Protecția liniilor electrice

1

Echiparea unei celule de linie depinde de urmatoarele aspecte:

1. Nivelul de tensiune

2. Tipul constructiv al liniei

3. Lungimea liniei

Medie tensiune

Inalta tensiune

LEA

LES

2

1. Protecţia liniilor electrice de medie tensiune

• Reţelele electrice de MT au o structură buclată, dar exploatarea se face radial;

• Puterea de scurtcircuit prezintă variaţii reduse la modificarea schemelor de exploatare;

• Neutrul reţelelor de MT este izolat sau tratat cu impedanţă de valoare ridicată.

3

1.1. Echiparea unei celule de linie de MT

51 – Protecţie maximală de

curent pe fază, nedirecţionată

67 – Protecţie maximală de

curent pe fază direcţionată

67N – Protecţie maximală de

curent homopolar, direcţionată

79 – Reanclanşare automată

rapidă

4

1.2. Tratarea neutrului în reţelele de MT

• Alegerea modului de tratare depinde de valoarea curentului capacitiv al reţelei;

• Impedanţele de tratare pot fi bobine de stingere, rezistoare sau soluţii combinate;

• Reţelele caracterizate de curenţi capacitivi de valoare redusă sunt exploatate cu neutrul izolat sau tratat prin rezistor;

• Peste anumite valori ale curentului capacitiv se impune compensarea prin bobine de stingere.

• Principala provocare este de a asigura selectivitatea protecţiilor împotriva defectelor monofazate.

5

1.2. Tratarea neutrului în reţelele de MT

Tabelul 1 – Soluţii de tratare neutrul reţelei de MT

6

1.2.1 Defecte monofazate în reţele cu neutrul izolat

7

1.2.2. Defecte monofazate în reţele cu neutrul tratat prin rezistor

8

1.2.3. Defecte monofazate în reţele cu neutrul legat la pamânt

9

1.2.4. Defecte monofazate în reţele cu neutrul tratat cu bobină de stingere

10

1.3. Protecţia maximală de curent homopolar, direcţionată

• În reţelele cu neutrul izolat sau tratat cu impedanţă de valoare ridcată, criteriile de sensibilitate şi selectivitate pot fi satisfăcute numai prin considerrae direcţiei curentului de punere la pamant.

• Curentul homopolar se obţine ca sumă a curenţilor de fază prin filtru de secvenţă homopolară (Holmgreen) sau prin transformator de curent homopolar toroidal dedicat.

• TCH toroidal oferă o mai bună precizie la măsurarea curenţilor de valori reduse. În cazul utilizării acestei soluţii se impune ca legăturile la pamânt ale mantalelor LES să fie izolate şi întoarse prin TCH toroidal.

• Tensiunea homopolară se poate obţine din înfăşurarea de triunghi deschis aferentă TT din celula de măsură de pe bara de MT.

Schema de principiu a protecţiei maximale de curent homopolar direcţionată

11

Calibrare şi coordonare

• Stabilirea pragurilor de curent homopolar şitensiune homopolară se fac în funcţie desoluţia de tratare a neutrului.

• În cazul reţelelor cu neutrul izolat, curentulde defect este suma curenţilor capacitiviale liniilor racordate la bară.

• În cazul reţelelor cu neutrul tratat prinbobină de stingere este relevantăcomponenta rezistivă a bobinei.

• În cazul reţelelor cu neutrul legat lapamânt curentul de punere la pamântreprezintă curent de scurtcircuitmonofazat.

• În cazul reţelelor cu neutrul tratat prinrezistor sunt relevante atât curentulcapacitiv al reţelei. Cât şi valoarearezistorului.

𝐼𝑝𝑝𝑛𝑖 = 𝐼𝐶𝑡𝑜𝑡 − 𝐼𝐶𝑝𝑟𝑜𝑝

𝐼𝑝𝑝𝐵𝑆 = 𝐼𝐶𝑡𝑜𝑡 − 𝐼𝐶𝑝𝑟𝑜𝑝 + 𝐼𝐵𝑆

𝐼𝑝𝑝𝑟𝑒𝑧 = 𝐼𝐶𝑡𝑜𝑡 − 𝐼𝐶𝑝𝑟𝑜𝑝 + 𝐼𝑟𝑒𝑧

𝐼𝑝𝑝𝑛𝑝

= 𝐼𝑘_𝑚𝑖𝑛1𝑓

(1)

(2)

(3)

(4)

12

Calibrare şi coordonare

Zona de funcţionare 67N realizată cu releu direcţional varmetric

Zona de funcţionare 67N realizată cu releu direcţional wattmetric

13

Calibrare şi coordonare

Zona de lucru 67N în caz de funcţionare cu neutrul compensat Zona de lucru 67N în caz de funcţionare cu neutrul izolat

14

1.4. Protecţia împotriva defectelor monofazate evolutive şi intermitente

• Defectele monofazate evolutive reprezintă defecte succesive pe liniile de MT ce pot provoca declanşarea protecţiei de rezervă a transformatorului IT/MT prin însumarea timpilor de demaraj.

• Defectele monofazate intermitente sunt caracterizate de autostingerea şi reapariţia ulterioară pe aceeaşi linie MT în etapa preliminară a deteriorării totale a izolaţiei unei LES sau în cazul fenomenului de arc intermitent în cazul LEA.

15

1.5. Protecţia maximală de curent pe fază, nedirecţionată

Schema de principiu a protecţiei maximale de curent nedirectionate

𝐼𝑝𝑝 =𝑘𝑠𝑖𝑔

𝑘𝑟𝑒𝑣∙ 𝐼𝑠𝑎𝑟𝑐_𝑚𝑎𝑥

𝑘𝑠𝑒𝑛𝑠 =𝐼𝑠𝑐_𝑚𝑖𝑛

𝐼𝑝𝑝

(5)

(6)

• Ipp - curent de pornire;• ksig - coeficient de siguranţă;• krev - coeficient de revenire;• ksens - coeficient de sensibilitate;

16

Selectivitate

Curent electric

TimpCurent şi

timp

➢ trepte de timp sunt

însumate şi setate în

cascadă de la

consumator spre

sursă

➢ sisteme cu caract.

• independentă I=ct.,t=ct

(sol. adoptată în SEN)

• dependentă I=f(t)

➢ valorile curentului de

defect variază în

funcţie de locul

defectului

Calibrare/coordonare

17

Calibrare/coordonare

Coordonarea în domeniul timp a reglajelor protecţiei maximale de curent

Coordonarea reglajelor în domeniul timp la utilizarea secţionării de curent

18

Sisteme (relee) de protecţie maximală de curent cu caracteristică dependentă

▪ Sistemele (releele) de protecţie maximală de curent cu caracteristică dependentă t = f(I) se folosesc,

de regulă, în reţele complexe de medie tensiune având avantajul că, în anumite situaţii asigură o

selectivitate mai bună şi timpi de eliminare a defectelor mai mici decât sistemele (releele) de protecţie

maximală de curent cu caracteristică independentă (perechi de valori constante I = const., t = const.).

▪ Caracteristicile de acţionare t = f(I) ale Sistemelor (releelor) de protecţie maximală de curent cu

caracteristică dependentă t = f(I) sunt reglementate de IEC 60255 care defineşte o serie de

caracteristici după cum urmează: Standard inversă (SI), Foarte Inversă (FI), Extrem de inversă (EI),

Timp definit (TD).

▪ Protecţiilor maximale de curent cu caracteristică inversă sunt necesar a fi variate uneori în conformitate

cu timpul de acţionare necesar şi caracteristicile altor dispozitive de protecţie utilizate în reţeaua

electrică. În acest scop, IEC 60255 defineşte o serie de caracteristici.

19

Definirea caracteristicilor standard ale releelor maximale de curent

Caracteristica releului Ecuatie (IEC 60255)

Standard inversa (SI)

1

14.002.0 −

=rI

RMTt

Foarte Inversa (FI)

1

5.13

−=

rIRMTt

Etrem de inversa (EI)

1

802 −

=rI

RMTt

Timp definit (TD)

1

120

−=

rIRMTt

RMT – reglajul multiplicatorului de timp

(a) Caracteristici conform IEC 60255

Caracteristica releului Ecuatie (IEC 60255)

IEEE Moderat inversa

+

−= 114.0

1

0515.0

7 02.0

rI

TDt

IEEE Foarte inversa

+

−= 491.0

1

61.19

7 2

rI

TDt

Etrem de inversa (EI)

+

−= 1217.0

1

2.28

7 2

rI

TDt

US CO8 Inversa 18.0

1

95.5

7 2+

−=

rI

TDt

US CO2 Inversa cu timp scurt

+

−= 01694.0

1

02394.0

7 02.0

rI

TDt

(b) Caracteristici adoptate in America de Nord

Caracteristici de acţionare (IEC 60255)

Caracteristici tipice timp/curent pentru un releu maximal cu caracteristică inversă,

standard20

1.6. Protecţia maximală de curent pe fază, direcţionată

Schema de principiu a protecţiei maximale de curent direcţionate

• Se foloseşte în cazul liniilor cu dublă alimentare.

• Coordonarea reglajelor se poate face în trepte de timp, curent sau combinate.

• În stabilirea zonei de lucru intervin numai impedanţele longitudinale situate între celulă şi locul de defect.

21

1.6. Protecţia maximală de curent pe fază, direcţionată

22

2. Protecţia liniilor de înaltă tensiune

Funcţii de protecţie de bază:• 21 – protecţia de distanţă;• 85 – teleprotecţie;• 87L – protecţie diferenţială de linie;• 50HS – protecţie la închiderea pe defect (SOTF);• 68 – Detectarea pendulaţiilor de putere;

Funcţii de protecţie de rezervă:• 67 – protecţie maximală de curent direcţionată;• 50/51 – protecţie maximală de curent nedirecţionată;• 67N – protecţie maximală de curent homopolar direcţionată;• 50N/51N – protecţie maximală de curent homopolar nedirecţionată;• 50BF – DRRI;

Funcţii de comandă/control: • 79 – reanclanşare automată rapidă (RAR);• 25 – controlul sincronismului;

Funcţii de monitorizare: • ER – înregistrator de evenimente;• DR – Osciloperturbograf.

2. Protecţia liniilor de înaltă tensiune

24

2.1. Protecţia de distanţă

Principalele caracteristici ale reţelelor electrice de ÎT sunt:• Exploatare în configuraţie buclată;• Neutrul reţelei este legat rigid la pamânt;• Indisponibilitatea unor elemente afectează un număr mare de consumatori şi poate avea drept rezultat

costuri semnificative pentru OD/OTS.

Protecţia de distanţă este o protecţie de minimă impedanţă, caracterizată de următoarele avantaje:• Rezervare încorporată prin prevederea mai multor trepte;• Calibrare şi coordonare relativ simple;• Asigurarea cerinţelor de rapiditate, sensibilitate şi selectivitate pentru liniile cu lungime relevantă.

25

𝑍𝑠

𝑍𝑟 =𝑈𝑠𝑐𝐼𝑠𝑐

PD

𝐼𝑠𝑐

𝑈𝑠𝑐

2.1.1. Principiul de funcţionare

26

Releul de distanță RD-110

R1

ii

iu

Z

i

I

R2

u

Uf101 f201

𝑖𝑖 = 𝐾𝑖𝐼

𝑖𝑢 = 𝐾𝑢𝑈 𝑈

𝐼= 𝑍 ≤

𝐾𝑖𝐾𝑢

Condiția de acționare:

Unde:

𝑖𝑢, 𝑖𝑖 – curentul redresat

I – curentul primar

U – tensiunea primară

𝑖𝑖 ≥ 𝑖𝑢

Măsurarea impedanței – principiul balanță electrică

2.1.1. Principiul de funcţionare

27

Isc rev

Zsc fwd

Zsc revZS rev

Releu

RF

ZS fwd

Isc fwd𝑈𝑠𝑐

2.1.1. Principiul de funcţionare

E – tensiunea electromotoare a sursei

ZS – impedanța sursei

Zsc – impedanța de scurtcircuit

Usc – tensiunea de scurtcircuit

Isc – curentul de scurtcircuit

RF – rezistența arcului

Cu ajutorul valorilor măsurate ( URN, USN, UTN, IR, IS, IT, IN ), în funcție de tipul

defectului, se determină:

- 6 bucle de măsurare: →3 fază-fază

→3 fază-pământ

Obs! Buclele de măsurare sunt monitorizate și măsurate continuu.

Calculul impedanței în terminalele numerice

28

2.1.1. Principiul de funcţionare

𝛼 =𝑍0 − 𝑍13𝑍1

Unde:• α este factorul de pamânt (coeficient de ajustare

cu impendanţa homopolară).• Z0, Z1 reprezintă impedanţele complexe de

secvenţă homopolară, respectiv directă.

OBS: • La parametrizarea terminalelor de protecţie

cunoscute, factorul de pamânt poate fi introdus atât sub forma [Re(α); Im(α)], cât şi ca [mod(α), arg(α)].

• Valoarea factorului de pamânt se obţine prin măsurători periodice ale impedanţei de secvenţă homopolară.

29

2.1.2. Caracteristica de impendanţă

Caracteristica de funcționare a protecției

de distanță

Zona de defect

X

Defecte în

direcția opusă

ϕSC1

ϕload

Z+F1

ZF1

RF

R

F

Z+

Z+F

2

ZF2

Caracteristica poligonală – SIEMENS Caracteristica MHO - SEL

30

Regim normal de funcționare: 𝑍𝑓 < ZN

Defect: 𝑍𝑓 > Zsc

𝑍𝑁𝑍𝑠𝑐

𝜑𝑁

𝜑𝑠𝑐𝑍𝑓𝐼

𝑍𝑓𝐼𝐼

𝑍𝑓𝐼𝐼𝐼 Zonă de blocaj

X

RO

Diagrama de acționare cu trei trepte, Rarc = 0

- cerc cu centrul în originea axelor R, X

Releul de distanță RD-110

31

𝑍𝑁𝑍𝑠𝑐

𝜑𝑁

𝜑𝑠𝑐

Rarc

𝑍𝑟

𝜑𝑟

Zonă de blocaj

O

X

R

𝑍𝑁𝑍𝑠𝑐

𝜑𝑁

𝜑𝑠𝑐

Rarc

𝑍𝑟

𝜑𝑟

Zonă de blocaj

O R

X

Diagrama de acționare - Rarc ≠ 0

Cerc cu centrul în originea axelor R, X Cerc cu centrul deplasat pe axa R

32

RD-110

- unghiul de sensibilitate maximă – 60˚

inductiv

X

R

O

Zonă de

blocaj

30°

I

U

D114

O

I

U

Zona de

blocaj

Zona de

acționare

60°

- unghiul de sensibilitate maximă – 30˚

capacitiv

2.1.3. Direcţionarea protecţiei de distanţă

33

A. AUTO-POLARIZARE

- Determinare: cu ajutorul buclei de defect (unghiul fazelor curentului de

scurtcircuit și a tensiunii de scurtcircuit / semnul impedanței de scurtcircuit

măsurate);

- Pre-condiție: releul măsoară impedanță inductivă;

- Condiție: Uf > 10% Un.

Limitări :

• defecte de zero volți;

• compensare serie;

Direcţionarea protecţiei de distanţă în terminalele numerice

de protecție

34

B. POLARIZRE ÎNCRUCIȘATĂ

- Determinare: cu ajutorul tensiunilor fazelor sănătoase (unghiul dintre

curentul de scurtcircuit și tensiunea de pe faza sănătoasă).

USC

UL2-L3

ZS

EL1

ZK

ZSEL2

ZK

ZS

EL3

ZK

𝐸𝐿1 = 𝑈𝑆𝐶 + 𝑍𝑆 ∗ 𝐼𝑆𝐶

𝑈𝐿2−𝐿3 = 𝐸𝐿2−𝐿3 = 𝐸𝐿1 ∗ 3 ∗ 𝑒−𝑗90°

Avantaje :

- compensare serie;

- defecte de zero volți.

35

C. UTILIZAREA UNEI ”MEMORII DE TENSIUNE” PENTRU

DETERMINAREA DIRECȚIEI

- Pentru defecte trifazate și apropiate;

- Durata de memorare între câteva perioade și până la 2s;

- Dacă valoarea tensiunii măsurată este indisponibilă – resetare a memoriei –

se ia în considerare ultima decizie direcțională validă până când tensiunea

măsurată se restabilește (ex: declanșare trifazată definitivă).

36

2.1.4. Trepte de distanţă

𝑡3

𝑡2

𝑍1

PD2 PD3

𝑍3

𝑍2

𝑡1

PD1

distanța

Caracteristica de acționare în trepte – dependența între treptele de

timp și zonele de acționare

37

TREAPTA 1: -ţine cont de eroarea posibilă a elementului de măsură a impedanţei şi asigură, de obicei protecţia a 80% din lungimea liniei.

Z1=ksig1 x Zlinie ; ksig =0,8....0,85;t1=0...0,1 s.

TREAPTA 2: -Trebuie să asigure selectivitate în raport cu protecţiile de transformator din staţia din capătul opus;-Trebuie să asigure sensibilitate suficientă în raport cu linia protejată.

Z2=ksens x Zlinie ;ksens =1,2...1,25;t2<tprot_trafo .

TREAPTA 3:-selectivitate în raport cu treapta 2;-rezervă pentru treapta 1 de distanţă aferentă celei mai lungi linii racordată la bara staţiei din capătul opus.

2.1.5. Supravegherea circuitelor de măsură de tensiune

Defectele din secundarul TT care alimentează protecţia de distanţă trebuie să blocheze funcţionarea acesteia, întrucât la dispariţia tensiunii impedanţa măsurată devine nulă.

• Supravegherea prin contacte auxiliare a MCB din secundarul TT;

• Pierderea de potenţial (LOP – SEL) – funcţionează pe principiul scăderii rapide a tensiunii fără creşterea curentului.

• Supravegherea siguranţelor fuzibile (VT Fuse Fail – Siemens, ABB) –Funcţie utilizată cu precădere în instalaţiile clasice, unde secundarele TT sunt protejate cu siguranţe fuzibile.

• Raportul Vi /Vd ;• Analiză comparativă raport V0 /Vd şi I0 /Id .

38

2.1.6. Detectarea pendulaţiilor de putere

Regimul de functionare cu pendulatii de putere reprezinta un regim anormal de functionare al SEE, caracterizat de:

• variatii ale circulatiei de putere ca urmare a alunecarii relative a tensiunilor generatoarelor in diferite puncte din SEE;

• variatii ale impedantei masurate de releul de distanta;

• sistemul de tensiuni si curenti ramine simetric si echilibrat;

Ca rezultat al pendulatiilor de putere, impedanta masurata de releul de distanta trece din zona normala de sarcinain zonele caracteristicilor de masura ale releului. In cazul unor perturbatii tranzitorii (care se amortizeaza) esteimportant a se preveni eventuala actionare a releului de distanta prin asa numitul blocaj la pendulatii.

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

39

ZA_dEA EB

ZL_d ZB_d

Releu

Statia A Statia B

2.1.6. Detectarea pendulaţiilor de putere

-XP

-XA

Caracteristica de

acționare a PD

R

jX Dreapta

caracteristică

ZDiffXA

-RP -RA RARP = RA + ZDIFF

(3)

(1)

(4)

ϕlinie

XP = XA + ZDIFF

Blocajul la pendulații

(2)

(1) scurtcircuit

(2) pendulații - vectorul impedanță intră

în zona de acționare a PD

(3) pendulații - vectorul impedanță nu

depășește zona de sesizare a

pendulațiilor

(4) pierdere a sincronismului

40

❑ Dependența redusă față de regimul de funcționare și de configurația rețelei;

❑ Deconectarea rapidă a defectelor apropiate;

❑ Rezervă pentru elementele alăturate ale rețelei cu ajutorul treptelor de reglaj;

❑ Timp de declanșare prelungiți pentru unele defecte pe linia protejate (erori de

măsură, rezistența de arc, suprasarcină, etc.);

❑ Declanșare neselectivă la defecte apropiate în spatele releului – corecție prin

RAR;

❑ Nu se poate asigura criteriul de selectivitate pentru liniile scurte.

CONCLUZII REFERITOARE LA PROTECȚIA DE DISTANȚĂ

41

2.2. Sisteme de teleprotecţie

TNP TNP

TP TP

Suport fizic : FO/PLC

A BLEA 400 kV, 220 kV, 110 kV

Sistem de teleprotecție

Sistem de protecție

42

2.2.1. Schema “Permissive Underreach Transfer Trip” (PUTT)

43

•Se utilizează pentru eliminarea rapidă a defectelor de pe liniile a căror lungime permite setarea Z1=0,8xZlinie .

•Este utilă în cazul în care nu se poate obţine selectivitatea Z2 faţă de protecţiile de transformator din capătul opus.

2.2.2. Schema “Permissive Overreach Transfer Trip” (POTT)

• Se utilizează în cazul liniilor scurte, ce nu permit setarea Z1<Zlinie .

• În acest caz, Z1 se temporizează pentru a evita declanşări neselective.

• Treapta extinsă Z1B va avea setări de impedanţă similare cu Z1 şi timp de acţionare 0.

44

2.3. Funcţia de accelerare a protecţiei la conectarea pe defect (SOTF)

Funcţia de accelerare a protecţiei la conectarea pe defect este destinată eliminării rapide a defectelor de pe linie la punerea sub tensiune. Funcţia este activată de informaţia de „conectare intenţionată”, şi poate avea drept criterii de pornire următoarele:

• Demarajul anumitor trepte de distanţă;

• Demarajul unei protecţii maximale de curent pe fază dedicate sau nu;

• Depăşirea unui prag de curent cu verificarea lipsei tensiunii înaninte de conectare.

45

2.4. Protecţia diferenţială longitudinală

▪ Protecția diferențială de linie, este o protecție 100% selectivă și este responsabilă numai de eliminareadefectelor în zona protejată (zonă delimitată de transformatoarele de măsură de curent de la capetele linieiprotejate). In aceste condiții nu este necesară o corelare în timp cu alte sisteme de protecții dintre capete.

▪ Se bazează pe prima teoremă a lui Kirchhoff (suma vectorială a curenților care intră sau ies dintr-un nod estezero în orice moment).

▪ Protecția comandă declanșarea instantanee a ambelor capete, ceea ce o recomandă pentru poziția de protecțiede bază pentru anumite linii de transport, criteriul principal de utilizare fiind lungimea linei.

46

▪ În regim de sarcină normală sau la defect exterior, curenţii care circulă prin TC se anulează în releul diferenţial.

▪ pentru un defect în interiorul zonei protejate, curentul secundarelor TC şe însumează.

47

2.4.1. Principiul de funcţionare

fdif diff

Defect exterior Defect interior

2.4.2. Caracteristica clasică (fără frânare)

48

•În cazul releelor clasice, calea de comunicaţie este reprezentată de un fir pilot (Cu).

•Sensibilizarea protecţiei se face în funcţie de:

• erorile de raport şi unghi ale TC;

• curentul capacitiv al liniei (important în cazul în care este LES);

• curentul de încarcare al LES;

• caracteristicile ansamblului fir pilot, releu de recepţie, releu de transmisie şi modul de criptare al semnalului.

•Asigurarea selectivităţii se face prin ridicarea pragului de curent de acţionare.

2.4.3. Caracteristica de acţionare cu frânare (tehnologie numerică)

Canal de comunicație

Zona protejată

IEDIED

𝐼𝑑𝑖𝑓𝑓 = 𝐼1 + 𝐼2

𝐼𝑓𝑟 = 𝐼1 + 𝐼2Sfârșitul Secției 1 Sfârșitul Secției 2

IDiff5

4

3

2

1

0

IFr

543210

A B

C

Blocare

Secția 3 a pantei

Secția 2 a

pantei

Secția 3Secția 2Secția 1

Operare condiționată IdMinHigh

Limita necondiționată

Operare

necondiționată

IdMin

Supravegherea permanentă a îndeplinirii legii 1 Kirchhoff

49

Protecția diferențială numerică cu caracteristică cu frânare realizează trei tipuri de analiză:

▪ evaluarea curentului de frânare cu ajutorul caracteristicii de acționare. •Protecția diferențială de linie este individuală pe fiecare fază, curentul diferențial este suma vectorială a tuturor curenților pentru fiecare fază. Curentul de frânare, pe de altă parte, este considerat ca fiind cel mai mare curent de fază. •Valorile situate deasupra caracteristicii formată de IdMIN și Secția 2 a pantei vor da punctul de pornire pentru acea fază. •Nivelul pentru IdMinHigh este o valoare setată ce este utilizată pentru a micșora temporar valoarea sensibilității în diferite situații (Când linia este energizată; Când un defect este exterior liniei protejate;În cazul funcționării comutatorului de ploturi la transformatoarele de putere).•De asemenea, există setat un curent diferețial de valoare mare ce poate fi utilizat pentru declanșări rapide în caz de defecte interne însoțite de valori mari ale curenților.

▪ Analiza conținutului de armonici de rang 2 și 5 a curentului diferențial. Apariția acestor armonici peste un nivel setat individual pentru fiecare fază va bloca acțiunea de declanșare.

▪ analiza curentului de secvență inversă prin intermediul căruia se disting defectele interne de cele externe. Astfel, se compară unghiul de fază al curentului de secvență negativă de la capătul propriu al liniei cu unghiul de fază al sumei curenților de secvență negativă de la capătul opus al liniei.

50

51

2.4.4. Caracteristica de acţionare cu direcţie

A: 20° defazaj considerat din cauza diferenţelor de unghi între impedanţele surselor din capeteB: 21,6° defazaj cauzat de asimetria canulului de comunicaţie de maxim 2ms.C: 40° defazaj cauzat de posibila saturaţie a TC

Protecţia diferenţială cu caracteristică de funcţionare cu direcţie analizează următoarele aspecte:

• Curenţii locali şi din capătul opus în secvenţă directă, inversă şi homopolară, având setate praguri diferite de curent diferenţial pe cele 3 componente.

• Defazajul între curenţii locali şi cei din capătul opus pentru fiecare fază în parte şi pentru fiecare componentă simetrică în parte.

• Direcţia curenţilor în cazul unui defect intern este dată de un semisector format din adunarea următoarelor unghiuri:

• Defazaj între curenţii locali şi cei din capătul opus produs de impedanţe cu unghi diferit ale surselor din capetele liniei;

• Eroare de măsură a defazajului între curenţii locali şi din capătul opus datorată unei asimetrii a canalului de comunicaţie.

• Eroare de măsură din cauza saturaţiei unui transformator de curent.

52

2.4.5. Funcţia de supraveghere a circuitelor de măsură de curent

• Funcţia are rolul de a blocafuncţionarea protecţiei diferenţiale în cazul unor defecte în circuitele de măsură de curent (secundar TC deschis).

• Cea mai utilizată metodă este metoda comparativă între înfaşurările TC.

• Curenţii de fază ce alimentează protecţia diferenţială de linie sunt supravegheaţi continuu.

• Suma fazorială a acestor curenţi este comparată cu un curent homopolar (obţinut de regulă prin filtru Holmgreen) de pe alt TC sau de pe altă înfăsurare secundară a aceluiaşi TC.

• Funcţia se blochează la curenţi de valoare ridicată.

53

❑ Dependența redusă față de regimul de funcționare și de configurația rețelei;

❑ Declanșare rapidă pentru defecte situate pe elementul protejat;

❑ Nu asigură rezervă pentru elementele alăturate ale rețelei;

❑ Se poate asigura criteriul de selectivitate pentru liniile scurte.

❑ Selectivitate absolută

❑ Utilă în aplicații complexe (linii cu 3 sau mai multe capete)

CONCLUZII REFERITOARE LA PROTECȚIA DIFERENȚIALĂ DE LINIE

54

2.5. Reanclanşarea automată rapidă

- Revenirea la funcționarea normală după eliminarea de către protecții a unui

defect pe o linie aeriană.

PAUZA DE RAR:• 0,8 – 1,2 s - comunicație între capete / LEA cu prelungire

locală automată a tr I • 1 – 2 s - fără comunicație între capete / LEA fără

prelungire locală automată a tr I

Clasificare – după numărul de faze pe care se produce reanclanșarea:• RARM+RART – rețele de înaltă și foarte înaltă tensiune;• RART – rețelele de medie tensiune;

55

DE

FE

CT

TR

EC

ĂT

OR

FuncțieTNP

I

Funcție RAR

Operare Resetare

Producere

defect

Timp

operare

Energizare

bobină decl.Separare

contacteArc

stins

Contacte

deschise

complet

Energizare

circuit ancl.Realizare

contacte

Contacte

închise

complet

Reanclanșare inițiată

de protecție

Pauza de RARTimp operare

Timp

deschidereDurată

arc

Timp

închidere

Pauza de RAR Durata impuls

de închidere

Blocare RAR

RAR pregătit pentru

următoarea funcționare

Timp

Durata defect

56

DE

FE

CT

PE

RM

AN

EN

TFuncție

TNP

I

Funcție RAR

Operare ResetareReanclanșare

pe defect Operare

Timp

operare

Resetare

Energizare

bobină decl.Separare

contacteArc

stins

Contacte

deschise

complet

Energizare

circuit ancl.Realizare

contacte

Contacte

închise

complet

Separare

contacte

Arc

stins

Contacte

deschise

complet

Energizare

bobină decl.

Reanclanșare inițiată

de protecție

Pauza de RARTimp operare

Timp

deschidereTimp

arc

Timp

închidere

Pauza de RAR Durata impuls de

închidere

Blocare RAR

Deblocare RAR

Timp

57

clt/csclt/cs

clt cs

2.6. Control lipsă tensiune și control sincronism

Control lipsă/prezență tensiune:- prezență U bare, lipsă U LEA;- lipsă U bare, lipsă U LEA;- lipsă U bare, prezență U LEA;- prezență U bare, prezență U LEA;

Control sincronism:- ∆U = 10 %;- ∆f = 0.05 Hz;- ∆φ = 20˚ / 25˚.

A B

58