentele cu tensiunea de peste 1 kV din staţiile electrice
de transport şi distribuţie a energiei electrice.
Menţiune: Prezentul document a fost notificat la CE în conformitate cu Directiva 98/34/CE a
Parlamentului European şi a Consiliului din 22 iunie 1998, amendata de Directiva 98/48/CE,
preluate în legislaţia naţională prin Hotărârea Guvernului nr. 1016/2004
1
CAPITOLUL I
SCOP
Art. 1. - (1) Scopul prezentelor norme tehnice este de a stabili principiile şi cerinţele tehnice
generale pentru proiectarea sistemelor de circuite secundare din staţiile electrice.
(2) Aceste norme tehnice au ca obiectiv principal stabilirea unui set de reguli în vederea asigurării
unei funcţionări sigure, stabile şi economice a SEN, în beneficiul tuturor participanţilor la piaţa de
energie electrică. Normele prezintă concepţiile de bază pentru proiectarea sistemelor de circuite
secundare şi anume:
a) principiile generale pentru proiectare;
b) parametrii tehnici de calitate prevăzuţi pentru funcţionare;
c) interfeţele şi fluxurile informaţionale între subsistemele şi părţile componente ale
circuitelor secundare şi între acestea şi sistemul informativ al SEN.
CAPITOLUL II
DOMENIU DE APLICARE
Art. 2. - Prezentele norme tehnice energetice se aplică la proiectarea sistemelor de circuite
secundare ale tuturor staţiilor electrice de conexiuni şi/sau transformare cu tensiunea de peste 1 kV
din cadrul SEN.
Art. 3. - Prevederile normativului care se referă la protecţia prin relee a unor categorii de
echipamente şi instalaţii comune atât staţiilor electrice, cât şi centralelor electrice (de ex.
transformatoare de putere, linii electrice de racord sau servicii interne) precum şi cele referitoare la
interfaţa dintre centralele electrice şi staţiile de transport şi distribuţie se aplică integral şi la
proiectarea staţiilor centralelor de producere a energiei electrice. La proiectarea sistemelor de
protecţii prin relee ale staţiilor centralelor nuclearo-electrice prevederile prezentului normativ se
vor aplica numai în măsura în care nu contravin normelor tehnice energetice specifice acestor
obiective.
Art. 4. - Prevederile acestor norme tehnice energetice se vor aplica la proiectarea instalaţiilor
electrice noi şi la retehnologizarea / modernizarea integrală sau parţială a instalaţiilor electrice
existente.
Art. 5. - La proiectarea sistemelor de circuite secundare se vor respecta şi prevederile prescripţiilor
tehnice specificate în articolul 9(2)B, precum şi, de regulă, prevederile standardelor internaţionale
specificate în articolul 9(2)A.
“De regulă*, referirea la standardele române, europene sau internaţionale şi detalierea cerinţelor
impuse nu trebuie să implice instituirea de bariere la libera circulaţie a mărfurilor (echipamentelor şi
sistemelor de conducere şi protecţie)”.
2
NOTĂ: (*) Termenul de regulă este necesar, deoarece între evoluţia progresului tehnic şi tehnologic şi actualizarea standardelor există, de obicei, un decalaj de timp.
Art. 6. - În prezentele norme tehnice se folosesc următorii termeni pentru indicarea gradului de
obligativitate a prevederilor:
a) “ trebuie”, “este necesar”, “urmează” indică obligativitatea strictă a respectării
prevederilor în cauză;
b) “de regulă” indică faptul că prevederea respectivă trebuie să fie aplicată în majoritatea
cazurilor; nerespectarea unei astfel de prevederi, trebuie să fie temeinic justificată în
proiect;
c) „se recomandă” indică o soluţie preferabilă, care trebuie avută în vedere la alegerea
soluţiei, nerespectarea unei astfel de prevederi nu trebuie justificată în proiect;
d) “se admite” indică o soluţie satisfăcătoare care poate fi aplicată în cazuri particulare,
fiind obligatorie justificarea ei în proiect.
CAPITOLUL III
TERMINOLOGIE ŞI ABREVIERI
Art. 7. - În contextul prezentelor Norme Tehnice, următorii termeni se definesc astfel:
- Adresă - Parte a unui mesaj identificând sursa sau destinaţia mesajului.- Alarmă - Informaţie care are scopul de a atrage atenţia asupra unei stări
anormale.
NOTĂ: Trecerea de la o stare normală la o stare anormală
provoacă o atenţionare vizuală şi/sau sonoră, care trebuie să
facă obiectul unei acţiuni de receptare. Trecerea de la stare
anormală la o stare normală provoacă, în general, o schimbare a
indicaţiei, precum şi, în anumite aplicaţii, o atenţionare sonoră
şi/sau vizuală, care trebuie să facă obiectul unei acţiuni de
receptare.
[CEI 60870-1-3]- Anclanşare automată a
rezervei
- Automatica destinată să comande anclanşarea unuia sau mai
multor întreruptoare, prin care să se asigure alimentarea de
rezervă a consumatorilor.- Alarmă comună - Combinare a tuturor alarmelor individuale într-o alarmă unică.
[CEI 60870-1-3]
3
- Alarmă grupată - Combinare a mai multor alarme individuale într-o alarmă
unică.
[CEI 60870-1-3]- Analiză post-factum - Analiza ulterioară a unei secvenţe de operaţii care s-a produs
înaintea unui eveniment dat.
[CEI 60870-1-3]- Capacitate de separare;
discriminare
- Durată de timp minimă care trebuie să separe două
evenimente, astfel încât să fie posibilă determinarea în mod
corect a ordinii apariţiei lor.
[CEI 60870-1-3]- Centru de conducere - Loc unde este plasat un post de comandă (post master).
[CEI 60870-1-3]- Centru de telecomandă - Centrul de conducere operativă a mai multor staţii şi linii
electrice- Centru de telecomandă şi
supraveghere instalaţii
- Structură operativă de monitorizare şi operare de la distanţă a
instalaţiilor fără personal- Comandă - Informaţie destinată a determina schimbarea de stare a unui
echipament.
[CEI 60870-1-3]- Comandă automată - Comandă a unei manevre, care se efectuează fără intervenţie
umană, atunci când apar condiţii predeterminate
[CEI 60050-441-16-05]- Comandă dublă - Ansamblu de două comenzi, fiecare dintre ele fiind destinată
să producă o schimbare într-una din cele două stări determinate
ale unui echipament.
[CEI 60870-1-3]- Comandă simplă - Comandă destinată să producă o schimbare de stare a unui
echipament într-un singur sens.
[CEI 60870-1-3]- Conducere - Acţiune asupra unui sistem pentru a îndeplini anumite
obiective. Obiectivele luate în considerare sunt: comanda şi
controlul echipamentelor (interblocare, sincronizare, reglare,
măsurare, supraveghere, etc)
[CEI 60870-1-3]- Descărcare automată a
sarcinii
- Protecţie destinată să reducă încărcarea unei reţele în cazul
unor situaţii anormale, ca de exemplu, o scădere de frecvenţă
[CEI 60050-448-14-36]- Discriminare - A se vedea capacitatea de separare.
[CEI 60870-1-3]
4
- Disponibilitate - Aptitudinea unei unităţi funcţionale de a fi în stare să
îndeplinească o funcţie cerută, în condiţiile date, la un moment
dat sau într-un interval de timp dat, considerând că este
asigurată prevederea mijloacelor necesare pentru mentenanţă
[CEI 60050-191-02-05]- Durată de pauză - Interval de timp în care, la reanclanşarea automată, linia
electrică sau faza nu este conectată la nici o sursă de tensiune a
reţelei
[CEI 60050-448-16-07]- Durată de rezoluţie - Durată minimă care trebuie să separe două evenimente pentru
ca datele cronologice corespunzătoare să fie distincte.
NOTĂ: Durata de rezoluţie nu poate fi mai scurtă decât
capacitatea de discriminare.
[CEI 60870-1-3]- Fiabilitate - Aptitudinea unei unităţi funcţionale de a îndeplini o funcţie
cerută, în condiţii date, într-o durată de timp dată.
NOTE: 1. Se consideră, în general, că unitatea funcţională este
în stare să îndeplinească funcţia cerută, la începutul intervalului
de timp dat.
2. În general, fiabilitatea este exprimată cantitativ prin mărimi
caracteristice corespunzătoare. În unele aplicaţii, această
aptitudine se exprimă printr-o probabilitate, de asemenea
denumită fiabilitate.
[CEI 60050-191-02-06]- Fiabilitatea unei protecţii - Probabilitatea ca o protecţie să poată îndeplini o funcţie
cerută, în condiţii date, într-un interval de timp dat
NOTĂ: Funcţia cerută pentru o protecţie este de a funcţiona
atunci când trebuie şi de a nu funcţiona atunci când nu trebuie
[CEI 60050-448-12-05]- Funcţie de monitorizare
automată (automonitorizare
- termen nerecomandat)
- Funcţie care realizează supravegherea automată fără afectarea
funcţiei de protecţie
[CEI 60050-448-12-12]- Funcţie de supraveghere
automată (autosupraveghere
- termen nerecomandat)
- Funcţie, realizată în mod normal în interiorul echipamentului
numeric, care este destinată să detecteze automat atât
defecţiunile interioare, cât şi cele exterioare echipamentului
[CEI 60050-448-12-11]
5
- Funcţie de testare automată
(autotestare - termen
nerecomandat)
- Funcţie de supraveghere automată care realizează o testare
după scoaterea din funcţiune totală sau parţială a protecţiei, (în
mod uzual blocând declanşarea, ceea ce afectează funcţia
proprie a protecţiei)
[CEI 60050-448-12-13]- Funcţii de bază (în
teleconducere)
- Funcţiile care tratează toate tipurile de informaţii individuale
transmise de la sau către echipamentele teleconduse şi operator.
[CEI 60870-1-3]- Funcţionare corectă a unei
protecţii
- Emitere de către o protecţie a unor comenzi de declanşare sau
a altor comenzi, în modul prevăzut, ca răspuns la apariţia în
reţeaua electrică unui defect sau a unei situaţii anormale [CEI
60050-448-12-01]- Funcţionare incorectă a
unei protecţii
- Refuz de funcţionare sau funcţionare intempestivă
[CEI 60050-448-12-02]- Funcţionare intempestivă a
unei protecţii
- Funcţionare a unei protecţii. fie în absenţa unui defect sau a
unei alte situaţii anormale în sistemul energetic, fie în prezenţa
unei defecţiuni sau a unei situaţii anormale în reţeaua electrică
pentru care protecţia nu trebuie să funcţioneze
[CEI 60050-448-12-03]- Grupuri generatoare
distribuite
- Surse multiple, generatoare de energie electrică, racordate la
reţeaua electrică de distribuţie
[CEI 60050-617-04-09]- Incrementare - Adunarea unei constante (de obicei, egală cu 1) la conţinutul
unui număr, registru sau al unei locaţii de memorie.
[CEI 60870-1-3]- Informaţie de anomalie de
stare
- Informaţie de supraveghere caracterizând o stare
nedeterminată a unui echipament atunci când această stare se
prelungeşte peste un timp specificat.
[CEI 60870-1-3]- Informaţie de poziţie în
trepte
- Informaţie asupra poziţiei unui echipament, putând lua o
poziţie din mai multe poziţii succesive.
NOTĂ: Termenul “informaţie de poziţie plot” poate fi utilizat
pentru transformatoare.
[CEI 60870-1-3] - Informaţie de schimbare de
stare
- Informaţie de supraveghere indicând schimbarea de stare a
unui echipament.
[CEI 60870-1-3]
6
- Informaţie de semnalizare
simplă
- Informaţie de supraveghere reprezentată printr-un singur
element binar caracterizând starea unui echipament care poate
prezenta două stări determinate.
[CEI 60870-1-3]- Informaţie de stare - Informaţie de supraveghere caracterizând starea în care se
găseşte un echipament, numărul de situaţii posibile fiind mai
mare sau egal cu doi.
[CEI 60870-1-3]- Informaţie de stare
intermediară
- Informaţie de supraveghere caracterizând o stare
nedeterminată pe care o poate lua un echipament în curs de
schimbare a stării, stare care poate dura un timp specificat.
NOTĂ: starea unui separator cu deschidere lentă, în timpul
manevrei.
[CEI 60870-1-3]- Informaţie în timp real - Informaţie ce este transmisă instantaneu sau cu un timp minim
de transmitere din punct de vedere al unui sistem informatic,
faţă de momentul apariţiei acesteia în cadrul procesului.- Informaţie pasageră - Informaţie de supraveghere relativă la o stare care poate dura
un timp atât de scurt, încât, pentru a o detecta şi a o transmite în
mod sigur, este necesară memorarea sa în interfaţa de intrare a
echipamentului de teleconducere.
[CEI 60870-1-3]- Informaţie persistentă - Informaţie de supraveghere care persistă un timp sificient
pentru a fi detectată şi transmisă sigur, fără a fi necesară
memorarea ei în interfaţa de intrare a echipamentului de
teleconducere.
[CEI 60870-1-3]- Interfaţă - Frontieră comună între două unităţi funcţionale, definită prin
caracteristici funcţionale, informaţii (semnale) caracteristice
transmise sau alte caracteristici corespunzătoare.
NOTĂ: Noţiunea include şi specificarea legăturilor dintre două
dispozitive având funcţii diferite.
[CEI 60050-351-21-35], [ISO/CEI 2382-1]
Graniţă sau punct comun între două sau mai multe sisteme sau
între două sau mai multe entităţi între care are loc un schimb
de informaţii sau de energie.
[CEI 60870-1-3]
7
- Interferenţă
electromagnetică
- Deranjare a performanţelor unui echipament, unei căi de
transmisiuni sau ale unui sistem, cauzată de o perturbaţie
electromagnetică
[CEI 60050-161-01-06]- Linie electrică scurtă - Orice linie electrică aeriană sau mixtă (aerian+cablu) de înaltă
tensiune a cărei lungime totală este, de regulă, mai mică decât
20 km, sau orice linie electrică realizată integral cu cabluri de
înaltă tensiune.- Linie de interconexiune - Linie prin care se conectează două părţi (subsisteme) din
structura unui sistem energetic- Linie de interconexiune
internaţională
- Linie prin care se conectează două sisteme energetice
aparţinând unor ţări diferite - Media timpilor de bună
funcţionare (MTBF)
- Speranţa matematică a duratei de timp de bună funcţionare
[CEI 60050-191-12-09]- Media timpilor de reparare
(MTTR)
- Speranţa matematică a duratei de timp de reparare
[CEI 60050-448-13-08]- Mentenabilitate - Aptitudine a unei unităţi funcţionale, în condiţiile date de
utilizare, de a fi menţinută sau repusă într-o stare în care să
poată îndeplini o funcţie cerută, dacă mentenanţa este realizată
în condiţiile date, cu proceduri şi mijloace prescrise
[CEI 60050-191-02-07]- Mentenanţă - Combinaţie a tuturor acţiunilor tehnice şi administrative,
inclusiv a operaţiunilor de supraveghere, destinate să menţină
sau să pună o unitate funcţională într-o stare în care să poată
îndeplini o funcţie cerută
[CEI 60050-191-07-01]- Obiective energetice de
importanţă deosebită
- Sunt considerate staţii de racordare CNE, CTE cu grupuri de
200 MW şi mai mari, CET cu grupuri de 50 MW şi mai mari,
CHE cu puteri instalate de 100 MW şi mai mari, staţiile de
400 şi 220 kV de conectare la sistem a acestor centrale sau de
interconexiune, precum şi staţiile principale de conexiuni de
110-400 kV, aferente unor mari consumatori.
NOTĂ: Pentru aceste obiective sunt stabilite, prin prezentul
normativ, măsuri suplimentare de dotare cu instalaţii de
protecţie şi automatizare - Perturbaţie
electromagnetică
- Fenomen electromagnetic susceptibil să creeze deranjamente
în funcţionarea unui echipament, unui aparat sau unui sistem
sau să afecteze defavorabil materia vie sau inertă.
8
NOTĂ: O perturbaţie electromagnetică poate fi un zgomot
electromagnetic, un semnal nedorit sau modificare a însuşi
mediului de propagare
[CEI 60050-161-01-05]- Post de conducere; post
master
- Locul de unde se efectuează teleconducerea posturilor satelit.
[CEI 60870-1-3]- Post satelit; post telecondus - Post supravegheat sau supravegheat şi comandat de la un post
de conducere (post master)
NOTĂ: Uneori se folosesc termenii “staţie subordonată” sau
RTU (remote terminal unit), nerecomandaţi pentru această
noţiune.
[CEI 60870-1-3]- Protecţie - Ansamblu de prevederi pentru detectarea defectelor sau a altor
situaţii anormale din sistemul energetic, pentru a permite
eliminarea defectelor, limitarea situaţiilor anormale şi emiterea
de comenzi sau semnale.
NOTE: 1.Termenul protecţie este un termen generic pentru
funcţii de protecţie, echipamente de protecţie şi sisteme de
protecţie.
2.Termenul protecţie poate fi utilizat pentru a descrie protecţia
unui sistem energetic în ansamblu sau protecţia unor părţi
definite ale unui sistem energetic, ca de exemplu, protecţia
unui transformator, protecţia unei linii, protecţia unui
generator.
3.Protecţia nu cuprinde acele echipamente dintr-un sistem
energetic destinate, de exemplu, pentru limitarea
supratensiunilor din sistemul energetic. Totuşi, protecţia
cuprinde echipamentele destinate să controleze variaţiile de
tensiune sau de frecvenţă din sistemul energetic, ca de
exemplu, comutarea automată a bobinelor de reactanţă,
descărcarea automată a sarcinii etc.
[CEI 60050-448-11-01]
- Protecţie (a unui element
de sistem energetic)
- Termen ce defineşte echipamente sau sisteme de protecţie,
destinate să protejeze o anumită parte componentă a unui
sistem energetic.
[SR CEI 60050-448-01-02]
9
- Protecţie comparativă de
fază
- Protecţie a cărei funcţionare şi selectivitate depind de
compararea unghiurilor de fază ale curenţilor la fiecare
extremitate a zonei protejate
[CEI 60050-448-14-18]- Protecţie comparativă
direcţională
- Protecţie cu zonă extinsă şi cu canal de transmisie, care, de
obicei, nu este o protecţie de distanţă, în care se compară
condiţiile de funcţionare referitoare la elementele de măsură a
unghiului de fază la fiecare extremitate a zonei protejate,
utilizând ca referinţă o tensiune sau un curent obţinut local
[CEI 60050-448-15-10]- Protecţie cu autorizare - Protecţie, în general protecţie de distanţă cu canal de
transmisie, la care recepţia unui semnal permite protecţiei
locale să comande declanşarea
[CEI 60050-448-14-09]- Protecţie cu blocare - Protecţie, în general o protecţie de distanţă, în care recepţia
unui semnal împiedică protecţia locală să comande declanşarea
[CEI 60050-448-14-10]- Protecţie cu canal de
transmisie
- Protecţie care necesită o legătură de telecomunicaţii între
extremităţile secţiunii (zonei) protejate din sistemul electric
[CEI 60050-448-15-01]- Protecţie cu curenţi
purtători
- Protecţie cu canal de transmisie, ce utilizează curenţi purtători
pe linia electrică
[CEI 60050-448-15-05]- Protecţie cu fibre optice - Protecţie cu canal de transmisie, ce utilizează fibre optice
[CEI-600-448-15-07]- Protecţie cu fir pilot - Protecţie cu canal de transmisie, ce utilizează conductoare
metalice
[CEI 60050-448-15-04]- Protecţie cu frânare - Protecţie a cărei caracteristică este modificată prin intermediul
unei frânări electrice
[CEI 60050-447-01-37]- Protecţie cu microunde - Protecţie cu canal de transmisie, ce utilizează microunde radio
[CEI 60050-448-15-06]- Protecţie cu selectivitate
absolută
- Sistem de protecţie a cărui funcţionare şi selectivitate depind
numai de compararea mărimilor electrice de la extremităţile
elementului protejat.
[CEI 60050-448-01-08]
10
- Protecţie cu selectivitate
relativă
- Sistem de protecţie a cărui funcţionare şi selectivitate depind
numai de măsurarea mărimilor electrice efectuată la una din
extremităţile elementului protejat şi de timp.
[CEI 60050-448-01-09]- Protecţie cu treaptă
prelungită (zonă extinsă) şi
autorizare
- Protecţie, în general o protecţie de distanţă cu canal de
transmisie, cu zonă extinsă la fiecare extremitate a liniei
protejate, în care se emite un semnal dacă defectul este detectat
de către protecţia cu zonă extinsă. La cealaltă extremitate,
recepţia semnalului blochează comanda de declanşare a
protecţiei cu zonă extinsă
Abreviere: POP (Permissive Overreach Protection)
[CEI 60050-448-15-19]- Protecţie cu zonă extinsă şi
deblocare
- Protecţie, în general o protecţie de distanţă cu canal de
transmisie, cu zonă extinsă, la fiecare extremitate a liniei
protejate, în care se emite un semnal continuu de blocare către
cealaltă extremitate, până când detectarea unui defect de către
protecţia cu zonă extinsă conduce la suprimarea semnalului de
blocare şi la emiterea unui semnal de deblocare către cealaltă extremitate. Suprimarea semnalului de blocare, simultan cu
recepţia semnalului de deblocare, permite comanda de
declanşare de către protecţia locală.
NOTĂ: Dacă nu se primeşte niciun semnal de deblocare după
suprimarea semnalului de blocare, se prevede, în mod uzual,
permisia ca protecţia cu zonă extinsă să comande declanşarea
într-un interval de timp variabil, uzual în domeniul de la 100 la
200 ms
Abreviere: UOP (Unblocking Overreach Protection)
[CEI 60050-448-15-15]- Protecţie cu zonă redusă şi
accelerare
- Protecţie, în general o protecţie de distanţă cu canal de
transmisie, cu zonă redusă, la fiecare extremitate a liniei
protejate, în care se emite un semnal, dacă defectul este detectat
de către protecţia cu zonă redusă. La cealaltă extremitate,
recepţia semnalului permite ca măsurarea într-o zonă extinsă
să comande declanşarea
Abreviere: AUP (Accelerated Underreach Protection)
[CEI 60050-448-15-13]
11
- Protecţie cu zonă redusă şi
autorizare
- Protecţie, în general o protecţie de distanţă cu canal de
transmisie, cu zonă redusă, la fiecare extremitate a liniei
protejate, în care se emite un semnal, dacă defectul este detectat
de către protecţia cu zonă redusă. La cealaltă extremitate,
recepţia semnalului comandă declanşarea, dacă o altă protecţie
locală cu autorizare (de exemplu, protecţia de distanţă) a
detectat defectul
Abrevieri: PUP (Permissive Underreach Protection);
PUTT (Permissive Underreaching Transfer Trip
Protection, U.S.A)
[CEI 60050-448-15-11]- Protecţie de arc intern - Protecţie bazată pe detectarea rapidă a apariţiei arcului electric
în interiorul celulelor metalice închise din staţiile electrice (în
general, de medie tensiune).- Protecţie de bază - Protecţie considerată a avea prioritate la iniţierea comenzilor
de eliminare defectelor sau a acţiunii, destinată să limiteze o
situaţie anormală din sistemul energetic
NOTĂ: Pentru o parte definită a unui sistem energetic pot fi
prevăzute două sau mai multe protecţii de bază
[CEI 60050-448-11-13] - Protecţie de curent - Protecţie a cărei mărime caracteristică este curentul
[CEI 60050-448-02-05]- Protecţie de derivată - Protecţie destinată să funcţioneze în cazul când o mărime
caracteristică variază în timp cu o anumită viteză
Exemplu: Protecţie de derivata frecvenţei.
[CEI 60050-448-02-04]
- Protecţie de distanţă - Protecţie cu selectivitate relativă, a cărei funcţionare şi
selectivitate depind de măsurarea locală a mărimilor electrice
pe baza cărora se evaluează distanţa echivalentă până la locul
de defect, prin comparare cu reglajele zonelor
[CEI 60050-448-14-01]- Protecţie de frecvenţă - Protecţie a cărei mărime caracteristică este frecvenţa
[CEI 60050-448-02-07]- Protecţie de impedanţă - Protecţie a cărei mărime caracteristică este impedanţa
[CEI 60050-448-02-08]
12
- Protecţie de masă - Protecţie a cărei mărime de intrare este un curent care circulă
prin legătura la pământ a corpului echipamentului protejat, în
caz de defect în zona (secţiunea) protejată
Exemplu: protecţie de masă a cuvei unui transformator
(protecţie de cuvă)
[CEI 60050-448-14-21]- Protecţie de putere - Protecţie cu două mărimi de intrare - curent şi tensiune - care,
prin concepţie, este destinată să funcţioneze numai la o putere
reglată
[CEI 60050-448-02-15]- Protecţie de reactanţă - Protecţie a cărei mărime caracteristică este reactanţa
[CEI 60050-448-02-09]- Protecţie de rezervă - Protecţie destinată să funcţioneze atunci când un defect nu a
fost eliminat sau când o situaţie anormală,nu afost detectată în
timpul cerut, din cauza refuzului sau incapacităţii de a funcţiona
a unei protecţii sau din cauza refuzului de a declanşa al
întrerupătorului (întrerupătoarelor) respectiv(e)
[CEI 60050-448-11-14]- Protecţie de rezervă a
barelor de medie tensiune
(PRBMT)
- Protecţie de rezervă locală, în staţie, montată pe partea de IT a
unui transformator de distribuţie IT/MT, împotriva
scurtcircuitelor polifazate pe barele de medie tensiune - Protecţie de rezervă
îndepărtată
- Protecţie de rezervă instalată într-o staţie îndepărtată de cea în
care se găseşte protecţia de bază respectivă
[CEI 60050-448-01-17]- Protecţie de rezervă locală,
în celulă
- Protecţie de rezervă, alimentată fie prin aceleaşi
transformatoare de măsură ca şi protecţia de bază, fie prin
transformatoare de măsură conectate la acelaşi circuit primar
(celulă) ca şi protecţia de bază
[CEI 60050-448-11-15]- Protecţie de rezervă locală,
în staţie
- Protecţie de rezervă, alimentată prin transformatoare de
măsură situate în aceeaşi staţie cu cele care alimentează
protecţia de bază respectivă, dar neconectate la acelaşi circuit
primar (celulă)
[CEI 60050-448-11-16]- Protecţie de suprasarcină - Protecţie destinată să funcţioneze în cazul unei suprasarcini în
zona (secţiunea) protejată
[CEI 60050-448-14-31]
13
- Protecţie de tensiune - Protecţie a cărei mărime caracteristică este tensiunea
[CEI 60050-448-02-06]- Protecţie diferenţială
longitudinală
- Protecţie a cărei funcţionare şi selectivitate depind de
compararea curenţilor în amplitudine sau în amplitudine şi fază
între extremităţile zonei (secţiunii) protejate
[CEI 60050-448-14-16]- Protecţie diferenţială
transversală
- Protecţie utilizată pentru circuite paralele, a cărei funcţionare
depinde de repartizarea neechilibrată a curenţilor între aceste
circuite
[CEI 60050-448-14-17] - Protecţie direcţională - Protecţie destinată să detecteze direcţia în care un fenomen, de
exemplu un defect, se produce în raport cu un punct dat al
reţelei
[CEI 60050-448-02-14]- Protecţie împotriva
pierderii sincronismului
- Protecţie destinată să funcţioneze la începutul unei pierderi a
sincronismului într-o reţea electrică, în vederea evitării
extinderii ei
[CEI 60050-448-14-35]- Protecţie împotriva
refuzului de întreruptor
(DRRI)
- Protecţie destinată să elimine un defect din sistemul electric
prin comanda de declanşare a altui întreruptor sau a altor
întreruptoare, în cazul refuzului de declanşare a întreruptorului
corespunzător
Abreviere: DRRI (declanşare de rezervă la refuz de
întreruptor)
[CEI 60050-448-11-18]- Protecţie maximală de ... - Protecţie destinată să funcţioneze când mărimea sa
caracteristică atinge valoarea reglată prin valori
crescătoare
[CEI 60050-448-02-01]- Protecţie maximală şi
minimală de ... (releu de
domeniu)
- Protecţie cu două valori reglate, destinată să funcţioneze când
mărimea sa caracteristică atinge fie o valoare de reglaj prin
valori crescătoare, fie cealaltă valoare de reglaj prin valori
descrescătoare
[CEI 60050-448-02-03]
14
- Protecţie minimală de ... - Protecţie destinată să funcţioneze când mărimea sa
caracteristică atinge valoarea reglată prin valori
descrescătoare
[CEI 60050-448-02-02]- Raport/coeficient de
revenire
- Raportul între valoarea de revenire şi valoare de funcţionare
[CEI 60050-446-15-05]- Reanclanşare automată - Automatică destinată să comande reanclanşarea unuia sau a
mai multor întreruptoare, după funcţionarea protecţiei
circuitului asociat
NOTĂ: Dacă durata de deschidere înaintea reanclanşării
prezintă interes, aceasta poate fi menţionată în continuarea
termenului. Astfel, termenul poate fi precizat ca: ultrarapid,
rapid, lent, conform utilizării
[CEI 60050-448-16-02]- Reconectarea automată a
buclelor deschise (RABD)
- Automatică destinată să comande anclanşarea unuia sau mai
multor întreruptoare de linie, pentru realizarea alimentării de
rezervă (AAR) a staţiilor de distribuţie funcţionând în buclă
deschisă. După eliminarea unui defect şi acţionarea automaticii,
bucla rămâne deschisă- Refuz de funcţionare a unei
protecţii
- Lipsa funcţionării unei protecţii care ar fi trebuit să
funcţioneze dar nu a funcţionat
[CEI 60050-448-11-16] - Releu analogic - Releu electric a cărui funcţie de acţionare este bazată pe
tratarea analogică a semnalului
[CEI 60050-447-01-09] - Releu de conducere - Releu electric cu funcţia de a comanda echipamente şi de a le
controla (supraveghere, măsură, blocare)- Releu de protecţie - Releu de măsură care detectează defectele sau alte situaţii
anormale din sistemul energetic sau ale unui echipament
electric
NOTĂ: Un releu de protecţie este o componentă a unui
echipament de protecţie
[CEI 60050-447-01-14]- Releu digital - Releu static a cărui funcţie de acţionare este bazată pe tratarea
digitală a semnalului
[CEI 60050-447-01-10]
15
- Releu integrat de
conducere
- Releu de conducere care combină mai multe funcţii de
conducere într-un singur aparat
[CEI 60050-447-01-17]- Releu integrat de protecţie - Releu de protecţie care combină mai multe funcţii de protecţie
într-un singur aparat
[CEI 60050-447-01-16]- Releu integrat de protecţie
şi conducere
- Releu electric care combină mai multe funcţii de protecţie şi
conducere într-un singur aparat
[CEI 60050-447-01-18] - Releu numeric - Releu digital a cărui funcţie de acţionare este realizată prin
calcul algoritmic
[CEI 60050-447-01-11]- Reţea de teleconducere;
configuraţia reţelei de
teleconducere
- Ansamblu de posturi afectate teleconducerii şi legăturile de
comunicaţie prin care aceste posturi sunt interconectate.
[CEI 60870-1-3]- RTU – Remote Terminal
Unit
- Unitatea terminală (echipament) de culegere şi transmitere
date la distanţă.
[CEI 60870-1-3]- Securitate a unei protecţii - Probabilitatea pentru o protecţie de a nu avea funcţionări
intempestive, în condiţiile date, într-un interval de timp dat .
[CEI 160050-448-12-06)]- Selectivitate a unei protecţii - Însuşirea unei protecţii de a identifica secţiunea (zona) şi/sau
fazele defecte într-un sistem electric
[CEI 60050-448-11-06]- Semnal - Indicaţie vizuală, auditivă sau de alt tip utilizată pentru
transmiterea informaţiei.
[CEI 60870-1-3]- Semnal analogic - Semnal care se prezintă sub forma unei mărimi cu variaţie
continuă.
[CEI 60870-1-3]- Sensibilitate de funcţionare
a unei protecţii
- Capacitate a protecţiei de a funcţiona la valoarea limită
considerată ca mărime ce indică un defect sau regim anormal.
NOTĂ: Sensibilitatea protecţiei se evidenţiază printr-un
indicator - coeficientul de sensibilitate - care reprezintă o relaţie
între valoarea limită a mărimii considerate şi valoarea de
acţionare a protecţiei
16
- Siguranţă de funcţionare a
unui sistem de teleconducere
- Aptitudine a unui sistem de teleconducere de a evita punerea
sistemului pe cate îl conduce într-o situaţie potenţial
periculoasă sau instabilă. Aceasta se aplică consecinţelor
penelor care survin în urma unei funcţionări incorecte a
echipamentului şi în urma unor erori nedetectate ale
informaţiilor.
[CEI 60870-1-3]- Sistem automat
(automatică)
- Sistem automat artificial, a cărui comportare este determinată,
fie în mod discontinuu, în trepte, prin reguli de decizie date, fie
în mod continuu, prin relaţii definite şi ale cărui variabile de
ieşire sunt create pornind de la variabilele sale de intrare şi de
stare
[CEI 60050-351-21-42]- Sistem de circuite
secundare
- Ansamblu al sistemelor de conducere (comandă şi control),
protecţie, alimentare auxiliară, telecomunicaţii dintr-o staţie
electrică.- Sistem de comandă (într-un
sistem de reglaj)
- Totalitatea unităţilor funcţionale stabilite pentru a influenţa
sistemul comandat conform cerinţei de reglaj- Sistem de conducere - Ansamblu de dispozitive şi alte aparate necesare pentru
îndeplinirea funcţiilor specifice de:
a) comandă: închidere, deschidere etc.
b) control: interblocare, sincronizare, reglare, măsurare,
supraveghere/monitorizare etc.- Sistem de protecţie
(subsistem în cadrul
sistemului de circuite
secundare)
- Ansamblu format din unul sau mai multe echipamente de
protecţii şi alte aparate destinate să asigure una sau mai multe
funcţii specifice de protecţie.
[CEI 60050-448-11-04]- Sistem de reglaj - Sistem constituit din sistemul comandat, sistemul de comandă
a acestuia, elementul de măsură şi elementele de transmisie
[CEI 60050-351-28-06]- Sistem de supraveghere,
comandă şi achiziţie a
datelor (SCADA)
- Sistem informatic de monitorizare, comandă şi achiziţie de
date a unui proces tehnologic / instalaţie distribuit geografic.
[CEI 60870-1-3]
17
- Sistem de teleconducere - Sistem de conducere care serveşte la supravegherea şi
comanda proceselor distribuite geografic. El cuprinde toate
echipamentele şi toate funcţiile necesare achiziţionării,
prelucrării, transmisiei şi afişării informaţiilor de proces.
[CEI 60870-1-3]- Teleconducere - Conducerea la distanţă a funcţionării unei instalaţii, utilizând
transmiterea de informaţii cu ajutorul telecomunicaţiilor.
NOTĂ: Teleconducerea poate cuprinde orice combinaţie de
mijloace de comandă, de alarmă, de semnalizare, de măsură, de
protecţie şi de declanşare; este exclusă utilizarea mesajelor
vorbite.
[CEI 60870-1-3]- Teledeclanşare - Declanşarea întreruptorului (întreruptoarelor) prin comenzi
transmise de la o protecţie îndepărtată, independentă de starea
în care se află protecţia locală.- Teleprotecţie - Expresie globală acoperind schimbul de informaţii de
supraveghere şi de informaţii de comandă între două sau mai
multe posturi, în scopul de a proteja echipamentele din
exploatare
Alţi termeni specifici: protecţie cu canal de transmisie, protecţie
cu fir pilot, protecţie cu fibre optice, protecţie cu curenţi
purtători, protecţie cu radiounde etc.
[CEI 60870-1-3]- Timp de achiziţie - Durată minimă de timp necesară detectării corecte a unei
schimbări de stare.
[CEI 60870-1-3]- Treaptă prelungită - V. termenul recomandat: zonă extinsă- Treaptă scurtă - V. termenul recomandat: zonă redusă- Unitate funcţională (termen
de referinţă în domeniul
siguranţei în funcţionare)
- Element, componentă, dispozitiv, subsistem, echipament sau
sistem care poate fi considerat în mod separat (individual) şi
care îndeplineşte funcţiuni determinate
[CEI 60050-191-01-01]- Zgomot - Perturbaţie a unui semnal electric- Zonă extinsă - Stare a unei protecţii, în general o protecţie de distanţă, în care
reglajul celei mai scurte zone (trepte) corespunde unei mărimi
mai mari decât cea a zonei (secţiunii) protejate
[CEI 60050-448-14-07]
18
- Zonă redusă - Stare a unei protecţii, în general o protecţie de distanţă, în care
reglajul celei mai scurte zone (trepte) corespunde unei mărimi
mai mici decât cea a zonei (secţiunii) protejate
[CEI 60050-448-14-05]
Art. 8. - În contextul prezentelor Norme Tehnice, următoarele abrevieri se definesc astfel:
AAR - Anclanşarea automată a rezerveiASRO - Asociaţia de Standardizare din RomâniaAT - AutotransformatorAUP - Accelerated Underreach ProtectionBCU - Bay Computer Unit (unitate de control celulă)CCITT - Comitetului Consultativ pentru Telegrafie şi TelefonieCE - Comunitatea EuropeanăCEE - Centrală electrică eolianăCEI - Commision Electrotechnique InternationaleCEM - Compatibilitate electromagneticăCHE - Centrală hidroelectricăCNE - Centrală nucleară electricăCS - Control sincronismCT - Centrul de Telecomandă CTSI - Centru de telecomandă şi supraveghere instalaţiiDAS - Descărcarea automată a sarciniiDASf - Descărcarea automată a sarcinii - frecvenţaDEC - Dispecer Energetic CentralDED - Dispecer Energetic de DistribuţieDET - Dispecer Energetic TeritorialDRRI - Declanşarea de rezervă la refuz de întreruptorEN - Normă EuropeanăEIA - Electronica Industries AllianceETC - Echipament de conducereETD - Echipament terminal al circuitului de datef - frecvenţăFOM - Modem pentru comunicaţii pe FO (Fiber Optical Modem)GUI - Graphical User InterfaceHG - Hotărâre guvernamentalăHW - HardwareISO - International Organization for StandardizationI - CurentISDN - Reţea numerică de servicii integrate (Integrated Services
Digital Network)IT - Înaltă tensiuneITU-T - International Telecommunication Union - TelecommunicationJT - Joasă tensiuneLEA - Linie electrică aerianăMA - Modulaţie în amplitudineMF - Modulaţie în frecvenţăMRT - Timpul mediu de reparareMTBF - Media timpilor de bună funcţionareMTTR - Media timpilor de reparare
19
MT - Medie tensiuneaNTE - Normă tehnică energeticăOG - Ordonanţă GuvernamentalăP - Putere activăPA - Post de alimentarePE - Prescripţie energeticăPIF - Punere în funcţiunePOP - Permissive Overreach ProtectionPRBMT - Protecţie de rezervă a barelor de medie tensiunePSP - Panou servicii propriiPT - Post de transformarePUP - Permissive Underreach ProtectionPUTT - Permissive Underreach Transfer Trip ProtectionQ - Putere reactivăQ0 - Simbol de identificare pentru întreruptorQ1, Q2, …Q52 - Simbol de identificare pentru separatoareRABD - Reconectarea automată a buclelor deschiseRAR - Reanclanşare automatăRED MT - Reţea electrică de distribuţie de medie tensiuneRET - Reţea electrică de transportRTU - Remote terminal unitSCADA - Supervisory control and data acquisitionSCP - Sistem de conducere protecţieSEN - Sistemul Energetic NaţionalSP1, SP2, …, SP4 - Clase de timp pentru semnale binareSIR - Source Impedance RationSSB - Bandă laterală unică (single side band)SW - SoftwareTC - Transformator curentTIF - Transmisiuni pe Înaltă FrecvenţăTP - TeleprotecţieTR - TransformatorTT - Transformator de tensiuneUOP - Unblocking Overreach ProtectionVFT - Canale telegrafice în bandă vocală (Voice Frequency -
Telegraph channels)
20
CAPITOLUL IV
ACTE NORMATIVE DE REFERINŢĂ
Art. 9. - (1) Următoarele documente normative conţin prevederi care, pentru referinţele făcute în
acest text, au caracter de obligativitate. În cazul referinţelor datate, nu se aplică amendamentele
ulterioare sau reviziile la respectivele publicaţii. În cazul referinţelor nedatate, se aplică ultima
ediţie a documentului normativ la care se face referire.
(2) În cazul standardelor EN, CEI, ISO adoptate de ASRO ca standarde române, dar care au fost
revizuite după publicarea versiunii române, se aplică standardele internaţionale revizuite sau
amendate.
A. Reglementări tehnice şi standarde.
Generale
SR HD 472 S1 :2002
+SR HD 472 S1:2002/A1:2002
Tensiuni nominale ale reţelelor electrice de distribuţie
publică de joasă tensiuneSR CEI 60050+161:1997+
SR CEI 60050(161):1997/A1:2005+
SR CEI 60050(161):1997/A2:2005
(CEI 60050(161):1990)
SR CEI 60050+(191):2002+
SR CEI 60050(191):2002/A1:2005+
SR CEI 60050(191):2002/A2:2005
(CEI 60050-191:1990+
CEI 60050-191:1990/A1:1999+
CEI 60050-191:1990/A2:2002
SR CEI 60050-351:2005
(CEI 60050-351:1998)
SR CEI 60050(441):1997+
SR CEI 60050(441):1997/A1:2005
(CEI 60050-441:1984+
CEI 60050-441:1984/A1:2000)
SR CEI 60050(448):1997
(CEI 60050(448):1997)
Vocabular Electrotehnic Internaţional. Capitolul 161:
Compatibilitate electromagnetică
Vocabular Electrotehnic Internaţional. Capitolul 191:
Siguranţa în funcţionare şi calitatea serviciului
Vocabular Electrotehnic Internaţional. Partea 351:
Comandă şi reglare automată
Vocabular Electrotehnic Internaţional. Capitolul 441:
Aparataj şi siguranţe fuzibile
Vocabular Electrotehnic Internaţional. Capitolul 448:
Protecţia reţelelor de energie
21
CEI 60050-447:2010
CEI 60050-617:2009+
CEI 60050-617:2009/A1:2011
International Electrotechnical Vocabulary-Part 447
Measuring relays
International Electrotechnical Vocabulary-Part
617:Organization/Market of electricitySR EN 60068 (IEC 60068) Încercări de mediu (Standard pe părţi)SR CEI 60479 (IEC 60479) Efectele curentului electric asupra omului şi animalelor
domestice (Standard pe părţi)SR EN 60529 :1995+
SR EN 60529:1995/A1:2003
(CEI 60629:1989+
CEI 60529:1989/A1:1999)
Grade de protecţie asigurate prin carcase (Cod IP)
SR EN 60664 (IEC 60664) Coordonarea izolaţiei echipamentelor din reţelele de joasă
tensiune (Standard pe părţi)SR EN 61000 (IEC 61000) Compatibilitate electromagnetică (CEM). SR EN 61082-1:2007
(CEI 61082-1:2006)
Elaborarea documentelor utilizate în electrotehnică. Partea
1 :Reguli generaleSR EN 61140:2002+
SR EN 61140:2002/A1:2007+
SR EN 61140:2002/C91:2008
(CEI 61140:2001+
CEI 61140:2001/A1:2004, modificat)
Protecţie împotriva şocurilor electrice. Aspecte comune în
instalaţii şi echipamente electrice.
SR CEI/TS 61201:2008
(CEI/TS 61201:2007)
Utilizarea limitelor convenţionale ale tensiunilor de
atingere. Ghid de aplicare.SR EN 81346-1:2010
(CEI 81346-1:2009)
SR EN 81346-2:2010
(CEI 81346-2:2009)
Sisteme industriale, instalaţii şi echipamente şi produse
industriale. Principii de structurare şi identificări de
referinţă. Partea 1: Reguli de bază.
Sisteme industriale, instalaţii şi echipamente şi produse
industriale. Principii de structurare şin identificări de
referinţă. Parte 2: Clasificarea obiectelor şi coduri pentru
clase.
SR EN 61355-1:2008
(CEI 61355-1:2008)
Clasificare şi coduri de identificare ale documentelor pentru
instalaţii industriale, sisteme şi echipamente. Partea 1:
Reguli şi tabele de clasificare.IEEE Std C37.2 - Electrical Power System Device Function Numbers,
Acronyms, and Contact DesignationsEU Directive 91/263/EEC - European Approved Telecommunication InterfacesITU-T G.650 - Definition and test methods for parameters SM (single
mode) optical fiber
22
ITU-T G.652 (a, b, c, d) - Features of optical cables SMITU-T G.655 (a, b, c) - Features of optical cables SM - NZDS (non-zero dispersion
shifted)ITU-T Rec. G.662 - Generic characteristics of Optical amplifier devices and
subsystemsITU-T Rec. G.664 - Optical safety procedures and requirements for Optical
transport systemsITU-T Rec. G.671 - Transmission characteristics of Optical components and
subsystemsITU-T Rec. G.709 - Interface for the Optical transport network (OTN)ITU-T Rec. G.959.1 - Optical transport network physical layer interfaces
Echipamente, sisteme
SR EN 62271-3:2007
(CEI 62271-3:2006)
Aparataj de înaltă tensiune. Partea 3: Interfeţe digitale
bazate pe CEI 61850SR EN 61869-1:2010
(CEI 61869 -1:2007, modificat)
Transformatoare de măsură. Partea 1: Prescripţii
Generale SR EN 60044 (IEC 60044) Transformatoare de măsură (Standard pe părţi) SR EN 60870 (IEC 60870) Echipamente şi sisteme de teleconducere (Standard pe
părţi)SR EN 61850 (IEC 61850) Reţele şi sisteme de comunicaţii în staţii electrice
(Standard pe părţi)SR EN 60255 (IEC 60255) Relee electrice (Standard pe părţi)
SR EN 60445:2007
(60445:2006, modificat)
Principii fundamentale şi de securitate pentru interfaţa
om-maşină, marcare şi identificare. Identificarea
bornelor echipamentelor şi a capetelor conductoarelor.SR EN 60446:2008
(CEI 60446:2007)
Principii fundamentale şi de securitate pentru interfaţa
om-maşină, marcare şi identificare. Identificarea
conductoarelor prin culoare sau alfanumericSR EN 61810 (IEC 61810) Relee electromecanice elementare. (Standard pe părţi)SR EN 62246 (IEC 62246) Unităţi de contact Reed (Standard pe părţi)SR EN 60332 (IEC 60332) Încercări ale cablurilor electrice şi cu fibre optice
supuse la foc (Standard pe părţi).SR HD 637 S1:2004 Instalaţii electrice cu tensiuni alternative nominale mai
mari de 1 kV.SR HD 60364-4-41:2007+
SR HD 60364-4-41:2007/C91:2008
(CEI 60364-4-41:2007, modificat).
Instalaţii electrice de joasă tensiune. Partea 4-41:
Măsuri de protecţie pentru asigurarea securităţii.
Protecţia împotriva şocurilor electrice.SR HD 60364-4-44:2011 Instalaţii electrice în construcţii. Partea 4-44: Protecţie
23
CEI 60364-4-44:2007 (art.444),
modificat)
pentru asigurarea securităţii. Protecţie împotriva
perturbaţiilor de tensiune şi a perturbaţiilor
electromagnetice. SR EN ISO 9001:2008 +
SR EN ISO 9001:2008/AC :2009
Sisteme de management al calităţii. Cerinţe
SR ISO 10006:2005 Sisteme de management al calităţii. Linii directoare
pentru managementul calităţii în proiecteSR ISO/CEI 27001:2006 Tehnologia informaţiei. Tehnici de securitate. Sisteme
de management al securităţii informaţiei. CerinţeSR 11100-1:1993 Zonare seismică. Macrozonarea teritoriului RomânieiIEEE 643-2004 Guide for Power-Line Carrier ApplicationsIEEE P1675 Standard for Broadband over Power Line HardwareIEEE P190 Broadband over Power Line Networks: Medium
Access Control and Physical Layer SpecificationsSR EN 50310:2011 Utilizarea legăturii echipotenţiale şi de punere la
pământ în clădiri cu echipamente de tehnologia
informaţieiIEC 60615:1978 Terminology for microwave apparatus stability.IEC 60617 - DB Graphical symbols for diagrams, parts 2 to 13IEC- 60789:2006
(CEI 60789:2005)
Standard Performance Requirements for
Communications and Control. Cables for Application
in High Voltage EnvironmentsSR EN IEC 60835 (CEI 60835) Metode de măsurare pentru echipamentul folosit în
sistemele de transmisie digitală radio în microunde.
(Standard pe părţi).
B. Reglementari tehnice ANRE -Autoritatea Naţională de Reglementare în domeniul Energiei
NTE 001/03/00 - Normativ privind alegerea izolaţiei, coordonarea izolaţiei şi
protecţia instalaţiilor electroenergetice împotriva
supratensiunilor NTE 002/03/00 - Normativ de încercări şi măsurători pentru sistemele de
protecţii, comandă-control şi automatizări din partea electrică a
centralelor şi staţiilor NTE 003/04/00 - Normativ pentru construcţia liniilor aeriene de energie
electrică cu tensiuni peste 1000 VNTE 004/05/00 - Normativ pentru analiza şi evidenţa evenimentelor
accidentale din instalaţiile de producere, transport şi distribuţie
a energiei electrice şi termiceNTE 005/06/00 - Normativ privind metodele şi elementele de calcul al
24
siguranţei în funcţionare a instalaţiilor energeticeNTE 006/06/00 - Normativ privind metodologia de calcul al curentilor de
scurtcircuit în retelele electrice cu tensiunea sub 1 kVNTE 007/08/00 - Normativ pentru proiectarea şl executarea reţelelor de cabluri
electriceNTE 009/10/00 - Regulament general de manevre în instalaţiile electrice de
medie şi înaltă tensiuneNTE 401/03/00 - Metodologie privind determinarea secţiunii economice a
conductoarelor în instalaţii electrice de distribuţie de 1 - 110 kV51.1.112.0.01./27/08/04 - Codul tehnic al reţelei electrice de transport, rev.1Ord. ANRE Nr. 128/2008 - Codul tehnic al reţelei electrice de distribuţie17.1.127.0.01./20/06/02 - Codul de măsurare a energiei electrice17.1.012.0.00./28/06/07 - Standarde de performanţă pentru serviciile de transport şi
distribuţie a energiei electrice28.1.013.0.00./30/08/07 - Standarde de performanţă pentru serviciul de distribuţie a
energiei electrice51.1.017.0.00./30/04/09 - Condiţii tehnice de racord la reţelele electrice de interes public
pentru centralele electrice eolienePE 101 - Normativ pentru construcţia instalatiilor electrice de
conexiuni si transformatoare cu tensiuni peste 1 kVPE 101A - Instrucţiuni privind stabilirea distantelor normate de
amplasare a instalaţiilor electrice cu tensiunea peste 1 kV in
raport cu alte constructiiPE 102 - Normativ pentru proiectarea şi executarea instalaţiilor de
conexiuni şi distribuţie cu tensiuni până la 1000 V c.a. în unităţi
energeticePE 111-8 - Instrucţiuni pentru proiectarea staţiilor de conexiuni şi
transformatoare. Servicii proprii de curent alternativPE 112 - Normativ pentru proiectarea instalaţiilor de curent continuu
din centrale si statii electricePE 148 - Instrucţiuni privind condiţiile generale de proiectare
antiseismica a instalatiilor tehnologice din statiile electrice1RE Ip 30 - Îndreptar de proiectare şi execuţie a instalaţiilor de legare la
pământNP 082 - Cod de proiectare. Evaluarea acţiunii vântului.P100_1 - Cod de proiectare seismică
C. Legislaţie naţionalăHG 90/08 - Regulament privind racordarea utilizatorilor la reţelele de
interes publicHG 457/03 - Hotărâre privind asigurarea securităţii utilizatorilor de
echipamente electrice de joasă tensiuneHG 1022/02 - Hotărâre privind regimul produselor şi serviciilor care pot
25
pune în pericol viaţa, sănătatea, securitatea muncii şi protecţia
mediului.HG 1028/06 - Hotărâre privind cerinţele minime de securitate şi sănătate în
muncă referitoare la utilizarea echipamentelor cu ecran de
vizualizare;HG 1136/06 - Hotărâre privind cerinţele minime de securitate şi sănătate
referitoare la expunerea lucrătorilor la riscuri generate de
câmpuri electromagnetice;HGR 1037/10 - Hotărâre privind deşeurile de echipamente electrice şi
electroniceHGR 1132/08 - Hotărâre privind regimul bateriilor şi acumulatorilor şi al
deşeurilor de baterii şi acumulatoriHG 1146/06 - Hotărâre privind cerinţele minime de securitate şi sănătate
pentru utilizarea în muncă de către lucrători a echipamentelor
de munca.OG 95/99 - Ordonanţa privind calitatea lucrărilor de montaj pentru utilaje,
echipamente şi instalaţii tehnologice industrialeOUG 195/2005 - Ordonanţa privind protecţia mediului aprobată prin Legea
265/2006Legea 319/06 - Legea securităţii şi sănătăţii în muncăLegea 440/02 - Legea 440 din 27 iunie 2002 (Legea 440/2002) pentru
aprobarea Ordonantei Guvernului nr. 95/1999 privind calitatea
lucrărilor de montaj pentru utilaje, echipamente şi instalaţii
tehnologice industriale
CAPITOLUL V
PRINCIPII GENERALE PRIVIND PROIECTAREA SISTEMELOR DE CIRCUITE
SECUNDARE
V. 1 Funcţiile sistemelor de circuite secundare
Art. 10. - In staţiile electrice, apartinând SEN, funcţiile sistemelor de circuite secundare sunt
următoarele:
a) pentru (sub)sistemul protecţie şi automatizării :
- detectarea defectelor şi declanşarea / deconectarea automată a elementului defect cu
ajutorul întreruptoarelor care să separe elementul defect de partea fără defect a
sistemelor (instalaţiilor) electrice;
- detectarea regimurilor anormale şi periculoase de funcţionare a elementelor
sistemului (instalaţiei), apărute ca urmare a unor abateri de la parametrii normali de
funcţionare sau a unor funcţionări incorecte ale întreruptoarelor;
26
- repunerea automată în funcţiune a liniilor electrice, în cazul unor defecte trecătoare;
- comutarea automată a alimentării pe o cale de rezervă, pentru asigurarea continuităţii
alimentării consumatorilor, în cazul ieşirii accidentale din funcţiune a căii principale
de alimentare;
- reglarea automată a unor parametrii ai sistemului electric.
b) pentru (sub) sistemul de conducere:
- funcţii de aplicaţie pentru necesităţile de conducere ale procesului tehnologic
energetic (comandă, blocare, supraveghere, măsură, înregistrare);
- funcţiuni de preluare şi prelucrare operativă (prezentarea informaţiei prin intermediul
echipamentului operativ);
- funcţii de achiziţie, transmitere, înregistrare, stocare şi prelucrare ierarhizată a
datelor;
- alte funcţii complexe specifice conducerii staţiei (ex. reglaj automat de tensiune ).
Art. 11. - Funcţiile sistemului de circuite secundare trebuie realizate în condiţii de performanţă
(conform articol 53-60).
Notă: 1. Funcţiile sistemului de circuite secundare nu sunt (în mod obligatoriu) asociate fizic
unor echipamente distincte.
2. Toate funcţiile se vor asigura în cadrul unor sisteme de circuite secundare, care trebuie
să cuprindă şi cablarea şi conexiunile necesare.
V. 2 Structura sistemelor de circuite secundare
Art. 12. - Sistemele de circuite secundare cuprind toate părţile necesare pentru îndeplinirea
funcţiilor prezentate mai sus. Principalele componente ale unui sistem de circuite secundare sunt
următoarele:
a) echipamente de proces tehnologic (releele şi şirurile de cleme din dispozitivele de
acţionare ale întreruptoarelor şi separatoarelor, înfăşurările secundare ale
transformatoarelor de măsură, şirurile de cleme din cofretele transformatoarelor de forţă
etc.);
b) echipamente pentru conducere şi teleconducere;
c) echipamente de protecţie;
d) surse şi circuite de alimentare operativă în curent continuu şi curent alternativ;
e) programe de calcul (software) prin care se realizează funcţiile sistemului;
f) echipamente operator sistem (ecran, tastatură, imprimantă);
g) magistrala (magistrale) de date şi echipamente pentru căile de comunicaţii.
Art. 13. - (1) Configuraţia standard a sistemului de circuite secundare este definită prin
următoarele subsisteme:
27
a) conducere;
b) teleconducere;
c) protecţie;
d) telecomunicaţii.
(2) (sub)sistemul conducere are următoarele părţi componente funcţionale:
a) comandă, sub caracteristicile specifice unui (sub)sistem de conducere;
b) control (interblocări, sincronizare, măsurare, supraveghere/monitorizare);
c) contorizare/metering;
d) gestionarea evenimentelor şi alarmelor (semnalizare, afişare, înregistrare, stocare,
protocol);
e) alte funcţii complexe specifice conducerii staţiei (ex.: reglaj automat de tensiune).
(3) (sub)sistemul teleconducere are în compunere următoarele părţi componente funcţionale:
a) comandă, sub caracteristicile specifice unui (sub)sistem de teleconducere;
b) gestiunea informaţiei (contorizare, stocare şi evenimente).
(4) (sub)sistemul protecţie şi automatizări are următoarele părţi componente funcţionale:
a) protecţie;
b) automatizări.
(5) (sub)sistemul de telecomunicaţii asigură schimbul de informaţii între obiectivele energetice şi
punctele de conducere (dispeceri) şi între obiectivele energetice. Prin intermediul acestui sistem se
pot realiza următoarele tipuri de transmisiuni:
a) telecomenzi, monitorizare;
b) transmisiuni aferente protecţiei prin relee şi automatizării;
c) transmisiuni de date;
d) transmisiuni telefonice, telefax etc.
(6) Telecomunicaţiile, din punct de vedere al scopului lor, se împart în două categorii:
a) necesare conducerii operative a Sistemului Energetic Naţional;
b) necesare gestionării tehnico-administrative.
(7) La baza realizării unui sistem de telecomunicaţii stau:
c) volumul de transmisiuni ce este necesar a se vehicula;
d) importanţa obiectivului energetic în cadrul SEN;
e) realizarea unui raport performanţă/preţ cât mai bun;
f) integrarea noului sistem de telecomunicaţii în cadrul ansamblului general şi totodată
respectând noile cerinţe ce se impun la nivel naţional.
Art. 14. - (1) Subsistemele enumerate mai sus pot funcţiona independent ca sisteme separate sau
integrate într-un sistem comun numeric de circuite secundare.
28
(2) De regulă, sistemele de circuite secundare din staţiile electrice aparţinând operatorului de
transport vor fi de tip integrat.
(3) Sistemele integrate vor putea fi adoptate numai după o verificare atentă a posibilităţilor de
realizare a siguranţei în funcţionare.
(4) Stabilirea volumului şi definirea funcţiilor specifice ale (sub)sistemelor de conducere,
teleconducere şi protecţie se vor face pentru fiecare element (circuit) al reţelei electrice, şi pentru
ansamblul sistemului conform prevederilor specifice din aceste norme tehnice, din aceste norme
tehnice (volumele II şi III), iar pentru (sub)sistemul de telecomunicaţii prin normele tehnice
specifice domeniului.
Art. 15. - Structura sistemelor de circuite secundare din punct de vedere a modului de colectare a
informaţiilor primare poate fi:
a) Structură centralizată, în care modulul de achiziţie a datelor se află la o oarecare distanţă
de circuitul primar (celulă) în apropierea unităţii centrale, în dulapuri.
b) Structură descentralizată, în care pentru fiecare circuit primar (celulă) există parte din
subsistemul de conducere şi protecţie, montate în dulapuri de protecţie amplasate în
cabine de relee/containere, în imediata apropiere a echipamentului primar.
Art. 16. - Stabilirea soluţiei de amplasare a echipamentului de circuite secundare se va face în urma
unei analize tehnico-economice, luându-se în considerare următoarele criterii:
a) caracteristicile staţiei electrice:
- nivelul de tensiune;
- tipul de amplasament (interior/exterior);
- tipul izolaţiei (aer/hibrid/SF6);
- dispoziţia constructivă; tipul şi caracteristicile echipamentului primar;
- modul de exploatare.
b) condiţiile ambientale (meteo-climatice, poluare, seismice);
c) cerinţele pentru a asigura funcţionarea şi întreţinerea sistemului;
d) funcţiile solicitate pentru sistemul de circuite secundare;
e) volumul şi categoriile de informaţii necesare a fi transmise spre centrul de conducere sau
alţi utilizatori;
f) performanţe (fiabilitate, disponibilitate, mentenabilitate, securitate etc.);
g) posibilităţile de interfaţă a circuitelor secundare cu procesul tehnologic;
h) posibilitatea extinderii sistemului;
Notă: Structura sistemului de circuite secundare trebuie să fie astfel realizată (concepţie şi
echipare) încât să permită o extindere cu eforturi minime de materiale şi de timp fără
diminuarea fiabilităţii sistemului.
29
i) utilizarea căilor de comunicaţii existente sau noi;
j) costul total pe durata de viaţă;
k) alte solicitări specifice.
Art. 17. - Sistemele de circuite secundare vor fi ierarhizate pe mai multe nivele:
a) nivelul 0 – proces;
b) nivelul 1 – celulă;
c) nivelul 2 – staţie;
d) nivelul 3 – centru de conducere operativă (naţional, regional, teritorial, zonal etc.).
Art. 18. - În scopul preluării unor funcţii noi, extinderii configuraţiei şi asigurarea independenţei
faţă de furnizori, structura sistemului de circuite secundare va fi de regulă deschisă.
CAPITOLUL VI
CERINŢE GENERALE
Art. 19. - Sistemul de circuite secundare trebuie să fie proiectat astfel, încât să satisfacă cerinţele
privind:
a) funcţionarea (de ansamblu), performanţele, exploatarea şi mentenanţa (întreţinerea);
b) mediul ambiant;
c) comportarea la seism;
d) compatibilitatea electromagnetică;
e) ergonomia.
Art. 20. - Prin proiectare trebuie ca sistemul şi componentele sale să asigure realizarea
următoarelor cerinţe de funcţionare, exploatare şi întreţinere, în condiţii de performanţă specificate:
a) securitatea personalului şi a funcţiunilor operaţionale (prin respectarea prevederilor
normelor specifice de securitate şi sănătate ocupaţională, pentru transportul şi distribuţia
energiei electrice şi a instrucţiunilor de montaj şi exploatare ale furnizorilor de
echipamente);
b) viteză de execuţie (prin alegerea unor echipamente de protecţie adecvate);
c) fiabilitate / disponibilitate;
d) durată lungă de viaţă;
e) posibilitatea efectuării de manevre (printr-o amplasare adecvată a aparatelor care
necesită efectuarea de manevre la anumite intervale şi implementarea unor programe
standard de comutare, pentru ajutarea operatorului la manevre şi evitarea manevrelor
greşite);
f) posibilitatea efectuării lucrărilor de întreţinere (prin prevederea de culoare de acces şi
întreţinere şi prin amplasarea judicioasă a componentelor);
30
g) uşurinţa în reparaţii (prin utilizarea de module debroşabile amplasate astfel încât să fie
uşor accesibile);
h) posibilitatea de extindere (pe durata de viaţă a sistemului);
i) posibilitatea testării la locul de funcţionare şi autodiagnoză (prin implementarea unor
proceduri logice de testare).
Art. 21. - Echipamentele de conducere, protecţie, vor fi montate într-o clădire centrală şi/sau
distribuit (dispersat) în dulapuri metalice închise, amplasate în containere sau cabine de relee. Se
recomandă ca toate dulapurile şi cutiile de conexiuni să fie livrate complet echipate, cablate în
interior, inscripţionate şi testate.
Art. 22. - Echipamentele de protecţie de bază şi de rezervă (grupele 1 şi 2, în cazul protecţiilor
redundante) vor fi montate şi conectate astfel încât să se asigure o separare fizică şi electrică, în
conformitate cu cerinţele precizate în volumul III al normei tehnice.
Art. 23. - La realizarea sistemelor de circuite secundare se vor utiliza numai conductoare din
cupru. Cablurile utilizate pentru protecţie, teleprotecţie şi teleconducere se prevăd numai cu
conductoare din cupru sau cu fibre optice.
Art. 24. - Echipamentele numerice trebuie prevăzute cu interfeţele necesare, pentru dialogul direct
local cu operatorul.
VI. 1 Cerinţe de mediu
Art. 25. - Cunoaşterea corectă a factorilor ambientali este importantă atât pentru proiectanţi, cât şi
pentru furnizori, deoarece condiţiile de mediu diferite pot afecta valorile nominale şi performanţele
instalaţiei electrice şi ale echipamentului.
Art. 26. - Trebuie luate în considerare următoarele condiţii climato-meteorologice şi ambientale
(de mediu) pentru echipamente:
a) temperatura şi variaţiile de temperaturi, umiditate şi presiune atmosferică;
b) poluare (grad, tip noxe etc.);
c) radiaţie solară directă;
d) precipitaţii, furtuni cu descărcări electrice şi vânt;
e) activitate seismică;
f) altitudine.
Art. 27. - Condiţiile climato – meteorologice şi de mediu trebuie să fie specificate pentru fiecare
loc de amplasare şi pentru fiecare element al sistemului.
Art. 28. - Împărţirea climatică a pământului se va considera, pentru România, în conformitate cu
prevederile cuprinse în PE 101 şi NP-082.
Art. 29. - (1) Încadrarea amplasamentelor în mediul ambiant se va face în conformitate cu:
a) SR EN 60255-1 − pentru relee;
31
b) SR EN 60870-2-2 − pentru echipamente de teleconducere;
c) SR EN 62271-1 – pentru dispozitive de actionare;
d) alte normele tehnice din domeniul proiectării staţiilor electrice (PE 101, PE 102, etc.).
(2) În Tabelul 1 sunt prezentate atât clasificarea climatică, pentru echipamente în funcţiune cât şi
clasele de severitate ce vor fi precizate în proiecte pentru echipamentele de circuite secundare:
Tabelul 1. Condiţii climatice ambientale pentru echipamente în funcţiune
Tipul de amplasament Clasa Temperatura Umiditatea aeruluiCu aer condiţionat A1 200 C< T <250 C 20 - 75%În încăperi încălzite şi /
sau răcite
B3 50 C < T <400 C 5 - 95 %
Adăpostit (prefabricate)C1
C2
-50C < T < 450 C
-250C < T < 550 C
5 - 95 %
10 - 100 %Art. 30. - În proiect se vor specifica tipurile (clasa) de amplasamente, care determină ambianţa
climatică, pentru echipamentele de circuite secundare în conformitate cu SR EN 60870-2-2:
a) Amplasamente cu aer condiţionat (clasa A);
- Sunt prevăzute cu posibilităţi de control al temperaturii şi umidităţii aerului, în
limitele stabilite.
b) Amplasamente închise încălzite şi/sau răcite (clasa B)
- Echipamentul este închis într-un amplasament prevăzut cu posibilităţi de încălzire
şi/sau răcire.
c) Amplasamente adăpostite (clasa C)
- Echipamentul este protejat împotriva expunerii directe luminii/radia iei solare, ploiiț
şi altor precipitaţii, presiunii, vântului etc (pentru echipament cutii de cleme, cutii de
conexiuni).
NOTA: La stabilirea condiţiilor tehnice pentru fiecare echipament în parte se vor lua în
considerare şi consecinţele defectării instalaţiilor de condiţionare a aerului sau de încălzire-
răcire.
Art. 31. - Se vor lua în considerare şi următorii factori climatici suplimentari:
a) Altitudinea şi vântul
- În conformitate cu PE 101 şi NP 082.
b) Variaţiile de temperatură
- În conformitate cu SR EN 60870-2-2 şi PE 101.
c) Căldura externă şi internă
- În conformitate cu SR EN 60870-2-2 şi PE 101.
d) Ploaia torenţială, furtunile şi vântul puternic.
32
- Pentru cabinele/containerele şi dulapurile exterioare gradul de protecţie împotriva
intrării apei şi prafului trebuie să fie determinat conform SR EN 60529.
e) Poluarea aerului
- Poluarea, sărurile sau gazele din aer pot afecta defavorabil durata de viaţă şi
funcţionarea corespunzătoare a instalaţiilor şi echipamentelor.
Art. 32. - Pe lângă factorii climaterici prezentaţi mai sus trebuie să fie luate în considerare, de
asemenea, influenţele ambiante specifice locale, de exemplu: condiţii nefavorabile ale solului,
efecte biologice (flora şi fauna), mediu salin marin etc.
VI. 2 Cerinţe mecanice
Art. 33. - Echipamentele sistemului de circuite secundare trebuie să reziste la vibraţii, şocuri şi
cutremure, astfel:
a) pentru sisteme de conducere, în conformitate cu SR EN 60870-2-2:
- vibraţii de joasă frecvenţă: clasa VL3 (≤ 1,5 mm; ≤ 5 m/s2);
- vibraţii de înaltă frecvenţă: clasa VH3 (≤ 0,075 mm; ≤ 10 m/s2);
- severitatea vibraţiilor: clasa VS1;
- timpul pentru vibraţii: clasa VT3 (≤ 1 %);
- şoc mecanic: clasa SH1 (40 m/s2; 100 ms);
- acceleraţia de şoc: -25 … 200 m/s2; -50 … 5 ms;
- frecvenţa şocurilor: clasa SR4 (≤ 1 pe zi);
- intensitatea seismelor: clasa S2 (gradul VIII Mercalli).
b) pentru sistemele de protecţii, în conformitate cu:
- SR EN 60255-21-1, vibraţii: clasa 2;
- SR EN 60255-21-2, şocuri: clasa 1;
- SR EN 60255-21-3, seisme: clasa 1.
Art. 34. - (1) Componentele unui sistem secundar trebuie să garanteze funcţionarea corectă în
timpul şi după încetarea seismului.
(2) Se va lua în considerare macrozonarea seismică a teritoriului României prezentată în SR
11100/1-93 şi P100-1.
(3) Metodele de încercări seismice ale echipamentelor se vor realiza în conformitate cu SR EN
60068-3-3.
VI. 3 Cerinţe privind electroalimentarea
Art. 35. - Alimentarea sistemului de circuite secundare în curent continuu (c.c.) se face în
conformitate cu normativul pentru proiectarea instalaţiilor de curent continuu din centrale şi staţii
electrice (PE 112) iar alimentarea în curent alternativ (c.a.) se face în conformitate cu prevederile
instrucţiunii pentru proiectarea serviciilor proprii de curent alternativ (PE 111-8).
33
Art. 36. - Valorile tensiunilor de alimentare, atât în curent continuu cât şi alternativ, ale sistemului
de circuite secundare vor fi în concordanţă cu SR EN 60870-2-1 şi SR EN 60255-11, şi anume:
a) alimentare auxiliară în curent continuu (cu poli izolaţi - clasa EF, conform CEI 60870-2-
1):
- tensiune nominală (Un): 220 Vcc sau 110 Vcc iar pentru
alte sisteme auxiliare se pot utiliza şi
alte niveluri de tensiune standardizate;
- toleranţă (pentru funcţionare corectă),
(clasa DC3, conform CEI 60870-2-1): - 20% ... + 15%;
- unda de tensiune (vârf la vârf),
(conform CEI 60255-11): 10%·Un;
- întreruperi admisibile ale alimentării în
curent continuu (conform CEI 60255-11): <50 ms.
b) alimentare auxiliară în curent alternativ:
- tensiune nominală: 400/230 V c.a.;
- toleranţă (clasa AC3, conform CEI 60870-2-1): -20% ... +15%;
c) frecvenţă:
- frecvenţă nominală: 50 Hz;
- toleranţă: -5% ... +5%.
Art. 37. - Alimentarea auxiliară în curent continuu (c.c.) şi în curent alternativ (c.a.), pentru
sistemul de circuite secundare (conducere, protecţie prin relee, telecomunicaţii) este o condiţie
esenţială pentru buna funcţionare a staţiei electrice. Sursa sigură pentru tensiunea operativă este
considerată bateria / bateriile de acumulatoare staţionare din cadrul staţiei electrice.
Art. 38. - (1) Este necesară asigurarea redundanţei în alimentarea cu tensiune operativă pentru
echipamentele care constituie una sau două grupe de conducere şi protecţie.
(2) În situaţia existenţei a două baterii de acumulatoare în cadrul staţiei electrice se va avea în
vedere separarea fizică a circuitelor redundante de alimentare cu curent operativ .
(3) În situaţia existenţei unei singure baterii de acumulatoare în cadrul staţiei electrice, separarea se
va realiza începând chiar de la placa de borne a bateriei şi continuând cu întreruptoarele automate
pentru protecţia circuitelor, conexiunile electrice, releele etc.
Art. 39. - Alimentarea auxiliară cu tensiune alternativă a echipamentelor de calcul şi perifericelor
din camera de comandă a staţiei electrice se va realiza, de regulă, prin intermediul unui invertor
(c.c./c.a.) dimensionat corespunzător.
34
Art. 40. - Alimentarea auxiliară în curent continuu cu tensiuni diferite de tensiunea bateriei de
acumulatoare (de ex. pentru echipamentele de telecomunicaţii) se va realiza, de regulă, prin
intermediul unor convertoare (c.c./c.c.).
VI. 4 Cerinţe privind izolaţia
Art. 41. - Coordonarea izolaţiei pentru releele numerice şi alte echipamente de circuite secundare
va fi conform cu SR EN 60255-5. Astfel:
a) tensiunile de încercare a izolaţiei (pentru 50Hz, 1 minut):
- între circuitele interne şi carcasă: 2 kV;
- între contacte deschise: 1 kV;
b) tensiunea de încercare la impuls de trăsnet
(1,2±30%/50±20% µs, 500±10% Ω, 0,5±10%J): 5 kVvârf.
VI. 5 Cerinţe privind ergonomia sistemului de circuite secundare
Art. 42. - La proiectarea circuitelor secundare este necesară o abordare multidisciplinară a
factoriilor tehnici şi ergonomici. Parametrii ergonomici sunt definiţi prin posibilităţile biomecanice,
fiziologice şi psihologice ale activităţii umane.
Art. 43. - (1) Cerinţele privind ergonomia sistemului de circuite secundare se referă la două
paliere:
a) organizarea locului de muncă;
b) interfaţa om-maşină.
(2) Cerinţe privind organizarea locului de muncă:
a) cerinţe privind confortul funcţional (poziţia corectă a operatorului);
b) cerinţe microclimatice (lumină, temperatură, umiditate etc.)
c) dispunerea adecvată a mobilierului (poziţia corectă şi comodă a operatorului, amplasarea
adecvată a elementelor hardware etc.)
(3) Cerinţe privind interfaţa om-maşină:
a) optimizarea de informaţii relevante prezente pe ecran şi consecvenţa citirii privind
informaţiile;
b) aranjamentele adecvat al elementelor informaţiilor pe display sau ecran (lizibilitate,
grafică, culoare, dinamică);
c) grad de claritate a secvenţelor acţiunilor în timpul lucrului cu programul;
d) asigurarea unui grad ridicat al percepţiei informaţiei;
e) asigurarea unui grad ridicat de concentrare a operatorului;
f) asigurarea unui grad ridicat de reacţie rapidă a operatorului.
35
VI. 6 Cerinţe de compatibilitate electromagnetică
Art. 44. - Echipamentele sistemului de circuite secundare vor respecta cerinţele de compatibilitate
din SR EN 60255-26.
Art. 45. - Testul la perturbaţii de înaltă frecvenţă (1 MHz) se va realiza în conformitate cu
cerinţele SR EN 60255-22-1, corespunzător clasei III:
a) pentru mod comun: 2,5 kV;
b) pentru mod diferenţial: 1 kV.
Art. 46. - Testul la descărcări (impulsuri) electrostatice se va realiza în conformitate cu cerinţele
SR EN 60255-22-2:
a) descărcare în aer în faţa panoului frontal, afişajului,
carcasei metalice (clasa 4): 12 kVvârf;
b) descărcare în aer în faţa porturilor de comunicaţie (clasa3): 6 kVvârf.
Art. 47. - Testul la perturbaţii în câmp electromagnetic se va realiza în conformitate cu cerinţele
SR EN 60255-22-3, clasa 3: 10 V/m.
Art. 48. - Testul la perturbaţii tranzitorii rapide (2,5 kHz) se va realiza în conformitate cu cerinţele
SR EN 60255-22-4, clasa A: 4 kV.
Art. 49. - Se vor lua toate măsurile necesare unei ecranări corespunzătoare împotriva perturbaţiilor
electromagnetice, avându-se în vedere cel puţin următoarele:
a) legarea la pământ a carcaselor metalice;
b) transformatoare de intrare ecranate sau adaptoare izolate galvanic;
c) izolarea intrărilor binare prin opto-cuploare
d) alimentarea circuitelor electronice interne prin convertoare Vcc/Vcc;
e) utilizarea de regulă, a releelor electromagnetice de execuţie (ieşiri binare);
f) utilizarea, de regulă, a interfeţelor de comunicaţie optice.
VI.7 Cerinţe tehnice impuse elementelor componente ale sistemului de circuite secundare
Art. 50. - De regulă, specificaţiile tehnice pentru achiziţionarea echipamentelor componente ale
sistemului de circuite secundare cuprinse în caietele de sarcini, trebuie să conţină următoarele date:
a) structura sistemului;
b) funcţiile specifice care trebuie îndeplinite pentru fiecare subsistem;
c) normele tehnice şi de calitate care se impun a fi respectate;
d) cerinţele tehnice, mecanice, constructive impuse echipamentelor;
e) cerinţe privind asigurarea compatibilităţii electromagnetice impuse atât echipamentelor
componente, cât şi subsistemelor şi sistemului;
f) cerinţe de interfaţă ale sistemului cu echipamentele primare, serviciile proprii şi cu
celelalte sisteme din staţie;
36
g) condiţii de mediu;
h) cerinţe privind performanţele;
i) cerinţe privind testele;
j) cerinţe de exploatare;
k) cerinţe privind asigurarea calităţii;
l) cerinţe privind parametrizarea sistemului.
Art. 51. - În caiete de sarcini trebuie să se specifice că sistemele de circuite secundare (ca şi
subsistemele) se vor testa în fabrica furnizorului.
Art. 52. - Se recomandă ca certificatul de teste (probe) eliberat de furnizor să fie avizat de un
laborator consacrat altul decât al furnizorului.
Art. 53. - Stabilirea volumului şi definirea funcţiilor sistemului de circuite secundare şi ale
subsistemelor componente se vor face atât pentru fiecare circuit primar (celulă) al staţiei electrice,
cât şi pentru ansamblul sistemului, în conformitate cu prevederile specifice din vol. II şi III ale
normativului.
Art. 54. - Pentru realizarea sistemului de circuite secundare pentru staţiile electrice se vor utiliza,
de regulă echipamente numerice, integrate în sisteme ierarhizate de conducere şi protecţie.
Art. 55. - De regulă, echipamentele numerice vor fi prevăzute cu funcţii multiple, de conducere
şi/sau protecţie, de supraveghere automată, testare automată, înregistrare perturbaţii şi
evenimente/funcţionări.
Art. 56. - Toate echipamentele componente ale sistemului de circuite secundare trebuie să permită
atât semnalizarea optică locală (pe echipament) cu posibilitatea de anulare locală a semnalelor
autoreţinute, cât şi transmiterea la echipamentele centrale cu funcţii de semnalizare şi înregistrare.
Art. 57. - Echipamentele numerice trebuie prevăzute cu interfeţele necesare, pentru dialogul direct
local cu operatorul cât şi pentru dialogul la distanţă cu nivelul superior de conducere.
VI. 8 Cerinţe de calitate/performanţă impuse sistemului de circuite secundare
Art. 58. - Sistemul de circuite secundare trebuie să îndeplinească cerinţele de calitate / performanţă
privind:
a) fiabilitate;
b) disponibilitate;
c) securitate;
d) integritatea datelor;
e) extensibilitate;
f) parametrii de comunicaţie.
37
Art. 59. - (1) Fiabilitatea este definită ca măsura aptitudinii unui echipament sau sistem de a
îndeplini o funcţiune cerută, în condiţiile date, într-un timp dat, exprimată printr-o valoare de
probabilitate pe baza datelor de defect şi a duratei de funcţionare.
(2) Fiabilitatea unui sistem de circuite secundare este exprimată, prin intermediul timpilor de bună
funcţionare, în ore (MTBF) şi poate fi calculată pornind de la indicatori privind elementele
individuale ale sistemului.
(3) Fiabilitatea unui sistem depinde de factorii următori:
a) fiabilitatea hardware-ului şi a software-ului;
b) configuraţia sistemului.
(4) Fiabilitatea sistemului global şi fiabilităţile parţiale ale anumitor părţi componente specifice ale
sistemului de circuite secundare se determină plecând de la valorile de fiabilitate ale elementelor
individuale ale sistemului, determinate prin încercări de către furnizor. Aceste valori se verifică apoi
în exploatare, comparându-le cu performanţele reale observate în timpul unei perioade de încercare
date. Începutul şi durata perioadei de încercare trebuie să fie convenite între furnizor şi utilizator,
excluzând perioada iniţială de defectare. De asemenea, beneficiarul trebuie să cunoască procedeele
şi aparatajul de testare care au fost utilizate la determinarea acestor valori.
(5) Se recomandă ca furnizorul echipamentului să prezinte la cerere datele privind distribuţia
defectărilor pentru toate componentele, ansamblurile şi elementele care, în caz de defect, ar putea
provoca pierderea unei funcţiuni sau proasta funcţionare a sistemului.
(6) Modurile de defectare şi efectele defectelor asupra performanţelor sistemului trebuie să fie
analizate de către furnizor şi rezultatele trebuie să fie prezentate la cerere.
(7) Cerinţele de performanţă sunt diferite prin clasele de fiabilitate prezentate în Tabelul 2, valorile
date se referă şi la fiabilitatea elementelor sistemului global.
Tabelul 2. Clase de fiabilitate
Clase de fiabilitate MTBFR1 ≥2000 hR2 ≥4000 hdR3 ≥8780 h
(8) De regulă, cerinţele privind fiabilitatea sistemelor se vor referi la încadrarea în clasa R3.
Art. 60. - (1) Disponibilitatea unui element al unui sistem reprezintă capacitatea sa de a îndeplini
funcţiunea cerută în orice moment dat.
a) Disponibilitatea sistemelor secundare depinde de :
- concepţie;
- proiectare:
- construcţie şi punere în funcţiune;
- calitatea echipamentului – componente hardware şi software
38
- obiectul şi felul redundanţei;
- mentenanţă şi autosupraveghere;
- rezistenţă la teste deosebit de severe
- protecţie împotriva perturbaţiilor electromagnetice;
- condiţii de mediu.
(2) Disponibilitatea este exprimată printr-o cifră de probabilitate care se referă la funcţionarea într-
un moment dat, prin opoziţie cu fiabilitatea care se referă la funcţionarea într-o perioadă dată.
MTBF
Ap = ---------------------------- x 100%
(MTBF + MTTR)
unde :
Ap - disponibilitatea prevăzută:
MTTR - durata medie de defect;
MTBF - durata medie de bună funcţionare.
(3) Se recomandă ca urmările incapacităţii elementelor sau funcţiunilor individuale ale sistemului
privind disponibilitatea totală a sistemului, precum şi efectul mentenanţei preventive prevăzute să
facă obiectul unui acord între furnizor şi utilizator.
(4) Disponibilitatea sistemului va fi precizată prin încadrarea într-o clasă de disponibilitate
b) Clase de disponibilitate
(5) Clasele de disponibilitate prezentate în Tabelul 3 se referă la disponibilitatea elementelor
sistemului global.
Tabelul 3. Clase de disponibilitate
Clase de disponibilitate Disponibilitate AA1 A ≥ 99,00%A2 A ≥ 99,75%A3 A ≥ 99,95%
(6) De regulă, disponibilitatea SCP trebuie să fie încadrată în clasa A3.
Art. 61. - (1) Mentenabilitatea este aptitudinea unui sistem sau echipament, în condiţii date de
utilizare, după detectarea unui defect, de a fi repus în perfectă stare de funcţionare şi de a suporta
operaţiuni de mentenanţă în timpul funcţionării normale.
(2) Mentenabilitatea, depinde în special de posibilităţile pentru întreţinere şi de posibilităţile de
diagnostic furnizate de sistem sau echipament.
(3) Mentenabilitatea este exprimată prin durata medie de defect în ore (MTTR), care este obţinută
prin însumarea componentelor următoare:
a) timp administrativ: perioada de timp între detectarea unei defecţiuni şi anunţarea
serviciului de mentenenţă;
39
b) timp de transport: perioada de timp între anunţarea serviciului de mentenanţă şi sosirea
la faţa locului a personalului de mentenanţă cu echipament necesar;
c) timp mediu de reparaţie (MRT): durata medie necesară personalului de mentenanţă
calificat odată ajuns la faţa locului, dotat cu piese de schimb şi cu echipament de
încercare recomandat, pentru a diagnostica, a repara şi a încerca echipamentul reparat.
(4) MTTR, aşa cum a fost definit mai sus, dar fără timpul administrativ, este semnificativ doar în
cazul sistemelor de circuite secundare şi echipamentelor de protecţie şi conducere a căror
mentenanţă este asigurată de furnizor. Pentru instalaţiile a căror mentenanţă este asigurată de
utilizatorul însuşi, furnizorul are o influenţă doar în ceea ce priveşte timpii de reparare, timpul
administrativ şi de transport depinzând de organizarea mentenanţei de către utilizator.
(5) Aptitudinea la întreţinere a unui echipament, ca o caracteristică de concepţie, trebuie să fie luată
în consideraţie în timpul fazei iniţiale de concepţie şi de dezvoltare; este deci important ca
exigenţele privind aptitudinea de întreţinere să fie stabilite înaintea redactării specificaţiilor
echipamentului.
(6) Echipamentul, conform prezentului standard, trebuie să fie întreţinut de un personal calificat, în
centrele de mentenanţă şi la locul de amplasare.
(7) Valorile MTTR date de furnizor trebuie să se bazeze pe statistici de mentenanţă disponibile.
(8) La cerere, furnizorul trebuie să dea lista echipamentului de încercare şi cantităţile pieselor de
schimb considerate ca necesare pentru aceasta sau clasele de mentenabilitate acceptate. Cantitatea
de piese de schimb va fi estimată ţinând cont de timpul necesar pentru repararea unei componente
defecte (reparare la faţa locului/centrului de mentenanţă şi/sau în fabrică) şi pentru a-l repune în
stare de funcţionare.
(9) Clase de mentenabilitate. Pentru a face diferenţa între durata medie de defect (MTTR) şi timpul
mediu de reparare (MRT), s-au stabilit clasificări separate pentru cele două proprietăţi, conform
Tabelelor 4 şi 5.
Tabelul 4. Clase de mentenabilitate
Clase de mentenabilitate MTTRM1 MTTR ≤ 36 hM2 MTTR ≤ 24 hM3 MTTR ≤ 12 hM4 MTTR ≤ 6 h
(10) De regulă mentenabilitatea SCP trebuie să fie încadrată în clasa M4.
Tabelul 5. Clase de timp de reparare
Clase de timp de reparare MRTRT1 MRT ≤24 h
40
RT2 MRT ≤12 hRT3 MRT ≤ 6 hRT4 MRT ≤ 1 h
(11) De regulă timpul de reparare de Sistemele de conducere-protecţietrebuie să fie încadrat în clasa
RT4.
Art. 62. - (1) Securitatea în funcţionare a unui sistem de conducere poate fi definită drept
capacitatea acestuia de a evita punerea sistemului comandat într-o situaţie potenţial periculoasă sau
instabilă. Maşinile de securitate trebuie să trateze consecinţele incidentelor care apar ca urmare a
unei funcţionări defectuoase a echipamentului de conducere, a unor erori nedetectate, ale
informaţiilor sau a prevederii acestora.
(2) Consecinţa unui incident poate depinde de starea reţelei electrice în momentul apariţiei acestuia;
o situaţie periculoasă poate apărea la suprapunerea unui incident din sistemul de conducere cu o
situaţie specială a reţelei electrice. În asemenea cazuri, probabilitatea apariţiei unei situaţii
periculoase este produsul dintre probabilitatea apariţiei unui defect şi probabilitatea apariţiei unei
situaţii particulare în sistemul energetic respectiv, cu condiţia ca aceste evenimente să fie
independente unul de altul.
Art. 63. - (1) Integritatea datelor este definită drept capacitatea de a nu altera conţinutul unei
informaţii între sursa şi destinaţia sa. În sistemele de conducere, integritatea datelor se referă la
probabilitatea de apariţie a erorilor nedetectate, care antrenează informaţii false despre stările reale
ale procesului în sensul supravegherii sistemului sau acţiuni nedorite în sensul “comandării”
sistemului.
(2) Clasele de integritate a datelor se prezintă sub forma limitelor superioare ale probabilităţilor de
erori de informaţie nedetectabile, pe toată calea urmată de o informaţie de la sursa sa la destinaţie,
acoperind achiziţia, prelucrarea, transmisia de date. Probabilităţile de erori iau în consideraţie
probabilităţile de erori şi probabilitatea de pierderi reziduale de informaţii.
(3) Integritatea datelor furnizate şi utilizate de sistemele de conducere - protecţie se defineşte prin
încadrarea în clase de integritate în funcţie de probabilitatea de eroare reziduală a informaţiei (IE).
Tabelul 6. Clase de integritate
Clasa de integritate IEClasa I1 IE ≤ 10-6
Clasa I2 IE ≤ 10-10
Clasa I3 IE ≤ 10-14
(4) De regulă integritatea datelor transmise trebuie să fie încadrată în clasa I3.
Art. 64. - (1) Parametrii de timp reprezintă performanţa sistemului de conducere cât şi transferul şi
prelucrarea informaţiei pentru o aplicaţie anume în cadrul sistemului.
41
(2) De regulă sistemele de conducere-protecţie cel mai important parametru de timp este timpul de
transfer total care reprezintă timpul necesar transferului informaţiei de la sursă la destinaţie.
(3) De asemenea, se recomandă să se ţină seama şi de alţi parametrii de timp:
a) timpul de transfer propriu:
b) timpul maxim şi mediu de transfer;
c) timpii de pornire şi de re-pornire;
d) timpul de discriminare;
e) timpul de rezoluţie;
f) timpul de suprimare;
g) timpul de achiziţie.
Art. 65. - Extensibilitatea unui sistem numeric de conducere-protecţie este caracteristica prin care
se exprimă capacitatea unui sistem de a suporta extinderi sau modificări ulterioare. Gradul de
extensibilitate al unui sistem poate fi evaluat după volumul de manoperă necesar pentru extindere
sau modificare şi prin durata de indisponibilitate a sistemului (sau părţi ale sistemului) în timpul
acestor etape. La evaluarea extensibilităţii sistemului trebuie luate în considerare următoarele
aspecte:
a) extinderile trebuie să necesite un nivel minim de re-configurare a hardware-ului şi
software-ului existent;
b) extinderile sau modificările nu trebuie să diminueze fiabilitatea, disponibilitatea şi
securitatea sistemului;
c) durata indisponibilităţii sistemului pentru încercare şi pentru punerea în funcţiune trebuie
să fie minimă.
VI. 9 Cerinţe privind sistemul informatic
Art. 66. - Sistemul de circuite secundare (sistemele de comandă, control, protecţie şi automatizare)
va fi asimilat ca sistem informatic.
Art. 67. - Sistemul informatic trebuie să respecte SR ISO/CEI 27001 şi va cuprinde cel puţin
următoarele cerinţe generale:
a) cerinţe de performanţă şi calitate fiabilitate, cu realizarea unor viteze mari de prelucrare
a informaţiilor sau în comunicaţia proces-calculator;
b) cerinţe informaţionale:
- achiziţie, prelucrare, editare date etc;
- fiabilitaţi oferite de sisteme privind interpretarea autorizată şi în timp real a
rezultatelor, editarea on-line sau off line a unor protocoale, interfaţa convenţională cu
utilizatorul, protecţia de erori etc.;
42
- cerinţe de interfaţă ale sistemului de calcul în raport cu mediul (procesul) sau cu
utilizatorul (operatorul);
- cerinţe şi restricţii cu caracter tehnic şi organizatoric în instalare şi exploatare;
respectarea unor standarde pentru echipamente, asigurarea unei continuităţi în
alimentarea cu energie electrică şi a unei frecvenţe constante etc.
- probabilitatea dezvoltării evolutive a sistemului informatic.
c) cerinţe privind securitatea sistemului:
- confidenţialitate (protecţia informaţiei);
- autentificare (control acces, securitate, acces de la distanţă);
- integritatea mesajului;
- detectarea intruşilor;
- securizare (dezafectare date acces furnizor);
- coordonare programe antiviruşi.
d) documentaţii necesare cu caracter general:
- licenţe;
- documentaţia de utilizare – exploatare şi documentaţia de întreţinere;
- specificaţia de testare;
- biblioteci/fişiere cu componentele software.
VI. 10 Cerinţe software
Art. 68. - Funcţiile principale ale software-ul vor cuprinde, cel puţin următoarele:
a) urmărirea operativă;
b) alarmare operator;
c) gestionarea evenimentelor;
d) arhivare;
e) bilanţ energetic;
f) gestiunea energetică;
g) analiza post-avarie;
h) timpii de funcţionare.
i) simultaneitatea utilizării, sistemul facilitând lucrul în acelaşi timp pentru mai mulţi
utilizatori şi execuţia mai multor lucrări pentru acelaşi utilizator;
j) eficienţă respectiv folosirea în mod optim a resurselor de care dispune;
k) partajarea şi protecţia, utilizatorii având posibilitatea să folosească în comun informaţiile
prezente în sistem şi să comunice între ei în deplină siguranţă, în sensul evitării accesului
ne-autorizat şi al alterării intenţionate sau accidentale a informaţiilor;
43
l) fiabilitatea şi disponibilitatea, sistemul evitând golurile în funcţionare din cauza
defectării uneia sau mai multe componente ale sale;
m) generalitate, flexibilitate şi extensibilitate, putând fi introduse în sistem noi componente
soft fără eforturi de proiectare şi programare suplimentare, sistemul să fie adaptabil unui
context specific şi programele să prezinte modularitate pe orizontală şi verticală;
n) transparenţă şi vizibilitate, permiţând utilizatorilor să obţină anumite informaţii care să-i
ajute în obţinerea unei utilizări mai eficiente şi performante;
Art. 69. - Software-ul trebuie sa fie parte integrantă din furnitura sistemului şi trebuie să respecte
cerinţele de performanţă şi trebuie să realizeze funcţiunile specifice sistemului în timp real,
gestionarea comunicaţiilor locale şi la distanţă.
Art. 70. - Aplicaţiile software trebuie să fie de tip deschis, să nu utilizeze protocoale specifice
proprietarului şi să aibă posibilitatea extinderii. De asemenea, pachetele software trebuie să conţină
protecţie antivirus pentru scanări periodice (inclusiv actualizări), compatibilitatea cu aplicaţia de
proces conţinând firewall de aplicaţie compatibil cu aplicaţia de proces.
Art. 71. - Aplicaţiile software trebuie să permită accesul utilizatorilor prin intermediul parolelor
personalizate, să blocheze accesul după introducerea greşită a parolei după un număr stabilit de
încercări, să detecteze şi să blocheze accesul neautorizat precum şi posibilitatea dezactivării
parolelor introduse de furnizor/fabricant.
Art. 72. - Aplicaţiile software trebuie să fie livrate cu licenţă, kituri de instalare precum şi manuale
de utilizare.
Art. 73. - Se recomanda ca software-ul să fie modular, cu facilităţi de auto-verificare şi
autodiagnoză pentru depistarea şi semnalizarea erorilor software şi a autodefectării. De asemenea
este necesar ca software-ul să poată permite schimbul de informaţii cu alte sisteme existente din
cadrul reţelei în care va fi implementat.
Art. 74. - De asemenea furnizorul de software va livra procedura si programele necesare pentru
realizarea de backup şi restaurarea a sistemului în caz de defect a acestuia. Sistemul software va fi
compatibil cu sistemul hardware.
VI. 11 Cerinţe hardware
Art. 75. - Sistemul hardware va fi performant, de tip deschis şi va permite viitoarele extinderii.
Art. 76. - Sistemul hardware va fi alcătuit în principal din:
a) unităţi centrale;
b) interfeţe de comunicare;
c) interfeţe de alimentare;
d) suport de comunicaţie;
e) periferice.
44
Art. 77. - Sistemul hardware va fi compatibil cu sistemul software.
Art. 78. - Fabricantul va garanta sistemul hardware.
VI. 12 Cerinţe privind managementul calităţii, protecţiei mediului, sănătăţii şi securităţii
ocupaţionale
Art. 79. - În cerinţele de proiectare este necesar a se solicita ca producătorul, furnizorul sau
importatorul (reprezentanţii autorizaţi ai acestuia) să asigure, să garanteze şi să declare că
echipamentele de control-protecţie-automatizare livrate şi serviciile prestate împreună cu acestea nu
periclitează viaţa, sănătatea, securitatea muncii şi protecţia mediului, în situaţia în care sunt
instalate, utilizate, întreţinute, după caz, conform destinaţiei şi documentelor normative aplicabile.
Art. 80. - Produsele şi echipamentele livrate trebuie să corespundă cerinţelor pentru acordarea
mărcii CE, conform cu ordonanţa nr.20 din 18 august 2010 privind stabilirea unor măsuri pentru
aplicarea unitară a legislaţiei Uniunii Europene care armonizează condiţiile de comercializare a
produselor.
Art. 81. - Se vor respecta prevederile din legislaţia din România:
a) - HG 1022/2002 privind regimul produselor si serviciilor care pot pune în pericol, viaţa,
sănătatea, securitatea muncii şi protecţia mediului;
b) - HG 1028/2006 privind cerinţele minime de securitate şi sănătate în muncă
c) referitoare la utilizarea echipamentelor cu ecran de vizualizare;
d) - HG nr.1136/2006 privind cerinţele minime de securitate şi sănătate referitoare la
expunerea lucrătorilor la riscuri generate de câmpuri electromagnetice;
e) - HG nr.1146/2006 privind cerinţele minime de securitate şi sănătate pentru utilizarea în
muncă de către lucrători a echipamentelor de munca.
Art. 82. - Sistemul de managementul calităţii al producătorilor de echipamente şi al furnizorilor de
servicii implicaţi în realizarea sistemului de circuite secundare trebuie să corespundă cerinţelor
standardului ISO 9001-2008. Executantului i se va solicita încă din faza de proiectare realizarea
lucrărilor în conformitate cu planul calităţii şi alte documente impuse de Inspectoratul de Stat în
Construcţii, respectarea prevederilor Legii nr. 10/1995 privind „calitatea în construcţii”, ale Legii
nr. 50/1991 modificată de Legea 453/2001 privind „autorizarea executării lucrărilor de construcţii şi
unele măsuri pentru realizarea locuinţelor” şi a altor prevederi şi acte normative în vigoare. Planul
calităţii se va elabora conform SR ISO 10005:2007.
CAPITOLUL VII
CERINŢE TEHNICE PRIVIND PERFORMANŢE PENTRU COMPONENTELE
SISTEMULUI DE CIRCUITE SECUNDARE
45
Art. 83. - Cerinţe de performanţă pentru principalele componente ale sistemelor de circuite
secundare se vor considera în conformitate cu ediţia în vigoare a următoarele norme tehnice:
a) /Vol. II pentru sisteme de conducere;
b) /Vol.III pentru sisteme de protecţie;
c) PE 112 pentru sisteme de alimentare in curent continuu;
d) PE 111/8 pentru sistemele de alimentare în curent alternativ;
e) NTE 002/03/00 pentru verificări, teste şi probe;
f) NP 086 pentru sistemele de prevenire şi stingere a incendiilor;
g) NT 007 pentru gospodării de cabluri;
h) SR EN 61140 pentru instalaţii de legare la pământ;
i) SR EN 60870-2-1
SR EN 61000 pentru compatibilitate electromagnetică;
j) PE 601 pentru sisteme de telecomunicaţii;
k) SR EN ISO 9001 pentru managementul calităţii;
l) SR OH SAS 18001
Legea 319/2006 pentru securitatea şi sănătatea în muncă.
CAPITOLUL VIII
DOCUMENTAŢIA TEHNICĂ, PENTRU SISTEMELE DE CIRCUITE SECUNDARE,
ÎNREGISTRAREA ŞI RAPORTAREA EVENIMENTELOR
Art. 84. - (1) Fiecare staţie electrică trebuie să aibă o arhivă tehnică în care trebuie să se afle, în
principal următoarea documentaţie tehnică:
a) Documentaţia de proiectare faza „as-built”pentru circuitele secundare.
b) Documentaţia tehnică a sistemului de conducere - protecţie:
(2) Documentaţia finală a furniturii sistemului de conducere - protecţie trebuie să cuprindă desenele
şi specificaţiile de echipamente în concordanţă cu specificaţiile tehnice din caietele de sarcini, cu
standardele aplicabile, cu procesele verbale de punere în funcţiune a sistemului:
a) scheme desfăşurate;
b) şiruri de cleme;
c) lista componentelor;
d) amplasarea echipamentelor;
e) lista cablurilor;
f) lista semnalelor;
g) scheme logice ale unităţilor centrale şi unităţilor pe celule;
h) certificate de probe;
46
i) copii back-up pentru software de aplicaţie, programe de parametrizare şi setare în formă
electronică (pentru etapa iniţială şi up-date);
j) instrucţiuni, manuale de exploatare a elementelor componente şi a sistemului existent;
k) (Toate documentele trebuie să fie livrate în limba română şi autentificată (prin semnături
şi ştampilă ale furnizorului).
l) rapoartele lucrărilor de mentenanţă.
(3) Toate modificările şi schimbările survenite în instalaţii trebuie să fie consemnate în documente,
astfel încât cartea tehnică a instalaţiei să fie menţinută în permanenţă la zi.
NORMĂ TEHNICĂ PENTRU PROIECTAREA SISTEMELOR DE CIRCUITE
SECUNDARE ALE STAŢIILOR ELECTRICE NTE 011/12/00
VOLUMUL II SISTEME DE CONDUCERE
PREAMBUL
Prezentul „Normativ pentru proiectarea sistemelor de circuite secundare ale staţiilor electrice”
se aplică la proiectarea sistemelor de circuite secundare ale staţiilor electrice de conexiuni şi/sau
transformare, cu tensiunea de peste 1 kV, noi sau care sunt supuse modernizării.
Normativul este organizat pe trei parţi, şi anume:
Volumul I – „Prevederi generale” – care cuprinde domeniul de aplicare şi prevederile comune
diverselor sisteme de circuite secundare.
Volumul II – „Sisteme de conducere şi teleconducere” – care cuprinde prevederi referitoare la
sistemele de conducere şi teleconducere ale instalaţiilor şi echipamentelor din reţelele de
transport şi distribuţie ale energiei electrice.
Volumul III – „Sisteme de protecţie şi automatizări” – care cuprinde prevederi specifice protecţiei
şi automatizării pentru instalaţiile şi echipamentele cu tensiunea de peste 1 kV din staţiile electrice
de transport şi distribuţie a energiei electrice.
Menţiune: Prezentul document a fost notificat la CE în conformitate cu Directiva 98/34/CE a
Parlamentului European şi a Consiliului din 22 iunie 1998, amendata de Directiva 98/48/CE,
preluate în legislaţia naţională prin Hotărârea Guvernului nr. 1016/2004
47
CAPITOLUL I
FUNCŢIUNILE SISTEMELOR NUMERICE DE CONDUCERE
Art. 1. - Funcţiunile sistemelor de conducere sunt organizate pe trei niveluri principale:
a) funcţiuni de aplicaţie, reprezentate prin totalitatea funcţiunilor care acoperă necesităţile
de conducere ale procesului tehnologic;
b) funcţiuni de prelucrare operaţională, care cuprind funcţiunile de prezentare a
informaţiilor prin intermediul echipamentului operator;
c) funcţiuni de transmisie a datelor.
Art. 2. - Realizarea acestor funcţiuni este asigurată la nivel de sistem prin următoarele echipamente
principale:
a) echipament de conducere care realizează funcţiunile de achiziţie a informaţiilor (intrări)
şi emitere a comenzilor (ieşiri);
b) echipament terminale, care realizează prelucrarea informaţiilor şi funcţiile de
comunicaţie;
c) echipament operator, care realizează funcţiunile de prezentare a informaţiilor într-un
format accesibil (ecrane, imprimante; panouri sinoptice).
I.1 Funcţiuni de aplicaţie
Art. 3. - Funcţiunile de aplicaţie sunt următoarele:
a) funcţiuni de bază;
b) funcţiuni de prelucrare extinse.
I.1.1 Funcţiuni de bază
Art. 4. - Funcţiunile de bază au în vedere toate tipurile de informaţii provenind sau având ca
destinaţie procesul energetic sau operatorul. Informaţiile rezultate în urma realizării funcţiunilor de
bază nu sunt modificate de prelucrările pe care le efectuează sistemul de conducere.
Comanda întreruptoarelorArt. 5. - Schemele de comandă ale întreruptoarelor trebuie să realizeze următoarele funcţiuni:
a) blocarea comenzilor sau declanşarea întreruptoarelor (cu posibilitatea de alegere) în
funcţie de regimul impus de reglajele treptelor de dispecer);
b) posibilitatea efectuării atât a comenzii manuale, cât şi a celei automate (de exemplu:
RAR, AAR etc.) sau a declanşării prin protecţie;
c) informarea, prin semnal diferenţiat, asupra comutărilor care au loc în urma comenzii
voite, de cele care au loc în urma unei comenzi prin RAR, AAR sau a declanşării prin
protecţie;
d) posibilitatea selecţiei modului de comandă a întreruptorului Local/Anulat/Distanţă;
e) în cazul în care comenzile voite pot fi selectate a se efectua din mai multe locuri, dar
48
dintr-un singur loc la un moment dat (camera de comandă, cabina de relee din staţie,
aparat), operatorul va fi informat asupra locului de comandă selectat şi asupra
comutărilor efectuate; informarea privind comenzile efectuate de la distanţă se va
diferenţia de informarea privind comenzile efectuate local;
f) blocarea comenzilor în situaţia în care unul sau mai mulţi parametri tehnologici sunt
ieşiţi din limitele normale de funcţionare;
g) informarea, la nivel de interfaţă prin contacte libere de potenţial, asupra poziţiei
(închis/deschis/declanşat), modului de comandă selectat şi stării parametrilor
tehnologici;
h) blocarea comenzilor sau declanşarea întreruptoarelor (cu posibilitatea de alegere) în
funcţie de regimul impus de reglajele DEN sau DET.
Comanda separatoarelor
Art. 6. - Schemele de comandă ale separatoarelor trebuie să realizeze următoarele funcţiuni:
a) posibilitatea selecţiei modului de comandă a separatorului Local / 0 / Distanţă;
b) comanda separatoarelor de la distanţă se va prevedea, de regulă, la tensiuni de 110 kV şi
mai mari
c) schemele de comandă ale separatoarelor trebuie să excludă posibilitatea comutărilor
intempestive în cazul unei duble puneri la pământ în reţeaua de curent continuu
(operativ);
d) informarea, la nivel de interfaţă prin contacte libere de potenţial, asupra poziţiei
(închis/deschis), modului de comandă selectat şi stării parametrilor tehnologici.
Interblocări
Art. 7. - În cadrul schemelor de interblocare fiecărei comenzi i se asociază logica interblocărilor
operative, prin care se elaborează semnale pasive de tipul:
a) permisie (în lipsa căreia nu se poate executa o comandă de anclanşare / închidere);
b) blocare (prezenţa acestui semnal interzice executarea comenzii de declanşare /
deschidere).
Interblocajele se vor realiza pe două niveluri: interblocajele pe celulă şi interblocaje pe staţie.Art. 8. - Logica interblocărilor se realizează în scopul împiedicării efectuării unor comenzi
(automate sau manuale) care ar putea conduce la:
a) accidente de muncă prin vătămarea corporală a personalului de exploatare;
b) deteriorarea echipamentelor şi aparatelor tehnologice electrice sau de automatizare;
c) trecerea instalaţiei într-un regim nepermis de funcţionare;
d) indisponibilităţi ale echipamentelor;
e) întreruperi în alimentarea cu energie electrică a consumatorilor.
49
Art. 9. - (1) Interblocajele pot fi mecanice, pneumatice sau electromagnetice şi cu posibilitatea de
interblocaje software.
(2) În cazul adoptării interblocajelor de tip electromagnetic sau pneumatic, circuitele se vor proiecta
astfel, încât la dispariţia agentului de blocare (curent operativ, aer comprimat etc.) aparatele să fie
blocate în poziţia în care se găsesc.
Art. 10. - Principalele interblocări sunt:
a) în cazul sistemelor simple de bare colectoare, separatorul de bare va avea ca permisie de
acţionare semnalul: întreruptorul celulei respective deschis;
b) în cazul sistemelor de bare colectoare multiple, un separator de bare va avea ca permisie
de acţionare semnalul: separatoarele de pe circuitul respectiv aferente celorlalte sisteme
de bare şi întreruptorul din celula respectivă deschise sau separatorul aferent altui sistem
de bare şi cupla transversală respectivă închis;
c) în cazul existenţei unei bare de transfer, separatorul de pe bara de transfer a unui element
va avea ca permisie de închidere semnalul: întreruptorul cuplei de transfer deschis şi nici
un separator al altui circuit (exceptând, evident, cupla de transfer) nu este conectat la
bara de transfer. Separatorul de pe bara de transfer a unui element va avea ca permisie de
deschidere
d) semnalul: întreruptorul cuplei de transfer deschis;
e) în cazul separatoarelor care au cuţite de legare la pământ, cuţitul de legare la pământ va
avea ca permisie de închidere semnalul: cuţitele principale deschise; aceasta permisie se
realizează, de regulă, şi mecanic;
f) în cazurile în care, pentru legarea la pământ a barelor colectoare se utilizează un
separator sau un cuţit special de legare la pământ, închiderea acestuia va fi permisă
numai în prezenţa semnalului: separatoarele de bare ale tuturor circuitelor racordate la
bare deschise.
De asemenea, închiderea separatorului de bare al oricărui circuit racordat la bare va fi permisă
numai dacă separatorul de legare la pământ al barei respective este deschis.
Art. 11. - În cazul sistemelor de bare colectoare multiple, se va face, de regulă, blocarea
deconectării voite a întreruptorului unei cuple transversale, dacă cele două separatoare de bare ale
unui alt circuit racordat la barele respective sunt închise.
Art. 12. - Pentru a împiedica intrarea întâmplătoare a personalului de exploatare în celulele /
incintele aflate sub tensiune se vor realiza interblocaje de siguranţă, care sunt, de regulă,
electromagnetice sau mecanice, eventual cu posibilitatea semnalizării prezenţei tensiunii.
Art. 13. - (1) Schemele de interblocare trebuie să permită anularea interblocajelor pentru operaţiuni
de reparare / întreţinere sau manevre în condiţii speciale. Pentru selecţia modului de funcţionare cu /
50
fără interblocaje vor fi prevăzute la nivel local selectoare hardware şi la nivel central selectoare
software.
(2) Interblocajele de la nivelul celulei trebuie să rămână funcţionale şi în cazul indisponibilităţii
comunicaţiei între nivelul local şi nivelul central.
Art. 14. - Schemele de interblocare verifică existenţa condiţiilor de interblocare (de ex. prin funcţia
de testare automată a echipamentului de conducere).
Măsurări
Art. 15. - (1) Conectarea aparatelor de măsurare la transformatoarele de măsură se poate realiza
direct sau prin intermediul traductoarelor, în cazul în care aparatele de măsurare nu permit
conectarea directă.
(2) În cazul echipamentelor numerice de conducere, conectarea la înfăşurarea transformatoarelor de
măsură se va face, de regulă, direct.
(3) Se va verifica condiţia ca supracurentul maxim de scurtă durată admisibil al aparatului de
măsurare (analogic sau numeric) să fie mai mare decât curentul maxim din secundarul de măsură al
transformatorului de curent.
Măsurarea intensităţii curentului
Art. 16. - În instalaţiile din staţiile electrice măsurarea intensităţii curentului se va face în
următoarele circuite:
a) în circuitele liniilor de înaltă şi medie tensiune, precum şi ale celor de joasă tensiune care
alimentează un singur consumator având puteri absorbite de 40 kW şi mai mari;
b) în circuitele cuplelor dintre sistemele de bare colectoare;
c) în circuitele motoarelor electrice având puteri de 40 kW şi mai mari;
d) în circuitele transformatoarelor, cu excepţia celor din posturile de transformare la care
prevederea nu este obligatorie;
e) în circuitele de curent continuu ale redresoarelor, în circuitele bateriilor de acumulatoare,
precum şi în toate circuitele de curent continuu în care este necesar controlul sistematic
al regimului de lucru.
Art. 17. - Se recomandă înregistrarea curenţilor pe legăturile la pământ ale bobinelor de stingere în
reţelele de medie tensiune.
Art. 18. - (1) Măsurarea intensităţii curentului se efectuează, de regulă, pe o singură fază.
(2) Intensitatea curentului trebuie măsurată pe toate fazele la generatoarele cu puteri de peste
2500 kVA şi în circuitele ce pot funcţiona timp îndelungat cu sarcini inegale pe faze (cum este cazul
liniilor de înaltă tensiune, la care este prevăzută posibilitatea funcţionării îndelungate în două faze a
liniilor de alimentare a consumatorilor cu sarcini mari monofazate).
Măsurarea tensiunii
51
Art. 19. - Tensiunea se va măsura în următoarele puncte:
f) la toate sistemele de bare colectoare, inclusiv cele ale bateriilor de acumulatoare;
g) la liniile interconectate pe care se poate primi tensiune de la reţea (se admite înlocuirea
măsurării acestei tensiuni printr-o semnalizare optică a prezenţei tensiunii);
h) la circuitele pentru care se face verificarea sincronismului la anclanşare;
i) la tablourile de distribuţie care alimentează consumatori importanţi (se admite înlocuirea
măsurării tensiunii printr-o semnalizare optică a prezenţei tensiunii).
Art. 20. - (1) În cazul circuitelor trifazate la care sunt racordaţi consumatori cu sarcini monofazate
importante, ce conduc la asimetrii pronunţate de sarcini, tensiunea trebuie măsurată pe fiecare fază
şi respectiv, între faze.
(2) Pentru controlul izolaţiei în reţelele cu neutrul izolat sau tratat prin bobină de stingere, tensiunea
se va măsura între fiecare fază şi pământ.
(3) În cazul staţiilor electrice de înaltă tensiune (110 ÷ 400 kV) este recomandată înregistrarea
tensiunii pentru fiecare sistem, respectiv secţie de bare colectoare.
Măsurarea puterii active
Art. 21. - Măsurarea puterii active se va efectua astfel:
a) la circuitele transformatoarelor, pe partea tensiunii superioare, atunci când aceasta este
de 400, 220 sau 110 kV;
b) la circuitele liniilor electrice de înaltă tensiune (400, 220, 110 kV),
c) la circuitele liniilor de medie tensiune din staţiile electrice ale reţelei de distribuţie.
Art. 22. - Pe circuitele la care se impune urmărirea sarcinilor se vor prevedea wattmetre cu
înregistrarea puterilor pentru:
a) circuitele generatoarelor cu puteri peste 25 MW inclusiv;
b) circuitele liniilor interconectate de 400 kV şi 220 kV.
Măsurarea puterii reactive
Art. 23. - Măsurarea puterii reactive se va efectua astfel:
a) la circuitele generatoarelor şi compensatoarelor sincrone cu puteri peste 2 MVA;
b) la circuitele transformatoarelor (400, 220 kV) şi ale liniilor electrice interconectate (400,
220 şi 110 kV - cu rol de interconexiune) pe care este necesară măsurarea puterii
reactive, în vederea determinării regimului de funcţionare a sistemului energetic.
Art. 24. - Se va prevedea înregistrarea puterii reactive pe circuitele care impun urmărirea sarcinilor
şi anume:
a) circuitele generatoarelor şi compensatoarelor sincrone cu puteri peste 25 MVA inclusiv;
b) circuitele liniilor interconectate de 400 kV şi 220 kV.
Măsurarea energiei electrice
52
Art. 25. - (1) Măsurarea energiei electrice pentru evidenţă tehnică se realizează prin activarea
funcţiilor de integrare în timp a puterilor active şi reactive, primite şi cedate pe circuitele fiecărui
nivel de tensiune.
(2) Pentru contorizare se vor utiliza curenţii electrici şi tensiunile celor 3 faze.
(3) Exactitatea de calcul va fi cel puţin echivalentă cu clasa 0.5S pentru energia activă şi 1 pentru
energia reactivă.
Măsurarea frecvenţei
Art. 26. - Măsurarea frecvenţei se va face, de regulă, la instalaţiile în care:
a) pot apărea în mod normal sau accidental părţi funcţionând la frecvenţe diferite;
b) este necesar să se acţioneze în direcţia punerii în paralel (verificarea sincronismului la
anclanşare) a părţilor posibil să funcţioneze la frecvenţe diferite.
Instalaţii de verificare a sincronismului la anclanşare
Art. 27. - (1) Verificarea sincronismului (lipsei tensiunii) la anclanşare este necesară în nodurile
reţelelor în care poate apărea necesitatea punerii în paralel a două părţi ale sistemului energetic care
au posibilitatea să nu fie sincronizate între ele.
(2) În nodurile importante de sistem în care poate apărea această situaţie se vor prevedea instalaţii
de verificare automată a sincronismului (lipsei tensiunii) la anclanşare.
(3) Verificarea sincronismului va asigura verificarea următoarelor criterii (separat sau în
combinaţie):
a) tensiunea pe linie;
b) tensiunea pe bare;
c) tensiunile pe linie şi pe bare, diferenţa de unghi, diferenţa de modul şi diferenţa de
frecvenţă.
Semnalizări preventive
Art. 28. - Semnalizarea preventivă are ca scop avertizarea optică şi acustică a personalului de
exploatare de abaterea de la regimul normal de funcţionare, abatere ce poate conduce în timp la
situaţii anormale sau periculoase (suprasarcină la transformatoare, lipsă tensiune operativă, presiune
scăzută pentru mediul de stingere al întreruptoarelor etc).
Semnalizări de incident
Art. 29. - Semnalizările de incident se fac în scopul avertizării optice şi acustice la atingerea limitei
domeniului de funcţionare periculoasă, la care, de regulă, acţionează protecţia (prin declanşări de
întreruptoare)
Semnalizări de poziţie
Art. 30. - Semnalizarea de poziţie trebuie să diferenţieze optic următoarele situaţii ale unui aparat
53
de conectare:
a) poziţia conectat / închis;
b) poziţia deconectat / deschis;
c) poziţia declanşat sau anclanşat necomandată voit.
Acest din urmă semnal anunţă comutările care au avut loc în urma unor comenzi prin protecţie şi
dacă au fost prevăzute automatizări AAR, RAR.
I.1.2 Funcţiuni de prelucrare extinse
Art. 31. - Funcţiunile de prelucrare extinse constau în prelucrarea informaţiilor rezultate din
realizarea funcţiunilor de bază.
Art. 32. - Funcţiunile de prelucrare extinse, în ordinea timpului de transfer total sunt următoarele:
a) indicarea depăşirii limitelor;
b) interpretarea alarmelor;
c) afişarea stărilor anormale;
d) afişarea de valori de măsură însumate;
e) estimarea stării în timp real;
f) proceduri de localizare a defectelor;
g) înregistrarea evenimentelor în timp real în vederea analizei ulterioare;
h) reglajul tensiunii;
i) gestiunea energiei;
j) analiza de siguranţă;
k) afişarea de valori integrate;
l) gestiunea energiei pe termen scurt;
m) deconectarea şi reconectarea automată a sarcinilor.
I.2 Funcţiuni de prelucrare operaţională
Art. 33. - Funcţiunile de prelucrare operaţională asigură achiziţia corectă a informaţiilor şi
reprezentarea acestora într-o formă corespunzătoare prin intermediul echipamentului operator.
Art. 34. - Funcţiunile de prelucrare operaţională principale suni următoarele:
a) adaptarea semnalelor de intrare / ieşire la procesul condus şi la echipamentul operator;
b) suprimarea vibraţiei contactelor;
c) detectarea informaţiilor corespunzătoare unor stări anormale;
d) verificarea limitelor;
e) controale de plauzibilitate;
f) validarea informaţiilor incrementale;
g) stabilirea scării valorilor măsurate;
h) însumări şi alte operaţii aritmetice;
54
i) prelucrări de date în vederea reducerii volumului de date care se transmit prin
echipamentul de telecomunicaţie.
I.3 Volumul informatic
Art. 35. - (1) Volumul informatic reprezintă totalitatea informaţiilor necesare pentru conducerea
operativă a unei staţii electrice.
(2) Volumul informatic trebuie să asigure realizarea funcţiunilor necesare staţiei electrice în regim
normal, de incident şi de revenire la situaţia normală.
Art. 36. - Volumul informatic minimal transmis la DEC pentru teleconducerea operativă a staţiilor
electrice de interconexiune (toate nivelurile de tensiune) este următorul:
a) măsurări: U, f pe bare; U, f, P, Q, pe linii de interconexiune;
b) comenzi: Q0, Q1, Q2, Q9, Q8, Q51, Q52, …, poziţie comutator de ploturi, În
funcţie/Anulat: RAR, Teleprotecţie (TP), Verificare Sincronism (VS);
c) semnalizări: poziţie echipamente primare, poziţie comutator ploturi, plot max./min.,
poziţie între ploturi, defect comutator ploturi, În funcţie/Anulat: RAR, TP, VS, acţionat
protecţia (instantaneu, temporizat), acţionat protecţii tehnologice unităţi AT, TR,
acţionat PDB1, 2, DRRI 1, 2, DASf, Foc în staţie, Efracţie, Echipament SCADA defect,
etc.
Art. 37. - Volumul informatic minimal transmis la DET pentru teleconducerea operativă a staţiilor
electrice de interconexiune (toate nivelurile de tensiune) este următorul:
a) măsurări: U, f bare; U, P, Q, linii, cuple, unităţi AT, TR; Urs (la TT din linie), P, Q, f pe
linii interconexiune
b) comenzi: Q0, Q1, Q2, Q9, Q8, Q51, Q52, …, până la 110 kV inclusiv, poziţie comutator
ploturi AT, TR; În funcţie/Anulat: RAR, TP, VS
c) semnalizări: poziţie echipamente primare până la 110 kV inclusiv, poziţie comutator
ploturi, plot max./min., poziţie între ploturi, defect pentru AT, TR, RAR, TP, VS,
funcţionat protecţie prin relee (distanţă, diferenţială longitudinală, etc), acţionat protecţii
tehnologice pe AT sau TR, în funcţie/anulat PDB, DRRI, DASf, în funcţie/anulat
automatizări de sistem
d) semnale de stare a surselor de cc si ca
e) semnale de stare ale terminalelor numerice
Art. 38. - (1) Staţiile electrice ale căror soluţie de conducere se bazează pe un sistem numeric care
include staţie de lucru la distanţă (Remote Work Station), vor fi conduse de la Centrul de
Telecomandă CT (CTSI). Vor fi comandate şi supravegheate toate echipamentele comandabile şi
vizibile, de la toate nivelurile de tensiune inclusiv serviciile proprii. Va fi prevăzută posibilitatea
selecţiei conducerii staţiei de la distanţă sau local, în aceleaşi condiţii si cu aceleaşi funcţii
55
disponibile.
(2) Comanda echipamentelor de la CT (CTSI) se bazează pe următoarele informaţii:
a) măsurări:
- pe bare: 3 x U linie, 3 x U fază, f bare;
- pe linii, cuple, unităţi trafo: 3 x U linie, P trifazat, Q trifazat;
- I: L1 (R), L2 (S), L3 (T) pentru toate elementele;
- 6xU (la TT din linie), P trifazat, Q trifazat, f linii.
b) comenzi:
- Q0, Q1, Q2, Q9, Q8, Q51, Q52, …, până la 110 kV inclusiv, Q0 MT (şi debroşare),
comutator ploturi AT, TR, instalaţie de răcire, În funcţie/Anulat: RAR, TP, VS, AAR
0.4kV şi MT, automatica Bobinei de Stingere, în funcţie / anulat PDB, DRRI, DASf,
ş.a.;
- Q0 la PSI ca şi PSI cc.
c) semnalizări:
- poziţia echipamentelor primare toate nivelurile de tensiune;
- poziţie comutator ploturi, plot max/min, între ploturi;
- defect, pentru AT, TR, RAR, TP, VS, AAR;
- funcţionat protecţie prin relee (distanţă, diferenţială longitudinală etc), acţionat protecţii
tehnologice pe AT/TR, în funcţie / anulat PDB, DRRI, DASf, alte automatizări de
sistem;
- stare automatizări în funcţie / anulat.
Volumul de informaţii prezentat mai sus nu este limitativ, putând fi extins în funcţie de semnalele
disponibile fiecărei aplicaţii în parte.
Art. 39. - Volumul informatic minimal transmis la DED pentru teleconducerea operativă a staţiilor
electrice de interconexiune (toate nivelurile de tensiune) este următorul:
a) măsurări:
- pe bare: Urs, Ust, Utr, Ur, Us, Ut, f;
- pe linii, unităţi de transformare: Ur, Us, Ut, f;
- pe linii, unităţi de transformare: Ir, Is, It;
- pe linii, unităţi de transformare: P trifazat, Q trifazat.
b) comenzi:
- Q0, Q1, Q2, Q9, Q8, Q51, Q52, …, până la 110 kV inclusiv, Q0 MT (şi debroşare),
poziţie comutator ploturi TR, instalaţie de răcire, În funcţie/Anulat: RAR, TP, VS, AAR
0.4 kV şi MT, automatica BS ş.a.;
- Q0 la PSI ca şi PSI cc.
56
c) semnalizări:
- poziţia echipamentelor primare toate nivelurile de tensiune;
- poziţie comutator ploturi, plot max/min, între ploturi;
- defect, pentru AT, TR, RAR, TP, VS, AAR;
- funcţionat protecţie prin relee ( distanţă, diferenţială longitudinală, etc), acţionat protecţii
tehnologice pe AT/TR, în funcţie / anulat PDB, DRRI, DASf, în funcţie/anulat
automatizări de sistem.
I.4 Specificarea funcţiunilor tip ale sistemului de conducere
Art. 40. - Informaţiile de supraveghere (intrări) achiziţionate la nivelul interfeţei sunt:
a) informaţii de semnalizare simplă pentru: alarme, informaţii de stare, informaţii de stare
anormală etc. (pot fi informaţii pasagere sau permanente);
b) informaţii de semnalizare dublă cu sau fără achiziţia stărilor intermediare, pentru:
întreruptoare, separatoare etc.;
c) valori integrate, pentru gestiunea energiei electrice;
d) informaţii incrementale, pentru valori de intensitate etc;
e) valori măsurate (analogice sau numerice) cu transmisia ciclică sau periodică sau
transmisie la cerere, pentru măsurarea mărimilor electrice şi tehnologice;
f) alarme comune, derivate din informaţiile numerice sau analogice;
g) informaţii referitoare Ia sistemul de conducere însuşi, de exemplu, alarme: în caz de
erori de transmisie, alarme indicând o defecţiune a echipamentului etc.;
h) alte tipuri de informaţii.
Art. 41. - Prezentarea informaţiilor cuprinde:
a) informaţii de stare;
b) informaţii de semnalizare dublă cu sau fără indicarea stării intermediare;
c) alarme sub formă de impulsuri, cu indicarea permanentă a valorilor integrate;
d) afişarea analogică sau numerică a valorilor măsurate;
e) înregistrare de informaţii;
f) funcţiuni de stocare de date.
Art. 42. - Comenzile generate la nivelul interfeţei sunt:
a) comenzi de comutare, comenzi simple, pentru modificarea stării unui echipament care
poate avea două stări (comenzi în impuls sau comenzi menţinute);
b) comenzi de comutare, comenzi duble, pentru întreruptoare, separatoare etc.(comenzi în
impuls sau comenzi menţinute);
c) comenzi de reglaj - valori transmise echipamentului comandat;
d) comenzi de schimbare a poziţiei, pentru schimbarea stării echipamentului operaţional
57
care are mai mult de două stări;
e) comenzi de reglare (analogică sau numerică), pentru supraveghere şi telecomandă în
buclă închisă (comenzi de reglare în trepte sau comenzi de reglare continuă);
f) secvenţe de comenzi;
g) comenzi grupate - adresate mai multor echipamente;
h) comenzi referitoare la sistemul de conducere;
i) comenzi de interogare;
j) comenzi de verificare (destinate, de exemplu să se asigure de funcţionarea corecţia
echipamentelor de conducere;
k) alte tipuri de informaţii.
Art. 43. - Tipurile de ieşiri care realizează funcţia de comandă pot fi:
a) comenzi simple;
b) comenzi duble (închidere/deschidere);
c) comenzi de valori de reglaj cu sau fără indicarea valabilităţii şi cu sau fără memorare;
d) comenzi de schimbare a poziţiei.
CAPITOLUL II
STRUCTURA SISTEMELOR DE CONDUCERE
II.1 Clasificarea structurilor sistemelor de conducere
Art. 44. - Din punct de vedere al modului de colectare a informaţiilor primare, structura sistemului
numeric de conducere poate fi:
a) structură centralizată, în care achiziţia datelor se realizează la o oarecare distanţă de
circuitul primar, în apropierea unităţii centrale de prelucrare a datelor. Această structură
prezintă unele dezavantaje, cum ar fi: lungimea mare a conductoarelor de legătură la
echipamentele primare, perturbaţii datorită influenţelor electromagnentice, siguranţă
redusă în caz de incendiu;
b) structură descentralizată, în care achiziţia datelor se realizează în apropierea
echipamentului primar (celulei) prin echipamente, amplasate într-o cabină special
amenajată şi care comunică la distanţă cu unitatea centrală. Acest echipament îşi poate
îndeplini, funcţiunile de conducere a celulei, indiferent de starea funcţională a unităţii
centrale.
Art. 45. - În comparaţie cu sistemele de conducere cu structură centralizată, sistemele cu structură
descentralizată au avantajul că funcţionarea este independentă la nivelul celulei. Defectarea
echipamentului central din camera de comandă nu influenţează major conducerea în ansamblu a
staţiei.
58
Art. 46. - Sistemele de conducere sunt ierarhizate pe mai multe niveluri de conducere:
a) nivelul 0 - reprezintă conducerea locală la nivel de echipament primar de comutaţie
(întreruptor, separator) pentru modurile de operare de avarie şi de mentenanţă; operarea
la acest nivel se realizează de la dispozitivele de acţionare ale echipamentelor primare de
comutaţie prin generarea de comenzi aplicate echipamentelor respective; orice comandă
emisă la nivelul 0 va fi realizată independent de orice alte condiţionări (cu excepţia
interblocajelor proprii tehnologice), fără interblocaje software şi fără verificarea
condiţiilor de sincronism în cazul întreruptoarelor;
b) nivelul 1 - reprezintă conducerea locală la nivel de celulă a tuturor echipamentelor
primare de comutaţie din respectiva celulă; operarea unei celule dintr-o staţie electrică se
realizează, de regulă, prin intermediul unităţii de control a celulei (BCU); comenzile
generate de BCU se vor executa: cu/fără verificarea condiţiilor de sincronism şi cu/fără
verificarea condiţiilor de interblocaj;
c) nivelul 2 - reprezintă telecomanda şi supravegherea de la distanţă, atât de la staţia de
lucru pentru operator din camera de comandă a staţiei, cât şi de la o staţie de lucru pentru
operator dizlocată la distanţă, a oricărui echipament primar de comutaţie din cadrul
staţiei; comenzile generate la nivelul 2 sunt cu/fără verificarea condiţiilor de sincronism
şi cu/fără verificarea condiţiilor de interblocaje; nivelul 2 de conducere trebuie să fie
asigurat cu totalitatea informaţiilor din staţie pentru conducerea în siguranţă a proceselor
din cadrul staţiei electrice;
d) nivelul 3 - reprezintă teleconducerea de la un centru de dispecer, care poate fi Dispecerul
Energetic Central, Dispecerul Energetic Teritorial, Dispecerul Energetic de Distribuţie
etc.
II.2 Alegerea structurii unui sistem de conducere
Art. 47. - Structura unui sistem de conducere se stabileşte în funcţie de tipul reţelei, staţiei electrice
şi a funcţiunilor dorite.
Art. 48. - Se recomandă alegerea unor structuri deschise care permit preluarea unor funcţiuni noi,
extinderi ale configuraţiei reţelei, staţiei electrice şi poate asigura independenţa faţă de furnizorul
echipamentelor.
Art. 49. - La alegerea structurii unui sistem numeric de conducere a unei staţii electrice se vor lua
în considerare următoarele cerinţe:
a) domeniul de aplicare:
- conducerea unei staţii electrice de IT;
- conducerea unui PA/PT/ RED MT;
- conducerea unei staţii în gestiunea operatorului de transport sau în gestiunea operatorului
59
de distribuţie;
b) dispoziţia constructivă, tipul staţiei electrice:
- dimensiunea;
- tipul (interioară/exterioară);
- mediul izolant (aer/SF6);
c) date tehnice referitoare la:
- echipamentele primare;
- structura circuitelor secundare (supraveghere, comandă, reglaj şi protecţie);
- gradul de dotare cu echipamente şi/sau sisteme de echipamente numerice;
d) modul de exploatare a staţiei
- cu personal permanent;
- fără personal permanent;
e) funcţiunile necesare;
f) performanţe:
- fiabilitate;
- disponibilitate;
- mentenabilitate;
- securitate etc.;
- volumul şi categoriile de informaţii necesar a fi transmise la centrul de conducere sau
alţi utilizatori;
- posibilităţi de extindere;
- posibilităţile de interfaţă a echipamentelor de conducere cu procesul tehnologic;
g) costul preliminat pe durata de viaţă, incluzând:
- investiţia iniţială;
- instruire, şcolarizare, operare;
- întreţinere;
- costul avariilor;
h) solicitările specifice ale consumatorului (natura şi importanţa lor).
CAPITOLUL III
PĂRŢI COMPONENTE, INTERFEŢE ŞI SEMNALE ALE SISTEMULUI DE
CONDUCERE, TELECONDUCERE
III.1 Părţi componente
Art. 50. - Principalele echipamente sunt:
a) echipamente de proces (întreruptoare, separatoare, transformatoare de măsură etc.);
60
b) echipamente de conducere, inclusiv sincronizare de timp - GPS (Global Positioning
System);
c) echipamente operator (imprimante, ecrane, tastaturi, mouse);
d) echipament terminal al circuitului de date (ETD);
e) echipamente de transmisie a datelor;
f) echipamente de alimentare cu energie electrică (surse de c.c. şi c.a., tablouri de
distribuţie).
III.2 Interfeţe
Art. 51. - În cadrul unui sistem de conducere se disting interfeţe între echipamentul de conducere
şi:
a) echipamentele de proces;
b) echipamentele de achiziţie a datelor;
c) echipamentele de protecţie;
d) echipamentele operator (ecrane, tastaturi etc.);
e) diferitele componente ale sistemului de conducere, alte echipamente de prelucrare a
datelor.
III.3 Tipuri de informaţie
Art. 52. - (1) La interfeţe se prezintă două tipuri fundamentale de informaţii: numerice şi analogice.
Cele doua tipuri de informaţii sunt transmise interfeţelor prin semnale care sunt în paralel, în serie
sau sub formă independentă.
(2) Semnalele de intrare şi semnalele de ieşire pot fi de tipul numeric sau analogic.
III.3.1 Informaţii numerice
Art. 53. - (1) Informaţiile numerice sunt utilizate pentru a caracteriza stările care variază în mod
discret.
(2) Informaţia poate trece prin interfaţă în mod serial sau paralel.
Art. 54. - O informaţie de semnalizare simplă provine dintr-o sursă de informaţii binare de un bit,
de exemplu, dintr-un contact de alarmă cu două stări determinate. Această informaţie este prezentă
la interfaţă printr-un semnal binar independent.
Art. 55. - Anumite surse de informaţii de doi biţi, cum ar fi poziţia de întreruptor sau de separator,
reprezintă informaţii de semnalizare duble. Ele sunt prezente la interfaţă printr-o pereche de
semnale binare.
Art. 56. - Perechile de biţi 01 şi 10 caracterizează două stări determinate (DESCHIS/ÎNCHIS şi
ÎNCHIS/DESCHIS), în timp ce perechile de biţi 00 şi 11 caracterizează două stări nedeterminate
(DESCHIS/DESCHIS şi ÎNCHIS/ÎNCHIS), indicând fie o stare intermediara, fie o stare de
defecţiune în circuit.
61
Art. 57. - (1) Sursele de informaţii numerice care necesită informaţii codificate sunt, de exemplu,
poziţii ale comutatoarelor de ploturi la transformatoare, comenzi de reglaj.
(2) Informaţiile codificate pot fi transmise prin semnale asociate sub formă serială sau paralelă.
III.3.2 Informaţii analogice
Art. 58. - Un semnal analogic este asociat unei mărimi care poate varia între valori predeterminate.
De exemplu: gama de semnal 4 mA … 20 mA poate reprezenta o informaţie variabilă primară în
gama 0 ... 130 kV.
III.4 Interfaţa între echipamentul de conducere şi echipamentul de proces
Art. 59. - (1) Interfaţa între echipamentul de conducere şi echipamentul de proces este frontiera
prin care trece informaţia între echipamentul de conducere şi echipamentul de proces în staţia
electrică.
(2) Uzual, interfaţa de achiziţie a informaţiilor din proces este asociată fizic cu echipamentul de
conducere. Informaţia este schimbată prin intermediul semnalelor binare şi analogice.
Art. 60. - (1) Informaţia transmisă de la echipamentul de proces la echipamentul de conducere
reprezintă intrarea. Informaţia transmisă în direcţie opusă reprezintă ieşirea.
(2) La dimensionarea echipamentelor de interfaţă cu procesul tehnologic trebuie luate în considerare
următoarele categorii de semnale:
a) semnale de intrare binare;
b) semnale de ieşire binare;
c) semnale de intrare analogice;
d) semnale de ieşire analogice.
Art. 61. - Pentru optimizarea conexiunilor în cupru la nivelul staţiei electrice (minimizarea
lungimii cablurilor, minimizarea lucrărilor de montaj) se poate avea în vedere dizlocarea la nivelul
procesului (în apropierea întreruptorului, separatoarelor, transformatoarelor de măsură) a interfeţei
de achiziţie a informaţiilor din proces.
III.4.1 Semnale de intrare binare
Art. 62. - Semnale de intrare binare se împart în două categorii principale:
a) active: atunci când alimentarea semnalului este în exteriorul echipamentului de
conducere.
Aceste semnale sunt prezentate echipamentului de conducere ca tensiuni continue cu un
fir comun de retur;
b) pasive: atunci când alimentarea semnalului este în interiorul echipamentului de
conducere
Aceste semnale sunt, în general, prezentate echipamentului de conducere ca fiind
contacte care formează bucle deschise sau închise, de impedanţă definită.
62
Art. 63. - Pentru o funcţionare fiabilă, trebuie ca parametrii nominali (tensiune, sarcină admisibilă,
timp de tranziţie, timp de achiziţie) ai componentelor buclei de achiziţie, să fie similari.
III.4.2 Semnale de ieşire binare
Art. 64. - Semnalele de ieşire binare se împart în două categorii principale:
a) pasive: atunci când alimentarea semnalelor este în exteriorul echipamentului de
conducere
În acest caz, semnalul este dat de echipamentul de conducere, printr-un contact care
formează o buclă deschisă sau închisă, de impedanţă definită;
b) active: atunci când alimentarea semnalului este în interiorul echipamentului de
conducere.
Art. 65. - Pentru o funcţionare fiabilă, trebuie ca parametrii nominali (tensiune, sarcină admisibilă,
timp de tranziţie, timp de achiziţie) ai componentelor buclei de comandă, să fie similari.
III.4.3 Semnale de intrare analogice
Art. 66. - (1) Semnalele analogice transmise de la echipamentul de proces la echipamentul de
conducere sunt, de obicei, generate fie de surse de curent, fie de surse de tensiune. Este preferată
sursa de curent.
(2) Este de preferat ca scanarea fiecărei intrări să nu introducă erori semnificative în informaţia
analogică. În particular, valoarea impedanţei circuitului de intrare pentru semnalele în curent nu
trebuie să fie schimbată în timpul scanării.
Art. 67. - (1) Semnalele imagine ale mărimilor primare măsurate se obţin din secundarele de
măsură ale transformatoarelor de măsură de curent şi de tensiune. Valorile acestor semnale sunt:
a) curent nominal al sursei de curent: 1 A sau 5 A, 50 Hz;
b) tensiunea nominală a sursei de tensiune 100/√3 V, 50 Hz.
(2) În situaţia în care modulele de achiziţie nu suportă valorile de mai sus, se admite utilizarea
traductoarelor necesare pentru mărimi analogice.
(3) La joasă tensiune valoarea nominală a semnalului analogic de intrare este 400/√3 V, 50Hz.
III.4.4 Semnale de ieşire analogice
Art. 68. - (1) Semnalele analogice transmise de la echipamentul de teleconducere la echipamentul
de proces sunt în mod obişnuit generate fie de surse de curent, fie de surse de tensiune.
(2) Se recomandă sursa de curent.
(3) Exemplu de semnale analogice de ieşire sunt valorile de consemn pentru tensiune şi putere
activă transmise instalaţiilor de generare.
III.5 Interfaţă între echipamentul de conducere şi echipamentele operator
Art. 69. - Interfaţa între echipamentul de conducere şi echipamentele operator reprezintă frontiera
prin care trece informaţia între operator şi echipamentul de conducere.
63
Art. 70. - (1) Echipamentele operator pot fi împărţite în două clase, după forma semnalelor
schimbate de-a lungul interfeţei, mergând spre echipamentul de conducere pentru un transfer de
informaţie.
(2) Clasa A: informaţia este transmisă prin intermediul semnalelor de intrare/ieşire binare sau
analogice; pentru această clasă sunt specifice aparate ca lămpi, întreruptoare, miliampermetre.
(3) Clasa B: informaţia este transmisă prin intermediul căilor de transmisie numerică paralel sau
serial, Ethernet utilizând un protocol de comunicaţie standard; pentru această clasă sunt specifice
echipamente ca imprimantele, ecranele de vizualizare etc
III.6 Interfaţă între echipamentul de conducere şi subsistemele de comunicaţie
Art. 71. - Se vor lua în considerare două interfeţe diferite:
a) atunci când echipamentul terminal al circuitului de date (ETD) face parte integrantă din
echipamentul de conducere (ETC) şi
b) atunci când nu face parte.
Art. 72. - Dacă echipamentele terminale ale circuitelor de date (ETD) sunt incluse în sistemele de
conducere, caracteristicile lor electrice şi funcţionale trebuie să fie conforme cu caracteristicile
echipamentelor terminale ale circuitelor de date (ETC) de utilizare generală în conformitate cu
ITU-T.
III.7 Interfaţă între echipamentul de conducere şi echipamentul terminal al circuitului de
date (ETD)
Art. 73. - Interfaţă între echipamentul de conducere şi echipamentul terminal al circuitului de date
(ETD) este necesară dacă echipamentul terminal al circuitului de date nu este furnizat ca parte
integrantă a echipamentului de conducere.
Art. 74. - După recomandările ITU-T, circuitele de interconectare necesare între echipamentul de
conducere şi ETD pentru transmisia de date binare, de semnale de comandă şi de ceas sunt numite
circuite de joncţiune.
Art. 75. - Circuitul de joncţiune între echipamentul de teleconducere şi echipamentul terminal al
circuitului de date trebuie să fie un subansamblu al circuitelor definite prin recomandarea ITU-T
V.24.
Art. 76. - (1) Caracteristicile electrice ale interfeţelor între echipamentul de conducere şi
echipamentul terminal al circuitului de date sunt definite prin:
a) recomandarea ITU-T V.28 pentru circuitele de joncţiune dublă curent neechilibrat, dacă
EDT-urile sunt în tehnologie de componente discrete;
b) recomandarea ITU-T V.10 pentru circuitele de joncţiune dublă curent neechilibrat, dacă
ETD-urile sunt în tehnologie de circuite integrate;
c) recomandarea ITU-T V.11 pentru circuitele de joncţiune dublă curent echilibrat, dacă
64
ETD-urile sunt în tehnologie de circuite integrate.
(2) Aceste recomandări definesc tensiunile circuitului deschis şi, în punctul de joncţiune,
rezistenţele şi impedanţele asociate sursei şi sarcinii. Nivelurile de semnal, caracteristicile cablului
între echipamentul de conducere şi ETD, viteza maximă de transmisie a datelor şi distanţa între
ETC şi ETD pot fi determinate plecând de la informaţiile precedente.
Art. 77. - Ca ghid, distanţele maximale tolerabile între echipamentul de conducere şi ETD şi
vitezele de transmisie corespunzătoare sunt date în tabelul 1
Tabelul 1: Relaţia între distanţa fizică (ETD şi etc) şi viteza maximă de transmisieRecomandare ITU-T Distanţe [m] Viteza maximă de transmisie [kbit/s]V.28 15 20
V.101000 1100 1010 100
V.111000 10100 10010 1000
Art. 78. - Relaţia între recomandările ITU-T pentru funcţiunile şi caracteristicile electrice şi
standarde ISO pentru racordurile mecanice este indicată în tabelul 2. Tabelul indică, de asemenea,
standardele americane EIA corespunzătoare.
Tabelul 2: Standarde/recomandări ISO şi EIA pentru interfeţele etc/ETD
ITU-T ISO EIA
FuncţiuniCaracteristici electrice
Conexiune FuncţiuniCaracteristici electrice
Funcţiuni
V.24 V.28ISO 2110(25 pini)
RS 232C RS 232C RS 232C
V.24 V.10ISO 4902(37 pini)
RS 449 RS 423A RS 449
V.24 V.11ISO 4902(pini)
RS 449 RS 422A RS 449
III.8 Interfaţă între echipamentul de conducere şi celelalte echipamente
Art. 79. - (1) Interfaţă între echipamentul de conducere şi celelalte echipamente reprezintă frontiera
prin care trece informaţia între echipamentul de conducere şi alte echipamente de achiziţie,
prelucrare, transmisie şi afişare a datelor (BCU, RTU, Gateway, servere, routere, GPS, imprimante,
monitoare etc.).
(2) Echipamentele de prelucrare a datelor sunt în mod normal conectate prin intermediul unor
interfeţe numerice paralele sau seriale.
III.8.1 Interfaţă serială
Art. 80. - Specificaţiile fizice, electrice şi funcţionale trebuie să fie definite pentru următorii
parametri principali:
65
a) număr (două sau patru fire) şi caracteristici ale conductorilor;
b) buclă de curent simplă sau dublă;
c) curent maxim, minim şi nominal;
d) valoare şi localizare a surselor de tensiune;
e) tensiune reziduală la emiţător şi receptor;
f) izolaţie galvanică;
g) distanţă între procesori;
h) viteză de transmisie şi protocol.
III.8.2 Interfaţă paralelă
Art. 81. - (1) Pentru necesităţi de transmisie de mare viteză şi atunci când echipamentul de
conducere şi echipamentul de prelucrare a datelor sunt la distanţă relativ mică unul de altul, devine
mai eficace comunicarea printr-o legătură paralelă.
(2) În acest caz, există mai multe posibilităţi de conexiuni, în funcţie de mijloacele disponibile
pentru accesarea procesoarelor.
(3) Condiţiile fizice, electrice şi funcţionale trebuie să fie definite, de exemplu, pentru:
a) definirea interfeţei fizice;
b) nivelul de tensiune;
c) izolaţia galvanică şi localizarea alimentărilor;
d) viteza de transmisie şi protocoalele;
e) volumul de software de comunicaţie standard existent.
CAPITOLUL IV
PERFORMANŢE
Art. 82. - Cerinţele de calitate / performanţă privind: fiabilitatea, disponibilitatea, securitatea,
integritatea datelor, extensibilitatea, impuse sistemului de conducere sunt prezentate în vol. I, fiind
comune circuitelor secundare realizate în tehnologie numerică. În continuare se vor preciza cerinţele
pentru parametrii de timp şi exactitatea de măsurare, acestea fiind specifice sistemelor de
conducere.
IV.1 Parametri de timp
IV.1.1 Consideraţii generale
Art. 83. - (1) Parametri de timp sunt cei care se referă la performanţa sistemelor de conducere, ca şi
la transferul şi prelucrarea informaţiei.
(2) Parametrul de timp cel mai important se referă la timpul necesar transferului informaţional de la
sursă la destinaţie, denumit timp de transfer total.
66
(3) Timpul de transfer total este utilizat ca un factor de performanţă pentru sistemele de conducere,
ca şi pentru o anumită aplicaţie.
Art. 84. - În general, timpul de transfer total este dat de suma timpilor necesari informaţiei pentru a
traversa secţiunile individuale ale sistemului de conducere. El reflectă nu numai performanţa
echipamentului, dar este influenţat şi de factori cum ar fi:
a) configuraţia reţelei de transmisie a datelor;
b) metodele de transmisie utilizate;
c) lărgimea benzii de transmisie a liniei;
d) funcţiunile de prelucrare în postul emiţător;
e) funcţiunile de prelucrare în postul receptor;
f) nivelul de zgomot pe linia de transmisie;
g) acumularea evenimentelor într-o perioadă de timp dată;
h) posibilităţi de prioritate oferite de protocolul de transmisie a datelor.
Art. 85. - (1) Parametri de timp care caracterizează sistemul de conducere sunt:
a) timpul de transfer propriu;
b) timpul maxim şi mediu de transfer;
c) timpi de pornire şi de repornire.
(2) Diferitele tipuri de informaţii prezintă exigenţe diferite privind parametri de timp.
Art. 86. - (1) Parametri de timp care caracterizează interfeţele de achiziţie sunt:
a) timpul de discriminare;
b) timpul de rezoluţie;
c) timpul de suprimare;
d) timpul de achiziţie.
(2) Parametri de timp care caracterizează interfeţele de achiziţie vor fi corelaţi cu timpii de reacţie /
execuţie a comenzilor (timpi de închidere / deschidere contacte, timpi de acţionare a bobinelor etc.).
IV.1.2 Parametri de timp pentru informaţii de stare
Art. 87. - (1) Parametri de timp pentru informaţiile de stare pot fi clasificate în două categorii
generale:
a) informaţii de stare cu prioritate mărită, ca, de exemplu, semnalizările privind
întreruptorii şi alarmele principale;
b) informaţii de stare cu prioritate mică, ca, de exemplu, semnalizările privind separatorii şi
alarmele de mică importanţă.
(2) Diferenţa principală dintre aceste două categorii se referă la timpul de transfer total. Informaţiile
cu prioritate mărită trebuie să fie transferate cât mai repede posibil şi trebuie să aibă, de asemenea,
timpul de transfer total cel mai scurt.
67
Art. 88. - Pe lângă timpul de transfer total, mai prezintă importanţă următorii parametri de timp:
a) timp de discriminare: durata minimă care trebuie să separe două evenimente pentru a fi
posibilă determinarea corectă a ordinii lor de apariţie;
b) timp de rezoluţie: durata minimă care trebuie să separe două evenimente pentru ca datele
cronologice corespunzătoare să fie diferite;
c) timp de suprimare: perioada de timp în care achiziţia schimbărilor de stare eronate date
de paraziţi sau de contactele întrerupte este suprimată;
d) timp de achiziţie: durata minimă în care o informaţie de stare trebuie să se prezinte
pentru a fi detectată şi prelucrată corect.
Art. 89. - Echipamentul de conducere trebuie să detecteze şi să prelucreze orice schimbare a unei
informaţii de stare care este menţinută mai mult decât timpul de achiziţie dat.
Art. 90. - Raportul dintre timpul de achiziţie şi timpul de suprimare trebuie să fie mai mic sau egal
cu 2. Timpul sau timpii de suprimare utilizaţi pentru o aplicaţie trebuie să acopere timpii maximi de
întrerupere a contactelor echipamentului care produce semnalul de intrare în proces.
Art. 91. - Echipamentul de conducere trebuie să fie capabil de a detecta şi prelua atât tranziţiile
semnalelor de intrare de la starea ÎNCHIS la starea DESCHIS, cât şi de la starea DESCHIS la starea
ÎNCHIS. Pentru anumite semnale, doar tranziţia de la starea DESCHIS la starea ÎNCHIS reprezintă
o informaţie semnificativă (spre exemplu, informaţia incrementală).
Art. 92. - Clasele de prescripţii referitoare la timp sunt date în tabelele 3 si 4.
Tabelul 3: Clase de timp de discriminare
Parametri de timp Prescripţii ale claselor de timp
Timp de discriminare
Unitate de
masuraSP1 SP2 SP3 SP4
ms ≤ 50 ≤ 10 ≤ 5 ≤ 1
Tabelul 4: Clase de timp de rezoluţie
Parametri de timp Prescripţii ale claselor de timp
Timp de rezoluţie
Unitate de
masuraSP1 SP2 SP3 SP4
ms ≤ 1000 ≤ 100 ≤ 10 ≤ 1
IV.1.3 Parametri de timp pentru informaţii de comandă
Art. 93. - Într-o staţie electrică pot fi cel puţin două tipuri de dispozitive de comandă:
a) dispozitive rapide, care trec într-o stare nouă în mai puţin de 250 ms;
b) dispozitive lente, care îşi schimbă starea într-un timp cuprins între 250 ms şi câteva
minute.
68
Art. 94. - Timpul de transfer total pentru comenzi trebuie să fie cât mai scurt posibil, ceea ce
înseamnă că aceste comenzi trebuie să fie transmise şi prelucrate cu o prioritate mărită.
Art. 95. - Operatorul trebuie să fie capabil să supravegheze executarea unei comenzi care a fost
emisă. Aceasta implică funcţii adecvate pentru supravegherea transmisiei de date, ca şi returul
informaţiilor sau măsurilor care confirmă executarea comenzii:
a) acceptarea şi transferul corect al mesajului prin echipamentul de teleconducere;
b) executarea în echipamentul periferic a acţiunii iniţiate.
Art. 96. - În cazul dispozitivelor lente şi foarte lente, trebuie ca operatorul să fie capabil de a
observa informaţia de stare intermediară (de exemplu, starea de trecere a unui separator lent). Dacă
starea intermediară persistă pe o durată superioară unui timp specificat, trebuie elaborată o
informaţie de stare de defect.
Art. 97. - Timpul pentru prelucrarea informaţiilor de comandă nu este normat. Furnizorul şi
utilizatorul trebuie să se pună de acord asupra valorilor de timp aplicabile.
Parametri de timp pentru valori măsurate şi comenzi de reglaj
Art. 98. - (1) Parametrul de timp asociat cu prelucrarea valorilor măsurate şi comenzile de reglaj
este timpul de transfer total.
(2) Timpul de transfer total, stabilit pentru un sistem de conducere, depinde într-o mare măsură de
exigenţele acestui sistem, variază în general, de la câteva secunde la câteva minute.
IV.1.5 Telenumărare (transmisie de valori integrate)
Art. 99. - Valorile integrate sunt furnizate echipamentului de conducere sub formă de valori
numerice codate sau de impulsuri incrementale care sunt însumate în contoarele interne. Comanda
de memorare a telenumărării poate fi dată de unităţile locale de numărare sau poate fi transmisă
printr-o comandă de interogare.
Art. 100. - Trebuie să se asigure ca, în condiţiile unei transmisii necorespunzătoare, timpul cerut
pentru prelucrarea şi transmisia valorilor integrate să fie mai scurt decât perioada de integrare
specifică. În plus, exigenţele de integritate a datelor trebuie să fie respectate.
IV.2 Exactitatea globală
Art. 101. - (1) Exactitatea globală a informaţiei prelucrate este definită ca diferenţa între valorile de
la destinaţie şi cele emise de sursă, exprimată în procente din întreaga valoare maximală a
domeniului. Aceasta se aplică tuturor informaţiilor care, între sursă şi destinaţie, suferă cel puţin o
conversie a unei reprezentări analogice într-o reprezentare numerică sau invers.
(2) Determinarea exactităţii globale implică luarea în considerare a fiecăreia dintre secţiunile căii
urmate de informaţie, de la sursă la destinaţie.
Art. 102. - Termenul clasa de exactitate se referă la eroarea produsă la prelucrarea informaţiei în
cadrul echipamentului, deci clasa 1 este echivalentă cu o eroare de 1%.
69
Art. 103. - Dacă sursele de erori individuale sunt aleatorii şi independente unele faţă de altele,
eroarea globală E se calculează ca valoare medie pătratică astfel:
222 ... FBA EEEE +++±= (1)
Art. 104. - (1) Este normal ca exactitatea cerută pentru valorile măsurate, comenzile de reglaj şi
telenumărările să fie în raport cu exigenţele procesului.
(2) În vederea obţinerii exactită ii globale necesare, exigenţele privind exactitatea echipamentelor ț
între sursă şi destinaţie trebuie să fie mai bune decât exactitatea globală specificată.
Art. 105. - Clasele de exactitate globală sunt specificate în tabelul 5.
Tabelul 5:Clase de exactitate globalăClasă de exactitate Eroare globală (E)
A1 E ≤ 5,0%A2 E ≤ 2,0%A3 E ≤ 1,0%A4 E ≤ 0,5%Ax Clasă specială (spre exemplu intrările numerice)
Art. 106. - (1) Evaluarea clasei de exactitate trebuie să includă erorile produse în echipament de
toleranţele componentelor, îmbătrânirea echipamentului, condiţiile de mediu, erorile de linearitate şi
toleranţele sursei de alimentare. Dacă se exclud toate erorile echipamentului, conversia analogic-
numerică precum şi conversia numeric-analogică prezintă o eroare inerentă mai mare sau egală, în
valoare absolută, cu 1/2 din elementul numeric cel mai puţin semnificativ. Aceasta dă o relaţie
directă între numărul de elemente numerice din informaţia codată numeric şi clasa de exactitate
corespunzătoare.
(2) Clasa Ax este pentru informaţiile furnizate sub forma numerică ce exclud erorile de conversie.
Art. 107. - (1) Convertorul analog-numeric converteşte valorile analogice măsurate şi prezintă
rezultatul sub formă de informaţii codate numeric.
(2) Circuitul de intrare şi convertorul analog-numeric trebuie să menţină exactitatea în tot domeniul
nominal.
(3) Condiţia de supraîncărcare trebuie să fie indicată printr-o valoare numerică maximă specificată,
cu semnul corect asociat.
Art. 108. - (1) Informaţia numerică este convertită în valori analogice echivalente printr-un
convertor numeric-analogic.
(2) Exactitatea este garantată doar pentru sarcini mergând până la sarcina specificată. Convertorul
analog-numeric nu trebuie să fie afectat de scurtcircuit sau de deschiderea circuitului de sarcină.
Art. 109. - Zgomotul poate altera semnalele de informaţie transmise prin conductoare. Trebuie să
se prevadă o ecranare şi o dispoziţie convenabilă ale cablurilor, ca influenţa zgomotului asupra
semnalelor de măsură să fie la cel mai scăzut nivel posibil şi să nu diminueze exactitatea.
70
CAPITOLUL V
SPECIFCAŢII PENTRU ECHIPAMENTE
V.1 Principalele echipamente
Art. 110. - Principalele echipamente care interacţionează în cadrul procesului de conducere al unei
staţii electrice sunt:
a) echipamente de proces (întreruptoare, separatoare, transformatoare de măsură etc.);
b) echipamente de conducere (unităţi de conducere pe celulă, unităţi centrale de prelucrare,
echipamente de sincronizare de timp - GPS);
c) echipament terminal al circuitului de date (ETD);
d) echipamente operator (imprimante, ecrane, tastaturii, mouse);
e) echipamente de transmisiuni.
V.1.1 Redundanţa echipamentelor
Art. 111. - Pentru a satisface clasele de disponibilităţi cerute este necesară definirea cerinţelor
privind redundanţa echipamentelor în cadrul fiecărei aplicaţii. În cadrul aplicaţiilor pentru
transportul şi distribuţia energiei electrice se recomandă redundanţa echipamentelor de achiziţie,
prelucrare, afişare, sincronizare de timp (GPS) şi comunicaţie (locală şi la distanţă).
V.1.2 Analiza sistemelor şi a echipamentelor existente
Art. 112. - La proiectarea lucrărilor de modernizare / retehnologizare se va evalua necesitatea,
posibilitatea şi modalitatea includerii echipamentelor locale de proces existente în sistemul de
conducere nou prevăzut, în special în privinţa problemelor de interfaţare.
V.1.3 Extensibilitate
Art. 113. - Este necesară evaluarea necesităţilor şi posibilităţilor de extensie încă din faza iniţială a
unui proiect.
V.2 Condiţii de mediu pentru echipamente
Art. 114. - Se vor lua în consideraţie următoarele condiţii de mediu:
a) temperatură, umiditate şi presiune atmosferică;
b) influenţe mecanice;
c) influenţe corosive şi erozive;
d) influenţa alimentărilor auxiliare;
e) punere la pământ şi ecranare.
Art. 115. - Trebuie specificate aceste condiţii pentru fiecare loc de amplasare şi pentru fiecare
element al echipamentului:
a) în sala de aparataj;
b) pentru echipamentele care trebuie instalate în exterior.
Art. 116. - Elementele importante care trebuie avute în vedere sunt:
71
a) echipamentele de proces, cum sunt senzorii, traductoarele, elementele de acţionare;
b) cablarea şi ecranarea;
c) sistemul de transmisie, părţile din legăturile existente care se utilizează ca şi numărul de
căi şi caracteristicile lor.
V.3 Specificaţiile interfeţelor
Art. 117. - La definirea echipamentelor de proces din staţia electrică se vor specifica interfeţele
între diferitele componente:
a) specificaţia condiţiilor de interfaţare electrică cu procesul (specificaţia echipamentelor de
separare pentru intrarea informaţiilor binare şi ieşirea comenzilor de la / spre
echipamentul primar);
b) specificaţia condiţiilor de interfaţare cu echipamente de conducere sau verificarea şi
descrierea posibilităţilor de interfaţare a dispozitivelor de proces (echipamente primare)
existente;
c) specificarea relaţiilor între valorile de intrare (de exemplu, MW şi valorile de ieşire ale
treductoarelor, de exemplu mA);
d) specificaţia alimentării electrice pentru echipamentele de proces (echipamente primare),
echipamentele de separare etc.
Art. 118. - La definirea echipamentelor de conducere din staţia electrică se vor defini:
a) specificaţia interfeţei între echipamentul de conducere şi echipamente terminale ale
circuitelor de date.
b) specificaţia alimentării echipamentului de conducere.
Art. 119. - La definirea echipamentului terminal al circuitului de date ETD (din staţie şi din centrul
de conducere) se vor preciza:
a) specificaţia interfeţei între ETD şi calea de transmisie.
b) specificaţia benzilor de trecere şi a diferitelor alocări de frecvenţe pentru canalele de
transmisie a datelor.
c) specificaţia alimentării ETD, în cazurile în care acesta nu reprezintă o parte integrantă a
echipamentului de teleconducere.
Art. 120. - La definirea echipamentelor pentru alimentări auxiliare se vor preciza:
a) alimentarea în curent alternativ sau continuu,
b) specificaţia tensiunii nominale,
c) specificaţia capacităţii bateriei de acumulatoare, luând în considerare consumul electric
al sistemului,
d) prescripţii şi condiţii de legare la pământ a sursei alimentare,
e) specificaţia duratei maxime admise pentru întreruperea alimentării electrice, de exemplu,
72
a timpului trecerii de la un sistem de alimentare la altul.
V.4 Specificaţiile condiţiilor de montaj
Art. 121. - Este necesară specificarea caracteristicilor mecanice ale echipamentelor:
a) echipamente montate în dulapuri metalice (cu / fără ramă rabatabilă);
b) echipamente montate pe stelaje metalice;
c) echipamente montate în cutii, panouri.
Art. 122. - Pentru definirea spaţiului necesar pentru instalarea echipamentelor se recomandă
specificarea cerinţele de acces (numai prin faţă sau prin faţă şi prin spate).
Art. 123. - Alte specificaţii necesare pentru instalarea ansamblului sistemului sunt:
a) tipul de conexiuni prin cablu;
b) paturi pentru cabluri;
c) dispunerea traseelor de cabluri;
d) specificaţii diverse.
V.5 Specificaţiile condiţiilor de transport
Art. 124. - Trebuie să se verifice dacă clasele specificate pentru condiţiile de mediu mecanice şi
atmosferice sunt corespunzătoare pentru transportul echipamentelor (prin poştă, cale ferată, naval,
aerian sau transport special în camion) Dacă nu, trebuie specificat un ambalaj special.
V.6 Specificaţiile pentru încercări ale sistemului şi proceduri de punere în funcţiune
Art. 125. - Procedurile pentru încercări ale sistemului şi pentru punerea în funcţiune trebuie definite în caietele de
sarcini pentru achiziţie, în sarcina funizorilor de echipamente / sisteme..
V.7 Specificaţiile pentru condiţii de funcţionare, garanţii
Art. 126. - Specificarea condiţiilor de funcţionare avute în vedere pentru începutul şi sfârşitul
perioadei de garanţie trebuie să facă obiectivul unui acord între cumpărător şi vânzător.
CAPITOLUL VI
TRANSMISIA DATELOR
Art. 127. - În funcţie de obiectivele fundamentale ale sistemelor de conducere şi de condiţiile
particulare de mediu, este necesar ca transmisiile de date să satisfacă cerinţe referitoare la:
a) integritate şi coerenţă;
b) durată de transfer;
c) transparenţă;
d) flux de date.
Art. 128. - (1) Transmisia de date trebuie să se efectueze într-o manieră corectă în prezenţa unor
condiţii de mediu severe (perturbaţii electromagnetice, diferenţe de potenţial faţă de pământ,
73
îmbătrânirea componentelor şi orice alte surse de perturbaţii care afectează calea de transmisie). În
aceste condiţii, este necesară asigurarea unei protecţii eficace a mesajelor împotriva:
a) erorilor nedetectate în elementele binare;
b) erorilor nedetectate în structuri, datorate problemelor de sincronizare
c) pierderilor nedetectate de informaţii;
d) luării în considerare a informaţiilor intempestive (spre exemplu, simularea de mesaje de
către perturbaţii);
e) separării sau perturbaţiei de informaţii coerente.
(2) Suportul fizic recomandat care conferă imunitate la perturbaţiile electromagnetice prezente în
staţiile electrice este fibra optică.
Art. 129. - (1) Asigurarea unei integrităţi ridicate a datelor se realizează prin limitarea
perturbaţiilor electromagnetice, supravegherea nivelului şi semnalului conform CEI 870-5-1 sau alte
standarde.
(2) Pentru comunicaţia locală, la nivel de staţie electrică, se recomandă utilizarea protocoalelor
standard, respectiv standardul IEC 61850, care răspunde exigenţelor aplicaţiilor din sistemele de
transport şi distribuţie a energiei electrice.
Art. 130. - O durată redusă de transfer trebuie să fie asigurată prin aplicarea de protocoale de
transmisie de structuri eficace, în particular în ceea ce priveşte mesajele cu transmisie spontană, pe
căi de transmisie cu banda limitată şi cu anumite caracteristici de perturbaţi imprevizibile.
Art. 131. - (1) Fluxul de date se poate transmite în funcţie de perturbaţiile interne ale procesului:
a) în condiţii normale (raport scăzut de evenimente în unitate; de timp);
b) în condiţii de avalanşă (număr mare de evenimente).
(2) Perturbări ale fluxului de date pot interveni în faza de iniţializare a procedurii de transmisie sau
la transmisia unor informaţii specifice la cerere (după o comanda de interogare). Sistemele de
conducere din staţiile electrice vor fi garantate la condiţiile de avalanşă informaţională care pot
apărea în cadrul acestor procese.
(3) În funcţie de aspectele economice şi de utilitatea lor, se recomandă a se examina posibilitatea
optimizării volumului de date în diferite puncte ale reţelei de teleconducere.
Art. 132. - În conformitate cu protocoalele de transmisie standardizate, în faza de proiectare este
necesară specificarea următoarelor elemente ale transmisiei de date:
a) specificaţia modului de declanşare a transmisiei;
b) transmisie ciclică sau periodică;
c) transmisie la cerere;
d) transmisie comandată de către un eveniment (transmisie spontană);
e) combinaţie a modurilor de declanşare menţionate;
74
f) specificaţia serviciilor de legătură de date cerute.
Art. 133. - În funcţie de exigenţele de integritate a datelor şi de durata de transfer se disting:
a) transmisie / fără răspuns;
b) transmisie / confirmare; cerere / răspuns;
c) priorităţi de transmisie: în conformitate cu cerinţele de timp redus de transfer pentru
unele tipuri de date.
CAPITOLUL VII
MĂSURAREA ENERGIEI ELECTRICE
Art. 134. - Măsurarea energiei electrice pentru decontare se realizează în conformitate cu
recomandările Codului de Măsurare a Energiei Electrice.
Art. 135. - Înfăşurările secundare ale transformatoarelor de măsură dedicate echipamentelor de
măsurare a energiei electrice vor respecta întocmai Codul de Măsurare a Energiei Electrice.
Art. 136. - În staţiile electrice de conexiuni şi transformare se utilizează exclusiv contoare de
energie electrică cu trei sisteme de măsurare a energiei electrice. Mărimile aplicate la intrările unui
contor de energie vor fi:
a) curenţi electrici Ir, Is, It, cu valori nominale 1 A sau 5 A, 50 Hz; (fiecare intrare va fi
prevăzută cu două borne: intrare-ieşire);
b) tensiuni electrice: Ur, Us, Ut, Un, cu valori nominale 100 V sau 400 V, 50 Hz;
c) tensiune auxiliară, cu valoarea disponibilă la locul de montaj;
d) referinţa externă de timp.
Art. 137. - Se recomandă alegerea contoarelor pentru funcţionare în următoarele domenii ale
mărimilor de intrare:
a) domeniul de tensiuni
- domeniul de funcţionare nominal: (0.9 ... 1.1) x Un;
- domeniul de funcţionare extins: (0.8 ... 1.15) x Un;
- domeniul limita de funcţionare: (0.0 ... 1.15) x Un.
b) curentul de pornire: 0.001 x In şi factor de putere nominal.
c) valori suprasarcină
- pentru măsurare: 120 % din valorile nominale ale In şi Un;
- suprasarcină termică: 150 % din In;
- suprasarcină dinamică (1 s): 20 x In.
Art. 138. - Contorizarea pentru balanţă / evidenţă tehnică se va realiza cu următoarele clase de
exactitate:
a) cel puţin 0.5S pentru măsurarea energiei activă;
75
b) cel puţin 1 pentru măsurarea energiei reactive;
c) în punctele de decontare contoarele vor avea aceeaşi clasă de exactitate ca şi contoarele
de decontare montate în punctele respective.
Art. 139. - Contoarele de energie electrică pentru balanţă / evidenţă tehnică vor asigura
a) măsurarea energiei electrice active trifazate: bidirecţională (primit şi livrat)
b) măsurarea energiei electrice reactive trifazate:: bidirecţională şi în patru cadrane (+Ri,
+Rc, -Ri, -Rc)
c) măsurarea valorilor instantanee pentru:
- tensiuni şi curenţi pe fiecare fază;
- defazaje între curenţi şi tensiuni;
- puteri active, reactive şi aparente (monofazate şi trifazate);
- frecvenţa şi factorul de putere (cos φ) pe fiecare fază.
Art. 140. - Contoarele de energie electrică trebuie să fie prevăzute cu posibilitatea aplicării
următoarelor sigilii:
a) sigiliului fabricantului, aplicat de către acesta dupa ce contorul a fost asamblat, testat şi
calibrat în fabrică;
b) sigiliului metrologic, aplicat de către verificatorul metrolog după finalizarea verificării
metrologice;
c) sigiliilor utilizatorului, la capacul de borne respectiv la capacul frontal al contorului de
energie electrică;
d) sigiliului utilizatorului, pentru blocarea posibilităţii de parametrizare a contorului de
energie electrică.
CAPITOLUL VIII
SISTEM LOCAL DE CONTORIZARE
Art. 141. - Un sistem local de contorizare este format in principiu din :
a) contoarele de energie electrică care masoară şi stochează datele;
b) serverul local din statie care achizitioneaza datele de la contoare, le prelucrează şi le
stochează;
c) caile de comunicaţie care constituie suportul de transmisie a datele către serverul local;
d) diverse convertoare funcţie de tipul de comunicaţie ales;
e) modemuri de transmisie;
f) GPS pentru sincronizarea serverului;
g) sistemele de alimentare in c.a./c.c. a componentelor sistemului.
Art. 142. - La proiectarea panourilor de contorizare se vor avea în vedere următoarele:
76
a) toate şirurile de cleme pentru circuitele de curent aferente contoarelor vor fi prevăzute cu
dispozitive de şuntare si cu dispozitive de întrerupere galvanica a legăturilor; acelaşi tip
de cleme se vor prevedea si la şirurile de cleme din cutiile de conexiuni ale
transformatoarelor de măsură de curent;
b) toate şirurile de cleme pentru circuitele de tensiune aferente contoarelor vor fi prevăzute
cu dispozitive de întrerupere galvanica a legăturilor; acelaşi tip de cleme se vor prevedea
si la sirurile de cleme din cutiile de conexiuni ale transformatoarelor de masura de
tensiune;
c) se va prevedea un set de cleme de curent si de tensiune de rezerva, in vederea conectarii
unui echipament de masura suplimentar pentru instalarea de contoare martor / balanţă /
evidenţă tehnică, dupa caz, astfel încât fiecare partener de tranzacţie să aibe acces la
propriile contoare pentru monitorizarea energiei electrice tranzitate prin punctul de reţea
respectiv;
d) în panourile in care se prevăd contoarele se vor prevedea şi două prize de curent
alternativ necesare pentru alimentarea aparatelor utilizate la efectuarea verificarilor,
parametrizarilor etc;
Panourile prevăzute pentru contoare vor fi dimensionate cu spaţiile de rezervă necesare
pentru instalarea de contoare martor / balanţă / evidenţă tehnică, dupa caz. De asemenea
va fi asigurat cablajul de circuite secundare de rezervă necesar, între şirurile de cleme şi
panouri, în vederea instalării de contoare martor / balanţă / evidenţă tehnică.
e) având in vedere funcţionarea in curent continuu ale unor echipamente aferente grupurilor
de măsură, se va avea in vedere existenta unor circuite de curent continuu in dulapurile
de contorizare;
f) pentru a putea beneficia de condiţii bune de lucru in timpul verificărilor, reparaţiilor, etc,
la contoare, se va prevedea o instalaţie de iluminare cat mai buna in zona echipamentelor
de măsură.
Art. 143. - La proiectarea cailor de comunicatie care constituie suportul de transmisie a datele se
vor avea în vedere următoarele:
a) realizarea unei căi de comunicatie cu citire puct la punct si transmiterea datelor masurate
direct la centrul de telegestiune;
b) realizarea unei căi de comunicatie, separată de prima, pentru achizitia datelor din
contoare de catre serverul local din statie; suportul de comunicatie la nivel de statie
electrica va fi de tip RS 485, Ethernet-IP;
c) se va prevedea ca backup suport de comunicatie prin reteaua GSM prin modem
GSM/GPRS;
77
d) serverul local din statie va putea fi accesat si de la distanta de la centrul de telegestiune;
e) cablurile de comunicatie se vor proteja mecanic.
Art. 144. - Funcţiile disponibile la nivelul postului de lucru local aferent sistemului local de
contorizare vor fi următoarele:
a) va achizitiona local si va furniza datele masurate, sub forma de indexuri pe un palier
reglabil intre 15 si 60 minute;
b) va asigura memorarea datelor pe o perioada de minimum 45 zile;
c) stocarea pe suport extern se va face pe o perioada de un an calendaristic;
d) utilizarea aplicatiei de colectare si prelucrare date va fi protejata prin drepturi si parole
de acces;
e) software-ul instalat la postul de lucru local din statie va avea functii de calcul, balanta,
rapoarte, grafice, arhivare, alarme tiparire, export date etc;
f) sistemul de contorizare locala va fi sincronizat astfel incat abaterea de timp fata de ora
oficiala a Romaniei sa fie de maximum 3 secunde.
CAPITOLUL IX
MONITORIZAREA CALITĂŢII ENERGIEI ELECTRICE
Art. 145. - (1) Standardul de performanţă pentru serviciile de transport şi de sistem al energiei
electrice şi Codul Tehnic al RET (Ordin ANRE nr. 20/27.08.2004) impun Operatorului de
Transport şi Sistem să urmărească respectarea indicatorilor privind calitatea energiei electrice în
reţelele proprii.
(2) Posibilităţile de monitorizare a calităţii energiei electrice sunt:a) monitorizarea temporară a calităţii energiei electrice, cu ajutorul analizoarelor portabile
de calitate a energiei electrice;
b) monitorizarea permanentă a calităţii energiei electrice, cu ajutorul analizoarelor
staţionare de calitate a energiei electrice.
Art. 146. - Analizoarele staţionare de calitate a energiei electrice trebuie să fie certificate pentru
clasa A, conform standardului internaţional IEC 61000-4-30, astfel încât să permită determinări
exacte necesare în cazul aplicaţiilor contractuale ce pot conduce la rezolvarea unor dispute sau
pentru verificarea conformităţii cu standardele/normele de calitate a energiei electrice.
Art. 147. - Analizoarele staţionare de calitate a energiei electrice trebuie sa respecte cerinţele
standardelor si normelor in vigoare, caracteristicile particulare fiind stabilite de fiecare beneficiar in
funcţie de sistemul de monitorizare utilizat.
Art. 148. - Analizoarele de calitate a energiei electrice trebuie sa fie prevăzute cu interfeţe de
comunicaţie adaptate necesităţilor, pentru a asigura transmisia datelor. O soluţie uzuala este
78
interfaţa Ethernet cu viteza de 10 MB/s. Fiecare beneficiar va preciza necesităţile de comunicaţie
funcţie de sistemele de monitorizare utilizate.
Art. 149. - Mărimile aplicate la intrările unui analizor staţionar vor fi:
a) curenti electrici Ir, Is, It, cu valori nominale 1 A sau 5 A, 50 Hz;
b) tensiuni electrice: Ur, Us, Ut, Un, cu valori nominale 100 V sau 400 V, 50 Hz;
c) tensiune auxiliară, cu valoarea disponibilă la locul de montaj;
d) referinţa externă de timp.
Art. 150. - Analizoarele de calitate a energiei electrice trebuie sa permită monitorizarea
parametrilor de calitate a energiei electrice in conformitate cu standardele in vigoare.
Art. 151. - Analizoarele de calitate a energiei electrice trebuie să fie prevăzute cu posibilitatea
aplicării următoarelor sigilii ale utilizatorilor:
a) sigiliului metrologic, aplicat de către verificatorul metrolog după finalizarea verificării
metrologice;
b) la capacul de protecţie a bornelor pentru mărimile electrice de intrare;
c) pentru blocarea posibilităţilor de parametrizare a echipamentelor.
CAPITOLUL X
MONITORIZAREA ON-LINE A ECHIPAMENTELOR PRIMARE
Art. 152. - Pentru îmbunătăţirea continuă a performanţelor şi reducerea costurilor de exploatare
(implementarea mentenanţei preventive) a echipamentelor primare de înaltă tensiune, la proiectarea
circuitelor secundare din staţiile electrice se recomandă introducerea soluţiilor de monitorizare on-
line şi diagnoza disponibilităţii echipamentelor primare, cu referire la:
a) (auto)transformatoarele de putere, cu putere egală mai mare de 40 MVA;
b) bobinele de reactanţă shunt, cu putere egală sau mai mare de 60 MVAr;
c) aparatajul de înaltă tensiune (intreruptoare, separatoare, transformatoare de curent,
transformatoare de tensiune, descarcatoare), cu tensiune egală sau mai mare de 110 kV.
Art. 153. - Pentru monitorizarea on-line şi diagnoza echipamentelor primare, se admite prevederea
unor echipamente dedicate în situaţia în care sistemul numeric de conducere existent, funcţional nu
are interfeţele dedicate (hardware) necesare pentru achiziţia informaţiilor şi nici software-ul pentru
diagnoza disponibilităţii.
Art. 154. - Pentru transmiterea informaţiilor referitoare la starea echipamentelor monitorizate către
un centru decizional este necesară aplicarea uneia din următoarele soluţii:
a) dacă în staţia electrică există un sistem numeric de conducere funcţional, echipamentele
de monitorizare on-line şi diagnoză vor fi integrate la nivelul magistralei de date;
b) dacă în staţia electrică nu există un sistem numeric de conducere, echipamentele de
79
monitorizare on-line şi diagnoză vor fi integrate într-un sistem dedicat monitorizării, cu
respectarea condiţiilor precizate în acest normativ.
CAPITOLUL XI
TELECOMUNICAŢII
XI.1 Generalităţi
Art. 155. - (1) Staţiile electrice de înaltă tensiune se dotează cu echipamentele de telecomunicaţii
dimensionate cel puţin pentru teleconducerea prin dispecer a sistemului energetic, telegestiunea
energiei electrice, teleprotecţie, convorbiri telefonice operative, acces la Internet. Informaţia necesar
a fi transmisă / primită este de tipul date, voce, comenzi de teleprotecţie sau semnale video.
(2) Staţiile electrie din SEN se vor dota, de regulă, cu două legaturi de telecomunicaţii operative la
punctele de dispecer cărora le sunt subordonate.
Art. 156. - Alegerea soluţiei de rezolvare a legăturilor telefonice aferente staţiilor electrice se va
face în baza unui calcul tehnico economic şi va avea în vedere, după caz, posibilitatea realizării
acestor legăuri prin transmisiuni prin înaltă frecvenţă (PLC), pe circuite în fibre optice sau prin unde
radio (radioreleu).
Art. 157. - Se recomandă ca în staţiile electrice să fie prevăzute următoarele tipuri de legături
telefonice:
a) legături telefonice directe, cu dispecerii coordonatori:
b) legături telefonice cu:
- cabine / conteinere cu echipamente de conducere şi protecţie;
- camere cu echipamente tehnologice (grup de intervenţie, tablouri servicii proprii,
atelier mecanic etc);
- locuinţa personalului de exploatare, dacă se află în apropierea staţiei respective;
c) legături de înaltă frecvenţă prin echipamente cuplate la LEA de înaltă tensiune; aceste
legături se prevăd, de regulă, pentru asigurarea unui volum de transmisiuni multiple
(voce, teleprotecţie, date);
d) legături telefonice prin unde radio, în cazul staţiilor electrice cu pericol de inundabilitate,
în staţiile izolate din punct de vedere al amplasamentului, în staţiile amplasate în zone
cu.atmosfera poluată şi pentru exploatarea staţiilor cu echipe de intervenţie mobile.
e) legături telefonice prin fibre optice proprii sau închiriate justificat prin volumul mare de
date vehiculate şi prin existenţa mediului perturbator electromagnetic.
Art. 158. - Se recomandă ca în staţiile electrice să fie prevăzute următoarele dotări cu echipamente
aferente instalaţiilor de telefonie:
a) centrală telefonică digitală, compatibilă ISDN, la care se conectează liniile şi posturile
80
telefonice necesare, cu următoarele funcţiuni principale:
- centrala telefonică va fi prevăzută cu un sistem de alarmare (hupă) acţionat de
apelurile telefonice;
- centrala telefonică se recomandă să fie una singură şi gestionarea traficului să se
configureze pentru realizarea funcţiilor tehnologice, operative şi administrative; prin
programare se separă traficul aferent conducerii operative de cel aferent altor
funcţiuni;
- centrala telefonică va asigura rerutarea, în caz de blocaj în trafic;
b) alte echipamente ce deservesc traficul (echipamente PLC, echipamente radioreleu,
echipamente terminale fibră optică, echipamente de translaţie);
c) rame cap de cablu necesare pentru montarea elementelor de protecţie a circuitelor din
cablurile telefonice ce părăsesc, incinta staţiei electrice
d) repartitor telefonic, utilizat pentru realizarea conectării circuitelor telefonice la centrala
telefonică automată;
e) aparate telefonice;
f) echipamente de translaţie.
XI.2 Transmisiuni prin înaltă frecvenţa
Art. 159. - Transmisiunile prin înaltă frecvenţă utilizează drept cale de transmisiune conductoarele
active ale liniilor electrice de înaltă tensiune de 110, 220 şi 400 kV, prin intermediul unor
echipamente specializate cuplate la conductoarele active ale LEA.
Art. 160. - Echipamentele de înaltă frecvenţă cu modulaţie de frecvenţă (MF) se utilizează pe LEA
de 110 kV în cazurile când este necesară realizarea unui volum mic de transmisiuni pe tronsonul
respectiv (de exemplu, un canal telefonic şi un canal telegrafie de 100 Bd sau două canale de
50 Bd). Utilizarea echipamentelor cu modulaţie de frecvenţă este limitată atât datorită volumului
mic de transmisiuni pe care îl poate realiza, cât mai ales datorită spectrului de frecvenţă pe care îl
ocupă prin banda efectiv necesară şi prin produsele de intermodulaţie transmise în linie.
Art. 161. - (1) Echipamentele de înaltă frecvenţă cu modulaţie de amplitudine (MA) tip SSB
(single side band - bandă laterală unică) sunt utilizate pentru realizarea transmisiunilor pe LEA de
110, 220 şi 400 kV.
(2) Echipamentele de înaltă frecvenţă tip SSB pot avea banda de frecvenţă 2.5 kHz, 4 kHz sau
multiplul par al acestora.
Art. 162. - (1) Echipamentele de înaltă frecvenţă se fabrică pentru frecvenţe cuprinse între 30 şi
500 kHz.
(2) Domeniul de frecvenţă aprobat de Ministerul Comunicaţiilor pentru realizarea transmisiunilor pe
LEA de înaltă tensiune este cuprins între 40 kHz şi 250 kHz, cu unele excepţii.
81
(3) Alocarea frecvenţelor de lucru ale echipamentelor de înaltă frecvenţă se face de către instituţia
abilitată de operatorul de transport şi sistem. Pentru aceasta, odată cu cererea de frecvenţe, vor
trebui transmise următoarele: caracteristicile principale ale LEA, precum şi extinderile avute în
vedere; volumul de informaţii care urmează a se realiza şi viteza de transmisie telegrafică.
(4) In cadrul proiectării unui sistem de curenţi purtători, este necesar să se calculeze următorii
parametrii: atenuarea totală a legăturii, zgomote şi perturbaţii, raportul semnal / zgomot admisibil,
puterea de emisie a echipamentului PLC, repartiţia puterii de emisie a echipamentului PLC.
Art. 163. - Pentru utilizarea conductoarelor active ale LEA de înaltă tensiune drept cale de
transmisiune este necesară folosirea unor elemente de cuplaj care să permită injectarea şi extragerea
curenţilor purtători de înaltă frecvenţă fără pierderi excesive şi în acelaşi timp să se asigure izolarea
PLC de tensiunea LEA, precum şi de supratensiunile provocate de manevre şi de descărcări
atmosferice. Aceste dispozitive de cuplaj sunt necesare şi pentru adaptarea impedanţei LEA cu
impedanţa PLC. Elementele de cuplaj sunt următoarele echipamente:
a) bobina de blocaj;
b) condensatorul de cuplaj sau transformatorul de tensiune capacitiv;
c) filtrul de cuplaj;
d) elementul de protecţie.
Bobina de blocaj (BB)
Art. 164. - (1) Bobina de blocaj este o inductanţă cu valoarea cuprinsă între 0.1 şi 2 mH, inductanţă
ce se înseriază pe conductorul activ al LEA de înaltă tensiune, în scopul de a împiedica pătrunderea
curenţilor de înaltă frecvenţă pe barele staţiei electrice. Impedanţa de trecere a bobinelor de cuplaj
trebuie să fie de 600 Ohmi pentru banda de frecvenţe 45 - 500 kHz.
(2) Pentru realizarea blocajului eficient bobinele sunt prevăzute cu filtre de acord care, în funcţie de
elementele componente, asigură blocarea unei anumite benzi de frecvenţă. Bobinele de blocaj sunt
construite pentru diferiţi curenţi nominali şi de scurtcircuit.
(3) La alegerea bobinelor de blocaj trebuie să se ia în considerare cel puţin următoarele:
a) banda de frecvenţă ce trebuie alocată;
b) curentul nominal existent şi de perspectivă al LEA de înaltă tensiune;
c) curentul de scurtcircuit de şoc existent şi de perspectivă;
d) tensiunea LEA;
(4) Bobinele de blocaj se pot monta suspendat sau pe suporţi, asigurându-se izolarea electrică
corespunzătoare faţă de părţile legate la pământ.
Condensatorul de cuplaj (CC)
Art. 165. - (1) Condensatorul de cuplaj este un echipament de înaltă tensiune care se conectează
prin borna superioară la conductorul activ al LEA de înaltă tensiune (utilizat pentru realizarea
82
legăturii de IF), iar prin borna inferioară la filtrul de cuplaj. Rolul condensatorului de cuplaj este de
a asigura: injectarea curenţilor purtători în LEA de înaltă tensiune, izolarea echipamentul de înaltă
frecvenţă de tensiunea LEA respective şi de supratensiunile ce pot să apară accidental.
(2) Valoarea capacităţii condensatoarelor de cuplaj este cuprinsă între 1000 pF şi 10000 pF, în
funcţie de banda de frecvenţă utilizată. Tensiunea de izolare a. condensatoarelor trebuie să
corespundă cu tensiunea LEA respective.
(3) Drept condensator de cuplaj se poate utiliza transforrnatorul de tensiune capacitiv.
Filtrul de cuplaj (FC)
Art. 166. - (1) Filtrul de cuplaj este echipamentul care asigura adaptarea impedanţei sistemului de
curenţi purtători la impedanţa LEA de înaltă tensiune (cca. 400 ohmi în cazul cuplajului monofazic
sau cca. 700 ohmi în cazul cuplajului bifazic).
(2) Constructiv FC poate fi: filtru de cuplaj monofazat sau filtru de cuplaj bifazat.
(3) Filtrele de cuplaj monofazate asigură, prin înfăşurarea primară a transformatorului de adaptare,
scurgerea, .la pământ a curentului rezidual de 50 Hz care trece prin condensatorul de cuplaj.
(4) Filtrele de cuplaj bifazice sunt prevăzute cu bobine de drenaj care asigură scurgerea la pământ a
curentului rezidual de 50 Hz; bobinele de drenaj sunt amplasate, de regulă, în carcasa elementului
de protecţie.
(5) Principalele caracteristici tehnice funcţionale ale filtrelor de cuplaj sunt următoarele:
a) gamă de frecvenţe: 25 kHz - 500 kHz;
b) valoare condensatori de cuplaj: 2000 pF - 10000 Pf;
c) intermodulaţia: IEC 60481;
d) impedanţă liniei: 50 Ω - 800 Ω;
e) impedanţa spre PLC: 50; 75; 125; 150 Ω.
(6) Filtrele de cuplaj sunt construite pentru a fi amplasate în exterior şi, de regulă, se fixează pe
suportul condensatorului de cuplaj la o înălţime de circa 1500 mm de la sol.
(7) Amplasamentul FC trebuie să fie cu îngrădire de protecţie împotriva atingerilor directe.
Elementul de protecţie (EP)
Art. 167. - (1) Filtrele de cuplaj sunt asociate cu elemente de protecţie care conţin următoarele
piese:
a) separator monopoiar;
b) descărcător;
c) bobina de drenaj (numai pentru filtrele bifazate).
(2) Separatorul monopolar se conectează, la centura de legare la pământ a staţiei de înaltă tensiune
prin borna cuţitului, cealaltă bornă a lui conectându-se la borna de înaltă frecvenţă a
condensatorului de cuplaj.
83
(3) Elementul de. protecţie se montează lângă filtrul de cuplaj.
Scheme de cuplaj
Art. 168. - Pentru realizarea unei transmisiuni de înaltă frecvenţă există posibilitatea de a folosi un
singur conductor (cuplajul monofazic) sau două conductoare (cuplajul bifazic) active ale LEA de
înaltă tensiune.
Art. 169. - (1) Cuplajul monofazic se adoptă, în general, pentru realizarea transmisiunilor pe LEA
de 110 kV. In această schemă de cuplaj, curenţii de înaltă frecvenţă circulă prin conductorul activ şi
pământ.
(2) Schema prezintă avantaje economice fiind necesare mai puţine echipamente de cuplaj faţă de
schema cuplajului bifazat, dar are dezavantajul că atenuarea de cuplaj este mai mare, iar în cazul
ruperii conductorului utilizat transmisiunile respective se întrerup.
Art. 170. - (1) Cuplajul bifazic se utilizează pentru realizarea transmisiunilor pe LEA de 220 kV şi
400 kV şi uneori pe LEA de 110 kV, când acest lucru este impus de atenuarea LEA sau gradul de
fiabilitate impus transmisiunii respective.
(2) Necesitatea utilizării cuplajului bifazat a apărut atât pentru asigurarea unor rapoarte semnal /
zgomot cât mai bune, cât şi pentru asigurarea unei siguranţe mai bune în funcţionare, ruperea unui
conductor al LEA conducând la funcţionarea în schemă monofazată.
(3) Pentru mărirea fiabilităţii transmisiunilor în cazul în care între două staţii electrice există LEA
de înaltă tensiune dublu circuit, se recomandă realizarea cuplajului bifazat bilinie, cuplaj în care se
utilizează câte o fază de la fiecare din cele două linii.
(4) Cuplajul bifazat: se poate realiza atât prin utilizarea unui filtru bifazat, cât şi prin utilizarea a
două filtre monofazate.
(5) În cazurile în care o LEA de înaltă tensiune utilizată pentru transmisiuni este secţionată, trebuie
să se prevadă o punte de înaltă frecvenţă care să asigure continuitatea căii de transmisiuni. In plus,
pe LEA de derivaţie se vor prevedea bobine de blocaj.
XI.3 Transmisiuni prin fibră optică
Art. 171. - (1) Fibrele optice pot fi utilizate ca suport pentru vehicularea tuturor tipurilor de
informaţii.
(2) Structura tipică a unui tronson de comunicaţii prin fibră optică este: echipament terminal ↔
convertor FO ↔ cablu FO + repetoare ↔ convertor FO ↔ echipament terminal.
(3) Echipamentul terminal este diferit în funcţie de aplicaţie (releu protecţie, echipament
teleprotecţie, echipament terminal date, centrala telefonică, RTU etc.).
(4) Caracteristicile tehnice funcţionale principale ale convertoarelor (FOM de incintă), vor fi
următoarele:
a) interfaţă serială spre echipament terminal;
84
b) mod de lucru duplex;
c) viteze de transmisie selectate automat funcţie de mărimile de intrare: ≤ 115 kbaud;
d) transparenţă faţă de protocoale de orice fel;
e) alimentare în c.c. şi posibilitatea conectării automate a alimentării de rezervă;
f) contacte de alarmă.
XI.4 Transmisiuni prin radiorelee
Art. 172. - (1) O legătură de tip radioreleu, între două puncte A şi B se compune din cel puţin două
seturi de echipamente identice. Fiecare din cele două puncte de tip A sau B va fi dotat cu:
a) antenă;
b) echipament de radioreleu propriu-zis, accesorii.
(2) Se recomandă ca antenele din punctele A şi B să fie în vizibilitate directă.
(3) Furnizorul de echipament: de tip radioreleu specifică în documentaţia tehnică distanţă maximă
AB, pentru a avea o legătură cu un grad de eroare (securitate) specificat.
(4) Numărul de tronsoane .necesare realizării unei legături prin radioreleu între punctele A şi B va fi
stabilit după realizarea studiilor de propagare de către cei acreditaţi în domeniu.
XI.5 Cabluri pilot
Art. 173. - Prin cabluri pilot se înţeleg cablurile proprii operatorului de reţea, care sunt exploatate
şi întreţinute de personalul autorizat. Cablurile pilot pot fi utilizate pentru transmiterea tuturor
tipurilor de informaţii. Echipamentele ce se pot conecta sunt:
a) modern-uri;
b) echipamente VFT;
c) centrale telefonice;
d) echipamente de transmisiuni prin fibre optice.
XI.6 Modem-uri
Art. 174. - (1) Modem-ul este un dispozitiv care transformă semnalul binar în semnal analogic,
care poate fi transmis în banda vocală telefonică prin reţeaua telefonică sau într-o bandă mai largă
pentru alte forme de comunicaţii.
(2) Terminalele de abonat de tip: terminal de date / telex / fax / computer conectate la reţeaua
telefonică trebuie prevăzute cu modem, care să asigure adaptarea semnalului pentru transmisii în
banda telefonică 300-3400 Hz.
(3) Modem-ul generează un semnal purtător analogic modulat în frecvenţă, fază şi/sau amplitudine,
pentru a reprezenta datele digitale. Un modem realizează, de asemenea, conversia semnalului
analogic recepţionat în semnal digital.
85
(4) Modem-urile pot să opereze în mod duplex: cu comunicaţie simultană in ambele sensuri (emisie
şi recepţie), sau în mod serni-duplex, dacă comunicaţia în cele două sensuri de emisie şi recepţie
este separată în timp.
(5) Transmisia datelor poate fi realizată:
a) asincron (transmisie seriale de tip start-stop);
b) sincron (transmisie serială cu sincronizare pe caracter sau pe bit).
(6) Modem-urile se supun normelor CCITT în vigoare.
NORMĂ TEHNICĂ PENTRU PROIECTAREA SISTEMELOR DE CIRCUITE
SECUNDARE ALE STAŢIILOR ELECTRICE NTE 011/12/00
VOLUMUL III SISTEME DE PROTECŢIE ŞI AUTOMATIZARE
PREAMBUL
Prezentul „Normativ pentru proiectarea sistemelor de circuite secundare ale staţiilor electrice”
se aplică la proiectarea sistemelor de circuite secundare ale staţiilor electrice de conexiuni şi/sau
transformare, cu tensiunea de peste 1 kV, noi sau care sunt supuse modernizării.
Normativul este organizat pe trei parţi, şi anume:
Volumul I – „Prevederi generale” – care cuprinde domeniul de aplicare şi prevederile comune
diverselor sisteme de circuite secundare.
Volumul II – „Sisteme de conducere şi teleconducere” – care cuprinde prevederi referitoare la
sistemele de conducere şi teleconducere ale instalaţiilor şi echipamentelor din reţelele de transport şi
distribuţie ale energiei electrice.
Volumul III – „Sisteme de protecţie şi automatizări” – care cuprinde prevederi specifice protecţiei
şi automatizării pentru instalaţiile şi echipamentele cu tensiunea de peste 1 kV din staţiile electrice
de transport şi distribuţie a energiei electrice.
Menţiune: Prezentul document a fost notificat la CE în conformitate cu Directiva 98/34/CE a
Parlamentului European şi a Consiliului din 22 iunie 1998, amendata de Directiva 98/48/CE,
preluate în legislaţia naţională prin Hotărârea Guvernului nr. 1016/2004
86
CAPITOLUL I
CONDIŢII GENERALE PENTRU SISTEMELE DE PROTECŢIE ŞI DE
AUTOMATIZARE
I.1 Obiectivele sistemelor de protecţie şi automatizare
Art. 1. - (1) În sistemele electroenergetice, obiectivele sistemelor de protecţie şi automatizare sunt
următoarele:
a) detectarea defectelor şi declanşarea/deconectarea automată a elementului defect cu
ajutorul întreruptoarelor care să separe elementul defect de partea fără defect a sistemelor
(instalaţiilor) electrice; dacă defectul nu pune în pericol direct şi imediat integritatea
echipamentelor sau funcţionarea sistemului electric, se admite ca protecţia să comande
doar semnalizarea preventivă (alarma), personalul de exploatare (conducerea operativă)
având posibilitatea să acţioneze în mod corespunzător defectului apărut;
b) detectarea regimurilor anormale, periculoase de funcţionare a elementelor sistemului
(instalaţiilor), apărute ca urmare a unor abateri de la parametrii normali de funcţionare (de
exemplu: suprasarcina, creşterea tensiunii pe liniile electrice, scăderi ale tensiunii sub
limitele admisibile la barele unor consumatori) sau a unor funcţionări (acţionări) incorecte
ale întreruptoarelor; în funcţie de regimul de funcţionare şi de condiţiile de exploatare,
protecţia sau automatizarea poate comanda fie semnalizarea (alarmarea personalului), fie
acţionarea unor aparate de comutaţie, în scopul prevenirii agravării unui defect sau a
limitării extinderii urmărilor unor defecte sau regimuri periculoase (avarii extinse);
c) repunerea automată în funcţiune a liniilor electrice, în cazul unor defecte trecătoare;
d) comutarea automată a alimentării pe o cale de rezervă, pentru asigurarea continuităţii
alimentării consumatorilor, în cazul ieşirii accidentale din funcţiune a căii principale de
alimentare;
e) reglarea automată a unor parametri ai sistemului electric.
(2) Aceste obiective trebuie realizate în condiţiile de performanţe (rapiditate, fiabilitate, selectivitate
şi sensibilitate) prezentate la art. 6 – 26.
Art. 2. - Echipamentele componente ale sistemelor de protecţie şi automatizare vor îndeplini, în
afara funcţiilor specifice obiectivelor indicate la art. 1, şi alte funcţii care sunt specifice sistemelor
de conducere, ca de exemplu: măsurarea unor parametri de funcţionare (tensiuni, curenţi, puteri
etc.), supravegherea circuitelor de declanşare, supravegherea circuitelor de curent şi de tensiune,
înregistrări de evenimente şi avarii (osciloperturbografie). De regulă, sistemele de protecţie vor fi
integrate în sisteme complexe de conducere-protecţie-automatizare (folosind tehnologie numerică).
În cadrul acestor sisteme, unele funcţii specifice protecţiei şi automatizării pot fi integrate în
echipamente (relee numerice) ale căror funcţii principale sunt cele de conducere. În staţiile din
87
reţelele de distribuţie se recomandă integrarea într-un echipament comun de conducere-protecţie
(releu numeric integrat) a funcţiilor de conducere şi a funcţiilor de protecţie de bază sau a celor de
rezervă locală, cu respectarea prevederilor privind fiabilitatea sistemelor de protecţie.
Art. 3. - (1) În scopul reducerii costului instalaţiilor electrice cu tensiunea sub 50 kV, în locul
întreruptoarelor şi al protecţiei prin relee se pot folosi siguranţe fuzibile, dacă acestea:
a) pot fi alese cu parametrii necesari (tensiuni şi curenţi nominali, curenţi nominali de
întrerupere etc.);
b) asigură selectivitatea şi sensibilitatea necesară;
c) nu împiedică operativitatea de manevrare (de exemplu, teleconducerea) sau utilizarea
automatizărilor (RAR, AAR ş.a.), atunci când sunt necesare din condiţiile de funcţionare
a instalaţiilor electrice.
(2) În cazul utilizării siguranţelor (monofazate), în funcţie de nivelul de nesimetrie în regim cu
număr incomplet de faze şi de caracterul sarcinii (consumatorilor, de exemplu motoare electrice), se
va stabili necesitatea instalării în staţia alimentată (în "aval") a unei protecţii împotriva regimului
nesimetric (cu număr incomplet de faze).
I.2 Părţile componente şi structura sistemelor de protecţie şi automatizare
Art. 4. - Sistemele de protecţie cuprind toate părţile componente necesare pentru realizarea
obiectivelor prezentate la art. 1, şi anume:
a) releele şi dispozitivele de protecţie şi automatizare (destinate funcţiilor specifice definite),
precum şi alte aparate care îndeplinesc funcţii multiple (conducere-transmisiuni etc.)
incluzând şi funcţii specifice de protecţie-automatizare;
b) înfăşurările secundare ale transformatoarelor de măsură şi circuitele prin care se
conectează aceste înfăşurări cu echipamentele de protecţie şi automatizare, incluzând
toate elementele intermediare (dispozitive de încercare, transformatoare intermediare,
rezistenţe etc.);
c) căile de transmisie a semnalelor pentru funcţiile specifice de protecţie şi automatizare
(echipamente şi circuite);
d) dispozitivele (electromagneţi, electrovalve) de declanşare şi anclanşare a întreruptoarelor
şi circuitele prin care se execută funcţiile de protecţie şi automatizare, contactele auxiliare
ale aparatelor de comutaţie utilizate pentru realizarea funcţiilor de protecţie;
e) sursele şi circuitele de alimentare operativă a echipamentelor de protecţie şi automatizare;
f) componentele prin care se transmit informaţiile (de reglare, testare, semnalizare etc.)
dintre sistemul de protecţie şi personalul de conducere şi de exploatare (de exemplu:
releele, dispozitivele sau alte aparate de semnalizare şi înregistrare a comportării
88
protecţiilor prin relee şi automatizărilor şi a fenomenelor din timpul perturbaţiilor, reţeaua
de comunicaţii din staţie);
g) programele de calcul (software) prin care se realizează funcţiile de protecţie şi
automatizare în echipamentele numerice.
Art. 5. - (1) Structura sistemului de protecţie şi automatizare se stabileşte împreună cu structura
celorlalte componente ale sistemului de circuite secundare (conducere-gestionare evenimente şi
alarme etc., partea II, cap. II) şi poate fi:
a) structură centralizată;
b) structură descentralizată.
(2) Din punct de vedere al realizării performanţelor care trebuie asigurate de către sistemul de
protecţie, se recomandă organizarea descentralizată, în care funcţiile de protecţie şi de conducere
sunt realizate cu echipamente numerice, montate distribuit în apropierea celulelor de linie,
transformator etc.
(3) Echipamentele cu funcţii de protecţie şi/sau de conducere se vor conecta, de regulă, prin fibre
optice, într-un sistem cu arhitectură deschisă, distribuită, în care transmiterea informaţiilor va fi
ierarhizată pe mai multe niveluri: proces, celulă, staţie, centre de conducere.
(4) În staţiile din reţelele electrice de transport, arhitectura va fi, de regulă, redundantă (echipamente
de protecţie, conducere, căi de comunicaţie etc.).
(5) În staţiile electrice de distribuţie se recomandă sistemele integrate, cu echipamente numerice cu
funcţii combinate de conducere-protecţie incluse în relee multifuncţionale (relee integrate); acestea
vor fi adoptate cu respectarea condiţiilor de realizare a siguranţei de funcţionare, prin rezervare sau
redundanţă (art. 19-21).
(6) Structura sistemului trebuie să fie astfel concepută şi realizată, încât să permită o extindere cu
eforturi minime de materiale şi de timp, fără diminuarea fiabilităţii sistemului.
I.3 Performanţele sistemului de protecţie
Timpul de acţionare
Art. 6. - Sistemul de protecţie trebuie să asigure timpul minim necesar de eliminare a
scurtcircuitelor şi a regimurilor anormale de funcţionare, în condiţii justificate tehnico-economic, în
următoarele scopuri:
a) menţinerea funcţionării neîntrerupte şi stabile a sistemelor electroenergetice şi a
instalaţiilor consumatorilor;
b) prevenirea pierderii stabilităţii sistemului sau a unor zone de sistem;
c) asigurarea restabilirii funcţionării normale, prin RAR, AAR, autopornirea motoarelor,
resincronizarea unor grupuri;
89
d) prevenirea apariţiei supratensiunilor periculoase în reţea (fenomen posibil la liniile de
400 kV şi, mai ales, la cele de 750 kV);
e) limitarea zonei şi a gradului de deteriorare la locul defectului şi a suprasolicitărilor la care
sunt supuse echipamentele şi circuitele sistemului electric prin care se alimentează
defectul;
f) limitarea duratei tensiunilor accidentale periculoase pentru oameni, animale şi instalaţii
(conform prevederilor standardelor privind protecţia împotriva electrocutărilor);
g) menţinerea calităţii energiei electrice livrate consumatorilor.
Art. 7. - (1) De regulă, în reţelele de 110-750 kV, în primul rând pentru echipamentele din zona
centralelor cu grupuri generatoare de mare putere şi pe liniile de interconexiune internaţională şi
interne, se vor asigura timpi de eliminare a scurtcircuitelor (inclusiv stingerea arcului în
întreruptoare) de:
a) în cazul funcţionării normale a protecţiilor şi întreruptoarelor (fără refuz):
- 80 ms, în reţelele de 400-750 kV;
- 100 ms, în reţelele de 220 kV;
- 120 ms, în reţelele de 110 kV;
b) în cazul defectelor însoţite de refuz al unui întreruptor:
- 200-250 ms, în reţelele de 400-750 kV;
- 250-300 ms, în reţelele de 220 kV;
- 300 ms, în reţelele de 110 kV.
(2) În cazul liniilor electrice, timpii de acţionare indicaţi mai sus se referă la protecţii cu canal de
transmisie, pentru scurtcircuite situate până la 72% din lungimea liniei (90% din zona treptei I,
netemporizată a protecţiei de distanţă, considerând un reglaj al treptei întâia de 80% din lungimea
liniei).
Art. 8. - Precizarea valorilor limită (critice) ale timpilor de eliminare a defectelor de către protecţii
şi întreruptoare, în special în zona centralelor electrice, se face prin studii specifice (de regulă, prin
calculul şi analiza stabilităţii tranzitorii).
Art. 9. - Pentru timpul de eliminare a scurtcircuitelor, se admit valori mai mari decât cele precizate
la art. 7, numai în cazul modernizării unor instalaţii existente, fără înlocuirea întreruptoarelor vechi,
dacă nu se depăşeşte valoarea limită critică rezultată din calcul (studii de stabilitate tranzitorie).
Art. 10. - Exigenţele privind timpul limită (maxim admis) de eliminare a defectelor sunt mai reduse
în reţelele de distribuţie obişnuite şi în cazul defectelor care implică solicitări şi efecte reduse asupra
instalaţiilor şi consumatorilor. În scopul reducerii timpilor de eliminare a scurtcircuitelor însoţite de
curenţi mari de defect, se recomandă introducerea temporizării invers dependente de curent, la
protecţiile maximale de curent din reţelele cu tensiuni până la 110 kV inclusiv. Deoarece adoptarea
90
prin reglaj a unor astfel de temporizări este posibilă numai corelat, simultan, pe porţiuni relativ mari
de reţele, se recomandă ca toate protecţiile maximale de curent ce se vor introduce în reţelele de
1-110 kV să fie prevăzute cu posibilitatea reglării temporizării atât în trepte independente, cât şi cu
caracteristică de timp invers dependentă de curent.
Art. 11. - În conformitate cu prevederile codurilor tehnice ale reţelelor electrice de transport şi de
distribuţie, timpii de eliminare a defectelor prin protecţiile de bază şi de rezervă sunt impuşi
utilizatorilor reţelelor de către Operatorul de Transport şi de Sistem, respectiv, de către Operatorii
de Distribuţie, prin avize tehnice de racordare şi convenţii de exploatare.
Selectivitatea acţionării
Art. 12. - Sistemele de protecţie care comandă declanşări trebuie să asigure selectivitatea acţionării,
astfel încât, în cazul defectării unui element al instalaţiei electrice, să îl separe numai pe acesta de
restul instalaţiei, prin declanşarea celor mai apropiate întreruptoare; în cazul regimurilor anormale,
instalaţiile de protecţie trebuie să alarmeze personalul de serviciu indicând echipamentul care
trebuie supravegheat.
Art. 13. - Se admite acţionarea neselectivă a protecţiilor unui echipament aflat în funcţiune, pentru
asigurarea accelerării eliminării scurtcircuitelor, dacă aceasta este necesară şi eficace în scopurile
menţionate la art. 6. Se recomandă, dacă este posibilă, corectarea neselectivităţii prin intervenţia
imediată a instalaţiilor de automatizare (RAR, AAR etc.).
Art. 14. - În cazul unui defect apărut în zona „scurtă” dintre întreruptorul conectat în funcţiune şi
transformatoarele de curent asociate acestuia, se admite declanşarea neselectivă a elementelor
racordate la aceeaşi bară cu elementul unde s-a produs defectul.
Fiabilitate
Art. 15. - (1) Fiabilitatea sistemului de protecţie (siguranţa de funcţionare - la apariţia condiţiilor
de acţionare - şi securitatea - împotriva funcţionărilor intempestive) trebuie să fie asigurată, în
primul rând, prin utilizarea de echipamente şi materiale cu fiabilitate ridicată (obţinută prin
concepţie şi realizare constructivă) şi prin execuţia şi exploatarea corespunzătoare a acestora.
(2) După necesitate, se vor adopta măsuri de asigurare a fiabilităţii, şi anume: rezervarea
protecţiilor sau redundanţa echipamentelor. Se vor utiliza numai echipamente numerice de
protecţie cu funcţii integrate de supraveghere automată permanentă, testare automată periodică,
semnalizare a defectelor apărute în releu şi pe circuitele asociate etc.
Art. 16. - Fiecare echipament (linie, transformator, bobină de compensare, bare colectoare etc.) al
instalaţiilor electrice trebuie prevăzut cu o protecţie de bază, care să fie sensibilă şi să funcţioneze
rapid şi selectiv la apariţia unui scurtcircuit în zona elementului respectiv. În funcţie de principiul ei
de funcţionare, protecţia de bază poate utiliza informaţii de la două sau mai multe extremităţi ale
zonei protejate (protecţiile cu selectivitate absolută), sau informaţii de la o singură extremitate a
91
zonei (protecţiile cu selectivitate relativă). Se recomandă ca protecţia de bază să acţioneze şi la
defecte pe elementele vecine (ca protecţie de rezervă îndepărtată); selectivitatea se obţine, în acest
caz, prin coordonarea reglajelor protecţiilor. Pentru anumite categorii de elemente din sistem se vor
prevedea două protecţii de bază (ca modalitate de asigurare a rezervei locale).
Art. 17. - (1) Pentru cazul refuzului de funcţionare al protecţiei de bază sau al unui întreruptor
comandat de protecţie, se vor asigura protecţii de rezervă şi anume: protecţii de rezervă îndepărtată,
protecţii de rezervă locală în staţie sau în celulă.
(2) Se admite să nu se asigure protecţii de rezervă numai în staţiile de distribuţie cu tensiunea de
110 kV sau mai puţin, în cazul asigurării declanşării întrerupătorului (întrerupătoarelor) comandată
de protecţia de bază (art. 16) a transformatoarelor de 110 kV/MT, la scăderea tensiunii operative şi
la defectarea releelor numerice de protecţie, prevăzute cu funcţii de supraveghere automată. Această
soluţie se admite numai pe baza unei justificări tehnico-economice ţinând seama de reducerea
calităţii energiei livrate consumatorilor în funcţie de frecvenţa estimată a defectărilor.
Art. 18. - Elementele instalaţiilor electrice, la care protecţia de bază este limitată la zona
echipamentului protejat (de exemplu, o protecţie diferenţială longitudinală) vor fi prevăzute şi cu o
protecţie de rezervă, (de exemplu, o protecţie de distanţă), care să asigure atât rezerva locală în
celulă (pentru cazul refuzului de acţionare al protecţiei de bază), cât şi, pe cât posibil, rezerva
îndepărtată. În cazul prevederii a două relee de protecţie de bază, ambele relee trebuie prevăzute cu
funcţii de protecţie de rezervă îndepărtată.
Art. 19. - (1) La toate echipamentele cu tensiuni de 110-750 kV din sistemele electroenergetice
(inclusiv la transformatoarele cu tensiunea superioară de 110 kV sau mai mult) se va asigura
rezerva locală (în celulă sau în staţie), împotriva tuturor tipurilor de scurtcircuite din zona
elementelor respective.
(2) Pe liniile cu tensiunea mai mică de 110 kV din reţelele de distribuţie, se va prevedea rezerva
locală (în celulă), în staţiile de distribuţie în care nu se asigură rezerva îndepărtată sau rezerva locală
în staţie pentru toate tipurile de scurtcircuite pe linia respectivă.
(3) Zona barelor colectoare va fi prevăzută cu protecţii de bază, protecţii de rezervă (locală şi
îndepărtată), în condiţiile detaliate la cap. VIII.
(4) Rezerva locală implică totdeauna şi protecţia împotriva refuzului de întreruptor (DRRI). În
staţiile în care nu există întreruptoare pentru asigurarea rezervei locale (de exemplu, o staţie
alimentată printr-un bloc linie-transformator coborâtor, cu un singur întreruptor pe partea tensiunii
superioare a transformatorului) şi nu se poate asigura protecţia de rezervă îndepărtată, se vor
prevedea fie canale de transmisie a comenzilor de declanşare (cap. V), fie separatoare
monopolare rapide de scurtcircuitare, comandate prin protecţia locală, pentru sensibilizarea
protecţiilor de rezervă îndepărtată.
92
Art. 20. - La toate elementele cu tensiuni sub 110 kV din sistemele electroenergetice se va asigura
rezerva îndepărtată împotriva tuturor tipurilor de scurtcircuite din zona elementelor respective. Dacă
asigurarea completă a rezervei îndepărtate nu este posibilă din punct de vedere tehnic sau necesită
complicaţii exagerate, se recomandă asigurarea rezervei locale sau se admite:
a) să se asigure rezerva îndepărtată numai pentru tipurile de defecte cu cea mai mare
gravitate şi frecvenţă, fără luarea în considerare a regimurilor de funcţionare mai puţin
probabile şi ţinându-se seama de funcţionarea în cascadă a protecţiilor;
b) să se asigure rezerva îndepărtată neselectivă, cu riscul deconectării totale a unor staţii sau
puncte de alimentare; se recomandă corectarea acestor neselectivităţi prin RAR sau AAR.
Art. 21. - (1) Pentru fiecare echipament (linie, transformator etc.) al instalaţiilor electrice, acolo
unde este necesar să se prevadă o protecţie de bază şi o protecţie de rezervă locală în celulă (sau
două protecţii de bază pentru unele categorii de elemente) cele două protecţii se vor separa, de
regulă, în grupe independente din punct de vedere constructiv, al circuitelor de măsură, de
declanşare, de alimentare operativă şi al căilor de transmisie a semnalelor de protecţie.
(2) Principalele măsuri de separare între grupele de protecţie sunt:
a) conectarea, prin circuite şi cabluri separate, la înfăşurări secundare diferite ale
transformatoarelor de măsură; la transformatoarele de tensiune se admite utilizarea unei
înfăşurări secundare comune, dacă se prevăd siguranţe sau întreruptoare automate
separate; la tensiunea de 750 kV se recomandă conectarea la transformatoare de tensiune
şi de curent diferite pentru cele două grupe de protecţie;
b) realizarea de circuite independente de declanşare, incluzând, de regulă, două dispozitive
de declanşare a întreruptorului, cu circuite independente de alimentare şi blocaje
operative; reglementarea se aplică la echipamentele având tensiunea de 110 kV sau mai
mare, precum şi la celulele de medie tensiune ale transformatoarelor de 110 kV/MT;
c) separarea alimentărilor circuitelor de curent operativ ale celor două grupe de protecţie, fie
de la două baterii diferite, fie de la aceeaşi baterie, separarea începând chiar de la placa de
borne a bateriei şi continuând cu siguranţele sau întreruptoarele automate, conexiunile
electrice, releele etc.; prevederea a două baterii diferite şi modul de separare a circuitelor
de curent continuu operativ sunt reglementate prin normative tehnice generale şi
specifice;
d) amplasarea echipamentelor principale şi auxiliare (incluzând şi dispozitivele de încercare,
releele intermediare de ieşire, dispozitivele de deconectare şi cablajele aferente) ale celor
două grupe de protecţie în unităţi constructive separate fizic (de exemplu, dulapuri diferite
sau compartimente diferite în acelaşi dulap); utilizarea de cabluri diferite, pe fluxuri - pe
cât posibil - separate.
93
Art. 22. - Protecţiile şi automatizările comune mai multor elemente ale instalaţiilor electrice (de
exemplu, protecţiile barelor, dispozitivele automate de descărcare a sarcinii) se vor realiza cu
circuite de alimentare operativă separate de cele ale protecţiilor individuale ale elementelor. De
regulă, pentru protecţiile barelor, alimentarea se va realiza prin două căi separate, cu comutare
automată rapidă de pe o alimentare pe alta şi cu protejarea corespunzătoare a circuitelor, în cazul
defectării primei căi de alimentare. Această soluţie are caracter de obligativitate pentru alimentarea
automatizărilor importante (de exemplu, DAS).
Art. 23. - (1) În cazul protecţiilor sau automatizărilor realizate cu circuite de tensiune de la
transformatoarele de măsură la intrările analogice ale releelor numerice, trebuie să se prevadă:
a) blocarea automată a protecţiei sau automatizării şi semnalizarea preventivă la arderea
siguranţelor, la declanşarea întreruptoarelor automate sau la alte defecte din circuitele de
tensiune, dacă acestea pot conduce la funcţionarea incorectă a protecţiei sau automatizării
în regim normal. Exemple de caz: funcţiile de protecţie de distanţă sau conectarea cu
controlul sincronismului a unui întreruptor, ori alte funcţii care utilizează tensiunea ca
mărime electrică necesară stabilirii direcţiei;
b) semnalizarea preventivă a defectelor din circuitele de tensiune, dacă acestea nu conduc la
funcţionarea incorectă a protecţiei în regim normal, ci numai în cazul unor scurtcircuite
sau regimuri anormale (de exemplu, scurtcircuite exterioare zonei protejate sau
suprasarcini); exemplu de caz: protecţia maximală de curent cu blocaj de tensiune
minimă.
(2) În reţelele cu tensiunea de 110 kV sau inferioară, se admite ca blocarea şi semnalizarea să fie
realizate numai cu contactele auxiliare ale întreruptoarelor automate trifazate de protecţie a
circuitelor de tensiune, dacă aceste circuite sunt scurte şi simple.
Art. 24. - În reţelele cu tensiunea de 110 kV sau mai mult, protecţiile de distanţă împotriva
scurtcircuitelor trebuie prevăzute cu blocarea automată împotriva funcţionării incorecte la pendulaţii
sau la ieşirea din sincronism. Se admite realizarea protecţiei fără blocarea la pendulaţii, dacă
protecţia este temporizată (temporizare, de regulă, mai mare de 1,5 s). Pentru prevenirea pierderii
stabilităţii sistemului şi limitarea extinderii avariilor, la ieşirea din sincronism sau la detectarea
pendulaţiilor, se prevăd protecţii speciale (automatizări de sistem), conform prevederilor cap. X.
Sensibilitate
Art. 25. - Capacitatea protecţiilor de a funcţiona la toate defectele pentru care au fost prevăzute sau
la abateri de la valoarea normală a mărimii electrice controlate se poate evalua prin coeficienţi de
sensibilitate. Aceşti coeficienţi sunt determinaţi, de regulă, pentru cazul celor mai nefavorabile, dar
realmente posibile, tipuri de defecte (în zona protejată) şi regimuri de funcţionare a sistemului
electric. Condiţiile de calcul şi valorile limită recomandate pentru coeficienţii de sensibilitate ai
94
protecţiilor se indică în prescripţiile specifice (îndreptare/norme etc.) de proiectare a protecţiilor
prin relee.
Art. 26. - Desensibilizarea protecţiilor faţă de scurtcircuitele exterioare zonei protejate sau de unele
regimuri fără scurtcircuite (de exemplu, suprasarcini, autoporniri de motoare) se poate evalua prin
coeficienţi de siguranţă. Aceşti coeficienţi se utilizează la stabilirea reglajelor sau la verificarea
stabilităţii de calcul a protecţiei la defecte exterioare zonei protejate sau la unele regimuri de
funcţionare fără scurtcircuit. Modul de calcul şi valorile uzuale ale coeficienţilor de siguranţă se
indică în îndreptare/norme specifice de proiectare a protecţiilor prin relee.
CAPITOLUL II
SPECIFICAŢII PENTRU ECHIPAMENTE. CONDIŢII IMPUSE ELEMENTELOR
COMPONENTE ALE SISTEMELOR DE PROTECŢIE ŞI DE AUTOMATIZARE
II.1 Echipamente principale
Art. 27. - Specificaţiile tehnice din proiectul tehnic (caietele de sarcini), pentru alegerea
(achiziţionarea) principalelor echipamente, cu care se vor realiza sistemele de protecţie şi
automatizare, trebuie să conţină următoarele informaţii:
a) funcţiile specifice de protecţie şi automatizare care trebuie îndeplinite;
b) normele (standardele) tehnice şi de calitate care trebuie respectate;
c) performanţele tehnice, generale şi specifice, necesare;
d) condiţiile mecanice, electrice, de izolaţie şi de compatibilitate electromagnetică impuse
echipamentelor şi sistemului;
e) caracteristicile de interfaţă cu restul echipamentelor (transformatoare de măsură, circuite
de alimentare, de declanşare şi de semnalizare, protocoale şi căi de comunicaţie etc.);
f) condiţiile de mediu, de montare, încercare şi exploatare;
g) cerinţe privind documentaţiile tehnice, listele de referinţe, buletinele de încercare pentru
sisteme şi echipamente.
Art. 28. - (1) Stabilirea volumului şi definirea funcţiilor specifice de protecţie şi automatizare se vor
face pentru fiecare element (circuit) al reţelei sau staţiei electrice şi pentru ansamblul sistemului,
conform prevederilor specifice din normativ.
(2) În situaţiile în care furnizorul unui echipament din reţeaua sau centrala electrică prevede în
documentaţii (manualele echipamentelor) indicaţii privind alte măsuri de protecţie decât cele din
normativ, pentru anumite tipuri de defecte sau regimuri normale, se va ţine seama de aceste indicaţii
Art. 29. - Pentru realizarea sistemului de protecţie se vor utiliza, de regulă, echipamente numerice
cu funcţii multiple (relee integrate); echipamentele vor include funcţii suplimentare de supraveghere
automată, testare automată, înregistrare perturbaţii şi funcţionări. Sistemul de protecţie va fi integrat
95
(sau integrabil în viitor) ca subsistem în sisteme ierarhizate de conducere şi protecţie.
Echipamentele pentru protecţiile de rezervă locală şi pentru cea de a doua grupă de protecţie de
bază (grupa 2 de protecţie, în cazul protecţiilor redundante), vor fi prevăzute, de regulă, cu un tip
constructiv diferit de cel al protecţiei de bază (din grupa 1 de protecţie).
Exemple de tipuri constructive considerate diferite:
a) două echipamente numerice de concepţii diferite (hardware şi software) sau produse de
fabricanţi diferiţi;
b) două echipamente având aceleaşi tipuri de protecţie, dar care conţin algoritmi diferiţi
pentru aceeaşi funcţie de protecţie (de exemplu, algoritmi diferiţi pentru funcţia de
protecţie de distanţă);
c) un echipament numeric cu funcţii de protecţie de bază de un anumit tip (de exemplu, de
distanţă) şi un echipament numeric cu funcţii de alt tip, de protecţie de rezervă (de ex.,
protecţii maximale de curent); în cazul reţelelor de 110 kV, se recomandă ca unul dintre
cele două echipamente să fie chiar echipamentul de conducere (cu funcţii integrate de
protecţie).
Se admite ca cele două echipamente să fie de acelaşi tip pentru ambele grupe de protecţie.
Art. 30. - (1) Protecţia de distanţă trebuie prevăzută cu caracteristică de funcţionare poligonală (în
planul R, jX), cu minimum patru trepte (zone), fiecare zonă permiţând reglajul independent pe axa
R (diferit pentru defecte monofazate, respectiv polifazate) şi pe axa X, precum şi reglajul
temporizării asociate. De asemenea, trebuie să fie reglabilă, independent pentru cel puţin două
trepte, direcţia de acţionare: în faţă, în spate şi nedirecţionată.
(2) În cazul liniilor electrice scurte, se admite ca funcţia de protecţie de distanţă inclusă în releul de
protecţie diferenţială longitudinală de linie, să fie prevăzută cu minimum 3 trepte (zone). Se admite
utilizarea de relee cu caracteristică tip „mho” numai pentru scurtcircuite polifazate fără pământ, cu
excepţia cazului liniilor scurte.
Art. 31. - Toate protecţiile numerice vor fi prevăzute, de regulă, cu minimum 4 seturi de reglaje,
care să poată fi comutate automat sau, cu parolă securizată, la cerere din staţia în care sunt montate
ori de la distanţă. Se admite ca releele integrate de protecţie a echipamentelor de medie tensiune să
fie prevăzute numai cu 2 seturi de reglaje.
Art. 32. - (1) Funcţionarea tuturor protecţiilor trebuie semnalizate optic, local (pe echipamentul
respectiv, cu anulare locală şi, recomandabil, de la distanţă, a semnalelor autoreţinute) iar semnalele
trebuie transmise la echipamentele cu funcţii de semnalizare şi înregistrare centrală.
(2) Volumul informaţiilor semnalizate trebuie să permită identificarea (după avarie) a protecţiei care
a acţionat, a treptei de acţionare, a fazei defecte, a demarajelor protecţiilor, a blocajelor apărute etc.
Art. 33. - Echipamentele numerice trebuie prevăzute cu interfeţele necesare, care să permită:
96
a) dialogul direct, local, cu operatorul, de exemplu, prin tastatură şi display inclus în releu şi
prin conectarea directă a unui calculator portabil;
b) conectarea (din prima etapă de proiectare sau într-o etapă ulterioară), la sistemul de
control asistat de calculator la nivelul staţiei şi la nivelurile de teleconducere.
II.2 Transformatoare de curent
Art. 34. - (1) Sistemele de protecţie se vor conecta, de regulă, la înfăşurări de protecţie ale
transformatoarelor de curent.
(2) De regulă, aceste înfăşurări vor avea clasa de exactitate 5P (recomandată) sau 10P, un factor
limită de exactitate (10, 20 sau 30) şi puterea aparentă nominală corespunzătoare, care trebuie
verificate la proiectare, conform art. 35.
(3) Se admite conectarea protecţiilor la înfăşurările de măsură ale transformatoarelor de curent,
separat sau împreună cu aparate de măsură, dacă sunt respectate următoarele condiţii:
a) protecţiile se reglează la curenţi inferiori curenţilor limită de exactitate, calculaţi în
funcţie de factorul de securitate şi sarcina secundară a înfăşurării de măsură;
b) protecţiile pot funcţiona corect chiar şi la saturaţia miezului transformatoarelor de curent;
c) sarcina secundară reală a înfăşurării de măsură se încadrează în limitele impuse de
condiţiile de exactitate.
(4) Protecţiile care se reglează la valori de curent sub 5% din curentul nominal se vor conecta, de
regulă, la înfăşurări de măsură ale transformatoarelor de curent.
Art. 35. - (1) La proiectarea sistemelor de protecţie, se vor verifica prin calcul condiţiile pe care
aceste sisteme le impun transformatoarelor de curent şi circuitelor conectate la acestea. Condiţiile
impuse sunt indicate în documentaţiile tehnice (manualele) echipamentelor de protecţie şi în
îndreptare de proiectare.
(2) Prin proiect se vor stabili şi verifica următoarele condiţii specifice:
a) numărul înfăşurărilor secundare;
b) curenţii nominali;
c) clasa de exactitate şi sarcina secundară;
d) factorul limită de exactitate şi alte caracteristici specifice;
e) schema de conectare;
f) legarea la pământ a circuitelor secundare etc.
Art. 36. - Transformatoarele de curent vor fi astfel montate, încât borna primară P1 să fie orientată
spre barele colectoare şi borna P2 - spre echipamentul respectiv (linie, transformator etc.). În cazul
transformatoarelor de curent asociate întreruptoarelor de cuplă între bare, borna P1 va fi orientată
către întreruptorul respectiv. Aceeaşi orientare (P1 spre întreruptor) se va aplica şi în cazul
97
conexiunilor primare fără bare colectoare. Transformatoarele de curent toroidale (fără borne
primare) sunt etichetate cel puţin pe una dintre suprafeţe şi vor fi montate după aceleaşi reguli.
Art. 37. - Borna S2 se va lega direct la pământ în cutia de borne, la transformatoarele de curent
montate în celulele de medie tensiune şi la cele de tensiuni superioare, montate pe o singură fază.
Înfăşurările secundare ale grupelor de trei sau două transformatoare de curent se vor conecta în stea,
respectiv V (stea incompletă), bornele S2 fiind conectate împreună şi legate la pământ, fără piese de
întrerupere (din motive de securitate). La tensiuni nominale de 110 kV sau mai mari, conectarea în
stea a bornelor S2 se va realiza într-un singur punct, cât mai apropiat de transformatoarele de
curent. Se vor utiliza conductoare de cupru cu secţiunea de minimum 4 mm2, pentru toate
conexiunile de la bornele secundare ale transformatoarelor de curent până la instalaţia de legare la
pământ.
Art. 38. - Se admite conectarea inversă a bornelor S1 şi S2 (faţă de cea indicată la art. 37) sau
conectarea în triunghi în loc de stea, dacă este necesar, în cazul proiectelor în care se prevăd
conexiuni către echipamente vechi de protecţie din instalaţii care nu se modernizează.
Art. 39. - Bornele înfăşurărilor secundare neutilizate ale transformatoarelor de curent vor fi
scurtcircuitate şi legate direct la pământ. În nici un caz circuitele conectate la înfăşurările secundare
nu vor fi întrerupte când curentul circulă prin primarul transformatorului ce curent.
Art. 40. - Toate circuitele conectate la înfăşurările secundare ale transformatoarelor de curent vor fi
realizate cu conductoare de cupru de minimum 2,5 mm2, cu excepţia celor indicate la art. 37. Se
recomandă să se utilizeze cleme şi borne cu strângere prin şurub.
Art. 41. - Tensiunea calculată la bornele înfăşurărilor secundare ale transformatoarelor de curent,
pentru scurtcircuite în zona protejată, nu trebuie să depăşească limitele admisibile pentru
echipamentele şi circuitele sistemului de protecţie.
II.3 Transformatoare de tensiune
Art. 42. - Sistemele de protecţie se vor conecta la înfăşurările secundare ale transformatoarelor de
tensiune, de regulă, prin siguranţe fuzibile sau întreruptoare automate, diferite de cele ale circuitelor
de măsură şi contorizare. De regulă, aceste înfăşurări vor avea clasa de exactitate nominală, definită
atât pentru măsură, cât şi pentru protecţie: de regulă, clasa 0,5(3P).
Art. 43. - Condiţiile pe care sistemele de protecţie le impun transformatoarelor de tensiune şi
circuitelor conectate la acestea sunt detaliate în prescripţii energetice specifice (instrucţiuni) de
proiectare şi se referă la:
a) tensiunile nominale;
b) clasa de exactitate şi sarcina secundară;
c) schema de conectare;
d) legarea la pământ a circuitelor secundare etc.
98
Art. 44. - Borna n se va lega direct la pământ în cutia de borne, la transformatoarele de tensiune
montate în celulele de medie tensiune şi la cele de tensiuni superioare, montate pe o singură fază.
Înfăşurările secundare ale grupelor de trei transformatoare de tensiune se vor conecta în stea,
bornele n fiind conectate împreună şi legate la pământ, fără piese de întrerupere (din motive de
securitate). Una dintre bornele dn ale înfăşurărilor secundare conectate în „triunghi deschis” se va
lega la pământ direct în cutia de borne a transformatorului de tensiune respectiv. La tensiuni
nominale de 110 kV sau mai mari, conectarea în stea a bornelor n se va realiza într-un singur punct,
cât mai apropiat de transformatoarele de tensiune. Se vor utiliza conductoare de cupru cu secţiunea
de minimum 4 mm2, pentru toate conexiunile de la bornele secundare ale transformatoarelor de
tensiune până la instalaţia de legare la pământ.
Art. 45. - Toate circuitele conectate la înfăşurările secundare ale transformatoarelor de tensiune vor
fi realizate cu conductoare de cupru de minimum 2,5 mm2, cu excepţia celor indicate la art. 44. Se
recomandă să se utilizeze exclusiv cleme şi borne cu strângere prin şurub.
II.4 Transformatoare de măsură electronice
Art. 46. - Echipamentele numerice se pot conecta la transformatoare de măsură neconvenţionale (de
curent şi de tensiune), în condiţii justificate tehnic şi economic, cu respectarea condiţiilor de
fiabilitate specifice instalaţiilor de protecţie.
II.5 Alimentare cu curent operativ
Art. 47. - Sistemul de protecţie va fi alimentat, de regulă, cu curent operativ continuu asigurat de
baterii de acumulatoare, funcţionând în paralel cu redresoare, în regimul recomandat de furnizorul
acumulatoarelor (floating, tampon etc.). Circuitele de alimentare vor fi realizate astfel, încât,
excluzând situaţii excepţionale (de exemplu, cutremure grave), să nu fie posibil ca acelaşi incident
în instalaţie să afecteze atât circuitele operative aferente protecţiilor de bază, cât şi cele ale
protecţiilor de rezervă locală, în celulă, realizate conf. art. 21. 2c.
Art. 48. - (1) Numai în instalaţiile de medie tensiune se admite utilizarea de protecţii cu relee
directe - primare sau secundare - şi protecţii alimentate cu sursă de curent operativ alternativ, dacă
se realizează condiţiile de fiabilitate, selectivitate şi sensibilitate necesare şi dacă, prin aceasta, se
obţine reducerea costului instalaţiei şi reducerea cheltuielilor de exploatare.
(2) Ca sursă de curent operativ alternativ se poate folosi una dintre soluţiile următoare:
a) transformatoare de curent ale elementului protejat;
b) blocuri de alimentare, conectate la transformatoarele de curent şi de tensiune.
(3) Pentru unele tipuri de protecţie, se admite utilizarea, ca sursă de curent operativ, a
transformatoarelor de tensiune sau a transformatoarelor de servicii proprii, cu condiţia ca, în cazul
defectelor care trebuie sesizate de protecţia astfel alimentată, tensiunea surselor să nu scadă sub
valoarea minimă care să asigure acţionarea releelor şi a bobinei de declanşare.
99
Art. 49. - Dispariţia tensiunii operative pentru protecţia prin relee trebuie să fie semnalizată şi nu
trebuie să provoace declanşări. Vor face excepţie instalaţiile în care, în locul rezervării protecţiilor,
se utilizează declanşarea la scăderea tensiunii operative şi defectarea releelor numerice (de exemplu,
la transformatoarele de 110 kV/MT prevăzute cu bobine de declanşare la scăderea tensiunii
operative).
Art. 50. - Condiţiile pe care sistemele de protecţie le impun serviciilor auxiliare de c.c., ca surse de
alimentare, fac obiectul unor norme specifice circuitelor de servicii proprii - curent continuu.
II.6 Legături de transmisie a semnalelor pentru protecţie şi automatizare
Art. 51. - Transmisiile necesare între diferite puncte ale reţelei electrice, pentru protecţia unui
echipament din reţea sau a unei zone de reţea (linie electrică, linie cu reactor derivaţie, bloc linie -
transformator sau generator - transformator – linie etc.) vor fi prevăzute, de regulă, astfel:
(1) pe un singur canal, pentru :
a) transmiterea semnalelor aferente protecţiei de bază cu selectivitate absolută (de exemplu,
protecţie diferenţială) sau aferente protecţiei de bază cu selectivitate relativă (de ex., de
distanţă) şi logică de teleprotecţie; prevederea se aplică în cazul în care este prevăzută o
singură protecţie de bază care, la defectarea canalului de transmisie, poate rămâne în
funcţiune cu selectivitate relativă şi zonă protejată de cel puţin 60% în treaptă rapidă;
b) transmiterea comenzilor de declanşare de rezervă (DRRI), a unor întreruptoare situate la
distanţă de locul de amplasare a protecţiilor, în cazul refuzului unui întreruptor local, cu
excepţia situaţiilor în care se justifică tehnico-economic dublarea canalului de transmisie;
c) transmiterea semnalelor necesare automatizărilor de sistem, cu excepţia celor necesare
interconexiunilor la tensiunea de 750 kV;
(2) pe două canale separate, pentru:
a) transmiterea comenzilor de declanşare emise de către protecţiile unui echipament din
reţea, care comandă eliminarea defectelor prin întreruptor (întreruptoare) situate la
distanţă de locul de amplasare a protecţiei;
b) transmiterea semnalelor necesare celor două protecţii de bază, cu selectivitate absolută,
ale unui echipament al reţelei;
c) transmiterea semnalelor necesare celor două protecţii de bază (grupa 1 şi grupa 2) pentru
schemele de teleprotecţie;
d) transmiterea semnalelor aferente automatizărilor de sistem dedicate menţinerii stabilităţii
unei zone de reţea;
e) transmiterea semnalelor aferente automatizărilor de sistem necesare interconexiunilor la
tensiunea de 750 kV.
100
Art. 52. - (1) Se recomandă prevederea de tipuri şi/sau căi fizice diferite pentru cele două canale
separate (de exemplu, curenţi purtători de IF, fibre optice, microunde).
(2) Nu se admite prevederea unui canal unic, comun, de transmisie pentru două sau mai multe
echipamente (circuite) ale reţelei electrice.
Art. 53. - În instalaţiile prezentate la art. 51, un canal de transmisie poate fi utilizat pentru două sau
mai multe echipamente ale reţelei electrice, dacă se asigură redundanţa transmiterii pe canale
separate a comenzilor şi/sau semnalelor pentru fiecare echipament în parte.
II.7 Semnalizarea şi înregistrarea avariilor şi funcţionărilor sistemelor de protecţie
Art. 54. - Pentru înregistrarea automată a evoluţiei avariilor din partea electrică a sistemelor
energetice şi a funcţionării sistemelor de protecţie destinate să elimine avariile (scurtcircuite sau
unele regimuri anormale), se vor prevedea, de regulă, funcţii de înregistrare evenimente şi de
osciloperturbografiere integrate în toate releele numerice de protecţie.
Art. 55. - Funcţiile de osciloperturbografiere trebuie să fie realizate cu o frecvenţă de eşantionare de
minimum 1000 Hz a informaţiilor analogice, o rezoluţie de minimum 1 ms a informaţiilor binare,
precum şi sincronizarea înregistrărilor întregului volum necesar de informaţii (analogice şi binare).
Art. 56. - (1) Pornirea automată a înregistrărilor se poate efectua de către:
a) elementele de demaraj (maximale de curent, minimale de tensiune, de impedanţă etc.) şi
elementele de declanşare ale protecţiilor a căror funcţionare (acţionare) se înregistrează;
b) semnalele binare, care se şi înregistrează.
(2) Durata înregistrării (memoria osciloperturbografului) va fi de minimum 100 ms înaintea
momentului pornirii şi, de regulă, reglabilă după acest moment, astfel încât să se poată cuprinde
integral ciclul de RAR (reuşit sau nereuşit), în cazul liniilor aeriene.
Art. 57. - Se va asigura sincronizarea timpului intern la toate echipamentele numerice cu funcţii de
osciloperturbograf şi la cele cu funcţii de conducere şi protecţie, folosind semnale tip GPS sau
similare. Prevederea are caracter de recomandare în cazul extinderii unor instalaţii nemodernizate
sau al echipamentelor numerice amplasate izolat în staţii nemodernizate.
Art. 58. - Se recomandă prevederea posibilităţii salvării automate, în sistemul integrat de conducere
şi protecţie al staţiei, a înregistrărilor din echipamentele numerice. Aceste înregistrări trebuie să
poată fi transmise, la cerere, spre treptele de conducere operativă prin dispecer (central, teritorial
sau de distribuţie) sau spre alte puncte indicate de Gestionarul de instalaţii.
Art. 59. - Pentru înregistrarea automată a regimurilor instabile post-avarie din sistemele electrice şi
a funcţionării sistemelor automate de limitare a extinderii avariilor, se vor prevedea echipamente şi
sisteme de monitorizare a oscilaţiilor interzonale, bazate pe măsurarea sincronă a fazorilor.
Echipamentele se vor prevedea numai în staţiile importante, indicate de Operatorul de Transport şi
de Sistem şi pe toate liniile de interconexiune internaţională.
101
II.8 Scoaterea din funcţiune şi încercarea sistemelor de protecţie şi automatizare
Art. 60. - Sistemele de protecţie şi automatizare vor fi prevăzute cu dispozitive hardware sau
software care să permită scoaterea din funcţiune a acestora:
a) de către personalul de conducere (operativă), dacă este necesar, din condiţii de regim de
funcţionare a reţelei, de selectivitate a acţionării sau din alte motive;
b) de către personalul specializat de exploatare a sistemelor de circuite secundare, în scopul
verificărilor şi încercărilor, diagnosticării defectelor, reparaţiilor operative, al modificării
reglajelor etc.
Art. 61. - Sistemele de protecţie şi automatizare trebuie prevăzute cu dispozitive sau cleme speciale,
care să permită verificările şi încercările individuale, în exploatare (la locul instalării), fără scoaterea
de sub tensiune a elementului (circuitului) primar şi fără scoaterea conductoarelor de legătură din
clemele de şir sau de la bornele aparatelor.
CAPITOLUL III
PROTECŢIA LINIILOR ELECTRICE
III.1 Protecţia liniilor de medie tensiune din reţelele radiale de distribuţie
Art. 62. - În reţelele de medie tensiune (sub 50 kV), liniile cu alimentare de la o singură
extremitate, prevăzute cu întreruptor şi transformatoare de curent la capătul de alimentare, trebuie
protejate cu relee numerice integrate, având următoarele funcţii principale de protecţie:
a) protecţie maximală de curent, pe cel puţin două faze: L1(R) şi L3(T), cu minimum două
trepte de curent şi de timp, cu temporizare selectabilă: independentă şi/sau invers
dependentă de curent;
b) protecţie maximală de curent homopolar, cu minimum două trepte de curent şi de timp,
una dintre trepte fiind direcţională; unghiul sensibilităţii maxime (între U0 şi I0) a funcţiei
direcţionale homopolare trebuie să fie reglabil într-un domeniu care să corespundă
modului de tratare a neutrului reţelei de medie tensiune;
c) protecţie de suprasarcină la liniile subterane sau mixte;
d) protecţie maximală de curent de succesiune inversă, temporizată la liniile aeriene sau
mixte, dacă protecţia de la 62 a nu asigură sensibilitatea necesară la scurtcircuite bifazate.
Art. 63. - În reţelele cu neutrul tratat prin bobină de compensare, se recomandă o protecţie selectivă
bazată pe măsurarea impedanţei homopolare, în locul protecţiei maximale de curent homopolar. În
reţelele cu neutrul tratat prin rezistenţă, pe liniile subterane nu este obligatorie prevederea protecţiei
direcţionale de curent homopolar.
102
Art. 64. - Pentru liniile electrice aeriene sau mixte, releul numeric va fi prevăzut cu o funcţie de
reanclanşare automată trifazată, cu două cicluri. Se recomandă accelerarea protecţiei înainte de
reanclanşarea automată.
Art. 65. - În afara funcţiilor necesare de conducere şi a celor de protecţie indicate la art. 62 şi 64, se
recomandă ca releul numeric integrat să fie prevăzut şi cu următoarele funcţii suplimentare de
protecţie:
a) protecţie împotriva refuzului de declanşare a întreruptorului;
b) protecţie rapidă la conectarea întreruptorului pe defect.
Art. 66. - În cazul celulelor metalice închise, se recomandă prevederea unei protecţii bazate pe
detectarea arcului electric în diferitele compartimente ale celulei. Protecţia de arc intern va utiliza
criterii stabilite de fabricantul celulelor şi va comanda declanşarea selectivă prin releele numerice
integrate. Se recomandă ca protecţiile de arc intern să fie realizate în toate celulele staţiei de medie
tensiune, nu numai în celulele de linie.
Art. 67. - De regulă, toate protecţiile liniilor de medie tensiune vor comanda declanşarea
întreruptorului de la capătul de alimentare al liniei. Se recomandă ca ordinul de declanşare să fie
transmis simultan către doi electromagneţi de declanşare a întreruptorului.
Art. 68. - În staţiile în care este prevăzută, protecţia împotriva refuzului de întreruptor va comanda
selectiv declanşarea întreruptorului (întreruptoarelor) de alimentare a barelor de medie tensiune şi a
cuplei dintre bare (acolo unde există).
Art. 69. - Rezerva locală, în staţie sau rezerva îndepărtată, pentru eliminarea scurtcircuitelor
polifazate în cazul refuzului de funcţionare al protecţiei (sau al întreruptorului liniei, dacă nu este
prevăzută protecţia de la art. 65 a se va realiza de către protecţiile şi întreruptoarele de alimentare a
barelor din celulele de medie tensiune de alimentare a barelor şi din celula de cuplă dintre bare
(acolo unde există).
Art. 70. - Rezerva locală, în staţie, pentru eliminarea defectelor monofazate în cazul refuzului de
funcţionare al protecţiei liniei, va fi asigurată de către protecţia maximală de tensiune homopolară,
temporizată, prevăzută pe barele colectoare de medie tensiune (v. art. 150).
Art. 71. - (1) În reţelele cu neutrul izolat sau compensat se admite ca protecţiile împotriva punerilor
la pământ să comande doar semnalizarea preventivă (fără să comande declanşarea întreruptorului
liniei), în următoarele cazuri:
a) staţii cu personal permanent;
b) staţii teleconduse, prevăzute cu telecomanda tuturor întreruptoarelor de linie.
(2) Declanşarea este obligatorie în instalaţiile la care funcţionarea cu o punere la pământ poate duce
la regimuri periculoase pentru oameni sau echipamente, ca de exemplu:
103
a) în situaţiile în care instalaţiile de legare la pământ nu au fost dimensionate pentru regimul
de protecţie corespunzător funcţionării îndelungate cu o punere simplă la pământ;
b) în cazul liniilor de medie tensiune montate pe stâlpi comuni cu reţele de joasă tensiune.
Art. 72. - Se admite ca protecţia de suprasarcină a liniilor subterane sau mixte, să comande doar
semnalizarea preventivă (fără să comande declanşarea întreruptorului liniei sau descărcarea
automată a sarcinii), doar în cazul staţiilor cu personal permanent sau al celor teleconduse,
prevăzute cu telecomanda tuturor întreruptoarelor de linie.
III.2 Protecţia liniilor de medie tensiune din reţelele cu grupuri generatoare distribuite
Art. 73. - (1) Generatoarele electrice de mică putere pot transmite energia în reţelele de medie
tensiune prin linii de racord astfel:
a) prin linii de racord conectate direct la barele unor staţii de distribuţie prin celulă cu
întreruptor şi transformatoare de măsură;
b) prin linii de racord conectate în derivaţie pe linii de distribuţie existente funcţionând
radial sau în buclă deschisă.
(2) În ambele cazuri, protecţia liniilor trebuie proiectată ţinând seama de implicaţiile alimentării
defectelor de la două sau mai multe extremităţi ale liniei respective, în funcţie de raportul
contribuţiei surselor (reţea şi generatoare) la curentul de defect.
Art. 74. - De regulă, la fiecare capăt de alimentare dinspre reţeaua electrică de distribuţie, al liniilor
cu generatoare distribuite, se va prevedea un releu numeric integrat, având următoarele funcţii
principale de protecţie:
a) protecţie maximală de curent, direcţională, pe cel puţin două faze: L1(R) şi L3(T), cu
minimum două trepte de curent şi de timp, cu temporizare selectabilă: independentă şi/sau
invers dependentă de curent;
b) protecţie maximală de curent homopolar, direcţională, cu minimum două trepte de curent
şi de timp; unghiul sensibilităţii maxime (între U0 şi I0) a funcţiei direcţionale
homopolare trebuie să fie reglabil într-un domeniu care să corespundă modului de tratare
a neutrului reţelei de medie tensiune.
Art. 75. - Se admite ca, pe baza calculelor de reglaj, protecţia maximală de curent de la art. 74 a să
nu fie direcţională – în cazul în care contribuţia generatoarelor distribuite la curentul de defect pe
barele staţiei de distribuţie este relativ mică (orientativ, sub 10%).
Art. 76. - Pentru liniile electrice aeriene sau mixte, releul numeric va fi prevăzut cu o funcţie de
reanclanşare automată trifazată, cu controlul lipsei de tensiune pe linie şi al prezenţei tensiunii pe
barele staţiei de distribuţie. Generatoarele distribuite racordate la linie trebuie oprite automat în
timpul pauzei de reanclanşare (v. art. 205). Se recomandă accelerarea protecţiei înainte de
reanclanşarea automată.
104
Art. 77. - În afara funcţiilor necesare de conducere şi a celor de protecţie indicate la art. 74 şi 76, se
recomandă ca releul numeric integrat să fie prevăzut şi cu următoarele funcţii suplimentare de
protecţie:
a) protecţie maximală de curent de succesiune inversă, temporizată, la liniile aeriene sau
mixte;
b) protecţie împotriva refuzului de declanşare a întreruptorului;
c) protecţie rapidă la conectarea întreruptorului pe defect;
d) protecţie de suprasarcină la liniile subterane sau mixte;
e) funcţie de declanşare şi intrări binare de la protecţia de arc electric în cazul celulelor
metalice închise.
Art. 78. - Rezerva locală sau îndepărtată – în staţia de distribuţie, pentru eliminarea defectelor
polifazate şi monofazate de pe linia cu generatoare distribuite se va asigura conform art. 69-70.
Art. 79. - Protecţia prin relee de la capetele dinspre centrală (centrale) ale liniilor de racordare a
generatoarelor se va realiza conform prevederilor de mai sus, cu precizările de la art. 205.
III.3 Protecţia liniilor de 110 kV din reţelele de distribuţie
Art. 80. - Protecţia liniilor de 110 kV din reţelele de distribuţie se va realiza, de regulă, cu relee
numerice integrate, montate la fiecare extremitate a liniei, de la care pot fi alimentate defectele de
pe linie. Funcţia principală de protecţie a releului numeric va fi, de regulă, protecţia de distanţă
împotriva tuturor tipurilor de scurtcircuite (între faze şi între faze şi pământ).
Art. 81. - La liniile radiale de 110 kV (de alimentare unică a unei staţii de distribuţie 110 kV/MT,
fără generatoare), se admite să se prevadă, în locul protecţiei de distanţă din celula de alimentare a
liniei, un releu numeric integrat a cărui funcţie principală să fie protecţia maximală de curent.
Protecţia maximală de curent de fază trebuie realizată pe toate cele trei faze, cu minimum două
trepte de curent şi de timp, cu temporizare selectabilă: independentă şi/sau invers dependentă de
curent; protecţia maximală de curent homopolar, va fi direcţională, cu minimum două trepte de
curent şi de timp.
Art. 82. - (1) Protecţiile de distanţă ale liniei vor fi completate, de regulă, cu o protecţie diferenţială
de linie, în cazul liniilor scurte (Vol. I, art. 7. Terminologie) şi anume:
a) linii de interconexiune cu surse de alimentare tip centrală electrică;
b) linii de interconexiune cu staţii de transformare din reţeaua electrică de transport;
c) linii de interconexiune, având mai mult decât două capete (extremităţi).
(2) Protecţia diferenţială poate fi integrată în acelaşi releu numeric ca şi funcţia de protecţie de
distanţă sau, recomandabil, într-un releu numeric integrat, separat, cu funcţii de protecţie de rezervă
locală în celulă.
105
Art. 83. - Protecţia de rezervă a liniei se va prevedea, de regulă, local - în aceleaşi celule ca şi
protecţia de bază (de distanţă sau maximală de curent) şi va fi realizată cu releu numeric integrat
separat, având următoarele funcţii principale:
a) protecţie maximală de curent (pe trei faze şi nul), direcţională, cu minimum două trepte
de curent şi de timp, cu temporizare selectabilă: independentă şi/sau invers dependentă de
curent;
b) protecţie maximală de curent homopolar, direcţională, cu minimum două trepte de curent
şi de timp.
Prevederea are caracter de obligativitate pentru liniile care funcţionează buclat (buclă închisă) şi
pentru liniile de interconexiune cu alte staţii de alimentare sau cu surse de alimentare tip centrală.
În cazul integrării protecţiei diferenţiale în acelaşi releu cu protecţiile maximale de curent, se admite
ca aceste protecţii să fie nedirecţionale.
Art. 84. - Se admite ca protecţia de rezervă a liniilor radiale cu alimentare de la un singur capăt să
fie asigurată, în locul protecţiei de la art. 83, de către protecţiile de rezervă îndepărtată sau/şi de
rezervă locală în staţie, dacă acestea pot asigura eliminarea tuturor tipurilor de defecte (între faze şi
între faze şi pământ), pe întreaga lungime a liniei, în cazul refuzului de funcţionare a protecţiei de
bază sau a întreruptorului local. La alegerea acestei soluţii se va ţine seama de efectele reducerii
selectivităţii la acţionarea protecţiei de rezervă îndepărtată, în lipsa protecţiei de rezervă locală (în
celulă).
Art. 85. - Pentru liniile electrice aeriene sau mixte, releul numeric integrat va fi prevăzut cu o
funcţie de reanclanşare automată trifazată cu controlul sincronismului şi monofazată, dacă este
cazul, conform art. 92 şi 205 b. Se recomandă prelungirea treptei I a protecţiei de distanţă sau
accelerarea treptei II a protecţiei, înainte de reanclanşarea automată.
Art. 86. - Teleprotecţia pentru funcţiile de protecţie de distanţă (AUP, PUP, UOP, POP) şi de
curent homopolar (protecţie comparativă direcţională) va fi prevăzută, de regulă, pe liniile de
interconexiune cu surse de alimentare tip centrală electrică şi pe liniile scurte, prevăzute cu protecţii
diferenţiale.
Art. 87. - În afara funcţiilor necesare de conducere şi a celor de protecţie indicate mai sus, releul
numeric integrat de protecţie de distanţă va fi prevăzut, de regulă, şi cu următoarele funcţii
suplimentare de protecţie:
a) protecţie maximală de curent (pe trei faze şi nul), cu minimum două trepte de curent şi de
timp, cu temporizare selectabilă: independentă şi/sau invers dependentă de curent;
b) protecţie maximală de curent homopolar, direcţională, cu minimum două trepte de curent
şi de timp;
c) protecţie rapidă la conectarea întreruptorului pe defect;
106
d) blocarea protecţiei de distanţă la pendulaţii;
e) locator automat de defecte.
Art. 88. - La liniile electrice subterane sau mixte, se va prevedea o funcţie de protecţie de
suprasarcină în releul numeric aferent protecţiei de bază sau de rezervă.
Art. 89. - Protecţia de distanţă a liniilor de interconexiune cu surse de alimentare tip centrală
electrică va fi completată cu o funcţie de protecţie împotriva pierderii sincronismului.
III.4 Protecţia liniilor de 110 kV din reţelele cu grupuri generatoare distribuite
Art. 90. - (1) Centralele cu grupuri generatoare de diverse tipuri (hidrogeneratoare,
turbogeneratoare, eoliene etc.) pot transmite energia în reţeaua de 110 kV astfel:
a) prin linii de racord conectate direct la barele unor staţii de transport sau de distribuţie;
b) prin linii de racord conectate în derivaţie pe linii de 110 kV existente.
(2) La fiecare capăt de alimentare (dinspre staţia electrică de distribuţie sau de transport), al liniilor
de racordare a centralelor, se vor prevedea relee numerice de protecţie de bază şi de rezervă locală
conform soluţiilor indicate la art. 80, 83 şi 87. În cazul conectării în derivaţie pe linii 110 kV,
protecţiile de distanţă trebuie completate cu o protecţie diferenţială de linie, conform soluţiei
indicate la art. 82.
(3) Nu se admite înlocuirea protecţiilor de rezervă locale prin protecţii de rezervă îndepărtată.
Art. 91. - În cazul staţiilor de 220-400/110 kV, Operatorul de Transport poate solicita ca linia de
racord de 110 kV spre centralele electrice, indiferent de lungimea ei, să fie prevăzută cu
teleprotecţie sau chiar cu o a doua protecţie de distanţă ca protecţie de rezervă (fie în locul protecţiei
maximale de curent, direcţionale, fie inclusă într-o protecţie diferenţială de linie).
Art. 92. - Pentru liniile electrice aeriene sau mixte, releul numeric de protecţie va fi prevăzut cu o
funcţie de reanclanşare automată trifazată, cu controlul tensiunilor de pe linie şi bare (v. cap.X.1).
Generatoarele din centrala racordată la linie trebuie oprite automat la declanşarea trifazată prin
protecţie (v. art. 205). Se recomandă prelungirea treptei I sau accelerarea treptei II a protecţiei de
distanţă înainte de reanclanşarea trifazată, dacă nu este asigurată teleprotecţia sau protecţia
diferenţială.
Operatorul de Transport sau de Distribuţie poate solicita ca linia de 110 kV de racordare a centralei
electrice la o staţie de 220-400/110 kV să fie prevăzută cu reanclanşare automată monofazată, cu
întreruptoare corespunzătoare.
Art. 93. - La liniile electrice subterane sau mixte, se va prevedea o funcţie de protecţie de
suprasarcină în releul numeric aferent protecţiei de bază sau de rezervă.
Art. 94. - Protecţia prin relee de la capetele dinspre centrale ale liniilor de racordare a grupurilor
generatoare se va realiza conform prevederilor de mai sus, cu precizările de la art. 205.
107
III.5 Protecţia liniilor de 220-750 kV
Art. 95. - Protecţia liniilor de 220-400 kV se va realiza cu relee numerice integrate, redundante,
montate la fiecare extremitate a liniei. Funcţia principală a releelor numerice va fi, de regulă,
protecţia de distanţă împotriva tuturor tipurilor de scurtcircuite (între faze şi între faze şi pământ).
Fiecare releu numeric integrat va include următoarele funcţii de protecţie:
a) protecţie de distanţă cu blocare la pendulaţii (v. art. 30);
b) protecţie maximală de curent (pe trei faze şi nul), cu minimum două trepte de curent şi de
timp, cu temporizare selectabilă: independentă şi/sau invers dependentă de curent;
c) protecţie maximală de curent homopolar, direcţională, cu minimum două trepte de curent
şi de timp, cu temporizare selectabilă: independentă şi/sau invers dependentă de curent;
d) protecţie rapidă la conectarea întreruptorului pe defect;
e) locator automat de defecte.
Art. 96. - (1) Toate protecţiile de distanţă vor fi prevăzute cu funcţii de teleprotecţie utilizând, de
regulă, două canale independente de transmisie între extremităţile liniei protejate. Tipurile de
protecţie recomandate sunt:
a) protecţie cu zonă redusă şi accelerare (AUP);
b) protecţie cu zonă redusă şi autorizare (PUP);
c) protecţie cu zonă extinsă şi autorizare (POP);
d) protecţie cu zonă extinsă şi deblocare (UOP).
Funcţia AUP sau PUP se utilizează, de regulă, pe liniile lungi, iar funcţia POP – pe liniile scurte.
(2) Semnalele de teleprotecţie pentru fiecare protecţie de distanţă vor fi transmise, simultan, pe
ambele căi de transmisie, independente.
Art. 97. - Se recomandă ca protecţiile maximale de curent homopolar, direcţionale, să fie
completate cu transmisia unui semnal de teleprotecţie, pentru realizarea protecţiei comparative
direcţionale.
Art. 98. - În cazul liniilor scurte, releele numerice vor avea, ca funcţie principală, protecţia
diferenţială longitudinală de linie sau protecţia comparativă de fază. Releele integrate vor include,
suplimentar, toate funcţiile de protecţie indicate la art. 95.
Art. 99. - La toate liniile de 220-750 kV, cele două relee numerice de la fiecare capăt al liniei vor
include şi câte o funcţie de protecţie maximală de tensiune, trifazată. Protecţia va avea cel puţin
două trepte de timp şi de tensiune, cu caracteristică de temporizare independentă. Protecţia va
comanda declanşarea locală şi teledeclanşarea de la capătul opus al liniei, prin căile de transmisie
prevăzute pentru protecţia de distanţă.
108
Art. 100. - În cazul în care pe barele aceleiaşi staţii există mai multe linii care pot provoca
supratensiuni temporare periculoase, se recomandă ca protecţia maximală de tensiune a liniilor
respective să fie completată cu următoarele două criterii de selectivitate (în paralel):
a) controlul local al sensului şi valorii puterii reactive şi al valorii curentului (sau a puterii
active);
b) recepţia informaţiei privind deschiderea întreruptorului de la capătul opus al liniei.
Art. 101. - Pentru eliminarea supratensiunilor de rezonanţă care pot apărea la liniile de 750 kV cu
bobine de reactanţă în derivaţie (de compensare), în cazul în care întreruptorul de la un capăt al
liniei declanşează trifazat, iar întreruptorul de la capătul opus refuză să declanşeze pe una sau două
faze, se va prevedea o treaptă suplimentară de tensiune maximă, care va comanda (din staţia unde
întreruptorul este deconectat trifazat), declanşarea uneia dintre bobinele de compensare de pe linia
respectivă.
Art. 102. - La toate liniile de 400-750 kV, unul dintre releele numerice de protecţie (la fiecare
capăt al liniei respective) va fi prevăzut cu o funcţie de protecţie împotriva pierderii sincronismului.
Această protecţie va comanda declanşarea locală şi teledeclanşarea de la capătul opus al liniei, prin
ambele căi de transmisie prevăzute pentru protecţia de distanţă. Aceeaşi funcţie se recomandă a fi
prevăzută şi la liniile de interconexiune de 220 kV.
Art. 103. - La liniile de interconexiune internaţională, unul dintre releele numerice va fi prevăzut cu
o funcţie de protecţie de frecvenţă, care va comanda declanşarea locală şi teledeclanşarea de la
capătul opus al liniei, utilizând aceleaşi semnale de transmisie utilizate pentru protecţiile indicate la
art. 99, 102.
Art. 104. - La liniile electrice subterane sau mixte, se va prevedea o funcţie de protecţie de
suprasarcină în releul numeric aferent protecţiei de bază sau de rezervă.
CAPITOLUL IV
PROTECŢIA TRANSFORMATOARELOR DE PUTERE
Notă: Termenul transformatoare de putere include şi noţiunea de autotransformatoare de
putere.
IV.1 Protecţiile tehnologice
Art. 105. - (1) Protecţia de gaze (cu relee Buchholz sau cu relee de presiune) va fi prevăzută
împotriva defectelor din interiorul cuvei (sau cuvelor) la transformatoarele cu ulei, cu puteri de
1000 kVA şi mai mari. Această protecţie va fi prevăzută şi pentru transformatoarele cu ulei, având
conservator, din staţii şi posturi de transformare, cu puteri sub 1000 kVA, în condiţiile în care este
asigurată sursa operativă de curent continuu, iar transformatoarele sunt echipate cu întreruptoare pe
partea de alimentare.
109
(2) Protecţia de gaze trebuie să comande semnalizarea, în cazul unor slabe degajări de gaze şi al
scăderii nivelului uleiului, şi să comande declanşarea tuturor întreruptoarelor proprii ale
transformatoarelor, în cazul degajărilor intense de gaze.
(3) Constructorul transformatorului de putere poate prevedea oricâte relee de gaze consideră
necesare, precum şi alte protecţii tehnologice specifice, care să comande semnalizarea preventivă
sau declanşarea întreruptoarelor ca, de exemplu, valve sau membrane de suprapresiune, protecţii de
supratemperatură, de scădere a nivelului uleiului în conservator, de oprire a circulaţiei uleiului, de
control al izolaţiei bornelor etc.
(4) De regulă, protecţiile tehnologice vor comanda declanşarea întreruptoarelor (pe ambele bobine,
dacă sunt prevăzute), pornirea funcţiilor de DRRI şi, eventual, pornirea instalaţiilor de stins
incendiu, prin relee intermediare rapide pentru fiecare protecţie. Prin aceleaşi relee se va asigură şi
înregistrarea funcţionării protecţiilor tehnologice de către releele numerice integrate de protecţie.
(5) Protecţiile tehnologice ale transformatorului (care comandă declanşarea), ca şi protecţiile
diferenţiale ale acestuia, vor comanda blocarea conectării întreruptoarelor transformatorului, până la
deblocarea prin buton local.
(6) În staţiile de medie tensiune, se admite ca protecţiile tehnologice să acţioneze direct intrările
binare ale releelor numerice integrate, care vor iniţia comenzile indicate la p. (4).
IV.2 Protecţia transformatoarelor cu tensiunea superioară sub 50 kV
Art. 106. - Transformatoarele coborâtoare prevăzute cu întreruptor şi transformatoare de curent pe
partea de medie tensiune (sub 50 kV), alimentând consumatori de joasă tensiune, trebuie protejate
cu relee numerice integrate, având următoarele funcţii principale de protecţie:
a) protecţie maximală de curent, cu două trepte de curent şi de timp, cu temporizare
selectabilă: independentă şi/sau invers dependentă de curent; protecţia va fi instalată pe
cel puţin două faze. Se recomandă ca instalarea pe două faze să se prevadă numai la
înfăşurările conectate la reţele cu neutrul izolat sau tratat cu bobină de compensare.
b) protecţie maximală de curent homopolar cu temporizare selectabilă: independentă şi/sau
invers dependentă de curent; protecţia se va prevedea la transformatoarele coborâtoare din
reţelele cu neutrul tratat prin rezistenţă
c) protecţie de suprasarcină.
Transformatoarele care fac legătura dintre două zone de reţea de MT (de ex., transformatoare de
20/6 kV) trebuie protejate cu protecţii şi întreruptoare la ambele tensiuni. Se vor prevedea relee
numerice integrate având funcţiile principale de protecţie enumerate la art. 106 a şi b. Unul dintre
relee va include şi funcţia de protecţie de suprasarcină.
110
Art. 107. - La transformatoarele coborâtoare cu puteri de maximum 1000 kVA şi cu tensiunea
inferioară sub 1 kV, se admite ca protecţia prin relee să fie înlocuită printr-o protecţie cu siguranţe
fuzibile, instalată pe partea tensiunii superioare.
Art. 108. - La transformatoarele coborâtoare cu tensiunea inferioară mai mică de 1 kV, care
alimentează tablouri/dulapuri de distribuţie, se vor prevedea, pe partea de joasă tensiune,
întreruptoare automate cu protecţie maximală de curent temporizată (relee directe) sau siguranţe
fuzibile. Aceste aparate vor fi montate în tabloul respectiv, dacă lungimea legăturii dintre
transformator şi tablou nu depăşeşte 30 m, şi în apropierea nemijlocită a transformatorului, dacă
lungimea legăturii depăşeşte 30 m. Se admite instalarea acestor aparate lângă (sau în) tablou,
indiferent de lungimea legăturii, cu condiţia prevederii unei protecţii homopolare, conform art. 109.
Art. 109. - La transformatoarele coborâtoare de servicii proprii cu înfăşurarea secundară de joasă
tensiune având neutrul legat direct la pământ, se va prevedea, suplimentar, o protecţie maximală de
curent homopolar, care să acţioneze împotriva scurtcircuitelor monofazate din reţeaua de joasă
tensiune. Protecţia se conectează la un transformator de curent amplasat în apropiere nemijlocită de
transformatorul de putere, în serie cu conductorul său de nul, în cazul în care lungimea legăturii
dintre transformator şi tablou depăşeşte 30 m. Această protecţie nu este necesară dacă protecţia
maximală de curent instalată pe partea de tensiune superioară a transformatorului (art. 106.a) sau
siguranţele ori întreruptoarele automate, montate conform art. 107, pot asigura condiţiile de
sensibilitate necesare la scurtcircuite monofazate pe partea de joasă tensiune.
Art. 110. - La transformatoarele de servicii proprii din staţiile electrice, la care înfăşurările de
medie tensiune sunt utilizate pentru crearea neutrului artificial şi legarea la pământ a acestuia (direct
sau prin impedanţă de limitare), se va prevedea o funcţie suplimentară de protecţie diferenţială de
curent homopolar a înfăşurărilor de medie tensiune. Protecţia va fi conectată la cele trei
transformatoare de curent din celula de medie tensiune şi la transformatorul de curent monopolar
înseriat cu conductorul de legare la pământ a neutrului sau rezistorului.
Art. 111. - (1) Protecţia prin relee a transformatoarelor de servicii proprii conectate la înfăşurările
terţiare ale transformatoarelor de putere cu tensiunea superioară de 220-750 kV va fi realizată cu
două relee integrate separate, incluse în cele două grupe de protecţie al transformatorului principal.
Releele vor avea următoarele funcţii:
a) grupa 1
- protecţie diferenţială longitudinală a transformatorului de servicii proprii;
- protecţie de suprasarcină.
b) grupa 2
- protecţie maximală de curent, cu două trepte de curent şi de timp, cu temporizare
selectabilă: independentă şi/sau invers dependentă de curent;
111
- protecţie maximală de tensiune homopolară.
(2) În funcţie de lungimea cablurilor până la tablourile/dulapurile de distribuţie de 0,4 kV, se vor
aplica prevederile art. 108 şi 109.
IV.3 Protecţia transformatoarelor cu tensiunea superioară de 110 kV
Art. 112. - Transformatoarele de putere cu tensiunea superioară de 110 kV, care alimentează reţele
de distribuţie de medie tensiune, vor fi protejate, de regulă, cu relee numerice integrate, alcătuind
două grupe de protecţie independente (v. art. 21). Prevederea rezervei locale (în celulă) este
necesară deoarece protecţiile din amonte nu pot detecta defectele transformatorului, însoţite de
curenţi mici, defecte care sunt sesizate de releele Buchholz sau de protecţiile de curent/tensiune de
succesiune homopolară de pe partea de medie tensiune.
Art. 113. - (1) Unul dintre releele numerice integrate va avea următoarele funcţii de protecţie:
a) protecţie diferenţială longitudinală, desensibilizată, frânată sau blocată, astfel încât să nu
funcţioneze incorect la şocuri de magnetizare, curenţi tranzitorii sau de trecere;
b) protecţie maximală de curent, cu două trepte de curent şi de timp, cu temporizare
selectabilă: independentă şi/sau invers dependentă de curent; se recomandă ca funcţia să
fie activată şi pe partea de medie tensiune a transformatorului.
(2) Se recomandă ca releul integrat să fie prevăzut şi cu următoarele funcţii suplimentare:
a) protecţie maximală de curent de succesiune inversă, temporizată;
b) protecţie de suprasarcină cu două trepte (semnalizare şi declanşare); se recomandă ca
protecţia să fie activată pe partea înfăşurării care nu este prevăzută cu reglaj de tensiune
(ploturi).
Art. 114. - Celălalt releu numeric va avea funcţia de protecţie maximală de curent (pe trei faze,
conectată la transformatoarele de curent de pe partea de 110 kV), cu două trepte de curent şi de
timp, cu temporizare selectabilă: independentă şi/sau invers dependentă de curent. În cazul
existenţei generatoarelor conectate la reţeaua de pe partea de medie tensiune a transformatorului,
protecţiile acestuia se vor completa cu:
a) protecţie maximală de curent homopolar, temporizată, pe partea înfăşurărilor de 110 kV;
b) protecţie maximală de tensiune homopolară, temporizată, pe partea înfăşurărilor de
110 kV, dacă transformatorul este prevăzut cu posibilitatea de funcţionare cu neutrul de
pe partea de 110 kV nelegat la pământ;
c) protecţie de distanţă pe partea de 110 kV, în cazuri justificate prin studiile de sistem din
componenţa studiilor de soluţie pentru racordarea la reţeaua de medie tensiune a
generatoarelor.
Art. 115. - Pe partea de medie tensiune, în celula de sosire în staţia de distribuţie, se va prevedea un
releu integrat de conducere şi protecţie care va include o protecţie maximală de curent, pe cel puţin
112
două faze, cu două trepte de curent şi de timp, cu temporizare selectabilă: independentă şi/sau invers
dependentă de curent. Se va asigura, de regulă, alimentarea operativă a releului din celula de MT pe
o cale separată faţă de alimentarea releului de protecţie de la art. 114.
Art. 116. - În cazul tratării neutrului de medie tensiune prin rezistenţă de limitare (conectată pe
neutrul înfăşurărilor de medie tensiune ale transformatorului sau pe nulul unei bobine de creare a
punctului neutru racordată la bornele de MT ale transformatorului de putere, releele integrate de
protecţie vor fi completate cu următoarele:
a) protecţie diferenţială homopolară a înfăşurărilor şi circuitelor de medie tensiune, ca
funcţie inclusă în releul diferenţial (art. 113); protecţia va utiliza transformatoarele de
curent din celula de MT (sosire transformator) şi transformatorul de curent pe conductorul
de legare la pământ a neutrului sau rezistorului;
b) protecţie maximală de curent homopolar, temporizată, ca funcţie inclusă în releul
maximal de curent (art. 114); se va utiliza o intrare de curent a releului (alta decât cele
destinate curenţilor de fază) prevăzută pentru protecţia de curent homopolar; această
intrare va fi conectată la o înfăşurare separată de cea utilizată la art 116(1) a
transformatorului de curent de pe conductorul de legare la pământ a neutrului sau a
rezistorului;
c) protecţie maximală de curent homopolar, temporizată, împotriva scurtcircuitelor
rezistive din reţeaua de medie tensiune, ca funcţie inclusă în releul maximal de curent din
celula de MT (art.115); protecţia va fi înseriată în circuitul secundar al transformatorului
de curent de pe rezistorul de nul utilizat pentru protecţia diferenţială homopolară – art.
116(1);
d) protecţie maximală de tensiune homopolară, temporizată, ca funcţie inclusă în releul
maximal de curent din celula de MT (art. 115); protecţia va fi conectată la
transformatoarele de tensiune de pe partea de MT.
Se recomandă activarea unei funcţii de protecţie maximală de curent homopolar în protecţia
diferenţială (art. 113) pe circuitul transformatorului de curent cu neutrul legat la pământ prin
rezistenţă.
Art. 117. - (1) În cazul tratării neutrului prin rezistenţă de limitare conectată pe nulul unui
echipament de creare a neutrului, racordat pe barele de medie tensiune, releul integrat de protecţie
din celula de medie tensiune a transformatorului de putere (art. 115) va fi completat cu o protecţie
maximală de curent homopolar. Aceasta va asigura protecţia zonei înfăşurărilor de medie tensiune
ale transformatorului de putere şi a circuitelor aferente, până la transformatoarele de curent din
celula de MT (zonă restrânsă).
113
(2) Se recomandă o protecţie de rezervă împotriva scurtcircuitelor monofazate din reţeaua de MT,
care să fie activată în releul numeric integrat din celula de racordare la barele de MT a
echipamentului de creare a neutrului: bobină independentă de creare a neutrului sau înfăşurări
primare ale transformatorului de servicii proprii (art. 106 şi 110). Această protecţie va utiliza o
înfăşurare separată a transformatorului de curent de pe legătura la pământ a rezistorului de limitare
şi va comanda declanşarea întreruptoarelor surselor de alimentare a barelor (transformator, cuplă
etc.)
IV.4 Protecţia transformatoarelor cu tensiunea superioară de 220 kV sau mai mare
Art. 118. - Transformatoarele de putere cu tensiunea superioară de 220 kV sau mai mare vor fi
protejate, de regulă, cu relee numerice integrate, alcătuind două grupe de protecţie independente
(v. art. 21).
Art. 119. - Grupa I de protecţie va fi realizată, de regulă, cu un releu numeric integrat care va avea
următoarele funcţii de protecţie:
a) protecţie diferenţială longitudinală, desensibilizată, frânată sau blocată, astfel încât să nu
funcţioneze incorect la şocuri de magnetizare, curenţi tranzitorii sau de trecere;
b) protecţie maximală de curent, cu două trepte de curent şi de timp, cu temporizare
selectabilă: independentă şi/sau invers dependentă de curent; se recomandă ca funcţia să
fie activată pe fiecare înfăşurare a transformatorului;
c) protecţie maximală de curent de succesiune inversă, temporizată;
d) protecţie de suprasarcină cu două trepte (semnalizare şi declanşare; se recomandă ca
protecţia să fie activată pe partea înfăşurării care nu este prevăzută cu reglaj de tensiune
(ploturi).
Art. 120. - În cazul transformatoarelor realizate cu două sau mai multe unităţi, cu cuve şi borne
separate fizic (de exemplu, cu unităţi monofazate şi/sau unităţi separate de reglaj al raportului de
transformare), protecţia diferenţială trebuie să fie prevăzută cu posibilitatea de identificare a unităţii
în care s-a produs defectul (de exemplu, câte o funcţie sau chiar releu de protecţie diferenţială
pentru fiecare unitate componentă a sistemului).
Art. 121. - Grupa II de protecţie va fi realizată, de regulă, cu trei relee numerice integrate care vor
avea următoarele funcţii principale de protecţie:
a) protecţie diferenţială de transformator;
b) protecţie de distanţă (pe partea tensiunii superioare);
c) protecţie de distanţă (pe partea tensiunii inferioare).
Art. 122. - Releul integrat de protecţie diferenţială va avea aceleaşi funcţii ca şi releul din grupa I
de protecţie. Se recomandă ca cele două relee să funcţioneze pe baza unor algoritmi diferiţi sau să
fie produse de fabricanţi diferiţi.
114
Art. 123. - Releele integrate de protecţie de distanţă vor avea, de regulă, următoarele funcţii de
protecţie incluse:
a) protecţie de distanţă cu blocare la pendulaţii (v. art. 30);
b) protecţie maximală de curent (pe trei faze şi nul), cu minimum două trepte de curent şi de
timp, cu temporizare selectabilă: independentă şi/sau invers dependentă de curent;
c) protecţie maximală de curent homopolar, direcţională, cu minimum două trepte de curent
şi de timp, cu temporizare selectabilă: independentă şi/sau invers dependentă de curent.
Art. 124. - În cazul în care înfăşurările terţiare ale transformatorului de putere sunt utilizate pentru
conexiuni exterioare (de exemplu, pentru transformatoare de servicii proprii), protecţiile diferenţiale
longitudinale vor fi realizate astfel încât circuitele echipamentelor din terţiar să nu fie, pe cât
posibil, incluse în zona lor de protejare; echipamentele conectate la înfăşurările terţiare vor fi
protejate cu protecţii selective şi rapide proprii (exemplu, v. art.111).
Art. 125. - Releul integrat de distanţă de pe partea de 110 kV a transformatoarelor care alimentează
reţele de distribuţie la această tensiune, va include, suplimentar, o funcţie de protecţie minimală de
frecvenţă şi protecţie de derivata frecvenţei (df/dt), cu rol de treaptă temporizată de DAS
(v. cap. X). Se admite ca aceste funcţii să fie realizate cu releu numeric separat.
CAPITOLUL V
PROTECŢIA BLOCURILOR LINIE - TRANSFORMATOR
V.1 Protecţia blocurilor linie de 110 kV – transformator de distribuţie 110 kV/MT
Art. 126. - Pentru blocurile linie-transformator de distribuţie (coborâtor) de 110kV/MT, protecţia
liniei se va asigura, de regulă, numai în capătul de alimentare din staţia de 110 kV, cu relee
numerice de protecţie de bază şi de rezervă locală, în celulă, astfel:
a) protecţia de bază a liniei va fi o protecţie de distanţă (v. art. 80 şi 87) sau o protecţie
maximală de curent (pe trei faze şi nul);
b) protecţia de rezervă a liniei va fi o protecţie maximală de curent (pe trei faze şi nul).
Blocurile linie-transformator trebuie prevăzute cu posibilitatea de transmitere a comenzilor de
teledeclanşare, deoarece protecţiile liniei nu pot detecta defectele transformatorului, însoţite de
curenţi mici, defecte care sunt sesizate de releele Buchholz sau de protecţiile de curent/tensiune de
succesiune homopolară de pe partea de medie tensiune.
Art. 127. - Protecţiile transformatorului coborâtor se vor realiza conform cap. IV. Aceste protecţii
vor comanda declanşarea întreruptorului local de 110 kV şi pornirea protecţiei locale împotriva
refuzului de întreruptor.
115
Art. 128. - Pentru declanşarea de rezervă în cazul refuzului de declanşare a întreruptorului de
110 kV al transformatorului, comandat de către protecţiile transformatorului, se va prevedea, de
regulă, un canal de teledeclanşare directă a întreruptorului liniei de 110 kV din staţia de distribuţie.
Art. 129. - În cazul în care blocul linie-transformator nu este prevăzut cu întreruptor pe partea de
110 kV a transformatorului coborâtor (la sosire - linie), protecţiile transformatorului vor comanda
declanşarea întreruptorului de 110 kV din staţia de distribuţie, prin echipamente de transmisie şi
canal de teledeclanşare. În cazul defectării acestui canal, se recomandă ca blocul linie-transformator
să fie scos din funcţiune, automat sau manual. Această măsură nu este necesară dacă se prevede un
al doilea canal, separat, cu echipamente de transmisie independente.
Art. 130. - În cazul blocurilor linie scurtă-transformator la care nu este prevăzut întreruptor pe
partea de 110 kV la sosirea liniei, se recomandă utilizarea unor protecţii diferenţiale de linie,
integrate în releul numeric de protecţie de bază sau de rezervă al liniei, împreună cu funcţiile de
protecţie maximală de curent. Relee identice se vor prevedea la ambele capete al liniei. Funcţia de
teledeclanşare directă din releele numerice diferenţiale de linie va fi folosită pentru transmiterea
comenzii de declanşare 110 kV de la protecţiile transformatorului.
Art. 131. - Se admite ca protecţia diferenţială a liniei de 110 kV să asigure şi protecţia diferenţială a
transformatorului, conectând-o la transformatoarele de curent de pe partea de medie tensiune (şi nu
la cele de pe partea de 110 kV a transformatorului, care pot să nu fie prevăzute). În acest caz,
protecţia diferenţială trebuie să fie desensibilizată, frânată sau blocată, astfel încât să nu funcţioneze
incorect la şocuri de magnetizare, curenţi tranzitorii sau de trecere.
Art. 132. - Pentru liniile electrice aeriene sau mixte, releul numeric de protecţie de distanţă va fi
prevăzut cu o funcţie de reanclanşare automată trifazată v. cap. X). Se recomandă prelungirea
treptei I a protecţiei de distanţă sau accelerarea treptei II a protecţiei, înainte de reanclanşarea
automată.
Art. 133. - La liniile electrice subterane sau mixte, se va prevedea o funcţie de protecţie de
suprasarcină în releul numeric de protecţie diferenţială sau de distanţă.
V.2 Protecţia blocurilor linie-transformator cu tensiunea superioară de 220-400 kV
Art. 134. - Blocurile linie-transformator cu tensiunea superioară de 220 kV sau mai mare, prevăzute
cu întreruptoare la ambele tensiuni ale transformatorului, vor fi protejate, de regulă, cu relee de
protecţie separate pentru linie şi pentru transformator şi anume:
a) protecţia liniei va fi realizată la ambele capete , conform soluţiilor de la III.5 pentru liniile
cu tensiunea de 220-400 kV şi, respectiv, de la III.3.4 pentru liniile de 110 kV; canalele
de transmisiuni pentru teleprotecţie şi teledeclanşare directă vor fi prevăzute indiferent de
tensiunea liniei.
b) protecţia transformatorului se va realiza conform soluţiilor de la cap. IV.
116
Art. 135. - Se vor aplica măsurile de separare între grupele 1 şi 2 ale liniei, respectiv, ale
transformatorului, precizate la art. 21. Nu se impun măsuri similare de separare între protecţiile
liniei şi cele ale transformatorului.
Art. 136. - Se admite să se utilizeze un releu integrat comun pentru protecţia de distanţă a liniei, din
grupa 2 şi pentru protecţia de distanţă a transformatorului de pe partea tensiunii liniei, dacă se
asigură toate funcţiile cerute pentru releele integrate respective ale liniei şi transformatorului.
Art. 137. - Protecţiile diferenţiale şi cele tehnologice ale transformatorului (care comandă
declanşarea) vor bloca atât conectarea întreruptoarelor locale ale transformatorului, cât şi funcţiile
de reanclanşare automată a întreruptorului local al liniei.
Art. 138. - Protecţiile de distanţă ale liniei din capătul conectat la transformatorul blocului vor fi
prevăzute cu o funcţie suplimentară de protecţie împotriva scurtcircuitelor din zona dintre
întreruptor şi transformatoarele de curent asociate (End Zone Protection). Această protecţie va
comanda teledeclanşarea întreruptorului de la capătul opus al liniei.
Art. 139. - Toate protecţiile transformatorului şi ale liniei vor porni o funcţie suplimentară de
protecţie împotriva refuzului întreruptorului comun al blocului; această funcţie va fi inclusă, de
regulă, în releul numeric de distanţă al transformatorului de pe partea liniei şi va comanda
declanşarea întreruptorului de la celălalt nivel de tensiune al transformatorului de bloc şi
teledeclanşarea întreruptorului de la capătul opus al liniei.
CAPITOLUL VI
PROTECŢIA BOBINELOR DE COMPENSARE DE 110-750 KV
Art. 140. - La bobinele de reactanţă conectate prin întreruptor pe barele de 110-400 kV, utilizate
pentru compensarea puterii reactive produse de liniile de înaltă tensiune şi pentru menţinerea
tensiunii în limitele admise, se vor prevedea relee numerice integrate, alcătuind două grupe de
protecţie separate (v. art. 21).
Art. 141. - Grupa 1 de protecţie va include un releu numeric integrat care va avea următoarele
funcţii de protecţie:
a) protecţie diferenţială longitudinală, desensibilizată, frânată sau blocată, astfel încât să nu
funcţioneze incorect la şocuri de magnetizare, curenţi tranzitorii sau de trecere;
b) protecţie maximală de curent, trifazată, cu două trepte de curent şi de timp, cu
temporizare selectabilă: independentă şi/sau invers dependentă de curent; funcţia va fi
activată pe partea de înaltă tensiune a bobinei de compensare;
c) protecţie de suprasarcină cu două trepte (semnalizare şi declanşare).
117
Art. 142. - Grupa 2 de protecţie va include un releu numeric integrat, având aceleaşi funcţii de
protecţie ca şi cel din grupa 1. Releul va fi prevăzut şi cu o funcţie de protecţie maximală de curent
homopolar, care va fi activată pe partea neutrului bobinei de compensare.
Art. 143. - (1) În grupa 1 va fi inclusă automatica de comutare (anclanşare-declanşare) a
întreruptorului bobinei de compensare, în funcţie de nivelul tensiunii de pe bare. Anclanşarea şi
declanşarea automată se utilizează numai la bobine de compensare prevăzute cu întreruptoare
corespunzătoare, capabile de comutări frecvente. Pentru reducerea solicitărilor (supracurenţi,
supratensiuni), întreruptoarele vor fi prevăzute cu dispozitive de tip "sincronizator" (de comutare
secvenţială a polilor), livrate de către furnizorul întreruptorului. Pentru realizarea automaticii se vor
prevedea relee numerice separate cu funcţiile logice şi de protecţie necesare; se admite utilizarea de
funcţii incluse în releul integrat din grupa 1 de conducere şi protecţie.
(2) Pornirea automaticii de anclanşare şi, respectiv, declanşare automată se va realiza cu relee
maximale şi minimale de tensiune, cu temporizare independentă, având precizie şi coeficienţi de
revenire corespunzători. Durata comenzilor va fi limitată, iar după emiterea unei comenzi,
automatica va fi blocată pe o durată de timp reglabilă.
(3) Automatica va fi prevăzută cu blocare împotriva acţionărilor succesive repetate, precum şi după
acţionarea protecţiei bobinei de compensare, a protecţiei barelor etc. Deblocarea automaticii se va
face numai prin intervenţia personalului de exploatare.
Art. 144. - Protecţiile tehnologice ale bobinelor de compensare vor fi tratate în mod similar cu cele
ale transformatoarelor de putere (art. 105).
Art. 145. - Protecţia bobinelor de reactanţă conectate în derivaţie pe liniile electrice va fi prevăzută
conform aceloraşi cerinţe ca şi protecţia bobinelor conectate pe bare. Automatica de comutare a
întreruptorului bobinelor şi modul de acţionare a protecţiilor vor fi adaptate modului de conectare a
bobinelor la linia electrică.
Art. 146. - Protecţia bobinelor de reactanţă monofazate conectate la neutrul bobinelor trifazate de
compensare montate în derivaţie pe linie, în scopul îmbunătăţirii condiţiilor de stingere a arcului în
pauza de reanclanşare automată monofazată, va fi realizată în cele două grupe de protecţie astfel:
a) o protecţie diferenţială longitudinală, în grupa 1;
b) o protecţie monofazată de impedanţă minimă, nedirecţionată, netemporizată, în grupa 2.
Art. 147. - Modul de acţionare a protecţiilor bobinelor de compensare, inclusiv a protecţiei
împotriva refuzului de întreruptor (DRRI) şi a automaticii de comutare a întreruptorului bobinei, se
va particulariza în funcţie de modul de conectare a bobinelor (pe bare sau în derivaţie pe liniile de
IT).
118
CAPITLUL VII
PROTECŢIA BATERIILOR DE CONDENSATOARE DE MEDIE TENSIUNE
Art. 148. - Bateriile de condensatoare conectate la barele de medie tensiune prin întreruptor şi
transformatoare de curent, trebuie protejate cu relee integrate, având următoarele funcţii de
protecţie:
a) protecţie maximală de curent, trifazată, cu minimum două trepte de curent şi de timp, cu
temporizare selectabilă: independentă şi/sau invers dependentă de curent;
b) protecţie maximală de curent homopolar, cu temporizare independentă (în reţelele cu
neutrul tratat prin rezistenţă);
c) protecţie maximală de tensiune, trifazată, cu temporizare independentă;
d) protecţie minimală de tensiune, trifazată, cu temporizare independentă inferioară duratei
de pauză AAR sau RART (în funcţie de schema de conectare a bateriei de
condensatoare); se admite ca această funcţie să fie realizată doar în celula de măsură de pe
barele de medie tensiune;
e) protecţie diferenţială transversală de curent homopolar, la bateriile de condensatoare
realizate cu o schemă de conexiuni în dublă stea. Protecţia va fi conectată la un
transformator de curent montat pe legătura dintre punctele neutre ale stelelor bateriei de
condensatoare.
CAPITOLUL VIII
PROTECŢIA BARELOR COLECTOARE. PROTECŢIILE PREVĂZUTE PE CUPLELE DE BARE
VIII.1 Protecţia barelor
Art. 149. - (1) Barele colectoare şi barele de conexiuni (nodurile din schemele poligonale) vor fi
prevăzute, de regulă, cu protecţii proprii (de regulă, protecţii diferenţiale) în următoarele cazuri:
a) staţii de transformare şi conexiuni la tensiunea de 220 - 750 kV; protecţiile vor fi
prevăzute şi pe barele de 110 kV ale acestor staţii;
b) staţii de 110 kV la care se conectează blocurile generator-transformator ale centralelor
electrice cu putere totală de 100 MVA sau mai mare;
c) staţii de 110 kV conectate prin linii scurte la staţiile menţionate la p. 1 şi 2; se admite să
nu se prevadă protecţii selective de bare, dacă – din calculele de stabilitate tranzitorie –
rezultă că declanşarea defectelor pe bare de către treptele temporizate ale protecţiilor
elementelor racordate la bare este admisibilă.
(2) În staţiile de 110 kV cu sistem simplu de bare (eventual secţionat) şi cu număr redus de circuite,
dacă nu se poate justifica protecţia diferenţială de bare, se recomandă să se prevadă o protecţie
119
simplificată de bare, utilizând elemente ale protecţiilor de distanţă sau/şi ale protecţiilor maximale
de curent direcţionate, de pe circuitele (din celulele) conectate la bare.
Art. 150. - În staţiile de MT se va prevedea întotdeauna o protecţie maximală de tensiune
homopolară, temporizată, care va comanda declanşarea întrerupătoarelor surselor de alimentare a
sistemului (secţiei) de bare şi a cuplei dintre bare (acolo unde există). Se admite semnalizarea fără
declanşare în condiţiile art. 71.
Art. 151. - Barele staţiilor de racord la sistem al grupurilor din CNE şi cele ale staţiilor de
750 kV se vor prevedea, de regulă, cu câte două protecţii rapide şi selective (redundante), de
preferinţă de tipuri constructive diferite.
Art. 152. - Se admite ca barele de conexiuni ("nodurile") din schemele poligonale ale staţiilor
electrice de 110 - 750 kV să nu fie prevăzute cu protecţii proprii (în cazurile indicate la art. 149),
dacă funcţia de protecţie a nodului poate fi preluată de către cele două protecţii rapide ale
elementelor conectate la nodul respectiv (de exemplu, protecţiile de distanţă şi diferenţiale
longitudinale) şi dacă, în cazul liniilor conectate la nod, se poate accepta reanclanşarea automată la
defecte pe bare. La staţiile de 750 kV, prevederea se admite numai pentru una din cele două
protecţii.
Art. 153. - În staţiile de medie tensiune realizate cu celule metalice închise, se recomandă să se
utilizeze protecţii cu detectoare de arc intern în compartimentele celulelor.
Art. 154. - (1) Pentru sistemele de bare duble sau/şi secţionate, de medie tensiune, dacă nu se poate
aplica soluţia de la art. 153 şi este necesară eliminarea selectivă şi rapidă a defectelor (din motive de
stabilitate a funcţionării instalaţiilor sau pentru limitarea solicitărilor periculoase a generatoarelor
apropiate), se va prevedea una dintre următoarele soluţii:
a) o protecţie diferenţială incompletă, în două trepte, cuprinzând doar circuitele surselor de
alimentare şi cuplele, în cazul staţiilor prevăzute cu bobine de reactanţă serie pe linii şi pe
cuple, la care întreruptoarele liniilor nu sunt dimensionate (ca putere de rupere) să
declanşeze la scurtcircuite între întreruptor şi bobina de reactanţă; aceste scurtcircuite, ca
şi cele de pe bara respectivă, vor fi eliminate de către treapta rapidă a protecţiei
diferenţiale incomplete, care va comanda declanşarea întreruptoarelor (cu mare putere de
rupere) ale surselor de alimentare şi ale cuplelor; în aceste condiţii, liniile cu bobine de
reactanţă nu vor fi prevăzute cu secţionare de curent;
b) protecţii maximale de curent rapide (secţionări de curent) pe circuitele de alimentare şi -
eventual - pe cuplă, în cazul staţiilor de transformare prevăzute cu bobine de reactanţă
serie pe linii şi pe cuple, acţionând ca în cazul soluţiei (1) ;
c) o protecţie simplificată de bare, utilizând elemente ale protecţiilor maximale de curent,
eventual direcţionale, de pe circuitele conectate la bare, în staţiile cu număr redus de
120
circuite (celule) sau cu structura centralizată a instalaţiilor de protecţie de la tensiunea
barelor.
(2) Se admite prevederea unei protecţii de masă a barelor colectoare, în reţelele exploatate cu
neutrul legat la pământ prin rezistenţă. Protecţia se va realiza cu un releu numeric cu funcţie de
protecţie maximală de curent homopolar, conectat la transformatoare de curent (cu înfăşurările
secundare în paralel) având primarele înseriate pe cel puţin două legături diferite către centura
principală de legare la pământ a staţiei.
Art. 155. - (1) Pentru staţiile de medie tensiune, la care nu se prevăd protecţii proprii de bare
(conform art. 153 şi 154), protecţia împotriva defectelor pe bare va fi asigurată de către protecţiile
maximale de curent ale transformatoarelor de alimentare (art. 114 şi 115).
(2) Indiferent de modul de tratare al neutrului, se va prevedea o protecţie de tensiune homopolară
temporizată în celula de măsură tensiune bare. Această protecţie va comanda, de regulă, declanşarea
întreruptoarelor surselor de alimentare a barelor (transformator, cuplă etc.) Se admite ca această
protecţie să comande doar semnalizarea preventivă în reţelele cu neutrul izolat sau compensat în
cazurile indicate la art. 71.
Art. 156. - (1) Pentru protecţia selectivă şi rapidă a barelor (art. 149) se vor prevedea relee
numerice cu frânare, care să fie insensibile la scurtcircuite exterioare zonei barelor şi la fenomenul
de saturaţie a transformatoarelor de curent. În cazul protecţiilor care folosesc, pentru selectivitate,
contacte auxiliare ale separatoarelor de bare, se vor prevedea protecţii diferenţiale prevăzute cu
zonă de control (global), la care declanşarea este condiţionată de funcţionarea simultană a zonei
selective şi a zonei de control global.
(2) Achiziţia curenţilor se va asigura, de regulă, de la înfăşurări secundare distincte ale
transformatoarelor de curent. Protecţia va fi prevăzută cu elemente de supraveghere a circuitelor de
curent, care să poată bloca (cu temporizare) acţionarea protecţiei şi să semnalizeze deranjamentele
circuitelor.
(3) Se vor prevedea numai echipamente cu funcţii incluse de supraveghere şi de testare automate. În
staţiile în care sistemele de protecţie sunt montate descentralizat, protecţia de bare va fi realizată, de
asemenea, descentralizat, cu unităţi de celulă distribuite în dulapurile de protecţie din celulele staţiei
şi cu o unitate centrală, conectată prin fibre optice cu unităţile de celulă.
Art. 157. - De regulă, în releele integrate de protecţie diferenţială vor fi incluse şi funcţii de
protecţie de rezervă împotriva refuzului de întreruptor (DRRI, v. cap. IX), precum şi protecţia
împotriva scurtcircuitelor din zona cuprinsă între fiecare întreruptor şi transformatoarele de curent
asociate (End Zone Protection). Această protecţie va comanda teledeclanşarea întreruptorului de la
capătul opus al liniei respective sau de la celelalte tensiuni ale transformatorului respectiv.
121
Art. 158. - Alimentarea operativă cu curent continuu va fi asigurată, de regulă, conform
prevederilor de la art. 22.
Art. 159. - De regulă, protecţia selectivă a barelor va comanda:
a) declanşarea tuturor întreruptoarelor elementelor conectate la bara respectivă, indiferent
dacă prin ele se alimentează sau nu defectul; în cazul transformatoarelor, în funcţie de
numărul înfăşurărilor şi de schema de conectare, se va comanda şi declanşarea
întreruptoarelor de pe celelalte înfăşurări;
b) blocarea locală a reanclanşării automate a liniilor racordate la bara respectivă;
c) teledeclanşarea cu blocare RAR a întreruptorului de la capătul opus, în cazul liniilor
racordate la bare sau la schema poligonală, prevăzute cu canale de transmisie;
d) pornirea schemelor de DRRI asociate întreruptoarelor comandate, în cazul
transformatoarelor de putere (întreruptorul de la celalalt nivel de tensiune), al cuplelor
transversale şi longitudinale, în cazul barelor cu 11/2 -2 întreruptoare pe circuit şi în cazul
schemelor poligonale;
e) blocarea conectării tuturor întreruptoarelor declanşate prin protecţia de bare şi DRRI,
până la deblocarea prin buton local.
VIII.2 Protecţiile prevăzute pe cuplele de bare
Art. 160. - În staţiile de medie tensiune, celulele cu transformatoare de curent şi întreruptor de cuplă
transversală, cuplă longitudinală sau cuplă longo-transversală vor fi prevăzute, de regulă, cu releu
numeric (relee numerice) incluzând următoarele funcţii de protecţie:
a) protecţie maximală de curent, pe cel puţin două faze: L1(R) şi L3(T), cu miminum două
trepte de curent şi de timp, cu temporizare selectabilă: independentă şi/sau invers
dependentă de curent;
b) protecţie maximală de curent homopolar, cu minimum două trepte de curent şi de timp, în
reţelele cu neutrul tratat prin rezistenţă;
c) protecţie rapidă la conectarea întreruptorului pe defect;
În cazul realizării protecţiei de bare cu schemă simplificată (art. 154.c), protecţiile maximale de
curent vor fi direcţionale.
Art. 161. - În staţiile cu tensiunea de 110 kV sau mai mare, celulele cu transformatoare de curent şi
întreruptor de cuplă transversală, cuplă longitudinală sau cuplă longo-transversală vor fi prevăzute,
de regulă, cu câte un releu numeric incluzând următoarele funcţii de protecţie:
a) protecţie de distanţă cu blocare la pendulaţii (v. art. 30);
b) protecţie maximală de curent (pe trei faze şi nul), cu minimum două trepte de curent şi de
timp, cu temporizare selectabilă: independentă şi/sau invers dependentă de curent;
122
c) protecţie maximală de curent homopolar, direcţională, cu minimum două trepte de curent
şi de timp, cu temporizare selectabilă: independentă şi/sau invers dependentă de curent;
d) protecţie rapidă la conectarea întreruptorului pe defect; de regulă, unul dintre seturile de
reglaje ale releului numeric va fi activat prin comutator (HW şi SW) pentru încercarea cu
tensiune a barelor.
Art. 162. - (1) Cuplele de transfer vor fi prevăzute cu sisteme de protecţie şi de reanclanşare
automată similare cu cele ale unei celule de linie, care să poată înlocui, de regulă, oricare din
sistemele liniilor care au transformatoarele de curent amplasate direct lângă întreruptorul celulei de
linie.
(2) Pentru celelalte elemente ale staţiei (linii, transformatoare etc.), la înlocuirea întreruptorului
propriu cu întreruptorul cuplei de transfer, protecţiile elementului trebuie să rămână în funcţiune,
urmând ca impulsurile de declanşare şi comenzile de teleprotecţie să fie comutate, de regulă,
automat, de la protecţia asociată întreruptorului propriu, la cea asociată întreruptorului cuplei de
transfer. În acest caz, protecţiile cuplei de transfer vor asigura eliminarea defectelor din zona barei
de transfer (dintre transformatorul de curent al cuplei şi transformatorul de curent al elementului
respectiv rămas în funcţiune), comandând în acest scop toate declanşările necesare (de exemplu,
declanşarea întreruptoarelor de pe celelalte înfăşurări, în cazul transformatoarelor de putere). Zona
barei de transfer va fi protejată selectiv de către protecţia diferenţială a barelor (dacă există).
Art. 163. - La cuplele combinate (transversală şi de transfer) se va prevedea soluţia de la art. 161,
cu adaptările necesare pentru a putea realiza şi funcţiile de la art. 162.
CAPITOLUL IX
PROTECŢIA ÎMPOTRIVA REFUZULUI DE ÎNTRERUPTOR (DRRI)Art. 164. - Protecţia de rezervă îndepărtată nu are, întotdeauna, sensibilitatea necesară pentru a
detecta defectele unui echipament al reţelei. Pentru asigurarea declanşării de rezervă la refuzul
întreruptoarelor comandate de către sistemele de protecţie, se va prevedea, de regulă, protecţia
locală împotriva refuzului de întreruptor (DRRI), în următoarele cazuri:
a) staţii de transformare şi conexiuni cu tensiuni de 110 kV şi mai mult;
b) orice transformatoare de putere prevăzute cu protecţie prin relee şi întreruptoare pe partea
tensiunii superioare, de 110 kV sau mai mult;
c) staţii de medie tensiune, la întreruptoarele liniilor pentru care nu se poate asigura rezerva
îndepărtată;
d) staţie de medie tensiune la care se conectează linii de racordare a centralelor cu
generatoare distribuite sau blocuri generator-transformator (recomandare).
123
Art. 165. - (1) La realizarea protecţiei împotriva refuzului de întreruptor (DRRI) se vor respecta, de
regulă, următoarele cerinţe:
a) pornirea schemei de DRRI se va asigura de la toate protecţiile care comandă
declanşarea întreruptorului respectiv, cu excepţia protecţiilor de supratemperatură,
suprasarcină, tensiune, frecvenţă, împotriva pierderii sincronismului;
b) detectarea refuzului de întreruptor se va realiza cu elemente sensibile, de curent, cu timp
de revenire foarte scurt; dacă este necesar, criteriul de detectare se va completa cu
contacte auxiliare ale întreruptorului;
c) schema de DRRI va asigura o comandă de declanşare netemporizată
("treapta 1" - repetarea declanşării) către acelaşi întreruptor de la care a fost iniţiată
pornirea; comanda de declanşare se va transmite la ambele dispozitive (electrovalve,
electromagneţi) de declanşare ale întreruptorului respectiv (dar numai pe faza comandată,
în cazul întreruptoarelor prevăzute cu reanclanşare automată monofazată);
d) schema de DRRI va asigura o comandă de declanşare trifazată temporizată ("treapta 2" –
declanşarea de rezervă) către toate întreruptoarele adiacente celui de la care a fost iniţiată
pornirea; se admite ca ordinul de declanşare să fie transmis numai la unul dintre cele două
dispozitive de declanşare ale fiecărui întreruptor.
(2) În funcţie de schema primară, pentru declanşarea de rezervă a întreruptoarelor adiacente se vor
utiliza canale de transmisie (teledeclanşare fără control local); o dată cu comanda de declanşare
temporizată (treapta 2), se va asigura şi blocarea RAR, în cazul întreruptoarelor prevăzute cu
reanclanşare automată.
Întreruptoare adiacente sunt considerate acele întreruptoare conectate imediat în amonte de
întreruptorul care a iniţiat pornirea DRRI, prin care se poate elimina cât mai selectiv posibil
defectul din aval.
Art. 166. - În staţiile la care se prevăd protecţii diferenţiale de bare, protecţia împotriva refuzului de
întreruptor (DRRI) va fi inclusă, de regulă, în releele numerice ale protecţiei de bare. În celelalte
situaţii, protecţia împotriva refuzului de întreruptor va fi integrată ca funcţie în unul sau mai multe
relee numerice de protecţie a echipamentelor staţiei (protecţie „distribuită”).
CAPITOLUL X
AUTOMATIZĂRI
X.1 Reanclanşarea automată (RAR)
Art. 167. - În scopul restabilirii rapide a alimentării consumatorilor sau a interconexiunilor dintre
sisteme sau din interiorul unui sistem electroenergetic, se va prevedea, de regulă, reanclanşarea
automată a întreruptoarelor liniilor aeriene sau mixte (parţial aeriene şi subterane), după
124
declanşarea acestora prin sistemele de protecţie. Reanclanşarea automată se va prevedea, ca funcţie
inclusă, de regulă, în releele numerice de protecţie a liniilor. La liniile de 220-400 kV, funcţia de
RAR va fi prevăzută, în ambele grupe de protecţie.
Art. 168. - În reţelele de distribuţie cu tensiunea nominală de cel mult 110 kV, se admite
reanclanşarea automată (după declanşarea prin unele categorii de protecţie) a cablurilor, barelor,
transformatoarelor şi a unor motoare, pentru corectarea neselectivităţii protecţiilor (art. 13). De
exemplu, se admite reanclanşarea automată a unei linii radiale - bloc cu un transformator coborâtor,
prevăzută cu accelerarea protecţiei înainte de RAR, dacă transformatorul este prevăzut cu protecţii
şi întreruptor pe partea alimentării dinspre linie.
Art. 169. - Reanclanşarea automată va fi blocată:
a) după deconectarea întreruptorului de către personal, prin comandă de la distanţă (din
staţie) sau prin telecomandă (de la un centru de teleconducere);
b) după declanşarea prin protecţie, imediat după conectarea întreruptorului de către personal
(prin comandă de la distanţă sau telecomandă);
c) în alte situaţii în care nu se admite reanclanşarea automată după acţionarea unor protecţii
sau automatizări.
Art. 170. - De regulă, se va realiza blocarea reanclanşării automate, după declanşarea prin:
a) protecţia contra defectelor interne pe bare, în transformatoare, pe racorduri directe dinspre
generatoare distribuite sau motoare;
b) protecţia rapidă la conectarea întreruptorului pe defect;
c) protecţia împotriva refuzului de întreruptor (DRRI);
d) ordinele de teledeclanşare directă recepţionate de la capătul opus al liniilor.
Art. 171. - Schema logică a echipamentului (funcţiunilor) de reanclanşare automată va asigura, de
regulă, şi:
a) evitarea posibilităţii reanclanşărilor automate repetate (cu excepţia celor programate, art.
172);
b) revenirea automată în starea pregătit de funcţionare, după un timp de recuperare.
Art. 172. - (1) Reanclanşarea automată trifazată (RART), la care orice tip de scurtcircuit va fi
declanşat trifazat şi reanclanşat automat, va fi prevăzută, de regulă, în reţelele cu tensiunea de
110 kV sau mai puţin. La liniile de medie tensiune, radiale, cu alimentare de la un singur capăt, se
va prevedea reanclanşarea automată multiplă (de regulă, cu dublu ciclu). Primul ciclu, rapid (RAR),
va avea durată de pauză cât mai scurtă posibil, iar al doilea ciclu, lent (RAL), va avea o durată de
pauză lungă.
(2) Se admite utilizarea reanclanşării automate trifazate (RART) la liniile cu tensiuni mai mari de
110 kV, în condiţiile indicate la art. 176.
125
Art. 173. - Reanclanşarea automată monofazată (RARM), la care scurtcircuitele monofazate vor fi
declanşate monopolar şi reanclanşate automat, va fi utilizată, de regulă, în reţelele cu tensiunea de
400-750 kV. În acest regim, scurtcircuitele polifazate vor fi declanşate tripolar, definitiv (fără
reanclanşare automată). Acest regim se recomandă a fi utilizat şi în cazul liniilor cu tensiuni mai
mici de 400 kV, care constituie o unică legătură cu blocuri generatoare sau o staţie de centrală
electrică.
Art. 174. - Reanclanşarea automată mono/trifazată (RARMT), cu un singur ciclu, la care
scurtcircuitele monofazate vor fi tratate ca la art. 173 (RARM), iar cele polifazate - ca la art.
172 (RART), va fi prevăzută, de regulă, în reţelele cu tensiunea de 220 kV.
Art. 175. - La liniile prevăzute cu RARM sau RARMT, în cazul apariţiei unui al doilea defect, în
pauza RARM, după eliminarea primului defect, se recomandă asigurarea declanşării trifazate
definitive (cu blocarea reanclanşării automate).
Art. 176. - În scopul prevenirii situaţiilor în care reanclanşarea trifazată ar putea fi periculoasă
pentru întreruptoare, pentru generatoare şi pentru stabilitatea sistemului, se va prevedea controlul
sincronismului la toate liniile cu posibilitate de alimentare bilaterală, la care se poate adopta regimul
de RART. Controlul se va prevedea ca funcţie asociată funcţiei de reanclanşare automată şi va
asigura verificarea următoarelor criterii (separat sau în combinaţie):
a) tensiunea pe linie;
b) tensiunea pe bare;
c) tensiunile pe linie şi pe bare, diferenţa de unghi, diferenţa de modul şi diferenţa de
frecvenţă.
Art. 177. - În cazul în care, la punerea sub tensiune a liniilor de 750 kV, pot apărea supratensiuni
periculoase, pentru limitarea duratei acestora se recomandă folosirea funcţiei de reanclanşare
automată pentru a realiza conectarea semiautomată a liniei: conectarea voită a întreruptorului de la
un capăt al liniei, urmată de anclanşarea automată la celălalt capăt, cu controlul condiţiilor de
sincronism, prin echipamentul cu funcţia de RART.
X.2 Anclanşarea automată a rezervei (AAR)
Art. 178. - Anclanşarea automată a rezervei se va prevedea, de regulă, în toate staţiile pentru a
asigura continuitatea în alimentarea cu energie electrică a consumatorilor de servicii proprii, în acest
scop fiind prevăzute o cale de alimentare de bază şi una de rezervă.
Art. 179. - Se recomandă prevederea anclanşării automate a rezervei pentru restabilirea alimentării
consumatorilor din instalaţiile electrice de distribuţie cu tensiuni până la 110 kV inclusiv, prin
conectarea automată a unei surse de rezervă, în cazul declanşării sursei de alimentare de bază.
Anclanşarea automată a rezervei se poate prevedea pe transformatoare, linii, întreruptoare de cuplă
etc.
126
Art. 180. - Anclanşarea automată a rezervei nu trebuie să funcţioneze în cazul unor defecte pe bara
asigurată prin AAR sau când de pe această bară se alimentează un defect neeliminat selectiv pe unul
dintre elementele conectate la bara respectivă (de exemplu, la refuz de întreruptor).
Art. 181. - Criteriul de pornire a automaticii de anclanşare automată a rezervei poate fi:
a) declanşarea (detectată prin contacte auxiliare) a întreruptorului de pe calea de alimentare
normală;
b) scăderea tensiunii pe bara alimentată, cu controlul prezenţei tensiunii pe calea de
alimentare de rezervă;
c) comanda de declanşare prin protecţia elementului de pe calea de alimentare de bază, în
scopul realizării AAR cu pauză foarte scurtă (art. 185).
De regulă, pornirea automaticii de anclanşare a rezervei se realizează pe baza criteriilor a şi b; se
admite pornirea automaticii şi pe baza criteriului c, în funcţie de exigenţele consumatorilor.
Art. 182. - În cazul în care elementele de alimentare (liniile sau transformatoarele) de bază şi de
rezervă au aceeaşi sursă de alimentare, se admite ca pornirea AAR la scăderea tensiunii să nu fie
prevăzută.
Art. 183. - Anclanşarea automată a întreruptorului de pe calea de rezervă trebuie să se producă
numai după declanşarea (deconectarea) întreruptorului de pe calea de alimentare de bază.
Art. 184. - (1) La pornirea ciclului de AAR pe baza criteriului de la art. 181 a , acţionarea
automaticii (anclanşarea întreruptorului de pe calea de rezervă) va fi, de regulă, rapidă.
(2) În cazul în care funcţionarea rapidă poate conduce la apariţia unui curent de şoc periculos (de
exemplu, în cazul alimentării unor motoare asincrone) se va adopta o temporizare scurtă sau se va
introduce fie controlul tensiunii remanente pe bara asigurată prin AAR, fie controlul diferenţei
fazorilor de tensiune de pe bară şi de pe sursa de rezervă.
(3) În cazul în care, la barele asigurate prin AAR, sunt conectate baterii de condensatoare, motoare
sau generatoare de mică putere, se va prevedea comanda declanşării prin protecţie a acestora, o dată
cu separarea de sursa normală de alimentare, înaintea anclanşării sursei de rezervă, care va fi
comandată cu o scurtă temporizare.
(4) Se recomandă să se prevadă restabilirea automată a alimentării din sursa de bază.
Art. 185. - (1) În cazul schemelor de AAR cu pauză foarte scurtă, la pornirea pe baza criteriului de
la art. 181.3, se comandă simultan atât electromagneţii de deschidere ai întreruptorului de pe calea
de alimentare de bază (care trebuie prevăzut cu două circuite independente de declanşare), cât şi
electromagnetul de închidere al întreruptorului de pe calea de rezervă. Condiţia de la art. 183 se
consideră îndeplinită dacă timpul de închidere a întreruptorului este mai mare cu cel puţin două
perioade decât timpul total de deschidere (inclusiv stingerea arcului) la întreruptorul căii de rezervă.
127
(2) Se admite prevederea ciclului de AAR cu pauză foarte scurtă, numai cu condiţia utilizării unor
întreruptoare foarte fiabile, la care refuzul de declanşare să fie, practic, imposibil.
Art. 186. - La proiectarea schemelor de AAR se vor verifica, prin calcul, sarcinile care se vor
prelua pe sursa da alimentare de rezervă şi, dacă rezultă că prin AAR se produc suprasarcini
inadmisibile sau nu se asigură autopornirea motoarelor, se va comanda descărcarea automată a
sarcinii la acţionarea AAR (de exemplu, deconectarea unor consumatori nevitali).
Art. 187. - (1) Pentru realizarea funcţiilor de anclanşare automată a rezervei, se vor utiliza:
a) echipamente (relee, programatoare logice ş. a.) special destinate acestor scopuri;
b) relee numerice prevăzute pentru alte funcţii de conducere şi/sau protecţie, la nivelul
celulelor (de exemplu, de măsură şi/sau de cuplă) ori al staţiei.
(2) Indiferent de modul de realizare, anclanşarea automată a rezervei va fi prevăzută cu comutatoare
(HW, SW) pentru punerea şi scoaterea din funcţiune a automaticii de către personalul de conducere
(teleconducere) şi cu următorul volum minim de semnalizări:
a) AAR în funcţiune
b) A funcţionat AAR
c) Deranjament AAR
d) Blocat AAR
Art. 188. - Pentru serviciile proprii ale staţiilor de 220-750 kV se prevăd, de regulă, grupuri
generatoare Diesel, ca sursă suplimentară de rezervă. Pornirea şi conectarea acestor grupuri va fi
realizată cu o schemă de AAR, utilizând, parţial, componente comune cu schema AAR care
comandă sursele de alimentare prin transformatoarele de servicii proprii. Grupurile vor fi pornite şi
conectate automat, în cazul pierderii ambelor alimentări (de bază şi de rezervă) prin
transformatoare, după declanşarea întreruptoarelor acestora.
X.3 Descărcarea automată a sarcinii (DAS)
Art. 189. - Descărcarea automată a sarcinii (declanşarea unei părţi din sarcina consumatorilor, în
primul rând a celor care pot suporta întreruperi trecătoare de scurtă durată a alimentării electrice)
trebuie prevăzută atât pentru limitarea scăderii frecvenţei şi a tensiunii, cât şi pentru evitarea
pierderii stabilităţii sistemului electric.
Art. 190. - Funcţia de DAS trebuie realizată, de regulă, în staţiile operatorilor de distribuţie şi, ca
rezervă, în staţiile operatorului de transport.
Art. 191. - Puterea consumatorilor ce vor fi deconectaţi prin DAS se stabileşte pe întreg sistemul
energetic şi pe zone ale acestuia, ţinând seama şi de condiţiile locale privind structura sistemului şi a
consumatorilor din zonele respective. Sarcina deconectată de DAS se va împărţi pe tranşe de puteri,
în funcţie de valoarea parametrilor controlaţi şi de durata scăderii acesteia sub treptele de reglaj
stabilite.
128
Art. 192. - De regulă, pornirea automaticii de descărcare a sarcinii va fi realizată pe baza unuia
dintre următoarele criterii sau a unei combinaţii dintre aceste criterii:
a) frecvenţa reţelei (scăderea nivelului frecvenţei, viteza de variaţie în timp a frecvenţei –
df/dt);
b) tensiunea pe bare (nivelul tensiunii, oscilaţii ale tensiunii);
c) curentul sau puterea activă pe căile de alimentare (valoare, sens, viteza de variaţie în timp
- dP/dt, oscilaţii ale curentului sau puterii active);
d) declanşarea (deconectarea) unor echipamente sau circuite ale reţelei.
Art. 193. - (1) De regulă, pentru realizarea DAS pe baza criteriilor de frecvenţă, se vor utiliza relee
de frecvenţă (minimale şi de df/dt, în funcţie de necesitate), cu precizie ridicată, cu autoblocare la
scăderea tensiunii, cu fiabilitate ridicată (siguranţă de funcţionare şi securitate împotriva acţionărilor
greşite).
(2) De regulă, se vor prevedea minimum patru tranşe (trepte) de acţionare, din care cel puţin două
bazate pe criteriul df/dt. Domeniul de reglaj al funcţiei fmin trebuie să acopere gama 50.0 – 46,0 Hz, în
trepte de 0,1 Hz. Domeniul de reglaj al funcţiei df/dt trebuie să acopere gama 0,2-10 Hz/s.
Art. 194. - Automatica de descărcare a sarcinii va fi prevăzută cu comutatoare (HW, SW) pentru
punerea în funcţiune şi anularea automaticii, pe tranşe de acţionare, de către personalul de
conducere (teleconducere) şi cu următorul volum minim de semnalizări (pe fiecare tranşă):
a) DAS în funcţiune ;
b) A funcţionat DAS;
c) Deranjament DAS.
Art. 195. - Acţionarea DAS trebuie corelată cu acţionarea celorlalte protecţii şi automatizări (RAR,
AAR). Nu se admite reducerea volumului descărcării de sarcină ca urmare a acţionării AAR, RAR
sau a personalului operativ, care ar putea reconecta (total sau parţial) sarcina deconectată, anulând
eficienţa DAS.
X.4 Protecţii speciale ale sistemului (automatizări de sistem)
Art. 196. - În scopul limitării extinderii avariilor în regimuri instabile, al prevenirii pierderii
stabilităţii întregului sistem energetic, sau pentru menţinerea continuităţii în alimentarea unor
consumatori vitali şi a funcţionării stabile a unor grupuri generatoare, în aceste situaţii se prevăd
protecţii speciale (automatizări de sistem). Aceste automatizări iniţiază acţiuni care continuă şi se
completează cu acţiunile DAS şi trebuie prevăzute în funcţie de condiţiile concrete de sistem, acolo
unde eficienţa acţiunilor este optimă. Timpul de acţionare al acestei automatizări urmează a se
preciza prin studii specifice (v. art. 8)
Art. 197. - Criteriile utilizate pentru pornirea automatizărilor de separare sunt, de regulă, cele
menţionate la art. 192.a, b şi c, la care se adaugă protecţia împotriva ieşirii din sincronism: prin
129
măsurarea variaţiei în timp a fazorului impedanţei aparente, prin măsurarea valorii şi a variaţiei
unghiului intern în diferite puncte ale sistemului electric.
Art. 198. - În vederea dezvoltării, în viitor, a protecţiilor şi automatizărilor la nivel de sistem, în
staţiile nominalizate de către Operatorul de Transport şi de Sistem se vor prevedea relee numerice
cu algoritmi de măsurare sincronă a fazorilor de curent, tensiune etc. (sincrofazori) şi echipamente
de transmitere a sincrofazorilor.
Art. 199. - (1) În funcţie de condiţiile concrete de sistem, acţionarea automaticii de separare poate
fi:
a) separarea sistemelor interconectate prin declanşarea unor linii electrice de interconexiune;
b) separarea unor zone din sistem (subsisteme), preselectate astfel, încât să poată funcţiona
izolat, cu producţie şi consumuri de energie electrică relativ echilibrate;
c) insularizarea unor consumatori importanţi cu o centrală locală (sau o parte din centrală);
d) izolarea unor grupuri (blocuri) generatoare, cu serviciile proprii.
(2) Prevederea acestor acţiuni se decide pe baza calculelor de simulare privind eficienţa acestora şi,
în cazurile c şi d, pe baza verificării condiţiilor tehnice (mecanice şi electrice) de continuare a
funcţionării generatoarelor în condiţii de siguranţă, după acţionarea automaticii.
CAPITOLUL XI
PARTICULARITĂŢI ALE PROTECŢIILOR ŞI AUTOMATIZĂRILOR ÎN
STAŢIILE CU SCHEME DE CONEXIUNI PARTICULARE
Art. 200. - În cazul staţiilor prevăzute cu scheme de conexiuni particulare (de exemplu, scheme
poligonale, scheme cu 1½ - 2 întreruptoare pe circuit, scheme de tip H cu întreruptoare sau
separatoare de bare) proiectantul are obligaţia de a particulariza sistemul de protecţii, pornind de la
prevederile prezentului normativ.
CAPITOLUL XII
CONDIŢII TEHNICE PENTRU INTERFEŢELE FUNCŢIONALE DINTRE
SISTEMELE DE PROTECŢIE APARŢINÂND UNOR OPERATORI DIFERIŢI
XII.1 Condiţii tehnice pentru interfeţele funcţionale dintre sistemele de protecţie ale
operatorilor de transport şi de distribuţie şi cele ale utilizatorilor reţelelor electrice
Art. 201. - Utilizatorii reţelelor electrice de transport (RET) şi de distribuţie (RED) sunt utilizatori
activi (producători, furnizori de energie electrică) şi utilizatori pasivi (consumatori de energie
electrică), racordaţi direct la RET sau RED.
Art. 202. - (1) Utilizatorul reţelei electrice de transport sau al reţelei electrice de distribuţie trebuie
să-şi echipeze instalaţiile sale cu sisteme de protecţie care să elimine selectiv, rapid şi sigur
130
(v. cap. I) orice defect în aceste instalaţii, care ar putea crea supracurenţi sau o degradare a calităţii
energiei electrice din reţeaua la care se racordează.
(2) Totodată, sistemul de protecţie al Utilizatorului trebuie să fie capabil să elimine curenţii de
defect produşi de instalaţiile sale în cazul unui defect pe racordul (de exemplu, linia sau
transformatorul de racord) spre staţia de transport/distribuţie sau pe barele acestei staţii.
(3) De asemenea, utilizatorul trebuie să poată elimina aportul de curent de scurtcircuit al instalaţiei
sale la unele defecte pe alte linii conectate la staţia la care se racordează, până la anumite limite (ca
protecţie de rezervă îndepărtată).
Art. 203. - În scopul asigurării unei funcţionări fiabile, selective şi rapide a instalaţiilor de protecţie
ale Utilizatorilor, aceştia trebuie să respecte condiţiile impuse de prezenta NTE, eventual
completate cu precizări şi condiţii suplimentare. În avizul tehnic de racordare a Utilizatorului,
Operatorul de Transport sau Operatorul de Distribuţie adaugă şi precizează cerinţe speciale pentru
sistemele de protecţie la interfaţa cu instalaţiile Operatorului respectiv. Se vor preciza, mai ales,
timpii maximi în care utilizatorul trebuie să elimine defectele din instalaţia sa la interfaţa cu reţeaua
Operatorului, atât la funcţionarea normală a protecţiilor, cât şi la funcţionarea protecţiilor de
rezervă, ca urmare a refuzului protecţiilor de bază sau al întreruptoarelor. Dacă nu sunt precizaţi
timpii limită de eliminare a defectelor, se vor respecta prevederile art. 7 - 10.
Art. 204. - În cazul refuzului unui echipament de protecţie sau al unui întreruptor din instalaţiile
Utilizatorului, acesta va asigura eliminarea defectelor fie prin acţiunea protecţiilor altor
echipamente ale sale (rezerva îndepărtată sau rezerva locală în staţie), fie prin acţiunea unei alte
protecţii asociate echipamentului defect (rezerva locală în celulă). Selectivitatea şi rapiditatea
eliminării defectelor în aceste situaţii trebuie să fie, pe cât posibil, apropiate de performanţele
normale.
Art. 205. - În funcţie de schema de racordare la RET/RED, Operatorul de reţea are dreptul să ceară
utilizatorului să prevadă protecţii suplimentare celor curente, prevăzute în NTE, pentru rezolvarea
unor situaţii specifice, ca de exemplu:
a) protecţii de decuplare de la reţea a CEE, CHE în pauza de RART de pe linia la care sunt
racordate (art. 76, 92);
b) echipamente şi funcţii pentru declanşarea monofazată RARM pe linia de interfaţă cu
reţeaua;
c) protecţii de curent şi/sau tensiune de succesiune homopolară la transformatoarele de
racord la reţea a centralelor, la care neutrul este legat direct la pământ, respectiv izolat;
prevederea protecţiei de tensiune homopolară nu este obligatorie în cazul centralelor
nedispecerizabile şi prevăzute cu decuplarea generatoarelor la pierderea legăturii cu
reţeaua;
131
d) protecţii care să asigure declanşarea întreruptoarelor grupurilor sau racordurilor la reţea
ale centralelor electrice în cazul pierderii stabilităţii;
e) echipamente numerice cu algoritmi de măsurare sincronă a fazorilor de curent, tensiune
etc. (sincrofazori), echipamente de sincronizare tip GPS şi de transmitere a sincrofazorilor
către punctul central concentrator.
Art. 206. - În cazul protecţiilor diferenţiale de linie şi/sau al echipamentelor de transmisiuni pentru
teleprotecţie, releele (echipamentele) trebuie să fie identice la cele două capete ale liniilor de
interfaţă dintre reţea şi Utilizator.
Art. 207. - (1) Utilizatorul RET trebuie să asigure înregistrarea informaţiilor privind funcţionarea
sistemelor sale de protecţie şi a întreruptoarelor, pentru a le putea pune la dispoziţia Operatorului de
transport. Aceste informaţii (mărimi analogice şi binare) sunt necesare pentru analiza incidentelor şi
a funcţionării protecţiilor prin relee din zona apropiată interfeţei Operator-Utilizator.
(2) Funcţionarea protecţiilor şi a întreruptoarelor trebuie să fie datată cu o precizie de minimum
10 ms. Echipamentele (funcţiile) de înregistrare trebuie să fie sincronizate prin semnal GPS.
Art. 208. - Verificarea şi coordonarea reglajelor protecţiilor prin relee şi automatizărilor, la interfaţa
dintre utilizator (producător sau consumator) şi Operatorul RET sau RED, se face de către
Operatorul de Transport şi de Sistem, respectiv, de către Operatorul de Distribuţie, pe baza
documentaţiei necesare transmisă de utilizator.
XII.2 Condiţii tehnice pentru interfeţele funcţionale dintre sistemele de protecţie ale
operatorului de transport şi cele ale operatorilor de distribuţie
Art. 209. - (1) Din punct de vedere al relaţiilor dintre operatorii de sisteme, Operatorii reţelelor
electrice de distribuţie (RED) sunt Utilizatori ai reţelei electrice de transport (RET), fără a se face
distincţia activi-pasivi. În această situaţie, atât Operatorul reţelei electrice de transport (RET), cât şi
operatorii reţelelor electrice de distribuţie (RED) trebuie să-şi echipeze instalaţiile cu sisteme de
protecţie care să elimine selectiv, rapid şi sigur (v. cap. I) orice defect în instalaţiile proprii, care ar
putea crea supracurenţi sau o degradare a calităţii energiei electrice din reţeaua cu care se
conectează.
(2) Totodată, sistemele de protecţie ale RED şi RET trebuie să fie capabile să elimine curenţii de
defect produşi de instalaţiile proprii în cazul unui defect pe racordul (de exemplu, linia sau
transformatorul de racord) spre staţia de transport, respectiv de distribuţie sau pe barele acestei
staţii.
(3) De asemenea, fiecare operator trebuie să poată elimina aportul de curent de scurtcircuit al
instalaţiei sale la defecte pe alte linii conectate la staţia la care se racordează, până la anumite limite,
ca protecţie de rezervă îndepărtată.
132
Art. 210. - La interfaţa dintre RET şi RED, Operatorul de Transport precizează condiţiile speciale
impuse sistemelor de protecţie din instalaţiile Operatorului de Distribuţie respectiv. Se vor preciza,
mai ales, timpii maximi în care Operatorul de Distribuţie trebuie să elimine defectele din instalaţia
sa, atât la funcţionarea normală a protecţiilor, cât şi la funcţionarea protecţiilor de rezervă, ca
urmare a refuzului protecţiilor de bază sau a întreruptoarelor. Dacă nu sunt precizaţi timpii limită de
eliminare a defectelor, se vor respecta prevederile art. 7.
Art. 211. - În cazul refuzului unui echipament de protecţie sau al unui întreruptor din instalaţiile
Operatorului de Distribuţie, acesta va asigura eliminarea defectelor fie prin acţiunea protecţiilor
altor echipamente ale sale (rezerva îndepărtată sau rezerva locală în staţie), fie prin acţiunea unei
alte protecţii asociate echipamentului defect (rezerva locală în celulă). Selectivitatea şi rapiditatea
eliminării defectelor în aceste situaţii trebuie să fie, pe cât posibil, apropiate de performanţele
normale.
Art. 212. - În cazul protecţiilor diferenţiale de linie şi/sau al echipamentelor de transmisiuni pentru
teleprotecţie, releele (echipamentele) trebuie să fie identice la interfaţa dintre RET şi RED.
Art. 213. - (1) Operatorul RED trebuie să asigure (prin sistemele de conducere şi protecţie din
reţea) înregistrări de date privind funcţionarea sistemelor sale de protecţie şi a întreruptoarelor,
pentru a le putea pune la dispoziţia Operatorului de Sistem şi de Transport. Aceste informaţii
(mărimi analogice şi binare) sunt necesare pentru analiza incidentelor şi a funcţionării protecţiilor
prin relee din zona apropiată interfeţei dintre Operatori.
(2) Funcţionarea protecţiilor şi a întreruptoarelor trebui să fie datată cu o precizie de minimum
10 ms. Echipamentele (funcţiile) de înregistrare vor fi, de regulă, sincronizate prin semnal GPS, în
staţiile noi sau care se retehnologizează (integral sau pe nivele de tensiuni).
Art. 214. - Verificarea şi coordonarea reglajelor protecţiilor prin relee şi automatizărilor, la interfaţa
dintre Operatorul RET şi Operatorul RED, se face de către Operatorul de Transport şi de Sistem, pe
baza documentaţiei necesare transmisă de Operatorul de Distribuţie.
133