Normele din 14 noiembrie 2012

Articolul 1

Funcțiunile sistemelor de conducere sunt organizate pe trei niveluri principale:

a)

funcțiuni de aplicație, reprezentate prin totalitatea funcțiunilor care acoperă necesitățile de conducere ale procesului tehnologic;

b)

funcțiuni de prelucrare operațională, care cuprind funcțiunile de prezentare a informațiilor prin intermediul echipamentului operator;

c)

funcțiuni de transmisie a datelor.

Articolul 2

Realizarea acestor funcțiuni este asigurată la nivel de sistem prin următoarele echipamente principale:

a)

echipament de conducere care realizează funcțiunile de achiziție a informațiilor (intrări) și emitere a comenzilor (ieșiri);

b)

echipament

terminale,

care

realizează

prelucrarea

informațiilor

și

funcțiile

de comunicație;

c)

echipament operator, care realizează funcțiunile de prezentare a informațiilor într-un format accesibil (ecrane, imprimante; panouri sinoptice).

I.1

Funcțiuni de aplicație

Articolul 3

Funcțiunile de aplicație sunt următoarele:

a)

funcțiuni de bază;

b)

funcțiuni de prelucrare extinse.

I.1.1

Funcțiuni de bază

Articolul 4

Funcțiunile de bază au în vedere toate tipurile de informații provenind sau având ca destinație procesul energetic sau operatorul. Informațiile rezultate în urma realizării funcțiunilor de bază nu sunt modificate de prelucrările pe care le efectuează sistemul de conducere.

Comanda întreruptoarelor

Articolul 5

Schemele de comandă ale întreruptoarelor trebuie să realizeze următoarele funcțiuni:

a)

blocarea comenzilor sau declanșarea întreruptoarelor (cu posibilitatea de alegere) în funcție de regimul impus de reglajele treptelor de dispecer);

b)

posibilitatea efectuării atât a comenzii manuale, cât și a celei automate (de exemplu: RAR, AAR etc.) sau a declanșării prin protecție;

c)

informarea, prin semnal diferențiat, asupra comutărilor care au loc în urma comenzii voite, de cele care au loc în urma unei comenzi prin RAR, AAR sau a declanșării prin protecție;

d)

posibilitatea selecției modului de comandă a întreruptorului Local/Anulat/Distanță;

e)

în cazul în care comenzile voite pot fi selectate a se efectua din mai multe locuri, dar dintr-un singur loc la un moment dat (camera de comandă, cabina de relee din stație, aparat), operatorul va fi informat asupra locului de comandă selectat și asupra comutărilor efectuate; informarea privind comenzile efectuate de la distanță se va diferenția de informarea privind comenzile efectuate local;

f)

blocarea comenzilor în situația în care unul sau mai mulți parametri tehnologici sunt ieșiți din limitele normale de funcționare;

g)

informarea, la nivel de interfață prin contacte libere de potențial, asupra poziției (închis/deschis/declanșat),

modului

de

comandă

selectat

și

stării

parametrilor tehnologici;

h)

blocarea comenzilor sau declanșarea întreruptoarelor (cu posibilitatea de alegere) în funcție de regimul impus de reglajele DEN sau DET.

Comanda separatoarelor

Articolul 6

Schemele de comandă ale separatoarelor trebuie să realizeze următoarele funcțiuni:

a)

posibilitatea selecției modului de comandă a separatorului Local / 0 / Distanță;

b)

comanda separatoarelor de la distanță se va prevedea, de regulă, la tensiuni de 110 kV și mai mari

c)

schemele de comandă ale separatoarelor trebuie să excludă posibilitatea comutărilor intempestive în cazul unei duble puneri la pământ în rețeaua de curent continuu (operativ);

d)

informarea, la nivel de interfață prin contacte libere de potențial, asupra poziției (închis/deschis), modului de comandă selectat și stării parametrilor tehnologici.

Interblocări

Articolul 7

În cadrul schemelor de interblocare fiecărei comenzi i se asociază logica interblocărilor operative, prin care se elaborează semnale pasive de tipul:

a)

permisie (în lipsa căreia nu se poate executa o comandă de anclanșare / închidere);

b)

blocare (prezența acestui semnal interzice executarea comenzii de declanșare / deschidere).

Interblocajele se vor realiza pe două niveluri: interblocajele pe celulă și interblocaje pe stație.

Articolul 8

Logica interblocărilor se realizează în scopul împiedicării efectuării unor comenzi (automate sau manuale) care ar putea conduce la:

a)

accidente de muncă prin vătămarea corporală a personalului de exploatare;

b)

deteriorarea echipamentelor și aparatelor tehnologice electrice sau de automatizare;

c)

trecerea instalației într-un regim nepermis de funcționare;

d)

indisponibilități ale echipamentelor;

e)

întreruperi în alimentarea cu energie electrică a consumatorilor.

Articolul 9

Articolul 10

Principalele interblocări sunt:

a)

în cazul sistemelor simple de bare colectoare, separatorul de bare va avea ca permisie de acționare semnalul: întreruptorul celulei respective deschis;

b)

în cazul sistemelor de bare colectoare multiple, un separator de bare va avea ca permisie de acționare semnalul: separatoarele de pe circuitul respectiv aferente celorlalte sisteme de bare și întreruptorul din celula respectivă deschise sau separatorul aferent altui sistem de bare și cupla transversală respectivă închis;

c)

în cazul existenței unei bare de transfer, separatorul de pe bara de transfer a unui element va avea ca permisie de închidere semnalul: întreruptorul cuplei de transfer deschis și nici un separator al altui circuit (exceptând, evident, cupla de transfer) nu este conectat la bara de transfer. Separatorul de pe bara de transfer a unui element va avea ca permisie de deschidere

d)

semnalul: întreruptorul cuplei de transfer deschis;

e)

în cazul separatoarelor care au cuțite de legare la pământ, cuțitul de legare la pământ va avea ca permisie de închidere semnalul: cuțitele principale deschise; aceasta permisie se realizează, de regulă, și mecanic;

f)

în cazurile în care, pentru legarea la pământ a barelor colectoare se utilizează un separator sau un cuțit special de legare la pământ, închiderea acestuia va fi permisă numai în prezența semnalului: separatoarele de bare ale tuturor circuitelor racordate la bare deschise.

De asemenea, închiderea separatorului de bare al oricărui circuit racordat la bare va fi permisă numai dacă separatorul de legare la pământ al barei respective este deschis.

Articolul 11

În cazul sistemelor de bare colectoare multiple, se va face, de regulă, blocarea deconectării voite a întreruptorului unei cuple transversale, dacă cele două separatoare de bare ale unui alt circuit racordat la barele respective sunt închise.

Articolul 12

Pentru a împiedica intrarea întâmplătoare a personalului de exploatare în celulele / incintele aflate sub tensiune se vor realiza interblocaje de siguranță, care sunt, de regulă,

electromagnetice sau mecanice, eventual cu posibilitatea semnalizării prezenței tensiunii.

Articolul 13

Articolul 14

Schemele de interblocare verifică existența condițiilor de interblocare (de ex. prin funcția de testare automată a echipamentului de conducere).

Măsurări

Articolul 15

Articolul 16

În instalațiile din stațiile electrice măsurarea intensității curentului se va face în următoarele circuite:

a)

în circuitele liniilor de înaltă și medie tensiune, precum și ale celor de joasă tensiune care alimentează un singur consumator având puteri absorbite de 40 kW și mai mari;

b)

în circuitele cuplelor dintre sistemele de bare colectoare;

c)

în circuitele motoarelor electrice având puteri de 40 kW și mai mari;

d)

în circuitele transformatoarelor, cu excepția celor din posturile de transformare la care prevederea nu este obligatorie;

e)

în circuitele de curent continuu ale redresoarelor, în circuitele bateriilor de acumulatoare, precum și în toate circuitele de curent continuu în care este necesar controlul sistematic al regimului de lucru.

Articolul 17

Se recomandă înregistrarea curenților pe legăturile la pământ ale bobinelor de stingere în rețelele de medie tensiune.

Articolul 18

Articolul 19

Tensiunea se va măsura în următoarele puncte:

f)

la toate sistemele de bare colectoare, inclusiv cele ale bateriilor de acumulatoare;

g)

la liniile interconectate pe care se poate primi tensiune de la rețea (se admite înlocuirea măsurării acestei tensiuni printr-o semnalizare optică a prezenței tensiunii);

h)

la circuitele pentru care se face verificarea sincronismului la anclanșare;

i)

la tablourile de distribuție care alimentează consumatori importanți (se admite înlocuirea măsurării tensiunii printr-o semnalizare optică a prezenței tensiunii).

Articolul 20

Articolul 21

Măsurarea puterii active se va efectua astfel:

a)

la circuitele transformatoarelor, pe partea tensiunii superioare, atunci când aceasta este de 400, 220 sau 110 kV;

b)

la circuitele liniilor electrice de înaltă tensiune (400, 220, 110 kV),

c)

la circuitele liniilor de medie tensiune din stațiile electrice ale rețelei de distribuție.

Articolul 22

Pe circuitele la care se impune urmărirea sarcinilor se vor prevedea wattmetre cu înregistrarea puterilor pentru:

a)

circuitele generatoarelor cu puteri peste 25 MW inclusiv;

b)

circuitele liniilor interconectate de 400 kV și 220 kV.

Măsurarea puterii reactive

Articolul 23

Măsurarea puterii reactive se va efectua astfel:

a)

la circuitele generatoarelor și compensatoarelor sincrone cu puteri peste 2 MVA;

b)

la circuitele transformatoarelor (400, 220 kV) și ale liniilor electrice interconectate (400, 220 și 110 kV - cu rol de interconexiune) pe care este necesară măsurarea puterii

reactive, în vederea determinării regimului de funcționare a sistemului energetic.

Articolul 24

Se va prevedea înregistrarea puterii reactive pe circuitele care impun urmărirea sarcinilor și anume:

a)

circuitele generatoarelor și compensatoarelor sincrone cu puteri peste 25 MVA inclusiv;

b)

circuitele liniilor interconectate de 400 kV și 220 kV.

Măsurarea energiei electrice

Articolul 25

Articolul 26

Măsurarea frecvenței se va face, de regulă, la instalațiile în care:

a)

pot apărea în mod normal sau accidental părți funcționând la frecvențe diferite;

b)

este necesar să se acționeze în direcția punerii în paralel (verificarea sincronismului la anclanșare) a părților posibil să funcționeze la frecvențe diferite.

Instalații de verificare a sincronismului la anclanșare

Articolul 27

Articolul 28

Semnalizarea preventivă are ca scop avertizarea optică și acustică a personalului de exploatare de abaterea de la regimul normal de funcționare, abatere ce poate conduce în timp la situații anormale sau periculoase (suprasarcină la transformatoare, lipsă tensiune operativă, presiune scăzută pentru mediul de stingere al întreruptoarelor etc).

Semnalizări de incident

Articolul 29

Semnalizările de incident se fac în scopul avertizării optice și acustice la atingerea limitei domeniului de funcționare periculoasă, la care, de regulă, acționează protecția (prin declanșări de întreruptoare)

Semnalizări de poziție

Articolul 30

Semnalizarea de poziție trebuie să diferențieze optic următoarele situații ale unui aparat de conectare:

a)

poziția conectat / închis;

b)

poziția deconectat / deschis;

c)

poziția declanșat sau anclanșat necomandată voit.

Acest din urmă semnal anunță comutările care au avut loc în urma unor comenzi prin protecție și dacă au fost prevăzute automatizări AAR, RAR.

I.1.2

Funcțiuni de prelucrare extinse

Articolul 31

Funcțiunile de prelucrare extinse constau în prelucrarea informațiilor rezultate din realizarea funcțiunilor de bază.

Articolul 32

Funcțiunile de prelucrare extinse, în ordinea timpului de transfer total sunt următoarele:

a)

indicarea depășirii limitelor;

b)

interpretarea alarmelor;

c)

afișarea stărilor anormale;

d)

afișarea de valori de măsură însumate;

e)

estimarea stării în timp real;

f)

proceduri de localizare a defectelor;

g)

înregistrarea evenimentelor în timp real în vederea analizei ulterioare;

h)

reglajul tensiunii;

i)

gestiunea energiei;

j)

analiza de siguranță;

k)

afișarea de valori integrate;

l)

gestiunea energiei pe termen scurt;

m)

deconectarea și reconectarea automată a sarcinilor.

I.2

Funcțiuni de prelucrare operațională

Articolul 33

Funcțiunile de prelucrare operațională asigură achiziția corectă a informațiilor și reprezentarea acestora într-o formă corespunzătoare prin intermediul echipamentului operator.

Articolul 34

Funcțiunile de prelucrare operațională principale suni următoarele:

a)

adaptarea semnalelor de intrare / ieșire la procesul condus și la echipamentul operator;

b)

suprimarea vibrației contactelor;

c)

detectarea informațiilor corespunzătoare unor stări anormale;

d)

verificarea limitelor;

e)

controale de plauzibilitate;

f)

validarea informațiilor incrementale;

g)

stabilirea scării valorilor măsurate;

h)

însumări și alte operații aritmetice;

i)

prelucrări de date în vederea reducerii volumului de date care se transmit prin echipamentul de telecomunicație.

I.3

Volumul informatic

Articolul 35

Articolul 36

Volumul informatic minimal transmis la DEC pentru teleconducerea operativă a stațiilor electrice de interconexiune (toate nivelurile de tensiune) este următorul:

a)

măsurări: U, f pe bare; U, f, P, Q, pe linii de interconexiune;

b)

comenzi: Q0, Q1, Q2, Q9, Q8, Q51, Q52, …, poziție comutator de ploturi, În funcție/Anulat: RAR, Teleprotecție (TP), Verificare Sincronism (VS);

c)

semnalizări: poziție echipamente primare, poziție comutator ploturi, plot max./min., poziție între ploturi, defect comutator ploturi, În funcție/Anulat: RAR, TP, VS, acționat protecția (instantaneu, temporizat), acționat protecții tehnologice unități AT, TR, acționat PDB1, 2, DRRI 1, 2, DASf, Foc în stație, Efracție, Echipament SCADA defect, etc.

Articolul 37

Volumul informatic minimal transmis la DET pentru teleconducerea operativă a stațiilor electrice de interconexiune (toate nivelurile de tensiune) este următorul:

a)

măsurări: U, f bare; U, P, Q, linii, cuple, unități AT, TR; Urs (la TT din linie), P, Q, f pe linii interconexiune

b)

comenzi: Q0, Q1, Q2, Q9, Q8, Q51, Q52, …, până la 110 kV inclusiv, poziție comutator ploturi AT, TR; În funcție/Anulat: RAR, TP, VS

c)

semnalizări: poziție echipamente primare până la 110 kV inclusiv, poziție comutator ploturi, plot max./min., poziție între ploturi, defect pentru AT, TR, RAR, TP, VS, funcționat protecție prin relee (distanță, diferențială longitudinală, etc), acționat protecții

tehnologice pe AT sau TR, în funcție/anulat PDB, DRRI, DASf, în funcție/anulat automatizări de sistem

d)

semnale de stare a surselor de cc si ca

e)

semnale de stare ale terminalelor numerice

Articolul 38

Articolul 39

Volumul informatic minimal transmis la DED pentru teleconducerea operativă a stațiilor electrice de interconexiune (toate nivelurile de tensiune) este următorul:

a)

măsurări:

-

pe bare: Urs, Ust, Utr, Ur, Us, Ut, f;

-

pe linii, unități de transformare: Ur, Us, Ut, f;

-

pe linii, unități de transformare: Ir, Is, It;

-

pe linii, unități de transformare: P trifazat, Q trifazat.

b)

comenzi:

-

Q0, Q1, Q2, Q9, Q8, Q51, Q52, …, până la 110 kV inclusiv, Q0 MT (și debroșare), poziție comutator ploturi TR, instalație de răcire, În funcție/Anulat: RAR, TP, VS, AAR

0.4 kV și MT, automatica BS ș.a.;

-

Q0 la PSI ca și PSI cc.

c)

semnalizări:

-

poziția echipamentelor primare toate nivelurile de tensiune;

-

poziție comutator ploturi, plot max/min, între ploturi;

-

defect, pentru AT, TR, RAR, TP, VS, AAR;

-

funcționat protecție prin relee ( distanță, diferențială longitudinală, etc), acționat protecții tehnologice pe AT/TR, în funcție / anulat PDB, DRRI, DASf, în funcție/anulat automatizări de sistem.

I.4

Specificarea funcțiunilor tip ale sistemului de conducere

Articolul 40

Informațiile de supraveghere (intrări) achiziționate la nivelul interfeței sunt:

a)

informații de semnalizare simplă pentru: alarme, informații de stare, informații de stare anormală etc. (pot fi informații pasagere sau permanente);

b)

informații de semnalizare dublă cu sau fără achiziția stărilor intermediare, pentru: întreruptoare, separatoare etc.;

c)

valori integrate, pentru gestiunea energiei electrice;

d)

informații incrementale, pentru valori de intensitate etc;

e)

valori măsurate (analogice sau numerice) cu transmisia ciclică sau periodică sau transmisie la cerere, pentru măsurarea mărimilor electrice și tehnologice;

f)

alarme comune, derivate din informațiile numerice sau analogice;

g)

informații referitoare Ia sistemul de conducere însuși, de exemplu, alarme: în caz de erori de transmisie, alarme indicând o defecțiune a echipamentului etc.;

h)

alte tipuri de informații.

Articolul 41

Prezentarea informațiilor cuprinde:

a)

informații de stare;

b)

informații de semnalizare dublă cu sau fără indicarea stării intermediare;

c)

alarme sub formă de impulsuri, cu indicarea permanentă a valorilor integrate;

d)

afișarea analogică sau numerică a valorilor măsurate;

e)

înregistrare de informații;

f)

funcțiuni de stocare de date.

Articolul 42

Comenzile generate la nivelul interfeței sunt:

a)

comenzi de comutare, comenzi simple, pentru modificarea stării unui echipament care poate avea două stări (comenzi în impuls sau comenzi menținute);

b)

comenzi de comutare, comenzi duble, pentru întreruptoare, separatoare etc.(comenzi în impuls sau comenzi menținute);

c)

comenzi de reglaj - valori transmise echipamentului comandat;

d)

comenzi de schimbare a poziției, pentru schimbarea stării echipamentului operațional care are mai mult de două stări;

e)

comenzi de reglare (analogică sau numerică), pentru supraveghere și telecomandă în buclă închisă (comenzi de reglare în trepte sau comenzi de reglare continuă);

f)

secvențe de comenzi;

g)

comenzi grupate - adresate mai multor echipamente;

h)

comenzi referitoare la sistemul de conducere;

i)

comenzi de interogare;

j)

comenzi de verificare (destinate, de exemplu să se asigure de funcționarea corecția echipamentelor de conducere;

k)

alte tipuri de informații.

Articolul 43

Tipurile de ieșiri care realizează funcția de comandă pot fi:

a)

comenzi simple;

b)

comenzi duble (închidere/deschidere);

c)

comenzi de valori de reglaj cu sau fără indicarea valabilității și cu sau fără memorare;

d)

comenzi de schimbare a poziției.

Articolul 44

Din punct de vedere al modului de colectare a informațiilor primare, structura sistemului numeric de conducere poate fi:

a)

structură centralizată, în care achiziția datelor se realizează la o oarecare distanță de circuitul primar, în apropierea unității centrale de prelucrare a datelor. Această structură

prezintă unele dezavantaje, cum ar fi: lungimea mare a conductoarelor de legătură la echipamentele primare, perturbații datorită influențelor electromagnentice, siguranță redusă în caz de incendiu;

b)

structură

descentralizată,

în

care

achiziția

datelor

se

realizează

în

apropierea echipamentului primar (celulei) prin echipamente, amplasate într-o cabină special amenajată și care comunică la distanță cu unitatea centrală. Acest echipament își poate îndeplini, funcțiunile de conducere a celulei, indiferent de starea funcțională a unității centrale.

Articolul 45

În comparație cu sistemele de conducere cu structură centralizată, sistemele cu structură descentralizată au avantajul că funcționarea este independentă la nivelul celulei. Defectarea echipamentului central din camera de comandă nu influențează major conducerea în ansamblu a stației.

Articolul 46

Sistemele de conducere sunt ierarhizate pe mai multe niveluri de conducere:

a)

nivelul 0 - reprezintă conducerea locală la nivel de echipament primar de comutație (întreruptor, separator) pentru modurile de operare de avarie și de mentenanță; operarea la acest nivel se realizează de la dispozitivele de acționare ale echipamentelor primare de comutație prin generarea de comenzi aplicate echipamentelor respective; orice comandă emisă la nivelul 0 va fi realizată independent de orice alte condiționări (cu excepția interblocajelor proprii tehnologice), fără interblocaje software și fără verificarea condițiilor de sincronism în cazul întreruptoarelor;

b)

nivelul 1 - reprezintă conducerea locală la nivel de celulă a tuturor echipamentelor primare de comutație din respectiva celulă; operarea unei celule dintr-o stație electrică se realizează, de regulă, prin intermediul unității de control a celulei (BCU); comenzile generate de BCU se vor executa: cu/fără verificarea condițiilor de sincronism și cu/fără verificarea condițiilor de interblocaj;

c)

nivelul 2 - reprezintă telecomanda și supravegherea de la distanță, atât de la stația de lucru pentru operator din camera de comandă a stației, cât și de la o stație de lucru pentru operator dizlocată la distanță, a oricărui echipament primar de comutație din cadrul stației; comenzile generate la nivelul 2 sunt cu/fără verificarea condițiilor de sincronism și cu/fără verificarea condițiilor de interblocaje; nivelul 2 de conducere trebuie să fie asigurat cu totalitatea informațiilor din stație pentru conducerea în siguranță a proceselor din cadrul stației electrice;

d)

nivelul 3 - reprezintă teleconducerea de la un centru de dispecer, care poate fi Dispecerul Energetic Central, Dispecerul Energetic Teritorial, Dispecerul Energetic de Distribuție

etc.

II.2

Alegerea structurii unui sistem de conducere

Articolul 47

Structura unui sistem de conducere se stabilește în funcție de tipul rețelei, stației electrice și a funcțiunilor dorite.

Articolul 48

Se recomandă alegerea unor structuri deschise care permit preluarea unor funcțiuni noi, extinderi ale configurației rețelei, stației electrice și poate asigura independența față de furnizorul echipamentelor.

Articolul 49

La alegerea structurii unui sistem numeric de conducere a unei stații electrice se vor lua în considerare următoarele cerințe:

a)

domeniul de aplicare:

-

conducerea unei stații electrice de IT;

-

conducerea unui PA/PT/ RED MT;

-

conducerea unei stații în gestiunea operatorului de transport sau în gestiunea operatorului de distribuție;

b)

dispoziția constructivă, tipul stației electrice:

-

dimensiunea;

-

tipul (interioară/exterioară);

-

mediul izolant (aer/SF6);

c)

date tehnice referitoare la:

-

echipamentele primare;

-

structura circuitelor secundare (supraveghere, comandă, reglaj și protecție);

-

gradul de dotare cu echipamente și/sau sisteme de echipamente numerice;

d)

modul de exploatare a stației

-

cu personal permanent;

-

fără personal permanent;

e)

funcțiunile necesare;

f)

performanțe:

-

fiabilitate;

-

disponibilitate;

-

mentenabilitate;

-

securitate etc.;

-

volumul și categoriile de informații necesar a fi transmise la centrul de conducere sau alți utilizatori;

-

posibilități de extindere;

-

posibilitățile de interfață a echipamentelor de conducere cu procesul tehnologic;

g)

costul preliminat pe durata de viață, incluzând:

-

investiția inițială;

-

instruire, școlarizare, operare;

-

întreținere;

-

costul avariilor;

h)

solicitările specifice ale consumatorului (natura și importanța lor).

Articolul 50

Principalele echipamente sunt:

a)

echipamente de proces (întreruptoare, separatoare, transformatoare de măsură etc.);

b)

echipamente de conducere, inclusiv sincronizare de timp - GPS (Global Positioning System);

c)

echipamente operator (imprimante, ecrane, tastaturi, mouse);

d)

echipament terminal al circuitului de date (ETD);

e)

echipamente de transmisie a datelor;

f)

echipamente de alimentare cu energie electrică (surse de c.c. și c.a., tablouri de distribuție).

III.2

Interfețe

Articolul 51

În cadrul unui sistem de conducere se disting interfețe între echipamentul de conducere și:

a)

echipamentele de proces;

b)

echipamentele de achiziție a datelor;

c)

echipamentele de protecție;

d)

echipamentele operator (ecrane, tastaturi etc.);

e)

diferitele componente ale sistemului de conducere, alte echipamente de prelucrare a datelor.

III.3

Tipuri de informație

Articolul 52

Articolul 53

Articolul 54

O

informație de semnalizare simplă

provine dintr-o sursă de informații binare de un bit, de exemplu, dintr-un contact de alarmă cu două stări determinate. Această informație este prezentă la interfață printr-un semnal binar independent.

Articolul 55

Anumite surse de informații de doi biți, cum ar fi poziția de întreruptor sau de separator, reprezintă informații de semnalizare duble. Ele sunt prezente la interfață printr-o pereche de semnale binare.

Articolul 56

Perechile de biți 01 și 10 caracterizează două stări determinate (DESCHIS/ÎNCHIS și ÎNCHIS/DESCHIS), în timp ce perechile de biți 00 și 11 caracterizează două stări nedeterminate (DESCHIS/DESCHIS și ÎNCHIS/ÎNCHIS), indicând fie o stare intermediara, fie o stare de defecțiune în circuit.

Articolul 57

Articolul 58

Un semnal analogic este asociat unei mărimi care poate varia între valori predeterminate. De exemplu: gama de semnal 4 mA … 20 mA poate reprezenta o informație variabilă primară în gama 0 ... 130 kV.

III.4

Interfața între echipamentul de conducere și echipamentul de proces

Articolul 59

Articolul 60

Articolul 61

Pentru optimizarea conexiunilor în cupru la nivelul stației electrice (minimizarea lungimii cablurilor, minimizarea lucrărilor de montaj) se poate avea în vedere dizlocarea la nivelul procesului (în apropierea întreruptorului, separatoarelor, transformatoarelor de măsură) a interfeței de achiziție a informațiilor din proces.

III.4.1

Semnale de intrare binare

Articolul 62

Semnale de intrare binare se împart în două categorii principale:

a)

active: atunci când alimentarea semnalului este în exteriorul echipamentului de conducere.

Aceste semnale sunt prezentate echipamentului de conducere ca tensiuni continue cu un fir comun de retur;

b)

pasive: atunci când alimentarea semnalului este în interiorul echipamentului de conducere

Aceste semnale sunt, în general, prezentate echipamentului de conducere ca fiind contacte care formează bucle deschise sau închise, de impedanță definită.

Articolul 63

Pentru o funcționare fiabilă, trebuie ca parametrii nominali (tensiune, sarcină admisibilă, timp de tranziție, timp de achiziție) ai componentelor buclei de achiziție, să fie similari.

III.4.2

Semnale de ieșire binare

Articolul 64

Semnalele de ieșire binare se împart în două categorii principale:

a)

pasive: atunci când alimentarea semnalelor este în exteriorul echipamentului de conducere

În acest caz, semnalul este dat de echipamentul de conducere, printr-un contact care formează o buclă deschisă sau închisă, de impedanță definită;

b)

active: atunci când alimentarea semnalului este în interiorul echipamentului de conducere.

Articolul 65

Pentru o funcționare fiabilă, trebuie ca parametrii nominali (tensiune, sarcină admisibilă, timp de tranziție, timp de achiziție) ai componentelor buclei de comandă, să fie similari.

III.4.3

Semnale de intrare analogice

Articolul 66

Articolul 67

Articolul 68

Articolul 69

Interfața între echipamentul de conducere și echipamentele operator reprezintă frontiera prin care trece informația între operator și echipamentul de conducere.

Articolul 70

Articolul 72

Dacă echipamentele terminale ale circuitelor de date (ETD) sunt incluse în sistemele de conducere, caracteristicile lor electrice și funcționale trebuie să fie conforme cu caracteristicile

echipamentelor terminale ale circuitelor de date (ETC) de utilizare generală în conformitate cu ITU-T.

III.7

Interfață între echipamentul de conducere și echipamentul terminal al circuitului de date (ETD)

Articolul 73

Interfață între echipamentul de conducere și echipamentul terminal al circuitului de date (ETD) este necesară dacă echipamentul terminal al circuitului de date nu este furnizat ca parte integrantă a echipamentului de conducere.

Articolul 74

După recomandările ITU-T, circuitele de interconectare necesare între echipamentul de conducere și ETD pentru transmisia de date binare, de semnale de comandă și de ceas sunt numite

circuite de joncțiune .

Articolul 75

Circuitul de joncțiune între echipamentul de teleconducere și echipamentul terminal al circuitului de date trebuie să fie un subansamblu al circuitelor definite prin recomandarea ITU-T V.24.

Articolul 76

Articolul 77

Ca ghid, distanțele maximale tolerabile între echipamentul de conducere și ETD și vitezele de transmisie corespunzătoare sunt date în tabelul 1

Tabelul 1: Relația între distanța fizică (ETD și etc) și viteza maximă de transmisie

Recomandare ITU-T

Distanțe [m]

Viteza maximă de transmisie [kbit/s]

V.28

15

20

V.10

1000

1

100

10

10

100

V.11

1000

10

100

100

10

1000

Articolul 78

Relația între recomandările ITU-T pentru funcțiunile și caracteristicile electrice și standarde ISO pentru racordurile mecanice este indicată în tabelul 2. Tabelul indică, de asemenea, standardele americane EIA corespunzătoare.

Tabelul 2: Standarde/recomandări ISO și EIA pentru interfețele etc/ETD

ITU-T

ISO

EIA

Funcțiuni

Caracteristici electrice

Conexiune

Funcțiuni

Caracteristici electrice

Funcțiuni

V.24

V.28

ISO 2110

(25 pini)

RS 232C

RS 232C

RS 232C

V.24

V.10

ISO 4902

(37 pini)

RS 449

RS 423A

RS 449

V.24

V.11

ISO 4902

(pini)

RS 449

RS 422A

RS 449

III.8

Interfață între echipamentul de conducere și celelalte echipamente

Articolul 79

Articolul 80

Specificațiile fizice, electrice și funcționale trebuie să fie definite pentru următorii parametri principali:

a)

număr (două sau patru fire) și caracteristici ale conductorilor;

b)

buclă de curent simplă sau dublă;

c)

curent maxim, minim și nominal;

d)

valoare și localizare a surselor de tensiune;

e)

tensiune reziduală la emițător și receptor;

f)

izolație galvanică;

g)

distanță între procesori;

h)

viteză de transmisie și protocol.

III.8.2

Interfață paralelă

Articolul 81

Articolul 82

Cerințele de calitate / performanță privind: fiabilitatea, disponibilitatea, securitatea, integritatea datelor, extensibilitatea, impuse sistemului de conducere sunt prezentate în vol. I, fiind comune circuitelor secundare realizate în tehnologie numerică. În continuare se vor preciza cerințele pentru parametrii de timp și exactitatea de măsurare, acestea fiind specifice sistemelor de conducere.

IV.1

Parametri de timp

IV.1.1

Considerații generale

Articolul 83

Articolul 84

În general, timpul de transfer total este dat de suma timpilor necesari informației pentru a traversa secțiunile individuale ale sistemului de conducere. El reflectă nu numai performanța echipamentului, dar este influențat și de factori cum ar fi:

a)

configurația rețelei de transmisie a datelor;

b)

metodele de transmisie utilizate;

c)

lărgimea benzii de transmisie a liniei;

d)

funcțiunile de prelucrare în postul emițător;

e)

funcțiunile de prelucrare în postul receptor;

f)

nivelul de zgomot pe linia de transmisie;

g)

acumularea evenimentelor într-o perioadă de timp dată;

h)

posibilități de prioritate oferite de protocolul de transmisie a datelor.

Articolul 85

Articolul 86

Articolul 87

Articolul 88

Pe lângă timpul de transfer total, mai prezintă importanță următorii parametri de timp:

a)

timp de discriminare: durata minimă care trebuie să separe două evenimente pentru a fi posibilă determinarea corectă a ordinii lor de apariție;

b)

timp de rezoluție: durata minimă care trebuie să separe două evenimente pentru ca datele cronologice corespunzătoare să fie diferite;

c)

timp de suprimare: perioada de timp în care achiziția schimbărilor de stare eronate date de paraziți sau de contactele întrerupte este suprimată;

d)

timp de achiziție: durata minimă în care o informație de stare trebuie să se prezinte pentru a fi detectată și prelucrată corect.

Articolul 89

Echipamentul de conducere trebuie să detecteze și să prelucreze orice schimbare a unei informații de stare care este menținută mai mult decât timpul de achiziție dat.

Articolul 90

Raportul dintre timpul de achiziție și timpul de suprimare trebuie să fie mai mic sau egal cu 2. Timpul sau timpii de suprimare utilizați pentru o aplicație trebuie să acopere timpii maximi de întrerupere a contactelor echipamentului care produce semnalul de intrare în proces.

Articolul 91

Echipamentul de conducere trebuie să fie capabil de a detecta și prelua atât tranzițiile semnalelor de intrare de la starea ÎNCHIS la starea DESCHIS, cât și de la starea DESCHIS la starea ÎNCHIS. Pentru anumite semnale, doar tranziția de la starea DESCHIS la starea ÎNCHIS reprezintă o informație semnificativă (spre exemplu, informația incrementală).

Articolul 92

Clasele de prescripții referitoare la timp sunt date în tabelele 3 si 4.

Tabelul 3: Clase de timp de discriminare

Parametri de timp

Prescripții ale claselor de timp

Timp de discriminare

Unitate de

masura

SP1

SP2

SP3

SP4

ms

:S 50

:S 10

:S 5

:S 1

Tabelul 4: Clase de timp de rezoluție

Parametri de timp

Prescripții ale claselor de timp

Timp de rezoluție

Unitate de

masura

SP1

SP2

SP3

SP4

ms

:S 1000

:S 100

:S 10

:S 1

IV.1.3

Parametri de timp pentru informații de comandă

Articolul 93

Într-o stație electrică pot fi cel puțin două tipuri de dispozitive de comandă:

a)

dispozitive rapide, care trec într-o stare nouă în mai puțin de 250 ms;

b)

dispozitive lente, care își schimbă starea într-un timp cuprins între 250 ms și câteva minute.

Articolul 94

Timpul de transfer total pentru comenzi trebuie să fie cât mai scurt posibil, ceea ce înseamnă că aceste comenzi trebuie să fie transmise și prelucrate cu o prioritate mărită.

Articolul 95

Operatorul trebuie să fie capabil să supravegheze executarea unei comenzi care a fost emisă. Aceasta implică funcții adecvate pentru supravegherea transmisiei de date, ca și returul informațiilor sau măsurilor care confirmă executarea comenzii:

a)

acceptarea și transferul corect al mesajului prin echipamentul de teleconducere;

b)

executarea în echipamentul periferic a acțiunii inițiate.

Articolul 96

În cazul dispozitivelor lente și foarte lente, trebuie ca operatorul să fie capabil de a

observa informația de stare intermediară (de exemplu, starea de trecere a unui separator lent). Dacă starea intermediară persistă pe o durată superioară unui timp specificat, trebuie elaborată o informație de stare de defect.

Articolul 97

Timpul pentru prelucrarea informațiilor de comandă nu este normat. Furnizorul și utilizatorul trebuie să se pună de acord asupra valorilor de timp aplicabile.

Parametri de timp pentru valori măsurate și comenzi de reglaj

Articolul 98

Articolul 99

Valorile integrate sunt furnizate echipamentului de conducere sub formă de valori numerice codate sau de impulsuri incrementale care sunt însumate în contoarele interne. Comanda de memorare a telenumărării poate fi dată de unitățile locale de numărare sau poate fi transmisă printr-o comandă de interogare.

Articolul 100

Trebuie să se asigure ca, în condițiile unei transmisii necorespunzătoare, timpul cerut pentru prelucrarea și transmisia valorilor integrate să fie mai scurt decât perioada de

integrare specifică. În plus, exigențele de integritate a datelor trebuie să fie respectate.

IV.2

Exactitatea globală

Articolul 101

Articolul 102

Termenul

clasa de exactitate

se referă la eroarea produsă la prelucrarea informației în cadrul echipamentului, deci clasa 1 este echivalentă cu o eroare de 1%.

Articolul 103

Dacă sursele de erori individuale sunt aleatorii și independente unele față de altele, eroarea globală E se calculează ca valoare medie pătratică astfel:

E

A

2



E

B

2





E

F

2

E





(1)

Articolul 104

Articolul 105

Clasele de exactitate globală sunt specificate în tabelul 5.

Tabelul 5:Clase de exactitate globală

Clasă de exactitate

Eroare globală (E)

A1

E

�

5,0%

A2

E

�

2,0%

A3

E

�

1,0%

A4

E

�

0,5%

Ax

Clasă specială (spre exemplu intrările numerice)

Articolul 106

Articolul 107

Articolul 108

Articolul 109

Zgomotul poate altera semnalele de informație transmise prin conductoare. Trebuie să se prevadă o ecranare și o dispoziție convenabilă ale cablurilor, ca influența zgomotului asupra semnalelor de măsură să fie la cel mai scăzut nivel posibil și să nu diminueze exactitatea.

Articolul 110

Principalele echipamente care interacționează în cadrul procesului de conducere al unei

stații electrice

sunt:

a)

echipamente de proces (întreruptoare, separatoare, transformatoare de măsură etc.);

b)

echipamente de conducere (unități de conducere pe celulă, unități centrale de prelucrare, echipamente de sincronizare de timp - GPS);

c)

echipament terminal al circuitului de date (ETD);

d)

echipamente operator (imprimante, ecrane, tastaturii, mouse);

e)

echipamente de transmisiuni.

V.1.1

Redundanța echipamentelor

Articolul 111

Pentru a satisface clasele de disponibilități cerute este necesară definirea cerințelor privind redundanța echipamentelor în cadrul fiecărei aplicații. În cadrul aplicațiilor pentru transportul și distribuția energiei electrice se recomandă redundanța echipamentelor de achiziție, prelucrare, afișare, sincronizare de timp (GPS) și comunicație (locală și la distanță).

V.1.2

Analiza sistemelor și a echipamentelor existente

Articolul 112

La proiectarea lucrărilor de modernizare / retehnologizare se va evalua necesitatea, posibilitatea și modalitatea includerii echipamentelor locale de proces existente în sistemul de conducere nou prevăzut, în special în privința problemelor de interfațare.

V.1.3

Extensibilitate

Articolul 113

Este necesară evaluarea necesităților și posibilităților de extensie încă din faza inițială a unui proiect.

V.2

Condiții de mediu pentru echipamente

Articolul 114

Se vor lua în considerație următoarele condiții de mediu:

a)

temperatură, umiditate și presiune atmosferică;

b)

influențe mecanice;

c)

influențe corosive și erozive;

d)

influența alimentărilor auxiliare;

e)

punere la pământ și ecranare.

Articolul 115

Trebuie specificate aceste condiții pentru fiecare loc de amplasare și pentru fiecare element al echipamentului:

a)

în sala de aparataj;

b)

pentru echipamentele care trebuie instalate în exterior.

Articolul 116

Elementele importante care trebuie avute în vedere sunt:

a)

echipamentele de proces, cum sunt senzorii, traductoarele, elementele de acționare;

b)

cablarea și ecranarea;

c)

sistemul de transmisie, părțile din legăturile existente care se utilizează ca și numărul de

căi și caracteristicile lor.

V.3

Specificațiile interfețelor

Articolul 117

La definirea echipamentelor de proces din stația electrică se vor specifica interfețele între diferitele componente:

a)

specificația condițiilor de interfațare electrică cu procesul (specificația echipamentelor de separare pentru intrarea informațiilor binare și ieșirea comenzilor de la / spre echipamentul primar);

b)

specificația condițiilor de interfațare cu echipamente de

conducere sau verificarea și descrierea posibilităților de interfațare a dispozitivelor de proces (echipamente primare) existente;

c)

specificarea relațiilor între valorile de intrare (de exemplu, MW și valorile de ieșire ale treductoarelor, de exemplu mA);

d)

specificația alimentării electrice pentru echipamentele de proces (echipamente primare), echipamentele de separare etc.

Articolul 118

La definirea echipamentelor de conducere din stația electrică se vor defini:

a)

specificația interfeței între echipamentul de conducere și echipamente terminale ale circuitelor de date.

b)

specificația alimentării echipamentului de conducere.

Articolul 119

La definirea echipamentului terminal al circuitului de date ETD (din stație și din centrul de conducere) se vor preciza:

a)

specificația interfeței între ETD și calea de transmisie.

b)

specificația benzilor de trecere și a diferitelor alocări de frecvențe pentru canalele de transmisie a datelor.

c)

specificația alimentării ETD, în cazurile în care acesta nu reprezintă o parte integrantă a echipamentului de teleconducere.

Articolul 120

La definirea echipamentelor pentru alimentări auxiliare se vor preciza:

a)

alimentarea în curent alternativ sau continuu,

b)

specificația tensiunii nominale,

c)

specificația capacității bateriei de acumulatoare, luând în considerare consumul electric al sistemului,

d)

prescripții și condiții de legare la pământ a sursei alimentare,

e)

specificația duratei maxime admise pentru întreruperea alimentării electrice, de exemplu, a timpului trecerii de la un sistem de alimentare la altul.

V.4

Specificațiile condițiilor de montaj

Articolul 121

Este necesară specificarea caracteristicilor mecanice ale echipamentelor:

a)

echipamente montate în dulapuri metalice (cu / fără ramă rabatabilă);

b)

echipamente montate pe stelaje metalice;

c)

echipamente montate în cutii, panouri.

Articolul 122

Pentru definirea spațiului necesar pentru instalarea echipamentelor se recomandă specificarea cerințele de acces (numai prin față sau prin față și prin spate).

Articolul 123

Alte specificații necesare pentru instalarea ansamblului sistemului sunt:

a)

tipul de conexiuni prin cablu;

b)

paturi pentru cabluri;

c)

dispunerea traseelor de cabluri;

d)

specificații diverse.

V.5

Specificațiile condițiilor de transport

Articolul 124

Trebuie să se verifice dacă clasele specificate pentru condițiile de mediu mecanice și atmosferice sunt corespunzătoare pentru transportul echipamentelor (prin poștă, cale ferată, naval, aerian sau transport special în camion) Dacă nu, trebuie specificat un ambalaj special.

V.6

Specificațiile pentru încercări ale sistemului și proceduri de punere în funcțiune

Articolul 125

Procedurile pentru încercări ale sistemului și pentru punerea în funcțiune trebuie definite în caietele de sarcini pentru achiziție, în sarcina funizorilor de echipamente / sisteme..

V.7

Specificațiile pentru condiții de funcționare, garanții

Articolul 126

Specificarea condițiilor de funcționare avute în vedere pentru începutul și sfârșitul perioadei de garanție trebuie să facă obiectivul unui acord între cumpărător și vânzător.

Articolul 127

În funcție de obiectivele fundamentale ale sistemelor de conducere și de condițiile particulare de mediu, este necesar ca transmisiile de date să satisfacă cerințe referitoare la:

a)

integritate și coerență;

b)

durată de transfer;

c)

transparență;

d)

flux de date.

Articolul 128

Articolul 129

Articolul 130

O durată redusă de transfer trebuie să fie asigurată prin aplicarea de protocoale de transmisie de structuri eficace, în particular în ceea ce privește mesajele cu transmisie spontană, pe căi de transmisie cu banda limitată și cu anumite caracteristici de perturbați imprevizibile.

Articolul 131

Articolul 132

În conformitate cu protocoalele de transmisie standardizate, în faza de proiectare este necesară specificarea următoarelor elemente ale transmisiei de date:

a)

specificația modului de declanșare a transmisiei;

b)

transmisie ciclică sau periodică;

c)

transmisie la cerere;

d)

transmisie comandată de către un eveniment (transmisie spontană);

e)

combinație a modurilor de declanșare menționate;

f)

specificația serviciilor de legătură de date cerute.

Articolul 133

În funcție de exigențele de integritate a datelor și de durata de transfer se disting:

a)

transmisie / fără răspuns;

b)

transmisie / confirmare; cerere / răspuns;

c)

priorități de transmisie: în conformitate cu cerințele de timp redus de transfer pentru unele tipuri de date.

Articolul 134

Măsurarea energiei electrice pentru decontare se realizează în conformitate cu recomandările Codului de Măsurare a Energiei Electrice.

Articolul 135

Înfășurările secundare ale transformatoarelor de măsură dedicate echipamentelor de măsurare a energiei electrice vor respecta întocmai Codul de Măsurare a Energiei Electrice.

Articolul 136

În stațiile electrice de conexiuni și transformare se utilizează exclusiv contoare de energie electrică cu trei sisteme de măsurare a energiei electrice. Mărimile aplicate la intrările unui contor de energie vor fi:

a)

curenți electrici Ir, Is, It, cu valori nominale 1 A sau 5 A, 50 Hz; (fiecare intrare va fi prevăzută cu două borne: intrare-ieșire);

b)

tensiuni electrice: Ur, Us, Ut, Un, cu valori nominale 100 V sau 400 V, 50 Hz;

c)

tensiune auxiliară, cu valoarea disponibilă la locul de montaj;

d)

referința externă de timp.

Articolul 137

Se recomandă alegerea contoarelor pentru funcționare în următoarele domenii ale mărimilor de intrare:

a)

domeniul de tensiuni

-

domeniul de funcționare nominal: (0.9

1.1) x Un;

-

domeniul de funcționare extins: (0.8

1.15) x Un;

-

domeniul limita de funcționare: (0.0

1.15) x Un.

b)

curentul de pornire: 0.001 x In și factor de putere nominal.

c)

valori suprasarcină

-

pentru măsurare: 120 % din valorile nominale ale In și Un;

-

suprasarcină termică: 150 % din In;

-

suprasarcină dinamică (1 s): 20 x In.

Articolul 138

Contorizarea pentru balanță / evidență tehnică se va realiza cu următoarele clase de exactitate:

a)

cel puțin 0.5S pentru măsurarea energiei activă;

b)

cel puțin 1 pentru măsurarea energiei reactive;

c)

în punctele de decontare contoarele vor avea aceeași clasă de exactitate ca și contoarele de decontare montate în punctele respective.

Articolul 139

Contoarele de energie electrică pentru balanță / evidență tehnică vor asigura

a)

măsurarea energiei electrice active trifazate: bidirecțională (primit și livrat)

b)

măsurarea energiei electrice reactive trifazate:: bidirecțională și în patru cadrane (+Ri,

+Rc, -Ri, -Rc)

c)

măsurarea valorilor instantanee pentru:

-

tensiuni și curenți pe fiecare fază;

-

defazaje între curenți și tensiuni;

-

puteri active, reactive și aparente (monofazate și trifazate);

-

frecvența și factorul de putere (cos <) pe fiecare fază.

Articolul 140

Contoarele de energie electrică trebuie să fie prevăzute cu posibilitatea aplicării următoarelor sigilii:

a)

sigiliului fabricantului, aplicat de către acesta dupa ce contorul a fost asamblat, testat și calibrat în fabrică;

b)

sigiliului metrologic, aplicat de către verificatorul metrolog după finalizarea verificării metrologice;

c)

sigiliilor utilizatorului, la capacul de borne respectiv la capacul frontal al contorului de energie electrică;

d)

sigiliului utilizatorului, pentru blocarea posibilității de parametrizare a contorului de energie electrică.

Articolul 141

Un sistem local de contorizare este format in principiu din :

a)

contoarele de energie electrică care masoară și stochează datele;

b)

serverul local din statie care achizitioneaza datele de la contoare, le prelucrează și le stochează;

c)

caile de comunicație care constituie suportul de transmisie a datele către serverul local;

d)

diverse convertoare funcție de tipul de comunicație ales;

e)

modemuri de transmisie;

f)

GPS pentru sincronizarea serverului;

g)

sistemele de alimentare in c.a./c.c. a componentelor sistemului.

Articolul 142

La proiectarea panourilor de contorizare se vor avea în vedere următoarele:

a)

toate șirurile de cleme pentru circuitele de curent aferente contoarelor vor fi prevăzute cu dispozitive de șuntare si cu dispozitive de întrerupere galvanica a legăturilor; același tip de cleme se vor prevedea si la șirurile de cleme din cutiile de conexiuni ale transformatoarelor de măsură de curent;

b)

toate șirurile de cleme pentru circuitele de tensiune aferente contoarelor vor fi prevăzute cu dispozitive de întrerupere galvanica a legăturilor; același tip de cleme se vor prevedea si la sirurile de cleme din cutiile de conexiuni ale transformatoarelor de masura de tensiune;

c)

se va prevedea un set de cleme de curent si de tensiune de rezerva, in vederea conectarii unui echipament de masura suplimentar pentru instalarea de contoare martor / balanță / evidență tehnică, dupa caz, astfel încât fiecare partener de tranzacție să aibe acces la propriile contoare pentru monitorizarea energiei electrice tranzitate prin punctul de rețea respectiv;

d)

în panourile in care se prevăd contoarele se vor prevedea și două prize de curent alternativ necesare pentru alimentarea aparatelor utilizate la efectuarea verificarilor, parametrizarilor etc;

Panourile prevăzute pentru contoare vor fi dimensionate cu spațiile de rezervă necesare pentru instalarea de contoare martor / balanță / evidență tehnică, dupa caz. De asemenea va fi asigurat cablajul de circuite secundare de rezervă necesar, între șirurile de cleme și panouri, în vederea instalării de contoare martor / balanță / evidență tehnică.

e)

având in vedere funcționarea in curent continuu ale unor echipamente aferente grupurilor de măsură, se va avea in vedere existenta unor circuite de curent continuu in dulapurile de contorizare;

f)

pentru a putea beneficia de condiții bune de lucru in timpul verificărilor, reparațiilor, etc, la contoare, se va prevedea o instalație de iluminare cat mai buna in zona echipamentelor de măsură.

Articolul 143

La proiectarea cailor de comunicatie care constituie suportul de transmisie a datele se vor avea în vedere următoarele:

a)

realizarea unei căi de comunicatie cu citire puct la punct si transmiterea datelor masurate direct la centrul de telegestiune;

b)

realizarea unei căi de comunicatie, separată de prima, pentru achizitia datelor din contoare de catre serverul local din statie; suportul de comunicatie la nivel de statie

electrica va fi de tip RS 485, Ethernet-IP;

c)

se va prevedea ca backup suport de comunicatie prin reteaua GSM prin modem GSM/GPRS;

d)

serverul local din statie va putea fi accesat si de la distanta de la centrul de telegestiune;

e)

cablurile de comunicatie se vor proteja mecanic.

Articolul 144

Funcțiile disponibile la nivelul postului de lucru local aferent sistemului local de contorizare vor fi următoarele:

a)

va achizitiona local si va furniza datele masurate, sub forma de indexuri pe un palier reglabil intre 15 si 60 minute;

b)

va asigura memorarea datelor pe o perioada de minimum 45 zile;

c)

stocarea pe suport extern se va face pe o perioada de un an calendaristic;

d)

utilizarea aplicatiei de colectare si prelucrare date va fi protejata prin drepturi si parole de acces;

e)

software-ul instalat la postul de lucru local din statie va avea functii de calcul, balanta, rapoarte, grafice, arhivare, alarme tiparire, export date etc;

f)

sistemul de contorizare locala va fi sincronizat astfel incat abaterea de timp fata de ora oficiala a Romaniei sa fie de maximum 3 secunde.

Articolul 145

Articolul 146

Analizoarele staționare de calitate a energiei electrice trebuie să fie certificate pentru clasa A, conform standardului internațional IEC 61000-4-30, astfel încât să permită determinări exacte necesare în cazul aplicațiilor contractuale ce pot conduce la rezolvarea unor dispute sau pentru verificarea conformității cu standardele/normele de calitate a energiei electrice.

Articolul 147

Analizoarele staționare de calitate a energiei electrice trebuie sa respecte cerințele

standardelor si normelor in vigoare, caracteristicile particulare fiind stabilite de fiecare beneficiar in funcție de sistemul de monitorizare utilizat.

Articolul 148

Analizoarele de calitate a energiei electrice trebuie sa fie prevăzute cu interfețe de comunicație

adaptate necesităților, pentru a asigura transmisia datelor. O soluție uzuala este interfața Ethernet cu viteza de 10 MB/s. Fiecare beneficiar va preciza necesitățile de comunicație funcție de sistemele de monitorizare utilizate.

Articolul 149

Mărimile aplicate la intrările unui analizor staționar vor fi:

a)

curenti electrici Ir, Is, It, cu valori nominale 1 A sau 5 A, 50 Hz;

b)

tensiuni electrice: Ur, Us, Ut, Un, cu valori nominale 100 V sau 400 V, 50 Hz;

c)

tensiune auxiliară, cu valoarea disponibilă la locul de montaj;

d)

referința externă de timp.

Articolul 150

Analizoarele

de

calitate

a

energiei

electrice

trebuie

sa

permită

monitorizarea parametrilor de calitate a energiei electrice in conformitate cu standardele in vigoare.

Articolul 151

Analizoarele de calitate a energiei electrice trebuie să fie prevăzute cu posibilitatea aplicării următoarelor sigilii ale utilizatorilor:

a)

sigiliului metrologic, aplicat de către verificatorul metrolog după finalizarea verificării metrologice;

b)

la capacul de protecție a bornelor pentru mărimile electrice de intrare;

c)

pentru blocarea posibilităților de parametrizare a echipamentelor.

Articolul 152

Pentru îmbunătățirea continuă a performanțelor și reducerea costurilor de exploatare (implementarea mentenanței preventive) a echipamentelor primare de înaltă tensiune, la proiectarea circuitelor secundare din stațiile electrice se recomandă introducerea soluțiilor de monitorizare on- line și diagnoza disponibilității echipamentelor primare, cu referire la:

a)

(auto)transformatoarele de putere, cu putere egală mai mare de 40 MVA;

b)

bobinele de reactanță shunt, cu putere egală sau mai mare de 60 MVAr;

c)

aparatajul de înaltă tensiune (intreruptoare, separatoare, transformatoare de curent, transformatoare de tensiune, descarcatoare), cu tensiune egală sau mai mare de 110 kV.

Articolul 153

Pentru monitorizarea on-line și diagnoza echipamentelor primare, se admite prevederea unor echipamente dedicate în situația în care sistemul numeric de conducere existent, funcțional nu are interfețele dedicate (hardware) necesare pentru achiziția informațiilor și nici software-ul pentru diagnoza disponibilității.

Articolul 154

Pentru transmiterea informațiilor referitoare la starea echipamentelor monitorizate către un centru decizional este necesară aplicarea uneia din următoarele soluții:

a)

dacă în stația electrică există un sistem numeric de conducere funcțional, echipamentele de monitorizare on-line și diagnoză vor fi integrate la nivelul magistralei de date;

b)

dacă în stația electrică nu există un sistem numeric de conducere, echipamentele de monitorizare on-line și diagnoză vor fi integrate într-un sistem dedicat monitorizării, cu respectarea condițiilor precizate în acest normativ.

Articolul 155

Articolul 156

Alegerea soluției de rezolvare a legăturilor telefonice aferente stațiilor electrice se va face în baza unui calcul tehnico economic și va avea în vedere, după caz, posibilitatea realizării acestor legăuri prin transmisiuni prin înaltă frecvență (PLC), pe circuite în fibre optice sau prin unde radio (radioreleu).

Articolul 157

Se recomandă ca în stațiile electrice să fie prevăzute următoarele tipuri

de legături telefonice:

a)

legături telefonice directe, cu dispecerii coordonatori:

b)

legături telefonice cu:

-

cabine / conteinere cu echipamente de conducere și protecție;

-

camere cu echipamente tehnologice (grup de intervenție, tablouri servicii proprii, atelier mecanic etc);

-

locuința personalului de exploatare, dacă se află în apropierea stației respective;

c)

legături de înaltă frecvență prin echipamente cuplate la LEA de înaltă tensiune; aceste legături se prevăd, de regulă, pentru asigurarea unui volum de transmisiuni multiple (voce, teleprotecție, date);

d)

legături telefonice prin unde radio, în cazul stațiilor electrice cu pericol de inundabilitate, în stațiile izolate din punct de vedere al amplasamentului, în stațiile amplasate în zone

cu.atmosfera poluată și pentru exploatarea stațiilor cu echipe de intervenție mobile.

e)

legături telefonice prin fibre optice proprii sau închiriate justificat prin volumul mare de date vehiculate și prin existența mediului perturbator electromagnetic.

Articolul 158

Se recomandă ca în stațiile electrice să fie prevăzute următoarele dotări cu echipamente aferente instalațiilor de telefonie:

a)

centrală telefonică digitală, compatibilă ISDN, la care se conectează liniile și posturile telefonice necesare, cu următoarele funcțiuni principale:

-

centrala telefonică va fi prevăzută cu un sistem de alarmare (hupă) acționat de apelurile telefonice;

-

centrala telefonică se recomandă să fie una singură și gestionarea traficului să se configureze pentru realizarea funcțiilor tehnologice, operative și administrative; prin programare se separă traficul aferent conducerii operative de cel aferent altor funcțiuni;

-

centrala telefonică va asigura rerutarea, în caz de blocaj în trafic;

b)

alte echipamente ce deservesc traficul (echipamente PLC, echipamente radioreleu, echipamente terminale fibră optică, echipamente de translație);

c)

rame cap de cablu necesare pentru montarea elementelor de protecție a circuitelor din cablurile telefonice ce părăsesc, incinta stației electrice

d)

repartitor telefonic, utilizat pentru realizarea conectării circuitelor telefonice la centrala telefonică automată;

e)

aparate telefonice;

f)

echipamente de translație.

XI.2

Transmisiuni prin înaltă frecvența

Articolul 159

Transmisiunile prin înaltă frecvență utilizează drept cale de transmisiune conductoarele active ale liniilor electrice de înaltă tensiune de 110, 220 și 400 kV, prin intermediul unor echipamente specializate cuplate la conductoarele active ale LEA.

Articolul 160

Echipamentele de înaltă frecvență cu modulație de frecvență (MF) se utilizează pe LEA de 110 kV în cazurile când este necesară realizarea unui volum mic de transmisiuni pe tronsonul respectiv (de exemplu, un canal telefonic și un canal telegrafie de 100 Bd sau două canale de 50 Bd). Utilizarea echipamentelor cu modulație de frecvență este limitată atât datorită volumului mic de transmisiuni pe care îl poate realiza, cât mai ales datorită spectrului de frecvență pe care îl ocupă prin banda efectiv necesară și prin produsele de intermodulație transmise în linie.

Articolul 161

Articolul 162

Articolul 163

Pentru utilizarea conductoarelor active ale LEA de înaltă tensiune drept cale de transmisiune este necesară folosirea unor elemente de cuplaj care să permită injectarea și extragerea curenților purtători de înaltă frecvență fără pierderi excesive și în același timp să se asigure izolarea PLC de tensiunea LEA, precum și de supratensiunile provocate de manevre și de descărcări atmosferice. Aceste dispozitive de cuplaj sunt necesare și pentru adaptarea impedanței LEA cu impedanța PLC. Elementele de cuplaj sunt următoarele echipamente:

a)

bobina de blocaj;

b)

condensatorul de cuplaj sau transformatorul de tensiune capacitiv;

c)

filtrul de cuplaj;

d)

elementul de protecție.

Bobina de blocaj (BB)

Articolul 164

Articolul 165

Articolul 166

Articolul 167

Articolul 168

Pentru realizarea unei transmisiuni de înaltă frecvență există posibilitatea de a folosi un singur conductor (cuplajul monofazic) sau două conductoare (cuplajul bifazic) active ale LEA de înaltă tensiune.

Articolul 169

Articolul 170

Articolul 171

Articolul 172

Articolul 173

Prin cabluri pilot se înțeleg cablurile proprii operatorului de rețea, care sunt exploatate și întreținute de personalul autorizat. Cablurile pilot pot fi utilizate pentru transmiterea tuturor tipurilor de informații. Echipamentele ce se pot conecta sunt:

a)

modern-uri;

b)

echipamente VFT;

c)

centrale telefonice;

d)

echipamente de transmisiuni prin fibre optice.

XI.6

Modem-uri

Articolul 174

Articolul 1

Articolul 2

Echipamentele componente ale sistemelor de protecție și automatizare vor îndeplini, în afara funcțiilor specifice obiectivelor indicate la art. 1, și alte funcții care sunt specifice sistemelor de conducere, ca de exemplu: măsurarea unor parametri de funcționare (tensiuni, curenți, puteri etc.), supravegherea circuitelor de declanșare, supravegherea circuitelor de curent și de tensiune, înregistrări de evenimente și avarii (osciloperturbografie). De regulă, sistemele de protecție vor fi integrate în sisteme complexe de conducere-protecție-automatizare (folosind tehnologie numerică). În cadrul acestor sisteme, unele funcții specifice protecției și automatizării pot fi integrate în

echipamente

(relee numerice)

ale căror funcții principale sunt cele de conducere. În stațiile din rețelele de distribuție se recomandă integrarea într-un echipament comun de conducere-protecție (releu numeric integrat) a funcțiilor de conducere și a funcțiilor de protecție de bază sau a celor de rezervă locală, cu respectarea prevederilor privind fiabilitatea sistemelor de protecție.

Articolul 3

Articolul 4

Sistemele de protecție

cuprind toate părțile componente necesare pentru realizarea obiectivelor prezentate la art. 1, și anume:

a)

releele și dispozitivele de protecție și automatizare (destinate funcțiilor specifice definite), precum și alte aparate care îndeplinesc funcții multiple (conducere-transmisiuni etc.) incluzând și funcții specifice de protecție-automatizare;

b)

înfășurările secundare ale transformatoarelor de măsură și circuitele prin care se conectează aceste înfășurări cu echipamentele de protecție și automatizare, incluzând toate elementele intermediare (dispozitive de încercare, transformatoare intermediare, rezistențe etc.);

c)

căile de transmisie a semnalelor pentru funcțiile specifice de protecție și automatizare (echipamente și circuite);

d)

dispozitivele (electromagneți, electrovalve) de declanșare și anclanșare a întreruptoarelor și circuitele prin care se execută funcțiile de protecție și automatizare, contactele auxiliare ale aparatelor de comutație utilizate pentru realizarea funcțiilor de protecție;

e)

sursele și circuitele de alimentare operativă a echipamentelor de protecție și automatizare;

f)

componentele prin care se transmit informațiile (de reglare, testare, semnalizare etc.) dintre sistemul de protecție și personalul de conducere și de exploatare (de exemplu:

releele, dispozitivele sau alte aparate de semnalizare și înregistrare a comportării protecțiilor prin relee și automatizărilor și a fenomenelor din timpul perturbațiilor, rețeaua de comunicații din stație);

g)

programele de calcul (software) prin care se realizează funcțiile de protecție și automatizare în echipamentele numerice.

Articolul 5

Articolul 6

Sistemul

de

protecție

trebuie

să

asigure

timpul

minim

necesar

de

eliminare

a scurtcircuitelor și a regimurilor anormale de funcționare, în condiții justificate tehnico-economic, în următoarele scopuri:

a)

menținerea funcționării neîntrerupte și stabile a sistemelor electroenergetice și a instalațiilor consumatorilor;

b)

prevenirea pierderii stabilității sistemului sau a unor zone de sistem;

c)

asigurarea restabilirii funcționării normale, prin RAR, AAR, autopornirea motoarelor, resincronizarea unor grupuri;

d)

prevenirea apariției supratensiunilor periculoase în rețea (fenomen posibil la liniile de 400 kV și, mai ales, la cele de 750 kV);

e)

limitarea zonei și a gradului de deteriorare la locul defectului și a suprasolicitărilor la care sunt supuse echipamentele și circuitele sistemului electric prin care se alimentează defectul;

f)

limitarea duratei tensiunilor accidentale periculoase pentru oameni, animale și instalații (conform prevederilor standardelor privind protecția împotriva electrocutărilor);

g)

menținerea calității energiei electrice livrate consumatorilor.

Articolul 7

Articolul 8

Precizarea valorilor limită (critice) ale timpilor de eliminare a defectelor de către protecții și întreruptoare, în special în zona centralelor electrice, se face prin studii specifice (de regulă, prin calculul și analiza stabilității tranzitorii).

Articolul 9

Pentru timpul de eliminare a scurtcircuitelor, se admit valori mai mari decât cele precizate la art. 7, numai în cazul modernizării unor instalații existente, fără înlocuirea întreruptoarelor vechi, dacă nu se depășește valoarea limită critică rezultată din calcul (studii de stabilitate tranzitorie).

Articolul 10

Exigențele privind timpul limită (maxim admis) de eliminare a defectelor sunt mai reduse în rețelele de distribuție obișnuite și în cazul defectelor care implică solicitări și efecte reduse asupra

instalațiilor și consumatorilor. În scopul reducerii timpilor de eliminare a scurtcircuitelor însoțite de curenți mari de defect, se recomandă introducerea temporizării invers dependente de curent, la protecțiile maximale de curent din rețelele cu tensiuni până la 110 kV inclusiv. Deoarece adoptarea prin reglaj a unor astfel de temporizări este posibilă numai corelat, simultan, pe porțiuni relativ mari de rețele, se recomandă ca toate protecțiile maximale de curent ce se vor introduce în rețelele de 1-110 kV să fie prevăzute cu posibilitatea reglării temporizării atât în trepte independente, cât și cu caracteristică de timp invers dependentă de curent.

Articolul 11

În conformitate cu prevederile codurilor tehnice ale rețelelor electrice de transport și de distribuție, timpii de eliminare a defectelor prin protecțiile de bază și de rezervă sunt impuși utilizatorilor rețelelor de către Operatorul de Transport și de Sistem, respectiv, de către Operatorii de Distribuție, prin avize tehnice de racordare și convenții de exploatare.

Selectivitatea acționării

Articolul 12

Sistemele de protecție care comandă declanșări trebuie să asigure selectivitatea acționării, astfel încât, în cazul defectării unui element al instalației electrice, să îl separe numai pe acesta de restul instalației, prin declanșarea celor mai apropiate întreruptoare; în cazul regimurilor anormale, instalațiile de protecție trebuie să alarmeze personalul de serviciu indicând echipamentul care trebuie supravegheat.

Articolul 13

Se admite acționarea neselectivă a protecțiilor unui echipament aflat în funcțiune, pentru asigurarea accelerării eliminării scurtcircuitelor, dacă aceasta este necesară și eficace în scopurile menționate la art. 6. Se recomandă, dacă este posibilă, corectarea neselectivității prin intervenția imediată a instalațiilor de automatizare (RAR, AAR etc.).

Articolul 14

În cazul unui defect apărut în zona „scurtă” dintre întreruptorul conectat în funcțiune și transformatoarele de curent asociate acestuia, se admite declanșarea neselectivă a elementelor racordate la aceeași bară cu elementul unde s-a produs defectul.

Fiabilitate

Articolul 15

Articolul 16

Fiecare echipament (linie, transformator, bobină de compensare, bare colectoare etc.) al instalațiilor electrice trebuie prevăzut cu o

protecție de bază , care să fie sensibilă și să funcționeze rapid și selectiv la apariția unui scurtcircuit în zona elementului respectiv. În funcție de principiul ei de funcționare, protecția de bază poate utiliza informații de la două sau mai multe extremități ale zonei protejate

(protecțiile cu selectivitate absolută),

sau informații de la o singură extremitate a zonei

(protecțiile cu selectivitate relativă).

Se recomandă ca protecția de bază să acționeze

și la defecte pe elementele vecine (ca protecție de rezervă îndepărtată); selectivitatea se obține, în acest caz, prin coordonarea reglajelor protecțiilor. Pentru anumite categorii de elemente din sistem se vor prevedea două protecții de bază (ca modalitate de asigurare a rezervei locale).

Articolul 17

Articolul 18

Elementele instalațiilor electrice, la care protecția de bază este limitată la zona echipamentului protejat (de exemplu, o protecție diferențială longitudinală) vor fi prevăzute și cu o protecție de rezervă, (de exemplu, o protecție de distanță), care să asigure atât rezerva locală în celulă (pentru cazul refuzului de acționare al protecției de bază), cât și, pe cât posibil, rezerva îndepărtată. În cazul prevederii a două relee de protecție de bază, ambele relee trebuie prevăzute cu funcții de protecție de rezervă îndepărtată.

Articolul 19

Articolul 20

La toate elementele cu tensiuni sub 110 kV din sistemele electroenergetice se va asigura rezerva îndepărtată împotriva tuturor tipurilor de scurtcircuite din zona elementelor respective. Dacă asigurarea completă a rezervei îndepărtate nu este posibilă din punct de vedere tehnic sau necesită complicații exagerate, se recomandă asigurarea rezervei locale sau se admite:

a)

să se asigure rezerva îndepărtată numai pentru tipurile de defecte cu cea mai mare gravitate și frecvență, fără luarea în considerare a regimurilor de funcționare mai puțin probabile și ținându-se seama de funcționarea în cascadă a protecțiilor;

b)

să se asigure rezerva îndepărtată neselectivă, cu riscul deconectării totale a unor stații sau puncte de alimentare; se recomandă corectarea acestor neselectivități prin RAR sau AAR.

Articolul 21

Articolul 22

Protecțiile și automatizările comune mai multor elemente ale instalațiilor electrice (de exemplu, protecțiile barelor, dispozitivele automate de descărcare a sarcinii) se vor realiza cu circuite de alimentare operativă separate de cele ale protecțiilor individuale ale elementelor. De regulă, pentru protecțiile barelor, alimentarea se va realiza prin două căi separate, cu comutare automată rapidă de pe o alimentare pe alta și cu protejarea corespunzătoare a circuitelor, în cazul defectării primei căi de alimentare. Această soluție are caracter de obligativitate pentru alimentarea automatizărilor importante (de exemplu, DAS).

Articolul 23

Articolul 24

În rețelele cu tensiunea de 110 kV sau mai mult, protecțiile de distanță împotriva scurtcircuitelor trebuie prevăzute cu blocarea automată împotriva funcționării incorecte la pendulații sau la ieșirea din sincronism. Se admite realizarea protecției fără blocarea la pendulații, dacă

protecția este temporizată (temporizare, de regulă, mai mare de 1,5 s). Pentru prevenirea pierderii stabilității sistemului și limitarea extinderii avariilor, la ieșirea din sincronism sau la detectarea pendulațiilor, se prevăd protecții speciale (automatizări de sistem), conform prevederilor cap. X.

Sensibilitate

Articolul 25

Capacitatea protecțiilor de a funcționa la toate defectele pentru care au fost prevăzute sau la abateri de la valoarea normală a mărimii electrice controlate se poate evalua prin coeficienți de sensibilitate. Acești coeficienți sunt determinați, de regulă, pentru cazul celor mai nefavorabile, dar realmente posibile, tipuri de defecte (în zona protejată) și regimuri de funcționare a sistemului electric. Condițiile de calcul și valorile limită recomandate pentru coeficienții de sensibilitate ai protecțiilor se indică în prescripțiile specifice (îndreptare/norme etc.) de proiectare a protecțiilor prin relee.

Articolul 26

Desensibilizarea protecțiilor față de scurtcircuitele exterioare zonei protejate sau de unele regimuri fără scurtcircuite (de exemplu, suprasarcini, autoporniri de motoare) se poate evalua prin coeficienți de siguranță. Acești coeficienți se utilizează la stabilirea reglajelor sau la verificarea stabilității de calcul a protecției la defecte exterioare zonei protejate sau la unele regimuri de funcționare fără scurtcircuit. Modul de calcul și valorile uzuale ale coeficienților de siguranță se indică în îndreptare/norme specifice de proiectare a protecțiilor prin relee.

Articolul 27

Specificațiile

tehnice

din

proiectul

tehnic

(caietele

de

sarcini),

pentru

alegerea (achiziționarea) principalelor echipamente, cu care se vor realiza sistemele de protecție și automatizare, trebuie să conțină următoarele informații:

a)

funcțiile specifice de protecție și automatizare care trebuie îndeplinite;

b)

normele (standardele) tehnice și de calitate care trebuie respectate;

c)

performanțele tehnice, generale și specifice, necesare;

d)

condițiile mecanice, electrice, de izolație și de compatibilitate electromagnetică impuse echipamentelor și sistemului;

e)

caracteristicile de interfață cu restul echipamentelor (transformatoare de măsură, circuite de alimentare, de declanșare și de semnalizare, protocoale și căi de comunicație etc.);

f)

condițiile de mediu, de montare, încercare și exploatare;

g)

cerințe privind documentațiile tehnice, listele de referințe, buletinele de încercare pentru sisteme și echipamente.

Articolul 28

Articolul 29

Pentru realizarea sistemului de protecție se vor utiliza, de regulă, echipamente numerice cu funcții multiple (relee integrate); echipamentele vor include funcții suplimentare de supraveghere automată, testare automată, înregistrare perturbații și funcționări. Sistemul de protecție va fi integrat (sau

integrabil

în

viitor)

ca

subsistem

în

sisteme

ierarhizate

de

conducere

și

protecție. Echipamentele pentru protecțiile de rezervă locală și pentru cea de a doua grupă de protecție de bază (grupa 2 de protecție, în cazul protecțiilor redundante), vor fi prevăzute, de regulă, cu un tip constructiv diferit de cel al protecției de bază (din grupa 1 de protecție).

Exemple de tipuri constructive considerate diferite:

a)

două echipamente numerice de concepții diferite (hardware și software) sau produse de fabricanți diferiți;

b)

două echipamente având aceleași tipuri de protecție, dar care conțin algoritmi diferiți pentru aceeași funcție de protecție (de exemplu, algoritmi diferiți pentru funcția de protecție de distanță);

c)

un echipament numeric cu funcții de protecție de bază de un anumit tip (de exemplu, de distanță) și un echipament numeric cu funcții de alt tip, de protecție de rezervă (de ex., protecții maximale de curent); în cazul rețelelor de 110 kV, se recomandă ca unul dintre cele două echipamente să fie chiar echipamentul de conducere (cu funcții integrate de protecție).

Se admite ca cele două echipamente să fie de același tip pentru ambele grupe de protecție.

Articolul 30

Articolul 31

Toate protecțiile numerice vor fi prevăzute, de regulă, cu minimum 4 seturi de reglaje, care să poată fi comutate automat sau, cu parolă securizată, la cerere din stația în care sunt montate ori de la distanță. Se admite ca releele integrate de protecție a echipamentelor de medie tensiune să fie prevăzute numai cu 2 seturi de reglaje.

Articolul 32

Articolul 33

Echipamentele numerice trebuie prevăzute cu interfețele necesare, care să permită:

a)

dialogul direct, local, cu operatorul, de exemplu, prin tastatură și display inclus în releu și prin conectarea directă a unui calculator portabil;

b)

conectarea (din prima etapă de proiectare sau într-o etapă ulterioară), la sistemul de control asistat de calculator la nivelul stației și la nivelurile de teleconducere.

II.2

Transformatoare de curent

Articolul 34

Articolul 35

Articolul 36

Transformatoarele de curent vor fi astfel montate, încât borna primară P1 să fie orientată spre barele colectoare și borna P2 - spre echipamentul respectiv (linie, transformator etc.). În cazul transformatoarelor de curent asociate întreruptoarelor de cuplă între bare, borna P1 va fi orientată către întreruptorul respectiv. Aceeași orientare (P1 spre întreruptor) se va aplica și în cazul conexiunilor primare fără bare colectoare. Transformatoarele de curent toroidale (fără borne primare) sunt etichetate cel puțin pe una dintre suprafețe și vor fi montate după aceleași reguli.

Articolul 37

Borna S2 se va lega direct la pământ în cutia de borne, la transformatoarele de curent montate în celulele de medie tensiune și la cele de tensiuni superioare, montate pe o singură fază. Înfășurările secundare ale grupelor de trei sau două transformatoare de curent se vor conecta în stea, respectiv V (stea incompletă), bornele S2 fiind conectate împreună și legate la pământ, fără piese de întrerupere (din motive de securitate). La tensiuni nominale de 110 kV sau mai mari, conectarea în stea a bornelor S2 se va realiza într-un singur punct, cât mai apropiat de transformatoarele de curent. Se vor utiliza conductoare de cupru cu secțiunea de minimum 4 mm 2 , pentru toate conexiunile de la bornele secundare ale transformatoarelor de curent până la instalația de legare la pământ.

Articolul 38

Se admite conectarea inversă a bornelor S1 și S2 (față de cea indicată la art. 37) sau conectarea în triunghi în loc de stea, dacă este necesar, în cazul proiectelor în care se prevăd conexiuni către echipamente vechi de protecție din instalații care nu se modernizează.

Articolul 39

Bornele înfășurărilor secundare neutilizate ale transformatoarelor de curent vor fi scurtcircuitate și legate direct la pământ. În nici un caz circuitele conectate la înfășurările secundare nu vor fi întrerupte când curentul circulă prin primarul transformatorului ce curent.

Articolul 40

Toate circuitele conectate la înfășurările secundare ale transformatoarelor de curent vor fi realizate cu conductoare de cupru de minimum 2,5 mm 2 , cu excepția celor indicate la art. 37. Se recomandă să se utilizeze cleme și borne cu strângere prin șurub.

Articolul 41

Tensiunea calculată la bornele înfășurărilor secundare ale transformatoarelor de curent, pentru scurtcircuite în zona protejată, nu trebuie să depășească limitele admisibile pentru echipamentele și circuitele sistemului de protecție.

II.3

Transformatoare de tensiune

Articolul 42

Sistemele de protecție se vor conecta la înfășurările secundare ale transformatoarelor de tensiune, de regulă, prin siguranțe fuzibile sau întreruptoare automate, diferite de cele ale circuitelor de măsură și contorizare. De regulă, aceste înfășurări vor avea clasa de exactitate nominală, definită atât pentru măsură, cât și pentru protecție: de regulă, clasa 0,5(3P).

Articolul 43

Condițiile pe care sistemele de protecție le impun transformatoarelor de tensiune și circuitelor conectate la acestea sunt detaliate în prescripții energetice specifice (instrucțiuni) de proiectare și se referă la:

a)

tensiunile nominale;

b)

clasa de exactitate și sarcina secundară;

c)

schema de conectare;

d)

legarea la pământ a circuitelor secundare etc.

Articolul 44

Borna n se va lega direct la pământ în cutia de borne, la transformatoarele de tensiune montate în celulele de medie tensiune și la cele de tensiuni superioare, montate pe o singură fază. Înfășurările secundare ale grupelor de trei transformatoare de tensiune se vor conecta în stea, bornele n fiind conectate împreună și legate la pământ, fără piese de întrerupere (din motive de securitate). Una dintre bornele

dn

ale înfășurărilor secundare conectate în „triunghi deschis” se va lega la pământ direct în cutia de borne a transformatorului de tensiune respectiv. La tensiuni nominale de 110 kV sau mai mari, conectarea în stea a bornelor n se va realiza într-un singur punct, cât mai apropiat de transformatoarele de tensiune. Se vor utiliza conductoare de cupru cu secțiunea de minimum 4 mm 2 , pentru toate conexiunile de la bornele secundare ale transformatoarelor de tensiune până la instalația de legare la pământ.

Articolul 45

Toate circuitele conectate la înfășurările secundare ale transformatoarelor de tensiune vor fi realizate cu conductoare de cupru de minimum 2,5 mm 2 , cu excepția celor indicate la art. 44. Se recomandă să se utilizeze exclusiv cleme și borne cu strângere prin șurub.

II.4

Transformatoare de măsură electronice

Articolul 46

Echipamentele numerice se pot conecta la transformatoare de măsură neconvenționale (de curent și de tensiune), în condiții justificate tehnic și economic, cu respectarea condițiilor de fiabilitate specifice instalațiilor de protecție.

II.5

Alimentare cu curent operativ

Articolul 47

Sistemul de protecție va fi alimentat, de regulă, cu curent operativ continuu asigurat de baterii de acumulatoare, funcționând în paralel cu redresoare, în regimul recomandat de furnizorul acumulatoarelor (floating, tampon etc.). Circuitele de alimentare vor fi realizate astfel, încât, excluzând situații excepționale (de exemplu, cutremure grave), să nu fie posibil ca același incident în instalație să afecteze atât circuitele operative aferente protecțiilor de bază, cât și cele ale protecțiilor de rezervă locală, în celulă, realizate conf. art. 21. 2c.

Articolul 48

Articolul 49

Dispariția tensiunii operative pentru protecția prin relee trebuie să fie semnalizată și nu trebuie să provoace declanșări. Vor face excepție instalațiile în care, în locul rezervării protecțiilor, se utilizează declanșarea la scăderea tensiunii operative și defectarea releelor numerice (de exemplu, la transformatoarele de 110 kV/MT prevăzute cu bobine de declanșare la scăderea tensiunii operative).

Articolul 50

Condițiile pe care sistemele de protecție le impun serviciilor auxiliare de c.c., ca surse de alimentare, fac obiectul unor norme specifice circuitelor de servicii proprii - curent continuu.

II.6

Legături de transmisie a semnalelor pentru protecție și automatizare

Articolul 51

Articolul 52

Articolul 53

În instalațiile prezentate la art. 51, un canal de transmisie poate fi utilizat pentru două sau mai multe echipamente ale rețelei electrice, dacă se asigură redundanța transmiterii pe canale separate a comenzilor și/sau semnalelor pentru fiecare echipament în parte.

II.7

Semnalizarea și înregistrarea avariilor și funcționărilor sistemelor de protecție

Articolul 54

Pentru înregistrarea automată a evoluției avariilor din partea electrică a sistemelor energetice și a funcționării sistemelor de protecție destinate să elimine avariile (scurtcircuite sau unele regimuri anormale), se vor prevedea, de regulă, funcții de înregistrare evenimente și de osciloperturbografiere integrate în toate releele numerice de protecție.

Articolul 55

Funcțiile de osciloperturbografiere trebuie să fie realizate cu o frecvență de eșantionare de minimum 1000 Hz a informațiilor analogice, o rezoluție de minimum 1 ms a informațiilor binare, precum și sincronizarea înregistrărilor întregului volum necesar de informații (analogice și binare).

Articolul 56

Articolul 57

Se va asigura sincronizarea timpului intern la toate echipamentele numerice cu funcții de osciloperturbograf și la cele cu funcții de conducere și protecție, folosind semnale tip GPS sau similare. Prevederea are caracter de recomandare în cazul extinderii unor instalații nemodernizate sau al echipamentelor numerice amplasate izolat în stații nemodernizate.

Articolul 58

Se recomandă prevederea posibilității salvării automate, în sistemul integrat de conducere și protecție al stației, a înregistrărilor din echipamentele numerice. Aceste înregistrări trebuie să poată fi transmise, la cerere, spre treptele de conducere operativă prin dispecer (central, teritorial sau de distribuție) sau spre alte puncte indicate de Gestionarul de instalații.

Articolul 59

Pentru înregistrarea automată a regimurilor instabile post-avarie din sistemele electrice și a funcționării sistemelor automate de limitare a extinderii avariilor, se vor prevedea echipamente și sisteme de monitorizare a oscilațiilor interzonale, bazate pe măsurarea sincronă a fazorilor. Echipamentele se vor prevedea numai în stațiile importante, indicate de Operatorul de Transport și de Sistem și pe toate liniile de interconexiune internațională.

II.8

Scoaterea din funcțiune și încercarea sistemelor de protecție și automatizare

Articolul 60

Sistemele de protecție și automatizare vor fi prevăzute cu dispozitive hardware sau software care să permită scoaterea din funcțiune a acestora:

a)

de către personalul de conducere (operativă), dacă este necesar, din condiții de regim de funcționare a rețelei, de selectivitate a acționării sau din alte motive;

b)

de către personalul specializat de exploatare a sistemelor de circuite secundare, în scopul verificărilor și încercărilor, diagnosticării defectelor, reparațiilor operative, al modificării reglajelor etc.

Articolul 61

Sistemele de protecție și automatizare trebuie prevăzute cu dispozitive sau cleme speciale, care să permită verificările și încercările individuale, în exploatare (la locul instalării), fără scoaterea de sub tensiune a elementului (circuitului) primar și fără scoaterea conductoarelor de legătură din clemele de șir sau de la bornele aparatelor.

Articolul 62

În rețelele de medie tensiune (sub 50 kV), liniile cu alimentare de la o singură extremitate, prevăzute cu întreruptor și transformatoare de curent la capătul de alimentare, trebuie protejate cu relee numerice integrate, având următoarele funcții principale de protecție:

a)

protecție maximală de curent, pe cel puțin două faze: L1(R) și L3(T), cu minimum două trepte de curent și de timp, cu temporizare selectabilă: independentă și/sau invers dependentă de curent;

b)

protecție maximală de curent homopolar, cu minimum două trepte de curent și de timp, una dintre trepte fiind direcțională; unghiul sensibilității maxime (între U0 și I0) a funcției direcționale homopolare trebuie să fie reglabil într-un domeniu care să corespundă modului de tratare a neutrului rețelei de medie tensiune;

c)

protecție de suprasarcină la liniile subterane sau mixte;

d)

protecție maximală de curent de succesiune inversă, temporizată la liniile aeriene sau mixte, dacă protecția de la 62 a nu asigură sensibilitatea necesară la scurtcircuite bifazate.

Articolul 63

În rețelele cu neutrul tratat prin bobină de compensare, se recomandă o protecție selectivă bazată pe măsurarea impedanței homopolare, în locul protecției maximale de curent homopolar. În rețelele cu neutrul tratat prin rezistență, pe liniile subterane nu este obligatorie prevederea protecției direcționale de curent homopolar.

Articolul 64

Pentru liniile electrice aeriene sau mixte, releul numeric va fi prevăzut cu o funcție de reanclanșare automată trifazată, cu două cicluri. Se recomandă accelerarea protecției înainte de reanclanșarea automată.

Articolul 65

În afara funcțiilor necesare de conducere și a celor de protecție indicate la art. 62 și 64, se recomandă ca releul numeric integrat să fie prevăzut și cu următoarele funcții suplimentare de protecție:

a)

protecție împotriva refuzului de declanșare a întreruptorului;

b)

protecție rapidă la conectarea întreruptorului pe defect.

Articolul 66

În cazul celulelor metalice închise, se recomandă prevederea unei protecții bazate pe detectarea arcului electric în diferitele compartimente ale celulei. Protecția de arc intern va utiliza criterii stabilite de fabricantul celulelor și va comanda declanșarea selectivă prin releele numerice integrate. Se recomandă ca protecțiile de arc intern să fie realizate în toate celulele stației de medie tensiune, nu numai în celulele de linie.

Articolul 67

De regulă, toate protecțiile liniilor de medie tensiune vor comanda declanșarea întreruptorului de la capătul de alimentare al liniei. Se recomandă ca ordinul de declanșare să fie transmis simultan către doi electromagneți de declanșare a întreruptorului.

Articolul 68

În stațiile în care este prevăzută, protecția împotriva refuzului de întreruptor va comanda selectiv declanșarea întreruptorului (întreruptoarelor) de alimentare a barelor de medie tensiune și a cuplei dintre bare (acolo unde există).

Articolul 69

Rezerva locală, în stație sau rezerva îndepărtată, pentru eliminarea scurtcircuitelor polifazate în cazul refuzului de funcționare al protecției (sau al întreruptorului liniei, dacă nu este prevăzută protecția de la art. 65 a se va realiza de către protecțiile și întreruptoarele de alimentare a barelor din celulele de medie tensiune de alimentare a barelor și din celula de cuplă dintre bare (acolo unde există).

Articolul 70

Rezerva locală, în stație, pentru eliminarea defectelor monofazate în cazul refuzului de funcționare al protecției liniei, va fi asigurată de către protecția maximală de tensiune homopolară, temporizată, prevăzută pe barele colectoare de medie tensiune (v. art. 150).

Articolul 71

Articolul 72

Se admite ca protecția de suprasarcină a liniilor subterane sau mixte, să comande doar semnalizarea preventivă (fără să comande declanșarea întreruptorului liniei sau descărcarea automată a sarcinii), doar în cazul stațiilor cu personal permanent sau al celor teleconduse, prevăzute cu telecomanda tuturor întreruptoarelor de linie.

III.2

Protecția liniilor de medie tensiune din rețelele cu grupuri generatoare distribuite

Articolul 73

Articolul 74

De regulă, la fiecare capăt de alimentare dinspre rețeaua electrică de distribuție, al liniilor cu generatoare distribuite, se va prevedea un releu numeric integrat, având următoarele funcții principale de protecție:

a)

protecție maximală de curent, direcțională, pe cel puțin două faze: L1(R) și L3(T), cu minimum două trepte de curent și de timp, cu temporizare selectabilă: independentă și/sau invers dependentă de curent;

b)

protecție maximală de curent homopolar, direcțională, cu minimum două trepte de curent și de timp; unghiul sensibilității maxime (între U0 și I0) a funcției direcționale homopolare trebuie să fie reglabil într-un domeniu care să corespundă modului de tratare a neutrului rețelei de medie tensiune.

Articolul 75

Se admite ca, pe baza calculelor de reglaj, protecția maximală de curent de la art. 74 a să nu fie direcțională – în cazul în care contribuția generatoarelor distribuite la curentul de defect pe barele stației de distribuție este relativ mică (orientativ, sub 10%).

Articolul 76

Pentru liniile electrice aeriene sau mixte, releul numeric va fi prevăzut cu o funcție de reanclanșare automată trifazată, cu controlul lipsei de tensiune pe linie și al prezenței tensiunii pe barele stației de distribuție. Generatoarele distribuite racordate la linie trebuie oprite automat în timpul pauzei de reanclanșare (v. art. 205). Se recomandă accelerarea protecției înainte de reanclanșarea automată.

Articolul 77

În afara funcțiilor necesare de conducere și a celor de protecție indicate la art. 74 și 76, se recomandă ca releul numeric integrat să fie prevăzut și cu următoarele funcții suplimentare de protecție:

a)

protecție maximală de curent de succesiune inversă, temporizată, la liniile aeriene sau mixte;

b)

protecție împotriva refuzului de declanșare a întreruptorului;

c)

protecție rapidă la conectarea întreruptorului pe defect;

d)

protecție de suprasarcină la liniile subterane sau mixte;

e)

funcție de declanșare și intrări binare de la protecția de arc electric în cazul celulelor metalice închise.

Articolul 78

Rezerva locală sau îndepărtată – în stația de distribuție, pentru eliminarea defectelor polifazate și monofazate de pe linia cu generatoare distribuite se va asigura conform art. 69-70.

Articolul 79

Protecția prin relee de la capetele dinspre centrală (centrale) ale liniilor de racordare a generatoarelor se va realiza conform prevederilor de mai sus, cu precizările de la art. 205.

III.3

Protecția liniilor de 110 kV din rețelele de distribuție

Articolul 80

Protecția liniilor de 110 kV din rețelele de distribuție se va realiza, de regulă, cu relee numerice integrate, montate la fiecare extremitate a liniei, de la care pot fi alimentate defectele de pe linie. Funcția principală de protecție a releului numeric va fi, de regulă, protecția de distanță împotriva tuturor tipurilor de scurtcircuite (între faze și între faze și pământ).

Articolul 81

La liniile radiale de 110 kV (de alimentare unică a unei stații de distribuție 110 kV/MT, fără generatoare), se admite să se prevadă, în locul protecției de distanță din celula de alimentare a liniei, un releu numeric integrat a cărui funcție principală să fie protecția maximală de curent. Protecția maximală de curent de fază trebuie realizată pe toate cele trei faze,

cu minimum două trepte de curent și de timp, cu temporizare selectabilă: independentă și/sau invers dependentă de curent; protecția maximală de curent homopolar, va fi direcțională, cu minimum două trepte de curent și de timp.

Articolul 82

Articolul 83

Protecția de rezervă a liniei se va prevedea, de regulă, local - în aceleași celule ca și protecția de bază (de distanță sau maximală de curent) și va fi realizată cu releu numeric integrat separat, având următoarele funcții principale:

a)

protecție maximală de curent (pe trei faze și nul), direcțională, cu minimum două trepte de curent și de timp, cu temporizare selectabilă: independentă și/sau invers dependentă de curent;

b)

protecție maximală de curent homopolar, direcțională, cu minimum două trepte de curent și de timp.

Prevederea are caracter de obligativitate pentru liniile care funcționează buclat (buclă închisă) și pentru liniile de interconexiune cu alte stații de alimentare sau cu surse de alimentare tip centrală.

În cazul integrării protecției diferențiale în același releu cu protecțiile maximale de curent, se admite ca aceste protecții să fie nedirecționale.

Articolul 84

Se admite ca protecția de rezervă a liniilor radiale cu alimentare de la un singur capăt să fie asigurată, în locul protecției de la art. 83, de către protecțiile de rezervă îndepărtată sau/și de rezervă locală în stație, dacă acestea pot asigura eliminarea tuturor tipurilor de defecte (între faze și între faze și pământ), pe întreaga lungime a liniei, în cazul refuzului de funcționare a protecției de bază sau a întreruptorului local. La alegerea acestei soluții se va ține seama de efectele reducerii selectivității la acționarea protecției de rezervă îndepărtată, în lipsa protecției de rezervă locală (în celulă).

Articolul 85

Pentru liniile electrice aeriene sau mixte, releul numeric integrat va fi prevăzut cu o funcție de reanclanșare automată trifazată cu controlul sincronismului și monofazată, dacă este cazul, conform art. 92 și 205 b. Se recomandă prelungirea treptei I a protecției de distanță sau accelerarea treptei II a protecției, înainte de reanclanșarea automată.

Articolul 86

Teleprotecția pentru funcțiile de protecție de distanță (AUP,

PUP, UOP, POP) și de curent homopolar (protecție comparativă direcțională) va fi prevăzută, de regulă, pe liniile de interconexiune cu surse de alimentare tip centrală electrică și pe liniile scurte, prevăzute cu protecții diferențiale.

Articolul 87

În afara funcțiilor necesare de conducere și a celor de protecție indicate mai sus, releul numeric integrat de protecție de distanță va fi prevăzut, de regulă,

și cu următoarele funcții suplimentare de protecție:

a)

protecție maximală de curent (pe trei faze și nul), cu minimum două trepte de curent și de timp, cu temporizare selectabilă: independentă și/sau invers dependentă de curent;

b)

protecție maximală de curent homopolar, direcțională, cu minimum două trepte de curent și de timp;

c)

protecție rapidă la conectarea întreruptorului pe defect;

d)

blocarea protecției de distanță la pendulații;

e)

locator automat de defecte.

Articolul 88

La liniile electrice subterane sau mixte, se va prevedea o funcție de protecție de suprasarcină în releul numeric aferent protecției de bază sau de rezervă.

Articolul 89

Protecția de distanță a liniilor de interconexiune cu surse de alimentare tip centrală electrică va fi completată cu o funcție de protecție împotriva pierderii sincronismului.

III.4

Protecția liniilor de 110 kV din rețelele cu grupuri generatoare distribuite

Articolul 90

Articolul 91

În cazul stațiilor de 220-400/110 kV, Operatorul de Transport poate solicita ca linia de racord de 110 kV spre centralele electrice, indiferent de lungimea ei, să fie prevăzută cu teleprotecție sau chiar cu o a doua protecție de distanță ca protecție de rezervă (fie în locul protecției maximale de curent, direcționale, fie inclusă într-o protecție diferențială de linie).

Articolul 92

Pentru liniile electrice aeriene sau mixte, releul numeric de protecție va fi prevăzut cu o funcție de reanclanșare automată trifazată, cu controlul tensiunilor de pe linie și bare (v. cap.X.1). Generatoarele din centrala racordată la linie trebuie oprite automat la declanșarea trifazată prin protecție (v. art. 205). Se recomandă prelungirea treptei I sau accelerarea treptei II a protecției de distanță înainte de reanclanșarea trifazată, dacă nu este asigurată teleprotecția sau protecția diferențială.

Operatorul de Transport sau de Distribuție poate solicita ca linia de 110 kV de racordare a centralei electrice la o stație de 220-400/110 kV să fie prevăzută cu reanclanșare automată monofazată, cu întreruptoare corespunzătoare.

Articolul 93

La liniile electrice subterane sau mixte, se va prevedea o funcție de protecție de suprasarcină în releul numeric aferent protecției de bază sau de rezervă.

Articolul 94

Protecția prin relee de la capetele dinspre centrale ale liniilor de racordare a grupurilor generatoare se va realiza conform prevederilor de mai sus, cu precizările de la art. 205.

III.5

Protecția liniilor de 220-750 kV

Articolul 95

Protecția liniilor de 220-400 kV se va realiza cu relee numerice integrate, redundante, montate la fiecare extremitate a liniei. Funcția principală a releelor numerice va fi, de regulă, protecția de distanță împotriva tuturor tipurilor de scurtcircuite (între faze și între faze și pământ). Fiecare releu numeric integrat va include următoarele funcții de protecție:

a)

protecție de distanță cu blocare la pendulații (v. art. 30);

b)

protecție maximală de curent (pe trei faze și nul), cu minimum două trepte de curent și de timp, cu temporizare selectabilă: independentă și/sau invers dependentă de curent;

c)

protecție maximală de curent homopolar, direcțională, cu minimum două trepte de curent și de timp, cu temporizare selectabilă: independentă și/sau invers dependentă de curent;

d)

protecție rapidă la conectarea întreruptorului pe defect;

e)

locator automat de defecte.

Articolul 96

Articolul 97

Se recomandă ca protecțiile maximale de curent homopolar, direcționale, să fie completate cu transmisia unui semnal de teleprotecție, pentru realizarea protecției comparative direcționale.

Articolul 98

În cazul liniilor scurte, releele numerice vor avea, ca funcție principală, protecția diferențială longitudinală de linie sau protecția comparativă de fază. Releele integrate vor include, suplimentar, toate funcțiile de protecție indicate la art. 95.

Articolul 99

La toate liniile de 220-750 kV, cele două relee numerice de la fiecare capăt al liniei vor include și câte o funcție de protecție maximală de tensiune, trifazată. Protecția va avea cel puțin două trepte de timp și de tensiune, cu caracteristică de temporizare independentă. Protecția va comanda declanșarea locală și teledeclanșarea de la capătul opus al liniei, prin căile de transmisie prevăzute pentru protecția de distanță.

Articolul 100

În cazul

în care pe barele aceleiași stații

există mai multe linii

care pot provoca supratensiuni

temporare

periculoase,

se

recomandă

ca

protecția

maximală

de tensiune

a liniilor respective să fie completată cu următoarele două criterii de selectivitate (în paralel):

a)

controlul local al sensului și valorii puterii reactive și al valorii curentului (sau a puterii active);

b)

recepția informației privind deschiderea întreruptorului de la capătul opus al liniei.

Articolul 101

Pentru eliminarea supratensiunilor de rezonanță care pot apărea la liniile de 750 kV cu bobine de reactanță în derivație (de compensare), în cazul în care întreruptorul de la un capăt al liniei declanșează trifazat, iar întreruptorul de la capătul opus refuză să declanșeze pe una sau două

faze, se va prevedea o treaptă suplimentară de tensiune maximă, care va comanda (din stația unde întreruptorul este deconectat trifazat), declanșarea uneia dintre bobinele de compensare de pe linia respectivă.

Articolul 102

La toate

liniile de 400-750 kV, unul dintre releele numerice de protecție (la fiecare capăt al liniei respective) va fi prevăzut cu o funcție de protecție împotriva pierderii sincronismului. Această protecție va comanda declanșarea locală și teledeclanșarea de la capătul opus al liniei, prin ambele căi de transmisie prevăzute pentru protecția de distanță. Aceeași funcție se recomandă a fi prevăzută și la liniile de interconexiune de 220 kV.

Articolul 103

La liniile de interconexiune internațională, unul dintre releele numerice va fi prevăzut cu o funcție de protecție de frecvență, care va comanda declanșarea locală și teledeclanșarea de la capătul opus al liniei, utilizând aceleași semnale de transmisie utilizate pentru protecțiile indicate la art. 99, 102.

Articolul 104

La liniile electrice subterane sau mixte, se va prevedea o funcție de protecție de suprasarcină în releul numeric aferent protecției de bază sau de rezervă.

Articolul 105

Articolul 106

Transformatoarele coborâtoare prevăzute cu întreruptor și transformatoare de curent pe partea de medie tensiune (sub 50 kV), alimentând consumatori de joasă tensiune, trebuie protejate cu relee numerice integrate, având următoarele funcții principale de protecție:

a)

protecție maximală de curent, cu două trepte de curent și de timp, cu temporizare selectabilă: independentă și/sau invers dependentă de curent; protecția va fi instalată pe cel puțin două faze. Se recomandă ca instalarea pe două faze să se prevadă numai la înfășurările conectate la rețele cu neutrul izolat sau tratat cu bobină de compensare.

b)

protecție maximală de curent homopolar cu temporizare selectabilă: independentă și/sau invers dependentă de curent; protecția se va prevedea la transformatoarele coborâtoare din rețelele cu neutrul tratat prin rezistență

c)

protecție de suprasarcină.

Transformatoarele care fac legătura dintre două zone de rețea de MT (de ex., transformatoare de 20/6 kV) trebuie protejate cu protecții și întreruptoare la ambele tensiuni. Se vor prevedea relee numerice integrate având funcțiile principale de protecție enumerate la art. 106 a și b. Unul dintre relee va include și funcția de protecție de suprasarcină.

Articolul 107

La transformatoarele coborâtoare cu puteri de maximum 1000 kVA și cu tensiunea inferioară sub 1 kV, se admite ca protecția prin relee să fie înlocuită printr-o protecție cu siguranțe fuzibile, instalată pe partea tensiunii superioare.

Articolul 108

La transformatoarele coborâtoare cu tensiunea inferioară mai mică de 1 kV, care alimentează tablouri/dulapuri de distribuție, se vor prevedea, pe partea de joasă tensiune, întreruptoare automate cu protecție maximală de curent temporizată (relee directe) sau siguranțe fuzibile. Aceste aparate vor fi montate în tabloul respectiv, dacă lungimea legăturii dintre transformator și tablou nu depășește 30 m, și în apropierea nemijlocită a transformatorului, dacă

lungimea legăturii depășește 30 m. Se admite instalarea acestor aparate lângă (sau în) tablou, indiferent de lungimea legăturii, cu condiția prevederii unei protecții homopolare, conform art. 109.

Articolul 109

La transformatoarele coborâtoare de servicii proprii cu înfășurarea secundară de joasă tensiune având neutrul legat direct la pământ, se va prevedea, suplimentar, o protecție maximală de curent homopolar, care să acționeze împotriva scurtcircuitelor monofazate din rețeaua de joasă tensiune. Protecția se conectează la un transformator de curent amplasat în apropiere nemijlocită de transformatorul de putere, în serie cu conductorul său de nul, în cazul în care lungimea legăturii dintre transformator și tablou depășește 30 m. Această protecție nu este necesară dacă protecția maximală de curent instalată pe partea de tensiune superioară a transformatorului (art. 106.a) sau siguranțele ori întreruptoarele automate, montate conform art. 107, pot asigura condițiile de sensibilitate necesare la scurtcircuite monofazate pe partea de joasă tensiune.

Articolul 110

La transformatoarele de servicii proprii din stațiile electrice, la care înfășurările de medie tensiune sunt utilizate pentru crearea neutrului artificial și legarea la pământ a acestuia (direct sau prin impedanță de limitare), se va prevedea o funcție suplimentară de protecție diferențială de curent homopolar a înfășurărilor de medie tensiune. Protecția va fi conectată la cele trei transformatoare de curent din celula de medie tensiune și la transformatorul de curent monopolar înseriat cu conductorul de legare la pământ a neutrului sau rezistorului.

Articolul 111

Articolul 112

Transformatoarele de putere cu tensiunea superioară de 110 kV, care alimentează rețele de distribuție de medie tensiune, vor fi protejate, de regulă, cu relee numerice integrate, alcătuind două grupe de protecție independente (v. art. 21). Prevederea rezervei locale (în celulă) este

necesară deoarece protecțiile din amonte nu pot detecta defectele transformatorului, însoțite de curenți mici, defecte care sunt sesizate de releele Buchholz sau de protecțiile de curent/tensiune de succesiune homopolară de pe partea de medie tensiune.

Articolul 113

Articolul 114

Celălalt releu numeric va avea funcția de protecție maximală de curent (pe trei faze, conectată la transformatoarele de curent de pe partea de 110 kV), cu două trepte de curent și de timp, cu temporizare selectabilă: independentă și/sau invers dependentă de curent. În cazul existenței generatoarelor conectate la rețeaua de pe partea de medie tensiune a transformatorului, protecțiile acestuia se vor completa cu:

a)

protecție maximală de curent homopolar, temporizată, pe partea înfășurărilor de 110 kV;

b)

protecție maximală de tensiune homopolară, temporizată, pe partea

înfășurărilor de 110 kV, dacă transformatorul este prevăzut cu posibilitatea de funcționare cu neutrul de pe partea de 110 kV nelegat la pământ;

c)

protecție de distanță pe partea de 110 kV, în cazuri justificate prin studiile de sistem din componența studiilor de soluție pentru racordarea la rețeaua de medie tensiune a generatoarelor.

Articolul 115

Pe partea de medie tensiune, în celula de sosire în stația de distribuție, se va prevedea un releu integrat de conducere și protecție care va include o protecție maximală de curent, pe cel puțin două faze, cu două trepte de curent și de timp, cu temporizare selectabilă: independentă și/sau invers dependentă de curent. Se va asigura, de regulă, alimentarea operativă a releului din celula de MT pe o cale separată față de alimentarea releului de protecție de la art. 114.

Articolul 116

În cazul tratării neutrului de medie tensiune prin rezistență de limitare (conectată pe neutrul înfășurărilor de medie tensiune ale transformatorului sau pe nulul unei bobine de creare a

punctului neutru racordată la bornele de MT ale transformatorului de putere, releele integrate de protecție vor fi completate cu următoarele:

a)

protecție diferențială homopolară a înfășurărilor și circuitelor de medie tensiune, ca funcție inclusă în releul diferențial (art. 113); protecția va utiliza transformatoarele de curent din celula de MT (sosire transformator) și transformatorul de curent pe conductorul de legare la pământ a neutrului sau rezistorului;

b)

protecție maximală de curent homopolar, temporizată, ca funcție inclusă în releul maximal de curent (art. 114); se va utiliza o intrare de curent a releului (alta decât cele destinate curenților de fază) prevăzută pentru protecția de curent homopolar; această intrare va fi conectată la o înfășurare separată de cea utilizată la art 116(1) a transformatorului de curent de pe conductorul de legare la pământ a neutrului sau a rezistorului;

c)

protecție maximală de curent homopolar, temporizată, împotriva

scurtcircuitelor rezistive din rețeaua de medie tensiune, ca funcție inclusă în releul maximal de curent din celula de MT (art.115); protecția va fi înseriată în circuitul secundar al transformatorului de curent de pe rezistorul de nul utilizat pentru protecția diferențială homopolară – art. 116(1);

d)

protecție maximală de tensiune homopolară, temporizată, ca funcție inclusă în releul maximal

de

curent

din

celula

de

MT

(art.

115);

protecția

va

fi

conectată

la transformatoarele de tensiune de pe partea de MT.

Se recomandă activarea unei funcții de protecție maximală de curent homopolar în protecția diferențială (art. 113) pe circuitul transformatorului de curent cu neutrul legat la pământ prin rezistență.

Articolul 117

Articolul 118

Transformatoarele de putere cu tensiunea superioară de 220 kV sau mai mare vor fi protejate, de regulă, cu relee numerice integrate, alcătuind două grupe de protecție independente (v. art. 21).

Articolul 119

Grupa I de protecție va fi realizată, de regulă, cu un releu numeric integrat care va avea următoarele funcții de protecție:

a)

protecție diferențială longitudinală, desensibilizată, frânată sau blocată, astfel încât să nu funcționeze incorect la șocuri de magnetizare, curenți tranzitorii sau de trecere;

b)

protecție maximală de curent, cu două trepte de curent și de timp, cu temporizare selectabilă: independentă și/sau invers dependentă de curent; se recomandă ca funcția să fie activată pe fiecare înfășurare a transformatorului;

c)

protecție maximală de curent de succesiune inversă, temporizată;

d)

protecție de suprasarcină cu două trepte (semnalizare și declanșare; se recomandă ca protecția să fie activată pe partea înfășurării care nu este prevăzută cu reglaj de tensiune (ploturi).

Articolul 120

În cazul transformatoarelor realizate cu două sau mai multe unități, cu cuve și borne separate fizic (de exemplu, cu unități monofazate și/sau unități separate de reglaj al raportului de transformare), protecția diferențială trebuie să fie prevăzută cu posibilitatea de identificare a unității în care s-a produs defectul (de exemplu, câte o funcție sau chiar releu de protecție diferențială pentru fiecare unitate componentă a sistemului).

Articolul 121

Grupa II de protecție va fi realizată, de regulă, cu trei relee numerice integrate care vor avea următoarele funcții principale de protecție:

a)

protecție diferențială de transformator;

b)

protecție de distanță (pe partea tensiunii superioare);

c)

protecție de distanță (pe partea tensiunii inferioare).

Articolul 122

Releul integrat de protecție diferențială va avea aceleași funcții ca și releul din grupa I de protecție. Se recomandă ca cele două relee să funcționeze pe baza unor algoritmi diferiți sau să fie produse de fabricanți diferiți.

Articolul 123

Releele integrate de protecție de distanță vor avea, de regulă, următoarele funcții de protecție incluse:

a)

protecție de distanță cu blocare la pendulații (v. art. 30);

b)

protecție maximală de curent (pe trei faze și nul), cu minimum două trepte de curent și de timp, cu temporizare selectabilă: independentă și/sau invers dependentă de curent;

c)

protecție maximală de curent homopolar, direcțională, cu minimum două trepte de curent și de timp, cu temporizare selectabilă: independentă și/sau invers dependentă de curent.

Articolul 124

În cazul în care înfășurările terțiare ale transformatorului de putere sunt utilizate pentru conexiuni exterioare (de exemplu, pentru transformatoare de servicii proprii), protecțiile diferențiale longitudinale vor fi realizate astfel încât circuitele echipamentelor din terțiar să nu fie, pe cât posibil, incluse în zona lor de protejare; echipamentele conectate la înfășurările terțiare vor fi protejate cu protecții selective și rapide proprii (exemplu, v. art.111).

Articolul 125

Releul integrat de distanță de pe partea de 110 kV a transformatoarelor care alimentează rețele de distribuție la această tensiune, va include, suplimentar, o funcție de protecție minimală de frecvență și protecție de derivata frecvenței (df/dt), cu rol de treaptă temporizată de DAS (v. cap. X). Se admite ca aceste funcții să fie realizate cu releu numeric separat.

Articolul 126

Pentru blocurile linie-transformator de distribuție (coborâtor) de 110kV/MT, protecția liniei se va asigura, de regulă, numai în capătul de alimentare din stația de 110 kV, cu relee numerice de protecție de bază și de rezervă locală, în celulă, astfel:

a)

protecția de bază a liniei va fi o protecție de distanță (v. art. 80 și 87) sau o protecție maximală de curent (pe trei faze și nul);

b)

protecția de rezervă a liniei va fi o protecție maximală de curent (pe trei faze și nul). Blocurile linie-transformator trebuie prevăzute cu posibilitatea de transmitere a comenzilor de teledeclanșare, deoarece protecțiile liniei nu pot detecta defectele transformatorului, însoțite de curenți mici, defecte care sunt sesizate de releele Buchholz sau de protecțiile de curent/tensiune de succesiune homopolară de pe partea de medie tensiune.

Articolul 127

Protecțiile transformatorului coborâtor se vor realiza conform cap. IV. Aceste protecții vor comanda declanșarea întreruptorului local de 110 kV și pornirea protecției locale împotriva refuzului de întreruptor.

Articolul 128

Pentru declanșarea de rezervă în cazul refuzului de declanșare a întreruptorului de 110 kV al transformatorului, comandat de către protecțiile transformatorului, se va prevedea, de regulă, un canal de teledeclanșare directă a întreruptorului liniei de 110 kV din stația de distribuție.

Articolul 129

În cazul în care blocul linie-transformator nu este prevăzut cu întreruptor pe partea de 110 kV a transformatorului coborâtor (la sosire - linie), protecțiile transformatorului vor comanda declanșarea întreruptorului de 110 kV din stația de distribuție, prin echipamente de transmisie și canal de teledeclanșare. În cazul defectării acestui canal, se recomandă ca blocul linie-transformator să fie scos din funcțiune, automat sau manual. Această măsură nu este necesară dacă se prevede un al doilea canal, separat, cu echipamente de transmisie independente.

Articolul 130

În cazul blocurilor linie scurtă-transformator la care nu este prevăzut întreruptor pe partea de 110 kV la sosirea liniei, se recomandă utilizarea unor protecții diferențiale de linie, integrate în releul numeric de protecție de bază sau de rezervă al liniei, împreună cu funcțiile de protecție maximală de curent. Relee identice se vor prevedea la ambele capete al liniei. Funcția de teledeclanșare directă din releele numerice diferențiale de linie va fi folosită pentru transmiterea comenzii de declanșare 110 kV de la protecțiile transformatorului.

Articolul 131

Se admite ca protecția diferențială a liniei de 110 kV să asigure și protecția diferențială a transformatorului, conectând-o la transformatoarele de curent de pe partea de medie tensiune (și nu la cele de pe partea de 110 kV a transformatorului, care pot să nu fie prevăzute). În acest caz, protecția diferențială trebuie să fie desensibilizată, frânată sau blocată, astfel încât să nu funcționeze incorect la șocuri de magnetizare, curenți tranzitorii sau de trecere.

Articolul 132

Pentru liniile electrice aeriene sau mixte, releul numeric de protecție de distanță va fi prevăzut cu o funcție de reanclanșare automată trifazată v. cap. X). Se recomandă prelungirea treptei I a protecției de distanță sau accelerarea treptei II a protecției, înainte de reanclanșarea automată.

Articolul 133

La liniile electrice subterane sau mixte, se va prevedea o funcție de protecție de suprasarcină în releul numeric de protecție diferențială sau de distanță.

V.2

Protecția blocurilor linie-transformator cu tensiunea superioară de 220-400 kV

Articolul 134

Blocurile linie-transformator cu tensiunea superioară de 220 kV sau mai mare, prevăzute cu întreruptoare la ambele tensiuni ale transformatorului, vor fi protejate, de regulă, cu relee de protecție separate pentru linie și pentru transformator și anume:

a)

protecția liniei va fi realizată la ambele capete , conform soluțiilor de la III.5 pentru liniile cu tensiunea de 220-400 kV și, respectiv, de la III.3.4 pentru liniile de 110 kV; canalele de transmisiuni pentru teleprotecție și teledeclanșare directă vor fi prevăzute indiferent de tensiunea liniei.

b)

protecția transformatorului se va realiza conform soluțiilor de la cap. IV.

Articolul 135

Se vor aplica măsurile de separare între grupele 1 și 2 ale liniei, respectiv, ale transformatorului, precizate la art. 21. Nu se impun măsuri similare de separare între protecțiile liniei și cele ale transformatorului.

Articolul 136

Se admite să se utilizeze un releu integrat comun pentru protecția de distanță a liniei, din grupa 2 și pentru protecția de distanță a transformatorului de pe partea tensiunii liniei, dacă se asigură toate funcțiile cerute pentru releele integrate respective ale liniei și transformatorului.

Articolul 137

Protecțiile

diferențiale

și

cele

tehnologice

ale

transformatorului

(care

comandă declanșarea) vor bloca atât conectarea întreruptoarelor locale ale transformatorului, cât și funcțiile de reanclanșare automată a întreruptorului local al liniei.

Articolul 138

Protecțiile de distanță ale liniei din capătul conectat la transformatorul blocului vor fi prevăzute cu o funcție suplimentară de protecție împotriva scurtcircuitelor din zona dintre întreruptor și transformatoarele de curent asociate (End Zone Protection). Această protecție va comanda teledeclanșarea întreruptorului de la capătul opus al liniei.

Articolul 139

Toate protecțiile transformatorului și ale liniei vor porni o funcție suplimentară de protecție împotriva refuzului întreruptorului comun al blocului; această funcție va fi inclusă, de regulă, în releul numeric de distanță al transformatorului de pe partea liniei și va comanda declanșarea întreruptorului de la celălalt nivel de tensiune al transformatorului de bloc și teledeclanșarea întreruptorului de la capătul opus al liniei.

Articolul 140

La bobinele de reactanță conectate prin întreruptor pe barele de 110-400 kV, utilizate pentru compensarea puterii reactive produse de liniile de înaltă tensiune și pentru menținerea tensiunii în limitele admise, se vor prevedea relee numerice integrate, alcătuind două grupe de protecție separate (v. art. 21).

Articolul 141

Grupa 1 de protecție va include un releu numeric integrat care va avea următoarele funcții de protecție:

a)

protecție diferențială longitudinală, desensibilizată, frânată sau blocată, astfel încât să nu funcționeze incorect la șocuri de magnetizare, curenți tranzitorii sau de trecere;

b)

protecție maximală de curent, trifazată, cu două trepte de curent și de timp, cu temporizare selectabilă: independentă și/sau invers dependentă de curent; funcția va fi activată pe partea de înaltă tensiune a bobinei de compensare;

c)

protecție de suprasarcină cu două trepte (semnalizare și declanșare).

Articolul 142

Grupa 2 de protecție va include un releu numeric integrat, având aceleași funcții de protecție ca și cel din grupa 1. Releul va fi prevăzut și cu o funcție de protecție maximală de curent homopolar, care va fi activată pe partea neutrului bobinei de compensare.

Articolul 143

Articolul 144

Protecțiile tehnologice ale bobinelor de compensare vor fi tratate în mod similar cu cele ale transformatoarelor de putere (art. 105).

Articolul 145

Protecția bobinelor de reactanță conectate în derivație pe liniile electrice va fi prevăzută conform acelorași cerințe ca și protecția bobinelor conectate pe bare. Automatica de comutare a întreruptorului bobinelor și modul de acționare a protecțiilor vor fi adaptate modului de conectare a bobinelor la linia electrică.

Articolul 146

Protecția bobinelor de reactanță monofazate conectate la neutrul bobinelor trifazate de compensare montate în derivație pe linie, în scopul îmbunătățirii condițiilor de stingere a arcului în pauza de reanclanșare automată monofazată, va fi realizată în cele două grupe de protecție astfel:

a)

o protecție diferențială longitudinală, în grupa 1;

b)

o protecție monofazată de impedanță minimă, nedirecționată, netemporizată, în grupa 2.

Articolul 147

Modul de acționare a protecțiilor bobinelor de compensare, inclusiv a protecției împotriva refuzului de întreruptor (DRRI) și a automaticii de comutare a întreruptorului bobinei, se va particulariza în funcție de modul de conectare a bobinelor (pe bare sau în derivație pe liniile de IT).

CAPITLUL VII

PROTECȚIA BATERIILOR DE CONDENSATOARE DE MEDIE TENSIUNE

Articolul 148

Bateriile de condensatoare conectate la barele de medie tensiune prin întreruptor și transformatoare de curent, trebuie protejate cu relee integrate, având următoarele funcții de protecție:

a)

protecție maximală de curent, trifazată, cu minimum două trepte de curent și de timp, cu temporizare selectabilă: independentă și/sau invers dependentă de curent;

b)

protecție maximală de curent homopolar, cu temporizare independentă (în rețelele cu neutrul tratat prin rezistență);

c)

protecție maximală de tensiune, trifazată, cu temporizare independentă;

d)

protecție minimală de tensiune, trifazată, cu temporizare independentă inferioară duratei de

pauză

AAR

sau

RART

(în

funcție

de

schema

de

conectare

a

bateriei

de condensatoare); se admite ca această funcție să fie realizată doar în celula de măsură de pe barele de medie tensiune;

e)

protecție diferențială transversală de curent homopolar, la bateriile de condensatoare realizate cu o schemă de conexiuni în dublă stea. Protecția va fi conectată la un transformator de curent montat pe legătura dintre punctele neutre ale stelelor bateriei de condensatoare.

Articolul 149

Articolul 150

În stațiile de MT se va prevedea întotdeauna o protecție maximală de tensiune homopolară, temporizată, care va comanda declanșarea întrerupătoarelor surselor de alimentare a sistemului (secției) de bare și a cuplei dintre bare (acolo unde există). Se admite semnalizarea fără declanșare în condițiile art. 71.

Articolul 151

Barele stațiilor de

racord

la

sistem

al

grupurilor

din CNE și cele ale stațiilor de 750 kV se vor prevedea, de regulă, cu câte două protecții rapide și selective (redundante), de preferință de tipuri constructive diferite.

Articolul 152

Se admite ca barele de conexiuni ("nodurile") din schemele poligonale ale stațiilor electrice de 110 - 750 kV să nu fie prevăzute cu protecții proprii (în cazurile indicate la art. 149), dacă funcția de protecție a nodului poate fi preluată de către cele două protecții rapide ale elementelor conectate la nodul respectiv (de exemplu, protecțiile de distanță și diferențiale longitudinale) și dacă, în cazul liniilor conectate la nod, se poate accepta reanclanșarea automată la defecte pe bare. La stațiile de 750 kV, prevederea se admite numai pentru una din cele două protecții.

Articolul 153

În stațiile de medie tensiune realizate cu celule metalice închise, se recomandă să se utilizeze protecții cu detectoare de arc intern în compartimentele celulelor.

Articolul 154

Articolul 155

Articolul 156

Articolul 157

De regulă, în releele integrate de protecție diferențială vor fi incluse și funcții de protecție de rezervă împotriva refuzului de întreruptor (DRRI, v. cap. IX), precum și protecția împotriva scurtcircuitelor din zona cuprinsă între fiecare întreruptor și transformatoarele de curent asociate (End Zone Protection). Această protecție va comanda teledeclanșarea întreruptorului de la capătul opus al liniei respective sau de la celelalte tensiuni ale transformatorului respectiv.

Articolul 158

Alimentarea operativă cu curent continuu va fi asigurată, de regulă, conform prevederilor de la art. 22.

Articolul 159

De regulă, protecția selectivă a barelor va comanda:

a)

declanșarea tuturor întreruptoarelor elementelor conectate la bara respectivă, indiferent dacă prin ele se alimentează sau nu defectul; în cazul transformatoarelor, în funcție de numărul înfășurărilor și de schema de conectare, se va comanda și declanșarea întreruptoarelor de pe celelalte înfășurări;

b)

blocarea locală a reanclanșării automate a liniilor racordate la bara respectivă;

c)

teledeclanșarea cu blocare RAR a întreruptorului de la capătul opus, în cazul liniilor racordate la bare sau la schema poligonală, prevăzute cu canale de transmisie;

d)

pornirea

schemelor

de

DRRI

asociate

întreruptoarelor

comandate,

în

cazul transformatoarelor de putere (întreruptorul de la celalalt nivel de tensiune), al cuplelor transversale și longitudinale, în cazul barelor cu 11/2 -2 întreruptoare pe circuit și în cazul schemelor poligonale;

e)

blocarea conectării tuturor întreruptoarelor declanșate prin protecția de bare și DRRI, până la deblocarea prin buton local.

VIII.2

Protecțiile prevăzute pe cuplele de bare

Articolul 160

În stațiile de medie tensiune, celulele cu transformatoare de curent și întreruptor de cuplă transversală, cuplă longitudinală sau cuplă longo-transversală vor fi prevăzute, de regulă, cu releu numeric (relee numerice) incluzând următoarele funcții de protecție:

a)

protecție maximală de curent, pe cel puțin două faze: L1(R) și L3(T), cu miminum două trepte de curent și de timp, cu temporizare selectabilă: independentă și/sau invers dependentă de curent;

b)

protecție maximală de curent homopolar, cu minimum două trepte de curent și de timp, în rețelele cu neutrul tratat prin rezistență;

c)

protecție rapidă la conectarea întreruptorului pe defect;

În cazul realizării protecției de bare cu schemă simplificată (art. 154.c), protecțiile maximale de curent vor fi direcționale.

Articolul 161

În stațiile cu tensiunea de 110 kV sau mai mare, celulele cu transformatoare de curent și întreruptor de cuplă transversală, cuplă longitudinală sau cuplă longo-transversală vor fi prevăzute, de regulă, cu câte un releu numeric incluzând următoarele funcții de protecție:

a)

protecție de distanță cu blocare la pendulații (v. art. 30);

b)

protecție maximală de curent (pe trei faze și nul), cu minimum două trepte de curent și de timp, cu temporizare selectabilă: independentă și/sau invers dependentă de curent;

c)

protecție maximală de curent homopolar, direcțională, cu minimum două trepte de curent și de timp, cu temporizare selectabilă: independentă și/sau invers dependentă de curent;

d)

protecție rapidă la conectarea întreruptorului pe defect; de regulă, unul dintre seturile de reglaje ale releului numeric va fi activat prin comutator (HW și SW) pentru încercarea cu tensiune a barelor.

Articolul 162

Articolul 163

La cuplele combinate (transversală și de transfer) se va prevedea soluția de la art. 161, cu adaptările necesare pentru a putea realiza și funcțiile de la art. 162.

Articolul 164

Protecția de rezervă îndepărtată nu are, întotdeauna, sensibilitatea necesară pentru a detecta defectele unui echipament al rețelei. Pentru asigurarea declanșării de rezervă la refuzul întreruptoarelor comandate de către sistemele de protecție, se va prevedea, de regulă, protecția locală împotriva refuzului de întreruptor (DRRI), în următoarele cazuri:

a)

stații de transformare și conexiuni cu tensiuni de 110 kV și mai mult;

b)

orice transformatoare de putere prevăzute cu protecție prin relee și întreruptoare pe partea tensiunii superioare, de 110 kV sau mai mult;

c)

stații de medie tensiune, la întreruptoarele liniilor pentru care nu se poate asigura rezerva îndepărtată;

d)

stație de medie tensiune la care se conectează linii de racordare a centralelor cu generatoare distribuite sau blocuri generator-transformator (recomandare).

Articolul 165

Articolul 166

În stațiile la care se prevăd protecții diferențiale de bare, protecția împotriva refuzului de întreruptor (DRRI) va fi inclusă, de regulă, în releele numerice ale protecției de bare. În celelalte situații, protecția împotriva refuzului de întreruptor va fi integrată ca funcție în unul sau mai multe relee numerice de protecție a echipamentelor stației (protecție „distribuită”).

Articolul 167

În scopul restabilirii rapide a alimentării consumatorilor sau a interconexiunilor dintre sisteme sau din interiorul unui sistem electroenergetic, se va prevedea, de regulă, reanclanșarea automată a întreruptoarelor liniilor

aeriene

sau

mixte

(parțial

aeriene

și

subterane),

după declanșarea acestora prin sistemele de protecție. Reanclanșarea automată se va prevedea, ca funcție inclusă, de regulă, în releele numerice de protecție a liniilor. La liniile de 220-400 kV, funcția de RAR va fi prevăzută, în ambele grupe de protecție.

Articolul 168

În rețelele de distribuție cu tensiunea nominală de cel mult 110 kV, se admite reanclanșarea automată (după declanșarea prin unele categorii de protecție) a cablurilor, barelor, transformatoarelor și a unor motoare, pentru corectarea neselectivității protecțiilor (art. 13). De exemplu, se admite reanclanșarea automată a unei linii radiale - bloc cu un transformator coborâtor, prevăzută cu accelerarea protecției înainte de RAR, dacă transformatorul este prevăzut cu protecții și întreruptor pe partea alimentării dinspre linie.

Articolul 169

Reanclanșarea automată va fi blocată:

a)

după deconectarea întreruptorului de către personal, prin comandă de la distanță (din stație) sau prin telecomandă (de la un centru de teleconducere);

b)

după declanșarea prin protecție, imediat după conectarea întreruptorului de către personal (prin comandă de la distanță sau telecomandă);

c)

în alte situații în care nu se admite reanclanșarea automată după acționarea unor protecții sau automatizări.

Articolul 170

De regulă, se va realiza blocarea reanclanșării automate, după declanșarea prin:

a)

protecția contra defectelor interne pe bare, în transformatoare, pe racorduri directe dinspre generatoare distribuite sau motoare;

b)

protecția rapidă la conectarea întreruptorului pe defect;

c)

protecția împotriva refuzului de întreruptor (DRRI);

d)

ordinele de teledeclanșare directă recepționate de la capătul opus al liniilor.

Articolul 171

Schema logică a echipamentului (funcțiunilor) de reanclanșare automată va asigura, de regulă, și:

a)

evitarea posibilității reanclanșărilor automate repetate (cu excepția celor programate, art. 172);

b)

revenirea automată în starea pregătit de funcționare, după un timp de recuperare.

Articolul 172

Articolul 173

Reanclanșarea automată monofazată (RARM), la care scurtcircuitele monofazate vor fi declanșate monopolar și reanclanșate automat, va fi utilizată, de regulă, în rețelele cu tensiunea de 400-750 kV. În acest regim, scurtcircuitele polifazate vor fi declanșate tripolar, definitiv (fără reanclanșare automată). Acest regim se recomandă a fi utilizat și în cazul liniilor cu tensiuni mai mici de 400 kV, care constituie o unică legătură cu blocuri generatoare sau o stație de centrală electrică.

Articolul 174

Reanclanșarea automată mono/trifazată (RARMT), cu un singur

ciclu, la

care scurtcircuitele

monofazate vor fi tratate ca la art. 173 (RARM), iar cele polifazate - ca la art. 172 (RART), va fi prevăzută, de regulă, în rețelele cu tensiunea de 220 kV.

Articolul 175

La liniile prevăzute cu RARM sau RARMT, în cazul apariției unui al doilea defect, în pauza RARM, după eliminarea primului defect, se recomandă asigurarea declanșării trifazate definitive (cu blocarea reanclanșării automate).

Articolul 176

În scopul prevenirii situațiilor în care reanclanșarea trifazată ar putea fi periculoasă pentru întreruptoare, pentru generatoare și pentru stabilitatea sistemului, se va prevedea controlul sincronismului la toate liniile cu posibilitate de alimentare bilaterală, la care se poate adopta regimul de RART. Controlul se va prevedea ca funcție asociată funcției de reanclanșare automată și va asigura verificarea următoarelor criterii (separat sau în combinație):

a)

tensiunea pe linie;

b)

tensiunea pe bare;

c)

tensiunile pe linie și pe bare, diferența de unghi, diferența de modul și diferența de frecvență.

Articolul 177

În cazul în care, la punerea sub tensiune a liniilor de 750 kV, pot apărea supratensiuni periculoase, pentru limitarea duratei acestora se recomandă folosirea funcției de reanclanșare automată pentru a realiza conectarea semiautomată a liniei: conectarea voită a întreruptorului de la un capăt al liniei, urmată de anclanșarea automată la celălalt capăt, cu controlul condițiilor de sincronism, prin echipamentul cu funcția de RART.

X.2

Anclanșarea automată a rezervei (AAR)

Articolul 178

Anclanșarea automată a rezervei se va prevedea, de regulă, în toate stațiile pentru a asigura continuitatea în alimentarea cu energie electrică a consumatorilor de servicii proprii, în acest scop fiind prevăzute o cale de alimentare de bază și una de rezervă.

Articolul 179

Se recomandă prevederea anclanșării automate a rezervei pentru restabilirea alimentării consumatorilor din instalațiile electrice de distribuție cu tensiuni până la 110 kV inclusiv, prin conectarea automată a unei surse de rezervă, în cazul declanșării sursei de alimentare de bază. Anclanșarea automată a rezervei se poate prevedea pe transformatoare, linii, întreruptoare de cuplă etc.

Articolul 180

Anclanșarea automată a rezervei nu trebuie să funcționeze în cazul unor defecte pe bara asigurată prin AAR sau când de pe această bară se alimentează un defect neeliminat selectiv pe unul dintre elementele conectate la bara respectivă (de exemplu, la refuz de întreruptor).

Articolul 181

Criteriul de pornire a automaticii de anclanșare automată a rezervei poate fi:

a)

declanșarea (detectată prin contacte auxiliare) a întreruptorului de pe calea de alimentare normală;

b)

scăderea tensiunii pe bara alimentată, cu controlul prezenței tensiunii pe calea de alimentare de rezervă;

c)

comanda de declanșare prin protecția elementului de pe calea de alimentare de bază, în scopul realizării AAR cu pauză foarte scurtă (art. 185).

De regulă, pornirea automaticii de anclanșare a rezervei se realizează pe baza criteriilor a și b; se admite pornirea automaticii și pe baza criteriului c, în funcție de exigențele consumatorilor.

Articolul 182

În cazul în care elementele de alimentare (liniile sau transformatoarele) de bază și de rezervă au aceeași sursă de alimentare, se admite ca pornirea AAR la scăderea tensiunii să nu fie prevăzută.

Articolul 183

Anclanșarea automată a întreruptorului de pe calea de rezervă trebuie să se producă numai după declanșarea (deconectarea) întreruptorului de pe calea de alimentare de bază.

Articolul 184

Articolul 185

Articolul 186

La proiectarea schemelor de AAR se vor

verifica, prin calcul, sarcinile care se vor prelua pe sursa da alimentare de rezervă și, dacă rezultă că prin AAR se produc suprasarcini inadmisibile sau nu se asigură autopornirea motoarelor, se va comanda descărcarea automată a sarcinii la acționarea AAR (de exemplu, deconectarea unor consumatori nevitali).

Articolul 187

Articolul 188

Pentru serviciile proprii ale stațiilor de 220-750 kV se prevăd, de regulă, grupuri generatoare Diesel, ca sursă suplimentară de rezervă. Pornirea și conectarea acestor grupuri va fi realizată cu o schemă de AAR, utilizând, parțial, componente comune cu schema AAR care comandă sursele de alimentare prin transformatoarele de servicii proprii. Grupurile vor fi pornite și conectate

automat,

în

cazul

pierderii

ambelor

alimentări

(de

bază

și

de

rezervă)

prin transformatoare, după declanșarea întreruptoarelor acestora.

X.3

Descărcarea automată a sarcinii (DAS)

Articolul 189

Descărcarea automată a sarcinii (declanșarea unei părți din sarcina consumatorilor, în primul rând a celor care pot suporta întreruperi trecătoare de scurtă durată a alimentării electrice) trebuie prevăzută atât pentru limitarea scăderii frecvenței și a tensiunii, cât și pentru evitarea pierderii stabilității sistemului electric.

Articolul 190

Funcția de DAS trebuie realizată, de regulă, în stațiile operatorilor de distribuție și, ca rezervă, în stațiile operatorului de transport.

Articolul 191

Puterea consumatorilor ce vor fi deconectați prin DAS se stabilește pe întreg sistemul energetic și pe zone ale acestuia, ținând seama și de condițiile locale privind structura sistemului și a consumatorilor din zonele respective. Sarcina deconectată de DAS se va împărți pe tranșe de puteri, în funcție de valoarea parametrilor controlați și de durata scăderii acesteia sub treptele de reglaj stabilite.

Articolul 192

De regulă, pornirea automaticii de descărcare a sarcinii va fi realizată pe baza unuia dintre următoarele criterii sau a unei combinații dintre aceste criterii:

a)

frecvența rețelei (scăderea nivelului frecvenței, viteza de variație în timp a frecvenței – df/dt);

b)

tensiunea pe bare (nivelul tensiunii, oscilații ale tensiunii);

c)

curentul sau puterea activă pe căile de alimentare (valoare, sens, viteza de variație în timp

- dP/dt, oscilații ale curentului sau puterii active);

d)

declanșarea (deconectarea) unor echipamente sau circuite ale rețelei.

Articolul 193

Articolul 194

Automatica de descărcare a sarcinii va fi prevăzută cu comutatoare (HW, SW) pentru punerea în funcțiune și anularea automaticii, pe tranșe de acționare, de către personalul de conducere (teleconducere) și cu următorul volum minim de semnalizări (pe fiecare tranșă):

a)

DAS în funcțiune ;

b)

A funcționat DAS;

c)

Deranjament DAS.

Articolul 195

Acționarea DAS trebuie corelată cu acționarea celorlalte protecții și automatizări (RAR, AAR). Nu se admite reducerea volumului descărcării de sarcină ca urmare a acționării AAR, RAR sau a personalului operativ, care ar putea reconecta (total sau parțial) sarcina deconectată, anulând eficiența DAS.

X.4

Protecții speciale ale sistemului (automatizări de sistem)

Articolul 196

În scopul limitării extinderii avariilor în regimuri instabile, al prevenirii pierderii stabilității întregului sistem energetic, sau pentru menținerea continuității în alimentarea unor consumatori vitali și a funcționării stabile a unor grupuri generatoare, în aceste situații se prevăd protecții speciale (automatizări de sistem). Aceste automatizări inițiază acțiuni care continuă și se completează cu acțiunile DAS și trebuie prevăzute în funcție de condițiile concrete de sistem, acolo unde eficiența acțiunilor este optimă. Timpul de acționare al acestei automatizări urmează a se preciza prin studii specifice (v. art. 8)

Articolul 197

Criteriile utilizate pentru pornirea automatizărilor de separare sunt, de regulă, cele menționate la art. 192.a, b și c, la care se adaugă protecția împotriva ieșirii din sincronism: prin măsurarea variației în timp a fazorului impedanței aparente, prin măsurarea valorii și a variației unghiului intern în diferite puncte ale sistemului electric.

Articolul 198

În vederea dezvoltării, în viitor, a protecțiilor și automatizărilor la nivel de sistem, în stațiile nominalizate de către Operatorul de Transport și de Sistem se vor prevedea relee numerice cu algoritmi de măsurare sincronă a fazorilor de curent, tensiune etc. (sincrofazori) și echipamente de transmitere a sincrofazorilor.

Articolul 199

Articolul 200

În cazul stațiilor prevăzute cu scheme de conexiuni particulare (de exemplu, scheme poligonale, scheme cu 1½ - 2 întreruptoare pe circuit, scheme de tip H cu întreruptoare sau separatoare de bare) proiectantul are obligația de a particulariza sistemul de protecții, pornind de la prevederile prezentului normativ.

Articolul 201

Utilizatorii rețelelor electrice de transport (RET) și de distribuție (RED) sunt utilizatori activi (producători, furnizori de energie electrică) și utilizatori pasivi (consumatori de energie electrică), racordați direct la RET sau RED.

Articolul 202

Articolul 203

În scopul asigurării unei funcționări fiabile, selective și rapide a instalațiilor de protecție ale Utilizatorilor, aceștia trebuie să respecte condițiile impuse de prezenta NTE, eventual completate cu precizări și condiții suplimentare. În avizul tehnic de racordare a Utilizatorului, Operatorul de Transport sau Operatorul de Distribuție adaugă și precizează cerințe speciale pentru sistemele de protecție la interfața cu instalațiile Operatorului respectiv. Se vor preciza, mai ales, timpii maximi în care utilizatorul trebuie să elimine defectele din instalația sa la interfața cu rețeaua Operatorului, atât la funcționarea normală a protecțiilor, cât și la funcționarea protecțiilor de

rezervă, ca urmare a refuzului protecțiilor de bază sau al întreruptoarelor. Dacă nu sunt precizați timpii limită de eliminare a defectelor, se vor respecta prevederile art. 7 - 10.

Articolul 204

În cazul refuzului unui echipament de protecție sau al unui întreruptor din instalațiile Utilizatorului,

acesta

va

asigura

eliminarea

defectelor

fie

prin

acțiunea

protecțiilor

altor echipamente ale sale (rezerva îndepărtată sau rezerva locală în stație), fie prin acțiunea unei alte protecții asociate echipamentului defect (rezerva locală în celulă). Selectivitatea și rapiditatea eliminării defectelor în aceste situații trebuie să fie, pe cât posibil, apropiate de performanțele normale.

Articolul 205

În funcție de schema de racordare la RET/RED, Operatorul de rețea are dreptul să ceară utilizatorului să prevadă protecții suplimentare celor curente, prevăzute în NTE, pentru rezolvarea unor situații specifice, ca de exemplu:

a)

protecții de decuplare de la rețea a CEE, CHE în pauza de RART de pe linia la care sunt racordate (art. 76, 92);

b)

echipamente și funcții pentru declanșarea monofazată RARM pe linia de interfață cu rețeaua;

c)

protecții de curent și/sau tensiune de succesiune homopolară la transformatoarele de racord la rețea a centralelor, la care neutrul este legat direct la pământ, respectiv izolat; prevederea protecției de tensiune homopolară nu este obligatorie în cazul centralelor nedispecerizabile și prevăzute cu decuplarea generatoarelor la pierderea legăturii cu rețeaua;

d)

protecții care să asigure declanșarea întreruptoarelor grupurilor sau racordurilor la rețea ale centralelor electrice în cazul pierderii stabilității;

e)

echipamente numerice cu algoritmi de măsurare sincronă a fazorilor de curent, tensiune etc. (sincrofazori), echipamente de sincronizare tip GPS și de transmitere a sincrofazorilor către punctul central concentrator.

Articolul 206

În cazul protecțiilor diferențiale de linie și/sau al echipamentelor de transmisiuni pentru teleprotecție, releele (echipamentele)

trebuie să fie identice la cele două capete ale liniilor de interfață dintre rețea și Utilizator.

Articolul 207

Articolul 208

Verificarea și coordonarea reglajelor protecțiilor prin relee și automatizărilor, la interfața dintre utilizator (producător sau consumator) și Operatorul RET sau RED, se face de către Operatorul de Transport și de Sistem, respectiv, de către Operatorul de Distribuție, pe baza documentației necesare transmisă de utilizator.

XII.2

Condiții tehnice pentru interfețele funcționale dintre sistemele de protecție ale operatorului de transport și cele ale operatorilor de distribuție

Articolul 209

Articolul 210

La interfața dintre RET și RED, Operatorul de Transport precizează condițiile speciale impuse sistemelor de protecție din instalațiile Operatorului de Distribuție respectiv. Se vor preciza, mai ales, timpii maximi în care Operatorul de Distribuție trebuie să elimine defectele din instalația sa, atât la funcționarea normală a protecțiilor, cât și la funcționarea protecțiilor de rezervă, ca urmare a refuzului protecțiilor de bază sau a întreruptoarelor. Dacă nu sunt precizați timpii limită de eliminare a defectelor, se vor respecta prevederile art. 7.

Articolul 211

În cazul refuzului unui echipament de protecție sau al unui întreruptor din instalațiile Operatorului de Distribuție, acesta va asigura eliminarea defectelor fie prin acțiunea

protecțiilor altor echipamente ale sale (rezerva îndepărtată sau rezerva locală în stație), fie prin acțiunea unei alte protecții asociate echipamentului defect (rezerva locală în celulă). Selectivitatea și rapiditatea eliminării defectelor în aceste situații trebuie să fie, pe cât posibil, apropiate de performanțele normale.

Articolul 212

În cazul protecțiilor diferențiale de linie și/sau al echipamentelor de transmisiuni pentru teleprotecție, releele (echipamentele) trebuie să fie identice la interfața dintre RET și RED.

Articolul 213

Articolul 214

Verificarea și coordonarea reglajelor protecțiilor prin relee și automatizărilor, la interfața dintre Operatorul RET și Operatorul RED, se face de către Operatorul de Transport și de Sistem, pe baza documentației necesare transmisă de Operatorul de Distribuție.