Proiectarea Liniei de Transport a Energiei Electrice

8/3/2019 Proiectarea Liniei de Transport a Energiei Electrice

http://slidepdf.com/reader/full/proiectarea-liniei-de-transport-a-energiei-electrice 1/44

Universitatea din OradeaFacultatea de Inginerie Electrica si Tehnologia Informatie

Specializarea: Sisteme electrice, anul IV

PROIECT la disciplina

Transportul si distributia

energiei electrice

Coordonator: Student: Prof. dr.ing Ovidiu Popovici

Oradea2010

1



Universitatea din OradeaFacultatea de Inginerie Electrica si Tehnologia Informatie

Specializarea: Sisteme electrice, anul IV

Coordonator: Student: Prof. dr. ing. Ovidiu Popovici

Oradea2010

Tema de proiectare:

2



Proiectarea liniei de transport a energiei electriceintre 3 localitati

Sa se stabileasca schema optima de alimentare a consumatorilor din punct devedere tehnico economic si sa se analizeze regimurile normale si de avarie invederea stabilirii optimului de functionare.

Se consideră subsistemul electroenergetic în zona localităţilor A, B, Ccompus din:

• o centrală electrică îndepărtată (în apropierea resurselor energetice primare) prevăzută cu o staţie de conexiune cu 2 nivele de înaltă tensiune 220 KVrespectiv 110 KV.

• o centrală electrică de putere medie sau mică situate în apropierea unuicentru industrial prevăzută cu o staţie electrică cu un singur nivel de tensiuneînalta.

• 3 consumatori independenti amplasaţi în localităţile A, B, C.

Pe barele staţiei centralei îndepărtate consumatorii se racordează astfel: 70% pe bara de 220 KV şi 30% pe cea de 110 KV.

Cuprins:

3



Capitolul 1. Consideraţii generale privind transportul şi distribuţia energiei electrice …………..1

1.1. Dezvoltarea instalatiilor de transport si distributie in Romania………………………11.2. Generalitati ……………. …………………………………………………………….2

1.3. Cerintele impuse instalatiilor de transport si distributie ...…………………………...4

1.4. Regimurile de funcţionare ale reţelelor electrice …………………………………….6

1.5. Impactul reţelelor electrice asupra mediului …………………………………………8

Capitolul 2. Alegerea schemei de interconexiune a localitatilor ………………………………..15

Capitolul 3. Alegerea tensiunii nominale a instalatiilor de transport si distributie a energieielectrice ………………………………………………………………………………………… 19

Capitolul 4. Alegerea elementelor subsistemului: generatoare, compensatoare, transformatoare siautotransformatoare ……………………………………………………………………………. 20

Capitolul 5. Caracteristicile liniilor de transport ………………………………………………. 25

Capitolul 6. Determinarea schemelor echivalente ……………………………………………... 29

Capitolul 7. Calculul caderilor de tensiune si a pierderilor de putere. Optimizarea regimului

normal de functionare ………………………………………………………………………….. 34Concluzii. Perspective ………………………………………………………………………….. 39

Bibliografie …………………………………………………………………………………… . 40

Anexe …………………………………………………………………………………………... 41

CAPITOLUL 1

4



CONSIDERAŢII GENERALE PRIVIND TRANSPORTUL ŞIDISTRIBUŢIA

ENERGIEI ELECTRICE (TDEE)

1.1. DEZVOLTAREA INSTALAŢIILOR DE TRANSPORT ŞI DISTRIBUŢIE ÎNROMÂNIA

Dezvoltarea instalaţiilor de transport şi distribuţie a energiei electrice în ţara noastră aurmat îndeaproape dezvoltarea aceloraşi domenii pe plan mondial. Astfel, în anul 1882, înacelaşi an cu construirea primei centrale electrice publice din lume de către Edison, la NewYork, se realizează în Bucureşti primele instalaţii demonstrative de iluminat electric, alimentatede la o uzină electrică special construită în acest scop.

În 1884 Timişoara devine primul oraş din Europa cu iluminat electric stradal extins (60 kmde străzi cu 731 corpuri de iluminat). Reţeaua de ilu-minat era alimentată de la o uzină electricăcu patru grupuri de câte 30 kW.

Prima centrală şi reţea de distribuţie în curent alternativ monofazat din ţara noastră s-aconstruit la Caransebeş în 1888-1889, având frecvenţa de 42 Hz şi tensiunea de 2kV.

În 1897 s-a pus în funcţiune la Doftana prima instalaţie pentru alimen-tarea cu energieelectrică a schelelor petroliere cu curent alternativ trifazat de 500 V, de la uzina hidroelectricădin Sinaia, printr-o linie de 10 kV şi un post de transformare de 10/0,5 kV.

Prima linie de 25 kV s-a pus în funcţiune în anul 1900, pe traseul Câmpina-Sinaia. Ea avea olungime de 31,5 km, fiind realizată din conductoare de cupru de 35 mm 2, pe stâlpi metalici. Pânăîn anul 1900 s-au construit centrale electrice cu reţelele de distribuţie respective şi în oraşeleGalaţi (1892), Craiova şi Sibiu (1896), Brăila, Iaşi şi Arad (1897), Sinaia şi Alba Iulia (1890),Piatra Neamţ (1895), Bacău (1900). În perioada 1906-1908 s-a realizat reţeaua de 5 kV în cablu aoraşului Bucureşti.

În 1915 a fost pusă în funcţiune linia trifazată de 55 kV Reşiţa-Anina, cu o lungime de 25km, iar în 1924 s-a construit prima linie trifazată la tensiunea de 60 kV, între Ploieşti şiBucureşti.

Prima linie de 110 kV între hidrocentrala Dobreşti şi staţia Grozăveşti (Bucureşti) a intrat înexploatare în 1930.

Prima linie în cablu subteran de 60 kV, utilizată la traversarea Dunării, între Giurgiu şiRusse, s-a realizat în 1950.

În anul 1963, prin trecerea de la 110 kV la 220 kV, LEA Stejaru (Bicaz)-Fântânele(Sângiorgiu de Pădure)-Iernut (Luduş) devine prima linie de 220 kV din ţara noastră. Doi ani mai

târziu s-a realizat trecerea la 400 kV a liniei electrice Iernut-Mukacevo (Ucraina), care fusesedată în exploatare în anul 1963 la tensiunea de 220 kV. Aceasta devine prima linie de 400 kV dinţara noastră şi prin intermediul ei s-a realizat prima interconexiune europeană la tensiunea de 400kV între sisteme electroenergetice naţionale.

În aceeaşi perioadă s-au realizat linii în cablu de 110, 220 şi 400 kV pentru traversareaDunării, între Gura Ialomiţei şi Hârşova, la hidrocentralele Argeş şi Porţile de Fier.

În 1985 a intrat în funcţiune linia de 750 kV ce uneşte CNE Ucraina de Sud, staţiaIsaccea (România) şi CNE Kozlodui (Bulgaria). Ţara noastră a construit un tronson de linie de

5



154 km, staţia de 750/400 kV Isaccea şi a realizat traversarea Dunării. Sistemul energeticnaţional dispune astfel de cea mai ridicată tensiune de transport utilizată industrial, până în prezent.

Puterea electrică instalată în centralele din sistem, este de cca. 20000 MW. În anul 1998, producţia de energie electrică a României a fost de 52485 GWh, din care cca. 54 % s-a produs în

termocentrale, cca. 36 % în hidrocentrale şi cca. 10 % în centrala nuclearoelectrică. Se remarcăîn ultimii zece ani o creştere a ponderii consumului de energie electrică de către populaţie,ajungând în 1998 la cca. 17 %.

În ce priveşte sistemul de transport şi distribuţie, la sfârşitul anului 1993 acesta eraconstituit din: 937 staţii de transformare (868 de 110 kV, 44 de 220 kV, 24 de 400 kV şi 1 de 750kV), cca. 26500 km de LEA (18000 km de 110 kV, 3600 km de 220 kV şi 4900 km de 400 kV)şi 270 km LEC de 110 kV, cca. 90000 km de LEA de MT şi 28000 km de LEC de MT, cca.64800 posturi de transformare de MT/0,4 kV, cca. 120000 km LEA de JT şi 45000 km de LECde JT.

Se apreciază că volumul actual de reţele electrice acoperă necesităţile de transport şidistribuţie, în următorii ani fiind necesare doar lucrări de modernizare şi întreţinere.

În contextul evoluţiei structurii SEN, se vor menţiona în continuare principalele punctede reper pentru zona Baia Mare. Astfel, în anul 1959 prin punerea în funcţiune a LEA 110 kVCluj-Baia Mare s-a realizat racordarea la SEN a zonei Baia Mare. Zece ani mai târziu se pun înfuncţiune LEA 220 kV Iernut-Baia Mare 3 şi staţia de 220/110 kV Baia Mare 3. În anul 1977 se pune în funcţiune staţia de 400/220 kV Roşiori, unica din zona Baia Mare, intercalată în LEA400 kV Iernut-Mukacevo.

1.2. GENERALITATI

Dintre formele sub care se consumă energia, un loc deosebit îl ocupă energia electrică,

fapt dovedit şi de creşterea continuă a ponderii energiei primare transformată în energie electrică(peste 40%, în prezent).Avantajele deosebite pe care le prezintă energia electrică în raport cu alte forme de

energie - poate fi obţinută, cu randamente bune, din oricare altă formă de energie, poate fitransmisă rapid şi economic la distanţe mari, se poate distribui la un număr mare de consumatoride puteri diverse, se poate transforma în alte forme de energie, în condiţii avantajoase, este"curată", adică odată produsă nu este poluantă, se pretează bine la automatizări, se poate măsuracu precizie etc. - au determinat extinderea continuă a domeniilor de utilizare a acesteia şi implicita crescut numărul şi puterea instalaţiilor destinate acestui scop.

Deoarece energia electrică solicitată de consumatori nu poate fi stocată, ea trebuieutilizată chiar în momentul producerii sale. Această condiţie este îndeplinită întrucât producerea,

transportul, distribuţia şi utilizarea energiei electrice sunt legate una de alta şi decurg în cadrulunui ansamblu de instalaţii ce alcătuiesc sistemul energetic (SE), prezentat schematic în figura1.1.

Prin sistem electroenergetic (SEE) sau sistem electric se înţelege partea electrică a sistemuluienergetic, începând cu generatoarele electrice până la receptoarele electrice inclusiv. În cadrulSEE, instalaţiile de producere, transport distribuţie şi utilizare a energiei electrice suntinterconectate într-un anumit mod şi au un regim comun şi continuu de producere şi consum aenergiei electrice.

6



Energia electrică necesară alimentării consumatorilor din sistemele electroenergetice este produsă de generatoarele din centralele electrice, la nivel de medie tensiune (6-24) kV.Generatoarele sincrone transformă energia mecanică a motoarelor primare care le antrenează(turbine cu abur, turbine hidraulice etc.) în energie electrică. Pentru a obţine energia mecanicănecesară antrenării generatoarelor electrice se consumă o altă formă de energie (termică,

hidraulică, nucleară, eoliană etc.). În concluzie, în centralele electrice, diverse forme de energiedin resursele primare se transformă succesiv, cu ajutorul unor maşini şi agregate, în energiemecanică şi ulterior în energie electrică.

Fig. 1.1EP-energie primară; IP-instalaţie primară; ITr-instalaţie de transport; MP-maşină primară; GS-generator sincron; CE-centrală electrică; SEV-staţie de evacuare; LT-linie de transport; SD-staţiede distribuţie; LD-linie de distribuţie; PT-post de transformare; CMT-consumator de medietensiune; CMJ- consumator de joasă tensiune.

Legătura dintre sursele de energie electrică (generatoare) şi consumatori este asigurată deinstalaţiile de transport şi distribuţie a energiei electrice, adică de reţeaua electrică (RE). Reţeauaelectrică este alcătuită din următoarele elemente principale: linii electrice aeriene (LEA) şi încabluri (LEC), staţii şi posturi de transformare, la care se adaugă: baterii de compensare a puteriireactive, bobine de reactanţă, rezistoare de limitare, elemente secundare etc.

Obiectul cursului îl reprezintă instalaţiile de transport şi distribuţie a energiei electrice, adicăreţeaua electrică, cu toate elementele sale constructive şi funcţionale, ţinând seama că acesteinstalaţii sunt parte componentă a SEE.

Prezenţa în SEE a instalaţiilor de transport şi distribuţie a energiei electrice este necesară dinurmătoarele considerente:

- asigură transportul energiei la distanţe mari, din zonele de producere spre centrele deconsum, transportul sub formă de energie electrică fiind soluţia economică;

- diferenţa dintre tensiunea nominală a generatoarelor şi cea a consumatorilor;- diferenţa dintre tensiunea nominală a liniilor de transport şi cea a consumatorilor;- diferenţa dintre puterea transportată şi cea solicitată individual de către receptoare;- funcţionarea interconectată a centralelor din SEE sau funcţionarea interconectată a SEE

aparţinând unor zone teritoriale diferite impun existenţa unei reţele de legătură etc.

1.3. CERINŢELE IMPUSE INSTALAŢIILOR DE TRANSPORT ŞI DISTRIBUŢIE

Dintre aceste cerinţe, unele trebuie să fie satisfăcute de SEE în totalitatea lui, deci şi de

7

~EP IP MP

CJT

ITr

GS SEV

LT

SD

PT

LD

CMT

SEE

RE

CE



reţelele electrice ca parte componentă a sistemului, iar altele se referă numai la reţelele electrice,în măsura în care acestea constituie elemente mai mult sau mai puţin independente de restulelementelor componente ale sistemului. Principalele cerinţe impuse reţelelor electrice sunt:

- continuitatea alimentării cu energie electrică a consumatorilor;- siguranţa în funcţionare;

- calitatea energiei electrice furnizate consumatorilor;- dezvoltarea ulterioară a reţelei;- eficienţa economică a investiţiilor;- cerinţe suplimentare impuse de impactul cu mediul înconjurător.Continuitatea alimentării cu energie electrică a consumatorilor este o cerinţă esenţială pe

care trebuie să o îndeplinească o reţea electrică. Alimentarea consumatorilor trebuie asigurată practic fără întrerupere (sau la un nivel de întrerupere admis, de valoare mică), indiferent deregimul şi starea sistemului. Acest deziderat se realizează în primul rând prin alegerea uneiconfiguraţii adecvate a reţelei dar depinde direct de siguranţa în funcţionare a reţelei.

Întreruperea alimentării cu energie electrică afectează consumatorii în mod diferit. Înfuncţie de natura efectelor produse de întreruperea alimentării cu energie electrică, receptoarele

se încadrează în următoarele categorii:- categoria zero, la care întreruperea în alimentarea cu energie electrică poate duce laexplozii, incendii, distrugeri de utilaje sau pierderi de vieţi omeneşti. În această categorie intră,spre exemplu: calculatoarele de proces, instalaţiile de ventilaţie şi evacuare a gazelor nocive saua amestecurilor explozive, instalaţiile de răcire la cuptoarele de inducţie etc.;

- categoria I , la care întreruperea alimentării conduce la dereglarea proceselor tehnologice în flux continuu, necesitând perioade lungi pentru reluarea activităţii la parametriicantitativi şi calitativi existenţi în momentul întreruperii, sau la rebuturi importante de materii prime, materiale auxiliare etc., fără a exista posibilitatea recuperării producţiei nerealizate. Se potîncadra în această categorie: podurile rulante de turnare în oţelării, cuptoarele de topit sticlă,incubatoarele, staţiile de pompe pentru evacuarea apelor din mine etc.;

- categoria a II-a cuprinde receptoarele la care întreruperea alimentării conduce lanerealizări de producţie, practic numai pe durata întreruperii, iar producţia nerealizată poate fi, deregulă, recuperată. În această categorie se pot încadra: cuptoarele pentru tratamente chimice,compresoarele de aer, instalaţiile de extracţie, maşinile prelucrătoare pentru producţia de serieetc.;

- categoria a III-a cuprinde receptoarele de mică importanţă care nu se încadrează încategoriile precedente, cum ar fi: receptoarele din ateliere, depozite, secţii auxiliare, cum şi celeaparţinând consumatorilor casnici şi rurali.

În funcţie de categoria din care fac parte, receptoarelor trebuie să li se asigure rezervanecesară în alimentarea cu energie electrică, prin scheme de alimentare adecvate. Astfel, existăconsumatori, respectiv receptoare, cum sunt cele din categoria zero, care necesită rezervă de100%, căile de alimentare fiind independente şi racordate în puncte de alimentare distincte.Pentru aceşti consumatori, dacă în întreprindere nu există o centrală electrică de termoficare, se prevede o sursă separată de energie (grup electrogen).

Pentru receptoarele din categoria I sunt necesare două căi de alimentare cu rezervă de100% care pot să nu fie independente şi să fie racordate în puncte nedistincte de alimentare.Durata de întrerupere a alimentării este de maximum 3 s şi corespunde timpului de acţionare aautomaticii din staţii.

Pentru alimentarea receptoarelor din categoria a II-a se asigură de asemenea rezervă de

8



100%, dar durata întreruperii, adică de trecere de la alimentarea de bază la cea de rezervă, poatevaria de la 30 min. la 16 ore Aceste intervale de timp sunt necesare pentru efectuarea manevrelor de izolare a defectului şi de stabilire a unei noi scheme pentru alimentarea pe calea de rezervă.

Pentru receptoarele din categoria a III-a nu este obligatorie asigurarea unei alimentări derezervă.

În privinţa noţiunii de puncte distincte de alimentare se precizează că acestea pot fi douăstaţii de transformare sau două centrale diferite, racordarea făcându-se prin linii diferite. Seconsideră, de asemenea, puncte diferite două secţii de bare dintr-o staţie, dacă fiecare secţie estealimentată prin căi distincte (generatoare, linii, transformatoare) şi dacă nu sunt unite între ele,sau sunt unite printr-un întreruptor cu declanşare rapidă, în cazul perturbării regimului normal defuncţionare pe una din secţii.

Două căi de alimentare se consideră independente dacă un defect unic sau lucrările dereparaţii şi întreţinere la elementele unei căi nu conduc la scoaterea din funcţiune a celeilalte căi.Se consideră căi de alimentare independente două linii pe stâlpi separaţi sau cele două circuiteale unei linii cu dublu circuit, în ipoteza că nu se ia în considerare, pentru a doua variantă,avarierea gravă a unui stâlp, acesta fiind, de obicei, un element sigur al liniei.

Prin siguranţa în funcţionare a unei reţele electrice se înţelege capacitatea acesteia de asuporta solicitările care apar în funcţionarea ei fără consecinţe inacceptabile pentru instalaţiile şiaparatele ce o compun, fără prejudicii pentru personalul de deservire, pentru construcţiile sauobiectivele învecinate.

Datorită diversităţii elementelor care alcătuiesc reţeaua electrică şi a numeroaselor incidente care apar în exploatarea acesteia, realizarea unei siguranţe absolute în funcţionarea uneireţele electrice este deosebit de dificilă şi iraţională. În exploatarea unei reţele electrice pot aparesolicitări foarte mari sau mai multe avarii simultane, independente unele de altele, frecvenţa deapariţie în ambele situaţii fiind foarte mică. A supradimensiona toate elementele componente alereţelei pentru a suporta astfel de solicitări ar însemna un efort financiar deosebit de mare. Deaceea este necesară corelarea judicioasă a siguranţei în funcţionare cu economicitatea instalaţiilor

ce compun reţeaua, ceea ce va conduce la o soluţie optimă din punct de vedere tehnico-economic.Calitatea energiei electrice furnizate consumatorilor reprezintă o cerinţă esenţială în

exploatarea reţelelor electrice şi se apreciază în funcţie de următorii parametri: tensiunea dealimentare, frecvenţa, gradul de simetrie al sistemului trifazat de tensiuni şi puritatea undei detensiune, dorită de formă sinusoidală.

O bună calitate a energie furnizate impune ca tensiunea de alimentare şi frecvenţa să fiecât mai apropiate de valorile nominale, iar fluctuaţiile de tensiune şi frecvenţă în jurul acestor valori să fie cât mai reduse atât ca valoare cât şi ca frecvenţă. Abaterile admise sunt de cca. ±5% pentru tensiuni, respectiv ±0,5% pentru frecvenţă. Menţinerea frecvenţei în limitele admisedepinde de circulaţia puterilor active în sistem, fiind o problemă de exploatare a centralelor electrice. Valoarea tensiunii în nodurile sistemului depinde în primul rând de circulaţia puterilor reactive. Menţinerea ei între limitele admise reprezintă o problemă esenţială în proiectare şiexploatarea RE, fiind cunoscută sub denumirea de reglarea tensiunii.

Gradul de simetrie al sistemului trifazat de tensiuni este o cerinţă de calitate, ce impuneca în toate nodurile sistemului să existe un sistem trifazat simetric de tensiuni. Pentru asigurareaacestui deziderat este necesar ca generatoarele sincrone din sistem să furnizeze un sistem trifazatsimetric de tensiuni, iar elementele din sistem să fie echilibrate trifazat. În acest sens, latransformatoare se acţionează asupra formei miezului magnetic, la linii se efectuează

9



transpunerea fazelor, receptoarele trifazate se construiesc echilibrate, cele monofazate sedistribuie pe cele trei faze astfel încât să asigure o încărcare echilibrată a reţelei. În general,cerinţa de simetrie a tensiunilor este practic realizată în SEE.

Cerinţa de puritate a undei de tensiune impune lipsa armonicilor de tensiune (şi curent)sau limitarea acestora la un nivel redus. Pentru aceasta, prin construcţie, generatoarele trebuie să

furnizeze tensiuni electromotoare lipsite de armonici. Apoi, prin proiectare, construcţie şiexploatare trebuie să se evite domeniile neliniare de funcţionare a elementelor din sistem(exemplu saturaţia la transformatoare) şi să se evite configuraţiile ce pot forma circuite rezonante pentru armonicile cele mai probabil existente în sistem (de ex. linie aeriană lungă conectată cu oreţea extinsă de cabluri). În fine, la consumatorii importanţi, care constituie surse de armonici (deexemplu staţii de redresare) se vor utiliza scheme de compensare.

Dezvoltarea ulterioară a reţelei este o cerinţă potrivit căreia reţeaua electrică existentătrebuie să permită o extindere (dezvoltare) viitoare fără ca prin aceasta gradul ei de siguranţă şisimplitatea manevrelor să sufere modificări esenţiale.

Eficienţa economică a investiţiilor este cerinţa care impune ca transportul şi distribuţiaenergiei electrice să se realizeze cu cheltuieli minime la o anumită putere transferată. Creşterea

eficienţei economice a investiţiilor se realizează prin:- reducerea la maxim a cheltuielilor de investiţii prin adoptarea soluţii-lor celor mai ieftinedintr-un număr de soluţii posibile, care satisfac condiţiile tehnice impuse;

- reducerea pierderilor de putere pe elementele reţelei, prin alegerea unor aparate şi instalaţiice prezintă randamente ridicate şi prin exploatarea raţională a acestora.

Cerinţele suplimentare impuse de impactul cu mediul înconjurător acţionează ca restricţii,care trebuie respectate în mod obligatoriu. De exemplu, se impun restricţii de poluare estetică,fonică, atmosferică sau de deviere a traseelor în cazul unor zone urbane (chiar dacă soluţiatehnico-economică recomandă ca o linie de înaltă tensiune să treacă prin centrul unei zoneurbane, această soluţie nu poate fi acceptată şi traseul se modifică corespunzător).

1.4. REGIMURILE DE FUNCŢIONARE ALE REŢELELOR ELECTRICE

Prin regimul de funcţionare al unei reţele electrice se înţelege starea ei la un moment dat,caracterizată prin valorile unor mărimi fizice (parametrii regimului), în diferite puncte, precum şi prin condiţiile de funcţionare.

Parametrii regimului se pot clasifica în: cantitativi (valorile puterilor active şi reactive,valorile curenţilor, a factorului de putere etc.) şi calitativi (valoarea tensiunii şi a frecvenţei,simetria sistemului de tensiuni şi curenţi, valoarea armonicilor etc.).

Referitor la condiţiile de funcţionare, este posibil ca reţeaua să funcţioneze cu toateelementele sau, în urma unui incident care a avut loc în reţea, o parte din elementele reţelei să fie

scoase din funcţiune dar reţeaua să continue să funcţioneze.Calculul regimurilor de funcţionare reprezintă o problemă esenţială în studiul reţelelor electrice şi presupune, în principiu, determinarea puterilor şi a tensiunii în punctele caracteristiceale reţelei, cunoscând sarcina pe care o transferă şi caracteristicile de material ale conductoarelor şi transformatoare-lor. Calculele de regim se efectuează pentru diferite condiţii de funcţionare(regim de sarcină maximă, regim de sarcină minimă, regim normal, de avarie etc.). Dificultateaacestor calcule creşte odată cu complexitatea reţelei. Clasificare regimurilor de funcţionare alereţelelor electrice este prezentată în tabelul 1.2.

10



Tabelul 1.2

Criteriul declasificare

Modul de variaţie amărimilor în timp

Gradul în care esteafectată simetria

celor trei faze

Natura regimului înraport cu intenţia

operatorului

RegimurileRE

- staţionare (permanente)- nestaţionare lente- nestaţionare rapide

- simetrice- nesimetrice

- normale- de avarie

În funcţie de solicitarea şi comportarea elementelor componente, în exploatarea reţelelor electrice se evidenţiază următoarele regimuri de funcţionare:

- regimul permanent normal;- regimul nestaţionar (tranzitoriu) normal;- regimul nestaţionar (tranzitoriu) de avarie;- regimul permanent de avarie. Regimul permanent normal este regimul normal şi simetric de exploatare a reţelelor

electrice. Este un regim de lungă durată, în care parametrii reţelei au valori egale sau foarteapropiate de cele nominale. Pe baza acestui regim se efectuează calculul şi proiectareaelementelor reţelei. El impune condiţiile cele mai severe privind: solicitările maxime admisibile,calitate energiei furnizate, economicitatea funcţionării etc.

În această categorie de regim se includ şi regimurile cu o modificare foarte lentă amărimilor, determinată de modificările lente ale graficelor de sarcină ale consumatorilor.

Regimul nestaţionar (tranzitoriu) normal cuprinde stările de trecere între două regimurinormale. Aceste stări tranzitorii pot fi lente sau rapide, dependent de propagarea în sistem aundelor electromagnetice şi pot fi simultane sau consecutive unor modificări normale în structurareţelelor şi sistemelor electrice: conectarea şi deconectare voită (de serviciu) a unor elementecomponente (linii, transformatoare, baterii de compensare etc.), trecerea de la funcţionarea în

sarcină la funcţionarea în gol şi invers etc.Acest regim se caracterizează prin supratensiuni, numite supratensiuni interne sau decomutaţie şi supracurenţi. Supratensiunile solicită suplimentar izolaţia, iar supracurenţii, căile decurent.

Regimul nestaţionar (tranzitoriu) de avarie cuprinde stările nestaţionare (lente sau rapide),care apar în urma unei avarii de natură electrică sau mecanică la unul din elementele componenteale reţelei. Aceste regimuri sunt provocate de: scurtcircuite, puneri la pământ, rupereaconductoarelor cu întreruperea fazelor etc.

Toate aceste avarii, cu excepţia punerilor simple la pământ, determină în elementelecomponente ale reţelei curenţi de scurtcircuit, care depăşesc de câteva ori valorile nominale,scăderea tensiunii în nodurile reţelei sau apariţia unor supratensiuni.

Regimul permanent de avarie este regimul care se stabileşte după eliminarea avariei de către protecţii; de aceea unii autori îl numesc regim staţionar de după avarie. În timp ce regimultranzitoriu de avarie durează cel mult câteva secunde, până la acţionarea protecţiilor, regimul permanent de avarie poate dura câteva minute, până la câteva ore.

În acest regim, cu durată limitată, se admit abateri mai mari ale tensiunii, frecvenţei etc. faţăde valorile nominale, în comparaţie cu regimul permanent normal.

Se menţionează că regimul staţionar simetric normal stă la baza proiectării şi exploatăriielementelor reţelei electrice, iar celelalte regimuri stau la baza verificării lor.

11



1.5. IMPACTUL REŢELELOR ELECTRICE ASUPRA MEDIULUI

Principalele tipuri de poluări pe care reţelele electrice le generează asupra mediului înconjurător

sunt:• vizuală – deteriorarea peisajului;• sonoră :

– zgomote produse de funcţionarea sau vibraţii ale elementelor (conductoarelor)reţelelor electrice şi în special, a transformatoarelor;

– zgomote produse de descărcarea corona pe liniile de înaltă şi foarte înaltă tensiune;• electromagnetică : efecte sonore şi luminoase ale descărcării corona, perturbaţii radio şi

ale emisiunilor de televiziune, înfluenţe ale câmpului electric şi magnetic asupraorganismelor vii;

• psihică şi pericole (riscuri) de accidente:– teama provocată de apropierea de reţelele electrice şi de efectele vizuale şi sonore

ale acestora;– accidente, cazuri mortale.

• ecologică :– ocuparea terenurilor;– defrişarea pădurilor;– protecţia naturii şi a peisajului;– influenţa asupra instalaţiilor şi construcţiilor, etc.

Utilizarea tensiunilor din ce în ce mai înalte în reţelele electrice este determinată de raţiunitehnico-economice, pentru transportul de puteri electrice pe distanţe din ce în ce mai mari.

Pentru liniile electrice de medie şi joasă tensiune impactul cu mediul înconjurător se referă,

îndeosebi la: ocuparea terenurilor, defrişarea pădurilor, poluarea vizuală şi impactul cu alteelemente de construcţii şi instalaţii.

Poluarea vizuală

Poluarea vizuală generează deteriorarea peisajului proporţional cu tensiunea nominală, celemai poluante fiind liniile electrice aeriene (L.E.A.) de înaltă şi foarte înaltă tensiune, precum şistaţiile de transformare.

Încercări şi propuneri de limitare a efectelor negative s-au făcut şi se caută şi în continuare,ele vizând atât designul stâlpilor cât şi a traseelor prin ascunderea liniilor electrice în spatele unor elemente naturale. „Camuflarea” liniilor electrice aeriene se aplică la traversarea şoselelor cu

ajutorul unor zone împădurite sau pe traseu prin folosirea denivelărilor naturale ale solului.Problema protecţiei mediului ambiant din punctul de vedere al poluării vizuale, a căpătat oatenţie deosebită în multe ţări. O atenţie deosebită în acest sens, se acordă în ţările cu un potenţial turistic important. Astfel, în Elveţia sunt în vigoare, la nivel federal, “Directive cu privire la protecţia naturii şi a peisajului” elaborate de Departamentul Federal de Interne, pe bazastudiilor unui grup de lucru interdisciplinar pentru elaborarea unor directive având ca temă„Transportul energiei electrice şi protecţia peisajului”. Aceste reguli au ca obiect asigurarea principiilor de protecţie ale naturii şi ale peisajului în sens global, pentru integrarea armonioasă

12



în peisaj a instalaţiilor pentru transportul şi distribuţia energiei electrice. Directivele se adreseazăautorilor de proiecte, instanţelor însărcinate cu evaluarea lor şi autorităţilor care elibereazăautorizaţii de construcţie.Domeniul de aplicare al acestor directive se referă la:

- alimentarea cu energie electrică în general (linii electrice aeriene şi în cablu subteran

pentru toate nivelurile de tensiune, staţii electrice de transformare şi conexiune);- alimentarea cu energie electrică a căilor ferate electrificate (linii electrice aeriene şi încablu subteran pentru toate nivelurile de tensiune, staţii electrice de transformare şiconexiune);

- transmisia de informaţii (linii aeriene şi cabluri ale reţelelor de telefonie, linii desemnalizare, linii de antenă).

a) Poluarea vizuală determinată de liniile electrice aeriene

Poluarea vizuală este datorată caracterului industrial, extins pe trasee lungi ale acestora(în special, datorită L.E.A. de înaltă şi foarte înaltă tensiune) care, plasate în mijlocul naturii,

alterează peisajul. Contradicţia apare între factorul economic (care reclamă trasee de liniielectrice cât mai scurte) şi factorul natural (necesitatea de a proteja terenurile fertile, ocolirea pădurilor şi conservarea peisajului).

Sunt socotite regiuni demne de protecţie contra obstrucţionării vizuale părţile din peisajcare se disting prin: valoarea lor naturală, diversitatea lor, semnificaţia istorică sau culturală,raritatea sau armonia lor.

b) Poluarea vizuală generată de posturile de transformare

Din punct de vedere constructiv, posturile electrice de transformare sunt de trei feluri:subterane, supraterane şi aeriene.

Posturile de transformare subterane nu ridică probleme sub aspectul poluării vizuale amediului înconjurător.Posturile de transformare supraterane pot fi înglobate în construcţiile pe care le deservesc

(industriale, blocuri de locuinţă etc.) fiind însă şi în cazuri în care ele trebuie executate înconstrucţii independente, ceea ce diminuează din estetica peisajului prin aspectul mai puţin plăcut al acestora, ocuparea terenurilor, nearmonizarea lor arhitecturală cu zona în care seamplasează.

Pentru aceste cazuri, una din soluţiile cel mai des utilizate în ultima vreme esteminiaturizarea posturilor de transformare, asigurându-se prin aceasta dimensiuni cât mai mici aleconstrucţiei. La această soluţie s-a ajuns ca urmare a progreselor făcute în tehnologia de fabricarea echipamentelor electrice, unde aerul care forma spaţiul dielectric dintre faze a fost înlocuit cualte materiale cu caracteristici electroizolante mai favorabile. De asemenea, există preocupări privind realizarea unor construcţii cu aspect plăcut sau care se încadrează în mediul înconjrător.

Posturile de transformare aeriene sunt construite pe stâlpi din lemn sau din beton, de dimensiunimari, aspectul nefiind estetic. Întreg echipamentul postului de transformare nu este întotdeauna bine finisat. S-au căutat continuu soluţii pentru ameliorarea estetică a posturilor de transformareaeriene. Astfel, de la posturi de transformare pe doi stâlpi şi cu balustradă pentru susţinereatransformatorului s-a trecut la posturi de transformare pe un singur stâlp, iar în ultima vreme s-a

13



renunţat şi la balustrada pentru transformator, odată cu apariţia transformatoarelor etanşe care pot fi agăţate.

c) Poluarea vizuală generată de staţiile de transformare şi conexiune

Staţiile de tip exterior, indiferent de faptul că echipamentul de comutaţie primară şitransformatoarele de măsurare sunt plasate la sol sau la semiînălţime pe cadre, prin caracterul lor industrial, poluează estetic peisajul. Pot fi luate în consideraţie trei soluţii, care amelioreazăaceastă situaţie:

- mascarea staţiilor de transformare de tip exterior prin plantaţii de pomi în imediata vecinătatea exteriorului gardului staţiei;

- amplasarea staţiilor electrice în întregime în interiorul construcţiilor (staţii de tip interior) şi lacare aerul rămâne în continuare mediul electroizolant între elementele aflate sub tensiune; aceste

instalaţii ocupă însă volume de construcţii relativ mari;- utilizarea tehnologiei instalaţiilor capsulate, în care mediul electroizolant este hexaflorura de

sulf; instalaţia capsulată cuprinde atât barele şi conexiunile, cât şi aparatajul de comutaţie primară; instalaţiile de acest tip ocupă un spaţiu relativ redus însă costurile ridicate limitează încălarga lor implementare în reţeaua electrică urbană.

O situaţie deosebită, pentru aspectul estetic al peisajului este dată de intrările şi respectivieşirile liniilor electrice aeriene din staţiile de transformare. În faţa staţiei se formează oaglomerare de linii aeriene de diferite tipuri constructive, apărute în etapele de dezvoltare ale

staţiei. În cazul instalaţiilor de medie tensiune, o soluţie posibilă ar fi realizarea ieşirilor prin liniiîn cablu subteran.

La liniile electrice de înaltă tensiune situaţia este mai complicată, atât ca lăţime aculoarelor cât şi ca estetică a lor. Soluţia care ocupă cel mai puţin spaţiu şi asigură o esteticăacceptabilă este aceea a culoarului unic format din cadre metalice care se construiesc odată custaţia de transformare pentru numărul final de circuite prevăzut.

Poluarea sonoră

Poluarea sonoră generează multiple efecte asupra organismului, în funcţie de trei parametri: intensitate (tărie), înălţime (frecvenţă) şi durată.

Poluarea sonoră produsă de centralele şi reţelele electrice poate să aibă caracter intermitent sau permanent. Depăşirea unor anumite valori poate deveni nocivă pentru om.

Nocivitatea zgomotelor are consecinţe diverse, pornind de la generarea unui sentiment defrică mergând după caz până la pierderea totală sau parţială a auzului. Nivelul de zgomot depindede intensitatea şi de frecvenţa lui, fiind divers în centralele şi reţele electrice, atât ca natură

14



(mecanică, electrică, magnetică, electrodinamică, termică), precum şi ca durată (permanent,intermitent). În unele cazuri, un acelaşi utilaj produce componente de natură diferită. Motoareleelectrice de exemplu, determină atât vibraţii ale circuitului magnetic cât şi zgomoteaerodinamice, iar ventilatoarele dau naştere la zgomote de natură aerodinamică peste care sesuprapune şi o componentă mecanică.

Zgomote cu caracter intermitent sunt produse în centralele şi reţelele electrice de cătreechipamente în unele etape ale funcţionării lor. Conectarea şi deconectarea unui întreruptor demedie sau înaltă tensiune, ca şi a unui contactor electric, sunt însoţite întotdeauna şi de zgomote puternice.

Zgomote cu caracter permanent se produc în centralele şi reţelele electrice pe toată duratafuncţionării instalaţiilor.

Liniile electrice aeriene de înaltă şi foarte înaltă tensiune sunt însoţite în funcţionarea lor de un zgomot specific determinat de descărcarea corona (descărcări electrice incomplete în jurulconductoarelor sub tensiune). Ca orice descărcare electrică, acest fenomen este însoţit dezgomote şi de emisie de lumină. Sub liniile aeriene de 220 kV şi 400 kV, ca şi în staţiile detransformare cu aceleaşi tensiuni, se aud zgomote specifice, iar în unele cazuri noaptea, se

observă şi efectul luminos al fenomenului. Descărcarea corona determină un zgomot a căruiintensitate depinde de raza conductorului (cu cât conductorul este de rază mai mică cu atâtfenomenul corona este mai accentuat), de numărul de conductoare din fascicul şi de umiditateaatmosferică. Nivelul zgomotului audibil calculat variază între (40...60) dB (raportat la 20 mP), înfuncţie de tensiunea liniei electrice, de numărul de conductoare pe fază, de secţiuneaconductoarelor, condiţiile meteorologice şi distanţa faţă de faza exterioară a liniei electrice. ÎnS.U.A. se consideră că limita maximă admisibilă a zgomotului audibil este de (50...60) dBmăsurat la 15 m depărtare de faza exterioară a liniei electrice şi sub ploaie puternică.

Transformatoarele de putere şi autotransformatoarele generează zgomote, compuse dintr-un ton fundamental de 100 Hz şi armonice ale acestuia, repartizate în funcţie de tipul şicaracteristicile echipamentului. Aceste armonici scad cu frecvenţa. Zgomotul se datorează

vibraţiilor miezului magnetic şi înfăşurărilor care se transmit prin uleiul electroizolant şi cuvă.Zgomote cu caracter intermitent sunt date şi de ventilatoarele de aer, care servesc la răcireatransformatoarelor atunci când acestea sunt în funcţiune.

Poluarea electromagnetic

Descărcarea corona care apare în instalaţiile de înaltă şi foarte înaltă tensiune este însoţităde apariţia de o succesiune de impulsuri de curent de scurtă durată. Propagarea acestor curenţidetermină, în jurul circuitelor parcurse, apariţia de câmpuri electromagnetice perturbatoare, defrecvenţa şi amplitudine diferite, şi care conduc la distorsionarea semnalelor utile ale emisiilor radio şi televiziune. Poluarea electromagnetică este specifică instalaţiilor cu tensiunea nominală peste 220 kV şi prezintă o importanţă deosebită odată cu extinderea comunicaţiilor în domeniulfrecventelor înlate şi foarte înalte.

Perturbaţiile de înaltă frecvenţă determinate de descărcarea corona se manifestă atât îninstalaţiile radio care funcţionează, în general, în banda de frecvenţă de (0,5...1,6) MHz, cât şi încele de televiziune (24...216) MHz şi de telefonie de înaltă frecvenţă prin curenţi purtători.

Perturbaţiile în domeniul radiofrecvenţă depind de: gradientul de tensiune superficial alconductorului, de numărul şi dimensiunile conductoarelor din fascicul, de distanţa receptorului

15



radio faţă de linia electrică de înaltă tensiune şi de condiţiile meteorologice. Pe timp frumos,nivelul perturbaţiilor radio, în cazul liniilor cu tensiunea nominală de 400 kV poate atinge 50 dB(la 20 m de axul liniei şi raportat la 1 mV/m); pe timp de ploaie nivelul perturbator poate atinge70 dB.

Perturbaţii ale emisiunilor de televiziune sunt determinate de doi factori · perturbaţii pasive, datorate prezenţei instalaţiilor electrice şi reflexiilor semnalului utildeterminate de acestea (apariţia imaginilor “fantomă”);

· perturbaţii active, datorate distorsionării semnalului util de către câmpul perturbator de înaltăfrecvenţă determinat de descărcarea corona.

Perturbaţiile electromagnetice, de înaltă frecvenţă, determinate de descărcarea coronacresc odată cu intensitatea ploii şi se manifestă mai ales, în zone cu intensităţi slabe ale

semnalului TV, ca şi în cazul unei montări nefavorabile a antenei de recepţie. Se poate ajunge lanivele perturbatoare de (40...70) dB, la o frecvenţă de 75 MHz.Prezenţa descărcării corona în instalaţiile de înaltă tensiune conduce şi la pierderi de

energie electrică, care sunt dependente de o serie de factori constanţi (tipul stâlpului, secţiuneaconductorului fascicular, distanţa dintre conductoarele unui fascicul şi distanţa dintre faze) şifactori variabili (tensiunea de serviciu a liniei electrice, condiţiile meteorologice, stareasuprafeţei conductoare, clemelor şi armăturilor, tipul şi gradul de poluare al izolatoarelor).

Pierderile prin descărcarea corona nu depind de puterea transmisă în instalaţie şireprezintă câteva procente din capacitatea de transport a liniei.

16



Poluarea psihică generată de pericole (riscuri) de accidente

Poluarea psihică rezidă în sentimentul de teamă pe care-l provoacă instalaţiile electrice

asupra factorului uman.Acest sentiment este valabil şi pentru personalul instruit care lucrează în staţiile detransformare, de conexiuni, care manifestă teamă cu caracter temporar (la declanşărileintempestive ale întrerupătoarelor aflate în imediata apropiere) sau cu caracter permanent (teama pe care o inspiră efectele presupuse ale câmpului electric şi magnetic asupra stării de sănătate).

Influenţa câmpului electric produs de către instalaţiile electrice asupra organismelor viiformează obiectul unor cercetări din ce în ce mai ample şi mai profunde, odată cu creştereatensiunilor utilizate în reţelele electrice.

Din măsurătorile efectuate a rezultat că, la o linie electrică aeriană cu tensiunea nominalăde 400 kV cu dublu circuit, câmpul electric are valori de până la 15 kV/m. Pentru o linie aerianăcu tensiunea nominală de 765 kV, valorile maxime măsurate ale câmpului electric la sol pot

depăşi 15 kV/m.Valorile limită admise ale câmpului electric încă nu sunt complet definite; studiileefectuate au pus în evidenţă fenomene de: oboseală, scăderea atenţiei, slăbiciune în membrelesuperioare, senzaţii de ameţeală, schimbarea ritmului de somn cu insomnii şi treziri frecvente, încazul persoanelor care lucrează în zone cu câmpuri electrice intense. În prezent se considerăfaptul că pentru valori sub 5 kV/m nu există pericole pentru om, între 5 kV/m şi 25 kV/m trebuiesă se limiteze timpul de lucru în câmp electric, iar peste 25 kV/m nu se poate lucra decât luândmăsuri speciale de protecţie.

Problemele legate de efectele câmpurilor magnetice asupra organismelor vii sunt înstudiu, nefiind încă definite complet limitele admise şi nici efectele concrete asupra factoruluiuman.

Pericolele (riscurile) de accidente datorate curentului electric sunt în principalelectrocutările şi arsurile.Electrocutările sunt provocate de trecerea unui curent electric prin corpul omului, fie ca

urmare a atingerii directe cu partea metalică a unei instalaţii electrice aflate sub tensiune, fieindirect prin atingerea unor elemente metalice care au ajuns accidental sub tensiune (conturnărisau străpungeri ale elementele electroizolante, inducţie).

Curentul electric care trece prin corpul omenesc, în funcţie de frecvenţa şi intensitatea lui, poate provoca efecte diferite. Astfel, un curent electric de 50 Hz cu o intensitate de până la 0,9mA este insensibil, între (1,2...1,6) mA provoacă senzaţii de furnicături, între (8...9,5) mA dureride braţe, iar la 15 mA desprinderea omului de elementul aflat sub tensiune nu se mai poate facecu forţe proprii. Aceste fenomene au condus la concluzia că pentru a nu fi periculos, curentulelectric prin om nu trebuie să depăşească 10 mA. În curent continuu această limită este de 50mA.

În curent alternativ, la valori mai mari de 10 mA, în funcţie de durata de trecere acurentului electric, organismul viu este lezat, cele mai grav afectate fiind inima şi sistemulnervos. Se poate produce moarte prin electrocutare, caz destul de des întâlnit în instalaţiileenergetice. Arsurile generate de efectul termic al arcului electric asupra organismului viu sunt, îngeneral, mai grave decât arsurile provocate de alte cauze. Arcul electric comportă temperaturiînalte şi totodată poate determina transferul pe suprafaţa corpului uman de metale topite.

17



18



200 km

65158

Centrala mare

Centrala limitata

PAmax= 256 MW

PA0=102,4 MW

PCmax=96 MW

PC0=62,4 MW

PBmax=147 MW

PB0=58,8 MW

CAPITOLUL 2

ALEGEREA SCHEMEI DE INTERCONEXIUNE A

LOCALITATILOR

Scopul final al construirii sistemului electroenergetic este alimentarea cu energie electrică alocalităţilor. Pentru aceasta este necesar să se construiască centrale electrice în zonele care prezintă condiţii în acest sens şi să se realizeze reţeaua de transport a energiei electrice sprezonele deficitare. Necesitatea realizării reţelelor de transport este o consecinţă a distanţelor marifizice şi electrice între centrale şi zonele importante de consum (marii consumatori electrici).Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor comportă 2 aspecte:

a) Asigurarea continuităţii în alimentarea cu energie electrică b) Asigurarea calităţii energiei electrice livrate sub aspectul tensiunii (valoare efectivă,

simetria sistemului trifazat, sinusoidalitatea undei electrice, frecvenţă).

Dintre cele două condiţii prima poate influenţa radical arhitectura reţelelor de transportimpunând. Importanţa consumatorilor din punct de vedere al furnizorului de energie electrică sestabileşte în funcţie de gravitatea consecinţelor nealimentării cu energie electrică. Din acest punct de vedere importanţa cea mai mare revine consumatorilor de grad 0 la care întrerupereaalimentării cu energie electrică produce pagube irecuperabile. Structura reţelelor de alimentare aacestor consumatori trebuie stabilită astfel încât în cazul unei avarii să poată fi asiguratăcontinuitatea în alimentare dintr-o altă sursă sau pe o altă cale.

Prin regim de avarie se va înţelege ieşirea din funcţiune accidentală a unui singur element alsistemului [grup turbo generator, transformator, linie (dacă este simplu circuit), circuitul uneilinii (dacă linia este dublu circuit)].

Schema de interconexiune a localităţilor trebuie stabilită astfel încât să poată asiguracirculaţia puterilor atât în regim normal cât şi în regim de avarie.

Se intocmeste desenul cu pozitionarea geografica a celor trei localitati pe care se inscriu:

19

A B

C



Pglim=60 MWPCmax=96 MW

PC0=62,4 MW

65 km

36MW

In regim normal de functionare, pentru a tranzita intre A si B (200km) 147 MW estenecesara o LEA 220 kV simplu circuit. Alimentarea consumatorilor din B, care au incomponenta si consumatori de categoria zero, fiind radiala, este necesara insa o alimentaresuplimentare. Solutia este montarea unei linii dublu circuit, in aceste fel o avarie pe linie va face

ca celalalt circuit sa preia consumul de categoria zero.Intre localitatile A si C (65km) linia trebuie sa tranziteze in regim normal 36 MW. Solutiaoptima este LEA 110 kV, simplu circuit. Deoarece consumatorii din C au in componenta si o parte de categoria zero, trebuie analizate avariile care pericliteaza alimentarea acestora.

a) Avarierea liniei A-C

Consumatorii de categoria zero din C nu pot fi preluati de centrala locala deoarece

aceasta este limitata la 60 MW, in cazul acesta linia A-C trebuie construita cu dublu circuit.

In acest caz centrala locala cat si linia ramasa neavariat asigura consumul de grad zero.

20

A

C



b) Avarierea centralei locale

La iesirea din functiune a centralei locale linia aeriana aleasa nu acopera consumatorii degrad zero. Daca in centrala locala s-ar instala doua grupuri, o avarie ar insemna iesirea dinfunctiune a unui singur grup. Celalalt va putea prelua din consumul de categoria zero, restul putand fi adus pe linia A-C. Aceasta va putea ramane la 110kV, simplu circuit.

21



Ambele variante sunt functionabile insa se va alege varianta cea mai ieftina:

a) Pentru cazul LEA A-C cu circuit dublu avem urmatoarele costuri:LEA A-C 65km → 14.800 x 65 = 962.000 $Iar in localitatea C avem un singur turbogenerator de 60MW 2,76 mil $

Totalul fiind de 3.722.000 $ b) Pentru cazul LEA A-C cu circuit simplu avem urmatoarele costuri:

LEA A-C 65km → 8.100 x 65 = 526.500Iar in localitatea C vom avea doua grupuri de turbogeneratoare

25 MW →1,67 mil $36 MW → 2,09 mil $

Totalul fiind de 4.286.500 $

Alegem varianta cu LEA cu circuit dublu intre localitatile A-C economisind 564.500 $

22



CAPITOLUL 3

ALEGEREA TENSIUNII NOMINALE A INSTALATIILOR DE

TRANSPORT SI DISTRIBUTIE A ENERGIEI ELECTRICE

Tensiunea nominala a unei instalatii, a unui echipament sau aparat este valoarea tensiunii pentru care acestea functioneaza normal si cu randament maxim. Tensiunea nominala este omarime caracteristica a echipamentelor si se stabileste in corelatie cu tensiunea normalizata atreptei de tensiune respective si cu locul pe care il ocupa echipamentele in cadrul sistemului.

Tensiunea nominala:a) Pentru localitatea A: U N=110kV

U N=220kVb) Pentru localitatea B: U N=20kV

c) Pentru localitatea C: U N=10kV

Puterea activa maxima absorbita si valoarea procentuala a ponderilor consumatorilor decategoria zero:

PCA=256 MWPCA0=102,4 MW

Pentru 220 kV:PCA1=70% x PCA=179,2 MWPCA01=70% x PCA0=71,68 MW

Pentru 110 kV

PCA2=30% x PCA=76,8 MWPCA02=30% x PCA0=30,72 MW

23



CAPITOLUL 4

ALEGEREA ELEMENTELOR SUBSISTEMULUI:

GENERATOARE, COMPENSATOARE, TRANSFORMATOARE

SI AUTOTRANSFORMATOARE

Alegerea generatoarelor

Alegem numărul de generatoare ale centralei îndepărtate, în regim normal defuncţionare, după relaţiile:

−≥⋅ ∑

=lim

1

g

n

j

imng P P K P nmc

în care:

n – numărul de generatoare din centrala mare;

Png – puterea nominală a unui generator;

K m=(1,15÷ 1,2) – coeficientul de rezervă pentru acoperirea pierderilor de putereactivă din sistem;

∑Pimc – suma puterilor active maxime ale consumatorilor din sistem;

Pglim – puterea debitată de generatoarele din centrala limitată

În regim normal, cele n generatoare din centrala mare, având fiecare puterea nominalăPng se vor alege astfel încât să poată satisface maximul de putere cerută în sistem, cu o rezervă pentru acoperirea pierderilor.

În regim de post avarie, trebuie asigurat consumul de putere al consumatorilor decategoria 0.

În cazul avarierii unui grup din centrala mare, trebuie satisfăcută relaţia:

−≥⋅− ∑=

n

j

g irpng P P K P n mc

1lim0

)1(

K rp=1,1÷ 1,15 – coeficient de rezervă pentru regimul de post avarie

∑Pimc0 – puterea consumată de consumatorii de categorie 0

24



În cazul avarierii unui grup din centrala limitată, trebuie satisfăcută relaţia:

−≥⋅ ∑

=

n

j

g irpng P P K P nmc

1

*

lim0

P*

imc – puterea pe care o mai dă centrala limitatăPentru puterea nominală de 499 MW folosim turbogeneratoare de 315 MW din motive

economice:2·315=630 MW>499 MW

costul lor fiind de 2 x 7,14=14,28 mil $Verificăm cerinţele:

2·315≥1,20(499-60)630≥526,8(2-1)·315≥1,15(223,6-60)315≥188,14

Condiţiile fiind verificate, vom folosi 2 turbogeneratoare de 315 MW

Alegerea compensatoarelor

Compensatoarele sincrone sunt utilizate pentru ca factorul de putere al consumatorului săajungă la valoarea:cosϕ neutral = 0,92

Pentru consumatorii din A puterea reactivă nominală este:

pentru bara de 220 V (70 %) avem nA AnA tg P Q ϕ ⋅= =179,2·0,8=143,36 MVApentru bara de 110 V (30 %) avem nA AnA tg P Q ϕ ⋅= =76,8·0,8=61,44 MVA

Pentru consumatorii din B puterea reactivă nominală este:nB BnB tg P Q ϕ ⋅= =147·0,75=110,25 MVA

unde: PB este puterea activă maximă a consumatorilor din B.

neutral B tg P ϕ ⋅ =147·0,426=62,62 MW

neutral BnBkB tg P QQ ϕ ⋅−= =110,25-62,62=47,63 MVAAm ales din STAS(Tabelul 5.1.) un compensator de 50 MVA.

Pentru consumatorii din C puterea reactivă nominală este:nC C nC tg P Q ϕ ⋅= =96·0,78=74,88 MVA

neutral C tg P ϕ ⋅ =96·0,426=40,89 MWng g P n P ⋅⋅= 9,0 =54 MW

al nong al no g g tg P ntg P Q minmin 9,0 ϕ ϕ ⋅⋅⋅=⋅= =42,12 MVA

25



( ) ( )neutral g C g nckC tg P P QQQ ϕ ⋅−−−= =19,54 MVA

Am ales din STAS( Tabelul 5.1.) un compensator de 20 MVA.

Alegerea transformatoarelor

Transformatoarele din A si C si aleg dupa formula:ng n S S ≥

În A avem 2 grupuri generatoare de 315 MW putere nominală; adică o putere aparentă Sn de 370MVA. Pentru aceste generatore alegem 2 transformatoare care debitează o putere de 400 MVAfiecare.

Tabelul 6.2. Transformatoare bloc cu două înfăşurăriNr.

crt.

Sn [MVA] Un i.t.[kV] Un j.t.[kV] ∆ psc n[kW] usc n[%] ∆ p n[kW] i[%] Lim.regl[%]

22 400 242 24 1100 14,1 270 0,45 ±12x1,33

In C avem un turbogenerator 60 MW putere nominală; adică o putere aparentă Sn de 75 MVA.Pentru acest generator alegem din tab 6.2 un transformator care debiteaza o putere de 75 MVA.

Tabelul 6.2. Transformatoare bloc cu două înfăşurăriNr.crt.

Sn

[MVA]

Un i.t.

[kV]

Un j.t.

[kV]

∆ psc n

[kW]

usc n

[%]

∆ p n

[kW]

i

[%]

lim.regl

[%]7 75 121 10,5 345 10,5 103 0,7 ±2,5

Alegerea autotransformatoarelor

În A folosim două autotransformatoare de la 220 kV la 110 kV.Trebuie îndeplinite condiţiile:

sneutral

p

nk

K P S n

⋅

⋅≥⋅

ϕ cos

max

=8,092,0

1,18,76

⋅

⋅

=114,78 MVA

în care k s=0,8k p=1,05÷ 1,1Aleg k p=1,1

2·63≥114,78Această condiţie este îndeplinită.

26



sneutral

p

nk

K P S

⋅

⋅≥

ϕ cos

max0

=1,192,0

1,172,30

⋅

⋅

=33,39MVA

în care k s=1,1÷ 1,2Aleg k s=1,1

63≥33,39 Condiţie îndeplinită.

Am ales două autotransformatoare de tipul:

Tabelul 6.3. Autotransformatoare cu două înfăşurări

Nr.Crt.

Sn

[MVA]Un i.t.

[kV]Un j.t.

[kV]

∆ psc

n

[kW]

usc n

[%]∆ p n

[kW]i[%]

lim.regl[%]

2 63 231 121 215 11 45 0,5 ±12x1,25

Alegerea transformatoarelor de sistem

În A:- folosim un transformator de sistem de la 220 kV la 20 kV.Trebuie sa îndeplinească următoarele condiţii:

sneutral

p

nk

K P S n

⋅

⋅≥⋅

ϕ cos

max=

8,092,0

1,1147

⋅

⋅=159,78



sneutral

p

nk

K P S

⋅

⋅≥

ϕ cos

max0=

1,192,0

1,18,58

⋅

⋅

=63,91

în care k s=1,1÷ 1,2Aleg k s=1,1

90≥63,91Este îndeplinită şi această condiţieAm ales două transformatoare de tipul:

Tabelul 6.4. Transformatoare cu două înfăşurări pt. staţii de distribuţie (sistem) Nr.crt.

Sn [MVA]

Un i.t.

[kV]Un j.t.

[kV]∆ psc n

[kW]usc n

[%]∆ p n

[kW]i[%]

lim.regl[%]

24 90 220 11 400 11 120 2 ±12x1,33

27



În C:- folosim un transformator de sistem de la 110 kV la 10 kV.Trebuie îndeplinite condiţiile:

sneutral

p

nk

K P S n

⋅

⋅≥⋅

ϕ cos

max

=8,092,0

05,196

⋅

⋅=136,95



sneutral

p

nT k

K P S

⋅⋅

≥ϕ cos

max0=

1,192,0

05,14,62

⋅

⋅≥nT S =64,74

în care k s=1,1÷ 1,22 x 63≥64,74

Este îndeplinită şi această condiţieAm ales trei transformatoare de tipul:

Nr.crt.

Sn [MVA]

Un i.t.

[kV]Un j.t.

[kV]∆ psc n

[kW]usc n

[%]∆ p n

[kW]i[%]

lim.regl[%]

21 63 110 22 260 12 60 0,9 ±9x1,78

28



CAPITOLUL 5

CARACTERISTICILE LINIILOR DE TRANSPORT

Pentru a transporta energia electrică din A în B folosim o linie de transport de tipul LEA220 kV dc, cu următoarele caracteristici:

Pentru a transporta energia electrică din A în C folosim o linie de transport de tipul LEA

110 kV dc, cu următoarele caracteristici:

Linia de transport de tipul LEA 110 kV dc (A→C):

Construcţie.

Secţiunea [mm2] Diam[mm]

SAL/SOL

Greutate[daN/k m]

Inima din OL Mantaua din AL

Nomin

SAL SOLTotală

Nr. fireDiam.fir [mm]

Diam.tot.[mm]


Nr. dstrati

Normală

240/40

236,040,1

276,1 21,7 5,9 968,0 1÷6 2,70 8,10 10÷16 3,40 2

Rezistenţa:

ρ Al= 0,02984 [Ω mm2/m];

Al

Al uS

R1000

03.1 ⋅⋅= ρ =236

100002984,003,1 ⋅⋅ = 0,13 [Ω /Km];

R L= R u·L= 0,13·52= 6,76 [Ω ];n – numarul de conductoare (n=2 – circuit dublu);

29

Fig.Tens[kV]

Secţiuneaconductoarelor [mm2]

Rezistenţa[Ω /km]

Reactanţa[Ω /km]

Rap.Susceptanţacapacitivă[µ S/km]

R d0 R h0 Xd0 Xh0 Xd0/Xh0 Bd0 Bh0

h220d.c.

2x3x450 OLAl+160/95 OLAl

0,033 0,155 0,208 0,775 3,728 5,441 3,013

Fig.Tens[kV]

Secţiuneaconductoarelor [mm2]

Rezistenţa[Ω /km]

Reactanţa[Ω /km]

Rap.Susceptanţacapacitivă[µ S/km]

R d0 R h0 Xd0 Xh0 Xd0/Xh0 Bd0 Bh0

f 110 dc2x3x240OLAI+70 OL

0,061 0,261 0,204 1,109 5,433 5,539 2,679



==

n

R R L

LEA110 3,28 [Ω ];

Reactanţa:

m

m

u R

D X lg1445,0 ⋅= =

3,10

1,6613lg1445,0 ⋅ = 0,4057 [Ω /Km];

3312312 D D D Dm ⋅⋅= = 3 820044607908 ⋅⋅ = 6613,1 [mm] - distanta medie geometrica;

XL= Xu·L= 0,4057·52= 21,096 [Ω ];r m=0,95·r ext= 0,95·10,85= 10,3 [mm] - raza medie geometrica; raza exterioara a conductorului;n – numărul de conductoare (n=2 – circuit dublu);

n

XX L

LEA110 = = 10,54 [Ω ];

Susceptanţa:

2lg6

1058,76

m

u D B

⋅

⋅

=

−

=2 1,6613lg6

1058,7 6

⋅

⋅−

= 0,359·10-6 [S/Km];

BL= Bu·L= 0,359·10-6·52= 18,668·10-6 [S];n – numarul de conductoare (n=2 – circuit dublu);BLEA110 = n·Bu= 0,718·10-6 [S/Km];

Pentru linia de transport LEA A→C am ales ca stalpi de sustinere cei de tipul SCS 1185

Linia de transport de tipul LEA 220 kV dc (A→B):

30



Construcţie.

Secţiunea [mm2] Diam[mm]

SAL/SOL

Greutate[daN/k m]

Inima din OL Mantaua din AL

Nomin

SAL SOLTotală


Diam.tot.[mm]


Nr. dstrati

Nor mală

450/75

445,1 75,5

520,6 29,25

5,9 1828,0 1÷6÷12 2,25 11,25 15÷21÷27

3,00 3

Rezistenţa:

ρ Al= 0,02984 [Ω mm2/m];

Al

Al uS

R1000

03.1 ⋅⋅= ρ =1,445

100002984,003,1 ⋅⋅ = 0,069 [Ω /Km];

R L= R u·L= 0,069·171= 11,8 [Ω ];n – numarul de conductoare (n=2 – circuit dublu);

==

n

R R L

LEA220 5,9 [Ω ];

Reactanţa:

m

m

u R

D X lg1445,0 ⋅= =

9,13

13887lg1445,0 ⋅ = 0,433 [Ω /Km];

9cC cBcAbC bBbAaC aBaAm D D D D D D D D D D ⋅⋅⋅⋅⋅⋅⋅⋅= = =

9 1000044,1453422,1640144,145341600044,1453422,1640144,1453410000 ⋅⋅⋅⋅⋅⋅⋅⋅

Dm = 13887 [mm] - distanţa medie geometrică;XL= Xu·L= 0,433·171= 74,043 [Ω ];r m=0,95·r ext= 0,95·14,625= 13,9 [mm] - raza medie geometrica; raza exterioara a conductorului;n – numărul de conductoare (n=2 – circuit dublu);

n

XX L

LEA220 = = 37,0215 [Ω ];

Susceptanţa:

2lg6

1058,76

m

u D B

⋅

⋅

=

−

=2

13887lg6

1058,7 6

⋅

⋅ −

= 0,329·10-6 [S/Km];

BL= Bu·L= 0,329·10-6·171= 56,259·10-6 [S];

n – numarul de conductoare (n=2 – circuit dublu);BLEA220=n·Bu= 0,658·10-6 [S/Km];

Pentru linia de transport LEA A→B am ales ca stalpi de sustinere cei de tipul Sn 220252

31



32



CAPITOLUL 6

DETERMINAREA SCHEMELOR ECHIVALENTE

Calculul schemei echivalente a transformatoarelor din A :

S-a ales următorul transformator de la 24kV la 220kV:

Nr.crt.

Sn

[MVA]Un i.t.

[kV]Un j.t.

[kV]∆ psc n

[kW]usc n

[%]∆ p n

[kW]i[%]

lim.regl[%]

22 400 242 24 1100 14.1 270 0,45 ±12x1,33

Rezistenţa :

PCun= puterea in Cu nominalaUn= tensiunea nominala

2

2

1000n

nCun

T S

U P R ⋅= =

160000

58564

1000

1100⋅ =0,402 [Ω ]

Reactanţa:

n

n sc

T S

U u X

2

100⋅= =

400

58564

100

1,14⋅ =20,644 [Ω ]

Conductanţa:

2

1

1000n

Fen

T U

P G ⋅= =

58564

1

1000

270⋅ =0,00000461 [S]

Susceptanţa:

2

0

100 n

n

T U

S i B

⋅= = 58564

400

100

45,0⋅

=0,0000307 [S]

Pentru doua transformatoare (n=2):

n

R R T

TegB = =0,201 [Ω ]

33



n

X X T

TegB = =10,322 [Ω ]

T TegB GnG ⋅= =0,00000922 [S]T TegB Bn B ⋅= =0,0000614 [S]

Calculul schemei echivalente a autotransformatoarelor din A :

S-a ales următorul autotransformator de la 220kV la 110kV:

Rezistenţa :PCun= puterea în Cu nominalăUn= tensiunea nominală

2

2

1000n

nCun

T S

U P R ⋅= =

3969

14641

1000

215⋅ = 0,793 [Ω ]

Reactanţa:

n

n scT S

U u X

2

100 ⋅= = 63

14641

100

11⋅ = 25,56 [Ω ]

Conductanţa:

2

1

1000n

Fen

T U

P G ⋅= =

14641

1

1000

45⋅ = 0,00000307 [S]

Susceptanţa:

20

100n

nT

U

S i B ⋅= = 14641

63100

5,0 ⋅ = 0,0000215 [S]

Pentru două transformatoare (n=2):

n

R R T

TeaB = = 0,3965 [Ω ]

34

Nr.crt.

Sn

[MVA]Un i.t.

[kV]Un j.t.

[kV]∆ psc n

[kW]usc n

[%]∆ p n

[kW]i[%]

lim.regl[%]

2 63 231 121 215 11 45 05 ±12x1,25



n

X X T

TeaB = = 12,78 [Ω ]

T TeaB GnG ⋅= = 0,00000614 [S]

T TeaB Bn B ⋅= = 0,000043 [S]

Calculul schemei echivalente a transformatoarelor din B :

S-a ales următorul transformator

Nr.crt.

Sn [MVA]

Un i.t.

[kV]Un j.t.

[kV]∆ psc n

[kW]usc n

[%]∆ p n

[kW]i[%]

lim.regl[%]

25 125 220 11 380 11 135 0,5 ±12x1,33

Rezistenta :

PCun= puterea in Cu nominalaUn= tensiunea nominala

=⋅=2

2

1000n

nCun

T S

U P R =⋅

15625

121

1000

3800,00294 [Ω ]

Reactanţa:

n

n sc

T S

U u X

2

100⋅= =

125

121

100

11⋅ = 0,1065 [Ω ]

Conductanţa:

2

1

1000n

Fen

T U

P G ⋅= =

121

1

1000

135⋅ =0,0011157 [S]

Susceptanţa:

2

0

100n

n

T U

S i B ⋅= =

121

125

100

5,0⋅ =0,005165 [S]

Pentru două transformatoare (n=2):

n

R R T

TeA = =0,00147 [Ω ]

n

X X T

TeA = =0,05325 [Ω ]

35



T TeA GnG ⋅= =0,0022314 [S]

T TeA Bn B ⋅= =0,01033 [S]

Calculul schemei echivalente a transformatoarelor din C :

Am ales următorul transformator pentru ridicarea tensiunii de la generator:Nr.crt.

Sn [MVA]

Un i.t.

[kV]Un j.t.

[kV]∆ psc n

[kW]usc n

[%]∆ p n

[kW]i[%]

lim.regl[%]

7 75 121 10,5 345 10,5 103 0,7 ±2,5

Rezistenţa :

PCun= puterea în Cu nominală

Un= tensiunea nominală

2

2

1000n

nCun

T S

U P R ⋅= =

5625

14641

1000

222⋅ = 0,57 [Ω ]

Reactanţa:

n

n sc

T S

U u X

2

100⋅= =

75

14641

100

5,10⋅ = 20,49 [Ω ]

Conductanţa:

2

1

1000n

Fen

T U

P G ⋅= =

14641

1

1000

70⋅ = 0,00000478 [S]

Susceptanţa:

2

0

100n

n

T U

S i B ⋅= =

14641

70

100

7,0⋅ = 0,0000478 [S]

S-a ales următorul transformator de la 110kV la 10kV:

Nr.crt.

Sn

[MVA]Un i.t.

[kV]Un j.t.

[kV]∆ psc n

[kW]usc n

[%]∆ p n

[kW]i[%]

lim.regl[%]

21 63 110 22 260 12 60 0,9 ±9x1,78

36



Rezistenţa :

PCun= puterea în Cu nominalăUn= tensiunea nominală

2

2

1000n

nCun

T S U P R ⋅= =

3969484

1000260 ⋅ = 0,031705 [Ω ]

Reactanţa:

n

n sc

T S

U u X

2

100⋅= =

63

484

100

12⋅ = 0,9219 [Ω ]

Conductanţa:

2

1

1000n

Fen

T U

P G ⋅= =484

1

1000

60⋅ = 0,000124 [S]

Susceptanta:

2

0

100n

n

T U

S i B ⋅= =

484

63

100

9,0⋅ = 0,001171 [S]

Pentru trei transformatoare (n=3):

n

R R T

TeC = = 0,01568 [Ω ]

n

X X T

TeC = = 0,3073 [Ω ]

T TeC GnG ⋅= = 0,000248 [S]

T TeC Bn B ⋅= = 0,002342 [S]

37



CAPITOLUL 7

CALCULUL CADERILOR DE TENSIUNE SI A PIERDERILOR

DE PUTERE. OPTIMIZAREA REGIMULUI NORMAL DE

FUNCTIONARE

1. P1=147 [MW];Q1=102.4 [MVA];U1= 220 [kV];

2. ∆P= TeA RU

Q P ⋅

+2

1

2

1

2

1 =0.34040 [MW];

∆Q= TeA X U

Q P

⋅+

2

1

2

1

2

1 = 12.331 [MVA];

∆U=1

11

U

X Q R P TeATeA ⋅+⋅= 0.338163[kV];

δU=1

11

U

RQ X P TeATeA

⋅−⋅= 0.73673292 [kV];

P2=P1+∆P=140.34040 [MW];Q2=Q1+∆Q= 71.971 [MVA];U2= 22

1 )( U U U δ +∆+ =10.36438 [kV];U3=U2=10.36438 [kV];δP3=GTeA·U32= 0.23965 [MW];δQ3=BTeA·U3

2= 1.10965 [MVA];U4=U3=U2=10.36438 [kV];P4=P2+δP3= 140.58005 [MW];Q4=Q2+δQ3=73.08065 [MVA];P5=P4= 140.58005 [MW];Q5=Q4= 73.08065 [MVA];k n=220/11=20U5=U4· k n= 207.2876 [kV]; - se încadrează în banda (200 – 242)kVδQ6=U5·BLEA220

2= -2.8273 [MVA];P7= P5=140.58005 [MW];

U7= U5=207.2876 [kV];Q7= Q5 – δQ6=75.90795 [MVA];

8. ∆P= 2202

7

2

7

2

7

LEA RU

Q P ⋅

+= 3.39145 [MW];

38



∆Q= 2202

7

2

7

2

7 LEA X

U

Q P ⋅

+= 15.6256 [MVA];

∆U=7

22072207

U

X Q R P LEA LEA ⋅+⋅= 16.54855 [kV];

δU=7

22072207

U

RQ X P LEA LEA ⋅−⋅ = 27.10717 [kV];

P8=P7+∆P=143.9715 [MW];Q8=Q7+∆Q=91.53355 [MVA];U8= 22

7 )( U U U δ +∆+ = 225.4716 [kV];

9. δQ9=U8·BLEA2202= -3.3451 [MVA];

P10=P8= 143.9715 [MW];U10=U8=225.4716 [kV];Q10= Q8 – δQ9= 94.87865 [MVA];

P11=PBî=184,8 [MW];Q11=QBî=138,6 [MVA];U11=U34= 225.4716[kV];P12= P10+ P11+P34= 451.2115 [MW];Q12= Q10+ Q11+Q34= 320.4887[MVA];U12= U11= 225.4716 [kV]:

13. P13=88 [MW]Q13=37,49 [MVA]U13=20 [kV]

14. ∆P= TeC RU

Q P ⋅+2

13

213213 =0.36255 [MW];

∆Q= TeC X U

Q P ⋅

+2

13

2

13

2

13 =10.54251 [MVA];

∆U=13

1313

U

X Q R P TeC TeC ⋅+⋅= 0.933697 [kV];

δU=13

1313

U

RQ X P TeC TeC ⋅−⋅=2.057671 [kV];

P14= P13+∆P= 88.36255 [MW];Q14= Q13+∆Q= 48.03251 [MVA];U14= 22

13 )( U U U δ +∆+ =21.03458 [kV];U15= U14= 21.03458 [kV];

δP15= GTeC·U152=0.109729 [MW];

δQ15= BTeC·U152=1.036227 [MVA];

U16= U15 =U14=21.03458 [kV];P16= P14+δP15=88.47228 [MW];

39



Q16= Q14+δQ15= 49.06874 [MVA];P17=P16=88.47228 [MW];

Q17=Q16=49.06874 [MVA];k n= 110/20=5,5U17= U16· k n=115.6902 [kV] – se încadrează în banda (108 – 123)kV

18. P18=54 [MW]Q18=43,32 [MVA]U18=10,5 [kV]

19. P19=P18=54 [MW];Q19=Q18=43,32 [MVA];k n=110/10=11U19=U18· k n=10,5·11=115,5 [kV] – se încadreze în banda (108 – 123)kV

20. U20=U19=115,5 [kV];

δP20=GTgC·U20

2

= 0.127533 [MW];δQ20=BTgC·U202= 0.332172 [MVA];

21. U21=U20 =U19=115,5 [kV];P21=P19+δP20=53.87247 [MW];Q21=Q19+δQ20=42.98783 [MVA];

22. ∆P= TgC RU

Q P ⋅

+2

21

2

21

2

21 = 0.35252 [MW];

∆Q= TgC X

U

Q P

⋅

+2

21

2

21

2

21

= 6.75804 [MVA];

∆U=21

2121

U

X Q R P TgC TgC ⋅+⋅= 7.525539 [kV];

δU=21

2121

U

RQ X P TgC TgC

⋅−⋅= 9.22081 [kV];

P22=P21+∆P=54.22499 [MW];Q22=Q21+∆Q=49.74587 [MVA];U22= 22

21 )( U U U δ +∆− = 107.58 [kV];

23. P23=P17-P22= 34.24792 [MW];Q23=Q17-Q22=6.42587 [MVA];U23=U17=115.6902 [kV];δQ24=U23·BLEA110

2= -0.48049 [MVA];P25=P23=34.24792 [MW];

U25=U23=115.6902 [kV];Q25=Q23 – δQ24=5.945376 [MVA];

40



26. ∆P= 1102

25

2

25

2

25

LEA RU

Q P ⋅

+= 0.03579 [MW];

∆Q= 1102

25

2

25

2

25

LEA X U

Q P ⋅

+=1.153721 [MVA];

∆U=25

1102511025

U

X Q R P LEA LEA ⋅+⋅=0.774147 [kV];

δU=25

1102511025

U

RQ X P LEA LEA ⋅−⋅=3.863656 [kV];

P26=P25+∆P=34.28371 [MW];Q26=Q25+∆Q=7.099097 [MVA];U26= 22

25 )( U U U δ +∆+ =116.5264 [kV];

27. δQ27=U26·BLEA1102=-0.48747 [MVA];

P28=P26=34.28371 [MW];U28=U26=116.5264 [kV];Q28=Q26 – δQ27=6.611632 [MVA];

29. P29=PBj=79,2 [MW];Q29=QBj=59,4 [MVA];

30. P30=P29+P28=113.4837 [MW];Q30=Q29+Q28=66.01163 [MVA];U30=U29=U28=116.5264 [kV];

31. ∆P= TeaB RU

Q P ⋅+2

30

230

230 = 8.581 [MW];

∆Q= TeaB X U

Q P ⋅

+2

30

2

30

2

30 =26.77872 [MVA];

∆U=30

3030

U

X Q R P TeaBTeaB ⋅+⋅=18.53426 [kV];

δU=30

3030

U

RQ X P TeaBTeaB ⋅−⋅=24.37465 [kV];

P31=P30+∆P= 122.0647 [MW];Q31=Q30+∆Q=92.79035 [MVA];U31= 22

30 )( U U U δ +∆+ =137.2426 [kV];

32. U32=U31=137.2426δP32=GTeaB·U32

2=0.11565 [MW];δQ32=BTeaB·U32

2=0.809927 [MVA];

41



33. U33=U32=U31=137.2426 [kV];P33=P31+δP32=122.1803 [MW];

Q33=Q31+δQ32=93.60028 [MVA];

34. P34=P33=122.1803 [MW];

Q34=Q33=93.60028 [MVA];U34=U12=225.4716 [kV];

35. ∆P= TegB RU

Q P ⋅

+2

12

2

12

2

12 = 0.9502 [MW];

∆Q= TegB X U

Q P ⋅

+2

12

2

12

2

12 =62.0314 [MVA];

∆U=12

1212

U

X Q R P TegBTegB

⋅+⋅=15.06928 [kV];

δU=12

1212

U

RQ X P TegBTegB ⋅−⋅ =20.93001 [kV];

P35=P12+∆P= 452.1617 [MW];Q35=Q12+∆Q= 382.5201 [MVA];

U35= 22

12)( U U U δ +∆+ =241.4497 [kV];

36. U36=U35=241.4497 [kV];δP36= GTegB·U36

2=0.537507 [MW];δQ36= BTegB·U36

2=0.035795 [MVA];

37. U37=U36=U35=241.4497 [kV];P37= P35+δP36=452.6992 [MW];Q37= Q35+δQ36=382.5559 [MVA];P38=P37=452.6992 [MW];

Q38=Q37=382.5559 [MVA];k n=24/240=0,1U38=U37· k n= 24.14497 [kV];

2

38

2

38

38cosQ P

P

+=ϕ =0.763

42



LEA200k

LEA 65km

PBmax=147 MW

PB0=58,8 MW

2*315M 2*400MVA

2*63MVA

60MW

220k

220 kV

110k

LEA SCS 1185L=5mc.a.6x185/32mm OL-ALc.p.50mm OL

CONCLUZII. PERSPECTIVE

In urma parcurgerii tuturor etapelor de rezolvare am stabilit urmatoarea schema de

alimentare a consumatorilor, optima din punct de vedere tehnico economic.

PCmax=96 MWPC0=62,4 MW

Bibliografie:43

A B

C

A

C

B

75MVA3*63MVA

110kV

10 kV

2*90MVA

20kV

LEA Sn 220252L=12mc.a. 2x3x450/75mm AL-OLc.p.2x160/95mm AL-OL S

PAmax=256MWPA0=102,4 MW

K

K



1. Buta A – Transportul si distributia energiei electrice; IPTv

Timisoara 1991

2. Buta A, Pana A – Transportul si distributia energiei electrice –

Indrumator de proiecte, IPTv Timisoara 1997

3. Comsa D – Proiectarea instalatiilor electrice industriale EDP

Bucuresti 19794. Darie S, Vadan I – Producerea, transportul si distributia energiei

electrice UT Cluj Napoca 2000

5. Popovici Ovidiu – Instalatii electrice Universitatea Oradea 2008

6. Norme de protectia muncii in instalatii electrice PE 119/71

7. Normativ PE 132/92 si PE 013/93

Documents

Proiectarea Liniei de Transport a Energiei Electrice