Partea electrica a centralelor si statiilor

CUPRINS 1.

SISTEME ELECTROENERGETICE. ASPECTE GENERALE 1.1. DEFINIRE 13

1.2. PARTI COMPONENTE

14

1.2.1. Surse de energie electrica 14

1.2.2. Retele electrice

16

1.2.3. Consumatori de energie electrica

18

1.3. ELEMENTE CARACTERISTICE 21

1.3.1. Felul curentului si frecventa nominala

21

1.3.2. Tensiuni normate 22

1.4. CARACTERIZAREA TRANZITULUI DE SARCINA PRIN INSTALATIILE ELECTRICE

24

1.4.1. Notiunea de sarcina

24

1.4.2. Caracterizarea tranzitului prin curbe de sarcina 24

1.4.3. Caracterizarea tranzitului prin indicatori 25

2.

CONSIDERATII PRIVIND GENERATOARELE SINCRONE

2.1. ASPECTE GENERALE 29

2.2. AGENTI SI SISTEME DE RACIRE

30

2.2.1. Racirea generatoarelor cu aer

30

2.2.2. Racirea generatoarelor cu hidrogen 34

2.2.3. Racirea directa cu lichide

36

2.2.4. Racirea prin evaporare

37

2.2.5. Generatoare superconductoare 38

2.3. SCHEME PRINCIPIALE FOLOSITE PENTRU EXCITATIA GS

39

2.3.1. Sisteme cu excitatoare rotativa de curent continuu

39

2.3.2. Sisteme cu excitatoare rotativa de curent alternativ

40

2.3.3. Excitatia excitatoarei

42

2.3.4. Sisteme de excitatie fara excitatoare rotativa

43

2.3.5. Procese limita de modificare a excitatiei GS 45

8 Comanescu,Gh., Costinas,S. - PECS. NOTE DE CURS

2.4. CONECTAREA LA SISTEM A GS DIN CENTRALE 47

2.4.1. Definitii si conditii de sincronizare

47

2.4.2. Sincronizarea fina sau precisa

48

2.4.3. Reglarea încarcarii GS 51

2.4.4. Pornirea si oprirea grupurilor 52

3.

SCHEME DE CONEXIUNI PENTRU STATII ELECTRICE

3.1. NOTIUNI GENERALE 53

3.2. FUNCTIILE APARATELOR ELECTRICE

54

3.3. ECHIPAREA CIRCUITELOR PRIMARE RACORDATE LA UN SISTEM DE BARE COLECTOARE

55

3.3.1. Linii electrice 56

3.3.2. Generator si bloc generator-transformator 60

3.3.3. (Auto)transformator 61

3.3.4. Circuite de alimentare a receptoarelor electrice 64

3.3.5. Masurarea tensiunii si protectia la supratensiuni

65

3.3.6. Racordarea transformatoarelor de curent 66

3.4. CONDITII DE CALITATE A ALIMENTARII

67

3.5. SCHEME CU UN SISTEM DE BARE COLECTOARE SI UN ÎNTRERUPTOR PE CIRCUIT

67

3.5.1. Varianta de baza

68

3.5.2. Sectionare longitudinala a sistemului de bare

69

3.5.3. Scheme cu un sistem de bare colectoare si cu ocolire

71

3.5.4. Scheme cu un sistem de bare colectoare sectionate

longitudinal si cu ocolire 73

3.6. SCHEME CU DOUA SISTEME DE BARE COLECTOARE SI UN ÎNTRERUPTOR PE CIRCUIT

73

3.6.1. Varianta de baza

74

3.6.2. Schema cu doua bare colectoare si cu sectionare longitudinala

75

3.6.3. Schema cu doua bare colectoare si cu ocolire 76

3.7. SCHEME CU 2 BC LA CARE REVIN ÎNTRE UNUL SI DOUA ÎNTRERUPTOARE PE CIRCUIT

78

3.8. SCHEME POLIGONALE 80

3.9. SCHEME BLOC SI VARIANTE DE MARIRE A FLEXIBILITATII ACESTORA

82

3.9.1. Scheme pentru centrale 82

3.9.2. Scheme de racord adânc 84

3.9.3. Scheme pentru statii de tip H 86

4. CALCULUL CURENTILOR DE SCURTCIRCUIT SI MASURI DE LIMITARE A ACESTORA

4.1. DEFINIRE 87

4.2. CAUZE PRINCIPALE 87

4.3. FACTORI DE INFLUENTA 88

CUPRINS 9

4.4. SCURTCIRCUIT TRIFAZAT DEPARTAT DE GENERATOR

89

4.5. SCURTCIRCUIT TRIFAZAT APROPIAT DE GENERATOR 92

4.6. CALCULUL CURENTILOR DE SCURTCIRCUIT

92

4.7. ALGORITM DE CALCUL AL CURENTILOR DE SCURTCIRCUIT TRIFAZAT PRIN METODA UNITATILOR RELATIVE

93

4.8. CALCULUL CURENTILOR DE SCURTCIRCUIT NESIMETRIC

98

4.9 CERINTE TEHNICO-ECONOMICE PRIVIND LIMITAREA CURENTILOR DE SCURTCIRCUIT

99

4.10 CAI DE REDUCERE A CURENTULUI DE SCURTCIRCUIT

101

4.11 LIMITAREA CURENTULUI DE SCURTCIRCUIT PRIN MARIREA REZISTENTEI ECHIVALENTE

102

4.11.1 Sectionarea barelor colectoare

104

4.11.2. Sectionarea barelor colectoare si utilizarea unor transformatoare cu înfasurare divizata

105

4.11.3. Sectionarea barelor colectoare si fractionarea puterii instalate

107

4.11.4. Utilizarea transformatoarelor cu tensiune de scurtcircuit marita

108

4.11.5. Utilizarea unor bobine limitatoare 108

4.11.6. Utilizarea unor dispozitive limitatoare cu crestere rapida a inductantei dupa aparitia scurtcircuitului

112

5.

CRITERII DE ALEGERE A APARATELOR ELECTRICE 5.1. CONDITII MINIMALE 115

5.1.1. Tipul constructiv al instalatiei

115

5.1.2. Altitudinea 116

5.1.3. Conditiile climatice

116

5.1.4. Gradul de poluare 116

5.2. CARACTERISTICI CONSTRUCTIVE 117

5.2.1. Tipul constructiv al aparatului 117

5.2.2. Numarul de poli sau unitati constructive

117

5.2.3. Destinatia (clasa) aparatului 117

5.3. CARACTERISTICI ALE IZOLATIEI

118

5.3.1. Tensiunea nominala

118

5.3.2. Tensiunea cea mai ridicata pentru echipament

118

5.3.3. Nivelul de izolatie 119

5.4. COMPORTAREA ÎN REGIM DE LUNGA DURATA (CURENTUL NOMINAL)

120

5.5. COMPORTAREA ÎN REGIM DE SCURTCIRCUIT 121

5.5.1. Stabilitatea electrodinamica

121

5.5.2. Stabilitatea termica

121

5.6. FRECVENTA NOMINALA

122


5.7. CRITERII SPECIFICE FIECARUI TIP DE APARAT

122

5.7.1. Criterii specifice pentru întreruptoare 122

5.7.2. Criterii specifice pentru separatoare 123

5.7.3. Criterii specifice pentru transformatoare de curent 123

5.7.4. Criterii specifice transformatoarelor de tensiune 124

6. NOTIUNI PRIVIND ALEGEREA SOLUTIILOR OPTIME PENTRU INSTALATIILE ELECTRICE

6.1 ALGORITM PENTRU LUAREA UNEI DECIZII 6.2. VENITURI SI CHELTUIELI CARE CARACTERIZEAZA

PROIECTELE TEHNICE 129

6.2.1. Venitul brut si venitul net 129

6.2.2. Categoriile de cheltuieli prin care se caracterizeaza performantele economice ale solutiilor tehnice

129

6.3. CHELTUIELILE TOTALE ACTUALIZATE CU PIERDERILE DE PUTERE SI ENERGIE ELECTRICA

132

6.3.1. Estimarea pierderilor de putere si energie în instalatiile de distributie a energiei electrice

132

6.3.2. Cheltuielile totale actualizate cu pierderile de putere si energie electrica

138

6.4. CRITERII ECONOMICE PENTRU ANALIZA SOLUTIILOR TEHNICE

141

6.4.1. Criteriul cheltuielilor totale actualizate 141

6.4.2. Criteriul venitului net actualizat 142

6.4.3. Criteriul ratei interne de rentabilitate 143

6.4.4. Criteriul duratei de recuperare actualizata

143

6.4.5. Criteriul duratei de recuperare simple 144

7.

SCHEME DE PRINCIPIU PENTRU CENTRALE ELECTRICE 7.1. ASPECTE GENERALE 145

7.2. SCHEME PENTRU CENTRALE CU STATII ELECTRICE DE EVACUARE A ENERGIEI ELECTRICE LA TENSIUNEA GENERATORULUI

146

7.2.1. Centrale cu o statie la tensiunea generatorului si cu o statie la tensiune mai mare, pentru legatura cu sistemul energetic

147

7.2.2. Centrale cu mai mult de doua statii

147

7.3. SCHEME PENTRU CENTRALE CU STATII ELECTRICE DE EVACUARE A ENERGIEI ELECTRICE LA TENSIUNI MAI MARI DECÂT TENSIUNEA GENERATORULUI

148

7.4. PARTICULARITATI ALE CENTRALELOR TERMOELECTRICE

153

7.5. SCHEME PENTRU CENTRALE CU CICLURI MIXTE ABUR-GAZE

154

CUPRINS 11

8 SERVICII PROPRII DE CURENT ALTERNATIV

8.1. DEFINIRE, CONSUM SI CLASIFICARE 155

8.2. FORME DE ENERGIE SI TREPTE DE TENSIUNE FOLOSITE LA ALIMENTAREA SERVICIILOR PROPRII

157

8.3. SURSE DE CURENT ALTERNATIV PENTRU ALIMENTAREA SERVICIILOR PROPRII

158

8.3.1. Alimentarea normala a serviciilor proprii

158

8.3.2. Alimentarea de rezerva a serviciilor proprii

160

8.4. ACTIONARI ELECTRICE PENTRU SERVICII PROPRII 160

8.4.1. Caracteristica mecanica a actionarilor electrice

162

8.4.2. Motoare pentru antrenarea mecanismelor din instalatiile de servicii proprii

167

8.4.3. Comportarea motoarelor asincrone în conditii nenominale de functionare

172

8.5. SCHEME DE PRINCIPIU PENTRU ALIMENTAREA SERVICIILOR PROPRII ALE CENTRALELOR ELECTRICE

181

8.5.1. Consideratii generale 181

8.5.2. Scheme de principiu ale serviciilor proprii pentru centrale cu generatoare de putere relativ mica

182

8.5.3. Scheme de principiu pentru servicii proprii ale centralelor cu blocuri generator-transformator

185

8.5.4. Particularitati ale schemelor de serviciilor proprii la blocurile cu întreruptor între generator si transformator

189

8.5.5. Particularitati ale schemelor de alimentare ale serviciilor proprii ale CNE

190

8.6. ALEGEREA PUTERII TRANSFORMATOARELOR CARE ALIMENTEAZA SERVICIILE PROPRII

193

8.7. EXEMPLE DE ALIMENTARE A SERVICIILOR PROPRII IN ANSAMBLUL SCHEMELOR CENTRALELOR ELECTRICE

195

9 SERVICII PROPRII DE CURENT CONTINUU

9.1. SCHEME DE PRINCIPIU PENTRU ALIMENTAREA CONSUMATORILOR DE CURENT CONTINUU

197

9.2. SURSE DE ALIMENTARE CU CURENT CONTINUU 198

9.2.1. Principiul de functionare si conceptii lede realizare a acumulatoarelor

198

9.2.2. Baterii de acumulatoare stationare

200

9.3. CARACTERISTICI ELECTRICE 202

9.4. NUMARUL BATERIILOR INSTALATE

203

9.5. INSTALAREA SI EXPLOATAREA BATERIILOR

204


10 NOTIUNI DE ELECTROSECURITATE

10.1. ELEMENTE DE ELECTROFIZIOLOGIE MUSCULARA

205

10.2. FACTORI CARE DETERMINA GRAVITATEA EFECTELOR ELECTROCUTARII

206

10.1.1.Intensitatea curentului stabilit prin corp. Calea de închidere a curentului electric. Felul curentului.

206

10.1.2. Frecventa curentului electric

213

10.1.3. Rezistenta electrica a corpului în momentul atingerii

214

10.1.4. Tensiunea la care este supus omul 219

10.1.5. Starea fizica a omului

222

10.1.6. Durata actiunii curentului asupra corpului omenesc 222

10.1.7. Atentia omului în momentul atingerii

223

10.3. ANALIZA STATISTICILOR PRIVIND ELECTROCUTARILE

224

10.4. CONSIDERATII GENERALE PRIVIND INSTALATIILE DE LEGARE LA PAMÂNT

224

10.4.1. Tipuri de retele 225

10.4.2. Tipuri de instalatii electrice

226

10.4.3. Parti componente ale unei retele de legare la pamânt

226

10.4.4. Potentialul solului în zona unei prize de pamânt

227

10.5. MODURI PRIN CARE SE POT PRODUCE ACCIDENTELE PRIN ELECTROCUTARE

227

10.6. VALORI MAXIME ADMISE NORMATE PENTRU TENSIUNEA DE ATINGERE SI TENSIUNEA DE PAS

229

PROFESORII NOSTRI... 232

Ioan STEFANESCU RADU

233 Dimitrie LEONIDA 234 Constantin DINCULESCU 236 Martin BERCOVICI 238 Pavel BUHUS 240 Alexandru SELISCHI 242 Mihaela IORDACHE 244

BIBLIOGRAFIE 246

This document was created with Win2PDF available at http://www.win2pdf.com.The unregistered version of Win2PDF is for evaluation or non-commercial use only.This page will not be added after purchasing Win2PDF.

http://www.win2pdf.com

SISTEME ELECTROENERGETICE ASPECTE GENERALE

1.1. DEFINIRE

Totalitatea instalaŃiilor electroenergetice interconectate, situate pe teritoriul unei Ńări, prin care se realizează producerea, transportul, distribuŃia şi utilizarea energiei electrice constituie un sistem electroenergetic naŃional [10,11]. Ansamblul unitar de conductoare, aparate de transformare şi conectare, maşini, diferite instalaŃii auxiliare şi construcŃiile aferente, destinate producerii, transformării, distribuirii sau utilizării energiei electrice constituie instalaŃii electrice. InstalaŃiile electrice includ staŃiile electrice, precum şi instalaŃiile electrice de evacuare a puterii produse de generatoare.

Un sistem electroenergetic poate funcŃiona:

- interconectat cu alte sisteme;

- izolat (cu autoreglaj).

Sistemul electroenergetic naŃional (SEN) din România a fost creat în 1958, prin interconectarea unor sisteme energetice locale. În prezent, SEN include instalaŃii aflate în gestiunea unor companii naŃionale, societăŃi comerciale, organizaŃii etc. şi constituie infrastructura de bază utilizată în comun de participanŃii la piaŃa de energie electrică.

Conducerea prin dispecer a sistemelor electroenergetice este o activitate specifică industriei energiei electrice, având drept scop exploatarea coordonată a instalaŃiilor ş i echipamentelor componente.

11

14 Comănescu,Gh., Costinaş,S. - PECS. NOTE DE CURS

Obiectivele conducerii prin dispecer a sistemelor energetice se referă la:

• alimentarea consumatorilor în condiŃii de siguranŃă, calitate şi eficienŃă economică;utilizarea raŃională a resurselor energetice;

• asigurarea unui echilibru permanent producŃie-consum;

• reglarea schimburilor comerciale cu Ńările vecine;

• coordonarea regimurilor de funcŃionare şi a manevrelor în regim normal şi de avarie.

1.2. PĂRłI COMPONENTE

Un sistem electroenergetic este constituit din surse de energie electrică, reŃele electrice de transport şi distribuŃie, precum şi consumatori de energie electrică.

1.2.1. SURSE DE ENERGIE ELECTRICĂ

Ansamblul de instalaŃii, construcŃii şi echipamente care are drept scop producerea energiei electrice constituie o centrală electrică.

Prima centrală electrică publică din lume, construită de Edison, a fost pusă în funcŃiune la New York, pe 3 septembrie 1882. În acelaşi an, la data 22 octombrie, a fost inaugurată centrala electrică din Bucureşti, pentru iluminatul incintei Gării de Nord.

Ca surse de energie electrică, în centrale se folosesc generatoare sincrone. Motorul primar de antrenare a arborelui (deci cel care furnizează energia mecanică la arbore) poate fi, de exemplu, o turbină cu abur, cu gaze sau hidraulică.

1.2.1.1. TendinŃe pe plan mondial La nivelul anilor ‘70-’80 a existat o tendinŃă de concentrare a puterilor în

centrale electrice mari. În anul 1983, cea mai mare centrală electrică în funcŃiune era hidrocentrala Grand-Coulée (SUA) de 6200 MW, fiind urmată de centrala nucleară Fukushima (Japonia) de 4700 MW şi centrala termoelectrică Tashima (Japonia) de 4400 MW. În 1987, centrala hidroelectrică Itaipu (Brazilia) avea o putere instalată de 12600 MW [19].

În prezent, tendinŃa de creştere a puterii unitare a blocurilor energetice, precum şi a puterilor instalate în centrale electrice s-a atenuat, concentrarea puterilor instalate conducând la dificultăŃi în controlul unor regimuri tranzitorii şi postavarie. S-a trecut la reconsiderarea distribuŃiei generatoarelor de putere, cu repartiŃia lor mai uniformă în unităŃi mai mici, mai apropiate de zonele de consum. În acest context, crearea unor linii de transport de foarte înaltă tensiune, care să permită vehicularea unor puteri de schimb foarte mari a devenit mai puŃin preocupantă.

SISTEME ELECTROENERGETICE. ASPECTE GENERALE 15

1.2.1.2. Stadiul actual al surselor de energie electrică din România Sistemul energetic naŃional al României însumeaza in prezent o putere

instalată de circa 19 GW, puterea disponibila, in 2003, fiind de circa 16 GW.

La sfârşitul secolului XX, sectorul de producere a energiei electrice a fost influenŃat în primul rând de continuarea procesului de scădere a consumului de energie electrică pe ansamblu şi în special a celui industrial, manifestată cu începere din anul 1989 şi până în prezent.

Diminuarea consumului de energie electrică s-a manifestat mai ales în agricultură, în industria extractivă şi în cea prelucrătoare. O uşoară creştere s-a înregistrat în activităŃile comerciale, la cele financiar bancare şi pentru iluminat public.

83,4

69,9

56,91 54,2 55,4855,1459,2761,35

57,2553,97

49,8951,9553,8655,1956,91

1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003

Anul

Pro

duct

ia d

e en

ergi

e el

ectr

ica

[TW

h]

Fig.1.1. EvoluŃia producŃiei de energie electrică în perioada 1989-2003, conforn Raportului anul al ANRE pe 2003

În România, cel mai mare grup energetic care funcŃionează în prezent pe combustibili fosili este de 330 MW.

La CNE Cernavodă functioneaza un grup de 700 MW iar in anul 2006 se va pune in functiune inca un grup de 700MW.

La nivelul anului 2003, producŃia totală de energie electrică la nivelul întregii Ńări a fost de 56906 GWh

Participarea procentuală a combustibililor şi a producătorilor la producŃia de energie electrică, în 2003, este prezentată în figurile 1.2 şi 1.3.

Prognozele pe diferite scenarii de dezvoltare economico-socială a României arată o creştere a producŃiei brute de energie electrică în centrale conform valorilor din tabelul 1.1.


Combustibil nuclear

9%Resurse hidro24%

Carbuni41%

Hidrocarburi26%

Alti producatori12%

SC Electrocentrale Bucuresti SA

19%

SC Electrocentrale Deva SA8%

SC Electrocentrale Rovinari SA11%

SC Electrocentrale Turceni SA12%

SC Termoelectrica SA7%

SC Hidroelectrica SA22%

SC Nuclearelectrica SA

9%

Tabel 1.1.

EvoluŃia producŃiei brute de energie electrică

AN 2003 2004 2005 2010 2015

Energie electrică [TWh/an]

56,91 59,3 60,1 64,9 72,9

Sursa: „Foaie de parcurs pentru sectorul energiei din România”, Ministerul Economiei şi ComerŃului, iulie 2003.

1.2.2. REłELE ELECTRICE

Ansamblul de linii şi staŃii electrice, racordate între ele, care funcŃionează interconectat, constituie o reŃea electrică.

Fig.1.3. Participarea la producŃia de energie electrică în anul 2003

Fig.1.2. Combustibili utilizaŃi pentru producerea de energie electrică în anul 2003


În cadrul SEN, reŃele electrice îndeplinesc funcŃii de transport şi distribu Ńie a energiei electrice. Prin intermediul acestor reŃele, în România sunt alimentaŃi aproximativ 8,5 milioane de abonaŃi. Circa 12% din puterea produsă în centralele electrice se „pierde” în reŃelele de transport şi distribuŃie.

1.2.2.1. ReŃelele electrice de transport ReŃelele electrice de transport (RET) sunt reŃele de înaltă tensiune

(de 220 kV şi mai mult) prin care se transportă la distanŃă puteri electrice importante. De obicei, aceste reŃele servesc la evacuarea energiei electrice produse în centralele de mare putere şi la transportul acesteia la distanŃe mari, precum şi la realizarea importului/exportului de energie electrică.

Ca urmare a tendinŃei de reconsiderare a distribuŃiei generatoarelor de putere (cu repartiŃia lor mai uniformă, în unităŃi mai mici, mai apropiate de zonele de consum) în prezent a scăzut interesul pentru creşterea nivelului tensiunilor de transport. Astfel, sisteme energetice extrem de puternice din Europa de Vest, cu puteri instalate de ordinul sutelor de gigawaŃi funcŃionează interconectat la tensiunea de 400 kV, neîntrezărindu-se necesitatea amplificării acestui nivel de tensiune în viitor. Limitarea nivelului de tensiune mai este dictată şi de dificultatea găsirii de noi culoare pentru liniile de foarte înaltă tensiune, precum şi de impactul sporit asupra mediului ambiant. O altă piedică în calea dezvoltării liniilor lungi de foarte înaltă tensiune, destinate transportului unor puteri foarte mari la distanŃe de ordinul miilor de kilometri este costul foarte mare al acestora, în comparaŃie cu cel al altor purtători de energie electrică.

Energia electrică vehiculată pe distanŃe mari (de 1500 - 2000 km) atinge costuri care o fac necompetitivă cu cea produsă la faŃa locului, chiar cu randamente incomparabil mai slabe [19].

În România, reŃelele de transport exploatate de Compania NaŃională TRANSELECTRICA sunt de (750) - 400 - 220 kV şi totalizează o lungime de 8794 km. Prin dezvoltarea reŃelelor de transport de 220 - 400 kV, reŃelele de 110 kV şi-au schimbat rolul iniŃial, îndeplinind în prezent funcŃii de distribuŃie zonală a energiei electrice.

1.2.2.2. ReŃelele electrice de distribuŃie ReŃelele electrice de distribuŃie (RED) sunt reŃele prin care se transmite

energia electrică în zonele de consum şi se distribuie la consumatori. Ele servesc, în principal, la alimentarea consumatorilor şi la evacuarea puterii din centrale mici. O reŃea electrică este constituită din noduri (staŃii electrice) şi laturi (linii electrice).

ReŃelele de distribuŃie pe care se bazează funcŃionarea SocietăŃii Comerciale ELECTRICA, funcŃionând la tensiuni sub 110 kV inclusiv, au o lungime totală de peste 18500 km.


1.2.2.3. StaŃii electrice StaŃiile electrice sunt noduri în SEN care cuprind mai ales extremităŃile

liniilor electrice, legături conductoare, aparataj electric, clădiri şi eventual, (auto)transformatoare de forŃă. În principal, staŃiile electrice pot realiza funcŃii de:

• transformare: prin intermediul transformatoarelor este modificată tensiunea (staŃii ridicătoare sau coborâtoare), fiind deci posibilă interconectarea mai multor reŃele de diferite tensiuni; staŃiile de transformare care realizează transformarea energiei la o treaptă de joasă tensiune (≤ 1 kV) constituie categoria posturilor de transformare;

• conexiune: conŃin legături conductoare şi aparataj electric cu tensiunea nominală mai mare de 1 kV şi sunt destinate primirii şi distribuirii energii electrice, la aceeaşi tensiune şi frecvenŃă; staŃiile de conexiuni de medie tensiune, destinate alimentării unor posturi de transformare constituie puncte de alimentare;

• conversie: prin intermediul convertizoarelor, curentul alternativ este convertit în curent continuu sau invers. Din totalul de peste 950 staŃii de tensiune nominală 35 ... 750 kV existente

în SEN, una este de 750 kV, 26 sunt de 400 kV, 49 sunt de 220 kV, iar aproximativ 90% staŃii sunt de 110 kV.

O categorie foarte importantă a staŃiilor de transformare o reprezintă posturile de transformare, în SEN fiind în funcŃiune peste 65000 posturi de transformare, totalizând o putere instalată de peste 23000 MVA.

1.2.3. CONSUMATORI DE ENERGIE ELECTRICĂ

Consumatorul este o persoană fizică sau juridică ce cumpără energie electrică pentru uzul propriu sau pentru un subconsumator racordat la instalaŃiile sale.

Persoana fizică sau juridică ce consumă energie electrică pe bază de contract şi ale cărui instalaŃii electrice de utilizare sunt conectate la instalaŃia de alimentare a furnizorului, prin unul sau mai multe puncte de delimitare1, constituie un consumator final [10, 11, 17].

Consumatorii de energie electrică pot fi clasificaŃi după mai multe criterii. În funcŃie de posibilitatea de a-şi alege furnizorul, consumatorii de energie electrică pot fi:

• eligibili : cei acreditaŃi de Autoritatea competentă, care îşi pot alege furnizorul2 şi pot contracta direct cu acesta energia consumată, având acces la reŃelele de transport şi/sau de distribuŃie;

1 locul în care instalaŃiile consumatorului se racordează la instalaŃiile furnizorului şi în care acestea se delimitează ca proprietate. 2 persoană juridică, titulară a unei licenŃe de furnizare, care asigură alimentarea cu energie electrică a consumatorilor pe bază de contract


• captivi: cei care din motive de configurare a reŃelei sunt obligaŃi să contracteze furnizarea energiei cu un anumit distribuitor3.

După natura consumului, consumatorii se împart în următoarele categorii:

• casnici: cei care folosesc energie electrică pentru iluminat şi receptoare din propria gospodărie; în 2003 erau 7989395 consumatori casnici (repartizaŃi 55% în mediul urban şi 45% în mediul rural);

• industriali şi similari (construcŃii, staŃii de pompare, transporturi etc.): cei care folosesc energia electrică, în principal în domeniul extragerii de materii prime, al fabricării unor materiale ori al prelucrării materiilor prime, a materialelor sau a produselor agricole, în scopul obŃinerii de mijloace de producŃie sau bunuri de consum; această categorie reprezintă circa 1,5% din totalul consumatorilor;

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

Din totalul consumatorilor captivi, consumatorii casnici reprezintã 93,6%, în timp ce 6,4% reprezintã consumatorii industriali. In 2003, ponderea energiei electrice furnizatã consumatorilor casnici4 a fost de 22,7% faŃã de ponderea de 77,3% furnizatã consumatorilor industriali.

După sarcina maximă de durată (cea mai mare dintre sarcinile medii pe 15... 20 minute) absorbită în punctele de primire a energiei electrice, consumatorii se pot grupa în 4 clase, prezentate în tabelul 1.3. [56].

Tabelul 1.2

Clasificarea consumatorilor în funcŃie 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

După puterea contractată (cea mai mare putere medie cu înregistrare orară sau 15 minute consecutiv), consumatorii de energie electrică se împart în următoarele categorii:

• mici consumatori (P < 100 kW, cu excepŃia celor casnici): circa 6,4% din numărul total al consumatorilor;

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

3 persoană juridică, titulară a unei licenŃe de distribuŃie şi deŃinătoare a unei reŃele electrice situată într-un anumit perimetru, cu niveluri de tensiune ≤110 kV, care asigură alimentarea cu energie electrică a consumatorilor situaŃi în acest perimetru 4 Pentru anul 2003 consumul mediu anual al unui consumator casnic a fost de 999 kWh, cu 5% mai mare decât cel realizat în 2002. Acest consum a variat între 803 kWh la filiala Oltenia şi 1425 kWh la filiala Muntenia Sud .


Consumatorii de energie electrică pot avea receptoare electrice sensibile

la întreruperi în alimentare, sub acest aspect fiind definite următoarele categorii:

• categoria zero: întreruperea în alimentare poate provoca explozii, incendii, pierderi de vieŃi 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 producŃiei şi imposibilitatea recuperării acesteia;

• categoria a II-a: întreruperea în alimentare presupune nerealizări ale producŃiei pe perioada întreruperii, dar acestea pot fi recuperate;

• categoria a III-a: restul.

În funcŃie de tipul consumatorului şi de puterea solicitată, alimentarea cu energie electrică se poate face direct la 110 kV (mari consumatori) sau la tensiuni inferioare, prin staŃii şi posturi de transformare. Consumatorii casnici şi cei care solicită puteri mici se alimentează direct la joasă tensiune.

În cursul anului 2003, cele opt filiale de distribuŃie şi furnizare ale S.C. Electrica S.A. (Banat, Dobrogea, Moldova, Muntenia Nord, Muntenia Sud, Oltenia, Transilvania Nord, Transilvania Sud) au alimentat cu energie electricã un numãr de 8 491 388 consumatori racordaŃi, pe niveluri de tensiune, astfel:

- 99,70% pe joasã tensiune;

- 0,30% pe medie tensiune;

- 0.003% pe înaltã tensiune.

Cantitatea de energie electricã furnizatã în anul 2003 a fost de 35 205,8 GWh repartizatã pe cele trei niveluri de tensiune astfel:

- 42.0% pe joasã tensiune;

- 33,2% pe medie tensiune;

- 24,8% pe înaltã tensiune.

Sub aspectul compatibilit ăŃii electromagnetice în punctul comun de racord cu sistemul de alimentare cu energie electrică, consumatorii pot avea receptoare electrice:

• perturbatoare: provoacă perturbaŃii electromagnetice conduse prin conductoarele reŃelelor electrice (regim deformant, nesimetrii, flicker etc.);

• sensibile la perturbaŃii : la regim nesimetric şi/sau nesinusoidal, la variaŃii lente sau rapide ale frecvenŃei sau tensiunii de alimentare etc.;

• în acelaşi timp, perturbatoare şi sensibile la perturbaŃii electromagnetice.


Legea energiei electrice nr. 318/2003 este un act normativ care, la opt

decenii după apariŃia primei legi a energiei în România, redefineşte principiile şi coordonatele dezvoltării sectorului energetic.

În anul 2004, România a fost acceptată cu drepturi depline în UCTE şi s-a început privatizarea în distribuŃie, făcându-se astfel paşi decisivi către integrarea în piaŃa regională de energie electrică.

1.3. ELEMENTE CARACTERISTICE

1.3.1. FELUL CURENTULUI ŞI FRECVENłA NOMINALĂ

În general, sistemele electroenergetice funcŃionează în curent alternativ trifazat, la frecvenŃa nominală de 50 Hz sau 60 Hz. Cu câteva excepŃii mai apropiate (Arabia Saudită) şi a continentului nord-american, unde este generalizată utilizarea frecvenŃei de 60 Hz, frecvenŃa curentului este de 50 Hz. Trebuie menŃionat cazul Japoniei, unde o jumătate din Ńară funcŃionează la 50 Hz, iar restul – la 60 Hz.

Prima producŃie de energie electrică trifazată din România şi pentru prima dată la frecvenŃa de 50 Hz a avut loc spre sfârşitul anului 1898, cu ocazia punerii în funcŃiune a CHE Sinaia, 4x250 kW, 3 kV, proiectată de inginerul român Elie Radu.

Alegerea frecvenŃei de funcŃionare într-un sistem energetic este bazată pe un compromis între cerinŃele diferite ale celor trei sectoare de bază dintr-un sistem electroenergetic: producere, transport şi utilizare a energiei electrice.

Cele trei funcŃii principale ale sistemelor electroenergetice ridică probleme contradictorii în ceea ce priveşte alegerea frecvenŃei optime de funcŃionare a sistemului, a căror exemplificare este prezentată succint în cele ce urmează [56]:

a) în sectorul utilizării energiei electrice:

• fluctuaŃiile fluxului luminos au devenit foarte supărătoare în reŃelele de 25 Hz, atunci când lămpile cu filament de carbon au fost înlocuite prin lămpi incandescente cu filament metalic de înaltă temperatură şi apoi, prin lămpi fluorescente;

• unele maşini unelete sunt mai bine realizate la frecvenŃe mai mari decât 50 Hz, iar altele – la frecvenŃe sub 50 Hz; uneori se justifică pentru alimentarea lor utilizarea unor convertizoare de frecvenŃă;

• comutaŃia motoarelor cu colector ridică probleme mai greu de rezolvat la frecvenŃe mai ridicate; de aceea, folosirea în tracŃiuni electrice a motoarelor monofazate cu colector a condus la alegerea şi menŃinerea în acest domeniu, pentru o lungă perioadă de timp, a frecvenŃei de 16,66 Hz; de abia după 1950 s-au pus la punct motoare monofazate cu colector de 50 Hz;


b) în sectorul transportului şi distribuŃiei energiei electrice:

• circuitele magnetice (transformatoarele) au dimensiuni, masă şi deci, preŃ de cost cu atât mai mic cu cât frecvenŃa este mai mare;

• impedanŃele, dimpotrivă, cresc liniar cu frecvenŃa până la 50 Hz şi, apoi, mai rapid, deci este mai avantajoasă funcŃionarea conductoarelor electrice la frecvenŃe mai mici;

• inducŃia în circuitele telefonice învecinate liniilor electrice de transport şi distribuŃie a energiei electrice creşte odată cu mărirea frecvenŃei, ceea ce conduce la necesitatea limitării acesteia.

c) în sectorul producerii energiei electrice

Între puterea produsă de generatoare şi frecvenŃa lor de funcŃionare există o corelaŃie, care influenŃează preŃul de cost şi randamentul acestora; astfel, calculele arată că pentru puteri mici (de ordinul 10-20 MW), frecvenŃa optimă este de aproximativ 100 Hz, iar pentru puteri de ordinul 125 MW, ea se apropie de 50 Hz; corelaŃia este însă destul de slabă din punct de vedere economic, deoarece costul total al unui generator de 125 MW (inclusiv costul pierderilor) este doar cu circa 10% mai mare, dacă frecvenŃa creşte de la 50 Hz la 100 Hz.

Prin urmare, alegerea unei frecvenŃe optime de funcŃionare, unică pentru întreg sistemul energetic, trebuia efectuată pe baza unui compromis. În majoritatea tărilor, acesta s-a realizat între anii 1920-1930 (perioadă în care a avut loc o expansiune rapidă a electrificării) şi în majoritatea tărilor s-a ales valoarea de 50 Hz. Astăzi, Ńinând cont de progresele tehnologice, se apreciază că valoarea optimă a frecvenŃei ar fi deja peste 50 Hz. Ca urmare, în cazul anumitor procese tehnologice, optimizarea procesului de producŃie presupune utilizarea unor convertizoare de frecvenŃă, care să permită reglajul acesteia pe domeniul de variaŃie necesar.

1.3.2. TENSIUNI NORMATE

Conform reglementărilor în vigoare se utilizează noŃiuni, precum cele definite în continuare:

• tensiunea nominală (Un) o mărime cu caracter reprezentativ, folosită pentru denumirea instalaŃiilor şi ca mărime de referinŃă, la care se raportează anumite caracteristici de funcŃionare;

• tensiunea de serviciu (Us) valoarea efectivă a tensiunii între două faze definită într-un punct ( de exemplu, de livrare a energiei) şi la un moment dat;

• tensiunea cea mai ridicată pentru reŃea (UMR): cea mai mare valoare a tensiunii de serviciu, în condiŃii normale de exploatare;


• tensiunea de utilizare: tensiunea între faze sau între faze şi neutru la priza de alimentare sau la bornele unui echipament;

• tensiunea cea mai ridicată pentru echipament (UME): cea mai ridicată valoare a tensiunii maxime de serviciu pentru care poate fi utilizat echipamentul.

Valorile normate pentru reŃele cu trei conductoare sunt, de obicei, mărimile efective între faze şi sunt indicate pentru punctul de livrare5. Respectându-se recomandarea generală a Comisiei Electrotehnice InternaŃionale (CEI) ca, în aceeaşi Ńară, raportul între două tensiuni nominale succesive să nu fie mai mic de cifra doi, în România sunt standardizate următoarele tensiuni [59]:

• pentru reŃelele de curent alternativ (cu trei sau patru conductoare), a căror tensiune nominală este cuprinsă între 100 V şi 1000 V (inclusiv) şi echipamentul aferent au fost adoptate următoarele trepte, denumite de “joasă tensiune”:

230/400 V, 400/690 V, 1000 V ;

• pentru reŃele trifazate de curent alternativ şi echipamentul aferent (de “înaltă tensiune”) au fost adoptate treptele prezentate în tabelul 1.2.

Tabelul 1.2

Trepte de înaltă tensiune standardizate în România

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

UME [kV] 7,2(*) 12 24 123 245 420 765 (*) – aceste valori nu trebuie utilizate pentru reŃele de distribuŃie publică

În condiŃii normale de utilizare este recomandat ca variaŃiile de tensiune în punctul de livrare la joasă şi medie tensiune să nu difere faŃă de tensiunea nominală a reŃelei cu mai mult de ± 10% [65].

Pentru reŃelele de tensiuni nominale peste 35 kV, domeniul admisibil de variaŃie a tensiunii este precizat în Codul tehnic al ReŃelei Electrice de Transport [10], după cum urmează:

• în orice punct al reŃelei electrice de 750 kV, marja de variaŃie a tensiunii este cuprinsă între 735 kV şi 765 kV;



5 nivelul de reŃea în care sunt conectate reŃeaua distribuitorului de energie electrică şi reŃeaua clientului


• în orice punct al reŃelei electrice de 110 kV, marja de variaŃie a tensiunii este cuprinsă între 99 kV şi 123 kV.

1.3.3. ŞIRURI DE NUMERE NORMALIZATE

În scopul facilitării schimburilor comerciale între diverşi parteneri, fabricanŃii utilizează şiruri de numere normalizate, pentru stabilirea seriilor de curenŃi şi puteri nominale (de catalog) ale echipamentelor electrice.

OrganizaŃia internaŃională de standardizare (ISO) recomandă ca mod de realizare a şiruirlor normale de numere utilizarea unor multiplicatori, ca de exemplu:

• multiplicatorul 25,1101010 ==m (formează şirul de numere R10);

• multiplicatorul 6,11055 ==m (formează şirul de numere R5);

Tabelul 1.3 Şiruri de numere normalizate utilizate pentru curenŃi şi puteri nominale

R10 1 1,25 1,6 2 2,5 3,15 4 5 6,3 8

R10 1 - 1,6 - 2 - 4 - 6,3 -

ObservaŃei: valorile din tabelul 1.3 pot fi rotunjite; se admite multiplicarea valorilor cu 10n, în care n este un număr întreg, pozitiv sau negativ.

Prin urmare, valorile curenŃilor şi puterilor aparente nominale se obŃin prin înmulŃirea multiplicatorilor din tabelul 1.3 cu puteri ale lui 10, de exemplu: 1600 kVA, 2500 A, 63 MVA etc.

1.4. CARACTERIZAREA TRANZITULUI DE SARCIN Ă PRIN INSTALAłIILE ELECTRICE

1.4.1. NOłIUNEA DE SARCINĂ

Prin sarcină înŃelegem curentul sau puterile aparentă, activă, reactivă care tranzitează o instalaŃie electrică. De remarcat, că spre deosebire de curent sau putere aparentă, puterea activă sau reactivă reprezintă numai o parte a sarcinii, respectiv sarcina activă sau reactivă

1.4. 2. CARACTERIZAREA TRANZITULUI PRIN CURBE DE SARCINĂ

Reprezentarea analitică, grafică sau tabelară a variatiei în timp a sarcinii constituie curba de sarcină. In figura 1.4 este reprezentată o curbă de sarcină activă corespunzătoare unei durate T .


Fig. 1.4. Curbă de sarcină pe o perioadă de timp T

Curbele de sarcină I(t) sau S(t) caracterizează complet tranzitul de sarcină printr-o instalaŃie electrică. Cu ajutorul lor instalaŃia poate fi dimensionată din punct de vedere tehnic sau pot fi calculate pierderile de putere şi mai ales de energie electrică în instalaŃia respectivă.

1.4.3. CARACTERIZAREA TRANZITULUI PRIN INDICATORI

In cazurile în care, fie nu se dispune de curba de sarcină, fie nu se doreşte folosirea ei, tranzitul poate fi caracterizat printr-o serie de indicatori.

1.4.3.1. Energia tranzitată

Aria de sub curba de sarcină activă reprezintă energia activă tranzitată în perioada T:

( )∫=T

P dttPW0

(1.1)

Analog, pentru toate celelalte tipuri de sarcină se pot defini:

( )W Q t dtQ

T

= ∫0

(1.2)

( )W S t dtS

T

= ∫0

(1.3)

( )W I t dtI

T

= ∫0

(1.4)

De regulă, în instalaŃiile electrice se măsoară (cu ajutorul contoarelor) energiile activă şi reactivă.

P

t t


Doar în ultimul timp, datorită contoarelor electronice a apărut posibilitatea măsurării şi a celorlalte două mărimi (WS si WI). In lipsa acestor determinări, se poate folosi următoarea relaŃie6 :

W UW W WS I P Q≅ ≅ +3 1 03 2 2, (1.5)

Semnul aproximativ dintre WS si WI este rezultatul considerării tensiunii ca fiind constantă.

1.4.3.2. Sarcina medie Sarcina medie se determină cu următoarele relaŃii:

IW

TmedI= (1.6)

SW

TmedS= (1.7)

PW

TmedP= (1.8)

QW

TmedQ= (1.9)

1.4.3.3. Sarcina maximă Sarcina maximă se defineşte ca fiind cea mai mare dintre sarcinile medii

dintr-o perioadă de timp T, sarcini medii calculate fiecare pe perioade de timp ∆t. În practică se utilizează două tipuri de sarcini maxime :

- Sarcina maximă de vârf se determină cu ajutorul sarcinilor medii determinate pe perioade de timp ∆t de ordinul a câteva secunde. Această sarcină medie se foloseşte pentru alegerea siguranŃelor fuzibile, pentru reglarea protecŃiilor etc.

- Sarcina maximă de durată IM, SM, PM sau QM reprezintă cea mai mare dintre sarcinile medii calculate pe intervale de timp ∆t de 15÷60 minute din perioada de analiză T. De regulă, pentru instalaŃiile în funcŃiune, sarcina maximă de durată se determină cu ajutorul contoarelor. Această sarcină va fi folosită la dimensionarea căilor de tranzit a energiei electrice (linii, transformatoare) precum şi la calculul pierderilor de putere şi energie.

ObservaŃie: nu putem spune întotdeauna că: S P QM M M2 2 2= + deoarece PM si QM

pot să nu fie simultane.

6 Această relaŃie a fost propusă de profesorii Pavel Buhuş şi Gheorghe Comănescu.


1.4.3.4. Durata de utilizare a sarcinii maxime Prin definiŃie, durata de utilizare a sarcinii maxime TIM, TSM, TPM, T es:

TW

IIMI

M

= (1.10)

TW

SSMS

M

= (1.11)

TW

PPMP

M

= (1.12)

TW

QQMQ

M

= (1.13)

Cu aproximaŃia dată de considerarea tensiunii ca fiind constantă pe perioada T putem scrie:

T TIM SM≅ (1.14)

Este evident că, în practică, se estimează cu mai multă usurintă TPM si TQM . Totuşi, pentru calculul pierderilor de energie sunt necesare duratele de utilizare a sarcinii maxime TIM sau TSM. Există posibilitatea de a stabili relaŃii de calcul între aceste durate:

2

22

2

22

222222

03,1

03,103,1

M

MQM

M

MPM

M

QMMMM

M

QP

SMIM

S

QT

S

PT

S

TQTP

S

WWTT

+=

=+

=+

≅≅

(1.14a)

ObservaŃie. Unii autori consideră

P

SM

MM= cosϕ şi

Q

SM

MM= sinϕ ,

ceea ce poate să nu fie corect deoarece PM , QM si SM pot să nu fie simultane.

Dacă TPM=TQM atunci, cu unele aproximaŃii, putem scrie că:

TPM=TQM ≅TSM ≅TIM


1.4.3.5. Coeficientul de umplere al curbei de sarcină Prin definitie, coeficientul de umplere al curbei de sarcină kuI, kuS,, kuP,, kuQ este :

M

medIM

M

IuI I

I

T

T

TI

Wk === (1.15)

M

medSM

M

SuS S

S

T

T

TS

Wk === (1.16)

M

medPM

M

PuP P

P

T

T

TP

Wk === (1.17)

M

medQM

M

QuQ Q

Q

T

T

TQ

Wk === (1.18)

Unii autori mai numesc acest coeficient şi coeficientul de aplatizare a curbei de sarcină. Se observă că acest coeficient este de fapt valoarea relativă a duratei de utilizare a sarcinii maxime în raport cu durata T de analiză.

În literatura de specialitate folosirea coeficientului de umplere sau a duratei de utilizare a sarcinii maxime Ńine de obişnuinŃa autorilor.

Pentru instalaŃiile electrice aflate în faza de proiectare se impune caracterizarea tranzitului prin indicatori. Sarcina proiectantului este în acest caz să estimeze indicatorii.

Pentru instalaŃiile electrice existente în exploatare este posibilă obŃinerea prin măsurători a curbei de sarcină. Din cauza volumului mare de instalaŃii acest lucru nu este fezabil încă decât în destul de puŃine cazuri. Ca urmare, se impune şi în aceste cazuri utilizarea indicatorilor pentru caracterizarea tranzitului. Spre deosebire de proiectare, o parte din indicatori pot fi determinati prin măsurători în instalatiile existente folosind mai ales contoarele.

CONSIDERAłII PRIVIND GENERATOARELE SINCRONE

2.1. ASPECTE GENERALE

Pentru producerea energiei electrice în curent alternativ trifazat, în centralele electrice se folosesc în majoritatea cazurilor generatoarele sincrone (GS). Cele care debitează pe o reŃea proprie sunt întâlnite destul de des în instalaŃiile mobile sau în reŃelele izolate, adesea fiind utilizate ca surse de rezervă pentru alimentarea cu energie electrică a unor obiective mai importante în caz de avarii ale sistemului energetic. GS este o maşină electrică rotativă cu înfăşurarea statorică conectată la o reŃea de curent alternativ, iar cea rotorică (care face parte din inductor) este alimentată în curent continuu. Turbogeneratoarele sunt antrenate de turbine cu abur, gaze sau motoare Diesel şi funcŃionează la viteze mari, n0=(1500-3000) rot/min. Au număr mic de poli, cei rotorici fiind poli înecaŃi (rotorul este monobloc cilindric, prevăzut cu crestături rotorice), adică se asigură un întrefier constant, iar arborele este orizontal. Hidrogeneratoarele au ca maşină primară o turbină hidraulică; turaŃia în acest caz este de ordinul sutelor de rotaŃii pe minut, iar numărul polilor este mai mare. Au polii rotorici proeminenŃi, iar întrefierul nu mai este constant de-a lungul circumferinŃei interioare a statorului. Arborele este de obicei vertical.

Puterea debitată de un generator sincron poate fi scrisă ca fiind:

BAnLDkP ⋅⋅⋅⋅⋅= 02 ,

în care k reprezintă un coeficient de proporŃionalitate; D – diametrul rotorului, în m; L- lungimea, în m; n0 - turaŃia de sincronism, în rot/ min; A – densitatea de curent din înfăşurare, în A/mm2; B - inducŃia câmpului magnetic, în Wb /m2.

2


Creşterea puterii unitare presupune mărirea fie a dimensiunilor maşinilor, fie a solicitărilor electrice şi magnetice din maşină.

Din analiza funcŃionării maşinii sincrone rezultă că prin mărirea tuturor dimensiunilor maşinii de un număr de p ori, la aceleaşi solicitări electrice şi magnetice, puterea maşinii creşte de p4 ori, pierderile în fier şi înfăşurări cresc de p3 ori, iar suprafeŃele de răcire cresc de p2 ori [5].

Ca urmare a acŃiunii forŃelor centrifuge, care tind să smulgă înfăşurările, diametrul rotorului D este limitat la aproximativ un metru. De asemenea, mărirea lungimii L peste 10-15 m este limitată din cauza masei mari, care ar solicita lagărele, ar scădea frecvenŃa proprie de oscilaŃie şi ar conduce la pericolul de rezonanŃă şi de distrugere a rotorului. Creşterea inducŃiei magnetice B este limitată de saturaŃia miezului magnetic.

Singura posibilitate reală de mărire a puterii GS este mărirea densităŃii de curent A şi rezolvarea problemelor legate de evacuarea cantităŃii de căldură corespunzătoare tuturor pierderilor dependente de curent.

2.2. AGENłI ŞI SISTEME DE RĂCIRE

În principal, încălzirea trebuie limitată şi controlată deoarece:

• limita până la care se poate ajunge cu temperatura înfăşurării este dictată de clasa de izolaŃie din care face parte materialul izolant;

• există pericolul apariŃiei unor solicitări mecanice periculoase din cauza dilatărilor diferite între materialele folosite în maşină (fier, cupru etc.).

Căldura transmisă de o parte a generatorului agentului de răcire depinde de mărimea suprafeŃei părŃii respective, de coeficientul de transfer de căldură şi de diferenŃa de temperatură între partea respectivă a GS şi agentul de răcire.

După modul de cedare a căldurii de la părŃile active ale maşinii spre mediul de răcire se deosebesc:

− răcirea indirectă – căldura se dezvoltă în înfăşurări, ajunge la mediul de răcire trecând prin izolaŃia conductoarelor şi crestăturilor şi prin fierul miezului magnetic;

− răcirea directă – canalele de răcire parcurse de mediul de răcire sunt amplasate în crestături sau chiar în interiorul barelor elementare ale înfăşurărilor şi astfel căldura dezvoltată în conductoarele înfăşurărilor trece direct la mediul de răcire.

2.2.1. RĂCIREA GENERATOARELOR CU AER

Utilizarea aerului ca mediu de răcire la puteri ale GS din ce în ce mai mari impune mărirea suprafeŃelor de răcire (se prevăd canale longitudinale şi transversale) şi a debitului de aer (deci şi a gabaritului instalaŃiei). Răcirea cu aer (forŃată cu ventilatoare cu aer) se poate face în circuit deschis sau în circuit închis.

CONSIDERAłII PRIVIND GENERATOARELE SINCRONE 31

În cazul răcirii cu aer în circuit deschis, aerul se absoarbe din exterior, se trece printr-un filtru, se introduce în GS şi se evacuează după ce a preluat căldura. Dintre dezavantajele răcirii cu aer în circuit deschis se pot menŃiona:

• oricât s-ar filtra aerul, acesta rămâne impur şi devine o sursă importantă de defecte;

• la apariŃia unui defect de natură electrică, oxigenul din aer alimentează incendiul şi îl amplifică;

• conductele de aer (rece şi cald) ocupă mult spaŃiu şi măresc considerabil zgomotul din sala maşinilor.

În cazul răcirii cu aer în circuit închis este necesar un schimbător de căldură. Aerul cald se trece prin schimbătorul de căldură, se răceşte şi se reîntoarce în maşină. Turbogeneratoarele răcite cu aer se caracterizează prin robusteŃe, spatiu redus, fundaŃii simple, interfeŃe puŃine cu alte sisteme, nu necesită butelii de hidrogen şi/sau CO2, au puŃine piese complexe, mentenanŃa şi supravegherea se efectuează uşor, au o bună fiabilitate, sunt sigure şi simple.

Puterea nominală a generatoarelor răcite cu aer a fost întotdeauna adaptată evoluŃiei turbinelor. Seria generatoarelor de 300 MVA răcite cu aer a fost introdusă în anul 1995 şi sunt în funcŃiune 30 de astfel de grupuri la 50 Hz şi 60 Hz, în centrale cu turbine pe gaze. Statorul este cu bobinajul din cupru, iar răcirea acestuia se face indirect. Eforturile intensive pentru dezvoltarea acestei tehnologii au făcut posibilă creşterea progresivă a puterii grupurilor, ajungându-se în anul 1998 la testarea grupurilor de 480 MVA, iar în anul 2000 - a celor de 500 MVA (fig.a 2.1).

Principalele contribuŃii la creşterea puterii nominale constau în:

• mărirea dimensiunilor active ale generatorului prin:

− creşterea diametrului rotorului D cu 9%;

− creşterea lungimii active L cu 17%;

• mărirea densităŃii de curent A cu 20% prin:

− curăŃarea sistemului de răcire, utilizarea unui curent invers (răcirea axială a rotorului şi segmentarea axială a statorului răcit radial, ca în figura 2.2 );

− schimbarea clasei de izolaŃie F (utilizate până acum), cu clasa de izolaŃie H (izolaŃia barelor statorului se realizează din Micadur, izolaŃia crestăturilor pentru bobinajul rotorului este făcută din Nomex, etc.).

Răcirea cu aer conduce la micşorarea randamentului ca urmare a pierderilor prin ventilaŃie (care în cazul puterilor de peste 50 MW sunt aproximativ 50% din pierderile totale din generator).


Fig. 2.1. EvoluŃia puterilor unitare ale grupurilor răcite cu aer

Fig.2.2. Circuitul de răcire cu aer al turbogeneratorului de 480 MVA

0100200300400500600

1965

1975

1985

1995

2000

Anul

Pu

teri

no

min

ale

ale

gru

pu

rilo

r [M

VA

]


Tabel 2.1.

Date tehnice comparative a unor generatoare răcite cu aer din noua generaŃie [29]

Puterea nominală debitată (la 40°C, conform recomandărilor CEI 34)

MVA 300 480 500

Răcire - aer aer hidrogen Tensiune la borne kV 19 23 21 FrecvenŃă Hz 50 Factor de putere - 0,8 0,85 0,8 Comportare termică clasa B F B Materiale izolante clasa F H F ExcitaŃie - statică EficienŃă (valori măsurate) - încărcare 100% - încărcare 75%

% %

98,75 98,57

98,72 98,54

98,90 98,92

Comportare la scurtcircuit - 0,51 0,45 0,50 ReactanŃă tranzitorie (valori măsurate, nesaturate)

- 0,21 0,30 0,34

ReactanŃă subtranzitorie (valori măsurate, nesaturate)

- 0,17 0,24 0,27

Masă totală tone 334 429 425 Lungime ansamblu m 11,9 14,1 14,6

Fig.2.3. Defalcarea pierderilor la tipurile de generatoare menŃionate în tabelul 2.1

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

210 300 480 500

Putere nominala [MVA]

Pierderi prinventilatie, frictiune

Pierderi in miezulmagnetic

Pierderi dependentede curentul prinstator [%]

Pierderi dependentede curentul prin rotor


2.2.2. RĂCIREA GENERATOARELOR CU HIDROGEN

În cazul utilizării hidrogenului ca mediu de răcire, gradul de puritate are efect considerabil asupra densităŃii, căldurii specifice şi a conductivităŃii termice. În tabelul 2.2 se prezintă caracteristicile fizice ale hidrogenului, aerului uscat şi apei.

� În continuare se menŃionează câteva dintre avantajele utilizării hidrogenului ca agent de răcire.

- Hidrogenul pur, în aceleaşi condiŃii de temperatură şi presiune, are greutatea specifică de 14,3 ori mai mică decât aerul, ceea ce înseamnă pierderi de ventilaŃie de 14,3 ori mai mici şi un gabarit mai redus al maşinii. În condiŃii reale de exploatare, în generator se găseşte un amestec gazos cu 97-98% hidrogen şi în rest aer, vapori de apă şi alte gaze. Acest amestec este de 9-10 ori mai uşor decât aerul şi în aceleaşi condiŃii de presiune şi temperatură duce la pierderi prin ventilaŃie de 9-10 ori mai mici. Răcirea se poate intensifica prin mărirea presiunii hidrogenului.

- Hidrogenul pur are căldura specifică de 14,3 ori mai mare decât aerul. Astfel în aceleaşi condiŃii de presiune, la aceleaşi debite volumetrice şi la temperaturi identice pentru cele două medii de răcire, atât la intrarea lor în maşină, cât şi la ieşire, cantităŃile de căldură evacuate de aer şi hidrogen sunt aceleaşi. În condiŃiile în care pierderile prin ventilaŃie la răcirea cu hidrogen sunt de 14,3 ori mai mici, capacitatea de evacuare a căldurii hidrogenului este egală cu cea a aerului.

- Coeficientul de transmitere a căldurii de la suprafeŃele materialelor active din maşină la hidrogenul în mişcare este de aproximativ 1,5 ori mai mare decât în mediul de răcire aer, în aceleaşi condiŃii de presiune.

- Răcirea cu hidrogen măreşte securitatea în funcŃionare a materialelor electroizolante din maşină şi durata de viaŃă a acestora, deoarece elimină acŃiunea distructivă a oxigenului şi o diminuează pe cea a umidităŃii.

- La răcirea directă cu hidrogen, înfăşurările se găsesc la o temperatură foarte apropiată de cea a mediului de răcire din canalele de răcire.

� Câteva dintre dezavantajele utilizării hidrogenului ca agent de răcire sunt menŃionate în continuare.

- Hidrogenul este mai scump decât aerul.

- Deoarece hidrogenul nu întreŃine arderea, în cazul răcirii cu hidrogen, deteriorările care apar în urma unui scurtcircuit interior sunt localizate în jurul defectului. Amestecul dintre hidrogen şi aer, dacă hidrogenul este în proporŃie de 3,3 - 74%, este exploziv. Amestecul cel mai periculos este 30% hidrogen, 70% aer. La acest tip de generatoare este important să se evite formarea amestecului exploziv. InstalaŃia de răcire trebuie controlată permanent.


- Statoarele generatoarelor răcite cu hidrogen se dimensionează astfel încât să reziste la presiunea creată în cazul producerii unei explozii în interiorul lor. Ca urmare, rezultă carcase cu 50 – 80% mai grele decât la generatoarele de aceeaşi putere răcite cu aer.

- Generatoarele răcite cu hidrogen trebuie etanşate (cu garnituri de cauciuc la îmbinările fixe şi cu ulei sub presiune la arbore).

- La răcirea indirectă, din căderea de temperatură dintre înfăşurări şi mediul de răcire, aproximativ 50-60% îi revine izolaŃiei înfăşurărilor şi a crestăturilor.

- Răcirea cu hidrogen a GS presupune existenŃa unor instalaŃii auxiliare care asigură alimentarea cu hidrogen a GS, respectiv cu un gaz inert (CO2 ), necesar umplerii sau evacuării hidrogenului din GS; de asemenea prin alte instalaŃii auxiliare se asigură circulaŃia uleiului de etanşare şi se menŃine calitatea uleiului.

Tabelul 2.2

Caracteristicile fizice ale principalilor agenŃi de răcire [63]

Agentul de răcire

Tempe-ratura

Densi- tatea

Căldura specifică

Capaci-

tatea

Conductivi- tatea termică

Vâscozitatea cinematică

U.M. °C kg /m3 kJ/kg °K kJ/ m3°K W/m °K 10-6 x m 2/ s

Hidrogen 20 40 60

0,085 0,080 0,076

14,3

1,22 1,14 1,09

0,186 0,197 0,206

105 114 127

Aer uscat

20 40 60

1,20 1,13 1,06

1

1,20 1,13 1,06

0,026 0,027 0,0285

15,1 17,0 18,9

Apă

20 40

998 992

4,2

4190 4170

0,598 0,628

1,00 0,68

Hidrogenul, necesar umplerii GS şi compensării pierderilor prin neetenşeităŃi, poate fi adus în butelii de oŃel la presiune ridicată sau în autocisterne sub presiune, dar poate fi produs şi în cadrul centralei prin electroliza apei. Buteliile de oŃel care conŃin hidrogen se amplasează în afara sălii maşinilor, iar reducerea presiunii hidrogenului se realizează în două trepte, mai întâi prin reductoare amplasate în imediata apropiere a buteliilor şi apoi în sala maşinilor, prin ventile automate de reducere şi reglare a presiunii.

Hidrogenul obŃinut în electrolizoarele din centrală se strânge în rezervoare tampon, între acestea şi GS existând ventile automate de reducere şi reglare a presiunii.


Buteliile de CO2 sunt prevăzute cu reductoare de presiune şi se păstrează în sala maşinilor. InstalaŃia de CO2 este echipată cu dispozitiv de decongelare a CO2. CO2 se foloseşte în centralele electrice şi pentru stingerea unor eventuale incendii.

2.2.3. RĂCIREA DIRECTĂ CU LICHIDE

Capacitatea de evacuare a căldurii este mult mai mare la lichide decât la hidrogen şi de aceea utilizarea răcirii directe a înfăşurărilor generatoarelor cu lichide permite practic dublarea densităŃilor de curent în înfăşurări.

Drept mediu de răcire lichid se pot utiliza uleiul mineral şi apa demineralizată. Se preferă apa, deoarece aceasta prezintă următoarele avantaje:

- are o capacitate de evacuare a căldurii de 3 ori mai mare decât a uleiului;

- prezintă cost redus;

- se micşorează secŃiunea canalelor de răcire în înfăşurări de 2 ori, ceea ce are ca efect diminuarea gabaritului maşinii şi micşorarea pierderilor provocate de circulaŃia agentului de răcire;

- nu prezintă pericol de incendiu;

- nu murdăreşte maşina etc.

CirculaŃia apei este asigurată de pompe. Apa de răcire, cu conductibilitate electrică 5-20 µs/cm, poate fi apă distilată de cazan.

Tabelul 2.3 Cele mai răspândite sisteme de răcire, în funcŃie de puterile GS

AGENT DE RĂCIRE SISTEM DE RĂCIRE

Stator Rotor

PUTERE GS

[MW]

Răcirea indirectă aer aer < 25 Răcirea indirectă hidrogen hidrogen 25 - 160 Răcirea indirectă combinată cu răcire directă

hidrogen

hidrogen

Răcirea directă hidrogen hidrogen < 200 Răcirea directă combinată cu răcire directă

lichide hidrogen

165 - 1000

La grupurile de mare şi foarte mare putere, răcirea directă a înfăşurărilor statorice şi rotorice se asigură prin canale practicate în conductoarele (barele) înfăşurărilor. Aducerea apei la înfăşurarea statorică se face cu ajutorul unui colector inelar, care comunică cu capetele de bară prin conducte realizate din teflon. Aducerea apei la rotor prezintă dificultăŃi mai mari. Se poate realiza printr-un canal practicat în arborele maşinii, de unde apa se aduce la bobinaj prin conducte flexibile.


Răcirea cu apă se poate aplica şi în raport cu miezul magnetic al statorului. În acest scop între pachetele de tole statorice se amplasează serpentine de răcire.

Cel mai mare dezavantaj în cazul răcirii cu apă al GS este costul ridicat al tuturor acestor acestor instalaŃii, comparativ cu răcirea cu hidrogen.

2.2.4. RĂCIREA PRIN EVAPORARE

Presiunile economice şi reglementările industriale, la scară globală, din ultima decadă, au adus şi în industria energetică multe transformări care au influenŃat tiparele dezvoltării. Factorul comun care conduce la aceste schimbări este efortul depus pentru scăderea continuă a preŃului de producŃie a energiei electrice, manifestat în principal prin:

• reducerea costului iniŃial al echipamentului, utilizarea unor materiale mai performante;

• eficienŃă ridicată şi/sau costuri de mentenanŃă scăzute.

În decembrie 1999 a fost experimentată şi acceptată de industria energetică, o nouă tehnologie de răcire - răcirea prin evaporare - pentru înfăşurările statorului unui hidrogenerator de 400 MW [21]. Tehnologia răcirii prin evaporare este bazată pe fenomenul conform căruia, atunci când lichidul se transformă în gaz, este absorbită o mare cantitate de căldură. Volumul de agent de răcire evaporat este recirculat într-o buclă închisă şi preia căldura de la componentele încălzite ca agent de răcire primar. Apoi se utilizează un condensator, apa naturală fiind folosită ca agent de răcire secundar la schimbul de căldură de la agentul de răcire evaporat. Se obŃine o distribuŃie mai uniformă a temperaturii, ca şi în cazul răcirii directe cu apă a înfăşurărilor. Tehnologia răcirii prin evaporare poate fi clasificată în mai multe moduri, în funcŃie de:

• temperatura de fierbere a agentului de răcire:

− joasă (temperatura de fierbere a agentului de răcire este mai mică decât a apei din natură, care este utilizată ca agent de răcire secundar);

− normală (temperatura de fierbere a agentului de răcire este mai mare decât cea a apei din natură);

• metoda de circulaŃie a agentului de răcire:

− forŃată (necesită o pompă);

− autocirculaŃie (nu necesită pompare);

• structura sistemului de răcire:

− răcire interioară (agentul de răcire intră în interiorul conductorului care este gol pe interior) – la GS mari;

− răcire cu imersiune (componentele care trebuie răcite sunt cufundate în agentul de răcire) – la turbogeneratoare de 50 MW.


Temperatura de distribuŃie fiind uniformă şi rezonabilă, sunt înlăturate toate problemele întâlnite la GS în cazul altor tehnologii de răcire, provocate de neuniformitatea distribuŃiei de temperatură. Noua tehnologie de răcire, cu structură simplă, fiabilă şi stabilă, la care mentenanŃa este redusă, poate conduce la creşterea, în siguranŃă, a puterii cerute şi la dezvoltarea industriei energetice.

Tabelul 2.4

Caracteristici tehnice ale unui hidrogenerator de 400 MW răcit prin evaporare [21]

Putere nominală [MVA] 444 Factor de putere 0,9 Randament [%] 98,69 TuraŃie [rot/ min] 125 FrecvenŃă [Hz] 50 Număr de poli 48 Tensiune nominală [kV] 18 Curent nominal [A] 14,256 Tensiune de excitaŃie [V] 441 Curent de excitaŃie [A] 1699 Număr de crestături 396 Întrefier [mm] 26 Xd 1 X’d 0,336 X’’d 0,23 Comportare la scurtcircuit 1,1 Temperatură nominală limită în rotor [K]

67 Temperatură nominală limită în stator [K]

60

2.2.5. GENERATOARE SUPERCONDUCTOARE

Generatoarele superconductoare prezintă, faŃă de cele convenŃionale, multiple avantaje, dintre care se pot menŃiona:

• reducerea pierderilor de putere;

• micşorarea dimensiunilor şi a masei;

• îmbunătăŃirea stabilităŃii sistemului energetic;

• creşterea capacităŃii generatorului de a consuma/produce putere reactivă. În Japonia au fost construite trei modele de generatoare superconductoare

(trei tipuri diferite de rotoare şi un model de stator) pentru clasa 70 MW cu un sistem de refrigerare de mare fiabilitate, cu heliu [1]. Durata de funcŃionare fără defecte a sistemului de răcire a fost de 14637 ore, depăşind specificaŃia de proiectare, conform căreia erau garantate 10000 ore.

Rezultatele testărilor, care au verificat performanŃele de bază şi de exploatare ale generatoarelor superconductoare, arată că sistemul criogenic este suficient de fiabil pentru a fi utilizat în practică la sistemele de răcire ale generatoarelor superconductoare. În raportul prezentat de cercetătorii japonezi la CIGRE 2000 se arată că aceste rezultate au fost integrate în stabilirea tehnologiei de bază pentru clasa pilot de 200 MW şi că ele deschid calea către introducerea generatoarelor superconductoare pentru producerea energiei electrice.


2.3. SCHEME PRINCIPIALE FOLOSITE PENTRU EXCITA łIA GS

Un rol însemnat în exploatarea în condiŃii de siguranŃă maximă a sistemelor energetice revine sistemului de excitaŃie al generatoarelor sincrone, care, în afara rolului de bază în crearea câmpului inductor în maşină, prezintă un rol important în schemele de reglaj automat ale diferitelor mărimi.

Sistemul de excitaŃie al unui GS se adoptă în funcŃie de mai mulŃi factori care pot fi rezumaŃi prin: economicitate, stabilitate şi fiabilitate.

Prin economicitate se urmăreşte un efort investiŃional cât mai redus, costul sistemului de excitaŃie reprezentând 5-12% din costul total al agregatului.

CondiŃia de stabilitate presupune ca generatorul să poată prelua creşteri importante ale cuplului şi să tolereze căderi mari de tensiune pe reŃea, fără pericolul de a ieşi din sincronism.

În proiectarea schemelor de excitaŃie se impune, ca una din condiŃiile esenŃiale pentru buna funcŃionare a GS, realizarea unei viteze de răspuns cât mai mare, adică asigurarea unei viteze de creştere a curentului în înfăşurarea de excitaŃie a generatorului cât mai mare, pentru ca, în cazul unor avarii, tensiunea la bornele GS să poată fi menŃinută constantă. La o scădere a tensiunii de alimentare până la valoarea (0,7 – 0,8)Un, curentul de excitaŃie trebuie să crească faŃă de curentul nominal în limitele (1,4 –2)Ien, iar schema de excitaŃie trebuie să suporte în bune condiŃii această suprasarcină un timp determinat. Puterea sursei necesară excitaŃiei reprezintă în general 1 –5% din puterea maşinii sincrone, iar tensiunea 50 – 300V.

Prin fiabilitate se urmăreşte siguranŃa în funcŃionare un timp îndelungat, în condiŃii de exploatare determinate.

După modul de antrenare, se disting două scheme de excitaŃie: schema directă şi schema indirectă. Fiecare schemă poate fi realizată pe două căi, adică cu ajutorul maşinilor electrice rotative sau cu ajutorul schemelor de redresare.

Dacă pentru furnizarea energiei de excitaŃie se folosesc maşinile electrice rotative, maşina de curent continuu care alimentează înfăşurarea de excitaŃie a GS se numeşte excitatoare. În cazul schemei directe, excitatoarea se cuplează direct cu generatorul excitat (schema nu este influenŃată de variaŃiile de tensiune în timpul proceselor tranzitorii în reŃeaua de alimentare). În cazul schemei indirecte, excitatoarea este antrenată de un motor auxiliar.

2.3.1. SISTEME CU EXCITATOARE ROTATIVĂ DE CURENT CONTINUU

Excitatoarea rotativă de curent continuu este soluŃia clasică, care se menŃine şi astăzi la puteri mici şi mijlocii, până la 150 - 200 MW. În scopul îmbunătăŃirii performanŃelor dinamice, drept excitatoare se poate utiliza în locul generatorului obişnuit de curent continuu, o amplidină.

Excitatoarea rotativă de curent continuu cuplată direct cu GS (figura 2.4) este - la turbogeneratoare - de 3000 rot/min.


ConstrucŃia colectorului, problemele legate de comutaŃie, captarea curentului cu perii pe colector etc., limitează puterea generatoarelor de curent continuu cu turaŃie ridicată la cel mult 100 MW. Costul acestei excitatoare este relativ redus, proprietăŃile de funcŃionare sunt bune, dar din cauza necesităŃilor de îngrijire a colectorului şi periilor, sunt răspândite doar la grupurile puse în funcŃiune în trecut, iar utilizarea lor în instalaŃiile noi este limitată.

Pentru a menŃine excitatoarea rotativă de curent continuu şi la puteri ale generatoarelor de peste 100 MW, se renunŃă la cuplarea directă a excitatoarei cu GS şi se utilizează excitatoarea (la turaŃie mai mică) antrenată prin motor Diesel, turbină sau motor asincron, alimentat fie la reŃeaua ce se racordează la GS, fie de la o reŃea independentă.

Fig.2.4. Sistem de excitaŃie cu excitatoarea rotativă de curent continuu cuplată direct cu GS

Fig.2.5. Sistem de excitaŃie cu grup de excitaŃie independent

M – motor asincron; V – volant care asigură menŃinerea turaŃiei la scăderea sau dispariŃia pe timp scurt a tensiunii la barele de servicii proprii; TSP – transformator de servicii

proprii; BSP – bara de servicii proprii; AR – alimentarea de rezervă, utilizată la scăderea tensiunii sub 0,7 Un .

Grupul de excitaŃie independent (figura 2.5) prezintă faŃă de excitatoarea rotativă de curent continuu cuplată direct cu GS, câteva avantaje, dintre care:

• poate fi realizat la puteri mai mari;

• permite amplasarea oriunde în sala maşinilor, ceea ce contribuie la reducerea cheltuielilor de investiŃii în centrală;

• îngăduie aplicarea tensiunii de excitaŃie la bornele înfăşurării de excitaŃie a GS încă înainte de pornirea agregatului generator şi astfel permite încălzirea barelor rotorice când rotorul încă stă pe loc;

• un grup de excitaŃie de rezervă poate înlocui oricare grup de excitaŃie de serviciu.

2.3.2. SISTEME CU EXCITATOARE ROTATIVĂ DE CURENT ALTERNATIV

Excitatoarele rotative de curent alternativ reprezintă în prezent principala direcŃie de dezvoltare a sistemelor de excitaŃie care se aplică la GS cu puteri de peste 100 – 150 MW, având în vedere că nu apar limitări în mărirea puterii lor.


În scopul de a reduce gabaritul excitatoarei, de a-i îmbunătăŃi performanŃele în regim tranzitoriu şi de a reduce armonicele în tensiunea de excitaŃie a GS, excitatoarea de curent alternativ se execută la frecvenŃă mai mare, (100 – 500 Hz).

Principial, excitatoarele rotative de curent alternativ se realizează în următoarele două variante.

- Excitatoarea are înfăşurarea de excitaŃie în rotor, iar înfăşurările de curent alternativ în stator (figura 2.6); puntea redresoare este fixă în spaŃiu.

- Excitatoarea are înfăşurarea de excitaŃie în stator, iar înfăşurările de curent alternativ în rotor (figura 2.7); puntea redresoare se fixează de partea rotitoare a agregatului, iar alimentarea înfăşurării de excitaŃie a GS se realizează fără inele şi perii. Această soluŃie prezintă avantaje esenŃiale, mai ales pentru maşinile de mare putere, căci inelele de contact şi periile sunt costisitoare şi prezintă în exploatare inconvenientul că sunt o sursă permanentă de murdărire a maşinii, necesitând o întreŃinere corespunzătoare.

Sistemele de excitaŃie cu excitatoare rotativă de curent alternativ se asociază cu elemente semiconductoare comandate (tiristoare) şi necomandate (diode). Reglajul excitaŃiei generatorului principal se poate realiza:

• prin reglarea excitaŃiei excitatoarei de c.a., dacă puntea de redresare se realizează cu diode (excitatoarea se execută la 200 – 400 Hz);

• prin modificarea deschiderii tiristoarelor, dacă puntea de redresare se realizează cu tiristoare (excitatoarea se realizează la 150 - 200 Hz). În acest caz există şi un regulator automat de excitaŃie (RAE) care acŃionează în circuitul de excitaŃie al excitatoarei de curent alternativ. Excitatatoarea este întotdeauna puternic excitată (lucrează la un factor de putere de aproximativ 0,3 şi cu conŃinut de armonice foarte ridicat). Comanda tiristoarelor se face prin intermediul unor sisteme de inducŃie.

Fig.2.6. Sistem de excitaŃie cu excitatoare rotativă de curent alternativ,

care are înfăşurarea de excitaŃie în rotor, iar înfăşurările de curent alternativ în stator

Fig.2.7. Sistem de excitaŃie cu excitatoare rotativă de curent alternativ,

care are înfăşurarea de excitaŃie în stator iar înfăşurările de curent alternativ în rotor


Sistemele de excitaŃie cu excitatoare rotativă de curent alternativ se pot realiza şi sub formă de grupuri independente de excitaŃie.

2.3.3. EXCITAłIA EXCITATOAREI

Excitatoarei, fie că este de curent continuu, fie că este de curent alternativ, trebuie să i se asigure excitaŃia în curent continuu.

SoluŃiile de asigurare a excitaŃiei excitatoarei, prezentate schematic în figurile 2.8 – 2.13, influenŃează comportarea sistemului de excitaŃie în regim tranzitoriu.

Fig.2.8. Excitatoare de curent continuu cu autoexcitaŃie

Fig.2.9. Excitatoare de curent alternativ cu autoexcitaŃie asigurată printr-o punte redresoare

Fig.2.10. Excitatoarea este un generator de curent continuu cu excitatie separata, asigurata de la o excitatoare pilot(EP) de curent continuu

Fig.2.11. Excitatoarea este un generator de

curent continuu cu excitatie separata, asigurata de la o excitatoare pilot(EP), care este o

amplidina

Fig.2.12. Excitatoarea este un generator de curent continuu cu excitaŃie separată, asigurată de la o excitatoare pilot de

curent alternativ


Fig.2.13. Excitatoarea este un generator de curent continuu cu excitaŃie separată,

asigurată de la o excitatoare pilot de curent alternativ cu autoexcitaŃie

În trecut, RAE erau regulatoare electromecanice, cu sectoare rulante şi cu vibraŃii, dar în prezent se utilizează cele electronice. RAE echivalează cu o rezistenŃă variabilă în circuitul de excitaŃie al excitatoarei. În toate schemele prezentate, săgeata indică calea prin care RAE sesizează tensiunea la bornele GS (prin intermediul transformatoarelor de măsurare montate la bornele GS).

Excitatoarea pilot de curent alternativ poate fi un generator cu magneŃi permanenŃiLa puteri ale grupurilor de peste 100 – 150 MW, dimensiunile excitatoarei pilot cu magneŃi permanenŃi ar fi prea mari şi e mai avantajoasă utilizarea unei excitatoarei pilot cu autoexcitaŃie (figura 2.13). RAE acŃionează asupra circuitelor de comandă ale amplificatoarelor magnetice sau ale tiristoarelor.

Excitatoarea pilot, împreună cu excitatoarea, pot fi cuplate direct la arborele GS, dar chiar dacă excitatoarea este cuplată direct cu GS, excitatoarea pilot poate fi antrenată independent. Pe lângă soluŃiile de excitare a excitatoarei prezentate, există un număr mare de alte rezolvări, unele dintre acestea utilizând excitatoare cu mai multe înfăşurări de excitaŃie.

2.3.4. SISTEME DE EXCITAłIE FĂRĂ EXCITATOARE ROTATIVE

Prin utilizarea elementelor semiconductoare comandate se poate face ca indusul maşinii sincrone să fie folosit ca sursă de tensiune pentru înfăşurarea de excitaŃie, realizându-se astfel un GS autoexcitat.

În continuare se prezintă câteva scheme de bază pentru sistemele statice de excitaŃie. Există un număr foarte mare de variante şi combinaŃii pentru aceste scheme.

Sistemul de excitaŃie prezentat în figura 2.14 este simplu, ieftin, cu comportare dinamică foarte bună. Are însă dezavantajul că la tensiune scăzută la bornele GS nu poate asigura forŃarea excitaŃiei. Pentru a se asigura buna lui funcŃionare într-un domeniu mai larg al tensiunilor scăzute la bornele GS, acest sistem de excitaŃie se supradimensionează (astfel funcŃionează la un factor de putere scăzut şi cu conŃinut ridicat de armonice). Pentru a evita acest inconvenient, se utilizează schemele cu GS autoexcitat compoundat.


Fig. 2.14. Sistem de excitaŃie fără excitatoare rotative, la care puterea de excitaŃie este dată de

un transformator T

La compoundarea serie (figura 2.15, a), ramura principală asigură în întregime cerinŃele excitaŃiei, iar ramura alimentată de la transformatorul suplimentar (TS) furnizează putere numai la micşorarea pronunŃată a tensiunii la bornele GS şi supraîncărcarea în curent a acestuia. Tensiunea furnizată de ramura alimentată de la TS este limitată de bobinele (BR).

La compoundarea paralel (figura 2.15, b), punŃile redresoare sunt mult mai ieftine, căci acestea se dimensionează numai pentru valoarea curenŃilor corespunzători laturilor, nu pentru întregul curent de excitaŃie.

a b Fig.2.15. Sistem de excitaŃie fără excitatoare rotative,

la care compoundarea are loc pe partea de curent continuu, iar punŃile redresoare ale celor două ramuri se leagă în serie (a) sau în paralel (b)

La schema prezentată în figura 2.16, a solenaŃia înfăşurării transformatorului T, care alimentează înfăşurarea de excitaŃie a GS, este determinată de solenaŃiile celor două înfăşurări (una dependentă de tensiunea de la bornele GS, cealaltă dependentă de curentul GS).


a b

Fig.2.16. Sistem de excitaŃie fără excitatoare rotative, la care compoundarea are loc pe partea de curent alternativ cu „ însumare de tensiuni” (a) sau cu „ însumare de curenŃi”( b)

În figura 2.16, b se însumează tensiunile secundare ale celor două transformatoare din schemă (una proporŃională cu tensiunea de la bornele GS, cealaltă cu curentul GS) în ipoteza că solenaŃia înfăşurării secundare în transformatorul serie este mică faŃă de solenaŃia înfăşurării primare şi deci fluxul acestui transformator este determinat de curentul din înfăşurarea primară.

Comparând cele două sisteme de excitaŃie prezentate în figura 2.16, rezultă că acestea sunt practic identice din punct de vedere al performanŃelor.

La generatoarele de puteri mici, fără pretenŃii privind reglajul tensiunii, se pot aplica sistemele de excitaŃie fără excitatoare rotative, la care compoundarea are loc pe partea de curent alternativ, cu redresare simplă necomandată şi fără RAT.

2.3.5. PROCESE LIMITĂ DE MODIFICARE A EXCITAłIEI GS

Sistemul de excitaŃie asigură creşterea în timp a tensiunii de excitaŃie. Desfăşurarea proceselor tranzitorii de modificare a excitaŃiei unui GS depinde de parametrii generatorului, de caracteristicile sistemului de excitaŃie, a RAE şi a celorlalte elemente auxiliare care intervin în procesul de modificare a excitaŃiei. Procesele limită de modificare a excitaŃiei sunt forŃarea excitaŃiei şi dezexcitarea rapidă.

2.3.5.1. ForŃarea excitaŃiei GS În timpul proceselor tranzitorii care sunt însoŃite de variaŃii ale tensiunii,

în scopul asigurării unui surplus de energie reactivă sistemului alimentat de generatoarele sincrone, acestea sunt prevăzute cu dispozitive pentru forŃarea excitaŃiei. Procedeul de forŃare a excitaŃiei depinde de structura sistemului de excitaŃie şi de RAE aplicat. În general, forŃarea excitaŃiei se realizează cu elemente independente de RAE sau prin RAE.


ForŃarea excitaŃiei GS înseamnă modificarea tensiunii de excitaŃie de la o valoare iniŃială la valoarea ei plafon. În acest scop, în circuitul excitaŃiei la funcŃionarea normală se înseriază o rezistenŃă auxiliară R’ care printr-o schemă simplă cu relee poate fi scurtcircuitată, atunci când tensiunea la bornele generatorului scade sub o anumită valoare.

Fig.2.17. Schemă pentru forŃarea excitaŃiei GS

Şuntarea rezistenŃei este echivalentă cu aplicarea unei tensiuni sporite la bornele circuitului de excitaŃie, ceea ce va determina o creştere a curentului de excitaŃie şi a puterii reactive debitate în reŃea.

În figura 2.17, elementul 2 reprezintă releul minimal de tensiune, iar elementul 1 este un releu intermediar.

Schema funcŃionează astfel: la o scădere a tensiunii la borne sub o anumită valoare, releul minimal de tensiune acŃionează releul intermediar care prin închiderea contactului său (normal deschis) şuntează rezistenŃa R’.

Comportarea sistemelor de excitaŃie în regim tranzitoriu se apreciază prin plafonul tensiunii de excitaŃie şi viteza de răspuns. Tensiunea maximă ce se obŃine la borne după scurcircuitarea rezistenŃei R’ se numeşte plafonul tensiunii de excitaŃie (la mersul în gol). Viteza de răspuns a unei excitatoare se defineşte ca raportul dintre creşterea tensiunii la borne (care se înregistrează în decurs de o jumătate de secundă când se scurtcircuitează rezistenŃa R’ ) şi tensiunea nominală a excitatoarei respective. Şuntarea rezistenŃei R’ poate fi efectuată la mersul în gol al GS sau la mersul în sarcină. Deosebit de importantă pentru funcŃionarea GS este viteza de răspuns în sarcină.

În cazul unui scurtcircuit în reŃeaua din apropierea GS, menŃinerea în sincronism a GS nu se poate realiza decat prin forŃarea excitaŃiei.

Raportul dintre plafonul tensiunii de excitaŃie şi tensiunea normală de funcŃionare la excitatoarele GS variază între 2 - 5, iar viteza relativă nominală de răspuns la excitatoarele maşinilor moderne are valori cuprinse în intervalul 0,5 –3.

2.3.5.2. Dezexcitarea rapidă a GS Dezexcitarea rapidă a GS este procedeul de stingere (anulare) a câmpului

magnetic din interiorul GS şi de deconectare a acestuia de la reŃea ca urmare a unui scurtcircuit în interiorul sau la bornele GS.


De exemplu, în cazul unui scurtcircuit intern, dezexcitarea rapidă a GS este singura soluŃie ca GS să nu debiteze pe defect.

Dezexcitarea nu se poate realiza prin simpla întrerupere a circuitului de excitaŃie, deoarece aceasta ar duce la apariŃia unor supratensiuni periculoase pentru izolaŃia înfăşurărilor.

Sunt numeroase procedee de dezexcitare rapidă a GS, toate având la bază intercalarea unei rezistenŃe în circuitul de excitaŃie al GS şi/sau aplicarea unei tensiuni inverse la bornele acestei înfăşurări.

Dezexcitarea trebuie concepută astfel încât să decurgă cât mai rapid, dar tensiunea ce apare în timpul dezexcitării la bornele înfăşurării de excitaŃie să nu pericliteze izolaŃia înfăşurărilor.

Fig.2.18. Dezexcitarea rapidă a GS

2.4. CONECTAREA LA SISTEM A GS DIN CENTRALE

2.4.1. DEFINIłII ŞI CONDIłII DE SINCRONIZARE

Sincronizarea este o manevră complexă şi vitală pentru exploatarea sistemelor energetice; se realizează cu ocazia fiecărei cuplări a unui GS în paralel cu celelalte GS care funcŃionează în sistem. Acest proces se continuă şi după cuplare, în tot timpul funcŃionării unui sistem energetic desfăşurându-se un proces permanent de sincronizare reciprocă a maşinilor sale sincrone care funcŃionează în paralel. În principiu, printr-o sincronizare se realizează:

• punerea în concordanŃă a două sisteme de tensiune;

• cuplarea în paralel a celor două sisteme de tensiuni prin conectarea unui întreruptor.

În cazul GS, sincronizarea presupune în primul rând realizarea şi menŃinerea aceluiaşi sens şi a aceleiaşi viteze de rotaŃie a câmpurilor învârtitoare, respectiv a sistemelor de fazori ale tensiunilor induse. la cuplarea fiecărui GS în paralel cu sistemul prin manevra de sincronizare, trebuie luate toate măsurile astfel încât conectarea să se realizeze cu un şoc de curent şi cu solicitări mecanice la arbore nepericuloase sau pe cât posibil mai mici. În acest scop, pe lângă egalitatea vitezelor celor două sisteme de fazori, se mai urmăreşte şi realizarea prealabilă a concordanŃei altor parametri, ca de exemplu, egalitatea valorilor tensiunilor şi concordanŃa fazelor.


• ConcordanŃa sensurilor de rotaŃie se verifică o singură dată (după terminarea lucrărilor de montaj), la punerea în funcŃiune. Dacă se constată un sens de rotaŃie contrar, în instalaŃiile trifazate trebuie inversate legăturile a două faze.

• Aceeaşi viteză de rotaŃie trebuie realizată cu ocazia fiecărei cuplări în paralel şi apoi menŃinută în tot timpul funcŃionării. Ea se realizează prin intermediul cuplului mecanic aplicat la arborele maşinii sincrone. De exemplu, în cazul pornirii GS, în acest sens se acŃionează asupra admisiei la motorul primar.

• ConcordanŃa modulelor tensiunilor se obŃine prin reglarea curentului de excitaŃie al generatorului.

• ConcordanŃa fazelor se realizează prin modificarea fină a vitezei de rotaŃie.

După cum maşină sincronă se cuplează după sau înainte de a fi excitată, în practică se folosesc două moduri de sincronizare diferite: sincronizare fină sau precisă, dacă maşina se cuplează după ce a fost excitată şi sincronizare grosieră (dacă excitarea maşinii se face abia după cuplare), care după cuplare se desăvârşeşte printr-o autosincronizare.

2.4.2. SINCRONIZAREA FINĂ SAU PRECISĂ

2.4.2.1. Principiul metodei şi condiŃiile ce trebuie îndeplinite Maşina fiind excitată, există pericolul ca în momentul cuplării, diferenŃa

∆U dintre tensiunea ei electromotoare şi cea a sistemului, aplicată circuitului format din reactanŃa subtranzitorie Xd” a maşinii în serie cu reactanŃa sistemului Xs (figura 2.19), să dea naştere unui şoc important de curent şi deci unei solicitări mecanice periculoase la arbore.

Fig.2.19. Schema monofilară principială şi diagrama tensiunilor înaintea sincronizării fine

ωG

UGR

USR

∆UR

ωS

G X”d IC XS S

UG US


2.4.2.2. ToleranŃe admisibile în cazul sincronizării fine

� Nu se respectă condiŃia egalităŃii tensiunilor, dar SG ff = şi δδδδ =0

(figura 2.20). Aşadar, la arbore se va aplica doar cuplul corespunzător pierderilor în stator, care este neglijabil. De asemenea, din punct de vedere termic, valori mici şi de scurtă durată ale acestui curent nu vor prezenta un pericol. Prin urmare, în momentul cuplării se pot admite anumite diferenŃe între valorile celor două sisteme de tensiuni de ordinul 5-10% şi uneori chiar mai mari.

� Nu se respectă condiŃia concordanŃei de fază, dar SG UU = şi SG ff =

Curentul de egalizare, inductiv faŃă de ∆U, în raport cu tensiunea generatorului poate prezenta o importantă componentă activă Ia. Cuplul corespunzător, aplicat brusc la arbore, va tinde să aducă tensiunile generatorului în fază cu cele ale sistemului. De exemplu, în cazul din figura 2.21, tensiunile generatorului fiind decalate înainte, acesta va debita o componentă activă, care îi va frâna rotorul. Pentru a evita şocuri periculoase, experienŃa arată că este de dorit ca decalajul de fază să nu depăşească valori de ordinul a 10 grade electrice, respectiv 2,5-3% dintr-o

perioadă. � Nu se respectă condiŃia egalităŃii frecvenŃelor, respectiv

SGSG UUdar =≠ ,ωω . În acest caz valoarea defazajului δ variază în timp

proporŃional cu viteza relativă SG ωωω −=∆ , iar diferenŃa de potenŃial ∆U

variază continuu între 0 şi 2U, cu o frecvenŃă SG fff −= .

Fig.2.20. Diagrama tensiunilor pentru cazul:

.0, ==≠ δsiffUU SGSG

Fig.2.21. Diagrama tensiunilor pentru cazul:

.0, ≠== δsiffUU SGSG


Pe figura 2.21 se poate imagina că unul din sistemele de tensiuni ar rămâne fix, iar celălalt s-ar roti cu viteza unghiulară ∆ω. În figura 2.22 sunt prezentate curbele tensiunilor a două faze omoloage, curba tensiunii de bătăi ∆U şi înfăşurătoarea acesteia.

Fig.2.22. Oscilograma tensiunilor a două faze omoloage şi a tensiunii de bătăi ∆U

În mărimi instantanee:

( ) ttUtUtUuuu SGMSmGmSG 2

cossinsinωωωω +

=−=−=∆ ,

în care:

( )2

sin22

sin2δωω

mSG

mM UtUtU =−

= .

Cea mai periculoasă este ipoteza cuplării în momentul în care cele două

sisteme de tensiuni ar fi în opoziŃie (δ =180o ).

Dacă sistemul este de putere mare şi reactanŃa sa echivalentă se poate considera Xs ≈ 0, atunci:

IU

XIeg

dsc= =2

2 0" .

Valoarea efectivă a curentului de egalizare rezultă de două ori mai mare decât valoarea iniŃială a componentei periodice debitată de maşină în cazul unui scurtcircuit la borne. Luând în considerare şi componenta aperiodică care s-ar mai putea suprapune, ar rezulta o valoare instantanee, respectiv un şoc de curent foarte periculos.

În condiŃiile de mai sus, nu este exclus şi riscul ca sistemul să nu poată desăvârşi atragerea generatorului în sincronism. Este deci recomandabil ca maşina sincronă excitată să fie cuplată la sistem numai după ce diferenŃa de frecvenŃă a fost redusă la minimum, folosind citiri pe aparate cu clasă de precizie cât mai bună.


Din cele prezentate rezultă că nu este necesară o concordanŃă perfectă. De regulă, în practică, oricât de fin sau de precis s-ar dori să se realizeze o sincronizare, după cuplare, aceasta va fi întotdeauna desăvârşită de un scurt proces de autosincronizare prin care sistemul va atrage în sincronism total maşina cuplată.

2.4.2.3. PosibilităŃi de realizare a sincronizării fine sau precise Sincronizarea fină se poate efectua: manual, automat şi semiautomat.

� Sincronizarea manuală se face după punerea în rotaŃie a agregatului şi apoi excitarea prealabilă a maşinii.

Algoritmul sincronizării manuale:

− Se realizează concordanŃa cât mai exactă a frecvenŃelor, reglând turaŃia maşinii prin intermediul admisiei de fluid motor la maşina primară.

− Se realizează cu suficientă exactitate egalitatea valorilor tensiunilor, reglând curentul de excitaŃie cu reostatul respectiv.

− În final se trece la realizarea concordanŃei de fază a celor două sisteme de tensiuni, care acum se rotesc în acelaşi sens cu viteze foarte apropiate şi cu aproximativ aceleaşi valori. Se conectează sincronoscopul şi se acŃionează tot prin variaŃia turaŃiei. De această dată reglajul admisiei la motorul primar trebuie făcut mult mai fin, acŃionând asupra butonului respectiv de pe pupitrul de comandă prin impulsuri scurte.

� Sincronizarea fină automată reproduce succesiunea operaŃiilor de sincronizare fină manuală, alegând în mod automat unghiul pentru conectarea generatorului care se leagă în paralel. Trebuie menŃionat că în centralele şi staŃiile moderne, automatizarea include tot mai des şi întregul ciclu de manevre de pornire a agregatului electrogen.

� InstalaŃiile de sincronizare fină semiautomată realizează doar ultimele operaŃii de sincronizare, inclusiv cuplarea în paralel, primele operaŃii trebuind să fie făcute manual. În multe centrale există astfel de instalaŃii care realizează automat numai alegerea momentului şi comanda de anclanşare a întreruptorului. Egalizarea frecvenŃelor şi a tensiunilor se execută manual şi apoi se comută o cheie specială de selectare a modului de sincronizare, aşteptându-se terminarea manevrei.

2.4.3. REGLAREA ÎNCĂRCĂRII GENERATOARELOR SINCRONE

Încărcarea unui generator sincron se caracterizează prin două componente: putere activă P şi putere reactivă Q. Încărcarea activă poate fi variată acŃionând asupra admisiei la motorul primar, iar încărcarea reactivă poate fi variată acŃionând asupra curentului de excitaŃie.


Prin variaŃia admisiei la motorul primar se poate modifica:

• turaŃia şi încărcarea activă a grupului, atunci când acesta debitează singur pe o reŃea;

• numai încărcarea activă a grupului, atunci când el este conectat în paralel la un sistem de mare putere.

În ultimul caz, sistemul menŃine constantă turaŃia tuturor grupurilor şi respectiv frecvenŃa în toate punctele sale. Orice variaŃie a încărcării unui grup de către personalul de exploatare, precum şi variaŃiile aleatorii ale cererilor consumatorilor sunt preluate de către grupurile din sistem, care sunt prevăzute cu regulatoare automate pentru menŃinerea constantă a frecvenŃei sistemului.

Pentru a se asigura o funcŃionare stabilă în sincronism a generatorului, odată cu încărcarea activă trebuie mărită în mod corespunzător şi încărcarea reactivă.

2.4.4. PORNIREA ŞI OPRIREA GRUPURILOR

În centrale, aceste manevre se fac direct de la tabloul de comandă sau din sala maşinilor.

Manevrele care se fac la pornire depind de specificul motorului primar.

Pentru oprirea maşinilor primare care antrenează generatoarele sincrone se recomandă următoarea succesiune de operaŃii:

• se reduc încărcările activă şi reactivă;

• se deconectează grupul de la bare;

• se reduce turaŃia maşinii;

• se întrerupe alimentarea circuitului de excitaŃie al generatorului sincron;

• se întrerupe alimentarea maşinii primare.

În cazul turbinelor termice din centrale, agregatul se mai roteşte lent cu ajutorul unui motor electric numit „viror” un interval de timp suficient pentru ca în timpul răcirii, datorită greutăŃii rotorului, să nu se ajungă la o deformare remanentă a arborelui.


3.1. NOTIUNI GENERALE

Prin schema se întelege un desen care arata modul în care diferite parti ale unei retele, instalatii, ale unui aparat sau ale unui ansamblu de aparate sunt functional conectate între ele. Clasificarea schemelor electrice se poate face dupa mai multe criterii, cum ar fi:

numarul de conductoare reprezentat pe desen:

scheme monofilare: indiferent de numarul de conductoare ale circuitului se reprezinta numai unul, celelalte fiind echipate identic;

scheme multifilare: daca echiparea fazelor este diferita, se reprezinta toate conductoarele circuitului;

scopul urmarit prin reprezentare:

scheme explicative ( principiale sau detaliate );

scheme de conexiuni, destinate realizarii fizice si verificarii conexiunilor;

scheme sinoptice, reprezentând starea reala a aparatelor de comutatie la un moment dat;

planuri de amplasare, care ofera indicatii precise despre amplasarea partilor unei instalatii.

Din punct de vedere al functiei îndeplinite, circuitele electrice pot fi:

circuite primare: sunt circuite prin care se realizeaza tranzitul de energie de la surse catre consumatori (de exemplu circuite de generator, transformator, linie electrica, cupla etc.);


circuite secundare: sunt circuite care contribuie în diferite feluri la buna functionare a circuitelor primare (circuite de masurare, protectie, comanda, control, semnalizare etc.).

Legatura între circuitele primare si cele secundare se realizeaza prin intermediul transformatoarelor (senzorilor) de curent si de tensiune.

O statie electrica reprezinta un nod în cadrul unei retele, nod la care sunt racordate mai multe elemente de retea: generatoare, linii electrice , transformatoare etc. Ansamblul de aparate electrice si legaturi conductoare prin

care un element de retea este racordat la o statie electrica este numit frecvent circuit electric : circuit de linie, circuit de transformator etc.

3.2. FUNCTIILE APARATELOR ELECTRICE

Aparatele electrice utilizate în instalatii pentru echiparea circuitelor electrice îndeplinesc diferite functii, ca spre exemplu, de:

protectie, respectiv de eliminare / limitare a scurtcircuitelor (de exemplu întreruptoare, sigurante fuzibile, bobine limitatoare) sau a supratensiunilor (eclatoare, descarcatoare);

supraveghere împotriva depasirii unor valori admisibile ale tensiunii, curentului, temperaturii etc. (spre exemplu, transformatoare de masurare sau senzori de curent / tensiune); aceste aparate pot provoca o semnalizare (alarma) sau o întrerupere de circuit (relee, declansatoare);

comutatie: comanda voluntara (manuala sau automata) de închidere, respectiv, deschidere a unui circuit în conditii normale de exploatare (de exemplu, întreruptoare, separatoare de sarcina, contactoare);

izolare (separare) a unei parti de instalatie, pentru a se putea lucra fara risc de electrocutare, în conditiile mentinerii restului instalatiei sub tensiune (de exemplu, separatoare obisnuite sau de sarcina, întreruptoare debrosabile).

În cazul unui scurtcircuit pe un circuit electric se impune deconectarea sa rapida, pentru a se reduce solicitarile echipamentelor si totodata, pentru a se asigura continuitatea în functionarea altor circuite racordate la acelasi sistem de bare colectoare. De asemenea, în exploatare este de dorit sa existe posibilitatea conectarii si deconectarii fiecarui circuit electric în parte, astfel încât aceste manevre sa nu conduca la întreruperea altor circuite.

Elementul de protectie, cu care trebuie prevazut orice circuit electric, are drept scop principal detectarea sensibila, rapida si sigura

a avariei, precum si deconectarea selectiva

a elementului avariat, în vederea evitarii extinderii avariei si revenirii cât mai rapide la regimul normal de functionare pentru restul sistemului. O unitate de protectie are deci urmatoarele functii principale:

supravegherea permanenta a diversilor parametri pe circuit;

interventia în situatii anormale;

transmiterea (uneori) de informatii pentru exploatarea retelei.


55

Informatia necesara pentru comanda de închidere/deschidere a aparatajului de comutatie în regim autocomandat provine de la transformatoarele de masurare (curent si tensiune), conventionale sau neconventionale.

Transformatoarele de masurare mai asigura si informatia directa privind valoarea curentului si tensiunii,

cea necesara pentru contorizare-înregistrare si, eventual, cea necesara implementarii functiilor SCADA (Supervizory Control And Data Acquisition). De asemenea, transformatoarele de tensiune constituie si sursa de alimentare a dispozitivelor mecanice de actionare, prin asigurarea încarcarii cu energie a unor acumulatoare (în perioadele de functionare normala), pentru alimentarea acelorasi dispozitive mecanice în absenta tensiunii.

Diversele functii îndeplinite de aparatele electrice pe un circuit pot fi realizate individual, utilizând pentru fiecare dintre ele câte un aparat specializat (reunirea mai multor functii presupune folosirea mai multor aparate pe circuit) sau prin asocierea mai multor functii pe un aparat

(aparate cu functiuni multiple). Tendinta actuala în domeniul statiilor electrice este de a se integra în constructia echipamentelor de baza (transformator de putere, întreruptor) celelalte echipamente specifice.

3.3 ECHIPAREA CIRCUITELOR RACORDATE LA UN SISTEM DE BARE COLECTOARE

Partea unei statii care cuprinde ansamblul de echipamente, materiale, aparate electrice si dispozitive amplasate într-un singur loc, care au un scop functional determinat pentru un anumit circuit, constituie o celula electrica.

Un sistem de bare colectoare reprezinta un nod de conexiuni electrice, extins în spatiu pentru a se crea conditiile constructive necesare racordarii mai multor celule dintr-o statie electrica.

Montajul aparatajului electric în celula se poate face fix sau debrosabil.

Montajul fix prezinta avantajul unei realizari simple, fara aparate sau blocaje speciale, dar conduce la dimensiuni mai mari ale celulelor.

Montajul debrosabil realizeaza, în primul rând, o importanta reducere a volumului celulelor, deoarece este eliminat spatiul din interiorul acestora destinat montajului sau reviziilor. Se reduce, de asemenea, timpul de înlocuire a unor aparate defecte si cel necesar reviziilor, prin folosirea unui carucior/caseta de rezerva. Utilizarea sistemului debrosabil permite realizarea unei constructii fara separatoare, ceea ce conduce la reducerea greselilor de manevrare cu separatorul (în general, însotite de arc electric liber) si contribuie sensibil la compactarea celulei. Este favorizata, de asemenea, utilizarea elementelor prefabricate. Constructiile debrosabile implica însa blocaje speciale pentru interzicerea deplasarii caruciorului atunci când întreruptorul si eventual separatoarele nu sunt în pozitie „deschis”. Sunt necesare, de asemenea, masuri speciale de protectie împotriva atingerii elementelor ramase sub tensiune dupa scoaterea caruciorului.


În constructia statiilor moderne, tendinta generala este de a utiliza echipamente prefabricate.

Echipamentele prefabricate prezinta avantaje cunoscute de multa vreme cum ar fi de exemplu: reducerea investitiilor în partea de constructie a statiilor, economie de timp si manopera la montaj, înlocuire rapida etc. Fiind un tot unitar realizat la scara industriala, care se livreaza complet pregatit si încercat electric, celulele prefabricate beneficiaza de un control de calitate care le garanteaza siguranta si securitatea în functionare. În plus, cerintele mereu în crestere privind ameliorarea calitatii distributiei de energie electrica conduc spre descentralizarea automatizarilor si dezvoltarea dispozitivelor de teleconducere, a caror realizare industriala permite cresterea sensibila a fiabilitatii si scaderea costurilor. Progresele din domeniul aparatajului electric, precum si a echipamentelor de control-comanda, au condus la o reducere sensibila a dimensiunilor celulelor prefabricate, la o diminuare a cheltuielilor de punere în functiune si de exploatare (s-a ajuns la solutii care nu necesita practic întretinere), la cresterea duratei de viata a instalatiilor, precum si la o crestere a fiabilitatii sistemului pe ansamblu.

În continuare sunt prezentate diferite module de echipare electrica

pentru principalele tipuri de circuite utilizate în instalatiile electrice, avantajele sau dezavantajele fiecarei variante de echipare, precum si domeniile lor de utilizare.

3.3.1. LINII ELECTRICE

Liniile electrice reprezinta laturi în cadrul retelelor electrice, prin care se realizeaza evacuarea puterii produse în centrale electrice, transportul sau distributia energiei electrice.

3.3.1.1. Circuite de linie de joasa tensiune

Astfel de circuite distribuie energia electrica de la tablourile generale ale posturilor de transformare spre locurile de consum (mici consumatori din domeniul public sau abonati la joasa tensiune).

În figura 4.1 sunt prezentate câteva variante de echipare a unor circuite de linie cu tensiunea sub 1 kV. Variantele de echipare a, b, c se caracterizeaza prin faptul ca protectia circuitului în caz de scurtcircuit este realizata rapid si relativ ieftin utilizând sigurante fuzibile). .Printre dezavantajele protectiei prin fir fuzibil se pot mentiona:

sensibilitate mai redusa a acestui mod de protectie (în unele cazuri, valoarea curentilor de sarcina în regim normal de functionare este apropiata de cea a curentilor de scurtcircuit monofazat, protectia prin sigurante fuzibile fiind deci insensibila la acestia din urma);

din cauza dispersiei relativ mari a caracteristicilor de topire a fuzibilelor, siguranta în functionare a sigurantei este mai redusa, comparativ cu alte aparate de protectie; din aceeasi cauza, sigurantele fuzibile nu sunt indicate pentru protectia în regim de suprasarcina, (mai ales la suprasarcini mici de circa 1,1 1,5 In);


57

exista riscul ca fuzibilul sigurantei sa se arda doar pe una dintre faze, ceea ce poate conduce, în cazul consumatorilor trifazati, la regimuri de functionare nesimetrice;

cu ajutorul sigurantelor fuzibile nu pot fi facute manevre de comutatie manuala decât la sarcini foarte mici.

Prin urmare, scheme de echipare a liniilor în varianta a se utilizeaza în cadrul retelelor de alimentare radiala a unor consumatori monofazati, fara suprasarcini si fara comutatii frecvente.

Fig. 3.1. Variante de echipare a liniilor de joasa tensiune

Comutatia circuitului (manevre în regim normal de functionare) se îmbunatateste în varianta b, prin introducerea unui întreruptor cu pârghie, cu ajutorul caruia se poate conecta/deconecta manual circuitul de linie la/de la barele colectoare ale tabloului de distributie. În varianta c, utilizarea separatorului de sarcina

asigura comutatia circuitului (eventual, prin telecomanda), adaugând în plus si functia de separare (izolare).

Pentru asigurarea selectivitatii si sensibilitatii protectiei, variantele a, b, c se utilizeaza pentru echiparea liniilor radiale de joasa tensiune, de lungimi reduse.

În varianta d, utilizarea întreruptorului automat asigura:

protectia la scurtcircuit (de regula, prin intermediul unui declansator electromagnetic, care în caz de scurtcircuit actioneaza mecanic direct asupra contactelor principale ale întreruptorului);

protectia la suprasarcina (de regula, prin intermediul declansatorului termic, care în caz de suprasarcina actioneaza mecanic direct asupra contactelor principale ale întreruptorului);

comutatia circuitului (conectare/deconectare în regim normal de functionare).

Întreruptoarele automate sunt aparate complexe, care necesita periodic lucrari de întretinere/reparatie. Pentru a se putea lucra la întreruptorul liniei cu mentinerea continuitatii în alimentare a altor circuite racordate la acelasi sistem de bare colectoare, în schema se introduce separatorul fata de barele colectoare

(Sb).

a b c d


În cazul unei linii alimentate de la ambele capete (retele buclate) este necesara introducerea pe circuit a unui separator de linie (Sl), care permite efectuarea de lucrari la întreruptor fara scoaterea circuitului de linie de sub tensiune. Exista variante în care întreruptorul automat este debrosabil, caz în care se poate renunta al separatoarele fata de bare si fata de linie.

3.3.1.2. Circuite de linie de înalta tensiune Astfel de circuite realizeaza transportul/repartitia între nodurile (statiile)

SEN, precum si distributia energiei electrice catre locurile de consum (distributie publica sau catre abonati).

În toate variantele de echipare prezentate în figura 3.2 apare separatorul fata de barele colectoare (Sb), având ca functie principala izolarea echipamentelor electrice din aval (în cazul efectuarii unor lucrari de revizie/reparatie) fata de tensiunea barelor colectoare. Din motive de electrosecuritate, separatoarele sunt astfel construite încât, la un separator deschis, nivelul de izolatie dintre contactele unei faze este mai mare decât nivelul de izolatie între fiecare contact si pamânt.

Separatorul este un aparat de comutatie care, spre deosebire de întreruptor, nu este prevazut cu dispozitiv de stingere a arcului electric. Cu separatorul sunt permise doar manevre de comutatie sub curent neglijabil (0,5 A pentru separatoare cu tensiuni nominale de pâna la 400 kV inclusiv).

În general, pentru a se evita consecintele deosebit de grave ale arcului electric care ar aparea în cazul unor manevre gresite, separatoarele electrice se prevad cu diferite sisteme de blocaj.

Variantele de echipare a, b se caracterizeaza prin faptul ca protectia circuitului în caz de scurtcircuit este realizata rapid si cu investitii relativ reduse

utilizând sigurante fuzibile. Luând în considerare avantajele/dezavantajele sigurantelor fuzibile prezentate în paragraful precedent, astfel de scheme se utilizeaza, în general, pentru distributie publica la medie tensiune.

În varianta a, separatorul S b permite doar comutatia liniei în gol. În varianta b, utilizarea separatorului de sarcina

asigura comutatia circuitului (eventual, prin telecomanda), adaugându-se în plus si functia de separare (izolare).

Pentru delimitarea unei zone de lucru într-o instalatie electrica, normele de protectie a muncii (NPM) impun legarea instalatiei la pamânt si în scurtcircuit, pe toate partile de unde ar putea aparea tensiune.

Desi delimitarea zonei de lucru presupune în prealabil scoaterea acesteia de sub tensiune si separarea (vizibila), exista pericolul reaparitiei tensiunii, de exemplu, ca urmare a unor manevre gresite, sarcini capacitive, curenti indusi, fenomene atmosferice.

Scurtcircuitarea si legarea la pamânt a unei parti de instalatie se poate face cu legaturi:

portabile: scurtcircuitoare mobile, construite pentru LEA sau pentru statii si posturi de transformare (clasice sau cu puncte fixe de aplicare);


59

fixe: cutite de legare la pamânt (CLP); legaturile fixe sunt de preferat daca:

distantele de izolatie ale instalatiei sunt mari, instalarea scurtcircuitoarelor mobile fiind dificil de realizat (Un 220 kV);

exista pericolul unor apropieri periculoase de parti aflate sub tensiune;

exista pericolul unor curenti mari de scurtcircuit (peste 40 kA).

Conform PE 101, se monteaza cutite de legare la pamânt:

pe toate liniile electrice de înalta tensiune (figura 3.2);

pe barele colectoare si de ocolire cu Un 110 kV;

pentru legarea la pamânt a oricarei portiuni

cuprinsa între aparate de conectare (întreruptoare, separatoare) pentru Un 220 kV.

Sub aspect constructiv, cutitele de legare la pamânt se pot realiza ca un aparat independent sau pot fi asociate altui aparat (de exemplu, unui separator care, în afara cutitelor sale principale, mai este prevazut cu unul sau doua cutite de legare la pamânt).

În variantele de echipare c si d , protectia circuitului în caz de scurtcircuit sau suprasarcina este realizata mai scump, dar mai sigur, prin utilizarea unui întreruptor în asociere cu dispozitive de detectare (transformatoare sau alti senzori de curent si tensiune), de protectie si de control-comanda, precum si de actionare. În plus, întreruptorul asigura comutatia circuitului (conectare sau deconectare în regim normal de functionare).

Fig. 3.2. Variante de echipare a liniilor de înalta tensiune.

Separatorul de linie (SL) permite efectuarea de lucrari la întreruptor fara scoaterea circuitului de linie de sub tensiune.

Manevrarea aparatelor de comutatie si separare la un astfel de circuit trebuie sa tina seama de cele precizate mai sus în legatura cu separatorul : acesta nu trebuie manevrat în sarcina pentru ca se va distruge si va avaria toata instalatia. Ca urmare, manevrarea separatoarelor S b si SL se va face numai cu întreruptorul deschis.

c d

b a

Sb

SL

I I

Sb

SL

CLP

CLP

CLP

SFMT

SS

SFMT


În ceea ce priveste manevrarea cutitului de legare la pamânt (CLP) aceasta se va face numai cu cutitul separatorului principal ( pe care se afla montat CLP-ul) deschis si numai dupa verificarea lipsei tensiunii în zona pe care o va lega la pamânt CLP-ul.

În varianta d cele doua CLP-uri aflate de-o parte si de alta a întreruptorului au rolul de a lega la pamânt zona de lucru unde se afla întreruptorul realizata prin deschiderea separatorului de bare Sb si a separatorului de linie SL. Este o situatie specifica statiilor cu tensiuni mari (220 – 400 kV).

3.3.2. GENERATOR SI BLOC GENERATOR-TRANSFORMATOR

Din motive economice, tensiunea la bornele generatoarelor sincrone folosite în centrale electrice este o valoare din gama de „medie tensiune” care nu corespunde întotdeauna cu una dintre valorile normate prin SR-CEI 38 (tabelul 1.1). În astfel de cazuri, racordarea generatoarelor la reteaua electrica se face prin intermediul unui transformator ridicator.

Generatorul si transformatorul de racordare la retea constituie un bloc energetic, caracterizat prin aceea ca orice defectiune la unul dintre elemente scoate din functiune întreg ansamblul.

Fig. 3.3. Variante de echipare a circuitelor de generator si bloc generator-transformator

În tabelul 3.1 sunt prezentate cazurile cele mai uzuale întâlnite în centralele sistemului energetic national românesc. Protectia circuitelor de generator sau bloc generator-transformator în caz de scurtcircuit sau suprasarcina se realizeaza cu ajutorul unui întreruptor în asociere cu dispozitive de detectare (transformatoare sau alti senzori de curent si tensiune), de protectie si de control-comanda, precum si de actionare. În plus, întreruptorul asigura comutatia circuitului (decuplarea de la retea sau cuplarea în paralel cu sistemul energetic, dupa verificarea conditiilor de sincronizare).

SnT SnG

Un/UG

~

Un UnG Un > UnG

ADR

ADR

G G

TB

a b

~


61

Tabelul 3.1

Corelatia între tensiunea nominala a retelei, respectiv, tensiunea si puterea nominala a generatoarelor electrice

Unretea [kV] 6(*) 110 110 110-220 110-220 220-400 UnG [kV] 6,3 10,5 13,8 15,75 18 20...24 PnG [MW] 25 50...120 120 160...200 165 250

(*) - conform recomandarilor CEI, aceste valori nu trebuie utilizate pentru retele de distributie publica.

Pentru a se putea lucra la întreruptor cu mentinerea continuitatii în alimentare a celorlalte circuite racordate la acelasi sistem de bare colectoare, în schema se introduce separatorul fata de bare (Sb).

Pe cât posibil, în zona generator-transformator de bloc se evita montarea aparatajului de comutatie, mai ales din cauza solicitarilor termice si electrodinamice mari la care ar trebui sa reziste acest echipament în caz de defect la bornele generatorului.

Legatura parcursa de curenti mari (de regim normal sau de defect) dintre generator si transformatorul de bloc este realizata din conductoare neizolate rigide în constructie capsulata, în vederea cresterii sigurantei în functionare

a blocului (protejarea acestui circuit împotriva diversilor agenti externi si deci reducerea riscului de scurtcircuit, eliminarea pericolului atingerilor accidentale etc.). În cazul grupurilor de putere mare, capsularea se realizeaza monofazat, pentru diminuarea eforturilor mecanice corespunzatoare curentilor mari în caz de scurtcircuit si pentru limitarea extinderii defectului monofazat la celelalte faze ale circuitului.

Generatoarele sunt prevazute cu un automat de dezexcitare rapida (ADR),

pentru a se întrerupe cât mai rapid circuitul de excitatie a masinii sincrone în caz de scurtcircuit la bornele sau în interiorul acesteia. În absenta acestei automatizari, masina (desi decuplata de la retea si cu admisia de abur închisa rapid), ar continua sa se învârta în virtutea inertiei, alimentând în continuare defectul pâna la oprirea completa si agravându-i deci consecintele termice si electrodinamice.

3.3.3. (AUTO)TRANSFORMATOR

În statiile electrice de transformare se instaleaza transformatoare si autotransformatoare de putere care permit interconectarea mai multor retele de tensiuni diferite.

3.3.3.1. (Auto)transformator având toate înfasurarile de înalta tensiune

În figura 3.4 sunt prezentate variante de echipare a unor circuite de (auto)transformator cu doua sau trei înfasurari, având toate înfasurarile cu tensiunea nominala peste 1 kV.


Fig. 3.4. Variante de echipare a circuitelor de (auto)transformator

a - transformatoare cu doua înfasurari si autotransformatoare cu tertiar nefolosit;

b - transformatoare cu trei înfasurari, TID, autotransformatoare cu tertiar folosit.

Protectia circuitelor de (auto)transformator în caz de scurtcircuit sau suprasarcina se realizeaza cu ajutorul întreruptoarelor în asociere cu dispozitive de detectare (transformatoare de masurare sau alti senzori de curent si tensiune), de protectie si de control-comanda, precum si de actionare. În plus, întreruptoarele asigura comutatia circuitului (cuplarea/decuplarea în regim normal de functionare).

Pentru a se putea lucra la întreruptoare cu mentinerea continuitatii în alimentare a celorlalte circuite racordate la aceleasi sisteme de bare colectoare, în schema se introduc separatoarele fata de bare

(Sb). În varianta b, separatorul fata de transformator

(St) permite efectuarea de lucrari la un întreruptor cu mentinerea tranzitului de energie pe celelalte înfasurari ale transformatorului.

3.3.3.2. Variante de echipare pentru posturi de transformare Posturile de transformare reprezinta statii coborâtoare la joasa tensiune,

echipate în general cu transformatoare cu doua înfasurari de mica putere (al caror curent secundar nu depaseste, de regula, 2500-4000A). În SEN sunt în functiune peste 65000 posturi de transformare, totalizând o putere instalata de aproximativ 23000 MVA. Dupa destinatie, posturile de transformare se realizeaza

în varianta retea si în varianta abonat, cu alimentare în cablu sau aeriana.

Varianta retea cu alimentare în cablu se proiecteaza pentru alimentarea retelelor de distributie publica de joasa tensiune radiale si buclate care deservesc consumatori casnici si tertiari, fiind echipate, în general, cu un transformator de putere 250-630 kVA la tensiunea primara de 20 kV. Din postul de transformare pot fi alimentate si alte mici receptoare, care nu ridica probleme deosebite de continuitate în alimentare si care nu produc perturbatii în punctul comun de racord la retea, ca de exemplu mici unitati comerciale, ateliere, depozite etc.

U1

U2

a

b

U3

U1

U2


63

Varianta retea cu alimentare aeriana poate alimenta retele de distributie

de joasa tensiune radiale, care deservesc, de regula, consumatorii casnici si iluminatul public din mediu rural.

Varianta abonat de realizare a posturilor de transformare este prevazuta pentru alimentarea cu energie electrica a consumatorilor industriali

si similari. În functie de nivelul de siguranta necesar a fi asigurat, pot fi echipate cu unul, doua sau mai multe transformatoare.

În toate variantele de echipare prezentate în figura 3.5 apare separatorul fata de barele colectoare (Sb), având ca functie principala izolarea echipamentului electric din aval (în cazul efectuarii unor lucrari de revizie/reparatie) fata de tensiunea barelor colectoare. Cu separatorul sunt permise doar manevre de comutatie cu transformatorul în gol.

Echiparea pe partea de tensiune superioara. Variantele a si b se caracterizeaza prin faptul ca protectia circuitului în caz de scurtcircuit este realizata rapid si cu investitii relativ reduse

utilizând sigurante fuzibile. Luând în considerare avantajele/dezavantajele sigurantelor fuzibile prezentate anterior, astfel de scheme se utilizeaza, în general, pentru posturile de transformare realizate în varianta retea.

Din cauza unui risc mare de aparitie a unor regimuri de alimentare nesimetrice, o astfel de echipare este neindicata în

cazul posturilor de transformare care alimenteaza consumatori trifazati.

În varianta a, separatorul Sb permite doar comutatia transformatorului în gol. În varianta b, utilizarea separatorului de sarcina asigura comutatia circuitului (eventual, prin telecomanda), adaugându-se în plus si functia de separare (izolare).

În varianta de echipare c, protectia circuitului în caz de scurtcircuit sau suprasarcina este realizata mai scump, dar mai sigur, prin utilizarea unui întreruptor în asociere cu dispozitive de detectare, de protectie si de control-comanda, precum si de actionare. În plus, întreruptorul asigura comutatia circuitului (conectare sau deconectare în regim normal de functionare).

Fig. 3.5. Variante de echipare a posturilor de transformare.

U2 1kV

a b c

U1


Echiparea pe partea de joasa tensiune. Utilizarea unui simplu separator este întâlnita în alimentarea unor retele radiale, comutatia acestuia fiind permisa doar în gol sau dupa deconectarea unui aparat de comutatie corespunzator pe partea de medie tensiune. Scheme de echipare a posturilor de transformare cu sigurante fuzibile se utilizeaza în cazul retelelor de alimentare radiala a unor consumatori monofazati, fara suprasarcini si fara comutatii frecvente. Echiparea pe joasa tensiune cu întreruptoare automate este obligatorie în cazul alimentarii unor retele buclate sau a unor abonati importanti.

3.3.4. CIRCUITE DE ALIMENTARE A RECEPTOARELOR ELECTRICE

Pentru alegerea variantei de echipare a alimentarii unor receptoare electrice sunt necesare informatii cu privire la tensiunea si puterea nominala a receptorului, precum si numarul de actionari ale circuitului respectiv.

De la caz la caz protectia la scurtcircuit

se asigura prin utilizarea sigurantelor fuzibile sau a întreruptoarelor.

Pentru asigurarea functiilor de izolare si/sau comutatie

se pot utiliza separatoare obisnuite (circuite comutate în gol), separatoare de sarcina (comutatii manuale) sau întreruptoare (atunci când sunt necesare manevre rare de comutatie, manuale sau telecomandate). În cazul unor actionari frecvente

se utilizeaza contactoare prevazute cu relee termice, care asigura un numar mare de comutatii, precum si protectia la suprasarcina (spre deosebire de declansatoare, releele termice actioneaza asupra unor contacte electrice înseriate în circuitul bobinei de comanda a contactorului).

În figura 3.6 sunt prezentate câteva variante de echipare a circuitelor de alimentare a motoarelor electrice de joasa si de medie tensiune.

În general, se prefera echiparea cu:

întreruptor: pentru receptoare de putere/tensiune mare (In > 300A, respectiv, Un 6 kV);

contactor (prevazut cu relee termice) asociat cu sigurante fuzibile: în celelalte cazuri, mai ales pe circuitele cu actionari frecvente (> una/ zi).

Fig. 3.6. Variante de echipare a circuitelor motoarelor electrice

a - de joasa tensiune; b - de medie tensiune

Un > 1 kV

b

M M

a

Un 1 kV

M M M M


65

3.3.5. MASURAREA TENSIUNII SI PROTECTIA LA SUPRATENSIUNI

Pentru alimentarea cu tensiune a circuitelor secundare din statii electrice se

pot folosi transformatoare de tensiune conventionale sau alti senzori de tensiune. Protectia la supratensiuni se poate realiza utilizând de exemplu, descarcatoare cu rezistenta variabila (DRV) sau cu oxizi metalici (DOM).

Atât echipamentele folosite în statii electrice pentru masurarea tensiunii, cât si cele utilizate ca protectie împotriva supratensiunilor se conecteaza în derivatie:

la barele colectoare ale statiei (într-o celula speciala, denumita celula de masurare cu sau fara descarcator);

în spatii apartinând altor circuite electrice primare (de linie, de transformator etc.).

Fig. 3.7. Variante de echipare a celulelor de masurare cu sau fara descarcator

În figura 3.7 sunt prezentate câteva variante de echipare a celulelor de masurare cu sau fara descarcator.

Separatorul fata de bare

(Sb) permite cuplarea celulei la sistemul de bare colectoare, respectiv, decuplarea acesteia în caz de revizie sau reparatie.

Protectia sistemului de bare în caz de scurtcircuit în transformatorul de tensiune se poate realiza prin înserierea unei sigurante fuzibile pe circuit (fig. 3.7,a). Din cauza unor supratensiuni relativ mari, care s-ar putea produce prin arderea firului fuzibil, o astfel de varianta de echipare a celulelor de masurare se utilizeaza doar pentru medie tensiune.

Pentru instalatii de Un 110 kV se prefera varianta din fig. 3.7,b, preluându-se riscul ca un defect pe circuitul de masurare a tensiunii sa conduca la deconectarea sistemului de bare colectoare si deci a tuturor circuitelor alimentate de la acesta.

Cutitele de legare la pamânt sunt utilizate în caz de revizii/reparatii la sistemul de bare colectoare si pot fi amplasate în orice celula din statie (nu apartin functional celulei de masurare sau descarcator).

Montarea transformatoarelor (senzorilor) de tensiune si a descarcatoarelor în spatii apartinând altor circuite conduce la reducerea riscului de aparitie a unor defecte pe barele colectoare. Creste însa numarul de aparate instalate în statie.

a c

c d b


Racordarea acestora la circuite se face de regula direct, fara aparataj de protectie sau de comutatie (figura 3.8).

La tensiuni înalte se pot utiliza transformatoare de tensiune capacitive,

care în afara functiei de masurare a tensiunii, pot fi utilizate si drept capacitate de cuplare a telefoniei de înalta frecventa.

Fig. 3.8. Variante de racordare a transformatoarelor demasurare de tensiune si a descarcatoarelor pe diverse circuite

3.3.6. RACORDAREA TRANSFORMATOARELOR DE CURENT

Pentru realizarea functiei de protectie, întreruptoarele de înalta tensiune sunt, de regula, însotite de transformatoare sau alti senzori de curent, care permit detectarea curentului de scurtcircuit.

Montarea acestor aparate (figura 3.9) se face de regula în aval de întreruptor (în raport cu sistemul de bare colectoare), pentru a se evita ca un defect în transformatorul de curent sa fie defect pe barele colectoare si sa conduca la scoaterea de sub tensiune a tuturor circuitelor racordate în acel nod electric. De asemenea, pentru a se putea scoate de sub tensiune pentru revizii, reparatii si transformatorul de curent odata cu întreruptorul, acesta se amplaseaza între separatorul de linie si întreruptor

Fig.3.9.Amplasarea transformatoarelor de masurare de curent

Un

110 kV

~

Un

110 kV

Un

110 kV

Un< 110 kV

Un

110 kV Un< 110 kV


67

Ceea ce trebuie retinut în legatura cu amplasarea transformatoarelor de

curent este faptul ca întreruptoarele de înalta tensiune au instalatia de protectie la scurtcircuit realizata separat si alimentata de la un transformator de curent. Ca urmare, în toate instalatiile care folosesc întreruptoare de înalta tensiune vom gasi întotdeauna, montat lânga întreruptor, un transformator de curent sau ceva similar (senzor de curent). În celelalte cazuri amplasarea unui transformator de masurare de curent este dictata de necesitatea masurarii unor curenti mari, care nu pot fi masurati direct.

3.4. CONDITII DE CALITATE A ALIMENTARII

În cele ce urmeaza se va face o analiza comparativa a performantelor schemelor electrice de conexiuni privind alimentarea cu energie electrica, în conditii de calitate si eficienta economica, cu respectarea stricta a cerintelor privitoare la protectia vietii oamenilor si a mediului ambiant.

În general, calitatea alimentarii cu energie electrica

se poate considera ca fiind în mod direct determinata de urmatorii factori:

siguranta în functionare a instalatiei, care se defineste prin aptitudinea instalatiei de a-si îndeplini functiile pentru care a fost creata, de-a lungul unei perioade de referinta date;

calitatea produsului furnizat consumatorilor, respectiv, calitatea energiei electrice tranzitate prin instalatia respectiva, care se poate defini prin aptitudinea energiei electrice de a satisface necesitatile consumatorilor (conformitatea produsului cu normele de calitate);

compatibilitatea instalatiei cu

mediul înconjurator, prin care se întelege aptitudinea instalatiei de a functiona în mediul sau ambiant într-un mod satisfacator si fara a produce perturbatii intolerabile pentru tot ceea ce se afla în acest mediu.

Îmbunatatirea nivelului calitativ al serviciului de alimentare cu energie electrica este un proces complex, care necesita în general cheltuieli suplimentare,

verificarea eficientei economice a masurilor adoptate pentru cresterea calitatii presupunând analiza corelatiilor între variatia costurilor calitatii (investitii, cheltuieli de exploatare, daune) si variatia indicatorilor de masurare a calitatii..

3.5. SCHEME CU UN SISTEM DE BARE COLECTOARE SI UN ÎNTRERUPTOR PE CIRCUIT

Pentru exemplificarea avantajelor/dezavantajelor unor astfel de scheme electrice, precum si pentru delimitarea unor preferinte în ceea ce priveste domeniul lor de utilizare, în cele ce urmeaza se considera cazul unei statii de transformare cu Un 110kV.


3.5.1. VARIANTA DE BAZA

În varianta de baza (figura 3.10), schema cu un sistem de bare colectoare

(1BC) presupune existenta unui singur nod de conexiuni, la care sunt racordate circuite cu solutii de echipare simple (doua circuite de linie si doua circuite de (auto)transformator).

În continuare, schema din figura 3.10 va fi considerata ca varianta de referinta, pentru analiza comparativa a diferitelor tipuri de scheme de conexiuni utilizate în statii electrice.

Fig. 3.10. Exemplu de schema electrica de conexiuni cu un sistem de bare colectoare

Principalele avantaje ale schemelor cu 1BC sunt configuratia lor mai simpla si numarul de aparate mai redus

în raport cu alte tipuri de scheme electrice de conexiuni. Ca urmare, la aceste scheme sunt necesare eforturi mai mici de investitie si totodata (prin reducerea numarului surselor potentiale de defecte/greseli de manevrare), numarul întreruperilor în alimentare este potential mai mic. Deoarece contin echipament putin, astfel de scheme necesita suprafete de teren mai mici pentru dispunere, fiind indicate si în cazul statiilor amplasate în constructii (de interior).

Principalul dezavantaj al schemelor cu 1BC consta în faptul ca defectele (sau reviziile) la sistemul de bare/separatoarele de bare sau refuzul de actionare al unui întreruptor conduce la scoaterea întregii statii din functiune. În cazul unor întreruperi în zona barelor colectoare, daunele ca urmare a nelivrarii energiei electrice vor fi cu atât mai mici, cu cât vor fi conectate mai putine circuite la sistemul de bare colectoare.

În cazul reviziilor/reparatiilor la o celula, întreruperea în alimentare va afecta numai circuitul aferent celulei respective. Daunele ca urmare a nelivrarii energiei electrice pot fi reduse daca circuitul respectiv este rezervat (pâna la zero, în cazul unei rezerve de 100%).

Scheme cu 1 BC si un întreruptor pe circuit sunt folosite pentru toate treptele de tensiune din retelele de distributie, atunci când aparatajul electric este fiabil, presupune mentenanta redusa si/sau consumatorii admit întreruperi în alimentare ori pot fi preluati de alta sursa de rezerva.


69

3.5.2. SECTIONARE LONGITUDINALA A SISTEMULUI DE BARE

Cresterea sigurantei în functionare a schemelor cu un sistem de bare

colectoare si un întreruptor pe circuit se poate face prin sectionare longitudinala a sistemului de bare.

Probabilitatea ca un defect la sistemul de bare , la separatoarele de bare sau refuzul de actionare al unui întreruptor sa afecteze mai multe sectii de bare este relativ redusa. Prin sectionare se reduce deci numarul de circuite întrerupte ca urmare a unor defecte/revizii în zona barelor si a separatoarelor de bare, daca se tine seama de unele aspecte:

se pot crea atâtea sectii de bare câte surse de alimentare exista pentru statia respectiva;

consumatorii vor fi cât mai uniform repartizati pe sectii, iar cei cu dubla alimentare vor fi racordati la sectii diferite;

între sectii se prevad circuite suplimentare (cuple longitudinale), care permit alimentarea a doua sectii de la aceeasi sursa, în cazul defectarii/revizuirii uneia dintre surse.

În figura 3.11 este prezentat un exemplu de schema de conexiune pentru o statie de 110kV/MT, cu doua sectii de bare. Fiecare sectie de bare este alimentata din SEN prin câte o linie electrica, iar numarul plecarilor din statie este egal repartizat pe cele doua sectii. În cazul unor întreruperi (planificate sau nu) în zona barelor si a separatoarelor de bare , daunele de nelivrare a energiei electrice vor fi mai mici, fiind afectati doar jumatate dintre consumatorii alimentati de la sistemul de bare colectoare. Aceasta modificare a variantei de baza presupune un efort suplimentar de investitii, pentru echiparea cuplei longitudinale între sectiile de bare.

Fig.3.11. Exemplu de schema electrica de conexiuni cu doua sectii de bare colectoare

Cupla longitudinala

Sectia B Sectia A

BC


Deoarece în costul unei celule, ponderea principala revine întreruptorului, pentru reducerea cheltuielilor cu echiparea statiei se cauta solutii de micsorare a numarului de întreruptoare. În acest scop se pot utiliza mai multe tipuri de cuple longitudinale (figura 3.12).

Fig. .3.12. Variante de echipare a circuitelor de cupla longitudinala

Cupla longitudinala cu un separator (figura 3.12, a) presupune o investitie minima, dar ofera o elasticitate în exploatare foarte redusa, deoarece cuplarea/decuplarea celor doua sectii de bare se poate face numai în absenta sarcinii (dupa deconectarea surselor de alimentare).

De asemenea, în cazul unor manevre gresite cu separatorul cuplei sau în cazul revizuirii acestuia, trebuie scoase din functiune ambele sectii de bare. Acest ultim dezavantaj poate fi partial remediat prin prevederea unui al doilea separator de cupla (figura 3.12, b).

Cele doua separatoare din figura 4.3,b se pot izola reciproc, ceea ce permite mentinerea în functiune a uneia dintre cele doua sectii de bare, atunci când se lucreaza la cealalta sectie.

Elasticitate si siguranta maxima în exploatare sunt oferite de

cupla longitudinala cu doua separatoare si un întreruptor

(figura 3.12, c). Conectarea/deconectarea longitudinala a sectiilor se face în acest caz numai cu ajutorul întreruptorului (capabil sa stinga arcul electric).

Lucrarile de revizie/reparatie la întreruptorul cuplei se pot face cu mentinerea ambelor sectii de bare sub tensiune. În regim normal de functionare, circuitul cuplei longitudinale este mentinut în starea în functiune sau în rezerva calda

(separatoarele cuplei sunt închise, întreruptorul fiind declansat) în functie de conditiile de exploatare de la un moment dat.

a

b

c


71

De exemplu, daca una din sectiile de bare nu are o sursa de

alimentare(aceasta este în reparatie sau revizie) atunci trebuie sa mentinem cupla în functiune. Daca însa ambele sectii au surse de alimentare este de preferat ca circuitul de cupla longitudinala sa fie mentinut în starea de rezerva calda.

Mentinerea cuplei în rezerva calda

prezinta unele avantaje pentru siguranta în functionare a statiei:

se evita ca în cazul unui scurtcircuit pe una din sectii sa declanseze doua întreruptoare (al sursei de alimentare si al cuplei longitudinale), situatie care ar conduce la expunerea celeilalte sectii, în cazul nefunctionarii întreruptorului cuplei;

se scurteaza durata manevrelor de conectare;

se reduce riscul unor manevre gresite cu separatoarele;

se reduce valoarea curentilor de scurtcircuit în cazul unui scurtcircuit pe una dintre sectiile de bare.

Pentru cresterea continuitatii în exploatare, cuplele longitudinale echipate cu întreruptor se prevad cu sisteme de anclansare automata a rezervei (AAR). Mai nou, se foloseste denumirea „ transfer automat”.

3.5.3. SCHEME CU UN SISTEM DE BARE COLECTOARE SI CU OCOLIRE

Ca urmare a solicitarilor la care sunt supuse în exploatare, întreruptoarele sunt aparatele din statii care necesita de regula cele mai frecvente lucrari de întretinere sau de remediere a unor defecte.

Pe durata efectuarii acestor lucrari se întrerupe functionarea circuitelor respective si se pot înregistra daune. Pentru reducerea acestora devine uneori justificata din punct de vedere economic prevederea unui întreruptor suplimentar, intercalat pe o legatura ocolitoare, astfel încât acesta sa poata înlocui, pe rând, câte un întreruptor din statie.

Prin ocolire se reduce timpul de întrerupere în alimentarea cu energie electrica, pe un circuit la care a aparut un defect. Lucrarile planificate în zona unei celule se executa fara întrerupere în alimentare.

În figura 3.13 este prezentat un exemplu de schema de conexiuni cu un sistem de bare colectoare si bara de ocolire (numita frecvent în exploatare si bara de transfer). Instalatiile cu ocolire presupun investitii suplimentare

din cauza introducerii întreruptorului de ocolire (care împreuna cu separatoarele sale formeaza cupla de ocolire), a sistemului barelor de ocolire si a separatoarelor de ocolire, pentru fiecare circuit care urmeaza a fi ocolit.

De asemenea, comparativ cu varianta de baza din figura 3.10, ocolirea presupune un consum suplimentar de teren pentru amplasarea statiei.

Calculele arata ca instalatiile cu bare de ocolire sunt pot rezulta eficiente din punct de vedere economic atunci când:


durata nelivrarii de energie, ca urmare a lucrarilor de revizie/reparatie în celule este mare (statii cu multe circuite nerezervate între ele, cu echipamente învechite, cu fiabilitate redusa, cu solicitari frecvente ale întreruptoarelor etc.);

sarcina electrica vehiculata pe circuite este mare (ocolirea se prevede în statii cu Un 110kV);

exista o mare sensibilitate la întreruperi a zonelor alimentate si circuitele nu sunt rezervate prin alte cai de alimentare.

Fig.3.13. Exemplu de schema de conexiuni cu un sistem de bare colectoare si bara de ocolire

Manevrele pentru ocolirea unui întreruptor aflat în functiune trebuie astfel etapizate încât sa nu conduca la întreruperea tranzitului de energie pe circuitul respectiv. Acest lucru este perfect posibil. Etapele unei astfel de manevre sunt urmatoarele:

se aduce în starea în functiune cupla de ocolire, punând în acest fel sub tensiune bara de ocolire; daca bara de ocolire este fara defecte întreruptorul cuplei de ocolire ramâne închis; în caz contrar el va declansa prin protectiile sale; spunem ca, astfel, am verificat izolatia barei de ocolire;

se închide separatorul de ocolire, punând astfel în paralel întreruptorul cuplei de ocolire cu întreruptorul pe care vrem sa-l scoatem în reparatie sau revizie;

se deschide întreruptorul circuitului respectiv si apoi se separa deschizând cele doua separatoare : cel de bare si cel de linie;

pe toata durata reparatiei functiunile întreruptorului ocolit vor fi preluate de întreruptorul cuplei de ocolire.

Manevra de revenire se poate face, de asemenea, fara întreruperea circuitului respectiv.

BC

B oc

Soc

Ioc


73

3.5.4. SCHEME CU BARE COLECTOARE SECTIONATE LONGITUDINAL SI CU OCOLIRE

Pentru marirea continuitatii în alimentarea consumatorilor, schemelor cu simplu sistem de bare colectoare sectionat longitudinal li se poate asocia ocolirea.

Fig.3.14. Variante de echipare a unor cuple cu functiuni multiple în cazul unor statii cu

un sistem de bare colectoare si bare de ocolire

Pentru o elasticitate ridicata în functionarea unor astfel de scheme, corespunzator fiecarui nod de bare se pot prevedea cuple individuale: una longitudinala si doua de ocolire (figura 3.14, a).

În conditiile unei elasticitati mai reduse, efortul de investitii poate fi sensibil micsorat prin folosirea unor cuple cu functiuni multiple. Printr-o selectare convenabila a separatoarelor de bare, cu ajutorul unei astfel de cuple pot fi realizate pe rând, doua (figura 3.14, b) sau toate cele trei cuple (figura 3.14, c).

Dezavantajul principal al folosirii unor cuple cu functiuni multiple

este acela ca în caz de revizie sau defectare a întreruptorului de cupla se pierd toate posibilitatile de cuplare a diverselor noduri între ele.

În plus, în cazul unui refuz al singurului întreruptor de cupla este deconectata toata statia (întrerupere totala), iar comutatia prin separatoare este o potentiala sursa de incidente pe barele colectoare, cu consecinte foarte grave.

3.6. SCHEMA CU DOUA SISTEME DE BARE COLECTOARE SI UN ÎNTRERUPTOR PE CIRCUIT

În cazul sectionarii longitudinale, sectiile apartinând aceluiasi sistem de bare sunt dispuse una în prelungirea alteia. Fiecare circuit din statie poate fi racordat doar la una dintre sectiile de bare si îsi

pierde alimentarea, în caz de indisponibilitate a sectiei respective. Din aceasta cauza, sectionarea longitudinala este considerata o sectionare rigida.

B oc

BC

BC

BC

a

B oc

BC

BC

BC

c

B oc

BC

BC

BC

b


Spre deosebire de aceasta, un mod de sectionare elastic

poate fi

considerat acela care permite cuplarea circuitelor, pe rând, la oricare dintre sectiile de bare. Aceasta se poate realiza prin sectionarea transversala a sistemului de bare din varianta de referinta.

Sectionarea transversala presupune cresterea numarului de separatoare de bare, care pe lânga functia de izolare a circuitului

fata de sistemul de bare, capata si functia suplimentara de selectare a sistemului de bare pe care urmeaza sa functioneze acesta.

Prin sectionare transversala rezulta scheme cu mai multe sisteme de bare colectoare.

3.6.1. VARIANTA DE BAZA

În varianta de baza, schemele cu doua sisteme de bare colectoare (2BC) presupun existenta a doua noduri de conexiuni dispuse alaturat, fiecare circuit fiind prevazut cu câte doua separatoare de bare, care sunt folosite atât pentru selectarea sistemului de bare la care urmeaza a fi racordat circuitul respectiv, cât si pentru separarea celulei la care se lucreaza fata de barele colectoare.

În figura 3.15 este prezentata o schema de conexiuni cu doua sisteme de bare colectoare pentru statia de transformare 110 kV/MT, folosita ca exemplu în cazurile anterioare.

Fiecare circuit se poate racorda la oricare dintre sistemele de bare colectoare, aceasta manevra efectuându-se în regim normal de functionare fara întreruperea functionarii.

Fiecare bara colectoare poate fi izolata în scopul executarii lucrarilor de întretinere, fara întreruperea vreunui circuit.

Un incident pe un sistem de bare întrerupe doar circuitele racordate în nodul respectiv, timpul de nelivrare a energiei fiind cel necesar efectuarii manevrelor de trecere a circuitelor pe celalalt sistem de bare colectoare (deci mult mai mic decât timpul de nelivrare în cazul variantei de referinta, necesar pentru reparatii).

Fig.3.15. Exemplu de schema de conexiuni cu doua sisteme de bare colectoare


75

Cuplarea celor doua noduri de conexiuni prin închiderea ambelor

separatoare de bare ale aceluiasi circuit presupune riscul unor avarii grave (însotite de arc electric) si deci o astfel de manevra este strict interzisa.

Cuplarea sistemelor de bare poate fi facuta numai prin intermediul întreruptorului cuplei transversale, denumit astfel deoarece în teren se adopta o dispunere paralela a celor doua sisteme de bare colectoare.

Cupla transversala este un circuit specific tuturor schemelor cu un singur întreruptor pe circuit si doua (sau mai multe) sisteme de bare. Functiile cuplei transversale sunt :

punerea sub tensiune a unui sistem de bare colectoare cu scopul de a verifica starea izolatiei acestuia; între doua sisteme de bare legate prin cupla transversala, circuitele pot fi redistribuite fara a fi necesare întreruperi în functionarea acestora;

legarea în paralel a doua sisteme de bare colectoare, ambele aflate sub tensiune;

ocolirea întreruptorului unui circuit, cu doua scurte

întreruperi în functionarea circuitului respectiv.

Ca urmare a prezentei celui de al doilea sistem de bare, respectiv, a suplimentarii numarului de separatoare pe fiecare circuit, precum si a introducerii circuitului de cupla transversala, cresc cheltuielile de investitii pentru echiparea statiei, precum si cheltuielile de întretinere (comparativ cu varianta de referinta, prezentata în figura 3.10). Este redus însa considerabil timpul de întrerupere în alimentare si numarul circuitelor afectate de revizia/reparatia unui sistem de bare (deci puterea nelivrata).

Este foarte important de retinut ca, în regim normal de functionare nici un circuit (în afara celui de cupla transversala) nu poate functiona cu ambele separatoare de bare închise simultan.

3.6.2. SCHEMA CU DOUA BARE COLECTOARE SI CU SECTIONARE LONGITUDINALA

Pentru marirea continuitatii în alimentarea consumatorilor, schemelor cu bare colectoare duble (sectionare transversala) li se asociaza sectionarea longitudinala a unuia sau a ambelor sisteme de bare.

În statiile cu doua sisteme de bare, se justifica mai frecvent sectionarea longitudinala a unuia singur dintre cele doua noduri de conexiuni. Pentru o elasticitate ridicata în functionarea unor astfel de scheme, corespunzator fiecarei noi sectii de bare se pot prevedea cuple individuale: una longitudinala si doua transversale (figura 3.16, a). În conditiile unei elasticitati mai reduse, efortul de investitii poate fi sensibil micsorat prin folosirea unei cuple longo-transversale (figura 3.16, b). Cu ajutorul unei astfel de cuple cu functii multiple pot fi realizate

pe rând o cupla longitudinala si doua cuple transversale.


Doua variante de cuple cu functii multiple care pot fi folosite în cazul

sectionarii longitudinale a ambelor sisteme de bare sunt prezentate în figura 3.16, c si 3.16, d. În varianta din figura 3.16, c pot fi realizate pe rând doua cuple longitudinale, respectiv, doua cuple transversale. În varianta din figura 3.16, d, în locul celor doua cuple longitudinale pot fi realizate doua cuple în cruce (în diagonala).

Fig. 3.16. Variante de echipare a unor cuple cu functiuni multiple în cazul unor statii cu

doua sisteme de bare colectoare si sectionare longitudinala

Modalitatea si gradul de sectionare dintr-o statie de conexiuni se stabilesc în functie de conditiile concrete de functionare.

Principalele avantaje urmarite prin aceasta sunt cresterea continuitatii în alimentare si micsorarea curentilor în caz de scurtcircuit. Pentru marirea continuitatii în alimentare, pe lânga sectionare mai trebuie asigurata si o repartitie judicioasa a circuitelor între noduri. Pentru reducerea curentilor de scurtcircuit, statia functioneaza cu cuplele longitudinale sau transversale „normal deschise.

3.6.3. SCHEMA CU DOUA BARE COLECTOARE SI CU OCOLIRE

Similar celor prezentate în paragraful 3.5.3, pentru reducerea daunelor de nelivrare a energiei ca urmare a efectuarii unor lucrari la celule, devine uneori justificata din punct de vedere economic prevederea unei legaturi ocolitoare, astfel încât acesta sa poata înlocui, pe rând, câte un întreruptor din statie, fara întrerupere în alimentare.

În figura 3.17 este prezentat un exemplu de schema de conexiuni cu doua sisteme de bare colectoare si bara de ocolire (numita uneori si bara de transfer).

Asa cum s -a aratat deja în paragraful 3.5.3, instalatiile cu ocolire presupun investitii suplimentare

din cauza introducerii cuplei de ocolire, a sistemului barelor de ocolire, precum si a separatoarelor de ocolire, pentru fiecare circuit care urmeaza a fi ocolit. De asemenea, comparativ cu varianta de baza din figura 3.10, ocolirea presupune un consum suplimentar de teren pentru amplasarea statiei.

a

b

c

d


77

Fig. 3.17. Exemplu de schema de conexiuni cu doua sisteme de bare colectoare

si sistem de bare de ocolire

În unele cazuri se utilizeaza scheme simplificate, folosindu-se cuple cu functiuni multiple , la care se combina cupla transversala cu cupla de ocolire (figura 3.18, a), fie la bara de ocolire si cupla de ocolire (figura 3.18, b si c), ceea ce conduce la reducerea costurilor de realizare a statiei si a suprafetei de teren necesare pentru dispozitia constructiva.

Fig. 3.18. Scheme simplificate cu doua sisteme de bare colectoare si ocolire

a


Fig. 3.18. Scheme simplificate cu doua sisteme de bare colectoare si ocolire

Ca si în celelalte cazuri, folosirea unor cuple cu functiuni multiple

prezinta dezavantajul ca în caz de revizie sau defectare a întreruptorului de cupla se pierd toate posibilitatile de cuplare a diverselor noduri între ele. În plus, în cazul unui refuz al singurului întreruptor de cupla este deconectata toata statia (întrerupere totala), iar comutatia prin separatoare este o potentiala sursa de incidente pe barele colectoare, cu consecinte foarte grave.

În variantele de schema prezentate în figurile 3.18, b si c ocolirea se face prin cupla transversala înseriata cu unul dintre cele doua sisteme de bare colectoare, care în prealabil trebuie degajat de alte circuite. Prin urmare, pe durata fiecarei perioade de ocolire, în statiile cu astfel de scheme se dispune de un singur sistem de bare colectoare, celalalt sistem devenind bara de ocolire.

Trebuie remarcat ca în toate variantele din figura 3.18 manevra de ocolire a unui întreruptor de circuit se face fara întreruperea circuitului respectiv.

3.7. SCHEMA CU 2BC SI N+1 INTRERUPTOARE FOLOSITE ÎN COMUN DE N CIRCUITE

La aceste scheme, din punct de vedere al investitiei revin (N+1)/N

întreruptoare pe circuit. Pentru N=1 avem schema cu 2 întreruptoare pe circuit, pentru N=2 avem schema cu 1,5 întreruptoare pe circuit iar pentru N=3 avem schema cu 1,33 întreruptoare pe circuit.

Mai des întâlnite în practica sunt schemele de conexiuni cu 1,5 sau 2 întreruptoare pe circuit. În regim normal de lucru, o astfel de schema, functioneza cu toate aparatele de comutatie închise si ambele sisteme de bare colectoare în functiune. Astfel de scheme prezinta flexibilitate foarte mare în timpul exploatarii si disponibilitate marita, deoarece:

b

c


79

în regim normal de functionare, ambele sisteme de bare colectoare sunt mentinute sub tensiune; toate comutatiile se fac prin întreruptoare, ceea ce reduce riscul unor avarii grave (însotite de arc electric liber);

fiecare bara colectoare poate fi izolata în scopul executarii lucrarilor de întretinere, fara întreruperea vreunui circuit; un incident pe un sistem de bare nu afecteaza nici un circuit, deci nu conduce la întreruperi în alimentare;

lucrarile de revizie/reparatii la întreruptoare se pot efectua fara întreruperea functionarii circuitului respectiv, deci fara daune de nelivrare.

Datorita avantajelor mai sus mentionate, este redus considerabil timpul de întrerupere în alimentare si puterea nelivrata, nemaifiind necesare circuite suplimentare de cupla transversala si de ocolire.

Principalul dezavantaj al unor astfel de scheme consta în cresterea investitiilor pentru echiparea statiilor, atât din cauza numarului sporit de întreruptoare pe circuit, cât si ca urmare a costurilor mai ridicate pentru asigurarea protectiilor.

În figura 3.19 este prezentata o schema de conexiuni cu doua sisteme de bare colectoare si doua întreruptoare pe circuit. Fiecare circuit este în permanenta cuplat prin celula cu întreruptor

la ambele sisteme de bare colectoare, deci prezinta avantajele unei duble alimentari.

Ca urmare a dublarii numarului de întreruptoare pe fiecare circuit, cresc însa sensibil cheltuielile de investitii pentru echiparea statiei, precum si cheltuielile de întretinere (comparativ cu varianta de referinta, prezentata în figura 3.10). Acest tip de schema prezinta interes în cazul circuitelor pentru care trebuie asigurata o foarte mare siguranta în functionare.

Fig. 3.19. Scheme cu 2 întreruptoare pe circuit Fig. 3.20. Schema cu 1,5 întreruptoare pe circuit


Punerea în functiune la CET Isalnita, a primului grup frantuzesc de 315 MW, care reprezenta cel mai mare grup din tara la acea data (31 decembrie 1967), s-a facut prin celula cu doua întreruptoare.

Pe de alta parte, anumite firme constructoare realizeaza scheme cu bare colectoare duble în sistem „duplex” si la medie tensiune, prin montarea pe fiecare circuit a câte doua celule prefabricate cu bare colectoare simple si întreruptor.

O cale de reducere a investitiilor, aplicata în cazul statiilor de foarte înalta tensiune, o constituie utilizarea a câte trei întreruptoare pentru doua circuite

(figura 3.20). Ramâne însa ca dezavantaj costul ridicat al realizarii protectiilor si al reanclansarii automate rapide, caci întreruptorul median trebuie sa functioneze independent în fiecare din directiile celor doua plecari.

Un alt dezavantaj este acela ca, în anumite situatii întreruptorul de lânga bara colectoare trebuie sa duca sarcina a doua circuite, deci trebuie sa aiba un curent nominal mare.

Calculele tehnico-economice arata ca astfel de scheme pot

rezulta eficiente din punct de vedere economic mai ales atunci când:

durata nelivrarii de energie, ca urmare a lucrarilor de revizie/reparatie în statii este mare;

sarcina electrica vehiculata pe circuite este mare (de regula, în statii cu Un 220 kV);

exista o mare sensibilitate la întreruperi a zonelor alimentate si circuitele nu sunt rezervate prin alte cai de alimentare.

Un exemplu de utilizare în România a schemei electrice cu 1,5 întreruptoare pe circuit este cel al statiei de 400 kV, realizata pentru evacuarea puterii produse si interconectarea cu SEN a CNE Cernavoda.

Dezavantajele prezentate mai sus se amplifica atunci când folosim mai mult de trei întreruptoare în comun. Ca urmare, scheme cu 1,33 întreruptoare pe circuit sunt foarte rare si nu s-au realizat scheme cu 5 întreuptoare folosite în comun de 4 circuite

3.8. SCHEME POLIGONALE

Datorita conturului închis, desi unui circuit îi revine câte un singur întreruptor, schema prezinta avantajele conectarii fiecarei plecari la retea prin câte doua întreruptoare. Daca ne referim la schemele anterioare, se poate spune ca în cazul schemelor poligonale toate întreruptoarele sunt folosite în comun de toate circuitele . Aceasta conduce la o mai mare flexibilitate, mai ales în ceea ce priveste întretinerea întreruptoarelor, cu costuri mai reduse decât în cazul schemelor prezentate în paragraful 3.6:

toate comutatiile se fac prin întreruptoare (figura 3.21), ceea ce reduce riscul unor avarii grave (însotite de arc electric liber);


81

deconectarea/declansarea oricarui întreruptor se face fara întreruperea sarcinii pe circuit, deci nu este necesara prevederea unui sistem de ocolire;

legaturile transversale între noduri sunt asigurate prin laturile poligonului (echipate cu întreruptoare), deci un circuit de cupla transversala este inutil.

Printre dezavantajele schemelor poligonale se pot mentiona:

amperaj mai mare pentru întreruptoare, deoarece atunci când inelul poligonal este deschis unele întreruptoare trebuie sa asigure sarcina mai multor circuite electrice; sub acest aspect, schema este mai indicata la Un 220 kV;

volum mai mare de protectii si scheme de circuite secundare mai complicate;

dificultati legate de numarul uneori insuficient al înfasurarilor secundare cu care sunt prevazute transformatoarele de curent pentru alimentarea protectiilor (se poate ajunge la folosirea în comun a unei înfasurari pentru mai multe protectii sau la suplimentarea numarului de transformatoare de masurare);

este de preferat ca numarul maxim de circuite racordat la o schema poligonala sa nu depaseasca 6-8 circuite.

Fig. 3.21. Schema electrica poligonala

a - schema de principiu; b - schema corespunzatoare planului de amplasare

Schemele poligonale constituie o alternativa importanta a schemelor cu 1,5 întreruptoare pe circuit pentru realizarea schemelor de conexiuni la statii electrice de foarte înalta tensiune (spre exemplu, statia de 750 kV de la Isaccea este „un patrat”).

L

L

T

T

L

T

L

T

a b


3.9. SCHEME BLOC SI VARIANTE DE MARIRE A FLEXIBILITATII ACESTORA

O schema bloc constituie un ansamblu functional care este disponibil

numai daca toate elementele sale componente sunt disponibile.

Volumul foarte redus de aparataj electric necesar pentru echipare, precum si lipsa unor legaturi intermediare cu alte blocuri conduce la unele avantaje:

investitii minime;

surse potentiale de defect mai putine;

spatiu foarte restrâns pentru amplasarea în teren;

simplificare a exploatarii;

limitare a curentilor de scurtcircuit, datorita unui grad de functionare în paralel mai redus.

Principalul dezavantaj consta în aceea ca, din punct de vedere fiabilistic, blocul constituie o structura de tip „serie”: la defectarea unui element al din structura sa, tot ansamblul iese din functiune.

Scheme bloc sunt folosite atunci când fiabilitatea elementelor componente este ridicata (necesita mentenanta redusa) si/sau sarcina admite întreruperi în alimentare ori poate fi preluata de alta sursa. Cresterea flexibilitatii schemelor bloc se poate realiza prin marirea volumului de aparataj utilizat pentru echiparea schemei, ceea ce permite modularea unor subansambluri functionale, astfel încât la defectarea unui element sa nu se piarda tot ansamblul.

3.9.1. SCHEME PENTRU CENTRALE

În cazul centralelor electrice se utilizeaza scheme bloc formate din generator, transformator (ridicator) pentru evacuarea puterii si transformator (coborâtor) pentru alimentarea serviciilor proprii (fig. 3.22, a). Uneori, blocul include si o linie electrica de evacuare a puterii în sistem (fig. 3.22, b).

Cresterea flexibilitatii operationale, a numarului de combinatii posibile si a sigurantei în functionare se poate realiza prin introducerea în schema a unui

întreruptor de generator (fig. 3.23).

În centrale echipate cu grupuri de putere unitara redusa, se pot realiza scheme electrice cu doua generatoare, bloc cu un singur transformator ridicator

(figura 3.23, a), iar în cazul centralelor electrice echipate cu grupuri de mare putere se pot adopta variante de echipare cu un grup bloc cu doua transformatoare ridicatoare

(figura 3.23, b). Aceasta din urma varianta de echipare mareste disponibilitatea centralei, permitând ca în caz de indisponibilitate a unuia dintre transformatoare, generatorul sa poata fi mentinut în functiune la sarcina partiala. În plus, astfel se rezolva mai usor problema transportului unitatilor de (auto)transformare de foarte mare putere, din fabrica si pâna la locul de montare.


83

Fig. 3.22. Scheme electrice bloc utilizate în centrale electrice

a - schema bloc G+TB+Tsp ; b - schema bloc G+TB+Tsp+LE

Actualmente, mai mult de 60% din totalul centralelor electrice din întreaga lume sunt echipate cu întreruptor de generator [56], deoarece prin aceasta:

se elimina necesitatea prevederii unui transformator suplimentar de ÎT/MT pentru alimentarea serviciilor proprii la pornirea/oprirea blocului;

se evita producerea unor tensiuni tranzitorii, ca urmare a transferului automat al surselor de alimentare normala si de rezerva a serviciilor proprii.

Fig. 3.23. Scheme electrice bloc cu flexibilitate marita utilizate în centrale electrice

a - cu grupuri de putere unitara mica; b - cu grupuri de putere unitara mare

a

~

s.p

Tsp

Tre

Tbloc

L

~

s.p

Tsp

Tre

Tbloc

b

Tbloc,1

L

s.p.

Tsp

Tbloc

a

~

~

G1 G2

L

s.p. b

Tsp

~

Tbloc,2

G


Functiile pe care le preia întreruptorul de generator sunt:

izolarea generatorului fata de retea; aceasta functie este deosebit de importanta, mai ales în cazul centralelor de vârf, unde manevrele de

cuplare/decuplare se fac des si trebuie ca aparatul de comutatie sa dispuna de o buna anduranta electrica si mecanica; peste 80% dintre centralele cu turbine pe gaze, care sunt cele mai frecvent construite în prezent, datorita costului relativ mai scazut si a disponibilitatii mai mari (comparativ cu centralele clasice) si care au porniri/opriri dese, sunt prevazute cu întreruptor de generator;

la centralele cu turbine pe gaze, IG are în plus o functie în procesul de pornire al centralei; mai înainte de a putea functiona autonom, generatorul trebuie adus la o anumita viteza de rotatie, cu ajutorul unui motor de lansare sau utilizând regimul de functionare al generatorului ca motor; în acest ultim caz, se injecteaza generatorului un curent de frecventa variabila, produs de un convertizor static de frecventa, prin intermediul unui cablu de medie tensiune si un separator introduse în carcasa întreruptorului de generator;

sincronizarea generatorului cu sistemul; în caz de cuplare în opozitie de faza, întreruptorul de generator (dispus pe legatura capsulata a generatorului, deci cu risc de conturnare din cauze externe practic nul) dispune de o marja de siguranta mai mare la solicitari electrice decât întreruptorul de înalta tensiune;

ruperea curentilor de scurtcircuit debitati de generator, în caz de defect la transformatorul de putere sau la cel servicii proprii, într-un timp foarte scurt (sub 80 ms).

Costul unui astfel de întreruptor de generator (introdus pe legatura capsulata dintre generator si transformator) este foarte ridicat, ca urmare a solicitarilor mari din regim normal si de scurtcircuit, la care trebuie sa faca fata IG .

În aceeasi legatura capsulata, pot exista diferite optiuni de echipare: separatoare, cutit(e) de legare la pamânt pe fiecare parte, transformatoare (senzori) de masurare a curentului si tensiunii etc.

Uneori, pentru reducerea investitiilor, la bornele generatorului electric se utilizeaza separatoare de sarcina de constructie speciala.

3.9.2. SCHEME DE RACORD ADÂNC

Statiile de distributie tip

racord adânc (SRA) sunt prevazute cu una sau doua celule bloc linie electrica - transformator de forta, prevazute cu întreruptoare doar pe partea de alimentare a liniei electrice si pe partea de tensiune inferioara a transformatorului.

Transformatorul fiind amplasat aproximativ în centrul de sarcina al consumatorului, astfel de scheme sunt folosite în scopul reducerii pierderilor de energie în retelele electrice.


85

Acest tip de statie este destinat alimentarii obiectivelor industriale de putere importanta, a centrelor urbane cu densitate mare de sarcina etc.

Alimentarea SRA se face, de regula, de la barele statiilor de 110 kV sau din liniile electrice de distributie (tip „intrare-iesire” sau „agatate în T”), direct, fara bare colectoare pe partea de înalta tensiune si fara alte legaturi între caile de alimentare (figura 3.24).

Deoarece protectia întreruptorului de la capatul de alimentare al liniei este insensibila la o buna parte dintre defectele care se produc pe înfasurarile secundare ale transformatorului, în cazul unor curenti de scurtcircuit monofazat nu prea mari si daca întreruptorul liniei rezista la defect kilometric, se poate utiliza SRA cu separator de scurtcircuitare la bornele transformatorului (figura 3.24, a). Acesta este prevazut cu dispozitiv de actionare rapida si se închide automat în caz de defect în transformator, transformând defectul în scurtcircuit trifazat, pentru a fi sesizat si deconectat de întreruptorul de la capatul liniei de alimentare.

Fig.3.24. Scheme electrice de distributie tip racord adânc

a – cu separator de scurtcircuitare; b – prevazuta cu canal de telecomunicatii;

c - cu întreruptor pe partea de înalta tensiune a transformatorului

Atunci când nu sunt îndeplinite conditiile de utilizare ale separatorului de scurtcircuitare, buna functionare a unor astfel de scheme (figura 3.24, b) poate fi asigurata prin utilizarea unor canale de telecomunicatii (cabluri pilot, canale de înalta frecventa prin conductoarele liniilor de înalta tensiune, canale hertziene prin unde ultrascurte). Toate aceste solutii presupun însa un efort de investitii pe care reducerea numarului de întreruptoare nu-l poate uneori compensa.

Pentru lungimi mari ale racordului (de regula, peste 10 km), poate rezulta oportuna din punct de vedere economic montarea unui întreruptor suplimentar pe partea de înalta tensiune a transformatorului (figura 3.24, c).

c

L

T

L

T

b

L

T

a


3.9.3. SCHEME DE TIP H

Denumirea provine din asemanarea schemei de conexiuni cu majuscula H, schema fiind obtinuta prin lega rea a doua celule bloc linie electrica - transformator de forta printr -o punte (cupla longitudinala). Schema prezinta o disponibilitate marita fata de SRA cu doua celule bloc linie - transformator, deoarece în cazul indisponibilitatii unui circuit din structura blocului, functionarea statiei poate continua cu elementele ramase, prin intermediul puntii (cuplei).

În functie de pozitia puntii în raport cu întreruptoarele schemei, se pot realiza scheme de tip H superior (figura 3.25, a) sau de tip H inferior (figura 3.25, b).

Alegerea uneia dintre variante se poate face în functie de complexitatea manevrelor pe care le implica exploatarea circuitelor de linie, respectiv, de transformator.

Fig. 3.25. Scheme electrice cu conexiuni tip H

a - superior; b - inferior.

În cazul schemei H superior, manevrele de cuplare/decuplare a unui circuit de transformator se fac direct, prin comutatia unui singur întreruptor si deci implica un numar mai mic de operatii decât manevrele corespunzatoare cuplarii/decuplarii unui circuit de linie.

În cazul schemei H inferior, manevrele de cuplare/decuplare a unui circuit de linie se fac direct, prin comutatia unui singur întreruptor, în timp ce manevra de scoatere în revizie a unui circuit de transformator implica cinci operatii succesive.

b

L

T

L

T

a

L

T

L

T



CALCULUL SI LIMITAREA

CURENTILOR DE SCURTCIRCUIT

4.1. DEFINIRE

Scurtcircuitul reprezinta o legatura galvanica (accidentala sau voita) printr-o impedanta de valoare relativ redusa, între doua sau mai multe puncte ale unui circuit care, în regim normal au tensiuni diferite. La aparitia scurtcircuitului, impedanta circuitului se micsoreaza, ceea ce conduce la marirea curentilor, comparativ cu valorile din regimul normal. La rândul sau, aceasta marire determina o scadere a tensiunii în sistem, mai însemnata în apropierea locului de scurtcircuit.

Curentul de scurtcircuit este acel curent care se închide la locul de scurtcircuit. Acest curent este initial asimetric în raport cu axa de timp si poate fi descompus într-o componenta de curent periodica (simetrica) si o componenta aperiodica, descrescatoare de la valoarea initiala la zero.

Componenta aperiodica a curentului de scurtcircuit este valoarea medie între înfasuratoarea superioara si cea inferioara a curentului de scurtcircuit (figura 4.1), ceea ce permite separarea ei dintr-o curba data a curentului.

4.2. CAUZE PRINCIPALE

Printre cauzele unui scurtcircuit se pot mentiona:

conturnarea cu strapungerea izolatiei;

ruperea unor fire;

contacte accidentale stabilite de animale;

manevre gresite.

Conform statisticilor de exploatare, mai mult de 65% din totalul scurtcircuitelor sunt monofazate, în timp ce numai 5% din defecte sunt de tip trifazat (afecteaza în mod simetric toate cele trei faze ale unei instalatii electrice trifazate).


Desi cele mai rare, prin consecintele foarte grave pe care le pot avea, scurtcircuitele trifazate sunt uneori hotarâtoare în aprecierea posibilitatii de functionare a sistemului în conditii de scurtcircuit, precum si pentru dimensionarea echipamentelor si legaturilor electrice. Pe de alta parte, folosirea metodei componentelor simetrice permite estimarea valorilor curentilor si tensiunilor de succesiune directa pentru orice scurtcircuit, pe baza marimilor corespunzatoare unor scurtcircuite trifazate conventionale.

4.3. FACTORI DE INFLUENTA

Asupra marimii curentului de scurtcircuit exercita influenta unii factori, ca de exemplu:

- puterea sursei ce alimenteaza defectul;

- tensiunea la locul de defect;

- impedanta circuitului pâna la locul de defect;

- rezistenta de trecere la locul defectului, determinata de rezistenta arcului electric care se produce si de rezistenta altor cai de curent, de la o faza la alta sau de la faza la pamânt.

Astfel, evolutia curentului de scurtcircuit este direct influentata de pozitia locului de scurtcircuit fata de generatoare. Sub acest aspect se pot deosebi scurtcircuite (fig. 4.1):

Fig. 4.1. Variatia curentului de scurtcircuit în functie de distanta fata de generator:

a – în cazul unor defecte departate; b – în cazul unor defecte apropiate

departe de generator (de exemplu, scurtcircuit la capatul unor linii electrice de înalta tensiune sau pe partea de joasa tensiune a statiilor de transformare): componenta periodica, alternativa a curentului de scurtcircuit este practic constanta pe toata durata scurtcircuitului (sursa se poate considera, ipotetic, de putere „infinita’ în raport cu punctul de defect, respectiv impedanta sa proprie este nula si tensiunea sa are, la frecventa constanta, amplitudine constanta);

CALCULUL SI LIMITAREA CURENTILOR DE SCURTCIRCUIT 89

aproape de generator (de exemplu, scurtcircuit la bornele generatorului): componenta periodica este variabila în timp; evolutia curentului de scurtcircuit este diferita în functie de prezenta sau absenta reglajului automat de tensiune (RAT) la generator (fig. 4.2).

Fig.4.2. Oscilogramele curentilor de scurtcircuit:

a – în lipsa reglajului automat al tensiunii; b – cu reglaj automat al tensiunii

Atunci când trebuie gasite valorile maxime posibile ale curentilor de scurtcircuit (de exemplu, pentru dimensionarea si verificarea echipamentelor si legaturilor electrice) se pleaca de la conditiile cele mai grele, considerând ca la locul defectului lipseste orice forma de rezistenta de trecere (defect metalic).

4.4. SCURTCIRCUIT TRIFAZAT DEPARTAT DE GENERATOR

În figura 4.3 sunt reprezentate curbele de variatie a curentilor pe faza la un scurtcircuit trifazat, pe o retea simpla, de tipul:

La aparitia scurtcircuitului, impedanta retelei scade brusc, ceea ce conduce la cresterea curentilor, mult peste valoarea de regim normal de functionare. Trecerea de la un regim de functionare la altul se produce printr-un regim tranzitoriu, în cursul caruia curentul variaza de la valoarea normala dinaintea scurtcircuitului, teoretic, pâna la valoarea stabilizata a curentului de scurtcircuit.

U S =constant

Ik

~


Fig.4.3. Oscilogramele curentilor de faza la un scurtcircuit trifazat brusc

Un calcul complet de scurtcircuit trebuie sa dea variatia în timp a curentilor la punctul de scurtcircuit, de la începutul acestuia (t = 0) si pâna la eliminarea lui, în corelatie cu valorile instantanee ale tensiunii la începutul scurtcircuitului.

Valoarea instantanee a curentului de scurtcircuit pe faza (ik) se poate obtine prin suprapunerea a doua componente: una periodica (ip) si alta aperiodica (ia). Deoarece tensiunea sursei are (la frecventa constanta) amplitudine constanta, componenta periodica a curentului de scurtcircuit este practic constanta pe toata durata scurtcircuitului.

Relatia de calcul a curentului total este:

aTt

eao

ik

tpm

Ia

ip

ik

i/

)(sin

(4.1)

în care: Ipm este amplitudinea componentei periodice, constanta în timp;

iao - valoarea initiala a componentei aperiodice (anuleaza saltul curentului permanent în momentul aparitiei scurtcircuitului, deci la t=0);

k - defazaj între tensiune si curentul de scurtcircuit;

Ta - constanta de timp a circuitului, care depinde de raportul dintre inductanta si rezistenta la locul defectului.

În majoritatea cazurilor practice, în functie de scopul calculului de scurtcircuit, nu este necesara cunoasterea evolutiei pas cu pas a

valorii curentului de scurtcircuit, fiind suficient doar calculul valorilor la anumite momente de timp.

În cazul scurtcircuitelor departate de generator prezinta un interes deosebit:

valoarea efectiva initiala a componentei simetrice de curent alternativ (Ipo);


vârful curentului de scurtcircuit (curent de soc): valoarea maxima instantanee a curentului rezultant (isoc).

Valoarea curentului de soc se obtine (figura 4.4) pentru valoarea maxima a componentei aperiodice, considerând ca aceasta valoare apare aproximativ la o

semiperioada ( 01,0250

1

2

Ts) de la aparitia scurtcircuitului.

Fig. 4.4. Oscilograma curentului de scurtcircuit pentru cazul componentei aperiodice maxime

Daca în regimul anterior scurtcircuitului, curentul a fost zero în circuitul dat, componenta aperiodica poate atinge amplitudinea componentei periodice (Ipm), daca în momentul scurtcircuitului aceasta componenta trece prin maximul sau pozitiv sau negativ [72]. În aceste conditii se poate scrie:

poI

socka

Te

pmIa

Te

pmI

pmI

soci 2)

/01,01(

/01,0

(4.2)

unde coeficientul de soc este:

Taeksoc/01,01 . (4.3)

Pentru o constanta Ta 0,045 s , uzuala în instalatiile de înalta tensiune, ksoc 1,8.


4.5. SCURTCIRCUIT TRIFAZAT APROPIAT DE GENERATOR

La aparitia unui scurtcircuit apropiat de bornele generatorului, marirea reactantei statorului duce la demagnetizarea generatorului si prin urmare la scaderea tensiunii sale, pâna la un anumit nivel a carui valoare depinde de parametrii generatorului si de distanta pâna la punctul de scurtcircuit. Ca urmare a faptului ca tensiunea sursei nu se mai mentine constanta, componenta periodica a curentului de scurtcircuit este variabila în timp. Evolutia curentului de scurtcircuit este diferita, în functie de prezenta sau absenta reglajului automat de tensiune (RAT) la generator (figura 4.2). Existenta RAT face posibila o compensare partiala sau chiar completa a scaderii tensiunii, prin marirea curentului de excitatie.

În cazul scurtcircuitelor apropiate de generator prezinta un mare interes si alte componente, în afara celor mentionate în paragraful precedent. Astfel, se calculeaza:

valoarea efectiva initiala a componentei simetrice de curent alternativ (Ipo);

valoarea de vârf a curentului de scurtcircuit (isoc);

componenta periodica si cea aperiodica a curentului de scurtcircuit, în momentul separarii contactelor la întreruptorul care elimina defectul; acest timp se poate calcula cu relatia:

1,001,0 rintreruptopropriurintreruptopropriureleer tttt s; (4.4)

curentul periodic stabilizat (curent permanent de scurtcircuit): valoarea efectiva a curentului de scurtcircuit care ramâne dupa trecerea fenomenelor tranzitorii (Ip ).

4.6. CALCULUL CURENTILOR DE SCURTCIRCUIT

Calculul se poate face în diferite scopuri:

- dimensionarea/verificarea aparatelor de comutatie si a conductoarelor utilizate în instalatiile electrice din centrale si statii;

- calculul curentilor pentru reglajul protectiilor;

- verificarea conditiilor de compatibilitate electromagnetica în diferite noduri ale sistemului energetic national.

Pentru dimensionarea/verificarea echipamentelor electrice, este necesar calculul curentilor de scurtcircuit în regimul de functionare care conduce la solicitarile maxime. Pentru reglajul protectiilor si verificarea compatibilitatii electromagnetice sunt necesare si calcule de scurtcircuit în regim minim de functionare.

Calculul regimului de scurtcircuit trifazat metalic (prin impedanta nula) desi foarte rar, conduce la solicitari maxime în retele si se efectueaza întotdeauna în proiectare si exploatare. În retelele cu neutrul legat la pamânt, un loc deosebit îl ocupa calculul scurtcircuitului monofazat ca defect cel mai probabil [57].


Principalele ipoteze simplificatoare care se admit în calculele de

scurtcircuit sunt:

tensiunile electromotoare ale tuturor surselor din schema se considera ca au aceeasi valoare si faza;

în zona în care se considera scurtcircuitul, tensiunea în momentul anterior defectului poate fi diferita de cea nominala (Un), acest aspect luându-se în considerare prin factorul de tensiune CU; de exemplu, pentru calculul curentului maxim de scurtcircuit CU =1,1 pentru instalatiile cu Un 220 kV si 1,0 pentru instalatiile cu Un 400 kV;

toate transformatoarele cu tensiunea de scurtcircuit mai mare de 5% se iau în considerare numai prin reactanta lor inductiva;

reactanta ohmica a liniilor electrice aeriene (LEA) si a liniilor electrice în cablu (LEC) cu Un

110 kV, de regula, poate fi neglijata; si în cazul liniilor de medie tensiune rezistenta poate fi neglijata, cu conditia ca acest lucru sa nu majoreze substantial valoarea curentilor de scurtcircuit;

impedanta sarcinilor, de regula, se neglijeaza; fac exceptie motoarele sincrone si asincrone de mare putere (de ordinul sutelor de kVA) în cazul unor scurtcircuite apropiate de bornele acestor motoare, precum si în cazul în care se calculeaza curentii de scurtcircuit pe partea de înalta tensiune a transformatoarelor care alimenteaza aceste motoare.

Având în vedere scopul calculului, pentru cazul proiectelor de centrale sau de statii electrice, de regula, curentii se calculeaza pe barele statiilor electrice (inclusiv pentru statiile de servicii proprii din centrale) si la bornele generatoarelor electrice.

4.7. ALGORITM DE CALCUL A CURENTILOR DE SCURT-CIRCUIT TRIFAZAT PRIN METODA UNITATILOR RELATIVE

Se figureaza schema de principiu a instalatiei. Se considera schema principiala a unei retele electrice simple, prezentata în figura 4.5.

Fig. 4.5. Schema electrica monofilara pentru exemplificarea algoritmului

Se figureaza schema echivalenta pentru

calculul curentilor de scurtcircuit, pornind de la schema de principiu a instalatiei.

Pentru simplificarea calculelor, schemele care contin transformatoare se înlocuiesc prin scheme echivalente în care toate elementele sunt cuplate galvanic.

~

G TR

L

UnG=U1n U2n U2n U


Întocmirea unei astfel de scheme consta în raportarea parametrilor elementelor si a tensiunilor electromotoare ale diferitelor trepte de transformare ale schemei date la o treapta oarecare din schema, care devine treapta de referinta (de baza).

Se considera:

defectnreferintan UU s. (4.5)

Raportarea se efectueaza pe baza relatiilor care rezulta din teoria generala a transformatorului, iar pentru raportare se foloseste raportul de transformare determinat ca raport al tensiunilor între faze ale înfasurarii transformatorului, corespunzatoare prizei de lucru alese la mersul în gol al transformatorului.

Se fac urmatoarele ipoteze simplificatoare:

- se neglijeaza curentii de magnetizare ai transformatoarelor;

- se neglijeaza capacitatea de serviciu pentru linii;

- se neglijeaza caderile de tensiune pe linii.

Prin urmare, cuplajele magnetice se înlocuiesc prin legaturi galvanice si reactantele trebuie raportate la tensiunea locului de defect. Rezulta schema echivalenta pentru calculul curentilor de scurtcircuit din figura 4.6.

Fig.4.6. Schema echivalenta pentru calculul curentului de scurtcircuit corespunzatoare schemei din figura 4.5

În general, daca se neglijeaza caderile de tensiune pe linie, se poate scrie:

2

functn

defectnrap U

UZZ .

(4.6)

Pentru schema din figura se pot calcula reactantele raportate (în ohmi), ca de exemplu:

2

.

.2

2

3,

functn

defnTC

n

nTCrapTC U

UZ

U

UZZ .

(4.7)

U2n U2n U

U1n

ZG ZTR ZL ZTC

ZC


2

.

.2

1

22

2

3,

functn

defnG

n

n

n

nGrapG U

UZ

U

U

U

UZZ .

(4.8)

Se calculeaza valorile reactantelor în unitati relative, prin raportare la marimi de baza. Exprimarea marimilor electrice în unitati relative se poate face prin raportarea acestora la marimi oarecare, alese ca baza:

bazaZ

ZZ* ;

AI

AII

b* ;

MVAS

MVASS

b* ;

VU

VUU

b* . (4.9)

Pentru calcul se fixeaza doua dintre marimile de baza si rezulta celelalte doua. De obicei se aleg:

MVA10;...1000;100 nbS (4.10,a)

referintadefnb UUU

(4.10,b)

Luând în considerare ipotezele simplificatoare prezentate în paragraful precedent, calculul de scurtcircuit pentru retele de înalta tensiune se poate face neglijând rezistentele (Z X). Reactanta raportata la marimile de baza este:

2*b

U

bSX

bX

XX .

(4.11)

Daca, de exemplu, se aleg drept marimi de baza cele corespunzatoare regimului nominal de functionare, reactantele raportate la marimile nominale rezulta:

2.

*

functn

n

nn

U

SX

X

XX

(4.12)

Prin urmare se poate scrie raportul:

2.

*

*

b

functn

n

b

n U

U

S

S

X

X.

(4.13)


În cele ce urmeaza se dau exemple de calcul a reactantelor în unitati

relative pentru:

generatoare: se cunoaste, din datele de catalog, reactanta generatorului

raportata la marimile nominale( 100%

*

"dX

nGX ); prin urmare se poate

scrie reactanta raportata la marimi de baza si la tensiunea locului de defect:

nG

bd

functn

defn

b

functn

nG

bnGG S

SX

U

U

U

U

S

SXX

100

%"2

.

.

2

** ; (4.14)

transformatoare: se stie, din datele de catalog, reactanta transformatorului raportata la marimile nominale:

nTTn

T

n

nTT

nk X

X

X

U

IX

U

Uu *

3% , (4.15)

prin urmare rezulta reactanta raportata la marimi de baza si la tensiunea locului de

defect:

nT

bk

functn

defn

b

functn

nT

bnTT S

Su

U

U

U

U

S

SXX

100

%2

.

.

2

** ; (4.16)

sistem: daca se cunoaste puterea de scurtcircuit la locul defectului (Sk), valoarea reactantei relative a sistemului (raportata la marimi de baza) rezulta:

K

b

bK

bdefn

b

KSS S

S

US

SU

X

XX

2

2

* . (4.17)

Observatie: un avantaj al metodei de calcul al scurtcircuitului în unitati relative consta în faptul ca reactantele nu depind de tensiunea de la locul defectului.

Se transfigureaza schema în raport cu punctul de defect. Se aplica regulile uzuale de transfigurare a schemelor electrice:

reactantele se conecteaza în serie, în paralel etc.;

se fac transfigurari stea-triunghi;

reactantele aflate între doua puncte de potential egal nu intervin în calcul, deoarece nu sunt parcurse de curentul de defect (de exemplu, latura dintr-un triunghi situata între doua surse, în cazul transfigurarii stea-triunghi; liniile radiale de consumatori sau de servicii proprii, atunci când se calculeaza scurtcircuitul pe barele statiilor de conexiuni);

pentru cazul în care n surse de tensiune debiteaza printr-o reactanta comuna Xc, se poate aplica metoda suprapunerii efectelor.


În final, ca urmare a reducerilor succesive, schema echivalenta trebuie adusa sub forma din figura 4.7, în care exista mai multe ramuri generatoare:

ramura tip centrala

(care a rezultat prin punerea în paralel a generatoarelor de

tipuri asemanatoare, în diferite etape succesive),

ramura tip sistem (care contine reactanta sistemului si este determinata de date initiale de proiectare referitoare la contributia sistemului în caz de scurtcircuit,

ramura motoarelor electrice etc.

Se determina valorile curentilor de scurcircuit. Curentul total de scurtcircuit este dat de suma componentelor debitate de fiecare sursa de putere din figura 4.7:

n

i kiIkI1

(4.18)

Xech,SXech,G

SSSG

ki

Fig. 4.7. Schema redusa pentru calculul curentilor de scurtcircuit

Pentru a putea analiza comportarea la scurtcircuit a fiecarei ramuri în raport cu punctul de defect, se raporteaza reactantele la marimile nominale ale locului de defect considerat, aplicându-se pentru fiecare ramura relatia:

Xechn Xech

SnSb

(4.19)

în care: Xech este reactanta echivalenta în unitati relative de baza;

Xnech - reactanta echivalenta în unitati relative nominale;

Sn - puterea rezultanta care debiteaza la locul de defect prin ramura;

Sb - puterea de baza.

Observatie. Pentru ramura sistemului energetic, Sn se poate considera ca fiind puterea în functiune estimata pentru o perspectiva de circa cinci ani (de exemplu: tinând seama de evolutia consumului în viitor în SEN, se poate alege 8000 - 10000 MVA).


a) Daca Xnech > 3 sursa se considera departata de locul scurtcircuitului, iar

componenta periodica este constanta în timp. Rezulta curentii:

nX

cI

X

cIII unub

ppo**

; aTtpoaperiodic eII /2

(4.20)

unde: defnb

bb

UU

SI

3;

defn

nn

U

SI

3 (4.21)

b) Pentru Xnech 3 , calculul variatiei în timp a componentei periodice se face

utilizând curbele de calcul care dau valoarea curentului periodic relativ (I*pt) în functie de X n

ech. [49]. Se calculeaza la diverse moment de timp t curentii:

kAIIkAI nptpt * ; aTtpoaperiodic eII /2

(4.22)

Dupa calculul curentului total de scurtcircuit, urmeaza interpretarea rezultatelor obtinute si stabilirea masurilor care se impun.

4.8. CALCULUL CURENTILOR DE SCURTCIRCUIT NESIMETRIC

Cu exceptia scurtcircuitului trifazat, celelalte tipuri de defecte între conductoarele retelei, cu si fara legatura cu pamântul, sunt nesimetrice. Pentru studiul unor astfel de scurtcircuite se utilizeaza teoria componentelor simetrice (teorema lui Fortescue, 1918), la baza careia sta ideea descompunerii unui sistem trifazat nesimetric de marimi sinusoidale în trei sisteme trifazate simetrice de marimi sinusoidale, dupa cum urmeaza:

sistemul de succesiune directa, în care fiecare dintre marimi este defazata înaintea celei care îi succede cu 2 /3 ;

sistemul de succesiune inversa, în care fiecare dintre marimi este defazata în urma celei care îi succede cu 2 /3 ;

sistemul de succesiune homopolara, care este un sistem de marimi sinusoidale, caracterizat prin amplitudini egale si în faza.

Aplicarea metodei componentelor simetrice presupune calculul a trei componente independente (de succesiune directa, inversa si homopolara), fara legaturi între ele, în afara conditiilor de la locul de scurcircuit. Fiecare dintre aceste componente are propria ei impedanta. Tipul de nesimetrie sau de dezechilibru din retea poate fi reprezentat printr-o interconectare între retele echivalente de diferite succesiuni.

Algoritmul de determinare a curentilor de scurtcircuit nesimetric presupune în principal, urmatoarele etape :

se analizeaza schema electrica a instalatiei, adoptându-se unele ipoteze care permit simplificarea calculelor, fara a afecta precizia rezultatelor;


corespunzator acestor ipoteze simplificatoare, se construiesc schemele de succesiune directa, inversa si homopolara si se determina impedantele directa, inversa si homopolara echivalente, care se obtin prin transfigurari în raport cu punctul de defect;

daca se cunosc impedantele echivalente de succesiune directa (Zd), inversa (Z i) si homopolara (Zh), precum si tensiunea sursei echivalente, se pot calcula curentii si tensiunile la locul defectului, pentru diferite tipuri de defecte [13,57] .

Tabelul 4.1 Relatii pentru calculul curentilor în cazul diferitelor tipuri de scurtcircuite

Tipul scurtcircuitului

Reactanta echivalenta pentru calculul curentului de

secventa directa

Curentul de scurtcircuit

Isc.

n=3 (trifazat)

X e X ed3

I sc k I pd I pd.3 3 3 3

n=2(bifazat)

eiXedXeX 2 I sc k I pd I pd.

2 2 23

2

n=1(monofazat)

ehXeiXedXeX 1 I sc k I pd I pd.

1 1 13

1

4.9. CERINTE TEHNICO - ECONOMICE PRIVIND LIMITAREA CURENTILOR DE SCURTCIRCUIT

Cresterea puterii instalate sau interconectarea retelelor electrice conduce la cresterea curentilor de scurtcircuit, ceea ce provoaca în unele cazuri solicitari electrodinamice si termice periculoase pentru echipamentul electric. În functie de locul de aparitie si de durata defectului, consecintele sale pot fi cu caracter local sau se pot reflecta în tot sistemul.

Scaderea masiva a tensiunii

se observa în apropierea locului de scurtcircuit, în timp ce în alte puncte ale retelei se înregistreaza o scadere mai redusa a tensiunii. În figura 4.8 este ilustrat acest fenomen pe o retea electrica radiala, care alimenteaza o serie de consumatori. Pe figura este reprezentata (cu linie plina) variatia tensiunii între sursa si punctele de consum (B,C,D etc.), în regim normal de functionare. La aparitia unui scurtcircuit (metalic) între doua faze ale retelei, potentialul celor doua conductoare se egalizeaza în punctul P de defect.


Fig. 4.8. Schema de alimentare cu energie electrica a unor consumatori radiali în regim normal de functionare, respectiv, în conditiile aparitiei unui scurtcircuit în punctul P

Pentru punctele situate în aval de locul defectului (de exemplu, consumatorul D), tensiunea este nula; ea creste progresiv spre sursa de alimentare (linie – punct) si are valoarea cea mai ridicata la bornele sursei; de asemenea, se poate observa ca si consumatorii alimentati din nodul A prin circuite „sanatoase”, care nu sunt parcurse de curentul de defect, sunt supusi unor caderi de tensiune mai mari decât în regim normal de alimentare (de exemplu, consumatorul din B); acestor consumatori li se aplica, în cel mai bun caz, tensiunea remanenta pe barele statiei A, care din cauza defectului din P, este mai mica decât în regim normal de functionare.

Eliminarea defectului, prin deconectarea circuitului AD, permite tensiunii sa revina la normal pe barele statiei A, deci si consumatorul din B revine la nivelul de tensiune anterior aparitiei defectului. O scadere mare a tensiunii si o disimetrie accentuata a acesteia, ca urmare a scurtcircuitelor nesimetrice, se resimte asupra functionarii consumatorilor. Astfel, o scadere a tensiunii de numai 30 – 40% fata de valoarea nominala, timp de una sau câteva secunde, poate conduce la oprirea motoarelor asincrone, ceea ce uneori poate avea consecinte foarte grave asupra procesului tehnologic sau chiar a stabilitatii de functionare a sistemului.


Curentul de scurtcircuit fiind de cele mai multe ori de câteva ori mai mare

decât curentul nominal al circuitului avariat, chiar daca este de scurta durata, poate provoca o încalzire suplimentara a partilor conductoare, afectând uneori stabilitatea lor termica. În afara actiunii termice, curentii de scurtcircuit provoaca solicitari mecanice între conductoare, care sunt foarte mari, mai ales la începutul scurtcircuitului, când curentul atinge valoarea maxima (curentul de soc). Ca urmare, poate fi afectata stabilitatea electrodinamica a circuitelor.

În toate instalatiile electrice în care apar curenti de scurtcircuit inadmisibili pentru asigurarea sigurantei în functionare a retelelor electrice trebuie adoptate masuri de limitare a acestora.

Printre conditiile tehnice de calitate

pe care trebuie sa le îndeplineasca metodele de limitare a curentilor de scurtcircuit se pot mentiona urmatoarele:

sa prezinte pierderi cât mai mici de putere si tensiune în regim normal de functionare;

sa limiteze sensibil curentul de soc;

sa nu afecteze siguranta si stabilitatea sistemului;

sa contribuie la amortizarea rapida a proceselor tranzitorii.

În plus, metodele de limitare a curentilor de scurtcircuit trebuie analizate si sub aspect economic (efort de investitii, cheltuieli de exploatare, daune).

4.10. CAI DE REDUCERE A CURENTULUI DE SCURT-CIRCUIT

Pentru o retea simpla, de tipul

celei prezentate în figura 4.9, se observa ca valoarea curentului de scurtcircuit se poate obtine din relatia:

SZE

kI

3 , (4.22)

în care E este tensiunea electromotoare a sursei, iar ZS impedanta echivalenta a sistemului de alimentare a defectului.

Fig.4.9 Exemplu de retea simpla

Analizând relatia (4.22), se constata ca pentru a limita valoarea curentului de scurtcircuit, teoretic, se poate actiona prin micsorarea tensiunii electromotoare a sursei de alimentare sau prin marirea impedantei

totale, de la sursa si pâna la locul de defect.

Ik

~

E


Micsorarea tensiunii electromotoare E

pentru reducerea curentului de

scurtcircuit nu are aplicabilitate practica, deoarece prin micsorarea curentului de excitatie al generatorului se reduce tensiunea la bornele masinii sincrone, ceea ce conduce la o scadere si mai accentuata a tensiunii în reteaua electrica (procesul de scadere a tensiunii prezentat în figura 4.9 se accentueaza). În felul acesta, consumatorii alimentati prin circuite „sanatoase” vor fi supusi unor caderi de tensiune cu mult mai mari si ar putea intra într-un domeniu inadmisibil de functionare.

Dimpotriva, pentru a ajuta consumatorii alimentati prin circuite „sanatoase” sa depaseasca problemele legate de scaderea tensiunii provocata de aparitia scurtcircuitului, intervine „fortarea excitatiei” masinilor sincrone, care asigura cresterea curentului de excitatie si deci a tensiunii la borne prin instalatii speciale de reglare automata a tensiunii (RAT), urmând ca limitarea curentilor de scurtcircuit sa se faca prin alte mijloace.

Atunci când se urmareste, pe lânga limitarea curentilor de scurtcircuit, si cresterea capacitatii de tranzit a instalatiilor electrice, se poate recurge la marirea tensiunii nominale. Marirea tensiunii nominale a instalatiilor, de exemplu de m ori, reduce curentii de scurtcircuit de acelasi numar de ori .

Solutia cea mai folosita pentru limitarea curentilor de scurtcircuit este însa marirea reactantei inductive a circuitului între sursa si locul de defect.

Majoritatea metodelor de limitare a curentilor de scurtcircuit presupun cheltuieli suplimentare, atât investitionale, cât si de exploatare. Decizia de adoptare a unei metode de limitare a curentilor de scurtcircuit trebuie luata printr-o analiza

economica a diverselor solutii posibile din punct de vedere tehnic.

4.11 LIMITAREA CURENTULUI DE SCURTCIRCUIT PRIN MARIREA IMPEDANTEI ECHIVALENTE

În cele ce urmeaza, analiza comparativa între diverse posibilitati de limitare a curentilor de scurtcircuit prin marirea reactantei inductive se va face pe baza cazului de referinta prezentat în figura 4.10.

Regim normal de functionare. Pierderile de putere activa în fier si în bobinaje, atunci când prin cele doua transformatoare de putere nominala SnT se transmite o putere S sunt:

222 0,

nTkrefT S

Sppp , (4.23)

în care: po

pk

sunt

-

pierderile de mers în gol ale transformatorului;

pierderile de mers în scurtcircuit ale transformatorului.


Pierderile procentuale de tensiune pe transformatoare pot fi aproximativ

exprimate prin relatia:

nT

krefT S

SuU

sin[%][%],

, (4.24)

în care: uk este tensiunea de scurtcircuit a transformatorului;

f - defazajul sarcinii S alimentate de statia de transformare.

Fig. 4.10. Statie cu doua transformatoare care functioneaza în paralel

a - schema electrica monofilara;

b - schema echivalenta pentru calculul curentului de scurtcircuit

Regim de scurtcircuit. În cazul aparitiei unui scurtcircuit pe barele de tensiune U2, pe baza schemei echivalente de calcul prezentate în figura 4.10,b rezulta reactanta echivalenta pentru calculul curentilor de scurtcircuit:

22, TTSrefe XXXX . (4.25)

Daca se face calculul în unitati relative considerând tensiunea de baza egala cu tensiunea la locul defectului si puterea de baza egala, de exemplu, cu SnT, atunci valoarea curentului de scurtcircuit rezulta:

[%]

1002

,,

k

nT

refe

nTrefk u

I

X

II , (4.26)

unde InT este curentul nominal al transformatorului pe partea de tensiune U2.

Trebuie mentionat faptul ca defectele pe sistemul de bare U2 conduc la scoaterea întregii statii din functiune, deci daunele ca urmare a nelivrarii energiei electrice vor fi relativ mari.

S

XS

XT XT

b

SnT

uk [%]

U2

U1

~

S

SnT

uk [%]

a

S


4.11.1. SECTIONAREA BARELOR COLECTOARE

Prin sectionarea barelor statiei de tensiune U2, fiecare sectie de bare este

alimentata din SEN prin câte un transformator, numarul plecarilor din statie fiind cât mai uniform repartizat pe cele doua sectii.

Metoda de limitare a curentilor de scurtcircuit

prin sectionarea barelor statiei de tensiune U2 implica investitii mici, comparativ cu cazul de referinta prezentat în figura 4.10, fiind necesara în plus doar o cupla longitudinala, care permite alimentarea celor doua sectii de bare de la un transformator, în cazul indisponibilitatii celuilalt. Pentru cresterea continuitatii în exploatare, cuplele longitudinale echipate cu întreruptor se prevad cu sisteme de anclansare automata a rezervei (AAR).

Regim normal de functionare. În ipoteza în care fiecare sectie de bare alimenteaza jumatate din sarcina S, pierderile totale de putere si respectiv, tensiune, prin transformatoarele statiei ramân nemodificate fata de cazul de referinta. Prin urmare nu se vor modifica nici cheltuielile de exploatare dependente de aceste pierderi.

Regim de scurtcircuit. Probabilitatea ca un defect sa afecteze ambele sectii de bare este relativ redusa.

În cazul aparitiei unui scurtcircuit pe o sectie, pe baza schemei echivalente de calcul prezentate în figura 4.11, b rezulta reactanta echivalenta pentru calculul curentilor de scurtcircuit, corespunzatoare acestei prime metode de limitare:

refeTTSe XXXXX ,1, 2

(4.27)

Fig. 4.11. Limitarea curentilor de scurtcircuit prin sectionarea barelor de tensiune U2



S

XS

XT XT

b

SnT

uk [%]

U2

U1

~

S

SnT

uk [%]

a

S/2

S/2

U2


Prin urmare, sectionarea barelor conduce la o reducere a curentilor de

scurtcircuit, practic la jumatate fata de cazul considerat de referinta.

Pe de alta parte, probabilitatea ca un defect sa afecteze ambele sectii de bare fiind relativ redusa, prin sectionare se reduce si numarul de circuite întrerupte ca urmare a unor defecte în zona barelor colectoare, deci schema presupune si daune de nelivrare a energiei electrice mai reduse decât în cazul de referinta.

Sectionarea barelor colectoare constituie deci o metoda eficienta de limitare a curentilor de scurtcircuit, atât din punct de vedere tehnic, cât si economic.

În cazurile în care o reducere de circa 50% a curentilor de scurtcircuit nu este suficienta, sectionarii barelor i se mai pot asocia si alte metode de limitare, cum sunt cele succint prezentate în continuare.

4.11.2. SECTIONAREA BARELOR COLECTOARE SI UTILIZAREA UNOR TRANSFORMATOARE CU ÎNFASURARE DIVIZATA (TID)

În unele cazuri, pentru limitarea curentilor de scurtcircuit se utilizeaza transformatoare cu înfasurarea secundara divizata

în doua sau mai multe înfasurari distincte, identice ca putere si tensiune, fara legatura galvanica între ele.

Daca se functioneaza cu cele n înfasurari identice în paralel, atunci transformatorul are caracteristici identice cu un transformator obisnuit cu doua înfasurari.

În figura 4.12 este prezentata o solutie de limitare a curentilor de scurtcircuit care se bazeaza pe sectionarea barelor si utilizarea unor transformatoare cu înfasurarea de tensiune U2 divizata în doua înfasurari, fiecare având o putere nominala egala cu jumatate din puterea nominala a transformatorului.

Cele doua înfasurari secundare identice, având putere nominala mai mica (SnT/2), vor prezenta o reactanta mai mare (practic dubla fata de transformatorul clasic, cu doua înfasurari).

Ca urmare, daca cele doua înfasurari secundare nu functioneaza în paralel, curentii de scurtcircuit prin transformator vor fi redusi practic la jumatate, comparativ cu transformatorul clasic cu doua înfasurari.

Regim normal de functionare. În ipoteza în care fiecare sectie de bare alimenteaza un sfert din sarcina S ceruta pe partea de tensiune U2, pierderile totale de putere si respectiv, tensiune, prin transformatoarele statiei sunt ceva mai mari fata de cazul de referinta (cu circa 20%), deoarece acest tip de transformator are pierderile de catalog putin mai mari decât cele corespunzatoare unui transformator cu doua înfasurari de aceeasi putere nominala.

Prin urmare, cheltuielile de exploatare dependente de pierderile de putere si energie vor fi mai mari decât în varianta de referinta.


Fig. 4. 12. Limitarea curentilor de scurtcircuit prin sectionarea barelor de tensiune U2 si utilizarea transformatoarelor cu înfasurare divizata



Regim de scurtcircuit. Probabilitatea ca un defect sa afecteze toate cele patru sectii de bare este foarte redusa. În cazul aparitiei unui scurtcircuit pe o sectie, pe baza schemei echivalente de calcul prezentate în figura 4.12,b rezulta reactanta echivalenta pentru calculul curentilor de scurtcircuit,

corespunzatoare acestei metode de limitare:

refeTTSe XXXXX ,2, 422

(4.28)

Prin urmare, sectionarea barelor si utilizarea transformatoarelor cu înfasurare divizata conduce la o reducere considerabila a curentilor de scurtcircuit, practic la un sfert, fata de cazul considerat de referinta.

Sectionarea barelor colectoare asociata cu utilizarea TID constituie deci o metoda foarte eficienta de limitare a curentilor de scurtcircuit.

Desi costul unui TID este comparabil cu cel al unui transformator obisnuit de aceeasi putere si raport de transformare, utilizarea unui numar mai mare de celule pe partea de tensiune U2 contribuie la cresterea investitiei necesara pentru realizarea statiei de transformare. Pe de alta parte, trebuie remarcat faptul ca prin sectionarea barelor în patru sectii de bare se reduce (teoretic la un sfert) numarul de circuite întrerupte ca urmare a unor defecte în zona barelor colectoare, deci pe ansamblu schema poate rezulta mai eficienta economic decât cea din cazul de

referinta.

S

XS

2XT 2XT

2XT 2XT

b

U2

U1

U2

SnT

uk [%]

SnT

uk [%]

S

S/4

S/4

S/4

S/4

a

T1

T1

T2

~


4.11.3. SECTIONAREA BARELOR COLECTOARE SI FRACTIONAREA PUTERII INSTALATE

În unele cazuri, ca solutie alternativa celei prezentate în paragraful precedent, se utilizeaza un numar mai mare de transformatoare cu doua înfasurari de putere nominala mai mica.

În figura 4.13 este prezentata o solutie de limitare a curentilor de scurtcircuit care se bazeaza pe sectionarea barelor si utilizarea a patru transformatoare, având o putere nominala practic egala cu jumatate din puterea nominala a transformatorului considerat de referinta.

Fig. 4.13. Limitarea curentilor de scurtcircuit prin sectionarea barelor de tensiune U2 si fractionarea puterii instalate



Se înlocuieste astfel solutia 2x100% de realizare a puterii instalate cu solutia 4x50%. Transformatoarele având o putere nominala mai mica (SnT/2), vor prezenta o reactanta mai mare (dubla fata de transformatorul de putere SnT).

Atât sub aspectul comportarii în regim nominal, cât si sub aspectul comportarii în regim de scurtcircuit, aceasta metoda de limitare a curentilor de scurtcircuit este practic echivalenta celei prezentate în paragraful anterior, dar presupune o investitie initiala sensibil mai mare.

Într-adevar, pe lânga un cost sensibil mai ridicat al transformatoarelor, cresc cheltuielile pe partea de tensiune superioara a statiei, fiind necesare doua celule suplimentare la tensiunea U1.

U2

U1

~

S

a

SnT/2 SnT/2 SnT/2 SnT/2

uk [%] uk [%] uk [%] uk [%] 2XT

S/4

S/4

S/4

S/4

2XT 2XT 2XT

S

XS

b


4.11.4. UTILIZAREA UNOR TRANSFORMATOARE CU TENSIUNE DE SCURTCIRCUIT MARITA

În oricare dintre situatiile prezentate în cadrul acestui capitol, pentru echiparea statiei se pot utiliza transformatoare care au din fabricatie tensiunea de scurtcircuit (uk) marita cu 50 – 70%, deci prezinta o reactanta corespunzator mai mare. Desi prin aceasta creste costul de fabricatie al transformatoarelor si se maresc pierderile de putere si energie în regim normal de functionare, metoda permite o reducere suplimentara cu 50 – 70% a curentilor de scurtcircuit, fiind foarte eficienta pentru limitare, atât în cazul considerat de referinta, cât si în asociere cu celelalte metode prezentate anterior[5] .

5.11.5. UTILIZAREA UNOR BOBINE LIMITATOARE

Pentru limitarea curentilor de scurtcircuit pe circuitele electrice se înseriaza bobine fara miez feromagnetic, consolidate cu beton si racite în aer (uscate), care introduc în circuit o reactanta suplimentara, astfel dimensionata încât curentii de scurtcircuit sa nu depaseasca un anumit plafon, considerat admisibil de proiectantul statiei.

Fiind aparate cu masa si gabarit mare, bobinele limitatoare sunt realizate în constructie monofazata si se livreaza în seturi de câte trei bucati. Pe circuitele electrice se utilizeaza bobine limitatoare:

cu doua borne pe faza;

cu trei borne pe faza

(jumelate sau cu priza mediana).

Comparativ cu metodele prezentate anterior, aceasta solutie de limitare a curentilor de scurtcircuit este scumpa, deoarece în afara unor investitii necesare procurarii bobinelor, apar pierderi suplimentare de putere si tensiune în regim normal de functionare. Sub acest ultim aspect, bobinele jumelate prezinta unele avantaje.

Alimentând bobinele jumelate prin priza mediana si folosind judicios cuplajul magnetic dintre cele doua ramuri ale bobinei, se pot obtine în regim normal de functionare reactante cu valori mai scazute, iar în caz de scurtcircuit în reteaua alimentata prin bobina, reactante cu valori duble sau chiar mai mari [5].

În figura 4.14 sunt prezentate exemple de intercalare a bobinelor limitatoare ale curentului de scurtcircuit pe statia de transformare considerata caz de referinta (fig. 4.10), cu observatia ca în locul bobinelor cu doua borne pe faza se pot folosi si bobine cu priza mediana. Înserierea bobinelor pentru limitarea curentilor de scurtcircuit pe plecarile dintr-o statie electrica se poate face în doua variante (fig. 4.14,b).

Priza mediana


În varianta b1, alegerea întreruptorului trebuie facuta în functie de curentii de scurtcircuit nelimitati de bobina, deci pentru echiparea statiei de tensiune U2 se vor folosi întreruptoare scumpe, cu masa si gabarit mare.

În plus, sub aspect constructiv, o astfel de solutie se realizeaza pe trei niveluri, ceea ce presupune cheltuieli suplimentare legate de structura de rezistenta a cladirii statiei de transformare.

Fig.4.14. Exemple de intercalare a bobinelor limitatoare în scheme electrice

a – pe circuite de amperaj mare; b – pe plecari

În varianta b2, alegerea întreruptorului se face în functie de curentii de scurtcircuit limitati de bobina, deci pentru echiparea statiei de tensiune U2 se vor folosi întreruptoare mai ieftine, cu masa si gabarit mai mici, dar un potential defect în bobina este echivalent unui defect pe barele colectoare. În general se prefera varianta b2, deoarece riscul producerii unui defect în zona bobinei este relativ redus, iar sub aspect constructiv, aceasta solutie de limitare se poate realiza pe doua niveluri.

Precizari cu privire la criteriul „conditii de instalare”.

În general, bobinele uscate folosite pentru limitarea curentilor de scurtcircuit sunt destinate functionarii în interior, într-un mediu fara praf, gaze, acizi, cu o umiditate sub 80% la 35 C.

Domeniul de temperatura pentru care este garantata buna functionare a bobinelor limitatoare fabricate în România este -25 C... +40 C. Pentru asigurarea acestui domeniu de temperatura, încaperile în care sunt

instalate bobine trebuie prevazute cu un sistem corespunzator de ventilatie.

SnT

uk [%] SnB

XnB[%]

SnT

uk [%] SnB

XnB[%]

U2

U1

~

S

a

S/2 S/2

SnT

uk [%]

U2

U1

~

S

SnT

uk

b1

b2


Bobinele limitatoare trebuie instalate cu respectarea stricta a distantelor

minime de amplasare recomandate de furnizor, în special pentru a se evita:

încalzirea inadmisibila a partilor metalice învecinate prin curenti de inductie, ceea ce ar putea conduce la pierderi importante;

influenta fortelor electrodinamice asupra pieselor de otel care pot fi atrase spre bobina si pot deteriora izolatia spirelor.

Ansamblul trifazat al bobinelor poate fi realizat prin montarea suprapusa a celor trei faze (în general pentru o masa trifazata sub 3000 kg)

sau cu cele trei faze alaturate

. Nu este admisa existenta unor piese de otel la distante mai mici de 0,5 metri de bobina. Se recomanda ca usile boxei în care sunt instalate bobinele (de obicei, boxele sunt executate din zidarie de caramida) sa fie confectionate din profiluri de aluminiu cu plasa de sârma tot din aluminiu.

Precizari cu privire la criteriul „caracteristicile izolatiei”. Alegerea se face în conformitate cu cerintele prezentate în capitolul anterior, cu precizarea ca bobinele de limitare a curentilor de scurtcircuit se fabrica doar pentru tensiunile 7,2 kV si 12 kV.

Reactanta procentuala. Alegerea acestei caracteristici specifice bobinelor limitatoare permite verificarea:

eficientei limitarii curentilor de scurtcircuit în urma înserierii bobinei pe circuit (deci a faptului ca bobina îsi îndeplineste functia sa de baza în schema electrica);

conditiilor de calitate a tensiunii în retea, rezultate în urma racordarii bobinei la instalatia respectiva (controlul pierderilor de tensiune pe bobina în regim normal de functionare, precum si a tensiunii remanente pe bare în cazul unui scurtcircuit în aval de bobina).

În prospectul de fabricatie este indicata reactanta procentuala a bobinei (X nB [%]) care reprezinta raportul (exprimat în procente) între caderea de tensiune inductiva dintr-o faza a bobinei, când prin aceasta trece curentul nominal al bobinei (InB ) si respectiv (la numitor), tensiunea nominala a bobinei (UnB ). Pentru o alegere corecta a bobinei limitatoare trebuie îndeplinita conditia:

SnB

Ssc

XnB

100 , [%] (4.29)

în care: SnB este puterea nominala a bobinei (SnB = 3.UnB. InB ); S sc - plafonul de scurtcircuit admisibil pentru instalatia

respectiva (care trebuie realizat dupa înserierea bobinei pe circuit);

XnB [%]

- reactanta procentuala nominala a bobinei, indicata în prospect.


Bobina limitatoare fiind o reactanta concentrata înseriata pe circuit, pe

acest element de retea pot aparea caderi importante de tensiune, care pot afecta calitatea alimentarii cu energie electrica a receptoarelor învecinate electric, atât sub aspectul calitatii tensiunii aplicate acestora, cât si sub cel al sigurantei în functionare. Ca urmare, dupa alegerea bobinei sunt necesare unele verificari pentru functionarea în regim normal, precum si în regim de scurtcircuit.

Pierderea relativa de tensiune în regim normal de functionare. Se determina pierderea relativa de tensiune pe bobina (diferenta aritmetica a tensiunii de faza înainte si dupa bobina). În ipoteza ca rezistenta bobinei este cu mult inferioara reactantei sale se poate scrie:

UU

BU

nX

nB

IB

InB

%[%]

sin100 , [%] (4.30,a)

în care : I B este curentul prin bobina în regim normal de functionare;

- defazajul între tensiunea retelei si curentul care parcurge bobina.

Trebuie verificata conditia:

U%

5[%] (4.30,b)

În caz contrar trebuie refacut calculul pentru a se verifica daca este posibila alegerea unei bobine cu reactanta procentuala mai mica.

Precizari privind comportarea bobinelor în regim de scurtcircuit. În afara verificarilor comune majoritatii aparatelor privind stabilitatea electrodinamica si termica în regim de scurtcircuit, dupa alegerea bobinei limitatoare trebuie verificata tensiunea remanenta în amonte de bobina.

Spre deosebire de alte metode de limitare a curentilor de scurtcircuit, bobinele limitatoare prezinta avantajul mentinerii unei tensiuni remanente pe barele de alimentare, în cazul parcurgerii lor de curentul de defect.

Ca urmare, pe durata defectului este mentinut un anumit nivel de tensiune în reteaua învecinata electric si deci functionarea circuitelor neafectate de defect este mai putin perturbata. Luând în considerare caderea de tensiune pe bobina în conditiile parcurgerii acesteia de curentul de defect, se poate scrie:

Urem

XnB

Ipo

InB

[%] , [%] (4.31,a)


Pentru a permite autopornirea unor eventuale motoare asincrone cuplate în

punctul comun de racord cu bobina, trebuie îndeplinita conditia:

Urem

60 70... [%]. (4.31,b)

În caz contrar trebuie refacut calculul pentru a se verifica daca este posibila alegerea unei bobine cu reactanta procentuala mai mare.

Reactanta procentuala a bobinei limitatoare trebuie aleasa pe baza unui compromis între eficienta limitarii curentilor de scurtcircuit si comportarea ei în regim normal de functionare.

În figura 4.15 este realizata o comparatie între cazul de referinta si cele cinci metode de limitare a curentilor de scurtcircuit prezentate anterior, atât sub aspect tehnic cât si economic.

Trebuie remarcat faptul ca la ora actuala, ca urmare a aparitiei unor aparate mai performante cu functii de protectie în caz de defect, precum si a unor dispozitive perfectionate de limitare a curentilor de scurtcircuit, folosirea bobinelor limitatoare este considerata depasita pentru echiparea unor statii electrice noi.

012345

reactantaechivalenta la

scurtcircuit

cost pierderi de putere pierderi de tensiune

caz de referinta (2x40 MVA, 11%)sectionare longitudinalasectionare+TID (2x40 MVA, 11%)sectionare +fractionare (4x16 MVA, 11%)marire uk (2x40 MVA, 17%)inseriere bobine pe circuit trafo(4000A,12%)

Fig. 4.15. Comparatie între diverse solutii de limitare a curentilor de scurtcircuit

4.11.6. UTILIZAREA UNOR DISPOZITIVE LIMITATOARE CU CRESTERE RAPIDA A INDUCTANTEI DUPA APARITIA SCURTCIRCUITULUI

Au fost construite diverse dispozitive de limitare a curentilor de scurtcircuit a caror inductanta în regim normal de functionare este minima si creste rapid odata cu aparitia curentului de scurtcircuit [5].

În felul acesta se obtine o mare eficienta a limitarii curentilor de scurtcircuit (chiar din prima semiperioada), reducându-se pierderile de putere reactiva si de tensiune din regim normal de functionare.


Creste însa efortul de investitii si nu pot fi evitate pierderile de energie activa din rezistenta interna a acestor dispozitive.

Spre exemplu, pentru limitarea curentilor de scurtcircuit în retele de medie si joasa tensiune a fost realizat un limitator de scurcircuit constituit dintr-un aparat de comutatie foarte rapid, dimensionat pentru curenti nominali ridicati, dar cu capacitate mica de rupere a curentilor de scurtcircuit si un fuzibil cu mare capacitate de rupere, cuplat în paralel.

În regim normal de functionare, acest dispozitiv permite trecerea unor curenti de sarcina importanti, fara pierderi de putere si tensiune.

În regim de scurtcircuit, o capsula exploziva (comandata de un dispozitiv electronic de masura alimentat de la transformatoarele de curent) declanseaza circuitul principal de curent, introducând în circuit fuzibilul care întrerupe curentul de scurtcircuit în prima semiperioada (înainte de aparitia curentului de soc) .

În figura 4.16 este prezentata schema de principiu a unei statii electrice de transformare cu limitatorul montat pe cupla longitudinala (a) si prima semiperioada a curentului de scurtcircuit i = i1 + i2 la locul de scurtcircuit (b).

Fig. 4.17. Folosirea limitatorului de scurtcircuit pe cupla longitudinala a unei statii de transformare

În absenta limitatorului curentilor de scurtcircuit, curentul total la locul defectului este i0 = i1 + i2.

i = i1 + i2

T2

Ik”

U2

U1

~

S

T1

Ik”

a

Ik”

i2 i1

b

i

io= i1+i2

im= i1+i2

i2

i1

t


Utilizând dispozitivul limitator, barele colectoare pot fi dimensionate la o valoare efectiva a curentului admisibil Ik

” (în loc de 2Ik”), deoarece în prima

semiperioada a curentului de scurtcircuit, dispozitivul declanseaza cupla longitudinala, limitând curentul i2 astfel încât acesta nu mai contribuie decât foarte putin la formarea curentului total la locul defectului. În prezenta limitatorului, curentul total la locul defectului este im = i1 + i2.

Dupa anii ’90, majoritatea marilor firme constructoare de echipament electric si-au intensificat preocuparile pentru realizarea unor limitatoare ale curentului de defect bazate pe caracteristica puternic neliniara curent-tensiune a materialelor supraconductoare de înalta temperatura [19].

În regim normal de functionare limitatorul se afla în stare supraconductoare si are impedanta neglijabila. În cazul unui defect, trecerea într-o stare normala de conductie limiteaza automat si sigur curentul de scurtcircuit. Utilizarile unui astfel de limitator sunt variate, beneficiul economic depinzând de fiecare situatie în parte. În orice caz, utilizarea unui astfel de limitator va fi o solutie economica, daca astfel poate fi evitata conectarea obiectivului la un nivel de tensiune mai ridicat.



CRITERII DE ALEGERE A

APARATELOR ELECTRICE

Aparatele electrice alese trebuie sa satisfaca o serie de grupe de criterii tehnice, indicându-se valorile necesare determinate de solicitarile din instalatii

si valorile garantate de fabricanti pentru toate aceste criterii. Principalele grupe de criterii tehnice pentru alegerea aparatelor electrice sunt:

conditii ambientale,

caracteristici constructive,

caracteristici de izolatie,

curent nominal,

frecventa nominala,

comportarea în regim de scurtcircuit,

criterii specifice.

Criteriile tehnice de alegere a aparatelor electrice trebuie însotite de criterii economice (investitii, costuri pentru întretinere si reparatii etc.), precum si de criterii privind încadrarea în mediul ambiant (masa, gabarit, aspect estetic, poluare etc.).

5.1. CONDITII AMBIENTALE

5.1.1. TIPUL CONSTRUCTIV AL INSTALATIEI

Instalatiile electrice pot fi interioare sau exterioare. De regula, pentru tensiuni nominale de peste 110 kV, majoritatea statiilor electrice clasice se realizeaza tip exterior. Instalatiile de tip interior sunt protejate împotriva intemperiilor. În statiile interioare nu se recomanda alegerea unor aparate cu volum mare de ulei, având în vedere riscul unor explozii si incendii care se pot produce în asemenea situatii.


5.1.2. ALTITUDINEA De regula, fabricantii de aparate garanteaza performantele de catalog

pentru înaltimi de functionare a instalatiilor sub 1000 m. Pentru altitudini mai mari (de peste 1000 m), unele performante electrice si eventual, conditiile de stingere a arcului electric se înrautatesc, constructorii de aparate indicând coeficienti pentru corectia acestora.

5.1.3. CONDITIILE CLIMATICE

Se refera la principalii factori meteorologici la care trebuie sa reziste aparatele electrice (tabelul 5.1). Temperatura influenteaza conditiile de racire si încarcarile admisibile ale circuitelor; umiditatea si precipitatiile influenteaza comportarea izolatiei si stingerea arcului electric.

Tabelul 5.1

Conditii climatice la amplasarea instalatiilor electrice

Factori meteorologici UM Tip instalatie

interior exterior

temperatura maxima

C +40 +40

temperatura medie maxima

C +35 +35

temperatura minima

C -5 -30

umiditatea relativa a aerului

% 70 100

presiunea vântului N/m2 - 700

viteza vântului m/s - 32-36

grosimea stratului de chiciura

mm - * * Grosimea stratului de chiciura difera în functie de zona meteo în care se amplaseaza instalatia.

Observatie. Pentru conditii climatice deosebite (clima tropicala, clima rece etc.), se pot comanda aparate cu protectii climatice speciale.

5.1.4. GRADUL DE POLUARE

Acest criteriu se refera la poluarea atmosferei (produsa de fum, praf, vapori ai unor substante chimice etc.) în zona în care se amplaseaza aparatele si este necesar a se cunoaste pentru a evita conturnarile care pot solicita în mod periculos instalatiile electrice. Din punctul de vedere al gradului de poluare, PE 109 împarte zonele geografice în patru categorii (tabelul 5.2), pentru care se recomanda lungimea liniei de fuga necesara alegerii izolatiei externe a instalatiilor electrice. Pentru instalatiile electrice uzuale de tip exterior, nivelul de izolatie corespunde unui grad mai redus de poluare (I sau II). Considerarea unor instalatii de tip interior poate aparea oportuna pentru zone mai puternic poluate (în apropierea platformelor industriale, în zone marine etc.).

CRITERII DE ALEGERE A APARATELOR ELECTRICE 117

Tabelul 5.2

Clasificarea zonelor de poluare

Nivel (grad) de poluare a zonei Lungimea specifica a liniei de fuga, cm/kV

I - slab 1,6

II - mediu 2,0

III - puternic 2,5

IV - foarte puternic 3,1

În instalatiile electrice de tip interior, izolatia aparatajului electric se alege pe baza considerentelor tehnico-economice, astfel:

izolatie pentru exterior, corespunzatoare cel putin nivelului I de poluare, pentru cazurile în care cladirea este protejata împotriva patrunderii din exterior a impuritatilor, prin etansare si presurizare interioara;

izolatie pentru interior (fara conditii impuse pentru linia de fuga sau natura materialului izolant), în cazul în care se asigura prin climatizare o umiditate relativa a aerului sub limita de 65%, la +20 C.

5.2. CARACTERISTICI CONSTRUCTIVE

Se refera la corespondenta dintre caracteristicile constructive ale instalatiei electrice în care urmeaza a fi integrat aparatul electric si o serie de aspecte constructive ale acestuia.

5.2.1. TIPUL CONSTRUCTIV AL APARATULUI

Este determinat de tipul instalatiei în care se monteaza aparatul si se indica prin principiul de functionare. Spre exemplu, atunci când se urmareste compactarea instalatiei se poate

utiliza aparataj debrosabil sau module compacte, cu izolare în aer sau în hexafluorura de sulf.

5.2.2. NUMARUL DE POLI SAU UNITATI CONSTRUCTIVE

Acest criteriu se aplica de la caz la caz.

Astfel, în cazul aparatelor de comutatie, numarul de poli se alege

în concordanta cu numarul de faze ale circuitului si specificul legaturii respective. Transformatoarele de curent fiind de constructie monofazata, în majoritatea cazurilor se vor utiliza câte trei unitati monofazate pe circuit etc.

5.2.3. DESTINATIA (CLASA) APARATULUI

Acest criteriu se aplica la putine aparate. Spre exemplu, sigurantele fuzibile se aleg pentru uz general sau pentru însotirea unor alte aparate (de exemplu, transformatoare de tensiune).


5.3 CARACTERISTICI ALE IZOLATIEI

Se refera la solicitarile la tensiune ale aparatelor în instalatiile electrice. De regula, se utilizeaza criteriile precizate în continuare.

5.3.1. TENSIUNEA NOMINALA

Tensiunea nominala

(Un) este o marime cu caracter reprezentativ, folosita pentru denumirea instalatiilor si

ca marime de referinta, la care se raporteaza anumite caracteristici de functionare. La alegerea aparatelor electrice, trebuie îndeplinita conditia:

reteanaparatn UU , (5.1)

unde Un retea este tensiunea nominala a retelei. Valorile normate pentru retele cu trei conductoare sunt, de obicei, marimile efective între faze

si sunt indicate pentru punctul de livrare 1. Respectându-se recomandarea generala a Comisiei Electrotehnice Internationale (CEI) ca, în aceeasi tara, raportul între doua tensiuni nominale succesive sa nu fie mai mic de cifra doi, în România sunt standardizate urmatoarele tensiuni [58]:

pentru retele de curent alternativ (cu trei sau patru conductoare), a caror tensiune nominala este cuprinsa între 100 V si 1000 V (inclusiv) si echipamentul aferent au fost adoptate urmatoarele trepte, denumite de

„joasa tensiune”:

230/400 V, 400/690 V, 1000 V;

pentru retele trifazate de curent alternativ si echipamentul aferent de „înalta tensiune” au fost adoptate treptele prezentate în tabelul 5.3.

Inegalitatea din relatia (5.1) se poate justifica pentru altitudini mai mari de 1000 m sau în cazul în care treapta de tensiune necesara nu face parte din nomenclatorul fabricilor constructoare de aparate electrice. Spre exemplu, în instalatiile cu tensiunea nominala 6 kV se pot folosi aparate cu tensiunea nominala 10 kV.

5.3.2. TENSIUNEA CEA MAI RIDICATA PENTRU ECHIPAMENT

Tabelul 5.3 Trepte de înalta tensiune standardizate în România

Un [kV] 6(*) 10 20 110 220 400 750 UME [kV] 7,2(*) 12 24 123 245 420 765

(*) - aceste valori nu trebuie utilizate pentru retele de distributie publica

1 nodul de retea în care sunt conectate reteaua distribuitorului de energie electricã si reteaua clientului.


La alegerea aparatelor electrice, cea mai mare valoare a tensiunii între faze (UME) pentru care poate fi utilizat un echipament (tabelul 5.3) trebuie sa îndeplineasca conditia:

MEMS UU , (5.2)

unde UMS este tensiunea maxima de serviciu a retelei2, respectiv, cea mai mare valoare efectiva a tensiunii între doua faze, definita într-un punct al retelei si la un moment dat, în conditii normale de exploatare.

5.3.3. NIVELUL DE IZOLATIE

Se defineste prin:

tensiunea nominala de tinere la frecventa industriala

(Utf) pentru instalatii cu tensiuni UMe

300 kV sau tensiunea de tinere la impuls de comutatie pentru instalatii cu UMe 300 kV;

tensiunea nominala de tinere la unda de trasnet (Uti);

lungimea specifica a liniei de fuga (care este determinata de zona de poluare în care se amplaseaza instalatia si deci se alege în corelatie cu conditiile ambientale).

La alegerea aparatelor electrice, trebuie îndeplinita conditia:

garantattinecesarti UU ,, . (5.3)

Valorile standardizate în tara noastra pentru categoriile de tensiuni precizate mai sus sunt precizate în tabelele 5.4 si 5.5.

Tabelul 5.4

Niveluri de izolatie asociate celor mai ridicate tensiuni pentru echipament din domeniul „medie tensiune”

Tensiunea nominala de tinere la impuls de trasnet,

KVmax

Tensiunea cea mai ridicata a

echipamentului,

kV Lista 1 Lista 2

Tensiunea nominala de tinere la frecventa

industriala, kV

7,2 40 60 20

12 60 75 28

24 95 125 50

Alegerea valorilor din lista 1 sau 2 (tabelul 5.4) se face tinând seama de gradul de expunere la supratensiuni, de modul de legare la pamânt a neutrului retelei si de tipul dispozitivelor de protectie utilizate împotriva supratensiunilor.

2 In standardul SR.CEI 38 + A1, în locul tensiunii maxime de serviciu (notiune utilizata frecvent în practica, s-a introdus termenul „tensiunea cea mai ridicata a retelei”.


Tabelul 5.5 Niveluri de izolatie asociate celor mai ridicate tensiuni pentru echipament

din domeniul „înalta tensiune"

Tensiunea cea mai ridicata a

Tensiuni nominale de tinere

echipamentului

kV

la impuls de trasnet, kVmax

la impuls de comutatie,

kVmax

la frecventa industriala,

kV

A B A B A B

123 550 450 (440) (360) 230 185

245 1050 950 (750) (650) 460 395

420 1425 1425 1050 1050 - -

787 2100 2100 1425 1425 - -

În situatiile în care se impune un grad ridicat de siguranta în functionare, se utilizeaza aparate corespunzatoare listei 2 (conform PE 109).

Observatii:

coloanele A indica valorile utilizate pentru toate echipamentele, cu exceptia transformatoarelor de putere;

coloanele B indica valorile utilizate pentru transformatoarele de putere;

valorile dintre paranteze de refera la instalatii la care studiul de coordonare a izolatiei indica posibilitatea aparitiei unor supratensiuni de comutatie cu risc de defect mai mare de 10-4.

5.4 COMPORTAREA ÎN REGIM DE LUNGA DURATA (CURENTUL NOMINAL)

Se calculeaza curentul maxim de durata pe fiecare tip reprezentativ de circuit (generator, transformator de legatura, linii de consumator, linii de sistem etc.) si se aleg aparate care au curentul nominal garantat imediat superior. Curentul maxim de durata (Imd) se stabileste în functie de tipul circuitului. De exemplu:

circuitul de generator sau bloc generator-transformator: Imd este curentul nominal al generatorului;

circuitul de transformator: Imd este curentul nominal al transformatorului.

circuitele de cupla: Imd se considera cel putin egal cu curentul celui mai mare circuit racordat la bare;

linie de interconexiune: Imd este curentul de stabilitate termica a conductoarelor sau curentul rezultat din studiul circulatiei de puteri din sistem;


linie de alimentare: Imd este curentul maxim al ansamblului consumatorilor alimentati cu luarea în considerare a perspectivei lor de dezvoltare în anii urmatori;

Pentru transformatoarele de curent se admite o supraîncarcare în regim de lunga durata de pâna la 20% din valoarea curentului nominal.

5.5 COMPORTAREA ÎN REGIM DE SCURTCIRCUIT

Pentru aparatele electrice înseriate pe circuit, comportarea în regim de scurtcircuit se analizeaza prin doua criterii reprezentative.

5.5.1. STABILITATEA ELECTRODINAMICA

Pentru a asigura functionarea fara deteriorari ale aparatelor, trebuie ca valoarea garantata de fabricant (Id) sa fie mai mare decât curentul de soc, deci sa fie îndeplinita conditia:

i oc Ids

kAmax

(5.4)

unde i soc este curentul de soc, respectiv valoarea maxima instantanee a curentului total de scurtcircuit, care se calculeaza cu relatia:

02 pIsocksoci kAmax

(5.5)

în care k soc este coeficientul de soc, iar Ipo este valoarea initiala a

curentului periodic de scurtcircuit.

În cazul folosirii unor aparate cu efect limitator (de exemplu, sigurante fuzibile) se vor utiliza indicatiile fabricantului pentru calculul curentului de soc

limitat.

4.5.2. STABILITATEA TERMICA

Pentru a asigura functionarea fara deteriorari ale aparatelor, trebuie ca valoarea garantata de fabricant pentru o solicitare cu durata de 1 secunda (Ilimita t) trebuie sa fie mai mare decât curentul echivalent termic (Iet), deci sa fie îndeplinita conditia:

tI

etI

limita kA

(5.6)

Curentul echivalent termic se calculeaza cu relatia:

Iet I p m n td0 1( ) kA

(5.7)

în care: m este un coeficient care tine seama de influenta componentei aperiodice asupra curentului de scurcircuit; n - coeficient care tine seama de variatia în timp a componentei periodice a curentului de scurtcircuit; td - durata de deconectare a defectului (care, în absenta altor date mai exacte, se poate alege de 1 secunda).


5.6. FRECVENTA NOMINALA

Aparatele trebuie folosite în domeniul de frecvente indicat de fabrica

constructoare.

5.7. CRITERII SPECIFICE FIECARUI TIP DE APARAT

Pentru fiecare tip de aparat sunt valabile anumite criterii specifice, care vor fi prezentate în mod distinct.

5.7.1. CRITERII SPECIFICE PENTRU ÎNTRERUPTOARE

5.7.1.1. Capacitatea de rupere la scurtcircuit În aceasta grupa de criterii intra o serie de criterii, dintre care, pentru o

prima alegere (orientativa) a întreruptorului este necesara verificarea comportarii acestuia în conditii de scurtcircuit.

Capacitatea nominala de rupere la scurtcircuit

reprezinta cel mai mare curent de scurtcircuit (Ir) pe care întreruptorul trebuie sa fie capabil sa-l întrerupa în conditiile de utilizare si functionare prescrise, într-un circuit în care tensiunea de restabilire la frecventa retelei corespunde tensiunii nominale a întreruptorului, iar tensiunea tranzitorie de restabilire corespunde valorii nominale indicate de constructor. În principal, trebuie verificata conditia:

I p Ir0 kA

(5.8)

5.7.1.2. Capacitatea de închidere pe scurtcircuit Se verifica prin conditia:

i oc Irs ,2 5 kAmax

(5.9)

De regula, aceasta conditie coincide cu verificarea stabilitatii electrodinamice a întreruptorului.

5.7.1.3. Alte criterii pentru alegerea întreruptoarelor Pentru anumite cazuri particulare de comutatie sunt necesare verificari

suplimentare referitoare la performantele întreruptoarelor. Exemple în acest sens sunt:

- deconectarea scurtcircuitului apropiat de linie (defectul kilometric);

- întreruperea curentilor mici inductivi;

- întreruperea curentilor capacitivi;

- deconectarea defectului consecutiv;

- declansarea si anclansarea în opozitie de faza;

- deconectarea scurtcircuitului prin dubla punere la pamânt.


5.7.2. CRITERII SPECIFICE PENTRU SEPARATOARE

5.7.2.1. Capacitatea de închidere si de conectare Garantii cu privire la capacitatea de rupere si de închidere a separatoarelor

trebuie cerute constructorului în urmatoarele cazuri:

pentru separatoarele care în lipsa unui întreruptor sunt folosite la comutarea curentilor de mers în gol al transformatoarelor de forta;

pentru separatoarele care trebuie sa comute curentii de mers în gol ai unor LEA sau LEC;

pentru separatoarele care trebuie sa comute curentul de magnetizare al transformatoarelor de tensiune.

5.7.2.2. Sistemul de actionare

Se pot alege sisteme de actionare manuale sau mecanice (pneumatice, hidraulice, cu motor electric).

Pentru separatoarele care pot îndeplini numai functia de separare electrica, de regula se alege actionarea manuala.

La separatoarele care sunt folosite si în cadrul manevrelor de comutatie, datorita rapiditatii care poate fi necesara, se prefera actionarea mecanica.

Pentru tensiuni înalte, actionarea este monofazata sau trifazata (la 110 kV exista ambele solutii, dar de la 220 kV în sus exista numai dispozitive de actionare monofazate, deoarece gabaritele sunt mai mari, puterile necesare de actionare sunt mai mari etc.).

Cutitele de legare la pamânt se prevad cu dispozitive de actionare distincte.

5.7.3. CRITERII SPECIFICE PENTRU TRANSFORMATOARE DE CURENT

5.7.3.1. Curentul secundar nominal Valoarea garantata poate fi 5 A sau 1 A (pentru tensiuni peste 220 -

400 kV, în situatiile când conductoarele circuitului secundar au lungimi mari).

Valoarea necesara se calculeaza în functie de valoarea primara necesara si de raportul nominal de transformare al transformatorului de curent.

5.7.3.2. Numarul de înfasurari secundare

Numarul de înfasurari secundare

este dependent de numarul de aparate pe care transformatorul de curent urmeaza sa le alimenteze, precum si de valoarea încarcarii circuitului pe care acesta se amplaseaza.

De obicei, se prevede alimentare separata, de la înfasurari secundare distincte, pentru urmatoarele categorii de receptoare:

aparate de masurare,

aparate de protectie si automatizare (exclusiv protectiile diferentiale),

aparatele aferente fiecarei protectii diferentiale în parte,

dispozitivele de actionare.


5.7.3.3. Clasa de precizie Dintre aparatele care se conecteaza la o înfasurare secundara a

transformatorului de curent, cel care admite erori minime în alimentare determina alegerea clasei de precizie a înfasurarii respectiv.

Clasa de precizie este caracteristica fiecarei înfasurari si se alege din oferta fabricantilor de aparate. Prescriptiile de proiectare prevad, pentru cazurile uzuale:

clasa 0,2 pentru alimentarea aparatelor de laborator, a contoarelor de interconexiune cu alte tari;

clasa 0,5 pentru alimentarea celorlalte contoare;

clasa 1 pentru alimentarea aparatelor indicatoare si înregistratoare

utilizate pentru evidente tehnice,

clasa P pentru alimentarea majoritatii tipurilor de protectii.

5.7.3.4. Puterea secundara

Pentru fiecare înfasurare secundara, puterea secundara necesara se calculeaza în functie de aparatele racordate în secundarul transformatorului respectiv si se compara cu valoarea nominala garantata de fabricant.

5.7.3.5. Alte caracteristici ale transformatoarelor de curent Alegerea riguroasa a transformatoarelor de curent presupune considerarea

si a altor caracteristici, cum ar fi coeficientul de saturatie, conexiunea înfasurarilor secundare, sectiunea circuitului secundar etc [3].

5.7.4. CRITERII SPECIFICE TRANSFORMATOARELOR DE TENSIUNE

5.7.4.1. Numarul de unitati componente si schema lor de conexiuni

În principal, alegerea transformatoarelor de masurare de tensiune se face în functie de aparatele de masurare si de protectie care trebuie alimentate (fig. 4.1).

Circuitele secundare sunt prevazute cu o legatura la pamânt pentru securitatea personalului si cu sigurante fuzibile pentru protectia transformatorului de tensiune si a conductoarelor în caz de scurtcircuit.

Cele mai uzuale solutii sunt:

un transformator bipolar pentru masurarea tensiunii între faze;

doua transformatoare bipolare conectate în V, care pot masura toate cele trei tensiuni dintre faze;

un transformator monopolar (cu o singura borna de înalta tensiune) care se foloseste pentru masurarea tensiunii între o faza si pamânt;

trei transformatoare monopolare prevazute fiecare cu câte o înfasurare de baza si una auxiliara.

De regula, pentru tensiuni Un 110 kV, se utilizeaza transformatoare de tip capacitiv (care sunt simbolizate în România prin TECU sau TECH).


Fig. 5.1. Exemple de scheme de conexiuni ale transformatoarelor de tensiune

a - transformator bipolar conectat între doua faze; b - doua transformatoare monofazate

în montaj „V”, c - trei transformatoare monofazate cu o singura înfasurare secundara; d - trei transformatoare monofazate cu doua înfasurari secundare; e - transformator trifazat în stea cu trei coloane; f - transformator trifazat în stea cu cinci coloane

Observatie. Neutrele stelelor transformatoarelor de tensiune se leaga obligatoriu la pamânt, din motive de protectie a muncii pentru personalul care lucreaza, citeste, verifica aparatele de masurare, protectiile si automatizarile alimentate de acestea.


5.7.4.2. Tensiunea secundara nominala

De regula, valoarea necesara este egala cu valoarea garantata de fabricant;

se va acorda atentie valorilor diferite pentru înfasurari secundare diferite, astfel:

pentru înfasurarea de baza:

100 V - pentru transformatoare bipolare;

100 3/ V - pentru transformatoare monopolare.

pentru înfasurarea auxiliara:

100/3 V - pentru cazul instalatiilor în care neutrul nu este efectiv legat la pamânt (Un 110 kV);

100 V - pentru instalatii în care neutrul este efectiv legat la pamânt.

5.7.4.3. Clasa de precizie Alegerea acesteia se face în functie de conditiile pe care le impun aparatele

racordate în secundar. Clasa de precizie este caracteristica fiecarei înfasurari

si se alege din oferta fabricantilor de aparate. Prescriptiile de proiectare prevad, pentru cazurile uzuale:

clasa 0,2 pentru alimentarea aparatelor de laborator, a contoarelor de interconexiune cu alte tari;

clasa 0,5 pentru alimentarea celorlalte contoare;

clasa 1 pentru alimentarea aparatelor indicatoare si înregistratoare utilizate pentru evidente tehnice;

clasa 0,5 pentru regulatoare de tensiune;

clasa 1 pentru protectiile care necesita o precizie mai mare în alimentare;

clasa 3P (sau 6P) pentru protectii.

5.7.4.4. Puterea secundara

În mod normal, puterea secundara necesara se calculeaza în functie de aparatele de masurare, protectiile, automatizarile racordate în secundarul transformatorului de tensiune respectiv si se compara cu valoarea nominala garantata de fabricant.

5.7.4.5. Puterea limita termica

Daca transformatorul de tensiune este utilizat numai ca sursa de energie (de exemplu, pentru alimentarea unor lampi de semnalizare) si nu intereseaza erorile, sarcina ceruta în secundar poate sa depaseasca puterea secundara nominala, dar nici într-un caz nu trebuie sa fie mai mare decât puterea limita termica a înfasurarii, precizata de fabricant.

Observatie. Transformatoarele de tensiune fiind aparate electrice conectate la retea în derivatie, ele nu sunt parcurse de curent de scurtcircuit decât daca scurtcircuitul are loc chiar în transformator. În aceste conditii nu se mai pune problema verificarii stabilitatii lor la scurtcircuit.



NOTIUNI PRIVIND ALEGEREA SOLUTIILOR OPTIME PENTRU

INSTALATIILE ELECTRICE

Marimea si complexitatea majoritatii proiectelor de investitii din sectorul energetic, care nu se refera doar la obiective noi, ci si la extinderi, modernizari sau reabilitari ale unor obiective exixtente, necesita fonduri de investitii importante si conduc, de regula, la o diversitate de solutii tehnice.

Este foarte important ca decizia care trebuie luata în aceste cazuri sa fie o decizie temeinic fundamentata, bazata pe analiza unui numar cât mai mare de variante posibile tehnic prin prisma unor criterii, de regula, economice. Problematica este amplu studiata în literatura de specialitate.

În cadrul acestui scurt capitol se vor aminti doar particularitatile care apar în cazul stabilirii solutiilor optime privind dimensionarea cailor de tranzit a energiei electrice: linii electrice, statii electrice, transformatoare sau auto-transformatoare etc.

6.1. ALGORITM GENERAL PENTRU LUAREA UNEI DECIZII

Procesul de luare a unei decizii a fost studiat în numeroase lucrari de specialitate. Iata în figura 6.1 un exemplu de algoritm de urmat în cazul luarii unei decizii privind realizarea unui obiectiv.

Clarificarea scopului urmarit . În orice activitate trebuie precizat, de la început, cât mai clar si concis obiectivele pentru care se va consuma timp si bani. În sectorul energetic obiectivele proiectelor de investitii pot diferi foarte mult ca dimensiuni si importanta.


Exista proiecte de dimensiuni reduse si importanta locala (de exemplu, înlocuirea transformatoarelor de masurare dintr-o statie), precum si proiecte deosebit de complexe, de importanta nationala ( de exemplu, construirea unei statii noi de tensiune foarte înalta sau reabilitarea unei astfel de statii ). Este de preferat sa încercam la aceasta etapa sa formulam în scris scopul urmarit.

1 Clarificarea scopului urmarit

2 Întocmirea listei de solutii posibile

3 Trierea solutiilor în functie de restrictii

4 Precizarea criteriului de alegere a solutiei optime

5 Stabilirea solutiei optime

Fig.6.1. Algortim pentru luarea unei decizii

Întocmirea listei de solutii. În aceasta etapa se întocmeste lista tuturor solutiilor posibile din punct de vedere tehnic care corespund scopului propus. Desigur, este de preferat ca aceasta lista sa fie cât mai mare pentru a nu se omite solutii care ar putea fi optime. Întocmirea ei depinde însa de nivelul de cunostiinte în domeniu, de calitatea acestora, de inventivitatea si perseverenta analistului.

Trierea listei de solutii în functie de restrictii

. Aceasta etapa are drept scop identificarea restrictiilor care pot influenta proiectul tehnic : restrictii tehnice, restrictii financiare, restrictii de timp, restrictii privind protectia muncii, restrictii privind protectia mediului înconjurator, restrictii de compatibilitate electromagnetica etc. Dupa stabilirea restrictiilor, solutiile care nu corespund acestora se vor elimina sau se vor reformula, pentru a se conforma restrictiilor.

Precizarea criteriului de alegere a solutiei optime. Un criteriu este un punct de vedere prin prisma caruia se analizeaza si ierarhizeaza solutiile ramase de la faza anterioara. În mod normal, cele mai utilizate criterii sunt cele economice având în vedere faptul ca proiecte tehnice mobilizeaza cheltuieli importante. În paragraful cx.3 sunt prezentate o serie de criterii economice ce pot fi folosite la ierarhizarea solutiilor

Stabilirea solutiei optime

. Dupa stabilirea criteriului de alegere urmeaza ierarhizarea solutiilor pe baza criteriului ales. De regula, fiecare criteriu se aplica folosind functii obiectiv care se calculeaza pentru fiecare solutie în parte.

ALEGEREA SOLUTIILOR OPTIME PENTRU INSTALATIILE ELECTRICE 129

Valorile functiei obiectiv vor permite apoi ierarhizarea solutiilor si

stabilirea solutiei optime.

Procesul de stabilire a solutiei optime este iterativ în sensul ca, la fiecare

etapa este posibila revenirea la etapa anterioara pentru revederea unor aspecte care au fost trecute cu vederea sau reconsiderarea altora.

6.2. VENITURI SI CHELTUIELI CARE CARACTERIZEAZA

PROIECTELE TEHNICE

6.2.1. VENITUL BRUT SI VENITUL NET

Venitul brut (VB) reprezinta totalitatea fondurilor obtinute prin vânzarea de catre un agent economic a produselor sau a serviciilor sale.

Venitul net (VN) se obtine prin scaderea din venitul brut a tuturor cheltuielilor aferente productiei de bunuri sau servicii

6.2.2. CATEGORIILE DE CHELTUIELI PRIN CARE SE CARACTERIZEAZA PERFORMANTELE ECONOMICE ALE

SOLUTIILOR TEHNICE

6.2.2.1. Cheltuielile de investitii

Aceasta categorie cuprinde totalitatea cheltuielilor pentru conceperea, realizarea constructiva si punerea în functiune a unor instalatii noi sau pentru optimizarea unor instalatii existente.

În cazul instalatiilor electroenergetice, se observa adeseori o dependenta exponentiala între cheltuielile de investitii Ci si tensiunea cea mai ridicata UM a acestor instalatii. Astfel, în cazul celulelor din statiile exterioare cu tensiuni mai mari de 123 kV se constata urmatoarea dependenta:

3,1

123 1230MSUm U

C

C (6.1)

Valoarea investita în instalatiile electrice din centrale si statii scade în timp datorita uzurii lor fizice si morale.

Valoarea reziduala - Vrez – este o notiune care se refera la sfârsitul duratei de viata a unei instalatii si reprezinta valoarea care mai poate fi recuperata pentru restituirea cheltuielilor necesare pentru dezafectarea acestei instalatii.

Valoarea remanenta – Vrem – reprezinta valoarea unei instalatii la un anumit an al duratei de serviciu.

Ca exemplu poate fi citat cazul unui transformator care dupa un numar de ani de exploatare nu mai corespunde tranzitului de sarcina din statia sau postul în care a fost instalat initial. La mutarea sa într-o alta statie, un astfel de transformator este luat în considerare prin valoarea sa remanenta care este mai mica decât valoarea initiala.


6.2.2.2.Cheltuielile anuale din perioada de exploatare Cheltuielile anuale de amortizare au drept scop recuperarea treptata a

valorii cu care se micsoreaza fondurile fixe datorita uzurii lor fizice si morale. Aceasta recuperare se face prin cote anuale egale într-un interval de timp care se stabileste prin lege si este numit durata normala de utilizare( DNU).

În cazul principalelor instalatii electrice din centrale si statii (generatoare si compensatoare sincrone; transformatoare si autotransformatoare; celule, întreruptoare si separatoare de înalta tensiune),

DNU = 14 -30 ani.

Cheltuiala anuala de amortizare a unei investitii Ci se determina prin raportul:

DNUCC iam / . (6.2)

Prin suma cotelor anuale de amortizare este reconstituita investitia initiala. Ca urmare, la calculul cheltuielilor totale pe care le implica o solutie tehnica trebuie luata în considerare doar una dintre aceste doua componente, fie investitia, fie suma cheltuielilor anuale de amortizare. De regula, în acest scop se alege investitia.

Cheltuielile anuale pentru întretinere, reparatii si salarii Cirs sunt estimate pe baza datelor statistice din ultimii ani de exploatare. În prescriptii, valorile astfel obtinute sunt indicate în procente din volumul total de investitii.

Cheltuielile anuale datorate consumurilor proprii tehnologice Ccpt se refera la consumul serviciilor proprii precum si la pierderile de energie electrica din centrale si statii. Unele elemente privind modul lor de calcul sunt prezentate în paragraful urmator.

Cheltuielile anuale de exploatare exclusiv amortismentele se folosesc în cadrul relatiei de calcul al cheltuielilor totale:

cptirsexa CCC . (6.3)

6.2.2.3.Daunele anuale de continuitate si de calitate Consumatorii de energie electrica pot suferi daune datorita perturbarilor în

continuitatea alimentarii sau în calitatea energiei furnizate. Cel mai adesea, cauzele care conduc la astfel de efecte economice nedorite au un pronuntat caracter aleatoriu. Ca urmare, în proiectare se determina valorile medii probabile ale daunelor corespunzatoare diverselor solutii comparate.

Dauna anuala de continuitate poate fi estimata cu relatia:

cmedimedcont dPtD . (6.4)

în care: t med i este durata medie probabila a întreruperilor în anul considerat; Pmed – puterea medie nelivrata pe durata întreruperii în alimentare; dc – dauna specifica de continuitate care, de exemplu, corespunde în medie unei kilowatt-ore nelivrate.


Din punctul de vedere al cauzelor si respectiv al consecintelor economice

se pot distinge doua categorii de întreruperi în alimentarea consumatorilor:

întreruperi planificate în vederea unor revizii sau reparatii cu caracter profilactic;

întreruperi cu caracter aleatoriu datorate incidentelor sau respectiv avariilor care pot apare în instalatii.

În colaborare cu consumatorii, întreruperile planificate pot si trebuie astfel organizate încât daunele de continuitate sa fie cât mai reduse.

În cazul întreruperilor aleatoare puterea medie nelivrata se determina cu ajutorul curbei de sarcina, iar dauna specifica de continuitate poate varia – în functie de specificul consumatorului – în limite largi, de la câtiva eurocenti la circa un euro/kWh nelivrata.

Dauna anuala de calitate Dcal , reprezinta efectul economic al înrautatirii parametrilor de calitate ai energiei electrice, acesti parametrii fiind tensiunea si frecventa.

Acest domeniu deosebit de complex este înca putin studiat. De exemplu, cu privire la efectul alimentarii consumatoriilor industriali cu tensiuni mai scazute decât valoarea nominala, dauna anuala datorita furnizarii unui nivel mai coborât de tensiune poate fi estimata cu relatia:

jjUU UWdD , (6.5)

în care W j este totalul energiei furnizate în timpul unui an în conditiile unei abateri

jU în minus fata de tensiunea nominala, du este o dauna specifica.

6.2.2.4. Actualizarea cheltuielilor Actualizarea cheltuielilor este o tehnica de calcul mult folosita si consta în

a face actuale între ele mai multe fonduri care sunt cheltuite în ani diferiti. Aceasta actualizare are la baza ideea ca, pentru fondurile banesti cheltuite în cadrul unui proiect, exista si alternativa de utilizare a lor în alta parte (alte proiecte, depozite la banci etc.) astfel încât sa aduca un profit minim teoretic egal cu rata de actualizare, notata în continuare cu “a”. Exista multe interpretari care se pot da ratei de actualizare si acestei tehnici de calcul dar nu le vom mai expune în continuare.

Daca alegem ca an de referinta un an oarecare t atunci o cheltuiala efectuata într-un an t1 diferit de anul t se actualizeaza la anul de referinta cu relatia:

1

111 tt

ttactt aCC

(6.6)

În general, multi prefera ca an de referinta un an considerat zero al proiectului, deoarece exista o serie de avantaje în ceea ce priveste calculul efectiv.

Iata în continuare câteva situatii în care se pot face o serie de simplificari în ceea ce priveste calculul.


Fie un sir de cheltuieli anuale C1, C2 . . . CN efectuate de-a lungul a N ani. Suma totala actualizata, la anul zero, a acestor cheltuieli va fi :

N

ii

iN

Nact

a

C

a

C

a

C

a

CCTA

12

21

10 )1()1(

....)1(1

(6.7)

Daca aceste cheltuieli anuale sunt aproximativ egale, adica :

CCCC N....21 (6.8)

atunci relatia (6.7) devine :

N

jjact

aCCTA

10 )1(

1 (6.9)

Suma din relatia (6.9) este de fapt o progresie geometrica care se poate calcula cu usurinta. În literatura de specialitate exista mai multe notatii pentru acest termen. Înca din 1980 profesorul Pavel Buhus a folosit pentru acest termen o notatie sugestiva; el a notat acest termen cu TN si l-a denumit durata pentru calculul în sistem actualizat :

a

a

aT

NN

jjN

)1(1

)1(

1

1

(6.10)

Folosind acesta notatie putem scrie relatia (6.9) sub o forma simpla :

Nact TCCTA 0 (6.11)

Daca observam ca în sistem neactualizat suma totala a cheltuielilor este :

NCCT

(6.12)

atunci notatia (6.10) folosita este sugestiva si permite trecerea cu usurinta de la calculul în sistem neactualizat la calculul în sistem actualizat.

6.3. CHELTUIELILE TOTALE ACTUALIZATE CU PIERDERILE DE PUTERE SI ENERGIE ELECTRICA

6.3.1. ESTIMAREA PIERDERILOR DE PUTERE SI ENERGIE IN INSTALATIILE DE DISTRIBUTIE A ENERGIEI ELECTRICE

6.3.1.1. Consideratii generale Din punct de vedere fizic, pierderile de putere si energie se împart în

doua categorii.


a. Pierderi dependente de marimea sarcinii tranzitate

prin instalatia

respectiva. Aceste pierderi sunt provocate de efectul Joule-Lenz la trecerea curentului printr-un rezistor.

În cazul retelelor electrice, principalele elemente în care au loc pierderi dependente de marimea sarcinii tranzitate prin instalatia sunt:

- conductoarele liniilor electrice;

- înfasurarile transformatoarelor sau autotransformatoarelor.

b. Pierderi practic independente de marimea sarcinii tranzitate. În principal, aceste pierderi au loc în:

- miezul magnetic al transformatoarelor sau autotransformatoarelor prin curenti turbionari si prin fenomenul de histerezis;

- liniile electrice cu tensiuni de 220 kV si mai mari, prin efect corona; de regula, aceste pierderi au o pondere redusa;

- dielectricul izolatiei liniilor electrice; în cazul liniilor electrice aeriene aceste pierderi sunt practic neglijabile, dar capata o pondere importanta în cazul liniilor în cablu de medie tensiune, cu izolatie din PVC.

De regula, pierderile de putere si energie independente de sarcina se calculeaza pe baza datelor de catalog si a duratei de functionare sub tensiune în perioada analizata.

De asemenea, trebuie remarcat ca nu sunt probleme deosebite în ceea ce priveste calculul pierderilor de putere atât cele independente de sarcina cât si cele dependente de sarcina. Ca urmare, în paragrafele care urmeaza se prezinta doar modul de estimare a pierderilor de energie variabile cu sarcina.

6.3.1.2.Estimarea pierderilor de energie electrica dependente de sarcina

Cu exceptia cazului liniilor lungi, pierderile de energie electrica activa pe o durata T se pot calcula cu relatiile:

W R I t dtT

3 2

0

(6.13)

sau, respectiv

W RS t

U tdt

T 2

20

(6.14)

Functia I(t) reprezinta variatia în timp a sarcinii si reprezentarea ei grafica sau tabelara constituie curba de sarcina a elementului respectiv (fig.6.1).


Fig.6.1 Curba de sarcina momentana

Reprezentarea sarcinilor ordonate dupa valori descrescatoare constituie curba sarcinilor clasate (fig.6.2).

Fig.6.2. Curba de sarcini clasate

Intrucât, de regula, niciuna din cele doua reprezentari nu se poate exprima exact sub forma analitica, integrala din relatia (6.13) se poate calcula, în cele mai multe cazuri doar cu o oarecare aproximatie.

I

t

T

I

t T


Astfel, ori de câte ori se cunoaste un anumit numar de puncte ale curbei de

sarcina, integrala se aproximeaza prin metoda dreptunghiurilor:

j

N

jj tIRW

1

23 (6.15)

Daca masuratorile sunt facute la N intervale egale de timp, relatia (6.15) devine:

W R

I

NT

jj

N

3

2

1 (6.16)

De regula, pentru multe din instalatiile electrice se dispune doar de un volum redus de informatii cu privire la variatia în timp a sarcinii. In continuare sunt prezentate doua metode folosite pentru estimarea pierderilor de energie în aceste cazuri.

Metoda coeficientului de forma Cf

Sa consideram curba I2(t) obtinuta din curba clasata prin ridicare la patrat. Aria de sub curba este proportionala cu pierderile de energie. Putem echivala aceasta arie cu aria unui dreptunghi cu latimea T si înaltimea I2

mp (am notat prin I mp - curentul mediu patratic). Rezulta:

W R I t dt R I Tj

T

mp3 32

0

2 (6.17)

Curentul mediu patratic se defineste prin relatia teoretica:

IT

I t dtmp

T1 2

0

(6.18)

sau prin relatia

I

I t

Nmp

j jj

N2

1 (6.19)

când se dispune de N valori masurate la intervale de timp tj.

In practica se foloseste coeficientul de forma, care are valori caracteristice pentru anumiti consumatori, si care este egal cu raportul:

CI

Ifmp

med

2

(6.20)

Rezulta urmatoarea relatie pentru estimarea pierderilor de energie:


TCIRW fmed

23 (6.21)

Aceasta relatie poate fi folosita atunci când se cunoaste cu aproximatie sarcina medie si coeficientul de forma Cf.

Daca se considera sarcina drept o variabila aleatoare atunci:

I I II

I Cmp med I medI

med

med f2 2 2 2

2

2

21

(6.22)

Fara a intra în amanunte, se poate arata ca:

Cf [1, 1

ku I

] , (6.23)

în care kuI este coeficientul de umplere al curbei de sarcina I(t) sau al curbei de sarcina S(t), cu aproximatia data de considerarea tensiunii constanta pe intervalul T.

Metoda duratei de calcul al pierderilor

Sa consideram din nou curba I2(t) obtinuta prin ridicarea la patrat a curbei clasate.

Aria de sub curba - proportionala cu pierderile de energie - poate fi echivalenta cu aria unui dreptunghi de înaltimea I2

M si latimea

(prin IM s-a notat sarcina maxima de durata, iar prin

s-a notat durata de calcul al pierderilor). Rezulta:

W R I t dt R Ij

T

M3 32

0

2

(6.24)

Teoretic, durata de calcul a pierderilor se defineste prin relatia:

12

2

0II t dt

M

T

j (6.25)

dar practic poate fi folosita relatia:

I t

I

j jj

N

M

2

1

2 (6.26)

când dispunem de N valori ale sarcinii masurate la intervale de timp tj.

Timpul de calcul al pierderilor

este un indicator pe care literatura îl prezinta ca fiind dependent - în principal - de intervalul de studiu T si de durata TIM

de utilizare în acest interval a sarcinii maxime (IM sau SM).


In plus, însa, durata de calcul al pierderilor de energie

mai depinde ssi de

forma pe care o are curba de sarcina în intervalul de studiu. Aceste aspecte urmeaza a fi detaliate în continuare.

Durata de calcul al pierderilor poate lua valori cuprinse între:

min

T

TIM2

(6.27)

si

Max IMT

(6.28)

Daca tinem seama ca uIIM kT

T atunci putem scrie :

T

k kuI uI2 , (6.29)

în care k uI este coeficientul de umplere al curbei de sarcina I(t) sau S(t).

Intrucât în practica, cel mai adesea se lucreaza cu sarcina sub forma puterilor active sau reactive si, majoritatea contoarelor existente masoara energii active si reactive, exista tendinta de a se folosi indicatori ai tranzitului specifici acestor sarcini: T PM, TQM, kuP, kuQ, P, Q.

Trebuie însa sa precizam ca pierderile de energie se calculeaza cu ajutorul indicatorilor pentru tranzitul exprimat în curent sau în putere aparenta: IIM sau kuI. In cap.1 sunt prezentate modalitatile de a obtine acesti indicatori pe baza masuratorilor de sarcina activa si reactiva.

In plus, contoarele electronice moderne permit obtinerea directa a indicatorilor pentru tranzitul în curent sau putere aparenta .

In cele ce urmeaza vom nota cu TM si ku acesti indicatori ai tranzitului exprimat în curenti sau puteri aparente fara a mai folosi indicele I sau S.

Între timpul de calcul al pierderilor

si coeficientul de forma exista urmatoarea relatie:

Tk Cu f

2 (6.30)

În literatura de specialitate sunt prezentate numeroase relatii pentru estimarea timpului de calcul al pierderilor în functie de TM sau ku.

In tabelul 6.2 sunt prezentate câteva din relatiile propuse de diversi autori [2].


Tabelul 6.2

Câteva relatii pentru estimarea duratei de calcul al pierderilor 2

Relatia Valori ale duratei relative = /T Observatii

propusa ku=0,2 ku=0,4 ku=0,6 ku=0,8

ku2 0,040 0,160 0,360 0,640 minim

0 15 0 85, ,ku k u2 0,064 0,196 0,396 0,664

0 17 0 83, ,ku ku2 0,067 0,201 0,401 0,667 VDEW

0 2 0 8, ,ku ku2 0,072 0,208 0,408 0,672 folosita pentru

retelele de distributie

0 3 0 7, ,ku ku2 0,088 0,232 0,432 0,688 folosita de UCPTE

kk

kuu

u

114

3 14

,

,

0,091 0,225 0,411 0,663 propusa de prof.Buhus

k u1,6 0,076 0,231 0,442 0,700

k u 0,200 0,400 0,600 0,800

MAXIM

6.3.2 ESTIMAREA CHELTUIELILOR TOTALE ACTUALIZATE CU PIERDERILE DE PUTERE SI ENERGIE ELECTRICA

6.3.2.1. Costul specific actualizat al pierderilor de putere si energie

Acest indicator poate fi exprimat prin urmatoarea relatie:

wDNU

ppw C

T

Cc (6.31)

Costul anual actualizat c pw, corespunde unei pierderi de putere – la sarcina maxima anuala – egala cu 1 kW si însumeaza urmatoarele doua componente:

- anuitatea DNU

p

T

c corespunzatoare investitiei specifice cp în centrala

electrica care se considera ca va produce kilowattul pierdut; TDNU este durata pentru calculul în sistem actualizat, definita prin relatia (6.10) ;

- costul pierderilor anuale de energie electrica 1wc corespunzatoare kilowatului pierdut la sarcina maxima în conditiile unei curbe de sarcina caracterizata printr-un timp de calcul al pierderilor .


Conform teoriei economice, anuitatea cuprinde amortismentul

calendaristic si beneficiul care trebuie sa-i corespunda acestuia în conditiile unei rate de eficienta egale cu rata de actualizare “a”.

Costul cw al unei kilowattore depinde de treapta de tensiune la care au loc pierderile de energie, respectiv de “distanta electrica” de tranzit a energiei pierdute. În tara noastra se folosesc costuri pe urmatoarele trepte de tensiuni:

- 400220wc - costul energiei electrice livrate la barele centralei sau pierdute în

reteaua de transport;

- 110wc - costul energiei electrice pierdute în instalatiile de 110 kV inclusiv în

transformatoarele alimentate de la aceasta tensiune;

- MTwc - costul energiei electrice pierdute în instalatiile de medie tensiune

inclusiv în transformatoarele alimentate de la reteaua de medie tensiune;

- JTwc - costul energiei electrice pierdute în instalatiile de joasa tensiune.

Cheltuielile cauzate de pierderile de putere si energie dintr-un an j în care pierderea de putere la sarcina maxima este MJP se vor putea calcula cu relatia:

MJpwj PcCPW

(6.32)

Cheltuielile totale datorate pierderilor de putere si energie dintr-un sir de ts

ani, actualizate în trecut la anul de PIF.considerat anul zero, se determina cu relatiile:

st

jj

j

a

CPWCPW

1 1 (6.33)

respectiv: st

jjMjpw

aPcCPW

1 1

1 (6.34)

Costul specific c pw poate fi considerat constant în tot sirul anilor de studiu daca durata de utilizare a sarcinii maxime si forma curbelor de sarcina se mentin aproximativ acelasi si totodata calculul se face în moneda constanta. Consideratiile ce urmeaza se refera la aceasta ipoteza de invariatii.

6.3.2.2. Cheltuielile totale actualizate datorate pierderilor de putere si energie în cazul tranzitarii unei sarcini maxime anuale constanta de-a lungul unui sir de ani În acest caz rezulta ca si pierderile de putere la sarcina maxima ramân

constante.

MMJMM PPPP ......21 . (6.35)


Ca urmare, în relatia (6.34) se pot scoate în fata sumei termenii constanti:

st

jjMpw

aPcCPW

1 1

1 (6.36)

Cu notatia (6.10), în final relatia pentru calculul cheltuielilor totale actualizate datorate pierderilor de putere si energie capata o forma simpla si intuitiva:

tsMpw TPcCPW

(6.37)

6.3.2.3. Cheltuielile totale actualizate cauzate de pierderile de putere si energie în cazul tranzitarii unei sarcini maxime anuale în crestere cu o rata medie r

Notând cu 1MP pierderea de putere la sarcina maxima din primul an de exploatare si având în vedere ca pierderile sunt proportionale cu patratul sarcinii putem scrie:

121

2213

1212

1

1

1

j

MMJ

MM

MM

rPP

rPP

rPP

(6.38)

Înlocuind relatiile (6.38) în relatia (6.34) se obtine :

stt

jj

j

Mpwa

rFcCPW

1

12

11

1 (6.39)

În relatia (6.39) factorii 1Mpw Fc

eprezinta cheltuielile datorate

pierderilor din primul an de exploatare. Ca urmare, suma din aceeasi relatie are semnificatia si dimensiunea unei durate exprimate în ani. Prin extinderea conceptului de durata actualizata, definit prin relatia (6.10), vom nota:

stt

jj

jx

rtst a

rT

1

12

/ 1

12 (6.40)

Observa ca aceasta durata este de fapt actualizata cu doua rate: o rata “a” exprimând o eficienta minima impusa pentru fondurile cheltuite si o rata de tip patratic care tine seama de faptul ca pierderile crsc cu patratul sarcinii maxime anuale.

Cu aceasta notatie obtinem o relatie de aceeasi forma cu relatia (6.37):

2/1 rtstMpw TPcCPW

(6.41)


6.4. CRITERII ECONOMICE PENTRU ANALIZA

SOLUTIILOR TEHNICE

În cele ce urmeaza sunt prezentate câteva dintre criteriile economice utilizate frecvent pentru analiza unor solutii trehnice, criterii care pot fi încadrate în doua tipuri :

- criterii tip “cost” folosite numai la ierarhizarea solutiilor fara a se evidentia eficienta economica a folosirii fondurilor ; ca urmare, aceste criterii numite si criterii extrinseci nu se pot folosi decât la compararea a minim doua solutii ; valoarea functiei obiectiv determinata numai pentru o solutie nu are relevanta; unul dintre cele mai folosite criterii de acest tip este criteriul “minimul cheltuielilor totale actualizate”;

- criterii tip “cost-beneficiu” au functii obiectiv care determina eficienta economica a fondurilor; aceste criterii numite si criterii intrinseci se pot aplica atât la analiza eficientei economice a unei singure solutii cât si la compararea mai multor solutii si, deci la ierarhizarea lor; iata câteva exemple : venitul net actualizat, rata interna de rentabilitate, durata de recuperare etc.

6.4.1. CRITERIUL CHELTUIELILOR TOTALE ACTUALIZATE

Cheltuielile totale actualizate (CTA) reprezinta suma cheltuielilor pe o perioada de studiu, cheltuieli actualizate la un moment convenabil ales. Cea mai des folosita este actualizarea la un moment initial, de cele mai multe ori momentul punerii în functiune a obiectivului tehnic analizat. Relatia de calcul este :

st

tt

t

a

CCTA

1 )1( (6.42)

unde: C t sunt cheltuielile totale din anul t (investitii, cheltuieli de exploatare, cheltuieli cu consumul propriu tehnologic, daune etc.) , exclusiv cheltuielile de amortizare; a este rata de actualizare; t este anul curent; ts este durata de studiu.

Pentru aplicarea acestui criteriu se determina cheltuielile totale actualizate pentru fiecare varianta în parte. Ierarhizarea solutiilor se face în ordinea crescatoare a CTA si în final se va alege ca optima varianta cu CTA minim. Minimul cheltuielilor totale actualizate reprezinta un criteriu de tip “cost” si poate fi folosit doar la compararea mai multor solutii.

Fiind un criteriu de analiza comparativa a mai multor variante, este posibila simplificarea calculelor prin neluarea în considerare a cheltuielilor comune tuturor solutiilor analizate. Valoarea CTA nu poate da o informatie globala asupra costurilor aferente unei solutii analizate, ci reprezinta numai un instrument de ordonare relativa a solutiilor analizate. De asemenea criteriul

CTA nu permite estimarea rentabilitatii solutiilor analizate.


Este posibil ca solutia cu CTA minim, solutia optima prin prisma acestui criteriu, sa aiba o rata a profitului mai mica dacât rata limita acceptata pentru profit, deci sa nu fie rentabila. În general, utilizarea acestui criteriu este preferabila altor criterii atunci când :

- nu exista suficiente date pentru estimarea veniturilor ci, numai a costurilor;

- se compara variante care difera în ceea ce priveste solutiile tehnologice, amplasamentul,sursele de energie etc., dar care produc sau se vehiculeaza aceeasi cantitate de energie (practic solutiile nu difera în ceea ce priveste veniturile obtinute);

- se realizeaza investitii neproductive ( alimentarea unor consumatori casnici, a unor obiective social culturale, a iluminatului public etc.);

- decizia de investire este deja luata si se analizeaza doar variante de realizare a proiectului.

Ierahizarea solutiilor cu ajutorul criteriului CTA se poate face doar atunci când efectele utile sunt practic aceleasi

(de exemplu, se tranziteaza o aceeasi cantitate de energie). În cazuri contrare se poate folosi un criteriu derivat, cum ar fi criteriul cheltuielilor totale actualizate specifice.

În cazul instalatiilor electrice un astfel de criteriu ar putea fi cheltuielile totale actualizate specifice pentru tranzitarea unui kWh, de exemplu :

W

CTActa

(6.43)

6.4.2. CRITERIUL VENITULUI NET ACTUALIZAT

Venitul net VN se obtine din venitul brut VB prin scaderea cheltuielilor C. Venitul brut reprezinta totalitatea fondurilor banesti obtinute prin vânzarea produselor sau a serviciilor unei societati comerciale.

Într-un an oarecare t venitul net este :

VNt = VBt - Ct . (6.44)

În sistem actualizat, pentru o perioada de studiu ts, se obtine urmatoarea relatie de calcul a venitului net actualizat total :

ttt

t

t a

CVBVNA

s

11

(6.45)

Venitul net actualizat VNA este un criteriu de tip cost-beneficiu care permite atât determinarea eficientei economice absolute a unei investitii, cât si efectuarea unor analize comparative.

Orice solutie careia îi corespunde un VNA negativ trebuie abandonata, deoarece aceasta solutie are o rata a profitului mai mica decât rata de actualizare (considerata de multi si ca o rata a profitului minim admisibil).


În cazul în care VNA rezulta practic nul, solutia respectiva are o rata a

profitului egala cu rata de actualizare.

În cazul în care criteriul VNA se foloseste la compararea mai multor solutii, ierarhizarea se va face în ordinea descrescatoare a VNA, solutia cea mai buna fiind cea cu VNA maxim. Aceasta cu conditia ca VNA maxim sa fie pozitiv sau cel putin egal cu zero.

Criteriul VNA este criteriul cel mai potrivit pentru a stabili daca o solutie este de asteptat sa fie rentabila, respectiv daca va putea aduce un profit mai mare decât cel corespunzator ratei de actualizare.

Proiectele care pot fi comparate cu ajutorul criteriului VNA trebuie sa se caracterizeze printr-o durata de viata asemanatoare, printr-un efect util similar si mai ales prin cheltuieli de investitii asemanatoare. În celelalte cazuri, când se compara proiecte care necesita investitii diferite, poate fi folosit un criteriu derivat si anume, criteriul ratei venitului net actualizat RVNA , definit de raportul dintre VNA si capitalul actualizat necesar a fi investit CAI :

RVNA = VNA/CAI (6.46)

6.4.3. CRITERIUL RATEI INTERNE DE RENTABILITATE (RIR)

Prin intermediul acestui criteriu se determina capacitatea unei solutii tehnice de a sigura venit net (beneficiu) în perioada de studiu aleasa. Rata interna de rentabilitate a unei investitii (RIR) este egala cu rata pentru care venitul net actualizat devine nul. Ca urmare, RIR este solutia ecuatiei VNA = 0 , respectiv:

011

st

tt

tt

RIR

CVB (6.47)

Rata interna de rentabilitate RIR este, de asemenea , un criteriu de tip cost-beneficiu care permite atât determinarea eficientei economice absolute a unei investitii, cât si efectuarea unor analize comparative.

În cazul în care se analizeaza rentabilitatea unei solutii, investitia este considerata rentabila daca rata interna de rentabilitate este mai mare dacât o valoare limita, de multe ori considerata egala cu rata de actualizare. Alteori, valoarea limita este considerata rata dobânzii, în cazul finantarii proiectului prin contractarea unui împrumut.

În cazul în care criteriul RIR se foloseste la compararea mai multor solutii ierarhizarea se va face în ordinea descrescatoare a RIR, solutia cea mai buna fiind cea cu RIR maxim. Aceasta cu conditia ca RIR maxim sa fie mai mare sau cel putin egal cu valoarea limita acceptata pentru rata profitului. Si în cazul RIR, exista criterii derivate pe care nu le vom mai prezenta aici.

6.4.4. CRITERIUL DURATEI DE RECUPERARE ACTUALIZATA (DRA)

Durata de recuperare actualizata poate fi definita ca perioada de timp necesara pentru recuperarea cheltuielilor prin veniturile si beneficiile anuale.


DRA reprezinta solutia ecuatiei VNA(DRA) = 0, respectiv :

011

ttt

DRA

t a

CVB (6.48)

Durata de recuperare actualizata DRA este, de asemenea , un criteriu de tip cost-beneficiu care permite atât determinarea eficientei economice absolute a unei investitii, cât si efectuarea unor analize comparative.

În cazul în care se analizeaza rentabilitatea unei solutii, investitia este considerata rentabila daca durata de recuperare actualizata DRA este mai mica dacât o valoare limita, stabilita de la caz la caz. În mod evident, cu cât durata de recuperare este mai mica cu atât solutia respectiva este mai rentabila

În cazul în care criteriul DRA se foloseste la compararea mai multor solutii ierarhizarea se va face în ordinea crescatoare a DRA, solutia cea mai buna fiind cea cu DRA minim. Aceasta cu conditia ca DRA minim sa fie mai mica sau cel putin egala cu valoarea limita acceptata pentru durata de recuperare.

6.4.5. CRITERIUL DURATEI DE RECUPERARE SIMPLE (DR)

Durata de recupare în forma ei cea mai simpla este un criteriu simplu de tip contabil. Daca notam cu CI totalul cheltuielilor de investitii pe care le necesita o solutie tehnica si cu VNt venitul net anual obtinut prin scaderea din incasari (venitul brut) a cheltuielilor anuale de exploatare atunci :

tVN

CIDR

(6.49)

La fel ca si în cazul criteriului anterior criteriul se poate folosi pentru analiza unei singure solutii sau la compararea mai multora. În cazul unei solutii, aceasta este rentabila daca durata de recuperare este mai mica dacât o valoare acceptata ca limita. Cu cât durata de recuperare este mai mica

cu atât solutia este mai buna din punct de vedere al rentbilitatii.

În cazul în care criteriul DR se foloseste la compararea mai multor solutii ierarhizarea se va face în ordinea crescatoare a DR, solutia cea mai buna fiind cea cu DR minim. Aceasta cu conditia ca DR minim sa fie mai mica sau cel putin egala cu valoarea limita acceptata pentru durata de recuperare.

Acest criteriu este usor de înteles si de aplicat dar evident are unele limite. El este foarte bun în cazul unor solutii de optimizare a unor instalatii existe când el poate da informatii daca capitalul folosit pentru optimizare pate fi recuperat suficient de rapid prin reducerea cheltuielilor de exploatare

În finalul acestui paragraf trebuie spus ca au fost prezentate doar câteva dintre cele mai utilizate criterii în domeniul instalatiilor electrice. În realitate, numarul de criterii economice care pot fi folosite la ierarhizarea unor solutii tehnice este mai mare decât cel prezentat mai sus. Exista numeroase lucrari de specialitate din care pot fi extrase si alte criterii de analiza economica decât cele prezentate.



SCHEME DE PRINCIPIU PENTRU CENTRALE ELECTRICE

7.1. ASPECTE GENERALE

Schema de conexiuni a unei centrale trebuie sa asigure evacuarea energiei electrice produse de generatoare direct la consumatori (dintre care unii sunt consumatorii proprii ai centralei) si/sau în sistemul electroenergetic.

Schema electrica de conexiuni a unei centrale electrice depinde de o multime de factori, cum ar fi :

- tipul centralei electrice – CTE, CET, CNE, CHE etc.;

- numarul si puterea nominala a generatoarelor;

- regimul de functionare al centralei;

- amplasarea centralei în raport cu reteaua electrica a sistemului electroenergetic etc.

Exista o destul de mare diversitate a schemelor de conexiuni ale centralelor electrice. Cu toate acestea schemele de conexiuni ale centralelor se pot grupa în câteva categorii dictate mai ales de puterea nominala a grupurilor centralei. Astfel, de exemplu, exista categoria centralelor echipate cu grupuri de putere mica, la care caracteristic este faptul ca generatoarele sunt racordate

direct la statii de medie tensiune. În cazul centralelor cu grupuri de mare putere este caracteristica utilizarea schemelor bloc, care au pe partea electrica generatorul cuplat direct cu un transformator ridicator.

În acest capitol va fi prezentata sub forma de scheme de principiu doar acea parte a schemelor de ansamblu ale centralelor electrice care priveste evacuarea energiei produse de generatoare la consumatorii externi centralei sau în sistemul electroenergetic. Partea care priveste alimentarea consumatorilor proprii ai centralelor face obiectul capitolului urmator.


Principalele criterii care trebuie avute în vedere la alegerea schemelor de principiu ale centralelor electrice se refera pe de-o parte la asigurarea calitatii în livrarea energiei electrice produsa în centrala, atât sub aspectul continuitatii, cât si sub aspectul parametrilor energiei, iar pe de alta parte se refera la realizarea unor scheme cu cheltuieli totale pe întreaga durata de viata cât mai mici.

7.2. SCHEME PENTRU CENTRALE CU STATII ELECTRICE DE EVACUARE A ENERGIEI ELECTRICE LA TENSIUNEA GENERATORULUI

În categoria acestor centrale intra cele echipate cu grupuri de putere mica, de regula, sub 50 MW. Generatoarele cu astfel de puteri au ca tensiune nominala o valoare din domeniul de medie tensiune (la noi în tara, cel mai frecvent, aceasta tensiune este 6 kV) sau chiar din cel de joasa tensiune, daca generatoarele sunt de putere foarte mica.

Pentru realizarea schemelor de conexiuni ale acestor centrale este economic ca generatoarele sa fie racordate direct la o statie de medie tensiune (de aceeasi valoare cu tensiunea nominala a generatorului), prin care energia sa fie evacuata direct la consumatori.Avantajul economic consta în faptul ca energia produsa de generatoare ajunge direct în reteaua de distributie, fara a mai suferi transformari generatoare de pierderi suplimentare de energie electrica.

Doua conditii trebuie îndeplinite pentru a realiza astfel de scheme de conexiuni:

- tensiunea nominala a generatorului sa coincida cu tensiuni ale retelelor de distributie;

- generatoarele sa aiba puteri relativ mici (sub 50 MW), puteri care sa poata fi distribuite în mod economic printr-o retea de medie tensiune, retea care are o capacitate limitata de a distribui energie.

În continuare sunt prezentate câteva tipuri de scheme de conexiuni pentru astfel de centrale.

Fig.7.1. Schema de principiu pentru centrale cu generatoare de mica putere si o statie de evacuare a energiei la tensiunea generatoarelor

Linii de alimentare a consumatorilor Linii de legatura cu sistemul

Statie de medie tensiune,de

regula, de 6 kV

... ...

... ...Generatoare

G G

147 SCHEME DE PRINCIPIU PENTRU CENTRALE ELECTRICE

7.2.1. CENTRALE CU O STATIE LA TENSIUNEA GENERATOARELOR

SI CU O STATIE DE TENSIUNE MAI MARE, PENTRU LEGATURA CU SISTEMUL ELECTROENERGETIC

Schemele (figura 7.2.) se folosesc pentru centrale cu grupuri de pâna la 12-25 MW (rareori 50 MW). De regula, daca grupurile nu sunt numeroase si nici de putere mare, este economic sa fie toate racordate la statia de medie tensiune. În anumite situatii, unele grupuri pot fi racordate prin transformator si la statia de înalta

tensiune, daca prin racordarea tuturor generatoarelor la statia de medie tensiune aceasta ar trebui sa evacueze prea multa putere.

Fig.7.2. Schema de principiu pentru o centrala cu generatoare de putere relativ mica, cu o statie de evacuare la tensiunea generatoarelor si

o statie de înalta tensiune pentru legatura cu sistemul electroenergetic

Legatura cu sistemul energetic, necesara pentru ca centrala sa nu functioneze insular, este asigurata de transformatoare si o statie de înalta tensiune asa cum se vede din figura 6.2. Spre deosebire de cazul anterior, aceasta legatura este mai puternica si mai sigura. Rolurile ei sunt aceleasi ca si în cazul precedent.

7.2.2. CENTRALE CU MAI MULT DE DOUA STATII

Centrale cu mai mult de doua statii

se întâlnesc rar si sunt rezultatul unei dezvoltari în etape a schemelor de conexiuni, odata cu dezvoltarea centralei. Pot aparea, de exemplu, doua statii la tensiunea generatoarelor din cauza instalarii etapizate a unor generatoare cu puteri si tensiuni nominale diferite, alaturi de statii de înalta tensiune necesare realizarii legaturii cu sistemul.

Linii de alimentare a consumatorilor

Statie de medie tensiune,de regula,

6 kV sau 10 kV

....

.

....

.

....

.

....

.

Generatoare

G ~

G ~

....

.

Linii de alimentare a consumatorilor S ~

Statie de înalta tensiune,de regula,

de 110 kV

G ~

TL TL TB


Schemele de conexiuni ale statiilor de medie tensiune sunt, de regula,

scheme cu unul sau doua sisteme de bare colectoare, de cele mai multe ori sectionate longitudinal. Una dintre problemele importante care apar la aceasta categorie de scheme de conexiuni o reprezinta marimea curentilor de scurtcircuit. În multe cazuri, plafonul la scurtcircuit al acestor statii de medie tensiune este mare din cauza generatoarelor si, ca urmare, schema de conexiuni a statiei trebuie sa includa masuri de limitare a curentilor de scurtcircuit. Deoarece generatoarele trebuie sa functioneze în paralel, în aceste scheme limitarea curentilor de scurtcircuit se face, de regula, asociind sectionarea cu folosirea bobinelor limitatoare. În figura 7.3 este prezentat un exemplu de schema în care se folosesc bobine pentru limitarea curentilor de scurtcircuit cuplate între sectii de bare colectoare si pe liniile spre consumatori.

Fig.7.3.Schema de principiu pentru o centrala cu generatoare de putere relativ mica si cu masuri de limitare a curentilor de scurtcircuit folosind sectionarea si bobine limitatoare

7.3. SCHEME PENTRU CENTRALE CU STATII ELECTRICE DE EVACUARE A ENERGIEI ELECTRICE CU TENSIUNI MAI MARI DECÂT TENSIUNEA GENERATORULUI

Majoritatea centralelor din aceasta categorie o reprezinta cele cu generatoare de putere mare, de ordinul sutelor de megawati.

În cazul acestor generatoare este economic ca energia sa fie evacuata direct la tensiuni mari (110-400 kV), unde retelele au capacitatii corespunzatoare de vehiculare a energiei.

T T

Bobine limitatoare amplasate pe liniile electrice de alimentare a consumatorilor

Bobine limitatoare amplasate între sectii de bare colectoare

MT

IT

G~ G~ G~


Întrucât tensiunile nominale ale genaratoarelor nu depasesc 30 kV este

necesara utilizarea de transformatoare ridicatoare si întrucât o statie electrica la bornele generatoarelor ar ridica probleme deosebite, solutia practicata este legarea în serie a fiecarui generator cu câte un transformator, realizându-se astfel o schema bloc (paragraful 5.6). Ansamblul generator-transformator este denumit în limbajul curent bloc generator-transformator sau câteodata pur si simplu bloc. Mai trebuie spus ca în cele mai multe cazuri, blocul generator- transformator este partea finala a unui bloc mai amplu, format din cazan-turbina-generator-transformator.

Caracteristicile schemei bloc sunt interdependenta dintre componentele blocului, care nu pot functiona decât împreuna, si volumul redus al aparatelor de comutatie între elementele blocului. În foarte multe cazuri blocul generator-transformator nu are nici un fel de aparat de comutatie între generator si transformator.

În figura 6.4. sunt prezentate câteva tipuri de scheme bloc generator-transformator.

Fig. 7.4. Diverse tipuri de scheme bloc generator – transformator pentru generatoare de mare putere

MT sau 110-220 kV

TB

G~

110 – 400 kV

a

TB

G~

110 – 400 kV

b

IG

TB

G~

110 – 400 kV

SS

TB

G~

110 – 400 kV

c

IG

AT

G~

110 – 220

kV

d

IG

110 – 400 kV

G~

G~

IG

IG

e

110 – 400 kV


Schema clasica, cu cea mai mare raspândire, este cea din figura 7.4,a, fara nici un aparat de comutatie într e generator si transformator, cu întreruptor numai în statia de înalta sau foarte înalta tensiune.

În schemele din figura 7.4,b blocul este prevazut între generator si transformator cu un aparat de comutatie: întreruptor (IG) sau separator de sarcina (SS) numit câteodata cuplor. Rolul acestui aparat de comutatie este de a simplifica schema de alimentare a serviciilor proprii. Solutia nu este totusi raspândita pentru ca aparatul este foarte scump si constituie un punct slab pe legatura generator-transformator.

Schemele din figurile7.4,c si 7.4,d folosesc pentru transformatorul de bloc un transformator cu trei înfasurari sau un autotransformator cu tertiarul accesibil. În aceste scheme, prezenta întreruptorului IG de la bornele generatorului este obligatorie pentru a permite functionarea (auto)transformatorului si cu generatorul oprit. Avantajul acestor scheme consta în faptul ca permit cuplarea generatorului la doua statii folosind un singur (auto)transformator care va îndeplini si rolul de legatura între cele doua statii.

În schema din figura 7.4,e blocul este format din doua generatoare si un singur transformator. Si în acest caz întreruptorul de la bornele generatorului este obligatoriu. Acest tip de schema permite reducerea numarului de transformatoare ridicatoare ale centralei si a numarului de celule din statia de înalta sau foarte înalta tensiune a centralei. Are însa dezavantajul ca doua generatoare depind de un transformator; orice defect în transformator va scoate din functiune ambele generatoare.

Schemele de principiu ale centralelor cu grupuri mari contin de regula, una pâna la trei statii de evacuare a energiei, statii la care se racordeaza blocurile generator-transformator. În cazul existentei a mai multor statii de evacuare este necesara folosirea de transformatoare sau autotransformatoare de legatura.

Tensiunile nominale ale statiilor de evacuare depind de puterea nominala a generatoarelor. De exemplu, grupurile de 330 MW trebuie racordate la statii de la 220 kV inclusiv în sus, în timp ce grupurile de 50-100 MW este economic a fi racordate la statii de 110 kV.

În figura 7.5 este prezentat un exemplu de centrala cu doua statii de evacuare, legate între ele prin autotransformator. Cele doua tensiuni înalte pot fi, de exemplu, 110 kV cu 220 kV sau 220 kV cu 400 kV. Repartitia grupurilor pe cele doua statii este o problema de optimizare a circulatiei energiei produse de centrala.

Exista, mai rar, si centrale care au trei statii de evacuare a energiei. Aceasta situatie este, în cele mai multe cazuri, rezultatul unei dezvoltari etapizate de-a lungul timpului.


Fig.7.5. Schema de principiu pentru o centrala cu blocuri generator transformator si doua statii de evacuare a energiei electrice legate prin autotransformator

În figura 7.6 este prezentat un exemplu de schema la care autotransformatoarele de legatura dintre statii sunt folosite si ca transformatoare de bloc.

Fig.7.6. Schema de principiu pentru o centrala cu doua statii de evacuare a energiei electrice care are si doua blocuri generator – autotransformator

ATB

G~

110–220 kV

TB

G~

TB

G~

220-400 kV

ATB

Consumatori

Linii de legatura cu sistemul

Consumatori


G~

IG

IG

TB

G~

110–220 kV

TB

G~

TB

G~

TB

G~

220-400 kV

ATL

Consumatori


Consumatori



Se face economie de transformatoare de bloc dar exista unele dezavantaje care fac ca aceste scheme sa fie foarte rar folosite. În plus, puterea nominala a autotransformatorului trebuie sa fie cel putin de doua ori mai mare decât puterea generatorului deoarece înfasurarea tertiara, pe care este cuplat generatorul, are întotdeauna o putere nominala mai mica decât cea a autotransformatorului .

În ceea ce priveste schemele de conexiuni ale statiilor de evacuare trebuie avut în vedere ca acestea sunt statii de tensiuni mari, cu un rol foarte important în sistem. Ca urmare, aceste statii au scheme de conexiuni cu un grad mare de siguranta. Astfel, se folosesc sheme cu doua sisteme de bare colectoare si bara de ocolire, scheme cu doua sisteme de bare colectoare si 2 întreruptoare pe circuit, scheme cu doua sisteme de bare colectoare si 1,5 întreruptoare pe circuit, scheme poligonale etc.(capitolul 3).

În finalul acestui paragraf trebuie amintite schemele de principiu ale unor centrale cu generatoare de putere mica care folosesc însa scheme bloc pentru racordarea generatoarelor la statii care sunt nu de înalta, ci de medie tensiune. Este cazul centralelor amplasate într-o zona unde reteaua de medie tensiune disponibila are alta tensiune decât tensiunea generatoarelor (de exemplu Uretea = 20 kV si U nG = 6,3 kV) sau al centralelor cu generatoare de mica putere care pot avea la borne o treapta de joasa tensiune. În figura 7.7 este prezentata schema de principiu a unei centrale cu grupuri antrenate de motoare Diesel cu puteri de ordinul a câtiva megawati.

Fig.7.7. Schema de principiu pentru o centrala cu generatoare de mica putere

antrenate de motoare Diesel

S Consumatori

Statie de 20 kV

UnG = 6,3 kV sau 0,4 kV

G ~

G ~

Motor Diesel

Motor Diesel


7.4. PARTICULARITATI ALE SCHEMELOR

CENTRALELOR HIDROELECTRICE

Schemele electrice de conexiuni ale centralelor hidroelectrice pot fi în unele privinte diferite de cele prezentate mai sus si care corespund, în general, centralelor termoelectrice sau nuclearo-electrice. Astfel, în foarte multe cazuri se folosesc scheme bloc generator – transformator chiar daca generatoarele au puteri relativ mici, pentru ca centrala este izolata, nu are în apropiere consumatori la medie tensiune si o statie de distributie la tensiunea generatoarelor nu si-ar gasi utilitatea. Adeseori este nevoie chiar de blocuri generator – transformator – linie, atunci când statia de evacuare la care se poate racorda blocul nu poate fi amplasata în apropierea centralei.

În figura 6.8 sunt prezentate doua exemple de scheme de principiu pentru centrale hidroelectrice amplasate în zone izolate si dispunând de terent putin pentru transformatoare si statii.

În prima varianta de schema se foloseste un singur transformator pentru doua generatoare, în scopul reducerii numarului de transformatoare de bloc, cel mai probabil din lipsa de spatiu. Aceeasi idee de schema se mai poate folosi si atunci când generatoarele au puteri mici si nu se realizeaza o statie la tensiunea generatoarelor ci se foloseste schema bloc generator-transformator. În acest fel se evita instalarea a prea multe transformatoare mici. În cea de-a doua varianta de schema se racordeaza doua blocuri generator transformator la o singura linie, statia de evacuare neputând fi amplasata în apropierea centralei.

Fig.7.8 Scheme de principiu pentru CHE care dispun de spatiu redus pentru transformatoare sau pentru statiile de evacuare

110 – 400 kV

....

G G

GG

Linie de 110-220 kV


O schema aparte o au centralele cu acumulare prin pompaj, concepute ca sisteme de stocare a energiei. La aceste centrale, transformatorul de bloc are o dubla functie: sa asigure evacuarea energiei produsa de ansamblul turbina-generator în regim de generare si sa asigure alimentarea aceluiasi ansamblu în regim de pompare, când generatorul devine motor, iar turbina - pompa. Un exemplu este prezentat în figura 7.9.

Fig.7.9. Schema de principiu pentru un bloc dintr-o centrala hidroelectrica

cu acumulare prin pompaj

Fig.7.10. Schema de principiu pentru partea electrica de evacuare a energiei a unei

centrale termoelectrice cu ciclu mixt abur gaze

7.5. SCHEME PENTRU CENTRALE CU CICLURI MIXTE ABUR-GAZE

Schemele centralelor cu cicluri mixte abur-gaze au unele particularitati tinând de procesul de producere a energiei electrice (figura 7.10).

Problema esentiala este ca turbina cu gaze trebuie lansata la pornire de catre un motor si acest lucru se poate face trecând generatorul în regim de motor sincron. Ca urmare, transformatorul de bloc al generatorului antrenat de turbina cu gaze este folosit si ca sursa de alimentare la pornire a generatorului trecut în regim de motor. Pentru a se putea realiza acest lucru, între generator si transformatorul de bloc este necesara instalarea unui întreruptor IG care va fi folosit în etapele de pornire. Mai trebuie remarcat faptul ca generatorul antrenat de turbina cu abur este racordat printr-o schema clasica de bloc generator-transformator la aceeasi statie de înalta tensiune. În cazul pornirii folosind calea de alimentare de rezerva, cuplarea în paralel a generatorului cu sistemul se va face prin întreruptorul din statia de înalta tensiune.

Generator

Motor sincron

Întreruptoare pentru a tine

seama de sensul de rotatie al turbinei

Întreruptor pentru

alimentarea unui motor de lansare a

generatorului în regim de Motor de

lansareM

110 – 400 kV

~

Cale de alimentare de rezerva pentru pornire

I

110 – 400 kV . . .

Generator antrenat de turbina cu gaze

Generator antrenat de turbina cu abur



SERVICII PROPRII DE CURENT ALTERNATIV

8.1. DEFINIRE, CONSUM SI CLASIFICARE

Serviciile proprii de curent alternativ ale unei centrale electrice sunt totalitatea instalatiilor de curent alternativ care asigura alimentarea cu energie electrica a mecanismelor si utilajelor necesare desfasurarii procesului de producere e energiei electrice si termice, precum si a altor receptoare auxiliare.

Clasificarea lor se poate face dupa mai multe criterii, dupa cum urmeaza:

dupa amplasarea în raport cu incinta centralei:

servicii proprii interne, constituite din consumatorii amplasati în incinta centralei; trebuie mentionat ca multa vreme serviciile proprii ale unei centrale au fost denumite curent, în limbajul de specialitate din exploatare, servicii interne;

servicii proprii externe, constituite din consumatori care deservesc centrala dar sunt amplasati în afara incintei centralei; de exemplu, mecanismele de actionare ale barajelor centralelor hidroelectrice etc.

dupa partea centralei deservita:

servicii proprii de bloc, care deservesc blocul cazan-turbina-generator dintr-o centrala termoelectrica sau blocul turbina-generator dintr-o centrala hidroelectrica: pompa de alimentare a cazanului, ventilatorul de aer al cazanului etc.;

servicii proprii generale, care deservesc mai multe blocuri sau întreaga centrala: gospodaria de combustibil, evacuarea cenusii, barajul etc.

dupa importanta lor în raport cu functionarea centralei:


servicii proprii de categoria 0 (consumatori vitali): acestia se subîmpart la rândul lor în doua subcategorii:

- 0.a – toti consumatorii a caror întrerupere în alimentare mai mare de 1secunda conduce la scoaterea din functiune a blocului, turbinei sau cazanului; pentru receptoarele vitale de categoria 0.a de curent continuu se prevad cel putin doua alimentari normale din bateria de acumulatoare; pentru receptoarele vitale de categoria 0.a de curent alternativ se prevad cel putin doua alimentari normale din bateria de acumulatoare, prin aparate de convertire a curentului (invertoare) si alimentari de rezerva de la barele de curent alternativ ale receptoarelor de categoria 0.b;

- 0.b – toti consumatorii care nu permit decât întreruperi de scurta durata (de ordinul 10.......20 secunde), în caz contrar fiind posibila accidentarea de persoane sau avarierea grava a agregatelor principale din centrala (cazan, turbina); în aceasta categorie se încadreaza receptoarele care trebuie sa functioneze în perioadele de oprire de avarie a blocurilor cazan-turbina (de exemplu, anumite

circuite de comanda si automatizare, unele pompe de ulei, anumite vane electrice, iluminatul de siguranta, statii de reducere-racire); pentru receptoarele vitale de categoria 0.b, se prevad trei surse de alimentare, dintre care una va fi o sursa normala, a doua o sursa de rezerva independenta si a treia va fi o sursa de alimentare de siguranta (de exemplu, grup Diesel cu intrare automata în functiune);

servicii proprii de categoria I (consumatori principali): includ toti consumatorii la care întreruperea alimentarii pe durate mai mari de 3 secunde afecteaza direct regimul de functionare al blocurilor (cazan –turbina – generator), putând conduce la oprirea lor (de exemplu: pompe de alimentare cu apa a cazanelor, ventilatoare de aer si gaze la cazan, inclusiv auxiliarele acestora etc.); pentru receptoarele de categoria I se asigura alimentarea de la o sursa normala si de la una de rezerva independenta, cu anclansarea automata a sursei de rezerva în cazul caderii sursei normale;

servicii proprii de categoria a II-a (consumatori secundari) includ toti consumatorii a caror întrerupere temporara de ordinul 15-20 minute nu afecteaza imediat regimul de functionare al centralei (de exemplu: instalatiile de descarcat, de concasat, de transportat etc.). Pentru receptoarele de categoria a II-a se prevad o sursa normala si una de rezerva;

servicii proprii de categoria a III-a (consumatori auxiliari) includ toti consumatorii care nu afecteaza regimul de functionare al centralei (de exemplu: instalatii de ridicat, ateliere, laboratoare etc.); alimentarea acestor receptoare se face de la o singura sursa de alimentare;

dupa regimul de functionare functionare în cadrul centralei:

SERVICII PROPRII DE CURENT ALTERNATIV 157

servicii proprii cu functionare continua (timp de functionare 24 de ore);

servicii proprii cu functionare intermitenta (sub 24 de ore);

servicii proprii în rezerva (timp de functionare zero).

Serviciile proprii ale centralelor electrice sunt consumatori importanti de energie. Marimea consumului la sarcina nominala a centralei

depinde de o multime de factori. Cel mai important factor îl constituie tipul centralei: termoelectrica, nuclearo -electrica, hidroelectrica etc.

Astfel, consumul serviciilor proprii ale centralelor termoelectrice este cuprins între 5% - 12% din puterea instalata si depinde de tipul combustibilului folosit, de parametrii circuitului termic, de tipul circuitului de racire etc. De exemplu, la centralele care folosesc drept combustibil gazele naturale, consumul se situeaza spre limita inferioara, 5-6%, la centralele care folosesc combustibil lichid consumul este de ordinul 6-8% si ajunge sa aiba valori mari (9-12%) la centralele pe combustibil solid (carbune). Consumurile sunt mai mari daca centrala este de termoficare, daca centrala are un circuit de racire închis etc. De exemplu, la noi în tara, utilizarea grupurilor de 50 MW pe lignit, în termoficare s-a facut cu consumuri ale serviciilor proprii de aproape 15% din productia grupurilor.

Centralele nuclearo-electrice au consumuri procentuale ale serviciilor proprii de ordinul 5-12% marimea lor depinzând de filiera reactorului, de puterea nominala a generatoarelor, de tipul circuitului de racire. Frecvent consumurile procentuale ale CNE se situeaza în domeniul 7-8%.

Cele mai mici consumuri procentuale ale serviciilor proprii le au centralele hidroelectrice, 0,2 – 2%, valorile mai mari corespunzând hidrocentralelor cu baraje mari.

8.2. FORME DE ENERGIE SI TREPTE DE TENSIUNE FOLOSITE LA ALIMENTAREA SERVICIILOR PROPRII Energia cu ponderea cea mai mare în alimentarea consumatorilor de

servicii proprii o reprezinta energia electrica. Ea este folosita în primul rând pentru alimentarea motoarelor folosite la actionarea diverselor mecanisme. De asemenea, este folosita pentru iluminat. În unele centrale termoelectrice sau nuclearo-electrice pot exista consumatori de servicii proprii care folosesc energia mecanica

a aburului produs în cazanele centralei; de exemplu, exista centrale la care pompele de alimentare cu apa a cazanelor sunt antrenate de turbine cu abur.

Pentru alimentarea cu energie electrica a receptoarelor de servicii proprii, de regula, se folosesc doua trepte de tensiuni alternative si anume:

treapta de medie tensiune, necesara, în primul rând, pentru alimentarea motoarelor de puteri unitare mari (peste 160 kW) sau pentru tranzitarea unei puteri mari pentru grupe de receptoare mai mici, prin intermediul unor transformatoare coborâtoare; ca trepta de medie tensiune se alege, de regula, tensiunea de 6 kV; în cazuri justificate se poate opta si pentru o alta tensiune medie (de exemplu 10 kV) sau eventual chiar pentru doua trepte de tensiuni medii;


treapta de joasa tensiune, pentru alimentarea receptoarelor de mica

putere, inclusiv a motoarelor cu puteri unitare sub 160 kW; pentru instalatiile de joasa tensiune de regula se alege treapta de 230/400 V.

8.3. SURSE DE CURENT ALTERNATIV PENTRU ALIMENTAREA SERVICIILOR PROPRII

8.3.1. ALIMENTAREA NORMALA A SERVICIILOR PROPRII

De-a lungul timpului s-au încercat mai multe solutii pentru sursele de alimentare normala a serviciilor proprii ale centralelor electrice.

O prima solutie, folosita la începuturile centralelor electrice este cunoscuta sub denumirea de alimentarea serviciilor proprii cu un grup de casa. Solutia consta în utilizarea unui grup turbina-generator de putere mica

numai pentru alimentarea serviciilor proprii (figura 7.1), aburul pentru turbina grupului de casa fiind produs în cazanul care alimenteaza si turbina principala .

Fig.8.1. Grupul de casa - ca sursa de alimentare a serviciilor proprii

Solutia cu grup de casa are marele avantaj ca reprezinta o sursa pentru alimentarea serviciilor proprii independenta de evenimentele de la bornele generatorului principal si din sistemul electroenergetic. Acest lucru a prezentat importanta la începuturile dezvoltarii sistemului electroenergetic, când multe centrale functionau insular, când sistemul era slab si nu prezenta suficienta siguranta. De asemenea, ea a fost si suficient de avantajoasa economic, atâta timp cât s-au folosit cazane cu parametrii aburului scazuti Principalul dezavantaj îl reprezinta investitia specifica mare în grupul de casa, necesitatea unei turbine cu abur de putere mica etc.

O alta solutie, derivata din prima solutie prezentata, o reprezinta solutia cu generator de casa.

Deosebirea fata

de solutia anterioara consta în antrenarea generatorului de casa de catre turbina grupului principal. În acest fel se renunta la o turbina de putere mica, cu investitii mari si, totdata, se pastreaza independenta

G 3~

Gc~

S

AAR

Turbina si generatorul principal

Grupul de casa

Statia de evacuare a

energiei

Statie de servicii

proprii

Consumatori de servicii proprii


sursei de alimentare normala a serviciilor proprii fata de evenimentele de la bornele generatorului principal si din sistem (figura 7.2). Este de asemenea o solutie specifica perioadei de copilarie a sistemului electroenergetic si, la fel ca si solutia anterioara, nu a rezistat dezvoltarii ulterioare a sistemului electroenergetic. Dezavantajele solutiei sunt în principal legate de problemele ridicate de ansamblul turbina cu doua generatoare pe acelasi ax.

Fig.8.2. Solutia cu generator de casa ca sursa de alimentare a serviciilor proprii

Fig.8.3. Alimentarea serviciiilor proprii de la bornele generatorului principal

În sfârsit, solutia care este în prezent unanim acceptata o reprezinta alimentarea serviciilor proprii de la bornele generatorului principal (figura 8.3).

În acest fel, puterea folosita pentru alimentarea serviciilor proprii este instalata în turbine si generatoare cu puteri unitare suficient de mari, deci este o putere cu

Generatorul de casa

G 3~

Gc~

S

AAR

Turbina

comuna

Statia de evacuare a

energiei

Statie de servicii proprii


Generatorul principal

G 3~

S

AAR

Turbina

Statia de evacuare a energiei

Statie de servicii

proprii


Generatorul principal


investitii specifice mici si cu costuri de productie de asemenea mici. Aceasta solutie se bazeaza pe faptul ca odata cu dezvoltarea sistemelor electroenergetice, acestea au devenit tot mai sigure si puternice, permitând o siguranta suficienta în alimentarea serviciilor proprii. De asemenea progresele obtinute în realizarea unor sisteme de protectie si automatizari au permis aplicarea pe scara larga a acestei solutii de principiu la majoritatea centralelor electrice.

Trebuie mentionat faptul ca în figura 8.3 nu s-au evidentiat si eventualele transformatoare, de exemplu, cele de bloc, ci s-a pus în evidenta doar principiul solutiei.

8.3.2. ALIMENTAREA DE REZERVA A SERVICIILOR PROPRII

Dupa cum s-a mai spus, consumatorii serviciilor proprii sunt foarte importanti si unul dintre principalele elemente în asigurarea continuitatii în alimentarea lor o constituie asigurarea unor surse de rezerva. Acestea trebuie sa fie cât mai independente fata de alimentarea normala.

O prima solutie, folosita în majoritatea cazurilor ca solutie de baza, este asigurarea unei cai de alimentare de rezerva, în curent alternativ, din reteaua sistemului electroenergetic în care este evacuata energia produsa de centrala (cale prevazuta cu anclansarea automata a rezervei - AAR), asa cum schematic este prezentata în figurile 8.1, 8.2 si 8.3. În paragrafele urmatoare se vor face mai multe precizari privind aceste cai de rezerva.

În afara acestor cai de rezerva, care nu sunt total independente, mai sunt necesare cai de rezerva complet independente, mai ales pentru alimentarea consumatorilor vitali. Principalele surse de alimentare de rezerva, considerate independente, si care au fost utilizate de-a lungul timpului sunt bateria de acumulatoare si grupul Diesel cu demaraj rapid .

În figura 8.4 sunt prezentate doua exemple de scheme pentru alimentarea de rezerva a serviciilor proprii. Trebuie remarcat însa ca este vorba de solutii cu putere relativ mica, pentru alimentarea numai a consumatorilor vitali în conditii de avarie. Întrucât în acest domeniu exista o mare varietate de solutii, cele prezentate au rol numai de exemplificare. În continuare, în cadrul acestui capitol, nu se vor mai prezenta si discuta solutii din aceasta categorie si, ca urmare, când se vor face referiri la cai de rezerva, de regula, acestea vor fi cele în curent alternativ din retea.

8.4. ACTIONARI ELECTRICE PENTRU SERVICII PROPRII

Majoritatea mecanismelor din serviciile proprii ale centralelor electrice sunt antrenate de motoare electrice. Puterile necesare pentru antrenare sunt foarte diverse: de la valori mici de ordinul sutelor de wati pâna la valori foarte mari ce pot atinge chiar 10 MW.


Cupla electromagnetica

a

M~

G ~

0,4 kV c.a.

. . .

IA

IA

Volant IA

Alimentare normala a motorului

b

Motor Diesel cu demaraj

rapid

Consumatori importanti ai s.p.

. . .

IA

0,4 kV c.a.

G ~

Baterie de acumulatoare

~ =

IA

Consumatori importanti ai s.p.

Motor Diesel cu demaraj

rapid

Fig.8.4. Cai de alimentare de rezerva a serviciilor proprii cu un grad mare de independenta si siguranta

Pentru o functionare sigura a mecanismelor serviciilor proprii este necesar ca marimile caracteristice de functionare ale motorului sa corespunda conditiilor de functionare ale mecanismului si anume:

puterea motorului electric trebuie sa fie suficienta pentru a actiona mecanismul la functionarea acestuia la sarcina nominala;

cuplul dezvoltat de motor trebuie sa fie suficient pentru lansarea mecanismului pâna la turatia nominala a acestuia, fara ca motorul sa se supraîncalzeasca peste limita admisibila, din cauza curentilor de pornire,

chiar daca motorul a fost încalzit ca urmare a functionarii de durata la plina sarcina;

motorul unui mecanism principal trebuie sa aiba capacitate de autopornire, dupa restabilirea tensiunii, daca a fost frânat partial sau total la o scadere a tensiunii în retea:

forma de executie a motorului si modul de racire al acestuia trebuie sa corespunda conditiilor de temperatura, de umiditate si de curatenie a mediului înconjurator.

Alte conditii importante la alegerea tipurilor de motoare electrice: dispozitive simple de pornire, constructie sigura, exploatare usoara, cost initial redus si cheltuieli reduse de exploatare.

8.4.1. CARACTERISTICA MECANICA A ACTIONARILOR ELECTRICE


Caracteristica mecanica a actionarilor cu motoare electrice reprezinta dependenta cuplului rezistent de turatia motorului de antrenare, respectiv de alunecarea de regim, si depinde de tipul mecanismului antrenat. Pentru un numar mare de mecanisme, caracteristica mecanica poate fi pusa sub forma:

zvknrr sccCCc 1/ (8.1)

în care: Cr reprezinta cuplul rezistent al masinii antrenate de motor; Cn - cuplul nominal al motorului electric; s - alunecarea de regim a motorului, care este dependenta de f si u; c k - cuplul de frecari (de mers în gol) al mecanismului antrenat, considerat independent de alunecarea s si cv - cuplul util, variabil cu alunecarea s.

Valoarea exponentului z este variabila dupa tipul masinii de lucru. Sub aspectul dependentei de turatie a cuplului rezistent, pot fi evidentiate, în principal, urmatoarele categorii de actionari

cu motoare electrice utilizate ca servicii proprii în centrale electrice:

actionari cu cuplu rezistent independent de turatie, pentru care z = 0 (masini unelte, transportoare, pompe cu piston, compresoare, mori cu bile, etc.);

actionari cu cuplu rezistent

pentru care z = 2 (pompe, ventilatoare si compresoare centrifugale);

actionari al caror cuplu rezistent variaza cu turatia la o putere z > 2 (pompe care lucreaza cu contrapresiune).

Pompele si ventilatoarele se caracterizeaza din punct de vedere tehnologic prin „caracteristica H-D”, având în abscisa debitul de fluid D, iar pe ordonata-înaltimea (presiunea) de refulare H. Un exemplu de caracteristica H-D, pentru o pompa de apa centrifugala, este prezentat în figura 8.5. Pentru diferite diametre sau diferite turatii ale rotorului, se poate trasa o familie de curbe asemanatoare. Ecuatia caracteristicii H-D, în functie de turatia de antrenare a mecanismului poate fi pusa sub forma:

232

21 DKDnKnKH [m] (8.2)

în care: K1, K2 si K3 reprezinta constante constructive ale agregatului, iar n - turatia de antrenare a agregatului, în rot/min.

Caracteristica retelei de conducte R este formata, în cazul general, din înaltimea (presiunea) statica (Hst) si suma caderilor de presiune dinamice, ca urmare a frecarilor pe diferite elemente ale circuitului (pereti si coturi ale conductelor, elemente de strangulare, robinete etc.); aceasta caracteristica este reprezentata pe figura 8.1 sub forma unei parabole, având expresia analitica:

2DKHH st [m] (8.3)

în care: K este coeficientul de rezistenta a retelei de conducte, în h2/m3.


Fig.8.5. Stabilirea punctelor de functionare pentru o pompa centrifuga, la intersectia caracteristicilor H-D ale pompei (pentru diferite turatii de antrenare) cu caracteristicile retelei de conducte (pentru diferite pozitii ale ventilului de pe refulare).

Un punct A de functionare a agregatului se stabileste la intersectia celor

doua caracteristici (fig.8.1).Puterea necesara la arborele mecanismului, corespunzatoare punctului A de functionare, este:

3600

10 3

A

AAA

gHDP [kW]

(8.4)

în care: DA reprezinta debitul de fluid corespunzator punctului A, în m3/h; H A - înaltimea de refulare, corespunzatoare punctului A, în m; - densitatea fluidului, în kg/ml; g - acceleratia gravitationala,în m/s2; A - randamentul agregatului corespunzator punctului A.

Reducerea debitului de la valoarea DA la valoarea DB (fig.8.5) se poate obtine, de exemplu, prin:

laminare (strangulare), închizând ventilul pe refulare; punctul de functionare se deplaseaza pe caracteristica pompei în pozitia B, corespunzatoare unei înaltimi de refulare HB; puterea la arborele agregatului este proportionala cu suprafata HB . DB;

reducerea printr-un procedeu oarecare a turatiei agregatului, caracteristica acestuia deplasându-se în jos (pe fig.8.5) pâna la stabilirea echilibrului în noua pozitie B', corespunzatoare înaltimii HB' = HB - H, în care H reprezinta caderea de presiune pe ventil; puterea solicitata la arborele pompei este, în acest caz, proportionala cu suprafata HB'. DB.

Reglând debitul mecanismului prin variatia turatiei acestuia se economiseste deci, comparativ cu reglajul prin laminare, o putere proportionala cu suprafata H.DB. În cazul unor variatii frecvente ale debitului, cerute de procesul tehnologic, economiile de energie obtinute prin variatia vitezei pot fi însemnate.

Pentru orice punct de intersectie a caracteristicii

H-D cu caracteristica retelei de conducte, corespunzator regimului stationar de functionare, expresia debitului de fluid al masinii - în functie de turatie - se poate obtine sub forma solutiei unei ecuatii de gradul 2, care rezulta prin egalarea expresiilor 8.2 si 8.3.


Debitul de fluid D al masinii, exprimat în unitati relative prin raportare la debitul corespunzator conditiilor nominale de alimentare ( F=50 Hz, U=Un), poate fi pus sub forma:

ckbkaDD nnn2/ (8.5)

în care: a, b, c reprezinta coeficienti care depind de caracteristicile masinii, de regimul ei de exploatare, precum si de caracteristicile retelei de conducte; kn = n/nn

reprezinta turatia relativa a masinii, care a fost obtinuta prin raportarea turatiei n a masinii la valoarea ei nominala. Se poate demonstra relativ simplu ca numai în absenta contrapresiunii (sarcina statica nula), debitul de fluid depinde liniar de turatie.

Luând în considerare relatiile (7.3) si (7.4), se obtine dependenta puterii utile, ceruta de mecanism la arborele motorului electric de antrenare ( Pi ), de debit si implicit, de o turatie oarecare ni a motorului:

iistii KDHgDP /1078,2 27 [kW] (8.6)

Se poate demonstra relativ simplu ca numai în absenta contrapresiunii, puterea utila la arborele motorului de antrenare depinde de cubul turatiei.

Dependenta cuplului rezistent (Cr), opus de masina la arborele motorului de antrenare de turatia acestuia poate fi exprimata sub forma [3]:

iiri nPC /9540 [Nm] (8.7,a)

respectiv, daca se ia în considerare relatia (7.6) rezulta:

iiistiri nKDHgDC /1065,2 23 [Nm] (8.7,b)

Raportul dintre cuplul rezistent la arborele de antrenare a pompei sau ventilatorului, determinat cu relatia

(7.7) pentru o turatie oarecare ni si cel corespunzator, de exemplu, turatiei nominale, este de forma:

iinnstn

nnisti

rn

ri

nDKHD

nDKHD

C

C2

2 (8.8,a)

În cazul general, forma analitica a cuplului rezistent exprimat în functie de turatie este complicata, pentru exprimare utilizându-se relatii relativ complexe, de dependenta între debit si turatie, precum si între randament si turatie. Pentru relatia debit-turatie se poate folosi expresia (8.5), iar pentru exprimarea dependentei randamentului în functie de debit si de turatie, se pot utiliza relatii de similitudine sau, daca domeniul de variatie al turatiei este relativ restrâns (±10% ... ±15%), atunci se poate neglija variatia randamentului cu turatia.


Daca Hsc = 0 si, deci, debitul depinde liniar de turatie, relatia (8.8,a) se poate pune sub o forma mai simpla, cunoscuta în literatura sub denumirea de caracteristica mecanica tip „ventilator”:

2

22

inn

i

n

i

i

n

rn

ri kn

n

n

n

C

C

(8.8,b)

sau:

2

2

ivi nrnn

i

n

rn

n

rir kc

n

n

C

C

C

Cc

(8.8,c)

în care: Cn reprezinta cuplul nominal al motorului electric de antrenare; crn = Crn/Cn

- cuplul relativ rezistent la arborele motorului în conditii nominale de functionare.

Turatia motoarelor asincrone variaza practic proportional cu frecventa retelei electrice de alimentare, nivelul tensiunii de alimentare a motoarelor electrice de antrenare influentând relativ putin turatia acestuia si, într-o prima aproximatie, acest efect poate fi neglijat. În aceasta ipoteza, relatia (8.8,c) poate fi scrisa:

2fcC

Cc rn

n

rrv

(8.8,d)

Prin urmare, numai în absenta contrapresiunii si pentru un domeniu relativ restrâns de variatie a turatiei, pentru care se poate neglija variatia randamentului masinii cu turatia, caracteristica mecanica poate fi considerata parabolica. Pe masura ce creste sarcina statica, creste si panta caracteristicii mecanice ( z > 2 ) si scade domeniul de variatie a turatiei, pentru care este posibila functionarea masinii. (fig.8.6). Pentru ventilatoare (Hst = 0), caracteristica mecanica este o parabola, care trece prin originea axelor de coordonate (caracteristica tip „ventilator”). Pentru exemplificare, sunt prezentate rezultatele unor studii de caz, referitoare la stabilirea caracteristicilor mecanice pentru urmatoarele pompe (antrenate cu motoare asincrone, alimentate la 6 kV din statia de servicii proprii a unui bloc de 50

MW pevlignit) în diferite ipoteze de functionare:

electropompa de alimentare cu apa (EPA) a cazanului (3800 kW, 3000 rot/min), luând în considerare diferite valori ale sarcinii statice, exprimate în unitati relative prin raportare la sarcina totala corespunzatoare regimului nominal de functionare a pompelor (Hst* = 0,7 ... 0,9), dupa cum urmeaza:

cazul A: Hst* ˜ 0,7; cazul B: Hst* ˜ 0,8; cazul C: Hst* ˜ 0,9;

electropompele de circulatie (EPC) aferente turbinei (2x400 kW, 600 rot/min), în ipoteza existentei sau absentei turnului de racire (deci cu Hst* < 0,85) precum si în diferite alte ipoteze privind diametrul rotorului pompei si numarul pompelor care functioneaza în paralel, dupa cum urmeaza:

cazul D: 2EPC 720 mm, Hst* ˜ 0,4; cazul E: 1EPC 720 mm, Hst* ˜ 0,6;

cazul F: 2EPC 630 mm, Hst* ˜ 0,7; cazul G: 1EPC 630 mm, Hst* ˜ 0,8.


Fig.8.6. Caracteristici mecanice pentru unele mecanisme apartinând instalatiei de servicii proprii a unui bloc energetic de 50 MW/lignit.

Utilizând relatiile (8.7) si (8.8), precum si metoda celor mai mici patrate, caracteristicile mecanice ale actionarilor studiate se pot obtine analitic, sub forma:

znvkr kccc

(8.9)

în care: kn reprezinta turatia exprimata în marimi relative prin raportare la turatia nominala.

La stabilirea domeniului de variatie a turatiei de antrenare a pompelor luat în considerare pentru ajustarea expresiei caracteristicilor mecanice s-au considerat urmatoarele ipoteze:

a) turatia ia valori pe întreg domeniul sau de variatie, de la pornire si pâna la atingerea turatiei de regim nominal;

b) turatia ia valori doar pe domeniul cuprins între nmin (sub care nu este posibila livrarea de lichid, deci D = 0 ) si turatia de regim nominal.

Rezultatele privind expresia caracteristicilor mecanice obtinute în prima ipoteza prezinta interes, de exemplu, pentru solutionarea unor probleme legate de regimurile tranzitorii de pornire si autopornire a motoarelor asincrone.


Pentru studierea implicatiilor regimurilor nenominale de functionare asupra instalatiilor electrice, domeniul de variatie a turatiei sub influenta frecventei si/sau a tensiunii de alimentare fiind relativ restrâns, pentru toate pompele pot fi utilizate caracteristicile mecanice liniare (z=1), obtinute în cea de a doua ipoteza de variatie a turatiei (nmin = n = nn).

Pe baza datelor din tabelul 8.1se poate observa ca panta dreptelor creste odata cu cresterea sarcinii statice.

Tabelul 8.1

Caracteristici mecanice ale unor mecanisme de servicii proprii

Ipoteza a Ipoteza b nmin

0 = n = nn nmin = n = nn

CAZ

Hst*

[rot/min] ck cv z ck cv z

A 0,74 2450 0,13 0,89 5 -2,32 3,34 1

B 0,83 2600 0,14 0,87 5,5 -2,87 3,88 1

C 0,90 2705 0,15 0,86 6,5 -3,48 4,48 1

D 0,42 354 0,07 0,94 3 -1,07 2,10 1

E 0,58 353 0,09 0,93 2,5 -0,81 1,82 1

F 0,67 421 0,09 0,92 3,5 -1,47 2,50 1

G 0,84 421 0,08 0,88 2,5 -1,01 2,00 1

Daca se urmareste exprimarea caracteristicii mecanice a actionarii sub forma (8.1), în relatia (8.8,a), va trebui luata în considerare dependenta dintre turatia (ni) si alunecarea (si) de regim i a motorului, precum si turatia de sincronism (no) a acestuia. Astfel, pentru frecventa si tensiune nominala, relatia dintre aceste marimi este:

si = 1- ( ni / n0) (8.10)

În cazul general, daca pentru M regimuri de functionare se dispune de o serie de date (constituita din M perechi de valori cuplu rezistent-alunecare de regim i), coeficientii ck, cv si z ai caracteristicii mecanice din relatia (8.9), se pot obtine tot prin metoda celor mai mici patrate.

8.4.2. MOTOARE PENTRU ANTRENAREA MECANISMELOR DIN INSTALATII DE SERVICII PROPRII

8.4.2.1. Motoare asincrone (MAS)

Motorul asincron cu rotorul în scurtcircuit este cel mai utilizat motor electric în instalatiile serviciilor proprii.

Simplitatea constructiei face ca aceste motoare sa fie sigure în functionare si sa necesite o întretinere usoara. Tot din cauza simplitatii constructiei, motoarele asincrone sunt cele mai ieftine dintre toate tipurile de motoare existente.


Pornirea lor se poate face fara dispozitive de pornire, prin simpla aplicare a tensiunii la înfasurarea statorului. Aceasta permite ca, în anumite situatii, sa nu fie deconectate de la retea la disparitia sau la scaderea tensiunii si, ca urmare, la reaparitia tensiunii, sa reporneasca fara a fi nevoie de vreo interventie. Principalele dezavantaje ale motoarelor asincrone cu rotorul în scurtcircuit sunt:

curentul mare absorbit la pornire; acesta poate atinge valori de 6-10 ori valoarea curentului nominal, ceea ce duce la supraîncarcarea cailor de alimentare, în cazul pornirii motoarelor de putere mare sau în cazul pornirii simultane a unui numar mare de motoare;

cuplul de pornire al motorului este mai mic decât cel nominal; aceasta exclude posibilitatea folosirii lui la mecanismele care necesita cupluri de pornire mari;

motoarele în executie normala nu au dispozitive de reglare a turatiei.

Marirea cuplului de pornire si micsorarea curentului de pornire se realizeaza prin îmbunatatirea constructiei rotorului, realizându-l cu dubla colivie sau cu bare înalte.

Variatia controlata a frecventei de alimentare a

MAS este din ce în ce mai des utilizata în actionarile electrice, pentru a efectua un reglaj al vitezei de rotatie a motoarelor. Acest mod de variatie a turatiei nu este însa posibil decât atunci când motorul este alimentat de la o instalatie speciala, de exemplu, în instalatiile moderne, prin utilizarea convertizoarelor statice de frecventa (fig.8.7,a).

Convertizoarele statice de frecventa (CSF) sunt echipamente electronice de putere, care realizeaza dintr-o retea trifazata de frecventa si tensiune fixe, un sistem trifazat având frecventa si tensiunea variabile. Reteaua de frecventa continuu variabila obtinuta la iesire este aplicata motorului de curent alternativ, modificându-i-se atât turatia de sincronism, cât si cea de lucru.

Variatia turatiei motorului asincron cu rotor în colivie comandat prin convertizor de frecventa se bazeaza pe obtinerea în întrefierul acestuia a unui câmp magnetic învârtitor cu viteza variabila, prin varierea corelata a amplitudinii tensiunii trifazate si a frecventei. Viteza variatiei trebuie limitata în scopul evitarii desprinderii masinii la depasirea alunecarii corespunzatoare cuplului maxim dezvoltat de motor .

Se stie ca fluxul magnetic din motor si cuplul maxim al motorului sunt aproximativ proportionale cu raportul U/F.

Caracteristica de variatie a turatiei motoarelor se poate realiza la un cuplu aproximativ constant, într-un domeniu partial sau total de variatie a frecventei (în functie de alegerea caracteristicii U/F). Pentru a se realiza, de exemplu, conditia functionarii motorului asincron la cuplu învârtitor constant, trebuie ca tensiunea aplicata motorului sa varieze proportional cu frecventa, deci trebuie îndeplinita conditia:

U/F = constant.


În practica, apare necesitatea unor abateri de la aceasta conditie, pe de o parte ca urmare a faptului ca fierul este saturat în oarecare masura, iar pe de alta parte, deoarece conditiile de racire ale masinii se modifica cu variatia vitezei de rotatie. Mentinerea unui raport U/F constant pâna la atingerea tensiunii maxime la iesirea convertizorului (practic tensiunea nominala de alimentare a MAS), determina un flux magnetic constant în masina, obtinându-se deci o caracteristica a cuplului motor Cm(n), de amplitudine constanta (Cmaxim = constant) (fig.8.7,b).

a

b

c

Fig.8.7. Schema de reglare a vitezei motorului asincron, care utilizeaza un convertizor static de frecventa (a); caracteristicile mecanice ale motorului pentru diferite frecvente de alimentare (b); caracteristicile MAS alimentate la frecventa variabila (c).

În punctul nominal de functionare a actionarii, motorul fiind alimentat la frecventa nominala si la tensiunea nominala va furniza puterea maxima de durata (nominala). La cresterea frecventei peste valoarea nominala, tensiunea de iesire nemaiputând fi crescuta, fluxul masinii scade; în consecinta, puterea actionarii ramâne constanta, iar cuplul disponibil la arbore scade hiperbolic, conform fig.8.7,c.


La frecvente scazute de alimentare, rezistenta înfasurarii statorice devine de acelasi ordin de marime cu reactanta de magnetizare, ceea ce face ca aceasta reactanta sa nu mai poata fi neglijata; ca urmare a acestui fapt, pentru a mentine fluxul în întrefier constant, variatia tensiunii cu frecventa nu mai este liniara si, sub frecvente de aproximativ 15 Hz, se mentine constanta (fig.8.7,c).

Functionarea instalatiei la turatii (frecvente) reduse de lucru conduce la o înrautatire a ventilatiei proprii, fiind necesara o ventilatie fortata sau supradimensionarea motorului.

Mai economica este solutia folosirii unui motor cu turatie nominala mai mica (numar mai mare de poli), care ofera si avantajele obtinerii unui cuplu util mai mare, precum si a unui randament mai bun al convertizorului (la frecvente joase, pierderile în circuitele de comutatie sunt mai reduse ).

În cazul în care aplicarea metodelor de mai sus nu este posibila, în zona frecventelor mici, trebuie redus cuplul la arborele motorului (ventilatia acestuia devine insuficienta) sau trebuie stabilita limita inferioara de frecventa, la care se poate functiona din punct de vedere a încalzirii. Aceasta limita se afla la intersectia dintre caracteristica motorului alimentat prin convertizor cu caracteristica mecanica a mecanismului antrenat.

Probleme pot sa apara mai ales la mecanismele la care cuplul rezistent este independent de turatie (z=0), pentru ca la cele la care cuplul rezistent scade pe masura ce scade turatia (pompe si ventilatoare), exista rezerve mai mari în ceea ce priveste puterea disponibila pe un domeniu relativ larg de variatie a turatiei, nefiind în general necesara introducerea unei ventilatii independente.

Pentru alimentarea motoarelor din seria normala la o turatie (frecventa) superioara celei nominale, este necesar acordul constructorului motorului. Motoarele din seria normala admit supraturatii de maxim 20%,

timp de 2 minute cel mult. Pentru utilizarea motoarelor la tensiune superioara celei nominale este de asemenea necesar acordul fabricantului MAS.

Alegerea si adaptarea convertizorului de frecventa

se face în functie de caracteristica de sarcina corespunzatoare, tensiunea si turatia nominala a motoarelor electrice, gama necesara de variatie a frecventei, numarul de motoare actionate cu acelasi convertizor care pornesc simultan, cerintele privind siguranta în functionare, gabaritul si masa, compatibilitatea electromagnetica, costul.

Eficienta folosirii dispozitivelor reglabile pentru mecanisme actionate electric se determina în principal prin posibilitatea cresterii randamentului si deci, prin asigurarea unei economii de energie electrica, prin posibilitatea

de optimizare a proceselor tehnologice, precum si prin crearea unor conditii de automatizare complexa a acestor procese.

Un motor asincron cu rotorul în scurtcircuit, asociat cu un convertizor static de frecventa, formeaza un echipament electric de actionare cu turatie reglabila în limite largi.

Prin utilizarea unor astfel de sisteme de actionare, se pot obtine importante economii de energie la utilizatori, cu toate efectele economice si sociale care decurg din aceasta.


În plus, apar si alte avantaje, ca de exemplu, micsorarea solicitarilor electrice, mecanice si termice, care sunt foarte mari în cazul pornirii directe. Reducerea curentului de pornire a motoarelor asincrone (Ip/In este de ordinul 1 la pornirea prin convertizor, în loc de 5…7 la pornirea directa) permite de asemenea o dimensionare mai economica a circuitului electric de alimentare a motorului. Introducerea actionarilor electrice cu turatie reglabila este favorizata de progresele înregistrate în ultima vreme în domeniul electronicii de putere.

Utilizarea convertizoarelor statice de frecventa ridica însa unele probleme de compatibilitate electromagnetica, întrucât aceste convertizoare sunt surse de regim deformant atât la intrare, cât si la iesire.

Motorul asincron cu rotorul bobinat se porneste cu ajutorul unui reostat, care se conecteaza în circuitul rotorului, si a carui rezistenta se scoate treptat din circuit, pe masura ce motorul se accelereaza. Când motorul atinge turatia nominala, rezistenta reostatului se scoate complet din circuit si motorul functioneaza ca un motor cu rotorul în scurtcircuit.

Introducerea, la pornire, a unei rezistente în circuitul rotorului permite sa se micsoreze curentul de pornire (pâna la valoarea de 2-3 ori curentul nominal) si sa se mareasca cuplul de pornire pâna la valoarea cuplului maxim. Necesitatea introducerii unei rezistente în circuitul rotorului la pornire constituie dezavantajul principal al motorului cu rotorul bobinat. Daca motorul s-a frânat sau s-a oprit, ca urmare a scaderii tensiunii în retea, pentru pornirea lui este necesar ca reostatul sa fie trecut în pozitia de pornire. Aceasta se poate face fie automat si în acest caz motorul poate sa ramâna conectat la retea, fie manual si, în acest caz, motorul trebuie sa se deconecteze în mod automat la scaderi mai importante de tensiune.

Trecerea automata a motorului în pozitia de pornire, la scaderea tensiunii, urmata de o pornire automata, necesita instalatii complicate si costisitoare. Întrucât deconectarea mecanismelor la scaderea tensiunii este inadmisibila pentru mecanisme principale, rezulta ca nu se pot utiliza astfel de motoare pentru antrenarea acestor mecanisme.

În afara de aceasta, prezenta inelelor colectoare si a reostatului de pornire complica exploatarea motorului, micsoreaza siguranta de functionare a acestuia si-l mareste costul. De aceea, în centralele electrice moderne motoarele cu rotorul bobinat nu se mai folosesc.

8.4.2.2. Motoare sincrone Se folosesc destul de rar pentru antrenarea mecanismelor serviciilor

proprii.

Principalul avantaj al acestor motoare consta în faptul ca ele pot genera putere reactiva si în consecinta se pot reduce pierderile de putere activa provocate de circulatia puterii reactive. Acest avantaj este limitat în cadrul serviciilor proprii, deoarece motoarele sunt amplasate foarte aproape din punct de vedere electric de generatoarele centralei. În afara de aceasta motoarele sincrone nu permit variatia turatiei mecanismelor decât prin instalatii intermediare.În plus, prezenta excitatricei cu colector introduce în schema un element cu siguranta redusa.


În ultimul timp, datorita simplificarii schemelor de pornire si protectie, maririi sigurantei de functionare si reducerii costului de fabricatie, a devenit rentabila folosirea motoarelor sincrone de mare putere. Folosirea motoarelor sincrone înseamna si un randament mai mare ca al celorlalte tipuri de motoare si posibiltatea de îmbunatatire a stabilitatii de functionare a serviciilor proprii în cazul scaderilor de tensiune în timpul avariilor, prin folosirea fortarii excitatiei .

8.4.2.3. Motoare de curent continuu Avantajul principal al motoarelor electrice de curent continuu, în special al

motoarelor cu excitatia în derivatie, consta în faptul ca ele permit sa se realizeze, cu pierderi mici de energie, reglarea în limite largi a turatiei mecanismelor. Motoarele electrice de curent continuu prezinta însa o serie de dezavantaje importante. Punctul slab al acestor motoare este colectorul, care necesita o întretinere permanenta si foarte îngrijita. Un alt dezavantaj al motoarelor de curent continuu consta în faptul ca necesita surse de alimentare în curent continuu, deci fie de la un redresor, fie de la bateria de acumulatoare, ceea ce mareste costul instalatiei. Costul motoarelor de curent continuu este mai mare

în comparatie cu cel al celorlalte tipuri de motoare.

Motoarele de curent continuu se folosesc la actionarea transportoarelor de combustibil sub forma de praf în centralele pe carbune, unde este necesara reglarea turatiei în limite largi.Motoarele de curent continuu se utilizeaza, de asemenea, pentru antrenarea pompelor de ulei de ungere si etansare, de rezerva, în cazul opririi turbogeneratoarelor pe timp de avarie deoarece alimentarea lor se poate face direct de la bateria de acumulatoare.

8.4.3. COMPORTAREA MOTOARELOR ASINCRONE ÎN CONDITII NENOMINALE DE FUNCTIONARE

Functionarea motoarelor electrice asincrone (MAS) în conditiile alimentarii cu energie electrica cu abateri ale frecventei si/sau tensiunii fata de valorile nominale, precum si cu un grad de încarcare la arbore diferit de cel nominal poate avea consecinte tehnico-economice importante, ca de exemplu:

efecte asupra productivitatii mecanismului antrenat (exprimate de exemplu prin influenta asupra debitului unei pompe sau a unui ventilator);

efecte asupra randamentului ansamblului motor-mecanism antrenat, respectiv, asupra cererii de putere si energie de la reteaua electrica de alimentare (exprimate, de exemplu, prin influenta asupra caracteristicilor statice de sarcina sau a celor energetice);

implicatii asupra sigurantei în functionare a ansamblului cinematic studiat (uzura, dificultati la pornire si/sau autopornire pentru motorul electric de antrenare etc.).


Implicatiile abaterilor de tensiune si/sau de frecventa asupra motoarelor asincrone sunt dependente de tipul mecanismului antrenat si de cuplul rezistent, pe care acesta îl opune la arborele motorului de antrenare.

În vederea studierii comportarii tehnico-economice a actionarilor electrice în conditii nenominale de functionare, precum si pentru alegerea celor mai potrivite metode de compensare si reglaj, o importanta deosebita o prezinta cunoasterea unor expresii analitice pentru diversele caracteristici de functionare ale ansamblului motor electric-mecanism antrenat exprimate în functie de turatie, respectiv, de nivelul de frecventa (f=F/50) si/sau de tensiune (u=U/Un) aplicat la bornele motorului, în conditiile în care se cunoaste cuplul rezistent opus de mecanism la arborele motorului electric de antrenare.

Turatia de sincronism a motorului este proportionala cu nivelul de frecventa aplicat motorului. Daca frecventa de alimentare a motorului se modifica fata de valoarea nominala, luând valoarea f.Fn, se modifica si turatia de sincronism a motorului, care ia valoarea f.no, unde n0 reprezinta turatia de sincronism, corespunzatoare frecventei nominale. Între noua alunecare (s) a motorului si noua sa turatie de regim (n) va exista relatia:

si =1- ( n / f . n0) = ( f - kn0 )/ f, în care: kn0 = n / n0 (8.11)

În acelasi timp se modifica si reactantele motorului, care depind de frecventa. La motoarele asincrone cu rotor bobinat/cu colivie având barele

de sectiune circulara, parametrii rotorici se considera independenti de alunecare.

La alte tipuri de motoare asincrone, cum ar fi motoarele având colivia rotorica cu bare înalte, precum si la motoarele cu dubla colivie, prezenta efectului pelicular impune considerarea dependentei parametrilor rotorici de alunecare.

Totusi, în domeniul alunecarilor mici,

deci pentru alunecari cuprinse între zero si alunecarea corespunzatoare cuplului maxim dezvoltat de

motor (smax), influenta refularii curentului în rotor poate fi neglijata.

Prin urmare, în domeniul de uzual admis pentru variatia variabilelor f si u, alunecarea de regim variaza relativ putin (0 < s < smax) si, deci, pentru toate tipurile de MAS, parametrii rotorici pot fi considerati în cele ce urmeaza independenti de alunecare.

În figura 7.8 este prezentata variatia caracteristicii mecanice a unui motor electric asincron, pentru diferite valori ale tensiunii aplicate statorului. Valoarea cuplului maxim, dezvoltat de motor, depinde de patratul tensiunii de alimentare, si corespunde aceleeasi valori a alunecarii (smax), ca si în conditiile alimentarii statorul ui cu tensiune nominala (u=1).

În tabelul 7.2 este sintetizat modul în care variaza principalii parametri ai MAS în functie de tensiunea de alimentare a motorului.

Variatia frecventei de alimentare

a MAS determina o variatie a cuplului maxim dezvoltat de motor si a valorii alunecarii maxime corespunzatoare.


Tabelul 8.2

Comportarea motoarelor asincrone de uz general la variatia tensiunii de alimentare si frecventa nominala

Influenta Parametrul MAS

U Un U Un

Cuplul de pornire Cuplul maxim

Variaza aproximativ proportional cu patratul tensiunii

Curentul de magnetizare Inductia magnetica

Pierderile în fier

scad cresc

Curentul rotoric creste scade Curentul statoric creste (*) sau scade (**) scade (*) sau creste (**)

Pierderile totale cresc (*) sau scad (**) scad (*) sau cresc (**) creste din cauza cresterii: Temperatura în

înfasurari timpului de pornire pierderilor în fier Turatia scade creste Puterea activa absorbita

Puterea reactiva absorbita

în general scad (***) cresc

(*) - pentru motoarele cu încarcare la arbore relativ apropiata de cea nominala;

(**) - pentru motoarele slab încarcate la arbore (sub 40-50%);

(***) - pentru motoarele de putere mijlocie si mare, încarcate la sarcina nominala si care

antreneaza mecanisme cu cuplu constant la arbore, poate sa creasca putin.

Tabelul 8.3.

Comportarea motoarelor asincrone la variatia frecventei de alimentare si tensiune nominala

Influenta Parametrul MAS

F Fn F Fn

Cuplul de pornire Cuplul maxim

variaza invers proportional cu patratul frecventei

Curentul de magnetizare Inductia magnetica

Pierderile în fier cresc scad

Curentul rotoric scade creste Curentul statoric scade (*) sau creste (**)

creste (*) sau scade (**) Pierderile totale ramân aproximativ constante

Turatia variaza direct proportional cu frecventa

Puterea activa absorbita

variaza aproximativ direct proportional cu frecventa

Puterea reactiva absorbita

scade sau creste în functie de încarcarea motorului la arbore (*) - pentru motoarele cu încarcare la arbore relativ apropiata de cea nominala;

(**) - pentru motoarele slab încarcate la arbore (sub 40 - 50 %).


Pentru u = 1, se poate scrie:

2max

max, f

CC f ;

f

ss f

maxmax,

(8.11)

în care: Cmax si smax reprezinta cuplul de rasturnare al MAS si alunecarea corespunzatoare pentru conditii nominale de alimentare (f=u=1).

Din figura 8.9 se poate observa ca scaderea frecventei duce la marirea cuplului maxim dezvoltat de motor si la scaderea turatiei MAS.

În tabelul 8.3 este sintetizat modul în care variaza principalii parametri ai MAS în functie de frecventa de alimentare a motorului.

Fig.8.8. Variatia cuplului motorului asincron în functie de turatie (alunecare) pentru diverse tensiuni la bornele motorului si

frecventa constanta.

Fig.8.9. Variatia cuplului motorului asincron în functie de turatie pentru diverse frecvente de

alimentare si tensiune nominala la bornele motorului.

Motoare alimentate la f si u variabile, care antreneaza mecanisme cu caracteristica mecanica dependenta de turatie (frecventa) la o putere z

0. Într-o prima aproximatie, influenta tensiunii asupra turatiei si deci a cuplului rezistent, poate fi neglijata, în comparatie cu influenta exercitata de frecventa, prin urmare caracteristica mecanica poate fi pusa sub forma:

cr = ck + cv . f z .

În cazul mecanismelor având cuplul rezistent de tip „ventilator”, deci dependent de puterea a doua a frecventei, scaderea tensiunii si chiar a frecventei de alimentare, afecteaza mai putin turatia decât la mecanismele cu cr constant ( z = 0 ), deoarece cuplul rezistent scade o data cu cresterea alunecarii.

Scaderea cererii de putere activa a MAS de la reteaua de alimentare, prin scaderea frecventei, respectiv, a tensiunii, este mai accentuata decât la motoarele cu cr constant, iar în ceea ce priveste puterea reactiva absorbita de la retea, cererea este de asemenea mai mica, mai ales la motoarele bine încarcate.


La motoarele slab încarcate, pentru f < 1 si u > 1, cererea de reactiv este ceva mai mare decât în regimul de referinta [28]. Rezulta deci ca la mecanismele cu caracteristica ventilator, reducerea cererii de putere electrica de la sistem prin reducerea frecventei de alimentare, afecteaza mai putin productivitatea mecanismelor antrenate decât în cazul mecanismelor cu cr constant, întrucât, pentru aceeasi valoare a lui f, cererea de putere se reduce într-o proportie mai mare fata de cazul de referinta, în conditiile unei reduceri mai mici a turatiei de lucru.

Caracteristicile de exploatare ale masinilor centrifuge, care lucreaza în regim de contrapresiune ( Hst > 0 ), se deosebesc destul de mult de cele obtinute pentru presiune statica nula; forma functiilor prin care se pot aproxima aceste caracteristici depinde si de gradul de încarcare la arbore din regimul de referinta (crn). Pentru exemplificare, au fost studiate urmatoarele mecanisme din instalatia de servicii proprii a unui grup de 50 MW/lignit:

electropompa de alimentare cu apa (EPA) a cazanului (3800 kW, 3000 rot/min), pentru diferite valori ale sarcinii statice, exprimate în unitati relative prin raportare la sarcina totala corespunzatoare regimului nominal de functionare a pompelor (Hst* = 0,7 ... 0,9 ), dupa cum urmeaza:

caz A: Hst* 0,7; crn = 0,961;

caz B: Hst* 0,8; crn = 0,960;

caz C: Hst* 0,9; crn = 0,955;

electropompele de circulatie (EPC), aferente turbinei (2x400 kW, 600 rot/min), în ipoteza existentei sau absentei turnului de racire, precum si în diferite alte ipoteze privind diametrul rotorului pompei si numarul pompelor care functioneaza în paralel, dupa cum urmeaza:

caz D: 2EPC 720 mm, Hst* 0,4; crn = 0,930;

caz E: 1EPC 720 mm, Hst* 0,6; crn = 0,970;

caz F: 2EPC 630 mm, Hst* 0,7; crn = 0,582;

caz G: 1EPC 630 mm, Hst* 0,8; crn = 0,549;

ventilatoarele de aer ale cazanului (VA), în diferite ipoteze privind numarul si turatia ventilatoarelor, care lucreaza în paralel pe aceeasi retea (1000/500 kW, 1000/750 rot/min), precum si în diverse ipoteze de reglare a debitului prin ventilele de aspiratie pentru u < 1:

caz H: 2VA 1000 rot/min, Hst* = 0; crn = 0,665;

caz J : 1VA 750 rot/min, Hst* = 0; crn = 0,537;

ventilatoarele de gaze ale cazanului (VG), în diferite ipoteze, privind numarul si turatia ventilatoarelor, care lucreaza în paralel pe aceeasi retea (800/400 kW, 750/600 rot/min), precum si în diferite ipoteze privind unghiul de înclinare a paletelor rotorice:

caz K: 2VG 750 rot/min, Hst* = 0, = +10°; crn = 0,856;

caz L: 1VG 600 rot/min, Hst* = 0, = -60°; crn = 0,260;


a b Fig.8.10. Variatia puterilor (u.r.) absorbite de la retea de motoarele de antrenare ale

principalelor mecanisme de servicii proprii ale unui grup de 50MW/lignit pentru diverse frecvente si tensiune nominala la borne.


a b Fig.8.11. Variatia puterilor (u.r.) absorbite de la retea de motoarele de antrenare

ale principalelor mecanisme de servicii proprii ale unui grup de 50MW/lignit pentru diverse tensiuni la borne si frecventa nominala.


Fig.8.12. Variatia curentului (u.r.) absorbit de la retea de motoarele de antrenare ale principalelor mecanisme de servicii proprii ale unui grup de 50MW/lignit pentru diverse tensiuni la borne si

frecventa nominala. Zona hasurata reprezinta domeniul suprasarcinilor.


morile de carbune tip ventilator (1000 kW/1000 rot/min), care lucreaza în diverse ipoteze privind gradul de umplere a morii ( B/BM ):

caz M: B/BM = 50 %; crn = 0,463;

caz N: B/BM = 70 %; crn = 0,572;

caz R: B/BM = 100 %; crn = 0,657.

Dupa cum se poate observa din fig.8.10,a, electropompele de alimentare cu apa ale cazanului sunt foarte sensibile la scaderea frecventei de alimentare, puterea activa absorbita de la retea depinzând de nivelul frecventei la puterea 4 - 6.

Variatia tensiunii de alimentare influenteaza relativ putin cererea de putere activa de la retea, în anumite situatii fiind chiar neglijabila (fig.8.11,a).

În conditiile unei functionari îndelungate a motoarelor la tensiune scazuta, durata de serviciu se reduce ca urmare a degradarii izolatiei, din cauza curentilor statorici si rotorici majorati. Statisticile de avarie arata ca în circa 50% din cazuri, defectele la MAS sunt provocate de cauze de natura termica, 30% fiind produse de suprasarcini. Trebuie remarcat faptul ca, în unele cazuri, mai ales pentru utilajele care functioneaza cu încarcari la arbore apropiate de cele nominale, domeniul de variatie a tensiunii în nodul comun de alimentare trebuie limitat inferior, deoarece scaderea tensiunii de alimentare a motorului sub aceasta limita ar conduce la cresteri inacceptabile ale curentului statoric peste valoarea sa nominala (fig.8.12) si, deci, la cresterea uzurii motorului.

Astfel, pentru cazurile studiate, domeniul de variatie a tensiunii pe barele de alimentare ale instalatiei de servicii proprii trebuie limitat dupa cum urmeaza:

cazul A: u > 0,9; cazul B: u > 0,95; cazul C: u > 0,9;

cazul D: u > 0,9; cazul E: u > 0,95; cazul K: u > 0,9 .

Evident, pentru mai multe receptoare, care functioneaza pe aceeasi bara, domeniul de variatie a tensiunii pe aceasta bara va fi impus de consumatorul cel mai restrictiv. În publicatia CEI 34-1 sunt stabilite normele privind abaterile de frecventa si tensiune, admisibile la bornele motoarelor electrice în regim de lunga, respectiv, de scurta durata (fig. 8.13).

Fig.8.13. Domeniul admisibil de variatie al frecventei si tensiunii la bornele motoarelor, conform normelor CEI (1,0 - punctul corespunzator alimentarii

motorului în conditii nominale).


În conformitate cu recomandarile CEI, motoarele trebuie sa fie capabile sa dezvolte cuplul nominal în regim de lunga durata,

pentru variatii ale frecventei si

tensiunii de alimentare situate în domeniul hasurat (zona A) de pe fig.8.13.

În aceste conditii, supratemperaturile pot fi mai mari decât în regim nominal de alimentare (f=u=1); în domeniul nehasurat, marcat pe fig.8.13 cu B, motorul trebuie sa dezvolte cuplul nominal în regim de scurta durata (

60 sec.). Supratemperaturile vor fi mai mari decât pentru functionarea în zona A si, din acest motiv, nu este recomandabila functionarea de durata în domeniul B de variatie a frecventei si tensiunii.

8.5. SCHEME DE PRINCIPIU PENTRU ALIMENTAREA SERVICIILOR PROPRII ALE CENTRALELOR ELECTRICE

8.5.1. CONSIDERATII GENERALE

La conceperea schemelor de alimentare cu energie electrica a serviciilor proprii trebuie avute în vedere câteva principii simple:

schema trebuie sa asigure fiecarui receptor siguranta ceruta de categoria în care acesta este inclus;

schema trebuie sa fie simpla, clara, usor de supravegheat si exploatat;

alimentarea serviciilor proprii sa fie cât mai putin afectata de avariile din centrala si din sistemul electroenergetic si sa permita reluarea cât mai rapida a functionarii centralei;

caile de alimentare normala si cele de alimentare de rezerva trebuie sa fie cât mai independente.

Schemele serviciilor proprii ale centralelor electrice desi sunt foarte diverse, au o serie de caracteristici comune, având în vedere faptul ca ele trebuie sa asigure alimentarea unor consumatori foarte importanti..

În marea lor majoritate, aceste scheme au incluse câteva masuri esentiale pentru realizarea unei sigurante corespunzatoare, al carui scop final este functionarea continua a centralei:

statiile de servicii proprii, mai ales cele de medie tensiune au scheme de conexiuni simple, de regula, cu un singur sistem de bare colectoare; în acest fel se evita încarcarea schemelor cu elemente care constituie potentiale surse de avarii; în sistemul de servicii proprii iesirea din functiune a unui sistem de bare colectoare va avea asupra functionarii centralei acelasi efect fie ca statia are un sistem de bare colectoare, fie ca are doua;

pentru a se evita scoaterea din functiune a centralei în cazul unor defecte ale barei colectoare în statiile de servicii proprii se practica pe scara foarte larga sectionarea sistemului de bare colectoare asociata cu rezervarea tehnologica a mecanismelor de servicii proprii; cu alte cuvinte, mecanismele importante ale serviciilor proprii, a caror întrerupere în alimentare afecteaza centrala, au cel putin dubluri alimentate cu energie electrica de la sectii diferite de bare;


în acest fel o iesire din functiune a unei sectii de bare va avea ca efect întreruperea alimentarii unor consumatori importanti, dar fiind prevazute rezerve tehnologice, alimentate de la alte sectii de bare, functionarea centralei nu va fi esential afectata;

toate sectiile de bare colectoare de servicii proprii la care sunt racordati consumatori importanti au o cale de alimentare normala si o cale de alimentare de rezerva; trecerea de pe calea normala pe calea de rezerva si invers se face în mod automat folosind o instalatie care la noi în tara se numeste anclansarea automata a rezervei (AAR);

întrucât pot aparea pauze de tensiune (de exemplu, din cauza functionarii AAR) este necesara asigurarea autopornirii motoarelor care antreneaza mecanisme importante racordate la sectiile de bare colectoare folosind motoare capabile sa autoporneasca dupa o pauza de tensiune si dimensionând corespunzator caile de alimentare cu energie electrica normala si de rezerva.

Schemele de alimentare cu energie electrica a serviciilor proprii depind destul de mult de puterea nominala a generatoarelor, asa cum depind si schemele instalatiilor de evacuare a energiei din centrala (vezi capitolul 7). Ca urmare, în cele ce urmeaza ele vor fi grupate în doua mari categorii: pentru centrale cu grupuri de putere relativ mica (sub 50 MW) si pentru centrale cu grupuri de puteri mari, de ordinul sutelor de megawati. Totodata, se vor face particularizari pentru centrale cu consumuri mici ale serviciilor proprii (CHE) sau pentru centrale cu probleme speciale de securitate, cum sunt cele nucleare.

8.5.2. SCHEME DE PRINCIPIU ALE SERVICIILOR PROPRII PENTRU CENTRALE CU GENERATOARE DE PUTERE RELATIV MICA

Trebuie reamintit ca, la acesta categorie de centrale este caracteristica existenta unor statii de medie tensiune pentru evacuarea energiei din centrala, în multe cazuri statia de evacuare având aceeasi tensiune ca si generatoarele.

Pentru centralele cu statii de evacuare la tensiunea generatoarelor alimentarea normala a serviciilor proprii se face din statia de medie tensiune folosita pentru evacuarea energiei.

Un prim exemplu este prezentat în figura 8.14 si se refera la o centrala echipata cu grupuri de putere mica (câtiva megawati).

În sistemul de servicii proprii al unei astfel de centrale este de asteptat sa existe putine receptoare de mare putere care sa necesite o alimentare la medie tensiune (6 kV). Ca urmare, schema de principiu a serviciilor proprii include doar statii de servicii proprii de joasa tensiune alimentate prin transformatoare din statia principala a centralei; eventualele motoare de 6 kV vor fi alimentate direct din aceeasi statie.

De remarcat faptul ca alimentarea de rezerva a unei sectii de joasa tensiune se face de la o sectie vecina, ceea ce necesita dimensionarea caii normale de alimentare a unei sectii astfel încât sa asigure cu energie ambele sectii.


Se spune în acest caz ca rezerva unei sectii este „ascunsa” în dimensionarea corespunzatoare a caii normale a unei sectii vecine; pe scurt se foloseste denumirea de rezerva ascunsa.

Solutia din figura 8.14 poate fi aplicata si în cazul grupurilor de mica putere cu generatoare având la borne o joasa tensiune, caz în care se foloseste transformator de bloc pentru a racorda generatorul la statia de medie tensiune

În cazul în care exista mai multe motoare de 6 kV este necesara realizarea unor statii de 6 kV de servicii proprii.

Fig.8.14. Schema de principiu de alimentare a serviciilor proprii ale unei centrale

cu grupuri de mica putere

În figura 8.15 este prezentata o schema pentru o centrala cu grupuri de puteri ceva mai mari având însa tot o singura statie de medie tensiune de evacuare a energiei. Fiecare grup va avea câte o statie de servicii proprii de bloc alimentata din statia principala a centralei.

Daca statia este de 6 kV alimentarea se va face printr-o linie electrica, de regula, în cablu sau prin bobine limitatoare, daca curentii de scurtcircuit sunt prea mari.

Daca statia principala are o alta medie tensiune decât cea folosita în serviciile proprii atunci alimentarea se va face printr-un transformator. Si în acest caz se poate folosi rezerva ascunsa, statiile de servicii proprii de bloc rezervându-se una pe alta. Pentru ca centrala este destul de mica nu mai este necesara prevederea unei statii separate pentru alimentarea serviciilor proprii generale, acestea fiind repartizate pe statiile de servicii proprii de bloc.

G~

G~

AAR

JT JT

Transformatoare de servicii proprii

6/0,4 kV

Sectii de

Statie de evacuare a energiei din centrala

M~

M~

Motor de 6 kV de s,p.

Motor de 6 kV de s,p.


Fig.8.15. Schema de principiu pentru alimentarea serviciilor proprii ale unei centrale cu o statie de evacuare la tensiunea generatoarelor

În figura 8.16 este prezentata o schema de principiu care se practica pentru centrale cu grupuri pâna în 50 MW, cu o statie la tensiunea generatoarelor si o statie de tensiune mai mare folosita pentru legatura cu sistemul.

Statiile de 6 kV de servicii proprii de bloc sunt alimentate normal prin linii de legatura (cabluri) din statia de medie tensiune de evacuare a energiei. De remarcat sectionarea barelor colectoare de servicii proprii pentru marirea continuitatii în alimentarea consumatorilor, sectionare care trebuie asociata cu rezervarea tehnologica.

La fiecare sectie de bare de 6 kV sunt racordate motoare de 6 kV si transformatoare de 6/0,4 kV pentru alimentarea sectiilor de bare

colectoare de joasa tensiune nefigurate în desen. Rezervarea fiecarei sectii de bare se face dintr-o statie de rezerva alimentata printr -un transformator din statia de înalta tensiune. Statia de servicii proprii de rezerva poate fi folosita si pentru alimentarea serviciilor proprii generale.

G~

G~

AAR

6 kV 6 kV

Cai de alimentare normala si rezerva a

serviciilor proprii

Sectii de servicii

Statie de evacuare a

M~

Motoare de 6 kV de s,p.

M~

Motoare de 6 kV de s,p.

Transformatoarde 6/0,4 kV

Legatura cu sistemul Legatura cu sistemul

6-10 kV 6-10 kV


Alimentarea normala a serviciilor proprii de bloc din statia de medie tensiune permite ca la pornirea sau oprirea grupului serviciile proprii sa fie alimentate pe calea normala, calea de rezerva fiind folosita doar la

avarierea caii

normale. Daca nivelul curentilor de scurtcircuit pe statiile de servicii proprii de bloc

este prea mare, pe calea normala se pot intercala bobine limitatoare. În ultimul timp, progresele în constructia echipamentului de medie tensiune au permis ca aceste bobine sa fie mai rar folosite.

De asemenea, daca tensiunea statiei de medie tensiune de evacuare este diferita de 6 kV, atunci linia în cablu de alimentarea a sectiilor de servicii proprii de bloc trebuie înlocuita cu transformator.

8.5.3. SCHEME DE PRINCIPIU PENTRU SERVICII PROPRII ALE CENTRALELOR CU BLOCURI GENERATOR-TRANSFORMATOR

Fig.8.16. Schema de principiu privind alimentarea serviciilor proprii ale unei centrale cu grupuri mici si doua statii de evacuare a energiei electrice

S~

G ~

G ~

AAR AAR AAR AAR

s.p.bloc

s.p.bloc

s.p. rezerva si generale

6 kV

6 kV 6 kV

110 kV

6 kV

Transformatoare de

Transformator de servicii proprii de

rezerva si generale

6 kV

a) b) c)


Principalul element caracteristic acestei categorii de scheme o constituie alimentarea normala a serviciilor proprii de bloc direct de la bornele generatorului (figura 8.17). În functie de tensiunea nominala a generatorului, alimentarea se poate face printr-un cablu (figura 8.17,a), printr-o bobina limitatoare(figura 8.17,b) sau prin transformator(figura 8.17,c).

Având în vedere ca folosirea blocurilor generator-transformator se face cel mai frecvent în cazul generatoarelor de puteri mari, tensiunea la borne este, de regula, mai mare ca 6 kV si, ca urmare, solutia cea mai utilizata este cea din figura 8.17,c; în cele ce urmeaza toate referirile se vor face la aceasta solutie.

Fig.8.17. Calea de alimentare normala a serviciilor proprii de bloc pentru centrale cu blocuri generator-transformator

Cu câteva exceptii, care vor fi prezentate mai târziu, nu se prevad nici un fel de aparate de comutatie în zona bornelor generatorului, inclusiv pe legatura spre transformatorul de servicii proprii. În acest fel transformatorul de servicii proprii devine parte integranta a blocului: orice defect în el va scoate din functiune blocul.

De asemenea, pe perioadele de pornire sau oprire a generatorului, când acesta nu mai livreaza energie, serviciile proprii de bloc nu mai pot fi alimentate prin acest transformator si trebuie utilizata calea de rezerva.

În cazul blocurilor de mare putere, serviciile proprii de bloc au consumuri importante si, ca urmare, statiile de 6 kV de servicii proprii sunt ample. Cu atât mai mult, în aceste scheme se practica, aproape fara exceptie sectionarea barelor colectoare. Scopul principal ramâne cresterea continuitatii în alimentarea consumatorilor, dar în multe cazuri sectionarii i se mai asociaza si metode de limitare a curentilor de scurtcircuit.

6 kV

G~

6 kV

Statie s.p. de bloc

G~

6 kV

6 kV

Statie s.p. de bloc

G~

6 kV

Statie s.p. de bloc

6 kV


În figura 8.18 sunt prezentate trei posibilitati de sectionare :

sectionare simpla folosind un singur transformator si doua celule de medie tensiune;

sectionare asociata cu folosirea a doua transformatoare;

sectionare asociata cu folosirea unui transformator cu înfasurarea secundara divizata.

Daca statia de servicii proprii de bloc are un plafon acceptabil al curentilor de scurtcircuit atunci, atât din punct de vedere economic, cât si din punct de vedere fiabilistic solutia cea mai buna este cea din figura 8.18,a. Un singur transformator este mai ieftin decât doua sau decât un transformator cu înfasurare divizata. De asemenea, rata sa de defectare va fi mai mica decât a celor doua transformatoare sau a transformatorului cu înfasurare divizata.

Nu trebuie facuta greseala de a considera prezenta a doua transformatoare drept o rezervare pentru ca absenta aparatajului de comutatie pe partea dinspre generator nu va permite functionarea unui transformator cu celalalt defect. Solutiile b si c sunt obligatorii atunci când trebuie limitata valoarea curentilor de scurtcircuit la nivelul statiilor de servicii proprii. Desigur ca ar fi de preferat varianta c ca fiind mai ieftina, dar totul depinde de echipamentele disponibile.

Sectionarea sistemului de bare a statiilor se poate face si în mai mult de doua sectii, în functie de necesitati.

La centralele cu blocuri generator-transformator rareori se practica alimentarea serviciilor proprii generale de la sectiile de servicii proprii de bloc. Se prefera prevederea unei statii de servicii proprii generale care, în cele mai multe cazuri va avea si rolul de a constitui cai de rezerva pentru statiile de servicii proprii de bloc.

În figura 8.19 este prezentata statia de servicii proprii

generale si rezervarea serviciilor proprii de bloc.

Calea de rezerva este folosita în urmatoarele situatii:

- la pornirea sau oprirea grupului;

- la avarierea caii normale; de remarcat faptul ca daca este defect transformatorul de servicii proprii de bloc, folosirea caii de rezerva si pornirea generatorului se poate face numai dupa deconectarea transformatorului defect, prin desfacerea legaturilor conductoare spre generator; în acest scop se prevad posibilitati relativ simple si rapide de desfacere.

Ca urmare, transformatorul care alimenteaza statia de unde se face rezervarea va avea rolul sa asigure alimentarea serviciilor proprii de bloc la „Pornirea” grupului, la „Oprirea” grupului, sa asigure „Rezervarea” transformatorului de servicii proprii de bloc si sa

asigure alimentarea serviciilor proprii „Generale”, de unde si prescurtarea uzuala TPORG.


Fig.8.18. Sectionarea barelor colectoare ale statiiior de servicii proprii de bloc

Fig.8.19. Alimentarea serviciilor proprii generale si alimentarea de rezerva a serviciilor proprii de bloc la o centrala cu blocuri generator-transformator

G~

Statie s.p. de bloc

G~

6 kV

Statie s.p. de bloc

G~

6 kV

Statie s.p. de bloc

6 kV

a b c

G~

Statie s.p. de bloc

6 kV

Statie s.p. pentru pornire, oprire,de

rezerva si generale

AAR

Cale de alimenatare la pornire,oprire si de rezerva

Cale de alimenatare normala

6 kV

TPORG

Spre alt grup

Consumatori de servicii proprii generale


Transformatorul TPORG poate fi racordat în diverse puncte, în functie de

schema centralei. Astfel, pentru centralele cu o singura statie de înalta tensiune pentru evacuarea energiei, de regula, transformatorul va fi racordat la aceasta statie, dar pe bare colectoare diferite de cele pe care se racordeaza generatoarele. Prin exceptie, transformatorul mai poate fi racordat la o alta retea aflata în apropierea centralei.

În cazul centralelor cu doua sau mai multe statii de evacuare, transformatorul poate fi racordat :

- la una dintre statii: trebuie avut în vedere ca, pe de-o parte ar fi de dorit racordarea la statia cu tensiunea cea mai mare pe considerentul ca este cea mai sigura, iar pe de alta parte ca transformatorul este de putere mica si este total neeconomic sa se construiasca transformatoare mici de tensiuni mari; la noi în tara, de regula, nu se racordeaza TPORG la tensiuni mai mari de 220 kV;

- la tertiarul (auto)transformatoarelor de legatura dintre statii; este o solutie foarte economica dar care se practica rar.

- la o retea suficient de sigura si de tensiune corespunzatoare aflata în apropierea centralei.

În centralele cu mai multe grupuri se prevede, de regula, câte un transformator TPORG la câte doua blocuri generator-transformator.

8.5.4. PARTICULARITATI ALE SCHEMELOR DE SERVICII PROPRII LA BLOCURILE CU ÎNTRERUPTOR ÎNTRE GENERATOR SI TRANSFORMATOR

Asa cum s-a aratat în capitolele anterioare exista o serie de cazuri când între generator si transformatorul de bloc se intercaleaza un aparat de comutatie, cel mai frecvent întreruptor.

Prezenta întreruptorului este obligatorie în anumite cazuri. În alte cazuri aparatul de comutatie se prevede numai pentru a usura caile de alimentare de rezerva ale serviciilor proprii ale unei centrale.

Dupa cum se observa din figura 8.20, transformatorul de servicii proprii de bloc se racordeaza între întreruptor si transformatorul de bloc. Acest mod de racordare permite ca, prin deschiderea întreruptorului, pe durata pornirii sau opririi grupului, serviciile proprii de bloc sa fie alimentate pe calea normala de la statia de înalta tensiune prin transformatorul blocului. Se rezolva în acest mod o problema dificila a serviciilor proprii: în schema clasica, la pornire sau oprire, serviciile proprii de bloc vor fi alimentate pe calea de rezerva urmând ca, dupa cuplarea în paralel a generatorului, serviciile proprii de bloc sa fie trecute pe calea normala de alimentare; aceasta opertie de „basculare”a serviciilor proprii de bloc de pe o cale de alimentare pe alta comporta anumite riscuri si ea este evitata în varianta cu întreruptor la borne.


În al doilea rând transformatoarele de rezerva nu vor mai trebui dimensionate sa asigure si pornirea sau oprirea grupurilor, deci vor fi necesare mai putine astfel de transformatoare. De exemplu, se poate folosi un singur transformator de rezerva la patru grupuri în loc de doua.

Fig.8.20. Schema de principiu pentru servicii proprii la centrale cu întreruptor între generator si transformatorul de bloc.

Desi solutia pare atractiva, amplasarea unui întreruptor între

generator si transformatorul de bloc fara a fi cerut de schema centralei, ci numai pentru a rezolva probleme ale serviciilor proprii, ridica o serie de probleme si, ca urmare, este folosita relativ rar.

8.5.5. PARTICULARITATI ALE SCHEMELOR DE ALIMENTAREA A SERVICIILOR PROPRII ALE CHE

Serviciile proprii ale CHE sunt caracterizate prin consumuri reduse de energie si prin consumatori de putere relativ mica. Ca urmare, în cele mai multe cazuri consumatorii de servicii proprii ai CHE nu necesita prevederea unor statii de medie tensiune (6 kV) pentru alimentarea lor, ci sunt suficiente tablouri de joasa tensiune. Pe aceleasi considerente, în multe cazuri nu se mai prevad transformatoare de servicii proprii de bloc racordate la bornele generatoarelor ca în figura 8.18,c. Alimentarea serviciilor proprii se poate face în aceste cazuri prin transformatoare racordate fie la statia centralei fie la o retea de medie tensiune din apropiere.

G~

Statie s.p. de bloc

6 kV

Statie s.p. de rezerva si generale

AAR

Cale de alimenatare de rezerva

Cale de alimenatare normala

6 kV

TRG

IG

Consumatori de servicii proprii generale


8.5.6. PARTICULARITATI ALE SCHEMELOR DE ALIMENTAREA A SERVICIILOR PROPRII ALE CNE

Consumul serviciilor proprii ale centralelor nuclearo-electrice variaza în limite largi, între 5-14 % si depinde mult de pueterea nominala a grupului si mai ales de sistemul de racire utilizat.

Cea mai importanta particularitate a schemelor pentru alimentarea serviciilor proprii ale centralelor nuclearo-electrice o reprezinta siguranta foarte mare ceruta în functionare, mai ales în cazurile de oprire la avarie. În acest sens, schemele de servicii proprii contin o serie de masuri suplimentarea fata de cele

ale centralelor termoelectrice.

Întrucât exista o mare diversitate de modalitati de a asigura aceasta functionare fara întreruperi, în figura 8.21 este prezentat schema de principiu a serviciilor proprii ale grupului de 600 MW CANDU de la Cernavoda.

Trebuie remarcata existenta unei statii de servicii proprii de 110 kV, folosirea a doua tensiuni medii în alimentarea motoarelor de mare putere (6 si 10 kV); prezenta grupurilor antrenate de motoare Diesel cu demaraj rapid etc.

Conform normelor canadiene, consumatorii de servicii proprii ai centralei sunt împartiti în patru clase de siguranta în functionare:

a. clasa a IV-a, alimentati fie de la turbogenerator, fie de la sistem, pot suporta întreruperi în alimentarea cu energie electrica de lunga durata, fara implicatii în securitate; întreruperea completa a sursei consumatorilor de clasa a IV-a are ca efect oprirea reactorului;

b. clasa a III-a, alimentati de la sursele consumatorilor de clasa a IV-a si de la generatoarele Diesel în rezerva, care pornesc automat la întreruperea sursei de clasa a IV-a sau la un accident de pierdere a agentului de racire si asigura o sursa autonoma, independenta de sistem; sistemul de clasa a III-a poate tolera întreruperi de scurta durata, iar în cazul unei întreruperi de lunga durata, centrala mai poate fi înca oprita în deplina siguranta;

c. clasa a II-a (curent alternativ) si de clasa I (curent continuu) sunt proiectate sa asigure o sursa de alimentare neîntrerupta si constau din baterii de acumulatoare, invertoare si sisteme de încarcare a bateriilor de acumulatoare; sistemele de clasa I si clasa a II-a sunt alimentate în regim normal de la sistemul de clasa a IV-a.

Pentru oprirea în deplina siguranta a centralei se prevad doua sisteme independente de oprire la avarie.

Sistemul de oprire la avarie 1 este alimentat de lasursele electrice normale ale centralei.

Sistemul de oprire la avarie 2 este prevazut cu o sursa de alimentare cu rezervare de 100%, care este prevazuta sa reziste la cutremure si este amplasata într-o cladire separata.


Fig.7. 21. Exemplu de schema pentru alimentarea serviciilor proprii ale unui grup de 600 MW dintr-o centrala nuclearo.electrica pe filiera CANDU


8.6 ALEGEREA PUTERII TRANSFORMATOARELOR CARE ALIMENTEAZa SERVICIILE PROPRII Alegerea puterii nominale a transformatoarelor care alimenteaza serviciile

proprii se face astfel încât sa se asigure:

- tranzitarea sarcinii maxime de durata a serviciilor proprii;

- pornirea motorului care are cele mai grele conditii la pornire, considerându-se celelalte motoare în functiune ;

- autopornirea motoarelor principale în conditiile cele mai grele:

- un plafon al curentilor de scurtcircuit sub limitele cerute se echipamentul schemelor de servicii proprii.

Puterea maxima de durata ceruta de consumatorii de servicii proprii este determinata de puterea motoarelor conectate, tinându-se seama de coeficientul de încarcare, randamentul si factorul de putere al motoarelor, precum si de sarcina tranzitata spre sectiile de 0,4 kV prin transformatoarele de 6/0,4 kV.

Pentru o prima aproximatie se poate folosi relatia de mai jos:

2211

, cosSKP

KS

mm

mspM ,

în care:

S M,sp este puterea maxima de durata ceruta de consumatorii de servicii proprii, în kVA;

P1 – suma puterilor motoarelor conectate la barele statiei de 6 kV, în kW;

K1m – coeficientul de încarcare medie a motoarelor; valoarea acestui coeficient pentru centrale cu parametrii medii este de 0,6 -0,65, iar pentru centrale cu parametrii înalti este de

0,75-0,85; la centrale cu parametrii foarte înalti acest coeficient are valoarea de 0,9;

m – randamentul mediu al motoarelor, care pentru calcule preliminare se poate lua de ordinul 0,9 ;

cos m – factorul de putere mediu;de obicei poate fi considerat 83,0cos ;

S2 – suma puterilor nominale ale transformatoarelor de 6/0,4 kV;

K2 – coeficientul de încarcare al transformatoarelor de 6/0,4 kV; de obicei poate fi considerat K2 = 0,7.

O prima alegere a puterii nominale a transformatorului de servicii proprii se face cu ajutorul relatiei de mai jos:

spMspnT SS ,,


În continuare, se verifica daca transformatorul de puterea aleasa mai sus asigura conditiile de pornire sau autopornire ale motoarelor mari de servicii proprii.

Verificarea conditiilor de pornire si autopornire ale motoarelor din cadrul serviciilor proprii consta în predeterminarea tensiunii de revenire pe barele de alimentare în momentul autopornirii, respectiv în momentul pornirii.

Tensiunea de revenire depinde de curentii absorbiti la pornire sau autopornire si de nivelul puterii de scurtcircuit trifazat pe barele de la care sunt alimentate motoarele.

Se poate folosi relatia:

US

S

Up

sc

admisibil* *

,1 05

1

,

în care:

Sp este puterea electrica absorbita de motor la pornire sau puterea absorbita de grupul de motoare la autopornire;

Ssc - puterea de scurtcircuit pe barele statiei de 6 kValimentate de transformatoare si la care sunt racordate motoarele (aceasta putere este proportionala cu puterea nominala a transformatoarelor SnT);

U * admisibil - valoarea relativa a tensiunii admisa la pornire sau autopornire (în lipsa unor valori precizate, se pot considera valorile 0,85 pentru cazul pornirii celui mai mare motor si 0,70 pentru cazul autopornirii unui grup de motoare dupa o pauza de tensiune).

Pentru asigurarea plafonului curentilor de scurtcircuit

se va folosi relatia în care puterea transformatorului SnT este cea rezultata pe baza aplicarii relatiilor anterioare:

S

U uInT

n sc

sc ad

100

3 2 %

. .

Trebuie remarcat faptul ca în

aceasta faza, pentru satisfacerea relatiei de mai sus, este posibila trecerea de la un transformator de putere prea mare la doua transformatoare de putere mai mica sau la un transformator cu înfasurarea secundara divizata. În acest caz este necesara reverificarea îndeplinirii conditiilor de pornire sau autopornire a motoarelor.


8.7. EXEMPLE DE ALIMENTARE A SERVICIILOR PROPRII ÎN ANSAMBLUL SCHEMELOR CENTRALELOR ELECTRICE

Schemele de conexiuni ale centralelor electrice inclusiv cele de alimentare a serviciilor proprii sunt totusi foarte diverse, desi asa cum s-a aratat în paragrafele anterioare ele pot fi structurate pe câteva idei simple.

În acest paragraf vor fi prezentate cu titlu de exemplu o schema de alimentare a serviciilor proprii de bloc si o schema de ansamblu a unei centrale electrice cuprinzând statiile de evacuare si statiile de servicii proprii.

Fig.8.22 Exemplu de schema de alimentare a serviciilor proprii ale unui bloc termoenergetic

În figura 8.22 este prezentat un exemplu de organizare a serviciilor proprii pentru o sectie de 6 kV si sectiile de 0,4 kV ale unui bloc cazan-turbina-generator-transformator dintr-o centrala termoelectrica.

Se remarca prezenta cailor de rezerva atât la nivelul statiilor de 6 kV, cât si la nivelul sectiilor de 0,4 kV.

În figura 8.23 este prezentata schema unei centrale cu 4 grupuri de câte 200 MW, având doua statii de evacuare a energiei, una de 110 kV si alta de 220 kV.

Se remarca folosirea pentru alimentarea la pornire si oprire a serviciilor proprii de bloc, pentru rezerva lor si pentru alimentarea serviciilor proprii generale a doua transformatoare TPORG racordate în puncte diferite.


Fig.8.23. Exemplu de schema de ansamblu pentru o centrala cu grupuri de 200 MW



SERVICII PROPRII DE

CURENT CONTINUU

Consumatorii de curent continuu se pot clasifica dupa mai multe criterii, cum ar fi:

modul de functionare:

permanent în curent continuu;

numai atunci când dispare curentul alternativ pe barele de servicii proprii, deci în perioadele de avarie;

timpul de functionare:

de lunga durata (minute);

de scurta durata (secunde);

continuitatea în alimentare:

nu admit întreruperi (de exemplu, relee de protectie);

admit scurte întreruperi în timpul functionarii (de

exemplu, lampi de semnalizare incluse în cheile de comanda).

9.1 SCHEME DE PRINCIPIU PENTRU ALIMENTAREA CONSUMATORILOR DE CURENT CONTINUU

Schemele de alimentare a consumatorilor de curent continuu sunt, în general, cu un sistem de bare colectoare sectionat, de la care alimentarea receptoarelor electrice se poate realiza în diferite variante:

alimentare radiala (figura 9.1,a);

dubla alimentare (figura 9.1,b);

alimentare în bucla simpla (figura 9.1,c);

alimentare în bucla dubla (figura 9.1,d).

Retelele de curent continuu pot fi de 24 V, 48 V, 110 V, 220 V.

SERVICII PROPRII DE CURENT CONTINUU 198

De regula, primele doua trepte de tensiune se utilizeaza în schemele de curent continuu ale instalatiilor de telecomunicatii, celelalte trepte fiind folosite pentru alimentarea instalatiilor de comanda si control.

Fig. 9.1 Scheme de alimentare a consumatorilor de curent continuu

9.2 SURSE DE ALIMENTARE CU CURENT CONTINUU

În centrale si statii electrice, curentul continuu poate fi furnizat de redresoare sau de baterii de acumulatoare stationare (figura 9.2).

9.2.1. PRINCIPIU DE FUNCTIONARE SI CONCEPTII DE REALIZARE A ACUMULATOARELOR

Acumulatorul cu plumb este cel mai vechi si de departe cel mai utilizat dintre acumulatoarele existente, datorita performantelor mereu îmbunatatite

de-a lungul anilor si costului relativ scazut. Comparativ, spre exemplu, cu bateriile nickel – cadmiu, acumulatoarele cu plumb sunt de circa trei ori mai ieftine [22].

b

a

d

c


Acumulatorul plumb-acid sulfuric reprezinta un recipient în interiorul caruia electrozii pozitivi si negativi, separati printr-o diafragma poroasa (separator), sunt imersati într-o solutie apoasa de acid sulfuric (electrolit).

Functionarea acumulatorului este descrisa de reactia reversibila de dubla sulfatare, care caracterizeaza încarcarea si descarcarea acumulatorului. Aceasta are loc între acidul sulfuric continut în electrolit si masele active pozitive si negative continute în electrozi.

La descarcare, acidul sulfuric continut în electrolit reactioneaza cu masele active pozitive si negative din electrozi, transformându-le în sulfat de plumb, producând astfel si scaderea concentratiei electrolitului.

La încarcare, sulfatul de plumb (PbSO4) din electrozi se transforma în bioxid de plumb (PbO2) la placa pozitiva si plumb metalic spongios (Pb) la placa negativa, iar concentratia electrolitului creste.

În prezent exista mai multe conceptii de realizare a acumulatoarelor plumb-acid sulfuric, sistematizate în tabelul 9.1.

Realizarea electrodului pozitiv se poate face dupa doua tehnologii, alegerea presupunând realizarea unui compromis între putere, durata de viata si cost. Sub acest aspect se deosebesc acumulatoare cu placi pozitive plane

sau în constructie tubulara:

placile plane (pastate) permit obtinerea unor puteri superioare (asigura o suprafata mai mare de schimb) si au un cost mai scazut;

placile în constructie tubulara au o durata de viata mai mare.

Tabelul 9.1

Tehnologii de realizare a acumulatoarelor plumb-acid sulfuric

Tehnologie Electrolit (acid sulfuric)

Electrod pozitiv

Principalele aplicatii

Acumulatoare deschise lichid

placi plane

stationare

pornire

tubular

stationare

tractiune

Acumulatoare etanse

imobilizat (sub forma de gel

sau absorbit în separatoare)

în principal, placi plane

alimentare de siguranta

aparate portabile

tractiune usoara sau vehicule electrice


Placile de tip negativ

sunt de tip gratar pastat, astfel proiectate încât sa

asigure aceeasi durata de viata cu placile pozitive, evitându-se astfel reînnoirea partiala necesara pe durata de serviciu a acumulatorului.

Electrolitul este o solutie apoasa de acid sulfuric (H2SO4) cu densitate de 1,24 kg/l pentru acumulatoarele cu placi tubulare, iar pentru cele cu placi pastate - cu densitate de 1,26 kg/l (conform STAS 164-75), ambele valori reprezentând starea complet încarcata. Densitatea electrolitului este un parametru foarte important pentru caracterizarea starii de încarcare a acumulatorului.

În prezent exista doua mari familii de acumulatoare cu plumb: acumulatoare „deschise” cu electrolit lichid si acumulatoare „etanse” (cu supape), bazate pe recombinarea gazului emis prin descompunerea apei din electrolit, în principal la sfârsitul descarcarii. Electrolitul din aceste acumulatoare este imobilizat sub forma de gel sau este retinut într-un separator din fibra de sticla, cu foarte buna capilaritate.

Principalele avantaje constau în aceea ca electrolitul nu curge (deci acumulatorul poate fi amplasat în orice pozitie) si elementul este fara întretinere pe toata durata sa de viata.

Acumulatoarele pot fi dispune în carcase din material plastic transparent, vase din sticla, putini din lemn captusite cu foaie de plumb sau ebonita. Fata de acumulatoarele conventionale, cele dispuse în carcase din material plastic transparent permit o întretinere mai simpla, caci datorita transparentei carcasei exista o vizibilitate clara a nivelului electrolitului si a starii placilor.

Aplicatiile acumulatoarelor cu plumb

sunt numeroase: tractiune electrica, surse de alimentare de siguranta (centrale electrice, centrale telefonice, sisteme informatice si altele, care necesita o alimentare electrica fara întreruperi), submarine, sisteme de alarma, blocaje electrice etc.

9.2.2. BATERII DE ACUMULATOARE STATIONARE

Bateriile de acumulatoare stationare sunt

destinate preluarii suprasarcinii de scurtcircuit produsa la avarierea retelei electrice de alimentare, fiind denumite si baterii de asteptare. Dupa punerea în functiune, aceste baterii sunt mentinute în stare de încarcare completa pentru ca în momentul avarierii retelei de alimentare sa poata sa asigure necesarul de energie al consumatorilor, suplinind astfel reteaua electrica si înlaturând pericolul de oprire a unora dintre consumatori.

Pentru a forma o baterie, acumulatoarele se înseriaza, de regula, prin sudare. În figura 9.2,a si b este reprezentat modul de conectare a acumulatoarelor realizate într-un vas, iar în figura 9.2,c se prezinta modul de conectare a acumulatoarelor realizate în doua vase.

Dupa functia pe care o îndeplinesc bateriile pot fi de lucru si de rezerva. Bateriile de lucru functioneaza în regim tampon sau floating, ceea ce presupune ca bateria este conectata permanent în paralel cu consumatorii si cu o sursa de încarcare permanenta (fig. 9.3). Ca surse de încarcare se utilizeaza, de regula, redresoare statice cu reglaj automat de tensiune si curent. Bateriile de rezerva functioneaza în regim de încarcare permanenta, cu sursa conectata, dar fara consumatori.


Redresorul de încarcare permanenta (RIP) are urmatoarele functii:

acopera consumul normal pe partea de curent continuu;

compenseaza autodescarcarea în timp a bateriei;

compenseaza descarcarile bateriei provocate de socuri de curent.

Fig. 9.2. Modul de conectare a acumulatoarelor pentru a forma o baterie stationara

Bateria se descarca în urmatoarele situatii:

când se deconecteaza sursa de încarcare permanenta (avarie pe partea de curent alternativ);

când se fac descarcari speciale ale bateriei, în scop de întretinere.

Încarcarea ulterioara a bateriei se face de la redresorul de încarcare

ocazionala (RIO).

RIP = B RIO =

Fig. 9.3. Schema de principiu a bateriei în regim tampon

R S T R S T

_ _

a

b

c


9.3. CARACTERISTICI ELECTRICE

În cazul utilizarii acumulatoarelor acide cu placi de plumb, principalele marimi electrice nominale, garantate de fabricant pentru un element sunt:

- tensiunea nominala a unui element: diferenta de potential electric dintre electrozii pozitiv si negativi imersati într-o solutie de acid sulfuric; pentru acumulatoare plumb-acid sulfuric, tensiunea unui element în stare complet încarcata, masurata în circuit deschis, este de circa 2 V;

- capacitatea nominala: cantitatea de electricitate, masurata în amperi-ora, ce se poate obtine prin descarcarea unui acumulator printr-un regim definit, pâna la o tensiune finala prescrisa; spre exemplu, C10 este capacitatea pe care o poate furniza elementul într-un regim de descarcare de 10 ore, la o temperatura a electrolitului de 20 - 25 C; capacitatea elementului depinde de temperatura si regimul de descarcare la care este supus acesta, caracterizat prin durata si curentul cu care se efectueaza descarcarea.

Capacitatea elementelor scade cu scaderea timpului de descarcare, precum

si cu temperatura de utilizare. La stabilirea acestor dependente trebuie sa se tina seama de recomandarile fabricantului.

Pentru acumulatoarele românesti, corectia capacitatii cu temperatura poate fi facuta folosind factorul de corectie din tabelul alaturat.

Tabelul 9.2

Corectia capacitatii cu temperatura

Temperatura [°C] 0 5 10 15 20 30 35

Factorul 0.71 0.79 0.88 0.95 1.00 1.06 1.08

Exemplu: la descarcare de 10 ore, o baterie de 450 Ah la 20ºC va avea la 5ºC, capacitatea: C10 = 450 . 0,79 = 356 Ah.

Valoarea tensiunii nominale a unei baterii, formata din mai multe elemente înseriate, este egala cu produsul dintre numarul de elemente si tensiunea nominala a elementului. Tensiunea maxima admisa la bornele bateriei

se calculeaza pentru bateria aflata la finalul încarcarii (complet încarcata), astfel încât celui mai apropiat consumator de curent continuu sa nu i se aplice o tensiune mai mare decât cea admisibila. Tensiunea minima admisa la bornele bateriei

se calculeaza pentru bateria aflata la finalul descarcarii (complet descarcata), astfel încât la cel mai îndepartat consumator de curent continuu tensiunea sa nu scada sub valoarea minima admisibila.

Capacitatea nominala a bateriei

se alege din catalog, pe baza cantitatii de electricitate pe care trebuie sa o poata furniza bateria într-un regim de avarie cu durata t a :


termKsigK

ataIanecC

(9.1)

unde: Ia este curentul cerut bateriei de acumulatoare de catre receptoarele de lunga durata în perioada de avarie, în A; ta - durata avariei (de regula, 1 ora pentru centrale si 3 - 6 ore pentru statii electrice); Ksig - coeficient de siguranta, cu valoare cuprinsa în intervalul (1,1

1,3), care permite a se lua în considerare un eventual consum suplimentar, precum si

uzura bateriei; Ktemp - coeficient care tine seama de scaderea temperaturii fata de valoarea pentru care sunt garantate datele de catalog (de regula, 20 - 25 C). Spre exemplu, în cazul garantarii datelor pentru o temperatura de 25 C, coeficientul de temperatura este:

Ktemp 1 0 008 25, min

(9.2)

9.4 NUMARUL BATERIILOR INSTALATE

Numarul bateriilor prevazute în centrale depinde de puterea lor instalata, iar în statii, de importanta acestora în SEN.

Fig. 9.4. Exemplu de instalatie de curent continuu cu mai multe baterii

În figura 9.4 este prezentat exemplul unei instalatii de curent continuu cu o baterie de rezerva si mai multe baterii de lucru (B1, B2…). De regula, în centrale electrice a caror putere instalata este mai mica de 50 MW se monteaza o singura baterie de lucru si eventual, o baterie de rezerva. În centralele cu o putere instalata de peste 50 MW se prevede câte o baterie de lucru pentru fiecare camera de comanda termica sau pentru fiecare bloc de putere peste 200 MW, precum si pentru camera de comanda electrica (daca aceasta este amplasata într-un corp de cladire separat). Daca se justifica economic, se prevede o baterie de rezerva pentru întreaga centrala. În statii de pâna la 110 kV se monteaza o baterie de lucru, si eventual, daca se justifica economic, o baterie de rezerva. Statiile de 220 kV si 400 kV au montate doua baterii de acumulatoare, dintre care una de rezerva.

B1

B2

rezerva

încarcare ocazionala

B

RIO

RIP

RIP 1

RIP 2


9.6. INSTALAREA SI EXPLOATAREA BATERIILOR

Camera acumulatoarelor acide cu plumb constituie un mediu coroziv, exploziv, umed, toxic, cu pericol mare de electrocutare. Din aceasta cauza, bateriile de acumulatoare se instaleaza în încaperi special amenajate, separate de instalatiile electrice anexe (redresoare de încarcare, ventilatoare), cu intrarea printr-o anticamera.

Cele 108 elemente acumulatoare se dispun pe postamente din material rezistent la coroziune, pe doua siruri paralele, fiecare cu câte 54 elemente. Elementele fiecarei baterii de acumulatoare vor fi numerotate. Numerele trebuie scrise mare pe postament, cu vopsea rezistenta la electrolit sau cu alte mijloace corespunzatoare. Elementele se izoleaza fata de postamente, iar postamentele se izoleaza fata de pamânt. Pentru fiecare sir de acumulatoare se prevede un coridor de acces cel putin pe o parte, cu latimea minima de un metru.

Se va evita instalarea acumulatoarelor în imediata apropiere a ferestrelor, usilor sau a surselor de caldura. Ferestrele se prevad cu plase si cu geamuri mate, daca sunt în bataia soarelui. O atentie deosebita trebuie acordata mentinerii regimului de temperatura în încaperea acumulatoarelor. Bateriile dau cele mai bune rezultate când lucreaza într-o camera uscata, bine ventilata, la o temperatura cuprinsa între 10º 30ºC. Temperaturile ridicate maresc performantele, dar scad durata de viata a bateriei, în timp ce temperaturile scazute reduc performantele. Se recomanda domeniul de temperatura 10 25 C.

Deoarece exista pericol de explozie (ca urmare a degajarilor de hidrogen), în camera acumulatoarelor nu se monteaza

comutatoare electrice, întrucât acestea produc scântei. Corpurile de iluminat se plaseaza numai deasupra coridoarelor de acces si sunt de constructie speciala (antiexploziva).

Legaturile electrice conductoare folosite în camerele de acumulatoare acide cu placi de plumb pentru realizarea racordului la baterie se executa din bare de cupru cu sectiune rotunda, neizolate sau din conductoare de cupru izolate cu materiale rezistente la umezeala si coroziune. Conductoarele neizolate se vopsesc cu lac rezistent la electrolit sau se ung cu vaselina, iar trecerile acestora prin pereti trebuie bine etansate. Camera acumulatoarelor este prevazuta cu ventilatie naturala si/sau mecanica, datorita noxelor si pericolului de explozie.

Ventilatia naturala si artificiala se calculeaza în functie de tipul bateriilor montate astfel încât sa se previna acumularea de gaze degajate în timpul încarcarii. Pentru limitarea pericolului de explozie a amestecului aer-oxigen, continutul de hidrogen din aer trebuie sa fie sub 4%, dar pentru securitate, se considera nivelul admisibil de hidrogen de 8%. Cantitatea de aer necesara pentru ventilatie poate fi estimata cu relatia:

Q = 55 . n . I ,

unde Q este debitul de aer, [1/h]; n - numarul de elemente; I - intensitatea curentului [A].



NOTIUNI DE

ELECTROSECURITATE

De la sfârsitul secolului al XIX-lea, când Thomas Alva Edison punea la New York bazele primei companii de energie electrica, si pâna astazi, câteva mii de oameni au cazut victima acestei forme, relativ tinere, de energie. Accidentele au fost provocate de cunostintele incomplete privind pericolul pe care îl prezinta electricitatea. La început, electricienii nu au gasit metodele eficiente pentru protectia împotriva tensiunilor de atingere periculoase, iar medicii nu au dispus de masurile terapeutice necesare, cauza mortii prin electrocutare nefiind lamurita multa vreme din punct de vedere stiintific.

În urma unui lung sir de cercetari stiintifice si de experimente, efectuate, de cele mai multe ori, pe animale narcotizate si pe cadavre, aceasta problema complexa si interdisciplinara a fost rezolvata de catre comunitatea stiintifica internationala (ingineri, medici si statisticieni). Au fost gasite modalitatile prin care se poate asigura protectia împotriva pericolelor pe care la prezinta curentul electric si atunci, când este cazul, se poate acorda ajutor celor accidentati prin electrocutare.

10.1. ELEMENTE DE ELECTROFIZIOLOGIE MUSCULARA

Daca între doua puncte ale corpului se aplica a diferenta de potential, prin corp trece un curent electric care poate produce vatamarea sau chiar moartea. Pentru a putea întelege mai bine efectele curentului electric, se analizeaza pe scurt câteva fenomene fiziologice din corpul omenesc.

Atunci când un muschi oarecare al unei fiinte vii este parcurs în sens longitudinal de un curent electric, acest muschi tinde sa se contracte daca intensitatea curentului depaseste o anumita valoare si daca, ceea ce este remarcabil, caracteristica curentului a atins o anumita panta (di/dt). Acest lucru este valabil si pentru muschiul cardiac.

NOTIUNI DE ELECTROSECURITATE 206

Trebuie remarcat ca muschiul cardiac se deosebeste foarte mult de ceilalti muschi, prin faptul ca în el se induce permanent o tensiune necesara pentru functionarea normala a cordului.

Cordul constituie un dipol electric a carui tensiune are drept consecinta, în mod natural, producerea unui câmp electric în corp.

Diferenta de potential între doua puncte ale corpului omenesc, alese în mod arbitrar, se poate ilustra în mod intuitiv prin intermediul electrocardiogramei; marimea absoluta a acestei diferente de potential variind între 1 si 1,6 mV, iar frecventa variind între 1,1 si 1,3 Hz.

Daca se aplica o tensiune exterioara pe cord, sistemul de comanda si de propagare al excitatiilor poate fi perturbat astfel încât functionarea normala a diferitelor zone ale cordului sa fie pusa sub semnul întrebarii.

10.2. FACTORI CARE DETERMINA GRAVITATEA EFECTELOR ELECTROCUTARII

10.2.1. INTENSITATEA CURENTULUI STABILIT PRIN CORP. CALEA DE ÎNCHIDERE A CURENTULUI ELECTRIC. FELUL CURENTULUI

Intensitatea curentului stabilit prin corpul omenesc. Sensibilitatea fata de intensitatea curentului electric difera foarte mult de la un om la altul, aspect evidentiat de rezultatele experimentarilor efectuate de Osypka [32] pe un grup de cincizeci de persoane sanatoase, barbati, cu vârsta cuprinsa între 19 si 39 de ani, pentru acele cai de curent care intervin cel mai frecvent în practica. Tabelele 10.1- 10.4 cuprind valorile intensitatilor efective, de ordinul miliamperilor, la care s-au evidentiat senzatiile descrise la 5%, 50% si 95% din numarul persoanelor supuse experientelor. La femei, aceste valori sunt, dupa Dalziel, în general, cu circa 30% mai mici.

La încercarile în curent alternativ, intensitatea curentului a fost marita pâna ce persoana supusa experimentarii nu s-a mai putut desprinde cu forte proprii de pe electrozi, iar la încercarile în curent continuu s-a mers pâna la o intensitate la care durerile, în special la încheieturi, sa mai poata fi suportabile.

Calea de închidere a curentului electric. Analizând datele cuprinse în tabelele 10.1- 10.4 se poate observa ca senzatiile variaza nu numai cu intensitatea curentului, ci si cu calea curentului, aceasta explicându-se prin densitatea de curent diferita în trunchi fata de extremitati.

Dupa parerea majoritatii cercetatorilor, traseul cel mai periculos al curentului este prin regiunea inimii, a organelor respiratorii (radacina plamânului) si a creierului.

Conform datelor prezentate în tabelul 10.5, rezulta ca la 55% din accidente curentul s-a închis prin picioare. Se observa ca 1% dintre accidentele mortale au avut loc la atingerea în doua locuri de pe aceeasi mâna sau acelasi picior, ceea ce pâna nu de mult nu se considera posibil.


Tabelul 10.1

Determinarea senzatiilor în curent alternativ (50 Hz) – dupa Osypka calea de curent: mâna – mâna

Procentul persoanelor supuse experientei

5% 50% 95% lef [mA]

SENZATIILE

1 2 3 4 0,7 1,2 1,7 Curentul este abia perceptibil în podul palmei 1,0 2,0 3,0 Furnicatura usoara în podul palmei ca si cum mâinile ar

fi amortite

1,5 2,5 3,5 Furnicatura se percepe si în încheietura mâinii

2,0 3,2 4,4 Vibrare usoara a mâinilor, apasare în încheieturile mâinilor

2,5 4,0 5,5 Convulsii usoare în antebrat

3,2 5,2 7,2 Convulsii usoare în partea superioara a bratului

4,2 6,2 8,2 Mâinile devin rigide si crispate; desprinderea de elementul aflat sub tensiune mai este înca posibila, se manifesta deja o durere usoara

4,3 6,6 8,9 Convulsii în partea superioara a bratului; mâinile devin grele si insensibile; senzatie de furnicaturi pe toata suprafata bratului

7,0 11,0 15,0 Convulsie generala a muschilor bratului ajungând pâna la umeri; desprinderea de elementul aflat sub tensiune abia mai este posibila

8,5 12,0 16,5 Crisparea completa a mâinilor si bratelor; desprinderea de elementul aflat sub tensiune nu mai este posibila; poate fi suportat numai circa 20 secunde; se manifesta dureri violente

Tabelul 10.2

Determinarea senzatiilor în curent alternativ (50 Hz) – dupa Osypka calea de curent: mâna – picioare

Procentul persoanelor supuse experientei SENZATIILE

5% 50% 95 % lef [mA]

1 2 3 4 0,9 2,2 3,5 Curentul este perceptibil în podul palmei 1,8 3,4 5,0 Furnicaturi în toata mâna, ca si cum ar fi amortita

2,9 4,8 6,7 Apasare usoara în încheietura mâinii; furnicatura accentuata

4,0 6,0 8,0 Apasare perceptibila în antebrat

5,3 7,6 10,0 Prima senzatie pe talpi (furnicatura usoara); apasare în antebrat

5,5 8,5 11,5 Crispare usoara în încheietura mâinii; miscarea mâinii este dificila; apasare pe glezne


Tabelul 10.2 (continuare)

1 2 3 4 6,5 9,5 12,5 Furnicaturi în partea superioara a bratului; crisparea

puternica a bratului, în special a încheieturii mâinii 7,5 11,0 14,5 Furnicatura violenta, ajungând pâna la umar; antebratul

rigid pâna la cot, desprinderea de elementul aflat sub tensiune abia mai este posibila

8,8 12,3 15,8 Apasare în jurul gleznei si calcâiului; degetul mare al mâinii complet crispat

10,0 14,0 18,0 Desprinderea de elementul aflat sub tensiune nu mai este posibila decât cu un efort extrem

12,0 16,0 20,0 Durere sfâsietoare în încheietura mâinii si în cot; desprinderea de elementul aflat sub tensiune nu mai este posibila

Tabelul 10.3 Determinarea senzatiilor în curent alternativ (50 Hz) – dupa Osypka

calea de curent: mâini – picioare


5% 50% 95 % lef [mA]

1 2 3 4 1,7 3,0 4,3 Curentul abia este perceptibil în podul palmei 2,8 5,2 7,6 Furnicaturi în mâini, ca si cum ar fi amortite

4,0 6,4 8,8 Apasare usoara la încheieturile mâinilor

5,0 6,7 8,4 Furnicatura usoara în talpi; apasare usoara în încheieturile mâinilor

6,5 9,0 11,5 Apasare puternica în încheieturile mâinilor, ajungând pâna la antebrat, apasare usoara la glezne; furnicaturi în calcâi

8,0 11,4 14,8 Furnicaturile ajung pâna la pulpe si în partea superioara a bratelor; apasare puternica în glezne, în încheieturile mâinilor si în coaste

9,6 13,3 17,0 Aparitia senzatiei de greutate în picioare; bratele încep sa se crispeze

11,0 15,5 20,0 Bratele sunt aproape rigide si crispate

13,0 17,0 21,0 Dureri la glezne; pulpele încep sa se crispeze

14,4 19,0 23,5 Crisparea bratelor, ajungând pâna la umar; desprinderea de elementul aflat sub tensiune abia mai este posibila

15,5 21,0 27,0 Dureri sfâsietoare în glezne, în încheieturile mâinilor si în coate; desprinderea de elementul aflat sub tensiune nu mai este posibila decât cu un efort extrem

15,5 23,0 30,5 Mâinile sunt atrase spre corp, desprinderea de elementul aflat sub tensiune nu mai este posibila; durere sfâsietoare în picior, ca în cazul unei luxatii


Tabelul 10.4 Determinarea senzatiilor în curent continuu – dupa Osypka

calea de curent: mâna – mâna


5% 50% 95 % lef [mA]

1 2 3 4 6 7 8 Furnicatura usoara în podul palmei si în vârful

degetelor 10 12 15 Senzatie de caldura si furnicatura accentuata în podul

palmei; apasare usoara în încheieturile mâinii

18 21 25 Apasare puternica pâna la întepare în încheieturile mâinilor si în palme

25 27 30 Furnicaturi în antebrat; dureri în încheieturile mâinilor; durere sfâsietoare în mâini, senzatie marita de caldura

30 32 35 Durere marita în încheieturile mâinilor, furnicaturile ajungând pâna la coate

30 35 40 Dureri violente în încheieturile mâinilor si dureri sfasietoare în mâini

40 43 45 Dureri foarte intense în încheieturile mâinilor; dureri violente si ascutite în mâini, putând fi suportate cel mult 10 secunde

Tabelul 10.5

Determinarea procentului de accidente prin electrocutare în functie de calea curentului

CALEA CURENTULUI PROCENTUL

De la podul palmelor pâna la spatele mâinilor sau spre umeri

25 De la spatele mâinilor sau de la umar spre picioare

23 De la podul palmei spre un picior sau spre ambele picioare 17 De la podul unei palme spre podul celeilalte palme 14 De la gât, spate sau abdomen, spre picioare 5 De la fata sau piept, spre picioare

10 De la un loc la altul, pe aceeasi mâna sau pe acelasi picior

1 Diverse 5 TOTAL 100

Felul curentului. O comparare a sensibilitatii la curent continuu cu cea la curent alternativ, arata ca la curent continuu nu apar convulsii si ca au fost suportati curenti continui având o intensitate aproximativ de trei ori mai mare decât în cazul curent alternativ

Contractii musculare involuntare adeseori dureroase, au fost observate în momentul conectarii si în special al deconectarii de la sursa de curent.


10.2.1.1. Intensitatea curentului si fibrilatia cardiaca

Rezultatele cercetarilor din ultimele decenii au demonstrat, în mod cert, ca

în cel putin 2/3 din totalul accidentelor cu sfârsit mortal, intervenite în retelele de joasa tensiune, cauza primara a mortii a fost fibrilatia cardiaca. Locul ritmului ordonat al inimii îl iau, în acest caz, cicluri de lucru dezordonate si asincrone ale fibrelor muschiului cardiac, ceea ce conduce în final la încetarea efectului de pompare a cordului si deci a circulatiei sângelui, iar dupa circa 3-5 minute intervine moartea (figura 10.1).

Fibrilatia cardiaca se produce nu printr-o leziune directa a cordului ci printr-o supraexcitatie a acestuia.

Fig.10.1. Electrocardiograma unui animal de experienta (porc)

a - în repaus (electrocardiograma normala); b - la trecerea unui curent electric de 8 A, timp de 45ms, care a produs o fibrilatie cardiaca mortala

Fig.10.2. Electrocardiograma normala a omului (schematizata)

TH – perioada cordului, t1 – timpul de adaptare, t2 – timpul de evacuare, t3 – timpul de destindere, t4 – timpul de umplere


Pericolul mare al fibrilatiei cardiace consta în faptul ca odata ce a luat nastere, nu mai poate fi întrerupta pe cale naturala fiind necesara o difibrilatie electrica. Tendinta la fibrilatie a cordului este maxima atunci când excitatia aparuta ca urmare a curentului electric coincide cu faza vulnerabila a cordului (valoarea de vârf din electrocardiograma prezentata în figura 10.2).

Fig.10.3. Reprezentarea celor trei domenii ale intensitatilor curentului prin om

în functie de durata de actiune a acestora, dupa Osypka

În diferitele sale stari de contractie, cordul are fata de curent sensibilitati diferentiate. Pentru declansarea fibrilatiei cardiace, în special când timpul de actionare este sub 1s, este necesara

o anumita intensitate a curentului electric si anume 200-300 mA (domeniul III al intensitatilor de curent).

Conform figurii 10.3, la un timp de actionare de peste 1s, intensitatea curentului trebuie sa fie de cel putin 85 mA pentru a declansa o fibrilatie

cardiaca periculoasa. Cele trei domenii ale intensitatilor de curent reprezentate în figura10.3 se bazeaza pe cercetari ale lui Koeppen si Osypka, care au fost completate si precizate de Rolf Müller [32].

Curba punctata dintre curbele a si b ilustreaza cantitatea de electricitate, respectiv intensitatea curentului, la care poate avea loc oprirea respiratiei, dar la care poate sa apara însa si fibrilatia cardiaca în cazul unei durate mai mari de actiune a curentului. Sub curba punctata nu sunt de asteptat

efecte mortale; însa la intensitati ale curentului apropiate de aceasta curba poate avea loc pierderea cunostintei.

În concluzie, intensitatea curentului nu poate fi considerata ca fiind singurul factor care determina fibrilatia cardiaca, nici chiar în faza sensibila a cordului; rolul hotarâtor îl joaca produsul dintre intensitatea curentului si timp, adica cantitatea de electricitate.


Ca limita nepericuloasa se ia valoarea la care omul se desprinde singur de sub actiunea curentului fara ajutorul altei persoane. Normele în vigoare stabilesc aceasta valoare la 10 mA în cazul retelelor de curent alternativ si la 50 mA în cazul retelelor de curent continuu.

Nu toate lucrarile cercetatorilor considera aceleasi limite pentru valoarea curentului electric periculos sau a celui nepericulos pentru om. Unii cercetatori americani indica drept limita a curentului la care omul se mai poate desprinde singur de sub actiunea curentului, valoarea de 16 A pentru curent alternativ de 60 Hz si cea de 76 mA pentru curent continuu Este necesar sa se precizeze ca valorile anterioare sunt conventionale si medii.

Date interesante sunt si cele din tabelul 10.6, în care nu se indica însa timpul de actiune.

Tabelul 10.6 Efecte ale curentului electric în functie de intensitatea lui

CURENTUL [mA] EFECTUL

0,9 Insensibil 0,9-1,2 Se simte numai în punctele de atingere ale elementelor aflate sub

tensiune 1,2-1,6 Senzatia de amorteala a degetelor (furnicaturi)

1,6-2,2 Amorteste mâna: se simte si la incheieturi

2,2-2,8 Usoara stingherire la miscarile mâinii

2,8-3,5 Stingherirea mai pronuntata în miscarile mâinii

3,5-4,0 Oboseala în antebrat, pâna la cot (sunt si senzatii dureroase la persoanele mai sensibile)

4,0-4,5 Usoara tremurare a mâinilor

4,5-5,0 Dureri în antebrat

5,0-6,0 Dureri usoare în brate (în general cu senzatii neplacute)

6,0-8,0 Mâinile tepene si senzatii dureroase: desprinderea anevoioasa de elementul aflat sub tensiune

8,0-9,5 Dureri în brate 10,00 Senzatii dureroase generale în brat

11,0-12,0 Dureri în umar 13,0-15,0 Dureri abia suportabile; desprinderea de elementul aflat sub

tensiune se face numai cu mari eforturi 15,00 Desprinderea nu se mai poate face cu forte proprii

20,0 In general este vatamator daca inima se afla în traseul curentului

0,01-1,0 Slabe contractii muschiulare în degete, cresterea presiunii sângelui

1,0-5,0 Comotii nervoase pâna la antebrat

5,0-15 Desprinderea de sub elementul aflat sub tensiune se poate face numai cu eforturi

15,0-20,0 Nu mai este posibila desprinderea de elementul aflat sub tensiune, cu forte proprii


În ceea ce priveste efectele asupra omului, provocate de trecerea unui curent alternativ de 50 Hz, s-au stabilit anumite clasificari ale cazurilor de accidente, în functie de valoarea curentului si de durata acestuia prin corp.

10.2.1.2. Alte accidente prin electrocutare

Pierderea cunostintei prin oprirea respiratiei. Pierderea cunostintei la trecerea unui curent prin corpul omenesc mai poate interveni si prin oprirea respiratiei. Daca valoarea efectiva a intensitatii curentului ajunge la 60-70 mA, convulsiile musculaturii toracelui devin atât de intense încât respiratia nu mai este posibila. Din cauza alimentarii insuficiente a creierului cu oxigen, intervine pierderea cunostintei. Daca dupa pierderea cunostintei nu se întrerupe actiunea curentului electric, accidentatul moare prin asfixiere.

Arsuri. La intensitati de curent mari se înregistreaza în majoritatea cazurilor distrugeri grave ale tesuturilor si o afectare accentuata a încheieturilor umarului, mâinii, cotului si piciorului. Leziunile electrotermice se disting clar de alte leziuni ale pielii si sunt deosebit de dureroase, având deseori tendinta de a produce inflamatii, infectii si necroze.

Alte leziuni. Enumerarea tulburarilor cardiace si ale sistemului nervos, precum si a leziunilor pielii, provocate direct de curentul electric, nu ar fi completa daca nu s-ar mentiona si fenomenele spinale si vasomotoare, tulburarile anginoase si neurovegetative, leziunile la ochi si în special fracturile, luxatiile si alte leziuni care intervin în numar foarte mare, fiind provocate de contractiile rapide, necoordonate ale muschilor, cauzate de miscari bruste de aparare, de aruncarea conductoarelor aflate sub tensiune, de scaparea din mâna a unei masini în functiune sau de cadere de la înaltime. Aceste leziuni, care adeseori pot fi mai grave decât cele produse direct de curentul electric, apar într-o astfel de diversitate si în asa multe combinatii ca nu pot fi însirate aici. În aceasta categorie se cuprind leziuni începând de la fracturi ale bazei craniului, bazinului, coloanei vertebrale sau ale membrelor, leziuni prin întinderea muschilor, contuzii, distorsiuni si multe altele, pâna la rani usoare deschise.

În astfel de cazuri, nu este vorba de afectiuni produse de curentul electric propriu-zis, ci de afectiuni indirecte provocate de curentul electric. De cele mai multe ori însa, tocmai acestea provoaca desfigurarea accidentatului, o perioada lunga de incapacitate de munca sau chiar invaliditatea lor.

10.2.2. FRECVENTA CURENTULUI ELECTRIC

Curba de variatie a intensitatilor de prag (intensitatea acelui curent care începe sa fie perceput de om) a curentului alternativ sinusoidal în functie de frecventa, descreste exponential cu cresterea frecventei, trece printr-un minim larg (unde periculozitatea este maxima), apoi creste tot exponential (figura 10.4).


Fig.10.4. Variatia intensitatii de prag a curentului în functie de frecventa

Cu cât frecventa este mai mare, cu atât cantitatea de electricitate care patrunde în corpul omului în timpul unei perioade este mai mica.

Mult timp s-a crezut ca gradul de pericol se reduce odata cu cresterea frecventei curentului peste valoarea de 50 Hz.

În urma cercetarilor efectuate pentru intervalul 5-2000 Hz, nu s-a putut constata o diferenta sensibila fata de pericolul prezentat de frecventa de 50 Hz.

Pâna în prezent s-au efectuat putine cercetari în domeniul frecventelor foarte înalte si acestea, în scopuri terapeutice (500000 Hz la chirurgia prin diatermie, terapie cu unde ultrascurte). Se pare totusi ca la frecvente foarte înalte, pericolul de electrocutare este mai mic. Deoarece frecventa înalta si hiperfrecventa încalzesc în profunzime, arsurile date de aceste frecvente sunt însa mult mai grave .

10.2.3. REZISTENTA ELECTRICA A CORPULUI ÎN MOMENTUL ATINGERII Alt factor deosebit de important care determina valoarea curentului care

trece prin corpul omului la atingerea unui element aflat sub tensiune, este rezistenta corpului în momentul atingerii.

Valoarea si caracterul rezistentei electrice a corpului omenesc aflat între doua suprafete conductoare de curent aflate sub tensiune sunt foarte diferite, deoarece acestea depind nu numai de proprietatile fizice (ca în cazul corpurilor obisnuite), ci si de procesele biofizice si biochimice din corp si nu în ultimul rând de tesutul muscular, de aparatul circulator, de organele interne si de sistemul nervos.

Se apreciaza ca rezistenta electrica a corpului omenesc lipsit de viata este cu 60% mai mare decât a celui viu. Este extrem de complicat sa se indice o valoare exacta a rezistentei electrice a unui om în viata.

Valoarea rezistentei electrice a corpului nu este aceeasi pentru toti oamenii.


Este remarcabil faptul ca acelasi om nu prezinta

aceeasi rezistenta în

diferite conditii si chiar în aceleasi conditii rezistenta nu este aceeasi daca atingerea se face pe diferite locuri ale suprafetei corpului.

Fig. 10.5. Schema electrica simplificata a corpului omenesc,

Reteaua echivalenta a corpului omenesc este foarte greu de redat. Simplificat, rezistenta echivalenta a corpului omenesc poate fi considerata ca fiind suma a doua rezistente înseriate: a pielii si a tesuturilor interne (figura 10.5).

Tabelul 10.7 prezinta rezistivitatea unor tesuturi si lichide ale corpului omenesc, masurate separat, la tensiuni cu frecventa de 50 Hz.

Tabelul 10.7

Rezistenta electrica a diverselor elemente componente ale organismului

OBIECTUL MASURARII REZISTIVITATEA, [ cm]

Lichidul rahidian 56

Serul sangvin 71

Tesuturi muschiulare

150-300

Sângele 120-180

Piele în stare uscata pentru transplantari

si înmuiata în solutie fiziologica

(7-9).105

Idem, dar vie pentru operatii

1,2.106

Piele uscata

(1,6-2).106


Din datele continute în tabelul 10.7,

se poate observa ca rezistenta

corpului omenesc depinde în cea mai mare masura de rezistenta stratului cornos al pielii (în stare uscata acesta se prezinta ca un dielectric).

Fig.10.6. Variatia rezistentei electrice a corpului omului în functie de tensiune (50 Hz, 3s)

Tesuturile interioare se prezinta ca rezistente pur chimice. În unele lucrari, pentru rezistenta interna a corpului sunt indicate valori între 570-1000 , iar în altele - valori mult mai mici.

Pentru o piele intacta si uscata, rezistenta corpului omenesc este de 40000 - 100000 , ajungând chiar si pâna la 500000 . Daca în momentul atingerii, stratul superficial al pielii lipseste (zgârieturi, taieturi, raniri, alte leziuni), rezistenta electrica a corpului poate sa scada pâna la valoarea de 200 .

Factorii de care depinde rezistenta corpului omenesc

în momentul producerii unui soc electric, sunt:

tensiunea la care este supus corpul;

locul de pe corp cu care omul a atins elementul sub tensiune;

suprafata de contact;

presiunea de contact;

umiditatea mediului înconjurator;

temperatura mediului înconjurator;

durata de actiune a curentului.


Scaderea rezistentei corpului cu cresterea tensiunii.

Se explica în

special prin faptul ca trecerea curentului electric determina transpiratie la nivelul epidermei, umplându-se cu lichid cavitatile mici, existente în special în epiderma uscata. Micsorarea rezistentei are loc pâna la o valoare limita care depinde de grosimea stratului cornos al pielii. Prin aplicarea unei tensiuni mari, se produce strapungerea pielii. O

data cu începerea procesului de strapungere al pielii, rezistenta scade, urmând ca dupa terminarea acestui proces, rezistenta corpului sa ramâna la o valoare aproximativ constanta.

Pielea se comporta ca un dielectric. La valori mai mari decât tensiunea de

strapungere, rezistenta electrica a corpului omenesc se prezinta în acelasi mod fata de curentul continuu ca si fata de curentul alternativ de frecventa industriala.

Fig.10.7. Rezistenta corpului omenesc în functie de tensiune si de durata de aplicare

Pâna nu de mult se afirma ca strapungerea pielii începe la tensiuni cuprinse între 10 si 50 V. Cercetari mai recente au scos în evidenta faptul ca la tensiuni mici nu se produce o strapungere a pielii, deoarece rezistenta ei este foarte mare. Se pare ca la tensiuni mici (10-50 V), rezistenta corpului scade ca urmare a unor strapungeri în interiorul moleculelor, însotite de ruperea legaturilor în molecula însasi. Aceasta presupunere este întarita de faptul ca fenomenul descris este însotit de o senzatie dureroasa. Capacitatea pielii se poate asimila cu cea a unui condensator cu pierderi (suntat de o rezistenta).

Numai o piele foarte uscata si cornoasa poate fi considerata ca un dielectric. Când trece un curent electric, rigiditatea dielectrica devine cu atât

mai mica cu cât se produc densitati de curent mai mari într-un numar mic de canale de strapungere. Distrugându-se membranele celulare se reduce substantial rezistenta initiala a pielii. Aceste procese sunt functie atât de valoarea tensiunii cât si de durata de actiune a curentului.

Fenomenul de strapungere al pielii începe dupa 0,5 s si se termina complet dupa 5-6 s.


Daca initial rezistenta corpului a prezentat o valoare mai mare de 5000

(chiar de ordinul a 50000 ), dupa strapungerea pielii rezistenta scade la 1000

sau chiar mai putin.

Observatie. Ceea ce rezulta de mai sus si este esential pentru tehnica electrosecuritatii, este faptul ca s-a constatat întotdeauna scaderea rezistentei în intervalul 10-500 V, dupa care rezistenta ramâne aproximativ constanta.

Locul de pe corp cu care omul a atins elementul sub tensiune. Gravitatea electrocutarii depinde de sensibilitatea nervoasa a locului respectiv.

Suprafata de contact. Cu cât suprafata de contact este mai mare, cu atât rezistenta este mai scazuta, iar pericolul de electrocutare este mai mare. Aceasta se explica prin faptul ca orice rezistenta electrica variaza invers proportional cu sectiunea prin care se închide circuitul. Din acest motiv utilajele electrice portative, cu care omul are un contact permanent pe suprafata mare, în timpul lucrului, sunt mult mai periculoase decât utilajele electrice fixe, cu care omul vine în contact în mod întâmplator, pe suprafata mica si pentru scurta durata.

Presiunea de contact. Este evident ca rezistenta electrica a omului va fi mai mica, cu cât presiunea de contact electric cu elementul sub tensiune va fi mai mare. Si din acest punct de vedere utilajul electric portativ este mai periculos decât utilajul electric fix, deoarece în timpul lucrului, omul tine strâns în mâna utilajul portativ pe când presiunea de contact cu utilajul fix este în general mica.

Tabelul 10.8 Categorii de medii de lucru în functie de pericolul de electrocutare

MEDII UMIDITATE RELATIVA

[%]

TEMPERATURA

[ C]

EXEMPLE

foarte periculoase

> 97 > 35 zona de manipulare a obiectelor conductoare electrice legate la pamânt cu suprafata > 60%;

medii corozive; periculoase 75 - 97 30 - 35 suprafete conductoare < 60%;

pardoseli conductoare (beton); fluide;

putin periculoase

< 75% 15 - 35 pardoseli izolante.

Temperatura mediului înconjurator. Indirect, temperatura mediului înconjurator influenteaza de asemenea pericolul de electrocutare, caci cu cât temperatura mediului ambiant este mai mare, cu atât glandele sudoripare sunt mai active si rezistenta omului este mai mica. În tabelul 10.8 se prezinta categoriile de medii de lucru în functie de pericolul de electrocutare.


Umiditatea mediului înconjurator. Cu cât umiditatea este mai mare,

conductivitatea stratului de piele creste si deci rezistenta electrica a organismului scade (figura 10.8).

Umiditatea, temperatura si existenta unor substante care micsoreaza rezistenta pielii (substante chimice, praf, etc.), fac parte dintre factorii care caracterizeaza gradul de pericol pe care-l prezinta locul de munca.

Modul de succesiune al fenomenelor care duc la scaderea rezistentei este urmatorul: în momentul initial al atingerii elementului sub tensiune, stratul de piele determina o rezistenta ridicata a corpului; ca urmare a aplicarii tensiunii are loc

procesul de strapungere al pielii, urmat de scaderea rezistentei si cresterea curentului ce se stabileste prin corp; odata cu cresterea curentului, la locul de contact se degaja caldura ca urmare a energiei electrice consumate, se activeaza glandele sudoripare care micsoreaza si mai mult rezistenta electrica a corpului. Toate acestea duc la cresterea continua a curentului ce trece prin corpul omului.

Fig.10.8. Valori limita pentru rezistenta corpului omenesc în functie de tensiune

10.2.4. TENSIUNEA LA CARE ESTE SUPUS OMUL

În România, metodologiile folosite pentru dimensionarea instalatiilor prin care se asigura protectia împotriva accidentelor prin electrocutare, au la baza respectarea unor valori limita pentru tensiunea la care este supus omul si nu pentru curentul stabilit prin corpul omului. Si aceasta pentru ca este mai usor sa se conceapa o protectie plecând de la tensiune asupra careia se poate actiona direct, decât de la valoarea curentului electric.


Încercarile de a determina limite superioare si inferioare a tensiunilor periculoase nu au dat rezultate.

Mult timp tensiunile de 12 V sau 24 V s-au considerat nepericuloase. Practica a infirmat aceste limite. Astfel, au fost cazuri când la tensiuni foarte înalte, electrocutarile nu au fost mortale, dar si exemple de accidente mortale la tensiuni foarte joase, unele chiar neasteptat de mici, exemple indicate în literatura de specialitate.

Tabelul 10.9

Rezultatele unei analize a accidentelor în functie de

tensiunea la care a fost supus omul

Limitele tensiunilor de electrocutare

Electrocutari mortale

Electrotraumatisme cu pierderea tempo rara a capacitatii de munca

Socuri electrice fara urmari

V nr. % nr. % nr. %

< 25 12 6,6 - - - -

25-50 19 10,6 34 5,1 101 7,7

51-100 24 13,4 73 10,7 182 13,8

101-150 50 31,4 190 28,8 490 37,3

151-200 34 18,9 230 34,9 320 24,5

201-250 13 7 86 13,0 189 14,5

251-350 2 1,2 20 3,25 13 1,0

351-500 8 4,3 7 1,0 6 0,6 Peste 500 12 6,6 20 3,25 6 0,6 TOTAL 174 100,00 660 100,00 1307 100,00

In tabelul 10.9 apare un procent de 6,6% electrocutari mortale la tensiuni sub 24 V. Aceasta nu permite stabilirea valorilor limita ale tensiunilor periculoase si nepericuloase, valori care s-ar putea folosi practic în tehnica securitatii, pericolul depinzând direct de valoarea curentului, nu de tensiune.

Limitele dupa care variaza rezistenta electrica a corpului omenesc sunt atât de largi, încât tensiunile determinate functie de aceste limite nu ar avea mare importanta practica. Un fapt este evident – si anume: cu cât tensiunea la care este supus omul este mai mare, cu atât este mai puternic socul electric si este mai ridicat si gradul de pericol de electrocutare.

Exista statistici ale accidentelor care au avut loc la deservirea diferitelor instalatii sau utilaje electrice si acestea stau la baza stabilirii limitelor tensiunii de lucru si a tensiunii de pas, functie de:

- tensiunea si puterea de lucru a instalatiei sau utilajului electric;

- conditiile de exploatare ale echipamentului respectiv;

- existenta posibilitatii de asigurare a unei protectii radicale si prin alte mijloace.


Practica, având nevoie de valorile limita ale tensiunilor de la care sa se porneasca în executarea protectiei, a impus stabilirea unor valori maxime admise si conditiile în care acestea pot fi folosite. Aceste valori sunt determinate în cea mai mare masura de probabilitatea unui accident grav si au mai putin o justificare teoretica, fiind stabilite în functie de:

nivelul tehnic al echipamentelor electrice;

gradul de pregatire profesionala acelor ce deservesc echipamentul;

siguranta în exploatare a sistemelor de protectie folosite împotriva electrocutarilor;

categoria locului unde este folosit echipamentul electric;

tipul echipamentului (fix, mobil sau portativ);

tensiunea de lucru.

Unii specialisti, în lucrarile lor, încearca sa justifice teoretic tensiunile maxime admise, luând în consideratie:

- limitele curentilor considerati nepericulosi;

- valorile rezistentelor corpului omenesc;

- timpii utili pentru deconectarea echipamentului defect.

Daca nu s-ar tine seama de probabilitatea ca un anumit pericol sa apara în practica, s-ar ajunge, de cele mai multe ori, la instalatii cu preturi nejustificat de mari. Intervenind factorul „practic”, limitele tensiunilor vor diferi de la tara la tara, functie de anumite conditii specifice.

In România, sunt stabilite trei categorii de tensiuni maxime admise:

tensiuni de lucru maxime admise pentru alimentarea cu energie electrica a sculelor electrice portative si a corpurilor de iluminat;

tensiuni maxime admise de atingere si de pas;

tensiuni maxime admise induse ca urmare a influentelor electromagnetice.

Tensiunile maxime admise pentru alimentarea de lucru a sculelor electrice portative sunt:

- pâna la 380 V daca pentru protectia împotriva electrocutarilor se aplica separarea de protectie

sau o izolare de protectie suplimentara fata de izolarea de lucru;

- pâna la 127 V daca se aplica o protectie prin legare la pamânt cu ajutorul careia se preconizeaza sa se asigure tensiuni de atingere sub 24 V si numai în cazul retelelor izolate fata de pamânt;

- pâna la 42 V daca izolarea este întarita, constituind o forma a unei izolari suplimentare de protectie;

- pâna la 24 V numai cu o izolare corespunzatoare de lucru.


Tensiunile maxime admise pentru alimentarea corpurilor de iluminat sunt:

- pâna la 220 V pentru corpurile de iluminat montate fix, în cazul lampilor cu incandescenta numai daca elementele care sunt sau pot intra sub tensiune nu intra în zona de manipulare a omului;

- pâna la 127 V în locurile periculoase si foarte periculoase pentru corpurile de iluminat fixe si mobile cu incandescenta aflate în zona de manipulare numai daca alimentarea se face dintr-o retea izolata fata de pamânt si numai daca se aplica o protectie prin legarea la pamânt cu ajutorul careia se asigura tensiuni de atingere sub 24 V;

- pâna la 24 V pentru corpurile de iluminat portative si corpurile de iluminat mobile si fixe cu incandescenta care se afla în zona de manipulare a omului din locurile periculoase;

- pâna la 12 V pentru corpurile de iluminat portative si cele mobile si fixe cu incandescenta care se afla în zona de manipulare a omului din locurile foarte periculoase;

- pâna la 24 V pentru corpurile fixe si mobile cu incandescenta care se afla în zona de manipulare a omului din locurile foarte periculoase, daca sunt în constructie închisa si cu izolare întarita sau sunt cel putin în constructie cu siguranta marita.

10.2.5. STAREA FIZICA A OMULUI

S-a constatat ca socul electric se manifesta mult mai puternic daca omul este obosit sau în stare de ebrietate.

Femeile sunt mai sensibile la socul electric decât barbatii. Sensibilitate mai mare au si copiii.

Desi nu a fost confirmata de cercetari, exista conceptia foarte raspândita ca bolnavii cu afectiuni cardiace si cei cu astenie prezinta o sensibilitate crescuta la trecerea curentului.

11.2.6. DURATA ACTIUNII CURENTULUI ASUPRA CORPULUI OMENESC

Conform datelor din tabelul 10.11, exista valori limita ale duratei de actiune a curentului electric, valori peste care se produce fibrilatia inimii.

Tabelul 10.10.

Valori limita peste care se produce fibrilatia inimii

Curentul, mA 10 60 90 110 160 250 350 500 Durata de actiune, s

30 10-30 3 2 1 0,4 0,2 0,1


Pentru actiuni de scurta durata a curentului, de regula la timpi sub o secunda (nedepasind însa timpul limita de 3 secunde), curentul limita I2 – care se considera ca poate fi suportat de om fara pericole, variaza în functie de durata de actiune,conform relatiei propusa de Dalziel:

tI

165,02 . (10.1)

În cazul actiunii de lunga durata a curentului (peste 3 secunde), se considera drept curent limita I1 la care nu se produce fibrilatia inimii, cel egal cu 50 mA.

Fig.10.9 Curba de variatie a limitelor curentului I1 prin om, la care se considera ca

nu se produce fibrilatia inimii, în functie de timpul t de la producerea defectului si pâna la întreruperea circuitului electric respectiv.

10.2.7. ATENTIA OMULUI ÎN MOMENTUL ATINGERII

Se pot întâmpla accidente si atunci când omul nu se asteapta sa fie surprins de curentul electric la atingerea unui obiect oarecare, aflat accidental sub tensiune. In acest caz, pot avea loc caderi de la înaltime sau scapari de obiecte grele din mâna, provocându-se accidente din cauza traumatismelor.

Exista desigur exceptii care nu se încadreaza între limitele indicate anterior. De exemplu, factorul "surpriza" are un rol foarte important, în special în cazul electrocutarilor prin afectarea sistemului nervos. In aceleasi conditii moartea electrocutatului se poate produce într-un timp mai scurt si la valori de curent mici, daca acesta nu se asteapta sa fie supus unui soc electric decât în cazul în care el este prevenit asupra pericolului ce poate aparea.


10.3. ANALIZA STATISTICILOR PRIVIND ELECTROCUTARILE

Indicatiile statistice cu privire la frecventa accidentelor provocate de

curentul electric ar trebui sa cuprinda, pe lânga locul, timpul, cauza, felul, gravitatea accidentului, si indicatii exacte cu privire la vârsta, sexul si profesiunea accidentatului, marimea tensiunii, felul curentului, calea curentului, durata actiunii curentului, ultimele manifestari de viata ale accidentatului, timpul dupa care a intervenit moartea, masurile luate de prim ajutor etc. Numai în acest fel s-ar putea întocmi o statistica „ideala” – si aceasta ar fi un instrument eficient pentru prevenirea accidentelor. În România nu exista înca o statistica atât de complexa.

Tabelul 10.11

Defalcarea accidentelor prin electrocutare pe categorii de tensiuni

Atingeri directe, % Atingeri indirecte, % Joasa tensiune

[kV] Înalta tensiune

[kV] Joasa tensiune

[kV] Înalta tensiune

[kV]

< 1 1 - 35 110 < 1 1-35 110

55,5 19,7 2,5 22,13 0,17 -

Tabelul 10.12

Defalcarea accidentelor prin electrocutare pe profesii

Electricieni, % Alte specialitati, %

Muncitori si sefi de echipa

Maistri si ingineri

Necalificati Calificati

atingeri directe

atingeri indirecte

atingeri directe

atingeri indirecte

atingeri directe

atingeri. indirecte

atingeri directe

atingeri indirecte

39 2,15 2,15 0,5 17,5 8,5 20,2 10

Cu datele de care dispunem, se poate afirma ca din numarul total al accidentelor prin electrocutare înregistrate, 4% au avut un sfârsit mortal. Acest procent este urmat abia la mare distanta de procentele exprimând cazurile mortale în alte categorii de accidente.

Din nefericire, aceste date nu sunt semnificative, caci nu cuprind numarul mare de electrocutari în rândurile populatiei. Ramâne de necontestat însa faptul ca accidentele prin electrocutare dau cel mai mare procent de cazuri mortale dintre toate categoriile de accidente.

10.4. CONSIDERATII GENERALE PRIVIND INSTALATIILE DE LEGARE LA PAMÂNT

Prin legare la pamânt se întelege stabilirea în mod voit a unui contact electric cu pamântul.


Scopurile legarii la pamânt sunt urmatoarele:

protectia vietii oamenilor:

protectia personalului de deservire sau a altor persoane care ating parti metalice din instalatiile electrice care în mod normal nu sunt sub tensiune, dar care pot intra accidental sub tensiune;

protectia personalului care executa lucrari de reparatii si revizii (cutitele de legare la pamânt, scurtcircuitoarele mobile);

protectia persoanelor împotriva curentilor de trasnet;

realizarea unor conditii cerute de exploatarea corecta a instalatiilor electrice:

stabilizarea potentialelor unor puncte fata de pamânt (de exemplu, legarea la pamânt a punctului neutru);

realizarea unor circuite de întoarcere prin pamânt a curentilor normali de lucru (de exemplu, tractiunea electrica);

crearea unor circuite de impedanta corespunzatoare necesare functionarii unor protectii etc.

Desi este posibil ca pentru fiecare dintre aceste functiuni sa se realizeze câte o instalatie de legare la pamânt separata, la noi în tara si în multe alte tari o singura instalatie de legare la pamânt este folosita în comun pentru realizarea functiunilor de mai sus. Evident ca, o astfel de instalatie trebuie sa corespunda tuturor conditiilor impuse de fiecare functiune în parte.

De regula, conditiile cele mai severe le impune functiunea de protectie a vietii oamenilor împotriva accidentelor prin electrocutare.

În cele ce urmeaza, ne vom ocupa, în principal, de aceasta prima functiune a unei instalatii de legare la pamânt.

10.4.1. TIPURI DE RETELE

În functie de tratarea neutrului, retelele electice se împart în doua mari categorii:

retele cu neutrul izolat (simbol I), din care fac parte:

retele cu neutrul izolat (nelegat la pamânt);

retele cu neutrul legat la pamânt prin bobina de stingere (compensare);

retele cu neutrul legat la pamânt (simbol T, de la frantuzescul Terre ), din care fac parte:

retele cu neutrul legat la pamânt prin rezistenta;

retele cu neutrul legat efectiv la pamânt.

Pentru protectia împotriva accidentelor prin electrocutare în instalatiile electrice se folosesc doua metode de baza de protectie:

legarea la pamânt de protectie (simbol T);

legarea la conductorul de nul de protectie (simbol N).


10.4.2. TIPURI DE INSTALATII ELECTRICE

Putem discuta despre urmatoarele tipuri de instalatii electrice, prin prisma

celor doua aspecte precizate în paragraful 10.4.1.:

instalatii tip IT

= retele cu neutrul izolat (I), în care metoda de protectie de baza este legarea la pamânt (T);

instalatii tip TT

= retele cu neutrul legat la pamânt (T), în care metoda de protectie de baza este legarea la pamânt (T);

instalatii tip TN

= retele cu neutrul legat la pamânt (T), în care metoda de protectie es te legarea la nul (N).

Observatie: nu se realizeaza retele tip IN.

Retelele electrice de înalta tensiune

(Un

1000V) pot fi din categoria cu neutrul izolat sau din categoria cu neutrul legat la pamânt. În toate aceste retele metoda de baza de protectie împotriva accidentelor prin electrocutare este legarea la pamânt de protectie

(deci pot fi retele tip IT sau TT).

Retelele electrice de joasa tensiune

(Un

1000V) pot fi, de asemenea, din cele doua categorii în cele ce priveste tratarea neutrului, dar metodele de baza de protectie difera. În cazul retelelor de joasa tensiune cu neutrul izolat se foloseste ca metoda de protectie de baza legarea la pamânt de protectie (deci, retele tip IT ). În schimb, în retelele de joasa tensiune cu neutrul legat efectiv

la pamânt metoda de protectie de baza este, de regula, legarea la conductorul de nul de protectie (deci, retele tip TN).

10.4.3. PARTI COMPONENTE ALE UNEI INSTALATII DE LEGARE LA PAMÂNT

O instalatie de legare la pamânt poate fi considerata ca fiind formata din doua parti principale:

priza de pamânt, compusa din:

electrozi metalici îngropati în sol (de regula, din otel);

solul din jurul electrozilor;

reteaua de legare la priza de pamânt,

compusa din totalitatea electrozilor metalici prin care se realizeaza legatura între partile metalice ale echipamentelor care trebuie legate la pamânt si priza de pamânt; este realizata în mod uzual din conductor de otel lat.

Un curent care se scurge în pamânt printr-o instalatie de legare la pamânt parcurge partile metalice (reteaua de legare la priza si electrozii metalici îngropati) si volumul de sol din jurul electrozilor.

Solul este considerat un conductor cu o rezistivitate mult mai mare decât a partii metalice a i nstalatiei de legare la pamânt : sol / otel 108 1012 .


Ca urmare, la trecerea curentului electric, rezistenta opusa de instalatia de legare la pamânt este practic concentrata în volumul de sol din jurul electrozilor.

Deoarece din electrozii metalici curentul se disperseaza în sol, rezistenta opusa de acesta la trecerea curentului este denumita si rezistenta de dispersie .

10.4.4. POTENTIALUL SOLULUI ÎN ZONA UNEI PRIZE DE PAMÂNT LA TRECEREA UNUI CURENT ELECTRIC PRIN PRIZA

La trecerea unui curent (pe care o sa-l notam de aici încolo cu Ip) prin electrozii prizei si apoi prin volumul de sol din jurul acestora, solul din zona prizei va capata potentiale diferite de zero.

Fig.10.10 Curba distributiei de potential

Pentru cazul simplu al unui singur electrod implantat în pamânt valorile potentialului pamântului din jurul acestuia sunt reprezentate calitativ în diagrama de mai sus (fig.10.10), numita si pâlnia de potential.

10.5. MODURI ÎN CARE SE POT PRODUCE ACCIDENTELE PRIN ELECTROCUTARE

Accidentele prin electrocutare se pot produce:

Prin atingere directa a unui conductor aflat în mod normal sub tensiune. Masurile de protectie constau în împrejmuiri, supraînaltari si prin instruirea personalului sa respecte regulile de lucru în instalatiile electrice sub tensiune.

Prin atingere indirecta, adica prin atingerea unor parti metalice care în mod normal nu sunt sub tensiune, dar care în mod accidental pot intra sub tensiune.

Ip

Rd

x

Vx

V

V = 0


Pentru a ilustra doua dintre cazurile de astfel de electrocutari sa revenim la curba distributiei de potential în jurul unei prize, la scurgerea unui curent prin ea, în pamânt (fig.10.11).

Ip Rezistenta de dispersie a

prizei notata cu Rp

Potentialul piciorului 1

Vpicior 1

Potentialul piciorului 2

Vpicior 2

Tensiunea de pas

Upas = Vpicior1 - Vpicior2 = kpas Up

Tensiunea de atingere

Ua = Vmâna - Vpicior=kaUp

Potentialul piciorului

Vpicior

Potentialul mâinii = tensiunea pe priza

Vmâna Up

Fig.10.11. Electrocutarea prin tensiuni de atingere si de pas

V

Înainte de a aborda problema electrocutarilor prin atingere indirecta,

sa remarcam ca potentialul cel mai înalt se atinge în zona electrozilor îngropati în pamânt. Diferenta de potential între aceste puncte si solul aflat la distanta suficient de mare (unde V=0) se numeste tensiune pe priza:

U p Vp Rp I p0 (10.2)

În cazul trecerii unui curent Ip prin priza, toate partile metalice legate la priza de pamânt vor avea acesta

tensiune.

Analizând datele furnizate de diferiti cercetatori în urma experimentarilor si cele din statisticile electrocutarilor, în tehnica securitatii muncii la instalatiile electrice valoarea rezistentei omului viu se considera egala cu 1000 , în cazul unei electrocutari prin atingere directa (cale de curent mana-picior sau mâna stanga-mâna dreapta.si egala cu 3000 , în cazul unei electrocutari prin atingere indirecta. Aceste valori sunt în general acoperitoare.

Desigur ca vor exista cazuri în care vor coincide mai multi factori nefavorabili, ceea ce face ca rezistenta omului sa scada sub aceste valori.


Electrocutare prin tensiune de atingere. Sa presupunem ca un om se afla

în apropierea unui echipament electric în timpul unui defect care are drept consecinta trecerea unui curent prin instalatia de legare la pamânt. Daca el atinge cu mâna carcasa metalica a echipamentului, legata la priza de pamânt, atunci va fi supus unei diferente de potential numita tensiune de atingere (a se vedea figura 10.11):

Ua Vmâna Vpicior

(10.3)

Se observa ca, U a < Up. Se noteaza cu ka coeficientul de atingere:

kaUaU p

1 (10.4)

Electrocutare prin tensiune de pas. Tensiunea de pas este diferenta de potential ce apare între cele doua talpi ale unui om care paseste într-o zona în care se afla amplasata o priza de pamânt, în cazul scurgerii prin aceasta a unui curent în pamânt (vezi figura 10.2):

21 piciorpiciorpas VVU

(10.5)

Analog, se defineste coeficientul de pas:

k pasU pas

U p1

(10.6)

Situatia cea mai grava apare atunci când omul atinge cu o mâna o carcasa a unui echipament intrata accidental sub tensiune (Up), iar cu cealalta mâna tine, de exemplu, un cablu derulat de lungime mare, care la celalalt capat este în contact cu pamântul aflat la distanta de priza:

Ua Vmâna Vmâna U p1 2 0 (10.7)

10.6. VALORILE MAXIME ADMISE NORMATE PENTRU TENSIUNEA DE ATINGERE SI TENSIUNEA DE PAS

În România, metodologiile folosite pentru dimensionarea instalatiilor prin care se asigura protectia împotriva accidentelor prin electrocutare, se bazeaza pe respectarea unor valori limita nu pentru curentii ce trec prin corpul omenesc, ci pentru tensiunile accidentale la care acesta poate fi supus.

Curentul ce trece prin corpul omenesc (Ih) este raportul dintre diferenta de potential ce poate sa apara între doua parti ale corpului omenesc (si care depinde de modul de producere al electrocutarii) si rezistenta corpului omenesc (Rh).


În calcule se iau valori acoperitoare, mult mai mici decât cele reale:

Rh = 1000 pentru cazul electrocutarilor prin atingere directa;

Rh = 3000 pentru cazul electrocutarilor prin atingere indirecta.

Pe baza celor aratate mai sus privind curentii maximi admisibili si valorile de calcul ale rezistentei corpului omenesc s-au calculat valori admisibile pentru tensiunile accidentale la care poate fi supus un om într-o instalatie electrica. Ca urmare, normele prevad valori maxime admise pentru tensiunile de atingere si de pas în functie de:

tensiunea nominala a instalatiei: joasa tensiune sau înalta tensiune;

durata defectului conditionata de modalitatile de eliminare a defectelor;

zona de amplasare a instalatiei electrice.

Tensiunile de atingere si de pas maxime admise

pentru instalatiile si echipamentele electrice de joasa tensiune sunt prezentate în tabelele 10.13 si 10.14.

Tabelul 10.13 Valorile maxime admise ale tensiunilor de atingere si de pas, în V,

în instalatii cu tensiuni nominale pâna la 1000V

Mediul

Putin periculos Periculos sau foarte periculos

c.a. c.c. c.a. c.c.

Timpul de deconectare [s]

Locul de utilizare

Categoria utilajelor

< 3 >3 < 3 >3 < 3 >3 < 3 >3

Fixe si mobile 65 40 110 65 65 40 110 65 Suprafata

Portabile 65 40 110 65 24 24 24 24

Subteran Toate - - - - 24 24 24 24

Protectia împotriva atingerilor indirecte

trebuie astfel realizata încât, în caz de defect, tensiunile de atingere si de pas sa fie eliminate sau limitate la valorile de mai sus în cel mult 0,2 secunde.

La utilajele portative, daca sunt alimentate la tensiunea redusa de 12 V sau 24 V, nu se mai iau alte masuri de protectie decât izolarea de lucru. Carcasa utilajului intra sub tensiune numai daca izolatia se deterioreaza. Reteaua de alimentare a acestor utilaje este izolata fata de pamânt sî deci pericolul apare doar atunci când în reteaua respectiva exista o faza defecta.

Tabelul 10.14

Valorile maxime admise pentru tensiunile de atingere si de pas [V] în instalatii de înalta tensiune conform 1.RE - Ip 30 - 90

Nr Instalatia

Zona de Tipul Timpul de întrerupere a defectului prin protectia de baza

crt electrica amplasare retelei 0,2 s 0,3 s 0,4 s 0,5 s 0,6 s 0,7s 0,8..1,2

1,2..3 s 3 s

Echipament circulatie I;T1 125 100 85 80 75 70 65 65 50

electric din frecventa T2 250 200 165 150 140 130 125 65 50 1 statii si

circulatie redusa fara mijloace

I;T1 250 200 165 150 140 130 125 125 125

posturi de individuale de protectie izolante

T2 500 400 330 300 280 260 250 125 125

transformare circulatie redusa cu folosirea

I:T1 500 400 390 300 280 260 250 250 250

mijl. individ. de protectie izol.

T2 1100 795 600 500 500 500 500 250 250

I 125 125 125 125 125 125 125 125 125

circulatia frecventa T1 250 250 250 250 250 250 250 250 250

Stâlpi din localitati

T2 1100 795 600 500 500 500 500 250 250 2 LEA circulatia frecventa în afara

localitatilor

I;T1;T2 nu se normeaza

fara circulatie redusa

I;T1;T2 nu se normeaza

aparataj incinte industriale si a- I;T1 125 125 125 125 125 125 125 125 125

gricole, campinguri, plaje T2 250 250 250 250 250 250 250 125 125

I 125 125 125 125 125 125 125 125 125

Stâlpi În general, indiferent T1 250 250 250 250 250 250 250 250 250 3 LEA cu de zona T2 500 500 500 500 500 500 500 250 250

aparataj incinte industr. si agricole,

I 125 125 125 125 125 125 125 125 125

plaje, terenuri agricole T1;T2 250 250 250 250 250 250 250 125 125 Nota: cifrele 1 si 2 din coloana "Tipul retelei" se refera la numarul de sisteme de protectie pentru eliminarea defectului



BIBLIOGRAFIE

1. Ageta, T., Shibuiya, M., Taniguchi, H., Shiobara, R., Suzuki, K, Mizaike, K. Recent development progress of 70 MW class superconducting generator-World’s highest output, longest continous operation of 1500 hours & first connection to 77 kV power grid, CIGRE 2000, Raport 11-107.

2. Albert, H., Pierderi de putere si energie în retelele electrice, Editura Tehnica, Bucuresti, 1984.

3. Bâla, C. Masini electrice. Editura Didactica si Pedagogica, Bucuresti, 1982.

4. Buhus, P., Preda, L., Heinrich, I. Statii si posturi de transformare, Editura Tehnica, Bucuresti, 1989, 368 pag.

5. Buhus, P., Heinrich, I., Preda, L., Selischi, A. Partea electrica a centralelor electrice. Editura Didactica si Pedagogica, Bucuresti, 1983.

6. Buhus,P., Ionescu,A., Comanescu,Gh., Iordache, M. Instalatii electroenergetice de 765-800 kV. Litografia Institutului Politehnic Bucuresti, 1977.

7. Buhus, P. s.a. Partea electrica a centralelor, statiilor si posturilor de transformare. Îndrumar pentru lucrari de laborator, U.P.B., 1999.

8. Buhus, P. si Comanescu, Gh. Instructiuni privind alegerea puterilor nominale economice pentru transformatoarele de 110 kV/MT (1.E-Ip 51/1-94).

9. Buhus, P. si Comanescu, Gh. Instructiuni privind alegerea puterilor nominale economice pentru transformatoarele din posturi (1.E-Ip 51/2-93).

10. * * * Codul tehnic al retelei electrice de transport. CONEL, aprilie 2000.

11. * * * Codul tehnic al retelelor electrice de distributie. CONEL, mai 2000.

12. Comanescu, Gh., Iordache, M.,

Costinas, S. Partea electrica a centralelor, Editura Printech, Bucuresti, 2001

13. Comanescu, Gh., Iordache, Mihaela, Scripcariu, Daniela, Scripcariu, M. Proiectarea statiilor electrice. Editura Printech, Bucuresti, 1998.


14. Costinas, Sorina. Influenta tensiunii de 1000V asupra pericolului de electrocutare la alimentarea consumatorilor de joasa tensiune din exploatarile miniere. Conferinta Nationala de Energetica Industriala, vol.I, Bacau, noiembrie 1996, p.115-121.

15. Costinas, Sorina, Niculescu, T. Researches in protection against electrocution in case of increase of voltage level in coal-face of high productivity and for conveyor systems for underground gassy mines, ICAMC’98 High Tetras, Slovak Republic

16. Costinas, Sorina.

Dezvoltarea electroenergeticii românesti la mijlocul secolului al XX-lea. In : Revista NOEMA, Comitetul Roman pentru Istoria si Filosofia Stiintei si Tehnicii, Academia Romana , Vol.III/ 2004

17. * * * Decizia ANRE pentru aprobarea contractelor cadru de furnizare a energiei electrice. 21 decembrie 1999.

18. Dordea, T. Masini electrice. Editura Didactica si Pedagogica, Bucuresti, 1977.

19. Goia, M., L. Perspectiva sistemelor electrice. Producerea, transportul si distributia energiei electrice si termice. Nr. 1, 1997, p. 27 – 31.

20. Gott, B.E.B. Special report for group 11 (Rotating Machines), CIGRE 2000.

21. Gu Guobiao, Xiong Nan, Yuan Jiazi, Tian Xingdong, Chen Xifang, Yhu Yuanchao The development of the 400 MW evaporation-cooling hydro-generator of Lijiaxia power station, CIGRE 2000, Raport 11-102.

22. Gubert, Anne. Accumulateurs au plomb et véhicule électrique. RGE, nr. 10, nov. 1993, p.13 – 18.

23. Harrison, A., I. Lead acid standby power batteries in telecommunications – „Horses for courses”. Chloride Industrial Batteries Limited, U.K.

24. Hortopan, Gh. Aparate electrice. EDP Bucuresti, 1967.

25. * * * Instructiuni tehnice la "Normele de protectie a muncii pentru industria miniera". Ministerul Minelor. 1989.

26. Iordache, Mihaela. Statii si posturi de transformare, Editura Electra, Bucuresti, 2003

27. Iordache, Mihaela, Hurdubetiu, S., Comanescu, Gh. Elemente moderne în realizarea statiilor electrice. Editura AGIR, Bucuresti, 2000.

28. Iordache, Mihaela si Conecini I. Calitatea energiei electrice. Editura Tehnica, Bucuresti, 1997.

29. Joho, R., Baumgartner, J., Hinkel, T., Stephan, C.E., Jung, M. Type-tested air-cooled turbo-generator in the 500 MVA range, CIGRE 2000, Raport 11-101.

30. * * * Legea protectiei muncii nr. 90/1996 si Normele de metodologie de aplicare. Ministerul Muncii si Protectiei Sociale. 1996.

31. Mircea, I. Instalatii si echipamente electrice. Ghid teoretic si practic. Editura Didactica si Pedagogica. Bucuresti, 1996.

32. Müller, R. Protectia contra tensiunilor de atingere în instalatiile de joasa tensiune (traducere din limba germana), Editura Tehnica, Bucuresti, 1971

33. Nedelcu, V. Masini electrice. Editura Didactica si Pedagogica. Bucuresti, 1968.

34. Niculescu, T., Costinas, Sorina. Electrotehnica, Editura Printech, Bucuresti, 1998.

BIBLIOGRAFIE 248

248

35. Nitu, V. s.a. Instalatiile electrice ale centralelor si statiilor. Editura Tehnica, 1972.

36. * * * Normele generale de protectie a muncii. Ministerul Muncii si Protectiei Sociale,

Ministerul Sanatatii. 1996.

37. * * * Norme specifice de protectie a muncii pentru minele de carbune, sisturi si nisipuri bituminoase. Institutul National pentru Securitate Miniera si Protectie Antiexploziva Petrosani, Ministerul Muncii si Protectiei Sociale. 1997.

38. Pantea, Al. Probe si verificari la transformatoarele de putere. Editura Tehnica, Bucuresti, 1983.

39. PE 005/99 - Regulament pentru analiza si evidenta evenimentelor accidentale din instalatiile de productie, transport si distributie a energiei electrice si termice.

40. PE 101/85 - Normativ pentru constructia instalatiilor electrice de conexiuni si transformare cu tensiuni peste 1 kV (republicat 1993).

41. PE 103/92 - Instructiuni pentru dimensionarea si verificarea instalatiilor electro-energetice la solicitari mecanice si termice în conditiile curentilor de scurtcircuit.

42. PE 107/95 – Normativ pentru proiectarea si executia retelelor de cabluri electrice.

43. PE 109/92 - Normativ privind alegerea izolatiei, coordonarea izolatiei si protectia instalatiilor electroenergetice împotriva supratensiunilor.

44. PE 111 - 1/92 - Instructiuni pentru proiectarea statiilor de conexiuni si transformare. Întreruptoare de înalta tensiune.

45. PE 111 - 2/92 - Instructiuni pentru proiectarea statiilor de conexiuni si transformare. Transformatoare de tensiune.

46. PE 111 - 4/93 - Instructiuni pentru proiectarea statiilor de conexiuni si transformare. Conductoare neizolate rigide.

47. PE 111 - 5/92 - Instructiuni pentru proiectarea statiilor de conexiuni si transformare. Separatoare de înalta tensiune.

48. PE 111 - 6/75 - Instructiuni pentru proiectarea statiilor de conexiuni si transformare. Conductoare neizolate flexibile.

49. PE 111 - 7/85 - Instructiuni pentru proiectarea statiilor de conexiuni si transformare. Reprezentarea si marcarea instalatiilor electrice.

50. PE 111 - 8/88 - Instructiuni pentru proiectarea statiilor de conexiuni si transformare. Servicii proprii de curent alternativ.

51. PE 111 - 10/78 - Instructiuni pentru proiectarea statiilor de conexiuni si transformare. Statii electrice de distributie de 6 – 20 kV.

52. PE 111 - 12/78 - Instructiuni pentru proiectarea statiilor de conexiuni si transformare. Bobine de reactanta.

53. PE 112/93 - Normativ pentru proiectarea instalatiilor de curent continuu din centrale si statii electrice.

54. PE 113/95 - Normativ pentru proiectarea instalatiilor de servicii proprii de curent alternativ ale centralelor termoelectrice si de termoficare.


55. PE 114/83 - Regulament de exploatare tehnica a surselor de curent continuu

(republicat în 1993).

56. PE 124/95 - Normativ privind alimentarea cu energie electrica a consumatorilor industriali si similari.

57. PE 134/95 - Normativ privind metodologia de calcul al curentilor de scurtcircuit în retelele electrice.

58. PE 135/91 - Instructiuni privind determinarea sectiunii economice a conductoarelor în instalatiile electrice de distributie de 1-110 kV.

59. Preda, L., Heinrich, I., Buhus, P., Ivas, D., Gheju, P. Statii si posturi electrice de transformare. Editura Tehnica, Bucuresti, 1988.

60. Priscu, R., Maiorescu, M., Serafim, N. Elemente de electrocardiografie, Editura Medicala, Bucuresti, 1971

61. *** Raport anual ANRE, 2003.

62. Roussel, P. si Delcoustal, J. M. Impact de la dérégulation sur l’évolution des équipements électriques HT des centrales. Raport 23-201, CIGRE 2000.

63. Siemens - Memoratorul inginerului electrician (traducere din limba germana), Editura Tehnica, Bucuresti, 1974.

64. SR CEI 38 +A1/1997. Tensiuni standardizate de CEI.

65. SR CEI 50(605)/1996. Vocabular electrotehnic international. Capitolul 605. Producerea, transportul si distributia energiei electrice – statii.

66. SR CEI 694+A1+A2. Prescriptii comune pentru standardele referitoare la aparatajul de înalta tensiune.

67. Sölver, C.E. s.a. Innovative substations with high availability using switching modules and disconnecting circuit breakers. Raport 23-102, CIGRE 2000.

68. Stephan, C. E., Baer, R., Joho, R, Schuler, R. Advanced technologies for larger air-cooled turbo-generators with highest unit-ratings. CIGRE 1998, Raport 11-101.

69. STAS 1703-80. Transformatoare de putere.

70. * * * Concepts simplifiés pour futurs postes. Quelques études de cas. Raport 23-107 prezentat în numele Comitetului de lucru 23.13 la CIGRE 1998.

71. Thibert, M., Leca Chetochine, F. Cardiologie pratique, Ecole de Médicine, Paris, 1986.

72. Ulianov,S.A. Regimuri tranzitorii ale sistemelor electrice. Editura Tehnica, Bucuresti, 1967.

73. Zane, R. Dezvoltarea sistemului energetic al României. Editia a III-a. RENEL, DGTDEE, 1991.



Documents

Partea electrica a centralelor si statiilor