MANAGEMENTUL ECHIPAMENTELOR.pdf

UNIVERSITATEA TEHNICĂ
“GHEORGHE ASACHI” DIN IAŞI
Facultatea de
Inginerie Electrică, Energetică şi Informatică
Aplicată
CONTRIBUŢII PRIVIND
MANAGEMENTUL ECHIPAMENTELOR
ELECTRICE ÎN CADRUL UNEI
COMPANII DE ELECTRICITATE
- REZUMATUL TEZEI DE DOCTORAT -
Conducător de doctorat:
Prof. univ. dr. ing. Maricel Adam
Doctorand:
Ing. Mihai Andruşcă
IAŞI – 2013

UNIVERSITATEA TEHNICĂ “GHEORGHE ASACHI” DIN IAŞI
R E C T O R A T U L
Către
______________________________________________________________
______________________________________________________________
Vă facem cunoscut că, în ziua de ___________________ la ora _____ în
___________________________________________________________, va avea loc
susţinerea publică a tezei de doctorat intitulată:
“ Contribuţii privind managementul echipamentelor electrice în cadrul unei
companii de electricitate ”
Elaborată de domnul ing. MIHAI ANDRUŞCĂ în vederea conferirii titlului ştiinţific de
doctor.
COMISIA DE DOCTORAT ESTE ALCATUITA DIN:
1. Prof.univ.dr.ing. Marcel Istrate preşedinte
Universitatea Tehnică “Gh. Asachi” din Iaşi
2. Prof.univ.dr.ing. Maricel Adam conducător de doctorat
3. Prof.univ.dr.ing. Călin Munteanu membru
Universitatea Tehnică din Cluj-Napoca
4. Conf.univ.dr.ing. Doru Vătău membru
Universitatea „Politehnica” din Timişoara
5. Prof.univ.dr.ing. Adrian Baraboi membru
Vă trimitem rezumatul tezei de doctorat cu rugămintea de a ne comunica,
în scris, aprecierile dumneavoastră.
Cu această ocazie vă invităm să participaţi la susţinerea publică a tezei de
doctorat.

Teza de doctorat a fost realizată cu sprijinul financiar al proiectului
“STUDII DOCTORALE PENTRU PERFORMANŢE EUROPENE ÎN CERCETARE ŞI
INOVARE (CUANTUMDOC)” POSDRU/107/1.5/S/79407.
Proiectul “STUDII DOCTORALE PENTRU PERFORMANŢE EUROPENE ÎN
CERCETARE ŞI INOVARE (CUANTUMDOC)” POSDRU/107/1.5/S/79407, este
un proiect strategic care are ca obiectiv general „Aplicarea de strategii
manageriale, de cercetare şi didactice destinate îmbunătăţirii formării
iniţiale a viitorilor cercetători prin programul de studii universitare de
doctorat, conform procesului de la Bologna, prin dezvoltarea unor
competenţe specifice cercetării ştiinţifice, dar şi a unor competenţe
generale: managementul cercetării, competenţe lingvistice şi de
comunicare, abilităţi de documentare, redactare, publicare şi
comunicare ştiinţifică, utilizarea mijloacelor moderne oferite de TIC,
spiritul antreprenorial de transfer al rezultatelor cercetării. Dezvoltarea
capitalului uman pentru cercetare şi inovare va contribui pe termen
lung la formarea doctoranzilor la nivel european cu preocupări
interdisciplinare. Sprijinul financiar oferit doctoranzilor va asigura
participarea la programe doctorale în ţara şi la stagii de cercetare în
centre de cercetare sau universităţi din UE. Misiunea proiectului este
formarea unui tânăr cercetator adaptat economiei de piaţă şi noilor
tehnologii, având cunoştinţe teoretice, practice, economice şi
manageriale la nivel internaţional, ce va promova principiile dezvoltării
durabile şi de protecţie a mediului înconjurător.”
Proiect finanţat în perioada 2010 - 2013
Finanţare proiect: 16.810.100,00 RON
Beneficiar: Universitatea Tehnică “Gheorghe Asachi” din Iaşi
Partener: Universitatea „Babeş Bolyai” din Cluj-Napoca
Director proiect: Prof. univ. dr. ing. Mihai BUDESCU
Responsabil proiect partener: Prof. univ. dr. ing. Alexandru
OZUNU

Mulţumiri,
În primul rând, aș dori să adresez cele mai sincere mulțumiri,
distinsului meu conducător științific, prof. univ. dr. ing. Maricel ADAM,
pentru atmosfera de aleasă distincţie pe care a ştiut să o impună în
relaţiile reciproce, încrederea acordată, sfaturile profesionale și
impecabila coordonare pe tot parcursul elaborării tezei de doctorat.
Mulţumesc domnilor prof. univ. dr. ing. Adrian BARABOI, prof.
univ. dr. ing. Marcel ISTRATE, prof. univ. dr. ing. Călin MUNTEANU şi
conf. univ. dr. ing. Doru VĂTĂU pentru deosebita onoare pe care mi-au
făcut-o acceptând propunerea de a face parte din comisia de susţinere
publică, pentru atenţia acordată lucrării şi pentru sfaturile acordate.
Doresc să-i mulţumesc domnului profesor Octavian
POSTOLACHE şi domnului profesor Pedro GIRAO pentru sfaturile
acordate și cunoștiințele transmise în timpul stagiului de cercetare
efectuat la „Instituto Superior Técnico”, Lisabona, Portugalia.
Totodată, mulţumesc întregului colectiv al departamentului de
Energetică al Facultăţii de Inginerie Electrică, Energetică şi Informatică
Aplicată din Universitatea Tehnică „Gheorghe Asachi” din Iaşi, pentru
încurajările şi sfaturile deosebit de utile oferite pe durata anilor de
doctorat.
În final, dar nu în ultimul rând doresc să mulţumesc întregii mele
familii pentru răbdarea, pentru sprijinul continuu şi necondiţionat
acordat, fără de care nu aş fi reuşit să parcurg acest drum.

CUPRINS
Scopul, obiectivele şi structura tezei ………………………………………. 1 1
Cap.1 Introducere în managementul echipamentelor electrice ………………. 4 3
Cap.2 Sistem de management al echipamentelor electrice ……………………. 8 5
2.1. Conceptul de management al echipamentelor electrice ………………. 8 5
2.2. Componentele şi parametrii sistemului de asset management ……….. 9 5
2.3. Activităţi ale sistemului de asset management ………………………... 12 5
2.3.1. Monitorizarea şi diagnosticarea stării tehnice
a echipamentelor electrice ………………………………………. 12 6
2.3.2. Strategii de mentenanţă …………………………………………. 14 6
2.3.3. Managementul riscului ………………………………………….. 18 7
2.4. Ciclul de viaţă al unui activ …………………………………………… 19
2.4.1. Etape ale ciclului de viaţă al unui echipament electric….………. 20
2.4.2. Stări ale activului pe durata ciclului de viaţă ………………….... 21
2.4.3. Costul ciclului de viaţă …………………………………………. 22
2.5. Concluzii …………………………………………………………… 26 7
Cap.3 Stabilirea ordinii de prioritate a activităţilor de mentenanţă
în cadrul unei companii de electricitate ................................................... 27 8
3.1. Criterii de ordonare a activităţilor de mentenanţă …………………….. 27 8
3.1.1. Starea tehnică a echipamentelor, respectiv a staţilor electrice ….. 27 8
3.1.2. Importanţa staţiilor electrice…………………………………….. 29 9
3.1.3. Procesul de luare a deciziei în cadrul companiei de
electricitate………………………………………………………. 31 10
3.2. Etapele implementării unui sistem de asset management la nivelul
unei staţii electrice ……………………………………………………. 35 12
3.3. Concluzii ……………………………………………………………… 42 19
Cap.4 Monitorizarea şi diagnosticarea echipamentelor electrice……………... 44 20
4.1. Consideraţii privind monitorizarea şi diagnosticarea
echipamentelor electrice ……………………………………………… 44 20
4.1.1. Noţiuni de monitorizare şi diagnosticare ……………………….. 46
4.1.2. Echipamente monitorizate ………………………………………. 47 20
4.1.2.1. Întrerupătoare cu ulei de medie tensiune, de tip IO ……… 49
4.1.2.2. Întrerupătoare de înaltă tensiune cu hexafluorură de sulf.… 53 21
4.1.3. Studiul defectelor întrerupătoarelor …………………………….. 57 23
4.1.4. Parametri şi tehnici pentru monitorizarea întrerupătoarelor ……. 61 24
4.2. Structuri hardware-software de monitorizare şi diagnosticare………… 63 25

a echipamentelor electrice ……………………………………………..
4.2.1. Arhitecturi ale sistemelor de monitorizare şi diagnosticare …….. 63 25
4.2.2. Structura generală a unui sistem de
monitorizare şi diagnosticare…………………………………… 66
4.2.3. Dispozitiv de monitorizare a întrerupătoarelor …………………. 67
4.2.3.1. Caracteristici tehnice ……………………………………... 67
4.2.3.2. Software de monitorizare, Replay ……..………………….. 68
4.2.4. Sistem inteligent de monitorizare şi diagnosticare a
echipamentelor electrice ………………………………………... 70 25
4.2.4.1. Generalităţi ………………………………………………... 70 25
4.2.4.2. Componente şi caracteristici principale ………………….. 70 26
4.2.4.3. Organigrama meniului sistemului ………………………… 72
4.2.4.4. Configurarea sistemului …………………………………... 73
4.2.4.5. Moduri de salvare a datelor ……………………………….. 75
4.2.5. Dispozitive de testare utilizate pentru monitorizare …………….. 76
4.2.6. Alte dispozitive de monitorizare dedicate ………………………. 79
4.3. Aplicaţie software pentru monitorizarea şi diagnosticarea
echipamentelor electrice ……………………………………………… 81 27
4.3.1. Aspecte privind mediul de programare LabVIEW ……………... 81
4.3.2. Structura şi algoritmul aplicaţiei ………………………………... 82 27
4.3.3. Organigrama meniului aplicaţiei software ……………………… 83
4.3.4. Panoul frontal şi diagrama bloc ale aplicaţiei software …………. 84 28
4.4. Rezultate experimentale şi interpretări ……………………………….. 92 29
4.4.1. Monitorizarea şi diagnosticarea întrerupătoarelor de înaltă
tensiune ………………………………………………………… 92
4.4.1.1. Arhitectura sistemului de monitorizare şi diagnosticare...… 92 29
4.4.1.2. Parametrii monitorizaţi şi senzorii utilizaţi ……………….. 92 29
4.4.1.3. Schema de încercări ………………………………………. 93 29
4.4.1.4. Înregistrarea parametrilor …………………………………. 94 30
4.4.1.5. Generare raport de stare …………………………………... 98
4.4.2. Monitorizarea şi diagnosticarea întrerupătoarelor de medie
tensiune ……................................................................................ 99 32
4.4.2.1. Instalaţia experimentală…………………………………… 99 32
4.4.2.2. Parametrii monitorizaţi şi stări ale întrerupătorului ………. 100 33
4.4.2.3. Defecte realizate pe întrerupător şi interpretarea datelor.…. 102 34
4.4.3. Logica fuzzy în diagnosticarea întrerupătoarelor de putere …….. 106 36
4.4.3.1 Noţiuni fundamentale despre logica fuzzy…………………. 107
4.4.3.2 Sistem fuzzy pentru diagnosticarea întrerupătoarelor ……... 109 36
4.4.3.3. Aplicaţie software pentru diagnosticarea întrerupătoarelor
pe baza logicii fuzzy……………………………………… 113 37

4.5. Concluzii ................................................................................................ 115 38
Cap.5 Contribuţii la realizarea unui sistem de asset management …………… 118 39
5.1. Introducere ……………………………………………………………. 118 39
5.2. Arhitectura unui sistem de asset management ………………………... 119 39
5.3. Aplicaţie software de asset management ……………………………... 121 40
5.3.1. Instrument virtual pentru calcularea importanţei
întrerupătoarelor ………………………………………………………. 122 41
5.3.2. Instrument virtual pentru estimarea ordinii la mentenanţă..……... 125 42
5.3.3. Instrument virtual pentru determinarea ordinii la mentenanţă în
funcţie de gradul de influenţă a indexului importanţei şi a
deteriorării stării tehnice ………………………………………... 130 44
5.4. Aplicaţie software de luare a deciziei de mentenanţă pe baza logicii
fuzzy ………………………………………………………………….. 131 44
5.5. Rezultate experimentale ………………………………………………. 136 46
5.6. Concluzii ……………………………………………………………… 139 48
Cap.6 Concluzii şi contribuţii personale .............................................................. 141 49
6.1. Concluzii generale .................................................................................. 141 49
6.2. Contribuţii personale .............................................................................. 142 50
Bibliografie ................................................................................................... 146 53
Anexe 1. Caracteristici tehnice ale întrerupătoarelor de medie tensiune de
tip IO.............................................................................................. 151
Anexe 2. Caracteristici tehnice ale întrerupătoarelor de înaltă tensiune cu
SF6, tip GL 311 …………………………………………………. 152
Anexe 3. Caracteristici tehnice ale dispozitivului de monitorizare BCM.…. 154
Anexe 4. Caracteristici tehnice ale sistemului de monitorizare SIMDE ....... 156
Anexa 5. Schema electrică desfăşurată de conectare a sistemului de
monitorizare şi diagnosticare pe întrerupătorul de tip GL 311….. 158
Notă: Acest rezumat cuprinde principalele rezultate obţinute. Numerotarea capitolelor
corespunde cu cea din teza de doctorat, respectiv cu cea din rezumatul acesteia.

1
Scopul, obiectivele şi structura tezei
Teza are ca scop analiza conceperii, realizării şi implementării unui sistem de
management al echipamentelor electrice (asset management) la nivelul unei staţii electrice a unei
companii de electricitate, în contextul în care competiţia de pe piaţa energetică forţează
companiile de electricitate să reducă costurile de exploatare şi să minimizeze investiţiile,
existând tendinţa de a nu înlocui sau moderniza echipamentele învechite ci de a le exploata până
la sfârşitul duratei de viaţă, cu riscul continuu de defectare a acestora. Un sistem de asset
management al unei staţii de transformare urmăreşte, în ansamblu, să cuantifice starea tehnică a
echipamentelor electrice pe baza datelor istorice şi în timp real şi să stabilească o ierarhie a
activităţilor de mentenanţă. Pentru a lua decizia adecvată şi oportună în legătură cu
echipamentele existente în gestiunea unei companii de electricitate trebuie realizată o analiză pe
baza stării tehnice, respectiv a importanţei echipamentelor din cadrul acesteia, în scopul reducerii
costurilor şi maximizării profitului.
În vederea realizării acestui scop sunt necesare atingerea următoarelor obiective:
 cunoaşterea conceptului de asset management, a parametrilor şi componentelor acestuia;
 cunoaşterea activităţilor sistemului de management al echipamentelor electrice;
 identificarea etapelor necesare implementării unui sistem de asset management;
 stabilirea modelului matematic cu ajutorul căruia se poate implementa un sistem de
management al activelor;
 identificarea algoritmilor şi realizarea calculelor pentru extragerea datelor necesare
implementării sistemului;
 stabilirea criteriilor în funcţie de care se ordonează prioritatea la mentenanţă a
echipamentelor din cadrul unei companii de electricitate;
 realizarea unor fişe de determinare a stării tehnice și a importanţei echipamentelor din
cadrul unei staţii electrice, a importanţei grupelor de echipamente, respectiv a importanței
stațiilor de transformare din companiile de electricitate;
 determinarea parametrilor şi posibilităţilor de monitorizare a echipamentelor electrice în
vederea cunoaşterii stării tehnice;
 selectarea dispozitivelor de monitorizare şi diagnosticare care pot reda starea tehnică a
echipamentelor din cadrul unei staţii electrice;
 testarea sistemului şi generarea de rapoarte de stare.
Prezenta teză de doctorat este structurată într-un număr de şase capitole la care se adaugă
bibliografia și anexele.
În Cap.1 Introducere în managementul echipamentelor electrice se prezintă problematica
existentă în sistemul de producere, transport şi distribuţie generată de numărul mare de
echipamente electrice aflate în gestiune, îmbătrânirea acestora, şi necesitatea introducerii unui
sistem de management integrat de luare a deciziei în legătură cu activele unei companii de
electricitate.
Cap.2 Sistem de management al echipamentelor electrice prezintă conceptul de asset
management cu componentele şi parametrii care îl definesc. Sunt descrise strategiile de

2
mentenanţă existente în prezent, în sistemul de producere, transport şi distribuţie a energiei
electrice precum: mentenanţa corectivă, mentenanţa preventivă bazată pe criterii predeterminate,
mentenanţa bazată pe stare, mentenanţa centrată pe fiabilitate, respectiv mentenanţa bazată pe
risc.
În Cap.3 Stabilirea ordinii de prioritate a activităţilor de mentenanţă în cadrul unei
companii de electricitate se descriu criteriile pe baza cărora se ia decizia de ordonare a
activităţilor de mentenanţă la nivelul unei staţii electrice, respectiv a unei companii de
electricitate. Se prezintă algoritmul de calcul al importanţei unei staţii de transformare, pe baza
unei fişe de determinare a importanţei concepută pentru a diferenţia elementele de pe acelaşi
nivel ierarhic. De asemenea, sunt prezentate etapele implementării unui sistem de asset
management la nivelul unei staţii electrice din cadrul companiei “Transelectrica”-SA. Este
descris modul de repartiţie a echipamentelor din cadrul staţiei, de calcul al importanţei, indexurilor
de stare tehnică, de deteriorare a stării tehnice şi de importanţă, respectiv de stabilire a priorităţii la
activitatea de mentenanţă.
Cap.4 Monitorizarea şi diagnosticarea echipamentelor electrice tratează aspecte privind
stadiul actual al echipamentelor electrice de comutaţie, respectiv al monitorizării şi diagnosticării
întrerupătoarelor. Se prezintă studii realizate cu privire la defecte, parametri şi tehnici de
monitorizare a întrerupătoarelor. Se descriu dispozitive de monitorizare şi diagnosticare a
echipamentelor electrice existente, printre care amintim dispozitiv de monitorizare a stării
întrerupătoarelor (Breaker Condition Monitoring-BCM) şi sistem inteligent de monitorizare și
diagnosticare a echipamentelor electrice (SIMDE).
De asemenea, este prezentată modalitatea de proiectare, realizare şi implementare a unor
scheme electrice de conectare a dispozitivelor de monitorizare şi diagnosticare pe întrerupătoare
de medie tensiune, respectiv de înaltă tensiune.
Se prezintă aplicaţia software de monitorizare şi diagnosticare (SIMDE-software),
concepută în vederea prelucrării şi analizării parametrilor achiziţionaţi de structurile de
monitorizare prezentate, prin comparaţie cu înregistrări etalon. Se descrie aplicaţia software
pentru monitorizarea şi diagnosticarea întrerupătoarelor de putere, realizată prin utilizarea logicii
fuzzy, aplicație care permite analizarea datelor obţinute, detectarea defectelor, respectiv luarea
deciziilor în legătură cu acestea.
În Cap.5 Contribuţii la realizarea unui sistem de asset management este prezentată
aplicaţia software de asset management, realizată în mediul de programare LabVIEW. Sunt
prezentate instrumentele virtuale concepute, elaborate şi realizate pentru calcularea importanţei,
estimării ordinii la mentenanţă, respectiv determinării ordinii la mentenanţă în funcţie de gradul
de influenţă a indexurilor importanţei şi a deteriorării stării tehnice a întrerupătoarelor. De
asemenea, se descrie modalitatea de luare a deciziei de mentenanţă (menţinere, reparare,
respectiv modernizare, relocare sau înlocuire) pe baza logicii fuzzy, în funcţie de indexurile
amintite.
În Cap.6 Concluzii şi contribuţii personale se sintetizează concluziile generale desprinse
din lucrare, respectiv contribuţiile personale ale autorului.

3
Cap.1. Introducere în managementul echipamentelor electrice
Lumea actuală privită sub aspect social, economic, tehnic, cultural etc. este într-o
continuă dezvoltare şi schimbare datorită diverselor procese, evenimente/fenomene care au loc în
societate (fenomene naturale, criza economică, criza resurselor naturale etc.). Piaţa de energie, în
general, respectiv cea a energiei electrice, în particular, suportă şi ea importante modificări la
care companiile de electricitate ar trebui să răspundă noilor provocări prin metode, procedee,
tehnici şi tehnologii noi în ceea ce priveşte producerea, transportul şi distribuţia energiei
electrice.
Competiţia de pe piaţa energetică forţează companiile de electricitate să reducă costurile
de exploatare şi să minimizeze investiţiile, constatându-se deja o reducere generală a fondurilor
de investiţii. Există tendinţa de a nu înlocui sau moderniza echipamentele învechite ci de a le
exploata până la sfârşitul duratei de viaţă, astfel că riscul de defectare a acestora creşte odată cu
vârsta echipamentului şi cu absenţa întreţinerii.
În general, în companiile de electricitate şi, în particular, în staţiile de putere, defectele
echipamentelor electrice pot conduce la avarii grave care implică daune şi costuri ridicate ce sunt
de nedorit într-un mediu competitiv. Astfel, este necesară funcţionarea normală a echipamentelor
importante dintr-o staţie electrică, dintre acestea cele mai valoroase şi costisitoare active sunt
întrerupătoarele şi transformatoarele de putere.
Activitatea de transport a energiei electrice pe teritoriul României este realizată de către
compania “Transelectrica”-SA, prin intermediul Reţelei Electrice de Transport (RET). RET este
reţeaua electrică de interes naţional şi strategic cu tensiunea de linie nominală mai mare de 110
kV. Volumul de instalaţii gestionat de către “Transelectrica-SA este compus din 79 staţii
electrice, din care: 1 staţie 750 kV, 36 staţii 400 kV, 42 staţii 220 kV având 218 unităţi principale
de transformare care totalizează 37565 MVA şi care sunt distribuite pe întregul teritoriu al ţării.
Problema care caracterizează sistemul de transport al energiei electrice este că liniile şi
staţiile electrice care alcătuiesc sistemul electroenergetic au fost construite, în majoritate, în
perioada anilor 1960-1980, la nivelul tehnologic al acelei perioade. Conform standardelor
existente pe plan naţional şi internaţional cu privire la durata normală de funcţionare a
echipamentelor electrice, se observă că acestea sunt pe cale să atingă, au atins sau chiar depăşit
această durată, astfel încât companiile de electricitate trebuie sa facă investiţii serioase în
retehnologizarea şi înlocuirea acestora, Fig.1.1, [63].
Datorită îmbătrânirii şi uzurii echipamentelor electrice existente în sistemul
electroenergetic şi a evoluţiei tehnologice extrem de rapide este necesară luarea deciziei
oportune şi adecvate (menţinere, reparare, relocare, modernizare, înlocuire) privind elementele
uzate moral şi/sau fizic şi adăugarea unor elemente (facilităţi) suplimentare, inclusiv
introducerea de noi tehnologii.
În cadrul managementului unei companii electrice trebuie implementat un concept
complex de luare a deciziei în legătură cu echipamentele electrice, care să ţină cont de starea

4
tehnică reală a echipamentelor, respectiv de importanţa unei staţii de putere în cadrul reţelei de
transport a energiei electrice. În acest sens managementul activelor (asset managementul - AM)
este un mijloc modern şi adecvat pentru soluţionarea problemei luării deciziei, ştiind faptul că
funcţia de bază a acestuia poate fi descrisă ca un proces decizional continuu privitor la toate
activităţile care se desfăşoară în cadrul şi în legătură cu activele gestionate, în scopul reducerii
costurilor şi maximizării profitului.
Modernizare
Înlocuire
Punere în funcțiune
de noi active
Punere în
funcțiune
Număr
active
(an)
Timp
20
n
1960 1970 1980 1990 2000 2010 2020 2030 2040
10
Fig. 1.1. Punerea în funcţiune şi luarea deciziilor cu privire la instalaţiile electrice
Iniţial, asset managementul a fost folosit în industria financiară în termeni care explică
arta tranzacţionării (balansării) riscurilor si veniturilor. Gestionarea activelor în industria energiei
necesită o abordare diferită, deoarece spre deosebire de activele financiare, activele companiilor
electrice necesită activitate de mentenanţă specifică fiecărui echipament electric gestionat şi
implică luarea deciziei (reparare, retehnologizare, relocare sau înlocuire) în legătură cu acestea.
AM in industria energiei poate fi privit ca o echilibrare a balanţei între cost, performanţă şi risc.
În prezent, printre obiectivele principale ale companiilor de energie electrică se regăsesc
introducerea de noi soluţii pentru monitorizarea, diagnosticarea şi evaluarea stării tehnice a
activelor şi evaluarea vieţii acestora, respectiv de alegere a mentenanţei şi a posibilităţilor de
extindere a vieţii activelor existente în administrare.
Companiile de electricitate se confruntă cu problema administrării unui număr mare de
echipamente electrice (întrerupătoare, transformatoare, cabluri etc.) fiind necesară o asistenţă în
luarea deciziilor adecvate şi oportune în legătură cu activele lor, fapt care subliniază importanţa
tematicii. Pe baza informaţiilor dobândite din activităţile AM, procesul luării deciziilor urmăreşte
să menţină în stare de funcţionare echipamentele electrice, în condiţii de siguranţă şi eficienţă
pentru companiile electrice.
Implementarea unui sistem de asset management într-o companie electrică, va deveni o
necesitate în viitorul apropiat, deoarece activităţile principale ale AM, monitorizarea şi
diagnosticarea stării echipamentului, strategia de mentenanţă aleasă şi evaluarea riscurilor
implicate, trebuie să găsească soluţia optimă, în timp real, cu privire la activele gestionate pentru
atingerea obiectivelor economice urmărite de companie, cum ar fi sporirea profitabilităţii.

5
Cap.2. Sistem de management al echipamentelor electrice
2.1. Conceptul de asset management
Activele societăţilor comerciale au fost şi sunt administrate în scopul obţinerii maximului
din investiţie. Se constată totuşi că deşi se iau măsuri de reducere a costurilor, de reorganizare,
de creştere a productivităţii şi calităţii etc., un număr sporit de oportunităţi sunt pierdute datorită
obiectivelor contradictorii şi a lipsei organizării între departamentele societăţilor.
În acest domeniu, al administrării activelor, se impune utilizarea metodelor de asset
management (AM) pentru construirea unei singure structuri pe principiul celei mai bune valori a
investiţiei (banilor). O imagine cadru a unei structuri de AM se observă în Fig.2.1, în care se
remarcă unele componente ale acesteia şi anume:
managementul riscului, registrul activelor (bunurilor),
sistemele de management al muncii, educaţia etc.
O definiţie generală a AM, în cazul activelor
fizice, poate fi: setul de mijloace (metode, discipline,
proceduri) folosite, pe întreaga durată de viaţă a
afacerii, pentru optimizarea costului, performanţei şi
expunerii la risc ale acesteia, [6], [7], [61]. Se poate
observa deci că AM afectează toate etapele afacerii:
proiectare, exploatare, mentenanţă, siguranţă etc.
Furnizarea energiei electrice privită ca afacere a suferit schimbări importante datorate nu
numai dereglementării pieţei de energie ci şi datorită apariţiei tehnologiilor informaţiei.
2.2. Componentele şi parametrii sistemului de asset management
Sistemul de AM al unei companii electrice trebuie să includă următoarele componente,
[9]: registrul activelor; sisteme de planificare şi control; monitorizarea şi diagnosticarea
echipamentelor electrice; baze de date istorice şi în timp real. În afara aplicaţiilor de mai sus se
pot enumera şi următoarele aplicaţii, mai importante, care furnizează informaţii despre active şi
care pot fi utilizate pentru realizarea unui sistem de AM: sistemele de supraveghere, control şi
achiziţii de date (supervisory control and data acquisition - SCADA); managementul financiar;
managementul resurselor etc.
Cei mai utilizaţi termeni (parametri) care acoperă aspectele tehnice ale echipamentelor
sunt, [6]: disponibilitatea; fiabilitatea; performanţa; sănătatea.
2.3. Activităţi ale managementului echipamentelor electrice
Sistemul de management al echipamentelor electrice este compus din activităţi care sunt
intercorelate între ele, iar luarea deciziei asupra activelor implică parcurgerea tuturor acestor
activităţi. În Fig.2.3 sunt prezentate componentele AM şi anume, [17], [29], [49]:
Materiale
şi resurse
Investiţii şi
reînnoiri
Exploatare şi
mentenanţă
Managementul riscului, Registrul activelor,
Sistemul de Management al muncii, Educaţia etc.
Sistemul de Asset Management
Fig.2.1 Structura sistemului de asset management

6
 monitorizarea și diagnosticarea stării tehnice a echipamentelor electrice;
 strategia de mentenanţă aleasă;
 managementul riscului.
Managementul echipamentelor
electrice
Monitorizarea şi
diagnosticarea stării tehnice
a echipamentelor electrice
Strategia de mentenanţa
aleasă
Managementul
riscului
Fig.2.3 Activităţi ale managementului echipamentelor electrice
2.3.1. Monitorizarea și diagnosticarea stării tehnice a echipamentelor electrice
Determinarea stării tehnice reprezintă o componentă importantă a sistemului de AM şi
urmăreşte funcţionarea echipamentelor din cadrul unei companii de electricitate. Se disting
numeroase posibilităţi de a obţine informaţii asupra stării tehnice a echipamentelor electrice
dintr-o companie electrică.
Determinarea stării tehnice se poate face prin una din următoarele metode: monitorizarea
on-line; monitorizarea off-line; metode statistice etc.
Pentru majoritatea companiilor de electricitate, tendinţa folosirii echipamentelor
existente, la parametrii optimi, cu un coeficient ridicat de siguranţă, asociată cu asimilarea noilor
tehnologii este de mare actualitate şi în continuă ascensiune.
Monitorizarea echipamentelor electrice trebuie efectuată pentru a colecta informaţii
suficiente de la echipamentele monitorizate în vederea estimării stării tehnice a acestora.
Monitorizarea stării implică dezvoltarea unor sisteme dedicate.
2.3.2. Strategii de mentenanţă
În sistemul energetic românesc majoritatea echipamentelor electrice aflate în exploatare
sunt puse în funcţiune în perioada 1960-1980. Acestea au ajuns sau depășit durata normală de
funcţionare și, în consecință, necesită o atenţie sporită din partea managementului reţelei de
transport prin implementarea de strategii de mentenanță adecvate echipamentelor, [60].
Strategia de mentenanţă este o componentă importantă a sistemului de AM. În această
etapă a AM trebuie clasificate activele în funcţie de importanţa acestora în lanţul producerii,
transportului şi distribuţiei energiei electrice pentru a putea implementa o strategie de
mentenanţă adecvată cu scopul minimizării costurilor de mentenanţă a echipamentelor.
Strategiile de mentenanţă au evoluat de-a lungul timpului, de la mentenanţa corectivă,
bazată pe intervenţia post-defect la mentenanţa preventivă, bazată pe timp, la mentenanţa bazată
pe stare, pe fiabilitate, respectiv pe risc, [10], [15], [27], [31], [43].
Mentenanţa se defineşte ca fiind „ansamblul tuturor acţiunilor tehnice și organizatorice
care se execută asupra instalaţiilor şi componentelor acestora pentru menţinerea sau restabilirea
capacităţii de a-şi îndeplini funcţia pentru care au fost proiectate”, [64].
Funcţionarea oricărei instalaţii presupune alocarea de resurse financiare pentru
mentenanţa acesteia. Mărimea bugetului alocat depinde de gradul de complexitate al instalaţiei,

7
de obligativitatea
asigurării continuităţii în
funcţionare etc.
Necesitatea reducerii
costurilor pe întreaga
durată de viață a activului
a determinat gruparea
conceptelor de
mentenanţă în funcție de
momentul producerii defectelor. Astfel, aceste concepte de mentenanță pot fi grupate înainte și
după momentul producerii defectului, Fig.2.5.
2.4.3. Managementul riscului
Noile condiţii din economie în care mediile de afaceri sunt în continuă schimbare,
îndreptându-se tot mai mult către dereglementare şi competiţie, generează riscuri diverse, practic
în toate domeniile de activitate.
Riscul este definit ca fiind probabilitatea de apariţie a evenimentelor cu consecinţe
nefavorabile. Riscul este o noţiune ataşată nonfiabilităţii sau nonsecurităţii și reprezintă o
măsură/consecinţă a efectelor acesteia. Riscul are deci două componente, [22], [23]:
 probabilitate de a se realiza;
 consecinţă economică, evaluabilă sau nu.
Riscul este o noţiune de bază în luarea deciziilor în managementul tuturor activităţilor din
domeniul energetic.
2.5. Concluzii
Companiile de producere, transport şi distribuţie a energiei electrice au o bază însemnată
de echipamente (întrerupătoare, transformatoare, cabluri etc.) care trebuie să fie administrată.
Astfel, se accentuează nevoia de a introduce noi concepte care să reducă riscul de defectare a
echipamentelor din cadrul companiilor de electricitate, prin implementarea unor strategii bazate
pe analize multicriteriale, tot mai complexe, care în final sa conducă la: creşterea siguranţei în
funcţionare; asigurarea continuităţii în alimentarea cu energie; minimizarea pierderilor din
sistem; satisfacerea calitativă a consumatorilor.
Se ajunge astfel la necesitatea realizării unei singure structuri de analiză şi decizie pentru
managementul echipamentelor electrice. Această structură, sistem de asset management, se poate
realiza datorită progreselor înregistrate în domeniul tehnologiilor informaţiei şi va cuprinde ca
activităţi principale pe cele de monitorizare a stării tehnice, de alegere a strategiei de mentenanţă,
respectiv managementul riscului.
Managementul echipamentelor electrice trebuie să fie astfel realizat încât beneficiile de
natură economică obţinute să fie maxime. Acest lucru implică ca la baza luării deciziilor să se
ţină seama de criterii de natură tehnică, socială, respectiv economică.
Mentenanţă preventivă
Mentenanţă
bazată pe stare
Mentenanţă bazată pe
criterii predeterminate
Mentenanţă bazată pe fiabilitate
Mentenan?
ă bazată pe risc
Strategii de mentenanţă
Mentenanţă
corectivă
Înaintea producerii defectului După producerea defectului
Fig.2.5. Strategii de mentenanţă

8
Cap.3. Stabilirea ordinii de prioritate a activităţilor de mentenanţă
în cadrul unei companii de electricitate
3.1. Criterii de ordonare a activităţilor de mentenanţă
Companiile de electricitate se confruntă cu problema administrării unui volum mare de
instalaţii (staţii electrice, linii aeriene, întrerupătoare, transformatoare, cabluri etc.) fiind necesară
o asistenţă în luarea deciziilor adecvate şi oportune în legătură cu activele lor, fapt care
subliniază importanţa stabilirii ordinii de prioritate a activităţilor de mentenanţă. Pe baza
informaţiilor dobândite din activităţile asset managementului (monitorizare, mentenanţă şi
managementul riscului), luarea deciziilor urmăreşte menţinerea în funcţionare a activelor, în
condiţii de siguranţă şi eficienţă pentru companiile electrice cu un efort investiţional și financiar
minim. Totodată, asistenţa în luarea deciziilor, prin utilizarea unui sistem de asset management
(AM), va trebui să răspundă şi la problema privind satisfacerea calitativă a cerinţelor
consumatorilor, deoarece obiectivele strategice ale companiilor electrice sunt orientate şi spre
îmbunătăţirea serviciilor oferite.
În vederea stabilirii ordinii de prioritate a activităţilor de mentenanţă la nivelul unei
companii de electricitate, se realizează o analiză pe baza următoarelor criterii, [2], [19], [37],
[38], [42],[43], [53], [54]:
 starea tehnică a echipamentelor electrice din cadrul staţiilor electrice;
 importanţa staţiilor electrice pentru sistemul electroenergetic.
3.1.1. Starea tehnică a echipamentelor, respectiv a staţilor electrice
Starea tehnică a unui echipament este un indicator care evidenţiază starea de sănătate a
acestuia, prin compararea parametrilor actuali, cu parametrii ideali de funcţionare (etalon, de
referinţă). Sănătatea reprezintă măsura stării generale a echipamentelor în sensul capacităţii de
realizare a funcţiilor acestora.
Pentru evaluarea stării tehnice a unei
staţiei electrice, în ansamblu, este nevoie de
cunoaşterea stării tehnice a tuturor echipamentelor
din cadrul acesteia, exprimată prin indexurile de
stare (ISTEC) şi cuantificarea (însumarea) acestora
astfel ca, la sfârşit, un singur index de stare
tehnică să fie calculat pentru aceasta (ISTST),
Fig.3.1.
Determinarea stării tehnice a unei staţii
electrice reprezintă o componentă importantă a
Index de stare transformatoare
de măsură [1,2…ae]
=
Index de stare
staţie electrică [1, 2….. a]
Index de stare
Transformatoare [1,2, …ab]
Index de stare
Întrerupătoare [1,2……ac]
Index de stare
Separatoare [1,2…..ad]
Index de stare
Descarcătoare [1,2…..af]
Index de stare
…………
+
+
+
+
+
+
Fig.3.1. Algoritmul de calcul a stării tehnice a unei staţii electrice

9
sistemului de AM și presupune determinarea indexului de stare tehnică. Calculul indexului de
stare tehnică a staţiei electrice, după aflarea indexurilor componentelor acesteia pe baza unor fişe
de determinare, se poate realiza cu relația:
i
n
i
ECi
k
ST
n
IST
IST
k


 1
)
( , (3.1)
în care ISTST(k) reprezintă indexul de stare tehnică al staţiei k, k= 1, 2, …, a, nk - numărul de
echipamente din cadrul staţiei electrice k şi ISTECi, indexul de stare tehnică a echipamentului i
din staţia electrică k.
3.1.2. Importanţa staţiilor electrice
Importanţa unei staţii electrice este un indicator care evidenţiază influenţa pe care o are
aceasta asupra nivelului ierarhic din care face parte. Definirea importanţei unei staţii dintr-o
companie de electricitate, înseamnă evaluarea consecinţelor defectării acesteia asupra
performanţelor companiei.
În Fig.3.2 sunt prezentate nivelurile ierarhice şi conexiunile între acestea la nivelul unei
companii de electricitate (CE) şi anume: ST -
staţii electrice, GE - grupe de echipamente,
EC - echipamente, AN - ansamble ale
echipamentelor, SA - subansamble, iar
coeficienţii a, m, n, u, r reprezintă valorile
maxime a componentelor pe fiecare nivelul
ierarhic.
Pentru determinarea importanţei se
pleacă de la criterii care permit diferenţierea
între elementele aceluiaşi nivel ierarhic.
Importanţa componentelor depinde atât de criterii obiective cât şi subiective.
De exemplu, în Tab.3.1 este prezentat un extras dintr-o fişă ce permite determinarea
valorilor importanţei, pentru nivelul ierarhic – staţie electrică. Fiecare criteriu din tabel are
asociată o scară de evaluare, iar fiecare treaptă a scării este notată cu un număr de la 1 la 10.
Nota maximă se acordă pentru cea mai favorabilă treaptă. Totodată, fiecare criteriu are asociată o
anumită pondere în raport cu celelalte criterii, deoarece fiecare criteriu are o influenţă diferită în
cuantificarea importanţei unei staţii electrice pentru compania de electricitate, respectiv în
performanţele acesteia.
Tab.3.1 Fișa de determinare a importanţei staţiilor electrice (extras)
Evaluare pe criteriu,
staţia electrică k
Nr.
crt.
Criteriu Scara/factor de evaluare
Pondere
criteriu
1 2 …. a
de evacuare 8
de conexiune 7
1 După rolul în
sistemul energetic
de conexiune şi transfer 10
0,5
Subansamble
ANamnu=[SA1,...SAamnur]
ECamn=[AN1,...ANamnu]
GEam=[EC1,EC2,….ECamn]
STa=[GE1,GE2,….GEam]
CE=[ST1,ST2,….STa]
Fig.3.2 Reprezentarea nivelurilor ierarhice

10
de racord adânc 5
schema cu bară colectoare simplă 7
schema cu dublu sistem de bare colectoare 10
schema cu sistem triplu de bare colectoare 5
scheme în punte (fără bare colectoare) 3
2
După schema de
conexiune aleasă
scheme poligonale 2
1
> x euro 10
…………
3 Costul staţiei
<y euro 1
1
> s euro 10
……………
4 Costul mentenanţei
< t euro 1
0,5
>z euro 10
………………
5
Daune datorate
nefuncţionării
<w euro 1
1
mari consumatori (>u MW) 10
6
Natura
consumatorilor mici consumatori (<v MW) 5
0,5
<1960 10
1961-1975 9
1976-2010 6
7
Anul punerii în
funcţiune
>2011 1
1,5
…
…
…
Evaluare criteriu )
(
)
(
)
( j
j
k
j P
EVS
EVC 

Total evaluare pe element (staţie electrică): 

j
k
j
k
ST EVC
EVT )
(
)
(
unde: EVSj reprezintă valoarea scării de evaluare, Pj - ponderea criteriului,
j=1, 2, 3, … este numărul criteriului de evaluare, iar k=1, 2, 3, …, a
reprezintă numărul staţiei electrice
Importanţa pe element:


 a
i
i
ST
k
ST
k
ST
EVT
EVT
I
1
)
(
)
(
)
( ;
unde: i=1, 2, 3, …, a reprezintă numărul staţiei electrice
În final, cunoaşterea importanţei unei staţii electrice din cadrul unei companii de
electricitate permite determinarea indexului de importanţă (II) pentru nivelul ierarhic considerat,
cu formula:
100
)
(
)
( 
 k
ST
k
ST I
II . (3.2)
3.1.3. Procesul de luare a deciziei în cadrul companiei de electricitate
În procesul luării deciziilor în legătură cu activele unei companii de electricitate se
utilizează valorile indexurilor deteriorării stării tehnice a staţiilor electrice aflate în gestiune şi
importanţei acestora la nivelul reţelei de transport a energiei electrice în cadrul unei digrame de

11
prioritate. Aceasta este o diagramă carteziană având indexul de importanţă reprezentat pe abscisă
şi indexul de deteriorare a stării tehnice pe ordonată și permite luarea deciziilor adecvate şi
oportune cu privire la activele gestionate.
Deciziile care se pot lua în cadrul unei companiei electrice cu privire la activele
gestionate pot fi grupate astfel:
 pentru stabilirea activităţii de mentenanţă a activelor, în funcţie de starea tehnică a
acestora (menţinere în funcţionare, reparare, respectiv modernizare, relocare şi
înlocuire);
 pentru stabilirea strategiei de mentenanţă a activelor, în funcţie de importanţa
acestora (corectivă, preventivă bazată pe criterii predeterminate, respectiv pe
stare);
 pentru stabilirea ordinii de mentenanţă a activelor cu defect la un moment
considerat.
Indexul de deteriorare a stării tehnice pentru o staţie electrică “STk” la un moment dat se
calculează cu relaţia:











)
(
0
)
(
)
( 1
100
STk
STk
t
STk
IST
IST
IDST , (3.3)
unde IST0(STk), ISTt(STk) reprezintă valoarea indexului stării tehnice a staţiei electrice “k” în starea
iniţială fără defect, respectiv la momentul “t”, k=1, 2, …, a numărul staţiei electrice.
În procesul de luare a deciziilor în cadrul unei companii de electricitate, considerând doar
influenţa deteriorării stării tehnice a staţiilor, diagrama are trei zone care sunt delimitate de
valorile considerate a fi valori de prag în vederea luării deciziei în legătură cu activităţile de
mentenanţă a activelor gestionate. Astfel, IDSTm este valoarea indexului de deteriorare a stării
tehnice sub care se ia decizia de menţinere în funcţionare a activelor, IDSTr este valoarea
indexului de stare la depăşirea căreia se ia decizia de înlocuire, modernizare sau relocare,
respectiv decizia de reparare a activelor situate între cele două valori de prag IDSTm şi IDSTr.
Valorile indexurilor de prag IDSTm şi IDSTr sunt determinate pe baza datelor istorice și/sau a
opiniei experților.
Cu ajutorul diagramelor de prioritate a activelor, în funcţie de starea tehnică, este posibil
să se grupeze activele din punct de vedere al activităţilor de mentenanţă în trei zone, Fig.3.3a:
 activele care necesită doar inspecţii (măsurători de monitorizare şi diagnosticare) ce
trebuie să fie efectuate în mod regulat, zona I;
 activele care necesită activitate de reparare, întreţinere, zona II;
 activele care trebuie să fie modernizate, relocate, respectiv înlocuite, zona III.
Dacă considerăm în procesul de luare a deciziei doar influenţa importanţei, diagrama de
prioritate are de asemenea trei zone care sunt delimitate de valorile considerate de prag pentru
stabilirea strategiei de mentenanţă corespunzătoare, Fig.3.3b. Astfel, IIc este valoarea indexului
de importanţă sub care strategia de mentenanţă corespunzătoare activelor existente în această
zonă este corectivă, IIp valoarea indexului de importanţă peste care strategia de mentenanţă
potrivită acestei zone este metenanţă preventivă (bazată pe criterii predeterminate, pe stare), în

12
timp ce pentru activele aflate între cele două valori IIc‚ respectiv IIp strategia de mentenanţă
adecvată este o îmbinare între mentenanţă corectivă şi mentenanţă preventivă (bazată pe criterii
predeterminate).
Pentru stabilirea ordinii activităţilor de mentenanţă se consideră influenţa ambelor
criterii, aceasta realizându-se prin compararea lungimilor segmentelor de dreaptă d1,…,d6,
Fig.3.4. Segmentele de dreaptă se obţin prin coborârea perpendicularelor din punctele aflate în
planul (II; IDST) pe axa “D”. Axa “D” se trasează prin origine în cadranele doi şi patru ale
planului amintit mai sus. Valorile numerice ale segmentelor de dreaptă se pot calcula analitic cu
ajutorul relaţiei:

 cos
sin )
(
)
( 


 k
ST
k
ST IDST
II
d , (3.4)
unde α reprezintă unghiul dintre axa indexului de importanţă, respectiv axa “D”, unghi care
modelează gradul de influenţă a indexurilor importanţei, respectiv a deteriorării stării tehnice
asupra ordinii activităților de mentenanță.
Având în vedere că în practică ambele criterii (deteriorarea stării tehnice şi importanţa),
sunt de aşteptat să aibă aceeaşi influenţă asupra ordinii de prioritate a activităţilor de mentenanţă,
valoarea unghiului  trebuie să fie egală cu 45°. Activele care au segmentele de dreaptă cu
lungimile cele mai mari vor avea prioritate la mentenanţă.
Pentru a exemplifica modalitatea de luare a deciziei privind activele (staţii electrice) din
cadrul unei companiei de electricitate, s-au considerat şase staţii electrice cu defect, iar pe baza
diagramei de prioritate la mentenanţă, în urma analizei stării tehnice a staţiilor electrice și a
influenței egale a celor două indexuri a reieşit faptul că, Fig.3.4a:
 staţiile aflate în zona III a diagramei de prioritate, necesită o activitate de modernizare
sau înlocuire a echipamentelor existente în cadrul acesteia, prioritate având ST2 față de
ST1, deoarece are segmentul de dreaptă mai mare;
 staţiile aflate în zona II, necesită o activitate de reparare, a componentelor defecte din
cadrul staţiei, iar prioritate la această activitate pe baza analizei o are staţia ST3, față de
ST5, respectiv ST4, în timp ce ST5 are prioritate faţă de ST4.

IDST (%)
II (%)
Reparare
Modernizare,
Inlocuire,
Relocare
Mentinere în funcţionare,
Inspecţii
100
100
D
IDSTm
IDSTr
Zona I
Zona II
Zona III
d1 d2
d3
d4
d6
ST1 ST2
ST3
ST4
ST6
d5
ST5
a) 
IDST (%)
II (%)
Mentenanţă
corectivă
100
100
D
Zona I’ Zona II’ Zona III’
d1 d2
d3
d4
d6
ST1 ST2
ST3
ST4
ST6
d5
ST5
Mentenanţă
corectivă/
preventivă
IIc IIp
Mentenanţă
preventivă
(timp, stare)
b)
Fig.3.4 Diagrama de prioritate a activelor

13
3.2. Etapele implementării unui sistem de asset management la nivelul
unei staţii electrice
Un sistem de asset management a unei staţii de transformare urmăreşte, în ansamblu, să
cuantifice starea tehnică a echipamentelor electrice pe baza datelor istorice şi în timp real şi să
stabilească o ierarhie a activităţilor de mentenanţă.
Etapele implementării unui sistem de management la nivelul unei stații electrice sunt
următoarele, [2], [16]:
a) repartizarea pe grupe de echipamente (GE), echipamente (EC), ansamble (AN) şi
subansamble (SA) ale tuturor echipamentelor din cadrul unei stații electrice dintr-o companie de
electricitate (CE);
De exemplu, pentru staţia având schema electrică prezentată în Fig.3.5, avem următoarea
repartizare pe grupe de echipamente:
 transformatoare de putere, GE1;
 transformatoare de măsură, GE2;
 întrerupătoare de 110 kV, GE3
 întrerupătoare de 400 kV, GE4;
 separatoare, GE5;
 descărcătoare, GE6.
Fiecare grupă de echipamente cuprinde la rândul ei echipamentele corespunzătoare
acesteia, spre exemplu, grupa întrerupătoarelor cuprinde întrerupătoarele de înaltă tensiune de
110 kV GE3/EC1,…, GE3/EC11. Fiecare echipament al fiecărei grupe cuprinde la rândul lui
ansamblele corespunzătoare. În cazul întrerupătorului GE3/EC2, întrerupător IO de 110 kV,
avem următoarele ansamble constructive: GE3/EC2/AN1 - calea de curent; GE3/EC2/AN2 -
izolaţia electrică; GE3/EC2/AN3 - mecanismul de acţionare; GE3/EC2/AN4 - sistemul de fixare
mecanică. La rândul lor ansamblele constructive cuprind subansamblele corespunzătoare.
Mecanismul de acţionare, GE3/EC2/AN3, cuprinde: GE3/EC2/AN3/SA1 - element acumulator
de energie (cilindrul cu azot sub presiune) şi ţevile aferente; GE3/EC2/AN3/SA2 - electrovalve
de acţionare; GE3/EC2/AN3/SA3 - motor/pompă; GE3/EC2/AN3/SA4 - circuite electrice de
control, semnalizare, încălzire;
LEA 1
400 kV
LEA 2
400 kV
TRAFO 1
CM1 CM2
CTv
2
1
400 kV
GE 4/EC1
GE5
GE4/EC3
GE4/EC2
GE4/EC4
GE1
GE6
GE6
GE6
GE2
GE5 GE5
GE2 GE2 GE2
GE2 GE2
GE2 GE2
GE2
GE5
GE5
GE5
GE5 GE5
GE5 GE5

14
LEA 1
110 kV
LEA 3
110 kV
TRAFO 2
DRV 1
DRV 2
CTv
2
1
110 kV
LEA 4
110 kV
LEA 6
110 kV
LEA 7
110 kV
LEA 8
110 kV
LEA 9
110 kV
LEA 10
110 kV
LEA 11
110 kV
2
1
GE3/EC1
GE3/EC2
GE3/EC3 GE3/EC4 GE3/EC5
GE3/EC6 GE3/EC7 GE3/EC8 GE3/EC9 GE3/EC10 GE3/EC11
GE5
GE2
GE5
GE2
GE6
GE5 GE5 GE5
EG6
GE5
GE2 GE2 GE2
GE5
GE2 GE2
GE5
GE2
GE6
GE5
/EC1
GE5
GE1
GE5 GE5 GE5 GE5 GE5
GE2
GE2 GE2
GE2
GE2
GE2
GE2
GE2
GE2
GE5 GE5 GE5 GE5 GE5 GE5
GE5
GE2
GE2
GE2
Fig.3.5 Asocierea echipamentelor unei staţii de 400/110 kV în grupe de echipamente
b) cunoaşterea mecanismelor de defectare ale echipamentelor electrice;
c) cunoaşterea stării iniţiale fără defect a tuturor echipamentelor şi a staţiei electrice în întregime
cu ajutorul unor indexuri de stare tehnică IST;
Cunoaşterea valorilor indexurilor de stare tehnică, IST, pentru diferitele echipamente și a
staţiei electrice dintr-o companie de electricitate, implică, pentru început, determinarea
importanţei pentru fiecare component al staţiei. Aflarea importanţei este realizată pe fiecare nivel
al ierarhiei, ierarhie care a fost stabilită în prima etapă a aplicaţiei. Astfel, spre exemplu, în
Tab.3.2 şi Tab.3.3 sunt arătate extrase din fişe ce permit determinarea importanţelor, I, pentru
nivelele ierarhice – grupe de echipamente (transformatoare, întrerupătore, separatoare,
transformatoare de măsură etc.), respectiv echipamente (întrerupătoare).
Odată stabilită valoarea importanţei pe fiecare element (component) al nivelului ierarhic
se pot determina valorile indexului stării tehnice a întrerupătorului, IST, atât în starea iniţială fără
defect cât şi la un moment dat “t”.
Tab.3.2 Fișa de determinare a importanței grupelor de echipamente din cadrul staţiei electrice (extras)
grupa de echipamente k
Nr.
crt.
Criteriu Scara/factor de evaluare
Pondere
criteriu
1 2 …. m
> x euro 10
…………
1
Costul grupei de
echipamente
<y euro 1
4
> s euro 10
……………
2 Costul mentenanţei
< t Euro 1
2

15
>z euro 10
………………
3
Daune datorate
nefuncţionării
<w euro 1
4
…
…
…
Evaluare criteriu )
(
)
(
)
( j
j
k
j P
EVS
EVC 

Total evaluare pe grupa de echipamente:


j
k
j
k
GE EVC
EVT )
(
)
(
unde: EVSj reprezintă valoarea scării de evaluare, Pj reprezintă
ponderea criteriului, j=1, 2, 3, … este numărul criteriului de
evaluare, iar k=1, 2, 3, …, m reprezintă numărul grupei de
echipamente
Importanţa pe grupa de echipamente:


 m
i
i
GE
k
GE
k
GE
EVT
EVT
I
1
)
(
)
(
)
(
unde: i=1, 2, 3, …, m reprezintă numărul grupei de echipamente.
Tab.3.3 Fişă de determinare a importanţei întrerupătoarelor (extras)
întrerupător k (EVCj(k))
Nr. crt. Criteriu
Scara / factor de
evaluare
Pondere
1 2 … n
SF6 10
vid 10
ulei puţin 7
1 Tip întrerupător
aer
comprimat
3
2
> x euro 10
…
2 Cost aparat
<y euro 1
2
> u euro 10
…
3
Daune datorită
nefuncţionării
<v euro 1
1
> s euro 10
…
4
Costuri
mentenanţă
<t euro 1
2
400 kV 10
220 kV 8
110 kV 6
5 Nivel tensiune
20 kV 2
3
…
…
…

16
Evaluare criteriu: )
(
)
(
)
( j
j
k
j P
EVS
EVC 

Total evaluare pe element, pe întrerupător:


j
k
j
k
EC EVC
EVT )
(
)
(
unde: EVSj reprezintă valoarea scării de evaluare, Pj
reprezintă ponderea criteriului, j=1, 2, 3, … este numărul
criteriului de evaluare, iar k=1, 2, 3, …, n reprezintă
numărul întrerupătorului
Importanţa întrerupătorului k:


 n
i
i
EC
k
EC
k
EC
EVT
EVT
I
1
)
(
)
(
)
(
unde: i=1, 2, 3, …, n reprezintă numărul elementului
În Tab.3.4 este prezentată o parte a unei fişe ce permite determinarea stării tehnice,
respectiv valorii indexului stării tehnice pentru un întrerupător “k” din grupa de echipamente
denumită – întrerupătoare.
Tab.3.4 Fişă de determinare a indexului stării tehnice (extras)
Nr.
crt.
Criteriu
Scara / factor de
evaluare
Pondere Evaluare pe criteriu
(EVPj(k))
<50% 10
50-70% 7
71-90% 5
1 Electroeroziunea
91-99% 1
3
<5% 10
6%-10% 7
11%-20% 5
21%-30% 3
2
Abateri ale
caracteristicilor
cinematice
>30% 1
2
<1 an 4
1-15 ani 10
16-24 ani 7
25-30 ani 4
3 Vârsta
>30 ani 1
1
<5% 10
….
4
Abateri ale altor
mărimi
monitorizate >25% 1
3
…
…
…
Evaluare parametru: )
(
)
(
)
( j
j
k
j P
EVS
EVP 

Total evaluare la momentul t pe echip.:   

j
k
j
k
t
EC EVP
EVT )
(
unde: EVSj reprezintă valoarea scării de evaluare, Pj reprezintă
ponderea criteriului, j=1, 2, 3, … este numărul parametrului de
evaluare, iar k=1, 2, 3, …, n reprezintă numărul întrerupătorului
Valoarea importantei pe echipament, IEC(k)

17
Indexul de stare tehnică la t : 100
)
(
0
)
(
)
(
)
(
k
EC
k
t
EC
k
EC
k
t
EC
EVT
EVT
I
IST 
Criteriile din Tab.3.4 sunt criterii de evaluare pe component şi permit stabilirea evoluţiei
stării componentului plecând de la situaţia iniţială fără defect. În starea inițială fără defect,
indexul de stare tehnică ISTEC0(k) este dat de relaţia:
[%]
100
)
(
)
(
0 
 k
EC
k
EC I
IST (3.5)
Pentru staţia electrică prezentată anterior, Fig.3.5, s-a realizat un raport de stare la
momentul iniţial, fără defect. În Fig.3.6 sunt prezentate valorile relative ale indexului de stare
tehnică (IST) în starea iniţială fără defect pentru diferite subansamble, ansamble, echipamente şi
grupe de echipamente ale staţiei luate în considerare. Valoarea indexului de stare tehnică pentru
întreaga staţie este de 100%;
EC1
17%
GE1
50%
GE2
2%
GE3
20%
GE4
25%
GE6
1,5%
GE5
1,5%
EC2
10%
EC3
10%
EC4
6%
EC5
9%
EC6
2%
EC7
2%
EC2
25%
EC1
30%
EC11
15%
EC10
15%
EC9
7%
EC8
7%
EC4
15%
EC3
30%
AN1
11%
AN2
15%
AN3
4%
AN4
70%
AN1
10%
AN2
15%
AN3
5%
AN4
70%
SA1
45%
SA2
55%
SA3
30%
SA2
14%
SA1
16%
SA4
40%
ST
100%
Fig.3.6 Valorile indexului de stare în starea iniţială fără defect
d) supravegherea diverşilor parametri (presiune, temperatură, cursă etc.) ai echipamentelor şi
diagnosticarea stării activelor. Sistemul de diagnosticare selectează datele oferite de sistemele de
monitorizare şi compară valorile măsurate cu valorile de prag (atenţionare, alarmare). Sistemele
de monitorizare şi diagnosticare permit astfel aflarea treptei fiecărui criteriu din scara de evaluare
pe care se află elementul la momentul dorit şi determinarea deteriorării stării tehnice a acestuia,
în procente, plecând de la starea iniţială fără defect, datorită modificării mărimilor
supravegheate;
e) generarea raportului de stare pentru momentul ales. Valorile indexului de stare tehnică la un
moment dat plecând de la baza ierarhiei stabilite în starea iniţială, permit generarea unui raport
nou de stare care ţine seama de toate problemele existente în activele sistemului analizat, Fig.3.7.
Apariţia unui defect la subansamblul SA4, al mecanismului de acţionare AN4, al întrerupătorului
EC1, din cadrul GE3 face ca indexul de stare tehnică a acestuia să scadă de la 40% la 10%.
Considerând şi o micşorare a indexului de stare tehnică pentru întrerupătoarele EC3, EC10,
valoarea indexului de stare, pentru grupa de echipamente GE3 – întrerupătoare de 110 kV, este
de 18%. Considerându-se și deteriorarea stării tehnice a grupei de întrerupătoare de 400 kV și a

18
grupei de descărcătoare, valoarea stării tehnice pentru staţia în ansamblu devine în acest caz de
95,8%;
EC1
13,4%
GE1
50%
GE2
2%
GE3
18%
GE4
22,9%
GE6
1,5%
GE5
1,4%
EC2
10%
EC3
7%
EC4
6%
EC5
9%
EC6
2%
EC7
2%
EC2
25%
EC1
21,6%
EC11
15%
EC10
12%
EC9
7%
EC8
7%
EC4
15%
EC3
30%
AN1
11%
AN2
15%
AN3
4%
AN4
49%
AN1
10%
AN2
15%
AN3
5%
AN4
42%
SA1
45%
SA2
25%
SA3
30%
SA2
14%
SA1
16%
SA4
10%
ST
95,8%
Fig.3.7 Valorile indexului de stare tehnică pentru momentul t considerat
f) realizarea repartiţiei echipamentelor electrice cu defect ale staţiei în planul de coordonate a
indexurilor: importanţa (IIEC) şi deteriorarea stării tehnice (IDSTEC), pentru echipamentele staţiei
considerate cu probleme la momentul “t” dat.
Indexul de importanţă este un indicator care evidenţiază influenţa pe care o are un echipament
asupra grupei de echipamente din care face parte şi se calculează cu relaţia:
)
100
(
)
(
0
)
(
)
(
ECk
GEm
ECk
IST
n
I
II 

 , (3.6)
unde: II(ECk) – indexul de importanţă a echipamentului “ECk” care face parte din grupa “GEm” de
echipamente, k=1, 2, …, n; n - numărul de echipamente cuprinse în grupa “m”; IST0(ECk) -
valoarea indexului stării tehnice a echipamentului “ECk” în starea iniţială fără defect; I(GEm) -
importanţa grupei “GEm” de echipamente.
Indexul de deteriorare a stării tehnice pentru un echipament “ECk” la un moment dat se
calculează cu relaţia:











)
(
0
)
(
)
( 1
100
ECk
ECk
t
ECk
IST
IST
IDST , (3.7)
unde: IST0(ECk), ISTt(ECk) reprezintă valoarea indexului stării tehnice a echipamentului “k” în
starea iniţială fără defect, respectiv la momentul “t”.
În Tab.3.5 sunt date valorile indexului importanţei (II) şi ale indexului deteriorării stării
tehnice pentru echipamentele considerate cu defect din cadrul staţiei luate în studiu, iar în Fig.3.8
repartiţia echipamentelor în planul (II, IDST).
Stabilirea ordinii activităţilor de mentenanţă se realizează prin compararea lungimilor
segmentelor de dreaptă d1,…, d5. Valorile numerice ale segmentelor de dreaptă se calculează cu
ajutorul relaţiei (3.4) modificată pentru nivelul ierarhic – echipamente electrice:

 cos
sin )
(
)
( 


 k
EC
k
EC IDST
II
d , (3.8)

19
unde IIEC(k) – indexul importanţei echipamentului k, IDSTEC(k) – indexul deteriorării stării tehnice
a echipamentului k, α – gradul de influenţă a celor două indexuri asupra ordinii la activitatea de
mentenanță.
Tab.3.5 Valorile indexului importanţei, deteriorării stării tehnice şi ale distanţei d
Echipamentul n
I(GEm)
(%)
IST0(ECk)
(%)
ISTt(ECk)
(%)
II(ECk)
(%)
IDST(ECk)
(%)
d Ordinea la
mentenanţă
GE3/EC1 11 20 17 13,4 37,4 21 40,88 I
GE3/EC3 11 20 10 7 22 30 36,4 IV
GE3/EC10 11 20 15 12 33 20 37,1 III
GE4/EC1 4 25 30 21,6 30 28 40,6 II
GE5/EC1 33 1,5 0,8 0,6 0,39 25 17,77 V
Echipamentele care au segmentele de dreaptă
cu lungimile cele mai mari vor avea prioritate la
mentenanţă. În situaţia dată, atunci când influenţa
celor două indexuri este aceeaşi, valoarea unghiului α
este de 45°, ordinea priorităţii la mentenanţă este:
GE3/EC1 - întrerupătorul TRAFO 2, 110 kV;
GE4/EC1 - întrerupătorul liniei LEA 1, 400 kV;
GE5/EC1 - separatorul de pe TRAFO 2, 110 kV.
3.3. Concluzii
Producerea, transportul şi distribuţia energiei electrice privită ca o afacere a suferit
schimbări importante în ultimul timp. Optimizarea exploatării echipamentelor din cadrul
companiei de electricitate implică luarea celei mai bune decizii în legătură cu aceasta (menținere,
reparare, retehnologizare, relocare, înlocuire), pe baza unor analize multicriteriale (stare tehnică,
importanţă etc.) și are ca principal obiectiv creşterea siguranţei în funcţionare a reţelei electrice
în vederea evitării unor situaţii care pot conduce la evenimente accidentale nedorite atât pentru
reţelele electrice cât şi pentru populaţie sau mediu.
Sistemul de asset management în cazul unei companii de electricitate, respectiv a unei
staţii de transformare permite, printre altele:
 supravegherea mărimilor de stare şi generarea de avertizări şi alarme la depăşirea
anumitor valori de prag;
 selecţionarea şi stocarea datelor;
 generarea de diagrame şi rapoarte de stare;
 stabilirea unei ierarhii în privinţa activităţilor de mentenanţă ale echipamentelor electrice;
 abilitate mare în planificare şi bugetare pentru reparații, modernizări şi înlocuiri a
echipamentelor electrice; cunoaşterea cerințelor consumatorilor.
35
0
5
15
10
30
25
20
10 20 30 40
IDST
(%)
II (%)
GE5/EC1
GE3/EC3
GE4/EC1
GE3/EC10
GE3/EC1
D d5-1
d3-3
d4-1 d3-10
d3-1
α
Fig.3.8 Repartiţia echipamentelor în planul ( II, IDST)

20
Cap.4. Monitorizarea şi diagnosticarea echipamentelor electrice
4.1.Consideraţii privind monitorizarea şi diagnosticarea echipamentelor
electrice
În ultimii ani există tendinţa utilizării echipamentelor electrice din cadrul companiilor de
electricitate la limitele de funcţionare, cu riscul crescut al defectării, fapt ce conduce la scoaterea
din funcţiune a acestuia, respectiv la întreruperea alimentării cu energie electrică a
consumatorilor.
O evaluare exactă a stării tehnice şi a duratei rămase de viaţă poate fi un instrument
important pentru evitarea unor avarii, respectiv creşterea siguranţei alimentării cu energie
electrică a consumatorilor. Acest lucru este posibil de realizat printr-o mentenanţă adecvată a
echipamentelor electrice considerate importante (transformatoare, întrerupătoare etc.), respectiv
prin raţionalizarea cheltuielilor cu aceasta.
Un aspect important în ceea ce priveşte mentenanţa întrerupătoarelor o reprezintă
costurile care sunt în creştere datorită îmbătrânirii acestora, uzurii ridicate provenite din
exploatarea la limită a echipamentelor odată cu extinderea reţelelor, cerinţelor ridicate în ceea ce
priveşte fiabilitatea etc.
În general, politica de mentenanţă a întrerupătoarelor este orientată spre mentenanţa
corectivă (efectuată după apariţia defectului) şi pe mentenanţa preventivă planificată (efectuată
după criterii predeterminate). Dacă mentenanţa corectivă este o componentă de bază a
mentenanţei, literatura de specialitate arată faptul că din punct de vedere economic, mentenanţa
preventivă planificată nu se mai justifică, în totalitate.
În acest context, pe plan mondial, noua tendinţă în ceea ce priveşte mentenanţa
întrerupătoarelor este de a trece de la mentenanţa bazată pe criterii predeterminate la mentenanţa
bazată pe stare, ceea ce implică introducerea de sisteme integrate de monitorizare şi
diagnosticare a stării tehnice a acestora.
Monitorizarea stării tehnice este un concept nou care a devenit din ce în ce mai utilizată
datorită dezvoltării continue a senzorilor şi traductoarelor, a dispozitivelor de monitorizare,
respectiv a posibilităților noi în ceea ce priveşte transmiterea datelor achiziţionate. Aceste lucruri
au făcut ca monitorizarea să reprezinte o soluţie atractivă atât din punct de vedere tehnic, cât şi
economic.
4.1.2. Echipamente monitorizate
În cadrul unei companii de electricitate există o multitudine de echipamente electrice care
trebuie gestionate, între care întrerupătorul, alături de transformatorul de putere, reprezintă cele
mai importante active, fiind necesară funcţionarea lor în condiţii optime de exploatare şi
siguranţă. Rolul întrerupătorului este de a stabili, de a menţine şi de a întrerupe curenţii
corespunzători regimurilor normale de funcţionare, cât şi regimurilor de defect, [1], [48], [62].

21
În Fig.4.1, sunt prezentate componentele unui întrerupător indiferent de tipul acestuia, şi
anume:
 Componentele la tensiunea de
serviciu care reprezintă partea
activă a întrerupătoarelor, ce au
rolul de a stabili, menține și
întrerupe curentul în instalaţiile
electrice în care sunt montate.
Printre aceste componente se
regăsesc: camera de stingere
(rupere); întrerupătorul auxiliar,
rezistor, condensator; izolaţia
electrică (coloana izolantă, aer, ulei, vid, SF6).
 Elementele de control şi auxiliare au rolul de a trimite comanda de funcţionare
(închidere sau deschidere) întrerupătorului. Din această categorie fac parte: circuitele de
închidere, deschidere; comutatoare auxiliare, contactoare, relee, termostate; dispozitivul
de control al densităţii SF6; siguranţe, dispozitive de blocare etc.
 Mecanismul de acţionare este componenta care furnizează energia mecanică necesară
pentru deplasarea contactelor. Este alcătuit din: mecanism de transmitere; acumulator de
energie; elemente de control (neelectrice); dispozitive de comandă, amortizoare,
compresoare, pompe etc.
Cele mai utilizate tipuri de mecanisme de acţionare sunt următoarele: cu acumulare de
energie în resorturi; cu acţionare hidraulică; cu acţionare oleopneumatică etc.
4.1.2.2. Întrerupătoare de înaltă tensiune cu hexafluorură de sulf
Progresele înregistrate în tehnica echipamentelor de comutaţie sunt strict condiţionate de
descoperirea şi utilizarea convenabilă a unor medii electroizolante care, în acelaşi timp să posede
şi cât mai bune proprietăţi de stingere a arcului electric.
În paralel cu întrerupătoarele de putere realizate în tehnici tradiţionale (ulei puţin, aer
comprimat etc.) firmele specializate au fabricat, în ultimele decenii, echipament de comutaţie
bazat pe o tehnică nouă, cea a comutaţiei în hexafluorură de sulf.
În prezent, datorită performanţelor atinse, aceste aparate cunosc o tot mai largă utilizare
şi tind să înlocuiască tehnica tradiţională.
Întrerupătoarele de putere care utilizează hexafluorura de sulf ca mediu izolant, respectiv
de stingere a arcului electric, sunt realizate în tehnica autopneumatică, suflaj magnetic,
autoexpansiune sau tehnici combinate. Din totalul întrerupătoarelor de putere, o mare parte o
reprezintă cele autopneumatice. Tehnica autopneumatică a fost adoptată de constructori şi
acceptată de utilizatori deoarece permite obţinerea unor performanţe electrice înalte, cum sunt:
capacitate de scurtcircuit atingând 63 kA, tensiune nominală de până la 800 kV, timp de
deconectare de valori mici (circa 40 ms). Întrerupătoarele de putere realizate în tehnică
Mecanism de
acţionare
Linie electrică
Mecanism
de
transmitere
Circuitele electrice de
control şi auxiliare
Întrerupător
Componente la tensiunea de serviciu
Linie electrică
Fig.4.1. Reprezentarea schematică a întrerupătorului

22
autopneumatică funcţionează cu hexafluorură de sulf la o singură presiune, având valori de
0,275...0,7 MPa.
Suflajul necesar activării stingerii arcului
electric se obţine, la deconectare, pe durata deplasării
echipajului mobil, prin autocompresie, Fig.4.9, [1],
[69]. Aceste întrerupătoare se mai numesc cu
autocompresie sau cu o singură presiune
(monopresiune).
Ca exemplu constructiv se prezintă întrerupătorul de tipul GL 311 (123 kV) AREVA,
fabricat de către AREVA Energietechnik din Germania, având parametri nominali prezentaţi în
Anexa 2.
Întrerupătorul, Fig.4.10, este constituit din: 1-trei poli de tip monocolonǎ identici; 2-
camera de stingere; 3-coloană izolantă; 5-cadru de bază; 4-mecanism de acţionare cu
înmagazinarea energiei în resorturi, de tipul FK 3-1; 6-indicatorul de presiune a gazului SF6;
respectiv circuite de control şi comandă (nefigurate).
Fixarea polilor, la baza cărora este amplasat indicatorul de presiune şi mecanismul de
acţionare, se face pe suportul metalic 5. Polii se cuplează cu mecanismul de acţionare 4 prin
intermediul componentelor de transmitere a mişcării, Fig.4.11, în care: 1, 2, 3-pol A, B, C; 4-
pârghia de antrenare; 5-bara de antrenare; 6-pârghia B; 7-pârghia A, respectiv C; 8-bare de
cuplare.
1
2
3 4
5
6
Fig.4.10 Întrerupător de înaltă tensiune Fig.4.11 Componente de transmitere a mişcării
cu hexafluorură de sulf
Fiecare pol, Fig.4.12, este constituit din camera de stingere 1, coloana modul izolator
suport 2 şi componente ale mecanismului de acţionare, precum: resortul de deschidere 8, tija
izolantă de transmisie a mişcării 9 care străbate coloana 2, respectiv transmite mişcarea la
contactele mobile.
Un pol al întrerupătorului, Fig.4.12, conţine următoarele subansamble: 1- cameră de
stingere, 2-coloană izolantă; 3-anvelopă de porţelan; 4-contacte fixe; 5-contacte mobile; 6-borne
Fig.4.9 Principiul cumutaţiei autopneumatice (autocompresie)
Presiune joasă
Contact fix
Contact mobil
Arc electric
Suprapresiune de
natură mecanică

23
de conexiuni, 7-carterul polului; 8-resort de deschidere; 9-tijă izolantă; 10-ghidaj a resortului de
deschidere. Calea de curent a unui pol conţine bornele de conexiune, contactele de lucru şi
contactele mobile.
1
2
3
4
5
6
6
7
8
9
10
1
2
3
4
7
5
6
8
9
a) b) c)
Fig.4.12 Polul unui întrerupător de înaltă tensiune Fig.4.13 Componentele camerei de stingere
cu hexafluorură de sulf şi modul de funcţionare
Polii întrerupătorului formează cu ţevile pentru gazul SF6, care traversează cadru de bază
ajungând în carterele polilor, un compartiment comun pentru gaz.
Valoarea nominală a presiunii hexafluorurii de sulf în aceste întrerupătoare este de 0,64
MPa la 20 °C. Controlul presiunii se face cu presostatul 6, Fig.4.10, având rolul de a semnaliza
scăderea presiunii sub 0,54 MPa şi de a comanda blocajul general al funcţionării sau deschiderea
automată a întrerupătorului, dacă presiunea scade sub valoarea de 0,51MPa.
Componentele active ale camerei de stingere şi modul de funcţionare sunt prezentate în
Fig.4.13. Întrerupătorul, Fig.4.13a, este prevăzut cu contacte specializate, de rupere (l-fix, 2-
mobil), respectiv de lucru (3-fix, 4-mobil). Echipajul mobil este constituit din contactele 2, 4
conectate electric între ele, ambele solidare cu ajutajul electroizolant-5 şi cilindrul metalic-7.
La deconectare, Fig.4.13b, echipajul mobil coboară, arcul electric 9 fiind preluat de
contactele de rupere 1, 2. Gazul SF6 comprimat între cilindrul mobil 7 şi pistonul fix 8 exercită,
prin ajutajul 5, un suflaj longitudinal bilateral, sub acţiunea căruia se obţine stingerea arcului
electric. Valvele 6 se deschid la închiderea întrerupătorului, Fig.4.13c, pentru a permite
recircularea gazului necesar suflajului, conţinut în spaţiul dintre cilindrul 7 şi pistonul 8.
Simplitatea constructivă, indicatorii înalţi de fiabilitate, mentenabilitatea ridicată şi
cheltuielile de exploatare reduse fac din echipamentele realizate în tehnica autopneumatică cele
mai răspândite dintre cele cu comutaţie în hexafluorură de sulf.
4.1.3. Studiul defectelor întrerupătoarelor
Pentru stabilirea principalilor parametri şi caracteristici necesare în monitorizarea şi
diagnosticarea stării tehnice a echipamentelor de comutaţie trebuie mai întâi stabilite

24
componentele responsabile de anomaliile şi defecţiunile acestora. Din datele statistice aflate în
literatura de specialitate a rezultat următoarea situaţie, prezentată în Tab.4.1, ..., Tab.4.5, [10].
După consecinţele defectării, pentru întrerupătoare, specialişti din cadrul CIGRE s-au
oprit doar la două
categorii de defectări
şi anume: majore
(DM); minore (Dm).
Defectările majore
corespund dispariţiei
unei funcţii principale
a întrerupătorului,
necesitând scoaterea
din funcţiune a
acestuia, în timp ce
defectările minore
grupează toate
celelalte defectări care
pot fi eliminate mai
târziu (cu ocazia
lucrărilor planificate
sau programate
accidental), [6], [59].
Astfel se propune ca defectarea întrerupătorului să fie considerată ca majoră dacă
întrerupătorul: nu anclanşează sau nu declanşează la comandă; nu întrerupe curentul sau se
defectează la deschidere; nu stabileşte curentul sau se defectează la închidere; anclanşează sau
declanşează fără comandă; se defectează ca urmare a unei amorsări la pământ, între faze sau între
bornele aceleaşi faze deschise; nu suportă curentul.
Ca defectări minore sunt considerate următoarele: întrerupătorul nu va anclanşa sau nu va
declanşa la comandă; întrerupătorul nu va stabili sau nu va întrerupe curentul; pierderi de ulei
şi/sau hexafluorură; modificarea caracteristicilor funcţionale.
4.1.4. Parametri şi tehnici pentru monitorizarea întrerupătoarelor
Parametrii şi caracteristicile ce trebuie considerate pentru realizarea supravegherii şi
diagnosticării stării tehnice a echipamentelor de comutaţie se discută pe funcţie sau
subansamblu. Atât parametrii folosiţi în mod curent cât şi cei datoraţi noii dezvoltări a tehnicilor
de diagnosticare sunt trataţi sub aspectul utilităţii, experienţei cunoscute şi fezabilităţii tehnice şi
economice. În Fig.4.14 sunt reprezentaţi parametrii pentru monitorizarea întrerupătoarelor cu
SF6, [12], [15], [21]. Înglobarea unui număr cât mai mare dintre aceşti parametrii, va permite
aflarea cât mai exactă a stării tehnice reale a echipamentului.
Tab.4.1 Repartiţia pe tipuri de defectări şi pe componente responsabile
Tipuri de defectări
Componente responsabile
DM
[%]
Dm
[%]
Componente la tensiunea de serviciu
- camera de stingere (rupere)
- întrerupător auxiliar, rezistor
- izolaţia principală faţă de pământ
20,4
12,5
0,9
7,0
25,7
8,5
0,6
16,6
Elemente de control şi auxiliare
- circuitele de închidere, deschidere
- comutatoare auxiliare
- contactoare, relee, termostate etc.
- dispozitivul de control al densităţii SF6
33,3
11,6
7,3
10,4
4,0
22,8
1,2
2,1
6,5
13,0
Mecanismul de acţionare
- compresoare, pompe, etc.
- acumulatorul de energie
- elemente de control (neelectrice)
- dispozitive de comandă, amortizoare
- mecanism de transmitere
42,1
15,2
4,0
10,4
7,9
4,6
46,1
20,1
7,0
12,7
4,8
1,5
Alte componente 4,2 5,3

25
Funcţia sau subansamblul constructiv
a întrerupătorului cu SF6
Izolaţia Mecanismul de
acţionare
Circuitele de control
şi auxiliare
Stabileşte, menţine şi
întrerupe curenţi
- numărul de acţionări
- energia acumulată
(presiune)
- cursa şi viteza la acţionare
- amprenta vibratorie
- numărul de porniri ale
pompei, curentul motorului,
timp reîncărcare pompă, timp
total funcţionare pompă
- densitatea SF6
- umezeală în SF6
- conţinutul în O2
- nivelul acidităţii
- contaminarea SF6
- descărcări parţiale
- poziţia contactelor
principale
- rezistenţa de contact
- temperatura de contact
- poziţia contactelor principale
- sarcina în curent
- numărul de comutaţii
- nesimultaneitatea
- timpul de arc
- viteza contactelor
- electroeroziunea contactelor
(I2
t)
- tensiunea de alimentare
- continuitate circuite
- curentul în bobine
- circuite de încălzire
- rezistenţa de izolaţie
- starea contactelor
auxiliare
Fig.4.14 Parametrii monitorizaţi ai unui întrerupător
4.2. Structuri hardware-software de monitorizare şi diagnosticare a
echipamentelor electrice
4.2.1. Arhitecturi ale sistemelor de monitorizare şi diagnosticare
Achiziţionarea datelor, cu privire la parametrii echipamentelor electrice monitorizate,
este realizată cu diferite sisteme de monitorizare şi diagnosticare. Arhitecturile sistemelor de
monitorizare şi diagnosticare realizează achiziţia şi procesarea semnalelor folosind unul din cele
trei niveluri posibile: local, distribuit şi central.
Sistemele de monitorizare şi diagnosticare pot avea una din arhitecturile următoare, [10]:
sistem local portabil; sistem local permanent; sistem central on-line, conectare directă; sistem
central on-line, conectare distribuită; sistem hibrid; sistem cu reţea locală integrată - LAN (Local
Area Network); sistem integrat total bazat pe calculator.
4.2.4. Sistem inteligent de monitorizare şi diagnosticare a echipamentelor electrice
4.2.4.1.Generalităţi
Sistemul inteligent de monitorizare şi diagnosticare a echipamentelor electrice (SIMDE)
se utilizează pentru monitorizarea şi diagnosticarea echipamentelor electrice de comutaţie
(întrerupătoare) din instalaţiile electrice de înaltă tensiune, respectiv de medie tensiune cu
acţionare monopolară cât şi tripolară, [3], [14], [18], [66]. SIMDE poate fi instalat atât pe
întrerupătoare noi cât şi existente şi permite obţinerea de informaţii necesare stabilirii stării
tehnice a acestora. Sistemul de monitorizare şi diagnosticare poate fi montat în cabina
dispozitivului de acţionare al întrerupătorului sau ataşat pe aceasta, prin introducerea într-o cutie
de exterior, şi se conectează în paralel cu circuitul de comenzi operative al acestuia.
Pe durata unei operaţii de închidere sau deschidere a întrerupătorului sistemul permite
achiziţionarea următoarelor informaţii despre acesta:

26
 curenţii primari pe cele trei faze;
 timpii de închidere şi deschidere ai contactelor auxiliare;
 evoluţia curenţilor prin bobinele de anclanşare şi declanşare;
 cursa contactelor mobile;
 tensiunea operativă (grad de filtrare, valorile maximă şi minimă).
SIMDE, faţă de sistemele existente pe plan mondial, oferă unele facilităţi
hardware/software suplimentare: posibilitate de configurare locală (LCD + tastatură); mai multe
moduri de comunicaţie (RS232; TTL; modem GSM); achiziţia semnalelor cu o rezoluţie de 12
biţi la o rata de eşantionare de 2 kHz; SD card cu o capacitate de stocare de 2 GB.
4.2.4.2. Componente şi caracteristici principale
În Fig.4.26 este dată schema bloc a structurii hardware-software de monitorizare şi
diagnosticare, SIMDE, [3], [4], [14].
Fig.4.26 Schema bloc a sistemului SIMDE
Structura a fost realizată în jurul microcontrolerului Atmel ATmega2560 AVR. Pe lângă acest
microcontroler structura mai conţine: intrări analogice, intrări de eveniment, ieşiri de eveniment
de tip releu, afişaj local, interfaţa seriala, unitate de stocare a datelor, bloc de alimentare etc.
În Fig.4.27 este prezentată o imagine frontală a dispozitivului în care se pot observa
componentele acestuia, precum: bornele de racord, tastele de configurare ale echipamentului
Unitatea centrală
Microcontroler ATmega2560
ECHIPAMENT
ELECTRIC
Unitate de stocare
a informaţie tip SD card
Senzori
Structură hardware-software inteligentă
Ieşiri de eveniment
de tip releu
Intrări
de eveniment
Intrări
analogice
Afişaj local
Interfaţă serială
RS232
Modem GSM PC
Reţea GSM
Bloc de
alimentare
220 Vca
±12 Vcc
5 Vcc
±12 Vcc
01010
Modem GSM

27
SIMDE, afişorul local etc. În Anexa 4 sunt prezentate principalele caracteristici ale sistemului
SIMDE.
Fig.4.27 Imagine frontală a sistemului SIMDE
4.3. Aplicaţie software pentru monitorizarea şi diagnosticarea echipamentelor electrice
4.3.2. Structura şi algoritmul aplicaţiei
În Fig.4.32 este prezentată arhitectura unui sistem inteligent de monitorizare şi
diagnosticare a echipamentelor electrice care include şi componenta software (SIMDE-Software)
realizată în mediul de programare LabVIEW, [12]. Aplicaţia software a fost realizată pentru a
asigura interfaţa cu utilizatorul având rolul de achiziţie, procesare şi analizare a datelor primite
de la sistemul de monitorizare şi anume: curenţii pe faze, tensiune operativă, curenţii prin
bobinele electromagneţilor, cursa contactelor mobile etc.
Întrerupător
Curenţii pe faze
Sistemul
inteligent de
monitorizare şi
diagnosticare a
echipamentelor
electrice
(SIMDE)
Tensiune operativă
Curenţii prin
bobine
Cursa contactelor
mobile
Transmiterea
datelor
Aplicaţie software
(SIMDE-
Software)
Încărcare date
Citire date
Calculare parametri
monitorizaţi
Procesare date
Vizualizare valori şi
grafice parametri
Analizare date
Alarme,
Atenţionări
Rapoarte
Fig.4.32 Arhitectura unui sistem de monitorizare, respectiv structura aplicaţiei software
LCD Taste pentru configurare
RS 232 interfaţa serială
SD card
9 intrări
analogice
6 intrări de eveniment
Conectori pentru alimentare
7 intrări
analogice
6 intrări eveniment
9 ieşiri de eveniment

28
În continuare, în
Fig.4.33 este prezentat
algoritmul aplicaţiei SIMDE-
software. Aplicaţia oferă
următoarele caracteristici:
iniţializare aplicaţie; citirea
datelor prin reţea serială,
modem GSM şi cartelă SD;
vizualizarea setările existe ale
întrerupătorului şi ale
dispozitivului de monitorizare;
calcularea datelor şi
vizualizarea parametrilor
monitorizaţi în formă tabelară;
vizualizarea parametrilor
achiziţionaţi şi valorile
caracteristice semnalului
(maximă, minimă, efectivă,
medie etc.); definirea
nivelurilor de prag ale parametrilor monitorizaţi; semnalizarea depăşirii unor valori de prag;
pagină de raport privind parametrii supravegheaţi.
4.3.4. Panoul frontal şi diagrama bloc ale aplicaţiei software
În Fig.4.35 este prezentat panoul frontal al aplicaţiei SIMDE-software care permite
încărcarea fişierelor (CONFIG.txt, respectiv DATA.txt) în vederea procesării şi analizării datelor
obţinute în urma achiziţiei efectuate cu structura hardware-software de monitorizare, descrisă în
§4.2.4. Panoul frontal permite vizualizarea parametrilor achiziţionaţi (cursa, curenţii pe cele 3
faze) sub forma tabelară.
Fig.4.35 Panoul frontal al aplicaţiei software Fig.4.36 Diagrama bloc a aplicaţiei software
De asemenea, panoul frontal este prevăzut cu un buton “Tipărire raport stare”, care prin
apăsare generează un raport de stare, în care sunt prezentate valorile parametrilor înregistraţi,
data evenimentului, tipul echipamentului monitorizat, vizualizarea formelor de undă etc.
Iniţializare
software
Citire date
Setări
existente
Întrerupător
SIMDE
Calculare date
achiziţionate
Afişare date în
formă tabelară
Afişare grafică
a parametrilor
Afişare valori
maxime
Afişare valori
minime
Definire niveluri de
atenţionare pentru
parametrii achiziţionaţi
Nu
Da
Doriţi o
noua
citire?
Alarmă sonoră şi
vizuală
Report
Comparare
parametri
achiziţionaţi cu
valori predefinite
sau cu valori
anterioare.
Depăşire limită?
Afişare valori
medii
START
STOP
Da
Nu
Raport
de stare
Procesare şi
analiza date
Fig.4.33 Algoritmul aplicaţiei software SIMDE

29
Dacă se doreşte închiderea aplicaţiei software trebuie apăsat butonul de STOP.
În Fig.4.36 este prezentată o parte a diagramei bloc a aplicaţiei software realizate, şi
anume pentru determinarea cursei, respectiv a vitezei contactelor mobile. Aceasta realizează:
citirea datelor din fişierul de date obţinut în urma achiziţiei; eliminarea ofsetului; transformarea
mişcării de rotaţie a senzorului rezistiv în mişcarea liniară a contactelor mobile; eliminarea
zgomotului din semnalul achiziţionat; extragerea valorilor maxime a cursei; derivarea semnalului
pentru obţinerea vitezei contactelor mobile; extragerea valorii maxime a vitezei; vizualizarea
grafică a parametrilor achiziţionaţi; realizarea de alarme sonore/vizuale; generarea de rapoarte.
4.4. Rezultate experimentale şi interpretări
4.4.1.1. Arhitectura sistemului de monitorizare şi diagnosticare
În Fig.4.39 este reprezentată arhitectura sistemului de monitorizare şi diagnosticare a
echipamentelor electrice utilizată pentru monitorizarea echipamentelor electrice de comutaţie
(întrerupătoare) din instalaţiile electrice de înaltă tensiune cu acţionare monopolară cât şi
tripolară. Aceasta conţine: întrerupător de înaltă, senzorii utilizaţi, structura de monitorizare şi
diagnosticare a echipamentelor electrice, aplicaţia software pentru procesare şi analiză a datelor.
Zona întrerupătorului de
înaltă tensiune
Achiziţie date
Transmitere date
Întrerupător de
înaltă tensiune
Mecanism
de acţionare
Polii întrerupătorului
Structura
suport
Izolator
suport
Camera
de
stingere
Structură hardware-software
de monitorizare şi diagnosticare
Curenţii prin bobinele
bobinele de deschidere
şi închidere
Curenţi de fază
Cursa contactelor
mobile
Tensiune operativă
Unitate de stocare a datelor
Interfeţe seriale RS 232
Expert
uman
Raport
SD
card
Aplicaţia software
Salvare date
Salvare date
Transmitere date
Transmitere date
Data
processing
Procesare date
Senzori şi traductoare
Traductoare de curent
pentru curenţii prin
bobinele de anclanşare şi
declanşare: şunturi
Transformatoare de current
Senzori de deplasare:
potenţiometre
Senzor de tensiune
Stare întrerupător: închis/
deschis
Pornire motor
mecanism de acţionare
Protecţie motor
Presiune SF6
Sistem integrat de monitorizare şi
diagnosticare a echipamentelor
electrice
Fig.4.39 Arhitectura sistemului de monitorizare a întrerupătorului de putere
4.4.1.2. Parametrii monitorizaţi şi senzorii utilizaţi
Pe durata unei operaţii de închidere sau deschidere a întrerupătorului sistemul permite
achiziţionarea următoarelor informaţii despre acesta: cursa contactelor mobile, evoluţia
curenţilor prin bobinele de anclanşare şi declanşare, tensiunea operativă, curenţii primari pe cele
trei faze, timpii de închidere şi deschidere ale contactelor auxiliare.
4.4.1.3. Schema de încercări
În Fig.4.40 este prezentată schema electrică de conectare a sistemului SIMDE la
întrerupătorul GL 311, în vederea evaluării performanţelor acestuia, iar în Anexa 5 se prezintă
schema electrică desfăşurată a sistemului de monitorizare.

30
Fig.4.40 Schema de conectare a sistemului
4.4.1.4. Înregistrarea parametrilor
În Fig.4.41, 4.42 sunt reprezentate înregistrările parametrilor monitorizaţi cu SIMDE şi
vizualizarea acestora cu SIMDE-software. Aceste înregistrări au fost efectuate la închiderea,
Cursa
contacte
Tensiune
+12 V
TC
TC
TC
Curent faza
L3
Curent faza
L1
Iniţiere
deschidere
Iniţiere
închidere
Curent faza
L2
Curent
bobina de
închidere
Tensiunea
operativă
Curent
bobina de
deschidere
+
- Vcc
BD
Sh
BI
Sh
Presiune
SF6
Protecţie
motor
Pornire
motor
Stare
întrerupător
Tensiune
+5V
Motor armare
Pornire
Protecţie
SF6
Contact aux.
întrerupător
SIMDE
TD
Mecanism de acţionare
100 
100 
100 
Sh – şunt 5A/1V
TC – transformator de curent 1000/1
TD – traductor de
deplasare (potenţiometru)
Tensiune
alimentare 230Vca
Fază
Masă

31
respectiv deschiderea întrerupătorului de putere. Achiziţia semnalului a fost efectuată cu o rată
de eşantionare de 2 kHz, cu o rezoluţia de 12 biţi, având durata înregistrării de 190 ms.
Cursa contacte mobile
Curent prin bobina deschidere
Cursa
(
mm)
Curent
·
0,001
(A)
Timp (ms)
Cursa contacte mobile
Curent prin bobina inchidere
Cursa
(
mm)
Curent
·
0,001
(A)
Timp (ms)
a) Cursa contactelor mobile, respectiv curentul prin a) Cursa contactelor mobile, respectiv curentul prin
bobina electromagnetului de deschidere bobina electromagnetului de închidere
Viteza contacte mobile
Viteza
(m/s)
Timp (ms)
Viteza contacte mobile
Viteza
(m/s)
Timp (ms)
b) Viteza contactelor mobile la deschidere b) Viteza contactelor mobile la închidere
Curent faza L1
Curent faza L2
Curent faza L3
Curent
(A)
Timp (ms)
Curent faza L1
Curent faza L2
Curent faza L3
Curent
(A)
Timp (ms)
c) Curenţii pe faza L1, L2, L3 la deschidere c) Curenţii pe faza L1, L2, L3 la închidere
Tensiune operativa
Tensiune
(V)
Timp (ms)
Tensiune operativa
Tensiune
(V)
Timp (ms)
d) Tensiunea operativă la deschidere d) Tensiunea operativa la închidere
Fig.4.41 Parametri achiziţionaţi la deschiderea Fig.4.42 Parametri achiziţionaţi la închiderea
întrerupătorului tip GL 311 (AREVA) întrerupătorului tip GL 311 (AREVA)

32
După achiziţionarea semnalelor de pe întrerupătorul de 123 kV, GL 311 (AREVA) se
observă că parametrii obţinuţi sunt în conformitate cu cei specificaţi de către producătorul
echipamentului în cartea tehnică a acestuia, Anexa 2.
Astfel, valoarea cursei contactelor mobile obţinute este în limitele specificate de către
producător şi anume 150±4 mm. De asemenea, se poate verifica că viteza contactelor mobile este
în conformitate cu cea indicată de producător, atât la închidere, cât şi la deschidere, cu precizarea
că viteza de deschidere (aproximativ 6,5 m/s) este mai mare ca cea de închidere (aproximativ 4,5
m/s). Aceste măsurători oferă informaţii valoroase despre starea întrerupătorului şi permit, în
cele mai multe cazuri acurateţe în verificarea prezenţei sau absenţei unor anomalii.
Monitorizarea tensiunii operative ajută la verificarea tensiunii de alimentare a mecanismului de
acţionare şi a circuitelor electrice. În unele cazuri, dacă valoarea tensiunii măsurate este în afara
limitelor prevăzute, arată că sunt probleme în circuitele de comandă şi auxiliare, respectiv în
sistemul care asigură tensiunea operativă. În cazul de faţă, valoarea obţinută a tensiunii operative
este în limitele prevăzute în cartea tehnică a întrerupătorului, 230 V.
Monitorizarea curenţilor pe cele trei faze ne dă valoarea curentului deconectat pentru a
putea fi folosită în calcularea electroeroziunii contactelor, împreună cu numărul de comutaţii
efectuat şi timpul de existenţă a arcului electric. Determinarea electroeroziunii oferă informaţii
despre starea contactelor şi pot conduce la: indicarea momentului când ar trebui înlocuite
contactele, eliminarea costurilor nejustificate etc.
Sistemul de monitorizare și diagnosticare prin procesarea şi analizarea datelor
achiziţionate oferă informaţii despre starea tehnică reală a întrerupătorului.
4.4.2. Monitorizarea şi diagnosticarea întrerupătoarelor de medie tensiune
4.4.2.1. Instalaţia experimentală
În Fig.4.44 este reprezentată instalaţia
experimentală utilizată pentru monitorizarea şi
diagnosticarea echipamentelor electrice de
comutaţie (întrerupătoare) din instalaţiile electrice
de medie tensiune, [13], [101]. Aceasta cuprinde: un
întrerupător de medie tensiune, respectiv un sistem
de monitorizare şi diagnosticare alcătuit din
senzori/traductoare, respectiv structura hardware-
software dedicată.
Întrerupătorul de pe care s-au achiziţionat
date în vederea diagnosticării este de tipul IO 20
kV/1250 A, cu mecanism de acţionare cu acumulare
de energie în resorturi, de tip MRI, având parametri
nominali prezentaţi în Anexa 1, [58].
Importanţa acestor tipuri de întrerupătoare
este dată de numărul mare al acestora existent în
Traductoare
Panoul de comandă,
semnalizare şi control
Mecanism de
acţionare
Intrerupător de
medie tensiune
Sistem de
monitorizare şi
diagnosticare a
echipamentelor
electrice
Fig.4.44 Instalaţia experimentală

33
exploatare şi de îmbătrânirea lor. În cele mai multe cazuri, înlocuirea acestora cu altele mai
fiabile este neeconomică, având în vedere costurile de achiziţie mari, respectiv, uneori, de
importanţă mică a consumatorilor. Ca o consecinţă se încearcă mărirea duratei de viaţă rămasă a
întrerupătoarelor existente în rețelele electrice.
În Fig.4.45 este prezentată schema electrică de conectare a SIMDE pe un întrerupător de
medie tensiune de tip IO.
M
~
230Vca
BM
SF LCM
+
_
SD
SF
BI
1RI
CSA EI
RI Re
ED
BD
Rd
SI
~ ~
Tensiunea
operativă
Curentul prin
bobina de
deschidere
Curent
faza L1
Iniţiere
închidere
Traductor
cursa
Cursa contactelor
mobile
230
Vc.a
Sursa
alimentare
SIMDE
SIMDE
Shunt
Shunt
Curentul prin
bobina de
închidere
Iniţiere
deschidere
Curent
faza L2
Curent
faza L3
Întrerupător
Circuite de control şi auxiliare
P
M~
Fig.4.45 Schema electrică de conectare a SIMDE pe un întrerupător de medie tensiune
4.2.2.2. Parametrii monitorizaţi şi stări ale întrerupătorului
În Tab.4.12 sunt prezentaţi parametrii consideraţi pentru diagnosticare şi domeniul de
variaţie a acestora, parametri ce sunt necesari în vederea stabilirii stării tehnice a întrerupătorului.
Tab.4.12 Parametrii consideraţi pentru monitorizarea şi diagnosticarea întrerupătoarelor de medie tensiune
Domeniu de variaţie
Nr.
crt.
Parametrii consideraţi
Unitatea
de măsura Minim Maxim
1 Curentul prin bobina electromagnetului de deschidere A 0,7 0,8
2 Curentul prin bobina electromagnetului de închidere A 0,7 0,8
3 Aria profilului curentului prin bobina de deschidere A·s 0,55 0,63
4 Aria profilului curentului prin bobina de închidere A·s 0,55 0,63
5 Tensiunea operativă medie V 210 220
6 Cursa contactelor mobile mm 211 218
7 Viteza la deschidere a contactelor mobile m/s 4,5 6
8 Viteza la închidere a contactelor mobile m/s 3,7 5,2
9 Timpul de deschidere ms 44 70
10 Timpul de închidere ms 93 123
Analiza adecvată a acestor parametri ajută la identificarea anumitor situaţii anormale în
funcţionarea întrerupătorului. Dacă valoarea unuia sau a mai multor parametri prezentaţi în

34
Tab.4.12 depăşesc domeniile lor de variație, acest lucru ne indică faptul acele caracteristici ale
întrerupătorului sunt anormale.
În continuare, în Tab.4.13 sunt prezentate stările în care se poate afla întrerupătorul,
atunci când se sesizează variaţii ale mărimilor urmărite, posibile cauze ale situaţiilor anormale,
respectiv natura şi locul de manifestare a acestora.
Tab.4.13 Stări ale întrerupătoarelor de medie tensiune
Nr.
Crt.
Starea întrerupătorului Posibile cauze ale situaţiilor
anormale
Natura si locul manifestării
1 Stare normală - -
2 Stare anormală, tensiune scăzută în
circuitele auxiliare
Apariţia scurtcircuitelor în bobinele
electromagneţilor de închidere sau
relee, întreruperea circuitului
Defecte electrice în circuitele de
3 Stare anormală, tensiune mărită în
circuitele auxiliare
Întreruperea circuitului Defecte electrice în circuitele de
4 Stare anormală, energie acumulată în
resorturi mărită sau micşorată
Reglaje incorecte, respectiv
schimbări în proprietăţile fizice ale
materialelor resorturilor
Defecte mecanice în mecanismul
de acţionare
6 Stare anormală, cursa liberă a
armăturii electromagnetului mărită sau
micşorată
Ajustări incorecte ale
electromagneţilor
Defecte mecanice în circuitele de
control şi auxiliare (defecte la
electromagnet)
7 Stare anormală, curent prin
electromagnet mărit sau micşorat
Lipsa lubrifierii, tensiune operativă
în afara domeniului de variaţie
Defecte mecanice şi electrice în
circuitele de control şi auxiliare
8 Alte stări anormale Montare incorectă a traductoarelor Defecte la traductoare
Pe întrerupătorul studiat s-au realizat diverse tipuri de defecte ce ar putea surveni în
exploatare, iar cu ajutorul aplicaţiei software pentru monitorizarea şi diagnosticarea
echipamentelor electrice se pot observa variaţiile parametrilor urmăriţi.
Se analizează efectele pe care le produce defectul asupra parametrilor supravegheaţi din
Tab.4.12. Situaţiile anormale de funcţionare întâlnite pe acest tip de întrerupător cu mecanism de
acționare cu acumularea energiei în resorturi pot fi generalizate la orice tip de întrerupător de
medie tensiune, respectiv de înaltă tensiune la care mecanismul de acţionare este cu resorturi.
În continuare se prezintă următoarele cazuri de situaţii anormale, [11], [12], [46]:
 defecte electrice în circuitul de control şi auxiliare: tensiune operativă mărită, respectiv
redusă, defecte ale electromagneţilor;
 defecte mecanice în mecanismul de acţionare cu privire la energia acumulată în resorturi;
 defecte la traductorul de deplasare.
4.4.2.3. Defecte realizate pe întrerupător şi interpretarea datelor
b) Defecte la electromagneţi
Monitorizarea curentului prin bobinele electromagneţilor oferă informaţii privind
momentul începerii şi sfârşitului mişcării armăturii mobile şi totodată momentul deschiderii
contactelor auxiliare. Eventualele modificări ale acestora reprezintă defecte cauzate de existenţa
unor frecări mari sau reglaje incorecte.

35
În Fig.4.47 este dată evoluţia curentului prin bobina de deschidere înregistrată în cazul
unui întrerupător de 24 kV acţionat cu mecanism cu resort. Se pot observa cele trei momente şi
anume: A-start armătură; B-stop armătură; C-deschidere contact auxiliar.
În Fig.4.48 sunt prezentate înregistrările
curentului prin bobina de deschidere, tensiunii
operative, respectiv cursei şi vitezei contactului
mobil pentru valori reglate ale întrefierului
armăturii electromagnetului de deschidere de 3
mm, 7 mm, 9 mm, respectiv 12 mm. Se consideră
valoarea de referinţă ca fiind cea de 9 mm. În
Tab.4.15 sunt prezentate valorile parametrilor
care sunt influenţate de către modificarea cursei libere a armăturii electromagnetului de
deschidere.
Rezultatele experimentale obţinute
oferă următoarele informaţii:
 se observă întârzieri în apariţia
momentelor precizate, pentru
întrefierul de 12 mm, ceea ce
determină o deplasare spre dreapta a
cursei contactului mobil, respectiv a
vitezei acestuia. De asemenea,
pentru valori ale întrefierului mai
mici decât cea nominală se observă
că momentele precizate apar mai
repede, având drept consecinţă
deplasarea spre stânga a cursei contactelor mobile, respectiv a vitezei acestora.
 aria profilului curentului prin bobina electromagneţilor creşte odată cu mărirea cursei
libere a electromagnetului, respectiv scade odată cu micşorarea acesteia. Valorile maxime
ale curentului prin bobina electromagnetului în cazurile analizate au valori apropiate.
Tab.4.15 Parametri monitorizaţi ai întrerupătorului cu defecte la electromagnet
Cursa libera
armătură
electromagnet, δ
Tensiune
operativa
medie, Uopm
Cursa,
X
Viteza,
v
Curentul prin
bobina
electromagnet, Ib
Aria profilului
curentului, PA
Nr.
crt.
(mm) (%) (V) (%) (mm) (m/s) (%) (A) (%) (A·s) (%)
1 9 100 216,7 100 216,8 5,23 100 0,77 100 0,579 100
2 12 133,3 215,7 99,45 216,2 5,39 103 0,77 100 0,7058 121,9
3 7 77,7 218,4 100,69 212 5,79 110 0,75 97,2 0,5329 92
4 3 42,8 221 101,9 218 4,98 95,2 0,77 100 0,463 80
0,1
0,3
0,5
0,7
0,9
0 20 40 60 80 t (ms)
Ib (A)
Fig.4.47 Evoluţia curentului prin bobina de deschidere
A
B
C
δ=12 mm
Uop·0,83 (V)
Ib·0,005 (A)
X (mm)
v ·0,06 (m/s)
Uop
Ib
X
v
280
260
240
220
200
180
160
140
120
100
80
60
40
20
0
-20
-40
0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 220 240 260
Timp (ms)
δ=9 mm
δ=7 mm
δ=3 mm
Fig.4.48 Evoluţiile cursei (X), respectiv vitezei (v) contactului mobil,
tensiunii operative (Uop) şi curentului prin bobina electromagnetului
(Ib) la diverse valori ale întrefierului armăturii electromagnetului

MANAGEMENTUL ECHIPAMENTELOR.pdf

MANAGEMENTUL ECHIPAMENTELOR.pdf

Recommended

Recommended

More Related Content

Similar to MANAGEMENTUL ECHIPAMENTELOR.pdf

Similar to MANAGEMENTUL ECHIPAMENTELOR.pdf (20)

MANAGEMENTUL ECHIPAMENTELOR.pdf