of 79 /79
CONSIDERAŢII GENERALE PRIVIND SISTEMUL ELECTROENERGETIC NAŢIONAL Ansamblul instalaţiilor electroenergetice interconectate, situate pe teritoriul unei ţări, prin care se realizează producerea, transportul, distribuţia şi utilizarea energiei electrice constituie un sistem electroenergetic naţional. Conducerea prin dispecer a sistemelor electroenergetice are drept scop exploatarea coordonat ă a instalaţiilor şi echipamentelor componente, în vederea: alimentării consumatorilor în condiţii de siguranţă, calitate şi eficienţă economică; utilizării raţionale a resurselor energetice; asigurării unui echilibru permanent producţie-consum; reglării schimburilor comerciale cu ţările vecine; coordonarea regimurilor de funcţionare şi a manevrelor în regim normal şi de avarie. PĂRŢI COMPONENTE Centralele electrice Un sistem electroenergetic este constituit din surse de energie electrică, reţele electrice de transport şi distribuţie, precum şi consumatori de energie electrică. Ansamblul de instalaţii, construcţii şi echipamente care are drept scop producerea energiei electrice constituie o centrală electrică. La nivelul anului 2007 sistemul energetic naţional al României însuma o putere instalată de circa 22 GW, repartizată după cum urmează: 40,4% în centrale funcţionând pe cărbune; 28,6% în centrale hidroelectrice; 27,6% în centrale funcţionând pe hidrocarburi; 3,4% în centrala nucleară de la Cernavodă. Reţelele electrice O reţea electrică este constituită din laturi (linii electrice) şi noduri (staţii electrice). În cadrul SEN, reţele electrice îndeplinesc funcţii de transport şi distribuţie a energiei electrice. Reţelele electrice de transport (RET) sunt reţele de înaltă tensiune (de 220 kV şi mai mult) prin care se transportă la distanţă puteri electrice importante. În România, reţelele de transport exploatate de Compania Naţională TRANSELECTRICA sunt de (750) - 400 - 220 kV, totalizând o lungime de peste 8.000 km. Prin dezvoltarea reţelelor de transport de 220-400 kV, reţelele de 110 kV şi-au schimbat rolul iniţial, îndeplinind în prezent funcţii de distribuţie zonală a energiei electrice. Reţelele electrice de distribuţie (RED) sunt reţele prin care se transmite energia electrică în zonele de consum şi se distribuie la consumatori. Reţelele de distribuţie pe care se bazează funcţionarea Societăţii Comerciale ELECTRICA, funcţionând la tensiuni sub 110 kV inclusiv, au o lungime totală de peste 18.500 km. Aproximativ 12% din puterea produsă în centralele electrice se „pierde” în reţelele de transport şi distribuţie Staţiile electrice sunt noduri în SEN care cuprind extremităţile liniilor electrice, legături conductoare, aparataj electric şi electronic, clădiri şi eventual, (auto)transformatoare de forţă. După locul de amplasare în cadrul SEN staţiile electrice sunt staţii de evacuare (centrală) sau staţii de sistem.

CONSIDERAŢII GENERALE PRIVIND SISTEMUL …staţii de conversie: prin intermediul convertizoarelor, curentul alternativ este convertit în curent continuu sau dupăo nouăconversie

  • Author
    others

  • View
    0

  • Download
    0

Embed Size (px)

Text of CONSIDERAŢII GENERALE PRIVIND SISTEMUL …staţii de conversie: prin intermediul convertizoarelor,...

  • CONSIDERAŢII GENERALE PRIVINDSISTEMUL ELECTROENERGETIC NAŢIONAL

    Ansamblul instalaţiilor electroenergetice interconectate, situate pe teritoriul unei ţări, prin care serealizează producerea, transportul, distribuţia şi utilizarea energiei electrice constituie un sistemelectroenergetic naţional.

    Conducerea prin dispecer a sistemelor electroenergetice are drept scop exploatarea coordonată ainstalaţiilor şi echipamentelor componente, în vederea: alimentării consumatorilor în condiţii de siguranţă, calitate şi eficienţă economică; utilizării raţionale a resurselor energetice; asigurării unui echilibru permanent producţie-consum; reglării schimburilor comerciale cu ţările vecine; coordonarea regimurilor de funcţionare şi a manevrelor în regim normal şi de avarie.

    PĂRŢI COMPONENTE

    Centralele electrice

    Un sistem electroenergetic este constituit din surse de energie electrică, reţele electrice detransport şi distribuţie, precum şi consumatori de energie electrică.

    Ansamblul de instalaţii, construcţii şi echipamente care are drept scop producerea energieielectrice constituie o centrală electrică.

    La nivelul anului 2007 sistemul energetic naţional al României însuma o putere instalată decirca 22 GW, repartizată după cum urmează: 40,4% în centrale funcţionând pe cărbune; 28,6% în centrale hidroelectrice; 27,6% în centrale funcţionând pe hidrocarburi; 3,4% în centrala nucleară de la Cernavodă.

    Reţelele electrice

    O reţea electrică este constituită din laturi (linii electrice) şi noduri (staţii electrice). În cadrulSEN, reţele electrice îndeplinesc funcţii de transport şi distribuţie a energiei electrice.

    Reţelele electrice de transport (RET) sunt reţele de înaltă tensiune (de 220 kV şi mai mult) princare se transportă la distanţă puteri electrice importante.

    În România, reţelele de transport exploatate de Compania Naţională TRANSELECTRICA sunt de(750) - 400 - 220 kV, totalizând o lungime de peste 8.000 km. Prin dezvoltarea reţelelor de transportde 220-400 kV, reţelele de 110 kV şi-au schimbat rolul iniţial, îndeplinind în prezent funcţii dedistribuţie zonală a energiei electrice.

    Reţelele electrice de distribuţie (RED) sunt reţele prin care se transmite energia electrică înzonele de consum şi se distribuie la consumatori.

    Reţelele de distribuţie pe care se bazează funcţionarea Societăţii Comerciale ELECTRICA,funcţionând la tensiuni sub 110 kV inclusiv, au o lungime totală de peste 18.500 km.

    Aproximativ 12% din puterea produsă în centralele electrice se „pierde” în reţelele de transport şidistribuţie

    Staţiile electrice sunt noduri în SEN care cuprind extremităţile liniilor electrice, legăturiconductoare, aparataj electric şi electronic, clădiri şi eventual, (auto)transformatoare de forţă. Dupălocul de amplasare în cadrul SEN staţiile electrice sunt staţii de evacuare (centrală) sau staţii de sistem.

  • 2

    Fig. 1.1. Locul staţiilor electrice în cadrul sistemului energetic naţional

    Staţiile electrice se clasifică după funcţii realizate în cadrul SEN: staţii de evacuare (staţii de centrală): au funcţia de a transfera în SEN energia electrică produsă în

    centralele electrice fără a alimenta direct vreun consumator; staţii conexiune: sunt destinate primirii şi distribuirii energii electrice, la aceeaşi tensiune şi

    frecvenţă; staţiile de conexiuni de medie tensiune, destinate alimentării unor posturi detransformare constituie puncte de alimentare;

    staţii de transformare: prin intermediul transformatoarelor este modificată tensiunea (staţiiridicătoare sau coborâtoare), fiind posibilă interconectarea mai multor reţele de diferite tensiuni;

    staţii de distribuţie au funcţia de a alimenta direct consumatorii; staţiile de distribuţie carerealizează transformarea energiei la o treaptă de joasă tensiune ( 1 kV) sunt cele mai numeroaseşi constituie categoria posturilor de transformare;

    staţii de conversie: prin intermediul convertizoarelor, curentul alternativ este convertit în curentcontinuu sau după o nouă conversie în curent alternativ cu alţi parametri.

    staţii cu funcţii multiple îndeplinesc cel puţin două din funcţiile prezentate.Din totalul de peste 950 staţii de tensiune nominală 35 ... 750 kV existente în SEN, circa 90% sunt

    de 110 kV, în SEN fiind în funcţiune peste 65.000 posturi de transformare, totalizând o putere instalatăde peste 23.000 MVA.

    SE1

    SE6/220; 400 kV

    SC220; 400 kV

    ST400/220 kV

    400/750 kV, 50 Hz

    ST

    220/110 kV

    SCON

    220; 400 kV

    ST

    110/20 kV, 50 Hz

    SE2

    20 kV cc

    SCON20 kV, 60 Hz

    ST110/10 kV

    220; 400 kV

    SC(PA)

    10 kV

    SD(PT)

    10/0,4 kV

    SD(PT)

    10/0,4 kVP < 1 MW

    SD(PT)

    10/0,4 kVP < 0,6 MW

    ST(RA)

    110/20 kV40…70 MW

    SEN

    ST750/400 kV, 50 Hz

    750 kV, 50 Hz

  • 3

    Consumatorii de energie electrică

    Consumatorul este o persoană fizică sau juridică ce cumpără energie electrică pe bază de contractpentru uzul propriu sau pentru un subconsumator racordat la instalaţiile sale.

    Posibilitatea de a-şi alege furnizorul, consumatorii de energie electrică pot fi: eligibili: cei acreditaţi şi care îşi pot alege furnizorul1 şi pot contracta direct cu acesta energia

    consumată, având acces la reţelele de transport şi/sau de distribuţie; captivi: cei care din motive de configurare a reţelei sunt obligaţi să contracteze furnizarea energiei

    cu un anumit distribuitor2.

    După natura consumului, consumatorii se împart în următoarele categorii: casnici: cei care folosesc energie electrică pentru iluminat şi receptoare din propria gospodărie;

    aceşti consumatori reprezintă circa 94% din totalul consumatorilor de energie electrică; industriali şi similari: cei care folosesc energia electrică, în principal în domeniul extragerii de

    materii prime, ori al prelucrării materiilor prime, a materialelor sau a produselor agricole, înscopul obţinerii de mijloace de producţie sau bunuri de consum; această categorie reprezintă circa1,5% din totalul consumatorilor;

    terţiari (restul ): circa 4,5% din total.

    Sarcina sau încărcarea unei staţii electrice exprimă valoarea la un moment dat a puterii saucurentului tranzitat şi arată posibilităţile de alimentare a consumatorilor racordaţi. Curbele de sarcinăse folosesc pentru a pune în evidenţă variaţia în timp a sarcinii.

    Fig. 2. Curba de sarcină zilnică

    Proiectarea şi exploatarea staţiilor electrice se bazează în mare măsură pe prelucrarea datelor statisticerezultate din curbele de sarcină şi pe evaluările probabilistice de perspectivă.

    După puterea contractată (cea mai mare putere medie cu înregistrare orară sau 15 minuteconsecutiv), consumatorii de energie electrică se împart în următoarele categorii: mici consumatori (P < 100 kW, cu excepţia celor casnici): circa 6,4% din numărul total al

    consumatorilor; mari consumatori (P 100 kW): circa 0,1% din numărul total al consumatorilor.

    După sarcina maximă de durată (cea mai mare putere aparentă medie pe 15... 20 minute)absorbită în punctele de primire a energiei electrice:

    Tabelul 1.3. Clasificarea consumatorilor în funcţie de sarcina maximă absorbită

    clasa A clasa B clasa C clasa D> 50 MVA 7,5... 50 MVA 2,5... 7,5 MVA < 2,5 MVA

    1 persoană juridică, titulară a unei licenţe de furnizare, care asigură alimentarea cu energie electrică a consumatorilor pebază de contract2 persoană juridică, titulară a unei licenţe de distribuţie şi deţinătoare a unei reţele electrice situată într-un anumit perimetru,cu niveluri de tensiune 110 kV, care asigură alimentarea cu energie electrică a consumatorilor situaţi în acest perimetru

    6 12 18 24

    t

    P, Q, I

    Capacitatea nominalăde tranzit a staţiei

    0

    Sarcina maximă dedurată

  • 4

    Consumatorii de energie electrică pot avea receptoare electrice sensibile la întreruperi înalimentare, sub acest aspect fiind definite următoarele categorii : categoria zero: întreruperea în alimentare poate provoca explozii, incendii, pierderi de vieţi

    omeneşti sau distrugeri grave de utilaje; categoria I: întreruperea în alimentare poate provoca dereglarea unui proces tehnologic în flux

    continuu, rebuturi şi pierderi materiale importante prin nerealizarea producţiei şi imposibilitatearecuperării acesteia;

    categoria a II-a: întreruperea în alimentare presupune nerealizări ale producţiei pe perioadaîntreruperii, dar acestea pot fi recuperate;

    categoria a III-a: restul.

    Sub aspectul compatibilităţii electromagnetice în punctul comun de racord cu sistemul dealimentare cu energie electrică, consumatorii pot avea receptoare electrice: perturbatoare: provoacă perturbaţii electromagnetice conduse prin conductoarele reţelelor

    electrice (regim deformant, nesimetrii, flicker etc.); sensibile la perturbaţii: la regim nesimetric şi/sau nesinusoidal, la variaţii lente sau rapide ale

    frecvenţei sau tensiunii de alimentare etc.; în acelaşi timp, perturbatoare şi sensibile la perturbaţii electromagnetice.

    În anul 1999, aproximativ 29,2% din totalul consumului de energie electrică a fost localizat laînaltă tensiune, 32% - la medie tensiune şi 38,8% - la joasă tensiune.

    STRUCTURA GENERALĂ A STAŢIEI ELECTRICE

    Principalele părţi componente ale unei staţii electrice în sensul cel mai larg sunt:

    Instalaţiile circuitelor electrice primare formate din:- echipamentele electrice de înaltă tensiune (110, 220, 400 kV) care pot fi pe un nivel în cazul

    staţiilor de conexiune (SC) sau pe cel puţin două nivele de tensiuni în cazul staţiilor detransformare (ST);- echipamentele electrice de medie tensiune (6 – 20 kV);- (auto)transfoarmatoare de putere;- sistemele de racordare şi izolaţie ce asigură legăturile aeriene sau în cablu între

    (auto)transformatoarele de putere şi echipamentele electrice de I.T sau m.t.; instalaţiile electrice a circuitelor secundare; blocul de comandă amplasat într-o clădire ce conţine camera de comandă; instalaţiile serviciilor proprii; instalaţiile auxiliare.

    Instalaţiile circuitelor electrice primare ale staţiei electrice realizează transferul fluxuluiprincipal de energie. În componenţa lor sunt incluse: întreruptoarele, separatoarele,(auto)transformatoarele de forţă, barele colectoare, conductoarele de legătură, elementele izolatoare,bobinele de reactanţă, transformatoarele de curent şi tensiune, descărcătoarele electrice.

    Circuitele primare sunt realizate sub formă de celule.Montajul aparatajului electric în celulă se poate face pentru construcţie fixă sau debroşabilă.În construcţia staţiilor moderne, tendinţa generală este de a utiliza celule prefabricate

    Instalaţiile circuitelor electrice secundare deservesc circuitele electrice primare contribuind labuna lor funcţionare. Nu sunt parcurse de fluxul principal de energie şi se caracterizează prin nivelurireduse ale curenţilor şi tensiunii nominale standardizate: In = 5 A (transformatoare de măsură curent),Un = 100 V (transformatoare de măsură tensiune), Un = 220 V cc.

    Circuitele electrice secundare se împart în: circuite de comandă care asigură acţionarea locală sau de la distanţă a aparatelor electrice de

    comutaţie sau a echipamentelor de reglaj a (auto)transformatoarelor;

  • 5

    circuite de control asigură realizarea semnalizărilor, blocajelor electrice pentru evitareacomenzilor (manevrelor) greşite, protecţiilor la avarii, sincronizarea grupurilor.Instalaţiile serviciilor proprii ale staţiilor electrice sunt echipamente electrice de joasă tensiune

    care asigură alimentarea consumatorilor proprii tehnologici şi se împart în funcţie de tipulconsumatorilor în: servicii proprii de curent alternativ care cuprind instalaţiile electrice de răcire şi reglaj a tensiunii

    (auto)transformatoarelor, instalaţiile electrice de încărcare şi ventilaţie a bateriei de acumulatoare,instalaţiile mecanismelor de acţionare ale aparatelor de comutaţie,

    servicii proprii de curent continuu sunt formate din consumatorii staţiei care nu admit întreruperiîn funcţionare, instalaţia de iluminat de siguranţă, unele instalaţiile ale mecanismelor de acţionareale aparatelor de comutaţie.

    Instalaţiile auxiliare sunt instalaţii ce concură la buna desfăşurare a activităţilor din staţie şi înacestă categorie se pot menţiona: instalaţia de legare la pământ, instalaţia de protecţie la supratensiuni,instalaţia de aer comprimat, instalaţia de supraveghere şi stingere a incendiilor, instalaţia de iluminat astaţiei, instalaţia de telecomunicaţii.

    Planul general al staţiei electrice

    Fig. 1.3. Planul general al staţiilor electrice de transformare: a, b, c. cu plecări paralele; d. cu plecări în unghi drept

    Soluţia pentru planul staţiei rezultă pe baza unor studii tehnico – economice ce iau în considerarenumeroase criterii care în urma evaluărilor conduc spre varianta optimă.

    1 - instalaţie electică exterioară 220 kV;2 - instalaţie electică exterioară 110 kV;3 - instalaţie electică interioară 6-20 kV;4 - bloc de comandă;5 - autotransformator 220/110 kV;6 – transformator 110/20(6) kV

    a. b.

    c. d.

  • 2. CONDIŢII DE AMPLASARE A STAŢIILOR ELECTRICE

    2.1. CONDIŢII GENERALE

    Amplasarea staţiilor electrice se face în funcţie de factori tehnici, economici, sociali şi înconformitate cu normativele de protecţia muncii şi cele de prevenire şi stingere a incendiilor.

    2.1.1. Condiţii climatice

    La amplasarea staţiilor electrice trebuiesc luate în considerare condiţiile climatice ale zonei vizatedeoarece acestea au influenţă directă asupra soluţiei tehnice şi implică variaţii de costuri importante.

    Fig. 2.1. Harta zonelor meteorologice din România

    Harta zonelor meteorologice din România

    II

    Ib

    Ia

  • Tabelul 2.1. Condiţii meteorologice limită utilizate în proiectarea elementelor staţiilor electriceZona meteorologică

    I - a I - b II h > 1000 mCondiţii de proiectare

    căi conductoare

    UM

    110kV

    > 110kV

    110kV

    > 110kV

    110kV

    > 110kV

    110kV

    > 110kV

    maximă(instalaţii ext.)

    C 70 70 70 70 70 70 70 70

    minimă C -30 -30 -30 -30 -30 -30 -30 -30

    maximă(instalaţii int.)

    C 70 70 70 70 70 70 70 70

    Temperaturaconductorului

    minimă C -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5

    maximă / 24 h C 35 35 35 35 35 35 35 35

    minimă C -30 -30 -30 -30 -30 -30 -30 -30

    conductoareacoperite cuchiciură

    C -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5Temperatura

    aerului

    vânt cu vitezămaximă

    C -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5

    maximă m/s 35 40 30 35 27 35 40 44Viteza

    vântuluila 30 m de sol

    conductoareacoperite cuchiciură

    m/s 20 20 15 17 13 17 20 22

    Stratul dechiciură

    grosimemaximă

    mm 23 25 17 23 13 20 25 30

    Condiţii de proiectare înalegerea aparatajului şi

    (auto)transformatoarelor

    Instalaţii exterioareh < 1.000 m

    Instalaţii interioareh < 1.000 m

    momentanămaximă

    C 40 40Temperatura

    aerului momentanăminimă

    C -30 -5

    maximă 100 70Umiditatearelativă minimă

    %- 50

    2.1.2. Condiţii de sistematizare şi protecţia mediului

    Având în vedere scumpirea terenurilor, dificultăţile de realizare a noi coridoare pentru liniileelectrice, amplasarea staţiilor electrice trebuie făcută prin utilizarea la maxim a terenurilor evitându-sezonele periculoase (cu posibile alunecări de teren sau inundaţii) şi urmărind posibilităţi de acces câtmai bune la utilităţi: drumuri de acces, sisteme de telecomunicaţii, sistemul de alimentare cu apă,canalizare. restricţiile urbanistice legate de estetica construcţiilor (culoare, calitate finisaje exterioare) şi

    încadrarea arhitecturală (poluare vizuală) au impus ca noile staţii de distribuţie de înaltă tensiunesă fie realizate ca staţii de tip interior capsulate în SF6;

    poluare chimică a mediului ambiant;la alegerea echipărilor staţiilor electrice amplasate în zone locuite trebuie să se ţină cont de

    nivelul poluării sonore ce rezultă în funcţionarea normală sau la avarie a echipamentelor.

    Tabelul 2.2. Tipuri de izolaţie antifonicăIzolator antifonic Atenuarea

    zgomotului[dB]

    Foi de oţel de 4 mm, acoperite cu fibre de sticlă, azbest, montate pe cuvatransformatorului

    8 – 10

    Ecran din pâslă minerală 10 – 15Îngrădiri metalice simple 15Îngrădiri metalice dublate cu izolaţie antifonică 15 – 25Îngrădiri din cărămidă sau beton 20 – 35

  • Integrarea urbanistică a unei staţii electrice de distribuţie (post transformare)

  • 2.1.3. Condiţii de amplasare din punct de vedere al factorilor de risc

    La stabilirea amplasamentului staţiei electrice trebuie avut în vedere factorul de risc datoratfenomene naturale ce pot să se manifeste în zona vizată şi posibilitatea ca eventualele avarii din staţiesă afecteze în mod nedorit proprietăţile persoanelor fizice sau juridice din vecinătate.

    Condiţii de amplasare din punct de vedere al pericolului de inundaţii.

    Tabelul 2.3. Încadrarea staţiilor electrice în conformitate cu nivelul de risc maxim admis datorat inundaţiilor din viitură

    Probabilitate / frecvenţă evenimentCondiţii normale de exploatare Condiţii speciale de exploatare

    Tensiunea nominală astaţiei electrice [kV]

    % 1 / ani % 1 / ani

    400 (peste 4 circuite) 0,5 1 / 200 0,05 1 / 2.000400, 220 1 1 / 100 0,2 1 / 500

    110 2 1 / 50 0,5 1 / 20020…60 5 1 / 20 1 1 / 100

    < 20 10 1 / 10 3 1 / 33

    În tabelul 2.4. sunt prezentate nivelele de risc maxim admise la inundaţii datorate ploilor locale cucaracter excepţional:

    Tabelul 2.4. Încadrarea staţiilor electrice în conformitate cu nivelul de risc maxim admis datorat inundaţiilor provenite dinploi locale excepţionale

    Probabilitate / frecvenţă evenimentTensiunea nominală astaţiei electrice [kV] % 1 / ani

    400 (peste 4 circuite) 20 1 / 5400, 220 33 1 / 3

    110 50 1 / 220…60 100 1 / 1

    < 20 200 1 / 0,5

    Condiţii de amplasare din punct de vedere al pericolului de incendii.

    Tabelul 2.5. Distante minime de amplasare a instalaţiilor electrice din staţiile electrice în raport cu alte construcţiiDistanţa minimă în funcţiede categoria de pericol de

    incendiu [m]Tipul staţiei electrice

    Gradul derezistenţa la foc a

    construcţieiA, B C D, E

    Staţii electrice de tip interior I, II 20 12 10Staţii electrice de tip exterior Un < 110 kV III - 14 12Posturi de transformare IV, V - 16 14

    I, II 25 16 14III - 20 16

    Staţii electrice de tip exterior Un 110 kV

    IV, V - 25 20

    Tabelul 2.6. Distante minime de amplasare a instalaţiilor electrice din staţiile electrice de tip interior cu alimentări şidistribuţii subterane în raport cu alte construcţii

    Caracteristicile construcţiei vecineCondiţii impuse staţiei

    electrice de interiorDestinaţia Gradul de

    rezistenţă la focCategoria de

    pericol deincendiu

    Condiţii de amplasare

    Deserveşte numaiconsumatorii din clădirea deamplasament

    I, II A, B Distanţă nenormată saualipită pe o latură

    - I, II C, D, EDeserveşte numaiconsumatorii din clădirea deamplasament

    Construcţiiindustriale

    III C, D, EDistanţă nenormată, alipităsau înglobată

    - Clădiricivile

    I, II, III - Distanţă nenormată, alipităsau înglobată

  • Amplasarea staţiilor de distribuţie de tip post de transformare în mediul rural sau urban (cu acelaşiregim de construcţie) faţă de clădirile învecinate trebuie să respecte condiţiile din tabelul 2.7.:

    Tabelul 2.7. Distante minime de amplasare a posturilor de transformare faţă de clădiri în mediul rural (sau similar urban)

    Natura clădirilor învecinateDistanţe minime în funcţie de rezistenţa

    la foc a clădirilor vecine [m]I, II, III IV, V

    Clădiri social – administrative sau de producţieagrozootehnice

    10 15

    Clădiri de locuit sau anexele lor 4 6

    Condiţii de amplasare din punct de vedere al zonei seismice

    Harta zonelor cu risc seismic ridicat din România

  • 3. ASPECTE TEHNICE ŞI ECONOMICE PRIVIND PROIECTAREASTAŢIILOR ELECTRICE

    3.1. ESTIMAREA PRINCIPALILOR INDICATORI ENERGETICI UTILIZAŢI ÎNPROIECTAREA STAŢIILOR ELECTRICE

    Curbele de sarcină se folosesc pentru a pune în evidenţă variaţia în timp a sarcinii.

    Fig. 2.1. Curba de sarcină zilnică (anuală)

    3.1.1. Indicatori ai gradului de utilizare a sarcinii maxime

    Energia activă tranzitată într-un interval calendaristic t se defineşte prin relaţia:

    t

    dttPW0

    )(

    Sarcina medie este definită pentru puterea medie respectiv curentul mediu:

    t

    W

    t

    dttP

    P

    t

    med 0

    )(

    t

    dttI

    I

    t

    med

    0

    )(

    Coeficientul de aplatisare a curbei de sarcină

    tP

    W

    tP

    dttP

    k

    t

    Smaxmax

    0

    )(

    Durata teoretică de utilizare a puterii active maxime de durată

    maxmax P

    WtP

    Durata teoretică de utilizare anuală a curentului maxim de durată

    max

    8760

    0

    )(

    max I

    dttI

    tI

    6 12 18 24

    t [h]

    S(I, P, Q)

    Capacitatea nominalăde tranzit a staţiei

    0

    Sarcina maximă dedurată

    Smax

    8.760

    Sarcina medieSmed

    Si

  • 2

    Durata de utilizare anuală a puterii aparente maxime de durată se defineşte în mod similar în ipotezaunor variaţii de tensiune care se înscriu în limite normale şi pentru variaţii ale factorului de putere în intervalulcos = 0,5…0,95:

    22

    0 0

    22

    max

    8760

    0 03,1)()()(;

    )(

    maxmax r

    t t

    IS WWdttQtPdttStS

    dttS

    t

    Durata de utilizare a sarcinii maxime de durată

    max

    2203,1maxmax S

    WWtt rSI

    3.1.2. Indicatori ai gradului de utilizare a puterii instalate în staţia electrică.

    Coeficientul de utilizare a puterii active instalate este definit de relaţia:

    tP

    Wk

    iPi

    Durata de utilizare a puterii active instalate

    iP

    P

    Wt

    i

    3.1.3. Estimarea cererii de energie pentru consumatorii alimentaţi din staţia electrică

    Pentru calculele de proiectare şi dimensionare a echipamentelor din staţia electrică sunt necesareestimări referitoare la necesarul de energie a noilor consumatori, în funcţie de următoareleconsiderente: indicatorii energetici specifici înregistraţi la consumatori de acelaşi profil; perspectiva de creştere în timp a cererii de energie a consumatorilor existenţi şi apariţie a unor

    potenţiali consumatori; posibilitatea de reducere a consumului energetic din zonă în perspectiva introducerii în producţie a

    unor tehnologii performante din punct de vedere energetic sau a dispariţiei unor consumatoriindustriali neperformanţi.

    consumul specific de energie pe unitatea de produs (exemplu: kWh / t oţel).consumul specific pe locuitor exprimat în kWh / locuitor.metoda coeficienţilor de cerere care pleacă de la ipoteza probabilistică că la un moment dat nu toţiconsumatorii sunt în funcţiune. Metoda asigură determinarea sarcinii maxime în funcţie de natura şiputerile active de racordare Prac (puterea absorbită la sarcină nominală) a consumatorilor grupaţi pegrupe, în funcţie de caracteristici comune.

    g

    j jgrupa

    m

    i i

    injgrupacg

    j jgrupa

    racjgrupacg

    j jgrupa

    j

    jgrupajgrupa

    Pk

    PkPS

    1

    1

    11

    max

    maxcoscoscos

    unde g este numărul de grupe de consumatori; cosgrupă - factorul de putere la sarcină maximă algrupei; kc grupă – coeficientul de cerere al grupei; Pni – puterea nominală a unui consumator din grupă;mj – numărul de consumatori din grupa j.

  • 3

    3.2. ESTIMAREA PIERDERILOR DE PUTERE

    3.2.1. Pierderile de putere în căile conductoare ale staţiei

    Dacă este estimată sarcina maximă de durată tranzitată prin staţia electrică se pot determinapierderile maxime de putere activă în căile conductoare (circuitele primare) de rezistenţă echivalentă Rîn cazul unei încărcări trifazate simetrice:

    2max2

    2max2

    2max2

    2max3 Q

    U

    RP

    U

    RS

    U

    RRIP

    nnn

    LJ cai

    3.2.2. Pierderile de putere în sistemul de transport datorate consumului propriutehnologic al staţiei electrice

    Fig. 3.2. Alimentarea consumatorilor proprii tehnologici ai staţiei electrice

    2max2max222 CPTCPTn

    RET

    n

    RETLJ QQPP

    U

    RS

    U

    RP

    retea

    Pierderile de putere activă în reţea datorate numai consumurilor proprii tehnologice SCPT ale staţiei,rezultă prin separarea şi identificarea termenilor:

    CPTCPT

    CPTCPT

    n

    RETLJ

    Q

    QQ

    P

    PPQP

    U

    RP

    retea

    max2max22max

    2max2

    21

    21

    3.2.3. Pierderile de putere electrică în transformatoare

    pierderile în fier (miezul magnetic): sunt pierderi independente de sarcina care trece printransformator; ele sunt însă proporţionale cu pătratul tensiunii aplicate transformatorului; pierderile în bobinaje: sunt pierderi proporţionale cu pătratul sarcinii care trece prin transformator.

    Relaţia de calcul a pierderilor de putere activă în fier este :

    0PPFe

    Pierderile de puterea reactivă în fier QFe:

    nTFenTnTnnTT SiQSiIiUIUSQQPS 00000020

    200 ;33;

    Relaţia de calcul a pierderilor în bobinaje la o sarcină S oarecare este :

    2

    2

    2

    2

    nT

    sc

    nT

    scCuI

    IP

    S

    SPP

    Pierderile de putere reactivă în bobinaje la sarcină nominală QCu:

    nTsccunTscnTnscnTscTscscscscTsc SuQSuIUuIUSQQPS ;33;22

    ST

    SEN

    RRET

    SCPT

    S Smax

  • 4

    Valoarea maximă a pierderilor de putere în bobinaje:

    2

    2max

    2

    2max

    maxmax;

    nT

    TnTscCu

    nT

    TscCu

    S

    SSuQ

    S

    SPP

    Rezultă expresia pierderilor totale de putere electrică activă şi reactivă într-un transformator tranzitatde sarcina maximă anuală:

    2

    2max

    0max2

    2max

    0max ;nT

    TnTscnT

    nT

    Tsc

    S

    SSuSiQ

    S

    SPPP

    3.3. ESTIMAREA PIERDERILOR ANUALE DE ENERGIE ELECTRICĂ

    3.3.1. Estimarea duratei de calcul a pierderilor de energie

    Pierderile anuale de energie produse de funcţionarea unui consumator pentru o sarcină variabilăîn timp se calculează cu relaţiile generale:

    dttU

    tSRdttIRW

    8760

    0

    8760

    0

    2

    22

    )(

    )(3)(3

    Pentru estimarea pierderilor de energie electrică în perspectivă se utilizează mărimea formală durata decalcul a pierderilor de energie , în care staţia ar funcţiona la pătratul sarcinii maxime de durată:

    max

    8760

    0

    2max

    2 3)(3 PRIdttIRW Pentru durata de calcul în proiectare se utilizează relaţii de aproximare care dau rezultate corecte,verificate practic, în cazul în care durata estimată de utilizare a sarcinii maxime 000.1

    maxIt ore / an:

    8210240.1760.8max

    It

    max

    max

    max

    max

    500.27

    000.1;

    760.8760.8

    8,1...6,1

    I

    II

    I

    t

    tt

    t

    3.3.2. Estimarea pierderilor anuale de energie în principalele componente ale staţieielectrice

    Pierderile anuale maxime de energie activă în căile conductoare ale staţiei electrice pentrusarcina maximă de durată se calculează cu relaţia:

    caicai LJLJ

    PW

    Pierderile anuale maxime de energie activă în reţeaua de alimentare a staţiei electrice datoratetransportului de energie ce corespunde consumurilor proprii tehnologice ale staţiei:

    CPTCPT LJLJ

    PW

    Pentru transformatoare pierderile de energie electrică se calculează în funcţie de pierderile deputere ţinând cont de intervalele de timp în care transformatorul funcţionează la gol respectiv însarcină.

    maxmax

    ; CuCufFeFe PWtPW

  • 5

    2

    2max

    max

    nT

    T

    scfFeTS

    SPtPW

    2

    2max

    0max

    nT

    TnTscfnTTr

    S

    SSutSiW

    3.4. ALEGEREA (AUTO)TRANSFORMATOARELOR

    3.4.1. Condiţii tehnice generale la alegerea transformatoarelor

    La stabilirea numărului şi puterii nominale a transformatoarelor trebuie luate în consideraresoluţiile care satisfac următoarele condiţii tehnice.C 1. Puterea totală instalată în transformatoare

    maxSSN nT

    C 2. Valorile curenţilor de scurtcircuit

    S

    U uInT

    n sc

    sc ad

    100

    3 2 %. .

    C 3. Să se asigure pornirea celui mai mare motor sau autopornirea unui grup de motoare

    85,0...7,0

    1

    05,1**

    admisibil

    sc

    p

    U

    S

    SU

    3.4.2. Criterii tehnice utilizate pentru determinarea puterii şi numărului(auto)transformatoarelor din staţia electrică

    Dacă există mai multe soluţii pentru problema tehnică de alegere a (auto)transformatoarelor seanalizează următoarele criterii tehnice: criteriul puterii nominale optime a (auto)transformatorului; criteriul numărului optim de (auto)transformatoare.

    Criterii privind alegerea puterii nominale optime. Aplicarea acestui criteriu urmăreştedeterminarea puterii nominale a (auto)transformatorului SnT astfel încât în funcţie de cererea de energiea consumatorilor utilizarea sa să fie optimă din punct de vedere a distribuitorului de energie.

    Criteriul randamentului maxim. Randamentul transformatorului depinde de gradul de încărcareconform relaţiei:

    1

    0

    2

    2P P

    S

    S

    S

    sc

    nT

    cos.

  • 6

    scnToptim

    P

    PSS 0

    Dacă este cunoscută (estimată) sarcina medie anuală atunci conform acestui criteriu ar fi indicatăalegerea unui transformator a cărui putere nominală să respecte relaţia:

    medoptimsc

    mednT SSP

    PSS ;

    0

    Criteriul pierderilor de energie minime. Pierderile relative anuale maxime de energie activă într-untransformator se calculează pentru sarcina maximă de durată Smax T cu relaţia:

    TT PT

    nT

    Tscf

    PT

    nT

    Tscf

    TtS

    S

    SPtP

    tP

    S

    SPtP

    Wmaxmax

    cosmax

    2

    2max

    0

    max

    2

    2max

    0

    0coscosd

    d

    maxmax

    22max

    0

    max

    TT PnT

    sc

    PT

    f

    T

    T

    tS

    P

    tS

    tP

    S

    W

    sc

    fnToptim

    P

    tPSS

    0max

    Dacă este cunoscută (estimată) sarcina maximă de durată a (auto)transformatorului impunând caaceasta să fie sarcina maximă optimă de durată se poate determina valoarea puterii nominale optime a(auto)transformatorului astfel încât acesta să funcţioneze cu pierderi minime (eficienţă economicămaximă):

    f

    scToptimnT

    tP

    PSS

    0max

    Criterii privind alegerea numărului optim de (auto)transformatoare. La alegerea număruluide transformatoare instalate într-o staţie electrică din punct de vedere tehnic se aplică criteriulcontinuităţii în alimentarea cu energie electrică a consumatorilor

    Problema numărului de transformatoare se analizează în două ipoteze: ipoteza unor daune neglijabile în caz de întrerupere a alimentării consumatorilor; ipoteza unor daune importante în caz de întrerupere a alimentării consumatorilor.

    Soluţii tehnice în cazul daunelor neglijabile. Din analiza categoriilor de consumatori rezultă că nusunt restricţii privind continuitatea în alimentare deoarece consumatorii racordaţi la staţia electrică nusunt afectaţi de întreruperi (nu solicită daune) sau mai au o altă cale de alimentare cu energie electrică.În astfel de cazuri, este de preferat să se instaleze un singur transformator. Acest lucru se justifică prinaceea că: costul specific (lei/kVA) al unui transformator scade odată cu creşterea puterii nominale a

    transformatorului; costul celulelor prin care transformatoarele se racordează la staţii; pierderile şi costul pierderilor pe kVA instalat scad odată cu creşterea puterii nominale a

    transformatoarelor.

  • 7

    Soluţii tehnice în cazul daunelor importante.

    În astfel de situaţii, calculele arată că, începând chiar cu daune specifice destul de reduse, esteeconomic să se instaleze rezerve în transformatoare care să evite întreruperile în alimentareaconsumatorilor. Ca urmare, este de preferat instalarea a mai multor transformatoare care să respecteregula numită (N-1). Adică (N-1) transformatoare să fie capabile să tranziteze sarcina maximă dedurată (eventual cu o uşoară supraîncărcare). Deci în aceste cazuri restricţia R1 ar trebui să fie aplicatăsub forma:

    N S SnT M 1Este uşor de demonstrat că şi în aceste cazuri este de preferat ca N să fie cât mai mic posibil,

    adică N=2. Considerentele de ordin economic sunt aceleaşi ca în paragraful anterior. Un număr detransformatoare mai mare decât 2 poate să rezulte prin aplicarea restricţiei R2 privind plafonul descurtcircuit admisibil.

    Desigur este posibil ca decizia de trecere de la un transformator la două transformatoarerezervate reciproc să se bazeze pe un calcul economic.

    Două transformatoare se vor justifica dacă:

    CTA CTAT T1 2 ,

    respectiv dacă daunele totale exced surplusul de investiţii şi cheltuieli cu pierderile în fier pentru cel deal doilea transformator (termenul cu minus arată că la instalarea celui de al doilea transformatorpierderile în bobinaje se reduc la jumătate):

    Puterea instalată şi densitatea staţiilor de transformare este influenţată de criterii de planificare şi deconcepţie a reţelelor electrice, precum şi de mai multe aspecte tehnice şi economice, cum ar fidensitatea de sarcină, terenul disponibil şi costul acestuia, dreptul de trecere pentru linii. Putereaunitară şi numărul transformatoarelor dintr-o staţie electrică sunt mai mult sau mai puţin legate deaceste aspecte, cu toate că anumite limite tehnice cum ar fi gabaritul şi masa sau nivelul puterii descurtcircuit admisibil la tensiunea inferioară, pot fi foarte importante în cazuri concrete.

  • 4. SCHEME DE CONEXIUNI ALESTAŢIILOR ELECTRICE

    4.1. SOLUŢII TRADIŢIONALE DE ECHIPARE ACIRCUITELOR PRIMARE DIN STAŢIILE ELECTRICE

    Echiparea circuitelor de bare colectoare

    Echiparea tradiţională a circuitelor de bare colectoare este prezentată în figura 4.1.:

    Fig. 4.1. Echiparea cu aparate a circuitelor de bare colectoare

    Schemă de conexiuni cu un sistem de bare colectoare.

    Fig. 4.2. Schemă de conexiuni cu un sistem de bare colectoare

    Schemă de conexiuni cu bare colectoare secţionate longitudinal.

    Fig. 4.3. Schemă de conexiuni cu două secţii de bare colectoare

    BC – bare colectoare;

    SB – separator bare;

    I – întreruptor;

    SB – separator linie;

    TC – transformator de curent;

    TT – transformator tensiune;

    SP – separator punere la pământ;

    D – descărcător.

    CL

    SBC1 SBC2

    L1 L2

    110 kV 110 kV

    1BC

    L1

    110 kV

  • 2

    Schemă de conexiuni cu un sistem de bare colectoare şi bară de ocolire

    Fig. 4.4. Schemă de conexiuni cu un sistem de bare colectoare şi bară de transfer

    În condiţiile unei elasticităţi mai reduse, efortul de investiţii poate fi micşorat prin folosirea unor cuplecu funcţiuni multiple CFM. Printr-o selectare convenabilă a separatoarelor de bare, cu ajutorul uneiastfel de cuple pot fi realizate pe rând, cuple longitudinale sau de ocolire:

    Fig. 4.5. Echiparea cuplei cu funcţiuni multiple

    Schemă de conexiuni cu două sisteme de bare colectoare şi un întreruptor pe circuit.

    Fig. 4.6. Schemă de conexiuni cu două sisteme de bare colectoare şi un întreruptor pe circuit

    1BC

    BO

    CO

    BO

    CFM

    SBC2SBC1

    2BC

    CT

    220 kV

    Y

    110 kV 220 kV

    L1

    110 kV

    L1

  • 3

    Pentru mărirea continuităţii în alimentarea consumatorilor, schemelor de conexiuni cu barecolectoare duble 2BC li se poate asocia secţionarea longitudinală a unuia (soluţie frecventă) sau aambelor sisteme de bare respectiv adăugarea barelor de ocolire BO. Pentru o elasticitate ridicată înfuncţionarea unor astfel de scheme, corespunzător fiecărei noi secţii de bare se prevăd cuplelongitudinale, transversale sau de ocolire conform figurii 4.7.:

    Fig. 4.7. Echiparea cuplelor pentru scheme de conexiuni 2BC cu secţionare longitudinală şi ocolire

    Schemă de conexiuni cu două bare colectoare şi două întreruptoare pe circuit. Schemele deconexiuni cu 1,5 sau 2 întreruptoare pe circuit oferă o siguranţă mărită în alimentarea circuitelor întimpul exploatării deoarece: fiecare circuit este în permanenţă cuplat la ambele sisteme de bare colectoare, deci prezintă

    avantajele unei duble alimentări; toate comutaţiile se fac prin întreruptoare, ceea ce reduce riscul de avarii; fiecare bară colectoare poate fi izolată în scopul executării lucrărilor de întreţinere, fără

    întreruperea vreunui circuit;În figura 4.8 este prezentată o schemă de conexiuni 2BC cu două întreruptoare pe circuit:

    Fig. 4.8. Schemă de conexiuni 2BC şi două întreruptoare pe circuit

    Datorită avantajelor mai sus menţionate, este redus considerabil timpul de întrerupere în alimentare,nemaifiind necesare circuite suplimentare de cuplă transversală şi de ocolire. Principalele dezavantajeale unor astfel de scheme de conexiuni constau în investiţii mai mari pentru echiparea cu aparate,costurilor mai ridicate pentru cheltuielile de întreţinere şi asigurarea protecţiilor, cât şi rigiditate mareîn ceea ce priveşte posibilitatea de reconfigurare a circuitelor. Din acest motiv aceste scheme deconexiuni sunt uzuale în S.U.A. şi Canada şi mai puţin utilizate în practica ţărilor europene careutilizează cu precădere scheme de conexiuni 2BC cu un întreruptor pe circuit şi cu posibilităţi degrupare a circuitelor mai bune prin utilizarea secţionării longitudinale.

    BO

    SBCSBC

    CT

    2BC

    CTCLCO

    2BC

    L1

    400 kV

    Y

    220 kV 400 kV

  • 4

    Schemă de conexiuni cu două bare colectoare şi 1,5 întreruptoare pe circuit. Schema de conexiunireprezintă o soluţie de reducere a investiţiilor, aplicată în cazul staţiilor de foarte înaltă tensiune (staţiicu Un 220 kV):

    Fig. 4.8. Schemă de conexiuni 2BC şi 1,5 întreruptoare pe circuit

    Dezavantajul principal al acestei scheme de conexiune este costul ridicat al protecţiilor şi alreanclanşării automate rapide, datorită întreruptorului median care trebuie să funcţioneze independentîn fiecare din direcţiile celor două plecări. Un exemplu de utilizare în România a schemei electrice cu1,5 întreruptoare pe circuit este cel al staţiei de 400 kV, a centralei nuclearo – electrice de laCernavodă.

    Schema de conexiuni poligonală. Schemele de conexiuni de acest tip sunt indicate pentru tensiuni Un 220 kV, fiind realizate sub forma unui contur închis pe laturile căruia se montează câte unîntreruptor. Datorită conturului închis schema prezintă avantajul conectării fiecărei plecări prin douăîntreruptoare. Aceasta conduce la o mai mare flexibilitate deoarece: toate comutaţiile se fac prin întreruptoare; deconectarea oricărui întreruptor se face fără întreruperea sarcinii pe circuit; legăturile între noduri sunt asigurate prin laturile poligonului ceea ce face inutile circuitele de

    ocolire şi cuplă transversală.

    400 kV

    2BCL1

    400 kV

    Y

    220 kV

    400 kV

    L2

    220 kV

    Y

  • 5

    Fig. 4.9. Schemă de conexiuni poligonală

    400 kV

    P

    L1

    400 kV

    Y

    220 kV

    400 kV

    L2

    Y

    220 kV

    400 kV

  • 6

    4.2. SOLUŢII MODERNE DE ECHIPARE ACIRCUITELOR PRIMARE DIN STAŢIILE ELECTRICE

    4.2.1. Aspecte privind evoluţia şi fiabilitatea aparatelor de comutaţie

    Fig. 4.10. Evoluţia întreruptoarelor de înaltă tensiune şi a fiabilităţii aparatelor de comutaţie (ABB)

    Analiza fiabilităţii echipamentelor de comutaţie arată cu claritate că elementul critic rămâneseparatorul cu comutaţie în aer a cărui slabă fiabilitate compromite siguranţa în funcţionare asistemelor energetice cu echipare tradiţională. Pentru a se suplini acest neajuns s-au căutat soluţii derealizare a schemelor de conexiuni ale staţiilor electrice care să utilizeze un număr minim deseparatoare sau ca funcţiile acestora să fie preluate de noile generaţii de întreruptoare: întreruptoare – separator sunt întreruptoare în SF6 care printr-o construcţie specială a camerei de

    stingere asigură în poziţia deschis a contactelor un spaţiu de izolare cu o rigiditate dielectricăsuficient de ridicată astfel încât să poată fi suplinită funcţia separatorului, figura 4.11.;

    Fig. 4.11. Întreruptor – separator ABB:a. LTB Combined 72 – 145 kV; b. HPL Combined 170 – 420 kV

    IAC cu 10 camere de stingere1950 - 1960

    IUP cu 4 camere de stingere1970 - 1980

    SF6 cu o cameră de stingere 300 kV1990 - 2000

    Acţionare cu resorturi

    1950 2000

    Acţionare hidraulică

    Acţionare pneumatică

    IUM

    IUP

    SF6

    Separatoare

    1950 2000

    IAC

    Rata de defect Rata de defect

    a. b.

  • 7

    Fig. 4.12. Echiparea unui circuit de linie: a. tradiţional; b. cu întreruptor – separator

    întreruptoare compact configurabile sunt întreruptoare în SF6, prevăzute cu contacte debroşabile(Un < 300 kV) şi care se pot deplasa pe un cărucior mobil astfel încât să realizeze şi funcţia unuiseparator în aer, figura 4.13, iar pentru tensiuni mari (Un > 420 kV) sunt echipate cu un separatorde tip pantograf.

    Fig. 4.13. Întreruptoare compact HPL Compact 245 kV, ABB

    Sistemul de contacte debroşabile este foarte sigur fiind testat în diverse condiţii de funcţionare şigarantat pentru 2.000 acţionări ale întreruptorului (anduranţa mecanică a contactelor fiind de 10.000cicluri) şi nu necesită întreţinere. Opţional întreruptorul poate fi echipat cu cuţite de legare la pământ,transformatoare (traductoare numerice) de curent şi tensiune, descărcătoare electrice sau modulespecializate de control şi înregistrarea parametrilor de funcţionare. Simplificarea circuitelor primarerealizată de această soluţie rezultă conform figurii 4.14.:

    1

    2

    3

    7

    6

    4

    5

    8

    9

    1 – sistem bare colectoare;2 – izolator compozit;3 – întreruptor compact;4 – izolator susţinere contact inferior;5 – izolator susţinere contact superior;6 – cadru fixare modul întreruptor;7 – şină rulare modul întreruptor;8 – mecanism acţionare;9 – cadru metalic.

    SF6

    a. b.

  • 8

    Fig. 4.14. Echiparea unui circuit de linie: a. tradiţional; b. cu întreruptor compact configurabil

    Principalele avantaje ce rezultă din utilizarea acestor soluţii constructive în realizarea noilor staţiielectrice sunt: modularizarea şi compactarea a permis reducerea suprafeţei ocupate de aparatele electrice cu până

    la 60 % ; reducerea volumului de fundaţii necesar amplasării aparatelor; simplificarea schemelor de conexiuni prin reducerea numărului de legături dintre aparate şi a

    lungimii căilor de curent; posibilitatea ansamblării şi testării întregului modul de aparate în condiţii de laborator; operaţiile de instalare şi punere în funcţiune se realizează în 2…4 zile; operaţii de înlocuire şi transport foarte uşoare; control şi mentenanţă mult simplificată în parte şi datorită monitorizării parametrilor cu ajutorul

    computerului de celulă care facilitează diagnoza.

    Fig. 4.15. Compararea costurilor de realizare a unei staţii electrice în variantă de echipare tradiţională sau echipare cuîntreruptoare compact configurabile

    Cost echipamentCompact

    Total costuri1+2+3

    Cost echipamenttradiţional

    3.Cost proiectare

    2.Cost construcţiicivile

    1.Cost instalareechipamente

    Cost daune

    Cost întreţinere

    Cost dauneCost întreţinere

    Valoarea soluţiei = Fiabilitate + Simplitate + Economie de timp!

    SF6

    a. b.

  • 9

    Scheme de conexiuni cu echipare modernă

    Schemele de conexiuni realizate cu echipamente moderne sunt principial asemănătoare cu schemele deconexiuni realizate cu echipamente tradiţionale fiind insă mult mai simple şi implicit mai fiabile.

    Scheme de conexiuni moderne pentru staţiile electrice de mică putere. Aceste scheme de conexiunise utilizează în special la realizarea staţiilor electrice de distribuţie şi transformare cu tensiuni nominale Un 110kV în care numărul de (auto)transformatoare N 2, pentru care nu se impun condiţii deosebite privitoare laasigurarea continuităţii în alimentarea consumatorilor.

    Fig. 4.16. Scheme de conexiuni moderne: a., b. cu un sistem de bare colectoare; c. cu un sistem de bare colectoare secţionatelongitudinal; d. poligonală cu întreruptoare compact configurabile

    1BC

    L1

    SBC1

    L1

    SBC2

    CL

    L2

    d.

    1BC

    L1

    a. b.

    d.

    L2L1

    c.

  • 10

    Scheme de conexiuni bloc. O schemă bloc este un ansamblu funcţional realizat compact, cu echipare şiconexiuni minime. Schemele bloc sunt indicate atunci când fiabilitatea elementelor componente este ridicată şisarcina admite întreruperi în alimentare ori poate fi preluată de altă sursă. Avantajele unei astfel de soluţii sunt:investiţii reduse, fiabilitate mărită datorită simplificării schemei electrice, spaţiu redus de amplasare în teren,operaţii de exploatare şi întreţinere simplificate. Dezavantajul utilizării unei astfel de soluţii este că defectareaunui element determină scoaterea din funcţiune a întregului bloc.

    Scheme de conexiuni pentru staţii de tip racord adânc (SRA). Acest tip de staţie cu schemă deconexiuni simplificată (fără sistemul de bare colectoare) este destinată alimentării direct la înaltă tensiune (110kV) a obiectivelor industriale sau centrelor urbane cu densitate mare de sarcină.

    Fig. 4.17. Scheme de conexiuni bloc pentru staţii electrice de tip racord adânc: a. pentru P < 5 MW: cu separator descurtcircuitare; b. cu canal de telecomunicaţii sau întreruptor; c. pentru P > 5 MW

    Schema de conexiuni H utilizează două celule bloc linie – transformator, un număr mai mic de aparate înraport cu schema din figura 4.16.c., prezintă o flexibilitate bună deoarece în cazul defectării unui circuit, staţiaelectrică poate funcţiona cu elementele rămase, prin cupla longitudinală CL. În funcţie de poziţia cuplei în raportcu întreruptoarele schemei, se pot realiza scheme de conexiuni tip H superior sau de tip H inferior.

    Fig. 4.18. Schemă de conexiuni bloc tip H realizată cu întreruptoare compact configurabile

    L1 > 10% L

    a.

    L15…10 km

    110 kV

    I1

    Sl Ssc

    T

    I3

    SE

    SRA

    LR

    b.

    L15…10 km

    110 kV

    I1

    Sl

    T

    I3

    SE

    SRA

    LR

    c.

    110 kV

    SlI2.1

    T1

    I3.1

    SE1

    SRA

    L

    CL(AAR)

    SE2

    S2I2.2

    T2

    I3.2

    L1 L2

    CL

    CBL-TCBL-T

  • 11

    Scheme de conexiuni moderne pentru staţiile electrice de mare putere. Staţiile electrice de mareputere se caracterizează, în funcţie de tip, prin număr mare de generatoare, (auto)transformatoare şiplecări prin care se vehiculează puterea produsă sau transferată prin staţie. Pentru staţiile de putere cunumăr de (auto)transformatoare N 4 şi numeroase linii de plecare se preferă schemele de conexiunicu sistem triplu de bare colectoare, figura 4.19.b., sau schemele poligonale cu mai mult de patru laturi,figura 4.19.d.:

    Fig. 4.19. Scheme de conexiuni moderne: a. cu 2 întreruptoare – separator pe circuit; b. cu 3 bare colectoare; c. cu 1,5întreruptoare (separator şi compact) pe circuit; d. schemă poligonală complexă

    L1

    2BC 3BC

    L3L1

    3BC

    L2

    L1

    L2

    L3

    L4

    L5

    L6

    a. b.

    L1 L2

    c. d.

  • 1

    STAŢII ELECTRICE DE EXTERIORDE ÎNALTĂ TENSIUNE

    Staţiile electrice exterioare sunt realizate prin amplasarea în aer liber a echipamentelorcomponente. În prezent aceste staţii se realizează pentru tensiuni înalte (Un 110 kV) şi se întâlnesc înurmătoarele variante: staţii exterioare echipate tradiţional cu izolaţia aparatelor în aer; staţii exterioare echipate cu module compact configurabile cu izolaţia aparatelor în aer; staţii exterioare echipate cu module capsulate în SF6 cu izolaţie mixtă a aparatelor în aer şi SF6.Principalele avantaje ale staţiilor electrice cu izolaţia în aer sunt: consum redus de materiale de construcţii pentru clădiri ceea ce conduce la scăderea timpului de

    realizare şi implicit la investiţii mai mici; posibilităţi pentru dezvoltarea (extinderea) ulterioară; extinderea avariilor şi efectele acestora sunt limitate de spaţiile mari dintre circuite; vizibilitate bună, acces uşor la echipamente pentru exploatare şi mentenanţă.Dezavantajele principale ale acestei soluţii: ocupă suprafeţe mari de teren şi sunt inestetice ca urmare amplasarea lor în zone urbane este

    dificilă; echipamentul este mai scump deoarece trebuie realizat pentru condiţii deosebite de mediu,

    poluare; soluţia implică cheltuieli mai mari de exploatare şi mentenanţă.

    CONDIŢII GENERALE PENTRU REALIZAREA INSTALAŢIILORELECTRICE DE EXTERIOR DE TIP DESCHIS

    Condiţii determinate de tensiunea staţiei electrice

    Tabelul 5.1. Trepte de înaltă tensiune standardizate în România

    Un reţea [kV] 6* 10 20 110 220 400 750

    Umax reţea [kV] 7,2* 12 24 123 245 420 765

    * aceste valori nu sunt utilizate pentru reţele de distribuţie publică.

    În funcţie de nivelele de tensiune din staţie normativele prevăd nivelele de izolaţie între fază şi pământale echipamentelor (1) respectiv (auto)transformatoarelor (2) în conformitate cu Tabelul 5.2.:

    Tabelul 5.2. Nivele de izolaţie pentru echipamentele electrice din staţii

    Tensiuni nominale de ţinereTensiuneanominală a

    reţelei

    [kV]

    Tensiuneanominală a

    echipa-mentului

    [kV]

    la impuls de trăsnet,

    [kVmax]

    la impuls de comutaţie,

    [kVmax]

    la frecvenţăindustrială,

    [kV]1 2 1 2 1 2

    6 7,2 40(60) - - - 20 -10 12 60(75) - - - 28 -20 24 95(125) - - - 50 -

    110 123 550 450 (440) (360) 230 185220 245 1050 950 (750) (650) 460 395400 420 1425 1425 1050 1050 - -750 765 2100 2100 1425 1425 - -

  • 2

    Tabelul 5.3. Distanţe de izolaţie minime admise pentru staţiile exterioare

    Distanţe minime admise [mm]Simbol Formula decalcul 10 kV 20 kV 110 kV 220 kV 400 kV 750 kV Condiţii

    A0 200 300 900 1800 3.100 5.500 echilibruA 1,1 A0 220 330 1.000 2.000 3.400 6.000 echilibru

    A1

    Un / 0,15*min. 200

    mm200 200 750 1.500 2.700 5.000 balans la vânt

    A2 *A0 / 2 200 200 450 900 1.550 2.750 balans la scurtcircuit

    Fig. 5.1. Distanţe minime admise: a. conductoare rigide amplasate pe izolatoare suport; b. conductoare flexibile fixate delanţuri de izolatoare

    Condiţii determinate de gradul de poluare a mediului ambiant

    Aceste condiţii se referă la depunerile de praf, cenuşă, vapori ai unor substanţe chimice (caredevin activi în prezenţa umidităţii) pe sistemele de izolaţie a aparatelor electrice din staţie, datorităpoluării atmosferei în zonă, în urma activităţilor industriale. Din punct de vedere al gradului depoluare, standardele naţionale (PE 109) împart zonele poluate în patru nivele, Tabelul 5.4., pentru carese recomandă lungimea liniei de fugă necesară alegerii izolaţiei externe a echipamentelor electrice.

    Tabelul 5.4. Clasificarea zonelor de poluare

    Nivel (grad) de poluare a zonei Lungimea specifică a liniei de fugă, mm/kVI - slab 16

    II - mediu 20III - puternic 25

    IV - foarte puternic 31

    Condiţii de siguranţă determinate de solicitările mecanice

    Aparatele şi echipamentele electrice din staţiile electrice exterioare cu izolaţie în aer sunt supuseîn funcţionare unor solicitări mecanice de intensitate variabilă care în timp pot afecta buna lorfuncţionare: solicitări datorate propriei greutăţi; solicitări datorate acţiunii depunerilor de chiciură şi gheaţă; solicitări datorate presiunii vântului; solicitări datorate dilatării căilor conductoare în cazul regimurilor de suprasarcină; solicitări datorate acţiunii forţelor electrodinamice, cu valori maxime la scurtcircuit; solicitări datorate funcţionării mecanismelor de acţionare; solicitări datorate fenomenelor seismice.

    R S TAA0

    A0

    R S T

    A0

    A1 A1

    AA2 A2

    a. b.

  • 3

    Calculele mecanice se fac pentru cele mai defavorabile condiţii de exploatare luându-se în consideraresolicitările datorate greutăţii proprii (căi conductoare, izolatoare, cleme), depunerilor de chiciură,presiunii vântului, forţelor electrodinamice la scurtcircuit:

    Tabelul 5.5. Stările de calcul mecanic şi condiţii limită admise ale solicitărilor mecanice

    Condiţii de calcul Condiţii impuseStareTempe-ratura[C]

    Vitezavânt

    Tabel 2.1

    Chiciură Scurt-circuit

    Elemente solicitate Nivel solicitareadmis

    I - 30 - - -II - 5 vmax - -

    25 % rupere

    III - 5 vchiciură da -IV 70 - - -

    - conductor, armături;

    - izolatoare de suspensie 25 % încercare

    V - 5 vchiciură da isc max - conductor, armături;- izolatoare de suspensie

    50 % rupere50 % încercare

    VI 15 0,6vmax

    - - - distanţa A1 fază - pământ Tabel 5.3.

    Solicitări datorate greutăţii proprii. Calculul acestor solicitări mecanice se face prin reducereaconfiguraţiei electrice a circuitului considerat la o grindă echivalentă rezemată pe un anumit număr depuncte de sprijin şi formată din intervale cu sarcină constantă şi uniform distribuită respectiv sarciniconcentrate conform figurii 5.2.:

    Fig. 5.2. Solicitări mecanice datorate propriei greutăţi a elementelor: a. încărcările datorate sarcinilor specifice verticale şiconcentrate; b. încărcările datorate sarcinilor specifice orizontale şi concentrate;

    c. forţele tăietoare

    ;4

    EJ

    qlf cu valori limită

    100...

    150

    llf (5.1)

    22

    ;; ; hiviihviiHVi qqqqlG (5.2)

    În punctele de fixare componenta verticală FV a forţei de tensiune din conductor T se calculează cu

    l l

    l1 l2 l3 l4

    f1f2

    q1vq2v

    q4v

    a.

    Ft

    c.

    Fc4

    T1

    q3vV

    q1h q2h

    b.

    q3hH

    FV

    FH

  • 4

    relaţia:

    l

    lFlG

    F

    n

    j

    jcj

    n

    i

    iiV

    V

    1

    11(5.3)

    unde li este distanţa considerată de la mijlocul sarcinii uniform distribuite i până la punctul de fixare;Fcjlj – momentul sarcinii concentrate j în raport cu punctul de fixare; l – lungimea deschiderii întrepunctele de fixare.

    n

    i

    iHHHv GFFFT1

    22 (5.4)

    Solicitări datorate depunerilor de chiciură. Sarcina specifică suplimentară datorată depunerilor dechiciură (tabelul 2.1) pe conductoarele orizontale şi izolatoarele tip tijă qhc se calculează pentruunitatea de lungime de un metru cu relaţia:

    chcvc

    cch qq

    dgdq 5,0;1

    44

    2 22

    (5.5)

    Pentru bare dreptunghiulare sarcina specifică se calculează în mod asemănător în funcţie de grosimeastratului de chiciură şi încărcarea se reduce cu 25 % în cazul barelor rigide.Solicitări datorate presiunii vântului. În cazul barelor rigide forţa FHvânt şi solicitarea la efort datoratăpresiunii vântului vânt se consideră orizontală şi se calculează cu relaţia:

    W

    lF

    vSclqF vantHvantladhvantvantH

    32

    1025,1;163

    (5.7)

    160)2(;

    160

    22 vgdcq

    vdcq cadcvanthadvanth (5.8)

    Solicitări datorate forţelor electrodinamice. Funcţionarea fără deteriorări ale aparatelor trebuieasigurată în cazul curentului maxim de scurtcircuit trifazat, curentul de lovitură:

    a

    lilqF leldeld

    22,0max

    (5.9)

    scpll Iki 2 (5.10)

    Pentru verificarea elementelor instalaţiilor se consideră condiţiile de solicitare corespunzătoare tuturorstărilor de calcul iar dimensionarea se face pentru cazul cel mai defavorabil corespunzător solicităriitotale maxime t max:

    2,01max

    max 5,1

    adj

    jj

    tW

    lF

    W

    M (5.11)

    unde 0,2 este limita de curgere convenţională a materialului căii de curent.

  • 5

    Condiţii pentru asigurarea siguranţei personalului

    Alegerea aparatelor electrice (nivelul de izolaţie) şi dimensionarea distanţelor ce trebuiesc realizateîntre elementele instalaţiei electrice aflate sub tensiune corespund solicitărilor maxime de tensiune cepot apare în reţea în condiţii normale de exploatare (Umax reţea) sau în condiţii deosebite (supratensiunidatorate loviturilor de trăsnet sau fenomenelor de comutaţie).

    Tabelul 5.3. Distanţe minime admise pentru protecţia personalului în staţiile exterioare

    Distanţe minime admise [mm]Simbol Formula decalcul 10 kV 20 kV 110 kV 220 kV 400 kV 750 kV Condiţii

    A0 200 300 900 1.800 3.100 5.500 la echilibru

    B1 A0 + 30 230 330 930 1.830 3.130 5.530B2 A0 + 100 300 400 1.000 1.900 3.200 5.600B3 A0 + 750 950 1.050 1.650 2.550 3.850 6.250C A0 + 2.500 2.700 2.800 3.400 4.300 5.600 8.000D A0 + 1.250 1.450 1.550 2.150 3.050 4.350 6.750E A0 + 600 800 900 1.500 2.400 3.700 6.100

    FA0

    (min. 500 mm)500 500 900 1.800 3.100 5.500

    G A0 + 1.500 1.700 1.800 2.400 3.300 4.600 7.000H - - 6.000 7.000 8.000 10.000

    Staţiile electrice de exterior se protejează printr-un gard cu sârmǎ ghimpatǎ, înalt de 2 m, realizat dinmateriale incombustibile şi prevăzut cu inscripţii şi indicatoare de securitate cu rol de avertizare apersoanelor care se pot afla întâmplător în apropierea staţiei electrice. Accesul persoanelor autorizateîn staţie se face numai prin porţi de acces închise cu cheie. Distanţa minimă a împrejmuirilor de accesîn raport cu instalaţiile electrice este indicată în figura 5.3. şi depinde de modul de amplasare aechipamentului pe sol sau pe suporţi din beton:

    Fig. 5.3. Distanţe minime admise pentru protecţia persoanelor care se pot afla în apropierea împrejmuirii unei staţii electricede exterior

    Protecţia personalului de exploatare împotriva atingerii accidentale a unor elemente sub tensiunese realizează în cazul echipamentelor montate pe sol prin îngrădiri de protecţie definitive amplasate ladistanţele B1, B2, B3 în funcţie de tipul îngrădirii de protecţie, figura 5.4.a., sau prin amplasareaaparatelor pe suporţi, la înălţimi corespunzătoare (minim 2.300 mm) cu respectarea lăţimii E adomeniului de protecţie, a înălţimii minime de 1.900 mm a acestuia şi a distanţei C pe verticală, de lasol la elementele sub tensiune, figura 5.5.:

    HD

    căi conductoare

    G

    împrejmuire

    max. 50 mmin. 1 m

    min. 2 m

    legǎturǎ la pǎmânt

  • 6

    Fig. 5.4. Domenii de protecţie şi distante minime de protecţie: a. îngrădiri definitive pline, din plasa sau tip balustradă; b.elemente sub tensiune amplasate pe suporţi

    Fig. 5.5. Limita domeniului de lucru

    Coridoarele de acces şi transport a echipamentelor grele (transformatoare, întreruptoare) trebuiescdimensionate astfel încât să suporte sarcina transportată şi să permită deplasarea utilajului de transport,încărcat cu echipamentul cu gabaritul cel mai mare, precum şi a utilajelor de ridicare. Drumurile dinstaţie trebuie sǎ asigure accesul cu utilaje al pompierilor la construcţii şi instalaţii pânǎ la o distanţǎ deminim 200 m. Pentru deplasarea în siguranţă a acestor utilaje grele coridoarele de acces se definescavând în vedere prevederea pe ambele părţi laterale a unei zone de abatere de la traseu de câte 350mm, conform distanţelor de protecţie precizate în figura 5.6.:

    domeniul de lucru

    domeniul de protecţie

    LEA

    1.9

    00

    D

    C

    E

    B1

    2.0

    00

    C

    B2 B3

    1.5

    00

    a.

    2.3

    00

    1.9

    00

    E

    C

    b.

  • 7

    Fig. 5.6. Dimensiunile culoarelor de transport a echipamentelor grele

    E

    LEA

    F

    C

    350 mm

    gabarit utilaj + încărcătură

  • 1

    ELEMENTE TEHNICE CE DETERMINĂ ALEGEREA SOLUŢIEI CONSTRUCTIVE

    1. Performanţele aparatelor

    Aparatele electrice principale utilizate în staţiile electrice de exterior şi care prin importanţăfuncţională, număr, spaţiu necesar pentru montare ar putea influenţa soluţia tehnică sunt: întreruptoarele,separatoarele, transformatoarele de putere, sistemul de bare colectoare.Întreruptoarele. Performanţele întreruptoarelor de IT au evoluat constant astfel încât în prezent soluţiastandard oferită de majoritatea producătorilor cu tradiţie o reprezintă întreruptoarele în SF6 cuautoexpansiune pentru tensiuni de până la 550 kV şi capacităţi medii de rupere de 50 kA sauîntreruptoarele în SF6 cu autocompresie pentru tensiuni de până la 800 kV şi capacităţi mari de rupere de63...80 kA. Pentru tensiuni de pânǎ la 550 kV se pot folosi întreruptoare în variantele live- tank sau dead-tank care ocupǎ aproximativ acelaşi spaţiu în plan orizontal. Întreruptoarele dead-tank sunt mai sigure dinpunct de vedre al protecţiei personalului şi al comportǎrii la seism datoritǎ dimensiunii mai reduse peverticalǎ (cu 30...50 %). Pentru tensiuni de 800 kV s-a impus tehnica live tank (utilizată în special înEuropa) care este mai avantajoasǎ din punct de vedere tehnologic dar şi al spaţiului ocupat de polulîntreruptorului.

    Fig. 5.13 Întreruptoare în SF6: live-tank (ABB tip LTB 550 kV ), dead-tank (Toshiba 550 kV)

    Separatoarele sunt utilizate în schemele tradiţionale într-un număr foarte mare pentru separarea vizibilă acircuitelor din staţie după scoaterea lor de sub tensiune, legare la pământ a circuitelor în vederea asigurăriipersonalului de intervenţie sau pentru selecţia barei colectoare la care se comută un circuit electric. Înstaţiile de înaltă tensiune se folosesc în special următoarele variante constructive: separatoarele rotative înplan orizontal, separatoarele cuţit, separatoarele pantograf.Transformatoarele de putere tradiţionale cu circuit magnetic vertical cu trei sau cinci coloane, suntproiectate unitar ca urmare soluţiile tehnice oferite de producători pentru o putere dată nu diferă esenţial şinu influenţează soluţia constructivă a staţiei. Pentru puteri foarte mari 500...3.000 MVA şi tensiuni înaltede până la 1.050 kV este mult mai eficientă soluţia constructivă cu circuit magnetic montat în planorizontal, dezvoltată de firma Mitsubishi Electric Ako Works, pentru unităţile sale care depăşesc putereade 120 MVA şi tensiunea de 230 kV.Transformatoarele de mare putere şi foarte înaltă tensiune (800...1050 kV) pot fi realizate ca unităţitrifazate sau prin conectarea a trei unităţi monofazate, atunci când lipsa spaţiului de manevră la locul demontaj sau puterile foarte mari fac dificil sau imposibil transportul pe module distincte a unităţii trifazate

  • 2

    Fig. 5.21. Transformatoare de foarte mare putere în construcţie: a. trifazată; b. unităţi monofazate

    Descǎrcǎtoarele electrice sunt echipamente indispensabile în staţiile electrice care asigură protecţiaizolaţiei instalaţiilor circuitelor primare. În prezent cele mai utilizate descărcătoarele electrice sunt cele cuozixi metalici (DOM) care au o caracteristică mult mai neliniară şi înlocuiesc vechile descărcătoare cueclatoare şi elemente neliniare din carbură de siliciu, deoarece prezintă o serie de avantaje precum: simplitate constructivă, gabarit redus şi fiabilitate sporită prin eliminarea eclatoarelor şi a rezistenţelor

    de egalizare; nivelul de protecţie este cu circa 20 % mai mic decât în cazul descărcătoarelor cu rezistenţă variabilă

    (DRV); stabilitate foarte bună a caracteristicii de protecţie tensiune - timp.

    În funcţie de echipamentul protejat şi locul de montare se construiesc două tipuri de descărcătoare cuoxizi metalici. Descărcătorul fără eclator exterior, utilizat în staţiile electrice pentru a asigura protecţia lasupratensiunile atmosferice şi de comutaţie, are parametri tehnici şi preţ de cost superiori descărcătoruluicu eclator exterior, care este utilizat pentru reducerea conturnărilor lanţurilor de izolatoare ale LEA încazul supratensiunilor atmosferice.

    Fig. 5.25. Tipuri constructive de descărcătoare cu oxizi metalici

    1 – borne conexiuni;2 – inel de gardă;3 – izolator din polimer

    siliconic sau ceramică;4 - descărcător;5 – eclator exterior;6 – izolator LEA;7 – conductor LEA.

    4

    5

    6

    7

    1

    1

    2

    3

  • 3

    Transformatoarele de măsură se utilizează pentru măsurarea parametrilor electrici curent, tensiune,putere, energie, furnizarea de semnale din sistem către circuitele de protecţii sau realizarea reglăriiautomate a parametrilor din sistem (tensiune, frecvenţă).

    Fig. 5.26. Variante constructive de transformatoare de curent tradiţionale: a. în ulei, cu circuit magnetic inferior; b. în SF6, cucircuit magnetic superior; c. transformator măsură combinat

    2. Tipul, amplasarea căilor de curent şi a sistemul de izolaţie

    căi de curent realizate cu conductoare flexibile:

    Fig. 5.7. Susţinerea conductoarelor flexibile cu lanţuri de izolatoare de întindere:a. simple; b. duble şi în V

    Căile de curent realizate din conductoare rigide.Soluţia de realizare a căilor conductoare de tip rigid este avantajoasă deoarece:

    se reduce distanţa dintre faze (nu apare balans); permite realizarea de economii şi simplificarea soluţiei constructive dacă se folosesc ca izolatoare

    suport chiar izolatoarele unor aparate ca: separatoare, transformatoare de curent, tensiune,

    a. b.

    a. b. c.

  • 4

    întreruptoare; se pot racorda la bornele aparatelor prin legături elastice simple care preiau efectul dilatării termice şi

    al şocurilor determinate de funcţionarea aparatelor.Amplasarea conductoarelor rigide se face pe izolatoare suport, iar în punctul de susţinere fixarea poate firigidă (legături scurte sau cu capete libere), cu trecere liberă sau elastică (bornele aparatelor utilizate şi caizolatoare suport), conform cu figura 5.8.:

    Fig. 5.8. Soluţii de montare a căilor conductoare rigide pe izolatoare suport: a. cu fixare rigidă; b. cu trecere liberă şi îndoire lacapătul dinspre aparat; c. cu legătură elastică la borna de aparat

    Dispunerea celor trei faze ale circuitelor primare din staţiile electrice, figura 5.9., se face în principalîn trei moduri: cu faze asociate; cu faze separate; cu faze mixte.

    Fig. 5.9. Soluţii de dispunere a fazelor: a. cu faze asociate; b. cu faze separate; c. cu faze mixte

    c.b.a.

    R

    S

    T

    R

    S

    T

    I1 I2

    BC1

    BC2

    R

    I1.R

    BC2

    BC1

    I2.R

    S

    I1.S

    BC2

    BC1

    I2.S

    T

    BC2

    BC1

    I1.T I2.T

    R

    I1

    BC2

    BC1

    S

    BC2

    BC1

    T

    BC2

    BC1

    I2

    a. b. c.

  • 5

    EVOLUŢIA SOLUŢIILOR CONSTRUCTIVE ALESTAŢIILOR ELECTRICE DE EXTERIOR

    1. Soluţii constructive tradiţionale ale staţiilor electrice de exterior

    Staţiile electrice de exterior sunt realizate într-o varietate mare de soluţii constructive care se potclasifica după următoarele criterii:1. numărul de nivele de tensiune: instalaţii cu două nivele de tensiune sunt mai avantajoase şi sau impus în instalaţiile noi; instalaţii cu trei nivele de tensiune au fost utilizate în instalaţiile mai vechi.2. înălţimea faţă de sol la care se montează echipamentele: instalaţii de tip înalt, se utilizează în situaţii în care se impun restricţii de spaţiu, echipamentele se

    montează la înălţimi de 5…10 m; instalaţii de tip semiînalt, sunt cele mai utilizate soluţii, separatoarele se montează pe suporţi înalţi de

    până la 2,5 m iar întreruptoarele şi celelalte echipamente grele pe fundaţii joase; instalaţii de tip scund, ocupă suprafeţe mari, se utilizează în cazul staţiilor de foarte înaltă tensiune în

    care datorită greutăţii echipamentele se montează exclusiv la nivelul solului.

    Fig. 5.10. Plan şi secţiune printr-o celulă de linie 2BC, de 110 kV, cu separatoarele montate în linie, longitudinal faţă de barelecolectoare

    60.000

    40.000

    R S T1

    2

    4

    3

    5 5 7

    6

    8 9 10 11 12

    5 5 7

    4

    1

    6

    8 9 10 11 12

    BC2L1

    110 kV

    BC1

  • 1

    Fig. 5.11.Plan şi secţiune printr-o staţie de 110 kV cu separatoarele montate în linie longitudinal şi transversal pe barele colectoare

    R S T1

    2

    4

    3

    5 5 7

    6

    8 9 10 11 12

    55 7

    4

    1

    8 9 10 11 12

    L2

    BC2

    L1

    110 kV

    BC1

  • 2

    O folosire mai raţională a suprafeţei staţiei se obţine prin adoptarea soluţiei constructive cu două barecolectoare din care una este dublată (una din bare este în formă de U). Soluţia permite plecări în ambelesensuri în cadrul aceluiaşi pas celular dar necesită un consum mai mare de mareriale conductoare şisisteme de izolaţie.

    Fig.5.12. Eficienţa de utilizare a pasului celular la soluţia cu două bare colectoare din care una în U

    Fig. 5.13. Plan prin două celule de linie cu separatoare de bare amplasate în unghi drept

    BC1

    BC2Spaţiu nefolosit Spaţiu nefolosit

    Spaţiu nefolosit Spaţiu nefolosit

    BC1

    BC2

    5 5 7

    4

    1

    6

    8 95

    1

    L2

    L1

    R1 S1 T1 R2 S2 T2

    RL2

    SL2

    TL2

    RL1

    SL1

    TL1

    T

    S

    R

  • 3

    Utilizarea separatoarelor monocoloană (tip pantograf) se impune la tensiuni mari 220, 400 kV, încazurile în care există limitări legate de teren (20 % economie de spaţiu) şi conduce la realizarea unorinstalaţii simple, clare şi compacte:

    Fig. 5.14. Plan şi secţiune printr-o celulă de linie de 220 kV cu separatoare pantograf

    R S T1

    2

    4

    3

    5 5 7

    6

    8 9 10 11 12

    5 5 7

    4

    1

    6

    8 9 10 11 12

    BC2L1

    220 kV

    BC1

  • 4

    În staţiile electrice complexe cu multe circuite, pentru creşterea flexibilităţii în exploatare, limitareadaunelor datorate întreruperilor (revizii, avarii), s-a utilizat soluţia cu bară de ocolire. Deoarece racordareaunui circuit la bara de ocolire 15 implică realizarea unor legături suplimentare (stâlpi de susţinere,izolatoare), utilizarea unui separator de linie 13 şi a unuia suplimentar de ocolire 14, rezultă o creşteresemnificativă a dimensiunilor staţiei, ca urmare trebuie analizată pentru fiecare circuit, necesitatea şiavantajele racordării la bara de ocolire comparativ cu valoarea costurilor.

    Fig. 5.15. Staţie de distribuţie 110 / 20 kV, cu bare colectoare duble şi bară de ocolire

    47.000

    R S T1

    2

    4

    3

    5 5 7

    6

    8 9 13 14 12

    9 13 14 125 5 7

    4

    1

    6

    8

    162

    15

    BC2BO

    110 kV

    BC1

  • 5

    Tabelul 5.10. Caracteristici constructive ale principalelor tipuri de staţii de înaltă tensiune de exterior

    Mod montare separatoare bare(schemă conexiui 2BC)

    Tensiune(maximă)

    reţea[kV]

    Suprafaţăteren[m2]

    Volumfundaţii

    [m3]

    Construcţiimetalice

    [t]

    În lungul barelor colectoare (un întreruptor) 110 418 75,6 10,9100 % 100 % 100 %

    Perpendicular pe bare (un întreruptor) 110 584 105,6 17,4139,7 % 139,7 % 159,6 %

    În lungul barelor colectoare (un întreruptor) 220 667 91,2 14,9100 % 100 % 100 %

    Perpendicular pe bare (un întreruptor) 220 846 101,2 18,5126,8 % 110,9 % 124,1 %

    În diagonală (1,5 întreruptoare) 220 (750) 568 75,1 16,685,1 % 82,3 % 111,4 %

    Consumurile de beton pentru realizarea fundaţiilor circuitelor de transformator sunt în general dublefaţă de cele pentru circuitele de linie în timp ce consumurile de construcţii metalice sunt asemănătoare.

    Soluţii constructive moderne ale staţiilor electrice de înaltă tensiune de exterior

    Noile soluţii constructive de staţii electrice dezvoltate după anii 1995 se bazează pe evoluţia aparatelorde comutaţie, măsură şi protecţie, pe aplicarea unor soluţii standardizate şi au la bază următoareleprincipii: limitarea efortului de proiectare particularizat pe soluţii prin utilizarea unor module funcţionale şi

    proiecte de staţii standardizate, verificate în practică; modernizarea ansamblului clasic S-I-TC-S prin înlocuirea separatoarelor clasice nefiabile şi care

    necesită suprafeţe mari de montaj cu întreruptoare separator din noua generaţie capabile să preia şifuncţia separatoarelor de bare;

    utilizarea modulelor compact configurabile echipate cu întreruptoare debroşabile ce realizează şifuncţia de separare şi care asigură prin adăugarea unor aparate opţionale, echiparea cu acelaşi modulde bază a circuitelor de transformator, de linie şi a sistemelor de bare colectoare prefabricate;

    controlul digital descentralizat şi distribuit al aparatelor de comutaţie asigură optimizarea proceselorde comutaţie şi monitorizarea unui număr important de parametri: poziţie contacte, stare mecanismacţionare, presiune în camera stingere, tip sarcină, poziţii interblocaje;

    Staţii de exterior de IT cu module compacte (EMAIS)

    În evoluţia soluţiilor moderne pentru staţiile electrice de exterior o primă direcţie a constituit-omodernizarea modulului S-I-TC-S prin reamplasarea pe verticală a aparatelor clasice de exterior, montatepe un suport metalic astfel încât să se obţină un modul funcţional compact. Firma ABB AB a realizatpentru tensiuni de până la 170 kV un modul compact MUW AIS pentru staţii de exterior. Acest modulprefabricat este ansamblat şi testat în condiţii de fabrică şi are avantajul că necesită un volum redus defundaţii, de lucrări pentru montaj şi ocupă o suprafaţă cu aproximativ 60 % mai redusă decât în cazul uneisoluţii tradiţionale:

  • 6

    Modul compact configurabil MUW (separator bare, CLP, întreruptor, transformator curent)

  • 7

    Un modul compact debroşabil foarte performant, Un = 170 kV, In = 1.600 A, este produsul firmei ABB ABdenumit COMPASS. Aparatele care sunt montate pe cadrul metalic mobil 7, sunt dispuse după oconfiguraţie geometrică asemănătoare cu litera Γ, la o înălţime care asigură protecţia personalului deexploatare:

    Modul compact COMPASS

    Staţie cu modul compact COMPASS

    1

    22

    4

    5

    6

    3

    7

    7

    8

  • 8

    Durata timpilor de întrerupere este mult limitată prin introducerea sistemului debroşabil care asigură pe deo parte înlocuirea întregului modul în maxim 3 ore şi pe de altă parte reparaţia acestuia în atelier şi nu lafaţa locului. Modulul este utilizat în special pentru staţiile electrice de mică putere şi asigură simplificareaconstrucţiei civile care necesită un volum mic de fundaţii, numai pentru modulele compact şitransformatoare (sistemele de bare colectoare se sprijină direct pe bornele aparatelor electrice):

    A treia direcţie de modernizare a echipamentelor staţiilor electrice o constituie integrarea funcţiilorseparatorului de bare şi aparatelor de măsură în corpul întreruptorului de I.T. Întreruptoarele de ultimăgeneraţie în SF6 au fost perfecţionate în permanenţă prin:

    generalizarea soluţiei cu contacte specializate, separat de lucru şi de rupere; realizarea comutaţiei sarcinilor inductive la trecerea curentului prin zero şi micşorarea

    supratensiunilor de comutaţie;

    perfecţionarea geometriei camerei de stingere care asigură chiar la presiunea atmosferică (pierderegaz) nivelul de izolare dielectrică necesar între contactele aflate în stare deschisă;

    proiectarea optimizată pe calculator a tuturor componentelor mecanice astfel încât s-a obţinutcreşterea anduranţei mecanice şi îmbunătăţirea comportamentului la solicitările seismice.

    Toate aceste perfecţionări au condus la realizarea unor întreruptoare care practic nu mai necesitămentenanţă (durata de viaţă a componentelor principale este de 15 ani). În schimb, cu toate perfecţionărileaduse, separatoarele în aer actuale au nevoie de mentenanţă la întervale de maxim 4...5 ani, în condiţiile încare funcţionează în medii fără poluare sau cu un nivel de poluare maxim I (vezi Tabelul 5.4.). În acestecondiţii eliminarea separatorului tradiţional şi integrarea sa în noul tip de întreruptor separator a condus lasimplificarea schemelor de conexiuni, creşterea fiabilităţii, scăderea numărului de echipamente, a spaţiuluinecesar de montaj, timpului de realizare a investiţiei, costurilor totale şi de exploatare.

  • 9

    Staţii de exterior de IT hibride (EHAIS)

    Staţiile electrice construite cu module hibride utilizează tehnologia aparatelor electrice izolate în aer(AIS) pentru realizarea sistemelor de bare colectoare, a circuitelor de intrare – ieşire din staţie, aconexiunilor dintre acestea şi tehnologia aparatelor cu izolaţie în SF6 (GIS) pentru circuitele de linie sautransformator. Acestea sunt realizate sub forma unui modul trifazat în SF6 ce conţine întreruptorul 1, douăsau trei separatoare de bare 2 (în funcţie de destinaţia particulară a modulului în schema de conexiuni),separatoarele de legare la pământ 3, transformatoarele combinate de curent şi tensiune 4. Circuitele deintrare sau ieşire din modul se realizează prin intermediul izolatoarelor de trecere 5 ce conţin la parteasuperioară bornele de conexiuni (după caz acestea se utilizează şi ca suport pentru barele colectoare).

    Fig. 5.54. Module hibride trifazate pentru un singur sistem de bare colectoare:a. Hypact 123...145 kV [AREVA]; b. PASS M0 72,5...245 kV [ABB AB]

    1

    1

    2

    2

    3

    43

    5

    2

    3

    4

    5

    a. b.

    67

    88

  • 10

    Fig. 7.11. Staţie hibridă IT realizată cu module PASS, schemă conexiuni H

    Fig. 7.12. Staţie hibridă mobilă 110/20 kV, 25...30 MVA

  • 11

    Deoarece au fost concepute pentru a îmbina avantajele unui sistem deschis ce poate fi dezvoltat (AIS) cufiabilitatea foarte bună a sistemelor închise (GIS) dar care sunt mult mai greu de dezvoltat, modulelehibride prin dimensiunile compacte şi performanţe superioare reprezintă o soluţie tehnică mai puţincostisitoare pentru modernizarea staţiilor vechi cu tehnologie AIS sau chiar a staţiilor în tehnologie GISdin prima generaţie.

    În Tabelul 5.12 se prezintă comparativ costurile de investiţii, costurile datorate daunelor denefuncţionare plătite consumatorilor şi costurile de service în cazul realizării unei staţii de 110 kV, într-unmediu puţin poluat, în variantele de echipare: tradiţional ca variantă de referinţă, cu module compactdebroşabile şi module hibride (EHIS):

    Tabelul 5.12. Costuri comparative de realizare a staţiilor electrice(110 kV, nivel poluare I)

    Denumire capitol EAIS[%]

    MCD[%]

    EHIS[%]

    Costuri totale de investiţii 69,18 50,91 71,87Costuri daune de nefuncţionare (estimate pentru 10 ani) 18,92 1,23 4,14Costuri service (estimate pentru 10 ani) 11,90 1,89 3,67

    COSTURI TOTALE (estimate pentru 10 ani) 100,00 54,03 79,68

    Avantaje majore din punct de vedere al costurilor rezultă în cazul folosirii modulelor hibride în mediiputernic poluate, pentru realizarea schemelor de conexiuni simple cu două bare colectoare sau a schemelorde tip H.Modulul hibrid de bază format din întreruptor, două separatoare, trei separatoare de legare la pământ,transformator curent şi transformator tensiune, poate fi configurat în funcţie de necesităţile impuse deschema de conexiuni prin adăugarea unor unităţi funcţionale suplimentare independente cum ar fi:descărcătoare electrice, separatoare de bare, unitate terminală pentru conexiune în cablu, la linia aerianăsau la transformator, unitate de conexiune (dintre modulele hibride) pentru compensarea toleranţelorconstructive de aliniere, dilatărilor.

  • 12

    Fig. 5.57. Construcţia modulului hibrid la 550 kV, H-GIS [Mitsubishi]

    Staţii electrice de înaltă tensiune de exterior de tip închis cu izolaţia aparatelor în gaz(EGIS)

    Instalaţiile energetice de tip închis s-au dezvoltat ca răspuns la cerinţele în creştere de a realizaechipamente de înaltă tensiune compacte, cu fiabilitate ridicată în medii industriale puternic poluate şi cucosturi de întreţinere cât mai mici.

    Pentru a răspunde acestor cerinţe principalul impediment este legat de reducea distanţelor de izolaţiedintre elementele sub tensiune care implică următoarele posibilităţi: montarea unor elemente de limitare a supratensiunilor (descărcătoare cu oxid de zinc) cu prag de

    acţionare coborât care să limiteze valorile maxime ale undelor de supratensiune; montarea echipamentelor în spaţii interioare climatizate astfel încât să fie înlăturate efectele

    nefavorabile ale factorilor de mediu (umiditate excesivă, diferenţe de temperatură, etc.) şi a poluăriiasupra sistemelor de izolaţie;

    capsularea echipamentelor prin introducere în învelişuri de protecţie metalice etanşe; utilizarea unor dielectrici cu proprietăţi mai bune decât a aerului: dielectrici solizi, ulei, aer sau

    hexafluorură de sulf (SF6) sub presiune; adoptarea unor soluţii pentru uniformizarea distribuţiei câmpurilor electrice în spaţii restrânse (studiul

    formei geometrice a echipamentelor, calitatea prelucrării suprafeţelor, a materialelor izolatoare, atehnologiilor de fabricaţie şi igienei de montaj).

    Ansamblarea tuturor componentelor se face în laboratoare presurizate (presiunea din interior uşorsuperioară celei atmosferice), în condiţii strict controlate de puritate a aerului admis pentru a împiedicapătrunderea şi depunerea particulelor de praf pe suprafeţele interioare ale echipamentelor de înaltătensiune, figura 5.67.a. Deoarece operaţiile de ansamblare sunt deosebit de laborioase şi ca urmare dificilde reluat (costuri foarte mari), tehnologia de montaj implică respectarea strictă a procedurilor şi realizareaa numeroase teste de verificare prin care să poată fi identificate din timp eventualele defecte ascunse defabricaţie sau erori umane, figura 5.67.b.:

    întreruptor SF6

    TC

    separator

    mecanism acţionare hidraulic

    separator legare lapământ

    separatorizolator

  • 13

    Fig. 5.67. Asigurarea condiţiilor de montaj pentru echipamentele GIS [TOSH 05]:a. cameră presurizată de montaj; b. inspecţia de calitate a separatoarelor conice înaintea montajului

    După finalizarea operaţiilor de montaj în laborator dar şi în condiţii de exploatare pe teren, o metodăeficientă de testare a stării sistemelor de izolaţie o constituie măsurătorile privitoare la amplitudineadescărcărilor parţiale (DP).Suprafeţele necesare amplasării staţiilor exterioare blindate EGIS faţă de a staţiilor moderne similare cuizolaţia aparatelor în aer EAIS (100 %), în funcţie de nivelul tensiunii, se încadrează aproximativ înurmătoarele limite:

    20...25 % pentru o staţie electrică EGIS cu tensiunea de 110 kV; 15 % pentru 220 kV; 10 % pentru 400 kV; 3...5 % pentru 800 kV.Astfel o staţie de IT de tip închis blindată îmbină avantajele injecţiei de putere la IT cu restricţiile de spaţiuridicate de dezvoltarea oraşelor şi a zonelor industriale. Studiile CIGRE realizate în 2008 au arătat că faţăde situaţia din anul 1995 (43 % din GIS erau montate în exterior) există o tendinţă generală abeneficiarilor de a prefera realizarea de staţii electrice de exterior, în special la tensiuni de peste 200 kV,unde oferta este asigurată numai de firme cu experienţă şi care asigură echipamente cu o fiabilitate uneorisuperioară celei atinse de echipamentele de interior. Pe clase de tensiuni se constată că 78,79 % dinechipamentele GIS sunt utilizate în domeniul 60 – 200 kV în special la realizarea staţiilor electrice dedistribuţie şi evacuare, 17,9 % în domeniul de tensiuni 200 - 500 kV pentru staţii electrice de transport şinumai 3,31 % la tensiuni de peste 500 kV pentru echiparea staţiilor electrice de sistem de foarte mareputere, respectânduse astfel tendinţa generală din ţările europene de a limita tensiunea maximă asistemelor energetice spre tensiunea de 500 kV. Datorită complexităţii tehnologiei, condiţiile climatice facmai dificile operaţiile de mentenanţă şi reparaţii a staţiilor blindate de exterior dar având în vederefiabilitatea foarte ridicată a echipamentelor, că nu există diferenţe între suprafeţele de montaj în cele douăcazuri, costurile suplimentare ale clădirii nu sunt justificate economic decât în cazul unor restricţii severeprivind estetica urbanistică.

  • 14

    Fig. 5.75. Instalaţie capsulată tripolară Siemens 8DN8, 72,5...145 kV, 3.150 A [SIEM 04]

    Pentru a se asigura o flexibilitate ridicată echipamentului cu un număr limitat de module funcţionale,acestea sunt proiectate standardizat astfel încât pot fi an