Normă tehnică din 14 noiembrie 2012

Normă tehnică din 14 noiembrie 2012 · Legislație

Notă *) Aprobată de Ordinul nr. 41/2012, publicat în Monitorul Oficial al României, Partea I, din 15 ianuarie 2013.

Anexa nr. 1

NORMĂ TEHNICĂ PENTRU PROIECTAREA SISTEMELOR DE CIRCUITE SECUNDARE ALE STAŢIILOR ELECTRICE NTE 011/12/00

VOLUMUL I PRESCRIPŢII GENERALE

PREAMBUL

Prezentul „Normativ pentru proiectarea sistemelor de circuite secundare ale staţiilor electrice” se aplică la proiectarea sistemelor de circuite secundare ale staţiilor electrice de conexiuni şi/sau transformare, cu tensiunea de peste 1 kV, noi sau care sunt supuse modernizării.

Normativul este organizat pe trei parţi, şi anume:

Volumul I – „Prevederi generale” – care cuprinde domeniul de aplicare şi prevederile comune diverselor sisteme de circuite secundare.

Volumul II – „Sisteme de conducere şi teleconducere” – care cuprinde prevederi referitoare la sistemele de conducere şi teleconducere ale instalaţiilor şi echipamentelor din reţelele de transport şi distribuţie ale energiei electrice.

Volumul III – „Sisteme de protecţie şi automatizări” – care cuprinde prevederi specifice protecţiei şi automatizării pentru instalaţiile şi echipamentele cu tensiunea de peste 1 kV din staţiile electrice de transport şi distribuţie a energiei electrice.

Menţiune: Prezentul document a fost notificat la CE în conformitate cu Directiva 98/34/CE a Parlamentului European şi a Consiliului din 22 iunie 1998, amendata de Directiva 98/48/CE, preluate în legislaţia naţională prin Hotărârea Guvernului nr. 1016/2004

Capitolul IScop

Art. 1

(1)Scopul prezentelor norme tehnice este de a stabili principiile şi cerinţele tehnice generale pentru proiectarea sistemelor de circuite secundare din staţiile electrice.

(2)Aceste norme tehnice au ca obiectiv principal stabilirea unui set de reguli în vederea asigurării unei funcţionări sigure, stabile şi economice a SEN, în beneficiul tuturor participanţilor la piaţa de energie electrică. Normele prezintă concepţiile de bază pentru proiectarea sistemelor de circuite secundare şi anume:

a)principiile generale pentru proiectare;

b)parametrii tehnici de calitate prevăzuţi pentru funcţionare;

c)interfeţele şi fluxurile informaţionale între subsistemele şi părţile componente ale circuitelor secundare şi între acestea şi sistemul informativ al SEN.

Capitolul IIDomeniu de aplicare

Art. 2. - Prezentele norme tehnice energetice se aplică la proiectarea sistemelor de circuite secundare ale tuturor staţiilor electrice de conexiuni şi/sau transformare cu tensiunea de peste 1 kV din cadrul SEN.

Art. 3. - Prevederile normativului care se referă la protecţia prin relee a unor categorii de echipamente şi instalaţii comune atât staţiilor electrice, cât şi centralelor electrice (de ex. transformatoare de putere, linii electrice de racord sau servicii interne) precum şi cele referitoare la interfaţa dintre centralele electrice şi staţiile de transport şi distribuţie se aplică integral şi la proiectarea staţiilor centralelor de producere a energiei electrice. La proiectarea sistemelor de protecţii prin relee ale staţiilor centralelor nuclearo-electrice prevederile prezentului normativ se vor aplica numai în măsura în care nu contravin normelor tehnice energetice specifice acestor obiective.

Art. 4. - Prevederile acestor norme tehnice energetice se vor aplica la proiectarea instalaţiilor electrice noi şi la retehnologizarea / modernizarea integrală sau parţială a instalaţiilor electrice existente.

Art. 5. - La proiectarea sistemelor de circuite secundare se vor respecta şi prevederile prescripţiilor tehnice specificate în articolul 9(2)B, precum şi, de regulă, prevederile standardelor internaţionale specificate în articolul 9(2)A.

De regulă*, referirea la standardele române, europene sau internaţionale şi detalierea cerinţelor impuse nu trebuie să implice instituirea de bariere la libera circulaţie a mărfurilor (echipamentelor şi sistemelor de conducere şi protecţie).

Art. 6

În prezentele norme tehnice se folosesc următorii termeni pentru indicarea gradului de obligativitate a prevederilor:

a)“ trebuie”, “este necesar”, “urmează” indică obligativitatea strictă a respectării prevederilor în cauză;

b)“de regulă” indică faptul că prevederea respectivă trebuie să fie aplicată în majoritatea cazurilor; nerespectarea unei astfel de prevederi, trebuie să fie temeinic justificată în proiect;

c)„se recomandă” indică o soluţie preferabilă, care trebuie avută în vedere la alegerea soluţiei, nerespectarea unei astfel de prevederi nu trebuie justificată în proiect;

d)“se admite” indică o soluţie satisfăcătoare care poate fi aplicată în cazuri particulare, fiind obligatorie justificarea ei în proiect.

Capitolul IIITerminologie ,i abrevieri

Art. 7

În contextul prezentelor Norme Tehnice, următorii termeni se definesc astfel:

–Adresă - Parte a unui mesaj identificând sursa sau destinaţia mesajului.

–Alarmă - Informaţie care are scopul de a atrage atenţia asupra unei stări anormale.

Notă

Trecerea de la o stare normală la o stare anormală provoacă o atenţionare vizuală şi/sau sonoră, care trebuie să facă obiectul unei acţiuni de receptare. Trecerea de la stare anormală la o stare normală provoacă, în general, o schimbare a indicaţiei, precum şi, în anumite aplicaţii, o atenţionare sonoră şi/sau vizuală, care trebuie să facă obiectul unei acţiuni de receptare.

[CEI 60870-1-3]

–Anclanşare automată a rezervei

–Automatica destinată să comande anclanşarea unuia sau mai multor întreruptoare, prin care să se asigure alimentarea de rezervă a consumatorilor.

–Alarmă comună - Combinare a tuturor alarmelor individuale într-o alarmă unică.

[CEI 60870-1-3]

–Alarmă grupată - Combinare a mai multor alarme individuale într-o alarmă

unică.

[CEI 60870-1-3]

–Analiză post-factum - Analiza ulterioară a unei secvenţe de operaţii care s-a produs

înaintea unui eveniment dat. [CEI 60870-1-3]

–Capacitate de separare; discriminare

–Durată de timp minimă care trebuie să separe două evenimente, astfel încât să fie posibilă determinarea în mod corect a ordinii apariţiei lor.

[CEI 60870-1-3]

–Centru de conducere - Loc unde este plasat un post de comandă (post master).

[CEI 60870-1-3]

–Centru de telecomandă - Centrul de conducere operativă a mai multor staţii şi linii

electrice

–Centru de telecomandă şi supraveghere instalaţii

–Structură operativă de monitorizare şi operare de la distanţă a instalaţiilor fără personal

–Comandă - Informaţie destinată a determina schimbarea de stare a unui echipament.

[CEI 60870-1-3]

–Comandă automată - Comandă a unei manevre, care se efectuează fără intervenţie

umană, atunci când apar condiţii predeterminate [CEI 60050-441-16-05]

–Comandă dublă - Ansamblu de două comenzi, fiecare dintre ele fiind destinată

să producă o schimbare într-una din cele două stări determinate ale unui echipament.

[CEI 60870-1-3]

–Comandă simplă - Comandă destinată să producă o schimbare de stare a unui echipament într-un singur sens.

[CEI 60870-1-3]

–Conducere - Acţiune asupra unui sistem pentru a îndeplini anumite obiective. Obiectivele luate în considerare sunt: comanda şi controlul echipamentelor (interblocare, sincronizare, reglare, măsurare, supraveghere, etc)

[CEI 60870-1-3]

–Descărcare automată a sarcinii

–Protecţie destinată să reducă încărcarea unei reţele în cazul unor situaţii anormale, ca de exemplu, o scădere de frecvenţă [CEI 60050-448-14-36]

–Discriminare - A se vedea capacitatea de separare. [CEI 60870-1-3]

–Disponibilitate - Aptitudinea unei unităţi funcţionale de a fi în stare să

îndeplinească o funcţie cerută, în condiţiile date, la un moment dat sau într-un interval de timp dat, considerând că este asigurată prevederea mijloacelor necesare pentru mentenanţă [CEI 60050-191-02-05]

–Durată de pauză - Interval de timp în care, la reanclanşarea automată, linia

electrică sau faza nu este conectată la nici o sursă de tensiune a reţelei

[CEI 60050-448-16-07]

–Durată de rezoluţie - Durată minimă care trebuie să separe două evenimente pentru

ca datele cronologice corespunzătoare să fie distincte.

Notă

Funcţia cerută pentru o protecţie este de a funcţiona atunci când trebuie şi de a nu funcţiona atunci când nu trebuie [CEI 60050-448-12-05]

–Funcţie de monitorizare automată (automonitorizare - termen nerecomandat)

–Funcţie de supraveghere automată (autosupraveghere

–termen nerecomandat)

–Funcţie de testare automată (autotestare - termen nerecomandat)

–Funcţii de bază (în teleconducere)

–Funcţie care realizează supravegherea automată fără afectarea funcţiei de protecţie

[CEI 60050-448-12-12]

–Funcţie, realizată în mod normal în interiorul echipamentului numeric, care este destinată să detecteze automat atât defecţiunile interioare, cât şi cele exterioare echipamentului [CEI 60050-448-12-11]

–Funcţie de supraveghere automată care realizează o testare după scoaterea din funcţiune totală sau parţială a protecţiei, (în mod uzual blocând declanşarea, ceea ce afectează funcţia proprie a protecţiei)

[CEI 60050-448-12-13]

–Funcţiile care tratează toate tipurile de informaţii individuale transmise de la sau către echipamentele teleconduse şi operator. [CEI 60870-1-3]

–Funcţionare corectă a unei protecţii

–Funcţionare incorectă a unei protecţii

–Funcţionare intempestivă a unei protecţii

–Grupuri generatoare distribuite

–Emitere de către o protecţie a unor comenzi de declanşare sau a altor comenzi, în modul prevăzut, ca răspuns la apariţia în reţeaua electrică unui defect sau a unei situaţii anormale [CEI 60050-448-12-01]

–Refuz de funcţionare sau funcţionare intempestivă [CEI 60050-448-12-02]

–Funcţionare a unei protecţii. fie în absenţa unui defect sau a unei alte situaţii anormale în sistemul energetic, fie în prezenţa unei defecţiuni sau a unei situaţii anormale în reţeaua electrică pentru care protecţia nu trebuie să funcţioneze

[CEI 60050-448-12-03]

–Surse multiple, generatoare de energie electrică, racordate la reţeaua electrică de distribuţie

[CEI 60050-617-04-09]

–Incrementare - Adunarea unei constante (de obicei, egală cu 1) la conţinutul

unui număr, registru sau al unei locaţii de memorie. [CEI 60870-1-3]

–Informaţie de anomalie de stare

–Informaţie de poziţie în trepte

–Informaţie de schimbare de stare

–Informaţie de semnalizare simplă

–Informaţie de supraveghere caracterizând o stare nedeterminată a unui echipament atunci când această stare se prelungeşte peste un timp specificat.

[CEI 60870-1-3]

–Informaţie asupra poziţiei unui echipament, putând lua o poziţie din mai multe poziţii succesive.

Notă

starea unui separator cu deschidere lentă, în timpul manevrei.

[CEI 60870-1-3]

–Informaţie în timp real - Informaţie ce este transmisă instantaneu sau cu un timp minim

de transmitere din punct de vedere al unui sistem informatic, faţă de momentul apariţiei acesteia în cadrul procesului.

–Informaţie pasageră - Informaţie de supraveghere relativă la o stare care poate dura

un timp atât de scurt, încât, pentru a o detecta şi a o transmite în mod sigur, este necesară memorarea sa în interfaţa de intrare a echipamentului de teleconducere.

[CEI 60870-1-3]

–Informaţie persistentă - Informaţie de supraveghere care persistă un timp sificient

pentru a fi detectată şi transmisă sigur, fără a fi necesară memorarea ei în interfaţa de intrare a echipamentului de teleconducere.

[CEI 60870-1-3]

–Interfaţă - Frontieră comună între două unităţi funcţionale, definită prin caracteristici funcţionale, informaţii (semnale) caracteristice transmise sau alte caracteristici corespunzătoare.

Notă

Noţiunea include şi specificarea legăturilor dintre două dispozitive având funcţii diferite.

[CEI 60050-351-21-35], [ISO/CEI 2382-1]

Graniţă sau punct comun între două sau mai multe sisteme sau între două sau mai multe entităţi între care are loc un schimb de informaţii sau de energie.

[CEI 60870-1-3]

–Interferenţă electromagnetică

–Deranjare a performanţelor unui echipament, unei căi de transmisiuni sau ale unui sistem, cauzată de o perturbaţie electromagnetică

[CEI 60050-161-01-06]

–Linie electrică scurtă - Orice linie electrică aeriană sau mixtă (aerian+cablu) de înaltă

tensiune a cărei lungime totală este, de regulă, mai mică decât 20 km, sau orice linie electrică realizată integral cu cabluri de înaltă tensiune.

–Linie de interconexiune - Linie prin care se conectează două părţi (subsisteme) din structura unui sistem energetic

–Linie de interconexiune internaţională

–Media timpilor de bună funcţionare (MTBF)

–Media timpilor de reparare (MTTR)

–Linie prin care se conectează două sisteme energetice aparţinând unor ţări diferite

–Speranţa matematică a duratei de timp de bună funcţionare [CEI 60050-191-12-09]

–Speranţa matematică a duratei de timp de reparare [CEI 60050-448-13-08]

–Mentenabilitate - Aptitudine a unei unităţi funcţionale, în condiţiile date de

utilizare, de a fi menţinută sau repusă într-o stare în care să poată îndeplini o funcţie cerută, dacă mentenanţa este realizată în condiţiile date, cu proceduri şi mijloace prescrise

[CEI 60050-191-02-07]

–Mentenanţă - Combinaţie a tuturor acţiunilor tehnice şi administrative,

inclusiv a operaţiunilor de supraveghere, destinate să menţină sau să pună o unitate funcţională într-o stare în care să poată îndeplini o funcţie cerută

[CEI 60050-191-07-01]

–Obiective energetice de importanţă deosebită

–Perturbaţie electromagnetică

–Post de conducere; post master

–Sunt considerate staţii de racordare CNE, CTE cu grupuri de 200 MW şi mai mari, CET cu grupuri de 50 MW şi mai mari, CHE cu puteri instalate de 100 MW şi mai mari, staţiile de

400 şi 220 kV de conectare la sistem a acestor centrale sau de interconexiune, precum şi staţiile principale de conexiuni de 110-400 kV, aferente unor mari consumatori.

Notă

Uneori se folosesc termenii “staţie subordonată” sau RTU (remote terminal unit), nerecomandaţi pentru această noţiune.

[CEI 60870-1-3]

–Protecţie - Ansamblu de prevederi pentru detectarea defectelor sau a altor situaţii anormale din sistemul energetic, pentru a permite eliminarea defectelor, limitarea situaţiilor anormale şi emiterea de comenzi sau semnale.

NOTE: 1.Termenul protecţie este un termen generic pentru funcţii de protecţie, echipamente de protecţie şi sisteme de protecţie.

2.Termenul protecţie poate fi utilizat pentru a descrie protecţia unui sistem energetic în ansamblu sau protecţia unor părţi definite ale unui sistem energetic, ca de exemplu, protecţia unui transformator, protecţia unei linii, protecţia unui generator.

3.Protecţia nu cuprinde acele echipamente dintr-un sistem energetic destinate, de exemplu, pentru limitarea supratensiunilor din sistemul energetic. Totuşi, protecţia cuprinde echipamentele destinate să controleze variaţiile de tensiune sau de frecvenţă din sistemul energetic, ca de exemplu, comutarea automată a bobinelor de reactanţă, descărcarea automată a sarcinii etc.

[CEI 60050-448-11-01]

–Protecţie (a unui element de sistem energetic)

–Protecţie comparativă de fază

–Termen ce defineşte echipamente sau sisteme de protecţie, destinate să protejeze o anumită parte componentă a unui sistem energetic.

[SR CEI 60050-448-01-02]

–Protecţie a cărei funcţionare şi selectivitate depind de compararea unghiurilor de fază ale curenţilor la fiecare extremitate a zonei protejate

[CEI 60050-448-14-18]

–Protecţie comparativă direcţională

–Protecţie cu zonă extinsă şi cu canal de transmisie, care, de obicei, nu este o protecţie de distanţă, în care se compară condiţiile de funcţionare referitoare la elementele de măsură a unghiului de fază la fiecare extremitate a zonei protejate, utilizând ca referinţă o tensiune sau un curent obţinut local

[CEI 60050-448-15-10]

–Protecţie cu autorizare - Protecţie, în general protecţie de distanţă cu canal de

transmisie, la care recepţia unui semnal permite protecţiei locale să comande declanşarea

[CEI 60050-448-14-09]

–Protecţie cu blocare - Protecţie, în general o protecţie de distanţă, în care recepţia

unui semnal împiedică protecţia locală să comande declanşarea [CEI 60050-448-14-10]

–Protecţie cu canal de transmisie

–Protecţie cu curenţi purtători

–Protecţie care necesită o legătură de telecomunicaţii între extremităţile secţiunii (zonei) protejate din sistemul electric [CEI 60050-448-15-01]

–Protecţie cu canal de transmisie, ce utilizează curenţi purtători pe linia electrică

[CEI 60050-448-15-05]

–Protecţie cu fibre optice - Protecţie cu canal de transmisie, ce utilizează fibre optice

[CEI-600-448-15-07]

–Protecţie cu fir pilot - Protecţie cu canal de transmisie, ce utilizează conductoare

metalice

[CEI 60050-448-15-04]

–Protecţie cu frânare - Protecţie a cărei caracteristică este modificată prin intermediul

unei frânări electrice [CEI 60050-447-01-37]

–Protecţie cu microunde - Protecţie cu canal de transmisie, ce utilizează microunde radio

[CEI 60050-448-15-06]

–Protecţie cu selectivitate absolută

–Sistem de protecţie a cărui funcţionare şi selectivitate depind numai de compararea mărimilor electrice de la extremităţile elementului protejat.

[CEI 60050-448-01-08]

–Protecţie cu selectivitate relativă

–Protecţie cu treaptă prelungită (zonă extinsă) şi autorizare

–Protecţie cu zonă extinsă şi deblocare

–Sistem de protecţie a cărui funcţionare şi selectivitate depind numai de măsurarea mărimilor electrice efectuată la una din extremităţile elementului protejat şi de timp.

[CEI 60050-448-01-09]

–Protecţie, în general o protecţie de distanţă cu canal de transmisie, cu zonă extinsă la fiecare extremitate a liniei protejate, în care se emite un semnal dacă defectul este detectat de către protecţia cu zonă extinsă. La cealaltă extremitate, recepţia semnalului blochează comanda de declanşare a protecţiei cu zonă extinsă

Abreviere: POP (Permissive Overreach Protection) [CEI 60050-448-15-19]

–Protecţie, în general o protecţie de distanţă cu canal de transmisie, cu zonă extinsă, la fiecare extremitate a liniei protejate, în care se emite un semnal continuu de blocare către cealaltă extremitate, până când detectarea unui defect de către protecţia cu zonă extinsă conduce la suprimarea semnalului de blocare şi la emiterea unui semnal de deblocare către cealaltă extremitate. Suprimarea semnalului de blocare, simultan cu recepţia semnalului de deblocare, permite comanda de declanşare de către protecţia locală.

Notă

Dacă nu se primeşte niciun semnal de deblocare după suprimarea semnalului de blocare, se prevede, în mod uzual, permisia ca protecţia cu zonă extinsă să comande declanşarea într-un interval de timp variabil, uzual în domeniul de la 100 la 200 ms

Abreviere: UOP (Unblocking Overreach Protection) [CEI 60050-448-15-15]

–Protecţie cu zonă redusă şi accelerare

–Protecţie cu zonă redusă şi autorizare

–Protecţie, în general o protecţie de distanţă cu canal de transmisie, cu zonă redusă, la fiecare extremitate a liniei protejate, în care se emite un semnal, dacă defectul este detectat de către protecţia cu zonă redusă. La cealaltă extremitate, recepţia semnalului permite ca măsurarea într-o zonă extinsă să comande declanşarea

Abreviere: AUP (Accelerated Underreach Protection) [CEI 60050-448-15-13]

–Protecţie, în general o protecţie de distanţă cu canal de transmisie, cu zonă redusă, la fiecare extremitate a liniei protejate, în care se emite un semnal, dacă defectul este detectat de către protecţia cu zonă redusă. La cealaltă extremitate, recepţia semnalului comandă declanşarea, dacă o altă protecţie locală cu autorizare (de exemplu, protecţia de distanţă) a detectat defectul

Abrevieri: PUP (Permissive Underreach Protection);

PUTT (Permissive Underreaching Transfer Trip Protection, U.S.A)

[CEI 60050-448-15-11]

–Protecţie de arc intern - Protecţie bazată pe detectarea rapidă a apariţiei arcului electric

în interiorul celulelor metalice închise din staţiile electrice (în general, de medie tensiune).

–Protecţie de bază - Protecţie considerată a avea prioritate la iniţierea comenzilor

de eliminare defectelor sau a acţiunii, destinată să limiteze o situaţie anormală din sistemul energetic

Notă

Pentru o parte definită a unui sistem energetic pot fi prevăzute două sau mai multe protecţii de bază

[CEI 60050-448-11-13]

–Protecţie de curent - Protecţie a cărei mărime caracteristică este curentul

[CEI 60050-448-02-05]

–Protecţie de derivată - Protecţie destinată să funcţioneze în cazul când o mărime

caracteristică variază în timp cu o anumită viteză

Exemplu: Protecţie de derivata frecvenţei. [CEI 60050-448-02-04]

–Protecţie de distanţă - Protecţie cu selectivitate relativă, a cărei funcţionare şi

selectivitate depind de măsurarea locală a mărimilor electrice pe baza cărora se evaluează distanţa echivalentă până la locul de defect, prin comparare cu reglajele zonelor

[CEI 60050-448-14-01]

–Protecţie de frecvenţă - Protecţie a cărei mărime caracteristică este frecvenţa [CEI 60050-448-02-07]

–Protecţie de impedanţă - Protecţie a cărei mărime caracteristică este impedanţa [CEI 60050-448-02-08]

–Protecţie de masă - Protecţie a cărei mărime de intrare este un curent care circulă

prin legătura la pământ a corpului echipamentului protejat, în caz de defect în zona (secţiunea) protejată

Exemplu: protecţie de masă a cuvei unui transformator (protecţie de cuvă)

[CEI 60050-448-14-21]

–Protecţie de putere - Protecţie cu două mărimi de intrare - curent şi tensiune - care,

prin concepţie, este destinată să funcţioneze numai la o putere reglată

[CEI 60050-448-02-15]

–Protecţie de reactanţă - Protecţie a cărei mărime caracteristică este reactanţa

[CEI 60050-448-02-09]

–Protecţie de rezervă - Protecţie destinată să funcţioneze atunci când un defect nu a

fost eliminat sau când o situaţie anormală,nu afost detectată în timpul cerut, din cauza refuzului sau incapacităţii de a funcţiona a unei protecţii sau din cauza refuzului de a declanşa al întrerupătorului (întrerupătoarelor) respectiv(e)

[CEI 60050-448-11-14]

–Protecţie de rezervă a barelor de medie tensiune (PRBMT)

–Protecţie de rezervă îndepărtată

–Protecţie de rezervă locală, în celulă

–Protecţie de rezervă locală, în staţie

–Protecţie de rezervă locală, în staţie, montată pe partea de IT a unui transformator de distribuţie IT/MT, împotriva scurtcircuitelor polifazate pe barele de medie tensiune

–Protecţie de rezervă instalată într-o staţie îndepărtată de cea în care se găseşte protecţia de bază respectivă

[CEI 60050-448-01-17]

–Protecţie de rezervă, alimentată fie prin aceleaşi transformatoare de măsură ca şi protecţia de bază, fie prin transformatoare de măsură conectate la acelaşi circuit primar (celulă) ca şi protecţia de bază

[CEI 60050-448-11-15]

–Protecţie de rezervă, alimentată prin transformatoare de măsură situate în aceeaşi staţie cu cele care alimentează protecţia de bază respectivă, dar neconectate la acelaşi circuit primar (celulă)

[CEI 60050-448-11-16]

–Protecţie de suprasarcină - Protecţie destinată să funcţioneze în cazul unei suprasarcini în

zona (secţiunea) protejată [CEI 60050-448-14-31]

–Protecţie de tensiune - Protecţie a cărei mărime caracteristică este tensiunea [CEI 60050-448-02-06]

–Protecţie diferenţială longitudinală

–Protecţie diferenţială transversală

–Protecţie a cărei funcţionare şi selectivitate depind de compararea curenţilor în amplitudine sau în amplitudine şi fază între extremităţile zonei (secţiunii) protejate

[CEI 60050-448-14-16]

–Protecţie utilizată pentru circuite paralele, a cărei funcţionare depinde de repartizarea neechilibrată a curenţilor între aceste circuite

[CEI 60050-448-14-17]

–Protecţie direcţională - Protecţie destinată să detecteze direcţia în care un fenomen, de

exemplu un defect, se produce în raport cu un punct dat al reţelei

[CEI 60050-448-02-14]

–Protecţie împotriva pierderii sincronismului

–Protecţie împotriva refuzului de întreruptor (DRRI)

–Protecţie destinată să funcţioneze la începutul unei pierderi a sincronismului într-o reţea electrică, în vederea evitării extinderii ei

[CEI 60050-448-14-35]

–Protecţie destinată să elimine un defect din sistemul electric prin comanda de declanşare a altui întreruptor sau a altor întreruptoare, în cazul refuzului de declanşare a întreruptorului corespunzător

Abreviere: DRRI (declanşare de rezervă la refuz de întreruptor)

[CEI 60050-448-11-18]

–Protecţie maximală de

–Protecţie destinată să funcţioneze când mărimea sa

caracteristică atinge valoarea reglată prin valori crescătoare

[CEI 60050-448-02-01]

–Protecţie maximală şi minimală de

(releu de domeniu)

–Protecţie cu două valori reglate, destinată să funcţioneze când mărimea sa caracteristică atinge fie o valoare de reglaj prin valori crescătoare, fie cealaltă valoare de reglaj prin valori descrescătoare

[CEI 60050-448-02-03]

–Protecţie minimală de

–Protecţie destinată să funcţioneze când mărimea sa

caracteristică atinge valoarea reglată prin valori descrescătoare

[CEI 60050-448-02-02]

–Raport/coeficient de revenire

–Raportul între valoarea de revenire şi valoare de funcţionare [CEI 60050-446-15-05]

–Reanclanşare automată - Automatică destinată să comande reanclanşarea unuia sau a

mai multor întreruptoare, după funcţionarea protecţiei circuitului asociat

Notă

Dacă durata de deschidere înaintea reanclanşării prezintă interes, aceasta poate fi menţionată în continuarea termenului. Astfel, termenul poate fi precizat ca: ultrarapid, rapid, lent, conform utilizării

[CEI 60050-448-16-02]

–Reconectarea automată a buclelor deschise (RABD)

–Refuz de funcţionare a unei protecţii

–Automatică destinată să comande anclanşarea unuia sau mai multor întreruptoare de linie, pentru realizarea alimentării de rezervă (AAR) a staţiilor de distribuţie funcţionând în buclă deschisă. După eliminarea unui defect şi acţionarea automaticii, bucla rămâne deschisă

–Lipsa funcţionării unei protecţii care ar fi trebuit să funcţioneze dar nu a funcţionat

[CEI 60050-448-11-16]

–Releu analogic - Releu electric a cărui funcţie de acţionare este bazată pe tratarea analogică a semnalului

[CEI 60050-447-01-09]

–Releu de conducere - Releu electric cu funcţia de a comanda echipamente şi de a le

controla (supraveghere, măsură, blocare)

–Releu de protecţie - Releu de măsură care detectează defectele sau alte situaţii

anormale din sistemul energetic sau ale unui echipament electric

Notă

Un releu de protecţie este o componentă a unui echipament de protecţie

[CEI 60050-447-01-14]

–Releu digital - Releu static a cărui funcţie de acţionare este bazată pe tratarea

digitală a semnalului [CEI 60050-447-01-10]

–Releu integrat de conducere - Releu de conducere care combină mai multe funcţii de conducere într-un singur aparat

[CEI 60050-447-01-17]

–Releu integrat de protecţie - Releu de protecţie care combină mai multe funcţii de protecţie

într-un singur aparat [CEI 60050-447-01-16]

–Releu integrat de protecţie şi conducere

–Releu electric care combină mai multe funcţii de protecţie şi conducere într-un singur aparat

[CEI 60050-447-01-18]

–Releu numeric - Releu digital a cărui funcţie de acţionare este realizată prin

calcul algoritmic

[CEI 60050-447-01-11]

–Reţea de teleconducere; configuraţia reţelei de teleconducere

–RTU – Remote Terminal Unit

–Ansamblu de posturi afectate teleconducerii şi legăturile de comunicaţie prin care aceste posturi sunt interconectate.

[CEI 60870-1-3]

–Unitatea terminală (echipament) de culegere şi transmitere date la distanţă.

[CEI 60870-1-3]

–Securitate a unei protecţii - Probabilitatea pentru o protecţie de a nu avea funcţionări

intempestive, în condiţiile date, într-un interval de timp dat . [CEI 160050-448-12-06)]

–Selectivitate a unei protecţii - Însuşirea unei protecţii de a identifica secţiunea (zona) şi/sau

fazele defecte într-un sistem electric [CEI 60050-448-11-06]

–Semnal - Indicaţie vizuală, auditivă sau de alt tip utilizată pentru transmiterea informaţiei.

[CEI 60870-1-3]

–Semnal analogic - Semnal care se prezintă sub forma unei mărimi cu variaţie

continuă.

[CEI 60870-1-3]

–Sensibilitate de funcţionare a unei protecţii

–Capacitate a protecţiei de a funcţiona la valoarea limită considerată ca mărime ce indică un defect sau regim anormal.

Notă

Sensibilitatea protecţiei se evidenţiază printr-un indicator - coeficientul de sensibilitate - care reprezintă o relaţie între valoarea limită a mărimii considerate şi valoarea de acţionare a protecţiei

–Siguranţă de funcţionare a unui sistem de teleconducere

–Sistem automat (automatică)

–Sistem de circuite secundare

–Sistem de comandă (într-un sistem de reglaj)

–Aptitudine a unui sistem de teleconducere de a evita punerea sistemului pe cate îl conduce într-o situaţie potenţial periculoasă sau instabilă. Aceasta se aplică consecinţelor penelor care survin în urma unei funcţionări incorecte a echipamentului şi în urma unor erori nedetectate ale informaţiilor.

[CEI 60870-1-3]

–Sistem automat artificial, a cărui comportare este determinată, fie în mod discontinuu, în trepte, prin reguli de decizie date, fie în mod continuu, prin relaţii definite şi ale cărui variabile de ieşire sunt create pornind de la variabilele sale de intrare şi de stare

[CEI 60050-351-21-42]

–Ansamblu al sistemelor de conducere (comandă şi control), protecţie, alimentare auxiliară, telecomunicaţii dintr-o staţie electrică.

–Totalitatea unităţilor funcţionale stabilite pentru a influenţa sistemul comandat conform cerinţei de reglaj

–Sistem de conducere - Ansamblu de dispozitive şi alte aparate necesare pentru

îndeplinirea funcţiilor specifice de:

a)comandă: închidere, deschidere etc.

b)control: interblocare, sincronizare, reglare, măsurare, supraveghere/monitorizare etc.

–Sistem de protecţie (subsistem în cadrul sistemului de circuite secundare)

–Ansamblu format din unul sau mai multe echipamente de protecţii şi alte aparate destinate să asigure una sau mai multe funcţii specifice de protecţie.

[CEI 60050-448-11-04]

–Sistem de reglaj - Sistem constituit din sistemul comandat, sistemul de comandă

a acestuia, elementul de măsură şi elementele de transmisie [CEI 60050-351-28-06]

–Sistem de supraveghere, comandă şi achiziţie a datelor (SCADA)

–Sistem informatic de monitorizare, comandă şi achiziţie de date a unui proces tehnologic / instalaţie distribuit geografic. [CEI 60870-1-3]

–Sistem de teleconducere - Sistem de conducere care serveşte la supravegherea şi

comanda proceselor distribuite geografic. El cuprinde toate echipamentele şi toate funcţiile necesare achiziţionării, prelucrării, transmisiei şi afişării informaţiilor de proces.

[CEI 60870-1-3]

–Teleconducere - Conducerea la distanţă a funcţionării unei instalaţii, utilizând

transmiterea de informaţii cu ajutorul telecomunicaţiilor. NOTĂ: Teleconducerea poate cuprinde orice combinaţie de mijloace de comandă, de alarmă, de semnalizare, de măsură, de protecţie şi de declanşare; este exclusă utilizarea mesajelor vorbite.

[CEI 60870-1-3]

–Teledeclanşare - Declanşarea întreruptorului (întreruptoarelor) prin comenzi

transmise de la o protecţie îndepărtată, independentă de starea în care se află protecţia locală.

–Teleprotecţie - Expresie globală acoperind schimbul de informaţii de

supraveghere şi de informaţii de comandă între două sau mai multe posturi, în scopul de a proteja echipamentele din exploatare

Alţi termeni specifici: protecţie cu canal de transmisie, protecţie cu fir pilot, protecţie cu fibre optice, protecţie cu curenţi purtători, protecţie cu radiounde etc.

[CEI 60870-1-3]

–Timp de achiziţie - Durată minimă de timp necesară detectării corecte a unei

schimbări de stare. [CEI 60870-1-3]

–Treaptă prelungită - V. termenul recomandat: zonă extinsă

–Treaptă scurtă - V. termenul recomandat: zonă redusă

–Unitate funcţională (termen de referinţă în domeniul siguranţei în funcţionare)

–Element, componentă, dispozitiv, subsistem, echipament sau sistem care poate fi considerat în mod separat (individual) şi care îndeplineşte funcţiuni determinate

[CEI 60050-191-01-01]

–Zgomot - Perturbaţie a unui semnal electric

–Zonă extinsă - Stare a unei protecţii, în general o protecţie de distanţă, în care

reglajul celei mai scurte zone (trepte) corespunde unei mărimi mai mari decât cea a zonei (secţiunii) protejate

[CEI 60050-448-14-07]

–Zonă redusă - Stare a unei protecţii, în general o protecţie de distanţă, în care

reglajul celei mai scurte zone (trepte) corespunde unei mărimi mai mici decât cea a zonei (secţiunii) protejate

[CEI 60050-448-14-05]

Art. 8

În contextul prezentelor Norme Tehnice, următoarele abrevieri se definesc astfel:

AAR - Anclanşarea automată a rezervei

ASRO - Asociaţia de Standardizare din România

AT - Autotransformator

AUP - Accelerated Underreach Protection

BCU - Bay Computer Unit (unitate de control celulă)

CCITT - Comitetului Consultativ pentru Telegrafie şi Telefonie

CE - Comunitatea Europeană

CEE - Centrală electrică eoliană

CEI - Commision Electrotechnique Internationale

CEM - Compatibilitate electromagnetică

CHE - Centrală hidroelectrică

CNE - Centrală nucleară electrică

CS - Control sincronism

CT - Centrul de Telecomandă

CTSI - Centru de telecomandă şi supraveghere instalaţii

DAS - Descărcarea automată a sarcinii

DASf - Descărcarea automată a sarcinii - frecvenţa

DEC - Dispecer Energetic Central

DED - Dispecer Energetic de Distribuţie

DET - Dispecer Energetic Teritorial

DRRI - Declanşarea de rezervă la refuz de întreruptor

EN - Normă Europeană

EIA - Electronica Industries Alliance

ETC - Echipament de conducere

ETD - Echipament terminal al circuitului de date

f - frecvenţă

FOM - Modem pentru comunicaţii pe FO (Fiber Optical Modem)

GUI - Graphical User Interface

HG - Hotărâre guvernamentală

HW - Hardware

ISO - International Organization for Standardization

I - Curent

ISDN - Reţea numerică de servicii integrate (Integrated Services Digital Network)

IT - Înaltă tensiune

ITU-T - International Telecommunication Union - Telecommunication

JT - Joasă tensiune

LEA - Linie electrică aeriană

MA - Modulaţie în amplitudine

MF - Modulaţie în frecvenţă

MRT - Timpul mediu de reparare

MTBF - Media timpilor de bună funcţionare

MTTR - Media timpilor de reparare

MT - Medie tensiunea

NTE - Normă tehnică energetică

OG - Ordonanţă Guvernamentală

P - Putere activă

PA - Post de alimentare

PE - Prescripţie energetică

PIF - Punere în funcţiune

POP - Permissive Overreach Protection

PRBMT - Protecţie de rezervă a barelor de medie tensiune

PSP - Panou servicii proprii

PT - Post de transformare

PUP - Permissive Underreach Protection

PUTT - Permissive Underreach Transfer Trip Protection

Q - Putere reactivă

Q0 - Simbol de identificare pentru întreruptor

Q1, Q2, …Q52 - Simbol de identificare pentru separatoare

RABD - Reconectarea automată a buclelor deschise

RAR - Reanclanşare automată

RED MT - Reţea electrică de distribuţie de medie tensiune

RET - Reţea electrică de transport

RTU - Remote terminal unit

SCADA - Supervisory control and data acquisition

SCP - Sistem de conducere protecţie

SEN - Sistemul Energetic Naţional

SP1, SP2, …, SP4 - Clase de timp pentru semnale binare

SIR - Source Impedance Ration

SSB - Bandă laterală unică (single side band)

SW - Software

TC - Transformator curent

TIF - Transmisiuni pe Înaltă Frecvenţă

TP - Teleprotecţie

TR - Transformator

TT - Transformator de tensiune

UOP - Unblocking Overreach Protection

VFT - Canale telegrafice în bandă vocală (Voice Frequency - Telegraph channels)

Capitolul IVActe normative de referin'ă

Art. 9. - (1) Următoarele documente normative conţin prevederi care, pentru referinţele făcute în acest text, au caracter de obligativitate. În cazul referinţelor datate, nu se aplică amendamentele ulterioare sau reviziile la respectivele publicaţii. În cazul referinţelor nedatate, se aplică ultima ediţie a documentului normativ la care se face referire.

(2)În cazul standardelor EN, CEI, ISO adoptate de ASRO ca standarde române, dar care au fost revizuite după publicarea versiunii române, se aplică standardele internaţionale revizuite sau amendate.

A. Reglementări tehnice şi standarde. Generale

SR HD 472 S1 :2002

SR HD 472 S1:2002/A1:2002 SR CEI 60050+161:1997

SR CEI 60050(161):1997/A1:2005+ SR CEI 60050(161):1997/A2:2005 (CEI 60050(161):1990)

SR CEI 60050+(191):2002

SR CEI 60050(191):2002/A1:2005+ SR CEI 60050(191):2002/A2:2005 (CEI 60050-191:1990

CEI 60050-191:1990/A1:1999+ CEI 60050-191:1990/A2:2002

SR CEI 60050-351:2005

(CEI 60050-351:1998)

SR CEI 60050(441):1997

SR CEI 60050(441):1997/A1:2005

(CEI 60050-441:1984

CEI 60050-441:1984/A1:2000)

Tensiuni nominale ale reţelelor electrice de distribuţie publică de joasă tensiune

Vocabular Electrotehnic Internaţional. Capitolul 161: Compatibilitate electromagnetică

Vocabular Electrotehnic Internaţional. Capitolul 191: Siguranţa în funcţionare şi calitatea serviciului

Vocabular Electrotehnic Internaţional. Partea 351: Comandă şi reglare automată

Vocabular Electrotehnic Internaţional. Capitolul 441: Aparataj şi siguranţe fuzibile

SR CEI 60050(448):1997

(CEI 60050(448):1997)

CEI 60050-447:2010

CEI 60050-617:2009

CEI 60050-617:2009/A1:2011

Vocabular Electrotehnic Internaţional. Capitolul 448: Protecţia reţelelor de energie

International Electrotechnical Vocabulary-Part 447 Measuring relays

International Electrotechnical Vocabulary-Part 617:Organization/Market of electricity

SR EN 60068 (IEC 60068) Încercări de mediu (Standard pe părţi)

SR CEI 60479 (IEC 60479) Efectele curentului electric asupra omului şi animalelor

domestice (Standard pe părţi)

SR EN 60529 :1995

SR EN 60529:1995/A1:2003

(CEI 60629:1989

CEI 60529:1989/A1:1999)

Grade de protecţie asigurate prin carcase (Cod IP)

SR EN 60664 (IEC 60664) Coordonarea izolaţiei echipamentelor din reţelele de joasă

tensiune (Standard pe părţi)

SR EN 61000 (IEC 61000) Compatibilitate electromagnetică (CEM).

SR EN 61082-1:2007

(CEI 61082-1:2006)

SR EN 61140:2002

SR EN 61140:2002/A1:2007+ SR EN 61140:2002/C91:2008 (CEI 61140:2001

CEI 61140:2001/A1:2004, modificat)

SR CEI/TS 61201:2008

(CEI/TS 61201:2007)

SR EN 81346-1:2010

(CEI 81346-1:2009)

SR EN 81346-2:2010

(CEI 81346-2:2009)

Elaborarea documentelor utilizate în electrotehnică. Partea 1

:Reguli generale

Protecţie împotriva şocurilor electrice. Aspecte comune în instalaţii şi echipamente electrice.

Utilizarea limitelor convenţionale ale tensiunilor de atingere. Ghid de aplicare.

Sisteme industriale, instalaţii şi echipamente şi produse industriale. Principii de structurare şi identificări de referinţă. Partea 1: Reguli de bază.

Sisteme industriale, instalaţii şi echipamente şi produse industriale. Principii de structurare şin identificări de referinţă. Parte 2: Clasificarea obiectelor şi coduri pentru clase.

SR EN 61355-1:2008

(CEI 61355-1:2008)

Clasificare şi coduri de identificare ale documentelor pentru instalaţii industriale, sisteme şi echipamente. Partea 1: Reguli şi tabele de clasificare.

IEEE Std C37.2 - Electrical Power System Device Function Numbers, Acronyms, and Contact Designations

EU Directive 91/263/EEC - European Approved Telecommunication Interfaces

ITU-T G.650 - Definition and test methods for parameters SM (single mode) optical fiber

ITU-T G.652 (a, b, c, d) - Features of optical cables SM

ITU-T G.655 (a, b, c) - Features of optical cables SM - NZDS (non-zero dispersion

shifted)

ITU-T Rec. G.662 - Generic characteristics of Optical amplifier devices and subsystems

ITU-T Rec. G.664 - Optical safety procedures and requirements for Optical transport systems

ITU-T Rec. G.671 - Transmission characteristics of Optical components and subsystems

ITU-T Rec. G.709 - Interface for the Optical transport network (OTN)

ITU-T Rec. G.959.1 - Optical transport network physical layer interfaces

Echipamente, sisteme

SR EN 62271-3:2007

(CEI 62271-3:2006)

SR EN 61869-1:2010

(CEI 61869 -1:2007, modificat)

Aparataj de înaltă tensiune. Partea 3: Interfeţe digitale bazate pe CEI 61850

Transformatoare de măsură. Partea 1: Prescripţii Generale

SR EN 60044 (IEC 60044) Transformatoare de măsură (Standard pe părţi)

SR EN 60870 (IEC 60870) Echipamente şi sisteme de teleconducere (Standard pe

părţi)

SR EN 61850 (IEC 61850) Reţele şi sisteme de comunicaţii în staţii electrice

(Standard pe părţi)

SR EN 60255 (IEC 60255) Relee electrice (Standard pe părţi)

SR EN 60445:2007

(60445:2006, modificat)

SR EN 60446:2008

(CEI 60446:2007)

Principii fundamentale şi de securitate pentru interfaţa om-maşină, marcare şi identificare. Identificarea bornelor echipamentelor şi a capetelor conductoarelor. Principii fundamentale şi de securitate pentru interfaţa om-maşină, marcare şi identificare. Identificarea conductoarelor prin culoare sau alfanumeric

SR EN 61810 (IEC 61810) Relee electromecanice elementare. (Standard pe părţi)

SR EN 62246 (IEC 62246) Unităţi de contact Reed (Standard pe părţi)

SR EN 60332 (IEC 60332) Încercări ale cablurilor electrice şi cu fibre optice

supuse la foc (Standard pe părţi).

SR HD 637 S1:2004 Instalaţii electrice cu tensiuni alternative nominale mai mari de 1 kV.

SR HD 60364-4-41:2007

SR HD 60364-4-41:2007/C91:2008

(CEI 60364-4-41:2007, modificat).

SR HD 60364-4-44:2011

CEI 60364-4-44:2007 (art.444),

modificat)

SR EN ISO 9001:2008

SR EN ISO 9001:2008/AC :2009

Instalaţii electrice de joasă tensiune. Partea 4-41: Măsuri de protecţie pentru asigurarea securităţii. Protecţia împotriva şocurilor electrice.

Instalaţii electrice în construcţii. Partea 4-44: Protecţie pentru asigurarea securităţii. Protecţie împotriva perturbaţiilor de tensiune şi a perturbaţiilor electromagnetice.

Sisteme de management al calităţii. Cerinţe

SR ISO 10006:2005 Sisteme de management al calităţii. Linii directoare pentru managementul calităţii în proiecte

SR ISO/CEI 27001:2006 Tehnologia informaţiei. Tehnici de securitate. Sisteme

de management al securităţii informaţiei. Cerinţe

SR 11100-1:1993 Zonare seismică. Macrozonarea teritoriului României

IEEE 643-2004 Guide for Power-Line Carrier Applications

IEEE P1675 Standard for Broadband over Power Line Hardware

IEEE P190 Broadband over Power Line Networks: Medium Access Control and Physical Layer Specifications

SR EN 50310:2011 Utilizarea legăturii echipotenţiale şi de punere la pământ în clădiri cu echipamente de tehnologia informaţiei

IEC 60615:1978 Terminology for microwave apparatus stability.

IEC 60617 - DB Graphical symbols for diagrams, parts 2 to 13

IEC- 60789:2006

(CEI 60789:2005)

Standard Performance Requirements for Communications and Control. Cables for Application in High Voltage Environments

SR EN IEC 60835 (CEI 60835) Metode de măsurare pentru echipamentul folosit în

sistemele de transmisie digitală radio în microunde. (Standard pe părţi).

B. Reglementari tehnice ANRE -

Autoritatea Naţională de Reglementare în domeniul Energiei

NTE 001/03/00 - Normativ privind alegerea izolaţiei, coordonarea izolaţiei şi

protecţia instalaţiilor electroenergetice împotriva supratensiunilor

NTE 002/03/00 - Normativ de încercări şi măsurători pentru sistemele de

protecţii, comandă-control şi automatizări din partea electrică a centralelor şi staţiilor

NTE 003/04/00 - Normativ pentru construcţia liniilor aeriene de energie

electrică cu tensiuni peste 1000 V

NTE 004/05/00 - Normativ pentru analiza şi evidenţa evenimentelor

accidentale din instalaţiile de producere, transport şi distribuţie a energiei electrice şi termice

NTE 005/06/00 - Normativ privind metodele şi elementele de calcul al

siguranţei în funcţionare a instalaţiilor energetice

NTE 006/06/00 - Normativ privind metodologia de calcul al curentilor de

scurtcircuit în retelele electrice cu tensiunea sub 1 kV

NTE 007/08/00 - Normativ pentru proiectarea şl executarea reţelelor de cabluri

electrice

NTE 009/10/00 - Regulament general de manevre în instalaţiile electrice de

medie şi înaltă tensiune

NTE 401/03/00 - Metodologie privind determinarea secţiunii economice a

conductoarelor în instalaţii electrice de distribuţie de 1 - 110 kV

51.1.112.0.01./27/08/04 - Codul tehnic al reţelei electrice de transport, rev.1

Ord. ANRE Nr. 128/2008 - Codul tehnic al reţelei electrice de distribuţie 17.1.127.0.01./20/06/02 - Codul de măsurare a energiei electrice 17.1.012.0.00./28/06/07 - Standarde de performanţă pentru serviciile de transport şi

distribuţie a energiei electrice

28.1.013.0.00./30/08/07 - Standarde de performanţă pentru serviciul de distribuţie a

energiei electrice

51.1.017.0.00./30/04/09 - Condiţii tehnice de racord la reţelele electrice de interes public pentru centralele electrice eoliene

PE 101 - Normativ pentru construcţia instalatiilor electrice de conexiuni si transformatoare cu tensiuni peste 1 kV

PE 101A - Instrucţiuni privind stabilirea distantelor normate de amplasare a instalaţiilor electrice cu tensiunea peste 1 kV in raport cu alte constructii

PE 102 - Normativ pentru proiectarea şi executarea instalaţiilor de conexiuni şi distribuţie cu tensiuni până la 1000 V c.a. în unităţi energetice

PE 111-8 - Instrucţiuni pentru proiectarea staţiilor de conexiuni şi transformatoare. Servicii proprii de curent alternativ

PE 112 - Normativ pentru proiectarea instalaţiilor de curent continuu din centrale si statii electrice

PE 148 - Instrucţiuni privind condiţiile generale de proiectare antiseismica a instalatiilor tehnologice din statiile electrice

1RE Ip 30 - Îndreptar de proiectare şi execuţie a instalaţiilor de legare la pământ

NP 082 - Cod de proiectare. Evaluarea acţiunii vântului.

P100_1 - Cod de proiectare seismică

C. Legislaţie naţională

HG 90/08 - Regulament privind racordarea utilizatorilor la reţelele de interes public

HG 457/03 - Hotărâre privind asigurarea securităţii utilizatorilor de echipamente electrice de joasă tensiune

HG 1022/02 - Hotărâre privind regimul produselor şi serviciilor care pot pune în pericol viaţa, sănătatea, securitatea muncii şi protecţia

mediului.

HG 1028/06 - Hotărâre privind cerinţele minime de securitate şi sănătate în muncă referitoare la utilizarea echipamentelor cu ecran de vizualizare;

HG 1136/06 - Hotărâre privind cerinţele minime de securitate şi sănătate referitoare la expunerea lucrătorilor la riscuri generate de câmpuri electromagnetice;

HGR 1037/10 - Hotărâre privind deşeurile de echipamente electrice şi electronice

HGR 1132/08 - Hotărâre privind regimul bateriilor şi acumulatorilor şi al

deşeurilor de baterii şi acumulatori

HG 1146/06 - Hotărâre privind cerinţele minime de securitate şi sănătate pentru utilizarea în muncă de către lucrători a echipamentelor de munca.

OG 95/99 - Ordonanţa privind calitatea lucrărilor de montaj pentru utilaje, echipamente şi instalaţii tehnologice industriale

OUG 195/2005 - Ordonanţa privind protecţia mediului aprobată prin Legea

265/2006

Legea 319/06 - Legea securităţii şi sănătăţii în muncă

Legea 440/02 - Legea 440 din 27 iunie 2002 (Legea 440/2002) pentru aprobarea Ordonantei Guvernului nr. 95/1999 privind calitatea lucrărilor de montaj pentru utilaje, echipamente şi instalaţii tehnologice industriale

Capitolul VPrincipii generale privind proiectarea sistemelor de circuite secundare

V. 1 Funcţiile sistemelor de circuite secundare

Art. 10

In staţiile electrice, apartinând SEN, funcţiile sistemelor de circuite secundare sunt următoarele:

a)pentru (sub)sistemul protecţie şi automatizării :

–detectarea defectelor şi declanşarea / deconectarea automată a elementului defect cu ajutorul întreruptoarelor care să separe elementul defect de partea fără defect a sistemelor (instalaţiilor) electrice;

–detectarea regimurilor anormale şi periculoase de funcţionare a elementelor sistemului (instalaţiei), apărute ca urmare a unor abateri de la parametrii normali de funcţionare sau a unor funcţionări incorecte ale întreruptoarelor;

–repunerea automată în funcţiune a liniilor electrice, în cazul unor defecte trecătoare;

–comutarea automată a alimentării pe o cale de rezervă, pentru asigurarea continuităţii alimentării consumatorilor, în cazul ieşirii accidentale din funcţiune a căii principale de alimentare;

–reglarea automată a unor parametrii ai sistemului electric.

b)pentru (sub) sistemul de conducere:

–funcţii de aplicaţie pentru necesităţile de conducere ale procesului tehnologic energetic (comandă, blocare, supraveghere, măsură, înregistrare);

–funcţiuni de preluare şi prelucrare operativă (prezentarea informaţiei prin intermediul echipamentului operativ);

–funcţii de achiziţie, transmitere, înregistrare, stocare şi prelucrare ierarhizată a datelor;

–alte funcţii complexe specifice conducerii staţiei (ex. reglaj automat de tensiune ). Art. 11. - Funcţiile sistemului de circuite secundare trebuie realizate în condiţii de performanţă (conform articol 53-60).

Art. 12. - Sistemele de circuite secundare cuprind toate părţile necesare pentru îndeplinirea funcţiilor prezentate mai sus. Principalele componente ale unui sistem de circuite secundare sunt următoarele:

a)echipamente de proces tehnologic (releele şi şirurile de cleme din dispozitivele de acţionare ale întreruptoarelor şi separatoarelor, înfăşurările secundare ale transformatoarelor de măsură, şirurile de cleme din cofretele transformatoarelor de forţă etc.);

b)echipamente pentru conducere şi teleconducere;

c)echipamente de protecţie;

d)surse şi circuite de alimentare operativă în curent continuu şi curent alternativ;

e)programe de calcul (software) prin care se realizează funcţiile sistemului;

f)echipamente operator sistem (ecran, tastatură, imprimantă);

g)magistrala (magistrale) de date şi echipamente pentru căile de comunicaţii.

Art. 13

(1)Configuraţia standard a sistemului de circuite secundare este definită prin următoarele subsisteme:

a)conducere;

b)teleconducere;

c)protecţie;

d)telecomunicaţii.

(2)(sub)sistemul conducere are următoarele părţi componente funcţionale:

a)comandă, sub caracteristicile specifice unui (sub)sistem de conducere;

b)control (interblocări, sincronizare, măsurare, supraveghere/monitorizare);

c)contorizare/metering;

d)gestionarea evenimentelor şi alarmelor (semnalizare, afişare, înregistrare, stocare, protocol);

e)alte funcţii complexe specifice conducerii staţiei (ex.: reglaj automat de tensiune).

(3)(sub)sistemul teleconducere are în compunere următoarele părţi componente funcţionale:

a)comandă, sub caracteristicile specifice unui (sub)sistem de teleconducere;

b)gestiunea informaţiei (contorizare, stocare şi evenimente).

(4)(sub)sistemul protecţie şi automatizări are următoarele părţi componente funcţionale:

a)protecţie;

b)automatizări.

(5)(sub)sistemul de telecomunicaţii asigură schimbul de informaţii între obiectivele energetice şi punctele de conducere (dispeceri) şi între obiectivele energetice. Prin intermediul acestui sistem se pot realiza următoarele tipuri de transmisiuni:

a)telecomenzi, monitorizare;

b)transmisiuni aferente protecţiei prin relee şi automatizării;

c)transmisiuni de date;

d)transmisiuni telefonice, telefax etc.

(6)Telecomunicaţiile, din punct de vedere al scopului lor, se împart în două categorii:

a)necesare conducerii operative a Sistemului Energetic Naţional;

b)necesare gestionării tehnico-administrative.

(7)La baza realizării unui sistem de telecomunicaţii stau:

c)volumul de transmisiuni ce este necesar a se vehicula;

d)importanţa obiectivului energetic în cadrul SEN;

e)realizarea unui raport performanţă/preţ cât mai bun;

f)integrarea noului sistem de telecomunicaţii în cadrul ansamblului general şi totodată respectând noile cerinţe ce se impun la nivel naţional.

Art. 14

(1)Subsistemele enumerate mai sus pot funcţiona independent ca sisteme separate sau integrate într-un sistem comun numeric de circuite secundare.

(2)De regulă, sistemele de circuite secundare din staţiile electrice aparţinând operatorului de transport vor fi de tip integrat.

(3)Sistemele integrate vor putea fi adoptate numai după o verificare atentă a posibilităţilor de realizare a siguranţei în funcţionare.

(4)Stabilirea volumului şi definirea funcţiilor specifice ale (sub)sistemelor de conducere, teleconducere şi protecţie se vor face pentru fiecare element (circuit) al reţelei electrice, şi pentru ansamblul sistemului conform prevederilor specifice din aceste norme tehnice, din aceste norme tehnice (volumele II şi III), iar pentru (sub)sistemul de telecomunicaţii prin normele tehnice specifice domeniului.

Art. 15

Structura sistemelor de circuite secundare din punct de vedere a modului de colectare a informaţiilor primare poate fi:

a)Structură centralizată, în care modulul de achiziţie a datelor se află la o oarecare distanţă de circuitul primar (celulă) în apropierea unităţii centrale, în dulapuri.

b)Structură descentralizată, în care pentru fiecare circuit primar (celulă) există parte din subsistemul de conducere şi protecţie, montate în dulapuri de protecţie amplasate în cabine de relee/containere, în imediata apropiere a echipamentului primar.

Art. 16

Stabilirea soluţiei de amplasare a echipamentului de circuite secundare se va face în urma unei analize tehnico-economice, luându-se în considerare următoarele criterii:

a)caracteristicile staţiei electrice:

–nivelul de tensiune;

–tipul de amplasament (interior/exterior);

–tipul izolaţiei (aer/hibrid/SF6);

–dispoziţia constructivă; tipul şi caracteristicile echipamentului primar;

–modul de exploatare.

b)condiţiile ambientale (meteo-climatice, poluare, seismice);

c)cerinţele pentru a asigura funcţionarea şi întreţinerea sistemului;

d)funcţiile solicitate pentru sistemul de circuite secundare;

e)volumul şi categoriile de informaţii necesare a fi transmise spre centrul de conducere sau alţi utilizatori;

f)performanţe (fiabilitate, disponibilitate, mentenabilitate, securitate etc.);

g)posibilităţile de interfaţă a circuitelor secundare cu procesul tehnologic;

h)posibilitatea extinderii sistemului;

i)utilizarea căilor de comunicaţii existente sau noi;

j)costul total pe durata de viaţă;

k)alte solicitări specifice.

Art. 17

Sistemele de circuite secundare vor fi ierarhizate pe mai multe nivele:

a)nivelul 0 – proces;

b)nivelul 1 – celulă;

c)nivelul 2 – staţie;

d)nivelul 3 – centru de conducere operativă (naţional, regional, teritorial, zonal etc.).

Art. 18

În scopul preluării unor funcţii noi, extinderii configuraţiei şi asigurarea independenţei faţă de furnizori, structura sistemului de circuite secundare va fi de regulă deschisă.

Capitolul VICerin'e generale

Art. 19

Sistemul de circuite secundare trebuie să fie proiectat astfel, încât să satisfacă cerinţele privind:

a)funcţionarea (de ansamblu), performanţele, exploatarea şi mentenanţa (întreţinerea);

b)mediul ambiant;

c)comportarea la seism;

d)compatibilitatea electromagnetică;

e)ergonomia.

Art. 20

Prin proiectare trebuie ca sistemul şi componentele sale să asigure realizarea următoarelor cerinţe de funcţionare, exploatare şi întreţinere, în condiţii de performanţă specificate:

a)securitatea personalului şi a funcţiunilor operaţionale (prin respectarea prevederilor normelor specifice de securitate şi sănătate ocupaţională, pentru transportul şi distribuţia energiei electrice şi a instrucţiunilor de montaj şi exploatare ale furnizorilor de echipamente);

b)viteză de execuţie (prin alegerea unor echipamente de protecţie adecvate);

c)fiabilitate / disponibilitate;

d)durată lungă de viaţă;

e)posibilitatea efectuării de manevre (printr-o amplasare adecvată a aparatelor care necesită efectuarea de manevre la anumite intervale şi implementarea unor programe standard de comutare, pentru ajutarea operatorului la manevre şi evitarea manevrelor greşite);

f)posibilitatea efectuării lucrărilor de întreţinere (prin prevederea de culoare de acces şi întreţinere şi prin amplasarea judicioasă a componentelor);

g)uşurinţa în reparaţii (prin utilizarea de module debroşabile amplasate astfel încât să fie uşor accesibile);

h)posibilitatea de extindere (pe durata de viaţă a sistemului);

i)posibilitatea testării la locul de funcţionare şi autodiagnoză (prin implementarea unor proceduri logice de testare).

Art. 21. - Echipamentele de conducere, protecţie, vor fi montate într-o clădire centrală şi/sau distribuit (dispersat) în dulapuri metalice închise, amplasate în containere sau cabine de relee. Se recomandă ca toate dulapurile şi cutiile de conexiuni să fie livrate complet echipate, cablate în interior, inscripţionate şi testate.

Art. 22. - Echipamentele de protecţie de bază şi de rezervă (grupele 1 şi 2, în cazul protecţiilor redundante) vor fi montate şi conectate astfel încât să se asigure o separare fizică şi electrică, în conformitate cu cerinţele precizate în volumul III al normei tehnice.

Art. 23. - La realizarea sistemelor de circuite secundare se vor utiliza numai conductoare din cupru. Cablurile utilizate pentru protecţie, teleprotecţie şi teleconducere se prevăd numai cu conductoare din cupru sau cu fibre optice.

Art. 24

Echipamentele numerice trebuie prevăzute cu interfeţele necesare, pentru dialogul direct local cu operatorul.

VI. 1 Cerinţe de mediu

Art. 25. - Cunoaşterea corectă a factorilor ambientali este importantă atât pentru proiectanţi, cât şi pentru furnizori, deoarece condiţiile de mediu diferite pot afecta valorile nominale şi performanţele instalaţiei electrice şi ale echipamentului.

Art. 26

Trebuie luate în considerare următoarele condiţii climato-meteorologice şi ambientale (de mediu) pentru echipamente:

a)temperatura şi variaţiile de temperaturi, umiditate şi presiune atmosferică;

b)poluare (grad, tip noxe etc.);

c)radiaţie solară directă;

d)precipitaţii, furtuni cu descărcări electrice şi vânt;

e)activitate seismică;

f)altitudine.

Art. 27

Condiţiile climato – meteorologice şi de mediu trebuie să fie specificate pentru fiecare loc de amplasare şi pentru fiecare element al sistemului.

Art. 28

Împărţirea climatică a pământului se va considera, pentru România, în conformitate cu prevederile cuprinse în PE 101 şi NP-082.

Art. 29

(1)Încadrarea amplasamentelor în mediul ambiant se va face în conformitate cu:

a)SR EN 60255-1 - pentru relee;

b)SR EN 60870-2-2 - pentru echipamente de teleconducere;

c)SR EN 62271-1 – pentru dispozitive de actionare;

d)alte normele tehnice din domeniul proiectării staţiilor electrice (PE 101, PE 102, etc.).

(2)În Tabelul 1 sunt prezentate atât clasificarea climatică, pentru echipamente în funcţiune cât şi clasele de severitate ce vor fi precizate în proiecte pentru echipamentele de circuite secundare: Tabelul 1. Condiţii climatice ambientale pentru echipamente în funcţiune

Tipul de amplasament	Clasa	Temperatura	Umiditatea aerului
Cu aer condiţionat	A1	200 C< T <250 C	20 - 75%
În încăperi încălzite şi / sau răcite	B3	50 C < T <400 C	5 - 95 %
Adăpostit (prefabricate)	C1 C2	-50C < T < 450 C -250C < T < 550 C	5 - 95 % 10 - 100 %

Art. 30

În proiect se vor specifica tipurile (clasa) de amplasamente, care determină ambianţa climatică, pentru echipamentele de circuite secundare în conformitate cu SR EN 60870-2-2:

a)Amplasamente cu aer condiţionat (clasa A);

–Sunt prevăzute cu posibilităţi de control al temperaturii şi umidităţii aerului, în limitele stabilite.

b)Amplasamente închise încălzite şi/sau răcite (clasa B)

–Echipamentul este închis într-un amplasament prevăzut cu posibilităţi de încălzire şi/sau răcire.

c)Amplasamente adăpostite (clasa C)

–Echipamentul este protejat împotriva expunerii directe luminii/radiaţiei solare, ploii şi altor precipitaţii, presiunii, vântului etc (pentru echipament cutii de cleme, cutii de conexiuni).

Art. 31

Se vor lua în considerare şi următorii factori climatici suplimentari:

a)Altitudinea şi vântul

–În conformitate cu PE 101 şi NP 082.

b)Variaţiile de temperatură

–În conformitate cu SR EN 60870-2-2 şi PE 101.

c)Căldura externă şi internă

–În conformitate cu SR EN 60870-2-2 şi PE 101.

d)Ploaia torenţială, furtunile şi vântul puternic.

–Pentru cabinele/containerele şi dulapurile exterioare gradul de protecţie împotriva intrării apei şi prafului trebuie să fie determinat conform SR EN 60529.

e)Poluarea aerului

–Poluarea, sărurile sau gazele din aer pot afecta defavorabil durata de viaţă şi funcţionarea corespunzătoare a instalaţiilor şi echipamentelor.

Art. 32. - Pe lângă factorii climaterici prezentaţi mai sus trebuie să fie luate în considerare, de asemenea, influenţele ambiante specifice locale, de exemplu: condiţii nefavorabile ale solului, efecte biologice (flora şi fauna), mediu salin marin etc.

VI. 2 Cerinţe mecanice

Art. 33

Echipamentele sistemului de circuite secundare trebuie să reziste la vibraţii, şocuri şi cutremure, astfel:

a)pentru sisteme de conducere, în conformitate cu SR EN 60870-2-2:

–vibraţii de joasă frecvenţă: clasa VL3 (:S 1,5 mm; :S 5 m/s2);

–vibraţii de înaltă frecvenţă: clasa VH3 (:S 0,075 mm; :S 10 m/s2);

–severitatea vibraţiilor: clasa VS1;

–timpul pentru vibraţii: clasa VT3 (:S 1 %);

–şoc mecanic: clasa SH1 (40 m/s2; 100 ms);

–acceleraţia de şoc: -25 … 200 m/s2; -50 … 5 ms;

–frecvenţa şocurilor: clasa SR4 (:S 1 pe zi);

–intensitatea seismelor: clasa S2 (gradul VIII Mercalli).

b)pentru sistemele de protecţii, în conformitate cu:

–SR EN 60255-21-1, vibraţii: clasa 2;

–SR EN 60255-21-2, şocuri: clasa 1;

–SR EN 60255-21-3, seisme: clasa 1.

Art. 34

(1)Componentele unui sistem secundar trebuie să garanteze funcţionarea corectă în timpul şi după încetarea seismului.

(2)Se va lua în considerare macrozonarea seismică a teritoriului României prezentată în SR 11100/1-93 şi P100-1.

(3)Metodele de încercări seismice ale echipamentelor se vor realiza în conformitate cu SR EN 60068-3-3.

VI. 3 Cerinţe privind electroalimentarea

Art. 35. - Alimentarea sistemului de circuite secundare în curent continuu (c.c.) se face în conformitate cu normativul pentru proiectarea instalaţiilor de curent continuu din centrale şi staţii electrice (PE 112) iar alimentarea în curent alternativ (c.a.) se face în conformitate cu prevederile instrucţiunii pentru proiectarea serviciilor proprii de curent alternativ (PE 111-8).

Art. 36

Valorile tensiunilor de alimentare, atât în curent continuu cât şi alternativ, ale sistemului de circuite secundare vor fi în concordanţă cu SR EN 60870-2-1 şi SR EN 60255-11, şi anume:

a)alimentare auxiliară în curent continuu (cu poli izolaţi - clasa EF, conform CEI 60870-2- 1):

–tensiune nominală (Un): 220 Vcc sau 110 Vcc iar pentru

alte sisteme auxiliare se pot utiliza şi alte niveluri de tensiune standardizate;

–toleranţă (pentru funcţionare corectă),

(clasa DC3, conform CEI 60870-2-1):

–20%

+ 15%;

–unda de tensiune (vârf la vârf),

(conform CEI 60255-11): 10%·Un;

–întreruperi admisibile ale alimentării în

curent continuu (conform CEI 60255-11): <50 ms.

b)alimentare auxiliară în curent alternativ:

–tensiune nominală: 400/230 V c.a.;

–toleranţă (clasa AC3, conform CEI 60870-2-1): -20%

+15%;

c)frecvenţă:

–frecvenţă nominală: 50 Hz;

–toleranţă: -5%

+5%.

Art. 37

Alimentarea auxiliară în curent continuu (c.c.) şi în curent alternativ (c.a.), pentru sistemul de circuite secundare (conducere, protecţie prin relee, telecomunicaţii) este o condiţie

esenţială pentru buna funcţionare a staţiei electrice. Sursa sigură pentru tensiunea operativă este considerată bateria / bateriile de acumulatoare staţionare din cadrul staţiei electrice.

Art. 38

(1)Este necesară asigurarea redundanţei în alimentarea cu tensiune operativă pentru echipamentele care constituie una sau două grupe de conducere şi protecţie.

(2)În situaţia existenţei a două baterii de acumulatoare în cadrul staţiei electrice se va avea în vedere separarea fizică a circuitelor redundante de alimentare cu curent operativ .

(3)În situaţia existenţei unei singure baterii de acumulatoare în cadrul staţiei electrice, separarea se va realiza începând chiar de la placa de borne a bateriei şi continuând cu întreruptoarele automate pentru protecţia circuitelor, conexiunile electrice, releele etc.

Art. 39. - Alimentarea auxiliară cu tensiune alternativă a echipamentelor de calcul şi perifericelor din camera de comandă a staţiei electrice se va realiza, de regulă, prin intermediul unui invertor (c.c./c.a.) dimensionat corespunzător.

Art. 40. - Alimentarea auxiliară în curent continuu cu tensiuni diferite de tensiunea bateriei de acumulatoare (de ex. pentru echipamentele de telecomunicaţii) se va realiza, de regulă, prin intermediul unor convertoare (c.c./c.c.).

VI. 4 Cerinţe privind izolaţia

Art. 41

Coordonarea izolaţiei pentru releele numerice şi alte echipamente de circuite secundare va fi conform cu SR EN 60255-5. Astfel:

a)tensiunile de încercare a izolaţiei (pentru 50Hz, 1 minut):

–între circuitele interne şi carcasă: 2 kV;

–între contacte deschise: 1 kV;

b)tensiunea de încercare la impuls de trăsnet

(1,2±30%/50±20% μs, 500±10% Q, 0,5±10%J): 5 kVvârf.

VI. 5 Cerinţe privind ergonomia sistemului de circuite secundare

Art. 42. - La proiectarea circuitelor secundare este necesară o abordare multidisciplinară a factoriilor tehnici şi ergonomici. Parametrii ergonomici sunt definiţi prin posibilităţile biomecanice, fiziologice şi psihologice ale activităţii umane.

Art. 43

(1)Cerinţele privind ergonomia sistemului de circuite secundare se referă la două paliere:

a)organizarea locului de muncă;

b)interfaţa om-maşină.

(2)Cerinţe privind organizarea locului de muncă:

a)cerinţe privind confortul funcţional (poziţia corectă a operatorului);

b)cerinţe microclimatice (lumină, temperatură, umiditate etc.)

c)dispunerea adecvată a mobilierului (poziţia corectă şi comodă a operatorului, amplasarea adecvată a elementelor hardware etc.)

(3)Cerinţe privind interfaţa om-maşină:

a)optimizarea de informaţii relevante prezente pe ecran şi consecvenţa citirii privind informaţiile;

b)aranjamentele adecvat al elementelor informaţiilor pe display sau ecran (lizibilitate, grafică, culoare, dinamică);

c)grad de claritate a secvenţelor acţiunilor în timpul lucrului cu programul;

d)asigurarea unui grad ridicat al percepţiei informaţiei;

e)asigurarea unui grad ridicat de concentrare a operatorului;

f)asigurarea unui grad ridicat de reacţie rapidă a operatorului.

VI. 6 Cerinţe de compatibilitate electromagnetică

Art. 44

Echipamentele sistemului de circuite secundare vor respecta cerinţele de compatibilitate din SR EN 60255-26.

Art. 45

Testul la perturbaţii de înaltă frecvenţă (1 MHz) se va realiza în conformitate cu cerinţele SR EN 60255-22-1, corespunzător clasei III:

a)pentru mod comun: 2,5 kV;

b)pentru mod diferenţial: 1 kV.

Art. 46

Testul la descărcări (impulsuri) electrostatice se va realiza în conformitate cu cerinţele SR EN 60255-22-2:

a)descărcare în aer în faţa panoului frontal, afişajului,

carcasei metalice (clasa 4): 12 kVvârf;

b)descărcare în aer în faţa porturilor de comunicaţie (clasa3): 6 kVvârf.

Art. 47

Testul la perturbaţii în câmp electromagnetic se va realiza în conformitate cu cerinţele SR EN 60255-22-3, clasa 3: 10 V/m.

Art. 48

Testul la perturbaţii tranzitorii rapide (2,5 kHz) se va realiza în conformitate cu cerinţele SR EN 60255-22-4, clasa A: 4 kV.

Art. 49

Se vor lua toate măsurile necesare unei ecranări corespunzătoare împotriva perturbaţiilor electromagnetice, avându-se în vedere cel puţin următoarele:

a)legarea la pământ a carcaselor metalice;

b)transformatoare de intrare ecranate sau adaptoare izolate galvanic;

c)izolarea intrărilor binare prin opto-cuploare

d)alimentarea circuitelor electronice interne prin convertoare Vcc/Vcc;

e)utilizarea de regulă, a releelor electromagnetice de execuţie (ieşiri binare);

f)utilizarea, de regulă, a interfeţelor de comunicaţie optice.

VI.7 Cerinţe tehnice impuse elementelor componente ale sistemului de circuite secundare

Art. 50

De regulă, specificaţiile tehnice pentru achiziţionarea echipamentelor componente ale sistemului de circuite secundare cuprinse în caietele de sarcini, trebuie să conţină următoarele date:

a)structura sistemului;

b)funcţiile specifice care trebuie îndeplinite pentru fiecare subsistem;

c)normele tehnice şi de calitate care se impun a fi respectate;

d)cerinţele tehnice, mecanice, constructive impuse echipamentelor;

e)cerinţe privind asigurarea compatibilităţii electromagnetice impuse atât echipamentelor componente, cât şi subsistemelor şi sistemului;

f)cerinţe de interfaţă ale sistemului cu echipamentele primare, serviciile proprii şi cu celelalte sisteme din staţie;

g)condiţii de mediu;

h)cerinţe privind performanţele;

i)cerinţe privind testele;

j)cerinţe de exploatare;

k)cerinţe privind asigurarea calităţii;

l)cerinţe privind parametrizarea sistemului.

Art. 51

În caiete de sarcini trebuie să se specifice că sistemele de circuite secundare (ca şi subsistemele) se vor testa în fabrica furnizorului.

Art. 52

Se recomandă ca certificatul de teste (probe) eliberat de furnizor să fie avizat de un laborator consacrat altul decât al furnizorului.

Art. 53. - Stabilirea volumului şi definirea funcţiilor sistemului de circuite secundare şi ale subsistemelor componente se vor face atât pentru fiecare circuit primar (celulă) al staţiei electrice, cât şi pentru ansamblul sistemului, în conformitate cu prevederile specifice din vol. II şi III ale normativului.

Art. 54

Pentru realizarea sistemului de circuite secundare pentru staţiile electrice se vor utiliza, de regulă echipamente numerice, integrate în sisteme ierarhizate de conducere şi protecţie.

Art. 55. - De regulă, echipamentele numerice vor fi prevăzute cu funcţii multiple, de conducere şi/sau protecţie, de supraveghere automată, testare automată, înregistrare perturbaţii şi evenimente/funcţionări.

Art. 56. - Toate echipamentele componente ale sistemului de circuite secundare trebuie să permită atât semnalizarea optică locală (pe echipament) cu posibilitatea de anulare locală a semnalelor autoreţinute, cât şi transmiterea la echipamentele centrale cu funcţii de semnalizare şi înregistrare.

Art. 57

Echipamentele numerice trebuie prevăzute cu interfeţele necesare, pentru dialogul direct local cu operatorul cât şi pentru dialogul la distanţă cu nivelul superior de conducere.

VI. 8 Cerinţe de calitate/performanţă impuse sistemului de circuite secundare

Art. 58

Sistemul de circuite secundare trebuie să îndeplinească cerinţele de calitate / performanţă privind:

a)fiabilitate;

b)disponibilitate;

c)securitate;

d)integritatea datelor;

e)extensibilitate;

f)parametrii de comunicaţie.

Art. 59. - (1) Fiabilitatea este definită ca măsura aptitudinii unui echipament sau sistem de a îndeplini o funcţiune cerută, în condiţiile date, într-un timp dat, exprimată printr-o valoare de probabilitate pe baza datelor de defect şi a duratei de funcţionare.

(2)Fiabilitatea unui sistem de circuite secundare este exprimată, prin intermediul timpilor de bună funcţionare, în ore (MTBF) şi poate fi calculată pornind de la indicatori privind elementele individuale ale sistemului.

(3)Fiabilitatea unui sistem depinde de factorii următori:

a)fiabilitatea hardware-ului şi a software-ului;

b)configuraţia sistemului.

(4)Fiabilitatea sistemului global şi fiabilităţile parţiale ale anumitor părţi componente specifice ale sistemului de circuite secundare se determină plecând de la valorile de fiabilitate ale elementelor individuale ale sistemului, determinate prin încercări de către furnizor. Aceste valori se verifică apoi în exploatare, comparându-le cu performanţele reale observate în timpul unei perioade de încercare date. Începutul şi durata perioadei de încercare trebuie să fie convenite între furnizor şi utilizator, excluzând perioada iniţială de defectare. De asemenea, beneficiarul trebuie să cunoască procedeele şi aparatajul de testare care au fost utilizate la determinarea acestor valori.

(5)Se recomandă ca furnizorul echipamentului să prezinte la cerere datele privind distribuţia defectărilor pentru toate componentele, ansamblurile şi elementele care, în caz de defect, ar putea provoca pierderea unei funcţiuni sau proasta funcţionare a sistemului.

(6)Modurile de defectare şi efectele defectelor asupra performanţelor sistemului trebuie să fie analizate de către furnizor şi rezultatele trebuie să fie prezentate la cerere.

(7)Cerinţele de performanţă sunt diferite prin clasele de fiabilitate prezentate în Tabelul 2, valorile date se referă şi la fiabilitatea elementelor sistemului global.

Tabelul 2. Clase de fiabilitate

Clase de fiabilitate	MTBF
R1	22000 h
R2	24000 h
dR3	28780 h

(8)De regulă, cerinţele privind fiabilitatea sistemelor se vor referi la încadrarea în clasa R3.

Art. 60

(1)Disponibilitatea unui element al unui sistem reprezintă capacitatea sa de a îndeplini funcţiunea cerută în orice moment dat.

a)Disponibilitatea sistemelor secundare depinde de :

–concepţie;

–proiectare:

–construcţie şi punere în funcţiune;

–calitatea echipamentului – componente hardware şi software

–obiectul şi felul redundanţei;

–mentenanţă şi autosupraveghere;

–rezistenţă la teste deosebit de severe

–protecţie împotriva perturbaţiilor electromagnetice;

–condiţii de mediu.

(2)Disponibilitatea este exprimată printr-o cifră de probabilitate care se referă la funcţionarea într- un moment dat, prin opoziţie cu fiabilitatea care se referă la funcţionarea într-o perioadă dată.

MTBF

!image

Ap = x 100%

(MTBF + MTTR)

unde :

Ap - disponibilitatea prevăzută:

MTTR - durata medie de defect;

MTBF - durata medie de bună funcţionare.

(3)Se recomandă ca urmările incapacităţii elementelor sau funcţiunilor individuale ale sistemului privind disponibilitatea totală a sistemului, precum şi efectul mentenanţei preventive prevăzute să facă obiectul unui acord între furnizor şi utilizator.

(4)Disponibilitatea sistemului va fi precizată prin încadrarea într-o clasă de disponibilitate

b)Clase de disponibilitate

(5)Clasele de disponibilitate prezentate în Tabelul 3 se referă la disponibilitatea elementelor sistemului global.

Tabelul 3. Clase de disponibilitate

Clase de disponibilitate	Disponibilitate A
A1	A 2 99,00%
A2	A 2 99,75%
A3	A 2 99,95%

(6)De regulă, disponibilitatea SCP trebuie să fie încadrată în clasa A3.

Art. 61. - (1) Mentenabilitatea este aptitudinea unui sistem sau echipament, în condiţii date de utilizare, după detectarea unui defect, de a fi repus în perfectă stare de funcţionare şi de a suporta operaţiuni de mentenanţă în timpul funcţionării normale.

(2)Mentenabilitatea, depinde în special de posibilităţile pentru întreţinere şi de posibilităţile de diagnostic furnizate de sistem sau echipament.

(3)Mentenabilitatea este exprimată prin durata medie de defect în ore (MTTR), care este obţinută prin însumarea componentelor următoare:

a)timp administrativ: perioada de timp între detectarea unei defecţiuni şi anunţarea serviciului de mentenenţă;

b)timp de transport: perioada de timp între anunţarea serviciului de mentenanţă şi sosirea la faţa locului a personalului de mentenanţă cu echipament necesar;

c)timp mediu de reparaţie (MRT): durata medie necesară personalului de mentenanţă calificat odată ajuns la faţa locului, dotat cu piese de schimb şi cu echipament de încercare recomandat, pentru a diagnostica, a repara şi a încerca echipamentul reparat.

(4)MTTR, aşa cum a fost definit mai sus, dar fără timpul administrativ, este semnificativ doar în cazul sistemelor de circuite secundare şi echipamentelor de protecţie şi conducere a căror mentenanţă este asigurată de furnizor. Pentru instalaţiile a căror mentenanţă este asigurată de utilizatorul însuşi, furnizorul are o influenţă doar în ceea ce priveşte timpii de reparare, timpul administrativ şi de transport depinzând de organizarea mentenanţei de către utilizator.

(5)Aptitudinea la întreţinere a unui echipament, ca o caracteristică de concepţie, trebuie să fie luată în consideraţie în timpul fazei iniţiale de concepţie şi de dezvoltare; este deci important ca exigenţele privind aptitudinea de întreţinere să fie stabilite înaintea redactării specificaţiilor echipamentului.

(6)Echipamentul, conform prezentului standard, trebuie să fie întreţinut de un personal calificat, în centrele de mentenanţă şi la locul de amplasare.

(7)Valorile MTTR date de furnizor trebuie să se bazeze pe statistici de mentenanţă disponibile.

(8)La cerere, furnizorul trebuie să dea lista echipamentului de încercare şi cantităţile pieselor de schimb considerate ca necesare pentru aceasta sau clasele de mentenabilitate acceptate. Cantitatea de piese de schimb va fi estimată ţinând cont de timpul necesar pentru repararea unei componente defecte (reparare la faţa locului/centrului de mentenanţă şi/sau în fabrică) şi pentru a-l repune în stare de funcţionare.

(9)Clase de mentenabilitate. Pentru a face diferenţa între durata medie de defect (MTTR) şi timpul mediu de reparare (MRT), s-au stabilit clasificări separate pentru cele două proprietăţi, conform Tabelelor 4 şi 5.

Tabelul 4. Clase de mentenabilitate

Clase de mentenabilitate	MTTR
M1	MTTR :S 36 h
M2	MTTR :S 24 h
M3	MTTR :S 12 h
M4	MTTR :S 6 h

(10)De regulă mentenabilitatea SCP trebuie să fie încadrată în clasa M4.

Tabelul 5. Clase de timp de reparare

Clase de timp de reparare	MRT
RT1	MRT :S24 h
RT2	MRT :S12 h
RT3	MRT :S 6 h
RT4	MRT :S 1 h

(11)De regulă timpul de reparare de Sistemele de conducere-protecţietrebuie să fie încadrat în clasa RT4.

Art. 62. - (1) Securitatea în funcţionare a unui sistem de conducere poate fi definită drept capacitatea acestuia de a evita punerea sistemului comandat într-o situaţie potenţial periculoasă sau instabilă. Maşinile de securitate trebuie să trateze consecinţele incidentelor care apar ca urmare a unei funcţionări defectuoase a echipamentului de conducere, a unor erori nedetectate, ale informaţiilor sau a prevederii acestora.

(2)Consecinţa unui incident poate depinde de starea reţelei electrice în momentul apariţiei acestuia; o situaţie periculoasă poate apărea la suprapunerea unui incident din sistemul de conducere cu o situaţie specială a reţelei electrice. În asemenea cazuri, probabilitatea apariţiei unei situaţii

periculoase este produsul dintre probabilitatea apariţiei unui defect şi probabilitatea apariţiei unei situaţii particulare în sistemul energetic respectiv, cu condiţia ca aceste evenimente să fie independente unul de altul.

Art. 63. - (1) Integritatea datelor este definită drept capacitatea de a nu altera conţinutul unei informaţii între sursa şi destinaţia sa. În sistemele de conducere, integritatea datelor se referă la probabilitatea de apariţie a erorilor nedetectate, care antrenează informaţii false despre stările reale ale procesului în sensul supravegherii sistemului sau acţiuni nedorite în sensul “comandării” sistemului.

(2)Clasele de integritate a datelor se prezintă sub forma limitelor superioare ale probabilităţilor de erori de informaţie nedetectabile, pe toată calea urmată de o informaţie de la sursa sa la destinaţie, acoperind achiziţia, prelucrarea, transmisia de date. Probabilităţile de erori iau în consideraţie probabilităţile de erori şi probabilitatea de pierderi reziduale de informaţii.

(3)Integritatea datelor furnizate şi utilizate de sistemele de conducere - protecţie se defineşte prin încadrarea în clase de integritate în funcţie de probabilitatea de eroare reziduală a informaţiei (IE).

Tabelul 6. Clase de integritate

Clasa de integritate	IE
Clasa I1	IE :S 10-6
Clasa I2	IE :S 10-10
Clasa I3	IE :S 10-14

(4)De regulă integritatea datelor transmise trebuie să fie încadrată în clasa I3.

Art. 64

(1)Parametrii de timp reprezintă performanţa sistemului de conducere cât şi transferul şi prelucrarea informaţiei pentru o aplicaţie anume în cadrul sistemului.

(2)De regulă sistemele de conducere-protecţie cel mai important parametru de timp este timpul de transfer total care reprezintă timpul necesar transferului informaţiei de la sursă la destinaţie.

(3)De asemenea, se recomandă să se ţină seama şi de alţi parametrii de timp:

a)timpul de transfer propriu:

b)timpul maxim şi mediu de transfer;

c)timpii de pornire şi de re-pornire;

d)timpul de discriminare;

e)timpul de rezoluţie;

f)timpul de suprimare;

g)timpul de achiziţie.

Art. 65. - Extensibilitatea unui sistem numeric de conducere-protecţie este caracteristica prin care se exprimă capacitatea unui sistem de a suporta extinderi sau modificări ulterioare. Gradul de extensibilitate al unui sistem poate fi evaluat după volumul de manoperă necesar pentru extindere sau modificare şi prin durata de indisponibilitate a sistemului (sau părţi ale sistemului) în timpul acestor etape. La evaluarea extensibilităţii sistemului trebuie luate în considerare următoarele aspecte:

a)extinderile trebuie să necesite un nivel minim de re-configurare a hardware-ului şi software-ului existent;

b)extinderile sau modificările nu trebuie să diminueze fiabilitatea, disponibilitatea şi securitatea sistemului;

c)durata indisponibilităţii sistemului pentru încercare şi pentru punerea în funcţiune trebuie să fie minimă.

VI. 9 Cerinţe privind sistemul informatic

Art. 66

Sistemul de circuite secundare (sistemele de comandă, control, protecţie şi automatizare) va fi asimilat ca sistem informatic.

Art. 67

Sistemul informatic trebuie să respecte SR ISO/CEI 27001 şi va cuprinde cel puţin următoarele cerinţe generale:

a)cerinţe de performanţă şi calitate fiabilitate, cu realizarea unor viteze mari de prelucrare a informaţiilor sau în comunicaţia proces-calculator;

b)cerinţe informaţionale:

–achiziţie, prelucrare, editare date etc;

–fiabilitaţi oferite de sisteme privind interpretarea autorizată şi în timp real a rezultatelor, editarea on-line sau off line a unor protocoale, interfaţa convenţională cu utilizatorul, protecţia de erori etc.;

–cerinţe de interfaţă ale sistemului de calcul în raport cu mediul (procesul) sau cu utilizatorul (operatorul);

–cerinţe şi restricţii cu caracter tehnic şi organizatoric în instalare şi exploatare; respectarea unor standarde pentru echipamente, asigurarea unei continuităţi în alimentarea cu energie electrică şi a unei frecvenţe constante etc.

–probabilitatea dezvoltării evolutive a sistemului informatic.

c)cerinţe privind securitatea sistemului:

–confidenţialitate (protecţia informaţiei);

–autentificare (control acces, securitate, acces de la distanţă);

–integritatea mesajului;

–detectarea intruşilor;

–securizare (dezafectare date acces furnizor);

–coordonare programe antiviruşi.

d)documentaţii necesare cu caracter general:

–licenţe;

–documentaţia de utilizare – exploatare şi documentaţia de întreţinere;

–specificaţia de testare;

–biblioteci/fişiere cu componentele software.

VI. 10 Cerinţe software

Art. 68

Funcţiile principale ale software-ul vor cuprinde, cel puţin următoarele:

a)urmărirea operativă;

b)alarmare operator;

c)gestionarea evenimentelor;

d)arhivare;

e)bilanţ energetic;

f)gestiunea energetică;

g)analiza post-avarie;

h)timpii de funcţionare.

i)simultaneitatea utilizării, sistemul facilitând lucrul în acelaşi timp pentru mai mulţi utilizatori şi execuţia mai multor lucrări pentru acelaşi utilizator;

j)eficienţă respectiv folosirea în mod optim a resurselor de care dispune;

k)partajarea şi protecţia, utilizatorii având posibilitatea să folosească în comun informaţiile prezente în sistem şi să comunice între ei în deplină siguranţă, în sensul evitării accesului ne-autorizat şi al alterării intenţionate sau accidentale a informaţiilor;

l)fiabilitatea şi disponibilitatea, sistemul evitând golurile în funcţionare din cauza defectării uneia sau mai multe componente ale sale;

m)generalitate, flexibilitate şi extensibilitate, putând fi introduse în sistem noi componente soft fără eforturi de proiectare şi programare suplimentare, sistemul să fie adaptabil unui context specific şi programele să prezinte modularitate pe orizontală şi verticală;

n)transparenţă şi vizibilitate, permiţând utilizatorilor să obţină anumite informaţii care să-i ajute în obţinerea unei utilizări mai eficiente şi performante;

Art. 69. - Software-ul trebuie sa fie parte integrantă din furnitura sistemului şi trebuie să respecte cerinţele de performanţă şi trebuie să realizeze funcţiunile specifice sistemului în timp real, gestionarea comunicaţiilor locale şi la distanţă.

Art. 70. - Aplicaţiile software trebuie să fie de tip deschis, să nu utilizeze protocoale specifice proprietarului şi să aibă posibilitatea extinderii. De asemenea, pachetele software trebuie să conţină protecţie antivirus pentru scanări periodice (inclusiv actualizări), compatibilitatea cu aplicaţia de proces conţinând firewall de aplicaţie compatibil cu aplicaţia de proces.

Art. 71. - Aplicaţiile software trebuie să permită accesul utilizatorilor prin intermediul parolelor personalizate, să blocheze accesul după introducerea greşită a parolei după un număr stabilit de încercări, să detecteze şi să blocheze accesul neautorizat precum şi posibilitatea dezactivării parolelor introduse de furnizor/fabricant.

Art. 72

Aplicaţiile software trebuie să fie livrate cu licenţă, kituri de instalare precum şi manuale de utilizare.

Art. 73. - Se recomanda ca software-ul să fie modular, cu facilităţi de auto-verificare şi autodiagnoză pentru depistarea şi semnalizarea erorilor software şi a autodefectării. De asemenea este necesar ca software-ul să poată permite schimbul de informaţii cu alte sisteme existente din cadrul reţelei în care va fi implementat.

Art. 74. - De asemenea furnizorul de software va livra procedura si programele necesare pentru realizarea de backup şi restaurarea a sistemului în caz de defect a acestuia. Sistemul software va fi compatibil cu sistemul hardware.

VI. 11 Cerinţe hardware

Art. 75

Sistemul hardware va fi performant, de tip deschis şi va permite viitoarele extinderii.

Art. 76

Sistemul hardware va fi alcătuit în principal din:

a)unităţi centrale;

b)interfeţe de comunicare;

c)interfeţe de alimentare;

d)suport de comunicaţie;

e)periferice.

Art. 77

Sistemul hardware va fi compatibil cu sistemul software.

Art. 78

Fabricantul va garanta sistemul hardware.

VI. 12 Cerinţe privind managementul calităţii, protecţiei mediului, sănătăţii şi securităţii ocupaţionale

Art. 79. - În cerinţele de proiectare este necesar a se solicita ca producătorul, furnizorul sau importatorul (reprezentanţii autorizaţi ai acestuia) să asigure, să garanteze şi să declare că echipamentele de control-protecţie-automatizare livrate şi serviciile prestate împreună cu acestea nu periclitează viaţa, sănătatea, securitatea muncii şi protecţia mediului, în situaţia în care sunt instalate, utilizate, întreţinute, după caz, conform destinaţiei şi documentelor normative aplicabile.

Art. 80. - Produsele şi echipamentele livrate trebuie să corespundă cerinţelor pentru acordarea mărcii CE, conform cu ordonanţa nr.20 din 18 august 2010 privind stabilirea unor măsuri pentru aplicarea unitară a legislaţiei Uniunii Europene care armonizează condiţiile de comercializare a produselor.

Art. 81

Se vor respecta prevederile din legislaţia din România:

a)- HG 1022/2002 privind regimul produselor si serviciilor care pot pune în pericol, viaţa, sănătatea, securitatea muncii şi protecţia mediului;

b)- HG 1028/2006 privind cerinţele minime de securitate şi sănătate în muncă

c)referitoare la utilizarea echipamentelor cu ecran de vizualizare;

d)- HG nr.1136/2006 privind cerinţele minime de securitate şi sănătate referitoare la expunerea lucrătorilor la riscuri generate de câmpuri electromagnetice;

e)- HG nr.1146/2006 privind cerinţele minime de securitate şi sănătate pentru utilizarea în muncă de către lucrători a echipamentelor de munca.

Art. 82. - Sistemul de managementul calităţii al producătorilor de echipamente şi al furnizorilor de servicii implicaţi în realizarea sistemului de circuite secundare trebuie să corespundă cerinţelor standardului ISO 9001-2008. Executantului i se va solicita încă din faza de proiectare realizarea lucrărilor în conformitate cu planul calităţii şi alte documente impuse de Inspectoratul de Stat în Construcţii, respectarea prevederilor Legii nr. 10/1995 privind „calitatea în construcţii”, ale Legii nr. 50/1991 modificată de Legea 453/2001 privind „autorizarea executării lucrărilor de construcţii şi unele măsuri pentru realizarea locuinţelor” şi a altor prevederi şi acte normative în vigoare. Planul calităţii se va elabora conform SR ISO 10005:2007.

Capitolul VIICerin'e tehnice privind performan'e pentru componentele sistemului de circuite secundare

Art. 83

Cerinţe de performanţă pentru principalele componente ale sistemelor de circuite secundare se vor considera în conformitate cu ediţia în vigoare a următoarele norme tehnice:

a)/Vol. II pentru sisteme de conducere;

b)/Vol.III pentru sisteme de protecţie;

c)PE 112 pentru sisteme de alimentare in curent continuu;

d)PE 111/8 pentru sistemele de alimentare în curent alternativ;

e)NTE 002/03/00 pentru verificări, teste şi probe;

f)NP 086 pentru sistemele de prevenire şi stingere a incendiilor;

g)NT 007 pentru gospodării de cabluri;

h)SR EN 61140 pentru instalaţii de legare la pământ;

i)SR EN 60870-2-1

SR EN 61000 pentru compatibilitate electromagnetică;

j)PE 601 pentru sisteme de telecomunicaţii;

k)SR EN ISO 9001 pentru managementul calităţii;

l)SR OH SAS 18001

Legea 319/2006 pentru securitatea şi sănătatea în muncă.

Capitolul VIIIDocumenta'ia tehnică, pentru sistemele de circuite secundare, înregistrarea ,i raportarea evenimentelor

Art. 84

(1)Fiecare staţie electrică trebuie să aibă o arhivă tehnică în care trebuie să se afle, în principal următoarea documentaţie tehnică:

a)Documentaţia de proiectare faza „as-built”pentru circuitele secundare.

b)Documentaţia tehnică a sistemului de conducere - protecţie:

(2)Documentaţia finală a furniturii sistemului de conducere - protecţie trebuie să cuprindă desenele şi specificaţiile de echipamente în concordanţă cu specificaţiile tehnice din caietele de sarcini, cu standardele aplicabile, cu procesele verbale de punere în funcţiune a sistemului:

a)scheme desfăşurate;

b)şiruri de cleme;

c)lista componentelor;

d)amplasarea echipamentelor;

e)lista cablurilor;

f)lista semnalelor;

g)scheme logice ale unităţilor centrale şi unităţilor pe celule;

h)certificate de probe;

i)copii back-up pentru software de aplicaţie, programe de parametrizare şi setare în formă electronică (pentru etapa iniţială şi up-date);

j)instrucţiuni, manuale de exploatare a elementelor componente şi a sistemului existent;

k)(Toate documentele trebuie să fie livrate în limba română şi autentificată (prin semnături şi ştampilă ale furnizorului).

l)rapoartele lucrărilor de mentenanţă.

(3)Toate modificările şi schimbările survenite în instalaţii trebuie să fie consemnate în documente, astfel încât cartea tehnică a instalaţiei să fie menţinută în permanenţă la zi.

Anexa nr. 2

NORMĂ TEHNICĂ PENTRU PROIECTAREA SISTEMELOR DE CIRCUITE SECUNDARE ALE STAŢIILOR ELECTRICE NTE 011/12/00

VOLUMUL II SISTEME DE CONDUCERE

PREAMBUL

Normativul este organizat pe trei parţi, şi anume:

Volumul I – „Prevederi generale” – care cuprinde domeniul de aplicare şi prevederile comune diverselor sisteme de circuite secundare.

Capitolul IFuncţiunile sistemelor numerice de conducere

Art. 1

Funcţiunile sistemelor de conducere sunt organizate pe trei niveluri principale:

a)funcţiuni de aplicaţie, reprezentate prin totalitatea funcţiunilor care acoperă necesităţile de conducere ale procesului tehnologic;

b)funcţiuni de prelucrare operaţională, care cuprind funcţiunile de prezentare a informaţiilor prin intermediul echipamentului operator;

c)funcţiuni de transmisie a datelor.

Art. 2

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

a)echipament de conducere care realizează funcţiunile de achiziţie a informaţiilor (intrări) şi emitere a comenzilor (ieşiri);

b)echipament terminale, care realizează prelucrarea informaţiilor şi funcţiile de comunicaţie;

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

I.1 Funcţiuni de aplicaţie

Art. 3

Funcţiunile de aplicaţie sunt următoarele:

a)funcţiuni de bază;

b)funcţiuni de prelucrare extinse.

I.1.1 Funcţiuni de bază

Art. 4. - Funcţiunile de bază au în vedere toate tipurile de informaţii provenind sau având ca destinaţie procesul energetic sau operatorul. Informaţiile rezultate în urma realizării funcţiunilor de bază nu sunt modificate de prelucrările pe care le efectuează sistemul de conducere.

Comanda întreruptoarelor

Art. 5

Schemele de comandă ale întreruptoarelor trebuie să realizeze următoarele funcţiuni:

a)blocarea comenzilor sau declanşarea întreruptoarelor (cu posibilitatea de alegere) în funcţie de regimul impus de reglajele treptelor de dispecer);

b)posibilitatea efectuării atât a comenzii manuale, cât şi a celei automate (de exemplu: RAR, AAR etc.) sau a declanşării prin protecţie;

c)informarea, prin semnal diferenţiat, asupra comutărilor care au loc în urma comenzii voite, de cele care au loc în urma unei comenzi prin RAR, AAR sau a declanşării prin protecţie;

d)posibilitatea selecţiei modului de comandă a întreruptorului Local/Anulat/Distanţă;

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

f)blocarea comenzilor în situaţia în care unul sau mai mulţi parametri tehnologici sunt ieşiţi din limitele normale de funcţionare;

g)informarea, la nivel de interfaţă prin contacte libere de potenţial, asupra poziţiei (închis/deschis/declanşat), modului de comandă selectat şi stării parametrilor tehnologici;

h)blocarea comenzilor sau declanşarea întreruptoarelor (cu posibilitatea de alegere) în funcţie de regimul impus de reglajele DEN sau DET.

Comanda separatoarelor

Art. 6

Schemele de comandă ale separatoarelor trebuie să realizeze următoarele funcţiuni:

a)posibilitatea selecţiei modului de comandă a separatorului Local / 0 / Distanţă;

b)comanda separatoarelor de la distanţă se va prevedea, de regulă, la tensiuni de 110 kV şi mai mari

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

d)informarea, la nivel de interfaţă prin contacte libere de potenţial, asupra poziţiei (închis/deschis), modului de comandă selectat şi stării parametrilor tehnologici.

Interblocări

Art. 7

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

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

b)blocare (prezenţa acestui semnal interzice executarea comenzii de declanşare / deschidere).

Interblocajele se vor realiza pe două niveluri: interblocajele pe celulă şi interblocaje pe staţie.

Art. 8

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

a)accidente de muncă prin vătămarea corporală a personalului de exploatare;

b)deteriorarea echipamentelor şi aparatelor tehnologice electrice sau de automatizare;

c)trecerea instalaţiei într-un regim nepermis de funcţionare;

d)indisponibilităţi ale echipamentelor;

e)întreruperi în alimentarea cu energie electrică a consumatorilor.

Art. 9

(1)Interblocajele pot fi mecanice, pneumatice sau electromagnetice şi cu posibilitatea de interblocaje software.

(2)În cazul adoptării interblocajelor de tip electromagnetic sau pneumatic, circuitele se vor proiecta astfel, încât la dispariţia agentului de blocare (curent operativ, aer comprimat etc.) aparatele să fie blocate în poziţia în care se găsesc.

Art. 10

Principalele interblocări sunt:

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

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

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

d)semnalul: întreruptorul cuplei de transfer deschis;

e)în cazul separatoarelor care au cuţite de legare la pământ, cuţitul de legare la pământ va avea ca permisie de închidere semnalul: cuţitele principale deschise; aceasta permisie se realizează, de regulă, şi mecanic;

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

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

Art. 11. - În cazul sistemelor de bare colectoare multiple, se va face, de regulă, blocarea deconectării voite a întreruptorului unei cuple transversale, dacă cele două separatoare de bare ale unui alt circuit racordat la barele respective sunt închise.

Art. 12

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

electromagnetice sau mecanice, eventual cu posibilitatea semnalizării prezenţei tensiunii.

Art. 13. - (1) Schemele de interblocare trebuie să permită anularea interblocajelor pentru operaţiuni de reparare / întreţinere sau manevre în condiţii speciale. Pentru selecţia modului de funcţionare cu / fără interblocaje vor fi prevăzute la nivel local selectoare hardware şi la nivel central selectoare software.

(2)Interblocajele de la nivelul celulei trebuie să rămână funcţionale şi în cazul indisponibilităţii comunicaţiei între nivelul local şi nivelul central.

Art. 14

Schemele de interblocare verifică existenţa condiţiilor de interblocare (de ex. prin funcţia de testare automată a echipamentului de conducere).

Măsurări

Art. 15. - (1) Conectarea aparatelor de măsurare la transformatoarele de măsură se poate realiza direct sau prin intermediul traductoarelor, în cazul în care aparatele de măsurare nu permit conectarea directă.

(2)În cazul echipamentelor numerice de conducere, conectarea la înfăşurarea transformatoarelor de măsură se va face, de regulă, direct.

(3)Se va verifica condiţia ca supracurentul maxim de scurtă durată admisibil al aparatului de măsurare (analogic sau numeric) să fie mai mare decât curentul maxim din secundarul de măsură al transformatorului de curent.

Măsurarea intensităţii curentului

Art. 16

În instalaţiile din staţiile electrice măsurarea intensităţii curentului se va face în următoarele circuite:

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

b)în circuitele cuplelor dintre sistemele de bare colectoare;

c)în circuitele motoarelor electrice având puteri de 40 kW şi mai mari;

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

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

Art. 17

Se recomandă înregistrarea curenţilor pe legăturile la pământ ale bobinelor de stingere în reţelele de medie tensiune.

Art. 18

(1)Măsurarea intensităţii curentului se efectuează, de regulă, pe o singură fază.

(2)Intensitatea curentului trebuie măsurată pe toate fazele la generatoarele cu puteri de peste 2500 kVA şi în circuitele ce pot funcţiona timp îndelungat cu sarcini inegale pe faze (cum este

cazul liniilor de înaltă tensiune, la care este prevăzută posibilitatea funcţionării îndelungate în două faze a liniilor de alimentare a consumatorilor cu sarcini mari monofazate).

Măsurarea tensiunii

Art. 19

Tensiunea se va măsura în următoarele puncte:

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

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

h)la circuitele pentru care se face verificarea sincronismului la anclanşare;

i)la tablourile de distribuţie care alimentează consumatori importanţi (se admite înlocuirea măsurării tensiunii printr-o semnalizare optică a prezenţei tensiunii).

Art. 20. - (1) În cazul circuitelor trifazate la care sunt racordaţi consumatori cu sarcini monofazate importante, ce conduc la asimetrii pronunţate de sarcini, tensiunea trebuie măsurată pe fiecare fază şi respectiv, între faze.

(2)Pentru controlul izolaţiei în reţelele cu neutrul izolat sau tratat prin bobină de stingere, tensiunea se va măsura între fiecare fază şi pământ.

(3)În cazul staţiilor electrice de înaltă tensiune (110 ÷ 400 kV) este recomandată înregistrarea tensiunii pentru fiecare sistem, respectiv secţie de bare colectoare.

Măsurarea puterii active

Art. 21

Măsurarea puterii active se va efectua astfel:

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

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

c)la circuitele liniilor de medie tensiune din staţiile electrice ale reţelei de distribuţie.

Art. 22

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

a)circuitele generatoarelor cu puteri peste 25 MW inclusiv;

b)circuitele liniilor interconectate de 400 kV şi 220 kV.

Măsurarea puterii reactive

Art. 23

Măsurarea puterii reactive se va efectua astfel:

a)la circuitele generatoarelor şi compensatoarelor sincrone cu puteri peste 2 MVA;

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

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

Art. 24

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

a)circuitele generatoarelor şi compensatoarelor sincrone cu puteri peste 25 MVA inclusiv;

b)circuitele liniilor interconectate de 400 kV şi 220 kV.

Măsurarea energiei electrice

Art. 25. - (1) Măsurarea energiei electrice pentru evidenţă tehnică se realizează prin activarea funcţiilor de integrare în timp a puterilor active şi reactive, primite şi cedate pe circuitele fiecărui nivel de tensiune.

(2)Pentru contorizare se vor utiliza curenţii electrici şi tensiunile celor 3 faze.

(3)Exactitatea de calcul va fi cel puţin echivalentă cu clasa 0.5S pentru energia activă şi 1 pentru energia reactivă.

Măsurarea frecvenţei

Art. 26

Măsurarea frecvenţei se va face, de regulă, la instalaţiile în care:

a)pot apărea în mod normal sau accidental părţi funcţionând la frecvenţe diferite;

b)este necesar să se acţioneze în direcţia punerii în paralel (verificarea sincronismului la anclanşare) a părţilor posibil să funcţioneze la frecvenţe diferite.

Instalaţii de verificare a sincronismului la anclanşare

Art. 27. - (1) Verificarea sincronismului (lipsei tensiunii) la anclanşare este necesară în nodurile reţelelor în care poate apărea necesitatea punerii în paralel a două părţi ale sistemului energetic care au posibilitatea să nu fie sincronizate între ele.

(2)În nodurile importante de sistem în care poate apărea această situaţie se vor prevedea instalaţii de verificare automată a sincronismului (lipsei tensiunii) la anclanşare.

(3)Verificarea sincronismului va asigura verificarea următoarelor criterii (separat sau în combinaţie):

a)tensiunea pe linie;

b)tensiunea pe bare;

c)tensiunile pe linie şi pe bare, diferenţa de unghi, diferenţa de modul şi diferenţa de frecvenţă.

Semnalizări preventive

Art. 28. - Semnalizarea preventivă are ca scop avertizarea optică şi acustică a personalului de exploatare de abaterea de la regimul normal de funcţionare, abatere ce poate conduce în timp la situaţii anormale sau periculoase (suprasarcină la transformatoare, lipsă tensiune operativă, presiune scăzută pentru mediul de stingere al întreruptoarelor etc).

Semnalizări de incident

Art. 29. - Semnalizările de incident se fac în scopul avertizării optice şi acustice la atingerea limitei domeniului de funcţionare periculoasă, la care, de regulă, acţionează protecţia (prin declanşări de întreruptoare)

Semnalizări de poziţie

Art. 30

Semnalizarea de poziţie trebuie să diferenţieze optic următoarele situaţii ale unui aparat de conectare:

a)poziţia conectat / închis;

b)poziţia deconectat / deschis;

c)poziţia declanşat sau anclanşat necomandată voit.

Acest din urmă semnal anunţă comutările care au avut loc în urma unor comenzi prin protecţie şi dacă au fost prevăzute automatizări AAR, RAR.

I.1.2 Funcţiuni de prelucrare extinse

Art. 31

Funcţiunile de prelucrare extinse constau în prelucrarea informaţiilor rezultate din realizarea funcţiunilor de bază.

Art. 32

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

a)indicarea depăşirii limitelor;

b)interpretarea alarmelor;

c)afişarea stărilor anormale;

d)afişarea de valori de măsură însumate;

e)estimarea stării în timp real;

f)proceduri de localizare a defectelor;

g)înregistrarea evenimentelor în timp real în vederea analizei ulterioare;

h)reglajul tensiunii;

i)gestiunea energiei;

j)analiza de siguranţă;

k)afişarea de valori integrate;

l)gestiunea energiei pe termen scurt;

m)deconectarea şi reconectarea automată a sarcinilor.

I.2 Funcţiuni de prelucrare operaţională

Art. 33

Funcţiunile de prelucrare operaţională asigură achiziţia corectă a informaţiilor şi reprezentarea acestora într-o formă corespunzătoare prin intermediul echipamentului operator.

Art. 34

Funcţiunile de prelucrare operaţională principale suni următoarele:

a)adaptarea semnalelor de intrare / ieşire la procesul condus şi la echipamentul operator;

b)suprimarea vibraţiei contactelor;

c)detectarea informaţiilor corespunzătoare unor stări anormale;

d)verificarea limitelor;

e)controale de plauzibilitate;

f)validarea informaţiilor incrementale;

g)stabilirea scării valorilor măsurate;

h)însumări şi alte operaţii aritmetice;

i)prelucrări de date în vederea reducerii volumului de date care se transmit prin echipamentul de telecomunicaţie.

I.3 Volumul informatic

Art. 35

(1)Volumul informatic reprezintă totalitatea informaţiilor necesare pentru conducerea operativă a unei staţii electrice.

(2)Volumul informatic trebuie să asigure realizarea funcţiunilor necesare staţiei electrice în regim normal, de incident şi de revenire la situaţia normală.

Art. 36

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

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

b)comenzi: Q0, Q1, Q2, Q9, Q8, Q51, Q52, …, poziţie comutator de ploturi, În funcţie/Anulat: RAR, Teleprotecţie (TP), Verificare Sincronism (VS);

c)semnalizări: poziţie echipamente primare, poziţie comutator ploturi, plot max./min., poziţie între ploturi, defect comutator ploturi, În funcţie/Anulat: RAR, TP, VS, acţionat protecţia (instantaneu, temporizat), acţionat protecţii tehnologice unităţi AT, TR, acţionat PDB1, 2, DRRI 1, 2, DASf, Foc în staţie, Efracţie, Echipament SCADA defect, etc.

Art. 37

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

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

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

c)semnalizări: poziţie echipamente primare până la 110 kV inclusiv, poziţie comutator ploturi, plot max./min., poziţie între ploturi, defect pentru AT, TR, RAR, TP, VS, funcţionat protecţie prin relee (distanţă, diferenţială longitudinală, etc), acţionat protecţii

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

d)semnale de stare a surselor de cc si ca

e)semnale de stare ale terminalelor numerice

Art. 38. - (1) Staţiile electrice ale căror soluţie de conducere se bazează pe un sistem numeric care include staţie de lucru la distanţă (Remote Work Station), vor fi conduse de la Centrul de Telecomandă CT (CTSI). Vor fi comandate şi supravegheate toate echipamentele comandabile şi vizibile, de la toate nivelurile de tensiune inclusiv serviciile proprii. Va fi prevăzută posibilitatea selecţiei conducerii staţiei de la distanţă sau local, în aceleaşi condiţii si cu aceleaşi funcţii disponibile.

(2)Comanda echipamentelor de la CT (CTSI) se bazează pe următoarele informaţii:

a)măsurări:

–pe bare: 3 x U linie, 3 x U fază, f bare;

–pe linii, cuple, unităţi trafo: 3 x U linie, P trifazat, Q trifazat;

–I: L1 (R), L2 (S), L3 (T) pentru toate elementele;

–6xU (la TT din linie), P trifazat, Q trifazat, f linii.

b)comenzi:

–Q0, Q1, Q2, Q9, Q8, Q51, Q52, …, până la 110 kV inclusiv, Q0 MT (şi debroşare), comutator ploturi AT, TR, instalaţie de răcire, În funcţie/Anulat: RAR, TP, VS, AAR 0.4kV şi MT, automatica Bobinei de Stingere, în funcţie / anulat PDB, DRRI, DASf, ş.a.;

–Q0 la PSI ca şi PSI cc.

c)semnalizări:

–poziţia echipamentelor primare toate nivelurile de tensiune;

–poziţie comutator ploturi, plot max/min, între ploturi;

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

–funcţionat protecţie prin relee (distanţă, diferenţială longitudinală etc), acţionat protecţii tehnologice pe AT/TR, în funcţie / anulat PDB, DRRI, DASf, alte automatizări de sistem;

–stare automatizări în funcţie / anulat.

Volumul de informaţii prezentat mai sus nu este limitativ, putând fi extins în funcţie de semnalele disponibile fiecărei aplicaţii în parte.

Art. 39

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

a)măsurări:

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

–pe linii, unităţi de transformare: Ur, Us, Ut, f;

–pe linii, unităţi de transformare: Ir, Is, It;

–pe linii, unităţi de transformare: P trifazat, Q trifazat.

b)comenzi:

–Q0, Q1, Q2, Q9, Q8, Q51, Q52, …, până la 110 kV inclusiv, Q0 MT (şi debroşare), poziţie comutator ploturi TR, instalaţie de răcire, În funcţie/Anulat: RAR, TP, VS, AAR

0.4 kV şi MT, automatica BS ş.a.;

–Q0 la PSI ca şi PSI cc.

c)semnalizări:

–poziţia echipamentelor primare toate nivelurile de tensiune;

–poziţie comutator ploturi, plot max/min, între ploturi;

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

–funcţionat protecţie prin relee ( distanţă, diferenţială longitudinală, etc), acţionat protecţii tehnologice pe AT/TR, în funcţie / anulat PDB, DRRI, DASf, în funcţie/anulat automatizări de sistem.

I.4 Specificarea funcţiunilor tip ale sistemului de conducere

Art. 40

Informaţiile de supraveghere (intrări) achiziţionate la nivelul interfeţei sunt:

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

b)informaţii de semnalizare dublă cu sau fără achiziţia stărilor intermediare, pentru: întreruptoare, separatoare etc.;

c)valori integrate, pentru gestiunea energiei electrice;

d)informaţii incrementale, pentru valori de intensitate etc;

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

f)alarme comune, derivate din informaţiile numerice sau analogice;

g)informaţii referitoare Ia sistemul de conducere însuşi, de exemplu, alarme: în caz de erori de transmisie, alarme indicând o defecţiune a echipamentului etc.;

h)alte tipuri de informaţii.

Art. 41

Prezentarea informaţiilor cuprinde:

a)informaţii de stare;

b)informaţii de semnalizare dublă cu sau fără indicarea stării intermediare;

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

d)afişarea analogică sau numerică a valorilor măsurate;

e)înregistrare de informaţii;

f)funcţiuni de stocare de date.

Art. 42

Comenzile generate la nivelul interfeţei sunt:

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

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

c)comenzi de reglaj - valori transmise echipamentului comandat;

d)comenzi de schimbare a poziţiei, pentru schimbarea stării echipamentului operaţional care are mai mult de două stări;

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

f)secvenţe de comenzi;

g)comenzi grupate - adresate mai multor echipamente;

h)comenzi referitoare la sistemul de conducere;

i)comenzi de interogare;

j)comenzi de verificare (destinate, de exemplu să se asigure de funcţionarea corecţia echipamentelor de conducere;

k)alte tipuri de informaţii.

Art. 43

Tipurile de ieşiri care realizează funcţia de comandă pot fi:

a)comenzi simple;

b)comenzi duble (închidere/deschidere);

c)comenzi de valori de reglaj cu sau fără indicarea valabilităţii şi cu sau fără memorare;

d)comenzi de schimbare a poziţiei.

Capitolul IIStructura sistemelor de conducere

II.1 Clasificarea structurilor sistemelor de conducere

Art. 44

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

a)structură centralizată, în care achiziţia datelor se realizează la o oarecare distanţă de circuitul primar, în apropierea unităţii centrale de prelucrare a datelor. Această structură

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

b)structură descentralizată, în care achiziţia datelor se realizează în apropierea echipamentului primar (celulei) prin echipamente, amplasate într-o cabină special amenajată şi care comunică la distanţă cu unitatea centrală. Acest echipament îşi poate îndeplini, funcţiunile de conducere a celulei, indiferent de starea funcţională a unităţii centrale.

Art. 45. - În comparaţie cu sistemele de conducere cu structură centralizată, sistemele cu structură descentralizată au avantajul că funcţionarea este independentă la nivelul celulei. Defectarea echipamentului central din camera de comandă nu influenţează major conducerea în ansamblu a staţiei.

Art. 46

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

a)nivelul 0 - reprezintă conducerea locală la nivel de echipament primar de comutaţie (întreruptor, separator) pentru modurile de operare de avarie şi de mentenanţă; operarea la acest nivel se realizează de la dispozitivele de acţionare ale echipamentelor primare de comutaţie prin generarea de comenzi aplicate echipamentelor respective; orice comandă emisă la nivelul 0 va fi realizată independent de orice alte condiţionări (cu excepţia interblocajelor proprii tehnologice), fără interblocaje software şi fără verificarea condiţiilor de sincronism în cazul întreruptoarelor;

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

c)nivelul 2 - reprezintă telecomanda şi supravegherea de la distanţă, atât de la staţia de lucru pentru operator din camera de comandă a staţiei, cât şi de la o staţie de lucru pentru operator dizlocată la distanţă, a oricărui echipament primar de comutaţie din cadrul staţiei; comenzile generate la nivelul 2 sunt cu/fără verificarea condiţiilor de sincronism şi cu/fără verificarea condiţiilor de interblocaje; nivelul 2 de conducere trebuie să fie asigurat cu totalitatea informaţiilor din staţie pentru conducerea în siguranţă a proceselor din cadrul staţiei electrice;

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

etc.

II.2 Alegerea structurii unui sistem de conducere

Art. 47

Structura unui sistem de conducere se stabileşte în funcţie de tipul reţelei, staţiei electrice şi a funcţiunilor dorite.

Art. 48. - Se recomandă alegerea unor structuri deschise care permit preluarea unor funcţiuni noi, extinderi ale configuraţiei reţelei, staţiei electrice şi poate asigura independenţa faţă de furnizorul echipamentelor.

Art. 49

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

a)domeniul de aplicare:

–conducerea unei staţii electrice de IT;

–conducerea unui PA/PT/ RED MT;

–conducerea unei staţii în gestiunea operatorului de transport sau în gestiunea operatorului de distribuţie;

b)dispoziţia constructivă, tipul staţiei electrice:

–dimensiunea;

–tipul (interioară/exterioară);

–mediul izolant (aer/SF6);

c)date tehnice referitoare la:

–echipamentele primare;

–structura circuitelor secundare (supraveghere, comandă, reglaj şi protecţie);

–gradul de dotare cu echipamente şi/sau sisteme de echipamente numerice;

d)modul de exploatare a staţiei

–cu personal permanent;

–fără personal permanent;

e)funcţiunile necesare;

f)performanţe:

–fiabilitate;

–disponibilitate;

–mentenabilitate;

–securitate etc.;

–volumul şi categoriile de informaţii necesar a fi transmise la centrul de conducere sau alţi utilizatori;

–posibilităţi de extindere;

–posibilităţile de interfaţă a echipamentelor de conducere cu procesul tehnologic;

g)costul preliminat pe durata de viaţă, incluzând:

–investiţia iniţială;

–instruire, şcolarizare, operare;

–întreţinere;

–costul avariilor;

h)solicitările specifice ale consumatorului (natura şi importanţa lor).

Capitolul IIIPărţi componente, interfeţe şi semnale ale sistemului de conducere, teleconducere

III.1 Părţi componente

Art. 50

Principalele echipamente sunt:

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

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

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

d)echipament terminal al circuitului de date (ETD);

e)echipamente de transmisie a datelor;

f)echipamente de alimentare cu energie electrică (surse de c.c. şi c.a., tablouri de distribuţie).

III.2 Interfeţe

Art. 51

În cadrul unui sistem de conducere se disting interfeţe între echipamentul de conducere şi:

a)echipamentele de proces;

b)echipamentele de achiziţie a datelor;

c)echipamentele de protecţie;

d)echipamentele operator (ecrane, tastaturi etc.);

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

III.3 Tipuri de informaţie

Art. 52. - (1) La interfeţe se prezintă două tipuri fundamentale de informaţii: numerice şi analogice. Cele doua tipuri de informaţii sunt transmise interfeţelor prin semnale care sunt în paralel, în serie sau sub formă independentă.

(2)Semnalele de intrare şi semnalele de ieşire pot fi de tipul numeric sau analogic.

III.3.1 Informaţii numerice

Art. 53

(1)Informaţiile numerice sunt utilizate pentru a caracteriza stările care variază în mod discret.

(2)Informaţia poate trece prin interfaţă în mod serial sau paralel.

Art. 54. - O informaţie de semnalizare simplă provine dintr-o sursă de informaţii binare de un bit, de exemplu, dintr-un contact de alarmă cu două stări determinate. Această informaţie este prezentă la interfaţă printr-un semnal binar independent.

Art. 55. - Anumite surse de informaţii de doi biţi, cum ar fi poziţia de întreruptor sau de separator, reprezintă informaţii de semnalizare duble. Ele sunt prezente la interfaţă printr-o pereche de semnale binare.

Art. 56. - Perechile de biţi 01 şi 10 caracterizează două stări determinate (DESCHIS/ÎNCHIS şi ÎNCHIS/DESCHIS), în timp ce perechile de biţi 00 şi 11 caracterizează două stări nedeterminate (DESCHIS/DESCHIS şi ÎNCHIS/ÎNCHIS), indicând fie o stare intermediara, fie o stare de defecţiune în circuit.

Art. 57

(1)Sursele de informaţii numerice care necesită informaţii codificate sunt, de exemplu, poziţii ale comutatoarelor de ploturi la transformatoare, comenzi de reglaj.

(2)Informaţiile codificate pot fi transmise prin semnale asociate sub formă serială sau paralelă.

III.3.2 Informaţii analogice

Art. 58

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

130 kV.

III.4 Interfaţa între echipamentul de conducere şi echipamentul de proces

Art. 59. - (1) Interfaţa între echipamentul de conducere şi echipamentul de proces este frontiera prin care trece informaţia între echipamentul de conducere şi echipamentul de proces în staţia electrică.

(2)Uzual, interfaţa de achiziţie a informaţiilor din proces este asociată fizic cu echipamentul de conducere. Informaţia este schimbată prin intermediul semnalelor binare şi analogice.

Art. 60

(1)Informaţia transmisă de la echipamentul de proces la echipamentul de conducere reprezintă intrarea. Informaţia transmisă în direcţie opusă reprezintă ieşirea.

(2)La dimensionarea echipamentelor de interfaţă cu procesul tehnologic trebuie luate în considerare următoarele categorii de semnale:

a)semnale de intrare binare;

b)semnale de ieşire binare;

c)semnale de intrare analogice;

d)semnale de ieşire analogice.

Art. 61. - Pentru optimizarea conexiunilor în cupru la nivelul staţiei electrice (minimizarea lungimii cablurilor, minimizarea lucrărilor de montaj) se poate avea în vedere dizlocarea la nivelul procesului (în apropierea întreruptorului, separatoarelor, transformatoarelor de măsură) a interfeţei de achiziţie a informaţiilor din proces.

III.4.1 Semnale de intrare binare

Art. 62

Semnale de intrare binare se împart în două categorii principale:

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

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

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

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

Art. 63

Pentru o funcţionare fiabilă, trebuie ca parametrii nominali (tensiune, sarcină admisibilă, timp de tranziţie, timp de achiziţie) ai componentelor buclei de achiziţie, să fie similari.

III.4.2 Semnale de ieşire binare

Art. 64

Semnalele de ieşire binare se împart în două categorii principale:

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

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

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

Art. 65

Pentru o funcţionare fiabilă, trebuie ca parametrii nominali (tensiune, sarcină admisibilă, timp de tranziţie, timp de achiziţie) ai componentelor buclei de comandă, să fie similari.

III.4.3 Semnale de intrare analogice

Art. 66. - (1) Semnalele analogice transmise de la echipamentul de proces la echipamentul de conducere sunt, de obicei, generate fie de surse de curent, fie de surse de tensiune. Este preferată sursa de curent.

(2)Este de preferat ca scanarea fiecărei intrări să nu introducă erori semnificative în informaţia analogică. În particular, valoarea impedanţei circuitului de intrare pentru semnalele în curent nu trebuie să fie schimbată în timpul scanării.

Art. 67

(1)Semnalele imagine ale mărimilor primare măsurate se obţin din secundarele de măsură ale transformatoarelor de măsură de curent şi de tensiune. Valorile acestor semnale sunt:

a)curent nominal al sursei de curent: 1 A sau 5 A, 50 Hz;

b)tensiunea nominală a sursei de tensiune 100/✓3 V, 50 Hz.

(2)În situaţia în care modulele de achiziţie nu suportă valorile de mai sus, se admite utilizarea traductoarelor necesare pentru mărimi analogice.

(3)La joasă tensiune valoarea nominală a semnalului analogic de intrare este 400/✓3 V, 50Hz.

III.4.4 Semnale de ieşire analogice

Art. 68

(1)Semnalele analogice transmise de la echipamentul de teleconducere la echipamentul de proces sunt în mod obişnuit generate fie de surse de curent, fie de surse de tensiune.

(2)Se recomandă sursa de curent.

(3)Exemplu de semnale analogice de ieşire sunt valorile de consemn pentru tensiune şi putere activă transmise instalaţiilor de generare.

III.5 Interfaţă între echipamentul de conducere şi echipamentele operator

Art. 69

Interfaţa între echipamentul de conducere şi echipamentele operator reprezintă frontiera prin care trece informaţia între operator şi echipamentul de conducere.

Art. 70

(1)Echipamentele operator pot fi împărţite în două clase, după forma semnalelor schimbate de-a lungul interfeţei, mergând spre echipamentul de conducere pentru un transfer de informaţie.

(2)Clasa A: informaţia este transmisă prin intermediul semnalelor de intrare/ieşire binare sau analogice; pentru această clasă sunt specifice aparate ca lămpi, întreruptoare, miliampermetre.

(3)Clasa B: informaţia este transmisă prin intermediul căilor de transmisie numerică paralel sau serial, Ethernet utilizând un protocol de comunicaţie standard; pentru această clasă sunt specifice echipamente ca imprimantele, ecranele de vizualizare etc

III.6 Interfaţă între echipamentul de conducere şi subsistemele de comunicaţie Art. 71. - Se vor lua în considerare două interfeţe diferite:

a)atunci când echipamentul terminal al circuitului de date (ETD) face parte integrantă din echipamentul de conducere (ETC) şi

b)atunci când nu face parte.

Art. 72

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

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

III.7 Interfaţă între echipamentul de conducere şi echipamentul terminal al circuitului de date (ETD)

Art. 73. - Interfaţă între echipamentul de conducere şi echipamentul terminal al circuitului de date (ETD) este necesară dacă echipamentul terminal al circuitului de date nu este furnizat ca parte integrantă a echipamentului de conducere.

Art. 74. - După recomandările ITU-T, circuitele de interconectare necesare între echipamentul de conducere şi ETD pentru transmisia de date binare, de semnale de comandă şi de ceas sunt numite circuite de joncţiune.

Art. 75. - Circuitul de joncţiune între echipamentul de teleconducere şi echipamentul terminal al circuitului de date trebuie să fie un subansamblu al circuitelor definite prin recomandarea ITU-T V.24.

Art. 76

(1)Caracteristicile electrice ale interfeţelor între echipamentul de conducere şi echipamentul terminal al circuitului de date sunt definite prin:

a)recomandarea ITU-T V.28 pentru circuitele de joncţiune dublă curent neechilibrat, dacă EDT-urile sunt în tehnologie de componente discrete;

b)recomandarea ITU-T V.10 pentru circuitele de joncţiune dublă curent neechilibrat, dacă ETD-urile sunt în tehnologie de circuite integrate;

c)recomandarea ITU-T V.11 pentru circuitele de joncţiune dublă curent echilibrat, dacă ETD-urile sunt în tehnologie de circuite integrate.

(2)Aceste recomandări definesc tensiunile circuitului deschis şi, în punctul de joncţiune, rezistenţele şi impedanţele asociate sursei şi sarcinii. Nivelurile de semnal, caracteristicile cablului între echipamentul de conducere şi ETD, viteza maximă de transmisie a datelor şi distanţa între ETC şi ETD pot fi determinate plecând de la informaţiile precedente.

Art. 77

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

Tabelul 1: Relaţia între distanţa fizică (ETD şi etc) şi viteza maximă de transmisie

Recomandare ITU-T	Distanţe [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

Art. 78. - Relaţia între recomandările ITU-T pentru funcţiunile şi caracteristicile electrice şi standarde ISO pentru racordurile mecanice este indicată în tabelul 2. Tabelul indică, de asemenea, standardele americane EIA corespunzătoare.

Tabelul 2: Standarde/recomandări ISO şi EIA pentru interfeţele etc/ETD

ITU-T		ISO	EIA
Funcţiuni	Caracteristici electrice	Conexiune	Funcţiuni	Caracteristici electrice	Funcţiuni
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 Interfaţă între echipamentul de conducere şi celelalte echipamente

Art. 79. - (1) Interfaţă între echipamentul de conducere şi celelalte echipamente reprezintă frontiera prin care trece informaţia între echipamentul de conducere şi alte echipamente de achiziţie, prelucrare, transmisie şi afişare a datelor (BCU, RTU, Gateway, servere, routere, GPS, imprimante, monitoare etc.).

(2)Echipamentele de prelucrare a datelor sunt în mod normal conectate prin intermediul unor interfeţe numerice paralele sau seriale.

III.8.1 Interfaţă serială

Art. 80

Specificaţiile fizice, electrice şi funcţionale trebuie să fie definite pentru următorii parametri principali:

a)număr (două sau patru fire) şi caracteristici ale conductorilor;

b)buclă de curent simplă sau dublă;

c)curent maxim, minim şi nominal;

d)valoare şi localizare a surselor de tensiune;

e)tensiune reziduală la emiţător şi receptor;

f)izolaţie galvanică;

g)distanţă între procesori;

h)viteză de transmisie şi protocol.

III.8.2 Interfaţă paralelă

Art. 81. - (1) Pentru necesităţi de transmisie de mare viteză şi atunci când echipamentul de conducere şi echipamentul de prelucrare a datelor sunt la distanţă relativ mică unul de altul, devine mai eficace comunicarea printr-o legătură paralelă.

(2)În acest caz, există mai multe posibilităţi de conexiuni, în funcţie de mijloacele disponibile pentru accesarea procesoarelor.

(3)Condiţiile fizice, electrice şi funcţionale trebuie să fie definite, de exemplu, pentru:

a)definirea interfeţei fizice;

b)nivelul de tensiune;

c)izolaţia galvanică şi localizarea alimentărilor;

d)viteza de transmisie şi protocoalele;

e)volumul de software de comunicaţie standard existent.

Capitolul IVPerformanţe

Art. 82. - Cerinţele de calitate / performanţă privind: fiabilitatea, disponibilitatea, securitatea, integritatea datelor, extensibilitatea, impuse sistemului de conducere sunt prezentate în vol. I, fiind comune circuitelor secundare realizate în tehnologie numerică. În continuare se vor preciza cerinţele pentru parametrii de timp şi exactitatea de măsurare, acestea fiind specifice sistemelor de conducere.

IV.1 Parametri de timp

IV.1.1 Consideraţii generale

Art. 83

(1)Parametri de timp sunt cei care se referă la performanţa sistemelor de conducere, ca şi la transferul şi prelucrarea informaţiei.

(2)Parametrul de timp cel mai important se referă la timpul necesar transferului informaţional de la sursă la destinaţie, denumit timp de transfer total.

(3)Timpul de transfer total este utilizat ca un factor de performanţă pentru sistemele de conducere, ca şi pentru o anumită aplicaţie.

Art. 84. - În general, timpul de transfer total este dat de suma timpilor necesari informaţiei pentru a traversa secţiunile individuale ale sistemului de conducere. El reflectă nu numai performanţa echipamentului, dar este influenţat şi de factori cum ar fi:

a)configuraţia reţelei de transmisie a datelor;

b)metodele de transmisie utilizate;

c)lărgimea benzii de transmisie a liniei;

d)funcţiunile de prelucrare în postul emiţător;

e)funcţiunile de prelucrare în postul receptor;

f)nivelul de zgomot pe linia de transmisie;

g)acumularea evenimentelor într-o perioadă de timp dată;

h)posibilităţi de prioritate oferite de protocolul de transmisie a datelor.

Art. 85

(1)Parametri de timp care caracterizează sistemul de conducere sunt:

a)timpul de transfer propriu;

b)timpul maxim şi mediu de transfer;

c)timpi de pornire şi de repornire.

(2)Diferitele tipuri de informaţii prezintă exigenţe diferite privind parametri de timp.

Art. 86

(1)Parametri de timp care caracterizează interfeţele de achiziţie sunt:

a)timpul de discriminare;

b)timpul de rezoluţie;

c)timpul de suprimare;

d)timpul de achiziţie.

(2)Parametri de timp care caracterizează interfeţele de achiziţie vor fi corelaţi cu timpii de reacţie / execuţie a comenzilor (timpi de închidere / deschidere contacte, timpi de acţionare a bobinelor etc.).

IV.1.2 Parametri de timp pentru informaţii de stare

Art. 87

(1)Parametri de timp pentru informaţiile de stare pot fi clasificate în două categorii generale:

a)informaţii de stare cu prioritate mărită, ca, de exemplu, semnalizările privind întreruptorii şi alarmele principale;

b)informaţii de stare cu prioritate mică, ca, de exemplu, semnalizările privind separatorii şi alarmele de mică importanţă.

(2)Diferenţa principală dintre aceste două categorii se referă la timpul de transfer total. Informaţiile cu prioritate mărită trebuie să fie transferate cât mai repede posibil şi trebuie să aibă, de asemenea, timpul de transfer total cel mai scurt.

Art. 88

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

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

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

c)timp de suprimare: perioada de timp în care achiziţia schimbărilor de stare eronate date de paraziţi sau de contactele întrerupte este suprimată;

d)timp de achiziţie: durata minimă în care o informaţie de stare trebuie să se prezinte pentru a fi detectată şi prelucrată corect.

Art. 89

Echipamentul de conducere trebuie să detecteze şi să prelucreze orice schimbare a unei informaţii de stare care este menţinută mai mult decât timpul de achiziţie dat.

Art. 90. - Raportul dintre timpul de achiziţie şi timpul de suprimare trebuie să fie mai mic sau egal cu 2. Timpul sau timpii de suprimare utilizaţi pentru o aplicaţie trebuie să acopere timpii maximi de întrerupere a contactelor echipamentului care produce semnalul de intrare în proces.

Art. 91. - Echipamentul de conducere trebuie să fie capabil de a detecta şi prelua atât tranziţiile semnalelor de intrare de la starea ÎNCHIS la starea DESCHIS, cât şi de la starea DESCHIS la starea ÎNCHIS. Pentru anumite semnale, doar tranziţia de la starea DESCHIS la starea ÎNCHIS reprezintă o informaţie semnificativă (spre exemplu, informaţia incrementală).

Art. 92

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

Tabelul 3: Clase de timp de discriminare

Parametri de timp	Prescripţii ale claselor de timp
Timp de discriminare	Unitate de masura	SP1	SP2	SP3	SP4
Timp de discriminare	ms	:S 50	:S 10	:S 5	:S 1

Tabelul 4: Clase de timp de rezoluţie

Parametri de timp	Prescripţii ale claselor de timp
Timp de rezoluţie	Unitate de masura	SP1	SP2	SP3	SP4
Timp de rezoluţie	ms	:S 1000	:S 100	:S 10	:S 1

IV.1.3 Parametri de timp pentru informaţii de comandă

Art. 93

Într-o staţie electrică pot fi cel puţin două tipuri de dispozitive de comandă:

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

b)dispozitive lente, care îşi schimbă starea într-un timp cuprins între 250 ms şi câteva minute.

Art. 94

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

Art. 95. - Operatorul trebuie să fie capabil să supravegheze executarea unei comenzi care a fost emisă. Aceasta implică funcţii adecvate pentru supravegherea transmisiei de date, ca şi returul informaţiilor sau măsurilor care confirmă executarea comenzii:

a)acceptarea şi transferul corect al mesajului prin echipamentul de teleconducere;

b)executarea în echipamentul periferic a acţiunii iniţiate.

Art. 96În cazul dispozitivelor lente şi foarte lente, trebuie ca operatorul să fie capabil de a

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

Art. 97

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

Parametri de timp pentru valori măsurate şi comenzi de reglaj

Art. 98

(1)Parametrul de timp asociat cu prelucrarea valorilor măsurate şi comenzile de reglaj este timpul de transfer total.

(2)Timpul de transfer total, stabilit pentru un sistem de conducere, depinde într-o mare măsură de exigenţele acestui sistem, variază în general, de la câteva secunde la câteva minute.

IV.1.5 Telenumărare (transmisie de valori integrate)

Art. 99. - Valorile integrate sunt furnizate echipamentului de conducere sub formă de valori numerice codate sau de impulsuri incrementale care sunt însumate în contoarele interne. Comanda de memorare a telenumărării poate fi dată de unităţile locale de numărare sau poate fi transmisă printr-o comandă de interogare.

Art. 100. - Trebuie să se asigure ca, în condiţiile unei transmisii necorespunzătoare, timpul cerut pentru prelucrarea şi transmisia valorilor integrate să fie mai scurt decât perioada de integrare specifică. În plus, exigenţele de integritate a datelor trebuie să fie respectate.

IV.2 Exactitatea globală

Art. 101. - (1) Exactitatea globală a informaţiei prelucrate este definită ca diferenţa între valorile de la destinaţie şi cele emise de sursă, exprimată în procente din întreaga valoare maximală a domeniului. Aceasta se aplică tuturor informaţiilor care, între sursă şi destinaţie, suferă cel puţin o conversie a unei reprezentări analogice într-o reprezentare numerică sau invers.

(2)Determinarea exactităţii globale implică luarea în considerare a fiecăreia dintre secţiunile căii urmate de informaţie, de la sursă la destinaţie.

Art. 102

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

Art. 103

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

!image

EA2  EB 2 

 EF 2

E   (1)

Art. 104

(1)Este normal ca exactitatea cerută pentru valorile măsurate, comenzile de reglaj şi telenumărările să fie în raport cu exigenţele procesului.

(2)În vederea obţinerii exactităţii globale necesare, exigenţele privind exactitatea echipamentelor între sursă şi destinaţie trebuie să fie mai bune decât exactitatea globală specificată.

Art. 105

Clasele de exactitate globală sunt specificate în tabelul 5.

Tabelul 5:Clase de exactitate 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)

Art. 106. - (1) Evaluarea clasei de exactitate trebuie să includă erorile produse în echipament de toleranţele componentelor, îmbătrânirea echipamentului, condiţiile de mediu, erorile de linearitate şi toleranţele sursei de alimentare. Dacă se exclud toate erorile echipamentului, conversia analogic- numerică precum şi conversia numeric-analogică prezintă o eroare inerentă mai mare sau egală, în valoare absolută, cu 1/2 din elementul numeric cel mai puţin semnificativ. Aceasta dă o relaţie directă între numărul de elemente numerice din informaţia codată numeric şi clasa de exactitate corespunzătoare.

(2)Clasa Ax este pentru informaţiile furnizate sub forma numerică ce exclud erorile de conversie. Art. 107. - (1) Convertorul analog-numeric converteşte valorile analogice măsurate şi prezintă rezultatul sub formă de informaţii codate numeric.

(2)Circuitul de intrare şi convertorul analog-numeric trebuie să menţină exactitatea în tot domeniul nominal.

(3)Condiţia de supraîncărcare trebuie să fie indicată printr-o valoare numerică maximă specificată, cu semnul corect asociat.

Art. 108

(1)Informaţia numerică este convertită în valori analogice echivalente printr-un convertor numeric-analogic.

(2)Exactitatea este garantată doar pentru sarcini mergând până la sarcina specificată. Convertorul analog-numeric nu trebuie să fie afectat de scurtcircuit sau de deschiderea circuitului de sarcină. Art. 109. - Zgomotul poate altera semnalele de informaţie transmise prin conductoare. Trebuie să se prevadă o ecranare şi o dispoziţie convenabilă ale cablurilor, ca influenţa zgomotului asupra semnalelor de măsură să fie la cel mai scăzut nivel posibil şi să nu diminueze exactitatea. CAPITOLUL V

SPECIFCAŢII PENTRU ECHIPAMENTE

V.1 Principalele echipamente

Art. 110Principalele echipamente care interacţionează în cadrul procesului de conducere al unei

staţii electrice sunt:

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

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

c)echipament terminal al circuitului de date (ETD);

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

e)echipamente de transmisiuni.

V.1.1 Redundanţa echipamentelor

Art. 111. - Pentru a satisface clasele de disponibilităţi cerute este necesară definirea cerinţelor privind redundanţa echipamentelor în cadrul fiecărei aplicaţii. În cadrul aplicaţiilor pentru transportul şi distribuţia energiei electrice se recomandă redundanţa echipamentelor de achiziţie, prelucrare, afişare, sincronizare de timp (GPS) şi comunicaţie (locală şi la distanţă).

V.1.2 Analiza sistemelor şi a echipamentelor existente

Art. 112. - La proiectarea lucrărilor de modernizare / retehnologizare se va evalua necesitatea, posibilitatea şi modalitatea includerii echipamentelor locale de proces existente în sistemul de conducere nou prevăzut, în special în privinţa problemelor de interfaţare.

V.1.3 Extensibilitate

Art. 113

Este necesară evaluarea necesităţilor şi posibilităţilor de extensie încă din faza iniţială a unui proiect.

V.2 Condiţii de mediu pentru echipamente

Art. 114

Se vor lua în consideraţie următoarele condiţii de mediu:

a)temperatură, umiditate şi presiune atmosferică;

b)influenţe mecanice;

c)influenţe corosive şi erozive;

d)influenţa alimentărilor auxiliare;

e)punere la pământ şi ecranare.

Art. 115

Trebuie specificate aceste condiţii pentru fiecare loc de amplasare şi pentru fiecare element al echipamentului:

a)în sala de aparataj;

b)pentru echipamentele care trebuie instalate în exterior.

Art. 116

Elementele importante care trebuie avute în vedere sunt:

a)echipamentele de proces, cum sunt senzorii, traductoarele, elementele de acţionare;

b)cablarea şi ecranarea;

c)sistemul de transmisie, părţile din legăturile existente care se utilizează ca şi numărul de

căi şi caracteristicile lor.

V.3 Specificaţiile interfeţelor

Art. 117

La definirea echipamentelor de proces din staţia electrică se vor specifica interfeţele între diferitele componente:

a)specificaţia condiţiilor de interfaţare electrică cu procesul (specificaţia echipamentelor de separare pentru intrarea informaţiilor binare şi ieşirea comenzilor de la / spre echipamentul primar);

b)specificaţia condiţiilor de interfaţare cu echipamente de conducere sau verificarea şi descrierea posibilităţilor de interfaţare a dispozitivelor de proces (echipamente primare) existente;

c)specificarea relaţiilor între valorile de intrare (de exemplu, MW şi valorile de ieşire ale treductoarelor, de exemplu mA);

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

Art. 118

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

a)specificaţia interfeţei între echipamentul de conducere şi echipamente terminale ale circuitelor de date.

b)specificaţia alimentării echipamentului de conducere.

Art. 119

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

a)specificaţia interfeţei între ETD şi calea de transmisie.

b)specificaţia benzilor de trecere şi a diferitelor alocări de frecvenţe pentru canalele de transmisie a datelor.

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

Art. 120

La definirea echipamentelor pentru alimentări auxiliare se vor preciza:

a)alimentarea în curent alternativ sau continuu,

b)specificaţia tensiunii nominale,

c)specificaţia capacităţii bateriei de acumulatoare, luând în considerare consumul electric al sistemului,

d)prescripţii şi condiţii de legare la pământ a sursei alimentare,

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

V.4 Specificaţiile condiţiilor de montaj

Art. 121

Este necesară specificarea caracteristicilor mecanice ale echipamentelor:

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

b)echipamente montate pe stelaje metalice;

c)echipamente montate în cutii, panouri.

Art. 122

Pentru definirea spaţiului necesar pentru instalarea echipamentelor se recomandă specificarea cerinţele de acces (numai prin faţă sau prin faţă şi prin spate).

Art. 123

Alte specificaţii necesare pentru instalarea ansamblului sistemului sunt:

a)tipul de conexiuni prin cablu;

b)paturi pentru cabluri;

c)dispunerea traseelor de cabluri;

d)specificaţii diverse.

V.5 Specificaţiile condiţiilor de transport

Art. 124. - Trebuie să se verifice dacă clasele specificate pentru condiţiile de mediu mecanice şi atmosferice sunt corespunzătoare pentru transportul echipamentelor (prin poştă, cale ferată, naval, aerian sau transport special în camion) Dacă nu, trebuie specificat un ambalaj special.

V.6 Specificaţiile pentru încercări ale sistemului şi proceduri de punere în funcţiune

Art. 125

Procedurile pentru încercări ale sistemului şi pentru punerea în funcţiune trebuie definite în caietele de sarcini pentru achiziţie, în sarcina funizorilor de echipamente / sisteme..

V.7 Specificaţiile pentru condiţii de funcţionare, garanţii

Art. 126

Specificarea condiţiilor de funcţionare avute în vedere pentru începutul şi sfârşitul perioadei de garanţie trebuie să facă obiectivul unui acord între cumpărător şi vânzător.

Capitolul VITransmisia datelor

Art. 127

În funcţie de obiectivele fundamentale ale sistemelor de conducere şi de condiţiile particulare de mediu, este necesar ca transmisiile de date să satisfacă cerinţe referitoare la:

a)integritate şi coerenţă;

b)durată de transfer;

c)transparenţă;

d)flux de date.

Art. 128. - (1) Transmisia de date trebuie să se efectueze într-o manieră corectă în prezenţa unor condiţii de mediu severe (perturbaţii electromagnetice, diferenţe de potenţial faţă de pământ, îmbătrânirea componentelor şi orice alte surse de perturbaţii care afectează calea de transmisie). În

aceste condiţii, este necesară asigurarea unei protecţii eficace a mesajelor împotriva:

a)erorilor nedetectate în elementele binare;

b)erorilor nedetectate în structuri, datorate problemelor de sincronizare

c)pierderilor nedetectate de informaţii;

d)luării în considerare a informaţiilor intempestive (spre exemplu, simularea de mesaje de către perturbaţii);

e)separării sau perturbaţiei de informaţii coerente.

(2)Suportul fizic recomandat care conferă imunitate la perturbaţiile electromagnetice prezente în staţiile electrice este fibra optică.

Art. 129. - (1) Asigurarea unei integrităţi ridicate a datelor se realizează prin limitarea perturbaţiilor electromagnetice, supravegherea nivelului şi semnalului conform CEI 870-5-1 sau alte standarde.

(2)Pentru comunicaţia locală, la nivel de staţie electrică, se recomandă utilizarea protocoalelor standard, respectiv standardul IEC 61850, care răspunde exigenţelor aplicaţiilor din sistemele de transport şi distribuţie a energiei electrice.

Art. 130. - O durată redusă de transfer trebuie să fie asigurată prin aplicarea de protocoale de transmisie de structuri eficace, în particular în ceea ce priveşte mesajele cu transmisie spontană, pe căi de transmisie cu banda limitată şi cu anumite caracteristici de perturbaţi imprevizibile.

Art. 131

(1)Fluxul de date se poate transmite în funcţie de perturbaţiile interne ale procesului:

a)în condiţii normale (raport scăzut de evenimente în unitate; de timp);

b)în condiţii de avalanşă (număr mare de evenimente).

(2)Perturbări ale fluxului de date pot interveni în faza de iniţializare a procedurii de transmisie sau la transmisia unor informaţii specifice la cerere (după o comanda de interogare). Sistemele de conducere din staţiile electrice vor fi garantate la condiţiile de avalanşă informaţională care pot apărea în cadrul acestor procese.

(3)În funcţie de aspectele economice şi de utilitatea lor, se recomandă a se examina posibilitatea optimizării volumului de date în diferite puncte ale reţelei de teleconducere.

Art. 132

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

a)specificaţia modului de declanşare a transmisiei;

b)transmisie ciclică sau periodică;

c)transmisie la cerere;

d)transmisie comandată de către un eveniment (transmisie spontană);

e)combinaţie a modurilor de declanşare menţionate;

f)specificaţia serviciilor de legătură de date cerute.

Art. 133

În funcţie de exigenţele de integritate a datelor şi de durata de transfer se disting:

a)transmisie / fără răspuns;

b)transmisie / confirmare; cerere / răspuns;

c)priorităţi de transmisie: în conformitate cu cerinţele de timp redus de transfer pentru unele tipuri de date.

Capitolul VIIMăsurarea energiei electrice

Art. 134

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

Art. 135

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

Art. 136. - În staţiile electrice de conexiuni şi transformare se utilizează exclusiv contoare de energie electrică cu trei sisteme de măsurare a energiei electrice. Mărimile aplicate la intrările unui contor de energie vor fi:

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

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

c)tensiune auxiliară, cu valoarea disponibilă la locul de montaj;

d)referinţa externă de timp.

Art. 137

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

a)domeniul de tensiuni

–domeniul de funcţionare nominal: (0.9 1.1) x Un;

–domeniul de funcţionare extins: (0.8 1.15) x Un;

–domeniul limita de funcţionare: (0.0 1.15) x Un.

b)curentul de pornire: 0.001 x In şi factor de putere nominal.

c)valori suprasarcină

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

–suprasarcină termică: 150 % din In;

–suprasarcină dinamică (1 s): 20 x In.

Art. 138

Contorizarea pentru balanţă / evidenţă tehnică se va realiza cu următoarele clase de exactitate:

a)cel puţin 0.5S pentru măsurarea energiei activă;

b)cel puţin 1 pentru măsurarea energiei reactive;

c)în punctele de decontare contoarele vor avea aceeaşi clasă de exactitate ca şi contoarele de decontare montate în punctele respective.

Art. 139Contoarele de energie electrică pentru balanţă / evidenţă tehnică vor asigura

a)măsurarea energiei electrice active trifazate: bidirecţională (primit şi livrat)

b)măsurarea energiei electrice reactive trifazate:: bidirecţională şi în patru cadrane (+Ri,

Rc, -Ri, -Rc)

c)măsurarea valorilor instantanee pentru:

–tensiuni şi curenţi pe fiecare fază;

–defazaje între curenţi şi tensiuni;

–puteri active, reactive şi aparente (monofazate şi trifazate);

–frecvenţa şi factorul de putere (cos <) pe fiecare fază.

Art. 140

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

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

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

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

d)sigiliului utilizatorului, pentru blocarea posibilităţii de parametrizare a contorului de energie electrică.

Capitolul VIIISistem local de contorizare

Art. 141

Un sistem local de contorizare este format in principiu din :

a)contoarele de energie electrică care masoară şi stochează datele;

b)serverul local din statie care achizitioneaza datele de la contoare, le prelucrează şi le stochează;

c)caile de comunicaţie care constituie suportul de transmisie a datele către serverul local;

d)diverse convertoare funcţie de tipul de comunicaţie ales;

e)modemuri de transmisie;

f)GPS pentru sincronizarea serverului;

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

Art. 142

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

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

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

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

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

Panourile prevăzute pentru contoare vor fi dimensionate cu spaţiile de rezervă necesare pentru instalarea de contoare martor / balanţă / evidenţă tehnică, dupa caz. De asemenea va fi asigurat cablajul de circuite secundare de rezervă necesar, între şirurile de cleme şi panouri, în vederea instalării de contoare martor / balanţă / evidenţă tehnică.

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

f)pentru a putea beneficia de condiţii bune de lucru in timpul verificărilor, reparaţiilor, etc, la contoare, se va prevedea o instalaţie de iluminare cat mai buna in zona echipamentelor de măsură.

Art. 143

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

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

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

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

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

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

e)cablurile de comunicatie se vor proteja mecanic.

Art. 144

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

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

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

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

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

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

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

Capitolul IXMonitorizarea calităţii energiei electrice

Art. 145. - (1) Standardul de performanţă pentru serviciile de transport şi de sistem al energiei electrice şi Codul Tehnic al RET (Ordin ANRE nr. 20/27.08.2004) impun Operatorului de Transport şi Sistem să urmărească respectarea indicatorilor privind calitatea energiei electrice în reţelele proprii.

(2)Posibilităţile de monitorizare a calităţii energiei electrice sunt:

a)monitorizarea temporară a calităţii energiei electrice, cu ajutorul analizoarelor portabile de calitate a energiei electrice;

b)monitorizarea permanentă a calităţii energiei electrice, cu ajutorul analizoarelor staţionare de calitate a energiei electrice.

Art. 146. - Analizoarele staţionare de calitate a energiei electrice trebuie să fie certificate pentru clasa A, conform standardului internaţional IEC 61000-4-30, astfel încât să permită determinări exacte necesare în cazul aplicaţiilor contractuale ce pot conduce la rezolvarea unor dispute sau pentru verificarea conformităţii cu standardele/normele de calitate a energiei electrice.

Art. 147Analizoarele staţionare de calitate a energiei electrice trebuie sa respecte cerinţele

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

Art. 148. - Analizoarele de calitate a energiei electrice trebuie sa fie prevăzute cu interfeţe de comunicaţie adaptate necesităţilor, pentru a asigura transmisia datelor. O soluţie uzuala este interfaţa Ethernet cu viteza de 10 MB/s. Fiecare beneficiar va preciza necesităţile de comunicaţie funcţie de sistemele de monitorizare utilizate.

Art. 149

Mărimile aplicate la intrările unui analizor staţionar vor fi:

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

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

c)tensiune auxiliară, cu valoarea disponibilă la locul de montaj;

d)referinţa externă de timp.

Art. 150

Analizoarele de calitate a energiei electrice trebuie sa permită monitorizarea parametrilor de calitate a energiei electrice in conformitate cu standardele in vigoare.

Art. 151

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

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

b)la capacul de protecţie a bornelor pentru mărimile electrice de intrare;

c)pentru blocarea posibilităţilor de parametrizare a echipamentelor.

Capitolul XMonitorizarea on-line a echipamentelor primare

Art. 152. - Pentru îmbunătăţirea continuă a performanţelor şi reducerea costurilor de exploatare (implementarea mentenanţei preventive) a echipamentelor primare de înaltă tensiune, la proiectarea circuitelor secundare din staţiile electrice se recomandă introducerea soluţiilor de monitorizare on- line şi diagnoza disponibilităţii echipamentelor primare, cu referire la:

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

b)bobinele de reactanţă shunt, cu putere egală sau mai mare de 60 MVAr;

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

Art. 153. - Pentru monitorizarea on-line şi diagnoza echipamentelor primare, se admite prevederea unor echipamente dedicate în situaţia în care sistemul numeric de conducere existent, funcţional nu are interfeţele dedicate (hardware) necesare pentru achiziţia informaţiilor şi nici software-ul pentru diagnoza disponibilităţii.

Art. 154

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

a)dacă în staţia electrică există un sistem numeric de conducere funcţional, echipamentele de monitorizare on-line şi diagnoză vor fi integrate la nivelul magistralei de date;

b)dacă în staţia electrică nu există un sistem numeric de conducere, echipamentele de monitorizare on-line şi diagnoză vor fi integrate într-un sistem dedicat monitorizării, cu respectarea condiţiilor precizate în acest normativ.

Capitolul XITelecomunicaţii

XI.1 Generalităţi

Art. 155. - (1) Staţiile electrice de înaltă tensiune se dotează cu echipamentele de telecomunicaţii dimensionate cel puţin pentru teleconducerea prin dispecer a sistemului energetic, telegestiunea energiei electrice, teleprotecţie, convorbiri telefonice operative, acces la Internet. Informaţia necesar a fi transmisă / primită este de tipul date, voce, comenzi de teleprotecţie sau semnale video.

(2)Staţiile electrie din SEN se vor dota, de regulă, cu două legaturi de telecomunicaţii operative la punctele de dispecer cărora le sunt subordonate.

Art. 156. - Alegerea soluţiei de rezolvare a legăturilor telefonice aferente staţiilor electrice se va face în baza unui calcul tehnico economic şi va avea în vedere, după caz, posibilitatea realizării acestor legăuri prin transmisiuni prin înaltă frecvenţă (PLC), pe circuite în fibre optice sau prin unde radio (radioreleu).

Art. 157

Se recomandă ca în staţiile electrice să fie prevăzute următoarele tipuri de legături telefonice:

a)legături telefonice directe, cu dispecerii coordonatori:

b)legături telefonice cu:

–cabine / conteinere cu echipamente de conducere şi protecţie;

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

–locuinţa personalului de exploatare, dacă se află în apropierea staţiei respective;

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

d)legături telefonice prin unde radio, în cazul staţiilor electrice cu pericol de inundabilitate, în staţiile izolate din punct de vedere al amplasamentului, în staţiile amplasate în zone

cu.atmosfera poluată şi pentru exploatarea staţiilor cu echipe de intervenţie mobile.

e)legături telefonice prin fibre optice proprii sau închiriate justificat prin volumul mare de date vehiculate şi prin existenţa mediului perturbator electromagnetic.

Art. 158

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

a)centrală telefonică digitală, compatibilă ISDN, la care se conectează liniile şi posturile telefonice necesare, cu următoarele funcţiuni principale:

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

–centrala telefonică se recomandă să fie una singură şi gestionarea traficului să se configureze pentru realizarea funcţiilor tehnologice, operative şi administrative; prin programare se separă traficul aferent conducerii operative de cel aferent altor funcţiuni;

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

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

c)rame cap de cablu necesare pentru montarea elementelor de protecţie a circuitelor din cablurile telefonice ce părăsesc, incinta staţiei electrice

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

e)aparate telefonice;

f)echipamente de translaţie.

XI.2 Transmisiuni prin înaltă frecvenţa

Art. 159. - Transmisiunile prin înaltă frecvenţă utilizează drept cale de transmisiune conductoarele active ale liniilor electrice de înaltă tensiune de 110, 220 şi 400 kV, prin intermediul unor echipamente specializate cuplate la conductoarele active ale LEA.

Art. 160. - Echipamentele de înaltă frecvenţă cu modulaţie de frecvenţă (MF) se utilizează pe LEA de 110 kV în cazurile când este necesară realizarea unui volum mic de transmisiuni pe tronsonul respectiv (de exemplu, un canal telefonic şi un canal telegrafie de 100 Bd sau două canale de 50 Bd). Utilizarea echipamentelor cu modulaţie de frecvenţă este limitată atât datorită volumului mic de transmisiuni pe care îl poate realiza, cât mai ales datorită spectrului de frecvenţă pe care îl ocupă prin banda efectiv necesară şi prin produsele de intermodulaţie transmise în linie.

Art. 161

(1)Echipamentele de înaltă frecvenţă cu modulaţie de amplitudine (MA) tip SSB (single side band - bandă laterală unică) sunt utilizate pentru realizarea transmisiunilor pe LEA de

110, 220 şi 400 kV.

(2)Echipamentele de înaltă frecvenţă tip SSB pot avea banda de frecvenţă 2.5 kHz, 4 kHz sau multiplul par al acestora.

Art. 162

(1)Echipamentele de înaltă frecvenţă se fabrică pentru frecvenţe cuprinse între 30 şi 500 kHz.

(2)Domeniul de frecvenţă aprobat de Ministerul Comunicaţiilor pentru realizarea transmisiunilor pe LEA de înaltă tensiune este cuprins între 40 kHz şi 250 kHz, cu unele excepţii.

(3)Alocarea frecvenţelor de lucru ale echipamentelor de înaltă frecvenţă se face de către instituţia abilitată de operatorul de transport şi sistem. Pentru aceasta, odată cu cererea de frecvenţe, vor trebui transmise următoarele: caracteristicile principale ale LEA, precum şi extinderile avute în vedere; volumul de informaţii care urmează a se realiza şi viteza de transmisie telegrafică.

(4)In cadrul proiectării unui sistem de curenţi purtători, este necesar să se calculeze următorii parametrii: atenuarea totală a legăturii, zgomote şi perturbaţii, raportul semnal / zgomot admisibil, puterea de emisie a echipamentului PLC, repartiţia puterii de emisie a echipamentului PLC.

Art. 163. - Pentru utilizarea conductoarelor active ale LEA de înaltă tensiune drept cale de transmisiune este necesară folosirea unor elemente de cuplaj care să permită injectarea şi extragerea curenţilor purtători de înaltă frecvenţă fără pierderi excesive şi în acelaşi timp să se asigure izolarea PLC de tensiunea LEA, precum şi de supratensiunile provocate de manevre şi de descărcări atmosferice. Aceste dispozitive de cuplaj sunt necesare şi pentru adaptarea impedanţei LEA cu impedanţa PLC. Elementele de cuplaj sunt următoarele echipamente:

a)bobina de blocaj;

b)condensatorul de cuplaj sau transformatorul de tensiune capacitiv;

c)filtrul de cuplaj;

d)elementul de protecţie.

Bobina de blocaj (BB)

Art. 164. - (1) Bobina de blocaj este o inductanţă cu valoarea cuprinsă între 0.1 şi 2 mH, inductanţă ce se înseriază pe conductorul activ al LEA de înaltă tensiune, în scopul de a împiedica pătrunderea curenţilor de înaltă frecvenţă pe barele staţiei electrice. Impedanţa de trecere a bobinelor de cuplaj trebuie să fie de 600 Ohmi pentru banda de frecvenţe 45 - 500 kHz.

(2)Pentru realizarea blocajului eficient bobinele sunt prevăzute cu filtre de acord care, în funcţie de elementele componente, asigură blocarea unei anumite benzi de frecvenţă. Bobinele de blocaj sunt construite pentru diferiţi curenţi nominali şi de scurtcircuit.

(3)La alegerea bobinelor de blocaj trebuie să se ia în considerare cel puţin următoarele:

a)banda de frecvenţă ce trebuie alocată;

b)curentul nominal existent şi de perspectivă al LEA de înaltă tensiune;

c)curentul de scurtcircuit de şoc existent şi de perspectivă;

d)tensiunea LEA;

(4)Bobinele de blocaj se pot monta suspendat sau pe suporţi, asigurându-se izolarea electrică corespunzătoare faţă de părţile legate la pământ.

Condensatorul de cuplaj (CC)

Art. 165. - (1) Condensatorul de cuplaj este un echipament de înaltă tensiune care se conectează prin borna superioară la conductorul activ al LEA de înaltă tensiune (utilizat pentru realizarea legăturii de IF), iar prin borna inferioară la filtrul de cuplaj. Rolul condensatorului de cuplaj este de a asigura: injectarea curenţilor purtători în LEA de înaltă tensiune, izolarea echipamentul de înaltă frecvenţă de tensiunea LEA respective şi de supratensiunile ce pot să apară accidental.

(2)Valoarea capacităţii condensatoarelor de cuplaj este cuprinsă între 1000 pF şi 10000 pF, în funcţie de banda de frecvenţă utilizată. Tensiunea de izolare a. condensatoarelor trebuie să corespundă cu tensiunea LEA respective.

(3)Drept condensator de cuplaj se poate utiliza transforrnatorul de tensiune capacitiv.

Filtrul de cuplaj (FC)

Art. 166. - (1) Filtrul de cuplaj este echipamentul care asigura adaptarea impedanţei sistemului de curenţi purtători la impedanţa LEA de înaltă tensiune (cca. 400 ohmi în cazul cuplajului monofazic sau cca. 700 ohmi în cazul cuplajului bifazic).

(2)Constructiv FC poate fi: filtru de cuplaj monofazat sau filtru de cuplaj bifazat.

(3)Filtrele de cuplaj monofazate asigură, prin înfăşurarea primară a transformatorului de adaptare, scurgerea, .la pământ a curentului rezidual de 50 Hz care trece prin condensatorul de cuplaj.

(4)Filtrele de cuplaj bifazice sunt prevăzute cu bobine de drenaj care asigură scurgerea la pământ a curentului rezidual de 50 Hz; bobinele de drenaj sunt amplasate, de regulă, în carcasa elementului de protecţie.

(5)Principalele caracteristici tehnice funcţionale ale filtrelor de cuplaj sunt următoarele:

a)gamă de frecvenţe: 25 kHz - 500 kHz;

b)valoare condensatori de cuplaj: 2000 pF - 10000 Pf;

c)intermodulaţia: IEC 60481;

d)impedanţă liniei: 50 Q - 800 Q;

e)impedanţa spre PLC: 50; 75; 125; 150 Q.

(6)Filtrele de cuplaj sunt construite pentru a fi amplasate în exterior şi, de regulă, se fixează pe suportul condensatorului de cuplaj la o înălţime de circa 1500 mm de la sol.

(7)Amplasamentul FC trebuie să fie cu îngrădire de protecţie împotriva atingerilor directe.

Elementul de protecţie (EP)

Art. 167

(1)Filtrele de cuplaj sunt asociate cu elemente de protecţie care conţin următoarele piese:

a)separator monopoiar;

b)descărcător;

c)bobina de drenaj (numai pentru filtrele bifazate).

(2)Separatorul monopolar se conectează, la centura de legare la pământ a staţiei de înaltă tensiune prin borna cuţitului, cealaltă bornă a lui conectându-se la borna de înaltă frecvenţă a condensatorului de cuplaj.

(3)Elementul de. protecţie se montează lângă filtrul de cuplaj.

Scheme de cuplaj

Art. 168. - Pentru realizarea unei transmisiuni de înaltă frecvenţă există posibilitatea de a folosi un singur conductor (cuplajul monofazic) sau două conductoare (cuplajul bifazic) active ale LEA de înaltă tensiune.

Art. 169. - (1) Cuplajul monofazic se adoptă, în general, pentru realizarea transmisiunilor pe LEA de 110 kV. In această schemă de cuplaj, curenţii de înaltă frecvenţă circulă prin conductorul activ şi pământ.

(2)Schema prezintă avantaje economice fiind necesare mai puţine echipamente de cuplaj faţă de schema cuplajului bifazat, dar are dezavantajul că atenuarea de cuplaj este mai mare, iar în cazul ruperii conductorului utilizat transmisiunile respective se întrerup.

Art. 170. - (1) Cuplajul bifazic se utilizează pentru realizarea transmisiunilor pe LEA de 220 kV şi 400 kV şi uneori pe LEA de 110 kV, când acest lucru este impus de atenuarea LEA sau gradul de fiabilitate impus transmisiunii respective.

(2)Necesitatea utilizării cuplajului bifazat a apărut atât pentru asigurarea unor rapoarte semnal / zgomot cât mai bune, cât şi pentru asigurarea unei siguranţe mai bune în funcţionare, ruperea unui conductor al LEA conducând la funcţionarea în schemă monofazată.

(3)Pentru mărirea fiabilităţii transmisiunilor în cazul în care între două staţii electrice există LEA de înaltă tensiune dublu circuit, se recomandă realizarea cuplajului bifazat bilinie, cuplaj în care se utilizează câte o fază de la fiecare din cele două linii.

(4)Cuplajul bifazat: se poate realiza atât prin utilizarea unui filtru bifazat, cât şi prin utilizarea a două filtre monofazate.

(5)În cazurile în care o LEA de înaltă tensiune utilizată pentru transmisiuni este secţionată, trebuie să se prevadă o punte de înaltă frecvenţă care să asigure continuitatea căii de transmisiuni. In plus, pe LEA de derivaţie se vor prevedea bobine de blocaj.

XI.3 Transmisiuni prin fibră optică

Art. 171

(1)Fibrele optice pot fi utilizate ca suport pentru vehicularea tuturor tipurilor de informaţii.

(2)Structura tipică a unui tronson de comunicaţii prin fibră optică este: echipament terminal - convertor FO - cablu FO + repetoare - convertor FO - echipament terminal.

(3)Echipamentul terminal este diferit în funcţie de aplicaţie (releu protecţie, echipament teleprotecţie, echipament terminal date, centrala telefonică, RTU etc.).

(4)Caracteristicile tehnice funcţionale principale ale convertoarelor (FOM de incintă), vor fi următoarele:

a)interfaţă serială spre echipament terminal;

b)mod de lucru duplex;

c)viteze de transmisie selectate automat funcţie de mărimile de intrare: 115 kbaud;

d)transparenţă faţă de protocoale de orice fel;

e)alimentare în c.c. şi posibilitatea conectării automate a alimentării de rezervă;

f)contacte de alarmă.

XI.4 Transmisiuni prin radiorelee

Art. 172

(1)O legătură de tip radioreleu, între două puncte A şi B se compune din cel puţin două seturi de echipamente identice. Fiecare din cele două puncte de tip A sau B va fi dotat cu:

a)antenă;

b)echipament de radioreleu propriu-zis, accesorii.

(2)Se recomandă ca antenele din punctele A şi B să fie în vizibilitate directă.

(3)Furnizorul de echipament: de tip radioreleu specifică în documentaţia tehnică distanţă maximă AB, pentru a avea o legătură cu un grad de eroare (securitate) specificat.

(4)Numărul de tronsoane .necesare realizării unei legături prin radioreleu între punctele A şi B va fi stabilit după realizarea studiilor de propagare de către cei acreditaţi în domeniu.

XI.5 Cabluri pilot

Art. 173. - Prin cabluri pilot se înţeleg cablurile proprii operatorului de reţea, care sunt exploatate şi întreţinute de personalul autorizat. Cablurile pilot pot fi utilizate pentru transmiterea tuturor tipurilor de informaţii. Echipamentele ce se pot conecta sunt:

a)modern-uri;

b)echipamente VFT;

c)centrale telefonice;

d)echipamente de transmisiuni prin fibre optice.

XI.6 Modem-uri

Art. 174. - (1) Modem-ul este un dispozitiv care transformă semnalul binar în semnal analogic, care poate fi transmis în banda vocală telefonică prin reţeaua telefonică sau într-o bandă mai largă pentru alte forme de comunicaţii.

(2)Terminalele de abonat de tip: terminal de date / telex / fax / computer conectate la reţeaua telefonică trebuie prevăzute cu modem, care să asigure adaptarea semnalului pentru transmisii în banda telefonică 300-3400 Hz.

(3)Modem-ul generează un semnal purtător analogic modulat în frecvenţă, fază şi/sau amplitudine, pentru a reprezenta datele digitale. Un modem realizează, de asemenea, conversia semnalului analogic recepţionat în semnal digital.

(4)Modem-urile pot să opereze în mod duplex: cu comunicaţie simultană in ambele sensuri (emisie şi recepţie), sau în mod serni-duplex, dacă comunicaţia în cele două sensuri de emisie şi recepţie este separată în timp.

(5)Transmisia datelor poate fi realizată:

a)asincron (transmisie seriale de tip start-stop);

b)sincron (transmisie serială cu sincronizare pe caracter sau pe bit).

(6)Modem-urile se supun normelor CCITT în vigoare.

Anexa nr. 3

NORMĂ TEHNICĂ PENTRU PROIECTAREA SISTEMELOR DE CIRCUITE SECUNDARE ALE STAŢIILOR ELECTRICE NTE 011/12/00

VOLUMUL III SISTEME DE PROTECŢIE ŞI AUTOMATIZARE

PREAMBUL

Normativul este organizat pe trei parţi, şi anume:

Volumul I – „Prevederi generale” – care cuprinde domeniul de aplicare şi prevederile comune diverselor sisteme de circuite secundare.

Capitolul ICondiţii generale pentru sistemele de protecţie şi de automatizare

I.1 Obiectivele sistemelor de protecţie şi automatizare

Art. 1

(1)În sistemele electroenergetice, obiectivele sistemelor de protecţie şi automatizare sunt următoarele:

a)detectarea defectelor şi declanşarea/deconectarea automată a elementului defect cu ajutorul întreruptoarelor care să separe elementul defect de partea fără defect a sistemelor (instalaţiilor) electrice; dacă defectul nu pune în pericol direct şi imediat integritatea echipamentelor sau funcţionarea sistemului electric, se admite ca protecţia să comande doar semnalizarea preventivă (alarma), personalul de exploatare (conducerea operativă) având posibilitatea să acţioneze în mod corespunzător defectului apărut;

b)detectarea regimurilor anormale, periculoase de funcţionare a elementelor sistemului (instalaţiilor), apărute ca urmare a unor abateri de la parametrii normali de funcţionare (de exemplu: suprasarcina, creşterea tensiunii pe liniile electrice, scăderi ale tensiunii sub limitele admisibile la barele unor consumatori) sau a unor funcţionări (acţionări) incorecte ale întreruptoarelor; în funcţie de regimul de funcţionare şi de condiţiile de exploatare, protecţia sau automatizarea poate comanda fie semnalizarea (alarmarea personalului), fie acţionarea unor aparate de comutaţie, în scopul prevenirii agravării unui defect sau a limitării extinderii urmărilor unor defecte sau regimuri periculoase (avarii extinse);

c)repunerea automată în funcţiune a liniilor electrice, în cazul unor defecte trecătoare;

d)comutarea automată a alimentării pe o cale de rezervă, pentru asigurarea continuităţii alimentării consumatorilor, în cazul ieşirii accidentale din funcţiune a căii principale de alimentare;

e)reglarea automată a unor parametri ai sistemului electric.

(2)Aceste obiective trebuie realizate în condiţiile de performanţe (rapiditate, fiabilitate, selectivitate şi sensibilitate) prezentate la art. 6 – 26.

Art. 2. - Echipamentele componente ale sistemelor de protecţie şi automatizare vor îndeplini, în afara funcţiilor specifice obiectivelor indicate la art. 1, şi alte funcţii care sunt specifice sistemelor de conducere, ca de exemplu: măsurarea unor parametri de funcţionare (tensiuni, curenţi, puteri etc.), supravegherea circuitelor de declanşare, supravegherea circuitelor de curent şi de tensiune, înregistrări de evenimente şi avarii (osciloperturbografie). De regulă, sistemele de protecţie vor fi integrate în sisteme complexe de conducere-protecţie-automatizare (folosind tehnologie numerică). În cadrul acestor sisteme, unele funcţii specifice protecţiei şi automatizării pot fi integrate în

echipamente (relee numerice) ale căror funcţii principale sunt cele de conducere. În staţiile din reţelele de distribuţie se recomandă integrarea într-un echipament comun de conducere-protecţie (releu numeric integrat) a funcţiilor de conducere şi a funcţiilor de protecţie de bază sau a celor de rezervă locală, cu respectarea prevederilor privind fiabilitatea sistemelor de protecţie.

Art. 3

(1)În scopul reducerii costului instalaţiilor electrice cu tensiunea sub 50 kV, în locul întreruptoarelor şi al protecţiei prin relee se pot folosi siguranţe fuzibile, dacă acestea:

a)pot fi alese cu parametrii necesari (tensiuni şi curenţi nominali, curenţi nominali de întrerupere etc.);

b)asigură selectivitatea şi sensibilitatea necesară;

c)nu împiedică operativitatea de manevrare (de exemplu, teleconducerea) sau utilizarea automatizărilor (RAR, AAR ş.a.), atunci când sunt necesare din condiţiile de funcţionare a instalaţiilor electrice.

(2)În cazul utilizării siguranţelor (monofazate), în funcţie de nivelul de nesimetrie în regim cu număr incomplet de faze şi de caracterul sarcinii (consumatorilor, de exemplu motoare electrice), se va stabili necesitatea instalării în staţia alimentată (în "aval") a unei protecţii împotriva regimului nesimetric (cu număr incomplet de faze).

I.2 Părţile componente şi structura sistemelor de protecţie şi automatizare

Art. 4

Sistemele de protecţie cuprind toate părţile componente necesare pentru realizarea obiectivelor prezentate la art. 1, şi anume:

a)releele şi dispozitivele de protecţie şi automatizare (destinate funcţiilor specifice definite), precum şi alte aparate care îndeplinesc funcţii multiple (conducere-transmisiuni etc.) incluzând şi funcţii specifice de protecţie-automatizare;

b)înfăşurările secundare ale transformatoarelor de măsură şi circuitele prin care se conectează aceste înfăşurări cu echipamentele de protecţie şi automatizare, incluzând toate elementele intermediare (dispozitive de încercare, transformatoare intermediare, rezistenţe etc.);

c)căile de transmisie a semnalelor pentru funcţiile specifice de protecţie şi automatizare (echipamente şi circuite);

d)dispozitivele (electromagneţi, electrovalve) de declanşare şi anclanşare a întreruptoarelor şi circuitele prin care se execută funcţiile de protecţie şi automatizare, contactele auxiliare ale aparatelor de comutaţie utilizate pentru realizarea funcţiilor de protecţie;

e)sursele şi circuitele de alimentare operativă a echipamentelor de protecţie şi automatizare;

f)componentele prin care se transmit informaţiile (de reglare, testare, semnalizare etc.) dintre sistemul de protecţie şi personalul de conducere şi de exploatare (de exemplu:

releele, dispozitivele sau alte aparate de semnalizare şi înregistrare a comportării protecţiilor prin relee şi automatizărilor şi a fenomenelor din timpul perturbaţiilor, reţeaua de comunicaţii din staţie);

g)programele de calcul (software) prin care se realizează funcţiile de protecţie şi automatizare în echipamentele numerice.

Art. 5. - (1) Structura sistemului de protecţie şi automatizare se stabileşte împreună cu structura celorlalte componente ale sistemului de circuite secundare (conducere-gestionare evenimente şi alarme etc., partea II, cap. II) şi poate fi:

a)structură centralizată;

b)structură descentralizată.

(2)Din punct de vedere al realizării performanţelor care trebuie asigurate de către sistemul de protecţie, se recomandă organizarea descentralizată, în care funcţiile de protecţie şi de conducere sunt realizate cu echipamente numerice, montate distribuit în apropierea celulelor de linie, transformator etc.

(3)Echipamentele cu funcţii de protecţie şi/sau de conducere se vor conecta, de regulă, prin fibre optice, într-un sistem cu arhitectură deschisă, distribuită, în care transmiterea informaţiilor va fi ierarhizată pe mai multe niveluri: proces, celulă, staţie, centre de conducere.

(4)În staţiile din reţelele electrice de transport, arhitectura va fi, de regulă, redundantă (echipamente de protecţie, conducere, căi de comunicaţie etc.).

(5)În staţiile electrice de distribuţie se recomandă sistemele integrate, cu echipamente numerice cu funcţii combinate de conducere-protecţie incluse în relee multifuncţionale (relee integrate); acestea vor fi adoptate cu respectarea condiţiilor de realizare a siguranţei de funcţionare, prin rezervare sau redundanţă (art. 19-21).

(6)Structura sistemului trebuie să fie astfel concepută şi realizată, încât să permită o extindere cu eforturi minime de materiale şi de timp, fără diminuarea fiabilităţii sistemului.

I.3 Performanţele sistemului de protecţie

Timpul de acţionare

Art. 6. - Sistemul de protecţie trebuie să asigure timpul minim necesar de eliminare a scurtcircuitelor şi a regimurilor anormale de funcţionare, în condiţii justificate tehnico-economic, în următoarele scopuri:

a)menţinerea funcţionării neîntrerupte şi stabile a sistemelor electroenergetice şi a instalaţiilor consumatorilor;

b)prevenirea pierderii stabilităţii sistemului sau a unor zone de sistem;

c)asigurarea restabilirii funcţionării normale, prin RAR, AAR, autopornirea motoarelor, resincronizarea unor grupuri;

d)prevenirea apariţiei supratensiunilor periculoase în reţea (fenomen posibil la liniile de 400 kV şi, mai ales, la cele de 750 kV);

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

f)limitarea duratei tensiunilor accidentale periculoase pentru oameni, animale şi instalaţii (conform prevederilor standardelor privind protecţia împotriva electrocutărilor);

g)menţinerea calităţii energiei electrice livrate consumatorilor.

Art. 7. - (1) De regulă, în reţelele de 110-750 kV, în primul rând pentru echipamentele din zona centralelor cu grupuri generatoare de mare putere şi pe liniile de interconexiune internaţională şi interne, se vor asigura timpi de eliminare a scurtcircuitelor (inclusiv stingerea arcului în întreruptoare) de:

a)în cazul funcţionării normale a protecţiilor şi întreruptoarelor (fără refuz):

–80 ms, în reţelele de 400-750 kV;

–100 ms, în reţelele de 220 kV;

–120 ms, în reţelele de 110 kV;

b)în cazul defectelor însoţite de refuz al unui întreruptor:

–200-250 ms, în reţelele de 400-750 kV;

–250-300 ms, în reţelele de 220 kV;

–300 ms, în reţelele de 110 kV.

(2)În cazul liniilor electrice, timpii de acţionare indicaţi mai sus se referă la protecţii cu canal de transmisie, pentru scurtcircuite situate până la 72% din lungimea liniei (90% din zona treptei I, netemporizată a protecţiei de distanţă, considerând un reglaj al treptei întâia de 80% din lungimea liniei).

Art. 8. - Precizarea valorilor limită (critice) ale timpilor de eliminare a defectelor de către protecţii şi întreruptoare, în special în zona centralelor electrice, se face prin studii specifice (de regulă, prin calculul şi analiza stabilităţii tranzitorii).

Art. 9. - Pentru timpul de eliminare a scurtcircuitelor, se admit valori mai mari decât cele precizate la art. 7, numai în cazul modernizării unor instalaţii existente, fără înlocuirea întreruptoarelor vechi, dacă nu se depăşeşte valoarea limită critică rezultată din calcul (studii de stabilitate tranzitorie).

Art. 10. - Exigenţele privind timpul limită (maxim admis) de eliminare a defectelor sunt mai reduse în reţelele de distribuţie obişnuite şi în cazul defectelor care implică solicitări şi efecte reduse asupra

instalaţiilor şi consumatorilor. În scopul reducerii timpilor de eliminare a scurtcircuitelor însoţite de curenţi mari de defect, se recomandă introducerea temporizării invers dependente de curent, la protecţiile maximale de curent din reţelele cu tensiuni până la 110 kV inclusiv. Deoarece adoptarea prin reglaj a unor astfel de temporizări este posibilă numai corelat, simultan, pe porţiuni relativ mari de reţele, se recomandă ca toate protecţiile maximale de curent ce se vor introduce în reţelele de 1-110 kV să fie prevăzute cu posibilitatea reglării temporizării atât în trepte independente, cât şi cu caracteristică de timp invers dependentă de curent.

Art. 11. - În conformitate cu prevederile codurilor tehnice ale reţelelor electrice de transport şi de distribuţie, timpii de eliminare a defectelor prin protecţiile de bază şi de rezervă sunt impuşi utilizatorilor reţelelor de către Operatorul de Transport şi de Sistem, respectiv, de către Operatorii de Distribuţie, prin avize tehnice de racordare şi convenţii de exploatare.

Selectivitatea acţionării

Art. 12. - Sistemele de protecţie care comandă declanşări trebuie să asigure selectivitatea acţionării, astfel încât, în cazul defectării unui element al instalaţiei electrice, să îl separe numai pe acesta de restul instalaţiei, prin declanşarea celor mai apropiate întreruptoare; în cazul regimurilor anormale, instalaţiile de protecţie trebuie să alarmeze personalul de serviciu indicând echipamentul care trebuie supravegheat.

Art. 13. - Se admite acţionarea neselectivă a protecţiilor unui echipament aflat în funcţiune, pentru asigurarea accelerării eliminării scurtcircuitelor, dacă aceasta este necesară şi eficace în scopurile menţionate la art. 6. Se recomandă, dacă este posibilă, corectarea neselectivităţii prin intervenţia imediată a instalaţiilor de automatizare (RAR, AAR etc.).

Art. 14. - În cazul unui defect apărut în zona „scurtă” dintre întreruptorul conectat în funcţiune şi transformatoarele de curent asociate acestuia, se admite declanşarea neselectivă a elementelor racordate la aceeaşi bară cu elementul unde s-a produs defectul.

Fiabilitate

Art. 15. - (1) Fiabilitatea sistemului de protecţie (siguranţa de funcţionare - la apariţia condiţiilor de acţionare - şi securitatea - împotriva funcţionărilor intempestive) trebuie să fie asigurată, în primul rând, prin utilizarea de echipamente şi materiale cu fiabilitate ridicată (obţinută prin concepţie şi realizare constructivă) şi prin execuţia şi exploatarea corespunzătoare a acestora.

(2)După necesitate, se vor adopta măsuri de asigurare a fiabilităţii, şi anume: rezervarea protecţiilor sau redundanţa echipamentelor. Se vor utiliza numai echipamente numerice de protecţie cu funcţii integrate de supraveghere automată permanentă, testare automată periodică, semnalizare a defectelor apărute în releu şi pe circuitele asociate etc.

Art. 16. - Fiecare echipament (linie, transformator, bobină de compensare, bare colectoare etc.) al instalaţiilor electrice trebuie prevăzut cu o protecţie de bază, care să fie sensibilă şi să funcţioneze rapid şi selectiv la apariţia unui scurtcircuit în zona elementului respectiv. În funcţie de principiul ei de funcţionare, protecţia de bază poate utiliza informaţii de la două sau mai multe extremităţi ale zonei protejate (protecţiile cu selectivitate absolută), sau informaţii de la o singură extremitate a zonei (protecţiile cu selectivitate relativă). Se recomandă ca protecţia de bază să acţioneze şi la defecte pe elementele vecine (ca protecţie de rezervă îndepărtată); selectivitatea se obţine, în acest caz, prin coordonarea reglajelor protecţiilor. Pentru anumite categorii de elemente din sistem se vor prevedea două protecţii de bază (ca modalitate de asigurare a rezervei locale).

Art. 17. - (1) Pentru cazul refuzului de funcţionare al protecţiei de bază sau al unui întreruptor comandat de protecţie, se vor asigura protecţii de rezervă şi anume: protecţii de rezervă îndepărtată, protecţii de rezervă locală în staţie sau în celulă.

(2)Se admite să nu se asigure protecţii de rezervă numai în staţiile de distribuţie cu tensiunea de 110 kV sau mai puţin, în cazul asigurării declanşării întrerupătorului (întrerupătoarelor) comandată de protecţia de bază (art. 16) a transformatoarelor de 110 kV/MT, la scăderea tensiunii operative şi la defectarea releelor numerice de protecţie, prevăzute cu funcţii de supraveghere automată. Această soluţie se admite numai pe baza unei justificări tehnico-economice ţinând seama de reducerea calităţii energiei livrate consumatorilor în funcţie de frecvenţa estimată a defectărilor.

Art. 18. - Elementele instalaţiilor electrice, la care protecţia de bază este limitată la zona echipamentului protejat (de exemplu, o protecţie diferenţială longitudinală) vor fi prevăzute şi cu o protecţie de rezervă, (de exemplu, o protecţie de distanţă), care să asigure atât rezerva locală în celulă (pentru cazul refuzului de acţionare al protecţiei de bază), cât şi, pe cât posibil, rezerva îndepărtată. În cazul prevederii a două relee de protecţie de bază, ambele relee trebuie prevăzute cu funcţii de protecţie de rezervă îndepărtată.

Art. 19. - (1) La toate echipamentele cu tensiuni de 110-750 kV din sistemele electroenergetice (inclusiv la transformatoarele cu tensiunea superioară de 110 kV sau mai mult) se va asigura rezerva locală (în celulă sau în staţie), împotriva tuturor tipurilor de scurtcircuite din zona elementelor respective.

(2)Pe liniile cu tensiunea mai mică de 110 kV din reţelele de distribuţie, se va prevedea rezerva locală (în celulă), în staţiile de distribuţie în care nu se asigură rezerva îndepărtată sau rezerva locală în staţie pentru toate tipurile de scurtcircuite pe linia respectivă.

(3)Zona barelor colectoare va fi prevăzută cu protecţii de bază, protecţii de rezervă (locală şi îndepărtată), în condiţiile detaliate la cap. VIII.

(4)Rezerva locală implică totdeauna şi protecţia împotriva refuzului de întreruptor (DRRI). În staţiile în care nu există întreruptoare pentru asigurarea rezervei locale (de exemplu, o staţie alimentată printr-un bloc linie-transformator coborâtor, cu un singur întreruptor pe partea tensiunii superioare a transformatorului) şi nu se poate asigura protecţia de rezervă îndepărtată, se vor prevedea fie canale de transmisie a comenzilor de declanşare (cap. V), fie separatoare monopolare rapide de scurtcircuitare, comandate prin protecţia locală, pentru sensibilizarea protecţiilor de rezervă îndepărtată.

Art. 20. - La toate elementele cu tensiuni sub 110 kV din sistemele electroenergetice se va asigura rezerva îndepărtată împotriva tuturor tipurilor de scurtcircuite din zona elementelor respective. Dacă asigurarea completă a rezervei îndepărtate nu este posibilă din punct de vedere tehnic sau necesită complicaţii exagerate, se recomandă asigurarea rezervei locale sau se admite:

a)să se asigure rezerva îndepărtată numai pentru tipurile de defecte cu cea mai mare gravitate şi frecvenţă, fără luarea în considerare a regimurilor de funcţionare mai puţin probabile şi ţinându-se seama de funcţionarea în cascadă a protecţiilor;

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

Art. 21. - (1) Pentru fiecare echipament (linie, transformator etc.) al instalaţiilor electrice, acolo unde este necesar să se prevadă o protecţie de bază şi o protecţie de rezervă locală în celulă (sau două protecţii de bază pentru unele categorii de elemente) cele două protecţii se vor separa, de regulă, în grupe independente din punct de vedere constructiv, al circuitelor de măsură, de declanşare, de alimentare operativă şi al căilor de transmisie a semnalelor de protecţie.

(2)Principalele măsuri de separare între grupele de protecţie sunt:

a)conectarea, prin circuite şi cabluri separate, la înfăşurări secundare diferite ale transformatoarelor de măsură; la transformatoarele de tensiune se admite utilizarea unei înfăşurări secundare comune, dacă se prevăd siguranţe sau întreruptoare automate separate; la tensiunea de 750 kV se recomandă conectarea la transformatoare de tensiune şi de curent diferite pentru cele două grupe de protecţie;

b)realizarea de circuite independente de declanşare, incluzând, de regulă, două dispozitive de declanşare a întreruptorului, cu circuite independente de alimentare şi blocaje operative; reglementarea se aplică la echipamentele având tensiunea de 110 kV sau mai mare, precum şi la celulele de medie tensiune ale transformatoarelor de 110 kV/MT;

c)separarea alimentărilor circuitelor de curent operativ ale celor două grupe de protecţie, fie de la două baterii diferite, fie de la aceeaşi baterie, separarea începând chiar de la placa de borne a bateriei şi continuând cu siguranţele sau întreruptoarele automate, conexiunile

electrice, releele etc.; prevederea a două baterii diferite şi modul de separare a circuitelor de curent continuu operativ sunt reglementate prin normative tehnice generale şi specifice;

d)amplasarea echipamentelor principale şi auxiliare (incluzând şi dispozitivele de încercare, releele intermediare de ieşire, dispozitivele de deconectare şi cablajele aferente) ale celor două grupe de protecţie în unităţi constructive separate fizic (de exemplu, dulapuri diferite sau compartimente diferite în acelaşi dulap); utilizarea de cabluri diferite, pe fluxuri - pe cât posibil - separate.

Art. 22. - Protecţiile şi automatizările comune mai multor elemente ale instalaţiilor electrice (de exemplu, protecţiile barelor, dispozitivele automate de descărcare a sarcinii) se vor realiza cu circuite de alimentare operativă separate de cele ale protecţiilor individuale ale elementelor. De regulă, pentru protecţiile barelor, alimentarea se va realiza prin două căi separate, cu comutare automată rapidă de pe o alimentare pe alta şi cu protejarea corespunzătoare a circuitelor, în cazul defectării primei căi de alimentare. Această soluţie are caracter de obligativitate pentru alimentarea automatizărilor importante (de exemplu, DAS).

Art. 23

(1)În cazul protecţiilor sau automatizărilor realizate cu circuite de tensiune de la transformatoarele de măsură la intrările analogice ale releelor numerice, trebuie să se prevadă:

a)blocarea automată a protecţiei sau automatizării şi semnalizarea preventivă la arderea siguranţelor, la declanşarea întreruptoarelor automate sau la alte defecte din circuitele de tensiune, dacă acestea pot conduce la funcţionarea incorectă a protecţiei sau automatizării în regim normal. Exemple de caz: funcţiile de protecţie de distanţă sau conectarea cu controlul sincronismului a unui întreruptor, ori alte funcţii care utilizează tensiunea ca mărime electrică necesară stabilirii direcţiei;

b)semnalizarea preventivă a defectelor din circuitele de tensiune, dacă acestea nu conduc la funcţionarea incorectă a protecţiei în regim normal, ci numai în cazul unor scurtcircuite sau regimuri anormale (de exemplu, scurtcircuite exterioare zonei protejate sau suprasarcini); exemplu de caz: protecţia maximală de curent cu blocaj de tensiune minimă.

(2)În reţelele cu tensiunea de 110 kV sau inferioară, se admite ca blocarea şi semnalizarea să fie realizate numai cu contactele auxiliare ale întreruptoarelor automate trifazate de protecţie a circuitelor de tensiune, dacă aceste circuite sunt scurte şi simple.

Art. 24. - În reţelele cu tensiunea de 110 kV sau mai mult, protecţiile de distanţă împotriva scurtcircuitelor trebuie prevăzute cu blocarea automată împotriva funcţionării incorecte la pendulaţii sau la ieşirea din sincronism. Se admite realizarea protecţiei fără blocarea la pendulaţii, dacă

protecţia este temporizată (temporizare, de regulă, mai mare de 1,5 s). Pentru prevenirea pierderii stabilităţii sistemului şi limitarea extinderii avariilor, la ieşirea din sincronism sau la detectarea pendulaţiilor, se prevăd protecţii speciale (automatizări de sistem), conform prevederilor cap. X. Sensibilitate

Art. 25. - Capacitatea protecţiilor de a funcţiona la toate defectele pentru care au fost prevăzute sau la abateri de la valoarea normală a mărimii electrice controlate se poate evalua prin coeficienţi de sensibilitate. Aceşti coeficienţi sunt determinaţi, de regulă, pentru cazul celor mai nefavorabile, dar realmente posibile, tipuri de defecte (în zona protejată) şi regimuri de funcţionare a sistemului electric. Condiţiile de calcul şi valorile limită recomandate pentru coeficienţii de sensibilitate ai protecţiilor se indică în prescripţiile specifice (îndreptare/norme etc.) de proiectare a protecţiilor prin relee.

Art. 26. - Desensibilizarea protecţiilor faţă de scurtcircuitele exterioare zonei protejate sau de unele regimuri fără scurtcircuite (de exemplu, suprasarcini, autoporniri de motoare) se poate evalua prin coeficienţi de siguranţă. Aceşti coeficienţi se utilizează la stabilirea reglajelor sau la verificarea stabilităţii de calcul a protecţiei la defecte exterioare zonei protejate sau la unele regimuri de funcţionare fără scurtcircuit. Modul de calcul şi valorile uzuale ale coeficienţilor de siguranţă se indică în îndreptare/norme specifice de proiectare a protecţiilor prin relee.

Capitolul IISpecificaţii pentru echipamente. condiţii impuse elementelor componente ale sistemelor de protecţie şi de automatizare

II.1 Echipamente principale

Art. 27. - Specificaţiile tehnice din proiectul tehnic (caietele de sarcini), pentru alegerea (achiziţionarea) principalelor echipamente, cu care se vor realiza sistemele de protecţie şi automatizare, trebuie să conţină următoarele informaţii:

a)funcţiile specifice de protecţie şi automatizare care trebuie îndeplinite;

b)normele (standardele) tehnice şi de calitate care trebuie respectate;

c)performanţele tehnice, generale şi specifice, necesare;

d)condiţiile mecanice, electrice, de izolaţie şi de compatibilitate electromagnetică impuse echipamentelor şi sistemului;

e)caracteristicile de interfaţă cu restul echipamentelor (transformatoare de măsură, circuite de alimentare, de declanşare şi de semnalizare, protocoale şi căi de comunicaţie etc.);

f)condiţiile de mediu, de montare, încercare şi exploatare;

g)cerinţe privind documentaţiile tehnice, listele de referinţe, buletinele de încercare pentru sisteme şi echipamente.

Art. 28. - (1) Stabilirea volumului şi definirea funcţiilor specifice de protecţie şi automatizare se vor face pentru fiecare element (circuit) al reţelei sau staţiei electrice şi pentru ansamblul sistemului, conform prevederilor specifice din normativ.

(2)În situaţiile în care furnizorul unui echipament din reţeaua sau centrala electrică prevede în documentaţii (manualele echipamentelor) indicaţii privind alte măsuri de protecţie decât cele din normativ, pentru anumite tipuri de defecte sau regimuri normale, se va ţine seama de aceste indicaţii Art. 29. - Pentru realizarea sistemului de protecţie se vor utiliza, de regulă, echipamente numerice cu funcţii multiple (relee integrate); echipamentele vor include funcţii suplimentare de supraveghere automată, testare automată, înregistrare perturbaţii şi funcţionări. Sistemul de protecţie va fi integrat (sau integrabil în viitor) ca subsistem în sisteme ierarhizate de conducere şi protecţie. Echipamentele pentru protecţiile de rezervă locală şi pentru cea de a doua grupă de protecţie de bază (grupa 2 de protecţie, în cazul protecţiilor redundante), vor fi prevăzute, de regulă, cu un tip constructiv diferit de cel al protecţiei de bază (din grupa 1 de protecţie).

Exemple de tipuri constructive considerate diferite:

a)două echipamente numerice de concepţii diferite (hardware şi software) sau produse de fabricanţi diferiţi;

b)două echipamente având aceleaşi tipuri de protecţie, dar care conţin algoritmi diferiţi pentru aceeaşi funcţie de protecţie (de exemplu, algoritmi diferiţi pentru funcţia de protecţie de distanţă);

c)un echipament numeric cu funcţii de protecţie de bază de un anumit tip (de exemplu, de distanţă) şi un echipament numeric cu funcţii de alt tip, de protecţie de rezervă (de ex., protecţii maximale de curent); în cazul reţelelor de 110 kV, se recomandă ca unul dintre cele două echipamente să fie chiar echipamentul de conducere (cu funcţii integrate de protecţie).

Se admite ca cele două echipamente să fie de acelaşi tip pentru ambele grupe de protecţie.

Art. 30. - (1) Protecţia de distanţă trebuie prevăzută cu caracteristică de funcţionare poligonală (în planul R, jX), cu minimum patru trepte (zone), fiecare zonă permiţând reglajul independent pe axa R (diferit pentru defecte monofazate, respectiv polifazate) şi pe axa X, precum şi reglajul temporizării asociate. De asemenea, trebuie să fie reglabilă, independent pentru cel puţin două trepte, direcţia de acţionare: în faţă, în spate şi nedirecţionată.

(2)În cazul liniilor electrice scurte, se admite ca funcţia de protecţie de distanţă inclusă în releul de protecţie diferenţială longitudinală de linie, să fie prevăzută cu minimum 3 trepte (zone). Se admite

utilizarea de relee cu caracteristică tip „mho” numai pentru scurtcircuite polifazate fără pământ, cu excepţia cazului liniilor scurte.

Art. 31. - Toate protecţiile numerice vor fi prevăzute, de regulă, cu minimum 4 seturi de reglaje, care să poată fi comutate automat sau, cu parolă securizată, la cerere din staţia în care sunt montate ori de la distanţă. Se admite ca releele integrate de protecţie a echipamentelor de medie tensiune să fie prevăzute numai cu 2 seturi de reglaje.

Art. 32. - (1) Funcţionarea tuturor protecţiilor trebuie semnalizate optic, local (pe echipamentul respectiv, cu anulare locală şi, recomandabil, de la distanţă, a semnalelor autoreţinute) iar semnalele trebuie transmise la echipamentele cu funcţii de semnalizare şi înregistrare centrală.

(2)Volumul informaţiilor semnalizate trebuie să permită identificarea (după avarie) a protecţiei care a acţionat, a treptei de acţionare, a fazei defecte, a demarajelor protecţiilor, a blocajelor apărute etc. Art. 33. - Echipamentele numerice trebuie prevăzute cu interfeţele necesare, care să permită:

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

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

II.2 Transformatoare de curent

Art. 34

(1)Sistemele de protecţie se vor conecta, de regulă, la înfăşurări de protecţie ale transformatoarelor de curent.

(2)De regulă, aceste înfăşurări vor avea clasa de exactitate 5P (recomandată) sau 10P, un factor limită de exactitate (10, 20 sau 30) şi puterea aparentă nominală corespunzătoare, care trebuie verificate la proiectare, conform art. 35.

(3)Se admite conectarea protecţiilor la înfăşurările de măsură ale transformatoarelor de curent, separat sau împreună cu aparate de măsură, dacă sunt respectate următoarele condiţii:

a)protecţiile se reglează la curenţi inferiori curenţilor limită de exactitate, calculaţi în funcţie de factorul de securitate şi sarcina secundară a înfăşurării de măsură;

b)protecţiile pot funcţiona corect chiar şi la saturaţia miezului transformatoarelor de curent;

c)sarcina secundară reală a înfăşurării de măsură se încadrează în limitele impuse de condiţiile de exactitate.

(4)Protecţiile care se reglează la valori de curent sub 5% din curentul nominal se vor conecta, de regulă, la înfăşurări de măsură ale transformatoarelor de curent.

Art. 35. - (1) La proiectarea sistemelor de protecţie, se vor verifica prin calcul condiţiile pe care aceste sisteme le impun transformatoarelor de curent şi circuitelor conectate la acestea. Condiţiile

impuse sunt indicate în documentaţiile tehnice (manualele) echipamentelor de protecţie şi în îndreptare de proiectare.

(2)Prin proiect se vor stabili şi verifica următoarele condiţii specifice:

a)numărul înfăşurărilor secundare;

b)curenţii nominali;

c)clasa de exactitate şi sarcina secundară;

d)factorul limită de exactitate şi alte caracteristici specifice;

e)schema de conectare;

f)legarea la pământ a circuitelor secundare etc.

Art. 36. - Transformatoarele de curent vor fi astfel montate, încât borna primară P1 să fie orientată spre barele colectoare şi borna P2 - spre echipamentul respectiv (linie, transformator etc.). În cazul transformatoarelor de curent asociate întreruptoarelor de cuplă între bare, borna P1 va fi orientată către întreruptorul respectiv. Aceeaşi orientare (P1 spre întreruptor) se va aplica şi în cazul conexiunilor primare fără bare colectoare. Transformatoarele de curent toroidale (fără borne primare) sunt etichetate cel puţin pe una dintre suprafeţe şi vor fi montate după aceleaşi reguli.

Art. 37. - Borna S2 se va lega direct la pământ în cutia de borne, la transformatoarele de curent montate în celulele de medie tensiune şi la cele de tensiuni superioare, montate pe o singură fază. Înfăşurările secundare ale grupelor de trei sau două transformatoare de curent se vor conecta în stea, respectiv V (stea incompletă), bornele S2 fiind conectate împreună şi legate la pământ, fără piese de întrerupere (din motive de securitate). La tensiuni nominale de 110 kV sau mai mari, conectarea în stea a bornelor S2 se va realiza într-un singur punct, cât mai apropiat de transformatoarele de curent. Se vor utiliza conductoare de cupru cu secţiunea de minimum 4 mm2, pentru toate conexiunile de la bornele secundare ale transformatoarelor de curent până la instalaţia de legare la pământ.

Art. 38. - Se admite conectarea inversă a bornelor S1 şi S2 (faţă de cea indicată la art. 37) sau conectarea în triunghi în loc de stea, dacă este necesar, în cazul proiectelor în care se prevăd conexiuni către echipamente vechi de protecţie din instalaţii care nu se modernizează.

Art. 39. - Bornele înfăşurărilor secundare neutilizate ale transformatoarelor de curent vor fi scurtcircuitate şi legate direct la pământ. În nici un caz circuitele conectate la înfăşurările secundare nu vor fi întrerupte când curentul circulă prin primarul transformatorului ce curent.

Art. 40. - Toate circuitele conectate la înfăşurările secundare ale transformatoarelor de curent vor fi realizate cu conductoare de cupru de minimum 2,5 mm2, cu excepţia celor indicate la art. 37. Se recomandă să se utilizeze cleme şi borne cu strângere prin şurub.

Art. 41. - Tensiunea calculată la bornele înfăşurărilor secundare ale transformatoarelor de curent, pentru scurtcircuite în zona protejată, nu trebuie să depăşească limitele admisibile pentru echipamentele şi circuitele sistemului de protecţie.

II.3 Transformatoare de tensiune

Art. 42. - Sistemele de protecţie se vor conecta la înfăşurările secundare ale transformatoarelor de tensiune, de regulă, prin siguranţe fuzibile sau întreruptoare automate, diferite de cele ale circuitelor de măsură şi contorizare. De regulă, aceste înfăşurări vor avea clasa de exactitate nominală, definită atât pentru măsură, cât şi pentru protecţie: de regulă, clasa 0,5(3P).

Art. 43. - Condiţiile pe care sistemele de protecţie le impun transformatoarelor de tensiune şi circuitelor conectate la acestea sunt detaliate în prescripţii energetice specifice (instrucţiuni) de proiectare şi se referă la:

a)tensiunile nominale;

b)clasa de exactitate şi sarcina secundară;

c)schema de conectare;

d)legarea la pământ a circuitelor secundare etc.

Art. 44. - Borna n se va lega direct la pământ în cutia de borne, la transformatoarele de tensiune montate în celulele de medie tensiune şi la cele de tensiuni superioare, montate pe o singură fază. Înfăşurările secundare ale grupelor de trei transformatoare de tensiune se vor conecta în stea, bornele n fiind conectate împreună şi legate la pământ, fără piese de întrerupere (din motive de securitate). Una dintre bornele dn ale înfăşurărilor secundare conectate în „triunghi deschis” se va lega la pământ direct în cutia de borne a transformatorului de tensiune respectiv. La tensiuni nominale de 110 kV sau mai mari, conectarea în stea a bornelor n se va realiza într-un singur punct, cât mai apropiat de transformatoarele de tensiune. Se vor utiliza conductoare de cupru cu secţiunea de minimum 4 mm2, pentru toate conexiunile de la bornele secundare ale transformatoarelor de tensiune până la instalaţia de legare la pământ.

Art. 45. - Toate circuitele conectate la înfăşurările secundare ale transformatoarelor de tensiune vor fi realizate cu conductoare de cupru de minimum 2,5 mm2, cu excepţia celor indicate la art. 44. Se recomandă să se utilizeze exclusiv cleme şi borne cu strângere prin şurub.

II.4 Transformatoare de măsură electronice

Art. 46. - Echipamentele numerice se pot conecta la transformatoare de măsură neconvenţionale (de curent şi de tensiune), în condiţii justificate tehnic şi economic, cu respectarea condiţiilor de fiabilitate specifice instalaţiilor de protecţie.

II.5 Alimentare cu curent operativ

Art. 47. - Sistemul de protecţie va fi alimentat, de regulă, cu curent operativ continuu asigurat de baterii de acumulatoare, funcţionând în paralel cu redresoare, în regimul recomandat de furnizorul acumulatoarelor (floating, tampon etc.). Circuitele de alimentare vor fi realizate astfel, încât, excluzând situaţii excepţionale (de exemplu, cutremure grave), să nu fie posibil ca acelaşi incident în instalaţie să afecteze atât circuitele operative aferente protecţiilor de bază, cât şi cele ale protecţiilor de rezervă locală, în celulă, realizate conf. art. 21. 2c.

Art. 48. - (1) Numai în instalaţiile de medie tensiune se admite utilizarea de protecţii cu relee directe - primare sau secundare - şi protecţii alimentate cu sursă de curent operativ alternativ, dacă se realizează condiţiile de fiabilitate, selectivitate şi sensibilitate necesare şi dacă, prin aceasta, se obţine reducerea costului instalaţiei şi reducerea cheltuielilor de exploatare.

(2)Ca sursă de curent operativ alternativ se poate folosi una dintre soluţiile următoare:

a)transformatoare de curent ale elementului protejat;

b)blocuri de alimentare, conectate la transformatoarele de curent şi de tensiune.

(3)Pentru unele tipuri de protecţie, se admite utilizarea, ca sursă de curent operativ, a transformatoarelor de tensiune sau a transformatoarelor de servicii proprii, cu condiţia ca, în cazul defectelor care trebuie sesizate de protecţia astfel alimentată, tensiunea surselor să nu scadă sub valoarea minimă care să asigure acţionarea releelor şi a bobinei de declanşare.

Art. 49. - Dispariţia tensiunii operative pentru protecţia prin relee trebuie să fie semnalizată şi nu trebuie să provoace declanşări. Vor face excepţie instalaţiile în care, în locul rezervării protecţiilor, se utilizează declanşarea la scăderea tensiunii operative şi defectarea releelor numerice (de exemplu, la transformatoarele de 110 kV/MT prevăzute cu bobine de declanşare la scăderea tensiunii operative).

Art. 50. - Condiţiile pe care sistemele de protecţie le impun serviciilor auxiliare de c.c., ca surse de alimentare, fac obiectul unor norme specifice circuitelor de servicii proprii - curent continuu.

II.6 Legături de transmisie a semnalelor pentru protecţie şi automatizare

Art. 51. - Transmisiile necesare între diferite puncte ale reţelei electrice, pentru protecţia unui echipament din reţea sau a unei zone de reţea (linie electrică, linie cu reactor derivaţie, bloc linie - transformator sau generator - transformator – linie etc.) vor fi prevăzute, de regulă, astfel:

(1)pe un singur canal, pentru :

a)transmiterea semnalelor aferente protecţiei de bază cu selectivitate absolută (de exemplu, protecţie diferenţială) sau aferente protecţiei de bază cu selectivitate relativă (de ex., de distanţă) şi logică de teleprotecţie; prevederea se aplică în cazul în care este prevăzută o

singură protecţie de bază care, la defectarea canalului de transmisie, poate rămâne în funcţiune cu selectivitate relativă şi zonă protejată de cel puţin 60% în treaptă rapidă;

b)transmiterea comenzilor de declanşare de rezervă (DRRI), a unor întreruptoare situate la distanţă de locul de amplasare a protecţiilor, în cazul refuzului unui întreruptor local, cu excepţia situaţiilor în care se justifică tehnico-economic dublarea canalului de transmisie;

c)transmiterea semnalelor necesare automatizărilor de sistem, cu excepţia celor necesare interconexiunilor la tensiunea de 750 kV;

(2)pe două canale separate, pentru:

a)transmiterea comenzilor de declanşare emise de către protecţiile unui echipament din reţea, care comandă eliminarea defectelor prin întreruptor (întreruptoare) situate la distanţă de locul de amplasare a protecţiei;

b)transmiterea semnalelor necesare celor două protecţii de bază, cu selectivitate absolută, ale unui echipament al reţelei;

c)transmiterea semnalelor necesare celor două protecţii de bază (grupa 1 şi grupa 2) pentru schemele de teleprotecţie;

d)transmiterea semnalelor aferente automatizărilor de sistem dedicate menţinerii stabilităţii unei zone de reţea;

e)transmiterea semnalelor aferente automatizărilor de sistem necesare interconexiunilor la tensiunea de 750 kV.

Art. 52

(1)Se recomandă prevederea de tipuri şi/sau căi fizice diferite pentru cele două canale separate (de exemplu, curenţi purtători de IF, fibre optice, microunde).

(2)Nu se admite prevederea unui canal unic, comun, de transmisie pentru două sau mai multe echipamente (circuite) ale reţelei electrice.

Art. 53. - În instalaţiile prezentate la art. 51, un canal de transmisie poate fi utilizat pentru două sau mai multe echipamente ale reţelei electrice, dacă se asigură redundanţa transmiterii pe canale separate a comenzilor şi/sau semnalelor pentru fiecare echipament în parte.

II.7 Semnalizarea şi înregistrarea avariilor şi funcţionărilor sistemelor de protecţie

Art. 54. - Pentru înregistrarea automată a evoluţiei avariilor din partea electrică a sistemelor energetice şi a funcţionării sistemelor de protecţie destinate să elimine avariile (scurtcircuite sau unele regimuri anormale), se vor prevedea, de regulă, funcţii de înregistrare evenimente şi de osciloperturbografiere integrate în toate releele numerice de protecţie.

Art. 55. - Funcţiile de osciloperturbografiere trebuie să fie realizate cu o frecvenţă de eşantionare de minimum 1000 Hz a informaţiilor analogice, o rezoluţie de minimum 1 ms a informaţiilor binare, precum şi sincronizarea înregistrărilor întregului volum necesar de informaţii (analogice şi binare).

Art. 56

(1)Pornirea automată a înregistrărilor se poate efectua de către:

a)elementele de demaraj (maximale de curent, minimale de tensiune, de impedanţă etc.) şi elementele de declanşare ale protecţiilor a căror funcţionare (acţionare) se înregistrează;

b)semnalele binare, care se şi înregistrează.

(2)Durata înregistrării (memoria osciloperturbografului) va fi de minimum 100 ms înaintea momentului pornirii şi, de regulă, reglabilă după acest moment, astfel încât să se poată cuprinde integral ciclul de RAR (reuşit sau nereuşit), în cazul liniilor aeriene.

Art. 57. - Se va asigura sincronizarea timpului intern la toate echipamentele numerice cu funcţii de osciloperturbograf şi la cele cu funcţii de conducere şi protecţie, folosind semnale tip GPS sau similare. Prevederea are caracter de recomandare în cazul extinderii unor instalaţii nemodernizate sau al echipamentelor numerice amplasate izolat în staţii nemodernizate.

Art. 58. - Se recomandă prevederea posibilităţii salvării automate, în sistemul integrat de conducere şi protecţie al staţiei, a înregistrărilor din echipamentele numerice. Aceste înregistrări trebuie să poată fi transmise, la cerere, spre treptele de conducere operativă prin dispecer (central, teritorial sau de distribuţie) sau spre alte puncte indicate de Gestionarul de instalaţii.

Art. 59. - Pentru înregistrarea automată a regimurilor instabile post-avarie din sistemele electrice şi a funcţionării sistemelor automate de limitare a extinderii avariilor, se vor prevedea echipamente şi sisteme de monitorizare a oscilaţiilor interzonale, bazate pe măsurarea sincronă a fazorilor. Echipamentele se vor prevedea numai în staţiile importante, indicate de Operatorul de Transport şi de Sistem şi pe toate liniile de interconexiune internaţională.

II.8 Scoaterea din funcţiune şi încercarea sistemelor de protecţie şi automatizare

Art. 60

Sistemele de protecţie şi automatizare vor fi prevăzute cu dispozitive hardware sau software care să permită scoaterea din funcţiune a acestora:

a)de către personalul de conducere (operativă), dacă este necesar, din condiţii de regim de funcţionare a reţelei, de selectivitate a acţionării sau din alte motive;

b)de către personalul specializat de exploatare a sistemelor de circuite secundare, în scopul verificărilor şi încercărilor, diagnosticării defectelor, reparaţiilor operative, al modificării reglajelor etc.

Art. 61. - Sistemele de protecţie şi automatizare trebuie prevăzute cu dispozitive sau cleme speciale, care să permită verificările şi încercările individuale, în exploatare (la locul instalării), fără scoaterea de sub tensiune a elementului (circuitului) primar şi fără scoaterea conductoarelor de legătură din clemele de şir sau de la bornele aparatelor.

Capitolul IIIProtecţia liniilor electrice

III.1 Protecţia liniilor de medie tensiune din reţelele radiale de distribuţie

Art. 62. - În reţelele de medie tensiune (sub 50 kV), liniile cu alimentare de la o singură extremitate, prevăzute cu întreruptor şi transformatoare de curent la capătul de alimentare, trebuie protejate cu relee numerice integrate, având următoarele funcţii principale de protecţie:

a)protecţie maximală de curent, pe cel puţin două faze: L1(R) şi L3(T), cu minimum două trepte de curent şi de timp, cu temporizare selectabilă: independentă şi/sau invers dependentă de curent;

b)protecţie maximală de curent homopolar, cu minimum două trepte de curent şi de timp, una dintre trepte fiind direcţională; unghiul sensibilităţii maxime (între U0 şi I0) a funcţiei direcţionale homopolare trebuie să fie reglabil într-un domeniu care să corespundă modului de tratare a neutrului reţelei de medie tensiune;

c)protecţie de suprasarcină la liniile subterane sau mixte;

d)protecţie maximală de curent de succesiune inversă, temporizată la liniile aeriene sau mixte, dacă protecţia de la 62 a nu asigură sensibilitatea necesară la scurtcircuite bifazate.

Art. 63. - În reţelele cu neutrul tratat prin bobină de compensare, se recomandă o protecţie selectivă bazată pe măsurarea impedanţei homopolare, în locul protecţiei maximale de curent homopolar. În reţelele cu neutrul tratat prin rezistenţă, pe liniile subterane nu este obligatorie prevederea protecţiei direcţionale de curent homopolar.

Art. 64. - Pentru liniile electrice aeriene sau mixte, releul numeric va fi prevăzut cu o funcţie de reanclanşare automată trifazată, cu două cicluri. Se recomandă accelerarea protecţiei înainte de reanclanşarea automată.

Art. 65. - În afara funcţiilor necesare de conducere şi a celor de protecţie indicate la art. 62 şi 64, se recomandă ca releul numeric integrat să fie prevăzut şi cu următoarele funcţii suplimentare de protecţie:

a)protecţie împotriva refuzului de declanşare a întreruptorului;

b)protecţie rapidă la conectarea întreruptorului pe defect.

Art. 66. - În cazul celulelor metalice închise, se recomandă prevederea unei protecţii bazate pe detectarea arcului electric în diferitele compartimente ale celulei. Protecţia de arc intern va utiliza criterii stabilite de fabricantul celulelor şi va comanda declanşarea selectivă prin releele numerice integrate. Se recomandă ca protecţiile de arc intern să fie realizate în toate celulele staţiei de medie tensiune, nu numai în celulele de linie.

Art. 67. - De regulă, toate protecţiile liniilor de medie tensiune vor comanda declanşarea întreruptorului de la capătul de alimentare al liniei. Se recomandă ca ordinul de declanşare să fie transmis simultan către doi electromagneţi de declanşare a întreruptorului.

Art. 68. - În staţiile în care este prevăzută, protecţia împotriva refuzului de întreruptor va comanda selectiv declanşarea întreruptorului (întreruptoarelor) de alimentare a barelor de medie tensiune şi a cuplei dintre bare (acolo unde există).

Art. 69. - Rezerva locală, în staţie sau rezerva îndepărtată, pentru eliminarea scurtcircuitelor polifazate în cazul refuzului de funcţionare al protecţiei (sau al întreruptorului liniei, dacă nu este prevăzută protecţia de la art. 65 a se va realiza de către protecţiile şi întreruptoarele de alimentare a barelor din celulele de medie tensiune de alimentare a barelor şi din celula de cuplă dintre bare (acolo unde există).

Art. 70. - Rezerva locală, în staţie, pentru eliminarea defectelor monofazate în cazul refuzului de funcţionare al protecţiei liniei, va fi asigurată de către protecţia maximală de tensiune homopolară, temporizată, prevăzută pe barele colectoare de medie tensiune (v. art. 150).

Art. 71. - (1) În reţelele cu neutrul izolat sau compensat se admite ca protecţiile împotriva punerilor la pământ să comande doar semnalizarea preventivă (fără să comande declanşarea întreruptorului liniei), în următoarele cazuri:

a)staţii cu personal permanent;

b)staţii teleconduse, prevăzute cu telecomanda tuturor întreruptoarelor de linie.

(2)Declanşarea este obligatorie în instalaţiile la care funcţionarea cu o punere la pământ poate duce la regimuri periculoase pentru oameni sau echipamente, ca de exemplu:

a)în situaţiile în care instalaţiile de legare la pământ nu au fost dimensionate pentru regimul de protecţie corespunzător funcţionării îndelungate cu o punere simplă la pământ;

b)în cazul liniilor de medie tensiune montate pe stâlpi comuni cu reţele de joasă tensiune. Art. 72. - Se admite ca protecţia de suprasarcină a liniilor subterane sau mixte, să comande doar semnalizarea preventivă (fără să comande declanşarea întreruptorului liniei sau descărcarea automată a sarcinii), doar în cazul staţiilor cu personal permanent sau al celor teleconduse, prevăzute cu telecomanda tuturor întreruptoarelor de linie.

III.2 Protecţia liniilor de medie tensiune din reţelele cu grupuri generatoare distribuite

Art. 73

(1)Generatoarele electrice de mică putere pot transmite energia în reţelele de medie tensiune prin linii de racord astfel:

a)prin linii de racord conectate direct la barele unor staţii de distribuţie prin celulă cu întreruptor şi transformatoare de măsură;

b)prin linii de racord conectate în derivaţie pe linii de distribuţie existente funcţionând radial sau în buclă deschisă.

(2)În ambele cazuri, protecţia liniilor trebuie proiectată ţinând seama de implicaţiile alimentării defectelor de la două sau mai multe extremităţi ale liniei respective, în funcţie de raportul contribuţiei surselor (reţea şi generatoare) la curentul de defect.

Art. 74. - De regulă, la fiecare capăt de alimentare dinspre reţeaua electrică de distribuţie, al liniilor cu generatoare distribuite, se va prevedea un releu numeric integrat, având următoarele funcţii principale de protecţie:

a)protecţie maximală de curent, direcţională, pe cel puţin două faze: L1(R) şi L3(T), cu minimum două trepte de curent şi de timp, cu temporizare selectabilă: independentă şi/sau invers dependentă de curent;

b)protecţie maximală de curent homopolar, direcţională, cu minimum două trepte de curent şi de timp; unghiul sensibilităţii maxime (între U0 şi I0) a funcţiei direcţionale homopolare trebuie să fie reglabil într-un domeniu care să corespundă modului de tratare a neutrului reţelei de medie tensiune.

Art. 75. - Se admite ca, pe baza calculelor de reglaj, protecţia maximală de curent de la art. 74 a să nu fie direcţională – în cazul în care contribuţia generatoarelor distribuite la curentul de defect pe barele staţiei de distribuţie este relativ mică (orientativ, sub 10%).

Art. 76. - Pentru liniile electrice aeriene sau mixte, releul numeric va fi prevăzut cu o funcţie de reanclanşare automată trifazată, cu controlul lipsei de tensiune pe linie şi al prezenţei tensiunii pe barele staţiei de distribuţie. Generatoarele distribuite racordate la linie trebuie oprite automat în timpul pauzei de reanclanşare (v. art. 205). Se recomandă accelerarea protecţiei înainte de reanclanşarea automată.

Art. 77. - În afara funcţiilor necesare de conducere şi a celor de protecţie indicate la art. 74 şi 76, se recomandă ca releul numeric integrat să fie prevăzut şi cu următoarele funcţii suplimentare de protecţie:

a)protecţie maximală de curent de succesiune inversă, temporizată, la liniile aeriene sau mixte;

b)protecţie împotriva refuzului de declanşare a întreruptorului;

c)protecţie rapidă la conectarea întreruptorului pe defect;

d)protecţie de suprasarcină la liniile subterane sau mixte;

e)funcţie de declanşare şi intrări binare de la protecţia de arc electric în cazul celulelor metalice închise.

Art. 78

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

Art. 79

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

III.3 Protecţia liniilor de 110 kV din reţelele de distribuţie

Art. 80. - Protecţia liniilor de 110 kV din reţelele de distribuţie se va realiza, de regulă, cu relee numerice integrate, montate la fiecare extremitate a liniei, de la care pot fi alimentate defectele de pe linie. Funcţia principală de protecţie a releului numeric va fi, de regulă, protecţia de distanţă împotriva tuturor tipurilor de scurtcircuite (între faze şi între faze şi pământ).

Art. 81. - La liniile radiale de 110 kV (de alimentare unică a unei staţii de distribuţie 110 kV/MT, fără generatoare), se admite să se prevadă, în locul protecţiei de distanţă din celula de alimentare a liniei, un releu numeric integrat a cărui funcţie principală să fie protecţia maximală de curent. Protecţia maximală de curent de fază trebuie realizată pe toate cele trei faze, cu minimum două trepte de curent şi de timp, cu temporizare selectabilă: independentă şi/sau invers dependentă de curent; protecţia maximală de curent homopolar, va fi direcţională, cu minimum două trepte de curent şi de timp.

Art. 82

(1)Protecţiile de distanţă ale liniei vor fi completate, de regulă, cu o protecţie diferenţială de linie, în cazul liniilor scurte (Vol. I, art. 7. Terminologie) şi anume:

a)linii de interconexiune cu surse de alimentare tip centrală electrică;

b)linii de interconexiune cu staţii de transformare din reţeaua electrică de transport;

c)linii de interconexiune, având mai mult decât două capete (extremităţi).

(2)Protecţia diferenţială poate fi integrată în acelaşi releu numeric ca şi funcţia de protecţie de distanţă sau, recomandabil, într-un releu numeric integrat, separat, cu funcţii de protecţie de rezervă locală în celulă.

Art. 83. - Protecţia de rezervă a liniei se va prevedea, de regulă, local - în aceleaşi celule ca şi protecţia de bază (de distanţă sau maximală de curent) şi va fi realizată cu releu numeric integrat separat, având următoarele funcţii principale:

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

b)protecţie maximală de curent homopolar, direcţională, cu minimum două trepte de curent şi de timp.

Prevederea are caracter de obligativitate pentru liniile care funcţionează buclat (buclă închisă) şi pentru liniile de interconexiune cu alte staţii de alimentare sau cu surse de alimentare tip centrală.

În cazul integrării protecţiei diferenţiale în acelaşi releu cu protecţiile maximale de curent, se admite ca aceste protecţii să fie nedirecţionale.

Art. 84. - Se admite ca protecţia de rezervă a liniilor radiale cu alimentare de la un singur capăt să fie asigurată, în locul protecţiei de la art. 83, de către protecţiile de rezervă îndepărtată sau/şi de rezervă locală în staţie, dacă acestea pot asigura eliminarea tuturor tipurilor de defecte (între faze şi între faze şi pământ), pe întreaga lungime a liniei, în cazul refuzului de funcţionare a protecţiei de bază sau a întreruptorului local. La alegerea acestei soluţii se va ţine seama de efectele reducerii selectivităţii la acţionarea protecţiei de rezervă îndepărtată, în lipsa protecţiei de rezervă locală (în celulă).

Art. 85. - Pentru liniile electrice aeriene sau mixte, releul numeric integrat va fi prevăzut cu o funcţie de reanclanşare automată trifazată cu controlul sincronismului şi monofazată, dacă este cazul, conform art. 92 şi 205 b. Se recomandă prelungirea treptei I a protecţiei de distanţă sau accelerarea treptei II a protecţiei, înainte de reanclanşarea automată.

Art. 86. - Teleprotecţia pentru funcţiile de protecţie de distanţă (AUP, PUP, UOP, POP) şi de curent homopolar (protecţie comparativă direcţională) va fi prevăzută, de regulă, pe liniile de interconexiune cu surse de alimentare tip centrală electrică şi pe liniile scurte, prevăzute cu protecţii diferenţiale.

Art. 87. - În afara funcţiilor necesare de conducere şi a celor de protecţie indicate mai sus, releul numeric integrat de protecţie de distanţă va fi prevăzut, de regulă, şi cu următoarele funcţii suplimentare de protecţie:

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

b)protecţie maximală de curent homopolar, direcţională, cu minimum două trepte de curent şi de timp;

c)protecţie rapidă la conectarea întreruptorului pe defect;

d)blocarea protecţiei de distanţă la pendulaţii;

e)locator automat de defecte.

Art. 88

La liniile electrice subterane sau mixte, se va prevedea o funcţie de protecţie de suprasarcină în releul numeric aferent protecţiei de bază sau de rezervă.

Art. 89

Protecţia de distanţă a liniilor de interconexiune cu surse de alimentare tip centrală electrică va fi completată cu o funcţie de protecţie împotriva pierderii sincronismului.

III.4 Protecţia liniilor de 110 kV din reţelele cu grupuri generatoare distribuite

Art. 90

(1)Centralele cu grupuri generatoare de diverse tipuri (hidrogeneratoare, turbogeneratoare, eoliene etc.) pot transmite energia în reţeaua de 110 kV astfel:

a)prin linii de racord conectate direct la barele unor staţii de transport sau de distribuţie;

b)prin linii de racord conectate în derivaţie pe linii de 110 kV existente.

(2)La fiecare capăt de alimentare (dinspre staţia electrică de distribuţie sau de transport), al liniilor de racordare a centralelor, se vor prevedea relee numerice de protecţie de bază şi de rezervă locală conform soluţiilor indicate la art. 80, 83 şi 87. În cazul conectării în derivaţie pe linii 110 kV, protecţiile de distanţă trebuie completate cu o protecţie diferenţială de linie, conform soluţiei indicate la art. 82.

(3)Nu se admite înlocuirea protecţiilor de rezervă locale prin protecţii de rezervă îndepărtată.

Art. 91. - În cazul staţiilor de 220-400/110 kV, Operatorul de Transport poate solicita ca linia de racord de 110 kV spre centralele electrice, indiferent de lungimea ei, să fie prevăzută cu teleprotecţie sau chiar cu o a doua protecţie de distanţă ca protecţie de rezervă (fie în locul protecţiei maximale de curent, direcţionale, fie inclusă într-o protecţie diferenţială de linie).

Art. 92. - Pentru liniile electrice aeriene sau mixte, releul numeric de protecţie va fi prevăzut cu o funcţie de reanclanşare automată trifazată, cu controlul tensiunilor de pe linie şi bare (v. cap.X.1). Generatoarele din centrala racordată la linie trebuie oprite automat la declanşarea trifazată prin protecţie (v. art. 205). Se recomandă prelungirea treptei I sau accelerarea treptei II a protecţiei de distanţă înainte de reanclanşarea trifazată, dacă nu este asigurată teleprotecţia sau protecţia diferenţială.

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

Art. 93

La liniile electrice subterane sau mixte, se va prevedea o funcţie de protecţie de suprasarcină în releul numeric aferent protecţiei de bază sau de rezervă.

Art. 94

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

III.5 Protecţia liniilor de 220-750 kV

Art. 95. - Protecţia liniilor de 220-400 kV se va realiza cu relee numerice integrate, redundante, montate la fiecare extremitate a liniei. Funcţia principală a releelor numerice va fi, de regulă, protecţia de distanţă împotriva tuturor tipurilor de scurtcircuite (între faze şi între faze şi pământ). Fiecare releu numeric integrat va include următoarele funcţii de protecţie:

a)protecţie de distanţă cu blocare la pendulaţii (v. art. 30);

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

c)protecţie maximală de curent homopolar, direcţională, cu minimum două trepte de curent şi de timp, cu temporizare selectabilă: independentă şi/sau invers dependentă de curent;

d)protecţie rapidă la conectarea întreruptorului pe defect;

e)locator automat de defecte.

Art. 96. - (1) Toate protecţiile de distanţă vor fi prevăzute cu funcţii de teleprotecţie utilizând, de regulă, două canale independente de transmisie între extremităţile liniei protejate. Tipurile de protecţie recomandate sunt:

a)protecţie cu zonă redusă şi accelerare (AUP);

b)protecţie cu zonă redusă şi autorizare (PUP);

c)protecţie cu zonă extinsă şi autorizare (POP);

d)protecţie cu zonă extinsă şi deblocare (UOP).

Funcţia AUP sau PUP se utilizează, de regulă, pe liniile lungi, iar funcţia POP – pe liniile scurte.

(2)Semnalele de teleprotecţie pentru fiecare protecţie de distanţă vor fi transmise, simultan, pe ambele căi de transmisie, independente.

Art. 97

Se recomandă ca protecţiile maximale de curent homopolar, direcţionale, să fie completate cu transmisia unui semnal de teleprotecţie, pentru realizarea protecţiei comparative direcţionale.

Art. 98. - În cazul liniilor scurte, releele numerice vor avea, ca funcţie principală, protecţia diferenţială longitudinală de linie sau protecţia comparativă de fază. Releele integrate vor include, suplimentar, toate funcţiile de protecţie indicate la art. 95.

Art. 99. - La toate liniile de 220-750 kV, cele două relee numerice de la fiecare capăt al liniei vor include şi câte o funcţie de protecţie maximală de tensiune, trifazată. Protecţia va avea cel puţin două trepte de timp şi de tensiune, cu caracteristică de temporizare independentă. Protecţia va comanda declanşarea locală şi teledeclanşarea de la capătul opus al liniei, prin căile de transmisie prevăzute pentru protecţia de distanţă.

Art. 100. - În cazul în care pe barele aceleiaşi staţii există mai multe linii care pot provoca supratensiuni temporare periculoase, se recomandă ca protecţia maximală de tensiune a liniilor respective să fie completată cu următoarele două criterii de selectivitate (în paralel):

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

b)recepţia informaţiei privind deschiderea întreruptorului de la capătul opus al liniei.

Art. 101. - Pentru eliminarea supratensiunilor de rezonanţă care pot apărea la liniile de 750 kV cu bobine de reactanţă în derivaţie (de compensare), în cazul în care întreruptorul de la un capăt al liniei declanşează trifazat, iar întreruptorul de la capătul opus refuză să declanşeze pe una sau două

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

Art. 102. - La toate liniile de 400-750 kV, unul dintre releele numerice de protecţie (la fiecare capăt al liniei respective) va fi prevăzut cu o funcţie de protecţie împotriva pierderii sincronismului. Această protecţie va comanda declanşarea locală şi teledeclanşarea de la capătul opus al liniei, prin ambele căi de transmisie prevăzute pentru protecţia de distanţă. Aceeaşi funcţie se recomandă a fi prevăzută şi la liniile de interconexiune de 220 kV.

Art. 103. - La liniile de interconexiune internaţională, unul dintre releele numerice va fi prevăzut cu o funcţie de protecţie de frecvenţă, care va comanda declanşarea locală şi teledeclanşarea de la capătul opus al liniei, utilizând aceleaşi semnale de transmisie utilizate pentru protecţiile indicate la art. 99, 102.

Art. 104

La liniile electrice subterane sau mixte, se va prevedea o funcţie de protecţie de suprasarcină în releul numeric aferent protecţiei de bază sau de rezervă.

Capitolul IVProtecţia transformatoarelor de putere

Art. 105. - (1) Protecţia de gaze (cu relee Buchholz sau cu relee de presiune) va fi prevăzută împotriva defectelor din interiorul cuvei (sau cuvelor) la transformatoarele cu ulei, cu puteri de 1000 kVA şi mai mari. Această protecţie va fi prevăzută şi pentru transformatoarele cu ulei, având conservator, din staţii şi posturi de transformare, cu puteri sub 1000 kVA, în condiţiile în care este asigurată sursa operativă de curent continuu, iar transformatoarele sunt echipate cu întreruptoare pe partea de alimentare.

(2)Protecţia de gaze trebuie să comande semnalizarea, în cazul unor slabe degajări de gaze şi al scăderii nivelului uleiului, şi să comande declanşarea tuturor întreruptoarelor proprii ale transformatoarelor, în cazul degajărilor intense de gaze.

(3)Constructorul transformatorului de putere poate prevedea oricâte relee de gaze consideră necesare, precum şi alte protecţii tehnologice specifice, care să comande semnalizarea preventivă sau declanşarea întreruptoarelor ca, de exemplu, valve sau membrane de suprapresiune, protecţii de supratemperatură, de scădere a nivelului uleiului în conservator, de oprire a circulaţiei uleiului, de control al izolaţiei bornelor etc.

(4)De regulă, protecţiile tehnologice vor comanda declanşarea întreruptoarelor (pe ambele bobine, dacă sunt prevăzute), pornirea funcţiilor de DRRI şi, eventual, pornirea instalaţiilor de stins incendiu, prin relee intermediare rapide pentru fiecare protecţie. Prin aceleaşi relee se va asigură şi înregistrarea funcţionării protecţiilor tehnologice de către releele numerice integrate de protecţie.

(5)Protecţiile tehnologice ale transformatorului (care comandă declanşarea), ca şi protecţiile diferenţiale ale acestuia, vor comanda blocarea conectării întreruptoarelor transformatorului, până la deblocarea prin buton local.

(6)În staţiile de medie tensiune, se admite ca protecţiile tehnologice să acţioneze direct intrările binare ale releelor numerice integrate, care vor iniţia comenzile indicate la p. (4).

IV.2 Protecţia transformatoarelor cu tensiunea superioară sub 50 kV

Art. 106. - Transformatoarele coborâtoare prevăzute cu întreruptor şi transformatoare de curent pe partea de medie tensiune (sub 50 kV), alimentând consumatori de joasă tensiune, trebuie protejate cu relee numerice integrate, având următoarele funcţii principale de protecţie:

a)protecţie maximală de curent, cu două trepte de curent şi de timp, cu temporizare selectabilă: independentă şi/sau invers dependentă de curent; protecţia va fi instalată pe cel puţin două faze. Se recomandă ca instalarea pe două faze să se prevadă numai la înfăşurările conectate la reţele cu neutrul izolat sau tratat cu bobină de compensare.

b)protecţie maximală de curent homopolar cu temporizare selectabilă: independentă şi/sau invers dependentă de curent; protecţia se va prevedea la transformatoarele coborâtoare din reţelele cu neutrul tratat prin rezistenţă

c)protecţie de suprasarcină.

Transformatoarele care fac legătura dintre două zone de reţea de MT (de ex., transformatoare de 20/6 kV) trebuie protejate cu protecţii şi întreruptoare la ambele tensiuni. Se vor prevedea relee numerice integrate având funcţiile principale de protecţie enumerate la art. 106 a şi b. Unul dintre relee va include şi funcţia de protecţie de suprasarcină.

Art. 107. - La transformatoarele coborâtoare cu puteri de maximum 1000 kVA şi cu tensiunea inferioară sub 1 kV, se admite ca protecţia prin relee să fie înlocuită printr-o protecţie cu siguranţe fuzibile, instalată pe partea tensiunii superioare.

Art. 108. - La transformatoarele coborâtoare cu tensiunea inferioară mai mică de 1 kV, care alimentează tablouri/dulapuri de distribuţie, se vor prevedea, pe partea de joasă tensiune, întreruptoare automate cu protecţie maximală de curent temporizată (relee directe) sau siguranţe fuzibile. Aceste aparate vor fi montate în tabloul respectiv, dacă lungimea legăturii dintre transformator şi tablou nu depăşeşte 30 m, şi în apropierea nemijlocită a transformatorului, dacă

lungimea legăturii depăşeşte 30 m. Se admite instalarea acestor aparate lângă (sau în) tablou, indiferent de lungimea legăturii, cu condiţia prevederii unei protecţii homopolare, conform art. 109. Art. 109. - La transformatoarele coborâtoare de servicii proprii cu înfăşurarea secundară de joasă tensiune având neutrul legat direct la pământ, se va prevedea, suplimentar, o protecţie maximală de curent homopolar, care să acţioneze împotriva scurtcircuitelor monofazate din reţeaua de joasă tensiune. Protecţia se conectează la un transformator de curent amplasat în apropiere nemijlocită de transformatorul de putere, în serie cu conductorul său de nul, în cazul în care lungimea legăturii dintre transformator şi tablou depăşeşte 30 m. Această protecţie nu este necesară dacă protecţia maximală de curent instalată pe partea de tensiune superioară a transformatorului (art. 106.a) sau siguranţele ori întreruptoarele automate, montate conform art. 107, pot asigura condiţiile de sensibilitate necesare la scurtcircuite monofazate pe partea de joasă tensiune.

Art. 110. - La transformatoarele de servicii proprii din staţiile electrice, la care înfăşurările de medie tensiune sunt utilizate pentru crearea neutrului artificial şi legarea la pământ a acestuia (direct sau prin impedanţă de limitare), se va prevedea o funcţie suplimentară de protecţie diferenţială de curent homopolar a înfăşurărilor de medie tensiune. Protecţia va fi conectată la cele trei transformatoare de curent din celula de medie tensiune şi la transformatorul de curent monopolar înseriat cu conductorul de legare la pământ a neutrului sau rezistorului.

Art. 111. - (1) Protecţia prin relee a transformatoarelor de servicii proprii conectate la înfăşurările terţiare ale transformatoarelor de putere cu tensiunea superioară de 220-750 kV va fi realizată cu două relee integrate separate, incluse în cele două grupe de protecţie al transformatorului principal. Releele vor avea următoarele funcţii:

a)grupa 1

–protecţie diferenţială longitudinală a transformatorului de servicii proprii;

–protecţie de suprasarcină.

b)grupa 2

–protecţie maximală de curent, cu două trepte de curent şi de timp, cu temporizare selectabilă: independentă şi/sau invers dependentă de curent;

–protecţie maximală de tensiune homopolară.

(2)În funcţie de lungimea cablurilor până la tablourile/dulapurile de distribuţie de 0,4 kV, se vor aplica prevederile art. 108 şi 109.

IV.3 Protecţia transformatoarelor cu tensiunea superioară de 110 kV

Art. 112. - Transformatoarele de putere cu tensiunea superioară de 110 kV, care alimentează reţele de distribuţie de medie tensiune, vor fi protejate, de regulă, cu relee numerice integrate, alcătuind două grupe de protecţie independente (v. art. 21). Prevederea rezervei locale (în celulă) este

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

Art. 113

(1)Unul dintre releele numerice integrate va avea următoarele funcţii de protecţie:

a)protecţie diferenţială longitudinală, desensibilizată, frânată sau blocată, astfel încât să nu funcţioneze incorect la şocuri de magnetizare, curenţi tranzitorii sau de trecere;

b)protecţie maximală de curent, cu două trepte de curent şi de timp, cu temporizare selectabilă: independentă şi/sau invers dependentă de curent; se recomandă ca funcţia să fie activată şi pe partea de medie tensiune a transformatorului.

(2)Se recomandă ca releul integrat să fie prevăzut şi cu următoarele funcţii suplimentare:

a)protecţie maximală de curent de succesiune inversă, temporizată;

b)protecţie de suprasarcină cu două trepte (semnalizare şi declanşare); se recomandă ca protecţia să fie activată pe partea înfăşurării care nu este prevăzută cu reglaj de tensiune (ploturi).

Art. 114. - Celălalt releu numeric va avea funcţia de protecţie maximală de curent (pe trei faze, conectată la transformatoarele de curent de pe partea de 110 kV), cu două trepte de curent şi de timp, cu temporizare selectabilă: independentă şi/sau invers dependentă de curent. În cazul existenţei generatoarelor conectate la reţeaua de pe partea de medie tensiune a transformatorului, protecţiile acestuia se vor completa cu:

a)protecţie maximală de curent homopolar, temporizată, pe partea înfăşurărilor de 110 kV;

b)protecţie maximală de tensiune homopolară, temporizată, pe partea înfăşurărilor de 110 kV, dacă transformatorul este prevăzut cu posibilitatea de funcţionare cu neutrul de pe partea de 110 kV nelegat la pământ;

c)protecţie de distanţă pe partea de 110 kV, în cazuri justificate prin studiile de sistem din componenţa studiilor de soluţie pentru racordarea la reţeaua de medie tensiune a generatoarelor.

Art. 115. - Pe partea de medie tensiune, în celula de sosire în staţia de distribuţie, se va prevedea un releu integrat de conducere şi protecţie care va include o protecţie maximală de curent, pe cel puţin două faze, cu două trepte de curent şi de timp, cu temporizare selectabilă: independentă şi/sau invers dependentă de curent. Se va asigura, de regulă, alimentarea operativă a releului din celula de MT pe o cale separată faţă de alimentarea releului de protecţie de la art. 114.

Art. 116

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

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

a)protecţie diferenţială homopolară a înfăşurărilor şi circuitelor de medie tensiune, ca funcţie inclusă în releul diferenţial (art. 113); protecţia va utiliza transformatoarele de curent din celula de MT (sosire transformator) şi transformatorul de curent pe conductorul de legare la pământ a neutrului sau rezistorului;

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

c)protecţie maximală de curent homopolar, temporizată, împotriva scurtcircuitelor rezistive din reţeaua de medie tensiune, ca funcţie inclusă în releul maximal de curent din celula de MT (art.115); protecţia va fi înseriată în circuitul secundar al transformatorului de curent de pe rezistorul de nul utilizat pentru protecţia diferenţială homopolară – art. 116(1);

d)protecţie maximală de tensiune homopolară, temporizată, ca funcţie inclusă în releul maximal de curent din celula de MT (art. 115); protecţia va fi conectată la transformatoarele de tensiune de pe partea de MT.

Se recomandă activarea unei funcţii de protecţie maximală de curent homopolar în protecţia diferenţială (art. 113) pe circuitul transformatorului de curent cu neutrul legat la pământ prin rezistenţă.

Art. 117. - (1) În cazul tratării neutrului prin rezistenţă de limitare conectată pe nulul unui echipament de creare a neutrului, racordat pe barele de medie tensiune, releul integrat de protecţie din celula de medie tensiune a transformatorului de putere (art. 115) va fi completat cu o protecţie maximală de curent homopolar. Aceasta va asigura protecţia zonei înfăşurărilor de medie tensiune ale transformatorului de putere şi a circuitelor aferente, până la transformatoarele de curent din celula de MT (zonă restrânsă).

(2)Se recomandă o protecţie de rezervă împotriva scurtcircuitelor monofazate din reţeaua de MT, care să fie activată în releul numeric integrat din celula de racordare la barele de MT a echipamentului de creare a neutrului: bobină independentă de creare a neutrului sau înfăşurări primare ale transformatorului de servicii proprii (art. 106 şi 110). Această protecţie va utiliza o înfăşurare separată a transformatorului de curent de pe legătura la pământ a rezistorului de limitare

şi va comanda declanşarea întreruptoarelor surselor de alimentare a barelor (transformator, cuplă etc.)

IV.4 Protecţia transformatoarelor cu tensiunea superioară de 220 kV sau mai mare

Art. 118. - Transformatoarele de putere cu tensiunea superioară de 220 kV sau mai mare vor fi protejate, de regulă, cu relee numerice integrate, alcătuind două grupe de protecţie independente (v. art. 21).

Art. 119

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

a)protecţie diferenţială longitudinală, desensibilizată, frânată sau blocată, astfel încât să nu funcţioneze incorect la şocuri de magnetizare, curenţi tranzitorii sau de trecere;

c)protecţie maximală de curent de succesiune inversă, temporizată;

d)protecţie de suprasarcină cu două trepte (semnalizare şi declanşare; se recomandă ca protecţia să fie activată pe partea înfăşurării care nu este prevăzută cu reglaj de tensiune (ploturi).

Art. 120. - În cazul transformatoarelor realizate cu două sau mai multe unităţi, cu cuve şi borne separate fizic (de exemplu, cu unităţi monofazate şi/sau unităţi separate de reglaj al raportului de transformare), protecţia diferenţială trebuie să fie prevăzută cu posibilitatea de identificare a unităţii în care s-a produs defectul (de exemplu, câte o funcţie sau chiar releu de protecţie diferenţială pentru fiecare unitate componentă a sistemului).

Art. 121

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

a)protecţie diferenţială de transformator;

b)protecţie de distanţă (pe partea tensiunii superioare);

c)protecţie de distanţă (pe partea tensiunii inferioare).

Art. 122. - Releul integrat de protecţie diferenţială va avea aceleaşi funcţii ca şi releul din grupa I de protecţie. Se recomandă ca cele două relee să funcţioneze pe baza unor algoritmi diferiţi sau să fie produse de fabricanţi diferiţi.

Art. 123

Releele integrate de protecţie de distanţă vor avea, de regulă, următoarele funcţii de protecţie incluse:

a)protecţie de distanţă cu blocare la pendulaţii (v. art. 30);

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

c)protecţie maximală de curent homopolar, direcţională, cu minimum două trepte de curent şi de timp, cu temporizare selectabilă: independentă şi/sau invers dependentă de curent.

Art. 124. - În cazul în care înfăşurările terţiare ale transformatorului de putere sunt utilizate pentru conexiuni exterioare (de exemplu, pentru transformatoare de servicii proprii), protecţiile diferenţiale longitudinale vor fi realizate astfel încât circuitele echipamentelor din terţiar să nu fie, pe cât posibil, incluse în zona lor de protejare; echipamentele conectate la înfăşurările terţiare vor fi protejate cu protecţii selective şi rapide proprii (exemplu, v. art.111).

Art. 125. - Releul integrat de distanţă de pe partea de 110 kV a transformatoarelor care alimentează reţele de distribuţie la această tensiune, va include, suplimentar, o funcţie de protecţie minimală de frecvenţă şi protecţie de derivata frecvenţei (df/dt), cu rol de treaptă temporizată de DAS (v. cap. X). Se admite ca aceste funcţii să fie realizate cu releu numeric separat.

Capitolul VProtecţia blocurilor linie - transformator

V.1 Protecţia blocurilor linie de 110 kV – transformator de distribuţie 110 kV/MT

Art. 126. - Pentru blocurile linie-transformator de distribuţie (coborâtor) de 110kV/MT, protecţia liniei se va asigura, de regulă, numai în capătul de alimentare din staţia de 110 kV, cu relee numerice de protecţie de bază şi de rezervă locală, în celulă, astfel:

a)protecţia de bază a liniei va fi o protecţie de distanţă (v. art. 80 şi 87) sau o protecţie maximală de curent (pe trei faze şi nul);

b)protecţia de rezervă a liniei va fi o protecţie maximală de curent (pe trei faze şi nul). Blocurile linie-transformator trebuie prevăzute cu posibilitatea de transmitere a comenzilor de teledeclanşare, deoarece protecţiile liniei nu pot detecta defectele transformatorului, însoţite de curenţi mici, defecte care sunt sesizate de releele Buchholz sau de protecţiile de curent/tensiune de succesiune homopolară de pe partea de medie tensiune.

Art. 127. - Protecţiile transformatorului coborâtor se vor realiza conform cap. IV. Aceste protecţii vor comanda declanşarea întreruptorului local de 110 kV şi pornirea protecţiei locale împotriva refuzului de întreruptor.

Art. 128. - Pentru declanşarea de rezervă în cazul refuzului de declanşare a întreruptorului de 110 kV al transformatorului, comandat de către protecţiile transformatorului, se va prevedea, de regulă, un canal de teledeclanşare directă a întreruptorului liniei de 110 kV din staţia de distribuţie.

Art. 129. - În cazul în care blocul linie-transformator nu este prevăzut cu întreruptor pe partea de 110 kV a transformatorului coborâtor (la sosire - linie), protecţiile transformatorului vor comanda declanşarea întreruptorului de 110 kV din staţia de distribuţie, prin echipamente de transmisie şi canal de teledeclanşare. În cazul defectării acestui canal, se recomandă ca blocul linie-transformator să fie scos din funcţiune, automat sau manual. Această măsură nu este necesară dacă se prevede un al doilea canal, separat, cu echipamente de transmisie independente.

Art. 130. - În cazul blocurilor linie scurtă-transformator la care nu este prevăzut întreruptor pe partea de 110 kV la sosirea liniei, se recomandă utilizarea unor protecţii diferenţiale de linie, integrate în releul numeric de protecţie de bază sau de rezervă al liniei, împreună cu funcţiile de protecţie maximală de curent. Relee identice se vor prevedea la ambele capete al liniei. Funcţia de teledeclanşare directă din releele numerice diferenţiale de linie va fi folosită pentru transmiterea comenzii de declanşare 110 kV de la protecţiile transformatorului.

Art. 131. - Se admite ca protecţia diferenţială a liniei de 110 kV să asigure şi protecţia diferenţială a transformatorului, conectând-o la transformatoarele de curent de pe partea de medie tensiune (şi nu la cele de pe partea de 110 kV a transformatorului, care pot să nu fie prevăzute). În acest caz, protecţia diferenţială trebuie să fie desensibilizată, frânată sau blocată, astfel încât să nu funcţioneze incorect la şocuri de magnetizare, curenţi tranzitorii sau de trecere.

Art. 132. - Pentru liniile electrice aeriene sau mixte, releul numeric de protecţie de distanţă va fi prevăzut cu o funcţie de reanclanşare automată trifazată v. cap. X). Se recomandă prelungirea treptei I a protecţiei de distanţă sau accelerarea treptei II a protecţiei, înainte de reanclanşarea automată.

Art. 133

La liniile electrice subterane sau mixte, se va prevedea o funcţie de protecţie de suprasarcină în releul numeric de protecţie diferenţială sau de distanţă.

V.2 Protecţia blocurilor linie-transformator cu tensiunea superioară de 220-400 kV

Art. 134. - Blocurile linie-transformator cu tensiunea superioară de 220 kV sau mai mare, prevăzute cu întreruptoare la ambele tensiuni ale transformatorului, vor fi protejate, de regulă, cu relee de protecţie separate pentru linie şi pentru transformator şi anume:

a)protecţia liniei va fi realizată la ambele capete , conform soluţiilor de la III.5 pentru liniile cu tensiunea de 220-400 kV şi, respectiv, de la III.3.4 pentru liniile de 110 kV; canalele de transmisiuni pentru teleprotecţie şi teledeclanşare directă vor fi prevăzute indiferent de tensiunea liniei.

b)protecţia transformatorului se va realiza conform soluţiilor de la cap. IV.

Art. 135. - Se vor aplica măsurile de separare între grupele 1 şi 2 ale liniei, respectiv, ale transformatorului, precizate la art. 21. Nu se impun măsuri similare de separare între protecţiile liniei şi cele ale transformatorului.

Art. 136. - Se admite să se utilizeze un releu integrat comun pentru protecţia de distanţă a liniei, din grupa 2 şi pentru protecţia de distanţă a transformatorului de pe partea tensiunii liniei, dacă se asigură toate funcţiile cerute pentru releele integrate respective ale liniei şi transformatorului.

Art. 137. - Protecţiile diferenţiale şi cele tehnologice ale transformatorului (care comandă declanşarea) vor bloca atât conectarea întreruptoarelor locale ale transformatorului, cât şi funcţiile de reanclanşare automată a întreruptorului local al liniei.

Art. 138. - Protecţiile de distanţă ale liniei din capătul conectat la transformatorul blocului vor fi prevăzute cu o funcţie suplimentară de protecţie împotriva scurtcircuitelor din zona dintre întreruptor şi transformatoarele de curent asociate (End Zone Protection). Această protecţie va comanda teledeclanşarea întreruptorului de la capătul opus al liniei.

Art. 139. - Toate protecţiile transformatorului şi ale liniei vor porni o funcţie suplimentară de protecţie împotriva refuzului întreruptorului comun al blocului; această funcţie va fi inclusă, de regulă, în releul numeric de distanţă al transformatorului de pe partea liniei şi va comanda declanşarea întreruptorului de la celălalt nivel de tensiune al transformatorului de bloc şi teledeclanşarea întreruptorului de la capătul opus al liniei.

Capitolul VIProtecţia bobinelor de compensare de 110-750 kv

Art. 140. - La bobinele de reactanţă conectate prin întreruptor pe barele de 110-400 kV, utilizate pentru compensarea puterii reactive produse de liniile de înaltă tensiune şi pentru menţinerea tensiunii în limitele admise, se vor prevedea relee numerice integrate, alcătuind două grupe de protecţie separate (v. art. 21).

Art. 141

Grupa 1 de protecţie va include un releu numeric integrat care va avea următoarele funcţii de protecţie:

a)protecţie diferenţială longitudinală, desensibilizată, frânată sau blocată, astfel încât să nu funcţioneze incorect la şocuri de magnetizare, curenţi tranzitorii sau de trecere;

b)protecţie maximală de curent, trifazată, cu două trepte de curent şi de timp, cu temporizare selectabilă: independentă şi/sau invers dependentă de curent; funcţia va fi activată pe partea de înaltă tensiune a bobinei de compensare;

c)protecţie de suprasarcină cu două trepte (semnalizare şi declanşare).

Art. 142. - Grupa 2 de protecţie va include un releu numeric integrat, având aceleaşi funcţii de protecţie ca şi cel din grupa 1. Releul va fi prevăzut şi cu o funcţie de protecţie maximală de curent homopolar, care va fi activată pe partea neutrului bobinei de compensare.

Art. 143. - (1) În grupa 1 va fi inclusă automatica de comutare (anclanşare-declanşare) a întreruptorului bobinei de compensare, în funcţie de nivelul tensiunii de pe bare. Anclanşarea şi declanşarea automată se utilizează numai la bobine de compensare prevăzute cu întreruptoare corespunzătoare, capabile de comutări frecvente. Pentru reducerea solicitărilor (supracurenţi, supratensiuni), întreruptoarele vor fi prevăzute cu dispozitive de tip "sincronizator" (de comutare secvenţială a polilor), livrate de către furnizorul întreruptorului. Pentru realizarea automaticii se vor prevedea relee numerice separate cu funcţiile logice şi de protecţie necesare; se admite utilizarea de funcţii incluse în releul integrat din grupa 1 de conducere şi protecţie.

(2)Pornirea automaticii de anclanşare şi, respectiv, declanşare automată se va realiza cu relee maximale şi minimale de tensiune, cu temporizare independentă, având precizie şi coeficienţi de revenire corespunzători. Durata comenzilor va fi limitată, iar după emiterea unei comenzi, automatica va fi blocată pe o durată de timp reglabilă.

(3)Automatica va fi prevăzută cu blocare împotriva acţionărilor succesive repetate, precum şi după acţionarea protecţiei bobinei de compensare, a protecţiei barelor etc. Deblocarea automaticii se va face numai prin intervenţia personalului de exploatare.

Art. 144

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

Art. 145. - Protecţia bobinelor de reactanţă conectate în derivaţie pe liniile electrice va fi prevăzută conform aceloraşi cerinţe ca şi protecţia bobinelor conectate pe bare. Automatica de comutare a întreruptorului bobinelor şi modul de acţionare a protecţiilor vor fi adaptate modului de conectare a bobinelor la linia electrică.

Art. 146. - Protecţia bobinelor de reactanţă monofazate conectate la neutrul bobinelor trifazate de compensare montate în derivaţie pe linie, în scopul îmbunătăţirii condiţiilor de stingere a arcului în pauza de reanclanşare automată monofazată, va fi realizată în cele două grupe de protecţie astfel:

a)o protecţie diferenţială longitudinală, în grupa 1;

b)o protecţie monofazată de impedanţă minimă, nedirecţionată, netemporizată, în grupa 2. Art. 147. - Modul de acţionare a protecţiilor bobinelor de compensare, inclusiv a protecţiei împotriva refuzului de întreruptor (DRRI) şi a automaticii de comutare a întreruptorului bobinei, se va particulariza în funcţie de modul de conectare a bobinelor (pe bare sau în derivaţie pe liniile de IT).

CAPITLUL VII

PROTECŢIA BATERIILOR DE CONDENSATOARE DE MEDIE TENSIUNE

Art. 148. - Bateriile de condensatoare conectate la barele de medie tensiune prin întreruptor şi transformatoare de curent, trebuie protejate cu relee integrate, având următoarele funcţii de protecţie:

a)protecţie maximală de curent, trifazată, cu minimum două trepte de curent şi de timp, cu temporizare selectabilă: independentă şi/sau invers dependentă de curent;

b)protecţie maximală de curent homopolar, cu temporizare independentă (în reţelele cu neutrul tratat prin rezistenţă);

c)protecţie maximală de tensiune, trifazată, cu temporizare independentă;

d)protecţie minimală de tensiune, trifazată, cu temporizare independentă inferioară duratei de pauză AAR sau RART (în funcţie de schema de conectare a bateriei de condensatoare); se admite ca această funcţie să fie realizată doar în celula de măsură de pe barele de medie tensiune;

e)protecţie diferenţială transversală de curent homopolar, la bateriile de condensatoare realizate cu o schemă de conexiuni în dublă stea. Protecţia va fi conectată la un transformator de curent montat pe legătura dintre punctele neutre ale stelelor bateriei de condensatoare.

Capitolul VIIIProtecţia barelor colectoare. protecţiile prevăzute pe cuplele de bare

VIII.1 Protecţia barelor

Art. 149

(1)Barele colectoare şi barele de conexiuni (nodurile din schemele poligonale) vor fi prevăzute, de regulă, cu protecţii proprii (de regulă, protecţii diferenţiale) în următoarele cazuri:

a)staţii de transformare şi conexiuni la tensiunea de 220 - 750 kV; protecţiile vor fi prevăzute şi pe barele de 110 kV ale acestor staţii;

b)staţii de 110 kV la care se conectează blocurile generator-transformator ale centralelor electrice cu putere totală de 100 MVA sau mai mare;

c)staţii de 110 kV conectate prin linii scurte la staţiile menţionate la p. 1 şi 2; se admite să nu se prevadă protecţii selective de bare, dacă – din calculele de stabilitate tranzitorie – rezultă că declanşarea defectelor pe bare de către treptele temporizate ale protecţiilor elementelor racordate la bare este admisibilă.

(2)În staţiile de 110 kV cu sistem simplu de bare (eventual secţionat) şi cu număr redus de circuite, dacă nu se poate justifica protecţia diferenţială de bare, se recomandă să se prevadă o protecţie simplificată de bare, utilizând elemente ale protecţiilor de distanţă sau/şi ale protecţiilor maximale de curent direcţionate, de pe circuitele (din celulele) conectate la bare.

Art. 150. - În staţiile de MT se va prevedea întotdeauna o protecţie maximală de tensiune homopolară, temporizată, care va comanda declanşarea întrerupătoarelor surselor de alimentare a sistemului (secţiei) de bare şi a cuplei dintre bare (acolo unde există). Se admite semnalizarea fără declanşare în condiţiile art. 71.

Art. 151. - Barele staţiilor de racord la sistem al grupurilor din CNE şi cele ale staţiilor de 750 kV se vor prevedea, de regulă, cu câte două protecţii rapide şi selective (redundante), de preferinţă de tipuri constructive diferite.

Art. 152. - Se admite ca barele de conexiuni ("nodurile") din schemele poligonale ale staţiilor electrice de 110 - 750 kV să nu fie prevăzute cu protecţii proprii (în cazurile indicate la art. 149), dacă funcţia de protecţie a nodului poate fi preluată de către cele două protecţii rapide ale elementelor conectate la nodul respectiv (de exemplu, protecţiile de distanţă şi diferenţiale longitudinale) şi dacă, în cazul liniilor conectate la nod, se poate accepta reanclanşarea automată la defecte pe bare. La staţiile de 750 kV, prevederea se admite numai pentru una din cele două protecţii.

Art. 153

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

Art. 154. - (1) Pentru sistemele de bare duble sau/şi secţionate, de medie tensiune, dacă nu se poate aplica soluţia de la art. 153 şi este necesară eliminarea selectivă şi rapidă a defectelor (din motive de stabilitate a funcţionării instalaţiilor sau pentru limitarea solicitărilor periculoase a generatoarelor apropiate), se va prevedea una dintre următoarele soluţii:

a)o protecţie diferenţială incompletă, în două trepte, cuprinzând doar circuitele surselor de alimentare şi cuplele, în cazul staţiilor prevăzute cu bobine de reactanţă serie pe linii şi pe cuple, la care întreruptoarele liniilor nu sunt dimensionate (ca putere de rupere) să declanşeze la scurtcircuite între întreruptor şi bobina de reactanţă; aceste scurtcircuite, ca şi cele de pe bara respectivă, vor fi eliminate de către treapta rapidă a protecţiei diferenţiale incomplete, care va comanda declanşarea întreruptoarelor (cu mare putere de rupere) ale surselor de alimentare şi ale cuplelor; în aceste condiţii, liniile cu bobine de reactanţă nu vor fi prevăzute cu secţionare de curent;

b)protecţii maximale de curent rapide (secţionări de curent) pe circuitele de alimentare şi - eventual - pe cuplă, în cazul staţiilor de transformare prevăzute cu bobine de reactanţă serie pe linii şi pe cuple, acţionând ca în cazul soluţiei (1) ;

c)o protecţie simplificată de bare, utilizând elemente ale protecţiilor maximale de curent, eventual direcţionale, de pe circuitele conectate la bare, în staţiile cu număr redus de circuite (celule) sau cu structura centralizată a instalaţiilor de protecţie de la tensiunea barelor.

(2)Se admite prevederea unei protecţii de masă a barelor colectoare, în reţelele exploatate cu neutrul legat la pământ prin rezistenţă. Protecţia se va realiza cu un releu numeric cu funcţie de protecţie maximală de curent homopolar, conectat la transformatoare de curent (cu înfăşurările secundare în paralel) având primarele înseriate pe cel puţin două legături diferite către centura principală de legare la pământ a staţiei.

Art. 155. - (1) Pentru staţiile de medie tensiune, la care nu se prevăd protecţii proprii de bare (conform art. 153 şi 154), protecţia împotriva defectelor pe bare va fi asigurată de către protecţiile maximale de curent ale transformatoarelor de alimentare (art. 114 şi 115).

(2)Indiferent de modul de tratare al neutrului, se va prevedea o protecţie de tensiune homopolară temporizată în celula de măsură tensiune bare. Această protecţie va comanda, de regulă, declanşarea întreruptoarelor surselor de alimentare a barelor (transformator, cuplă etc.) Se admite ca această protecţie să comande doar semnalizarea preventivă în reţelele cu neutrul izolat sau compensat în cazurile indicate la art. 71.

Art. 156. - (1) Pentru protecţia selectivă şi rapidă a barelor (art. 149) se vor prevedea relee numerice cu frânare, care să fie insensibile la scurtcircuite exterioare zonei barelor şi la fenomenul de saturaţie a transformatoarelor de curent. În cazul protecţiilor care folosesc, pentru selectivitate, contacte auxiliare ale separatoarelor de bare, se vor prevedea protecţii diferenţiale prevăzute cu zonă de control (global), la care declanşarea este condiţionată de funcţionarea simultană a zonei selective şi a zonei de control global.

(2)Achiziţia curenţilor se va asigura, de regulă, de la înfăşurări secundare distincte ale transformatoarelor de curent. Protecţia va fi prevăzută cu elemente de supraveghere a circuitelor de curent, care să poată bloca (cu temporizare) acţionarea protecţiei şi să semnalizeze deranjamentele circuitelor.

(3)Se vor prevedea numai echipamente cu funcţii incluse de supraveghere şi de testare automate. În staţiile în care sistemele de protecţie sunt montate descentralizat, protecţia de bare va fi realizată, de asemenea, descentralizat, cu unităţi de celulă distribuite în dulapurile de protecţie din celulele staţiei şi cu o unitate centrală, conectată prin fibre optice cu unităţile de celulă.

Art. 157. - De regulă, în releele integrate de protecţie diferenţială vor fi incluse şi funcţii de protecţie de rezervă împotriva refuzului de întreruptor (DRRI, v. cap. IX), precum şi protecţia împotriva scurtcircuitelor din zona cuprinsă între fiecare întreruptor şi transformatoarele de curent asociate (End Zone Protection). Această protecţie va comanda teledeclanşarea întreruptorului de la capătul opus al liniei respective sau de la celelalte tensiuni ale transformatorului respectiv.

Art. 158

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

Art. 159

De regulă, protecţia selectivă a barelor va comanda:

a)declanşarea tuturor întreruptoarelor elementelor conectate la bara respectivă, indiferent dacă prin ele se alimentează sau nu defectul; în cazul transformatoarelor, în funcţie de numărul înfăşurărilor şi de schema de conectare, se va comanda şi declanşarea întreruptoarelor de pe celelalte înfăşurări;

b)blocarea locală a reanclanşării automate a liniilor racordate la bara respectivă;

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

d)pornirea schemelor de DRRI asociate întreruptoarelor comandate, în cazul transformatoarelor de putere (întreruptorul de la celalalt nivel de tensiune), al cuplelor transversale şi longitudinale, în cazul barelor cu 11/2 -2 întreruptoare pe circuit şi în cazul schemelor poligonale;

e)blocarea conectării tuturor întreruptoarelor declanşate prin protecţia de bare şi DRRI, până la deblocarea prin buton local.

VIII.2 Protecţiile prevăzute pe cuplele de bare

Art. 160. - În staţiile de medie tensiune, celulele cu transformatoare de curent şi întreruptor de cuplă transversală, cuplă longitudinală sau cuplă longo-transversală vor fi prevăzute, de regulă, cu releu numeric (relee numerice) incluzând următoarele funcţii de protecţie:

a)protecţie maximală de curent, pe cel puţin două faze: L1(R) şi L3(T), cu miminum două trepte de curent şi de timp, cu temporizare selectabilă: independentă şi/sau invers dependentă de curent;

b)protecţie maximală de curent homopolar, cu minimum două trepte de curent şi de timp, în reţelele cu neutrul tratat prin rezistenţă;

c)protecţie rapidă la conectarea întreruptorului pe defect;

În cazul realizării protecţiei de bare cu schemă simplificată (art. 154.c), protecţiile maximale de curent vor fi direcţionale.

Art. 161. - În staţiile cu tensiunea de 110 kV sau mai mare, celulele cu transformatoare de curent şi întreruptor de cuplă transversală, cuplă longitudinală sau cuplă longo-transversală vor fi prevăzute, de regulă, cu câte un releu numeric incluzând următoarele funcţii de protecţie:

a)protecţie de distanţă cu blocare la pendulaţii (v. art. 30);

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

c)protecţie maximală de curent homopolar, direcţională, cu minimum două trepte de curent şi de timp, cu temporizare selectabilă: independentă şi/sau invers dependentă de curent;

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

Art. 162. - (1) Cuplele de transfer vor fi prevăzute cu sisteme de protecţie şi de reanclanşare automată similare cu cele ale unei celule de linie, care să poată înlocui, de regulă, oricare din sistemele liniilor care au transformatoarele de curent amplasate direct lângă întreruptorul celulei de linie.

(2)Pentru celelalte elemente ale staţiei (linii, transformatoare etc.), la înlocuirea întreruptorului propriu cu întreruptorul cuplei de transfer, protecţiile elementului trebuie să rămână în funcţiune, urmând ca impulsurile de declanşare şi comenzile de teleprotecţie să fie comutate, de regulă, automat, de la protecţia asociată întreruptorului propriu, la cea asociată întreruptorului cuplei de transfer. În acest caz, protecţiile cuplei de transfer vor asigura eliminarea defectelor din zona barei de transfer (dintre transformatorul de curent al cuplei şi transformatorul de curent al elementului respectiv rămas în funcţiune), comandând în acest scop toate declanşările necesare (de exemplu, declanşarea întreruptoarelor de pe celelalte înfăşurări, în cazul transformatoarelor de putere). Zona barei de transfer va fi protejată selectiv de către protecţia diferenţială a barelor (dacă există).

Art. 163

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

Capitolul IXProtecţia împotriva refuzului de întreruptor (drri)

Art. 164. - Protecţia de rezervă îndepărtată nu are, întotdeauna, sensibilitatea necesară pentru a detecta defectele unui echipament al reţelei. Pentru asigurarea declanşării de rezervă la refuzul întreruptoarelor comandate de către sistemele de protecţie, se va prevedea, de regulă, protecţia locală împotriva refuzului de întreruptor (DRRI), în următoarele cazuri:

a)staţii de transformare şi conexiuni cu tensiuni de 110 kV şi mai mult;

b)orice transformatoare de putere prevăzute cu protecţie prin relee şi întreruptoare pe partea tensiunii superioare, de 110 kV sau mai mult;

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

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

Art. 165

(1)La realizarea protecţiei împotriva refuzului de întreruptor (DRRI) se vor respecta, de regulă, următoarele cerinţe:

a)pornirea schemei de DRRI se va asigura de la toate protecţiile care comandă declanşarea întreruptorului respectiv, cu excepţia protecţiilor de supratemperatură,

suprasarcină, tensiune, frecvenţă, împotriva pierderii sincronismului;

b)detectarea refuzului de întreruptor se va realiza cu elemente sensibile, de curent, cu timp de revenire foarte scurt; dacă este necesar, criteriul de detectare se va completa cu contacte auxiliare ale întreruptorului;

c)schema de DRRI va asigura o comandă de declanşare netemporizată ("treapta 1" - repetarea declanşării) către acelaşi întreruptor de la care a fost iniţiată pornirea; comanda de declanşare se va transmite la ambele dispozitive (electrovalve, electromagneţi) de declanşare ale întreruptorului respectiv (dar numai pe faza comandată, în cazul întreruptoarelor prevăzute cu reanclanşare automată monofazată);

d)schema de DRRI va asigura o comandă de declanşare trifazată temporizată ("treapta 2" – declanşarea de rezervă) către toate întreruptoarele adiacente celui de la care a fost iniţiată pornirea; se admite ca ordinul de declanşare să fie transmis numai la unul dintre cele două dispozitive de declanşare ale fiecărui întreruptor.

(2)În funcţie de schema primară, pentru declanşarea de rezervă a întreruptoarelor adiacente se vor utiliza canale de transmisie (teledeclanşare fără control local); o dată cu comanda de declanşare temporizată (treapta 2), se va asigura şi blocarea RAR, în cazul întreruptoarelor prevăzute cu reanclanşare automată.

Întreruptoare adiacente sunt considerate acele întreruptoare conectate imediat în amonte de întreruptorul care a iniţiat pornirea DRRI, prin care se poate elimina cât mai selectiv posibil defectul din aval.

Art. 166. - În staţiile la care se prevăd protecţii diferenţiale de bare, protecţia împotriva refuzului de întreruptor (DRRI) va fi inclusă, de regulă, în releele numerice ale protecţiei de bare. În celelalte situaţii, protecţia împotriva refuzului de întreruptor va fi integrată ca funcţie în unul sau mai multe relee numerice de protecţie a echipamentelor staţiei (protecţie „distribuită”).

Capitolul XAutomatizări

X.1 Reanclanşarea automată (RAR)

Art. 167. - În scopul restabilirii rapide a alimentării consumatorilor sau a interconexiunilor dintre sisteme sau din interiorul unui sistem electroenergetic, se va prevedea, de regulă, reanclanşarea automată a întreruptoarelor liniilor aeriene sau mixte (parţial aeriene şi subterane), după declanşarea acestora prin sistemele de protecţie. Reanclanşarea automată se va prevedea, ca funcţie inclusă, de regulă, în releele numerice de protecţie a liniilor. La liniile de 220-400 kV, funcţia de RAR va fi prevăzută, în ambele grupe de protecţie.

Art. 168. - În reţelele de distribuţie cu tensiunea nominală de cel mult 110 kV, se admite reanclanşarea automată (după declanşarea prin unele categorii de protecţie) a cablurilor, barelor, transformatoarelor şi a unor motoare, pentru corectarea neselectivităţii protecţiilor (art. 13). De exemplu, se admite reanclanşarea automată a unei linii radiale - bloc cu un transformator coborâtor, prevăzută cu accelerarea protecţiei înainte de RAR, dacă transformatorul este prevăzut cu protecţii şi întreruptor pe partea alimentării dinspre linie.

Art. 169

Reanclanşarea automată va fi blocată:

a)după deconectarea întreruptorului de către personal, prin comandă de la distanţă (din staţie) sau prin telecomandă (de la un centru de teleconducere);

b)după declanşarea prin protecţie, imediat după conectarea întreruptorului de către personal (prin comandă de la distanţă sau telecomandă);

c)în alte situaţii în care nu se admite reanclanşarea automată după acţionarea unor protecţii sau automatizări.

Art. 170

De regulă, se va realiza blocarea reanclanşării automate, după declanşarea prin:

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

b)protecţia rapidă la conectarea întreruptorului pe defect;

c)protecţia împotriva refuzului de întreruptor (DRRI);

d)ordinele de teledeclanşare directă recepţionate de la capătul opus al liniilor.

Art. 171

Schema logică a echipamentului (funcţiunilor) de reanclanşare automată va asigura, de regulă, şi:

a)evitarea posibilităţii reanclanşărilor automate repetate (cu excepţia celor programate, art. 172);

b)revenirea automată în starea pregătit de funcţionare, după un timp de recuperare.

Art. 172. - (1) Reanclanşarea automată trifazată (RART), la care orice tip de scurtcircuit va fi declanşat trifazat şi reanclanşat automat, va fi prevăzută, de regulă, în reţelele cu tensiunea de 110 kV sau mai puţin. La liniile de medie tensiune, radiale, cu alimentare de la un singur capăt, se va prevedea reanclanşarea automată multiplă (de regulă, cu dublu ciclu). Primul ciclu, rapid (RAR), va avea durată de pauză cât mai scurtă posibil, iar al doilea ciclu, lent (RAL), va avea o durată de pauză lungă.

(2)Se admite utilizarea reanclanşării automate trifazate (RART) la liniile cu tensiuni mai mari de 110 kV, în condiţiile indicate la art. 176.

Art. 173. - Reanclanşarea automată monofazată (RARM), la care scurtcircuitele monofazate vor fi declanşate monopolar şi reanclanşate automat, va fi utilizată, de regulă, în reţelele cu tensiunea de 400-750 kV. În acest regim, scurtcircuitele polifazate vor fi declanşate tripolar, definitiv (fără reanclanşare automată). Acest regim se recomandă a fi utilizat şi în cazul liniilor cu tensiuni mai mici de 400 kV, care constituie o unică legătură cu blocuri generatoare sau o staţie de centrală electrică.

Art. 174. - Reanclanşarea automată mono/trifazată (RARMT), cu un singur ciclu, la care scurtcircuitele monofazate vor fi tratate ca la art. 173 (RARM), iar cele polifazate - ca la art. 172 (RART), va fi prevăzută, de regulă, în reţelele cu tensiunea de 220 kV.

Art. 175. - La liniile prevăzute cu RARM sau RARMT, în cazul apariţiei unui al doilea defect, în pauza RARM, după eliminarea primului defect, se recomandă asigurarea declanşării trifazate definitive (cu blocarea reanclanşării automate).

Art. 176. - În scopul prevenirii situaţiilor în care reanclanşarea trifazată ar putea fi periculoasă pentru întreruptoare, pentru generatoare şi pentru stabilitatea sistemului, se va prevedea controlul sincronismului la toate liniile cu posibilitate de alimentare bilaterală, la care se poate adopta regimul de RART. Controlul se va prevedea ca funcţie asociată funcţiei de reanclanşare automată şi va asigura verificarea următoarelor criterii (separat sau în combinaţie):

a)tensiunea pe linie;

b)tensiunea pe bare;

c)tensiunile pe linie şi pe bare, diferenţa de unghi, diferenţa de modul şi diferenţa de frecvenţă.

Art. 177. - În cazul în care, la punerea sub tensiune a liniilor de 750 kV, pot apărea supratensiuni periculoase, pentru limitarea duratei acestora se recomandă folosirea funcţiei de reanclanşare automată pentru a realiza conectarea semiautomată a liniei: conectarea voită a întreruptorului de la un capăt al liniei, urmată de anclanşarea automată la celălalt capăt, cu controlul condiţiilor de sincronism, prin echipamentul cu funcţia de RART.

X.2 Anclanşarea automată a rezervei (AAR)

Art. 178. - Anclanşarea automată a rezervei se va prevedea, de regulă, în toate staţiile pentru a asigura continuitatea în alimentarea cu energie electrică a consumatorilor de servicii proprii, în acest scop fiind prevăzute o cale de alimentare de bază şi una de rezervă.

Art. 179. - Se recomandă prevederea anclanşării automate a rezervei pentru restabilirea alimentării consumatorilor din instalaţiile electrice de distribuţie cu tensiuni până la 110 kV inclusiv, prin conectarea automată a unei surse de rezervă, în cazul declanşării sursei de alimentare de bază. Anclanşarea automată a rezervei se poate prevedea pe transformatoare, linii, întreruptoare de cuplă etc.

Art. 180. - Anclanşarea automată a rezervei nu trebuie să funcţioneze în cazul unor defecte pe bara asigurată prin AAR sau când de pe această bară se alimentează un defect neeliminat selectiv pe unul dintre elementele conectate la bara respectivă (de exemplu, la refuz de întreruptor).

Art. 181

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

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

b)scăderea tensiunii pe bara alimentată, cu controlul prezenţei tensiunii pe calea de alimentare de rezervă;

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

De regulă, pornirea automaticii de anclanşare a rezervei se realizează pe baza criteriilor a şi b; se admite pornirea automaticii şi pe baza criteriului c, în funcţie de exigenţele consumatorilor.

Art. 182. - În cazul în care elementele de alimentare (liniile sau transformatoarele) de bază şi de rezervă au aceeaşi sursă de alimentare, se admite ca pornirea AAR la scăderea tensiunii să nu fie prevăzută.

Art. 183

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

Art. 184

(1)La pornirea ciclului de AAR pe baza criteriului de la art. 181 a , acţionarea automaticii (anclanşarea întreruptorului de pe calea de rezervă) va fi, de regulă, rapidă.

(2)În cazul în care funcţionarea rapidă poate conduce la apariţia unui curent de şoc periculos (de exemplu, în cazul alimentării unor motoare asincrone) se va adopta o temporizare scurtă sau se va introduce fie controlul tensiunii remanente pe bara asigurată prin AAR, fie controlul diferenţei fazorilor de tensiune de pe bară şi de pe sursa de rezervă.

(3)În cazul în care, la barele asigurate prin AAR, sunt conectate baterii de condensatoare, motoare sau generatoare de mică putere, se va prevedea comanda declanşării prin protecţie a acestora, o dată

cu separarea de sursa normală de alimentare, înaintea anclanşării sursei de rezervă, care va fi comandată cu o scurtă temporizare.

(4)Se recomandă să se prevadă restabilirea automată a alimentării din sursa de bază.

Art. 185. - (1) În cazul schemelor de AAR cu pauză foarte scurtă, la pornirea pe baza criteriului de la art. 181.3, se comandă simultan atât electromagneţii de deschidere ai întreruptorului de pe calea de alimentare de bază (care trebuie prevăzut cu două circuite independente de declanşare), cât şi electromagnetul de închidere al întreruptorului de pe calea de rezervă. Condiţia de la art. 183 se consideră îndeplinită dacă timpul de închidere a întreruptorului este mai mare cu cel puţin două perioade decât timpul total de deschidere (inclusiv stingerea arcului) la întreruptorul căii de rezervă.

(2)Se admite prevederea ciclului de AAR cu pauză foarte scurtă, numai cu condiţia utilizării unor întreruptoare foarte fiabile, la care refuzul de declanşare să fie, practic, imposibil.

Art. 186. - La proiectarea schemelor de AAR se vor verifica, prin calcul, sarcinile care se vor prelua pe sursa da alimentare de rezervă şi, dacă rezultă că prin AAR se produc suprasarcini inadmisibile sau nu se asigură autopornirea motoarelor, se va comanda descărcarea automată a sarcinii la acţionarea AAR (de exemplu, deconectarea unor consumatori nevitali).

Art. 187

(1)Pentru realizarea funcţiilor de anclanşare automată a rezervei, se vor utiliza:

a)echipamente (relee, programatoare logice ş. a.) special destinate acestor scopuri;

b)relee numerice prevăzute pentru alte funcţii de conducere şi/sau protecţie, la nivelul celulelor (de exemplu, de măsură şi/sau de cuplă) ori al staţiei.

(2)Indiferent de modul de realizare, anclanşarea automată a rezervei va fi prevăzută cu comutatoare (HW, SW) pentru punerea şi scoaterea din funcţiune a automaticii de către personalul de conducere (teleconducere) şi cu următorul volum minim de semnalizări:

a)AAR în funcţiune

b)A funcţionat AAR

c)Deranjament AAR

d)Blocat AAR

Art. 188. - Pentru serviciile proprii ale staţiilor de 220-750 kV se prevăd, de regulă, grupuri generatoare Diesel, ca sursă suplimentară de rezervă. Pornirea şi conectarea acestor grupuri va fi realizată cu o schemă de AAR, utilizând, parţial, componente comune cu schema AAR care comandă sursele de alimentare prin transformatoarele de servicii proprii. Grupurile vor fi pornite şi conectate automat, în cazul pierderii ambelor alimentări (de bază şi de rezervă) prin transformatoare, după declanşarea întreruptoarelor acestora.

X.3 Descărcarea automată a sarcinii (DAS)

Art. 189. - Descărcarea automată a sarcinii (declanşarea unei părţi din sarcina consumatorilor, în primul rând a celor care pot suporta întreruperi trecătoare de scurtă durată a alimentării electrice) trebuie prevăzută atât pentru limitarea scăderii frecvenţei şi a tensiunii, cât şi pentru evitarea pierderii stabilităţii sistemului electric.

Art. 190

Funcţia de DAS trebuie realizată, de regulă, în staţiile operatorilor de distribuţie şi, ca rezervă, în staţiile operatorului de transport.

Art. 191. - Puterea consumatorilor ce vor fi deconectaţi prin DAS se stabileşte pe întreg sistemul energetic şi pe zone ale acestuia, ţinând seama şi de condiţiile locale privind structura sistemului şi a consumatorilor din zonele respective. Sarcina deconectată de DAS se va împărţi pe tranşe de puteri, în funcţie de valoarea parametrilor controlaţi şi de durata scăderii acesteia sub treptele de reglaj stabilite.

Art. 192

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

a)frecvenţa reţelei (scăderea nivelului frecvenţei, viteza de variaţie în timp a frecvenţei – df/dt);

b)tensiunea pe bare (nivelul tensiunii, oscilaţii ale tensiunii);

c)curentul sau puterea activă pe căile de alimentare (valoare, sens, viteza de variaţie în timp

–dP/dt, oscilaţii ale curentului sau puterii active);

d)declanşarea (deconectarea) unor echipamente sau circuite ale reţelei.

Art. 193. - (1) De regulă, pentru realizarea DAS pe baza criteriilor de frecvenţă, se vor utiliza relee de frecvenţă (minimale şi de df/dt, în funcţie de necesitate), cu precizie ridicată, cu autoblocare la scăderea tensiunii, cu fiabilitate ridicată (siguranţă de funcţionare şi securitate împotriva acţionărilor greşite).

(2)De regulă, se vor prevedea minimum patru tranşe (trepte) de acţionare, din care cel puţin două bazate pe criteriul df/dt. Domeniul de reglaj al funcţiei fmin trebuie să acopere gama 50.0 – 46,0 Hz, în trepte de 0,1 Hz. Domeniul de reglaj al funcţiei df/dt trebuie să acopere gama 0,2-10 Hz/s.

Art. 194. - Automatica de descărcare a sarcinii va fi prevăzută cu comutatoare (HW, SW) pentru punerea în funcţiune şi anularea automaticii, pe tranşe de acţionare, de către personalul de conducere (teleconducere) şi cu următorul volum minim de semnalizări (pe fiecare tranşă):

a)DAS în funcţiune ;

b)A funcţionat DAS;

c)Deranjament DAS.

Art. 195. - Acţionarea DAS trebuie corelată cu acţionarea celorlalte protecţii şi automatizări (RAR, AAR). Nu se admite reducerea volumului descărcării de sarcină ca urmare a acţionării AAR, RAR sau a personalului operativ, care ar putea reconecta (total sau parţial) sarcina deconectată, anulând eficienţa DAS.

X.4 Protecţii speciale ale sistemului (automatizări de sistem)

Art. 196. - În scopul limitării extinderii avariilor în regimuri instabile, al prevenirii pierderii stabilităţii întregului sistem energetic, sau pentru menţinerea continuităţii în alimentarea unor consumatori vitali şi a funcţionării stabile a unor grupuri generatoare, în aceste situaţii se prevăd protecţii speciale (automatizări de sistem). Aceste automatizări iniţiază acţiuni care continuă şi se completează cu acţiunile DAS şi trebuie prevăzute în funcţie de condiţiile concrete de sistem, acolo unde eficienţa acţiunilor este optimă. Timpul de acţionare al acestei automatizări urmează a se preciza prin studii specifice (v. art. 8)

Art. 197. - Criteriile utilizate pentru pornirea automatizărilor de separare sunt, de regulă, cele menţionate la art. 192.a, b şi c, la care se adaugă protecţia împotriva ieşirii din sincronism: prin măsurarea variaţiei în timp a fazorului impedanţei aparente, prin măsurarea valorii şi a variaţiei unghiului intern în diferite puncte ale sistemului electric.

Art. 198. - În vederea dezvoltării, în viitor, a protecţiilor şi automatizărilor la nivel de sistem, în staţiile nominalizate de către Operatorul de Transport şi de Sistem se vor prevedea relee numerice cu algoritmi de măsurare sincronă a fazorilor de curent, tensiune etc. (sincrofazori) şi echipamente de transmitere a sincrofazorilor.

Art. 199

(1)În funcţie de condiţiile concrete de sistem, acţionarea automaticii de separare poate fi:

a)separarea sistemelor interconectate prin declanşarea unor linii electrice de interconexiune;

b)separarea unor zone din sistem (subsisteme), preselectate astfel, încât să poată funcţiona izolat, cu producţie şi consumuri de energie electrică relativ echilibrate;

c)insularizarea unor consumatori importanţi cu o centrală locală (sau o parte din centrală);

d)izolarea unor grupuri (blocuri) generatoare, cu serviciile proprii.

(2)Prevederea acestor acţiuni se decide pe baza calculelor de simulare privind eficienţa acestora şi, în cazurile c şi d, pe baza verificării condiţiilor tehnice (mecanice şi electrice) de continuare a funcţionării generatoarelor în condiţii de siguranţă, după acţionarea automaticii.

Capitolul XIParticularităţi ale protecţiilor şi automatizărilor în staţiile cu scheme de conexiuni particulare

Art. 200. - În cazul staţiilor prevăzute cu scheme de conexiuni particulare (de exemplu, scheme poligonale, scheme cu 1½ - 2 întreruptoare pe circuit, scheme de tip H cu întreruptoare sau separatoare de bare) proiectantul are obligaţia de a particulariza sistemul de protecţii, pornind de la prevederile prezentului normativ.

Capitolul XIICondiţii tehnice pentru interfeţele funcţionale dintre sistemele de protecţie aparţinând unor operatori diferiţi

XII.1 Condiţii tehnice pentru interfeţele funcţionale dintre sistemele de protecţie ale operatorilor de transport şi de distribuţie şi cele ale utilizatorilor reţelelor electrice

Art. 201. - Utilizatorii reţelelor electrice de transport (RET) şi de distribuţie (RED) sunt utilizatori activi (producători, furnizori de energie electrică) şi utilizatori pasivi (consumatori de energie electrică), racordaţi direct la RET sau RED.

Art. 202. - (1) Utilizatorul reţelei electrice de transport sau al reţelei electrice de distribuţie trebuie să-şi echipeze instalaţiile sale cu sisteme de protecţie care să elimine selectiv, rapid şi sigur (v. cap. I) orice defect în aceste instalaţii, care ar putea crea supracurenţi sau o degradare a calităţii energiei electrice din reţeaua la care se racordează.

(2)Totodată, sistemul de protecţie al Utilizatorului trebuie să fie capabil să elimine curenţii de defect produşi de instalaţiile sale în cazul unui defect pe racordul (de exemplu, linia sau transformatorul de racord) spre staţia de transport/distribuţie sau pe barele acestei staţii.

(3)De asemenea, utilizatorul trebuie să poată elimina aportul de curent de scurtcircuit al instalaţiei sale la unele defecte pe alte linii conectate la staţia la care se racordează, până la anumite limite (ca protecţie de rezervă îndepărtată).

Art. 203. - În scopul asigurării unei funcţionări fiabile, selective şi rapide a instalaţiilor de protecţie ale Utilizatorilor, aceştia trebuie să respecte condiţiile impuse de prezenta NTE, eventual completate cu precizări şi condiţii suplimentare. În avizul tehnic de racordare a Utilizatorului, Operatorul de Transport sau Operatorul de Distribuţie adaugă şi precizează cerinţe speciale pentru sistemele de protecţie la interfaţa cu instalaţiile Operatorului respectiv. Se vor preciza, mai ales, timpii maximi în care utilizatorul trebuie să elimine defectele din instalaţia sa la interfaţa cu reţeaua Operatorului, atât la funcţionarea normală a protecţiilor, cât şi la funcţionarea protecţiilor de

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

Art. 204. - În cazul refuzului unui echipament de protecţie sau al unui întreruptor din instalaţiile Utilizatorului, acesta va asigura eliminarea defectelor fie prin acţiunea protecţiilor altor echipamente ale sale (rezerva îndepărtată sau rezerva locală în staţie), fie prin acţiunea unei alte protecţii asociate echipamentului defect (rezerva locală în celulă). Selectivitatea şi rapiditatea eliminării defectelor în aceste situaţii trebuie să fie, pe cât posibil, apropiate de performanţele normale.

Art. 205. - În funcţie de schema de racordare la RET/RED, Operatorul de reţea are dreptul să ceară utilizatorului să prevadă protecţii suplimentare celor curente, prevăzute în NTE, pentru rezolvarea unor situaţii specifice, ca de exemplu:

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

b)echipamente şi funcţii pentru declanşarea monofazată RARM pe linia de interfaţă cu reţeaua;

c)protecţii de curent şi/sau tensiune de succesiune homopolară la transformatoarele de racord la reţea a centralelor, la care neutrul este legat direct la pământ, respectiv izolat; prevederea protecţiei de tensiune homopolară nu este obligatorie în cazul centralelor nedispecerizabile şi prevăzute cu decuplarea generatoarelor la pierderea legăturii cu reţeaua;

d)protecţii care să asigure declanşarea întreruptoarelor grupurilor sau racordurilor la reţea ale centralelor electrice în cazul pierderii stabilităţii;

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

Art. 206. - În cazul protecţiilor diferenţiale de linie şi/sau al echipamentelor de transmisiuni pentru teleprotecţie, releele (echipamentele) trebuie să fie identice la cele două capete ale liniilor de interfaţă dintre reţea şi Utilizator.

Art. 207. - (1) Utilizatorul RET trebuie să asigure înregistrarea informaţiilor privind funcţionarea sistemelor sale de protecţie şi a întreruptoarelor, pentru a le putea pune la dispoziţia Operatorului de transport. Aceste informaţii (mărimi analogice şi binare) sunt necesare pentru analiza incidentelor şi a funcţionării protecţiilor prin relee din zona apropiată interfeţei Operator-Utilizator.

(2)Funcţionarea protecţiilor şi a întreruptoarelor trebuie să fie datată cu o precizie de minimum 10 ms. Echipamentele (funcţiile) de înregistrare trebuie să fie sincronizate prin semnal GPS.

Art. 208. - Verificarea şi coordonarea reglajelor protecţiilor prin relee şi automatizărilor, la interfaţa dintre utilizator (producător sau consumator) şi Operatorul RET sau RED, se face de către Operatorul de Transport şi de Sistem, respectiv, de către Operatorul de Distribuţie, pe baza documentaţiei necesare transmisă de utilizator.

XII.2 Condiţii tehnice pentru interfeţele funcţionale dintre sistemele de protecţie ale operatorului de transport şi cele ale operatorilor de distribuţie

Art. 209. - (1) Din punct de vedere al relaţiilor dintre operatorii de sisteme, Operatorii reţelelor electrice de distribuţie (RED) sunt Utilizatori ai reţelei electrice de transport (RET), fără a se face distincţia activi-pasivi. În această situaţie, atât Operatorul reţelei electrice de transport (RET), cât şi operatorii reţelelor electrice de distribuţie (RED) trebuie să-şi echipeze instalaţiile cu sisteme de protecţie care să elimine selectiv, rapid şi sigur (v. cap. I) orice defect în instalaţiile proprii, care ar putea crea supracurenţi sau o degradare a calităţii energiei electrice din reţeaua cu care se conectează.

(2)Totodată, sistemele de protecţie ale RED şi RET trebuie să fie capabile să elimine curenţii de defect produşi de instalaţiile proprii în cazul unui defect pe racordul (de exemplu, linia sau transformatorul de racord) spre staţia de transport, respectiv de distribuţie sau pe barele acestei staţii.

(3)De asemenea, fiecare operator trebuie să poată elimina aportul de curent de scurtcircuit al instalaţiei sale la defecte pe alte linii conectate la staţia la care se racordează, până la anumite limite, ca protecţie de rezervă îndepărtată.

Art. 210. - La interfaţa dintre RET şi RED, Operatorul de Transport precizează condiţiile speciale impuse sistemelor de protecţie din instalaţiile Operatorului de Distribuţie respectiv. Se vor preciza, mai ales, timpii maximi în care Operatorul de Distribuţie trebuie să elimine defectele din instalaţia sa, atât la funcţionarea normală a protecţiilor, cât şi la funcţionarea protecţiilor de rezervă, ca urmare a refuzului protecţiilor de bază sau a întreruptoarelor. Dacă nu sunt precizaţi timpii limită de eliminare a defectelor, se vor respecta prevederile art. 7.

Art. 211. - În cazul refuzului unui echipament de protecţie sau al unui întreruptor din instalaţiile Operatorului de Distribuţie, acesta va asigura eliminarea defectelor fie prin acţiunea protecţiilor altor echipamente ale sale (rezerva îndepărtată sau rezerva locală în staţie), fie prin acţiunea unei alte protecţii asociate echipamentului defect (rezerva locală în celulă). Selectivitatea şi rapiditatea eliminării defectelor în aceste situaţii trebuie să fie, pe cât posibil, apropiate de performanţele normale.

Art. 212

În cazul protecţiilor diferenţiale de linie şi/sau al echipamentelor de transmisiuni pentru teleprotecţie, releele (echipamentele) trebuie să fie identice la interfaţa dintre RET şi RED.

Art. 213. - (1) Operatorul RED trebuie să asigure (prin sistemele de conducere şi protecţie din reţea) înregistrări de date privind funcţionarea sistemelor sale de protecţie şi a întreruptoarelor, pentru a le putea pune la dispoziţia Operatorului de Sistem şi de Transport. Aceste informaţii (mărimi analogice şi binare) sunt necesare pentru analiza incidentelor şi a funcţionării protecţiilor prin relee din zona apropiată interfeţei dintre Operatori.

(2)Funcţionarea protecţiilor şi a întreruptoarelor trebui să fie datată cu o precizie de minimum

10 ms. Echipamentele (funcţiile) de înregistrare vor fi, de regulă, sincronizate prin semnal GPS, în staţiile noi sau care se retehnologizează (integral sau pe nivele de tensiuni).

Art. 214. - Verificarea şi coordonarea reglajelor protecţiilor prin relee şi automatizărilor, la interfaţa dintre Operatorul RET şi Operatorul RED, se face de către Operatorul de Transport şi de Sistem, pe baza documentaţiei necesare transmisă de Operatorul de Distribuţie.

Forma oficială este cea publicată în Monitorul Oficial.

Textul actului · 208 articole

Anexa nr. 1

Capitolul IScop

Capitolul IIDomeniu de aplicare

Capitolul IIITerminologie ,i abrevieri

Capitolul IVActe normative de referin'ă

Capitolul VPrincipii generale privind proiectarea sistemelor de circuite secundare

Capitolul VICerin'e generale

Capitolul VIICerin'e tehnice privind performan'e pentru componentele sistemului de circuite secundare

Capitolul VIIIDocumenta'ia tehnică, pentru sistemele de circuite secundare, înregistrarea ,i raportarea evenimentelor

Anexa nr. 2

Capitolul IFuncţiunile sistemelor numerice de conducere

Capitolul IIStructura sistemelor de conducere

Capitolul IIIPărţi componente, interfeţe şi semnale ale sistemului de conducere, teleconducere

Capitolul IVPerformanţe

Art. 96În cazul dispozitivelor lente şi foarte lente, trebuie ca operatorul să fie capabil de a

Art. 110Principalele echipamente care interacţionează în cadrul procesului de conducere al unei