protectia prin relee
DESCRIPTION
Protectia maximala de curent, protectia minimala de tensiune, protectia homopolara, protectia diferentialaTRANSCRIPT
SISTEME MODERNE DE PROTECŢIE
ÎN ELECTROTEHNICĂ
CUPRINS
1. Principii de realizare a instalaţiilor de protecţii prin relee. ............................1 1.1. Tipuri de protecţii prin relee........................................................................1 1.2. Protecţia de curent. .....................................................................................3 1.3. Caracteristicile releelor de curent din structura instalaţiilor de protecţii. ......7
1.3.1. Relee de curent cu caracteristică independentă. ...................................9 1.3.2. Relee cu caracteristică dependentă. ...................................................11
1.4. Protecţia de tensiune. ................................................................................13 1.4.1. Protecţia de minimă tensiune.............................................................13 1.4.2. Protecţia maximală de tensiune. ........................................................15
1.5. Protecţia direcţională. ...............................................................................18 1.5.1. Relee direcţionale de inducţie............................................................20 1.5.2. Relee direcţionale statice. ..................................................................22
1.6. Protecţia de impedanţă. .............................................................................24 1.6.1. Caracteristicile de acţionare ale protecţiilor de distanţă......................27 1.6.2. Relee de impedanţă statice – principii de realizare.............................30
1.7. Protecţia diferenţială – principiul de funcţionare. ......................................31 1.7.1. Protecţia diferenţială longitudinală. ...................................................32
2. Tendinţe noi în dezvoltarea sistemelor de protecţie. .....................................35 2.1. Generalităţi. ..............................................................................................35 2.2. Protecţii numerice multifuncţionale...........................................................36
2.2.1. Algoritmii prelucrării semnalului numeric. ........................................37
3. Protecţiile clasice ale motoarelor electrice asincrone de medie tensiune......47 3.1. Protecţia diferenţială longitudinală............................................................47
3.1.1. Calculul curentului de pornire al protecţiei ........................................48 3.1.2. Calculul curentului de pornire a releelor ............................................48
3.2. Protecţia împotriva scurtcircuitelor în înfăşurarea statorului......................49 3.3. Protecţia de minimă tensiune ....................................................................51
3.3.1. Definirea noţiunii de gol de tensiune şi a microîntreruperilor în sistemele energetice..........................................................................................51 3.3.2. Comportarea motoarelor electrice la goluri de tensiune şi microîntreruperi ale tensiunii de alimentare ......................................................52
3.4. Protecţia maximală de curent temporizată împotriva suprasarcinilor. ........55 3.4.1. Calculul curentului de pornire al protecţiei ........................................56 3.4.2. Calculul curentului de pornire a releului............................................56 3.4.3. Alegerea releului de timp şi fixarea temporizării ...............................57
3.5. Protecţia de suprasarcină cu relee cu caracteristică de timp dependentă de curent ..............................................................................................................57 3.6. Protecţia împotriva punerilor monofazate la pământ..................................58
4. Relee moderne utilizate pentru protecţia motoarelor electrice.....................63 Bibliografie ..........................................................................................................66
5. Temă de proiectare .........................................................................................67caracteristicile protecţiilor prin relee (sensibilitate, selectivitate, rapiditate, siguranţă în funcţionare)
1
1. Principii de realizare a instalaţiilor de protecţii
prin relee.
1.1. Tipuri de protecţii prin relee.
Funcţionarea instalaţiilor de protecţii prin relee se bazează pe o serie de
fenomene ce însoţesc defectele şi regimurile anormale de funcţionare. Pentru
evidenţierea unora din aceste fenomene , se consideră cazul unei linii de
interconexiune L1 între centralele C1 , C2 , figura 1.1.
Z
U 2
1
4
5
I = I1 2
I sc3
I
3
C1
T1
A
1
I = I1sc
2sc
IscI
1
1
B
2
I sc
2I2
3
SB
I sc
3I3
scI
K
K
I = I3 4
4
I = I5 6
l
l
l
6
sc
K
SC
scI4
I4
4 5
C
T2
I = I5sc sc
6
scI5
5III6
6
D
C2
Fig. 1.1. Linia de interconexiune între centralele C1 , C2 (a); diagramele tensiunilor , curenţilor şi impedanţelor în regim normal şi de scurtcircuit în K (b).
În regim normal de funcţionare , cele două centrale asigură consumatorilor
puterile SB , SC , sensurile curenţilor sunt indicate prin săgeţi cu linie continuă.
Valorile curenţilor şi tensiunilor corespunzătoare acestui regim sunt prezentate în
figura 1.1 , diagramele 1 şi 2.
2
La un scurtcircuit trifazat în punctul K , cele două centrale C1 , C2 debitează
în principal pe defect , sensurile curenţilor sunt indicate prin săgeţi cu linie întreruptă ,
iar valorile curenţilor şi tensiunilor sunt prezentate în diagramele 3 , 4 , figura 1.1.
În diagrama 5 este prezentată variaţia impedanţei Z=U/I , obţinută prin
raportarea valorilor tensiunilor şi curenţilor. Din analiza fenomenelor ce însoţesc
procesul de scurtcircuit rezultă următoarele:
• valorile curenţilor prin întrerupătoarele 1 ÷ 6 cresc faţă de cele
corespunzătoare regimului normal; prin măsurarea curenţilor şi
compararea lor cu valorile corespunzătoare regimului normal ,
diagramele 1 , 3 , este posibilă determinarea apariţiei regimului de
defect , iar pe această observaţie se bazează realizarea protecţiei de
curent;
• valorile tensiunilor pe sistemele de bare A , B , C , D se reduc faţă de
cele corespunzătoare regimului normal , cu atât mai mult cu cât
măsurarea într-un punct mai apropiat de locul defectului. Prin
măsurarea tensiunilor şi compararea lor cu valorile de regim normal se
poate evidenţia un regim de scurtcircuit , în cadrul protecţiei de
tensiune;
• întotdeauna în regim de defect , sensul curentului şi al puterii este de la
sistemul de bare de alimentare spre elementul în care s-a produs
defectul. Pe această observaţie se realizează protecţia direcţională
pentru localizarea defectelor;
• valoarea impedanţei la locul scurtcircuitului trifazat metalic este nulă şi
creşte spre cele două surse datorită creşterii valorii tensiunii remanente.
Prin măsurarea impedanţei raportând tensiunile remanente pe sistemele
de bare la curenţii prin întrerupătoare şi compararea lor cu valorile de
regim normal se poate evidenţia şi chiar …….. defectul prin protecţii
de impedanţă;
• în regim normal curenţii 43 I,I sunt egali şi au acelaşi sens , iar în
regim de defect nu mai sunt egali şi circulă în sensuri opuse. Prin
compararea valorilor şi sensurilor de circulaţie a curenţilor de la
extremităţile unui element de protecţie poate fi identificat şi localizat
defectul în cadrul unei protecţii diferenţiale;
3
• în regim normal curenţii 43 I,I şi puterile corespunzătoare au acelaşi
sens , iar un regim de defect sensuri opuse , ambele de la bară spre
linie. Pe această bază se realizează protecţii comparative de fază şi
protecţii comparative ale sensului puterilor. Scurtcircuitele nesimetrice
sunt însoţite de apariţia componentelor simetrice ale curenţilor şi
tensiunilor , fapt ce face ca unele din protecţiile menţionate să poată fi
realizate prin supravegherea componentelor simetrice ale curenţilor şi
tensiunilor.
1.2. Protecţia de curent.
Scurtcircuitele sunt caracterizate prin creşteri ale curenţilor faţă de regimul
normal. Protecţiile de curent sunt în general protecţii maximale de curent şi acţionează
atunci când valorile curenţilor depăşesc anumite valori prestabilite. Ele se realizează
cu relee de curent ce pot fi conectate:
• direct în circuitul primar protejat purtând denumirea de relee primare;
• indirect prin intermediul transformatoarelor de măsură de curent ,
numite relee secundare.
În figura 1.2 se prezintă protecţia de curent cu un releu secundar. Protecţia
de curent acţionează , releul de curent I îşi închide
contactul normal deschis atunci când curentul primar Ip ,
în sensul creşterii devine:
ppp II ≥ (1.1)
unde Ipp se numeşte curent de pornire al protecţiei.
Curentul de pornire al protecţiei este un curent primar ,
căruia îi corespunde în secundar un curent de pornire al
releului Ipr care este un curent secundar , al cărui mărime
se determină cu relaţia:
TC
pppr n
II = (1.2)
unde nTC este raportul de transformare al transformatorului de măsură de curent TC.
Protecţia de curent îşi revine , releul de curent deschizându-şi contactul când
curentul primar , în sensul descreşterii devine:
pI
TC Is I
Fig. 1.2. Protecţia de curent cu releu secundar
4
p.revp II < (1.3)
În expresia (1.3) Irev.p este curentul de revenire al protecţiei.
Curentului de revenire primar îi corespunde un curent de revenire al releului
Irev.r , fiind un curent secundar determinat cu relaţia:
TC
r.revr.rev n
II = (1.4)
Caracteristicile de acţionare ale unui releu de curent cu contact normal
deschis (cnd) şi normal închis (cnî) sunt prezentate în figura 1.3 , a , b , unde y indică
starea contactului releului.
1
y
rI
rev.rI Ipr
c.n.d.
1
y
Ir
Irev.r prI
c.n.i.
(a) (b)
Fig. 1.3. Caracteristicile releelor maximale de curent , cu contact normal deschis (a)
şi normal închis (b).
Se defineşte coeficientul de revenire krev al releelor maximale şi al protecţiei
maximale de curent cu expresia:
11 ≤=≤==rev
p.revpp
pp
p.rev
pr
r.revrev k
IIsau
II
IIk (1.5)
Condiţia de sensibilitate a protecţiei impune un coeficient krev cât mai
apropiat de unitate , iar siguranţa în funcţionare impune să fie subunitar. Releele
maximale electromagnetice de curent au un coeficient de revenire mediu krev = 0,85 ,
iar cele electronice krev = 0,99.
În figura 1.4 se prezintă modul de stabilire a valorilor Ipp , Irev.p în raport cu
regimul normal şi de scurtcircuit.
5
Regim de suprasarcinaRegim normal
0nI
sarc.maxI
Regim de scurtcircuit
II Irev.p pp
sc.minpI
Fig. 1.4. Stabilirea valorilor Ipp , Irev.p în raport cu domeniul regimului normal şi de
scurtcircuit pentru protecţia maximală de curent.
În figura 1.4 este indicat modul în care trebuie să fie stabilite , în general ,
valorile curenţilor Ipp , Irev.p în raport cu , curentul nominal In şi de sarcină maximă
Isar.max pe de o parte şi în raport cu curentul de scurtcircuit minim Isc.min pe de altă
parte adică:
min.scpp
npp
IIşi
II
<
>
(1.6)
De asemenea , pentru ca o protecţie să-şi revină după lichidarea unui defect
pe un element vecin , de către protecţia acelui element , sunt necesare şi condiţiile:
max.sarp.rev
np.rev
IIsau
II
<
>
(1.7)
Prin introducerea unui coeficient de siguranţă 1>sigk , relaţiile (1.7) devin:
max.sarsigp.revnsigp.rev IkIsauIkI ⋅=⋅= (1.8)
Prin luarea în considerare a relaţiei (1.8) , expresia (1.5) ia forma:
max.sarrev
sigppn
rev
sig
rev
p.revpp I
kk
IsauIkk
kI
I ⋅=⋅== (1.9)
Relaţiile (1.9) constituie expresiile uzuale pentru calculul parametrilor de
pornire ale protecţiei maximale de curent.
Pentru identificarea unor defecte nesimetrice se folosesc protecţii de curent
de secvenţă inversă (împotriva defectelor bifazate) şi protecţii de curent de secvenţă
homopolară (împotriva defectelor monofazate).
6
Protecţia de curent de secvenţă inversă este constituită din transformatoare
de măsură de curent , filtru de curent de secvenţă inversă şi releu de curent aşa cum se
prezintă în figura 1.5.
TC
R
FCSIIs
I>
S T
Fig. 1.5. Protecţia maximală de curent de secvenţă inversă.
Curentul de pornire al protecţiei menţionate trebuie să îndeplinească
condiţia:
FCSImax.dezpp II > (1.10)
iar pentru protecţia de curent de secvenţă homopolară rezultă conform schemelor din
figura 1.6:
FCSHmax.dezpp II > (1.11)
unde FCSHmax.dezI reprezintă curentul de dezechilibru maxim determinat de suma
fazorială a curenţilor de magnetizare ale celor trei transformatoare de măsură de
curent montate pe fazele elementului protejat aşa cum rezultă din figura 1.6. Prin
bobina releului de curent va circula suma fazorială a curenţilor secundari.
TCTC
pTpSpRsTsSsRr n
In
IIIIIII 03 ⋅
=++
=++= (1.12)
TC
I
FCSH
pR IpS pTInI =r3I0
I
TSH
II
pTI IpS
pR
pS
TSH
pRI IpT
I
a) b) c)
Φ
I
Fig. 1.6. Scheme de filtre de secvenţă homopolară.
7
Filtrele de curent de secvenţă homopolară se bazează pe sumarea fazorială a
curenţilor celor trei faze , figura 1.6. a sau pe sumarea fluxurilor proporţionale cu
curenţii primari , figura 1.6 b , c.
Filtrul de curent de secvenţă homopolară FCSH din figura 1.6 a se realizează
prin conectarea în dublă stea a secundarelor transformatoarelor de măsură de curent
TC , într-un montaj Holngreen , caz în care prin bobina releului de curent va circula
suma fazorială a curenţilor secundari , respectiv:
TCTC
pTpSpRsTsSsRr n
In
IIIIIII 03 ⋅
=++
=++= (1.13)
adică un curent proporţional cu curentul de secvenţă homopolară primar.
De menţionat că protecţiile de curent prezentate nu sunt selective conform
principiului de funcţionare , aceasta se asigură în cazul unor configuraţii radiale prin
temporizări eşalonate în trepte de timp , iar în cele cu alimentare bilaterală prin
temporizări şi direcţionări corespunzătoare.
Protecţiile maximale de curent , temporizate , se utilizează în general ca
protecţii de rezervă împotriva defectelor pe elementele vecine (protecţia de rezervă de
distanţă) şi protecţia de rezervă în cazul defectelor pe elementul propriu (protecţie de
rezervă locală) , în cazul generatoarelor , transformatoarelor şi liniilor electrice şi ca
protecţie de bază în cazul motoarelor electrice.
1.3. Caracteristicile releelor de curent din structura instalaţiilor de protecţii.
Releele de curent utilizate în componenţa instalaţiilor de protecţii se clasifică
în două categorii , din punct de vedere al dependenţei timpului propriu de acţionare ta
în funcţie de valoarea curentului prin releu )I(ft ra = astfel:
• relee de curent cu caracteristică independentă pentru care:
≥
<∞=
prr
prra IIpentru,0
IIpentru,t (1.14)
• relee de curent cu caracteristică dependentă pentru care:
>
<=
prrr
prr
a IIpentru,Ik
IIpentru,t
α
α (1.15)
8
În tabelul 1 sunt prezentate sintetic , tipurile de relee de curent ,
caracteristicile intrare-ieşire , coeficienţii de revenire krev , caracteristicile
)I(ft ra = şi valorile timpului de acţionare.
Tabelul 1
Tip
rele
u
Cu caracteristică independentă Cu caracteristică dependentă
Electromecanic Static (electronic) Electromecanic Static (electronic)
Electromagnetic
Analogic
+
Numeric
I
De inducţie
Analogic
+
Numeric
I
Car
acte
ristic
ă
intra
re-ie
şire
yx
x
1
c.n.d.
x
c.n.i.
revk 0,85 0,99 0,99 0,9 0,99 0,99
at
prI rI prI
at
rI Timp
propriu de
acţionare ta
Zeci de ms 3 ms ÷ 1 ms Secunde Zecimi de secunde –
secunde
În funcţie de tipurile de relee utilizate , protecţiile de curent pot fi cu
caracteristică independentă sau cu caracteristică dependentă.
9
1.3.1. Relee de curent cu caracteristică independentă.
Releele de curent prezentate în tabelul 1 sunt realizate din punct de vedere
constructiv sub formă de:
• relee electromecanice – cu comutaţie dinamică;
• relee statice , în care informaţiile sunt prelucrate analogic sau numeric.
În continuare se prezintă soluţiile de realizare a releelor electronice de curent
cu prelucrare analogică a mărimilor. Principala problemă pe care trebuie să o rezolve
un astfel de releu este de a compara valoarea măsurată a curentului cu un nivel de
referinţă – mărime de pornire – în cadrul unui detector de nivel , comparare care se
poate face în două moduri:
• comparaţia valorii medii redresate a curentului cu un nivel de referinţă;
• comparaţia valorii instantanee a curentului cu o mărime de referinţă.
Prima din aceste metode este exemplificată în figura 1.7 , în care sunt
prezentate schema bloc a releului de curent (a) schema electronică simplificată (b) şi
diagrama mărimilor electrice.
i
c)
b) TC
i
a) TC
+U
Detectorde nivel(AO )6
i 1 23
4
1
+AO
2
+AO
Filtrutrecebanda(AO )1
1
Ampli-ficator(AO )2
2 3
AO
+3AO +
4
4
AO+
5
Filtrutrece-jos(AO )
Redre-sor
(AO siAO )
3
45
0
5
sau
1
c
Iesire
+
U (0,1)5
6AOc
Fig. 1.7. Schema bloc (a) , schema electronică simplificată (b) şi diagrama mărimilor electrice (c)
aferente releului de curent realizat prin măsurarea valorii medii redresate.
Curentul secundar al TC este convertit într-o cădere de tensiune , care fiind
proporţională cu curentul este prelucrată într-un filtru trece bandă (AO1) , amplificată
10
(AO2) , redresată (AO3 , AO4) , filtrată (AO5) şi aplicată detectorului de nivel (AO6).
Mărimea de ieşire Ue din detectorul de nivel poate avea valoarea logică 0 sau 1 în
funcţie de relaţia dintre mărimea sa de intrare (4) şi mărimea de referinţă Uc , ceea ce
corespunde acţionării sau neacţionării releului.
A doua metodă , de comparaţie a valorii instantanee a curentului cu o
mărime de referinţă se poate aplica de asemenea în două variante şi anume:
• prin compararea valorii instantanee a curentului cu o mărime de
referinţă ca în figura 1.8. Mărimea proporţională cu curentul prelucrată
într-un filtru trece bandă este redresată şi sunt memorate valorile
maxime în cadrul unui bloc de memorare analogică unde momentele
de maxim sunt stabilite cu un element de defazare şi un generator de
impulsuri la treceri prin zero. Detectorul de nivel compară valorile
maxime cu mărimea de referinţă şi elaborează la ieşire semnalul logic
Ue (0 sau 1) în funcţie de starea releului.
Element de
defazare
Filtrutrecebanda
Generatorde
impulsuri
RedresorMemorieanalogica
Detectorde nivel
eU (0,1)
Fig. 1.8. Schema bloc a releului de curent realizat prin măsurarea valorii maxime.
• prin compararea valorii instantanee a curentului cu o mărime constantă
de referinţă şi conversia acestuia în impulsuri de o durată dependentă
neliniar de valoarea curentului. Această posibilitate este exemplificată
în figura 1.9 , a şi b în care blocurile au următoarea semnificaţie:
a – bloc de referinţă; b – filtre trece jos; c – redresor; d – comparator; e
– monostabil; f – amplificator.
Dacă curentul i , depăşeşte o anumită valoare , intervalul t1 – t2
depăşeşte ca durată un prag al monostabilului e care prin amplificatorul
f stabileşte valoarea mărimii de ieşire Ue (0 sau 1).
11
Releele electronice de curent se realizează în variante monofazată , trifazată
sau specializate pentru componenta de secvenţă inversă sau homopolară şi se
utilizează în cadrul protecţiilor maximale de curent temporizate sau al protecţiei
rapide cu secţionare de curent.
fedcba
76
5
4
321
6
sau
1 t2t1 t2 t
3
t2t1t21t
+
11
0
7
4 sau2i
(b)
+U
(a)
U (0,1)e
Fig. 1.9. Schema bloc (a) şi diagrama mărimilor electrice (b) ale releului de curent realizat prin măsurarea valorii instantanee.
1.3.2. Relee cu caracteristică dependentă.
Caracteristica acestor relee )I(ft ra = , asigură lichidarea supracurenţilor în
timpi mai mici decât cei corespunzători caracteristicii timp admisibil-supracurent a
elementului protejat. Există mai multe moduri de a descrie dependenţa )I(ft ra = .
Spre exemplu firma BROWN BOVERI (ABB) utilizează forma:
1−
⋅= α
β
pr
r
a
II
kt (1,16)
unde : k – constantă de multiplicare
α , β – constante prin care se stabileşte gradul de dependenţă a timpului de
curent.
12
În funcţie de valorile lui α şi β pot fi obţinute următoarele tipuri de
dependenţă:
α β
1. invers proporţională 0,02 0,14
2. puternic invers proporţională 1 13,5
3. foarte puternic invers proporţională 2 80
Forma acestor dependenţe este prezentată în figura 1.10 , prin caracteristicile
1 , 2 , 3. Fiecare din cele trei caracteristici poate fi realizată printr-o familie de
caracteristici de tipul respectiv , selectarea uneia din ele fiind posibilă prin alegerea
constantei k ca în figura 1.10 b.
1 5
0,2
0,4
0,6
t [s]a
0,8
1
Ipr10 15 20 1 Ipr5 10 15 20
(a) (b)
t [s]
10
Ir
a
0,2
1K
0,050,1
Ir
0,50,2
1
Fig. 1.10. Caracteristici ale timpului de acţionare pentru diferite grade de dependenţă (a) şi
familie de caracteristici (b) pentru relee cu caracteristică dependentă.
În figura 1.11 se prezintă schema bloc a unui releu de curent cu caracteristică
dependentă care conţine elemente din structura releelor ABB şi anume:
I
a cb
e
d
U (0,1)t
sf
e
g
Fig. 1.11. Schema bloc a unui releu cu caracteristică dependentă.
a – bloc de intrare ; b – filtru trece jos ; c – redresor ; d – bloc de selectare a caracteristicii ; e – element de pornire ; f – integrator ; g – detector de nivel.
13
1.4. Protecţia de tensiune.
Scurtcircuitele polifazate sunt însoţite de scăderea tensiunii între fazele pe
care s-a produs defectul , iar scurtcircuitele monofazate conduc la reducerea tensiunii
fazei respective.
Protecţia de minimă tensiune poate sesiza aceste defecte şi în plus nu
acţionează în cazul regimurilor de suprasarcină , ceea ce constituie o informaţie
suplimentară care permite deosebirea dintre cele două regimuri.
Scurtcircuitele nesimetrice sunt însoţite de apariţia componentei de secvenţă
inversă a tensiunii (scurtcircuite bifazate) şi a componentei de secvenţă homopolară
(scurtcircuitele monofazate).
Protecţia maximală de tensiune de secvenţă inversă sau homopolară poate
sesiza apariţia unor asemenea defecte.
1.4.1. Protecţia de minimă tensiune.
Această protecţie se realizează cu relee de minimă tensiune conectate în
secundarul transformatorului de măsură de tensiune , aşa cum se indică în schema din
figura 1.12.
(+)
(a)
U s
TT
U p
U <
(b)
p.rU U rev.r
U r
y
c.n.i.
Fig. 1.12. Reprezentarea protecţiei de minimă tensiune (a) şi caracteristica de acţionare a releului
de minimă tensiune cu contact normal închis.
Protecţia de minimă tensiune îşi revine (releul de tensiune îşi deschide
contactul) atunci când tensiunea , în sensul creşterii , atinge valoarea Urev.p – tensiunea
de revenire a protecţiei , respectiv.
p.revp UU > (1.17)
14
Tensiunii de revenire a protecţiei îi corespunde tensiunea de revenire a
releului , Urev.r , a cărei valoare este dată de relaţia:
TT
p.revr.rev n
UU = (1.18)
unde TTn - raportul de transformare al transformatorului de măsură a tensiunii.
Caracteristica de acţionare a unui releu de minimă tensiune cu contact
normal închis este prezentată în figura 1.12 b , unde y reflectă starea contactului de
ieşire.
Coeficientul de revenire revK al releelor minimale de tensiune este dat de
relaţia:
rev
p.revpp
pp
p.rev
pr
r.revrev K
UU;
UU
UU
K =>== 1 (1.19)
Releele de minimă tensiune se realizează într-un mod asemănător cu releele
maximale de curent. Astfel pentru releele electromagnetice se obţine 151,Krev = , iar
pentru cele electronice 011,Krev = .
În figura 1.13 se prezintă domeniul valorilor tensiunii în regim normal şi de
scurtcircuit.
Regim de scurtcircuit Regimnormal
0 Upp rev.pU
min.explUUn
Umax.expl
UpUrez
Fig. 1.13. Domeniul valorilor tensiunii în regim normal şi de scurtcircuit.
Din figura 1.13 se observă domeniile corespunzătoare regimului normal ,
respectiv
[ ]lexp.maxlexp.min U,UU ∈ (1.20)
şi cele pentru regimul de scurtcircuit , pentru care
lexp.minUU < (1.21)
15
Tensiunea de pornire ppU şi cea de revenire p.revU trebuie să îndeplinească
condiţiile:
lexp.minp.revlexp.minpp UU;UU << (1.22)
Dacă în (1.21) se consideră că:
sig
lexp.minp.rev K
UU = (1.23)
unde 1>sigK din (1.18) şi (1.22) rezultă relaţia de calcul a tensiunii de pornire ppU
ca având forma:
revsig
lexp.min
rev
p.revpp KK
UK
UU
⋅== (1.24)
Protecţia de minimă tensiune nu se utilizează ca protecţie de sine stătătoare ,
ci în combinaţie cu protecţia maximală de curent pentru creşterea sensibilităţii
acesteia.
1.4.2. Protecţia maximală de tensiune.
Permite identificarea unor defecte nesimetrice , cum ar fi punerile
monofazate la pământ în reţelele de medie tensiune cu neutrul izolat sau tratat prin
bobină de stingere , în care releul maximal de tensiune este conectat în secundarul în
triunghi deschis al transformatorului de măsură de tensiune al barei respective , având
rol de filtru de tensiune de secvenţă homopolară , figura 1.14 b sau în prima înfăşurare
secundară a acestui transformator pentru protecţia de secvenţă inversă a
generatoarelor sincrone , figura 1.14 a.
RST
FTSI
U>
U =Ur 2
ST
R
U>
U =r3U0
n TT
y c.n.d.
rev.rU U p.r
(a) (b) (c)
Fig. 1.14. Protecţii maximale de tensiune de secvenţă inversă (a) , homopolară (b) şi
caracteristica releului maximal de tensiune cu c.n.d. (c).
16
În cazul acestei protecţii se pot defini:
• Tensiunea de pornire a protecţiei , ppU este valoarea la care , în sensul
creşterii tensiunii , protecţia acţionează:
ppp UU < (1.25)
• Tensiunea de pornire a releului:
TT
pppr n
UU = (1.26)
• Tensiunea de revenire a protecţiei , p.revU , este valoarea la care , în
sensul scăderii tensiunii , protecţia îşi revine:
ppp.rev UU ≤ sau )U(UU FTSHmaxdezFTSImaxdezp.rev ≥ (1.27)
• Tensiunea de revenire a releului:
TT
p.revr.rev n
UU = (1.28)
• Coeficientul de revenire:
11 <=<==rev
p.revpp
pp
p.rev
pr
r.revrev K
UUsau
UU
UUK (1.29)
Caracteristica de acţionare a unui releu maximal de tensiune cu contact
normal deschis este prezentată în figura 1.14 c.
Releele maximale de tensiune se pot realiza pe aceleaşi principii ca şi cele
maximale de curent. Pentru releele maximale de tensiune electromagnetice ,
850,Krev = , iar pentru cele electronice 990,Krev = .
În figura 1.15 se prezintă domeniile de tensiune de secvenţă inversă sau
homopolară în regim normal şi de scurtcircuit nesimetric.
2U
Regim Regim de scurtcircuit nesimetric
normal
Udez.max FTSI
dez.max FTSHsau U2 maxU
sau U0 max sau U0
0 Udez.min FTSI
Udez.min FTSH
rev.pU ppU
Fig. 1.15. Domeniile tensiunii de secvenţă inversă sau homopolară în regim normal şi de
scurtcircuit nesimetric.
17
Pentru stabilirea valorii tensiunii de pornire p.revU a protecţiilor maximale de
tensiune de secvenţă inversă sau homopolară conform figurii 1.15 trebuie adoptate
condiţiile:
FTSI.max.dezp.rev UU >
sau FTSH.max.dezp.rev UU > (1.30)
care conduc la relaţiile:
FTSI.max.dezsigp.rev UKU ⋅=
sau FTSH.max.dezsigp.rev UKU ⋅= (1.31)
unde 1>sigK .
Dacă se ţine seama de (1.28) se poate scrie:
pp
p.revrev U
UK = sau
rev
p.revpp K
UU = (1.32)
Prin luarea în considerare a relaţiilor (1.28), (1.32) devine:
FTSHmaxdezrev
sigpp
FTSImaxdezrev
sig
rev
p.revpp
UKK
U
UKK
KU
U
⋅=
⋅==
(1.33)
unde 1>sigK .
18
1.5. Protecţia direcţională.
Această protecţie se utilizează în combinaţie cu alte protecţii – de curent sau
de impedanţă , pentru localizarea defectului pe liniile cu alimentare bilaterală. Pentru
a evidenţia principiul protecţiei direcţionale se consideră figura 1.16 care are în
structura sa două linii , alimentate de centralele C1 , C1.
1
1
UAK
1C A
UA
C A1
K
+
3
(b)
I 1K
K
U
U
L
KI11
UA
KI K1
1
1
IK K 12
1 2
K 12I
3
B
U
I3
1I
(a)
I3
B
+
K
B
L
KI31
2
4I
UCK I4
C
4
1
B
+
CU
I4
1
2C
I1
L1
B
2
I2
3
4
LI3
2
IC
4
C2
Fig. 1.16. Schema electrică şi diagramele fazoriale corespunzătoare regimului normal (a) şi de
defect în K1 (b).
Se consideră defazajul φ al curentului faţă de tensiune , ce corespunde
sensului convenţional al curentului de la bară spre linie , în timp ce defazajul φ + π
corespunde sensului convenţional al curentului de la linie spre bară.
Figura 1.16 a corespunde regimului normal , iar regimului de scurtcircuit în
punctul K1 îi corespunde figura 1.16 b. Diagramele fazoriale corespund curentului şi
19
tensiunii pe o fază. Din analiza diagramelor fazoriale corespunzătoare celor două
situaţii rezultă:
• în regimul normal , pentru fiecare linie curentul de la o extremitate
circulă de la bară spre linie – defazajul φ - , iar curentul de la cealaltă
extremitate circulă de la linie spre bară – defazajul φ+ π ;
• în cazul scurtcircuitului în punctul K1 pe linia L1 , figura 1.16 b ,
curenţii 11KI şi 12KI circulă de la bară spre linie , defazaj φK , iar
curenţii 13KI de la linie spre bară – defazaj φK+ π , iar 14KI de la bară
spre linie , defazaj φK .
Se constată că prin controlul sensurilor de circulaţie ale curenţilor 11KI şi
12KI sau al defazajelor lor faţă de tensiunea AU , respectiv BU poate fi localizat
defectul în K1 , utilizându-se relee direcţionale.
Aceste relee numite şi relee de putere – de sens al puterii , nu de valoarea
acesteia – se conectează în circuit ca în figura 1.17 b , ce corespunde cazului
particular al releului de putere activă cu 21 /πϕ −= şi 22 /πϕ += .
Releele direcţionale în construcţia clasică pot fi electromecanice (de
inducţie) sau statice (electronice). Un releu direcţional de inducţie conţine în principal
un circuit magnetic cu două bobine , de curent şi tensiune şi un rotor din aluminiu în
care apare un cuplu de acţionare de forma:
)cos(IUKM rrrra αϕ +⋅⋅⋅= (1.34)
rU
rrI
2 2+ P>0Ur
Ur
Ir
Ir
sau
P TT
Ip
TC
Zona de blocare
Zona de actionare
GS
(a) (b)
K
Fig. 1.17. Schema de conectare (a) şi caracteristica releului direcţional (b).
20
1.5.1. Relee direcţionale de inducţie.
În figura 1.18 se prezintă diagrama fazorială a releului direcţional de
inducţie.
)(
)(
r
ruru
αϕπϕ
ϕγσϕσγϕ
+−=
−=+−+=
2
Fig. 1.18. Diagrama fazorială a releului direcţional de inducţie.
Cuplu de acţionare ϕΦΦ sinM uIa ⋅⋅=
dar
ru
ruurI UK
ZUKIK;IK ⋅=⋅=⋅=⋅= 321 2ΦΦ
Rezultă pentru Ma forma :
( )
+−⋅⋅⋅=⋅⋅⋅=⋅⋅⋅⋅= αϕπϕϕ rrrrrrra UIKsinUIKsinUKIKM
231
şi în final )cos(IUKM rrrra αϕ +⋅⋅⋅= (1.35)
Se observă că )cos(IU rrr αϕ +⋅⋅ este expresia unei puteri şi releul îşi închide contactul după cum aceasta este pozitivă sau negativă. Această putere fictivă nu este puterea care se scurge spre locul defectului , doar că sensul ei corespunde sensului de scurgere a puterii de scurtcircuit.
Unghiul α numit şi unghi interior al releului direcţional , diferă după tipurile constructive ale releelor şi el se alege funcţie de destinaţia acestora. Cele mai răspândite relee întâlnite în exploatare au prin construcţie mai multe valori pentru unghiul α , alegerea se face de regulă funcţie de locul şi defectul care să-l identifice.
Pentru α = 0 , condiţia de acţionare a releului devine: 0>⋅⋅⋅= rrrra cosIUKM ϕ (1.36)
iar pentru 2πα +
0<⋅⋅⋅= rrrra sinIUKM ϕ (1.37) Spre deosebire de releele maximale la care pentru a se produce acţionarea
curentul prin instalaţia protejată trebuie să depăşească valoarea reglată , la releele
21
direcţionale acţionarea depinde de trei parametri: curentul Ir , tensiunea Ur şi unghiul dintre aceste două mărimi.
Orientarea corectă a releului direcţional în sensul închiderii contactului este cu atât mai sigură , cu cât valoarea cuplului este mai mare.
La apariţia unui scurtcircuit , tensiunea scade şi implicit scade cuplul , fiind cu atât mai mic cu cât ( )αϕ +r este mai mare , având valoarea maximă pentru
0=+ )cos( r αϕ respectiv rϕα −= (1.38) Acest unghi pentru care cuplul releului direcţional este maximum , pentru un
curent şi o tensiune dată se numeşte unghi de sensibilitate maximă a releului. În figura 1.19 câteva caracteristici ale releelor direcţionale.
Fig. 1.19. Caracteristici ale releelor direcţionale: (a) generale; (b) de putere activă; (c) de putere
reactivă.
Pentru α = 0 , releul este de putere activă , iar pentru α = π/2 de putere
reactivă. Dacă releul direcţional funcţionează la unghiul sensibilităţii maxime ,
direcţia curentului se suprapune cu normala la caracteristica de acţionare , figura
1.19 a, b şi c.
Din punct de vedere practic , un asemenea releu nu acţionează pentru Ma = 0
, ci pentru min.ra MM = , unde Mr.min este cuplul rezistent minim determinat de un
resort antagonist şi de frecările în lagăre.
Dacă α = -φr , releul funcţionează la sensibilitate maximă.
Se poate scrie avându-se în vedere (1.34) că
)cos(IUKMM rrrrmin.ra αϕ +⋅⋅⋅== (1.39)
Dacă α = -φr
rrrmin.ra IUKMM ⋅⋅== (1.40)
sau
22
rr
min.rmin.rr IK
MUU
⋅== (1.41)
Dependenţa Ur.min = f(Ir) , reprezentată în figura 1.20 , evidenţiază
posibilitatea ca releul să nu acţioneze corect , chiar dacă defazajul φr corespunde
sensibilităţii maxime şi aceasta dacă perechea Ur , Ir corespunde unui punct situat sub
această caracteristică. Această posibilitate este
întâlnită la defecte apropiate de locul de montare
al protecţiei , când tensiunea Ur este foarte
redusă şi determină zona moartă de tensiunea
releului direcţional.
În cazul când φr+ α ≠ 0 , releul nu
funcţionează la sensibilitate maximă , din (1.40)
rezultă:
)cos(IKM
UUrrr
min.rmin.rr αϕ +⋅⋅
== (1.42)
iar dependenta Ur.min = f(Ir) , reprezentată cu linie întreruptă , figura 1.20 , evidenţiază
prin deplasarea în sus , creşterea zonei moarte de tensiune a releului.
În concluzie rezultă necesitatea utilizării releelor direcţionale la unghiul
sensibilităţii maxime , deoarece în aceste condiţii , zona moartă de tensiune este
minimă.
1.5.2. Relee direcţionale statice.
Aceste relee prezintă avantajul unei sensibilităţi mai ridicate – zona moartă
de tensiune este mult mai redusă , iar puterea minimă de acţionare este mult mai mică
– în raport cu releele de inducţie.
Pentru realizarea releelor direcţionale se utilizează în principiu două metode
şi anume:
• metode indirecte ce constau în obţinerea printr-o anumită metodă , a
unei dependenţe U = f(φr) în raport cu limitele φ1 , φ2 , metodă ce
devine echivalentă cu controlul semnului mărimii U.
Fig. 1.20. Caracteristica de putere minimă a releului direcţional de
inducţie.
23
• metode directe ce constau în măsurarea defazajului φr , dintre Ur şi Ir
şi compararea acestuia cu limitele φ1 , φ2.
Metodele indirecte la rândul lor se pot concretiza în două moduri:
1. metode bazate pe elemente care aproximează produsul
instantaneu rr iu ⋅ sau care permit calcularea acestui produs.
2. metoda comparaţiei amplitudinilor a două mărimi electrice
(tensiuni) dependente de mărimile U , I.
În continuare se prezintă , ca releul direcţional static , detectorul de fază cu
diode cu inel a cărui schemă electrică se prezintă în figura 1.21.
Conform schemei menţionate detectorul primeşte la intrare mărimile α∠⋅=⋅ UKUK uu , unde coeficientul complex α∠= uu KK introduce un defazaj α ,
care reprezintă unghiul sensibilităţii maxime şi ϕ∠= II u unde φ este defazajul între I
şi U.
Mărimea de ieşire este tensiunea u , a cărei valoare medie
)cos(UKdtT
u/T
m αϕµ +⋅⋅== ∫2
0
2 (1.43)
Semnul valorii medii um , poate fi determinat cu un detector de polaritate ,
astfel pentru
220 παϕπ
≤+≤−≥mu (1.44)
iar pentru
23
20 παϕπ
<+<<mu (1.45)
I
R
Ku U u
R1
2R
AR
BR
1D
D3
D4
D2
Fig. 1.21. Detector de fază cu diode în inel.
24
1.6. Protecţia de impedanţă.
Aşa cum s-a indicat în figura 1.1 , în cazul unui scurtcircuit trifazat metalic
pe linie , valoarea impedanţei măsurate prin raportul tensiune-curent este nulă la locul
defectului şi creşte spre surse cu creşterea distanţei electrice dintre punctul de măsură
şi locul defectului. Pe aceasta se bazează realizarea protecţiei de impedanţă care se
utilizează întotdeauna ca protecţie de minimă impedanţă.
În figura 1.22 a se prezintă schema de conectare a unui releu de impedanţă ,
iar în figura 1.22 b , dependenţa Z = f(Ip). Curentului nominal In îi corespunde
impedanţa nominală , iar curentului de scurtcircuit minim Iscmin , cea mai mare
impedanţă corespunzătoare regimului de scurtcircuit.
r TTZ<
(a)
Ip
rI
U
TC Up
Insarc.maxI
sc.minI
normalRegim
Regim descurtcircuit
min explZ la U
Z la Umax expl
Ip
Z
Zn
Z
Z1 2Z
C
D
jX
Zona de actionare
(b) (c)
Fig. 1.22. Schema de conectare a unui releu de minimă impedanţă (a) , dependenta Z = f(Ip) (b) şi
caracteristica generală de acţionare (c).
O particularitate a protecţiei de impedanţă , care este o protecţie complexă
cu două mărimi de intrare , curentul şi tensiunea , o constituie faptul că impedanţa
măsurată este un parametru de circuit dependent în mod aleatoriu atât de locul
defectului cât şi de valoarea rezistenţei arcului electric. Din acest motiv , nu este
suficientă impunerea unei condiţii simple de acţionare , cum ar fi Z<Zpp , unde Zpp
este impedanţa de pornire a protecţiei , ci a unei condiţii mai riguroase care să ţină
cont de ponderea componentelor R , X sau Z , φ – modulul şi argumentul impedanţei.
Acest lucru este posibil prin definirea unui domeniu D în planul complex al
impedanţelor R – jX , în care este situat vectorul impedanţei Z la defecte , domeniu
stabilit într-un mod convenabil şi delimitat printr-un contur C , figura 1.22 c.
25
Dacă DZ ∈1 releul de impedanţă acţionează , iar dacă DZ ∉1 releul nu
acţionează.
Conturul C se numeşte caracteristică de acţionare a releului de impedanţă.
Primele relee de impedanţă realizate electromecanice au fost de inducţie sau de tip
balanţă electrică. Detectorul de polaritate DP sesizează dacă :
uI II > (1.46)
Ir
R
TC
Ip
L
II DPUI
PR1
PR2
Ur
TT
Up
1Z
pp
r = Z
C
R
jX
DI
IV
II
III
2Z
(a) (b)
Fig. 1.23. Releu de impedanţă de tip balanţă electrică (a) şi
caracteristica sa de acţionare (b).
Conform figurii 1.23 a se poate scrie:
i
rru
i
rrI R
UKI;R
IKRI ⋅=
⋅⋅⋅=α (1.47)
unde R este rezistenţa de sarcină a transformatorului de măsură de curent TC , Kr –
coeficient de redresare , ( )10 ÷∈α reflectă poziţia cursorului, iar Ri este rezistenţa de
intrare a detectorului de polaritate DP. Condiţia (1.46) devine:
rrr I:UIR ≥⋅⋅α (1.48)
sau
prr
rr ZR
IUZ =⋅≤= α (1.49)
unde Zr este impedanţa măsurată de releu , iar Zpr – impedanţa de pornire a releului.
Releul de minimă impedanţă acţionează dacă:
prr ZZ ≤ (1.50)
26
Rezultă că o problemă relativ complicată de calcul a unei impedanţe
( )rrr I/UZ = şi de comparare a acestora cu o mărime de referinţă. Zpr – este
rezolvată într-un mod foarte simplu , prin compararea a doi curenţi.
Conform schemei din figura 1.23 a se poate scrie:
TC
pr
TT
pr n
II;
nU
U == şi relaţia (1.50) devine: (1.51)
prTT
TC
p
p
r
rr Z
nn
IU
IUZ ≤⋅== (1.52)
Dacă se notează
p
pp I
UZ = şi
TC
TTrp
TC
TTprpp n
nZZ,nnZZ ⋅=⋅= (1.53)
Condiţia (1.50) de acţionare a protecţiei devine:
ppp ZZ < (1.54)
unde Zp este impedanţa primară a elementului protejat , iar Zpp impedanţa de pornire a
protecţiei. Din (1.53) rezultă relaţia dintre impedanţa de pornire a protecţiei şi
impedanţa de pornire a releului este stabilită prin raportul rapoartelor de transformare
ale transformatorului de măsură de tensiune TT şi a celui de curent TC.
Dacă se consideră că
22 XRZZ p +== (1.55)
condiţia de acţionare a protecţiei (1.54) ia forma: 2222 rZXR pp =≤+ (1.56)
adică domeniul interior al caracteristicii circulare cu centrul în origine , reprezentată
în planul complex al impedanţelor R – jX , figura 1.23 b , unde r este raza cercului.
Se pot în concluzie stabili corelaţiile:
• Dacă uI II ≥ , atunci ( )DZZZ pp ∈≤ 11 , protecţia acţionează.
• Dacă uI II < , atunci ( )DZZZ pp ∉> 11 , protecţia nu acţionează.
Caracteristicile de acţionare circulare cu centrul în origine sunt cele mai simplu de obţinut , dar şi cele mai puţin convenabile în raport cu cerinţele protecţiilor de impedanţă.
Datorită faptului că în cazul liniilor electrice LZZZ uLp ⋅== , unde ZL
este impedanţa liniei , Zu impedanţa specifică , iar L lungimea acesteia , protecţia de
impedanţă utilizată la liniile electrice poartă denumirea de protecţie de distanţă.
27
1.6.1. Caracteristicile de acţionare ale protecţiilor de distanţă.
Elementele protejate prevăzute cu protecţii de distanţă – reţele electrice ,
transformatoare şi sisteme de bare – sunt caracterizate la rândul lor , printr-un loc
geometric limită al vârfurilor vectorilor impedanţă corespunzător defectelor dintr-o
anumită zonă protejată. Între caracteristicile de acţionare ale protecţiei şi acest loc
geometric , numit caracteristică ideală de acţionare , trebuie să existe o anumită
compatibilitate , în sensul acoperirii caracteristicii ideale , de către caracteristica de
acţionare reală , realizată de către protecţie. Dacă nu este îndeplinită această condiţie
sunt posibile următoarele situaţii:
• dacă caracteristica ideală depăşeşte caracteristica reală a protecţiei ,
înseamnă că nu toate defectele din zona protejată sunt sesizate , deci
protecţia nu are sensibilitatea necesară;
• dacă caracteristica reală a protecţiei depăşeşte caracteristica ideală ,
atunci protecţia sesizează şi defectele exterioare zonei protejate , deci
funcţionarea ei nu are sensibilitatea necesară.
Pentru a stabili forma unei caracteristici ideale de acţionare considerăm linia
electrică din figura 1.24 a. În cazul unui scurtcircuit metalic pe linia L între A şi B ,
vârful vectorului impedanţă – cu originea în A – este situat într-un punct
corespunzător locului defectului , pe segmentul AB , ca în figura 1.24 b.
A B
L
AR
jX B M
N
Z pendulatii
R arcA
Z t
Z tB
R arcB
Z supr
III
IV
(a) (b)
Fig. 1.24. Linie electrică (a) şi patrulaterul său de defecte (b).
28
Pentru un scurtcircuit metalic în B , impedanţa este B.scZ , iar dacă acest
scurtcircuit are loc prin arc electric RarcB , atunci:
B.arcB.scB.tot RZZ += (1.57)
În mod analog , la un defect în A
A.arcA.scA.tot RZZ += (1.58)
Pentru defecte prin arc situat între A şi B , vectorii impedanţă Ztot sunt situaţi
pe segmentul MN , iar pentru defecte pe linie cu rezistenţa arcului inferioară valorilor
maxime considerate în (1.57) , (1.58) , vectorul impedanţă este situat în interiorul
patrulaterului ABMN , numit patrulater de defecte.
Caracteristica de acţionare a protecţiei trebuie să ţină seama de următoarele
considerente:
• comportarea la suprasarcini: În acest regim , vectorul impedanţă la
suprasarcină are o valoare mare şi argumente apropiate de zero , aşa
cum se observă din figura 1.22 b , deci domeniul corespunzător
impedanţei Zsupr trebuie exclus din caracteristica de acţionare.
• comportarea la pendulaţii: În regimul de scurtcircuit pe linia AB ,
vectorul impedanţă este situat în cadranul I al planului R + jX , iar în
regim de pendulaţii , hodograf vectorului impedanţă reprezentând locul
geometric al vârfului acestuia , descrie curbe între cadranele II şi IV de
forma caracteristicii cu linie întreruptă. Pentru ca protecţia de
impedanţă să fie supusă cât mai puţin pericolului acţionării greşite la
pendulaţii , lăţimea caracteristicii de acţionare intersectată de hodograf
să fie cât mai redusă.
Caracteristicile de acţionare circulare sunt cele mai simple de obţinut practic
şi singurele în cazul releelor de impedanţă electromecanice , dar sunt şi cele mai puţin
adecvate în raport cu comportarea la defecte prin arc , la suprasarcini şi la pendulaţii ,
fapt evidenţiat în figura 1.25 a , b , c.
29
B
A
jX
B
(b)(a) (c)
M
NR
A
B'jX
B M
N
M'
RA
jX
M
NR
Fig. 1.25. Modalităţi de poziţionare a caracteristicii de acţionare circulare în raport cu
patrulaterul de defecte.
Din figura 1.25 rezultă următoarele:
• pentru poziţionarea caracteristicii circulare , în raport cu patrulaterul de
defecte , figura 1.25 a , zona BB’M poate conduce la funcţionări
neselective;
• pentru poziţionarea din figura 1.25 b , zona BMM’ constituie un
domeniu în care protecţia de impedanţă nu are sensibilitatea necesară;
• prin deplasarea caracteristicii circulare cu centrul pe axa reală , figura
1.25 c , au fost eliminate dezavantajele de mai sus , dar a fost mărită
sensibilitatea protecţiei în regim de suprasarcină , ceea ce constituie un
dezavantaj.
Prin deplasarea caracteristicii circulare în cadranul I este posibilă o
asemenea încadrare a patrulaterului de defecte încât să fie eliminate neajunsurile
menţionate.
Caracteristicile de acţionare cu o formă apropiată de cea a patrulaterului de
defecte sunt mai dificil de obţinut în cadrul protecţiilor electromecanice. Protecţiile
statice , analogice sau numerice , permit realizarea unei diversităţi de asemenea
caracteristici.
În figura 1.26 a , b , c sunt prezentate trei asemenea caracteristici , de tip
intersecţie de cercuri (a) , elipsă (b) şi poligonală (c) , cu o bună acoperire a
caracteristicii ideale.
30
A
jXB
(b)(a) (c)
RN
MB
A
jX
RN
B M
A
3
jX
R
2N
M
1
4
Fig. 1.26. Caracteristici de acţionare , intersecţia de cercuri (a) , elipsă (b) şi poligonală (c).
1.6.2. Relee de impedanţă statice – principii de realizare.
În literatura de specialitate sunt prezentate trei categorii de metode pentru
determinarea impedanţei prin măsurarea mărimilor electrice , curent , tensiune şi care
sunt prezentate sintetic în figura 1.27 , unde ta reprezintă timpul de acţionare şi
T=20ms perioada corespunzătoare frecvenţei industriale.
Pentru determinarea locului defectului cu ajutorul unei singure ecuaţii în
care intervin mărimile electrice – curent , tensiune sau combinaţiile acestora se poate
stabili poziţia vectorului impedanţă în raport cu caracteristica de acţionare. Rezolvarea
acestei ecuaţii se poate face fizic , fie prin compararea amplitudinilor sau defazajelor
în valori medii , situaţie care duce la timpi de acţionare Tta > , fie prin compararea
valorilor instantanee sau defazajelor măsurate prin treceri prin zero , când se obţine
<< TtT
a2 , metode folosite în protecţiile de impedanţă statice utilizate în prezent.
31
2 ecuaţii msta 21−=
2 ecuaţii cu derivate Soluţie continuă
Fig. 1.27. Metode de determinare a impedanţei.
Pentru determinarea locului defectului cu ajutorul a două ecuaţii în care
intervin valorile instantanee ale mărimilor electrice u , i în două momente , t şi t+Δt
necesită utilizarea calculatoarelor şi pot fi obţinute valori ale lui 21÷=at ms.
În cazul determinării locului defectului cu ajutorul a două ecuaţii în care
intervin mărimile electrice u , i precum şi derivatele lor , valoarea impedanţei este
continuă şi dependenţa de armonicile superioare care trebuie eliminate prin filtrare.
1.7. Protecţia diferenţială – principiul de funcţionare.
Funcţionare protecţiei diferenţiale se bazează pe compararea mărimilor
electrice de acelaşi tip de la extremităţile elementului protejat sau în circuite identice
conectate în paralel , compararea făcându-se atât din punct de vedere al amplitudinilor
cât şi din punct de vedere al defezajelor.
Cele două posibilităţi de aplicare a principiului diferenţial determină două
tipuri de protecţii diferenţiale: longitudinală când se compară mărimile de la intrare şi
ieşire din elementul protejat şi transversală când se compară mărimi identice ce
funcţionează în paralel.
1 ecuaţie
ta > T
TtTa <<
2
Comparaţia defazajului cu element de integrare
Comparaţie amplitudine - fază
Comparaţia amplitudinilor
Comparaţia fazei prin treceri prin zero
Comparaţia valorilor instantanee
32
În cazul primului tip de protecţie , în regim normal de funcţionare sau la
scurtcircuit exterior , curenţii de la intrarea şi ieşirea din elementul protejat sunt egali
şi în fază – excepţie face transformatorul pentru care această protecţie are anumite
particularităţi , aşa cum se prezintă în figura 1.28.
A scAI
E.P.
scBI B
(b) scB
scA II ≠
A AI
E.P.
BI B
(a) BA II =
Fig. 1.28. Sensurile curenţilor într-un element protejat E.P. în regim normal sau defect extern (a)
şi în regim de defect intern (b).
În cazul defectului , figura 1.28 b , valorile curenţilor se schimbă , iar faza
curentului de la extremitatea B se modifică cu aproximativ 180° , respectiv : scB
scA II = (1.59)
Comparând valorile şi defazajele curenţilor sau sensurile de circulaţie ale
acestora , cu scheme adecvate , se poate stabili atât apariţia unui defect cât şi
localizarea lui.
1.7.1. Protecţia diferenţială longitudinală.
Se foloseşte împotriva scurtcircuitelor polifazate cu întindere teritorială
redusă datorită necesităţii unor conductoare de legătură între extremităţi , cum sunt
generatoarele , transformatoarele şi liniile de lungimi reduse.
Acest tip de protecţie se realizează în două variante şi anume:
• cu circulaţia curenţilor;
• cu echilibrarea tensiunilor.
Ambele scheme funcţionează pe principiul comparării în modul şi fază a
curenţilor de la începutul şi sfârşitul elementului protejat , extremităţile care
delimitează zona protejată. În acest scop , la extremităţile menţionate , pe fiecare fază
se montează transformatoare de măsură de curent , cât mai apropiate de
33
întrerupătoarele elementului protejat. Cele două transformatoare de curent de pe
fiecare fază , se aleg şi se conectează astfel încât în regimul normal sau de scurtcircuit
exterior , curenţii secundari ale transformatoarelor de măsură de curent să fie egale şi
în fază.
Dacă curenţii primari în
regimul normal de funcţionare sunt
egali
pBpA II = , (1.60)
iar transformatoarele de măsură de
curent TCA , TCB cu caracteristici de
magnetizare identice , teoretic , curenţii
secundari sBsA I,I sunt egali şi în fază.
sBsA II = (1.61)
iar prin releu va circula curentul
0=−= sBsAr III (1.62)
Dacă în regim normal şi la
defecte exterioare , curenţii primari nu
sunt egali şi în fază , pentru a asigura
egalitatea curenţilor secundari în
modul şi fază se aleg în mod corespunzător rapoartele de transformare a
transformatoarelor de măsură de curent ale montajului diferenţial precum şi modul de
conectare al înfăşurărilor secundare ale acestora.
La defecte în zona protejată , punctul K2 , valorile curenţilor primari de la
extremităţile elementului protejat nu mai sunt aceleaşi , iar sensul curentului de la
extremitatea B se inversează. scpBK
scpAK II 22 ≠ (1.63)
Curentul prin releu are valoarea: scsBK
scsAKr III 22 −= (1.64)
şi are o valoare ridicată întrucât scsAKI 2 şi sc
sBKI 2 sunt în opoziţie de fază , iar diferenţa
lo din (1.64) devine egală cu suma curenţilor secundari:
TCA
TCB
B
s c2p B KI p BI K
s c2p A KI
E.P.
L
p AI L
A
K
s AI s c2s A KI
s BI s c2s B KI
1K
2K
K
I>rI
1
Fig. 1.29. Protecţia diferenţială longitudinală cu circulaţia curenţilor.
34
'sc
TC
scpBK
TC
scpAKsc
sBKscsAKr I
nI
nI
III =+=+= 2222 (1.65)
unde 'scI este curentul de scurtcircuit primar total raportat la secundar.
În cazul când elementul protejat este alimentat numai din sursa A,
02 =scpBKI , 02 =
scsBKI şi sc
sAr II = (1.66)
În condiţiile reale , transformatoarele de măsură de curent TCA , TCB ,
funcţionează cu erori ceea ce face ca în regim normal şi la defecte exterioare,
sBsA II ≠ (1.67)
deci
0≠−= sBsAr III (1.68)
prin releul de curent circulă curentul de dezechilibru raportata la secundar, 'dezr II = (1.69)
de care trebuie să se ţină seama în alegerea curentului de pornire al releului prI şi al
protecţiei ppI , respectiv:
calcmaxdezpp
'calcmaxdezpr
IIII
>
> (1.70)
35
2. Tendinţe noi în dezvoltarea sistemelor de
protecţie.
2.1. Generalităţi.
Dezvoltarea continuă a sistemelor energetice însoţită de necesitatea creşterii
siguranţei în exploatare şi a calităţii energiei electrice furnizate , precum şi de
asigurarea integrităţii echipamentelor componente ale SE, impun sistemelor de
protecţie condiţii din ce în ce mai severe.
În acelaşi timp, dezvoltarea micro – şi optoelectronicii în sensul creşterii
capacităţii de memorare şi prelucrare , a vitezei de lucru şi de transmitere a datelor a
condus la evoluţii spectaculoase în domeniul protecţiei sistemelor electrice.
Aceste afirmaţii sunt susţinute de numărul important de lucrări ştiinţifice
publicate în revistele de specialitate sau în volumele unor manifestări ştiinţifice de
prestigiu. O analiză succintă a principalelor domenii de interes, care focalizează
eforturile specialiştilor, permite identificarea următoarelor direcţii de cercetare:
a. Elaborarea unor noi metode analitice de mare acurateţe pentru
principalele echipamente protejate (linii, generatoare şi
transformatoare) care să permită simularea numerică a acestora în
condiţii cât mai apropiate de cele reale şi care să facă posibilă testarea
noilor tipuri de protecţii realizate.
b. Elaborarea unor algoritmi pentru corectarea caracteristicilor
transformatoarelor de curent şi de tensiune, inclusiv pentru filtrarea
componentelor fundamentale sau a unor armonici semnificative.
c. Dezvoltarea accentuată a sistemelor de protecţie cu microprocesoare, o
atenţie deosebită fiind acordată protecţiilor multifuncţionale,
protecţiilor de distanţă şi diferenţiale, precum şi elaborarea unor
algoritmi evoluaţi de prelucrare a semnalelor numerice.
d. Dintre performanţele protecţiilor, avute în vedere în sensul
îmbunătăţirii acestora, se remarcă rapiditatea, precizia realizării
caracteristicilor de acţionare în funcţie de tipul defectului, condiţiile
36
producerii acestuia şi configuraţia sistemului precum şi siguranţa în
funcţionare.
e. Dezvoltarea sistemelor de comunicaţii în vederea conectării protecţiilor
în sisteme de protecţii, inclusiv prin utilizarea fibrei optice şi a
canalelor radio.
f. Cu adevărat remarcabilă poate fi apreciată perseverenţa cercetătorilor
de a extinde suportul fundamental teoretic al protecţiilor prin
introducerea şi utilizarea cu succes a unor noi instrumente de lucru cum
sunt sistemele expert, adaptive, stochastice, cu predicţia optimului,
sistemele Fuzzy, analiza topologică precum şi reţelele Petri şi reţelele
neuronale artificiale. Dintre acestea se detaşează reţelele neuronale
artificiale care oferă posibilităţi deosebite în dezvoltarea sistemelor de
protecţie. În cele ce urmează vor fi exemplificate câteva dintre aceste
tendinţe moderne în domeniul protecţiilor.
2.2. Protecţii numerice multifuncţionale.
Evoluţiile majore în tehnologia digitală, a sistemelor de afişare şi a
interfeţelor, precum şi posibilitatea elaborării unor algoritmi specifici de procesare a
datelor au permis integrarea mai multor funcţii de protecţie într-o singură structură
numerică. Protecţiile numerice oferă o serie de avantaje, dintre care menţionăm:
• Performanţe îmbunătăţite;
• Flexibilitate mai mare;
• Reducerea spaţiului necesar instalării;
• Posibilitatea obţinerii unei diversităţi de caracteristici mai bine
adaptate echipamentelor protejate;
• Posibilitatea memorării evenimentelor şi a înregistrării mărimilor de
defect;
• Comunicarea la distanţă;
• Autoverificarea şi autocalibrarea continuă.
37
În continuare sunt prezentate elementele de bază ale unei protecţii numerice
multifuncţionale concepute pe arhitectura unui procesor dublu, unul dintre procesoare
asigurând executarea algoritmilor de prelucrare a datelor, iar la al doilea – un procesor
de utilitate generală, cu funcţii în realizarea logicii protecţiei şi în asigurarea
comunicării cu exteriorul.
2.2.1. Algoritmii prelucrării semnalului numeric.
Calculul mărimilor electrice – curenţi şi tensiuni – supravegheate în cadrul
protecţiei, se realizează cu ajutorul unor algoritmi de prelucrare a semnalului numeric
pe baza cărora se elaborează un set de programe soft de procesare digitală a
semnalului. Pentru un generator sincron s-a considerat necesară supravegherea
următoarelor mărimi:
1. Creşterea/scăderea tensiunii.
2. Valoarea maximă a tensiunii, la creşterea acesteia.
3. Creşterea/scăderea frecvenţei.
4. Creşterea curentului (cu relee de curent numerice cu
caracteristică independentă sau dependentă de timp).
5. Sensul de circulaţie a puterii.
6. Creşterea componentei de secvenţă inversă a curentului.
Mărimile de intrare în protecţie, curenţi şi tensiuni sunt considerate mărimi
sinusoidale, dar afectate de componente continue (aperiodice) şi de armonici
superioare. Aceste mărimi de intrare pot fi caracterizate prin valoarea medie, valoarea
efectivă, valoarea maximă, valoarea efectivă şi fază, precum şi frecvenţa componentei
fundamentale.
a. Calculul valorii efective.
Valoarea efectivă a unui semnal periodic x(t) de perioadă 2π radiani este
definită prin:
∫=ωπ
πω /
dt)t(xX2
0
2
2 (2.1)
În formă discretă, valoarea efectivă Xk a semnalului eşantionat se poate
obţine cu relaţia:
38
∑−
=−=
1
0
1 N
rrkk x
NX , (2.2)
unde x-1, x-2, ..., x-N=0, iar numărul eşantioanelor într-o perioadă corespunzătoare
frecvenţei industriale este N (N=16, în acest exemplu).
Mărimea Xk reprezintă valoarea efectivă a semnalului de intrare calculată pe
baza ultimelor N eşantioane (deci pe durata unei perioade), considerând unda
fundamentală sinusoidală, componenta continuă şi armonicile superioare până la
ordinul n, unde n=(N/2)-1.
Relaţia (2.2) poate fi scrisă, pentru a reduce calculele, într-o formă recursivă: 22
1 Nkk'k
'k xxXX −− −+= , (2.3)
unde 01 =−'X şi 021 =−−− Nx,...,x,x .
Relaţia (2.3) permite calculul valorii efective în momentul eşantionului k în
funcţie de valoarea efectivă în momentul anterior k – 1, adăugând valoarea ultimului
eşantion xk şi scăzând valoarea eşantionului obţinut cu o perioadă în urmă, adică xk-N.
Din (2.2) şi (2.3) rezultă valoarea efectivă
NXX
'k
k =2 (2.4)
b. Calculul valorii efective şi a fazei componente fundamentale.
Unii dintre algoritmii care permit obţinerea valorii efective şi a fazei
componentei fundamentale a mărimii de intrare se bazează pe transformata Fourier
discretă (TFD). Algoritmul TFD realizează două funcţii importante:
• filtrează componenta fundamentală de componenta continuă şi
armonicile superioare;
• permite calculul valorii efective şi a fazei componentei fundamentale
sub formă fazorială.
Calcularea componentelor reală (x) şi imaginară (y) a fazorului complex al
mărimii electrice este posibilă folosind relaţiile:
39
∑
∑−
=−
−
=−
=
=
1
0
1
0
22
22
N
rrkyk
N
rrkxk
Nrsinx
NX
Nrcosx
NX
π
π
(2.5)
unde 0121 =−−−− )N(x,...,x,x şi N = 16 eşantioane pe o perioadă.
Din relaţiile (2.5) se poate observa că, pentru calculul direct al
componentelor Xxk şi Xyk sunt necesare 2N multiplicări ale fiecărui eşantion. Relaţiile
de mai sus pot fi scrise şi sub o formă recursivă pentru a simplifica calculele:
( )
( )N
kcosxxN
XX
Nkcosxx
NXX
Nkkykyk
Nkkxkxk
π
π
22
22
1
1
−−
−−
−+=
−+= (2.6)
unde Nx,...,x,x −−− 21 precum şi Xx-1 , Xy-1 sunt toate zero.
Aceste relaţii necesită numai două multiplicări la fiecare eşantion. În plus,
relaţiile (2.6) permit obţinerea unui fazor staţionar, spre deosebire de relaţiile (2.5)
care conduc la un fazor în rotaţie. Valoarea efectivă Xk şi faza kθ se pot determina cu
relaţiile:
xk
ykk
ykxkk
XX
arctg
XXX
=
+=
θ
2
222
(2.7)
c. Determinarea valorii maxime.
Valoarea maximă Xm a semnalului eşantionat poate fi determinată cu
{ }01
=−
= − rN
xmaxX rkm (2.8)
unde unde 0121 =−−−− )N(x,...,x,x şi N = 16.
Pe durata existenţei unor condiţii favorabile apariţiei ferorezonanţei
tensiunile sistemului pot atinge valori periculoase. Protecţiile maximale de tensiune
bazate pe supravegherea valorii efective a tensiunii pot realiza performanţe reduse
datorită conţinutului ridicat de armonici superioare. În aceste condiţii se recomandă
supravegherea valorii maxime a tensiunii determinate conform relaţiei (2.8).
40
d. Calculul frecvenţei.
Releele numerice de frecvenţă care se folosesc în prezent, determină
frecvenţa prin măsurarea duratei dintre două treceri succesive prin zero a tensiunii
sistemului. Precizia acestor relee este influenţată nefavorabil de armonici superioare şi
zgomote care modifică momentele trecerilor prin zero sau determină treceri prin zero
multiple. O posibilitate modernă de măsurare digitală a frecvenţei se bazează pe
calculul fazorului obţinut prin TFD. Această metodă permite o măsurare corectă a
frecvenţei prin utilizarea fazorului tensiunii de secvenţă directă şi elimină neajunsurile
legate de influenţa asupra tensiunii de fază în cadrul defectelor monofazate.
Fie UR, US, UT fazorii tensiune de fază obţinuţi cu relaţia (2.6); fazorul
tensiunii de secvenţă directă se calculează cu relaţia:
( )TSR UUUU 21 3
1 αα ++= (2.9)
unde 1866050 =+−= αα ;,j, .
S-a arătat mai sus că prin obţinerea relaţiilor (2.6) este posibilă obţinerea
unui fazor rezultant staţionar. În ipoteza că frecvenţa semnalului de intrare se abate cu
f∆ de la frecvenţa nominală f0, faza fazorului tensiune de secvenţă directă în
momentul k, poate fi exprimată prin:
π∆θθ 20
16 ff
kk += − (2.10)
de unde ( ) 01621 ff kk −−= θθπ
∆ (2.11)
Rezultă că modificarea fazei tensiunii de secvenţă directă este legată direct
de f∆ . În relaţia (2.11) frecvenţa se calculează o dată la fiecare perioadă (16
eşantioane); algoritmul de calcul al frecvenţei este prezentat în fig. 2.1. Precizia de
măsurare este de cca. ±0,02 Hz pentru un domeniu al frecvenţei de la 47 la 53 Hz şi
poate fi îmbunătăţită prin creşterea timpului de măsurare (cu consecinţe asupra
timpului de răspuns a releului).
41
Fig. 2.1. Algoritmul de calcul a frecvenţei.
e. Calculul puterii active şi reactive.
Metodele de calcul a puterii active şi reactive bazate pe determinarea fazelor
la treceri prin zero sunt sensibile la forma de undă uneori deformată a curentului.
Calcularea puterilor prin algoritmi bazaţi pe TDF, corespunzători fazorilor undei
fundamentale a curentului şi tensiunii permit obţinerea unei insensibilităţi la
armonicile din mărimile de intrare. Dacă U şi I sunt fazorii tensiunii şi curentului,
puterea aparentă S se calculează prin:
FRECV.
Calculează: 1611 −−=+ kk UUjBA
Calculează:
DCBA
xtg+
+==
2ψ
Calculează: 3
32
2102xcxcxccxarctgtg +++==
Ψ
Calculează:
=
20 Ψπ
∆ ff
Dacă 0≥− )BCAD(
ff ∆∆ −=
fff ∆+= 0
Return
Nu
Da
0
kθ
16−kθ
2Ψ
kU 1
161 −kU
42
jQPIUS * +=⋅= (2.12)
unde P este puterea activă şi Q – puterea reactivă.
Puterea totală într-un sistem trifazat se calculează ca suma puterilor de pe
cele trei faze, *TT
*SS
*RR IUIUIUjQPS ++=+= , (2.13)
sau printr-o relaţie utilizată şi în cadrul metodei celor două wattmetre: *SST
*RRT IUIUjQPS +=+= (2.14)
Factorul de putere poate fi de asemenea calculat pentru afişare:
22 QPPcos+
=ϕ (2.15)
Pentru utilizarea funcţiilor de protecţie direcţională, sensibilă la sensul de
circulaţie al puterii, este suficient să fie determinat semnul componentelor puterii în
relaţia (2.12) sau semnele componentelor puterii pe fiecare fază în relaţia (2.13).
f. Calculul componentei de secvenţă inversă a curentului.
Prin supravegherea componentei de secvenţă inversă a curentului pot fi
sesizate regimuri de funcţionare nesimetrică a generatoarelor, care provoacă încălzirea
anormală a acestora.
Componenta de secvenţă inversă I2 a curentului se poate calcula utilizând
fazorii curent IR, IS, IT, obţinuţi cu TDF prin:
( )TSR IIII αα ++= 22 3
1 (2.16)
unde 1866050 =+−= αα ,,j, .
g. Realizarea caracteristicilor dependente de timp ale releelor de
curent.
Protecţiile de curent se pot realiza cu caracteristică timp de acţionare –
curent dependentă sau independentă. Caracteristica de dependenţă t=f(I) a unui releu
de curent de inducţie poate fi exprimată prin:
43
∫ ≥t
tKdt)I(f
0
, (2.17)
unde I este curentul exprimat ca un multiplu al curentului de pornire, K este valoarea
reglată a elementului de temporizare, iar funcţia f determină gradul de dependenţă
t=f(I). În relaţia (2.17) integrarea începe în momentul t0 când valoarea curentului o
depăşeşte pe cea de pornire, iar releul acţionează în momentul în care valoarea
integralei depăşeşte constanta K.
Relaţia (2.17) poate fi pusă sub o formă numerică, considerând Ik valoarea
eşantionului k al curentului în multipli ai valorii de pornire şi U0 – valoarea iniţială a
integralei, la t0:
)I(fUU kkk += −1 . (2.18)
Dacă presupunem că releul acţionează când suma atinge valoarea de prag,
K0, atunci timpul de acţionare t a releului, pentru o valoare constantă a curentului este
dat de
)I(fTKt
k
00= (2.19)
unde T0 = 5 ms este intervalul utilizat pentru integrare.
Pentru realizarea unui releu trifazat sunt necesare patru integratoare
independente, trei pentru curenţii de fază şi unul pentru curentul homopolar.
Funcţia f(Ik) din relaţia (2.18) poate fi aproximată printr-un polinom de
ordinul doi, de forma 22
22
102 )I(A)I(AA)I(f ' ++= (2.20)
unde f’ aproximează f iar A0, A1, A2 sunt coeficienţi polinomiali. Variabila în funcţia
aproximativă este I2 în locul lui I pentru a se elimina calcularea rădăcinii pătrate.
h. Structura hardware a protecţiei.
Schema bloc a protecţiei multifuncţionale este prezentată în fig. 2.2.
Tensiunile şi curenţii secundari sunt aplicate transformatoarelor de curent şi
tensiune TC, TT. Mărimile secundare sunt aplicate unui filtru trece jos (FTJ) cu
comportare antialiasing (pentru creşterea preciziei în determinarea undei
fundamentale, în prezenţa armonicilor superioare şi zgomotelor de frecvenţe peste
jumătate din frecvenţa de eşantionare). Semnalele analogice sunt transmise printr-un
44
multiplexor analogic (MUX) unui amplificator cu amplificare programabilă (AAP).
Acest amplificator programabil este necesar datorită domeniului mare de reglare al
valorilor curentului de pornire, pe de o parte, şi valorii mai a curentului maxim pe care
îl poate primi releul, pe de altă parte. Sunt prevăzute în plus trei canale pentru
prelucrarea semnalelor de curenţi mici ( )'T
'S
'R i,i,i de precizie ridicată.
LED
AAP CAN12 bit PSD
ROM8K byte
RAMdublu port2K byte
Panoude
control
I/Oserial
Contactede
intrare
Releu de
ieşire
Circuit de ieşire Opto-
cuploare
Panou frontal
MUX
Reţeaua PSD
Circuite de intrare
FTJTT
TC
LCD2 linii x
24 caractere
RAM24K byte
ROM programabilă
128K byte
PG10 MHz
EEPROM
RAMceas
Ru
Su
Tu
0u
Ri
0i
Ti
Si
'Ri
'Ti
'Si
Reţeaua PG
Fig. 2.2. Schema bloc a protecţiei multifuncţionale.
Frecvenţa de eşantionare este de 16 eşantioane pentru o perioadă
corespunzătoare frecvenţei de 50 Hz, adică 800 Hz. Această frecvenţă de eşantionare
oferă mai multe avantaje:
• Măsurarea mai precisă a valorii maxime a tensiunii pe durata unor
fenomene de ferorezonanţă;
• Asigură o precizie ridicată în măsurarea valorilor efective când
mărimile electrice conţin armonici superioare;
• Necesită filtre antialiasing mai simple;
45
• Înregistrarea mărimilor de defect conţine armonicile superioare şi
mărimile proprii regimului de ferorezonanţă;
• Contribuie la îmbunătăţirea performanţelor generale ale protecţiei.
Semnalele analogice sunt eşantionate şi convertite în date digitizate şi
execută o varietate de algoritmi de prelucrare a datelor pentru a calcula valoarea
mărimilor de intrare. Valorile calculate sunt transferate unei memorii dublu port
RAM. Aceasta asigură o legătură de comunicare rapidă între procesorul PSD şi
procesorul general (PG).
Procesorul general asigură funcţii logice şi schimbul de informaţii cu
exteriorul. Contactele circuitelor de intrare oferă procesorului informaţii privind starea
acestor contacte, iar releele de ieşire asigură funcţii de declanşare şi/sau semnalizare.
Interfaţa cu utilizatorul este constituită dintr-o tastatură şi un display care
permite modificarea mărimilor de referinţă şi afişarea diferitelor mărimi. Două porţi
seriale I/O asigură utilizatorului posibilitatea comunicării la distanţă.
Programele software sunt stocate în memorii ROM, iar memoriile RAM sunt
folosite pentru stocarea temporară a datelor. Mărimile de referinţă ale protecţiei şi
coeficienţii de calibrare sunt stocate în memorii EEPROM.
i. Structura software a protecţiei.
Programele software ale procesorului PSD s-au dezvoltat într-un limbaj de
ansamblu pentru a optimiza viteza de execuţie cu lungimea cuvântului. Procesorul
PSD achiziţionează eşantioanele digitizate ale tensiunilor şi curenţilor (în total 11
mărimi), calibrează mărimile offset cu referinţa – masă a canalului şi obţine erorile
tuturor celor 11 canale folosind coeficienţi calculaţi anterior (cu programe de
autocalibrare) de la EEPROM. Eşantioanele digitizate ale tensiunilor şi curenţilor sunt
stocate într-un buffer circular RAM pentru accesul prim soft-ul de înregistrare a
curentului de defect la procesorul general.
Procesorul PSD calculează valorile efective, fazorii mărimilor şi valorile
maxime şi transferă rezultatele procesorului general la fiecare jumătate de perioadă.
Pentru rezolvarea sarcinilor multiple care revin procesorului general (PG)
s-a elaborat un set de rutine care fac posibilă asigurarea tuturor funcţiilor; fiecărei
funcţii i se alocă o secvenţă din timpul procesării, coordonarea fiind asigurată de un
46
ceas de tact. Acest mod de organizare asigură o execuţie cuasisimultană a tuturor
funcţiilor.
Interfaţa utilizatorului conţine toate rutinele necesare afişării mărimilor de
intrare/ieşire, referinţe, informaţii de stare. Funcţiile logice sunt realizate pe baza
informaţiilor disponibile în memorii RAM, stabilesc condiţiile de declanşare şi sunt
executate la fiecare jumătate de perioadă. Mărimile de referinţă sunt memorate în
RAM prin citirea şi transferul rapid a valorilor stocate în EEPROM.
47
3. Protecţiile clasice ale motoarelor electrice
asincrone de medie tensiune.
3.1. Protecţia diferenţială longitudinală
Acest tip de protecţie se utilizează pentru motoarele cu puteri mai mari de
4000 kW împotriva scurtcircuitelor polifazate în stator, cu două ramuri diferenţiale în
loc de trei aşa cum se prezintă în figura 3.1.
Condiţiile de funcţionare a acestei protecţii sunt:
1. Să nu acţioneze în regim normal de funcţionare al motorului când acesta
este încărcat la sarcină normală;
2. Să acţioneze la cel mai mic curent de scurtcircuit, de regulă la un
scurtcircuit bifazat în zona protejată, zonă delimitată de ramurile protecţiei
diferenţiale cuprinse între cele două transformatoare de măsură de curent. În acest
sens se va calcula curentul de scurtcircuit pe fază la un scurtcircuit bifazat, ţinându-se
seama de aportul surselor din amonte şi a impedanţei (reactanţei) căilor de curent
dintre sursele existente şi poziţia geografică a motorului protejat;
Fig. 3.1. Schema protecţiei diferenţiale longitudinale realizată pe două faze, cu relee maximale de curent RC-2
48
3. Să nu acţioneze la cuplarea la reţea a motorului respectiv, întrucât
curentul de pornire are o valoare însemnată, acesta poate da naştere unui curent de
dezechilibru secundar în ramurile protecţiei care să conducă la acţionarea acesteia.
3.1.1. Calculul curentului de pornire al protecţiei
Acesta este dat de expresia:
pM00
iaperidsigdezpsigpp IfKKKIKI ⋅⋅⋅⋅=⋅= (3.1)
unde:
ksig = 1,2 ÷ 1,4
kaper = coeficient ce ţine seama de modificarea erorii de curent, fi, a
transformatoarelor de măsurat de curent în regimul tranzitoriu de pornire al motorului.
Kaper = 2 atunci când se utilizează relee RC-2 legate la secundarul TC, respectiv
kaper =1 când se utilizează transformatoare cu saturaţie rapidă TSR între TC şi RC-2.
Kid – coeficient de identitate al transformatorului de măsură de curent care
ţine seama de modificarea erorii de curent fi în regimul normal de funcţionare; kid =1
când se utilizează relee de curent RC-2, respectiv 0,5 când se utilizează
transformatoare TSR între TC şi RC-2.
fi – eroarea de curent a transformatoarelor de măsură de curent având
valoarea maximă de 10%;
IpM – curentul maxim de pornire al motorului dat de fabrica constructoare
sau oscilografiat la punerea în funcţiune a motorului.
Ksch – coeficient de schemă a protecţiei care ţine seama de modul de
conectare în circuit a transformatoarelor de măsură de curent. La conexiunea în stea
ksch = 1 iar la conexiunea triunghi ksch = 3 .
3.1.2. Calculul curentului de pornire a releelor
Este dat de expresia:
TC
pppr n
II = (3.2)
unde nTC este raportul de transformare al transformatoarelor de măsură de curent, care
alimentează releele protecţiei.
Sensibilitatea protecţiei diferenţiale longitudinale se apreciază prin
coeficientul de sensibilitate ksens cu expresia:
49
( )2
II
kpp
2''sc
sens ≥= (3.3)
unde:
( )2''
scI - reprezintă valoarea minimă a curentului supratranzitoriu debitat de
sistem în cazul unui scurtcircuit bifazat la bornele motorului.
3.2. Protecţia împotriva scurtcircuitelor în înfăşurarea
statorului Acest tip de protecţie este utilizat pentru motoarele electrice având o putere
mai mică de 4000 kW în locul protecţiei diferenţiale longitudinale, acţionând fără
temporizare. Releele de curent sunt alimentate de la transformatoarele de măsură de
curent instalate înaintea conectării cablului de alimentare la bornele întreruptorului
motorului. Deoarece motoarele funcţionează în general în reţele cu neutru izolat,
releele protecţiei vor fi alimentate de la bornele transformatoarelor de curent de pe
fazele extreme (R,T) ca în figura 3.2 sau 3.3.
Schema din figura 3.2 este utilizată de regulă pentru motoarele care nu sunt
supuse suprasarcinilor (ventilatoare de aer, exhaustoare, etc).
În cazul când motoarele acţionează mecanisme supuse suprasarcinilor, se
foloseşte aceeaşi schemă însă în locul releelor maximale de curent cu caracteristică
Fig. 3.2. Schema protecţiei împotriva scurtcircuitelor în înfăşurarea statorului, realizate cu două transformatoare de măsură de curent şi două relee de curent cu
caracteristică independentă tip RC-2
50
independentă se folosesc relee de curent cu caracteristici de timp dependente sau
semidependente de curent care asigură în plus şi o protecţie împotriva suprasarcinilor.
În figura 3.3 se prezintă schema protecţiei împotriva scurtcircuitelor din
înfăşurarea statorului utilizând relee de curent cu caracteristică de timp dependentă de
curent cu element de acţionare rapidă.
Schema din figura 3.3 asigură atât protecţia împotriva scurtcircuitelor în
stator cât şi protecţia împotriva suprasarcinilor, ambele protecţii fiind conţinute în
carcasa aceluiaşi releu, având contacte separate pentru fiecare din cele două protecţii.
3.2.1. Calculul curentului de pornire al protecţiei
Valoarea curentului de pornire a protecţiei se calculează în raport cu
valoarea efectivă maximă a curentului de pornire, Ipmax. Componenta aperiodică care
măreşte valoarea curentului la începutul procesului de pornire cu 40 – 70%,
amortizându-se în aproximativ două perioade (0,04 sec), este luată în considerare prin
adoptarea unui coeficient de siguranţă corespunzător, având expresia:
pmaxschsigpp IkkI ⋅⋅= (3.4)
unde:
ksig = 1,2 – 1,4 pentru relee cu caracteristică independentă, respectiv
ksig = 1,4 – 1,6 pentru relee cu caracteristică dependentă şi semidependentă
Fig.3.3 Schema protecţiei împotriva scurtcircuitelor în înfăşurările statorului realizată cu două transformatoare de măsură de curent şi două relee de curent cu caracteristică de timp
dependentă de curent
51
ksch = 1 pentru conexiunea trafo de măsură de curent în stea şi 3 pentru
conexiunea în triunghi.
Ipmax = valoarea maximă a curentului de pornire, în condiţii de tensiune
nominală şi alunecare s = 1.
3.2.2. Calculul curentului de pornire a releului
Este dat de relaţia:
TC
pppr n
Ii = (3.5)
unde nTC este raportul de transformare al transformatoarelor de măsură de curent TC
care alimentează protecţia.
Sensibilitatea acestei protecţii se apreciază prin coeficientul de sensibilitate
ksens cu expresia: ( )
2II
kpp
2''sc
sens ≥= (3.6)
unde: ( )2''
scI şi ppI au fost menţionate anterior.
3.3. Protecţia de minimă tensiune Are rolul de a preveni încălzirea motoarelor, asigurarea autopornirii celor
mai importante, urmărindu-se deconectarea celor de importanţă mai redusă, în
perioada golurilor de tensiune şi a microîntreruperilor tensiunii de alimentare.
3.3.1. Definirea noţiunii de gol de tensiune şi a
microîntreruperilor în sistemele energetice
Golul de tensiune este definit ca fiind scăderea amplitudinii sau a valorii
eficace a tensiunii în reţelele electrice, într-un anumit punct al acesteia, cuprinsă între
o valoare minim sesizabilă de regulă 0,2Un şi valoarea nominală, având o durată de
maxim 3 secunde. Peste această durată până la cca. 10 secunde variaţia de tensiune
poartă denumirea de microîntrerupere.
Pe durata golurilor de tensiune în sistem acţionează numai automatica de
sistem de prevenire a avariilor care asigură revenirea tensiunii la valoarea normală. În
52
cazul în care procesele tehnologice complexe nu admit o întrerupere mai mare de 3
secunde, atunci este nevoie de luarea unor măsuri speciale la nivelul consumatorului
pentru păstrarea continuităţii în alimentarea acestuia.
Rezultă deci că protecţia de minimă tensiune poate acţiona pe durata
microîntreruperilor în alimentare, coordonată cu automatizarea cunoscută sub
denumirea de AAR – anclanşarea automată a rezervei – care poate asigura menţinerea
continuităţii în alimentarea cu energie electrică a consumatorilor, cu consecinţe
favorabile asupra menţinerii în funcţiune a proceselor tehnologice.
3.3.2. Comportarea motoarelor electrice la goluri de tensiune şi
microîntreruperi ale tensiunii de alimentare
Asupra motoarelor electrice, golurile de tensiune şi microîntreruperile au
efecte care depind de:
- sensibilitatea proceselor reprezentate prin gradul lor de automatizare şi
limitele de reglaj a acestora;
- caracteristicile specifice acţionărilor cu motoare electrice asincrone;
- caracteristicile golurilor de tensiune şi microîntreruperilor caracterizate
prin durată şi profunzime.
Cunoaşterea comportării motoarelor electrice de acţionare şi a amplitudinii
lor la asemenea fenomene, permite adoptarea unor măsuri tehnice care să evite
deconectările inutile, respectiv reducerea pierderilor de producţie datorate acestor
deconectări. Comportarea motoarelor de acţionare în sarcină, la apariţia golurilor de
tensiune are ca efect variaţia mărimilor electrice şi mecanice caracteristice acţionării:
alunecare, curenţi, unghi intern, cuplu motor şi rezistenţă, atât pe durata golurilor cât
şi în regimul tranzitoriu de după restabilirea tensiunii normale.
Variaţia turaţiei (alunecării) conduce la variaţia parametrilor de utilizare ai
acţionării cum ar fi: debit, presiune, cu efecte mult mai puţin perturbatoare asupra
procesului (până la oprirea completă prin, prin blocarea de către automatizările
tehnologice), funcţia de amplitudine şi durata variaţiei. Variaţiile unghiului intern (de
sarcină), a alunecării (turaţiei) şi a curenţilor pot conduce, funcţia de amplitudinea şi
durata lor, la pierderea stabilităţii dinamice sau la depăşirea limitelor admisibile ale
solicitărilor electrodinamice, cu repercusiuni asupra motoarelor respective.
53
Dacă golurile de tensiune se caracterizează prin profunzimea lor definită de
raportul nU
Uα = şi durata t, se pot obţine nişte funcţii ( )tfα = , care să cuprindă toate
golurile de tensiune limită admisibile. Reprezentarea grafică în planul ( )tfα = , a
funcţiei unui motor printr-o curbă numită curba de aptitudine împarte domeniul total
al golurilor de tensiune posibile , în două zone şi anume [4]:
- zona golurilor suportate de motorul electric, delimitată de curbă, definind
zona integrală de stabilitate a motorului, la golurile de tensiune ce
interesează;
- zona golurilor insuportabile de către motorul electric, care poate conduce
la efecte termice şi electromagnetice, neacceptabile pentru căile de curent,
zonă ce se impune a fi evitată pentru păstrarea securităţii motorului.
De aici rezultă că, curbele de aptitudine ale motoarelor electrice constituie
de fapt criterii pentru stabilirea măsurilor în vederea reducerii efectelor golurilor de
tensiune.
În consecinţă stabilirea unui reglaj adecvat pentru protecţiile de minimă
tensiune corespunzător informaţiilor extrase din curbele de aptitudine, reprezintă una
din măsurile ce se pot lua pentru utilizarea integrală a rezervelor de stabilitate a
motoarelor electrice.
Deci se poate afirma că, curbele de aptitudine pot constitui un criteriu de
stabilitate a unor măsuri tehnice pentru reducerea efectelor golurilor de tensiune.
O protecţie ideală de minimă tensiune ar fi cea care ar urmări fidel curba de
aptitudine a motorului, deci o curbă dependentă de timp. În urma rezultatelor obţinute
în exploatare protecţiile de minimă tensiune sau realizat în două trepte de tensiune şi
timp, reglajele efectuate reprezentând puncte amplasate pe curbele de aptitudine
ridicate.
Valorile de reglaj efectuate pe partea de minimă tensiune au valori cuprinse
între (0,6 – 0,35Un), mult inferioare valorii de 0,8Un, cunoscută în literatura de
specialitate, şi care au stat la baza calculului reglajului protecţiilor de minimă
tensiune, reglaj care a condus în momentul respectiv la o mare frecvenţă de
întrerupere a proceselor de producţie.
În figura 3.4 se prezintă schema unei protecţii de minimă tensiune a unui
grup de patru motoare realizată în două trepte de tensiune şi timp.
54
Treapta 1 – este realizată cu relee de minimă tensiune 1, releul de timp 2,
releul de semnalizare 3 şi releul intermediar 4.
Treapta 2 – este realizată cu releele de medie tensiune 5, releul de timp 6,
releul de semnalizare 7 şi releul intermediar 8.
Motoarele M1, M2 sunt deconectate în treapta 1 de releul intermediar 4 iar
motoarele M3, M4 sunt deconectate în treapta 2 de releul intermediar 8.
Reglajul releelor de minimă tensiune 1 şi 5 se face după aptitudinea termică
globală aşa cum se arată în figura 3.5.
Protecţie de minimă
tensiune-treapta 1
tensiune-treapta 2
Protecţie de minimă
curbă de
aptitudine globală termică
0,40” 1,20” 1 2 3
t [sec]
0,2
0,4
0,6
0,8
1,0 nUU
Fig.3.5 Exemplu de alegere a reglajului protecţiei de minimă tensiune în trepte de tensiune şi timp
Fig.3.4 Schema protecţiei de minimă tensiune în două trepte de tensiune şi timp
55
Introducerea pe scară largă a microprocesoarelor în domeniul protecţiilor
prin relee, permite realizarea unor protecţii de minimă tensiune, alături de celelalte
tipuri de protecţii specifice motoarelor electrice, care să urmărească cu fidelitate
curbele de aptitudine individuale ale motoarelor electrice, ceea ce va contribui în mare
măsură la creşterea siguranţei în funcţionarea proceselor tehnologice, care utilizează
ca acţionări motoare electrice sincrone şi asincrone.
3.4. Protecţia maximală de curent temporizată împotriva
suprasarcinilor. Această protecţie transmite impuls de declanşare la întrerupătorul motorului
fiind realizată cu două transformatoare de măsură de curent montate pe fazele R, T şi
două relee de curent cu caracteristică independentă.
Temporizarea acestei protecţii se alege funcţie de durata regimului de
pornire al motorului alegându-se cu o treaptă de timp mai mare decât această durată.
În figura 3.6 se prezintă oscilograma curentului de pornire şi durata
regimului de pornire pentru un motor asincron cu rotorul în scurtcircuit.
2
3
4
5
6
7
8
9
10
0
In
pI
I [A]
t [ms]
Durata regimului de pornire
t = 3 perioade - 3x20 = 60 ms
Fig.3.6 Oscilograma curentului şi durata regimului de pornire pentru un motor asincron cu rotorul în scurtcircuit. Ip=10*InM; tp= 60 ms
56
Schema electrică a acestei protecţii se prezintă în figura 3.7 ea, comandă
deconectarea motorului în cazul când curentul prin releul 1 depăşeşte valoarea reglată.
3.4.1. Calculul curentului de pornire al protecţiei
Calculul de pornire al protecţiei este dat de relaţia:
nMrev
sigpp I
kk
I ⋅= (3.7)
unde:
ksig = 1.02
krev = 0,85
InM – curentul nominal al motorului
nMnmpp I,I0,85,I 21021
=⋅= (3.8)
Din (3.8) se constată că această protecţie acţionează când curentul motorului
depăşeşte cu 20% curentul nominal InM.
3.4.2. Calculul curentului de pornire a releului
Se determină cu expresia:
TC
pppr n
Ii = (3.9)
unde:
nTC – raportul de transformare al transformatoarelor de măsură de curent.
Fig. 3.7 Schema electrică a protecţiei cu două transformatoare de măsură de curent şi două relee cu caracteristică independentă
57
3.4.3. Alegerea releului de timp şi fixarea temporizării
Pentru releul de timp 2 alimentat în curent continuu, se alege unul din releele
clasice sau electronice, temporizarea fixată trebuie să fie cel puţin cu o treaptă de timp
mai mare decât durata regimului tranzitoriu de pornire, asigurându-se astfel condiţiile
de pornire a motorului respectiv. Pentru exemplul prezentat în figura 3.6, timpul ales
va fi:
msmsmsΔttt pornire2 802060 =+=+= (3.10)
3.5. Protecţia de suprasarcină cu relee cu caracteristică de
timp dependentă de curent Această protecţie utilizează relee cu caracteristică de timp dependentă de
curent având expresia ta = f(I), caracteristica obţinută purtând denumirea de
caracteristica de timp inversă sau inversă extremă deoarece timpul variază invers
proporţional cu creşterea curentului.
Schema acestei protecţii se prezintă în figura 3.8.
Fig. 3.8 Schema electrică a protecţiei de suprasarcină realizată cu relee de curent cu caracteristică de timp dependentă de curent
58
În figura 3.9 se prezintă alura caracteristicii de timp inversă sau inversă
extremă care stă la baza realizării multor relee de curent.
Din figura 3.9 rezultă că
dacă releele de curent au reglajul
corect realizat la nI×1 , reprezentând
curentul nominal al motorului timpul
de acţionare al protecţiei are valoarea
infinită (linia punctată nu se
întâlneşte cu caracteristica de timp).
Pe măsură ce curentul creşte timpul
începe să se micşoreze, deconectarea
motorului fiind mult mai rapidă. La
atingerea pragului de nI×7 timpul
de acţionare este zero, acţionarea
fiind instantanee.
Rezultă deci că protecţia începe să acţioneze de la valori imediat superioare
curentului nominal al motoarelor, utilizând relee cu caracteristică de timp dependentă
de curent (respectiv de la nMI, ⋅011 ) în timp ce protecţia motoarelor cu relee de curent
cu caracteristică de timp independentă de curent începe de la 1,2InM figura 3.7, între
(1 – 1,20)InM motoarele rămân practic neprotejate, ceea ce constituie un dezavantaj
major al schemelor de protecţie care utilizează asemenea relee.
3.6. Protecţia împotriva punerilor monofazate la pământ
Pentru motoarele electrice de medie tensiune în funcţie de puterea şi
importanţa lor în procesul tehnologic, funcţionând în reţele electrice cu neutrul izolat
se poate utiliza o protecţie simplă de curent sau o protecţie direcţională, având la bază
schema monofilară din figura 3.10.a , care reprezintă o reţea de medie tensiune cu
neutrul izolat, la care s-a realizat un defect monofazat pe faza R a circuitului
motorului M2, iar în figura 3.10.b se prezintă principalele mărimi electrice ce
caracterizează defectul monofazat în reţeaua din figura 3.10.a.
t6 t5
t4
t3
t2
ta [sec]
0 3 6 5 4 2 1 7xIn
(In)
caracteristica de timp inversă (inversă extremă)
ta = f(I)
Fig. 3.9 Caracteristica de timp inversă sau inversa extremă a releelor de curent
59
Fig. 3.10.a Reţea electrică de medie tensiune cu neutrul izolat cu defect monofazat pe faza R, a motorului M2
ITO1
ITO2
ITO3
UR
UNP
US UT
UTS USR=USP UTR=UTP
3U0=Udd
defazaj capacitiv defazaj inductiv
ISO3
ISO2
ISO1 P
( ) s2dezPM
d2dezPM I1nI −=
s2dezPMI
s1dezPTI
s1dezPMI s
2dezPMI p
sdezP IIn =⋅
Ip
Fig. 3.10.b. Principalele mărimi electrice ce caracterizează defectul monofazat într-o reţea cu neutrul izolat în ipoteza gn=0
[ ] [ ] [ ][ ][ ] [ ] [ ][ ]AU10lωC3I
AU10lωC3I
Vf6
KmMμF/Kmu0sdezp
Vf6
KmΣμF/Kmu0p
⋅⋅⋅=
⋅⋅⋅=−
−
60
Din analiza figurii 3.10 a,b rezultă că protecţia împotriva punerii monofazate
la pământ poate fi realizată ca o protecţie maximală de curent, criteriul maximal fiind
asigurat dacă numărul plecărilor de pe bara de medie tensiune este cel puţin trei de
lungimi egale, sau printr-o protecţie direcţională avându-se la bază figura 3.10 b, din
care rezultă că în reţelele cu neutrul izolat, defazajul între tensiunea de referinţă
R0 U3U3 −= şi curentul de dezechilibru primar de defect ddezpI are caracter inductiv
în timp ce între aceeaşi mărime 3U0 şi curentul de dezechilibru primar pe plecările
sănătoase SdezpI , are caracter capacitiv.
În figurile 3.11 şi 3.12 se prezintă schema electrică a celor două protecţii
menţionate.
Fig 3.11. Schema electrică a protecţiei împotriva punerilor monofazate la pământ realizată cu TSH şi releu de curent de tip RC-2
Fig. 3.12 Schema electrică a protecţiei împotriva punerilor monofazate la pământ realizată cu TSH şi releu direcţional
61
În figura 3.13 se prezintă schema completă a protecţiilor unui motor de
medie tensiune cu puterea mai mică de 4000 kW.
(+)
(+)
(+)
Idez
p=Ip
-Ide
zp
Idezp
MAS
man
ta iz
olan
ta
MIdezps
MIdezps
d
Idezp M
sM
Idezps
M
(+)
s
man
ta m
etal
ica
cabl
u
Ip
3
1003
6000
sM
2xTC
Ipr
S
T
R
U<U< U< U<
13
9tr. I
T
(-)
9
(+)
11
I>
(+)
I>
10
(+)
tr. II
T
(-)
PSC
(-)
T
(+)
12
t
rs
10
14
PSC
D6
D5
(+)
D4
D1
D3
8
PSC
6
I>
6
T
(-)
3
1
I>
(+)
4
I>
1
7
(+) (+)
2
5
(+)PSC
(+)PSC
D2
BNI
(-)
15
(+)
Fig. 3.13. Schema protecţiilor motorului de 630 kW, Un = 6 kV.
62
Schema cuprinde următoarele protecţii:
- protecţia cu secţionare de curent împotriva scurtcircuitelor polifazate în
stator – 1, 2
- protecţia împotriva punerilor monofazate la pământ – 3, 4, 5
- protecţia maximală temporizată împotriva suprasarcinilor – 6,7,8
- protecţia de minimă de tensiune treapta I – 9,11,13
- protecţia de minimă de tensiune treapta II – 10,12,14
63
4. Relee moderne utilizate pentru protecţia
motoarelor electrice.
În fig. 4.1 este prezentată schema unei protecţii de curent a unui motor de
curent alternativ realizată cu releul numeric MCX 913 (ABB), care poate fi utilizat şi
pentru protecţia liniilor sau transformatoarelor. MCX 913 asigură un număr mare de
funcţii, dintre care menţionăm:
• protecţia împotriva scurtcircuitelor polifazate;
• protecţia împotriva defectelor monofazate;
• protecţia de curent de secvenţă inversă;
• protecţia împotriva suprasarcinilor;
• protecţia împotriva sarcinii reduse;
• protecţia împotriva solicitării inadmisibile a motoarelor, în special a
celor asincrone, în regimul de pornire.
M
μP
13
2
8
TC
T2I
0I
A/N
1 A/5 A 7AN 34AN 34
Ceas
6
5
4
Fig. 4.1. Protecţia de curent a motoarelor realizată cu releul numeric MCX 913.
Protecţia primeşte informaţii asupra regimului de funcţionare a motorului
prin curenţii secundari ai TC. Transformatoarele de curent T din circuitele sale de
intrare asigură separarea galvanică şi nivelul curentului nominal de 1 A sau 5 A. În
64
secundarele transformatoarelor T sunt prevăzute filtre trece bandă ( care nu sunt
reprezentate în fig. 4.1), filtru de curent de secvenţă homopolară (I0) şi filtru de curent
de secvenţă inversă (I2). Curenţii de fază şi curenţii I0 , I2 sunt redresaţi, convertiţi în
mărimi numerice în convectorul A/N şi în final sunt prelucraţi în μP. Releul poate
realiza 19 funcţii diferite; pentru fiecare funcţie sunt necesare două reglaje, pentru
mărimea de pornire şi pentru valoarea temporizării.
Semnificaţia elementelor şi mărimilor din fig. 4.1 este: motor protejat (1),
semnale de intrare de blocare (2), alimentare sursă de c.c. (3), mărimi de semnalizare
(4), mărimi de declanşare (5), tastatură (6), display (7) şi matrice software (8).
Pentru motoare cu puteri mai mari de 4000 kW sau cu puteri mai mici dar
pentru care protecţiile de curent rapide nu asigură sensibilitatea necesară, împotriva
scurtcircuitelor polifazate interne se foloseşte protecţia diferenţială longitudinală.
M
I
7 UT 75
Fig. 4.2. Protecţia diferenţială longitudinală a motoarelor conectate direct la bare, realizată cu
releul 7 UT 75.
65
În fig. 4.2 este prezentată schema unei PDL a motoarelor conectate direct la
bare, realizată cu releul diferenţial trifazat 7 UT 75 (SIEMENS). Releul 7 UT 75
realizează o caracteristică de frânare (prin compararea sumei curenţilor secundari cu
diferenţa acestora) şi poate fi utilizat pentru protecţia motoarelor conectate direct la
barele de medie tensiune. Protecţia conţine trei circuite diferenţiale independente câte
unul pe fiecare fază, iar declanşarea poate avea loc în două trepte, respectiv: o treaptă
cu acţiune instantanee, de sensibilitate mai mică şi o treaptă de sensibilitate mai
ridicată acţionând cu o mică temporizare.
66
Bibliografie
1. BADEA, I., ş.a. – Protecţia prin relee şi automatizarea sistemelor
electrice. Editura Tehnică, Bucureşti, 1973.
2. CĂLIN, S., ş.a. – Protecţia prin relee a sistemelor electrice. Editura
Tehnică, Bucureşti, 1975.
3. DAN, M., ş.a. – Automatizări şi protecţii prin relee în sistemele
electroenergetice.
4. ASANDEI, D. – Protecţia sistemelor electrice. MATRIX-ROM,
Bucureşti, 1999.
67
5. Temă de proiectare
Să se calculeze protecţiile unui motor asincron având următoarele caracteristici: Pn = 630 kW ; Un = 6 kV ; cosφn = 0,81+0,01·n . Se mai cunosc:
1. Mărimea curentului de pornire Ip = (8+n)·In [A] 2. Timpul de pornire tpor = (7+n) sec. 3. Curentul pe fază la un scurtcircuit trifazat la bornele motorului
n)(
sc I)n,(I ⋅⋅+= 50103 4. Lungimea tuturor cablurilor de medie tensiune )n(l += 20Σ [km] 5. Capacitatea pe unitatea de lungime a cablurilor Cou = 0,36 [μF/km] 6. Lungimea cablului motorului )n(lM ⋅+= 5800 [m] 7. Tensiunea de pornire a protecţiei de minimă tensiune , treapta 1 ,
npp U,U ⋅= 601
8. Timpul de acţionare a protecţiei de minimă tensiune , treapta 1 ,
.sectac 41=
9. Tensiunea de pornire a protecţiei de minimă tensiune , treapta 2 , npp U,U ⋅= 30
2
10. Timpul de acţionare a protecţiei de minimă tensiune , treapta 2 , .sectac 2
2=
11. Caracteristica ( )ddezp
ddez Ifi =
12. Caracteristica de aptitudine termică a motorului.
0,2
2
1
6
4
3
5
10
87
0,050,02 0,03 0,10,08
CIRHi
CIRHo
I
[A]
dezp
sd
30
20
i [A]dsdez
0,3
10
0,4
0,2
0,6
0,8
nU
1
t [sec]
2 3 4 5 6 7
Caracteristica ( )d
dezpddez Ifi =
Caracteristica de aptitudine termică a motorului