Deschiciurarea Lea 220 Kv

Politehnica

Deschiciurarea Lea 220 Kv

Byadmin ianuarie 1, 2024

=== GEANA ===

CAPITOLUL I

NOȚIUNI GENERALE DESPRE PRODUCEREA, TRANSPORTUL ȘI DISTRIBUȚIA ENERGIEI ELECTRICE

Noțiuni despre producerea, transportul și distribuția energiei electrice

Transportul energiei s-a realizat din cele mai vechi timpuri, deoarece așezările aglomerate necesitau bunuri materiale, obținuta în urma unor procese tehnologice în care se consuma o formă de energie pentru ușurarea muncii omului.

Odată cu dezvoltarea unor tehnologii primare și formele de energie utilizate erau primare sub forma unor acumulări hidroenergetice din care, prin conducte, apa sub presiune acționa diferite mașini de lucru utilizate în industria filaturii. Primele sisteme energetice de acest fel au existat în secolul al XVII-lea la Paris, Viena, Londra, ajungând la Londra la o lungime de 112 km.

În secolul al XVIII-lea apare mașina cu abur care se folosește în industrii, ajutând la producerea aburului sub presiune, utilizat în mașini cu piston, necesar acționării unor mașini de lucru. La Paris se extinde o rețea de aer comprimat de 60 km, ce distribuie energie în diferite tehnologii, în special în industria textilă, la care mașinile de lucru erau acționate cu aer comprimat. În această perioadă apare o dezvoltare deosebită a transportului feroviar și maritim, utilizându-se mașini cu abur, captându-se o independență și o mobilitate în transportul energiilor de materii prime.

Era necesar acest transport deoarece locul de exploatare al materiei prime purtătoare de energie (cărbune, lemn, etc.) nu coincidea cu zonele locuite în care existau diferite tehnologii. Mașinile cu abur erau capabile să dezvolte puteri până la 3000 CP, transportate la distanță de ordinul kilometrilor sub formă de abur sau prin intermediul unor cablu de tracțiune. Aceste surse de energii primare funcționau cu randamente scăzute astfel încât începând cu perioada de descoperire a buteliei în anul 1972 și a realizării primei pile de 500 V, 10 A pusă la dispoziția Școlii Superioare din Paris, astfel se realizează obținerea

primei forme a unei alte energii, în afară de cele cunoscute.

În anul 1872, în urma cercetării unor fizicieni în domeniu electric (electrotehniști) se obțin primele dispozitive producătoare de energie electrică. Acestea erau reprezentate ca un dinam electric acționat de o formă de energie (curgere de apă, vânt, energie mecanică primită la ax, convertită în energie electrică cedată).

Dacă primul producător de energie electrică a fost realizat sub forma unui dinam, practica a condus la obținerea unor mașini electrice producătoare de energie, la mașinile de curent continuu, atât ca generatoare cât și ca motoare.

Prima linie electrică cu producere, transport și utilizare realizată în curent continuu a fost cu trei conductoare cu circuit de iluminat și circuit de forță reprezentat în figura nr. 1.

Această instalație de producere, transport și utilizare a energiei electrice în curent continuu pentru iluminat și acționare funcționează la un randament de 25%.

Pierderile în acest sistem fiind date de expresia:

[kW] (1)

Din această expresie se observă micșorarea pierderilor de putere, deci creșterea randamentului.

2220 kV

P1 P1

P2 P2

iluminat

Dezvoltarea structurii sistemului electroenergetic național are ca bază dezvoltarea

instalațiilor de producere, transport, distribuție și consum a energiei electrice.

Prima centrală electrică în țara noastră, destinată a servi mai mulți consumatori, a fost pusă în funcțiune la Timișoara, la finele anului 1884, urmată centrala electrică de la Grozăvești (în București), construită în 1890. În anul 1924 se construiește prima linie trifazată, la tensiunea de 60 kV între Florești și București; în anul 1930 se construiește prima linie de 110 kV între Dobrești și București.

Primele centrale electrice noi cu abur, au avut parametrii reduși de aburi și puteri unitare de 12-20 MW (Ovidiu 36 MW, Doicești 20 MW, Comănești 24 MW).

Paralel cu ele s-au instalat și o serie de grupuri electrogene cu motoare Diesel. Ulterior s-a acordat prioritate instalării unor grupuri mai mari (25 și 50 MW), cu parametrii mai ridicați la nivelul avansat al acelor ani (98 bar, 510oC), ca mai târziu, obiectivele termoenergetice principale au fost formate din marile centrale electrice de condensație, folosind ligniți din Oltenia (Rovinari, Turceni) și sisturi bituminoase din Banat.

Palierul principal de puteri din această perioadă este de 330 MW; puterile unitare ale grupurilor din centralele de termoficare au cuprins și unități de putere de 125-150 MW.

Una din problemele de bază care s-au pus în permanență, s-a referit la criteriile de alegere a celor mai economice soluții de centrale, stații și rețele electrice optimizate

pe economia națională în ansamblu.

1.2. Construcția stațiilor electrice

Alegerea dispozitivelor generale precum și a modului de realizare a stațiilor electrice este determinată atât de schema electrică de conexiuni, cât și de spațiul disponibil pentru amplasarea stației.

În afara acestor două elemente care stau la baza construcției și dispunerii tuturor aparatelor și echipamentelor stației, stațiile electrice trebuie astfel concepute încât să îndeplinească în final următoarele condiții principale:

să prezinte o bună siguranță în funcționare;

să permită întreținerea ușoară a instalației;

să asigure securitatea personalului de exploatare și întreținere;

construcția și exploatarea instalației să fie cât mai economică.

După felul construcției, instalațiile electrice, stațiile electrice pot fi: exterioare, dacă aparatajul și echipamentul este dispus în exterior fiind supus intemperiilor, și interioare, dacă aparatajul și echipamentul este instalat în interiorul unei construcții închise, special amenajate.

Stațiile electrice interioare se folosesc, de regulă, pentru tensiuni până la 20-35 kV inclusiv, dar se pot realiza stații electrice interioare și la tensiuni mai mari de 35 kV.

Condiții principale constructive ce se impun stațiilor electrice

Pentru o bună funcționare a stațiilor electrice de transformare, ca și în cazul stației 220/110/20 kV Tg-Jiu Nord, se cere îndeplinirea anumitor condiții generale constructive, care permit creșterea gradului de siguranță atât în regim normal, cât și în regim de avarie. Dintre acestea se vor indica în cele ce urmează cele mai importante.

Menținerea nivelului de izolație necesar

Izolația stațiilor electrice este asigurată în general, ca mediu de aer; în unele cazuri ca mediu izolant se folosește și hexaflorura de sulf (în stații capsulate). Ea trebuie dimensionată astfel încât să nu fie străpunsă sau conturnată, nu numai sub acțiunea tensiunii de serviciu, dar nici datorită supratensiunilor interne, de exemplu de comutație sau externe (atmosferice) care pot apare, ținând seama de măsurile pentru limitarea acestor supratensiuni.

Asigurarea nivelului de izolație necesar între părțile aflate sub tensiune se obține prin respectarea distanțelor minime incluse de norme.

Distanțele de izolare normate se majorează în cazul instalațiilor electrice amplasate în zone cu înălțimi mai mari decât 1000 m, în condiții de poluare intensă, în cazul unor condiții de scurtcircuit de intensități mari pentru reducerea eforturilor electrodinamice sau pentru realizarea unei securități sporite a barelor colectoare etc.

În anumite situații aceste distanțe pot fi micșorate, fie ca urmare a faptului că nu se pot respecta cele standardizate (de exemplu: dispunerea bornelor aparatelor face

uneori ca să nu se poată respecta distanțele dintre faze sau dintre acestea și pământ), fie în cazul unor celule preasamblate încercate în laboratoare, în condiții speciale cu rezultate

favorabile (de exemplu: încercarea echipamentului acestor celule la probele de ținere a echipamentului cu tensiunile de încercare standardizate).

1.3.2. Evitarea riscurilor de avarie ca urmare a extinderii arcului electric

Extinderea arcului electric de la o fază la alta a instalației reprezintă un pericol mare de transformare a defectelor monofazate în defecte trifazate, care determină scoaterea din funcțiune a unei părți din instalație sau chiar a acesteia în întregime.

Prin măsuri constructive și de exploatare corespunzătoare se poate evita acest pericol.

Aceste măsuri se aplică în funcție de tipul instalației, astfel, în instalațiile electrice de tip interior se recurge la separarea unor elemente conductoare, prin pereții plini din beton sau din plăci, ipsos, azbociment, etc., care sunt rezistenți la temperaturi înalte și eforturi mecanice. Acești pereți se dispun, în general, între celulele alăturate, între barele colectoare și restul echipamentului din celule (fac excepție celulele de posturi de transformare în care peretele poate să lipsească), în interiorul celulelor, în funcție de intensitatea curenților de scurtcircuit trifazat între grupuri de celule în cazul unor instalații cu număr mare de celule, chiar dacă barele colectoare nu sunt secționate sau între secții de bare colectoare care reprezintă surse de alimentare principale și de rezervă a unor consumatori de importanță deosebită. În general, aceste măsuri se aplică cu precădere în instalații cu tensiunea de serviciu sub 60 kV. În cazul unor tensiuni mai ridicate, distanțele de izolare sunt suficiente pentru a reduce pericolul extinderii arcului electric.

În instalațiile electrice exterioare posibilitatea extinderii arcului este mult diminuată, ca urmare a intervalelor mari de izolare dintre părțile aflate sub tensiune și a acțiunii favorabile de deionizare a spațiilor pe care o au curenții de aer.

Din această cauză, măsurile indicate la instalație de tip interior nu sunt justificate

aici. Extinderea arcului electric și avarierea instalațiilor de tip exterior este posibilă numai în cazul unor accidente speciale la aparatajul electric (exemplu: explozia unui descărcător însoțit de arcul electric, explozia unui întrerupător și împroșcarea acestuia în instalație.

Evitarea avariilor datorită solicitărilor mecanice

Solicitările mecanice asupra părților componente ale unei instalații electrice, se datoresc unor factori diferiți, electrici, termici, climatici, seismici a căror acțiune poate fi determinată mai mult sau mai puțin precis.

Acestea pot duce la determinarea unor izolatoare suport, îndoirea barelor colectoare, ruperea de conductoare etc.

În vederea reducerii la minimum a unor defecte neprevăzute ca urmare a solicitărilor mecanice, se iau în vedere măsuri care privesc dispunerea echipamentului electric.

În acest scop se recomandă ca separatoarele să fie dispuse în așa fel încât să nu fie favorizată funcționarea lor accidentală (deschiderea lor) sub acțiunea forțelor electrodinamice, cuțitele acestora să nu se deschidă în sensul de acționare a acestor forțe. De asemenea, dispunerea căilor de curent, trebuie realizată în așa fel încât, ruperea unui conductor să nu prezinte pericol avarierii sistemului sau sistemelor de bare colectoare.

Pentru evitarea unei astfel de avarii se introduc cadre intermediare, în care caz avaria se limitează la un singur sistem de bare colectoare. Montarea sistemelor de bare colectoare se face, în general, pe izolatoare de porțelan care se comportă mai bine la solicitării de compresiune și de încovoiere.

Evitarea pericolului de incendiu

În stațiile electrice există aparate ca: transformatoare în ulei, întreruptoare cu ulei, etc. care în cazul unor defecte ridică probleme speciale de construcții și de plasare, date fiind consecințele nefavorabile pe care le poate avea aprinderea cantităților apreciabile de ulei din cuve.

Din această cauză, se iau măsuri de limitare a pericolului de incendiu sau de extindere a acestuia, care privesc fie materiale folosite pentru elementele de separare și de rezistență mecanică, fie amplasarea echipamentului cu pericol de incendiu și amenajările pentru localizarea incendiului.

Astfel, materialele folosite pentru elementele de rezistență mecanică și de separare trebuie să fie ignifuge, cu un grad ridicat de rezistență la foc.

În interiorul clădirilor, transformatoarele de putere se amplasează la parter, menținându-se în încăperi speciale, construite din materiale ignifuge.

Amplasare transformatoarelor în subteran este admisă în posturile de transformare din rețelele electrice urbane și în instalațiile unor centrale hidroelectrice.

Pentru localizarea incendiilor în instalațiile electrice de înaltă tensiune există sisteme de evacuare a uleiului de la transformatoare, iar pentru stingerea rapidă a incendiilor se prevăd instalații fixe speciale.

Îndepărtarea uleiului scurs dintr-un transformator avariat se realizează cu sisteme de evacuare formate dintr-un dispozitiv de captare a uleiului, un stingător de flacără și un colector dimensionat pentru a reține, în general, întreaga cantitate de ulei din transformator.

În exterior, transformatoarele cu puteri mari (Sn > 60 MVA) trebuie separate de alte transformatoare sau de bobine în ulei, fie prin spații libere de minimum 1,5 m lățime, fie prin pereții antifoc, când această distanță nu poate fi respectată.

Acești pereți trebuie să depășească gabaritul transformatorului cu un metru lățime de fiecare parte, iar lățimea să fie cel puțin egală cu cea a punctului cel mai înalt a transformatorului.

Securitatea personalului de exploatare și întreținere

Mijloacele constructive prin care se realizează condițiile de securitate pentru personalul de exploatare constau în general în dispunerea la distanțe inaccesibile (de protecție) a părților aflate sub tensiune sau folosirea de separări de protecție.

Astfel, se prevăd utilizarea de grilaje și învelișuri metalice, legate la pământ sau utilizarea de pereți despărțitori între aparate și bare colectoare, care permit repararea lor separată și fără pericol.

1.3.6. Deservirea ușoară a instalațiilor de personalul de exploatare și de întreținere

Pentru ușurința deservirii instalațiilor electrice trebuie luate unele măsuri ca:

prevederea unor coridoare suficient de largi și luminoase pentru acces;

așezarea dispozitivelor de acționare manuală în locurile cele mai potrivite;

asigurarea unei supravegheri comode a diferitelor părți din instalație;

introducerea mecanizării și automatizării;

respectarea dimensiunilor necesare ale trecerilor pentru transportul echipamentului la

montaj și reparații.

De asemenea efectuarea lucrărilor de revizie și reparații trebuie ușurată prin izolarea unei zone fără pericol pentru personalul specializat, ceea ce uneori necesită scoaterea din funcțiune a unor părți din instalație. De exemplu, la instalațiile exterioare se poate evita scoaterea integrală din funcțiune a barelor colectoare când se lucrează la conductoarele care le supratraversează, fie prevăzând suspensii duble, fie intercalând cadre de întindere între sistemele de bare pentru a limita numărul celor care trebuie scoase din funcțiune, fie adoptând soluții fără supratraversări.

Existența unor coridoare largi de acces la instalație facilitează lucrările de revizii și reparații. Dacă spațiile de acces nu sunt suficiente, atunci se recurge pentru revizii și reparații la amenajări speciale, ca de exemplu: schele, eșafodaje, căi ferate provizorii etc., care sunt destul de costisitoare.

Economicitatea soluției adoptate

Economicitatea soluției adoptate depinde pe de o parte de costul investiției și pe de altă parte de volumul cheltuielilor de exploatare ocazionate de operațiile de întreținere, revizii și reparații.

Limitarea investițiilor se realizează prin alegerea corectă a echipamentului, organizarea lucrărilor de construcție, limitarea spațiilor ocupate, limitarea lungimii căilor de curent și a numărului de izolatoare , eșalonarea pe etape de realizare a investițiilor și

simplificarea execuțiilor.

Reducerea volumului cheltuielilor de exploatare se realizează prin simplificarea operațiilor de exploatare și printr-o serie de lucrări de întreținere cum ar fi protejarea

unor piese metalice, curățirea periodică (manual sau cu jet de apă) în zonele poluate a izolatoarelor și ungerea acestora etc.

Aceste condiții principale constructive se regăsesc și în descrierea circuitelor primare și secundare în stația 220/110/20 kV Tg-Jiu Nord.

CAPITOLUL II

Prezentarea condițiilor de funcționare în paralel a transformatoarelor

Într-o stație de transformare care conține unul sau mai multe transformatoare, foarte importantă 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 supraâncărcarea 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 aceeași putere cu aceeași 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]; (1)

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 (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

PROTECȚIA TRANSFORMATOARELOR ELECTRICE

Generalități

Transformatoarele electrice de mare putere se prevăd cu protecții prin relee împotriva defectelor și regimurilor anormale de funcționare cum sunt:

scurtcircuite polifazate între înfășurări sau bornele acestora;

scurtcircuite între spirele aceleiași înfășurări;

supratemperaturi;

scurtcircuite monofazate;

supracurenți între înfășurări provocați la scurtcircuite exterioare;

supracurenți provocați de suprasarcini;

scăderea nivelului uleiului, degajări de gaze provocate de defecte în interiorul cuvei.

Protecțiile împotriva defectelor și a regimurilor anormale de funcționare enumerate mai sus vor comanda deconectarea transformatorului sau semnalizarea în funcție de anumite condiții pentru diferite tipuri de protecții.

Protecția de gaze a transformatoarelor

Pentru transformatoarele cu putere de 1000 KVA și mai mari, trebuie să se prevadă o protecție de gaze împotriva defectelor din interiorul cuvei transformatorului care provoacă degajare de gaze și o protecție împotriva scăderii nivelului uleiului.

Protecția de gaze se va prevedea și pentru transformatoarele din centrale, stații și posturi de transformare având puteri cuprinse între 100-1000 KVA, dacă este asigurată sursa operativă de curent continuu, iar transformatoarele sunt echipate cu întrerupătoare pe partea tensiunii superioare.

Defectele interne în transformatoare sunt de multe ori însoțite de curenții de defect care au valori mici și nu pot provoca acționarea protecției diferențiale și cu atât mai puțin a protecției maximale de curent.

Defectele interne în transformator sunt de multe ori însoțite de curenții de defect care au valori mici și nu pot provoca acționarea protecției diferențiale și cu cât mai puțin a protecției maximale de curent.

Din această cauză, pentru transformatoarele de mare putere în cuva de ulei prevăzute cu conservator se folosește o protecție cu relee de gaze care acționează împotriva defectelor din interiorul cuvei transformatorului.

Un releu de gaze este format dintr-o carcasă în care se află suspendate unul sub altul două flotoare echipate cu contacte cu mercur în vid. În regim de funcționare normal al transformatorului, interiorul releului (carcasa) este umplut cu ulei, astfel încât flotoarele plutesc deasupra axelor lor de protecție și mențin deschise contactele cu mercur.

Dacă în transformator se produce un defect însoțit de o slabă degajare de gaze, acestea adună în partea de sus a incintei releului refulând releul de jos. Primul flotor coboară, contactul său se închide și acționează asupra unui circuit de semnalizare.

Refularea uleiului se produce până la nivelul țevii de comunicație a conservatorului de ulei, gazele fiind în continuare refulate în conservator.

Flotorul interior continuă să plutească și releul nu comandă deconectarea transformatorului. Dacă defectul transformatorului este însoțit de o formare foarte intensă de gaze, uleiul din cuvă este refulat cu mare viteză în conservator răsturnând flotorul inferior, care își închide contactul cu mercur, comandând practic instantaneu deconectarea transformatorului de la rețea.

Pentru asigurarea unei declanșări sigure a întrerupătoarelor transformatorului, releul intermediar al protecției își efectuează prin unul din contactele proprii autoreținerea, urmând ca apoi el să fie deblocat manual prin apăsarea butonului B.

Dacă din anumite motive, nivelul uleiului din transformator începe să scadă, releul acționează mai întâi asupra circuitului de semnalizare și apoi comandă scoaterea transformatorului din funcțiune. Protecția de gaze este simplă, sensibilă și sigură, acționând rapid și la curenți mici de defect, care nu pot provoca acționarea celorlalte protecții ale transformatorului.

Ea nu poate fi o protecție unică a transformatoarelor, deoarece nu acționează la defecte din exteriorul cuvei transformatorului sau între barele acestuia și întrerupătoare.

Se admite ca protecția de gaze să comande semnalizarea în cazul degajărilor intense de gaze în următoarele situații:

La transformatoarele coborâtoare cu puteri până la 1600 KVA inclusiv cu întrerupătoare pe partea alimentării cu condiția existenței unei protecții împotriva scurtcircuitelor din transformator cu timp de acționare de maximum 0,5 s.

La transformatoare coborâtoare cu puteri până la 6300 KVA inclusiv, fără întrerupătoare pe partea alimentării, cu condiția ca protecția elementului apropiat dinspre partea alimentării, să comande deconectarea scurtcircuitului din transformator cu un timp de maximum 0,5 s.

Pentru protecția împotriva scurtcircuitelor interioare și la borne trebuie să se prevadă:

Protecția maximală de curent cu tăiere de curent (rapidă) instalată pe partea alimentării la transformatoarele cu puteri mai mici de 10 MVA

Protecția diferențială longitudinală la transformatoarele cu puteri de 10 MVA sau mai mari. Se prevede această protecție și la transformatoarele cu puteri de 10 MVA dacă funcționează mai multe în paralel și la transformatoare de servicii începând de la puteri de 1000 KVA.

Protecția de cuvă la transformatoare având puteri până la 40 MVA și care au toate înfășurările conectate la rețelele cu neutru legat direct la pământ sau prin priza rezistență.

3.3. Protecția maximală cu tăiere de curent

Protecția cu tăiere de curent este o protecție maximală reglată în funcție de curentul de scurtcircuit la capătul elementului protejat. Aceasta are condiții bune de aplicare la transformatoare, deoarece datorită reactanțelor mari ale acestora, variația curentului de scurtcircuit asigură protecției o șansă de acționare mare conform figurii nr.2.

Curentul de pornire al releelor se calculează cu formula:

Ip = KSIG (A) în care: (2)

KSIG=1,2-1,4-coeficient de siguranță;

IBC exterior maxim = curentul de scurtcircuit trifazic maxim exterior (pe bare dinspre sarcina transformatorului;

KTC = raportul de transformare a reductoarelor de curent.

Curentul de pornire ales trebuie să satisfacă relația: Ip > (3-5)In; pentru ca releele să nu lucreze la șocuri de magnetizare.

Protecția cu putere de curent se instalează pe toate cele trei faze, dacă transformatorul protejat este alimentat de la o rețea cu punctul neutru legat la pământ, și pe două faze, dacă rețeaua de alimentare are neutrul izolat.

Schema protecției maximale cu tăiere de curent este prezentată în figura nr.3.

Avantajele protecției cu tăiere de curent sunt:

simplitatea în execuție;

rapiditatea în funcționare.

Dezavantajul este acela că zona de acționare variază în funcție de regimul rețelei și chiar în cazul cel mai favorabil, protecția nu acoperă întreaga înfășurare.

Protecția diferențială longitudinală

Ca o completare a protecției de gaze se utilizează contra scurtcircuitelor interioare și la bornele transformatoarelor, protecția diferențială longitudinală.

În zona ei de acționare intră și legăturile prin cabluri sau bare între transformator și întrerupător.

Principiul ei de funcționare este principiul comparării valorilor și sensurilor curenților aceleiași faze dintre două sau trei înfășurări ale transformatorului protejat.

Transformatorul trebuie să aibă pe fiecare fază a tuturor înfășurărilor sale, transformatoare de curent. Înfășurările lor secundare trebuie astfel legate încât în funcționare normală sau în cazul scurtcircuitelor exterioare prin releu să circule diferența curenților (schema a), iar în cazul defectelor interioare suma curenților (schema b). Fig. nr. 4.

Particularitățile protecției diferențiale a transformatoarelor

Egalitatea curenților secundari nu poate fi satisfăcută în majoritatea cazurilor, deoarece pentru transformatoarele de curent și transformatorul protejat nu dispunem decât de valori standardizate a rapoartelor de transformare. În acest caz avem: Id=I1-I2=0. Când între curenții rezultați există o diferență mai mare de 5%, în circuitele de protecție, trebuie folosite mijloace auxiliare de egalizare.

Se practică în acest scop compararea pe cale electrică a diferenței curenților prin autotransformatoare sau transformatoare intermediare și compensarea fluxurilor magnetice într-un transformator special. Fig. nr. 5.

Șocul curentului de magnetizare.

La restabilirea tensiunii după lichidarea unui scurtcircuit, sau sub tensiune a transformatorului protejat, are loc un șoc al curentului de magnetizare care poate atinge o valoare foarte ridicată de 6-8 ori In (în regim normal curentul de magnetizare este de 3-5 % In); curentul de magnetizare circulând numai prin înfășurarea de pe partea sursei de alimentare, deci numai prin transformatoarele de curent de la un singur capăt al zonei protejate, șocul de curent de magnetizare ar provoca acționări greșite ale protecției diferențiale.

Pentru eliminarea acestor neajunsuri se prevăd:

Desensibilizarea prin curent a protecției diferențiale;

Utilizarea schemelor cu T.S.R. (transformator cu saturație rapidă);

Filtre.

Diferența de fază dintre curenții primari și compensarea acesteia

În cazul transformatoarelor cu conexiuni Y/ între curenții primari de la cele două capete a zonei protejate există un defazaj de 30o sau multiplu de 30o funcție de grupa de conexiuni a transformatorului protejat. Prin protecție ar circula în permanență diferența geometrică dintre cei doi curenți și care ar avea valori importante în funcție de mărimea defazajului.

În cazul unui transformator Y0d-11 considerând curenții din secundar egali: I15=I25, dar cu defazajul de 30o între ei, prin protecție ar circula I0=I15-I25=2Isin15o, care ar comanda greșit acționarea protecției.

Compensarea se realizează conectând secundarele celor două grupe de transformatoare de curent invers față de modul de conectare a înfășurărilor transformatorului protejat, după aceeași grupă de conexiuni ca transformatorul protejat conform schemei alăturate. Fig. nr. 6.

Curenții de dezechilibru sunt provocați de mai mulți factori. În cazul cel mai dezavantajos, când toate componentele ar exista și ar fi în fază, curentul de dezechilibru ar avea valoarea maximă Idez max.

CAPITOLUL IV

DESCRIEREA CIRCUITELOR PRIMARE DIN STAȚIA 220/110/20 KV TG-JIU NORD

4.1. Încadrarea stației și a sistemului energetic

Stația 220/110/20 kV Tg-Jiu Nord este amplasată în partea de nord a municipiului Tg-Jiu la o distanță de 500m de drumul național Tg.Jiu-Petroșani și la 300m față de drumul de racord cu Tg-Jiu-Rîmnicu Vîlcea.

Stația 220 kV este prevăzută cu sistem simplu de bare, bară de transfer la care se racordează:

2 celule 220 kV de linie: Paroșeni și Urechești;

1 celulă 220 kV autotrafo;

2 celule 220 kV măsură;

1 celulă 220 kV cuplă transfer.

Stația de 110 kV este prevăzută cu un sistem dublu de bare la care se racordează:

2 celule de transformator;

15 celule de linie;

2 celule măsură + descărcători;

2 celule servicii interne;

1 celulă cuplă transversală.

4.2. Circuite primare 220 kV

Stația de 220 kV este de tip exterior cu sistem simplu de bare și bară de transfer formate din conductor OL AL 2600 mm2 pe fază și respectiv OL AL 2 450 mm2 pe fază.

4.2.1. Celula 220 kV Paroșeni este echipată astfel:

un separator bară tip SMEM 220 kV 1600A acționat cu dispozitiv ASE-1;

un întrerupător IO 220 kV, 1600A, 12 GVA acționat cu dispozitiv MOP-1;

trei reductori de curent CESUK 220 kV, 600/1/1/1/1 A, clasa 0,5/1/10 P/10 P;

un separator linie SME 220 kV, 1600A acționat cu dispozitiv ASE-1-2 și două dispozitiveAME-5;

un separator bară de transfer tip SME 220 kV 1600A acționat cu dispozitiv ASE 1-1;

trei reductori prezența tensiunii TECU kV;

un separator deschiciurare tip SME 220 kV, 1600A, acționat cu AME-5.

4.2.2. Celulă 220 kV Urechești este echipată cu:

un separator bară tip SMEM 220 kV 1600A acționat cu dispozitiv ASE-1;

un întrerupător IO 220 kV, 1600A, 12 GVA acționat cu dispozitiv MOP-1;

trei reductori de curent CESUK 220 kV, 600/1/1/1/1 A, clasa 0,5/1/10 P/10 P;

un separator linie SME 220 kV, 1600A acționat cu dispozitiv ASE-1-2 și două dispozitiveAME-5;

un separator bară de transfer tip SME 220 kV 1600A acționat cu dispozitiv ASE 1-1;

trei reductori prezența tensiunii TECU kV;

4.2.3. Celula autotransformator 220 kV este echipată cu:

un separator bară tip SMEM 220 kV 1600A acționat cu dispozitiv ASE-1;

un întrerupător IO 220 kV, 1600A, 12 GVA acționat cu dispozitiv MOP-1;

un separator de borne AT tip SMEP2M1 acționat cu AME-1-2 și cu două dispozitive tip AME-5 N;

un separator bară de transfer tip SME 220 kV 1600A acționat cu dispozitiv ASE 1;

trei reductori de curent CESUK 220 kV, 600/1/1/1/1 A, clasa 0,5/1/10 P/10 P;

trei reductori prezența tensiunii TECU kV;

trei descărcători 220 kV tip RVMG.

4.2.4. Celula de măsură de pe bară 1 este echipată cu:

trei reductori prezența tensiunii TECU kV;

4.2.5. Celulă măsură bară de transfer este echipată cu:

trei reductori prezența tensiunii TECU kV;

4.2.6. Celulă cuplă transfer 220 kV este echipată cu:

un separator bară 1 tip SMEP2M1 1600A, acționat cu dispozitiv ASE -1 și două dispozitive tip AME-5 N;

un întrerupător IO 220 kV, 1600A, 12 GVA acționat cu dispozitiv MOP-1;

trei reductori de curent CESUK 220 kV, 600/1/1/1/1 A, clasa 0,5/1/10 P/10 P;

un separator bară de transfer tip SME 220 kV 1600A acționat cu dispozitiv ASE 1-1 și două dispozitive tip AME-5 N.

4.2.7. Descărcători 220 kV bară 1

trei descărcători tip XAE 198 A.

4.3. Circuite primare 110 kV

4.3.1. Celulă 110 kV AT 200 MVA echipată cu:

un separator bară 1 110 kV tip STE-110 kV, 1600A acționat cu ASE-1;

un separator bară 2-110 kV tip STEP-M1-110 kV, 1600A acționat cu ASE-1-2 și cu trei AME-5;

trei reductori de curent CESU-110 kV, 1250/5/5/5A, cls. 0,5/10 P/3;

un întrerupător IO-110 kV, 1600A acționat cu dispozitiv MOP-1;

4.3.2. Celulă 110 kV LEA Bîrsești 1 este echipată cu:

un separator bară 1 tip STE-110 kV, 1600A acționat cu AME-5;

un separator bară 2 tip STE-110 kV, 1600A acționat cu AME-5;

un întrerupător IO-110 kV, 1600A, 6000 MVA acționat cu dispozitiv MOP-1;

trei reductori curent CESU-110 kV,2300/5/5/5A cl. 0,5/10P/3;

un separator linie tip STEP-110 kV, 1600A acționat cu două AME-5;

reductor prezența tensiunii TEMU- kV cl. 0,5/1/3 faza S;

4.3.3. Celulă 110 kV Parîngu 1 este echipată cu:

un separator bară 1 tip STE-110 kV, 1600A acționat cu AME-5;

un separator bară 2 tip STE-110 kV, 1600A acționat cu AME-5;

un întrerupător IO-110 kV, 1600A, 6000MVA acționat cu dispozitiv MOP-1;

trei reductori curent CESU-110 kV,2300/5/5/5 A cl. 0,5/10P/3;

un separator linie tip STEP-110 kV, 1600A acționat cu două AME-5;

un trafo prezența tensiunii tip TECU- kV.

4.3.4. Celulă 110 kV Parîngu 2 este echipată cu:

un separator bară 1 tip STE-110 kV, 1600A acționat cu AME-5;

un separator bară 2 tip STE-110 kV, 1600A acționat cu AME-5;

un întrerupător IO-110 kV, 1600A, 6000 MVA acționat cu dispozitiv MOP-1;

trei reductori curent CESU-110 kV,2300/5/5/5A cl. 0,5/10P/3;

un separator linie tip STEP-110 kV, 1600A acționat cu două AME-5;

un reductor prezența tensiunii tip TECU- kV

4.3.5. Celula 110 kV LEA SRA-IUM-2 este echipată cu:

un separator bară 1 tip STE-110 kV, 1600A acționat cu AME-5;

un separator bară 2 tip STE-110 kV, 1600A acționat cu AME-5;

un întrerupător IO-110 kV, 1600A, 6000MVA acționat cu dispozitiv MOP-1;

trei reductori curent CESU-110 kV,2300/5/5/5A cl. 0,5/10P/3;

un separator linie tip STEP-110 kV, 1600A acționat cu două AME-5;

un reductor prezența tensiunii tip TECU- kV.

4.3.6. Celula 110 kV LEA SRA-IUM-1 este echipată astfel:

un separator bară 1 tip STE-110 kV, 1600A acționat cu AME-5;

un separator bară 2 tip STE-110 kV, 1600A acționat cu AME-5;

un întrerupător IO-110 kV, 1600A, 6000MVA acționat cu dispozitiv MOP-1;

trei reductori curent CESU-110 kV,2300/5/5/5 A cl. 0,5/10P/3;

un separator linie tip STEP-110 kV, 1600A acționat cu două AME-5;

un reductor prezența tensiunii tip TECU- kV.

4.3.7. Celula 110 kV LEA Cărbunești este echipată cu:

un separator bară 1 tip STE-110 kV, 1600A acționat cu AME-5;

un separator bară 2 tip STE-110 kV, 1600A acționat cu AME-5;

un întrerupător IO-110 kV, 1600A, 6000MVA acționat cu dispozitiv MOP-1;

trei reductori curent CESU-110 kV,2300/5/5/5A cl. 0,5/10P/3;

un separator linie tip STEP-110 kV, 1600 A acționat cu două AME-5;

un reductor prezența tensiunii tip TECU- kV.

4.3.8. Celula 110 kV transformator 1 este echipată cu:

un separator bară 1 tip STE-110 kV, 1600A acționat cu AME-5;

un separator bară 2 tip STE-110 kV, 1600A acționat cu AME-5;

un întrerupător IO-110 kV, 1600A, 6000MVA acționat cu dispozitiv MOP-1;

trei reductori curent CESU-110 kV,2300/5/5/5A cl. 0,5/10P/3.

4.3.9. Celula 110 kV transformator 2 este echipată cu:

un separator bară 1 tip STE-110 kV, 1600A acționat cu AME-5;

un separator bară 2 tip STE-110 kV, 1600A acționat cu AME-5;

un întrerupător IO-110 kV, 1600A, 6000MVA acționat cu dispozitiv MOP-1;

trei reductori curent CESU-110 kV,2300/5/5/5A cl. 0,5/10P/3.

4.3.10. Celula 110 kV Cuplă Transversală este echipată cu:

un separator bară 1 tip STE-110 kV, 1600A acționat cu AME-5;

un separator bară 2 tip STE-110 kV, 1600A acționat cu AME-5;

un întrerupător IO-110 kV, 1600A, 6000MVA acționat cu dispozitiv MOP-1;

trei reductori curent CESU-110 kV,2300/5/5/5A cl. 0,5/10P/3.

4.3.11. Celulele măsură și descărcători sistem 1-110 kV este echipată cu:

un separator bară 1 tip STEP-110 kV, 1600A acționat cu AME-5;

trei reductori prezența tensiunii tip TEMU-kV, cls. 0,5/1/3;

trei descărcători tip VA-100.

4.3.12. Celula măsură și descărcători sistem-2110 kV este echipată cu:

un separator bară 2-110 kV tip STEP-110 kV, 160A acționat cu AME-5;

trei reductori prezența tensiunii tip TEMU-kV, cls. 0,5/1/3;

trei descărcători tip VA-100.

4.4. Circuite primare 20 kV

4.4.1. Celula 20 kV (1k,3k) transformator 1 este echipată cu:

un separator de borne tip STIN-20 kV, 1250A acționat cu dispozitiv tip AMI-9;

un separator bară 1 tip STIN-20 kV, 1250A acționat cu dispozitiv tip AMI-9;

un separator bară 2 tip STIN-20 kV, 1250A acționat cu dispozitiv tip AMI-9;

un întrerupător IO-20 kV-1250A, 500 MVA acționat cu dispozitiv tip MRI-3;

trei reductori curent tip CIRTO-20 kV, 800/5/5A.

4.4.2. Celula 20 kV (5k) linie nr.1 cauciuc regenerat este echipată cu:

un separator bară 1 tip STIN-20 kV, 630A acționat cu dispozitiv tip AMI-9;

un separator bară 2 tip STIN-20 kV, 630A acționat cu dispozitiv tip AMI-9;

un întrerupător IO-20 kV-630A, 500 MVA acționat cu dispozitiv tip MRI-2;

trei reductori de curent tip CIRS-20 KV, 2100/5/5A cls. 0,5/1;

un separator punere la pământ (CLP) acționat cu AMI-9.

4.4.3. Celula 20 kV(7k) linie FNC este echipată cu:

un separator bară 1 tip STIN-20 kV, 630A acționat cu dispozitiv tip AMI-9;

un separator bară 2 tip STIN-20 kV, 630A acționat cu dispozitiv tip AMI-9;

un întrerupător IO-20 kV-630A, 500 MVA acționat cu dispozitiv tip MRI-2;

trei reductori de curent tip CIRS-20 KV, 2100/5/5A cls. 0,5/1;

un separator punere la pământ (CLP) acționat cu AMI-9.

4.4.4. Celula 20 kV (9k) linie captare apă este echipată cu:

un separator bară 1 tip STIN-20 kV, 630A acționat cu dispozitiv tip AMI-9;

un separator bară 2 tip STIN-20 kV, 630A acționat cu dispozitiv tip AMI-9;

un întrerupător IO-20 kV-630A, 500 MVA acționat cu dispozitiv tip MRI-2;

trei reductori de curent tip CIRS-20 KV, 2100/5/5A cls. 0,5/1;

un separator punere la pământ (CLP) acționat cu AMI-9.

4.4.5. Celula 20 kV (11k) transformator SI 1 este echipată cu:

un separator bară 1 tip STIN-20 kV, 630A acționat cu dispozitiv tip AMI-9;

un separator bară 2 tip STIN-20 kV, 630A acționat cu dispozitiv tip AMI-9;

un întrerupător IO-20 kV-630A, 500 MVA acționat cu dispozitiv tip MRI-2;

doi reductori de curent tip CIRS-20 KV, 275/5/5A cls. 0,5/1;

4.4.6. celula 20 kV (13k) Măsură și descărcători bară 1 (MD 1) este echipată cu:

doi separatori bară 1 tip STIN-20 kV, 630A acționat cu dispozitiv tip AMI-9;

trei descărcători PBC (RVS);

trei reductori de tensiune tip ASEA-EHFB-24 kV.

Celelalte celule sunt echipate asemănător cu cele prezentate mai sus.

CAPITOLUL V

CALCULUL MECANIC AL LEA 220 KV TG-JIU NORD-PAROȘENI

5.1. Noțiuni generale

Calculul mecanic al liniilor electrice aeriene este foarte important, deoarece însăși prin definiția LEA ( care este o instalație montată în aer liber, care servește la transportul sau distribuția energiei electrice, compusă din conductoare, izolate sau neizolate și accesoriile lor, izolatoare și accesoriile lor, stâlpi și fundațiile lor de legare la pământ) este supusă unor eforturi atât fizice cât și mecanice, la traversarea lor peste munții făcând legătura între sistemele energetice.

Calculul mecanic cuprinde atât calculul sarcinilor specifice cât și calculul eforturilor mecanice ce intervine în linie.

5.1.1. Sarcinile mecanice ale conductoarelor liniilor electrice

sarcina specifică greutății propii:

gp= (1,02-1,03) [daN/mmm2] (3)

unde: -greutatea specifică a materialului în daN/cm3 sau daN/mmm2.

Pentru conductoarele de oțel aluminiu:

gp= (1,02-1,03) [daN/mmm2] (4)

unde: SAL și SOL sunt secțiunile corespunzătoare ale conductoarelor de aluminiu și oțel.

sarcina specifică datorită greutății chiciurei

gch= [daN/mmm2] (5)

unde: g0=0,75 [daN/dm]-greutatea specifică chiciurei;

d-diametrul conductorului [mm];

b-grosimea stratului de chiciură [mm];

s-secțiunea conductorului [mm2].

sarcina specifică datorată presiunii vântului pe conductoare

gv=p010-3=10-3 [daN/mmm2] (6)

în care în afară de notațiile întâlnite p0= presiunea vântului pe unitatea de suprafață în [daN/m2] indicată în anexa 7.13. din Alexandru Curelaru " Probleme de stații și rețele".

c-coeficient de neuniformitate al vitezei vântului (c=0,85 când este vânt și chiciură; și c=0,75 în regim de vânt maxim);

k-coeficient aerodinamic care depinde de forma suprafeței bătută de vânt; (k=1,2 pentru suprafețele cilindrice; k=1,4 pentru suprafețele plane; k=0,7 pentru lemn rotund);

v= viteza vântului [m/s].

sarcina specifică la vânt și chiciură

gvch=p0 [daN/mmm2]; (7)

sarcina specifică pe verticală

gvert=gp+gch (8)

sarcina specifică pe orizontală

goriz=gv (9)

sarcina specifică totală

gtch= (10)

când nu există chiciură: gt= (11)

5.2. Calculul efectiv al sarcinilor specifice pentru LEA 220 kV Tg-Jiu Nord-Paroșeni

Pentru a efectua calculul respectiv se consideră cunoscute următoarele valori:

secțiunea aluminiului: SAL=150 [mm2];

secțiunea oțelului: SOL=27 [mm2];

secțiunea totală: SOL-AL=177 [mm2];

diametrul exterior al conductorului: d=17 [mm];

greutatea specifică: AL=2,7 [daN/dm3];

OL=7,85 [daN/dm3];

grosimea stratului de chiciură: b= 13 [mm];

presiunea dinamică la vânt maxim: p0= 76,5 [daN/m2];

po'=18 [daN/m2];

Se calculează:

sarcina specifică datorată greutății propii:

g1=gp=1,025 [daN/mmm2]; (12)

sarcina specifică datorată greutății chiciurei:

g2=gch=0,00235 [daN/mmm2]; (13)

sarcina specifică datorată propiei greutăți și chiciurei:

g3=g1+g2=0,0035927+0,005178=0,00874557 [daN/mmm2]; (14)

sarcina specifică datorată presiunii vântului:

g4=gv=p010-3=76,5=0,0073474 [daN/mmm2]; (15)

sarcina specifică la vânt și chiciură:

g5=gch+v=p0[daN/mmm2]; (16)

sarcina specifică totală (fără chiciură):

g6=[daN/mmm2]; (17)

sarcina specifică totală în prezența chiciurei:

g7=gtch=[daN/mmm2]; (18)

Cunoscând sarciniile specifice calculate mai sus, caracteristicile fizico-mecanice ale conductorului, precum și datele climatice pentru zona pe care o traversează linia, în

continuare se vor calcula eforturile mecanice în linia electrică aeriană de 220 kV Tg.Jiu Nord-Paroșeni.

modulul de elasticitate al conductorului OL-AL-150/27 mm2:

EOL-AL=[daN/mm2]; (19)

[mm2/daN]; (20)

[1/ 0C]; (21)

eforturile unitare admisibile:

[daN/mm2]; (22)

[daN/mm2]; (23)

Pentru determinarea condițiilor de stare de dimensionare se determină deschiderea critică cu relația:

acr= (24)

Eforturile unitare și în aluminiu corespund condițiilor de sarcină specifică maximă ( chiciură și vânt) și respectiv sarcini specifice la greutate proprie și .

Efortul suplimentar ce apare în conductorul de aluminiu ca urmare a diferenței de temperatură dintre (temperatura de confecționare a conductorului) și temperaturile de stare și :

La (25)

[daN/mm2]; (26)

La (27)

[daN/mm2]; (28)

Efortul unitar mecanic ce poate să-l preia conductorul de aluminiu la :

[daN/mm2]; (29)

la :

[daN/mm2]; (30)

Cu valorile de mai sus, pentru întregul conductor de oțel-aluminiu se obțin eforturile admisibile la cele două stări de referință:

La :

[daN/mm2]; (31)

și similar la :

[daN/mm2]; (32)

cu datele de mai sus, se obține o deschidere critică:

acr=[m]. a=200 [m]-deschiderea reală (33)

Deoarece deschiderea reală este mai mare decât deschiderea critică ea fiind de 200 m, eforturile unitare maxime vor fi în condițiile de chiciură și vânt:

[daN/mm2]; (34)

Săgeata corespunzătoare acestei deschideri este:

[m]. (35)

Pentru aflarea temperaturii critice și a stabilirii condițiilor în care săgeata este maximă, se determină efortul unitar și săgeata respectivă în condiții de chiciură și vânt:

() (36)

(37)

și rezultă =6 [daN/mm2]; (38)

săgeata corespunzătoare:

f3=[m]; (39)

Temperatura critică:

; (40)

Deoarece temperatura critică este mai mică decât temperatura maximă rezultată din condițiile climatice, săgeata maximă va fi la , și în funcție de ea va fi dimensionată înălțimea stâlpului.

Din ecuația de stare se determină efortul în conductor la +40oC și sarcina specifică proprie: [daN].

fmax=f [m]; (41)

Efortul maxim în punctul de prindere al conductorului, va fi în condiții de chiciură și vânt:

[daN]; (42)

și depășește cu 1,05% efortul maxim luat în calcul de 6,65 daN/mm2.

Tracțiunea maximă în conductor Tmax, în punctul de prindere:

Tmax= [daN]; (43)

Pentru conductorul O1-A1-150/27 mm2 normele admit o forță minimă de tracțiune la rupere de 5117 kg, la care folosind un coeficient de siguranță ks=3 (pentru tracțiune redusă) ar rezulta:

[daN]. (44)

CAPITOLUL VI

DESCHICIURAREA LEA 220 KV TG.JIU NORD-PAROȘENI

6.1. Organizarea privind deschiciurarea conductoarelor active pe LEA 220 kV Tg. Jiu Nord-Paroșeni

Personalul de la cabanele Buliga și Vulcan asigură supravegherea permanentă a traseului liniei 220 kV Tg.Jiu Nord-Paroșeni, în zona de munte. Acesta urmărește permanent starea vremii în zona de munte și procedează la executarea controlului pe linie în funcție de constatări. Informațiile culese de personalul de supraveghere de la cele două cabane sunt transmise de la stația Tg.Jiu Nord la orele stabilite sau ori de câte ori este cazul.

În caz de chiciură și de condiții favorabile de depunere a acesteia, personalul de supravegere de la cabanele Buliga și Vulcan despre forma și dimensiunile stratului de chiciură, umiditatea stratului în lungul conductorului, densitatea etc.

Astfel personalul operativ din stația Tg.Jiu Nord anunță D.E.T. Craiova și începe operația de deschiciurare după schema prezentată mai jos.

Această operație constă în alimentarea LEA 220 kV Tg.Jiu Nord-Paroșeni cu tensiune de 20 kV din St. Tg.Jiu Nord până la cabana Vulcan (Stâlpul nr. 20) unde se află separatorul de deschiciurare prin care se aduce linia SLP (stare legat la pamânt).

În St. Tg.Jiu Nord instalațiile neimplicate rămân în funcțiune. Deschiciurarea este necesară atunci când stratul de chiciură atinge grosimea de 1,5 cm, sau chiar mai mică, dar sunt condiții de depunere în continuare a chiciurei, ținând seama și de punctul de vedere al personalului de supraveghere permanentă a liniei, de la cele două cabane.

În pagina ce urmează este prezentată schema de deschiciurare a LEA 220 kV Tg.Jiu Nord-Paroșeni:

Paroșeni

220 kV

st. 1

st. 20

220 kV st. 155 B2-20 kV

Tg.Jiu Nord

T2 40 MVA

110/20 kV

Urechești 400/220 kV Tg.Jiu Nord

Grosimea stratului de chiciură se apreciază după datele transmise de personalul de supraveghere astfel:

l = 1/2 [(h+g)/2-d] [mm], unde avem: (45)

l = grosimea stratului de chiciură;

d = diametrul conductorului liniei;

g = lățimea maximă a depunerii de chiciură;

h = înălțimea depunerii uniforme de chiciură, care se calculează cu relația:

h = (hmax + hmin)/2 [mm]. (46)

Deschiciurarea LEA 220kV Tg.Jiu-Nord-Paroșeni se realizează conform schemei de mai sus în două variante și anume:

Cu închiderea separatorului de legare la pământ al liniei în punctul cabanei Vulcan;

Cu montarea scurtcircuitorului mobil în stația 220/110 kV Paroșeni.

6.2. Deschiciurarea LEA 220kV Tg.Jiu-Nord-Paroșeni conform variantei nr.1

Odată stabilită necesitatea deschiciurării, DET Craiova anunță șeful de tură din stația Tg.Jiu Nord ca personalul de supraveghere al liniei de la cabana Vulcan să fie pregătit pentru executarea manevrelor de deschiciurare iar personalul de supraveghere al liniei de la ambele cabane să urmărească efectele topirii chiciurei.

Manevrele pe linie de dispecer, pentru operația de deschiciurare LEA 220kV Tg.Jiu-Nord-Paroșeni, cu sursa de alimentare la tensiunea de 20 kV în stația Tg.Jiu Nord sunt:

se aduce LEA 220kV Tg.Jiu-Nord-Paroșeni în stare separat vizibil (S.S.V.);

se închide separatorul de punere la pământ (de deschiciurare) al LEA 220kV Tg.Jiu-Nord-Paroșeni la cabana Vulcan (st. 20), de către personalul de supraveghere de la

cabana Vulcan la dispoziția DET Craiova, transmisă de șeful de tură de la st. Tg.Jiu Nord.

În stația Tg.Jiu Nord este pregătită schema de deschiciurare, prin schemă normală, adică bara B1-20 kV în funcție cu toți consumatorii și T1-25 MVA, bară B2-20 kV în funcție fără consumatori cu CTv 20 kV închis și T2-40 MVA în rezervă caldă, și se fac următoarele manevre:

se aduce în funcțiune T2-40 MVA, 110/20 kV, pe bara B2-20 kV, iar CTv-20 kV se aduce în stare separat vizibil (S.S.V.);

pe bara B2-20 kV se realizează tensiunea de 24 kV prin comutarea ploturilor trafo T2-40 MVA;

Obs. Se interzice realizarea unei tensiuni mai mari de 24 kV întrucât în acest caz se depășește tensiunea maximă de serviciu de lungă durată.

DET Craiova dispune închiderea separatorului de 220 kV pentru deschiciurare, a separatorului de 20 kV, din celula de 20 kV deschiciurare, apoi se conectează întrerupătorul 20 kV de deschiciurare, datorită căderii de tensiune în trafo, pe bara B2-20 kV tensiunea va scădea cu cca 1-1,5 kV;

în continuare șeful de tură din stație va crește tensiunea pe barele 20 kV până ce curentul pe LEA 220 kV va atinge valoarea de cca 950A, urmărindu-se ca tensiunea să nu depășească 24 kV pe bara B2-20 kV, confirmă la DET Craiova începerea deschiciurării cu respectarea parametrilor următori:

Varianta 1 – cu separator de legare la pământ în punctul Vulcan:

Z= 12,71 [];

I =1000 [A];

U=22[kV];

S =38 [MVA];

t =1,1 [h]- (timpul se verifică prin control topire chiciură).

Timpul necesar deschiciurării este de 1,1 ore. În situația în care prin controlul efectuat de personalul de supraveghere a liniei de la cele două cabane, se constată că nu a căzut chiciura de pe conductoare, timpul de deschiciurare se poate prelungi până la căderea chiciurei.

După ce deschiciurarea liniei s-a terminat personalul de supraveghere de la cele două cabane, informează șeful de tură din stația 220/110 kV Tg.Jiu Nord, iar acesta din urmă confirmă la DET Craiova acest lucru și solicită revenirea la schema normală de funcționare.

DET Craiova dispune deconectarea întrerupătorului de 20 kV al celulei de deschiciurare după care celula respectivă se aduce în S.S.V. DET Craiova dispune apoi deschiderea separatorului de punere la pământ al LEA 220kV Tg.Jiu-Nord-Paroșeni de la Cabana Vulcan după care revine la schema normală cu linia. În stația 220/110 kV Tg.Jiu Nord se revine la schema normală.

6.3. Deschiciurarea LEA 220kV Tg.Jiu-Nord-Paroșeni conform variantei nr.2

În cazul în care există depunere de chiciură pe LEA 220kV Tg.Jiu-Nord-Paroșeni, între zona Paroșeni și cabana Vulcan, linia se va scurtcircuita doar în stația Paroșeni, fără să se mai închidă separatorul de punere la pământ 220 kV al cabanei Vulcan. În acest caz deschiciurarea se realizează pe toată lungimea liniei.

Manevrele se realizează astfel:

se aduce LEA 220kV Tg.Jiu-Nord-Paroșeni în stare legat la pământ (S.L.P.);

se montează scurtcircuitorul mobil de deschiciurare pe LEA 220kV Tg.Jiu-Nord-Paroșeni în stația Paroșeni;

În stația Tg.Jiu Nord este pregătită schema de deschiciurare, prin schemă normală, adică bara B1-20 kV în funcție cu toți consumatorii și T1-25 MVA, bară B2-20 kV în funcție fără consumatori cu CTv 20 kV închis și T2-40 MVA în rezervă caldă, și se fac următoarele manevre:

se aduce în funcțiune T2-40 MVA, 110/20 kV, pe bara B2-20 kV, iar CTv-20 kV se aduce în stare separat vizibil (S.S.V.);

pe bara B2-20 kV se realizează tensiunea de 24 kV prin comutarea ploturilor trafo T2-40 MVA;

Obs. Se interzice realizarea unei tensiuni mai mari de 24 kV întrucât în acest caz se depășește tensiunea maximă de serviciu de lungă durată.

DET Craiova dispune închiderea separatorului de 220 kV pentru deschiciurare, a separatorului de 20 kV, din celula de 20 kV deschiciurare, apoi se conectează întrerupătorul 20 kV de deschiciurare, datorită căderii de tensiune în trafo, pe bara B2-20 kV tensiunea va scădea cu cca 1-1,5 kV;

În continuare șeful de tură din stație va crește tensiunea pe barele 20 kV până ce curentul pe LEA 220 kV va atinge valoarea de cca 950A, urmărindu-se ca tensiunea să nu depășească 24 kV pe bara B2-20 kV, confirmă la DET Craiova începerea deschiciurării cu respectarea parametrilor următori:

Varianta II-cu scurtcircuitor mobil în stația Paroșeni:

Z=15,41 [];

I =900 [A];

U=23,5-23,95 [kV];

S =37,29 [MVA];

T=1,3 [h]- (timpul se verifică prin control vizual topirea chiciurii).

Pe durata deschiciurării, DET Craiova prin intermediul personalului de tură din stația Tg.Jiu Nord va urmării menținerea tensiunii pe bara 20 kV în limitele 23,5-24 kV și a curentului de deschiciurare dispus (950A; S=6+j40).

Șeful de tură din stația Tg.Jiu Nord și DET Craiova vor nota în registrele operative ora începerii deschiciurării propriu-zise și ora de terminare a deschiciurării.

În cazuri deosebite, în funcție de condițiile, meteorologice din zonă și informațiile primite de la personalul de supraveghere, de la cabanele Vulcan și Buliga, DET Craiova va prelungi timpul de deschiciurare până la căderea totală a chiciurei de pe linie.

Aprecierea stratului de chiciură pe conductorul LEA 220 kV Tg.Jiu Nord-Paroșeni este foarte important deoarece în funcție de datele transmise de personalul de supraveghere se evită avariile ce ar fi produse dacă nu s-ar face deschiciurarea la timp. În continuare sunt prezentate două desene cum se face aprecierea stratului de chiciură.

a.

d hmin hmax

b. g

d h

fig.a. = Chiciură depusă neuniform

fig.b. = Chiciură depusă uniform

unde: hmax = înălțimea maximă a depunerii;

hmin = înălțimea minimă a depunerii;

h = înălțimea în cazul depunerii uniforme;

g = lățimea maximă a depunerii;

d = diametrul conductorului activ.

În continuare vom prezenta schema de control a LEA 220 kV Tg.Jiu Nord – Paroșeni

C.E.T. Paroșeni

Mașina 1

Centru

Cabana Vulcan 20

21

56

57

72

Cabana Buliga

73

100

101

115

Cabana Schela 116

134

Drum sat Cartiu

135

147

Mașina-1

Râul Jiu 148

153 A

Urechești

Centru St. Tg.Jiu Nord

CAPITOLUL VII

CALCULUL PIERDERILOR DE PUTERE ȘI DE TENSIUNE, ÎN REGIM MAXIM, MINIM ȘI DE AVARIE PE LINIA DE 220 KV TG.JIU NORD-PAROȘENI

7.1. Noțiuni generale

Pentru a calcula pierderile de putere și de tensiune, în regim maxim, minim și de avarie, avarie ce s-ar putea produce datorită ruperii izolatoarelor sub greutatea depunerii chiciurei dacă aceasta nu ar fi doborâtă la timp și s-ar depune masiv pe conductoare, trebuie să considerăm linia împreună cu cele două stații ca fiind un circuit format din centrala electrică A, stația ridicătoare B, linia de 220 kV- "C"; și stația din capătul opus ca fiind stație coborâtoare numită D.

Puterea consumatorilor stației D:

Smax= 45-j35 [MVA]; (47)

Smin= 20-j15 [MVA]. (48)

Parametrii transformatoarelor coborâtoare din stația D (pe transformator):

ST= 40 [MVA]; (49)

U= 230 2 2,5%/35 [kV]; (50)

PCU= 250 [kW]; (51)

Fe= 80 [kW]; (52)

usc%= 10,5 [%]; (53)

i0%= 2,5[%]. (54)

Parametrii liniei de 220 kV:

l= 60 [km];

s= 150 [mm2]- secțiunea, linie cu dublu circuit, dispunere orizontală, cu distanța dintre două faze alăturate de 4[m]. Linia nu are pierderi corona.

Liniile ce alimentează stația sunt considerate ca două generatoare ce debitează putere de 50 MW și tensiunea Un= 10,75 [kV].

Transformatoarele ridicătoare ale stației B (Tg.Jiu Nord):

ST= 40 [MVA];

U= 10,75/230 2,5% [kV]. (56)

Obs. Se consideră regim de avarie când linia de 220 kV LINIA DE 220 KV TG.JIU NORD-PAROȘENI iese din funcțiune.

7.2. Calculul elementelor

A B C D

l=60 [Km] UD= 35 [kV]

UA= 10,75 kV AL-150 [mm2] 2 40 MVA Smax

Smin

2 40 MVA U=220 kV

Valorile elementelor schemei sunt:

RT1=[]; (57)

XT1=[]; (58)

GT1=[S]; (59)

[kW]=0,16 [MW]; (60)

BT1=[S]; (61)

[MVAr]; (62)

RL=[]; (63)

XL=[]; (64)

BL=[S]; (65)

Puterea capacitivă generată de linie:

QBL=U2BL=[MVAr] unde: GL=0 (nu există pierderi corona); (66)

Raportând parametrii transformatoarelor coborâtoare tot la tensiunea de 230 kV, rezultă aceleași valori ca pentru stația ridicătoare:

RT2= 4,132[];

GT2=3,0210-3 [S];

BT2=3710-6 [S];

XT2=69,43 [];

PFE2=0,16 [MW];

Q=2 [MVAr].

7.3. Regimul maxim de funcționare

pierderile de putere în transformatoare

[MVA]; (67)

puterea la intrarea în transformatorul 2 : SC

SC= 45,414-j41,265 [MVA]; (68)

puterea la capătul liniei se mărește cu [MVAr]

SC= 45,414-j32,765 [MVA]; (69)

la ieșirea din transformatoarele stației B:

SB=45,424-J32,765+[MVA] (70)

puterea maximă absorbită de la generator (puterea debitată de linie):

SA max= SB+ST=45,985-j30,565 [MVA]; (71)

totalul pierderilor de putere în regim maxim de funcționare:

[MVA]. (72)

pierderile de tensiune în regim maxim

Pierderile de tensiune în transformatoarele ridicătoare (totul se raportează la

tensiunea de 230 kV – de pe bornele stației ridicătoare și se neglijează componentele căderilor transversale de tensiune)

[kV]; (73)

UB=230-9,43=220,57 [kV]; (74)

pierderile de tensiune în linie:

[kV]; (75)

UC= UB-UBC= 220,57-2,585= 217,985 [kV]; (76)

pierderile de tensiune în stația de transformatoare coborâtoare:

[kV]; (77)

tensiunea la consumator, raportată la tensiunea de 230 kV va fi:

Uconsumator= UC-UT2 = 205,985 [kV]; (78)

total pierderi de tensiune în regim maxim:

UT1+UBC+UT1=24,015 [kV]; (79)

sau 10,44%.

7.4. Regimul minim de funcționare

a. pierderi de putere

Smin= 20-j15 [MVA]; (80)

ST1=[MVA]; (81)î

puterea la capătul liniei:

SL= [MVA]; (82)

pierderi pe linie:

[MVA]; (83)

puterea prin transformatoarele ridicătoare:

SR=SL+SL+j8,5= 20,24-j0,933 [MVA]; (84)

pierderile în transformatoarele ridicătoare:

[MVA]; (85)

puterea minimă absorbită de la generatoare:

SA min=SB+ST1=20,432-j3,527 [MVA]; (86)

[MVA]; (87)

pierderile de tensiune

pierderile în transformatoarele ridicătoare:

[kV]; (88)

UB=UA-UT1=230-1,126=228,87 [kV]; (89)

pierderile în linie:

[kV]; (90)

UC=UB-UBC=228,57-0,825=227,745 [kV]; (91)

pierderile în transformatoarele coborâtoare:

[kV]; (93)

total pierderi tensiune în regim minim:

Umin=1,126+0,825+1,245=3,196 [kV] sau 1,39% (94)

7.5. Regimul de avarie

Regimul de avarie se deosebește de regimul de sarcină maximă prin modificarea parametrilor liniei. Pentru a calcula pierderile de putere și de tensiune se face o schemă analogă celei ce mai sus pe care se figurează toate elementele ce trebuie calculate și cele cunoscute.

RT1 XT1 UB RL XL UC RL XT2 U`B

GT2

U'A BT1 BL/2 BL/2 BT2

Regimul de avarie se deosebește de regimul de sarcină maximă prin modificarea parametrilor liniei:

RL= 6,8 [];

XL= 25,38 [];

QL= 8,5 [MVAr].

pierderea de putere: în transformatoarele coborâtoare:

[MVA]; (95)

puterea în linie:

SL= Smax+ST1 + j4,25 = 45,414-j37,015 [MVA]; (96)

SL=[MVA]; (97)

SB=SL+SL= 45,856-j34,415 [MVA]; (98)

pierderile în transformatoarele ridicătoare:

[MVA]; (99)

puterea maximă cerută din generatoare în regim de avarii:

SA= 46,272-j40,715 [MVA]; (100)

pierderile de putere în regim de avarie:

Savarie= 1,242+j10,715 [MVA]; (101)

pierderile de tensiune în regim de avarie

UT1= UAB= 13,12 [kV]; (102)

UB= 230-13,12= 216,88 [kV]; (103)

5,427 [kV]; (104)

UC= UB-UL= 211,453 [kV]; (105)

UT2= [kV]; (106)

Total pierdere de tensiune 29,47 [kV], sau 12,7 [%].

CAPITOLUL I NOȚIUNI GENERALE DESPRE PRODUCEREA, 1 TRANSPORTUL ȘI DISTRIBUȚIA ENERGIEI ELECTRICE

Noțiuni generale despre producerea, transportul și distribuția 1

energiei electrice

1.2. Construcția stațiilor electrice 3

1.3. Condiții principale constructive ce se impun stațiilor electrice 4

1.3.1. Menținerea nivelului de izolație necesar 4

1.3.2. Evitarea riscurilor de avarie ca urmare a extinderii arcului electric 5

1.3.3. Evitarea avariilor datorită solicitărilor mecanice 6

Evitarea pericolului de incendiu 6

Securitatea personalului de exploatare și întreținere 7

Deservirea ușoară a instalațiilor de personalul de exploatare și întreținere 8

Economicitatea soluției adoptate 8

CAPITOLUL II PREZENTAREA CONDIȚIILOR DE FUNCȚIONARE ÎN PARALEL A TRANSFORMATOARELOR 10

CAPITOLUL III PROTECȚIA TRANSFORMATOARELOR 13

3.1. Generalități 13

3.2. Protecția de gaze a transformatorului 13

3.3. Protecția maximală cu tăiere de curent 15

3.4. Protecția diferențială longitudinală 16

3.5. Particularitățile protecției diferențiale a transformatoarelor 17

CAPITOLUL IV DESCRIEREA CIRCUITELOR PRIMARE DIN STAȚIA 220/110/20 KV TG.JIU NORD-PAROȘENI 19

4.1. Încadrarea stației și a sistemului energetic 19

4.2. Circuite primare 220 kV 19

4.3. Circuite primare 110 kV 22

4.4. Circuite primare 20 kV 25

CAPITOLUL V CALCULUL MECANIC LEA 220 KV TG.JIU NORD- PAROȘENI 28

5.1. Noțiuni generale 28

5.1.1. Sarcinile mecanice ale conductoarelor liniilor electrice 28

5.2. Calcul efectiv specific pentru LEA 220 kV Tg.Jiu Nord-Paroșeni 30

CAPITOLUL VI DESCHICIURAREA LEA 220 KV TG.JIU N-PAROȘENI 37

6.1. Organizarea privind deschiciurarea conductoarelor active pe LEA 220 kV Tg.Jiu Nord-Paroșeni 37

6.2. Deschiciurarea LEA 220 kV Tg.Jiu Nord-Paroșeni conform variantei nr.1 39

6.3. Deschiciurarea LEA 220 kV Tg.Jiu Nord-Paroșeni conform variantei nr. 2 41

CAPITOLUL VII CALCULUL PIERDERILOR DE PUTERE ȘI TENSIUNE ÎN REGIM MAXIM MINIM ȘI DE AVARIE 46

7.1. Noțiuni generale 46

7.2. Calculul elementelor 48

7.3. Regimul maxim de funcționare 49

7.4. Regimul minim de funcționare 51

7.5. Regimul de avarie 53

CAPITOLUL VIII CALCULUL ÎNCĂLZIRII TERMICE A LINIEI DE 220 KV LA APARIȚIA REGIMULUI DE SCURTCIRCUIT 56

8.1. Noțiuni generale 56

8.2. Determinarea efectului termic pe linia de 220 kV Tg.Jiu N-Paroșeni 58

1. M. TUDOSE " Utilajul și tehnologia instalațiilor din centrale și rețele electrice"

2. ALEXANDRU " Probleme de stații și rețele electrice"

CURELARU

3. STAȚIA " Documentație"

TG.JIU NORD

4. PARTEA ELECTRICĂ A CENTRALELOR

UNIVERSITATEA " CONSTANTIN BRÂNCUȘI"

FACULTATEA DE INGINERIE

SECȚIA CTE

PROIECT DE DIPLOMĂ

AL STUDENTULUI: GEANĂ ALIN

Denumirea temei: Deschiciurarea LEA 220 kV Tg.Jiu Nord-Paroșeni

Termen de predare a proiectului: 15.05.2002

Date inițiale: caracteristicile LEA 220 kV Tg.Jiu Nord-Paroșeni

Partea scrisă:

NOȚIUNI GENERALE DESPRE PRODUCEREA, TRANSPORTUL ȘI DISTRIBUȚIA ENERGIEI ELECTRICE

Noțiuni generale despre producerea, transportul și distribuția energiei electrice

Construcția stațiilor electrice

Condiții principale constructive ce se impun stațiilor electrice

PREZENTAREA CONDIȚIILOR DE FUNCȚIONARE ÎN PARALEL A TRANSFORMATOARELOR PROTECȚIA TRAFORMATOARELOR

Generalități

Protecția de gaze a transformatorului

Protecția maximală cu tăiere de curent

Protecția diferențială longitudinală

Particularitățile protecției diferențiale a transformatoarelor

DESCRIEREA CIRCUITELOR PRIMARE DIN STAȚIA 220/110/20 KV TG.JIU NORD-PAROȘENI

Încadrarea stației și a sistemului energetic

Circuite primare 220 kV

Circuite primare 110 kV

Circuite primare 20 kV

CALCULUL MECANIC LEA 220 KV TG.JIU NORD- PAROȘENI

Noțiuni generale

Calcul efectiv specific pentru LEA 220 kV Tg.Jiu Nord-Paroșeni

DESCHICIURAREA LEA 220 KV TG.JIU N-PAROȘENI

Organizarea privind deschiciurarea conductoarelor active pe LEA 220 kV Tg.Jiu Nord-Paroșeni

Deschiciurarea LEA 220 kV Tg.Jiu Nord-Paroșeni conform variantei nr.1

Deschiciurarea LEA 220 kV Tg.Jiu Nord-Paroșeni conform variantei nr.

CALCULUL PIERDERILOR DE PUTERE ȘI TENSIUNE ÎN REGIM MAXIM MINIM ȘI DE AVARI

Noțiuni generale

Calculul elementelor

Regimul maxim de funcționare

Regimul minim de funcționare

Regimul de avarie

CALCULUL ÎNCĂLZIRII TERMICE A LINIEI DE 220 KV LA APARIȚIA REGIMULUI DE SCURTCIRCUIT

Noțiuni generale

Determinarea efectului termic pe linia de 220 kV Tg.Jiu N-Paroșeni

Partea grafică:

Schemele protecțiilor specifice transformatoarelor

Schema circuitelor primare din st. 220/110/20 kV Tg.Jiu Nord

Schema de deaschiciurare a LEA 220 kV Tg.Jiu Nord-Paroșeni

6. Bibliografie

M. TUDOSE " Utilajul și tehnologia instalațiilor din centrale și rețele electrice"

ALEXANDRU " Probleme de stații și rețele electrice"

CURELARU

STAȚIA " Documentație"

TG.JIU NORD

PARTEA ELECTRICĂ A CENTRALELOR

Coordonator: Ș. l. dr. ing. V Cozma

Decan, Șef catedră,

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

Coordonator, Absolvent,

Ș.l. dr. ing. Vasile Cozma Geană Alin

=== GUTA EMIL ===

CAPITOLUL I NOȚIUNI GENERALE DESPRE PRODUCEREA, 1 TRANSPORTUL ȘI DISTRIBUȚIA ENERGIEI ELECTRICE

Noțiuni generale despre producerea, transportul și distribuția 1

energiei electrice

1.2. Construcția stațiilor electrice 3

1.3. Condiții principale constructive ce se impun stațiilor electrice 4

1.3.1. Menținerea nivelului de izolație necesar 4

1.3.2. Evitarea riscurilor de avarie ca urmare a extinderii arcului electric 5

1.3.3. Evitarea avariilor datorită solicitărilor mecanice 6

Evitarea pericolului de incendiu 6

Securitatea personalului de exploatare și întreținere 7

Deservirea ușoară a instalațiilor de personalul de exploatare și întreținere 8

Economicitatea soluției adoptate 8

CAPITOLUL II PREZENTAREA CONDIȚIILOR DE FUNCȚIONARE ÎN PARALEL A TRANSFORMATOARELOR 10

CAPITOLUL III PROTECȚIA TRANSFORMATOARELOR 13

3.1. Generalități 13

3.2. Protecția de gaze a transformatorului 13

3.3. Protecția maximală cu tăiere de curent 15

3.4. Protecția diferențială longitudinală 16

3.5. Particularitățile protecției diferențiale a transformatoarelor 17

CAPITOLUL IV DESCRIEREA CIRCUITELOR PRIMARE DIN STAȚIA 220/110/20 KV TG.JIU NORD-PAROȘENI 19

4.1. Încadrarea stației și a sistemului energetic 19

4.2. Circuite primare 220 kV 19

4.3. Circuite primare 110 kV 22

4.4. Circuite primare 20 kV 25

CAPITOLUL V CALCULUL MECANIC LEA 220 KV TG.JIU NORD- PAROȘENI 28

5.1. Noțiuni generale 28

5.1.1. Sarcinile mecanice ale conductoarelor liniilor electrice 28

5.2. Calcul efectiv specific pentru LEA 220 kV Tg.Jiu Nord-Paroșeni 30

CAPITOLUL VI DESCHICIURAREA LEA 220 KV TG.JIU N-PAROȘENI 37

6.1. Organizarea privind deschiciurarea conductoarelor active pe LEA 220 kV Tg.Jiu Nord-Paroșeni 37

6.2. Deschiciurarea LEA 220 kV Tg.Jiu Nord-Paroșeni conform variantei nr.1 39

6.3. Deschiciurarea LEA 220 kV Tg.Jiu Nord-Paroșeni conform variantei nr. 2 41

CAPITOLUL VII CALCULUL PIERDERILOR DE PUTERE ȘI TENSIUNE ÎN REGIM MAXIM MINIM ȘI DE AVARIE 46

7.1. Noțiuni generale 46

7.2. Calculul elementelor 48

7.3. Regimul maxim de funcționare 49

7.4. Regimul minim de funcționare 51

7.5. Regimul de avarie 53

CAPITOLUL VIII CALCULUL ÎNCĂLZIRII TERMICE A LINIEI DE 220 KV LA APARIȚIA REGIMULUI DE SCURTCIRCUIT 56

8.1. Noțiuni generale 56

8.2. Determinarea efectului termic pe linia de 220 kV Tg.Jiu N-Paroșeni 58

CAPITOLUL I

NOȚIUNI GENERALE DESPRE PRODUCEREA, TRANSPORTUL ȘI DISTRIBUȚIA ENERGIEI ELECTRICE

Noțiuni despre producerea, transportul și distribuția energiei electrice

Transportul energiei s-a realizat din cele mai vechi timpuri, deoarece așezările aglomerate necesitau bunuri materiale, obținuta în urma unor procese tehnologice în care se consuma o formă de energie pentru ușurarea muncii omului.

Odată cu dezvoltarea unor tehnologii primare și formele de energie utilizate erau primare sub forma unor acumulări hidroenergetice din care, prin conducte, apa sub presiune acționa diferite mașini de lucru utilizate în industria filaturii. Primele sisteme energetice de acest fel au existat în secolul al XVII-lea la Paris, Viena, Londra, ajungând la Londra la o lungime de 112 km.

În secolul al XVIII-lea apare mașina cu abur care se folosește în industrii, ajutând la producerea aburului sub presiune, utilizat în mașini cu piston, necesar acționării unor mașini de lucru.

La Paris se extinde o rețea de aer comprimat de 60 km, ce distribuie energie în diferite tehnologii, în special în industria textilă, la care mașinile de lucru erau acționate cu aer comprimat. În această perioadă apare o dezvoltare deosebită a transportului feroviar și maritim, utilizându-se mașini cu abur, captându-se o independență și o mobilitate în transportul energiilor de materii prime.

Era necesar acest transport deoarece locul de exploatare al materiei prime purtătoare de energie (cărbune, lemn, etc.) nu coincidea cu zonele locuite în care existau diferite tehnologii. Mașinile cu abur erau capabile să dezvolte puteri până la 3000 CP, transportate la distanță de ordinul kilometrilor sub formă de abur sau prin intermediul unor cablu de tracțiune. Aceste surse de energii primare funcționau cu randamente scăzute astfel încât începând cu perioada de descoperire a buteliei în anul 1972 și a realizării primei pile de 500 V, 10 A pusă la dispoziția Școlii Superioare din Paris, astfel se realizează obținerea

primei forme a unei alte energii, în afară de cele cunoscute.

În anul 1872, în urma cercetării unor fizicieni în domeniu electric (electrotehniști) se obțin primele dispozitive producătoare de energie electrică. Acestea erau reprezentate ca un dinam electric acționat de o formă de energie (curgere de apă, vânt, energie mecanică primită la ax, convertită în energie electrică cedată).

Dacă primul producător de energie electrică a fost realizat sub forma unui dinam, practica a condus la obținerea unor mașini electrice producătoare de energie, la mașinile de curent continuu, atât ca generatoare cât și ca motoare.

Prima linie electrică cu producere, transport și utilizare realizată în curent continuu a fost cu trei conductoare cu circuit de iluminat și circuit de forță reprezentat în figura nr. 1.

Această instalație de producere, transport și utilizare a energiei electrice în curent continuu pentru iluminat și acționare funcționează la un randament de 25%.

Pierderile în acest sistem fiind date de expresia:

[kW] (1)

Din această expresie se observă micșorarea pierderilor de putere, deci creșterea randamentului.

2220 kV

P1 P2

fig. 1 – Iluminat

Dezvoltarea structurii sistemului electroenergetic național are ca bază dezvoltarea instalațiilor de producere, transport, distribuție și consum a energiei electrice.

Prima centrală electrică în țara noastră, destinată a servi mai mulți consumatori, a fost pusă în funcțiune la Timișoara, la finele anului 1884, urmată centrala electrică de la Grozăvești (în București), construită în 1890.

În anul 1924 se construiește prima linie trifazată, la tensiunea de 60 kV între Florești și București; în anul 1930 se construiește prima linie de 110 kV între Dobrești și București.