Calculul Parametrilor Unei Statii de Distributie C

=== P ===

CAPITOLUL I

STABILITATETA FUNCȚIONĂRII SISTEMULUI ENERGETIC

Noțiuni generale

Una din caracteristicile principale ale unui sistem energetic este funcționarea în paralel, interconectată a tuturor generatoarelor instalate în centralele electrice. Aceasta se datorează unor avantaje unor avantaje tehnico-economice importante ca: reparația economică a sarcinii pe centrale, reducerea puterii necesare pentru asigurarea rezervei, planificarea reparațiilor, creșterea treptată a puterii unitare a grupurilor generatoare ș.a.

Printre problemele pe care le ridică funcționarea unui astfel de sistem energetic complex, cum este și sistemul nostru energetic, de o deosebită importanță este cea privind stabilitatea acestei funcționării. Aceasta constă în posibilitățile de care trebuie să dispună sistemul ca în cazul apariției unor perturbații de intensitate mică sau mare să poată menține sau să revină la valori normale ale parametrilor în nodurile sale. Se cunosc două situații privind stabilitatea și anume: stabilitatea statică și stabilitatea dinamică a sistemelor energetice.

1.1. Stabilitatea statică

Stabilitatea statică a unui sistem energetic se definește ca posibilitatea sau capacitatea sistemului ca în cazul unor perturbații mici ale parametrilor funcționării normale, să poată reveni la valorile inițiale, atunci când perturbația a dispărut sau să stabilească o nouă situație stabilizată de funcționare dacă perturbația persistă. Astfel de situații apar frecvent în timpul funcționării generatoarelor, când puterea solicitată de consumatori variază de la un moment la altul.

Studiul stabilității statice se poate face folosind o serie de criterii practice dintre care două sunt mai importante și în același timp mai folosite. Unul dintre ele se referă la analiza stabilității statice pe bază puterii active debitate de generatoare și a unghiurilor

de decalaj dintre fazorii tensiunilor electromotoare, cunoscut sub numele de criteriul dP/d.

Analiza stabilității statice după criteriul dP/d

Se consideră un caz simplu, constând dintr-un generator, care reprezintă ca grup echivalent o centrală sau o parte din sistem care debitează printr-un transformator echivalent și o linie cu un simplu circuit (fig.1) o putere P-jQ la barele unui sistem de putere mult mai mare (cel puțin 15-20 ori) decât cea a generatorului echivalent G, acesta permițând să se considere sistemul de putere infinită.

G T L l P-jQ

U=const.

Fig. 1

Drept consecință tensiunea U la barele 1 rămâne constantă (U = const.) pentru orice perturbare care apare pe linia L, transformatorul T sau generatorul G. În schema echivalentă (fig. 2) sunt reprezentate reactanțele elementelor componente, care au o importantă mai mare în studiul stabilității statice, neglijându-se rezistențele.

Ed

xd xt xL P-jQ

U=const.

Fig.2

Generatorul este reprezentat prin reactanța sincronă xd, corespunzătoare funcționării în regim stabilizat și prin tensiunea electromotoare Edf în spatele acestei

reactanțe, iar transformatorul și linia prin reactanțele lor de succesiune directă. Tensiunea electromotoare se consideră constantă, admițând că regulatorul de tensiune nu acționează.

Diagrama fazorială a acestui transport de putere este reprezentată în figura 3. Puterea activă produsă de generator este dată de relația:

P=UIcos (1)

Edf

Uf Edfsin

Fig.3

Din diagrama fazorială se constată că:

x (2)

sau introducând expresia (2) în (1) se obține expresia puterii active:

P= (3)

unde reprezintă defazajul dintre tensiunea electromotoare Edf și tensiunea la barele sistemului Uf sau respectiv între Ed și U măsurate între faze.

Dacă în relația (3) mărimile Ed, U și x au valori constante, rezultă că puterea activă debitată de generator este o funcție de sin, adică variază în funcție de unghiul după o sinusoidă (fig. 3) care poartă numele de caracteristică de putere activă a generatorului sau caracteristică internă.

Se consideră, că în funcționarea inițială generatorul debitează o anumită putere activă P0, căreia îi corespunde o putere mecanică la arborele turbinei, neglijând pierderilor mecanice Pm0=P0. Dacă în figura 4, a se duce o paralelă la axa O pentru P=P0=Pm0 se constată că aceasta determină pe caracteristica de putere două puncte: a, pe partea ascendentă a curbei, și b pe partea descendentă. Acestea reprezintă două puncte posibile de funcționare și fiecăreia îi corespunde câte un unghi , respectiv și , pentru care generatorul debitează aceeași putere activă P0.

P P

an

a'

P0 a b a1

P a

Fig.4

Dintre aceste două puncte numai unul este punct stabil de funcționare și pentru determinarea lui este necesar să se examineze comportarea generatorului G atât în cazul

funcționării în punctul a cât și în b. Astfel, dacă în cazul funcționării în punctul a se presupune că dintr-un motiv oarecare unghiul a a crescut cu valoarea , punctul de funcționare se mută din a în a'; se constată că creșterii unghiului îi corespunde o creștere P a puterii active debitate de generator. Ținând seama că în acest timp puterea dezvoltată de motorul primar a rămas constantă, deoarece se consideră că regulatorul de turație al turbinei nu acționează, rezultă că generatorul debitează o putere mai mare decât cea pe care o primește și, ca urmare, viteza rotorului trebuie să scadă, adică rotorul este frânat. Odată cu aceasta scade și unghiul a cu , puterea debitată de generator devine mai mică decât puterea mecanică, cea ce face ca rotorul să fie accelerat, unghiul

să crească până la a, iar puterea debitată să revină la valoarea P0, corespunzătoare punctului a.

Se observă deci că în ambele cazuri examinate, variația unghiului este de același sens cu variația lui P, adică la o creștere a lui corespunde o creștere a lui P și invers. Această legătură între variațiile și P, care sunt de același semn, se exprimă prin relația:

> 0 (4)

Considerând punctul de funcționare b se presupune de asemenea că unghiul a crescut cu . După diagrama din figura nr.4 se observă că acestei creșteri a unghiului îi corespunde o reducere cu P a puterii debitate de generator. În acest caz generatorul debitând o putere mai mică decât puterea Pm0, dezvoltată de motorul primar, rotorul se accelerează, provocând o nouă creștere a unghiului. Aceasta conduce la o nouă reducere a puterii debitate și astfel ambalarea rotorului continuă, până când generatorul se desprinde, adică iese din sincronism. Un raționament analog arată că în cazul descreșterii unghiului , puterea activă debitată de generator crește devenind mai mare decât puterea mecanică Pm0 și rotorul se frânează provocând descreșterea în continuare a unghiului până când punctul de funcționare ajunge în punctul stabil a. Din cele de mai sus rezultă concluzia că punctul b este un punct nestabil de funcționare, deoarece la cea

mai mică creștere a lui generatorul se desprinde, iar la cea mai mică descreștere a lui punctul de funcționare se mută în a.

Dacă se consideră mărimile elementare, această expresie se poate scrie sub forma:

< 0 (5)

și reprezintă un criteriu practic de examinare a stabilității statice.

Stabilitatea dinamică a sistemelor energetice

Stabilitatea dinamică se studiază pentru a aprecia posibilitatea generatoarelor din cadrul unui sistem energetic de a rămâne în funcțiune, ca în cazul unor perturbații bruște, de mare amplitudine, care apar, în general, din cauza scurtcircuitelor.

Aceasta, deoarece, caracterizat prin variații mari ale tensiunilor și curenților, printr-un schimb de puteri între generatoare, cunoscut sub numele de pendulări și creșteri ale unghiului de defazaj din sistem. În urma acestui proces, sistemul poate reveni într-o nouă situație de funcționare stabilizată, dacă oscilațiile mărimilor menționate se atenuează, sau se poate pierde stabilitatea sistemului prin ieșirea generatoarelor din sincronism, dacă oscilațiile cresc în timpul procesului dinamic.

Pentru exemplificare, se consideră o centrală electrică, ale cărei grupuri generatoare considerate bloc cu transformatoarele sunt reprezentate printr-un grup echivalent generator-transformator și care debitează pe o bară de putere infinită printr-o linie cu dublu circuit (fig.5).

L

G T P-jQ

I I1 k U = const.

Fig.5

În schema echivalentă (fig.6a) generatoarele sunt reprezentate prin reactanța tranzitorie xd' și tensiunea electromotoare în spatele acestei reactanțe E'd, transformatoarele prin reactanța xT, iar cele două circuite ale liniei prin reactanța echivalentă xL. Reactanța totală între E'd și U (fig.6b) este:

x = x'd+xT+xL (6)

E'd xd xT xL P-jQ

K U = const.

Fig.6a

Ed

x P-jQ

U = const.

Fig.6b

Schema considerată reprezintă regimul normal de funcționare pentru care, utilizându-se relația:

P = (7)

se poate trasa caracteristica de putere P = f() pentru acest regim (fig. 7a, curba N) pe care punctul stabil de funcționare este a.

În ipoteza că în punctul K, situat pe unul din circuitele liniei la ieșirea din bare, imediat după întrerupătorul I, apare un scurtcircuit trifazat schema echivalentă devine cea din figura 7b. În această schemă, în punctul de defect, apare o legătură directă de rezistență zero, la pământ, reprezentând scurtcircuitul trifazat.

În acest caz reactanța dintre E'd și U se calculează ținând seama de steaua formată datorită apariției defectului și ea reprezintă o latură a triunghiului ce se obține prin transfigurarea stelei menționate mai sus. Această reactanță are expresia:

X1 = (x'd + xT) + xL + (8)

Întrucât ultimul termen al relației este infinit, deoarece numitorul este zero, rezultă că x1 = . Introducând această valoare în expresia (7) pentru a stabili forma caracteristicii de putere în situația de avarie, se obține:

P P

DA

a P

Fig.7a Fig.7b

PAv = (9)

unde E'd și U se mențin constante și egale cu valorile din expresia (7).

Din expresia (9) rezultă deci că puterea activă debitată de centrală în caz de scurtcircuit trifazat este zero, independent de valoarea lui , iar caracteristica de putere

PAv=f() este o dreaptă și se confundă cu axa 0 (fig. 7a curba Av).

Scurtcircuitul durează însă foarte puțin (câteva zecimi de secundă), deoarece întrerupătoarele I și I1, de la cele două capete ale circuitului defect deconectează simultan acest circuit și defectul dispare.

Prin aceasta, reactanța liniei, care în regim normal era xL1 reprezentând reactanța echivalentă a celor două circuite, devine un singur circuit, rămas în funcție după avarie și deci se dublează, adică 2xL.

În acest caz reactanța dintre E'd și U devine:

x2 = x'd + xT + 2xL (10)

întrucât se consideră că E'd și U nu variază nici în această situație, se poate stabili ecuația caracteristicii de putere de după avarie:

PDA = (11)

Este deci tot o sinusoidă ca și în regim normal de funcționare (7), dar comparând numitorii, ținând seama de valorile lui x1 (6) și x2 (10) rezultă că x2 > x și deci, amplitudinea caracteristicii de după avarie DA va fi mai mică decât în regim normal (fig. , a curba DA).

În continuare este necesar să se examineze comportarea generatoarelor centralei în caz de scurtcircuit trifazat admis în punctul K, cât și după deconectarea defectului. Deoarece trecerea de la situația normală la cea de scurtcircuit și apoi la cea de după avarie apare brusc, se va examina propriu – zis, stabilitatea dinamică a centralei, în vederea găsirii condițiilor ca, după deconectarea scurtcircuitului, centrala să revină la o funcționare stabilizată.

Pentru aceasta este necesar să se examineze ce se întâmplă cu punctul de funcționare a din situația normală. Acest punct arată că centrala debitează în sistem o putere P având un defazaj între E'd și U egal cu a (fig. ). Puterea debitată P reprezintă,

de altfel, și puterea de la arborele turbinelor care antrenează generatoarele și care va fi menținută constantă tot timpul procesului tranzitoriu, considerând că în timpul tuturor mișcărilor care apar, regulatoarele turbinelor nu intervin și deci, cantitatea de abur care intră în turbine rămâne constantă, independent de unghiul .

Astfel, punctul de funcționare înainte de momentul apariției avariei era a pe caracteristica de putere N din funcționarea normală. În momentul apariției avariei, care este un scurtcircuit trifazat, punctul de funcționare va trebui să treacă pe caracteristica de putere PAV = f(), care conform relației (9) se confundă cu axa O, respectiv cu dreapta P=0. Deci punctul de funcționare se deplasează din a pe axa P=0 și anume în punctul b, care corespunde aceluiași decalaj a, deoarece, datorită inerției rotoarelor acestea își mențin poziția față de câmpul statoric în primul moment.

Se constată că, dacă punctul a era un punct în echilibru stabil, deoarece reprezenta egalitatea dintre puterea electrică P debitată în sistem și aceeași putere mecanică la arborele turbinelor, punctul b indică un dezechilibru între puterea mecanică P menținută constantă și puterea electrică debitată în caz de scurtcircuit trifazat, egală cu zero. Aceasta înseamnă că la arborele grupurilor generatoare acționează un cuplu accelerator proporțional cu puterea P; deci, rotoarele generatoarelor încep să se accelereze și, în consecință, unghiul de defazaj crește de la valoarea a până în momentul când protecția deconectează circuitul defect, de exemplu, până la valoarea c. După deconectare se trece la o nouă caracteristică de putere, și anume cea de după avarie DA, iar punctul de funcționare trece din c de pe caracteristica de avarie în e pe caracteristica de după avarie, corespunzător aceluiași unghi c din momentul deconectării circuitului defect. Din figura se constată că punctul de funcționare e, care indică puterea electrică (segmentul c-e) debitată de centrală depășește (cu segmentul d-e) puterea mecanică la arborii turbinelor. În acest caz, generatoarele debitează o putere electrică mai mare decât cea primită de la turbine, ceea ce conduce la frânarea grupurilor generatoare respective la micșorarea unghiului .

Frânarea, în sensul reducerii unghiului , nu începe însă chiar din primul moment de la trecerea pe caracteristica de după avarie, deoarece în timpul cât a durat

scurtcircuitul grupurile s-au accelerat și masele în rotație au înmagazinat în această perioadă o energie cinetică suplimentară, proporțională cu suprafața abcd. Această energie urmează să fie consumată în situația de după avarie, când generatoarele produc o putere electrică mai mare decât cea mecanică.

Din această cauză unghiul de defazaj c, corespunzător momentului de trecere pe curba de avarie, va continua să crească, dar cu o accelerație care se micșorează treptat până ajunge zero, până în punctul f, căruia îi corespunde unghiul f.

CAPITOLUL II

PREZENTAREA CONDIȚIILOR DE FUNCȚIONARE ÎN PARALEL A TRANSFORMATOARELOR

Importanța lor

Într-o stație de transformare care conține unul s-au mai multe transformatoare, foarte important este respectarea condițiilor de funcționare în paralel a transformatoarelor, care asigură:

continuitatea alimentării cu energie electrică a consumatorilor la deconectarea unor transformatoare pentru revizii sau reparații;

menținerea unui nivel minim al pierderilor în procesul de transformare, prin modificarea numărului de transformatoare aflate în funcțiune corespunzător sarcinii cerute;

creșterea rațională a puterii stațiilor de transformare pe măsura creșterii consumului de energie electrică al receptoarelor alimentate de stație prin conectarea în paralel a mai multor transformatoare.

La funcționarea în paralel a transformatoarelor, înfășurările primare respectiv secundare, se conectează la bare comune.

Problema fundamentală care apare la funcționarea în paralel a mai multor transformatoare este aceea a repartizării sarcinii totale între diferite transformatoare, proporțional cu puterile lor nominale.

În cazul conectării în paralel a transformatoarelor, identice ca putere și construcție repartiția uniformă a sarcinii pe transformatoare se realizează de la sine. În cazul general însă se conectează în paralel transformatoare care au puteri nominale

diferite și sunt de construcții diferite.

Astfel de transformatoare pentru a funcționa în paralel, trebuie să îndeplinească următoarele condiții:

tensiunile nominale primare și secundare ale transformatoarelor să fie egale, ceea ce atrage egalitatea rapoartelor de transformare;

să aparțină aceleiași grupe de conexiuni și să se conecteze în paralel prin bornele de același nume;

să aibă aceleași tensiuni relative de scurtcircuit (nominale), pentru ca sarcinile să se repartizeze proporțional cu puterile nominale ale transformatoarelor;

raportul puterilor nominale ale transformatoarelor care se conectează în paralel să fie cel mult 3:1. Această condiție este impusă de considerente de exploatare rațională, în limite admisibile a abaterilor dintre componentele active și respectiv reactive ale tensiunilor relative de scurtcircuit.

Dacă primele două din aceste condiții sunt îndeplinite atunci tensiunile secundare ale fazelor corespunzătoare ale transformatoarelor cuplate în paralel la mersul în gol când înfășurările secundare sunt închise pe bare, vor fi egale ca mărime și fază. Din această cauză între înfășurările secundare și barele la care sunt legate, nu apare nici un fel de curent în absența sarcinii în conturul format din înfășurările secundare ale transformatoarelor cuplate în paralel, și prin transformare, de asemeni în înfășurările primare.

Dacă acești curenți de egalizare nu sunt prea mari ca valoare ca să conducă la avarii, se adună cu curenți de sarcină producând supraîncărcarea unuia dintre transformatoare și descărcarea celuilalt.

Diferențe mici între rapoartele de transformare ale transformatoarelor pot duce la apariția unor curenți de circulație importanți. De exemplu, pentru două transformatoare de aceiași putere cu aceiași grupă de conexiuni, având tensiunile de scurtcircuit egale cu 5,5%, dar având rapoarte de transformare diferind cu 1%, rezultă un curent de circulație de aproximativ 10% din curentul nominal.

Ic= [A] (12)

Din această cauză STAS 1703-67 prevede ca raportul de transformare să nu difere fată de valoarea nominală cu mai mult de + – 0,5%.

Dacă se conectează în paralel transformatoarele având grupe de conexiuni diferite, curentul de circulație ia valori mari, de ordinul de mărime al curentului de scurtcircuit la tensiunea nominală, chiar la diferență de un indice de grupă.

Spre exemplu în cazul a două transformatoare de puteri egale, având același raport de transformare și tensiuni de scurtcircuit egale cu 5% din tensiunea nominală, dar grupe de conexiuni diferite și anume 0 (12) și (11), curentul de circulație este de aproximativ cinci ori curentul nominal.

Tensiunea electromotoare care întreține acest curent în conturul înfășurărilor secundare cuplate în paralel (și prin transformatoare și în înfășurările primare) este diferența dintre tensiunile electromotoare secundare E2 , decalate cu 30o, a fazelor corespunzătoare a acestor transformatoare.

Condiția aceleiași grupe de conexiuni pentru cuplarea în paralel a transformatoarelor este obligatorie.

De remarcat că la anumite scheme de conexiuni grupa se poate modifica, la unele prin permutarea circulară a marcării bornelor, iar la altele prin inversări corespunzătoare de faze la înfășurarea primară și secundară, transformatoarele cu asemenea scheme de conexiuni, având grupe diferite, se pot cupla în paralel prin conectarea exterioară corespunzătoare a bornelor acestora.

CAPITOLUL III

DESCRIEREA CIRCUITELOR PRIMARE DIN STAȚIA URECHEȘTI

Amplasarea stației 400/220/110 kV Urechești

Stația 400/220/110 kV Urechești este situată la 2 km de drumul național Tg-Jiu Craiova, în dreapta șoselei de legătură a localității Drăguțești-Urechești și la 15 km de CTE Rovinari, stație ce asigură primirea și debitarea în sistemul energetic național a energiei electrice produsă de CTE Rovinari și totodată asigură cu energie electrică serviciile interne ale CTE Rovinari.

Stația 400/220/110 kV Urechești este de tip exterior având trei nivele de tensiune, legătura între ele efectuându-se prin intermediul a două autotransformatoare, unul de 400 MVA ce face legătura între nivelele de tensiune de 400-220 kV și unul de 200 MVA ce face legătura între nivelele de tensiune de 220-110 kV.

Descrierea celulelor ce alcătuiesc stația de 400 kV Urechești

Stația de 400 kV este prevăzută cu două sisteme de bară și o bară de transfer (sistemul de bară II fiind secționat) la care se racordează următoarele celule:

LEA 400 kV Porțile de Fier;

LEA 400 kV G3+4 CTE Rovinari;

Cupla longo-transversală;

LEA 400 kV G5+6 CTE Rovinari;

LEA 400 kV Domnești;

Cupla de transfer;

LEA 400 kV Tînțăreni;

AT 400 MVA, 400/220 kV;

Măsură I-400 kV;

Măsură IIA-400 kV;

Măsură IIB-400 kV;

Bobina de compensare 100 MVAR.

Descrierea stației de 400 kV Urechești

Stația 400 kV este de tip exterior, semiînalt, având echipamentele montate pe fundații din beton armat centrifugat și suporturi din beton armat centrifugat cu înălțimea de 2,5 m, pentru a se evita îngrădirile de protecție ale echipamentelor respective.

Sistemul de bară I și de bară de transfer sunt dispuse în formă de U, încadrând sistemul de bară II, care este secționat în 2A și 2B.

Dispunerea celulelor în stație s-a realizat pe două rânduri. Barele colectoare sistem I și II, barele de transfer precum și racordurile celulelor la barele respective s-au realizat din conductor oțel-aluminiu, câte două pe fază, cu secțiunea: Btf 2450 mm.

Celulele 400 kV Porțile de Fier, Domnești, Țînțăreni sunt echipate astfel:

trei descărcători tip XAL-390 (KFp-361) 400 kV, 1000 A, 2000 uS;

trei reductori de tensiune capacitivi pentru prezența tensiunii pe linie cu următoarele caracteristici: TECU-420, kV cls.0,5/1/3;

două bobine de telefonie de înaltă frecvență având următoarele caracteristici: In-2000 A, Iscc.-30 kA, L=1,16 m, H-1117 kHz;

trei separatoare monopolare de exterior cu două cuțite de punere la pământ SMEm-3, 400 kV, 1600 A acționate cu trei dispozitive ASE-1;

trei separatoare monopolare de exterior fără cuțit de punere la pământ tip SMEm, 400 kV, 1600 A acționate cu dispozitive ASE-1;

trei transformatoare de curent CESUK-420 kV, 4400/1/1/1, cls. 0,5/1/D/P30/30/60/30 VA, N<5/>30/>30/>30;

un întrerupător tip IO 400 kV, 1600 A, 20000 MVA acționat cu dispozitiv oleopneumatic tip

MOP-1 pe fiecare fază;

trei separatoare monopolare de exterior cu un cuțit de punere la pământ SMEPm-2, 400 kV, 1600 A, acționate cu două dispozitive ASE-1;

trei separatoare monopolare de exterior fără cuțit de punere la pământ SMEm, 400 kV, 1600 A, acționat cu dispozitiv tip ASE-1.

Celulele LEA 400 kV G3+4, G5+6 CTE Rovinari sunt echipate identic, ca cele prezentate mai sus.

Celula 400 kV Cuplă Longotransversală conține următorul aparataj:

trei separatoare monopolare de exterior cu un cuțit de punere la pământ SMEPm, 2400 kV, 1600 A acționate cu două dispozitive ASE-1;

trei separatoare monopolare de exterior cu două CLP tip SMEPm, 3400 kV, 1600A, acționate cu trei dispozitive ASE-1;

un întrerupător tip IO-400 kV, 1600 A, 20000 MVA, acționat cu dispozitiv oleopneumatic tip Mop-1 (câte unul pe fază);

trei reductori de curent tip CESUK-400 kV, 4400 kV/1/1/1 cls. 0,1/1/1;

trei separatoare monopolare de exterior cu un CLP tip SMEPm, 3400 kV, 1600 A, acționate cu dispozitive ASE-1.

Celula 400 kV Cuplă de Transfer, celula 400 kV AT 400 MVA, celula 400 kV bobină de compensare sunt asemănătoare, cu foarte puține deosebiri.

Celulele de 400 kV Măsură bară I, Măsură bară II, sunt echipate identic, astfel:

trei separatoare monopolare de tip exterior fără CLP, cu caracteristicile 3400 kV, 1600 A, acționate cu dispozitive tip ASE-1;

trei reductori de tensiune capacitivi cu caracteristicile TECU-420 kV, cls. 0,5/1.

Descrierea celulelor ce alcătuiesc stația de 220 kV Urechești

Stația 220 kV este prevăzută cu dublu sistem de bare și o bară de transfer la care se racordează următoarele celule:

AT 400 MVA, 400/220 kV;

Cupla de transfer;

LEA 220 kV Sărdănești;

LEA 220 kV Tg-Jiu Nord;

Cupla transversala;

LEA 220 kV CTE 1 Rovinari;

AT 200 MV, 220/110 kV;

LEA 220 kV CTE 2 Rovinari.

Stația 220 kV este de tipul exterior, semiînalt cu echipamentele pe suporturi din beton armat centrifugat, la înălțimea de 8 m de la nivelul platformei stației la baza izolatorilor ceea ce nu necesită îngrădiri de protecție.

Legăturile dintre bara I și separatoarele aferente sunt făcute cu țeavă de aluminiu 80 ce se sprijină pe izolatorii separatoarelor de la bara II și pe izolatorii suport special montați. Celelalte sunt executate din conductor de AL 450 mm2.

Sistemele de bare I și II sunt realizate din conductor OL AL 2670 mm2, iar bara de transfer din conductor OL,AL 2450 mm2.

Celula 220 kV AT 400 MVA este echipată astfel:

trei descărcători VA-198-220 kV;

trei transformatoare de curent tip CESUK având raportul de transformare 1000/1/1/1/1 și clasa de precizie 0,5/1;

trei transformatoare de tensiune tip TECU având raportul de transformare kV și clasa de precizie 0,5/1;

trei separatoare de borne AT 400 MVA tip SMEP1, 1600 A, acționate cu dispozitiv tip ASE1;

un întrerupător tip IO-1600 A, 12000 MVA acționat cu dispozitiv tip MOP-1;

trei separatoare bară I tip SMEP-1600 A, acționate cu dispozitiv tip ASE-1;

trei separatoare bară II tip SME-1600 A, acționate cu dispozitiv tip ASE-1;

trei separatoare bară de transfer tip SME-1600 A, acționate cu dispozitiv tip ASE-1.

Celula 220 kV Cuplă de Transfer este echipată astfel:

trei transformatoare de curent tip CESU, având raportul de transformare 1200/1/1/1/1 și clasa de precizie 1,5/1/D/D;

trei separatoare bară de transfer tip SME-1600 A, acționate cu dispozitive tip ASE-1;

un întrerupător tip IO-1600 A, 12000 MVA, acționat cu dispozitiv MOP-1;

trei separatoare bară I tip SME-1600 A, acționate cu dispozitiv tip ASE-1;

trei separatoare bară II tip SMEP-1, acționate cu dispozitiv ASE-1.

Celula 220 kV Sărdănești este echipată astfel:

trei descărcători 220 kV tip XAD-199;

trei transformatoare de curent tip CESU, având raportul de transformare 1200/1/1/1/1 și clasa de precizie 0,5/1/D/D;

trei transformatoare de tensiune tip TECU, având raportul de transformare 220/0,1/0,1 kV și clasa de precizie 0,5/1;

trei separatoare bară de transfer tip SMAP-1, 1600 A, acționate cu dispozitiv ASE-1

trei separatoare de linie tip SMEP-2, acționate cu dispozitiv tip ASE-1;

un întrerupător tip IO-1600A,1200 MVA acționat cu dispozitiv tip MOP-1;

trei separatoare bară I tip SME-1600 A, acționate cu dispozitiv tip ASE-1;

trei separatoare bară II tip SMEP-1, 1600 A, acționate cu dispozitiv tip ASE-1.

Celula 220 kV Tg-Jiu Nord este echipată asemănător cu celula 220 kV Sărdănești prezentată mai sus.

Celula 220 kV AT-200 MVA este echipată astfel:

trei descărcători 220 kV tip SB-198;

trei transformatoare de curent tip CESUK, având raportul de transformare 600/1/1/1/1 și clasa de precizie 0,5/1/D/D;

trei transformatoare de tensiune tip TECU, având raportul de transformare kV și clasa de precizie 0,5/1;

trei separatoare borne AT-200 MVA tip SMEP-2, 1600 A, acționate cu dispozitive tip ASE-1;

trei separatoare bară de transfer tip SME 1600 A, acționate cu dispozitive tip ASE-1;

un întrerupător tip IO-1600 A, 12000 MVA, acționat cu dispozitive tip MOP-1;

trei separatoare bară I tip SME-1600 A, acționate cu dispozitive tip ASE-1;

trei separatoare bară II tip SMEP-2, 1600 A, acționate cu dispozitive tip ASE-1.

Celulele 220 kV CTE 1 Rovinari și CTE 2 Rovinari sunt echipate identic, astfel:

trei descărcători 220 kV tip XAD-199;

trei transformatoare de curent tip CESU, având raportul de transformare 600/1/1/1/1 și clasa de precizie 0,5/1/D/D;

trei transformatoare de tensiune tip TECU, având raportul de transformare kV și clasa de precizie 0,5/1;

trei separatoare bară de transfer tip SMEP-1, 1600 A, acționate cu dispozitive tip ASE-1;

trei separatoare linie tip SMEP-2, 1600 A, acționate cu dispozitive tip ASE-1;

un întrerupător tip IO-1600 A, 12000 MVA, acționat cu dispozitive tip MOP-1;

trei separatoare bară I tip SME-1600 A, acționate cu dispozitive tip ASE-1;

trei separatoare bară II tip SMEP-1, 1600 A, acționate cu dispozitive tip ASE-1.

Descrierea celulelor ce alcătuiesc stația de 110 kV Urechești

Stația 110 kV este prevăzută cu un sistem de bară simplu secționat la care se racordează următoarele celule:

AT 200 MVA, 220/110 kV;

LEA 110 kV Rogojelu;

LEA 110 kV T103 CTE Rovinari-Rogojelu;

LEA 110 kV T104 CTE Rovinari;

LEA 110 kV Tg-Jiu Sud;

Descărcători.

Stația 110 kV este de tip semiînalt, cu echipamentul montat pe suporți din beton armat centrifugat, la înălțimea de 2,3 m de la nivelul platformei stației la bara izolatorilor, cea ce face să nu fie necesare îngrădiri de protecție.

Amplasamentul stației fiind într-o zonă de gradul III de poluare s-a prevăzut echipament de linie de fugă minimă de 1,2 cm/kV, iar pentru izolația barelor colectoare s-a asigurat o linie de fugă minimă de 3 cm/kV.

Celulele 110 kV T-104 CTE Rovinari, T-103 Rovinari-Rogojelu; Tg-Jiu Sud, Rogojelu sunt echipate identic, astfel:

un separator tripolar de bară tip STEP-1600 A, acționat cu dispozitiv tip ASE-1;

un întrerupător tip IO-1600 A, 6000 MVA acționat cu dispozitiv tip MOP-1;

trei transformatoare de curent tip CESU, având raportul de transformare 600/5/5/5 și clasa de precizie 0,5/10P/10P;

un separator tripolar de linie tip STEP-1600 A, acționat cu dispozitiv tip ASE-1;

trei transformatoare de tensiune tip TECU, având raportul de transformare kV și clasa de precizie 0,5/1.

Celula 110 kV AT 200 MVA este echipată astfel:

un separator tripolar de bară tip STEP-1600 A, acționat cu dispozitiv tip ASE-1;

trei descărcătoare 110 kV tip EXLIM kA;

un întrerupător tip IO-1600 A, 6000 MVA, acționat cu dispozitiv tip MOP-1;

trei transformatoare de curent tip CESU, având raportul de transformare 1250/5/5/5/ și clasa de precizie 0,5/10P/10P;

trei transformatoare de tensiune având raportul de transformare kV și clasa de precizie 0,5/1.

Celula 110 kV Cupla Longitudinală este echipată astfel:

un separator tripolar tip STEP-1600 A, secția I bare colectoare, acționat cu dispozitiv tip ASE-1;

un separator tripolar tip STE-1600 A, secția II bare colectoare, acționat cu dispozitiv tip ASE-1.

Celula 110 kV descărcători este echipată astfel:

un separator tripolar tip STEP-1600 A, acționat cu dispozitiv tip ASE-1;

trei descărcători 110 kV tip XAD-108.

Descrierea stației de 20 kV

Stația de 20 kV este prevăzută cu un sistem simplu de bară la care se racordează următoarele celule:

LEA 20 kV IUM Tg-Jiu;

LEA 20 kV Tg-Jiu Sud;

TSI 1-630 KVA 20/0,4 kV;

TSI 2-1000 KVA 20/0,4 kV.

Servicii interne

3.3.1. Servicii interne curent alternativ

Consumatorii de curent alternativ se alimentează din două linii de 20 kV respectiv

LEA 20 kV IUM și LEA 20 kV Tg-Jiu Sud prin intermediul a doi transformatori, unul de 1000 KVA și unul de 630 KVA, 20/0,4 kV.

Celulele 20 kV IUM Tg-Jiu și Tg-Jiu Sud sunt echipate identic, astfel:

un separator tip STI-1250 A și 35 kV, acționat cu dispozitiv tip AMI;

trei transformatoare de curent tip CESU, având raportul de transformare 200/5 A și 35 kV;

un întrerupător tip IUM-1250 A și 35 kV,1000 MVA, acționat cu dispozitiv tip DPI;

trei transformatoare de tensiune tip TIRMO, având raportul de transformare și clasa de precizie 0,5/1/3P.

Celulele 20 kV TSI 1 și TSI 2 sunt echipate identic, astfel:

un separator de bară tip STI-1250 A, acționat cu dispozitiv tip AMI;

două transformatoare de curent (fazele R și T): tip CESU, având raportul de transformare 30/5/5A pentru TSI 1 și CIRS 20 kV, 30/5/5A pentru TSI 2;

un întrerupător tip IUP-1250 A, 1000 MVA, acționat cu dispozitiv tip DPI.

Pentru creșterea siguranței în funcționare a serviciilor interne de curent alternativ a fost montat ca rezervă un grup DIESEL-SKODA-6 S 160 PN, având următoarele caracteristici.

rotația nominală 1000 rot/min;

puterea motorului 250 C;

generator electric tip A+14 a 6-097T; 551924;

puterea generatorului electric 160 kW;

tensiunea 400 V;

frecvența 50 Hz.

3.3.2. Servicii interne de curent continuu

Pentru consumatorii de curent continuu s-a prevăzut o baterie tip IS-10, 220 Vc.c. cu 109 elemente. Bateria funcționează în tampon. Pentru încărcarea bateriei s-au prevăzut două redresoare ce pot funcționa în paralel.

Redresorii au următoarele caracteristici:

tip KTM 91 220/50;

3380 V = 151 VA f=50 Hz;

242 V = 50 A;

220 V.

Protecția împotriva trăsnetelor

Protecția împotriva loviturilor directe de trăsnet este realizată cu ajutorul paratrăsnetelor de tip Franklin, montate pe rigletele de beton ale stației și sunt realizate din țeavă sudată având trei tronsoane ce totalizează o lungime de 8 m.

La baza stâlpului la care este montat paratrăsnetul sunt îngropați trei electrozi din țeavă de oțel galvanizată cu diametrul de 2/2 și lungimea de 3 m.

Paratrăsnetul este legat la acești electrozi, iar aceștia la rândul lor sunt legați la priza stației prin sudură.

Împotriva supratensiunilor de natură atmosferică se poate veni pe liniile electrice aeriene, unde sunt montați descărcători pe intrările fiecărei linii de 400 kV, 220 kV și pe bornele AT 400 MVA și AT 200 MVA, iar la 110 kV pe secția de bare

colectoare.

Stația 400/220/110 kV conține două autotransformatoare, unul de 400 MVA și unul de 200 MVA, ce prezintă următoarele caracteristici prezentate mai jos, respectiv stația de 400 kV mai conține și o bobină de compensare ce compensează pierderile pe linii mai ales pe linia 400 kV Domnești fiind cea mai lungă.

Prezentarea AT 400 MVA 400/220 kV și AT 200 MVA 220/110 kV

AT 400 MVA, 400/220 kV-unitate principală

Tipul: ATU-FS;

Grupa de conexiuni: Z0D-5;

Putere maximă: 400 MVA;

Tensiunea nominală: ÎT-400000 V, terțiar-22000 V, JT-231000 V;

Curentul nonminal: 578 A, 4200 A, 1000 A;

Curentul sc.: 4,5kA, 25,2 kA, 10,9 kA;

Timpul sc.: 5’’ , 5’’ , 5’’ ;

Greutate ulei: 60 t;

Greutate transport: 206,5 t;

Greutate totală: 295 t;

Pierderi în înfășurări: ÎT-850 kW, terțiar-550 kW, JT-580 kW;

Pierderi la mers în gol: 160 kW+15%;

Tensiunea de sc.: 11,5%- 10% 20%, 12,5;

AT 400 MVA, 400/220 kV-unitate de reglaj

Tipul: (A+T) TUR-FS;

Grupa de conexiuni: DY-7 la TTUR și 0 deschis la ATTUR;

Tensiunea nominală: +1234650;

Curent nominal: ÎT- 1000 A, JT-17,2 kA;

Timp sc.: ÎT-5’’ JT-5’’;

Tensiunea sc.: 1,2% +15%;

Greutate ulei: 38 t;

Greutate decuvat: 98 t;

Greutate transport: 111 t;

Greutate totală: 121 t;

Pierderi în înfășurări plot: 1-140 kW, plot 7-200 kW, plot 13-170 kW, plot 19-215 kW

Pierderi la mers în gol: 130+15% kW.

AT 200 MVA, 220/110 kV

Tipul: ATU-FS;

Grupa de conexiuni: Y0-D5;

Tensiunea nominală: ÎT-231000 V, terțiar-10500 V, JT-121000 V;

Curentul nominal: 500 A, 3299 A, 954,5 A;

Curentul sc.: 6,5 kA, 52,7 kA, 16,9 kA;

Timpul de sc.: 5’’;

Greutate ulei: 55,9 t;

Greutate decuvat: 115,7 t;

Greutate transport: 137 t;

Greutate totală gol: 143 t;

Pierderi înfășurări: 485 kW, 170 kW, 160 kW;

Pierderi în fier: 105 kW.

CAPITOLUL IV

CALCULUL, RESPECTIV DIMENSIONAREA STAȚIEI DE DISTRIBUȚIE "C"

4.1. Noțiuni generale

Se consideră stația de transformare 400/220/110 kV Urechești ca fiind o stație de distribuție notată în schemele de mai jos simbolic cu " C " iar nivelul de tensiune se coboară la un nivel mai mic deoarece nivelul de tensiune din stația Urechești este prea mare iar calculele sunt foarte dificile și complexe.

Dacă considerăm grupurile din Rovinari asemănătoare cu o linie lungă de 30 km, iar stația C ca fiind o stație cu un nivel de tensiune de 110/20 kV, 3 20 MVA, formată din conductoare de OL-AL-185 mm2 cu fazele așezate în linie, distanța medie dintre faze de 4m (perditanța liniei se neglijează).

Parametrii transformatoarelor coborâtoare:

Sn = 20 MVA;

u% = 9 %;

PCu = 120 kW;

PFe = 30 kW;

i% = 2%;

raportul de transformare: k = ;

puterea maximă absorbită de consumator este S = 35-j25 MVA.

Calculul pierderilor de putere în linie și transformatoare

A B C

UA = 115 kV UC = 35kV

l = 30 km; 3 OL-AL 185 mm2 SC = 35-j25 MVA

Fig. 8 320 MVA

USC = 9%

i % = 2%

PFe = 30 kW

PCu = 120 kW

Schema de calcul este dată în figura de mai jos:

A 1 RL XL 2 B 3 RT XT C

GT BT

Fig. 9

Calculând elementele rețelei rezultă:

RL = 4,7 [] unde: (13)

RL = rezistența activă a liniei;

= rezistivitatea conductorului în [mm2/m];

l = lungimea conductorului în [m];

S = secțiunea conductorului [mm2];

– depinde de temperatură astfel:

(14)

unde:

= 0,0039 pentru Aluminiu

= 0,0042 pentru Cupru

= 0,0062 pentru Oțel

XL = = 12,29 []; unde: (15)

XL = reactanța inductivă a liniei, ea depinde de inductanța proprie L a circuitului unei faze, de inductanța mutuală M dintre faze, de raza geometrică a conductorului r0, de distanța dintre conductoare d.

XL = XP – Xm unde: (16)

Xp = L – reactanța inductivă proprie

Xm = M – reactanța inductivă mutuală

BL = = 83,7 10-6 [S] unde: (17)

BL = susceptanța capacitivă, reprezintă inversul reactanței capacitive a liniei

RT = 1,983 [] unde: (18)

RT = rezistența echivalentă a transformatorului, se determină făcând aproximația că toată puterea activă absorbită la încercarea în scurtcircuit a transformatorului este consumată în rezistențele înfășurărilor, în timp ce puterea activă consumată în conductanța laterală este neglijabilă.

XT = = 29,75 [] unde: (19)

XT = reactanța inductivă echivalentă a transformatorului, se obține folosind căderea de tensiune în transformator la încercarea în scurtcircuit (bornele secundare sunt scurtcircuitate) cu curentul nominal.

GT = 4,53 10-6 [S] unde: (20)

GT = conductanța echivalentă, se determină făcând aproximația că la funcționarea în

gol a transformatorului, toată puterea activă absorbită de transformator este consumată în fierul acestuia, în timp ce puterea consumată în rezistențe este neglijabilă, deoarece curentul de mers în gol este foarte mic.

BT = [S] unde: (21)

BT = susceptanța inductivă echivalentă, se determină din relația care exprimă curentul absorbit de transformator la funcționarea în gol, atunci când tensiunea aplicată este egală cu tensiunea nominală.

Pierderile de putere în linie și transformatoare

PT = = 0,213 [MW] (22)

QT = = 3,105 [MVAr] (23)

unde: Q = = 0,4 [MVAr] (24)

Puterile active și reactive la ieșirea din linie vor fi:

PB = Pc +PT = 35 +0,213 = 35,213 [MW] (25)

QB = Qc + QT = j25 +j3,105 = j28,105 [MVAr] (26)

Puterea ce circulă prin impedanța liniei este:

SL = SB +jQB2 = 35,213 – j28,105 + j0,55 = 35,213 – j27,555[MVA] unde: (27)

JQB2 = jU2 j0,55 [MVAr] este aportul capacitiv al liniei la capătul 2. (28)

Pierderile în linie (în impedanța ZL):

SL = PL – jQL = = 0,721 – j1,857 [MVA] (29)

Puterea absorbită de sistem va fi:

SA = SL + SL +jQBL = 35,213 – j27,555 + 0,721 – j1,857 +j0,55 = 35,934 – j28,862 [MVA] (30)

Pierderile totale de putere în linie și în transformatoare:

S = SA -Sc = 35,934 -j28,862 -(35-j25) = 0,934 – 3,862 [MVA] (31)

Pierderile de tensiune, considerând tensiunea în punctul A cunoscută: 115kV

UAB = [kV] (32)

UB = UA – UAB = 115 – 4,38 = 110,62 [kV] (33)

Pierderea de tensiune în transformatoare:

UBC = 7,35 [kV] (34)

Tensiunea în punctul C, raportată la primarul transformatorului va fi:

U'c = UB – UT = 110,62 – 7,35 = 103,27 [kV] (35)

Alegerea treptei de reglaj

Transformatoarele pot da tensiunile următoare în funcție de ploturile pe care sunt conectate.

Tabelul nr.1

Știind tensiunea necesară din secundar, raportată la primar U'c = 103,27 kV se impune un raport de transformare:

K = (36)

Cel mai apropiat raport de transformare pe care îl poate oferi transformatorul ales este K = 3,121 – deci pe plotul 115 – 22,5%.

Eroarea de reglaj va fi:

(37)

Calculul repartițiilor de puteri pe linii și tensiunea pe barele de distribuție de 35 kV ale stației C

În continuare se va calcula repartițiile de puteri pe linii și tensiunea pe barele de distribuție de 35 kV a stației C a sistemului electric a cărui schemă este prezentată în

figura de mai jos:

230 MVA 10/115 kV A B 115/10 kV 260 MVA

50 Km

Cu-120 mm2

Si Si

b

30 Km

Cu-120 mm2

Sb = 5-j4 MVA

40 Km

Cu-120 mm2

Stația de distrebuție

C

320 MVA

115/35 kV

Sc = 35-j25 MVA

Fig.10

Caracteristicile centralelor și stațiilor din schemă sunt:

Centrala A:

Sg = 230 MVA (în funcțiune), cos = 0,80;

Putere serviciilor interne SI = 8% Sg;

Transformatoarele ridicătoare: U = 115/0,5 kV; STA = 260 MVA;

PCu = 200 kW; PFe = 50 kW; usc% = 10 %; i% = 2 %.

Centrala B:

Puterea instalată: Sg = 260 MVA;

Puterea serviciilor interne: 10% Sg;

Centrala urmărește frecvența sistemului, livrând puterea necesară consumatorilor și menținând pe barele stației B o tensiune de 118 kV.

Transformatoarele ridicătoare: ST = 2 80 MVA; U = 115/10,5 kV;

usc% = 10,5 %; i% = 2%; PCu = 220 kW; PFe = 60 kW.

Centrala Bb:

Puterea consumată: Sb = 15 – j10 MVA;

Transformatorul coborâtor: STb = 210 MVA; 115/6 kV; PCu = 50 kW;

PFe = 15 kW; usc% = 8,5 %; i0% = 1,5 %.

Stația C:

STC = 320 MVA; 115/35kV; usc% = 10 %; i0% = 2 %; PCu = 80 kW;

PFe =30 kW.

Linia LAB:

U = 115 kV; l = 50 km; s = Cu-120 mm2; dm = 4m.

Linia LAC:

U = 115 kV; l = 230 km; s = 2Cu-120 mm2; linie cu dublu circuit, distanța dintre fazele alăturate d = 4 m (dispoziția în linie a tuturor fazelor).

Linia LBC:

U = 115 kV; l = 40 km; s = Cu-120 mm2; dm = 4 m.

Obs. Calculul parametrilor liniilor electrice și transformatoarelor se face fără a se ține cont de pierderile corona.

RLAB = 7 [] (38)

XLAB = l[] (39)

RLAC = [] (40)

XLAC = 6,74 [] (41)

RLBC = [] (42)

XLBC = l[] (43)

Analog se calculează și parametrii transformatoarelor existente mai sus, iar rezultatele obținute se vor trece în tabelul de mai jos.

Tabelul nr.2

Tabelul nr.3

Determinarea puterilor absorbite din sistem de stațiile B și C, raportate la tensiunea de 115 kV

Stația C:

SC = Sc + STc +j0,712 + j0,915 = 35,217 – j27,758 [MVA] (43)

[MVA]

Stația B:

Puterea absorbită de stația b:

S'b = Sb + Sb + j0,712 + j0,889 = 15,113 – j10,104 [MVA] (44)

(45)

[MVA] (46)

Stația A:

Centrala electrică A furnizează în sistem în mod permanent puterea în funcțiune, minus puterea funcțiune, minus puterea consumată la serviciile interne, minus pierderile în transformatoarele ridicătoare. Se va considera ca o putere consumată cu semnul minus.

SA = Sg – SSi – STa + j0,889 + j0,915 = -43,98 + j45,484 [MVA] (47)

SSi = [MVA] (48)

Sg = 48-j36 [MVA] (49)

(50)

[MVA]

Restul puterii necesare în sistem se acoperă din electrocentrala B. Circulația puterilor în bucla B, A, C se calculează ca linie alimentată în circuit închis din stația B (figura de mai jos):

B lBC C lCA/2 A lAB B

SBC1 SBC SC SAC SAC1 SA SAB1 SAB2

Fig. 11

SBC = PBC -jQBC = 0,858 + j4,475 [MVA] (51)

PBC = [MW] (52)

QBC = j4,475 [MVAr] (53)

SAC = SC – SBC = 35,217 – j27,758-0,858 – j4,475 (54)

SAC = 34,359 – j32,233 [MVA] (55)

Pierderea de putere pe circuitul lCA:

SAC1 = SAC + SAC = 34,715 – j33,364 [MVA] (56)

SAC = (57)

SAC = 0,356 -j1,131 [MVA] (58)

Puterea ce pleacă din sursa A spre B:

SAB1 = SA – SAC1 = 43,98 – j45,484 – 34,715 + j33,364 (59)

SAB1 = 9,265 – j12,12 [MVA] (60)

Pierderea de putere pe linie:

[MVA] (61)

SAB2 = SAB1 – SAB = 9,141 – j11,745 [MVA] (62)

În stația B – balanța de putere dă:

SAB2 + SB = Sb' (63)

Rezultă aportul centralei B:

SB = Sb' – SAB2 =15,113 – j10,104 – 9,141 + j11,745 = 5,972 + j1,641[MVA] (64)

Pierderile de putere în transformatoarele centralei B:

SGB = SB + STB + SSi = 6,688 – j0,869 [MVA] (65)

SSi = 10% (SB +STB) = 0,608 – j0,079 [MVA] (66)

Din calculele de mai sus se observă că generatoarele centralei B funcționează practic numai pentru alimentarea propriilor servicii interne.

Tensiunea pe barele de distribuție a stației C, cunoscând tensiunea pe barele stației B (de alimentare) UB = 118 Kv:

Pierderea de tensiune pe linia LBC:

0,680 [kV] (67)

SAC1 = SBC +SBC =0,867 +j4,448 [MVA] (68)

SBC = 0,009-j0,027 [MVA] (69)

UC1 = UB -UBC = 118 – 0,680 = 117,32 [kV] (70)

Pierderea de tensiune în transformatoarele stației C:

UTC = [kV] (71)

Tensiunea pe barele de distribuție a stației C:

UC2 = (UC1 – UTC) [kV] (72)

Abaterea față de tensiunea nominală de 35 kV:

% (74)

Calculul curenților de scurtcircuit în trei puncte arbitrare alese

Pentru a efectua acest calcul, adică calculul curenților de scurtcircuit în mărimi relative trebuie alese mărimile de bază în funcție de care se calculează celelalte mărimi relative.

Punctele arbitrar alese se vor indica pe schema de mai jos:

KB

A

KA

C

KC

B

Fig. 12

Pentru transformatoare:

ZTC = X*TC = [] (75)

ZTA = X*TA = [] (76)

ZTB = X*TB = [] (77)

Pentru punctul KA:

KA

Fig.13

X* = Ze= ZTC +ZTA = 0,5 + 0,33 =0,83 [] (78)

XKA = [] (79)

IpkA = [A] (80)

Valoarea curentului aperiodic se poate determina utilizând componenta periodică în relația:

IakA = unde: t = 0,01 [s] și Ta = 0,05[s] (81)

IakA = [A] (82)

La apariția curentului de scurtcircuit apare un curent de șoc sau un curent de valoare maximă, de valoare instantanee:

Ișoc = 1,5 [A] (83)

Pentru punctul KB:

KB

Fig. 14

X* = Ze= ZTC +ZTC = 0,5 + 0,175 =0,675 [] (84)

XKB = [] (85)

IpkB = [A] (86)

Valoarea curentului aperiodic se poate determina utilizând componenta

periodică în relația:

IakB = unde: t = 0,01 [s] și Ta = 0,05[s] (87)

IakB = [A] (88)

La apariția curentului de scurtcircuit apare un curent de șoc sau un curent de valoare maximă, de valoare instantanee:

Ișoc = 1,5 [A] (89)

Pentru KC:

KC

Fig. 15

X* = Ze= ZTC = 0,5 [] (90)

XKC = [] (91)

IpkC = [A] (92)

Valoarea curentului aperiodic se poate determina utilizând componenta

periodică în relația:

IakC = unde: t = 0,01 [s] și Ta = 0,05[s] (93)

IakC = [A] (94)

La apariția curentului de scurtcircuit apare un curent de șoc sau un curent de valoare maximă, de valoare instantanee:

Ișoc = 1,5 [A] (95)

CAPITOLUL V

CALCULUL ÎNCĂLZIRII TERMICE A BARELOR DE 115 KV LA APARIȚIA REGIMULUI DE SCURTCIRCUIT

Noțiuni generale

Trecerea curenților de scurtcircuit prin elementele unui circuit electric produce efecte nedorite ajungându-se până la distrugerea lor. Pentru bare și conductoare se poate ajunge la topirea lor, iar la elemente învecinate, izolatori, distrugerea.

Încălzirea barelor poate duce la oxidări ale suprafețelor de contact și prin acestea la creșterea rezistenței de contact, deci o creștere a căderilor de tensiune între suprafețele ce conduc la încălziri locale pierderi de energie și în final distrugerea elementelor conductoare.

Elementele de izolare la o încălzire pot fi distruse fie datorită forțelor de dilatare, fie datorită transformărilor chimice ce pot avea loc datorită încălzirii.

La trecerea curentului nominal prin elemente apare o încălzire a acestora, încălzire ce determină o anumită temperatură, care pentru curenții nominali și aparate este normală.

În țara noastră s-a adoptat ca temperatură de tu=400C și care este formată din temperatura atmosferică plus temperatura ce rezultă prin trecerea curentului nominal prin element.

u = a + t; (96)

ta = temperatura atmosferică;

t =temperatura rezultată prin trecerea curentului nominal prin element

Aceasta temperatură se stabilește atunci când căldura care se produce la trecerea curentului nominal prin bare este transmisă integral mediului ambiant.

La scurtcircuit, datorită creșterii rapide a curentului se va rupe egalitatea anterioară între căldura ce se produce datorită curentului ce trece prin element și căldura

ce se cedează mediului prin suprafața elementului.

Această creștere rapidă a curentului conduce la o creștere adiabatică a temperaturii care poate topii elementele conductoare.

Conform normelor în vigoare temperatura până la care se poate încălzii bara în funcție de material este pentru Al = 2000C, iar pentru Cu = 3000C. În cazul apariției unui scurtcircuit în urma căruia protecția a acționat eliminându-l sau dacă acest scurtcircuit se stinge, variația temperaturii este cea prezentată în figură:

[0C]

2

1

–––––––––––––––––––––––––––––––- –––––––––––––––––––––––––––––-

t[s]

Fig. 16

k = temperatura în momentul stingerii sau întreruperii scurtcircuitului;

u = temperatura nominală a barelor în funcționare;

a = temperatura atmosferică;

=temperatura datorită trecerii curentului nominal;

t1=timpul cât a durat scurtcircuitul;

1 =curba corespunzătoare stingerii scurtcircuitului;

2 =curba corespunzătoare stingerii scurtcircuitului prin întreruperea curentului;

Pentru a evita distrugerea instalației la apariția unui curent de scurtcircuit se va folosi reducerea foarte mult a timpului cât durează scurtcircuitul pentru a evita încălzirea datorită trecerii curentului de scurtcircuit.

Această metodă este cea universal adoptată, deoarece ea necesită o supradimensionare mult mai redusă, care să acopere doar supraâncălzirea din perioada de timp până la întreruperea curentului prin circuit. Dacă scurtcircuitul nu se stinge de la sine, ci este întrerupt de circuitul de protecție, timpul până la întrerupere va fi:

t=tp+t1=0,045 [s] (98)

t = timpul până la întreruperea curentului prin circuit;

tp = timpul de sesizare de către protecția curentului de scurtcircuit;

tp = 0,025 s;

tI = timpul de acționare al întrerupătorului;

5.2. Determinarea efectului termic pe bara de 115 kV

Pentru determinarea efectului termic pe barele de 115 kV se va pleca de la relația de bilanț termic:

(99)

Pierderile specifice datorate trecerii curentului în unitatea de timp sunt:

(100)

Se va reveni în ecuația de bilanț termic, ținând cont că avem un regim stabilizat:

(101)

Se va considera că bara are temperatura constantă pe toata lungimea, deci:

(102)

Se va reveni la ecuația de bilanț termic, rezultă:

(103)

(104)

Rezolvând ecuația diferențială obținută considerând constante rezultă:

(105)

Considerând încălzirea adiabată va rezulta:

(106)

În funcție de curentul nominal din bare avem diametrul barei, deci se va calcula secțiunea barei:

d=12,34 mm rezultă: [mm] (107)

Bara aleasă este din Cu și poate transporta curentul I=921,7 [A]

Se vor citi din tabele și diagrame termotehnice și termodinamice solide lichide și gaze densitatea, căldura specifică și coeficientul de transmitere a căldurii pe bara de Cu:

2710 [kg]

=236 [w/0c] (108) =902 [j/kg0c]

Se va calcula densitatea de curent la scurtcircuit pentru secțiunea aleasă:

(109)

Se va reveni la ecuația de bilanț termic simplificată pentru a se calcula temperatura barelor după timpul de declanșare a întrerupătorului:

T=0,05 [s]

(110)

Se va avea în vedere variația căldurii specifice a rezistenței și a masei specifice

cu temperatura:

(111)

Va rezulta următoarea formă a ecuației de bilanț:

(112)

se va integra pe perioada până la declanșarea întrerupătorului ,, t ’’:

(113)

se va citi din diagrama 3.24. din ,, Partea electrică a centralelor electrice ’’ pentru Cu, la temperatura :

A(=0,35 104 (114)

Pentru rezolvarea integralei se va folosi metoda curentului echivalent termic:

(115)

se va calcula considerând raportul:

[A] (116)

se va citi m și n din diagramele 3.26 și 3.27 din ,, Partea electrică a centralelor electrice ’’ pentru timpul t=1s :

[A] (117)

se va calcula A( cu relația:

(118)

Din diagrama 3.24 din ,, Partea electrică a centralelor electrice ’’ se va citi temperatura finală:

94 []

BIBLIOGRAFIE

"Documentație stația 400/220/110kV Urechești"

M. Tudose – "Utilajul și tehnologia instalațiilor din centrale și rețele electrice"

Partea electrică a centralelor

Documentație din Centrala Termoelectrică Rovinari

PROIECT DE DIPLOMĂ

AL STUDENTULUI: NECUNOSCUT

Denumirea temei: "Calculul parametrilor unei stații de distribuție 'C' "

Termen de predare: 15.05.2002

Date inițiale: Caracteristicile liniilor și a centralelor racordate la barele stației C

Partea scrisă:

Stabilitatea funcționării sistemului energetic

Prezentare condițiilor de funcționare în paralel a transformatoarelor

Descrierea circuitelor primare

Calculul, respectiv dimensionarea stației de distribuție "C"

Noțiuni generale

Calculul pierderilor de putere în linie și transformatoare

Pierderile de putere în linie și transformatoare

Pierderile de tensiune

Alegerea treptei de reglaj

Calculul repartițiilor de puteri pe linii și tensiunea pe barele de distribuție de 35 kV ale stației C

Determinarea puterilor absorbite din sistem din stațiile B și C raportate la tensiunea de 115 kV

Calculul curenților de scurtcircuit în trei puncte arbitrar alese

Calculul încălzirii termice a barelor de 115 kV la apariția regimului de scurtcircuit

Noțiuni generale

Determinarea efectului termic pe bara de 115 kV

Partea grafică

Schema circuitelor primare din stația 400/220/110 kV Urechești

Schema stației de distribuție "C"

Schema de racord a stației cu Centrala Termoelectrică Rovinari

Bibliografie

Documentație stația 400/220/110 kV Urechești

M. Tudose "Utilajul și tehnologia din centrale și stații electrice"

Partea electrică a centralelor

Documentație din Centrala Termoelectrică Rovinari

Decan, Șef catedră,

Conf. dr. ing. Onisifor Olaru Prof. dr. ing. Valentin Paliță

Coordonator, Absolvent,

Conf. dr. ing. Aurelian Tîrcă Bogdan Rață