Alimentarea cu Energie Electrica a Consumatorului Individual Fabrica de Oxigen Extindere
CUPRINS
Capitolul 1
1.0 Introducere pag. 6
Scopul proiectului pag. 6
Amplasare pag. 7
Descrierea instalațiilor pag. 7
Caracteristicile zonei de amplasament a consumatorului pag. 10
Instalații electrice existente în zona de consum.
Posibilități de racordare a consumatorului. pag. 11
Schema electrică stație Fabrica de oxigen-extindere pag. 12
Caracteristici consumatori pag. 12
Capitolul 2
2.0 Stabilirea variantelor de alimentare cu energie electrică a consumatorului și a schemelor de încadrare în sistem pag. 14
2.1 Linii electrice în cablu pag. 16
2.1.1 Elementele componente ale liniei electrice în cablu. pag. 16
2.2 Clasificarea cablurilor pag. 17
Capitolul 3
3.0 Dimensionarea căilor de curent pag. 18
3.1.1 Dimensionarea cablurilor ce alimentează stația Fabrica de oxigen-extindere
pag. 20
3.1.2 Dimensionarea cablurilor de alimentare pentru turbocompresor pag. 21
3.1.3 Dimensionarea cablurilor de alimentare pentru compresor aer pag. 22
3.1.4 Dimensionarea cablurilor de alimentare pentru transformatorul de servicii interne
pag. 23
3.2 Verificarea secțiunii conductoarelor din punct de vedere al căderilor de tensiune
pag. 24
3.3 Transformatoarele pag. 27
3.3.1 Alegerea transformatoarelor pag. 29
3.3.2 Caracteristicile transformatorului de putere pag. 32
3.3.3 Stabilirea regimului economic de funcționare a transformatoarelor de putere
pag. 33
3.3.4 Functionarea în paralel a transformatoarelor pag. 35
Capitolul 4
4.0 Calculul curenților de scurtcircuit pag. 36
4.1 Notiuni generale pag. 36
4.2 Calculul curenților de scurtcircuit prin metoda unităților relative pag. 37
4.3 Scurtcircuit pe bara de 6,3 kV a stației de 10,5/6,3 kV a consumatorului în punctul K1.
pag. 38
Capitolul 5
5.0 Alegerea și verificarea aparatelor electrice și a căilor de curent din punct de vedere termic și electrodinamic pag. 41
5.1 Considerații generale pag. 41
5.2 Alegerea și verifcarea aparatelor din punct de vedere termic și electrodinamic;
pag. 43
5.3 Alegerea aparatajului electric pentru pertea de medie tensiune (6,3kV) pag. 45
5.3.1 Alegerea întreruptoarelor pag. 45
5.3.2 Conditiile pag. 47
5.3.3 Elementele componente ale intreruptorului : pag. 50
5.3.4 Descrierea întreruptorului pag. 51
5.3.4.1 Principiul de functionare pag. 51
5.3.4.2 Stingerea arcului electric pag. 51
5.3.4.3 Verificarea întreruptoarelor din punct de vedere termic pag. 52
5.3.4.4 Verificarea întreruptorului din punct de vedere electrodinamic pag. 54
5.4. Separatoarele pag. 54
5.4.1 Definitie pag. 54
5.4.2 Simbolul pag. 55
5.4.3 Criteriile specifice pag. 56
5.4.4 Verificarea separatoarelor de 6,3 Kv pag. 56
5.5 Transformatoare de masură pag. 57
5.5.1 Rolul transformatoarelor de masură si domeniul lor de utilizare pag. 57
5.5.2 Clasificarea transformatoarelor de măsură pag. 58
5.5.3 Alegerea transformatoarelor de curent pag. 59
5.5.4 Alegerea transformatoarelor de tensiune pag. 63
5.5.4.1 Marcarea bornelor pag. 64
5.5.4.2 Transformatoarele de tensiune capacitive pag. 65
5.6 Alegerea și verificarea siguranțelor fuzibile pe partea de medie tensiune pag. 65
Capitolul 6
6.0 Aparatajul electric pentru partea de medie tensiune (6,3 kV) pag. 68
6.1 Celule debroșabile pag. 68
6.2 Întreruptoare pag. 69
6.3 Separatoare pag. 70
6.4 Siguranțe fuzibile pentru reductorii de tensiune pag. 71
6.5 Reductorii de curent pag. 71
6.6 Reductorii de tensiune pag. 72
Capitolul 7
7.0 Tratarea neutrului în rețelele de medie tensiune de 10 kV pag.73
7.1 Generalități pag. 73
7.2 Schemă de reglaj și semnaliyare la tratarea neutrului cu bobină de stingere:pag. 75
7.3 Caracteristici bobina de stingere pag. 76
7.4 Avantajele si dezavantajele soluției de tratare a neutrului prin bobină de stingere
pag. 77
Capitolul 8
8.0 Compensarea consumului de putere reactivă pag. 79
8.1 Consumul de putere reactivă pag. 79
8.2 Scheme de conexiuni pentru bateriile de condensatoare pag. 81
8.3 Descărcarea bateriei pag. 81
8.4 Condiții de funcționare pag. 82
8.5 Circuite de control pag. 83
8.5.1 Circuitele de măsură pag. 83
8.5.2 Circuitele de semnalizare pag. 83
8.5.3 Circuitele de blocaj pag, 83
8.6 Regimuri de funcționare ale bateriilor șunt pag. 83
8.7 Dimensionarea bateriei de condensatoar: pag. 84
Capitolul 9
9.0 Instalații de legare la pământ pag. 87
9.1. Considerații generale pag. 87
9.2 Dimensionarea instalațiilor de legare la pământ pentru stațiile electrice pag. 92
9.2.1 Dimensionarea instalației de legare la pământ a stației interioar pag. 92
Capitolul 10
10 Calculul pierderilor de putere și energie electrică pag. 96
10.0 Generalități pag. 96
10.1 Pierderile de putere și energie pag. 100
10.2 Calculul pierderilor de putere și energie electrică active în LEC 6,3 Kv:pag. 101
10.3 Calculul pierderilor de putere și energie electrică activă în transformatoare
pag. 102
Capitolul 11
11. Analiza numerică cu programul EDSA pag. 102
11.1 Analiză orientată obiect a funcționării în sarcină în curent alternativ pag. 102
11.2 Structura editorului EDSA pag. 103
11.3 Introducerea datelor din editorul de text sau dineditorul grafic monofilar automat
pag. 105
11.4 Introducerea datelor din interfața ECAD pag. 105
11.5 Analiza funcționării la scurtcircuit pag. 108
1. Introducere
Scopul proiectului
Tema dezbătută în următorul proiect este alimentarea cu energie electrică a consumatorului industrial “Fabrica de oxigen-extindere”. Consumatorul are o putere aparentă instalată de 11102,76kVA, si ca cerință asigurarea unui grad înalt de siguranță în alimentarea cu energie electrică. Ținând cont de instalațiile energetice existente în zonă și în baza informațiilor privind evoluția viitoare a consumatorului, proiectul are ca scop rezolvarea următoarelor probleme:
alegerea și amplasamentul optim al echipamentelor si aparatelor necesare;
stabilirea tensiunii nominale de alimentare cu energie electrică a consumatorului;
schema de alimentare cea mai avantajoasă din punct de vedere tehnic și economic;
secțiunea optimă a conductoarelor liniilor electrice prin care se va realiza alimentarea consumatorului.
Conditiile ce trebuie îndeplinite pentru alimentarea cu energie electrică a unui consumator sunt:
asigurarea continuității în alimentarea cu energie electrică a consumatorului; realizarea
unei căi de alimentare suplimentare, de rezervă, la cererea consumatorului, asigură îmbunătățirea indicatorilor de continuitate (siguranță) a alimentării de bază;
asigurarea calității energiei electrice ;
economicitate în construcția și funcționarea instalațiilor electrice;
impact minim asupra mediului înconjurator.
Ansamblul măsurilor ce se adoptă în exploatarea instalațiilor electrice astfel încat acestea să suporte solicitările ce apar în funcționarea lor reprezinta siguranța în funcționare. Indicatorii de fiabilitate impuși pentru respectarea acestei cerințe sunt: numărul mediu, respectiv maxim de întreruperi și durata medie, respectiv maximă a unei întreruperi. Pentru realizarea acestor indicatori se impun următoarele măsuri:
stabilirea numărului căilor și surselor de alimentare cu energie electrică, a schemei de încadrare în sistem și a schemei de conexiuni a stației de transformare; calea de alimentare suplimentară se poate realiza din aceeași sursă cu alimentarea de bază sau dintr-o sursă diferită sau cu rezervare parțială sau totală a sarcinii maxime de calcul;
alegerea unor aparate și echipamente performante, cu un nivel de fiabilitate ridicat.
Pentru respectarea calitații energiei electrice , atât pentru furnizor cât si pentru consumator ,
încadrarea indicatorilor (fregvență, amplitudinea tensiunii, golurile de tensiune,supratensiunile temporare și tranzitorii – pentru furnizor și armonici, intrearmonici, fluctuații de tensiune, nesimetrii – pentru consumator) trebuie sa fie în limitele admisibile. Aplicarea unor criterii tehnico-economice în proiectarea și exploatarea instalațiilor, astfel încat să se obțină o eficiență maximă în raportul venituri-cheltuieli, duce la economicitate în construcția și funcționarea instalațiilor electrice. Alegerea soluțiilor sau variantelor obtime de alimentare cu energie electrică a consumatorului, se face pe baza unor calcule comparative, astfel încat cheltuielile de investiții și cheltuielile de exploatare-mentenanță, inclusiv cele datorate pierderilor de putere și energie electrică să fie minime. Un alt factor de care se ține seama la alegerea variantelor obtime de alimentare cu energie electrică a consumatorului este impactul asupra mediului înconjurător. Acesta trebuie să fie minim. Prin eliminarea următoarele tipuri de impact asupra mediului se poate realiza acest deziderat :
poluarea chimică;
deteriorarea vegetației pentru construcția LES și întreținerea culoarelor create;
deteriorarea habitatelor faunei sălbatice;
ocuparea terenurilor agricole;
efectele câmpului electromagnetic ce poate apare la amplasarea instalațiilor de înaltă tensiune în zonele populate;
1.2 Amplasare
Stația electrică ,, Fabrica de oxigen –extindere “,este o stație de MT,ce aparține intreprinderii LINDE S.A..Ca locație, aceasta se află in incinta întreprinderii LINDE S.A Targoviste, la 600m distanță de drumul național 72-Târgoviște-Găiești, amplasată în vecinătatea de nord a întreprinderii Erdemir S.A. Târgoviște,și la 250m față de stația SRA5.
1.3 Descrierea instalațiilor
Stația de racord adânc ,, Fabrica de oxigen –extindere,“ este o stație de medie tensiune de 6,3/0,4kV, de tip interior. Instalațiile electrice sunt de tip deschis. Au montate aparatele și căile de curent astfel încât să se poată face controlul vizual al elementelor componente și sunt protejate împotriva atingerilor accidentale ale părților sub tensiune. După modul cum sunt separate elementele ce aparțin unui circuit, structura stației este tip celulară (se realizează prin pereți despărțitori plini). La instalațiile electrice interioare de medie tensiune, deoarece distanțele de izolare sunt mai reduse se folosește structura celulară pentru ca un eventual arc electric să aibă efecte negative numai asupra echipamentului din circuitul în care s-a produs.
Instalațiile de tip deschis trebuie să respecte în afara condițiilor generale și o serie de condiții specifice:
– intr-o celulă se dispun numai echipamentele unui circuit, care trebuie astfel montate încât dacă se lucrează la un echipament al circuitului să nu trebuiască să se scoată de sub tensiune barele colectoare sau elementele altui circuit.
– toate echipamentele de același fel, trebuie montate în dispoziții identice în toate celulele unui șir de celule, dispoziția celulelor se face funcție de tipul de instalație fără a transmite clădirii sarcini importante, iar echiparea celulelor trebuie realizată ținând seama de dezvoltarea etapizată a instalației.
Celulele de medie tensiune ale stațiilor electrice de distribuție de 6,3 kV sunt obișnuit realizate sub forma unor celule metalice prefabricate în care se montează echipamentul aferent unui circuit. Aceste celule metalice prefabricate sunt executate pentru interior, se amplasează într-o încăpere special amenajată în clădirea stației și formează stația de distribuție de medie tensiune de tip interior din cadrul stației de transformare.
Din punct de vedere constructiv, celulele metalice prefabricate de medie tensiune de interior se caracterizează prin:
– se realizează din tablă sudată pe un schelet din profile din tablă îndoită, cu uși pline în față și plasă în spate și vizibilitate directă a echipamentului.
– barele colectoare sunt rigide, dreptunghiulare, așezate pe lat, aparent în exteriorul cabinelor metalice, la partea lor superioară cu ajutorul unor armături de prindere pe izolatoare de trecere tip interior.
– au două compartimente și anume un compartiment pentru echipamentul de medie tensiune și un altul pentru circuitele secundare. Se execute pe un nivel, în varianta tip rețea, putând avea dublu sistem de bare sau simplu sistem de bare.
În compartimentul pentru echipamentul de medie tensiune sunt montate separatoarele de bare tripolare de interior (STIN) de 6,3 kV în poziție verticală, cu deschiderea cuțitelor în plan vertical, acționate mecanic prin intermediul unor pârghii cu ajutorul unor dispozitive de acționare mecanice. Bornele inferioare ale izolatoarelor de trecere sunt legate de ale separatoarelor de bare prin bare dreptunghiulare de aluminiu. Celelalte borne ale separatoarelor de bare sunt legate tot prin bare dreptunghiulare de aluminiu la bornele fixe ale întreruptorului.
Întreruptorul de medie tensiune este montat împreună cu dispozitivul său de acționare pe un cărucior, cu blocaj mecanic ce nu permite scoaterea căruciorului cu întreruptor din celulă, decât dacă întreruptorul sI separatoarele sunt deschise. Pot fi prevăzute și blocaje ale cuțitelor de legare la pământ (când există) iar la instalațiile cu bare duble, și blocaje în funcție de poziția celor doua separatoare de bare .
În spatele întreruptorului, respectiv în partea din spate a celulei de tip deschis sunt transformatoarele de curent precum și separatorul cu cuțite de punere la pământ al liniei în cablu electric subteran, al cărui dispozitiv de acționare manual este plasat pe un suport pe peretele din stânga al celulei.
Legătura se face la capul terminal al cablului de medie tensiune (LEC), ce se pozează într-un canal de cabluri sub celulă.
1.4 Caracteristicile zonei de amplasament a consumatorului
Consumatorul este situat în zona meteorologică B, la o altitudine de cca.280 m, căreia îi corespund următoarele condiții climato-meteorologice de care trebuie să se țină seama la dimensionarea liniei electrice de alimentare cu energie electrică a consumatorului:
presiunea dinamică de bază:
daN/cm- pentru vânt maxim nesimultan cu chiciură;
daN/m- pentru vânt maxim simultan cu chiciură;
grosimea stratului de chiciură pe conductoarele de 110 kV : 24 mm;
altitudine:≤ 800 m.
De asemenea, pentru această zonă sunt caracteristice următoarele temperaturi ale aerului:
– temperatura maximă: +40C;
– temperatura minimă: -30C;
– temperatura medie: +15C;
– temperatura de formare a chiciurii: -5C;
Se poate considera că umiditatea relativă a aerului în mediul exterior, în zona în care este amplasat consumatorul, este de 100%.
La alegerea aparatajului de comutație primară și a dispozitivelor de legare la pamânt se va avea în vedere ca umiditatea reală să nu fie mai mare decât cea admisă de întreprinderea constructoare.
În ceea ce privește gradul de poluare a zonei respective, conform [1], se consideră că aceasta se situează la nivelul II (mediu) de poluare, adică este o zonă cu industrie care nu produce fum foarte poluant și în care există o densitate medie de locuințe dotate cu instalații de încalzire.
Zona în care se află amplasat consumatorul nu prezintă vecinătăți ce pot contribui la o poluare a atmosferei peste limitele normale, deci nu sunt necesare măsuri speciale de exploatare și întreținere.
1.5 Instalații electrice existente în zona de consum. Posibilități de racordare a consumatorului.
Proiectul de față tratează problema alimentării cu energie electrică a consumatorului prin intermediul instalațiilor electrice existente în zonă.
De regulă, ca și în acest caz, marii consumatori industriali, concentrați în zone industriale amplasate la periferiile localalităților urbane, sunt alimentați din rețele separate pentru a nu influența în mod direct soluțiile de distribuție urbană. In zonă există o stație de transformare de 10,5/6,3kV denumita SRA5 (stație racord adânc nr 5 ) ce alimentează vechea fabrică de oxigen, la o distantă de 300m de noul consumator si o stație de 110/10,5 Kv- SRA 4 din care se alimentează stația SRA5, la o distantă de 1000m de SRA5. Cele doua stații precum si noul consumator aflându-se într-o zonâ industrială, alimentarea acestora se face prin linii electrice subterane .
Schema electrică stație Fabrica de oxigen-extindere
1.7
Caracteristici consumatori
Turbocompresor
– stator: U= 6000V; I=352A
– rotor : U=86 V ; I=261A
f = 50Hz ; cos φ=0,9 ; =93,5%;
P =3200kw ;
Pel= =×100=3422,46kW ;
S=== 3802,73kVA ;
Q===1657,56kVAr ;
Compresor aer
– stator: U= 6000V; I=72,5A
– rotor : U=40 V ; I=270A
f = 50Hz ; cos φ=0,9 ; =93,5%;
P =630kw ;
Pel= =×100=673,79kW ;
S== =748,65kVA ;
Q===326,32kVAr ;
Transformator servicii interne
U =6,3/0,4kV ;
In =96,2/1442A;
S=1000kVA;
Usc=5,96%
Grupa conexiune Dy05
Cosφ=0,8 ;
P=Scosφ=1000×0,8=800kW ;
Q===600kVAr ;
Si =2×S tubocompesor+2×S compresor Ox+2S trafo SI
Si=2× 3802,73+2×748,65+2×1000=11102,76kVA ;
P =2×P tubocompesor+2×P compresor Ox+2P trafo SI;
P totala=2×3422,46+2×673,79+2×800=9792,5kW;
Q =2×Q tubocompesor+2×Q compresor Ox+2Q trafo SI;
Q=2×1657,56+2×326,32+2×600=5167,76kVAR;
Cosφ = = =0,882;
Cap 2. Stabilirea variantelor de alimentare cu energie electrică a consumatorului și a schemelor de încadrare în sistem
Aspectele ce determină variantele de alimentare cu energie electrică a consumatorului vor tine cont de:
– situația energetică existentă în zona respectivă și perspectiva de dezvoltare pentru urmatorii 5-10 ani;
– importanța consumatorului, caracterizată prin clasa acestuia;
– siguranța în alimentare ce va trebui să asigure pentru consumator o alimentare de baza corespunzătoare puterii maxime absorbite și o alimentare de rezervă, conform nivelului de rezervare, aleasă printr-o analiză tehnico-economică;
concepția unitară și elasticitatea în exploatare a schemei.
Energia electrică folosită de consumatorii industriali servește pentru desfășurarea unor procese tehnologice. În fabrica de oxigen, ca rezultat al procesului tehnologic este oxigenul obținut la anumiți parametri ca puritate si presiune, precum si azotul si aerul sub presiune . Comportarea procesului tehnologic la discontinuitatea alimentării cu energie electrică reprezintă elementul ce decide alegerea structurii de alimentare a acestui consumator. Discontinuitatea alimentării se poate materializa printr-o gamă largă de efecte, plecând de la tulburări calitative și cantitative neesențiale și putând ajunge până la distrugerea de utilaje, efecte ecologice devastatoare sau periclitarea vieții diferitelor persoane implicate. Receptoarele acestui consumator se pot încadra în categoria I, la care întreruperea alimentării poate duce la dereglarea procesului tehnologic în flux continu, necesitând perioade lungi pentru reluarea activității la parametrii cantitativi și calitativi existenți în momentul întreruperii .
Consumatorii de energie electrică, se pot clasifica, după sarcina maximă de durată absorbită în punctele de primire, conform tabelului 2.1
Tabelul 2.1
Comform tabelului de mai sus consumatorul industrial analizat se încadrează în clasa C de importanță. Variantele de alimentare cu energie electrică a consumatorului se stabilec în funcție de instalațiile existente în apropierea zonei de amplasament a instalațiilor sale.
2.1 Linii electrice in cablu
În comparație cu liniile electrice aeriene (LEA), liniile electrice în cablu (LEC), prezintă avantaje însemnate legate de siguranța în funcționare, de lipsa influienței factorilor atmosferici, ceea ce a condus la extinderea utilizarii LEC, mai ales în localitațile urbane. Cauzele care au contribuit la extinderea LEC se regăsesc în progresul continuu înregistrat de tehnologia de fabricație a cablurilor precum si de creșterea gradului de automatizare a lucrărilor de construcție și exploatare. Extinderea LEC este frânată de costul mai ridicat al realizării acestor linii.
2.1.1 Elementele componente ale liniei electrice în cablu
În componența LEC intră o parte conductoare ce asigură transferul energiei electrice si una ce asigură izolația conductoarelor între ele cât si fața de pamânt. Mantaua de protecție protejează partea conductoare cât si izolația lui de acțiunea mediului exterior.
Conductoarele reprezintă acea parte a cablului ce asigură trecerea curentului de sarcină. În general sunt confecționate din cupru electrolitic s-au aluminiu. Pentru tensiuni mai mici de 1 kV se folosesc conductoare masive iar pentru tensiuni mai mari se folosesc conductoare multifilare sub diferite forme (sector,rotund, oval,tubular).
Izolația reprezintă un element cu o mare importanța în construcția cablurilor. Rolul acesteia este de a asigura izolația între cabluri, cât si între acestea si masă. Este confecționată din diferite materiale cu proprietați izolatoare, cum ar fi: hartie impregnata în ulei s-au rășini, cauciuc, mase plastice precum policlorura de vinil sau polietilena.
Mantaua are rolul de a proteja cablul de acțiunea agenților externi : umiditate, substanțe chimice, oxigen. Trebuie să fie etanșa si rezistentă la acțiunile chimice si mecanice exterioare, să fie maleabilă si să aiba conductibilitate termică ridicată.
Partea exterioara a cablului alcătuită din armătura metalică, straturi de protecție si înveliș are rolul de a prelua efortutile mecanice la care e supus cablul. Învelișul exterior protejează armătura metalică de agenții exteriori.
Ecranarea cablurilor se utilizează pentru uniformizarea câmpului electric. Este folosită la cablurile cu tensiunea nominală mai mare de 10 kV.
2.2 Clasificarea cablurilor
– după materialul conductoarelor : din cupru, aluminiu, oțel;
– după forma constructivă a conductoarelor : masive, multifilare, circulare, sector ;
– după felul izolației cablului : cu izolație de hârtie, bumbac, mase plastice;
– după felul mantalelor, cablurile pot avea manta de plumb, aluminiu, materiale plastice;
– după domeniul de utilizare, cablurile pot fi de forță, de comandă, telecomunicație;
– după tensiunea de lucru pot fi cuprinse în trei categorii:
– categoria I până la 1 kV;
– categoria a II-a de la 1kV la 35kV;
– categoria a III-a cu tensiune mai mare de 35kV;
În ultima vreme , cablurile cu izolație din mase plastice s-au impus datorită avantajelor pe care le au :
-rezistența la umezeală, agenți chimici si microorganisme;
-rezistența mecanică ridicată;
-nu necesită masă de umplere;
-conduc la economie de materiale metalice (plumb,oțel);
-sunt mai elastice;
-îmbinarea lor este mai simpla.
Cap. 3. Dimensionarea căilor de curent
Dimensionarea cailor de curent în funcție de sarcina vehiculată se calculează astfel încat să nu conducă la încălzirea conductoarelor peste limitele admisibile sau la pierderi de putere și energie mai mari decât cele prevăzute de normele în vigoare. Pentru dimensionarea căilor de curent regimul de funcționare luat în calcul va fi de lungă durată , durată determinată pe baza prognozei
consumului de energie elctrică.
Pentru dimensionarea LEC trebuie să se cunoască:
sarcina maximă: sau ;
factorul de putere natural (fară compensarea puterii reactive);
timpul de utilizare al puterii maxime: ;
dezvoltarea în perspectivă a consumului pe 5-10 ani.
Normele de fabricație ale conductoarelor, precum și prescripțiile energetice ale furnizorului împun condițiile tehnice ce servesc la dimensionarea liniilor electrice.Acestea sunt:
încalzirea de durată a conductoarelor în regim normal de funcționare; punând condiția se obține secțiunea tehnică ce presupune încalzirea la o limită admisă când se vehiculează sarcina maximă ;
funcționarea economică a LEC ce presupune pierderi minime de putere și energie; secțiunea economică () este impusă de funcționarea liniilor electrice cu pierderi minime și realizarea parametrilor nominali de calitate a energiei electrice.
Se adoptă secțiunea maximă dintre și .
Dacă secțiunea ce rezultă din calcule nu se gasește în cataloage, se alege secțiunea imediat superioară pe treapta dimensională de secțiuni, astfel încât să fie respectată condiția:
(3.1)
Pentru alegerea secțiunii conductoarelor se foloește o marime electrică intrisecă materialului respectiv, ce dă măsura solicitărilor electrice din materialul conductor, numită densitate de curent (j).
J= [A/] (3.2)
Pentru fiecare material conductor se poate defini densitatea de curent maxim admisibilă, ce reprezintă solicitarea electrică maximă în materialul respectiv, fară ca acesta să îsi piardă proprietațile electrice sau de material (mecanice,structurale …). Pentru cele mai uzuale materiale conductoare folosite în ingineria electrică (Al;Cu) sunt definite următoarele densitați de curent:
Al=20 A/ ;
Cu=35 A/ ;
Al-Ol=20 A/ .
Având definită densitatea de curent maxim admisibilă se poate defini la rândul său intensitatea de curent maxim admisibilă pentru un material conductor cu o geometrie data .
=×S ( 3.3)
Pentru alegerea secțiunii conductoarelor se vor parcurge urmatorii pasi :
– stabilirea materialului conductor pentru care se cunoaște ;
– se calculează intensitatea curentului pentru fiecare fază ;
– se calculează secțiunea minimă ce trebuie să suporte densitatea de curent maxim
admisibilă pentru curentul calculat ;
= (3.4)
– se calculează pentru secțiunea minimă aleasă ;
× 3 (3.5)
– se alege imediat superior celui calculat, ca valoare standard.
In practică se folosesc următoarele valori pentru :
– pentru inaltă tensiune =1÷1,2 A/;
– pentru medie tensiune =2÷4 A/ ;
– pentru joasă tensiune =4÷6 A/ .
3.1.1 Dimensionarea cablurilor ce alimentează stația Fabrica de oxigen-extindere
În cazul nostru la o putere aparentă instalată de =11102,76 kVA, curentul maxim pe linie va fi :
= = =1762,34A
Materialul din care este confecționat cablul este Al . Rezultă că secțiunea minimă ce poate suporta acest curent va fi :
= = =88,117
Secțiunea standard imediat următoare este 95 . Pentru această sectiune este:
=×S ;
=95×20=1900 A ;
În practică unde curentul de pornire al unor motoare poate creste pană la 8×In s-a ales ca valoare pentru pe partea de medie tensiune j=2,4 A/.Refăcând calculele vom abține urmatoarele valori:
= = =550,74
Secțiunea standard imediat următoare este 555 ,obținută prin folosirea în paralel a 3 cabluri de185 . Pentru această secțiune este:
=×S ;
= 20×555=11100 A ;
3.1.2 Dimensionarea cablurilor de alimentare pentru turbocompresor
În cazul nostru la o putere aparentă instalată de =3802,73 kVA ,curentul maxim pe linie va fi :
=352A.
Materialul din care este confecționat cablul este Al . Rezultă că secțiunea minimă ce poate suporta acest curent va fi :
= = =17,6
Secțiunea standard imediat urmatoare este 25 . Pentru această secțiune este:
=×S ;
=25×20=500 A ;
În practică unde curentul de pornire al unor motoare poate crește până la 8×In s-a ales ca valoare pentru pe partea de medie tensiune j=0,8 A/.Refacând calculele vom abține următoarele valori:
= = =440
Secțiunea standard imediat următoare este 3×150 . Pentru această secțiune este:
=×S ;
= 20×450=9000 A ;
3.1.3 Dimensionarea cablurilor de alimentare pentru compresor aer
În cazul nostru la o putere aparentă instalată de =748,65 kVA, curentul maxim pe linie va fi :
=57A.
Materialul din care este confecționat cablul este Al . Rezultă că secțiunea minimă ce poate suporta acest curent va fi :
= = =2,85
Secțiunea standard imediat următoare este 4 . Pentru această secțiune este:
=×S ;
=4×20=80 A ;
În practică unde curentul de pornire al unor motoare poate crește pana la 8×In s-a ales ca valoare pentru pe partea de medie tensiune j=0,8 A/. Refăcând calculele vom abține următoarele valori:
= = =71,25
Secțiunea standard imediat urmatoare este 95 . Pentru această secțiune este:
=×S ;
= 20×95=1900A ;
3.1.4 Dimensionarea cablurilor de alimentare pentru transformatorul de servicii interne
În cazul nostru la o putere aparentă instalată de =1000 kVA, curentul maxim pe linie va fi :
=96,2A.
Materialul din care este confecționat cablul este Al . Rezultă că secțiunea minimă ce poate suporta acest curent va fi :
= = =4,81
Secțiunea standard imediat următoare este 6 . Pentru aceasă secțiune este:
=×S ;
=20×6=120 A ;
În practică unde curentul de pornire al unor motoare poate crește pană la 8×In s-a ales ca valoare pentru pe partea de medie tensiune j=0,8 A/.Refăcând calculele vom abține următoarele valori:
= = =120,5
Secțiunea standard imediat urmatoare este150 . Pentru aceasta sectiune este:
=×S ;
= 20×150=3000 A
3.2 Verificarea secțiunii conductoarelor din punct de vedere al căderilor de tensiune
Prin respectarea parametrilor de calitate a energiei electrice se asigură funcționarea corespunzătoare a receptoarelor de energie electrică. Respectarea acestor parametrii , înseamnă menținerea continuității în funcționare, a frecvenței, amplitudinii și tensiunii de alimentare în jurul valorilor normale și forma undei de tensiune. Atunci când continuitatea în funcționare si forma undei de tensiune se mențin, frecvența este constantă, condiția ce trebuie respectată în funcționarea rețelelor se referă la abaterea amplitudinii tensiunilor față de o tensiune de referință, denumită tensiune nominală. Abaterile admisibile ale tensiunii într-un nod al rețelei sunt date de normele și reglementările în vigoare. Depășirea abaterilor duce la înrăutățiri în funcționarea consumatorilor. În funcție de tensiunea nominală a rețelei, de tipul rețelei și de importanța consumatorului alimentat se dă valoarea abaterilor. Căderea de tensiune se determină cu relația:
( 3.6)
în care :
DU – căderea totală de tensiune pe linie [kV];
∆U – căderea longitudinală de tensiune [kV];
∂U – căderea transversală de tensiune [kV];
Căderile de tensiune longitudinale se determină cu relația:
[kV] (3.7)
Căderea de tensiune transversală se determină cu relația:
(3.8)
unde:
Ω
Ω
[S/km]
=..=2×3,14×0,66×207,24× [S/km]
kVAr ;
– puterea reactivă maximă transportată pe linie.
=5167,76 kVAr ;
=9792,5kW;
Căderea totală de tensiune în acest caz este:
În modul:
(3.9)
Căderea de tensiune procentuală se calculează cu relația:
(3.10)
Tensiunea pe bara de 6,3 kV a stației SRA5 va fi:
(3.11)
Căderea de tensiune se încadrează în limitele admise de ± 10%, deci secțiunea conductorului
este dimensionată corect.
3.3 Transformatoarele
Transformatoarele și autotransformatoarele de putere sunt aparate, fără piese în mișcare, în care are loc modificarea unor parametri electrici ai energiei primite. Ele transformă un curent alternativ de o anumită tensiune în curent alternativ de o altă tensiune, fără a-i modifica frecvența. Transformatoarele si autotransformatoarele reprezintă echipamentele de cea mai mare valoare din stațiile electrice sau din posturile de transformare. . În fig.10.1 este prezentată o vedere laterală a unu transformator de putere.
Principalele elemente constructive ale transformatoarelor și autotransformatoarelor sunt: circuitul magnetic (miezul), înfășurările, cuva și capacul, conservatorul, comutatorul pentru reglajul tensiunii, izolatoarele de trecere, instalațiile de răcire, releele de gaze și alte accesorii. O stație de transformare este formată din două sau mai multe instalații electrice de distribuție și unul sau mai multe transformatoare de putere de interconexiune.
Transformatoarele de forță pot fi montate în exterior sau dacă nu este posibil se montează în interiorul unei clădiri (ce poate fi comună cu instalația de distribuție de medie tensiune). Obișnuit nu se montează în interior transformatoare cu o putere mai mare de câțiva zeci de MVA. Transformatoarele de putere se montează obișnuit în aer liber și sunt echipate cu izolatoarele necesare nivelelor de tensiune și funcționării în mediul exterior. Se montează în exterior deoarece au în cuvă cantități mari de ulei, deci prezintă pericol mare de incendiu. Pentru reducerea pericolului de incendiere soluțiile constructive prevăd separări antifoc între două transformatoare alăturate pentru ca un eventual incendiu la un transformator să nu se transmită și la transformatorul alăturat, precum și sisteme de evacuare a uleiului. O altă soluție este montarea transformatoarelor la distanțe relativ mari (de peste 15 m) între ele; de asemenea trebuie ca transformatoarele de forță să fie amplasate la distanțe relativ mari de restul instalațiilor de distribuție. Montarea în interior a transformatoarelor de mare putere cere o soluție complicată și scumpă datorită necesității evacuării căldurii degajate în timpul funcționării transformatoarelor, măsurile de prevenire, combatere și limitare ale efectelor eventualelor incendii și măsurile necesare de împiedicare a propagării zgomotelor și vibrațiilor.
Măsurile de prevenire, combatere și limitare ale efectelor eventualelor incendii la transformatoarele de putere montate în interior, se bazează pe montarea fiecărui transformator într-o boxă separată, prevăzută cu porți metalice spre exterior, dimensionate pentru a putea introduce sau scoate transformatorul. Siguranța în funcționare și durata de viață a unui transformator depind în mare măsură de starea uleiului din cuva transformatorului. Cele mai importante caracteristici ale uleiului din punct de vedere al exploatării sunt rigiditatea dielectrică și tangenta unghiului de pierderi. Orice impuritate care pătrunde în ulei influențează negativ rigiditatea lui dielectrică. Dintre impuritățile gazoase și lichide, importanță deosebită prezintă oxigenul și apa, care degradează uleiul și acționează defavorabil și asupra izolațiilor solide ale transformatorului. Periodic, se verifică aspectul (culoarea) uleiului, prezența cărbunelui în suspensie, prezența apei, punctul de inflamabilitate, aciditatea organică, impuritățile mecanice, rigiditatea dielectrică și tangenta unghiului de pierderi. Întreținerea uleiului de transformator înseamnă îndepărtarea impurităților, a produselor de oxidare și a apei din ulei. Procedeele de întreținere sunt: decantarea, filtrarea, centrifugarea, uscarea sau tratarea în vid a uleiului. Dacă uleiul este pronunțat oxidat, el trebuie regenerat.
La transformatoarele de putere punctele critice sunt:
a) înfășurările:
– scăderea parametrilor de izolație sub limitele minime admise poate conduce la străpungerea izolației la supratensiuni;
– slăbirea rezistenței la eforturi electrodinamice.
b) trecerile izolate – se datorează calității inferioare a acestora;
c) sistemul de consolidare a înfășurărilor realizat din materiale magnetice
– supraîncălzirea puternică a pieselor de presare (prezon-șaibă), conduce la deformarea lor termică și la degradarea termică a materialelor izolante;
d) comutatoarele cu reglaj sub sarcină;
e) circuitul magnetic – se datorează cantității relativ mari de impurități mecanice și de umiditate din ulei care determină scăderea izolației tolelor, a pachetelor de tole, a schelelor;
f) sistemul de răcire:
– reducerea capacității de răcire prin înfundarea canalelor de circulație a aerului sau uleiului. În cursul exploatării transformatoarelor se execută următoarele lucrări de întreținere curentă:
– înlocuiri de siguranțe la transformatoarele protejate prin siguranțe (înlocuirea se face cu transformatoarele deconectate de la rețea și cu instalațiile legate la pământ);
– măsurători de sarcină și tensiune în conformitate cu reglementările în vigoare;
– dacă sub transformatoarele montate în exterior există pat de piatră, afânarea și greblarea periodică a acestuia pentru a permite scurgerea și depistarea scurgerii uleiului;
– verificarea fundațiilor și a îngrădirilor; punerea la punct a dispozitivelor de închidere și încuiere;
– completarea cu cerneală a aparatelor înregistratoare;
– demontări și montări de aparate de măsurat aparținând instalației transformatorului;
– înlocuirea silicagelului.
În cadrul activității de exploatare-întreținere, în care se stabilesc lucrările care trebuie să readucă și să mențină instalațiile în starea tehnică prescrisă, pe lângă lucrările din activitatea de exploatare și întreținere curentă, un rol deosebit îl au lucrările din activitatea de revizii și reparații (programare sau accidentale).
3.3.1 Alegerea transformatoarelor
Echiparea unei stații electrice de tranformare cu transformatoare se face în funcție de nivelul de siguranță (continuitate) în alimentarea cu energie electrică, cerut de consumator. Stațiile de transformare care alimentează consumatori industriali se echipează, de regulă, cu două transformatoare. Echiparea cu un singur transformator pentru alimentarea cu energie electrică a consumatorilor industriali poate fi prevăzută în următoarele cazuri:
– valoarea daunelor provocate de întreruperea alimentării cu energie electrică sunt mici și nu se justifică din punct de vedere economic instalarea a două transformatoare;
– atunci când se poate asigura rezervarea de 100% din rețeaua de medie tensiune racordată la barele stației de transformare.
Ținând cont de faptul că pentru situația de față nu există o rezervare din rețeaua de medie tensiune, stația de transformare se va echipa cu două transformatoare identice care să asigure rezervarea de 100%.
La alegerea transformatoarelor se tine cont de caracteristicile tehnice ale transformatoarelor . Acestea depind de calitatea materialelor utilizate în fabricarea lor, atât din punct de vedere electric cât și din punct de vedere termic și al izolației.
Caracteristicile sunt stabilite de fabricant și însoțesc transformatorul prin cartea tehnică, buletinul de fabricație și placuța cu aceste date ce se gasește montată pe orice transformator.
Datele ce sunt necesar să se cunoască pentru alegerea puterii nominale a transformatorului sunt:
• sarcina maximă de durată (de regulă puterea aparentă ) ce urmează a fi vehiculată și durata de utilizare anuală a acesteia;
• numărul de transformatoare ce urmează a se monta și daunele provocate de întreruperea în alimentarea cu energie electrică a consumatorului.
• evoluția viitoare a sarcini maxime; aceasta se ia în considerare pe 5-10 ani, fie ca o rată medie anuală de creștere, fie ca o creștere (salt)în cadrul perioadei de calcul, rezultând puterea maximă vehiculată Smax;
Etapele parcurse pentru alegerea puterii nominale a transformatoarelor sunt:
se stabilește puterea nominală tehnică (Snt) a transformatorului.
se stabilește puterea nominală economică (Sn ec) a transformatorului.
Se adoptă ca putere nominală aparentă a transformatorului () cea mai mare valoare ce rezultă între puterea nominală tehnică și puterea nominală economică:
(3.12)
Știind că sarcina maximă absorbită de consumator este Smax= 11102,76 kVA, din punct de vedere tehnic putem alege un transformator cu Sn= 16 MVA.
Din punct de vedere economic se are în vedere ca în funcționare Smax să reprezinte maxim 70% din puterea nominală a trnsformatorului (funcționarea optimă a transformatoarelor se realizează pentru o sarcină cuprinsă între 45% și 70% din puterea aparentă nominală a acestora), deci caculand, valoarea lui Smax= 11102,76 kVA din puterea transformatorului, reprezintă 69,392% din puterea transformatorului de 16 MVA.
(3.13)
Se poate alege o putere aparentă economică Sn ec = 25 MVA.
Pentu o creștere a sarcinii cu 40% în următorii 5 ani se adopta:
Sn T = max(Snt;Sn ec) (3.14)
SnT = max (16,65;25) rezultă că se alege SnT = 25 MVA
În practică deoarece o sectie de bare este în funcțiune, iar cealaltă în rezervă caldă datorită cerințelor de funcționare, sarcina maximă de durată va fi pe jumatate, adică :
Smax= =5551,>38MVA
=1,5×5551,38=8327,07MVA
=1,5×5551,38×1,4=11,6579MVA
SnT = max (8327,07;11,6579) rezultă că se alege SnT = 16 MVA
Caracteristicile tehnice ale transformatorului sunt prezentate în tabelul 3.2.
3.3.2 Caracteristicile transformatorului de putere
Tabelul 3.2
Semnificația literelor este următoarea:
T – transformator;
T – trifazat;
U – ulei (mediul izolant);
S – reglajul tensiunii în sarcină;
N – circulația naturală a uleiului de racire;
S – cu răcirea aerului prin sulfaj de aer;
∆P0 – pierderile de putere activă la funcționarea în gol;
∆Psc – pierderile de putere activă la funcționarea în scurtcircuit;
i0 – curentul de mers în gol, exprimat în procente față de curentul nominal;
usc – tensiunea procentuală de scurtcircuit, determinată de proba de scurtcircuit a transformatorului.
3.3.3 Stabilirea regimului economic de funcționare a transformatoarelor de putere
Datorită variațiilor de sarcină, în stațiile de transformare se poate funcționa cu unul sau mai multe transformatoare în sarcină, pe perioada unei zile. Ca elemente ce se iau în calcul la alegerea numărului de trasformatoare ce funcționează în sarcină, sunt: realizarea siguranței în alimentarea cu energie electrică a consumatorului, iar din punct de vedere economic, pentru realizarea unor pierderi de putere și energie electrică, activă în special, minime.
Intr-o stație de transformare echipată cu minim două transformatoare, pentru alegerea regimului optim de funcționare din punct de vedere al pierderilor de putere, este necesar să se determine, funcție de consum, numărul de transformatoare ce trebuie menținut în funcțiune. Pentru aceasta, trebuie determinată sarcina pentru care pierderile de putere activă sunt mai mici sau cel mult egale între ele, atât în cazul în care se funcționează în sarcină „n” transformatoare, cât și în cazul în care se funcționează cu „n+1” transformatoare.
Regimul optim de funcționare pe stație a transformatoarelor se realizează pentru puterea aparentă limită, calculată pentru un transformator în funcțiune:
= (3.15)
unde:
n – numărul transformatoarelor ce trebuie menținut în funcțiune; n=1;
k – coeficient ce reprezintă aportul componentei reactive corespunzătoare pierderilor la curentul total de sarcini ce se vehiculează prin transformator;
k = 0,03…0,1- pentru transformatoarele din stațiile de transformare;
– pierderile de putere reactivă în fierul transformatorului [kVAr];
– pierderile de putere reactivă în înfășurările transformatorului datorită reactanței acestuia [kVAr]
(3.16)
(3.17)
=16 =9,4684MVA ;
Până la valoarea de 9,4684MVA este economic, din punct de vedere al pierderilor de putere, să se funcționeze cu „n” transformatoare în sarcină, iar peste valoarea de 9,4684 MVA este economic să se funcționeze cu ambele transformatoare în sarcină, avănd în vedere că acestea sunt identice.
Figura 2.1. – Reprezentarea grafică a dependenței ∆PT = f(S)
În figura 2.1. s-a reprezentat grafic ∆PT = f(S), pentru situațiile în care , pentru vehicularea puterii S, se funcționează cu un transformator, respectiv două transformatoare.
Din graficul de variație ∆P = f(S) se constată următoarele:
pentru S=S’<9,4684, pierderile de putere activă sunt mai mici la funcționarea cu un singur transformator: ∆P’T1<∆P’T1+T2;
pentru S = 9,4684MVA pierderile de putere activă sunt egale pentru orice regim de funcționare s-ar allege (T1 sau T1+T2 în funcțiune); ∆PT1=∆PT1+T2;
pentru S = S”> 9,4684MVA, pierderile de putere activă la funcționarea cu T1 sunt mai mari decât funcționarea cu T1+T2 în sarcină:
∆P˝T1>∆P˝T1+T2
Acest regim poate fi modificat permanent în stațiile de transformare unde există personal de exploatare în tură continuă sau există posibilitatea acționării înreruptoarelor de la un punct central de dispecer, prin instalații de telecomandă.
Datorită faptului că se va proceda la funcționarea cu ambele transformatoare în sarcină, pentru ca pierderile de putere sa fie minime.
3.3.4 Funcționarea în paralel a transformatoarelor
Se consideră că două sau mai multe transformatoare funcționează în paralel atunci când bornele primare sunt legate la aceeasi retea de tensiune U1, iar bornele secundare sunt legate la aceiasi retea U2, si în acelasi timp indeplinesc urmatoarele conditii:
-pentru tranformatoarele ce funtionează în paralel tensiunile primare si secundare să fie aceleasi, cu abateri în limitele ±0,5% ;
-pentru a funcționa în paralel transformatoarele trebuie să aibă aceeasi grupă de conexiuni sau grupe care permit punerea acestora în paralel;
– trebuie să aibă aceleași tensiuni de scurtcircuit, cu abateri totale de ±10% pentru toate transformatoarele;
-raportul puterilor să nu depăseasca maxim 2 între puterea celui mai mare si celui mai mic transformator; la transformatoarele fabricate înainte de 1972, raportul puterilor poate avea valori de maxim 3 ;
CAP. 4 Calculul curenților de scurtcircuit
4.1 Notiuni generale
Prin scurtcircuit se înțelege contactul accidental, fără rezistență, sau printr-o rezistență de valoare relativ mică, a două sau mai multe conductoare aflate sub tensiune.
Cauzele producerii scurtcircuitelor pot fi:
deteriorarea mecanică a izolației;
ruperea conductoarelor;
străpungerea sau conturnarea izolației la supratensiuni;
punerea indirectă în contact a conductoarelor cu pământul (păsări, copaci);
manevre greșite în timpul exploatarii.
Curentul de scurtcircuit este curentul care parcurge elementele instalațiilor electrice (conductoare, transformatoare, aparate electrice), în cazul apariției unui defect.
Parametrii care influiențează valoarea curenților de scurtcircuit sunt:
● puterea surselor care alimentează scurtcircuitul;
● distanța dintre sursă si locul scurtcircuitului;
● tipul scurtcircuitului;
● timpul scurs de la apariția scurtcircuitului;
Valoarea mare a curentului de scurtcircuit are pentru instalațiile electrice următoarele efecte negative:
scăderea tensiunii în instalațiile electrice ale SEE (la locul defectului datorită creșterii căderilor de tensiune, tensiunea ajunge practice la zero);
deteriorarea căilor de curent și a echipamentelor electrice în cazul depășirii temperaturii maxime sau a eforturilor electrodinamice admise la funcționarea acestora în regim de scurtcircuit.
Cunoașterea valorii curentului de scurtcircuit este necesară pentru:
● alegerea și verificarea căilor de curent (conductoare, bare, cabluri), a aparatelor și echipamentelor electrice, din punct de vedere al stabilității termice si electrodinamice;
● stabilirea reglajelor protecțiilor prin relee ale echipamentelor electrice sau alegerea siguranțelor fuzibile pentru circuitele electrice.
Tipurile de scurtcircuit ce pot avea loc în instalațiile electrice sunt:
scurtcircuit trifazat (simetric);
scurtcircuit bifazat (nesimetric);
scurtcircuit bifazat cu punere la la pământ (nesimetric);
scurtcircuit monofazat (nesimetric).
4.2. Calculul curenților de scurtcircuit prin metoda unităților relative
Metoda de calcul folosește exprimarea impedanțelor schemei de calcul în unități relative.
Etapele ce se parcurg pentru calculul curentului de scurtcircuit trifazat, în cazul în care sursa este reprezentată de un sistem de putere infinită sunt:
stabilirea mărimilor de bază: și ;
determinarea valorii curentului de bază ;
întocmirea schemei echivalente de calcul a instalației electrice, cu reprezentarea elementelor acestora prin parametrii longitudinali;
exprimarea impedanțelor (reactanțe,rezistențe) în unități relative;
determinarea reactanței relative totale între sursă și locul de scurtcircuit aplicând metoda transfigurărilor;
calculul valorii efective a curentului de scurtcircuit trifazat.
Considerăm schema monofilară de principiu din figura 4.1, pentru care se calculează curenții de scurtcircuit trifazat pe barele de 6,3 kV ale stației consumatorului.
Fig. 4.1.- Schema monofilară de principiu pentru calculul curenților de scurtcircuit
Pentru LES 6,3 KV cu conductoare Al. 3×185 mm2, parametrii electrici sunt:
– rezistența specifică: ;
– reactanța specifică: ;
Puterea de scurtcircuit pe bara de 6,3 kV a stației SRA 5 este
4.3. Scurtcircuit pe bara de 6,3 kV a stației de 10,5/6,3 kV a consumatorului în punctul K1
Metoda unităților relative pentru calculul curentului de scurtcircuit trifazat simetric se bazează pe determinarea impedanțelor din schema de calcul ca mărimi adimensionale, prin exprimarea acestora în funcție de niște mărimi electrice, numite mărimi de bază.
Se determină, în u.r., impedanța de calcul pentru (puterea de bază pe fază) și (tensiunea de bază sau valoarea tensiunii medii în punctual de producere a scurtcircuitului).
Curentul de bază se determină cu relația:
(4.1)
Reactanța relativă a sistemului electroenergetic se calculează cu expresia:
(4.2)
unde Ssc – reprezintă puterea aparentă de scurtcircuit pe barele de record a sursei (sistemului electroenergetic) de putere finită, față de care se determină reactanța de scurtcircuit a rețelei electrice.
Reactanța relativă a LES 6,3 kV se determină cu formula:
(4.3)
unde l reprezintă lungimea LES 6,3kV.
Rezistența relativă a LES 6,3 kV este dată de relația:
(4.4)
Se calculează impedanța relativă totală:
(4.5)
Valorile rezistenței relative și reactanței relative sunt prezentate în figura 4.2.
Fig. 4.2. – Schema de principiu pentru calculul curentului de scurtcircuit pe bara de 6,3kV a stației consumatorului, în punctual K1.
Valoarea efectivă a curentului de scurtcircuit trifazat permanent pe bara de 6,3kV a stației consumatorului:
[KA] (4.6)
Valoarea instantanee a curentului de șoc:
(4.7)
Valoarea efectivă a curentului de șoc:
(4.8)
Puterea de scurtcircuit trifazat pe bara de 6,3KV a stației consumatorului se calculează cu relația:
(4.9)
Cap.5. Alegerea și verificarea aparatelor electrice și a căilor de curent din punct de vedere termic și electrodinamic
5.1 Considerații generale
Codițiile care trebuie satisfacute pentru alegerea echipamentului electric al unei instalații electrice sunt:
• să reziste supratensiunilor și curenților de scurtcircuit ce pot să apară în regimurile de avarie ;
• parametrii nominali ai echipamentului să corespundă parametrilor locului în care se instalează; Elementele echipamentului sunt solicitate de curenții de scurtcircuit din punct de vedere mecanic și termic. Curentul de scurtcircuit de șoc determinată solicitarea electrodinamică iar durata și valoarea curentului de scurtcircuit determinată solicitarea termică. Pentru solicitări mecanice și termice, în cazul curenților de scurtcircuit, verificarea echipamentului electric se face prin compararea mărimilor de calcul cu cele de încercare. Determinarea solicitarii maxime posibilă, ca o consecință a curentului ce rezultă, constă în alegerea locului de scurtcircuit pentru alegerea și verificarea elementului respectiv.
Acțiunea curenților de scurtcircuit, nu se verifică la transformatoare deoarece acestea sunt asigurate din acest punct de vedere prin construcția lor. Condiția satisfacerii grupelor de criterii tehnice, indicându-se valorile necesare, determinate de solicitările din instalații si valorile garantate de fabricanți pentru toate aceste criterii contribuie la alegerea aparatelor electrice.
Criteriile tehnice de alegere a aparatelor electrice trebuie însoțite de criterii economice (investiții, costuri pentru întreținere și reparații etc), precum și de criterii privind încadrarea în mediul ambiant (masă, gabarit, aspect estetic, pe grupe de criterii tehnice, poluare etc).
Ca principale grupe de criterii tehnice putem enumera:
condiții ambientale;
caracteristici constructive;
caracteristici de izolație;
curent nominal;
frecvență nominală;
comportarea în regim de scurtcircuit;
criterii specifice.
Caracteristicile principale ale aparatelor electrice sunt :
– tensiune nominală Un
tensiunea maximă de serviciu la care poate funcționa aparatul UM,
curentul nominal In,
capacitatea de rupere nominală Sr, sau Ir capacitatea de conectare Ij,
curentul limită termic Ilt,
timpul propriu de deschidere tpd,
timpul total de închidere tî,
caracteristica de protecție (funcționare),
mediul pentru stingerea arcului electric,
locul de montare.
Clasificarea aparatelor dupa rolul ce-l îndeplinesc în functionare :
aparate de conectare (întreruptoare, separatoare, separatoare de sarcină);
aparate de protecție (siguranțe fuzibile, bobine de reactanță și de stingere, descărcătoare);
aparate de măsură (transformatoare de măsură).
5.2 Alegerea și verifcarea aparatelor din punct de vedere termic și electrodinamic
Condiții generale ce se iau în calcul la alegerea aparatelor și echipamentelor electrice sunt:
– tipul instalației în care se montează: – de exterior ;
– de interior;
Majoritatea stațiilor electrice clasice , pentru tensiuni nominale de peste 10kV sunt statii de tip exterior. Instalațiile de tip interior sunt protejate împotriva intemperiilor. În stațiile interioare nu se recomandă alegerea unor aparate cu volum mare de ulei, datorită riscului unor explozii și incendii care se pot produce în asemenea situații.
– caracteristicile mediului ambiant (temperatură, umiditate) și altitudinea de montare;
Performanțele de catalog garantate de fabricanți sunt de regulă pentru înălțimi de funcționare a instalațiilor sub 1000 m. Pentru altitudini mai mari (de peste1000 m), unele performanțe electrice și eventual, condițiile de stingere a arcului electric se înrăutățesc. Pentru altitudini de peste1000 m constructorii de aparate indică coeficienți pentru corecția acestora .
Condițiile de răcire și încărcările adimensionale ale circuitelor sunt influiențate de temperatură. Comportarea izolației și stingerea arcului electric sunt influiențate de umiditate si precipitații.
-tensiunea nominală a aparatelor (echipamentelor) electrice trebuie să satisfacă relația:
(5.1)
unde:
– tensiunea nominală de serviciu pentru care a fost realizat aparatul (echipamentul) electric;
– tensiune nominală a instalației în locul de montare.
– aparatele și echipamentele electrice care constituie și căi de curent, trebuie să respecte condiția:
(5.2)
unde:
– sarcina maximă de calcul determinată în proiectare pentru locul de montaj al aparatului (echipamentului);
– curentul nominal al aparatului (echipamentului), realizat prin construcția acestuia.
Aceste condiții se aplică la alegerea tuturor echipamentelor și aparatelor electrice, întreruptoare, separatoare, transformatoare de curent și de tensiune.
Funcționarea întreruptoarelor se realizează prin operația de conectare – deconectare a curenților de sarcină, cât și întreruperea curenților de scurtcircuit. În acest ultim caz, întreruptoarele trebuie să îndeplinească condiția:
-curentul de rupere trebuie să fie mai mare decât curentul de scurtcircuit în punctual în care se montează aparatul:
(5.3)
unde:
– curentul nominal de rupere a întreruptoarelor,
– curentul de scurtcircuit în locul de montare a întreruptorului.
Verificarea aparatelor se face din punct de vedere termic și electrodinamic, ele trebuie să satisfacă anumite condiții specifice fiecărui tip de aparat în parte.
Singurele aparate care nu se verifică la stabilitate termică și electrodinamică sunt transformatoarele de măsurare de tensiune, deoarece ele nu sunt supuse acțiunii curenților de scurtcircuit.
5.3 Alegerea aparatajului electric pentru pertea de medie tensiune (6,3kV)
5.3.1. Alegerea întreruptoarelor
Întreruptoarele sunt aparate prin care se realizează atât conectarea- deconectarea curenților de sarcină, cât și întreruperea curenților de scurtcircuit. Condiția ce trebuie îndeplinită de întreruptoare este:
(5.4)
unde:
– puterea nominală de rupere a întreruptoarelor,
– puterea de scurtcircuit în locul de montare a întreruptorului.
Din punct de vedere al stabilității termice la scurtcircuit, întreruptoarele trebuie să respecte condiția:
(5.5)
unde:
– curentul limită termic pentru o secundă, dat de fabricant;
– curentul mediu echivalent al scurtcircuitului;
– durata pentru care se verifică termic (pentru o altă durată decât cea de o secundă).
Valoarea curentului mediu echivalent de scurtcircuit se determină cu relația:
(5.6)
unde:
m- coeficient care ține sema de aportul componentei aperiodice a curentului de scurtcircuit; acesta se determină grafic în funcție de durata defectului (tsc) și de coeficiectul de șoc (fig.5.1.a);
n – coeficient care ține seama de variația în timp a componentei periodice; acesta se determină în funcție de timpul total al defectului (tsc) și de raportul dintre curentul de scurtcircuit la t = 0 și curentul permanent de scurtcircuit la t = ∞ (fig.5.1.b)
– timpul total al defectului (durata scurtcircuitului); este compus din timpul de acționare al protecției prin relee și timpul de deschidere a contactelor întreruptorului.
Fig.5.1. – Nomograme pentru calculul curentului mediu echivalent al scurtcircuitului.
m funcție de tsc și kșoc:
n funcție de tsc și
Luând în calcul solicitările electrodinamice, întreruptoarele trebuie să verifice relația:
(5.7)
unde Ilim d este curentul limită dinamic al întreruptorului, dat de fabricant.
5.3.2 Conditiile de care se tine seama la alegerea întreruptoarelor, precum și a celorlalte aparate și echipamente electrice, sunt:
tipul instalației în care se montează întreruptorul: de interior sau de exterior;
caracteristicile mediului ambiant (temperatură, umiditate, grad de poluare) și altitudinea de montare; întreruptoarele pot fi montate fără restricții până la altitudinea de 1000 m;
tensiunea nominală, care trebuie să fie mai mare sau egală cu cea a instalației;
frecvența nominală, egală cu cea a rețelei;
curentul nominal, care trebuie să fie mai mare decât curentul maxim de durată;
capacitatea de rupere la scurtcircuit a întreruptorului, care trebuie să fie mai mare decât puterea de scurtcircuit la locul de montare;
stabilirea termică, pentru care trebuie îndeplinită condiția:
(5.8)
unde:
– curentul mediu echivalent al scurtcircuitului [kA];
– curentul limită termic pentru o secundă, dat de fabricant [kA]
stabilitatea electrodinamică, pentru care trebuie îndeplinită condiția:
(5.9)
unde Ilim.d reprezintă curentul limită dinamic al întreruptorului, dat de fabricant;
Se măsoară în kA.
Ținând cont de condițiile limită enumerate mai sus pe partea de medie tensiune vom alege un întreruptor IO avînd următoarele caracteristici tehnice:
tensiunea nominală a instalației: 6,3 KV;
tensiunea cea mai ridicată pentru întreruptor: 7,2 KV
tensiunea nominală de ținere la impuls de comutație (trăsnet): 60 KVmax;
tensiunea nominală de ținere de scurtă durata la frecvență industrială: 35KV;
curentul nominal: 1250 A;
curentul limită termic: 30 kA;
curentul limită dinamic 75 kAmax.;
timpul de întrerupere: 0,05+0,065s;
tensiunea de comandă: 230 V c.c;
dispozitiv de acționare: MRI-2
mediul de stingere: ulei .
Fig 5.1-pol intreruptor IO.
Fig5.2-Intreruptor IO 6-10 kV;
5.3.3 Elementele componente ale intreruptorului :
1-bușon de golire;
2-borna de curent inferioară;
3-contact inferior;
4-virful contactului;
5-borna de curent superioară;
7-bușon de umplere;
8-capac;
9-cameră de detentă;
10-jigler de eșapare;
11-vizorul nivelului de ulei;
12-contact fix superior;
13-cilindru izolant din sticlotextolit;
14-camera de stingere cu suflaj longitudinal;
15-tija contactului mobil;
16-cilindru izolant;
17-bielă;
18-carter inferior;
19-ax;
20-piesă imobilizatoare;
21-ecran izolant.
5.3.4 Descrierea întreruptorului
Întreruptoarele de medie tensiune de tip IO sunt destinate pentru deservirea instalațiilor electrice de distribuție și transformare de interior. Acestea sunt întreruptoare tripolare construite pentru tensiuni nominale de 6,3;10; 20 kV si pentru curenți de 630;1250;2500 sau 4000 A. Acționarea acestora se face cu dispozitive cu resoarte tip MRI ,MR sau MRT.
5.3.4.1 Principiul de functionare
Contactele mobile ale celor trei faze sunt acționate simultan atât la deschidere cât si la închidere, prin intermediul unui sistem de biele, legate la polul din mijloc (faza S) primind mișcarea direct de la dispozitivul de acționare cu resoarte. Armarea resortului de inchidere se poate face manual, cu ajutorul unei manivele, sau electric prin intermediul motorașului de armare. Comanda de închidere sau deschidere a întreruptorului se poate face electric, prin intermrdiul electromagneților, sau manual prin apasarea butoanelor de pe dispozitivul de acționare.
5.3.4.2 Stingerea arcului electric
În timpul operației de deschidere, tija de contact mobil este deplasată în jos cu viteză mare și încetinită la sfîrșitul cursei prin efectul amortizării. Cînd tija contactului mobil coboară brusc și se separă de tulipa superioară, se creează arcul electric care în prima fază se formează între degetele de contact și vîrful contactului mobil. În următoarea fază, arcul se mută între inelul de protecție al tubului de protecție și vîrful contactului mobil care este tras în uleiul proaspăt, traversînd compartimentele camerei de stingere. În acest timp, arcul electric care se amorsează, provoacă vaporizarea uleiului în camera de stingere și astfel provoacă propriul său suflaj, cu atît mai intens cu cît curentul este mai mare. Lungimea arcului în sensul deplasării contactului mobil pe direcția jetului de gaze format, a permis obținerea unor performanțe superioare, menținînd pentru aparat un gabarit redus.
5.3.4.3 Verificarea întreruptoarelor din punct de vedere termic
Condiția ce trebuie respectată de întreruptoare din punct de vedere al stabilității termice la scurtcircuit este:
(5.10)
unde:
– curentul limită termic pentru o secundă dat de fabricant,[kA]
– curentul mediu echivalent al scurtcircuitului.
Relația pentru determinarea valorii curentului mediu echivalent de scurtcircuit este:
(5.11)
unde:
m – coeficient care ține seama de aportul componentei aperiodice de scurtcircuit; se determină grafic în funcție de durata defectului (tsc) și coeficientul de șoc (Kșoc);
n – coeficient care ține seama de variația în timp a componentei periodice; se determină grafic în funcție de timpul total al defectului (tsc) și raportul dintre curentul de scurtcircuit la t = 0 secunde și curentul permanent de scurtcircuit la t = ∞
β =
– timpul total al defectului (durata scurtcircuitului); se se compune din timpul de acționare al protecției prin relee (tpr) și timpul de deschidere al contactelor întreruptorului (td).
Verificarea din punct de vedere termic pentru întreruptorul IO 6,3 kV,
pentru tsc= 1,55 s
rezultă:
pentru , corespunzător protecției maximale de curent rezultă:
pentru , corespunzător protecției maximale de curent rezultă:
Se observă că , deci întreruptorul tip IO 6,3kV se verifică din punct de vedere al stabilității termice.
5.3.4.4 Verificarea întreruptorului din punct de vedere electrodinamic
Din punct de vedere al solicitărilor electrodinamice, întreruptorul trebuie să verifice relația:
unde:
– curentul limită dinamic al întreruptorului, dat de fabricant, [kA]
Deci întreruptorul tip IO 6,3kV corespunde din punct de vedere electrodinamic.
5.4. Separatoarele
5.4.1 Definitie
Separatorul este un aparat de comutație mecanică destinat a suporta în poziția închis, curentul nominal si curentul de scurtcircuit specificat. În poziția deschis, asigură o distanța vizibilă între elementul fix de contact si cel mobil. Deoarece nu este echipat cu camere de stingere nu poate comuta sub sarcină, cu excepția unor curenti mici, cum sânt curenții de mers în gol ai transformatoarelor pană la 400 kVA. În funcție de locul amplasarii acestuia în schemă, separetoarele sunt:
de linie;
de cuplă;
de punere la pamânt;
de bară.
5.4.2 Simbolul separatoarelor este format din trei parti. Prima parte este formată din litere, a doua din cifre iar partea a treia din cifre si litere. Literele din prima parte au următoarea semnificație:
prima literă : S –separator;
a doua literă: M sau T –monofazat sau trifazat;
a treia literă; I sau E –de interior sau exterior;
urmatoarele litere pot indica: P –cu cutit de punere la pamant;
F –cu siguranțe fuzibile incluse;
T –cu izolator de trecere;
C –pentru celule;
B –basculant
R-rotativ.
Cifrele din a doua grupă a simbolului indica tensiunea nominală în kV si curentul nominal în A. Literele sau cifrele aflate în partea a treia a simbolului au urmatoarea semnificație:
S –montaj pe stanga a dispozitivului de acționare;
D – montaj pe dreapta a dispozitivului de acționare;
I –montaj în linie;
Iz.m.-cu izolație marită;
5.4.3 Criteriile specifice de alegere a separatoarelor sunt:
condițiile ambientale: tipul constructiv al instalației (de interior sau de exterior), altitudine, temperatură, grad de poluare;
tensiunea nominală a separatorului sau a dispozitivului de legare la pământ, se alege în funcție de tensiunea rețelei astfel încât să fie îndeplinită condiția:
(5.12)
frecvența nominală sau domeniul de frecvență pentru care este garantat separatorul sau dispozitivul de legare la pământ trebuie să corespundă frecvenței rețelei;
curentul nominal, a cărui valoare trebuie să îndeplinească condiția:
(5.13)
unde:
– curentul maxim de durată al rețelei;
– curentul nominal al separatorului;
● stabilirea termică pentru care se impune condiția:
(5.14)
unde:
– curentul mediu echivalent al scurtcircuitului [kA]
– curentul limită termic pentru o secundă, dat de fabricant [kA]
stabilirea electrodinamică asigurată de îndeplinirea condiției:
(5.15)
unde: reprezintă curentul limită dinamic al separatorului, dat de fabricant, [kA];
capacitatea de închidere, garantată de producător în următoarele cazuri:
pentru separatoarele care, în lipsa unui întreruptor, sunt folosite la comutarea curenților de mers în gol ai transformatoarelor de forță;
pentru separatoarele care trebuie să comute curenții de mers în gol ai unor LEA sau LEC;
pentru separatoarele care trebuie să comute curentul de magnetizare al transformatoarelor de tensiune.
Respectând condițiile enumerate mai sus se aleg pentru partea de 6,3 KV, separatoare tip STI(P) (separator tripolar de interior cu cuțite de legare la pământ), cu următoarele caracteristici tehnice :
tensiunea nominală: 6,3 Kv;
curentul nominal:1250 A;
curentul limită dinamic: 75 kAmax;
curentul limită termic (1 s): 30kA ;
tensiunea nominală de ținere la impuls de comutație (trăsnet): 60kVmax;
tensiunea nominală de ținere de scurtă durată la frecvență industrială: 35 kV;
dispozitiv de acționare: AME (acționare cu manetă).
Acest tip de separator va echipa celulele de linie și de transformator. ale instalației.
La separatoarele care sunt folosite si în cadrul manevrelor de comutație, datorită rapidității care poate fi necesară, se preferă acționarea mecanică.
5.4.4 Verificarea separatoarelor de 6,3 Kv
din punct de vedere termic:
deci separatoarele de 6,3 kV se verifică din punct de vedere termic.
din punct de vedere electrodinamic:
deci separatoarele corespund din punct de vedere electrodinamic.
5.5 Transformatoare de masură
5.5.1 Rolul transformatoarelor de masură si domeniul lor de utilizare
Rolul transformatoarelor de masură este de a transforma tensiunea, respectiv curentul dintr-o instalație electrică în scopul:
-largirii domeniului de măsurare al unei serii de aparate de măsurat, în curent alternativ;
-alimentării circuitelor de protecție prin relee cu tensiuni, respectiv curenți, într-un anumit raport fața de cele primare, în vederea obținerii unor mărimi secundare normale (de exemplu 1 sau 5A si tensiuni de 100 V sau 110V);
-protejării instalațiilor circuitelor secundare, a releelor și a aparatelor de măsurat, împotriva străpungerii izolației acestora de catre tensiunea înaltă a instalațiilor primare;
-protejării personalului de exploatare împotriva electrocutării, atunci când vine în contact cu instalațiile de măsurare si protecție.
-combinării în prealabil a marimilor transformate, pentru a obține o mărime care să ilustreze corect o stare de defect sau o funcționare anormală.
Ca principiu de funcționare și de construcție, transformatoarele de măsură sunt asemănătoare cu celelalte tipuri de transformatoare existente în domeniul energetic, deosebirile fiind în privința domeniului de masurat, și anume:
– în cazul folosirii lor pentru aparate de măsură, domeniul de masurare este între 30 si 120% fața de parametrul normal;
– în cazul folosirii lor pentru protecții, domeniul de măsurare este mult mai larg: până la dublul tensiunii nominale, si în cazul curenților de scurtcicuit până la 30-40 de ori curentul nominal.
Fată de tensiunea înalta a circuitelor primare, protejarea atat a personalului de exploatare cât si a circuitelor secundare, se realizează prin izolația înfașurării secundare a transformatoarelor de masură cât și prin legarea la pamânt a uneia din bornele înfașurarii secundare.
5.5.2 Clasificarea transformatoarelor de măsură
Criterii de clasificare:
1).În funcție de parametrul a carei valoare o reduc;
-transformatoare de curent (TC). Înfășurarea primară a acestora se conectează în serie cu circuitul primar. Bobinajul secundar alimentează releele de curent, ampermetrele, bobinele de curent ale wattmetrelor, contoarelor, etc.
-trensformatoare de tensiune (TT). Înfașurarea primară este conectată în paralel cu circuitul primar, iar înfașurarea secundară alimentează releele de tensiune, voltmetrele, bobinele de tensiune ale wattmetrelor, contoarelor,etc.
2).Ținând cont de numarul de faze, transformatoarele de măsură pot fi :
-monofazate,(de curent si tensiune);
-bifazate,(de tensiune);
-trifazate (de tensiune);
3).Dupa numărul înfășurărilor secundare pot fi:
-cu o singură înfășurare secundară;
-cu doua sau mai multe înfășurări secundare.
4).Ținând cont de instalația unde sunt montate, există:
-transformatoare de tip exterior, (simbol E);
-transformatoare de tip interior, (simbol I);
5).Dupa modul de instalare,avem:
-transformatoare de trecete (simbol T);
-transformatoare tip suport (simbol S);
5.5.3 Alegerea transformatoarelor de curent
Alegerea transformatoarelor de curent se face ținând cont de următorii factori:
frecvența nominală, trebuie să fie egală cu cea a rețelei;
tensiunea nominală, va fi cel puțin egală cu cea a instalației în care se montează;
curentul primar nominal, trebuie ales astfel încât să fie respectată condiția:
(5.16)
unde reprezintă curentul nominal al circuitului primar:
stabilitate electrodinamică, pentru care se impune condiția:
(5.17)
Unde este curentul limită dinamic [kA], dat în cataloagele de fabricație ale transformatoarelor de curent;
stabilitatea termică, verificată pe baza condiției:
[kA] (5.18)
unde:
– curentul limită termic al transformatorului de curent, pentru timpul t, dat de fabricant, [kA];
– valoarea curentului de scurtcircuit permanent, [kA];
– timpul fictiv a cărui valoare depinde de durata scurtcircuitului și raportul dintre curentul de scurtcircuit la momentul zero și curentul de scurtcircuit permanent;
curentul secundar nominal, care are valoarea fixă de 5 A;
numărul de înfășurări secundare, ce depinde de numărul aparatelor pe care TC-ul urmează să le alimenteze, precum și de valoarea încărcării circuitului pe care acesta se amplasează; este indicat de fabricant; în mod uzual la 6,3 kV sunt 3 înfășurări pe fază:
clasa de precizie, caracteristică fiecărei înfășurări; prescripțiile de proiectare prevăd, pentru cazurile uzuale:
clasa 0,5 – pentru alimentarea contoarelor de energie;
clasa 1 – pentru alimentarea aparatelor indicatoare și înregistratoare utilizate pentru evidențele tehnice;
clasa P – pentru alimentarea majorității tipurilor de relee;
puterea secundară necesară, calculată în funcție de aparatele recordate în secundarul TC; se pot alege direct valorile uzuale garantate de fabricanți.
Pentru partea de 6,3 kV se pot alege transformatoare de curent de tip CIRTi – 6,3 KV cu următorii parametrii funcționali:
tensiunea nominală: 6,3/ kV;
tensiunea de linie maximă de lucru:7,2Kv;
tensiunea de ținere 50Hz sub ploaie 1 min: 35 kV ef:
tensiunea de încercare la impuls 1,2/50μs: 60KV max;
curent primar nominal: 250 A;
curent secundar nominal:5/5/5 A;
puterea secundară nominală: 30/30/60 VA;
clasa de precizie: 0,5/10P/1;
curent limită termic: 100 ∙ I1n;
curent limită dinamic:250∙I1n;
Semnificația simbolurilor:
C – transformator de curent;
I – de interior;
R – cu izolatie de rasină;
T – tripolar
Verificarea din punct de vedere termic se va face pentru două cazuri:
timpul de defect este secunde, corespunzător duratei de funcționare a protecției maximale de curent.
timpul de defect este secunde, corespunzător protecției de gaze sau protecției diferențiale de curent.
Pentru a verifica transformatoarele de curent din punct de vedere termic este necesar să calculăm valoarea timpului fictiv total.
În primul caz pentru un timp de defect de sec și pentru raportul din diagrama din figura 6.1 se determinătimpul fictiv periodic sec.
Valoarea timpului fictiv aperiodic este .
În acest caz timpul fictiv total este sec.
Verificarea la stabilitate termică se face în baza condiției enunțate în relația 5.18.
Rezultă că relația 5.18 se verifică, drept consecință transformatoarele de curent alese, sunt stabile termic în cazul unui defect, cu durata de 2,5 sec, pe bara de 6,3 KV.
În cazul al doilea pentru un timp de defect de tsc = 0,5 sec și pentru raportul din diagrama din figura 5.1 se determină timpul fictiv periodic tfp = 1 sec.
Valoarea timpului fictive aperiodic este sec.
Timpul fictiv total este sec.
Verificarea la stabilitate termică se face în baza condiției enunțate în (5,18):
Din relația de mai sus rezultă că relația 5.18 este verificată, deci transformatoarele de curent alese sunt stabile termic în cazul unui defect, cu durata de 0,5 secunde, pe bara de 6,3Kv.
Verificarea la stabilitate electrodinamică impune îndeplinirea condiției (6.12).Avândîn vedere că valoarea instantanee a curentului de șoc pentru scurtcircuit trifazat pe bara de 6,3 kV este , relația (5.17) este verificată . Rezultă că transformatoarele de curent tip CIRTo 6,3 KV alese, sunt stabile din punct de vedere electrodinamic la un scurtcircuit pe bara de6,3 kV.
5.5.4 Alegerea transformatoarelor de tensiune
Criteriile în baza cărora se aleg transformatoarele de tensiune sunt;
condiții ambientale: – tipul constructiv al instalației;
– altitudine;
– temperatură;
– grad de poluare;
caracteristici constructive: – tipul constructive;
– numărul de poli;
caracteristiciale izolației:
tensiunea cea mai ridicată a TT-ului;
tensiunea de ținere la frecvență industrială;
tensiunea de ținere la impuls;
● frecvența nominală: trebuie să fie egală cu cea a rețelei;
● criterii specifie pentru TT:
– tensiunea secundară nominală, a cărei valoare necesară trebuie să fie garantată de fabricant, având una din valorile :100V;100/ V;100/3V.
– numărul de înfășurări secundare;
– puterea secundară, se calculează în funcție de aparatele de măsurare, protecțiile și automatizările racordate în secundarul TT. Este puterea indicată în voltamperi (VA), pe care o poate debita permanent, fără o creștere a erorii de tensiune ce se exprimă în procente.
– tensiunea nominală primară este valoarea tensiunii normalizată pentru care este construită înfășurarea de înalta tensiune a transformatorului și dimensionează izolația electrică. În cazul transformatoarelor de tensiune cu un pol legat la pământ, tensiunea nominală este tensiunea de fază, exprimată în kV sub forma:110/;10/ ;6,3/ etc.
– clasa de precizie se definește ca abatere, exprimată în procente, a valorii reale a tensiunii existente la borne, fața de cea teoretică, dată în raportul de transformare. Sunt nominalizate următoarele clase de precizie:
– 0,2 si 0,5 pentru masurători de precizie;
– 1 pentru masurători tehnice normale;
– 3 pentru alimentarea releelor de protectie.
– puterea limită este acea valoare a sarcinii secundare indicată în voltamperi pe care transformatorul o poate suporta permanent din punct de vedere al încalzirii, fără a se lua în considerație precizia raportului de transformare.
În prezent, pentru masură si protecție prin relee, se utilizează două tipuri de transformatoare de tensiune: – inductive
– si capacitive.
Principiul de funcționare al transformatoarelor de masură inductive este asemănător cu cel al transformatoarelor de fortă, deosebirea constă în faptul că regimul sau de funcționare este apropiat de cel de mers în gol. Înfășurarea primară se leagă în derivație la circuitul de înaltă tensiune a cărui tensiune trebuie controlată, iar înfășurarea secundară alimentează aparate de măsură si de protecție, legate de asemenea în derivatie. Raportul de transformare al tensiunilor nominale ale celor două înfășurări este:
= =
5.5.4.1 Marcarea bornelor
Pentru corecta legare a transformatoarelor de tensiune, a aparatelor de protecție si masurat, sensibile la sensul vectorilor de tensiune, bornele înfășurărilor sunt marcate de fabrică, astfel încat curentul de trecere prin aparatul de măsurat sau prin releul legat la înfășurarea secundară, să aiba acelasi sens ca și în situația în care aparatul respectiv ar fi legat direct pe partea primară la bornele de acelasi nume. Bornele înfășurării primare sunt marcate cu litere mari (A si B sau N) si similar dar cu litere mici sunt marcate bornele secundare. În funție de cerințe există mai multe scheme de conectare la rețea a transformatoarelor de tensiune.
5.5.4.2 Transformatoarele de tensiune capacitive
Pentru tensiuni superioare valorii de 110 kV, s-au impus în ultimii ani transformatoare de tensiune capacitive având urmatoarele avantaje tehnico-economice:
– același aparat poate servi atat pentru masură și protecție, cat și ca element de cuplaj la linia de înaltă tensiune a unei instalații de telecomunicații de înalta fregventă .
– au o bună rezistență la unda de șoc, datorită repartiției foarte uniforme a tensiunii în lungul divizorului de tensiune capacitiv.
Se compun dintr-un divizor de tensiune capacitiv și un circuit inductiv de medie tensiune. Divizorul capacitiv este format din 1-3 unitați de condensatoare suprapuse, în funcție de tensiunea înaltă de lucru. Intrepriza mediana a divizorului si pamant este conectat circuitul inductiv, alcatuit dintr-un transformator inductiv de măsură T, un self de medie tensiune si un circuit de protecție antirezonant, (;;; Eclatorul F si inductanța L sunt elemente de protecție la supratensiuni.
Date constructive:
– construcții monopolare;
– tensiuni nominale primare: 110/; 220/; 400/;
– doua înfășurări secundare pentru măsură sau protecție cu tensiunea 100/;
– o înfășurare auxiliară destinată protecțiilor pentru defecte monofazate cu tensiunea nominala 100/3 sau 100.
– clasele de protecție sunt aceleași ca si la transformatoarele inductive;
Simbolizare :
T-transformator de tensiune;
I-pentru montaj interior;
E-pentru montaj exterior;
C-de tip capacitiv;
R-cu izolație răsină;
U- cu izolație ulei;
B- bipolar;
T –tripolar;
0-variantă constructivă;
Se pot alege transformatoare de tensiune tip TIRMO – 6,3 KV , cu următoarele caracteristici :
-tensiunea primară nominală: 6,3/K V;
-tensiunea maximă de lucru:7,2 KV;
-tensiunea secundară nominală a înfășurării de bază (de măsură): 100/V ();
-tensiunea secundară nominală a înfășurării auxiliare (de protecție): 100/3AV (instalație în care neutrul nu este efectiv legat la pământ);
-tensiunea de ținere la frecvența industrială sub ploaie: 35 KVef;
-tensiunea de încercare la impuls 1,2/50 μs: 60 kVmax;
-clasa de precizie a înfășurării de măsură: 0,5:
-clasa de precizie a înfășurării de protecție: 1;
-puterea nominală pentru înfășurarea de măsură: 100 VA;
-puterea nominală pentru înfășurarea de protecție:60 VA;
-puterea maximă pentru înfășurarea de măsură: 1340 VA;
-puterea maximă pentru înfășurarea de protecție: 160 VA.
Semnificația simbolurilor:
T – transformator de tensiune;
I – de interior;
R-cu izolatie rasina;
M-monofazat;
Grupa de cifre indica tensiunea in Kv.
Transformatoarele de tensiune nu constituie căi de curent deci ele nu vor fi influențate de curentul de scurtcircuit, verificarea lor la stabilitate termică și electrodinamică ne mai fiind necesară.
5.6 Alegerea și verificarea siguranțelor fuzibile pe partea de medie tensiune
Siguranțele fuzibile sunt aparate electrice, cu rolul de conexiune și protecția circuitelor electrice împotriva curenților de scurtcircuit sau celor de suprasarcină. Într-un circuit electric, rolul de protecție îndeplinit de siguranță se bazează pe topirea fuzibilului la apariția unui supracurent.
Criteriile specifice respectate la alegerea siguranțrlor fuzibile sunt:
tipul instalației în care se montează: – de interior ;
– de exterior;
caracteristicile mediului ambiant (temperatură, umiditate) și altitudinea de montare;
tensiunea nominală:
Un=6,3 kV, deci vom alege siguranțe cu Un=6,3kV
curentul nominal al sigurantelor fuzibile sa fie mai mic sau egal decat curentul admisibil al conductoarelor ( cablurilor );
unde, – reprezinta curentul admisibil al conductoarelor sau cablurilor ce echipeaza linia electrica ;
curentul nominal al fuzibilului:
unde: Inf – curentul nominal al fuzibilului:
Ic – curentul cerut
Condițiile ce trebuie îndeplinite la verificarea siguranțelor sunt:
la curentul de suprasarcină pe o durată limitată,fuzibilul nu trebuie să se topească. Se verifică cu ajutorul caracteristicilor curent-timp.
curentul de rupere al fuzibilului trebuie să fie cel puțin egal cu curentul de scurtcircuit stabilizat la locul de montare:
puterea de rupere a fuzibilului trebuie să fie cel puțin egală cu puterea de scurtcircuit stabilizată la locul de montare:
Cap.6. Alegerea aparatajului electric pentru partea de medie tensiune (6,3 kV)
6. 1. Alegerea celulelor debroșabile
Elementele în funcție de care se aleg celulele debroșabile sunt:
tensiunea nominală;
curentul nominal;
frecvența nominală;
stabilitatea termică;
stabilitatea electrodinamică;
Determinarea curentului nominal se face în ipoteza că puterea aparentă vehiculată pe fiecare linie are aceeași valoare, adică 1/6 din puterea aparentă totală:
(6.1)
Urmărind îndeplinirea criteriilor de mai sus se aleg celule debroșabile de tip CILCD 6,3 KV (celule de linie de interior cu întreruptoare debroșabile), compuse din:
întreruptoare;
separatoare;
separator cu cuțit de legare la pământ;
indicator de prezență a tensiunii.
Caracteristicile acestor celule sunt:
tensiune maximă de serviciu: 7,2 KV;
curentul nominal:630 A;
curentul limită termic (1 s): 30KAmax;
curentul de rupere: 25 kA.
6.2 Alegerea întreruptoarelor
Se vor alege întreruptoare tip IO 6,3 kV,cu următoarele caracteristici :
curentul nominal:630 A;
curent limită dinamic:75kAmax;
curent limită termic: 30 KA;
dispozitiv de acționare: MRI-1 (dispozitiv de acționare cu resoarte).
Aceste întreruptoare de medie tensiune se verifică din punct de vedere al stabilității termice cu aceleași relații, la tsc =1,55 s. V-om avea:
La tsc = 1,05 secunde avem:
[kA]
rezultă:
Din punct de vedere al solicitărilor electrodinamice, întreruptorul trebuie să verifice relația:
unde:
– curentul limită dinamic al întreruptorului, dat de fabricant, [kA]
Deci întreruptorul tip IO 6,3kV corespunde din punct de vedere electrodinamic.
6.3 Separatoarele de 6,3 KV vor fi de tip STIN (P), cu următoarele caracteristici:
curentul nominal:630 A ;
curentul limită dinamic:75kAmax;
curentul limită termic: 30kA;
dispozitiv de acționare: AMI (acționare cu manetă).
Semnificația literelor:
S – separator;
T – tripolar;
I – de interior;
(P) – cu cuțit de legare la pământ.
Separatoarele se verifică:
din punct de vedere termic:
din punct de vedere electrodinamic:
6.4 Alegerea siguranțelor fuzibile pentru protecția transformatoarelor de tensiune
Pentru protecția transformatoarelor de tensiune se folosesc siguranțe fuzibile. Acestea terbuie să corespundă în afara condițiilor specificate pentru celelalte tipuri de echipamente, următoarelor condiții:
fuzibilul să nu se topească la curentul de suprasarcină pe o durată limitată, condiție ce se verifică cu ajutorul caracteristicilor curent –timp;
curentul de rupere al fuzibilului trebuie să fie cel puțin egal cu curentul de scurtcircuit la locul de montare:
(6.2)
Pentru siguranțele fuzubile au , iar puterea de rupere a fuzibilului este de 200 MVA.
Verificarea curentului de rupere:
15 > 13,6408 kA
Alte caracteristici ale acestor siguranțe tip FITn sunt:
tensiunea maximă de serviciu:6,3 KV;
tipul montajului: monopolar.
6.5 Alegerea transformatoarelor de curent
Transformatoarele de curent alese, în funcție de criteriile prezentate în 6.2.3,
sunt tip CIRTo (transformatoare de curent de interior, cu izolația în rășină, de trecere, montaj tip șaibă în circuitul primar, cu bare plate), cu următoarele caracteristici:
tensiunea nominală: 6,3/ kV;
tensiunea de linie maximă de lucru:7,2Kv;
tensiunea de ținere 50Hz sub ploaie 1 min: 35 kV ef:
tensiunea de încercare la impuls 1,2/50μs: 60KV max;
curent primar nominal: 250 A;
curent secundar nominal:5/5/5 A;
puterea secundară nominală: 30/30/60 VA;
clasa de precizie: 0,5/10P/1;
curent limită termic: 100 ∙ I1n;
curent limită dinamic:250∙I1n;
6.6 Alegerea transformatoarelor de tensiune
Se pot alege transformatoare de tensiune tip TIRMO – 6,3 KV , cu următoarele caracteristici :
-tensiunea primară nominală: 6,3/K V;
-tensiunea maximă de lucru:7,2 KV;
-tensiunea secundară nominală a înfășurării de bază (de măsură): 100/;
-tensiunea secundară nominală a înfășurării auxiliare (de protecție): 100/3V (instalație în care neutrul nu este efectiv legat la pământ);
-tensiunea de ținere la frecvența industrială sub ploaie: 35 KVef;
-tensiunea de încercare la impuls 1,2/50 μs: 60 kVmax;
-clasa de precizie a înfășurării de măsură: 0,5:
-clasa de precizie a înfășurării de protecție: 1;
-puterea nominală pentru înfășurarea de măsură: 100 VA;
-puterea nominală pentru înfășurarea de protecție:60 VA;
-puterea maximă pentru înfășurarea de măsură: 1340 VA;
-puterea maximă pentru înfășurarea de protecție: 160 VA.
Cap 7. Tratarea neutrului în rețelele de medie tensiune de 10 kV
7.1 Generalități
Intrucât instalația noului consumator se afla într-o zonă industrială, cu mai multe secții alimentate în schemă radială din stația SRA 4, secții în care fucționează câteva zeci de transformatoare pe medie tensiune, s-a hotărât ca tratarea neutrului să se facă zonal, pe partea de medie tensiune a transformatorului de 110/10 kV. La această decizie a contribuit si distanța redusă a traseului de cabluri dintre transformatorul de 110/10kV si secții.
În regimuri normale de funcționare, suma vectorială a curenților cât si suma vectorială a tensiunilor pe cele trei faze dintr-o retea electrica este nula. Conductoarele neutre, în aceste condiții nu vor fi parcurse de curent. Punctele neutre ale transformatoarelor (la care bobinele sunt conectate în stea) au tensiunea nulă. În regimuri de funcționare normale simetrice nu conteaza daca neutrul este izolat sau legat la pamant. Problema tratării neutrului a fost soluționată mai întai pentru rețelele aeriene si ulterior pentru cele în cablu. O importanță deosebită o are tratarea neutrului în rețelele electrice în regimuri nesimetrice. Din punct de vedere al tratării neutrului avem următoarea clasificare a rețelelor:
-rețele cu neutral izolat;
-rețele cu neutral legat la pamant (rigid, prin rezistență ohmică sau reactantă)
-rețele cu neutru tratat prin bobină de stingere.
Punerea la pământ a unei faze este fenomenul care poate să ducă la intreruperea alimentarii cu energie electrică a consumatorilor. Lichidarea rapidă si sigură a arcului de punere la pământ pentru evitarea deconectării liniei sau transformarea incidentului într-o avarie depinde de modul de tratare a neutrului.
Neutrul rețelelor de medie tensiune din România, funcționează izolat la curenți de punere la pamânt ≤10A, indiferent de tensiunea nominală a rețelei. În scopul reducerii curentului la locul defect, valori ce depășesc 10A, se adoptă legarea la pământ prin bobina de stingere. Această metodă a avut la bază următoarele considerațiuni:
-punerile la pământ trecătoare să nu provoace declanșarea liniei;
-linia să poată funcționa pe durata limitată cu o punere la pământ stabilă;
-să se prevină creșterea tensiunii prea mult pe fazele celelalte în timpul funcționării cu punere la pământ.
În rețelele de cabluri în care nesimetriile transversale pot fi socotite neglijabile, nu mai este posibilă apariția unor deplasări periculoase ale punctului neutru si ca urmare poate fi admis acordul la rezonanță al bobinelor de stingere. În rețelele aeriene se recomandă o supracompensare de 10-15 fața de condiția de rezonanța pentru evitarea circulației curentului capacitiv la locul defect.
Prin legarea neutrului prin bobina de stingere se urmărește limitarea curentului de punere la pământ, astfel ca să se stingă la prima trecere prin zero si să nu se mai reaprindă ulterior.
Fig 7.1 Neutrul legat la pamant prin bobina de stingere.
Tensiunea VN = -V3 , aplicată la bornele inductanței L, face ca expresia curentului inductiv sa fie:
Curentul în punctul de defect va fi dat de suma dintre curentul capacitiv și curentul inductiv, respectiv:
Valoarea curentului de defect poate fi făcută zero dacă este îndeplinită condiția:
din care rezultă condiția de acordare a bobinei de stingere:
Alegându-se inductanța bobinei în mod corespunzător, conform ultimei relații, urmează ca în cazul punerii la pământ a unei faze, arcul electric nu poate să persiste, dat fiind că el nu este alimentat cu curent electric. O consecință în cazul fucționării cu o fază la pământ, este creșterea tensiunii fazelor sănătoase până la valoarea tensiunii intre faze .
În practică nu se realizează niciodată acordul perfect al bobinei de stingere comform ultimei relații, ci se lucrează cu bobina dezacordată cu cel putin 15%. Experiența arată că arcul nu devine intermitent la funcționarea cu bobina dezacordată, chiar dacă curentul de punere la pământ ajunge la valori de 50 A. Acest rezultat este în contradicție cu cel obținut anterior, comform caruia arcul electric se stinge numai pentru un curent mai mic de 5 A. Ca explicație este faptul că stingerea arcului electric cu ajutorul bobinei dezacordate se efectuează nu numai datorita limitării curentului, ci și datorită limitării tensiunii de revenire la bornele canalului de arc. Dezacordul bobinei cu 15-20 % se realizeaza intodeauna în sensul supracompensării.
7.2 Schemă de reglaj și semnalizare la tratarea neutrului cu bobină de stingere
În rețelele electrice in care neutrul este tratat cu bobine de stingere, defectele monofazate nu trebuie obligatoriu deconectate prin protecție. În schemele de conectere a dispozitivelor de tratare a neutrului se prevăd o serie de blocaje și semnalizări. Acestea cu rolul de a evita regimurile neadmise de funcționare și a indica apariția unor fenomene important a fi cunoscute de personalul de deservire operativă.
Prin aceste scheme se asigură blocarea deconectării grupului transformator-bobină în prezența unei puneri la pământ, semnalizarea funcționării bobinei de stingere, înregistrarea curentului prin bobină.
Schema pentru cazul tratării cu bobina de stingere montată pe neutrul unui transformator este cea din figura urmatoare:
Figura 7.2 Schemă de blocaj și semnalizare la tratarea neutrului cu bobină de stingere montată pe neutrul unui transformator.
Unde:
G – relee de gaze pentru transformator și bobină cu comandă de declanșare a IMT;
0 – termometru cu contacte electrice (protecție la supratenperaturi) pentru semnalizare;
CS – clapete de semnalizare pentru supratempereturi și apariția gazelor în transformator și bobină;
RI – relee intermediare;
BD – bobina de declanșare pentru IMT;
A,V- ampermetru, respectiv voltmetru;
LS – lămpi pentru semnalizarea regimului de lucru al bobinei de stingere.
La intrarea în funcțiune a bobinei, în momentul punerii unei faze la pământ, se asigură semnalizarea în vederea preântâmpinării unor manevre nedorite cu separatori în cadrul apariției unor puteri la pământ, precum si alte semnalizări ca:
indicarea punerilor la pământ trecătoare sau de durată;
indicarea unor situații anormale în aparatajul folosit pentru tratare și protecție împotriva defectelor din bobină;
măsurarea curentului bobinei de stingere și înregistrarea acestuia.
7.3 Caracteristici bobină de stingere
Tip – B.S.RC.
P – 1160Kva ;
U – 10/ Kv ;
Imin – 20 A ;
Imax fuctionare continuu -165A ;
Imax functionare 8 ore -200A
U semnalizare -100V ;
I masura -5A ;
7.4 Avantajele si dezavantajele soluției de tratare a neutrului prin bobină de stingere
Supratensiunile și supracurenții care însoțesc fenomenele de rezonanța în anumite cazuri de avarii este unul din dezavantajele tratării neutrului cu bobină acordată.
Ca avantaje menționam:
-asigură continuitatea alimentării consumatorilor în cazul punerilor la pământ monofazate;
-curentul la locul de defect este redus la câteva procente din valoarea curentului capacitiv al retelei;
-ameliorarea conditiilor de funcționare a întreruptoarelor, numar de declanșări cu mult mai mic;
-influiențe mai reduse asupra liniilor de telecomunicații;
-gradientul tensiunii în apropierea locului de defect este scăzut;
Ca dezavantaje enumerăm:
-cost mărit al izolatiei și echipamentului aferent;
-tensiune mare pe fazele sănătoase in cazul punerii la pământ;
-supratensiuni mari ce pot apărea la comutație sau în cazul ruperii de conductoare fără punere la pământ;
-transformarea din defect monofazat în defect polifazat în 60-70 din cazuri;
-greutăți în timpul funcționării cu simpla punere la pământ în asigurarea unui acord perfect;
-dificultatea indentificării locului avariei;
-complicarea instalațiilor de protecție prin relee;
-exploatare mai dificilă în cazul bobinelor fară reglaj automat.
Prin particularitățile sale, bobinele de stingere cu reglaj continuu corespund compensării curentului capacitiv în rețele până la o anumită estimare. Dacă prin dezvoltarea rețelei se depășește curentul corespunzător valorii maxime a bobinei de stingere, este necesar să se schimbe bobina de stingere sau să se adauge bobine în alte puncte ale rețelei.
Studierea problemelor ce se leagă direct sau indirect și sunt mai mult sau mai puțin create cu tratarea neutrului permit să se încredințeze concluzii și aspecte generale, acestea fiind cuprinse în tabelul de mai jos:
Tabelul 7.1 Avantajele și dezavantajele diverselor metode de tratare a neutrului.
Cap.8. Compensarea consumului de putere reactivă
8.1Consumul de putere reactivă
În instalațiile electrice în funcțiune, pe lângă puterea activă, transformatoarele și motoarele asincrone mai consumă și putere reactivă. În regim sinusoidal, elementul ce determină consumul de putere reactivă este caracterizat de factorul de putere.
Se calculează cu relația:
(8.1)
Legătura dintre puterea activă, reactivă și aparentă este reprezentată de factorul de putere.Un factor de putere redus duce la creșterea pierderilor de putere și a căderilor de tensiune, datorită unei puteri reactive de valoare mare. Un consum exagerat de putere reactivă conduce la realizarea unui factor de putere de valoare mică cu consecințe negative asupra întregului proces de transport și distribuție a energiei electrice prin;
– creșterea pierderilor de putere și energie electrică în instalațiile electrice;
– creșterea căderilor de tensiune în rețelele electrice;
– necesitatea supradimensionării tuturor instalațiilor electrice pentru a permite și vehicularea puterii reactive corespunzătoare factorului de putere manual.
Obligația consumatorilor industriali, de a diminua efectele produse în rețelele electrice prin circulația puterii reactive, se realizează prin obținerea unui factor de putere neutral, cos φ = 0,92 în funcționarea instalațiilor electrice proprii. Măsurile necesare pentru reducerea consumului de putere reactivă sunt:
alegerea corectă a puterii nominale a transformatoarelor electrice;
limitarea mersului în gol al receptoarelor consumatoare de putere reactivă ;
înlocuirea receptoarelor consumatoare de putere reactivă slab încărcate cu altele, a căror putere nominală corespunde necesităților tehnologice;
înlocuirea motoarelor asincrone cu motoare sincrone a căror funcționare se face la cos φ = 1, atunci când această măsură se justifică din punct de vedere tehnic și economic;
înlocuirea transformatoarelor slab încărcate, din stații și posturi de transformare, cu altele a căror încărcare să corespundă unei funcționări economice.
Dacă după luarea unor astfel de măsuri nu se ajunge la valoarea factorului de putere neutral, se trece la instalarea unor surse speciale de producere a energiei reactive în apropierea locului de consum . O astfel de sursă cu costuri reduse de investiții și posibilități ușoare de montaj, ce produce energie reactivă în apropierea punctelor de consum este bateria de condensatoare statice.
Bateriile de condensatoare pot funcționa în mai multe trepte de putere. În funcție de puterea absorbită de consumator, trepte de putere pot fi conectate sau deconectate manual sau automat. În general se construiesc baterii cu două sau trei trepte de puteri egale. De obicei prima treaptă corespunde unui palier de putere minimă reactivă necesară funcționării în gol a receptoarelor instalate la consumator.
Locul ales pentru conectarea bateriei de condensatoare este bara de 6 kV.
8.2 Scheme de conexiuni pentru bateriile de condensatoare
Schemele de conexiuni pentu bateriile de condensatoare trifazate de medie tensiune se realizează, de regulă, în dublă stea cu neutrele izolate față de pamant. Un transformator de curent tip CIRS 6,3 kV se monteaza pe legatura dintre neutre. Prin acesta se realizează o protecție diferențială de curent eficientă în cazul defectelor interne în condensatoare. Pentru obținerea bateriilor de o anumită putere, se conectează mai multor ramuri în paralel pe o fază, iar pentru obținerea bateriilor la o anumită tensiune (6,3kV), atunci când tensiunea fiecărui condensator este inferioară celei nominale a rețelei, se conectează în serie pe fază mai multe unități. Se recomandă construcția bateriilor având o putere reactivă de maxim 6 MAVr pe treaptă.
Bateria va fi constituită din condensatoare cu următoarele caracteristici:
tensiunea nominală: Unc = 6,3Kv;
capacitatea: Cn = 8 μF;
puterea nominală: Qnc = 0,1 MVAr.
8.3 Descărcarea bateriei
Analiza regimul de descărcare a bateriilor de condensatoare se face în scopul desfășurării lucrărilor de revizii și reparații în depline condiții de securitate a muncii.
De obicei, cand se execută descărcarea unei baterii de condensatoare, ne intereseaza timpul în care are loc descărcarea, astfel încât tensiunea remanentă la bornele bateriei să nu prezinte pericol pentru personalul de exploatare. Instalația fixă, de descărcare are rolul de a asigura, după deconectare, o reducere a tensiunii sub 50 V într-un interval de maximum 5 minute. Instalația de descarcare este realizată din înfășurările a două transformatoare de tensiune bifazate TIRB0 6,3 kV triunghi deschis și racordate nemijlocit la bornele bateriei (treptei), fără aparate de conectare sau protecție.
Semnificația literelor este:
T – transformator de curent;
I – de interior;
R – izolația în rășină;
B – bipolar;
0 – varianta constructivă.
Condiția ce trebuie indeplinită de rezistența circuitului de descărcare este;
[MΩ] (8.2)
în care:
t – timpul maxim admis pentru descărcare de la Un la UR; t = 300 s;
C – capacitatea bateriei (treptei) pe fază [μF];
Un – tensiunea nominală a bateriei [V];
UR – tensiunea reziduală admisă; UR = 50 V.
8.4 Condiții de funcționare
Repartiția condensatoarelor pe fază se face cu o abatere maximă a capacităților de la:
0 la + 10 % – pentru bateriile cu o putere nominală inferioară sau egală cu 3 MVAr;
0 la 5 % – pentru bateriile cu putere nominală peste 3 MVAr.
Bateria de condensatoare trebuie să suporte în funcționare continuă un curent maxim de 1,3 ∙ In. Ținând seama de toleranța de capacitate de 1,1 ∙ Cn , curentul maxim posibil poate fi de 1,43∙In(1,3∙1,1In), valoarea de care trebuie să se țină seama la dimensionarea aparatelor de comandă și protecție a racordurilor.
Supratensiunea ce trebuie suportată timp nelimitat de bateriile de condensatoare este de 1,1× . Factorul deformant al undei de tensiune în nodul de rețea în care se instalează bateria trbuie să fie maxim 5 %.
Bateriile de condensatoare functionează in plaja de temperatură -30 ÷ +4C. Funcționarea condensatoarelor la temperaturi inferioare celei minime a mediului ambiant se poate face cu condiția de a se evita punerea sub tensiune la aceste temperaturi.
8.5 Circuite de control
8.5.1Circuitele de măsură includ următoarele aparate:
pe celulă: ampermetru și contor de energie reactivă;
pe tabloul de comandă și protecție: varmetru cu zero la mijloc, conectat pe partea de medie tensiune a transformatoarelor de 10,5/6,3 KV și volmetru pentru măsurarea tensiunii în circuitul bateriei.
8.5.2Circuitele de semnalizare
Circuitele execută următoarele semnalizări:
semnalizare optică de poziție;
semnalizare de avarie;
semnalizare preventivă.
8.5.3Circuitele de blocaj au rolul de :
blocare a anclanșării întreruptorului bateriei înainte de descărcarea acesteia;
blocare a accesului personalului de exploatare în incinta bateriei de condensatoare.
8.6 Regimuri de funcționare ale bateriilor șunt
La conectarea, deconectarea sau descărcarea automată a bateriilor de condensatoare apar fenomene tranzitorii în retelele electrice.Valoarea șocului de curent ce se produce la conectarea bateriilor de condensatoare depinde de:
curentul nominal al bateriei ;
puterea reactivă a bateriei ;
tensiunea maximă de serviciu a rețelei ;
puterea de scurtcircuit pe barele de 6,3 kV.
In cazul bateriilor cu mai multe trepte, pentru depășirea socului de curent se recomandă mărirea lungimii cablurilor de record . Valoarea curentului de conectare nu trebuie să depășească valoarea curentului de șoc al întreruptorului folosit ca aparat de comutare. Datorită duratei sale scurte, deși are o valoare mare, curentul de comutare, nu produce în rețea efecte negative.
Socul de tensiune ce se produce la conectarea bateriilor șunt pe barele de medie tensiune, nu trebuie să depășească 3% din valoarea tensiunii nominale a rețelei. Se recomandă funcționarea bateriei în trepte, pentru depașirea șocului de tensiune la conectare.
Conectarea unei baterii se execută numai dacă aceasta este complet descărcată, deoarece pot apărea supacurenți și supratensiuni de valori mari,ce pot duce la deteriorarea instalației și la perturbații în SEE.
8.7 Dimensionarea bateriei de condensatoare:
Date necesare pentru proiectare:
bateria este trifazată, cu o treaptă realizată din două stele;
amplasamentul bateriei: ST 10,5/6,3 kV, pe barele de 6,3 kV;
condensatoarele utilizate au caracteristicile urmatoare:.
– tensiunea nominală: Unc = 6,3Kv;
– capacitatea: Cn = 8 μF;
– puterea nominală: Qnc = 0,1 MVAr.
Factorul de putere inițial, în lipsa bateriei de condensatoare este cos φ = 0,882 iar prin introducerea bateriei se preconizează apropierea de cos φ = 0,92.
Puterea reactivă necesară a se compensa se determină cu relația:
[kVAr] (8.3)
unde:
P1 – puterea maximă absorbită de consumator;
– tangenta unghiului ; ;
– tangenta unghiului ;
Pentru rezultă
= 9,7925MW
Numărul total de condensatoare ce va forma bateria este dat de relația:
(8.4)
buc.
Numărul condensatoarelor ce urmează să constituie bateria trebuie să fie multiplu de trei, astfel încât curentul reactiv produs să formeze un sistem echilibrat de sarcină pe fiecare fază a rețelei, deci bateria va fi formată din doisprezece condensatoare.
Pentru realizarea conexiunii dublă stea se calculează numărul de condensatoare pe fază (fiecare fază este formată din două ramuri):
(8.5)
buc.
Se aleg două condensatoare pe ramură și doua pe fază, realizându-se un montaj în dublă stea (fig. 7.1); numărul condensatoarelor utilizate va fi nc = 12 bucăți.
Puterea reactivă reală a bateriei va fi:
(8.6)
După stabilirea puterii bateriei de condensatoare se calculează:
curentul debitat de aceasta pentru verificarea întreruptoarelor din schema de montaj:
[A] (8.7)
[A]
șocul de tensiune ce se produce la conectarea bateriei de condensatoare, care se compară cu șocul de tensiune admisibil,;
[%] (8.8)
[%]
valoarea curentului de șoc la conectarea bateriei este:
[kA] (8.9)
kA
În funcție de curentul de șoc se alege întreruptorul (pentru conectarea și deconectarea bateriei de condensatoare), ce va echipa celula 6,3 kV de record a bateriei de condensatoare.
Acesta va fi tip IO 6,3/630 A (întreruptor ortojector), cu următoarele caracteristici:
curentul de rupere în regim capacitiv: 0,4 kA;
curentul de șoc maxim: Ișoc maxim =
Trebuie îndeplinită condiția:
(8.10)
43 KA > 0,4 kA
Condițiile de verificare fiind respectate, bateria se va realiza conform schemei din fig.8.1
Figura 8.1. Dispunerea elementelor bateriei de condensatoare.
Cap.9. Instalații de legare la pământ
9.1. Considerații generale
Prin instalație de legare la pământ a rețelei electrice, liniilor, stațiilor și posturilor de transformare se înțelege ansamblul de elemente conductoare si electrozi prin care se realizează un contact, al unor parți componente ale instalațiilor electrice cu pământul.
Electrozii orizontali si cei verticali, în contact direct cu pământul sunt elementele din care este constituită priza de pământ.
Rezistența de dispersie reprezintă marimea electrică care caracterizează priza de pământ (Rp). Este definită de relația:
Rp = (9.1)
unde : – Up –este tensiunea prizei de pământ;
-Ip –curentul de defect.
Legarea la pământ se realizează pentru:
protecția persoanelor împotriva electrocutării în cazul atingerii unor părți metalice ale instalațiilor electrice care în mod normal nu sunt sub tensiune, dar care pot intra accidental sub tensiune;
executarea unor lucrări în instalațiile electrice, situație în care acestea se leagă la priza de pământ prin intermediul scurtcircuitelor sau cuțitelor de legare la pământ;
protecția instalațiilor electrice și a persoanelor (personal de exploatare) împotriva supratensiunilor atmosferice;
realizarea unor condiții tehnice cerute de funcționare, a instalațiilor electrice:
– legarea la pământ a punctului neutru, direct, prin bobină de stingere sau prin rezistență;
– închiderea unor circuite electrice prin pământ în regim de funcționare normală (tracțiune electrică);
Pe teritoriul tarii noastre, obiectivele enumerate mai sus se realizează utilizând o singură instalație de legare la pământ. Această instalație trebuie să corespundă tuturor condițiilor impuse de fiecare obiectiv în parte.
Potențialul maxim al prizei de pământ (Vp) reprezintă potențialul ce apare la trecerea curentului de defect (Ip) prin electozii prizei și prin solul din jurul acestora, pe acești electrozi și în jurul acestora.
Tensiunea prizei de pământ reprezintă diferența de potențial între acest punct ce reprezintă potențialul maxim pe priză și un alt punct aflat la distanță suficient de mare unde potențialul are valoarea zero(V0)
(9.2)
Modurile prin care se poate produce accidentul prin electrocutare sunt:
prin atingere directă a unui conductor aflat sub tensiune în mod normal; măsurile de protecție în acest caz constau în montarea aparatelor și căilor de curent la înălțimi care să împiedice atingerea acestora sau realizarea unor împrejmuiri de protecție a lor și prin respectarea normelor de securitate a muncii în instalațiile electrice;
prin atingere indirectă; prin atingerea unor părți metalice din instalațiile electrice care în mod normal nu sunt sub tensiune și care numai în mod accidental (defect) ajung sub tensiune.
După modul de construcție, prizele de pământ pot fi:
prize normale, construite din elemente metalice conductoare de curent ale unor construcții
prize artificiale, construite din electrozi metalici orizontali sau orizontali și verticali, introduși în pământ în scopul asigurării scurgerii curenților de defect spre pământ.
O priză simplă este formată dintr-un electrod orizontal sau vertical. O priză complexă este formată dintr-un ansamblu de electrozi verticali și orizontali legați între ei. Materialele folosite la executarea prizelor sunt: oțelul zincat și în cazuri speciale cuprul.
Priza artificială pentru stații exterioare este o priză complexă formată din electrozi orizontali și verticali și o priză de dirijare a potențialelor(fig.9.1)
Fig 9.1 – Priză artificială pentru stații exterioare
1 – împrejmuire stație electrică;
2 – electrozi orizontali;
3 – electrozi verticali;
4 – contur priză de dirijare a potențialelor;
5 – benzi de dirijare a potențialelor;
6 – aparat electric cu două conductoare de legătură;
7 – legătura prizei de dirijare la conturul principal al prizei de pământ;
8 – fundații transformatoare;
9 – fundații cameră conexiuni și cameră de comandă;
10 – contur priză din electrozi orizontali la transformator;
11 – contur priză din electrozi orizontali la corp clădire (camera conexiuni și camera de comandă);
12 – contur de dirijare exterior împrejurimi.
Priza artificială pentru stații interioare este o priză de pământ complexă și este prezentată în fig.9.2.
Figura 9.2 Priza artificială pentru stații interioare.
unde: a = 3 – 3,5 m; b = 1,5 – 2m; c = 0,8 m; d = 0,3 m.
Elementele ce compun priza de pământ artificială pentru stațiile interioare sunt:
1 – zid (fundație) clădire stație interioară;
2,3,4 – contururi din oțel – realizează priza de dirijare a potențialelor;
– primul contur se amplasează la 0,3 m de zidul clădirii și h = 0,2 m;
– al doilea contur se amplasează la 0,8 m și h = (0,4÷ 0,6) m;
– al treilea contur se amplasează la (3÷ 3,5) m și h = (1÷ 1,2)m;
4 – electrozi orizontali din oțel lat sau oțel rotund;
5 – electrozi verticali din țeavă cu Φ = (2” ÷ 2,5); electrozii orizontali și verticali creează conturul principal al prizei de pământ ce se amplasează la (1,5 -2) m de zidul clădirii și la adâncimea de h = (0,8 ÷ 1) m;
7 – contur închis al conductorului principal de legare la priză; se execută din oțel lat, iar secțiunea trebuie să verifice relația (9.5);
8– racord din oțel folosit pentru a lega între ele contururile prizei artificiale;
9– racord din oțel între conductorul principal de legare la priză și priza de pământ;
10– echipament electric (celulă);
11– legătură la pământ a echipamentului; secțiunea trebuie să verifice relația (9.5)
9.2 Dimensionarea instalațiilor de legare la pământ pentru stațiile electrice
9.2.1 Dimensionarea instalației de legare la pământ a stației interioare
Amplasarea conturului principal al prizei de pământ se face la aproximativ 1,5-2 m de zidăria clădirii, în exteriorul stației. Conturul se realizează din electrozi orizontali si verticali. Electrozii verticali sunt din teava galvanizată din oțel, având lungimea = 3m, iar diametru φ=2-2,5”. Vor fi ingropați în pământ 1m.
Rezistența de dispersie a unei prize simple verticale cu caracteristicile de mai sus se calculeaza cu relația:
(9.3)
unde:
m;
d – diametrul electrozilor verticali; d = 0,065 m;
ρsol – rezistivitatea solului; ρsol = 80 Ωm.
Rezulta ca valoarea rezistenței de dispersie a electrozilor verticali este:
Ω
Electrozii orizontali realizeaza legătura între electrozii verticali. Au o lungime = 3m, sunt realizați din oțel profil lat (40×5). Sunt îngropați h=1m adâncime.
Valoarea rezistenței de dispersie a electrozilor orizontali este:
(9.4)
b = 0,04 m si reprezintă lățimea barei late din oțel.
Pentru a calcula rezistența de dispersie a prizei de pământ se parcurg următoarele etape:
se calculează sau se determină prin măsurători valoarea rezistenței prizei naturale, Rpn cu Rpn ≈ 4 Ω;
se caculează rezistența de dispersie a unui electrod vertical, cu relația (8.3) și apoi rezistența de dispersie echivalentă a prizei verticale aplicând relația (8.6).
Numărul electrozilor verticali care se amplasează pe conturul principal al prizei de pământ:
electrozi
Coeficientul de utilizare al prizei verticale, dat în tabele (1 RE-Ip-30-90) în funcție de nel v și l0 (distanța între electrozii verticali):
uv = 0,47.
se calculează rezistența de dispersie a unui electrod orizontal (rel o), cu relația (9.4) și apoi rezistența de disperie echivalentă a prizei orizontale, aplicând relația(9.7).
Coeficientul de utilizare al prizei orizontale este dat în tabele (1 RE-Ip-30-90). În funcție de nel0 și l0 (distanța între electrozii orizontali): u0 = 0,24.
se calculează rezistența de dispersie a prizei de dirijare a potențialelor, aplicând relația (8.8).
Priza de dirijare a potențialului se execută din electrozi orizontali îngropați la adâncimea h = 0,6 m; distanța medie între două benzi poate fi de (5 ÷ 10) m. Priza de dirijare a potențialelor se află la o distanță de 0,8 m de zidul clădirii.
Dimensiunile prizei de dirijare vor fi:
se ia în considerare rezistența de dispersie a LES racordate la stația electrică, considerând o rezistență ce cca. 6 Ω pentru o LES, cu relația (8.9):
se determină valoarea rezistenței prizei de dispersie a stației electrice, prin considerarea tuturor prizelor de dispersie, calculate anterior, ca fiind în parallel:
se calculează coeficienții de atingere și pas, care se pot considera egali, având în vedere realizarea disipării potențialelor pe suprafața stației electrice interioare, aplicând relația de mai jos:
(9.15)
unde: S – suprafața cuprinsă în interiorul prizei artificiale:
D – diagonala suprafeței S;
se calculează valorile tensiunilor de atingere și de pas pentru priza de pământ proiectată și se compară cu valorile admisibile ale acestora:
Relațiile de mai sus sunt respectate înseamă că priza de pământ corespunde din punct de vedere al protecției persoanelor
CAP.10. Calculul pierderilor de putere și energie electrică
10.0 Generalități
Statistic, energia electrică consumată pentru activitatea industrială, transport și distribuție, este consemnată ca o pierdere de putere, respectiv de energie. Această energie consumată reprezintă un consum propriu tehnologic aferent respectivei activități industriale. Din energie consumată există într-o oarecare măsură consumuri tehnic nejustificate – pierderi. Abordarea consumului propriu tehnologic, în literatura de specialitate, conduce spre un cosum optimizat din punct de vedere tehnico-economic în care pierderile trebuie eliminate. Cele două moduri de reprezentare a unei balanțe energetice pentru un sistem energetic dezvoltat sunt arătate în fig 10.1 și fig 10.2 . În aceste figuri este arătată rezultă cota energiei pierdute în raport cu totalul resurselor energetice.
Fig. 10.1. Balanța energetică a unui sistem energetic dezvoltat
Fig.10.2. Balanța energetică a unui sistem energetic dezvoltat
Pierderile de energie în rețele variază între 10% și 15% din energia produsă în centralele electrice, în funcție de structura rețelei, de condițiile de exploatare, etc. Când energia este livrată consumatorilor pierderile apar în etapele de generare, transport și distribuție, comfofm fig 10.3.
Influența asupra indicilor tehnico-economici ai rețelelor este dată de pierderile în rete. Pierderile se regăsesc în prețul transportului energiei electrice în proporție de 30-40%. Pierderile în rețelele electrice reprezinti diferența dintre energia emisă în rețele de către centralele electrice sau importată și energia electrică vândută consumatorilor, inclusiv cea exportată. Pierderile cuprind:
consumul propriu tehnologic aferent procesului de transport și distribuție a energiei electrice;
pierderi tehnice prin abateri de la regimul de funcționare proiectat, fie prin dezvoltarea incompletă a instalației, fie printr-o funcționare necorespunzătoare;
pierderi comerciale, rezultate din erorile introduse de calitatea grupurilor de masură și organizarea evidenței energiei electrice, dar cuprinzând și unele consumuri nemăsurate, ca cele ale transformatoarelor de măsură, contoare, precum și furturi de energie electrică.
Principalele cauze ce conduc la piederi de putere și energie în rețelele electrice pot fi:
efectul Joule, la trecerea curentului electric prin conductoarele liniilor, înfășurările transformatoarelor și mașinilor electrice, etc.;
efectul curenților Foucault în miezul magnetic al transformatoarelor și mașinilor electrice;
pierderi prin izolație sau efect corona (caracteristice liniilor de înaltă tensiune.
Ținînd cont de consumurile proprii, reducerea pierderilor în condițiile tehnico-economice avantajoase se face numai până la anumite limite, deoarece majoritatea modernizărilor instalațiilor electrice au fost proiectate și realizate în ultimii 10 ani. Se mai găsesc următoarele categorii de pierderi ce pot fi diminuate substanțial prin măsuri tehnico – organizatorice, avantajoase din punct de vedere economic:
pierderi datorate imperfecțiunilor constructive sau exploatării necorespunzătoare a unor utilaje (randamente scăzute ale transformatoarelor, contacte imperfecte);
pierderi datorate abaterilor de la regimul optim al proceselor tehnologice;
pierderi ca urmare a circulației inoportune de putere reactivă;
pierderi prin subdimensionarea sau supradimensionarea unor instalații și receptoare;
pierderi prin funcționarea în gol a utilajelor;
pierderi suplimentare datorate funcționării receptoarelor în regim deformant.
Atât în faza de proiectare cât și în exploatarea și dezvoltarea ulterioară este necesar cunoașterea nivelului pierderilor de energie electrică pe diversele trepte ale unei rețele, în diferitele ei elemente. Cunoașterea nivelului pierderilor este necesar pentru stabilirea regimurilor de funcționare și pentru dimensionarea rețelei. Prețului de cost al transportului energiei electrice se stabilește în funcție de nivelul pierderilor de energie electrică pe diversele trepte ale unei rețelei. În proiectarea și în exploatarea rețelelor electrice, în urmărirea nivelului pierderilor se acordă în egală măsură atenție problemei bilanțurilor.
Datorită introducerii tehnicii de calcul a devenit posibilă utilizarea unor metode, modele și programe de investigare, care permit stabilirea regimurilor optime de funcționare și exploatare, a nivelului corespunzător al consumului propriu tehnologic încă din faza de proiectare, depistarea pierderilor în rețele, stabilirea eficienței măsurilor de creștere a randamentului rețelelor și de reducere a pierderilor, activitate care să conducă la o economie efectivă de energie electrică.
10.1 Pierderile de putere și energie
Cauza care duce în rețelele electrice la pierderi de energie este cauza exclusivă a încălzirii conductoarelor la trecerea curentului electric. Pierderile de putere în parametrii longitudinali ai liniilor electrice, au loc ca urmare a circulației curentului electic prin conductoare și încălzirea acestora prin efectul Joule-Lentz. Resistența liniilor electrice determină pierderile de putere activă iar pierderile de putere reactivă au loc în reactanța liniilor electrice.
Pierderile de putere activă se pot calcula utilizând relația:
(10.1)
Pierderile de energie activă, se calculează pentru un interval de timp t corespunzător unei perioade calendaristice (zi, lună, an). Ne interesează pierderile de energie electrică activă și sub denumirea de consum propriu tehnologic .Relația folosită pentru calculul acestora este:
(10.2)
unde: τ – reprezintă durata pierderilor maxime, un timp convențional ce reprezintă numărul de ore în care dacă s-ar funcționa la Pmax s-ar înregistra aceleași pierderi de energie electrică activă ca și în cazul în care s-ar funcționa după curba de sarcină reală. Determinarea timpului de pierderi se poate realiza grafic în funcție de timpul de utilizare al puterii maxime și factorul de putere . În acest caz, pentru ore și , conform[5], rezultă ore.
Pierderile de putere activă în transformatoare, sunt atât în circuitul magnetic, prin curenți turbionari și prin histerezis, cât și în circuitele electrice prin efect Joule, la parcurgerea conductoarelor înfășurărilor de către curentul de sarcină. În circuitul magnetic, pierderile de putere activă reprezintă pierderile de mers în gol ale transformatorului, ele fiind determinate de fluxul de magnetizare produs de înfășurarea transformatorului sub tensiune.
Pentru a calcula pierderile de putere activă în transformatoare ,folosim relația:
[kW] (10.3)
Pierderile de energie electrică activă în transformatoare într-un interval de timp τ de funcționare, având în vedere funcționarea celor două transformatoare în paralel, se calculează cu relația:
[kWh] (10.4)
unde:
t – timpul de funcționare a transformatorului, [ore];
τ – timpul pierderilor maxime, [ore];
– puterea aparentă maximă de sarcină, [KVA, MVA];
– pierderile de putere activă în miezul magnetic al transformatorului;
– pierderile de putere activă în înfășurările transformatorului;
– pierderile de putere reactivă ce apar în fierul transformatorului:
– puterea reactivă în înfășurările transformatorului.
10.2 Calculul pierderilor de putere și energie electrică active în LEC 6,3 kV
Pierderile de putere și energie electrică activă în LEC 6,3kV, se calculează folosind relațiile (3.1) și (3.2):
10.3 Calculul pierderilor de putere și energie electrică activă în transformatoare
Pentru transformatoare, utilizând relațiile (3.3) și (3.4), pierderile de putere și energie electrică activă au următoarele valori pentru ambele variante:
CAP. 11 Analiza numerică cu programul EDSA
11.0 Analiză orientată obiect a funcționării în sarcină în curent alternativ
Programul conține cele două module de control a teniunii unui sistem complex. Totodată este capabil pentru controlul de la distanță a tensiunii.Utilizatorii pot alege:
– comutarea cu prize.
– utilizarea de inductivități /capacități și/sau unor generatoare de energie reactivă programate să mențină între anumite valori prestabilite de utilizator sistemul de tensiuni sau tensiunea specifică pe bare. Către toate fișierele importante pentru simulare, au fost adăugate facilități de export automat a parametrilor de control ai tensiunii, către toate fișierele importante pentru simulare. Funcția permite:
– utilizarea/ rularea analizei funcționării în sarcină funcției de control a tensiunii;
– exportarea parametrilor de control a tensiunii;
– execuția analizei funcționării în sarcină cu parametrii importați care întrunesc criteriile definite de utilizator, de control a tensiunii pe bară. Această unealtă de simulare, încorporează unități de date de intrare/ieșire, opțiuni de dimensionare a transformatoarelor, rapoarte de ieșire, scenarii multiple de simulare. Pe baza nivelului de tensiune și sarcina totală a sistemului poate fi realizată analiza în sarcină.
Metodele între care pot opta utilizatorii sunt:
– metoda Newton -Raphson;
– metoda calculului la întrerupere bruscă
În funcție de schema barelor de alimentare și de rapoartele de toleranță la transformatoare, sînt calculate tensiunile. Programul are posibilitatea de a analiza sarcini funcționale, autotransformatoare, transformatoare cu trei bobinaje și schimbarea fazelor, încorporând de asemenea formatul uzual IEEE. [15]
11.1 Structura editorului EDSA
Opțiunile utilizatorului la introducerea datelor pentru crearea oricărui tip de schemă monofilară utilizând editorul principal EDSA sunt descrise în această sectiune. Utilizatorul dispune deurmătoarele opțiuni:
Editorul de text
Editorul grafic monofilar automat – EDSA Auto One-line
Interfața EDSA-CAD
Cu oricare din aceste metode se v-a crea o bază de date și o diagramă grafică, referitoare la datele introduse de utilizator. Fiind legate între ele, aceste proceduri, pot fi utilizate în editarea și adăugarea simultană de informații în fișierul de lucru.
Fig. 11.1. Editoarele EDSA – Diagrama de conexiuni
1) Introducere date;
2) Editorul de text;
3) Editare / introducere date;
4) Editorul grafic monofilar automat;
5) Editorul grafic ECAD.
În Fig. 11.1. se prezintă relațiile între diferitele intefețe de intrare ale programului EDSA. Diagrama arată că informațiile pot fi introduse atât din editorul de texte cât și din editorul grafic monofilar automat.
11.2 Introducerea datelor din editorul de text sau dineditorul grafic monofilar automat
Introducerea în editorul de text a datelor se poate face componentă cu componentă specificând identificatorul nodului sau al branșamentului. Identificatorii, vor determina în ce fel sunt legate între ele elementele și în final arhitectura rețelei. De exemplu, dacă identificatorul unei bare este ”0001” și identificatorul altei bare este ”0002”, atunci un branșament de legătură între cele două bare va avea identificatorul ”0001 la 0002”. Configurația rețelei este înțeleasă de sistem datorită faptului că sistemul cunoaște identificatorii ”de la”, respectiv ”la”, specificați de utilizator. După ce s-a realizat introducerea tuturor acestor date, rezultatul final nu este altceva decât o bază de date conținând informații despre noduri și legături, precum și formulele aplicației definite de identificatorii nodurilor. Utilizatorul, după introducerea datelor utilizând editorul de text, poate rula editorul grafic monofilar automat, care va genera o reprezentare grafică a datelor introduse în baza de date. Fiecare element component al schemei este un simbol ”inteligent”, altfel spus la efectuarea unui dublu-click pe el, se va deschide editorul bazei de date.
În concluzie, utilizatorul are opțiunea de a introduce / modifica datele utilizând atât editorul text cât și cel grafic, putând schimba între ele simultan, fără alte eforturi suplimentare. Când rețeaua a fost stabilită, utilizatorul poate de asemenea importa schema monofilară în spațiul de lucru al interfeței EDSA-CAD.
11.3 Introducerea datelor din interfața ECAD
Schemele monofilare create în editorul grafic, sunt realizate pe baza unui algoritm care calculează automat poziția nodurilor și a branșamentelor. Acest lucru previne utilizatorul să se mai gândească la problemele legate de dimensiuni, spațiu, sau orice alte mărimi de acest tip. ECAD este un program de proiectare asistată de calculator orientat pentru crearea schemelor monofilare în EDSA. Pentru a da schemei caracteristicile dorite, utilizatorul poate defini parametrii grafici cum ar fi: dimensiuni, culori, straturi, modele ,etc. Principiul este același ca și la editorul grafic monofilar automat – drag and drop. Totuși, poziția nodurilor, ca și dimensiunea elementelor de legătură poate fi modificată. [15]
Fig. 11.2. Interconectarea dintre modulul ECAD și restul editoarelor EDSA.
1) doar editare;
2) {if}(condiție) adăugare;
3) editorul de text modificat ECAD.
Modurile de introducere a datelor pentru schema monofilară sunt:
direct din editorul ECAD,
importarea fișierului din editorul de text sau grafic.
Atunci când schema a fost creată sau importată în interfața ECAD, utilizatorul poate introduce elemente grafice prin selectarea din bara de instrumente a oricărei legături dintre noduri și plasarea în poziția dorită în pagina de lucru. Pentru un dispozitiv particular, editarea bazei de date se poate face prin două metode:
a. Direct din schemă
b. Utilizând editorul de text modificat din ecranul ECAD.
Editorul de text modificat este asemănător cu editorul de text din meniul EDSA, cu mențiunea că el nu poate edita decât datele curente din ECAD. Adăugarea de componente la rețeaua existentă nu este permisă . Când se lucrează în interfața ECAD, se presupune că utilizatorul decide așezarea fizică a elementelor. Dacă s-ar introduce elemente noi direct din baza de date, ele nu ar putea fi automat inserate în documentul ECAD, pentru că programul nu ar ști intențiile utilizatorului referitoare la poziția și dimensiunile lor.
Înserarea unui fișier de lucru din editorul EDSA, reprezintă un alt mod de editare a operațiilor în fișierul de lucru ECAD. Aici, utilizatorul trebuie să încarce un fișier cu extensia ”.mas”, corespunzător fișierului de lucru. După încărcare, utilizatorul poate modifica componentele dorite din editorul de text EDSA. Deoarece editorul de text din interfața EDSA are posibilitatea de a adăuga noi elemente la baza de date a rețelei, modificările trebuie efectuate cu atenție. Elementele adăugate în acest mod, nu vor apare în schema ECAD decât dacă se importă fișierul grafic. Astfel, graficul inițial din ECAD va dispare și va fi înlocuit cu schema importată din fișierul grafic.
Tabelul următor prezintă o schematizare a modului de lucru cu editoarele EDSA.
Tabelul 11.1. Matricea de decizie în lucrul cu editoarele EDSA.
11.4 Analiza funcționării la scurtcircuit
Modulul de analiză la scurtcircuit al E.D.S.A. se folosește și pentru calculul schemei date la scurtcircuit. Este important să executăm modulul de analiză la funcționarea în sarcină, pentru a obține valorile calculate ale mărimiloe electrice care intervin în calcule, înainte de a conduce analiza la scurtcircuit și a putea să folosim aceste valori în calculul de scurtcircuit. Acest lucru permite folosirea valorilor calculate ce țin cont și de pierderile de tensiune sau putere și nu folosirea valorilor implicite pe care le-am atașat nodurilor. Faptul că acest tip de analiză este evident una mai exactă, mai apropiată de realitate conduce la valori realiste ale curenților de scurtcircuit. Aceste valori pot fi folosite ulterior în analize avansate de tip P.D.C.(protective , devices, coordinațion), adică studii complexe pentru coordonarea echipamentului de protecție.
Atunci cînd facem verificarea datelor și a curenților de scurtcircuit este important să nu obținem erori. Răspunsul primit din această verificare trebuie să fie unul care reflectă în întregime schema propusă a fi analizată. După ce începem să rulăm rutina pentru analiza la scurtcircuit, vom observa că se deschide o nouă fereastră, ce ne permite să configurăm modul de analiză precum și diversele obțiuni pentru scurtcircuit. Defectul generalizat produs simultan în toate nodurile rețelei, va fi selectat la sectiunea Metoda de Raportare (Report Method). În figura SC1 . se va putea vedea acest lucru.
Putem opta pentru diferite opțiuni pentru datele de intrare (Input Data) .Această obțiune aeste oferita de TAB-ul rapoarte (Reports). Acesta mai oferă și poibilitatea pentru a selecta și rezultatele pentru secvențele dorite (pozitivă, negativă, homopolară) cât și tipul de defect al cărui rezultat îlurmărim (Fault Result) SC2;SC3;SC4; Fig 1; Fig 2;Fig 3;
Cu ajutorul TAB-ului controale (Controls ) SC5 se realizează setările necesare diverselor obțiuni/chei de control. Rezultatul acestei configurări se reflectă în cadrul analizei la scurtcircuit.
Întrucât vom analiza un defect la toate nodurile, trifazat brusc, vom selecta componentele de timp pentru defect la fel ca în fig SC5. Ne interesează valorile pentruX/R dar și a componentei de curent continu și a componentei asimetrice pentru jumătate din ciclu dar și pentru scurtcircuit în regim stabilizat.
Ca metodă selectată va fi IEEE Complex. Pentru executarea analizei, după ce s-au selectat obtiunile pentru analiză se face click Run. În anexa nr vor fi afișate datele obtinute post-procesor pentru analiza la scurtcircuit . Putem observa prezentarea generală a sistemului, a nodurilor și elementelor de legatură introduse, tabelul pentru valorile calculate ale intensitatii curentului prin toate elementele de legatură din retea. Se consideră că defectul se produce în toate nodurile rețelei (tab1)
Pentru o probabilitate mare de a se produce, în cazul simulat, scurtcircuitul va fi la bus nr. 0005.SC6. Celelalte opțiuni vor fi nebifate , abatere făcînd timpul de defect ales. Cînd evaluăm pe rând scurtcircuitul trifazat brusc, în nodul nr.5, valorile obținute sunt afișate în tabelul nr.(tab mic 003) și în tab. nr (tab mare)
În tabelul nr este prezentată valoarea tensiunii pentru ficare din fazele A,B,C.
Scurtcircuitul monofazat de tip punere la pământ v-a fi simulat pentru același nod ,nr. 5. Valorile obținute sunt afișate în tab nr (tab mic monofazat) si tab nr (tab mare).
Studiind datele obținute în acest caz, iese în evidență corespondența dintre intensitatea mare a curentului pe faza cu defect si tensiunea practic zero pe aceeași fază în nodurile vecine zonei de defect. Acest lucru se observă în tab (tab. tensiunii).
Copyright Notice
© Licențiada.org respectă drepturile de proprietate intelectuală și așteaptă ca toți utilizatorii să facă același lucru. Dacă consideri că un conținut de pe site încalcă drepturile tale de autor, te rugăm să trimiți o notificare DMCA.
Acest articol: Alimentarea cu Energie Electrica a Consumatorului Individual Fabrica de Oxigen Extindere (ID: 161815)
Dacă considerați că acest conținut vă încalcă drepturile de autor, vă rugăm să depuneți o cerere pe pagina noastră Copyright Takedown.