Proiect retele electrice

1. DIMENSIONAREA POSTURILOR DE TRANSFORMARE

În această etapă se va urmări: ● Stabilirea tipului de transformator utilizate în posturile de trsnsformare; ● Numărul de transformatoare în paralel;

● Întocmirea schemei echivalente a posturilor de trasnformare; ● Calculul parametrilor schemei echivalente; ● Calculul pierderilor de putere.

unde: PT1 ÷ PT5 – Posturi de transformare;L1 ÷ L5 – Linii ce leagă posturile de transformare;s1 ÷ s5 – Puteri aparente absorbite de consumatori

1.1. Alegerea numărului şi puterii nominale a transformatoarelorAceastă alegere se poate face după două criterii:

- tehnic;- economic.

Dimensionarea din punct de vedere economic se face utilizând: ● „Instrucţiuni privind stabilirea puterii nominale economice pentru transformatoarele din

posturi” – P. Buhuş, Gh. Comănescu – 1993; ● RENEL DGTDEE 3RE – IP/S1/2 – 93.Pentru determinarea puterii economice avem nevoie de doi indicatori: 1. SM – puterea aparentă maximă în anul de funcţionare considerat; 2. TSM – durata de utilizare a puterii maxime anuale.Considerând că transformatoarele au înfăşurările din Al şi sunt de tipul TTV- ONAN

construite în 1991, conform lucrării „Puteri nominale economice” se află într-o progresie geometrică cu raţia , au rezultat următoarele puteri nominalizate: 100 kVA; 160 kVA; 250 kVA; 400 kVA; 630 kVA; 1000 kVA; 1600 kVA.

1

Pentru a alege numărul de transformatoare în paralel se utilizează tabelul:

TSM (ore/an)

SM (kVA)3000 4000 5000

400 250-400 232-365 211-333630 400-630 355-625 333-5721000 630-865 625-785 570-7171600 865-1600 785-1600 717-1600

Tabel 1.1

Pentru un număr de 3980 ore de funcţionare/an, rezultă următoarele valori pentru transformatoarele de diferite puteri:

SM 3980[kVA] [ore/an]

400 232-366630 366-6251000 625-7871600 787-1600

Tabel 1.2

Model de calcul pentru încărcarea transformatoarelor pentru o durată de funcţionare de 3980 ore/an:

SM1 = → x = 232 ore/an

SM1 = → x = 366 ore/an

În tabelul următor sunt prezentate puterile transformatoarelor din cele 5 staţii, cât şi numărul lor pentru a putea acoperi necesarul de putere cerută:

PT Pi Qi cosφi Si SnT Nr. Trafo- kW kVAr - kVA kVA buc1. 505 312,96 0,85 594,11 630 12. 1965 1473,75 0,80 2456,25 1600 23. 500 242,15 0,90 555,55 630 14. 485 261,78 0,88 551,13 630 15. 1070 858,43 0,78 1371,79 1600 1

Tabel 1.3

Model dc calcul pentru puterea aparentă Si şi pentru puterea reactivă Qi:

Si = [kVA]

Qi = Si sinφi = Si [kVAr]

Calculul lui Si:

S1 = = = 594,11 [kVA]

S2 = = = 2456,25[kVA]

2

S3 = = = 555,55 [kVA]

S4 = = = 551,13 [kVA]

S5 = = = 1371,79[kVA]

Calculul lui Qi:Q1 = S1 [kVAr]

Q2 = S2 [kVAr]

Q3 = S3 [kVAr]

Q4 = S4 [kVAr]

Q5 = S5 [kVAr]

1.2. Întocmirea schemei echivalente a PTFiecare PT poate fi reprezentat printr-o schemă de tipul:

unde: ZT –

impedanţa transformatorului, cu rezistenţa RT şi reactanţa XT;YT – admitanţa transversală a trransformatorului;Nik – raportul de transformare;YT = GT - jBT

GT – conductanţa transformatoruluiBT – susceptanţa transformatorului

1.3. Calculul parametrilor schemei echivalente:

Parametrii transformatoarelor se calculează pe baza următoarelor date de catalog:Sn ΔP0 i0 usc

3

kVA kW % kW %250 1,10 2,90 5,04 6400 1,47 2,65 6,85 4630 1,92 2,40 9,72 61000 2,70 2,00 13,50 61600 4,35 1,70 20,20 6

Tabel 1.4

a. Rezistenţa transformatorului

RT = [Ω]

b. Modulul impedanţei

ZT = [Ω]

c. Reactanţa transformatoruluiXT = [Ω]ZT = RT + jXT

d. Conductanţa transformatorului

GT = [S]

e. Modulul admitanţei transversale

YT = [S]

f. Susceptanţa transformatoruluiBT = [S]YT = GT + jBT

Folosind formulele de mai sus, am efectuat calculele, iar rezultatele au fost trecute în tabelul de mai jos:

Nr. crt. Mărime U.M. PT1 PT2 PT3 PT4 PT5

1 SnT kVA 630 1600 630 630 16002 nT buc 1 2 1 1 13 RT Ω 0,00392 0,00253 0,00392 0,00392 0,001264 XT Ω 0,01473 0,01173 0,01473 0,01473 0,005875 ZT Ω 0,01524 0,01200 0,01524 0,01524 0,006006 GT S 0,01200 0,02719 0,01200 0,01200 0,027197 BT S 0,09373 0,16781 0,09373 0,09373 0,167818 YT S 0,09450 0,17000 0,09450 0,09450 0,17000

Tabel 1.5

Exemplu de calcul pentru unul dintre posturile de transformare:

RT = = [Ω]

ZT = = [Ω]

XT = = [Ω]

GT = = [S]

4

YT = = [S]

BT = = [S]

1.4. Calculul pierderilor de putere în PT

În posturile de transformare apar două tipuri de pierderi de puteri:

a. Pierderi de putere activă

si =

b. Pierderi de putere reactivă

Cu ajutorul formulelor de mai sus s-au obţinut rezultatele trecute în tabelul de mai jos:Nr. crt. Mărime U.M. PT1 PT2 PT3 PT4 PT5

1 SnT kVA 630 1600 630 630 16002 nT buc 1 2 1 1 13 ΔPoPT kW 1,92000 8,70000 1,92000 1,92000 4,350004 αi - 0,94303 1,53516 0,88183 0,87481 0,857375 ΔPinf,PT kW 8,64408 23,80272 7,55843 7,43864 14,848646 ΔQ0,PT KVAr 15,12000 54,40000 15,12000 15,12000 27,200007 ΔQinf,PT kVAr 33,61588 113,12183 29,39389 28,92803 70,567798 ΔPPT kW 10,56408 32,50272 9,47843 9,35864 19,198649 ΔQPT kVAr 48,73588 167,52183 44,51389 44,04803 97,76779

10 ΔSPT kVA 49,86768 170,64580 45,51183 45,03124 99,6349811 Pi’ kW 515,56408 1997,50272 509,47843 494,35864 1089,1986412 Qi’ kVAr 361,69588 1641,27183 286,66389 305,82803 956,1977913 Si’ kVA 629,78586 2585,30275 584,58913 581,30994 1449,36810

Tabel 1.7Exemplu de calcul pentru unul dintre posturile de transformare:

= [kW]

=

= [kW]

= 1,92 + 8,6435 = 10,563 [kW]

5

Pi’ = Pi + ΔPPT = 505 + 10,56 = 515,56 [kW]

= [kVAr]

= [kVAr]

= 15,12 + 33,613 = 48,73 [kVAr]Qi’ = Qi + ΔQPT = 312,96 + 48,73 = 361,69 [kVAr]

[kVA]

Si’ = [kVA]

2. DIMENSIONAREA TRONSOANELOR DE MEDIE TENSIUNE

Determinarea secţiunii conductorului şi a numărului de circuite în paralel se face pe baza unor criterii tehnice şi economice.

Principalele criterii tehnice sunt: 1. Criteriul curentului maxim admisibil în regim de lungă durată;02. Criteriul căderii de tensiune maximă admisibilă. Se impune ca tensiunea la cel mai

îndepărtat consumator să nu scadă sub 5% faţă de Un;3. Criteriul stabilităţii termice la curent de scurtcircuit.

Ipoteze la dimensionarea pe baza criteriilor tehnice:1. Secţiunea e constantă pe toate tronsoanele;2. Densitatea de curent e constantă pe toate tronsoanele;3. Se foloseşte minim de material.

În proiectul de faţă se va folosi Ipoteza nr. 1.

Criteriul economic vizează stabilirea unui echilibru între cheltuielile suplimentare datorate majorării secţiunii şi economiile realizate prin reducerea pierderilor de putere şi energie.

Dacă se notează:steh – secţiunea tehnicăsec – secţiunea economică

Va rezulta:sabs = max{steh , sec}

După aceea se va alege un s din STAS.

6

unde: I1 ÷ I5 – curenţii prin tronsoane;I1’ ÷ I5’ – curenţii derivaţi din PT; s1’ ÷ s5’ – puteri aparente ce intră în PT.

2.1. Dimensionarea pe baza criteriului economic

Se adoptă ipoteza secţiunii constante pe toate tronsoanele.Se va folosi PE 135/1991 “Instrucţiuni privind determinarea secţiunii economice în

instalaţiile electrice de distribuţie cu tensiuni între 1 ÷ 110 kV”.I1 = I1’ + I2’ + I3’I2 = I2’ + I3’I3 = I3’I4 = I4’ + I5’I5 = I5’

Ii’ = , unde Un = 20 kV

Iech =

Sech =

Ik = Ika + jIkr

jk = j – densitate de curent [A/mm2]

Densitatea de curent se calculează funcţie de tabelul de mai jos, ţinând cont de numărul de ore de funcţionare:

TSM [ore/an] 3000 4000 5000LEA 0,88 0,80 0,72LEC 0,85 0,77 0,70

Tabel 2.1

Pentru un număr de ore de funcţionare de 3980, densitatea de curent va fi:

→ x = 0,7684

PT Si' Ii' lk- kVA kV km1 629,78 18,18 1,052 2585,30 74,63 1,403 584,58 16,88 3,184 581,3 16,78 1,405 1449,36 41,84 1,35

7

Tabel 2.2

Ii’ =

I1’ =

I2’ =

I3’ =

I4’ =

I5’ =

Curenţii prin tronsoane vor fi:I1 = I1’ + I2’ + I3’ = 18,18 + 74,63 + 16,88 = 109,69 AI2 = I2’ + I3’ = 74,63 + 16,88 = 91,51 AI3 = I3’ = 16,88 AI4 = I4’ + I5’ = 16,78 + 41,84 = 58,62 A I5 = I5’ = 41,84 A

Calculul lui Iech pe fiecare din cele două ramuri:

Iech1 = = 51,11 A

Iech2 = = 51,07 A

Vor rezulta următoarele secţiuni echivalente:

Sech1 = mm2

Sech2 = mm2

Pentru că Sech1 > Sech2 se va alege Sech = 66,51 mm2

Pentru proiectul de faţă, în care legătura dintre posturile de transformare se face cu LES de 20 kV, se va folosi tabelul cu datele nominalizate de mai jos:

Sn r0 x0 b0 iadm

mm2 Ω/km Ω/km S/km A50 0,703 0,106 58 13570 0,502 0,101 58 16595 0,370 0,098 58 195120 0,293 0,095 58 225

Tabel 2.3

Se alege pentru secţiunea conductorului din tabelul STAS de mai sus (Tabelul 2.3) valoarea de 70 mm2.

8

2.2. Dimensionarea secţiunii folosind criteriul tehnic

Criteriul tehnic utilizat în proiect e criteriul curentului admisibil în Ip secţiuni constante.

unde: k1 – coeficient de corecţie ce ţine seama de rezistivitatea termică a solului;k2 – coeficient de corecţie ce ţine seama de modul de pozare al cablului;k3 – coeficient de corecţie ce ţine seama de temperatura solului;

Dacă se vor considera condiţii normale de funcţionare: - cablu pozat la 70 cm:- ρsol = 100 0C cm/W;- t = 20 0C.

Înseamnă că = 1 → Imax ≤ Iadm

Pentru a alege secţiunea pe baza criteriului tehnic al curentului maxim admisibil, e necesar considerarea cazului cel mai favorabil. Acesta e atunci când:

Imax = I1’ + I2’ + I3’ + I4’ + I5’ = 18,18 + 74,63 + 16,88 + 16,78 + 41,82 = 168,305 ADin tabelul 2.3 se alege pentru curentul maxim de 166,3 A secţiunea conductorului de 95

mm2.Sec = 70 mm2

Stehn = 95 mm2

Va rezulta secţiunea conductorului ca fiind max{Sec, Stehn} = 95 mm2

2.3. Determinarea numărului de conductoare de pe o fază

Numărul de conductoare de pe o fază va rezulta cu formula:

Nc =

unde: kj = 1,57 pentru LES (coeficient ce ţine seama de majorarea densităţii de curent)Smax = 150 mm2 pt. LES (secţiune maximă pentru tipul de conductor utilizat)

Dacă:Nc ≤ 1,41 → Nc = 11,41 ≤ Nc ≤ 2,5 → Nc = 2

Nc = = 0,29 → Nc = 1

Deci se va folosi un conductor cu un singur conductor pe fază.

3. CALCULUL REGIMULUI DE FUNCŢIONARE PRIN METODA “ASCENDENT- DESCENDENT”

Această metodă se referă la reţelele radiale.Se urmăreşte determinarea tensiunii în fiecare nod.Etapa ascendentă: Se parcurge reţeaua de la ultimul nod → sursă şi se calculează circuitul

de puteri.Etapa descendentă: Se parcurge de la locul sursă → ultimul nod şi se calculează circuitul de

puteri.E un proces iterativ. Se calculează căderile de tensiune pe elementele reţelei, respectiv

tensiunea la noduri.

9

UA = U1 = U2 = U3 = U4 = U5 = 20 kV

PT Si’ BT lk- kVA S km

PT1 629,78586 0,09373 1,05PT2 2585,30275 0,16781 1,40PT3 584,58913 0,09373 3,18PT4 581,30994 0,09373 1,40PT5 1449,36810 0,16781 1,35

Tabel 3.1

Rezultatele, după efectuarea iteraţiilor, sunt trecute în tabelele de mai jos:

Iteratia SB SC ΔS3 SD SE SF SG

- kVA kVA kVA kVA kVA kVA kVA0 584,58913 584,605165 73,42801967 658,0331846 658,0474292 3243,35018 3243,355354

1 584,58913 584,604758 75,33815727 659,9429157 658,0470681 3243,34982 3243,355304

ΔS2 SH SI SJ SK ΔS1 SL SA’kVA kVA kVA kVA kVA kVA kVA kVA

76,14277 3319,4981 3319,5032 3949,2832 3949,286 63,01616 4012,302 4012,3040576,88966 3320,245 3319,5031 3949,2831 3949,286 63,52631 4012,812 4012,30403

10

Iteratia SM SN ΔS5 SO SP

- kVA kVA kVA kVA kVA0 1449,36810 1449,37968 49,08267507 1498,462355 1498,4735541 1449,36810 1449,3796 49,4393582 1498,818955 1498,473474

SQ SR ΔS4 SS SA’’ SA

kVA kVA kVA kVA kVA kVA2079,78349 2079,787998 60,97347 2140,7615 2140,7659 6153,069902079,78341 2079,787972 61,32402 2141,1120 2140,7658 6153,06986

Iteratia UA’ ΔUA’-1 U1 ΔU1-2 U2 ΔU2-3 U3

- kV kV kV kV kV kV kV

0 20 0,080466758 19,919533242 0,01690850251 19,902624730,15779438193

9 19,7448303578

1 20 0,080466757 19,919533243 0,01690850250 19,902624740,15779438193

6 19,7448303582

Iteratia UA’’ ΔUA”-4 U4 ΔU4-5 U5

- kV kV kV kV kV

0 20 0,057244079 19,942755921 0,015032101649 19,9277238195141 20 0,057244078 19,942755922 0,015032101648 19,927723820184

Se observă că eroarea este foarte mică, deci nu mai este necesar calculul unei noi iteraţii.

Exemplu de calcul (Iteraţia 0):Etapa ascendentă:SB = S3’ = 584,58 kVA

SC = SB – j = = 584,605 kVA

= = 73,428 kVA

SD = SC + ∆S3 = 584,605 + 73,428 = 658,033 kVA

SE = SD – j = = 658,047 kVA

SF = SE + S2’ = 658,047 + 2585,302 = 3243,350 kVA

SG = SF – j = = 3243,355 kVA

= = 76,142 kVA

SH = SG + ∆S2 = 3243,355 + 76,142 = 3319,498 kVA

SI = SH – j = = 3319,503 kVA

SJ = SI + S1’ = 3319,503 + 629,785 = 3949,283 kVA

SK = SJ – j = = 3949,286 kVA

= = 63,016 kVA

SL = SK + ∆S1 = 3949,286 + 63,016 = 4012,302 kVA

SA’ = SL – j = = 4012,304 kVA

SM = S5’ = 1449,368 kVA

11

SN = SM – j = = 1449,379 kVA

= = 49,082 kVA

SO = SN + ∆S5 = 1449,379 + 49,082 = 1498,462 kVA

SP = SO – j = = 1498,473 kVA

SQ = SP + S4’= 1498,473 + 581,309 = 2079,783 kVA

SR = SQ – j = = 2079,787 kVA

= = 60,973 kVA

SS = SR + ∆S4 = 2079,787 + 60,973 = 2140,761 kVA

SA” = SS – j = = 2140,765 kVA

SA = SA’ + SA” = 4012,304 + 2140,765 = 6153,069 kVA

Etapa descendentă:UA’ = 20 kV

= 0,080 kV

U1 = UA’ - ∆UA’,1 = 20 – 0,080 = 19,919 kV

= = 0,016 kV

U2 = U1 - ∆U12 = 19,919 – 0,016 = 19,902 kV

= = 0,157 kV

U3 = U2 - ∆U23 = 19,902 – 0,157 = 19,744 kV

UA” = 20 kV=

= 0,057 kV

U4 = UA” - ∆UA”4 = 20 – 0,057 = 19,942 kV

= = 0,015 kV

U5 = U4 - ∆U45 = 19,942 – 0,015 = 19,927 kV

Pentru Iteraţia 1 s-au înlocuit tensiunile în noduri cu tensiunile rezultate din Iteraţia 0:U1 = 19,919 kVU2 = 19,902 kVU3 = 19,744 kVU4 = 19,942 kVU5 = 19,927 kV

Apoi s-a refăcut calculul. Datele rezultate sunt trecute în tabelele de mai sus.

4. COMPENSAREA PUTERII REACTIVE LA FACTOR DE PUTERE NEUTRAL

12

cosφi – factor de putere pentru consumatorcosφn = 0,92 – factor de putere neutral

cosφ =

La un consum cu cosφ < 0,8 → absorbţie însemnată de Q din reţeaDacă într-un nod avem o tensiune foarte ridicată → circulaţie mare de Q în acel nod.Puterea reactivă absorbită din reţea trebuie redusă foarte mult.Funcţionarea la un factor de putere redus are următoarele consecinţe:

- cresc căderile de tensiune;- cresc pierderile de putere şi energie în reţea;- creşte valoarea curentului de scurtcircuit.

Pentruc un factor de putere neutral, consumatorul nu plăteşte energia reactivă consumată. Pentru un factor de putere sub cel neutral, consumatoroul plăteşte diferenţa de energie reactivă până la factorul de putere neutral. Factorul de putere neutral depinde de dezvoltarea economică şi tehnică a societăţii.

Cosφ =

unde şi reprezintă suma puterilor active şi reactive pe cele 3 fazeÎn practică, valoarea medie a lui cosφ pe o anumită perioadă de timp (oră, zi, lună, an) e dată

de relaţia:

cosφ =

unde: wr – consumul total de enrgie reactivă în intervalul considerat (kVArh) wa – consumul total de enrgie activă în intervalul considerat (kWh)

Îmbunătăţirea factorului de putere se poate face prin mijloace naturale (schimbarea de echipament) sau prin mijloace speciale (amplasare de surse de putere reactivă la consumatori).

Pentru a realiza compensarea puterii reactive se parcurg etapele:1. Stabilirea Q ce trebuie compensată;

Qc = P (tgφ – tgφn)P: putere utilă consumată;Qc: putere reactivă ce trebuie consumată;φ: unghi corespunzător factorului de putere natural;φn: unghi corespunzător factorului de putere neutral

Qc → Qb (putere instalată de compensare)2. Alegerea tipului sursei de compensare:

o baterii de condensatoare (BC);o compensatoare sincrone;o compensatoare statice (SVC).

În cadrul proiectului se vor folosi bateriile de condensatoare (BC).3. Stabilirea locului de amplasare al sursei.

o Compensare individuală pe barele de JT sau MT ale consumatorului;o Compensare de grup – pe partea de JT sau MT;o Compensare centralizată pe barele de JT sau MT;o Compensare mixtă.

În cadrul proiectului se vor folosi două soluţii de compensare:- Amplasarea bateriilor de condensatoare pe bara de JT;- Amplasarea bateriilor de condensatoare pe bara de MT;

13

4.1. Compensarea purerii reactive la joasă tensiune

Bateriile de condensatoare pot fi conectate în stea sau triunghi.

unde: ω = 2πf = 100π [rad/s]U = 0,4 [kV]

Puterea nominală a unui condensator ce corespunde conexiunii stea este:[kVAr]

[kVAr]În acest proiect se va utiliza conexiunea triunghi.

Qci = Pi (tgφi – tgφn)Qbi =

PT cosφi cosφn φi φn tgφi tgφn Pi Qc1 Qb1

- 0 0 - - 0 0 kW kVAr kVArPT1 0,85 0,92 31,8045 23,0856 0,6197 0,4260 505 97,84 135PT2 0,80 0,92 36,8886 23,0856 0,7500 0,4260 1965 636,66 675PT3 0,90 0,92 25,8550 23,0856 0,4843 0,4260 500 29,16 45PT4 0,88 0,92 28,3720 23,0856 0,5397 0,4260 485 55,17 90PT4 0,78 0,92 38,7591 23,0856 0,8023 0,4260 1070 402,62 450

Tabel 4.1

Qc1 = P1 (tgφ1 – tgφn) = 505(0,61 – 0,42) = 97,84 [kVAr]Qb1 = 3 x 45 = 135 [kVAr]Qc2 = P2 (tgφ2 – tgφn) = 1965(0,74 – 0,42) = 636,66 [kVAr]Qb1 = 15 x 45 = 675 [kVAr]Qc3 = P3 (tgφ3 – tgφn) = 500(0,48 – 0,42) = 29,16 [kVAr]

14

Qb3 = 1 x 45 = 45 [kVAr]Qc4 = P4 (tgφ4 – tgφn) = 485(0,53 – 0,42) = 55,17 [kVAr]Qb4 = 2 x 45 = 90 [kVAr]Qc5 = P5 (tgφ5 – tgφn) = 1070(0,80 – 0,42) = 402,62 [kVAr]Qb5 = 10 x 45 = 1450 [kVAr]

PT PiQi fără

comensareQbi

Qi cu compensare

Si cu compensare

cosφi cu baterii

- kW kVAr kVAr KVAr kVA -PT1 505 312,96 135 177,96 535,44 0,943PT2 1965 1473,75 675 798,75 2121,14 0,926PT3 500 242,15 45 197,15 537,46 0,930PT4 485 261,78 90 171,78 514,52 0,943PT4 1070 858,43 450 408,43 1145,30 0,934

Tabel 4.2

Qi,comp = Qi, necomp – Qb1

Q1,comp = 312,96 – 135 = 177,96 [kVAr]Q2,comp = 1473,75 – 630 = 798,75 [kVAr]Q3,comp = 242,15 – 45 = 197,15 [kVAr]Q4,comp = 261,78 – 90 = 171,78 [kVAr]Q5,comp = 858,43 – 450 = 408,43 [kVAr]

= 535,44 [kVA]

= 2121,14 [kVA]

= 537,46 [kVA]

= 514,52 [kVA]

=1145,30 [kVA]

15

Nr. crt. Mărime U.M. PT1 PT2 PT3 PT4 PT51 SnT kVA 630 1600 630 630 1600

2 nT buc 1 2 1 1 13 ΔpoPT kW 1,92000 8,70000 1,92000 1,92000 4,350004 αi - 0,84990 1,33656 0,85312 0,81670 0,715815 ΔPinf,PT kW 7,02110 18,04246 7,07432 6,48327 10,350256 ΔQ0,PT KVAr 15,12000 54,40000 15,12000 15,12000 27,200007 ΔQinf,PT kVAr 27,30426 84,36050 27,51125 25,21270 49,189318 ΔPPT kW 8,94110 26,45085 8,99432 8,40327 14,700259 ΔQPT kVAr 42,42426 138,76050 42,63125 40,33270 76,38931


Tabel 4.3


PT1 559,20003 0,09373 1,05PT2 2201,09119 0,16781 1,40PT3 562,64577 0,09373 3,18PT4 537,06478 0,09373 1,40PT5 1188,11801 0,16781 1,35

Tabel 4.4

S-au efectuat iteraţii şi s-au obţinut rezultatele din tabelele de mai jos:

Iteratia

SB SC ΔS3 SD SE SF SG

- kVA kVA kVA kVA kVA kVA kVA0 562,64577 562,66243 72,0368064 634,699239 634,714008 2835,8052 2835,8111 562,64577 562,66206 73,6479096 636,309978 636,324387 2837,4155 2837,421

ΔS2 SH SI SJ SK ΔS1 SL SA’

kVA kVA kVA kVA kVA kVA kVA kVA71,19837 2907,0095 2907,0153 3466,21529 3466,218 59,0365 3525,254 3525,2571671,83291 2909,2544 2909,2601 3468,46010 3468,463 59,47536 3527,938 3527,94078



16

SQ SR ΔS4 SS SA” SA



- kV kV kV kV kV kV kV0 20 0,07069 19,9293 0,015006054 19,914294 0,13426523 19,7800291 20 0,07075 19,9292 0,015006095 19,914241 0,13426560 19,779975

Iteratia UA” ΔUA”-4 U4 ΔU4-5 U5

- kV kV kV kV kV0 20 0,048824349 19,951175651 0,013882104670 19,9372935464011 20 0,048839655 19,951160345 0,013882115320 19,937278230034

Exemplu de calcul (Iteraţia 0):Etapa ascendentă:SB = S3’ = 562,645 kVA

SC = SB – j = = 562,662 kVA

= = 72,036 kVA

SD = SC + ∆S3 = 562,662 + 72,036 = 634,699 kVA

SE = SD – j = = 634,714 kVA

SF = SE + S2’ = 634,714 + 2201,091 = 2835,805 kVA

SG = SF – j = = 2835,811 kVA

= = 71,1983 kVA

SH = SG + ∆S2 = 2835,811 + 71,198 = 2907,0095 kVA

SI = SH – j = = 2907,015 kVA

SJ = SI + S1’ = 2907,015 + 559,20 = 3466,215 kVA

SK = SJ – j = = 3466,218 kVA

= = 59,036 kVA

SL = SK + ∆S1 = 3466,218 + 59,036 = 3525,254 kVA

SA’ = SL – j = = 3525,257 kVA

SM = S5’ = 1188,118 kVA

SN = SM – j = =1188,125 kVA

= = 44,439 kVA

SO = SN + ∆S5 = 1188,125 +44,439 = 1232,565 kVA

17

SP = SO – j = = 1232,572 kVA

SQ = SP + S4’= 1232,572 + 537,064 = 1769,637 kVA

SR = SQ – j = = 1769,643 kVA

= = 56,243 kVA

SS = SR + ∆S4 = 1769,643 + 56,243 = 1825,886 kVA

SA” = SS – j = = 1825,891 kVA

SA = SA’ + SA” = 3525,257 + 1825,891 = 5351,149 kVAEtapa descendentă:UA’ = 20 kV

= = 0,07 kV

U1 = UA’ - ∆UA’,1 = 20 – 0,07 = 19,92 kV

= = 0,015 kV

U2 = U1 - ∆U12 = 19,92 – 0,015 = 19,914 kV

= = 0,134 kV

U3 = U2 - ∆U23 = 19,914 – 0,134 = 19,770 kV

UA” = 20 kV=

= 0,048 kV

U4 = UA” - ∆UA”4 = 20 – 0,048 = 19,951 kV

= = 0,013 kV

U5 = U4 - ∆U45 = 19,951 – 0,013 = 19,937 kV4.2. Compensarea puterii reactive la medie tensiune

La medie tensiune, conectarea bateriei de condensator se face în dublă stea.[kVAr]

18

[kVAr]unde: m – nr stele (m = 2);

nf – nr. de condensatoare serie pe fiecare ramură (nf = 4);n – nr. de ramuri în paralel pe fază şi stea (n = 1).

Deoarece în cazl compensării la MT, configuraţia reţelei de joasă tensiune nu se modifică, pierderile din PT vor fi aceleaşi ca şi în cazul reţelei necompensate.

PT Pi’ Qi’ Si’ tgφi tgφn Q’c1 Q’b1

- kW kVAr kVA - - kVAr kVArPT1 515,56 361,69 629,78 0,6197 0,4260 99,888 480PT2 1997,5 1641,27 2585,3 0,7500 0,4260 647,194 960PT3 509,47 286,66 584,58 0,4843 0,4260 29,714 480PT4 494,35 305,82 581,3 0,5397 0,4260 56,230 480PT5 1089,19 956,19 1449,36 0,8023 0,4260 409,844 480

Tabel 4.5

Q’c1 = P’1 (tgφ1 – tgφn) = 515,56(0,61 - 0,42) = 99,888 [kVAr]Q’b1 = 1 x 480 = 480 [kVAr]Q’c2 = P’2 (tgφ2 – tgφn) = 1997,5(0,75 - 0,42) = 647,194 [kVAr]Q’b1 = 2 x 480 = 960 [kVAr]Q’c3 = P’3 (tgφ3 – tgφn) = 509,47(0,48 - 0,42) = 29,714 [kVAr]Q’b3 = 1 x 480 = 480 [kVAr]Q’c4 = P’4 (tgφ4 – tgφn) = 494,35(0,53 - 0,42) = 56,230 [kVAr]Q’b4 = 1 x 480 = 480 [kVAr]Q’c5 = P’5 (tgφ5 – tgφn) = 1089,19(0,80 - 0,42) = 409,844 [kVAr]Q’b5 = 1 x 480 = 480 [kVAr]

PT P’iQ’i fără

compensareQ’bi

Q’i cu compensare

S’i compensat

cosφi cu baterii

- kW kVAr kVAr KVAr kVA -PT1 515,56 361,69 480 0 515,56 1,000PT2 1997,5 1641,27 960 681,27 2110,48 0,946PT3 509,47 286,66 480 0 509,47 1,000PT4 494,35 305,82 480 0 494,35 1,000PT4 1089,19 956,19 480 476,19 1188,74 0,916

Tabel 4.6

Q’i,comp = Q’i, necomp – Q’b1

Q’1,comp = 361,69 – 480 = 0 [kVAr]Q’2,comp = 1641,27 – 960 = 681,27 [kVAr]Q’3,comp = 286,66 – 480 = 0 [kVAr]Q’4,comp = 305,82 – 480 = 0 [kVAr]Q’5,comp = 956,19 – 480 = 476,19 [kVAr]

= 515,56 [kVA]

= 2110,48 [kVA]

= 509,47 [kVA]

= 494,35 [kVA]

=1188,74 [kVA]

19


PT1 515,56000 0,09373 1,05PT2 2110,48219 0,16781 1,40PT3 509,47000 0,09373 3,18PT4 494,35000 0,09373 1,40PT5 1188,73537 0,16781 1,35

Tabel 4.7

Iteratia SB SC ΔS3 SD SE SF SG

- kVA kVA kVA kVA kVA kVA kVA0 509,470 509,488398 68,548 578,036 578,053 2688,535 2688,5411 509,470 509,488015 70,006 579,494 579,510 2689,992 2689,998

ΔS2 SH SI SJ SK ΔS1 SL SA’

kVA kVA kVA kVA kVA kVA kVA kVA69,324 2757,866 2757,872 3273,432 3273,435 57,371 3330,807 3330,80969,906 2759,904 2759,910 3275,470 3275,474 57,774 3333,248 3333,250



SQ SR ΔS4 SS SA” SA



- kV kV kV kV kV kV kV0 20 0,0667 19,9332 0,0138322 19,91936 0,1287053 19,790661 20 0,0668 19,9331 0,0138323 19,91931 0,1287056 19,79061

Iteratia UA” ΔUA”-4 U4 ΔU4-5 U5

- kV kV kV kV kV0 20 0,047680 19,952319012 0,012777276408 19,9395417358331 20 0,047695 19,952304236 0,012777285870 19,939526950546

Datele din tabelele de mai sus au rezultat în urma efectuării iteraţiilor pe puteri şi tensiuni.

20

4.3. Calculul eficienţei economice a compensării

Prin compensare se reduc pierderile în reţea şi deci costurile pentru acele pierderi. Prin eficienţă economică se urmăreşte stabilirea unui optim între cheltuielile efectuate (investiţii între baterii de condensatoare) şi economiile făcute.

Pentru aprecierea eficienţei investiţiei se va folosi indicatorul timp de recuperare a investiţiei.

4.3.1. Regimul necompensat

Nr. crt. Mărime U.M. PT1 PT2 PT3 PT4 PT5

1 SnT kVA 630 1600 630 630 16002 nT buc 1 2 1 1 13 ΔPoPT kW 1,92000 8,70000 1,92000 1,92000 4,350004 αi - 0,94303 1,53516 0,88183 0,87481 0,857375 ΔPinf,PT kW 8,64408 23,80272 7,55843 7,43864 14,848646 ΔQ0,PT KVAr 15,12000 54,40000 15,12000 15,12000 27,200007 ΔQinf,PT kVAr 33,61588 113,12183 29,39389 28,92803 70,567798 ΔPPT kW 10,56408 32,50272 9,47843 9,35864 19,198649 ΔQPT kVAr 48,73588 167,52183 44,51389 44,04803 97,76779


Linia Sconductor r0 x0 lk Ii ∆Pli ∆Qli

nr mm2 Ω/km Ω/km km A kW kVArl1 95 0,37 0,098 1,05 109,68 14,02061815 1,237856377l2 95 0,37 0,098 1,40 91,50 13,0104765 1,1486727l3 95 0,37 0,098 3,18 16,88 1,005761445 0,088796956l4 95 0,37 0,098 1,40 58,62 5,340017038 0,471460964l5 95 0,37 0,098 1,35 41,84 2,623252522 0,231602475

PT Pi Qi cosφi Si SnT Nr. Trafo- kW kVAr - kVA kVA buc1. 505 312,96 0,85 594,11 630 12. 1965 1473,75 0,80 2456,25 1600 23. 500 242,15 0,90 555,55 630 14. 485 261,78 0,88 551,13 630 15. 1070 858,43 0,78 1371,79 1600 1

● Puterea activă consumată

= 505 + 1965 + 500 + 485 + 1070 = 4525 kW

● Pierderi de putere activă în reţea

= 10,564 + 32,507 + 9,478 + 9,358 + 19,198 + 14,04 + 13,01

+ 1,005 + 5,34 + 2,623 = 117,123 kW ● Puterea activă consumată de la sistem

Ps = Pc + ΔPr = 4525 + 117,123 = 4642,123 kW ● Puterea reactivă consumată

21

= 312,96 + 1473,75 + 242,15 + 261,78 + 858,43 = 3149,07 kVAr

● Pierderi de putere reactivă în reţea

= 48,735 + 167,521 + 44,513 + 44,048 + 97,767 + 1,237 +

+ 1,148 + 0,088 + 0,471 + 0,231 = 405,759 kVAr● Aportul capacitiv al cablurilor

Qcap = BT * Uk2

PT BT Uk2 Qcap

- S (kV)2 kVArPT1 0,09373 396,787805 37,19290439PT2 0,16781 396,114472 66,47272924PT3 0,09373 389,858326 36,54336971PT4 0,09373 397,713514 37,27967573PT5 0,16781 397,114177 66,64045951

= 37,192 + 66,472 + 36,543 + 37,279 + 66,640 = 244,129 kVAr

● Puterea reactivă consumată de la sistemQs = Qc + ΔQr - Qcablu = 3149,07 + 405,759 – 244,129 = 3310,7 kVAr

● Energia activă consumatăEac = Pc TSM = 4525 * 3980 = 18,009 GWh

● Pierderi de energie activă în reţeaΔEar = ΔPr τ = 117,123 * 2086,99 = 0,244 GWh

τ – durata de calcul a pierderilor de energiePentru calculul lui τ se parcurg etapele: 1. Se aproximează timpul de funcţionare la sarcină maximă:

tM = 0,15 TSM = 0,15 * 3980 = 597 2. Se calculează durata echivalentă de funcţionare:

tMe = tM + f(TSM - tM) = 0,25(3980 - 597) = 845,75f = 0,25

3. Se calculează durata de calcul a pierderilor

τ = = = 2086,99

tst – durata de studiere = 8760 ore● Energia activă consumată de la sistem

Eas = Eac + ΔEar = 18,009 + 0,244 = 18,253 GWh● Energia reactivă consumată

Erc = Qc * TSM = 3149,07 * 3980 = 12,533 GVArh● Pierderi de energie reactivă în reţea

ΔErr = ΔQr τ = 405,759 * 2086,99 = 0,846 GVArh● Energia reactivă furnizată de aport capacitiv

Er,cap = Qcap * tst = 244,129 * 8760 = 2,138 GVArh● Energia reactivă consumată de la sistem

Ers = Erc + ΔErr - Er,cap = 12,533 + 0,846 – 2,138 = 11,241 GVArh● Costul energiei active

Cea = cea Eas = 2000 * 18,253 * 106 = 36.506 * 106 lei/kWhcea – preţul unitar al energiei active (cea = 2000 [lei/kWh])

● Costul energiei reactiveCer = cer Ers = 500 * 11,241 * 106 = 5.620 * 106 lei/kWh

cer – preţul unitar al energiei reactive (cea = 500 [lei/kVArh])

22

● Energia reactivă ce se plăteşte pentru a ajunge la cosφ neutralErs = Eas (tgφs – tgφn)

cosφn = 0,92

cosφs = =

● Cheltuieli totaleCT = Cea + Cer = 36.506 * 106 + 5.620 * 106 = 42.126 * 106 lei/kWh

4.3.2. Compensare pe JT

PT PiQi fără

comensareQbi

Qi cu compensare

Si cu compensare

cosφi cu baterii

- kW kVAr kVAr KVAr kVA -PT1 505 312,96 135 177,96 535,44 0,943PT2 1965 1473,75 675 798,75 2121,14 0,926PT3 500 242,15 45 197,15 537,46 0,930PT4 485 261,78 90 171,78 514,52 0,943PT4 1070 858,43 450 408,43 1145,30 0,934




Linia Sconductor r0 x0 lk Ii ∆Pli ∆Qli

nr mm2 Ω/km Ω/km km A kW kVArl1 95 0,37 0,098 1,05 109,68 14,02061815 1,237856377l2 95 0,37 0,098 1,40 91,50 13,0104765 1,1486727l3 95 0,37 0,098 3,18 16,88 1,005761445 0,088796956l4 95 0,37 0,098 1,40 58,62 5,340017038 0,471460964l5 95 0,37 0,098 1,35 41,84 2,623252522 0,231602475


= 505 + 1965 + 500 + 485 + 1070 = 4525 kW


= 8,941 + 26,45 + 8,994 + 8,403 + 14,7 + 14,02 + 13,01 +

+ 1 + 5,34 + 2,623 = 103,481 kW● Pierderi de putere activă în baterii de condensatoare

= 0,0035(135+ 630 + 45 + 90 + 450) = 4,72 kW

23

● Puterea activă consumată de la sistemPs = Pc + ΔPr + ΔPb = 4525 + 103,481 + 4,72 = 4633,201 kW

● Puterea reactivă consumată

= 312,96 + 1473,75 + 242,15 + 261,78 + 858,43 = 3149,07 kVAr


= 42,424 + 138,76 + 42,631 + 40,332 + 76,389 + 1,237 +

+ 1,148 + 0,088 + 0,471 + 0,231 = 343,711 kVAr● Puterea reactivă produsă de bateriile de condensatoare

= 135 + 630 + 45 + 90 + 450 = 1350 kVAr

● Aportul capacitiv al cablurilorQcap = BT * Uk2

PT BT Uk2 Qcap

- S (kV)2 kVArPT1 0,09373 397,158211 37,22762442PT2 0,16781 396,560316 66,54754721PT3 0,09373 391,181486 36,6673961PT4 0,09373 398,048799 37,31110371PT5 0,16781 397,495063 66,70437678

= 37,227 + 66,547 + 36,667 + 37,311 + 66,703 = 244,458 kVAr

● Puterea reactivă consumată de la sistemQs = Qc + ΔQr - Qb - Qcablu = 3149,07 + 343,711 – 244,458 – 1350 = 1898,323 kVAr

● Energia activă consumatăEac = Pc TSM = 4525 * 3980 = 18,009 * 106 GWh

● Pierderi de energie activă în reţeaΔEar = ΔPr τ = 103,481 * 2086,99 = 0,215 * 106 GWh



tMe = tM + f(TSM - tM) = 0,25(3980 - 597) = 845,75f = 0,25


τ = = = 2086,99

tst – durata de studiere = 8760 ore● Energia activă pierdută în bateriile de condensatoare

ΔEab = ΔPb TSM = 4,72 * 3980 = 0,018 GWh ● Energia activă consumată de la sistem

Eas = Eac + ΔEar + ΔEab = 18,009 + 0,215 + 0,018 = 18,242 GWh● Energia reactivă consumată

Erc = Qc * TSM = 3149,07 * 3980 = 12,533 GVArh● Pierderi de energie reactivă în reţea

ΔErr = ΔQr τ = 343,711 * 2086,99 = 0,717 GVArh

24

● Energia reactivă furnizată de bateriile de condensatoareErb = Qb * TSM = 1350 * 3980 = 5,373 GVArh

● Energia reactivă furnizată de aport capacitivEr,cap = Qcap * tst = 244,458 * 8760 = 2,141 GVArh

● Energia reactivă consumată de la sistemErs = Erc + ΔErr - Erb - Er,cap = 12,533 + 0,717 – 5,373 – 2,141 = 5,736 GVArh

● Calculul investiţiei în bateriile de condensatoare

= (232 + 1.096 + 88 + 160 + 736) * 106 = 2.312 * 106 lei

Ii = a + b * Qbi

a – parte fixă aJT = 16*106 leib – parte variabilă bJT = 1.600.000 lei/kVAr

I1 = 16*106 + 1.600.000 * 135 = 232 * 106 leiI2 = 16*106 + 1.600.000 * 675 = 1.096 * 106 leiI3 = 16*106 + 1.600.000 * 45 = 88 * 106 leiI4 = 16*106 + 1.600.000 * 90 = 160 * 106 leiI5 = 16*106 + 1.600.000 * 450 = 736 * 106 lei

● Costul energiei activeCea = cea Eas = 2000 * 18,242 * 106 = 36.484 * 106 lei

cea – preţul unitar al energiei active (cea = 2000 [lei/kWh])● Costul energiei reactive

Cer = cer Erss = 500 * 5,736 * 106 = 2.868 * 106 leicer – preţul unitar al energiei reactive (cea = 500 [lei/kVArh])

● Energia reactivă ce se plăteşte pentru a ajunge la cosφ neutralErss = Eas (tgφs – tgφn)

cosφn = 0,92

cosφs = =

● Cheltuieli de întreţinereCîntr = 0,11 * I = 0,11 * 2.312 * 106 lei = 254,32 * 106 lei

● Cheltuieli totaleCT = Cea + Cer + Cîntr = 36.484 + 2.868 + 254,32 = 39.606,32 * 106 lei

● Calculul timpului de recuperare a investiţiei

= = 0,917

4.3.3. Compensare pe MT

PT P’iQ’i fără

compensareQ’bi

Q’i cu compensare

S’i compensat

cosφi cu baterii

- kW kVAr kVAr KVAr kVA -PT1 515,56 361,69 480 0 515,56 1,000PT2 1997,5 1641,27 960 681,27 2110,48 0,946PT3 509,47 286,66 480 0 509,47 1,000PT4 494,35 305,82 480 0 494,35 1,000PT4 1089,19 956,19 480 476,19 1188,74 0,916


= 505 + 1965 + 500 + 485 + 1070 = 4525 kW

25


= 117,123 kW

● Pierderi de putere activă în baterii de condensatoare

= 0,0035 (480 * 4 + 960) = 10,08 kW

● Puterea activă consumată de la sistemPs = Pc + ΔPr + ΔPb = 4525 + 117,123 + 10,08 = 4652,203 kW

● Puterea reactivă consumată

= 312,96 + 1473,75 + 242,15 + 261,78 + 858,43 = 3149,07 kVAr


= 48,735 + 167,521 + 44,513 + 44,048 + 97,767 + 1,237 +

+ 1,148 + 0,088 + 0,471 + 0,231 = 405,759 kVAr

● Puterea reactivă produsă de bateriile de condensatoare

= 480 * 6 = 2.880 kVAr

● Aportul capacitiv al cablurilorQcap = BT * Uk2

PT B Uk2 Qcap- S (kV)2 kVAr

PT1 0,09373 397,330535 37,24377721PT2 0,16781 396,779283 66,58429256PT3 0,09373 391,66839 36,71303604PT4 0,09373 398,094444 37,31538226PT5 0,16781 397,584735 66,71942477

= 37,243 + 66,584 + 36,713 + 37,315 + 66,719 = 244,575 kVAr

● Puterea reactivă consumată de la sistemQs = Qc + ΔQr - Qb - Qcablu = 3149,07 + 405,759 – 2880 – 244,575 = 430,254 kVAr

● Energia activă consumatăEac = Pc TSM = 4525 * 3980 = 18,009 GWh

● Pierderi de energie activă în reţeaΔEar = ΔPr τ = 117,123 * 2086,99 = 0,244 GWh



tMe = tM + f(TSM - tM) = 0,25(3980 - 597) = 845,75f = 0,25


τ = = = 2086,99

tst – durata de studiere = 8760 ore● Energia activă pierdută în bateriile de condensatoare

26

ΔEab = ΔPb TSM = 10,08 * 3980 = 0,04 GWh ● Energia activă consumată de la sistem

Eas = Eac + ΔEar + ΔEab = 18,009 + 0,244 + 0,040 = 18,293 GWh● Energia reactivă consumată

Erc = Qc * TSM = 3149,07 * 3980 = 12,533 GWh● Pierderi de energie reactivă în reţea

ΔErr = ΔQr τ = 405,759 * 2086,99 = 0,846 GWh● Energia reactivă furnizată de bateriile de condensatoare

Erb = Qb * TSM = 2880 * 3980 = 11,462 GVArh● Energia reactivă furnizată de aport capacitiv

Er,cap = Qcap * tst = 244,575 * 8760 = 2,142 GVArh● Energia reactivă consumată de la sistem

Ers = Erc + ΔErr - Erb - Er,cap = 12,533 + 0,846 – 11,462 – 2,142 = 0● Calculul investiţiei în bateriile de condensatoare

= (1000 + 1960 + 1000 + 1000 + 1000) * 106 = 5.960 * 106 lei

Ii = a + b * Qbi

a – parte fixă aMT = 40*106 leib – parte variabilă bMT = 2.000.000 lei/kVAr

I1 = 40*106 + 2.000.000 * 480 = 1.000 * 106 leiI2 = 40*106 + 2.000.000 * 960 = 1.960 * 106 leiI3 = 40*106 + 2.000.000 * 480 = 1.000 * 106 leiI4 = 40*106 + 2.000.000 * 480 = 1.000 * 106 leiI5 = 40*106 + 2.000.000 * 480 = 1.000 * 106 lei

● Costul energiei activeCea = cea Eas = 2000 * 18,293 * 106 = 36.586 * 106 lei

cea – preţul unitar al energiei active (cea = 2000 [lei/kWh])● Costul energiei reactive

Cer = cer Erss = 0 leicer – preţul unitar al energiei reactive (cea = 500 [lei/kVArh])

● Energia reactivă ce se plăteşte pentru a ajunge la cosφ neutralErss = Eas (tgφs – tgφn)

cosφn = 0,92

cosφs = =

● Cheltuieli de întreţinereCîntr = 0,11 * I = 0,11 * 5.960 * 106 lei = 655,6 * 106 lei

● Cheltuieli totaleCT = Cea + Cer + Cîntr = (36.586 + 655,6) 106 = 37.241,6 * 106 lei

● Calculul timpului de recuperare a investiţiei

= = 1,22

Deoarece:

= = 0,917

27

= = 1,22

Rezultă că metoda optimă de compensare este cea pe joasă tensiune.

Varianta

NecompensatCompensat

JTCompensat

MT

Putere activă[kW]

Putere consumată Pc kW 4525 4525 4525Pierderi in reţea ∆Pr kW 117,123 103,481 117,123Pierderi în baterii ∆Pb kW --- 4,72 10,08Putere consumată de la sistem Ps kW 4642,123 4633,201 4652,203

Putere reactivă [kVAr]

Putere consumată Qc kVAr 3149,070 3149,070 3149,070Pierderi in reţea ∆Qr kVAr 405,759 343,711 405,759Producţie baterii condensatoare Qb kVAr --- 1350 2880Aport capacitiv LEC Qcap kVAr 244,129 244,458 244,575Putere consumată de la sistem Qs kVAr 3310,7 1898,323 430,254

Energie activă[kWh]

Energie consumată Eac GWh 18,009 18,009 18,009Pierderi în reţea ∆Ear GWh 0,244 0,215 0,244Pierderi în baterii ∆Eab GWh --- 0,018 0,040Consum sistem Eac GWh 18,253 18,242 18,293

Energie reactivă[kVArh]

Energie consumată Erc GVArh 12,533 12,533 12,533Pierderi în reţea ∆Err GVArh 0,846 0,717 0,846Producţie în baterii Erb GVArh --- 5,373 11,462Aport capacitiv LEC Ercap GVArh 2,138 2,141 2,142

28

Consum sistem Ers GVArh 11,241 5,736 0Investiţii I lei --- 2312*106 5960*106

Cheltuieli totale

anuale[lei/an]

Cost energie activă Cea lei 36.506*106 36.484*106 36.586*106

Cost energie reactivă Cer lei 5620*106 2868*106 0Cheltuieli de întreţinere Cîntr lei --- 254,32*106 655,6*106

Cheltuieli totale Ctot lei 42.126*106 39.606,32*106 37.241,6*106

29

Varianta PTpi qi ∆PPT ∆QPT pi’ qi’ ∆PL ∆QL P Q Qb Qcap U

kW kVAr kW kVAr kW kVAr kW kVAr kW kVAr kVAr kVAr kV

Necompensat

12345∑

CompensatJoasă

Tensiune

12345∑

CompensatMedie

Tensiune

12345∑

30

5. STABILIREA SCHEMEI OPTIME DE FUNCŢIONARE FOLOSIND METODE EURISTICE DE RECONFIGURARE

Deşi majoritatea reţelelor electrice de medie tensiune au configuraţie buclată, ele se exploatează în configuraţie radială sau arborescentă. De aici rezultă o multitudine de de configuraţii de exploatare.

Se pune problema alegerii unei configuraţii optime, acest lucru făcându-se prin reconfigurarea reţelei.

Reconfigurarea reprezintă modificarea stării închis-deschis a unei laturi din reţea fără a modifica parametrii şi mărimile de control a reţelei.

Schema generală simplificată a unei reţele de confguraţie buclată exploatată în configuraţie radială este:

DESEN

Modelul matematic al procedurii de reconfigurare urmăreşte minimizarea unei funcţii obiectiv f(U,I,c).

unde: U – tensiunea la noduri;I – curenţii prin laturi;c – starea topologică a laturilor.

Funcţia obiectiv e însoţită de nişte restricţii: g,h(U,I,c).Obiectivele urmărite sunt:

- minimizarea pierderilor de putere;- reducerea căderilor de tensiune;- obţinerea unui nivel de tensiune cât mai uniform la consumatori;- ridicarea duratei de nealimentarea în caz de avarie;- reducerea încărcării laturilor sau echilibrarea încărcării laturilor.

Principalele restricţii sunt:- funcţionale, care ţin de:

o conexitatea reţelei;o de caracterul arborescent al reţelei.

- tehnice:o limitări ale curenţilor;o plaja de tensiune.

Principalele metode de reconfigurare sunt:- metode sistematice;- metode euristice.

În cadrul proiectului se vor folosi metodele euristice. Ele prezintă 3 strategii de căutare:- constructivă;- distructivă;- permutării pe ramuri.

În proiect se va folosi strategia bazată pe permutări pe ramuri.Aplicarea strategiei de permutări pe laturi:

DESENE

31

Puterile aparente si’ sunt cele calculate pentru cazul cel mai avantajos din punct de vedere economic. Cazul cel mai avantajos care a rezultat în proiectul de faţă este cel cu compensare pe joasă tensiune.

Pentru a reconfigura reţeaua se parcurg următoarele etape: a. Se calculează curenţii corespunzători puterilor si’

Ii = UA = 20 kV




I1 = = 16,14 A

I2 = = 63,54 A

I3 = = 16,24 A

I4 = = 15,5 A

I5 = = 34,29 A

b. Se determină circulaţia de curenţi prin tronsoane considerând doar rezistenţele conductoarelor.

Determinarea curenţilor IA şi IB

32

Documents

Proiect retele electrice