FISA DISCIPLINEI ECHIPAMENTE DE DISTRIBUȚIE A [603570]

1
Universitatea POLITEHNICA din București
Facultatea de Energetică

FISA DISCIPLINEI ECHIPAMENTE DE DISTRIBUȚIE A
ENERGIEI ELECTRICE

1. Date despre program
1.1 Instituția de învățământ superior Universitatea POLITEHNICA din București
1.2 Facultatea Energe tică
1.3 Departamentul Producerea și Utilizarea Energiei
1.4 Domeniul de studii Inginerie Energetică
1.5 Ciclul de studii licență
1.6 Programul de studii Managementul energiei (ME)

2. Date despre disciplin ă
2.1 Denumirea disciplinei Echipamente de di strib uție a energiei
electrice
2.2 Titularul activită ților de curs Conf .dr.ing. Mircea SCRIPCARIU
2.3 Titularul activită ților de laborator Conf.dr.ing. Mircea SCRIPCARIU
2.4 Anul
de studiu IV 2.5 Semestrul 7 2.6 Tipul
de
evaluare E 2.7
Regimul
disciplin ei A

3. Timpul total estimat (ore pe semestru al activită ților didactice)
3.1 Număr de ore pe săptămână din care 3 3.2 curs 2 3.3 laborator 1
3.4 Total ore din planul de învă țământ
din care 42 3.5 curs 28 3.6 laborator
14
Distribu ția fondului de timp ore
Studiul după manual, suport de curs, bibliografie și noti țe 2
Documentare suplimentară în bibliotecă, pe platformele electronice de specialitate si pe
teren 2
Pregătire proiect, laborator, teme, referate, portofolii și eseuri 8
Tutoriat 0
Examinăr i 2
Alte activită ți 0
3.7 Total ore studiu individual 14
3.9 Total ore pe semestru 56
3.10 Numărul de credite 3

2
4. Precondi ții (acolo unde este cazul)
4.1 de curriculum
Parcurgerea urmatoarelor discipline: Bazele electrotehnicii; Măsurarea
mărimilor electrice; Mașini și acționări electrice; Echipamente electrice,
Partea electrică a centralelor și stațiilor ; Reț ele electrice.
4.2 de competen țe Nu este cazul .

5. Condi ții (acolo unde este cazul)
5.1 de desf ășurare a cursului Nu este cazul .
5.2 de desf ășurare a
laboratorului Prezen ța obligatorie la laborator (conform Regulamentului privind
organizarea și desfășurarea procesului de învățământ universitar de
licență în Universitatea POLITEHNICA din București) .

6. Competen țe specifice acumulat e
6.1 Competen țe
profesionale C1 Utilizarea cunoștințelor privind principiile de funcționare și impactul
asupra mediului aferente sistemelor de producere, transport și distribuție a
energiei electrice și termice.
6.2 Competen țe
transversale CT 1 Identific area obiectivelor de realizat, a resurselor disponibile,
condițiilor de finalizare a acestora, etapelor de lucru, timpilor de lucru,
termenelor de realizare aferente și riscurilor aferente .
CT 2 Identificarea rolurilor și responsabilităților într -o echipă
pluridisciplinară și aplicarea de tehnici de relaționare și muncă eficientă în cadrul echipei .
CT 2 Utilizarea eficientă a surselor informaționale și a resurselor de comunicare și formare profesională asistată (portaluri Internet, aplicații
software de sp ecialitate, baze de date, cursuri on -line etc.) atât în limba
română cât și într -o limbă de circulație internațională .

7. Obiectivele disciplinei (reie șind din grila de competenț e specifice acumulate)
7.1 Obiectivul
gene ral al
disciplinei Curs – Cunoașt erea problematicii și a principalelor instalații și echipamente
din rețelele de distribuție a energiei electrice . Însușirea unor cunoștințe
specifice proiectării și exploatării acestora.
Laborator – aprofundarea cunoștințelor prezentate la curs, derularea de
activități și parcurgerea metodologiilor pentru alegerea și instalarea
echipamentelor din instalațiile de distribuție a energiei electrice. Elaborarea
unei teme de laborator ce conține un studiu de caz.
7.2 Obiective
specifice • Dobândirea de cunoștințe referitoare la structura și funcționarea
echipamentelor și sistemelor din rețelele de distribuție a energiei electrice .
• Dobândirea de cunoștințe referitoare la dispoziții constructive, manevre,
incidente.
• Dezvoltarea capabilității de alegere a principalelo r echipamente din
instalații de distribuție și de luare a deciziilor.
• Dobândirea de noțiuni de electrosecuritate în instalațiile electrice de
distribuție .
• Dezvoltarea unor abilități de cercetare (documentare, analiza unor soluții,
elaborarea, prezentarea ș i susținerea unei soluții propuse).

3
8. Con ținuturi
8.1 Curs Metode de predare Observa ții
1. Definirea principalelor concepte .
Definirea terminologiei, a noțiunilor de bază
și a unor aspecte globale referitoare la
instalații electrice de distribuție . 1 h
Cursul se prezintă pe slide –
uri la videoproiector
(acoperind funcția de comunicare și
demo nstrativă), dar unele
scheme se fac și la tablă.
Studenții își vor lua notițe în
timpul cursului, dar sunt
încurajați să studieze și bibliografia prezentată, precum ș i cursul tipărit.
Studenților li se pune la dispoziție documentație pe portalul de cursuri online a l
facultății.
2. Transformatoare și
autotransformatoare din instalațiile de
distribuție a energiei electrice.
Prezentarea problemelor legate de
trasformato are și autotransformatoare:
terminologie, mărimi caracteristice, noțiuni privind alegerea optimă a numărului și a
puterii nominale a trasformatoarelor; aspecte
privind utilizarea autotransformatoarelor. 2 h
3. Regimuri de funcționare și incidente în
instalațiile de distribuție a energiei
electrice.
Cunoașterea regimurilor de funcționare normală și anormală. Consecințe și măsuri pentru creșterea calității alimentării cu
energie electrică. 2 h
4. Tipuri de scurtcircuite la care trebuie
verificate aparat ele electrice și prizele de
pământ .
Studierea regimurilor de funcționare după
apariția unor nesimetrii constructive și efectele acestora asupra instalațiilor electrice
de distribuție . 4 h
5. Aspecte caracteristice ale schemelor de
principiu ale instalațiilor de distribuție a energiei electrice.
Cunoașterea principalelor aspecte
caracteristice privind schemele de principiu
ale stațiilor electrice de conexiuni, de
transformare, a posturilor de transformare etc. 1,5 h
6. Dispoziții constructive pentru instalații
de distribuție a energiei electrice cu
izolația în aer liber .
Cunoașterea principal elor elemente
caracteristice ale realizării constructive a
instalațiilor exterioare. Prezentarea
dispozițiilor constructive pentru principalele concepții de scheme
de conexiuni ale
instalațiilor de distribuție exterioare . 8 h

4
7. Dispoziții constructive pentru instalații
de distribuție a energiei electrice interioare
cu izolația în aer liber .
Cunoașterea principalelor elemente
caracteristice ale realizării construc tive a
instalațiilor interioare. Prezentarea
dispozițiilor constructive pentru principalele concepții de scheme de conexiuni ale
instalațiilor de distribuție interioare. 3,5 h
8. Dispoziții constructive pentru posturi de
transformare.
Cunoașterea princi palelor elemente
caracteristice ale realizării constructive a posturilor de transformare.
Prezentarea
dispozițiilor constructive pentru principalele concepții de scheme de posturi de
transformare. 0,5 h
9. Stații capsulate în SF 6.
Cunoașterea principalelor elemente caracteristice ale realizării constructive a stațiilor capsulate. Prezentarea unor dispoziț ii
constructive tipice pentru această tehnologie. 1 h
10. Noțiuni de electrosecuritate și instalații
de legare la pământ .
Cunoa șterea modului în care se produc
accidentele prin electrocutare și a
principalelor elemente pentru asigurarea
securității personalului, a modului de proiectare și realizare a instalațiilor de legare
la pământ. 4 h
11. Principiile proiectării căilor de c urent
din instalații de distribuție .
Însușirea criteriilor privind alegerea materialului, tipului constructiv și a secțiunii legăturilor conductoare utilizate în instalații
de distribuție . 0,5 h
Bibliografie
1. Scripcariu, M., Echipamente de distribuție a energiei electrice, Editura Politehnica Press,
2008.
2. Leca, A., Mușatescu, V., Scripcariu, M. și alții, Managementul Energiei, Academia de
Științe Tehnice din România, Editura AGIR, 2008.
3. Iordache, M., Stații și posturi de transformare, Ed. Electra, 2003.
4. Buhuș, P., Heinrich, I., Preda, L. și Ivas, D., Stații și posturi electrice de transformare. Ed.
Tehnică, București, 1988.

5
8.2 Laborator Metode de predare Observații
Alegerea numărului și puterii nominale a
transformatoarelor din instalații electrice de
distribuție. 2 h Studenții au la dispoziție
îndrumare și prescripții.
Studenții vor parcurge
diversele etape privind
dezvoltarea unei instalații
de distribuție a energiei electrice și vor lua decizii
privind soluțiile optime tehnico -economic.
Studenții vo
r utiliza
metodologii de calcul
tehnic și tehnico- economic
pentru identificarea și
clasificarea diverselor
soluții tehnice privind echipamentele și dispozițiile constructive ale instalațiilor de distribuție .
Se realizează permanent discuții cu studenții pe ntru
transmiterea bunelor
practici și a experienței . Se
urmărește dezvoltarea capabilităților decizionale
ale viitorilor ingineri.
Stabilirea plafoanelor de scurtcircuit pentru
definitivarea schemelor electrice și alegerea
aparatajului de comutație. 2 h
Alegerea schemelor de conexiuni pentru
instalații electrice de distribuție . 2 h
Elaborarea schemelor electrice monofilare. 1 h
Alegerea puterii nominale a
transformatoarelor din posturi. 2 h
Alegerea și verificarea aparatelor electrice. 1 h
Dispoziții constructive pentru instalații
electrice de distribuț ie. Dimensionarea
instalației de legare la pământ. 2 h
Colocviu 2 h
Bibliografie
1. Comănescu, Gh., Iordache, M., Scripcariu, D., Scripcariu, M., Proiectarea stațiilor
electrice, Ed. Print ech, București, 1998.
2. Gheorghe Comănescu, Daniela Scripcariu, Mihaela Iordache, Mircea Scripcariu, Lucrări
practice la disciplinele Partea electrică a centralelor, stații și posturi de transformare. Vol
I: Manual pentru proiectare PECS, UPB, București, 1999.
3. HOT ARÂRE Nr. 2139 din 30 noiembrie 2004 pentru aprobarea Catalogului privind
clasificarea si duratele normale de func tionare a mijloacelor fixe .
4. RENEL -GTDEE. IP 51 -94. Instrucțiuni privind stabilirea puterilor nominale economice
pentru transformatoarele de 110kV/MT. București 1994.
5. RENEL. PE 022+3- 87. Prescripții generale de proiectare a rețelelor electrice.
ICEMENERG, București 1987.
6. RENEL -GTDEE. IP 24 -86. Instrucțiuni de proiectare a stațiilor electrice de 6 -110 kV.
Dispoziții constructive. ICEMENERG, București 1986.
7. PE 101/85 Normativ pentru construcția instalațiilor electrice de conexiuni și transformare
cu tensiuni peste 1 kV . ICEMENERG, 1985.

6
9. Coroborarea con ținuturilor disciplinei cu asteptările reprezentan ților comunită ții
epistemice, asocia țiilor profesionale si angajatori reprezentativi din domeniul aferent
programului
• Disciplina răspunde concret cerințelor actuale de dezvoltare și evoluție pe plan național și
internațional atât a învățământului tehnic superior, cât și a mediului economic, a
domeniul ui ingineriei mediului în strânsă conexiune cu domeniul energetic;
• Programa disciplinei este integrată în programele de studii asociate domeniului de
ingineriei mediului din UPB, fiind corelată cu programe de studii similare din universitățile di n țară și europene ce aplică sistemul Bologna;
• În contextul actual de dezvoltare al ingineriei mediului domeniile de activitate vizate sunt practic nelimitate, posibilii angajatori vizați fiind atât din mediul educațional, cât și din mediul industrial, al mediului de cercetare – dezvoltare, dar și organizații/asociații/
societăți/ companii naționale, internaționale sau multinaționale;
• Se asigură studenților competențe adecvate cu necesitățile calificărilor actuale, o pregătire științifică și tehnică adecvat ă, care să le permită inserția rapidă pe piața muncii
după absolvire, dar și posibilitatea continuării studiilor prin pr ograme de masterat și
doctorat;
• Programul de studii este încadrat în politica și strategia Universității POLITEHNICA din
București, atât din punct de vedere al conținutului și structurii, cât și din punct de vedere
al aptitudinii și deschiderii internaționale oferite studenților .

10. Evaluare
Tip activitate 10.1 Criterii de
evaluare 10.2 Metode de
evaluare 10.3 Pondere în nota
finală
10.4 Curs Cunoa șterea
noțiunilor teoretice
fundamentale privind
echipamentele din
instalațiile de
distribuție a energiei electrice.
Cunoa șterea
metodologiilor de
alegere a
echipamentelor și de
dimensionare a
instalațiilor pentru
rețelele de distribuție. Exam en scris în
sesiunea de examene.
Subiectele acoperă
întreaga materie,
realizând o sinteză între aspectele
teoretice și cele
practice. Pentru
evaluare se utilizează o combinație între
subiecte teoretice
grilă, subiecte de calcul tehnic și economic, subiecte de
construcție grafică și
proiectare. 50%
10.5 Laborator Aplicarea pe un studiu
de caz a
metodologiilor pentru
alegerea și instalarea
echipamentelor din Evaluare a activității
după fiecare etapă a
temei d e laborator și
evaluare orală în
cadrul colocviului 50%

7
instalațiile de
distribuție a energiei
electrice . final.
10.6 Standard minim de performanță
• Realizarea obliga țiilor caracteristice activită ții de aplica ții (derularea unei activități
constante, elaborarea și sus ținerea temei de laborator ) și obține rea a minim 50% din
punctajul alocat;
• Obținerea a minim 40 % din punctajul examenului final și obținerea a minim 50 % din
punctajul total (pentru nota 5) .

Data completării Semnătura titularului de curs Semnătura titularului de aplicații
15.09.2016 Nume și prenume Nume și prenume
Conf.dr.ing. Mircea SCRIPCARIU
Conf.dr.ing. Mircea SCRIPCARIU

Data avizării în departament Semnătura directorului de departament

Nume și prenume

Conf.dr.ing. Cristian DINCĂ

INTRODUCERE
Obiectul Cursului
 Cunoașterea problematicii și a principalelor instalații din
stațiile și posturile de transformare din sistemul
electroenergetic.
 Însușirea unor cunoștințe specifice proiectării și exploatării
stațiilor electrice.

*
* *
Delimitarea conceptelor:
 stație electrică;
 post de transformare;
 punct de alimentare.

O rețea electrică este formată din laturi și noduri:

A

• laturile → liniile electrice;
• nodurile:
→ stațiile și posturile de
transformare
→ au rolurile:
a) de conexiuni electrice (la
care converg linii,
transformatoare,
generatoare);
b) de transformare a unor
parametri (tensiune, curent
– cu trafo; frecvență – cu
redresare sau onduloare).

Concepte :

• Stația electrică (ST) este un nod al unei rețele electrice în
care se realizează conexiuni electrice și/sau transformarea
unor parametri, cel mai adesea, tensiunea.

• Postul de transformare (PT) este o stație coborâtoare de la 6-
20 kV la joasă tensiune (U n<1000V) ⇒ este o stație
coborâtoare de mică putere (zeci ÷sute kVA).
Conceptul se regăsește în puține țări, scoțând în evidență o
categorie particulară a stațiilor.

• Punctul de alimentare (PA) este o stație de conexiuni de
tensiune medie, destinată alimentării unor posturi de
transformare.

Exemple :
a) Stațiile electrice se găsesc:
– în cadrul centralelor electrice:
 pentru evacuarea puterii produse;
 pentru alimentarea serviciilor proprii;
– în SEN, stații de sistem pentru conexiuni și
transformare.
b) PT se află în apropierea consumatorilor rezidențiali,
industriali etc.
c) PA, de regulă, conțin și 1 ÷2 PT și se pot găsi în rețelele
urbane de distribuție a energiei electrice.
În România sunt instalate peste 68.000 stații electrice .

1. În exploatarea CN Transelectrica SA, la nivelul anului
2005, se aflau următoar ele stații:
• 1 – 750 kV
• 32 – 400 kV
• 45 – 220 kV

2. În exploatarea Electrica SA, la nivelul anului 2006, se
aflau următoarele stații:

• 489 – 110 kV
• 30865 – PT și PA.
• Capacitatea instalată în transformatoare în stații 110
kV/MT și MT/MT este de peste 16.000 MVA și în PT/PA
este de peste 11.000 MVA.
La aceste instalații se adaugă stațiile și posturile de
transformare aflate în exploatarea companiilor de distribuție a
energiei electrice ce au fost privatizate.

Obs.: Prin convenție vom folosi prescurtarea MT=med ie tensiune
pentru instalațiile cu tensiunile de 6, 10 și 20 kV .

1. ESTIMAREA CONSUMULUI DE ENERGIE ȘI
A CERERII DE PUTERE PENTRU UN
CONSUMATOR NOU DE ENERGIE
ELECTRICĂ
Estimarea consumului de energie este o activitate esențială
în procesul de dezvoltare a proiectelor “greenfield” (noi) sau a
proiectelor de modernizare a unor instalații existente . Pe baza
acestor estimări se aleg echipamentele (de exemplu, transformatoare de putere) și se dimensionează diverse categorii
de instalații ( de exemplu, bare colectoare, linii electrice etc.) .
În general, pentru astfel de estimări se ține seama de:
• datele istorice înregistrate de consumatorii existenți;
• tehnologiile noi, mai eficiente ce pot fi adoptate de
consumator;
• reducerile de consum, datorită unor optimizări;
• perspectiva dezvoltării tehnologice a consumatorului.
1.1.Estimarea consumului de energie activă, WP
Aceasta se po ate realiza prin utilizarea unor consumuri
specifice înregistrate anterior sau caracteristice pentru o tehnologie.

Exemple :
• pentru consumatorul casnic, în 1990, în România, se
înregistra o cerere de energie electr ică de 334 kWh/loc. și an;
• pentru un consumator industrial se înregistra o cerere de
energie electrică de 40 kWh/kg aluminiu produs.

1.2.Estimarea sarcinii maxime de durată (cererea de
putere), PM
Această estimare este necesară pentru dimensionarea
instalațiilor de distribuți e a energiei electrice către consumatori.

Valorile se pot lua:
– din literatură TPM se obține P
M
PMWPT= ; sau
– se utilizează metoda coeficienților de cerere.

Etapele metodei coeficienților de cerere:
• identificarea puterii instalate a unui receptor; se poate
obține din datele de catalog și este puterea nominală cu care
fabrica constructoare garantează că receptorul poate funcționa
dacă se îndeplinesc toate condițiile tehnice;
• estimarea puterii racordate a unui consumator; este
puterea absorbită de la rețea când consumatorul funcționează la sarcina lui nominală:
– pentru consumatorii obișnuiți: rac n iP PP= = ;
– pentru mașini electrice: n
racM
nPPη= (la rețea),
unde , ηn – randament nominal.

În ipotezele:
• toți consumatorii racordați sunt în funcțiune,
• toți consumatorii funcționează la sarcina nominală, se
poate scrie relația (1.1 ):
∑∑=
j njnj
racMPPη (1.1.)

În realitate:
• nu toți consumatorii sunt în funcțiune, introducându -se
un coeficient de simultaneitate: 1≤simk ;
• nu toți consumatorii aflați simultan în funcțiune lucrează
la sarcină nominală, introducându -se un coeficient de încărcare:
1≤inck ; ⇒ se folosește inc sim cerere k k k ⋅= – coefic ient de
cerere.
În aceste condiții, puterea maximă cu care consumatorul
intervine în curba de sarcină este:
M racM cererePP k= ⋅ (1.2.)
cosracM cerere
MPkSϕ⋅= (1.3.)

2. TRANSFORMATOARELE ELECTRICE DIN
STAȚII ȘI POSTURI DE TRANSFORMARE
Transformatorul (T) este echipamentul electric destinat să
transforme doi dintre parametrii energiei electrice și anume U și I.
Funcționează pe principiul inducției electromagnetice (fig. 2.1).
I1 I2
U1n U2n N1 N2
T
Fig. 2.1. Schema de principiu a transformatorului .
2.1.Puterea nominală, SnT
Puterea nominală a transformatoarelor se alege din scala R5.
Multiplul scalei, m 5, este dat de relația:
2 5
5 10 1, 25 1, 6 m= = = (2.1.)
1 – 1,6 – 2,5 – 4 – 6,3 – 10 – ……
Unită țile de transformare se construiesc monofazate sau
trifazate (mai economice), iar gamele uzuale de puteri sunt:
• pentru trafo din PT: 10 kVA, 16 kA, 25 kA, 40 kVA, 63
kVA, 100 kVA, 160 kVA, 250 kVA,
• pentru trafo din stații electrice de 110 kV/MT: 4 MVA,
6,3 MVA, 10 MVA, 16 MVA; 25 MVA, 40 MVA, 63 MVA.

2.2.Mărimi caracteristice transformatoarelor
• Tensiunile nominale ale înfășurărilor U1n, U 2n, U3n etc.
• Curenții nominali ai înfășurărilor: I1n, I2n, I3n etc.
• Puterea nominală a trafo: Sn (dacă toate înfășurările au
aceeași putere) sau S 1n/S2n/S3n (dacă înfășurările au puteri
diferite).
• Tensiunea de scurtcircuit: u sc [%] sau u sc S-M, uscS-I, uscM-I.
• Curentul absorbit la mersul în gol, Io [%].
• Puterile active absorbite la proba de mers în gol ( Po),
respectiv la proba de mers în scurtcircuit ( Psc)
• Grupa de conexiuni a trafo. Indică modul de conectare al
fiecărei înfășurări și defazajul dintre tensiuni.
2.3.Conexiunile înfășurării trafo
Se prezintă aspecte privind:
– marcarea bornelor,
– conectarea înfășurărilor,
– grupa de conexi uni a trafo.

Marcarea bornelor
Prin convenție (în România):
• înfășurare superioară (cu tensiunea cea mai mare)
A, B, C → bornele de început ale înfășurării;
X, Y, Z → bornele de sfârșit ale înfășurării;
• înfășurare cu tensiunea cea mai mică:
a, b, c → bornele de început ale înfășurării;
x, y, z → bornele de sfârșit ale înfășurării;
• înfășurarea cu tensiunea intermediară (mijlocie), dacă
există:
Am, Bm, Cm → bornele de început ale înfășurării;
Xm, Ym, Zm → bornele de sfârșit ale înfășurării.

Modul de amplasare a bornelor pe capacul trafo (fig. 2.2):
N, n, Nm → punctul neutru al înfășurării (bornă accesibilă)

n a b c
N A B C
a. Trafo trifazat cu două înfășurări

Am Bm Cm
N A BNm
Ca b c

b. Trafo trifazat cu trei înfășurări
Fig. 2.2. Marcarea bornelor la transformatoare.

Conectarea înfășurărilor trafo trifazate
– stea;
– triunghi;
– zigzag.

• Conexiunea stea (fig. 2.3 și 2.4).
Simbol: – Y (înfășurarea primară)
– y (înfășurarea secundară)

Capetele celor trei
înfășurări (de început
sau de sfârșit) se leagă
între ele, formându -se
punctul neutru. N A B C
x y z

Fig. 2.3. Conectarea înfășurărilor la conexiunea stea.

Fig. 2.4. Diagrama fazorială a tensiunilor în cazul conectării în
stea a înfășurărilor .

Particularități ale conexiunilor Y (stea):
– tensiunea pe fiecare înfășurare este tensiunea de fază (mai
mică);
– pentru un regim de tensiuni echilibrat ⇒ potențialul
punctului neutru este zero ⇒ tensiunea aplicată izolației
unei înfășurări este mai mică spre neutru;
– izolația unei înfășurări se poate realiza degresivă spre
neutru;
– există punct neutru ce poate fi folosit în diverse scopuri (de
exemplu: tratarea neutrului rețelei).
Această conexiune se utilizează pe înfășurarea de tensiune
superioară.
• Conexiunea triunghi (fig. 2.5 și 2.6).
Simbol: – D (înfășurarea primară)
– d (înfășurarea secundară)

A B C
x y z

Începutu l unei
înfășurări de pe o fază se leagă de sfârșitul
înfășurării de pe altă
fază.
Fig. 2.5. Conectarea înfășurărilor la conexiunea triunghi . BC A
B C U CA U A B
U N( x,y,z)

Fig. 2.6. Diagrama fazorială a tensiunilor în cazul conectării în
triunghi a înfășurărilor .

Particularită ți ale conexiunii D (triunghi):
• tensiunea aplicată unei înfășurări este tensiunea între faze
(o tensiune mai mare decât la conexiunea Y);
• izolația unei înfășurări este solicitată la fel în tot lungul
ei;
• curenții prin fiecare înfășurare sunt de 3 ori mai mici
decât curenții de linie, care intră sau ies prin bornele înfășurării;
• componentele homopolare se închid pe conturul
triunghiului ceea ce înseamnă că nu trec dincolo de borne.
Această conexiune se utilizează, în general, pe înfășur ări de
tensiune inferioară. B, Z A, Y
C, X

• Conexiunea zigzag (figurile 2.7 și 2.8).
Simbol – Z (înfășurarea primară)
– z (înfășurarea secundară)

Fiecare înfășurare se
realizează din două
părți. A B C
x yzN

Fig. 2.7. Conectarea înfășurărilor la conexiunea zig zag.

Fig. 2.8. Diagrama fazorială a tensiunilor în cazul conectării în
zigzag a înfășurărilor .

Particularități ale conexiunii zig zag:
– are punct neutru;
– componentele homopolare se închid;
– deoarece tensiunea între bornele a și x ale unei înfășurări
este rezultatul unei sume vectoriale a două tensiuni de pe faze
diferite, înfășurarea zigzag ajută la echilibrarea tensiunilor pe
faze, atunci când tensiunile aplicate celeilalte înfășurări sunt
dezechilibrate. A
B
C N

Grupa de conexiuni a transformatoarelor este un
ansamblu de notații prin care se precizează modul de conexiune al
înfășurărilor, precum și unghiul de defazaj dintre tensiunile de
același nume ale acestora.
Grupa de conexiuni este simbolizată printr -un grup de litere
și cifre care arată:
– conexiunea fiecărei înfășur ări;
– raportul dintre unghiul de defazaj și un unghi de 300.

Exemple : Yd11
– înfășurarea de tensiune superioară are conexiunea stea ;
– înfășurarea de tensiune inf erioară are conexiunea triunghi;
– defazajul dintre tensiunile de același nume, superioară și
inferi oară, este de 3300 (= 11×300= 3300).

Defazajul se stabilește parcurgând în sensul acelor de ceas
unghiul dintre U sup și Uinf.
Observații :
– două trafo nu pot funcționa în paralel decât dacă au aceeași
grupă de conexiuni;
– dacă se pun în paralel căile de alimentare ale unei stații, căi
care pot forma o buclă în rețea, atunci suma defazajelor pe
conturul buclei trebuie să fie zero (fig. 2.9.).

~
SPYd11 Yd11 TB
TSP
GDd0110 kV
6 kV
Condiția de legare în paralel a trafo din buclă:
∑defazaje=0
0 sau 3600
Fig. 2.9. Legarea în paralel a două transformatoare.

2.4.Raportul de transformare, k
Este raportul tensiunilor de același nume măsurate la mersul
în gol al transformatorului.
• Trafo cu conexiuni Yy și Dd:
1
2AB
abUNkUN= = (2.2.)
• Trafo cu conexiuni Yd și Zd:
1
23AB
abUNkUN= = (2.3.)
• Trafo cu conexiuni Dy și Dz:
1
21
3AB
abUNkUN= = (2.4.)
1
2fp
fsU N
UN= ; 1
2
3AB
abUN
U N=; 1
23AB
abUN
UN= ; 1
21
3AB
abUN
UN=
• Deși trafo este un echipament reversibil în exploat are
(energia îl poate parcurge în ambele sensuri), între două rețele, un
trafo ridicător va avea prin construcție un raport de transformare diferit de un trafo coborâtor.
Exemplu :
– trafo ridicător
6/121k= (trafo prin care se evacuează puterea
unui grup dintr -o centrală);
– trafo coborâtor 110/ 6,3k= (trafo de alimentare a unei rețele de
distribuție de 6kV).
Tensiunea trebuie să fie mai mare spre zona prin care
energia intră într -o rețea de distribuție (pentru a compensa
căderile de tensiune și a asigura și pentru cel mai îndepărtat
consumator calitatea energiei electrice).
O parte din transformatoare permit modificarea raportului
de transformare. Scopul este de menținere a unei tensiuni cât mai
constante la bornele consumatorilor.
Reglajul de tensiune la transformatoare se poate face în
două soluții constructive :
– cu prize de reglaj plasate pe înfășurarea de tensiune
superioară,

– cu trafo sau autotrafo speciale de reglaj amplasate, de
regulă, în paralel cu unitățile principale.
Instala ții de reglaj cu prize:
– cu reglaj în absența tensiunii; este realizată cu comutatoare
cilindrice sau mecanice, acționate manual sau cu motor electric.
De obicei, aceste trafo au 3 (0 și ±5%) sau 5 (0 și ±2×2,5%) prize.
(Exemplu : trafo din PT).
– cu reglaj su b tensiune (în sarcină) pentru trafo de tensiuni și
puteri mari:
Exemplu :
– Trafo cu U sup=110 kV au 19 prize (0 și ± 9×1,78%).
– Trafo cu U sup=220 kV au 27 prize (0 și 13± 1,25%).
Reglajul tensiunilor se face cu comutatoare speciale, care
necesită lucrări de mentenanță, acesta fiind un punct slab al trafo.
De asemenea, aceste comutatoare trebuie să asigure trecerea de pe o priză pe alta fără întreruperea sarcinii și fără scurtcircuitarea
înfășurărilor.
2.5.Sisteme de răcire ale trafo
În timpul funcționării T/AT se p roduce căldură ca urmare a:
– funcționării normale;
– suprasarcinilor;
– scurtcircuitelor.
Căldura produsă afectează durata de viață a trafo, ca urmare
a “îmbătrânirii” izolației înfășurării . Se deteriorează proprietățile
mecanice ale hârtiei izolante dintre spi rele înfășurării.
Izolația înfășurării se poate realiza din:
– ulei mineral ;
– hârtie ;
– carton comprimat .
Principalele sisteme de răcire:
– trafo imers ate;
– trafo uscate.

Trafo (AT) imersate
• Dielectricul lichid în care se introduc înfășurările trafo se
dilată în funcție de încărcarea trafo și de temperatura mediului
ambiant.
• Compensarea variațiilor de volum ale dielectricului lichid
se poate face prin:
– dilatare într -un rezervor de expansiune (conservator)
⇒ necesitatea împiedicării pătrunderii apei în
rezervor;
– introducerea trafo într -o cuvă etanșă, dilatarea
lichidului fiind compensată prin deformarea elastică a
pereților cuvei ⇒ nu există conservator ⇒ CI↓, C exp↓.
Circulația lichidului de răcire prin T/AT se poate face:
• natural (efect de termosifon):
– cu răcire li beră în aer ;
– cu răcire prin suflarea aerului ⇒ sunt necesare
baterii de ventilatoare .
• forțat: uleiul este vehiculat prin radiatoare cu ajutorul
unor pompe:
– cu răcire cu apă;
– cu răcire prin suflaj de aer.

Lichide folosite pentru răcirea T/AT:
• inflamabile
• neinflamabile
– uleiul mineral (trafo din grupa O)
a) biodegradabil ;
b) inflamabil la temperaturi <300oC ⇒ sunt
necesare instalații de stingere a incendiilor
– lichide izolante sintetice neinflamabile (punct de
inflamabilitate >300oC), trafo din grupa L.
Pentru trafo cu ulei sunt necesare măsuri PSI suplimentare:
• cuvă de scurgere a uleiului (cu piatră spartă, amplasată pe
grătar),
• buncăre de beton,
• ziduri ignifuge în raport cu alte instalații, clădiri etc.,

• instalații pentru stingerea incendiului.
Trafo cu lichide sin tetice neinflamabile folosesc materiale
de tipul:
• amestecuri de penta sau triclordifenili → pun probleme
ecologice,
• uleiuri siliconice.
Dezavantaje (față de T/AT cu ulei):
• masă superioară a T/AT,
• cost mai ridicat de investiții.

Trafo uscate, grupa A
• Înfăș urările (impregnate sau nu cu rășină) se află în aer .
La aceste trafo, pierderile prin încălzire sunt disipate direct în aer
și din această cauză:
– se adoptă densități mici de curent,
– sunt necesare suprafețe mari de cedare a căldurii.
• Se realizează și trafo cu agent de răcire SF6, azot etc. →
trafo aparțin grupei G.
• Avantaje (față de trafo cu ulei):
– nu necesită cuvă de retenție lichid;
– bună rezistență la foc;
– “prietenoase” față de mediu;
– insensibilități la agenți exteriori (praf, umiditate),
pentru trafo îng lobate în rășină sintetică.
• Dezavantaje (față de trafo cu ulei):
– preț ridicat (de circa 5 ori mai mare);
– pierderi mai mari (de 1,3 ori) ⇒ folosire în zone
urbane aglomerate.

3.UTILIZAREA AUTOTRANSFORMATOARELOR
(AT) ÎN STAȚII ELECTRICE
3.1.Generalități
Autotransformatoarele ( AT) transferă energia (figura 3.1.):
• pe cale magnetică,
• pe cale galvanică.
Se definește coeficientul de transfer pe cale magnetică (kM)
ca fiind:
sup1mij
MUkU= − (3.1.)

Fig. 3.1.
Autotransformatorul. Simbol utilizat în schemele de conexiuni .

Notații:
• n1: număr de spire pentru înfășurarea primară a AT,
• n2: număr de spire pentru înfășurarea secundară a AT.
Fie schema electrică a unui AT cobor âtor (fig . 3.2.), în care
1 este înfășurarea primară și 2 este înfășurarea secundară:
• n2: înfășurarea comună,
• n1-n2: înfășurarea serie cu rețeaua cu Usup.

inf U mij U sup
U

Fig. 3.2. Schema electrică a unui autotransformator coborâtor .

• Determinarea kM:
AT e ste echivalent cu un T cu:
12nn− → spire în primar;
2n → spire în secundar.
• Tensiunea pentru o spiră: 1
1spUun= (3.2.)
• Tensiunea pe înfășurarea comună:
12
2 21
11UnU nUnn=⋅=⋅ (3.3.)
Dacă se ne glijează pierderile, atunci legea conservării
puterii se scrie:
12 12 2
11 2 2
21 21 133IU IU nIU IUIU IUn= ⇒=⇒= = (3.4.)
• Calculul puterilor transmise pe cale:
– magnetică,
– galvanică.

Se aplică relația Kirchoff I în nodul mijlociu (2):
21 2 /3C I II U= +⋅ (3.5.)
22 12 2 3 33C IU IU I U= + (3.6.)
223IU – Putere totală tranzitată prin AT A
X n1 n1-n2
n2 I1
Ic 2
c U1
a
U2 U1 I1

123IU – Putere vehiculată electric (I 1 se transmite de la
înfășurarea Sup. la înfășurarea Mij.)
2 3CIU – Putere vehiculată electromagnet ic.
2
2 223
3magn CC
M
ATS IU IkSI UI= = = (nominal) (3.7.)
21 CI II= − (3.8.)
21 1 2
2 2111MII I UkI IU−= = −= − (3.9.)
sup1mij magn
M
ATUSkUS= −= (3.9.)
sup 1mij M UU k< ⇒< (3.10 .)
3.2.Avantajele folosirii AT
3.2.1. Analiza înfășurării primare
Reducerea numărului de spire pentru tranzitul pe cale
magnetică (masă de material conductor mai mică):
• fie 1T și 1AT care tranzitează aceeași putere nominală
⇒T AT I I1 1=, dar numărul de spire este diferit.
Numărul de spire din înfășurările serie cu rețea ua Usup se
notează cu nAT. Raportul dintre numărul de spire primare la AT și
T este:
12 2
111AT
Tn nn n
nn n−= = − (3.11 .)
⇒ AT
M AT M T
Tnk n knn=⇒= ⋅ (deoarece 22
1 sup 1mijU Un
UU n= = ) (3.12 .)
• deoarece 1Mk<⇒ se face economie la numărul de spire
()AT Tnn<
Dar:
AT M Tl kl= ⋅ (3.13 .)
s este aceeași ()AT Tss=
⇒ masa înfășurărilor: ρ⋅=vm ()lsv⋅= , iar=ρct. (de exemplu, Cu)

,,Cu AT Cu AT AT Cu M T T M Cu Tm s l k sl k mρρ= ⋅ ⋅ = ⋅ ⋅⋅= ⋅ (3.14.)
⇒ La AT se folosește de kM ori mai puțin material față de T.

Pierderile în AT sunt mai reduse decât la T:
2233AT
AT AT M T
ATlP RI I k Psρ∆ = = ⋅ = ⋅∆ (3.15 .)
AT M TPkP∆ = ⋅∆ (3.16 .)
⇒ Pierderile sunt de kM ori mai mici.

3.2.2. Comparație între înfășurarea comună a AT cu
înfășurarea inferioară a trafo – analiza înfășurărilor
secundare:
2 AT Tn nn= = (3.17 .)
1
21 2 2 2
21AT C M AT MII I I II kI I kII==−= − = ⋅⇒ = ⋅ 
 (3.18 .)
⇒ AT M Ts ks= ⋅ (la j=constant, densitatea de curent în
A/mm2) (3.19 .)
jsI×=
⇒ Înfășurarea comună are secțiunea mai mică la AT .
,, AT T CU AT M CU Tl l m km= ⇒= ⋅ (3.20 .)
22
233AT T M T
AT AT M T
AT M Tl l kIP I kP
s ksρρ⋅∆ = ⋅ = = ⋅∆ (3.21 .)
⇒ Pierderile la AT sunt de k M ori mai mici ca la T .
3.2.3. Tranzitul de energie pe cale magnetică ( kM):
1magn
M
ATSkS= < (3.22. )
⇒ Se tranzitează mai puțină energie pe cale magnetică ⇒ miezul
de fier al înfășurării AT este mai mic.
⇒ Se obțin:
• cuvă mai mică;
• volum de ulei mai mic;

• cost de investiție mai scăzut.
Observație: practic, toate economiile sunt proporționale cu
kM (a se vedea î n acest sens tabelul 3.1.).

Tabelul 3.1.
Valori pentru kM
Umij [kV] 110 110 400
Usup [kV] 220 400 765
kM 0,5 0,75 0,48

• Cu cât k M ↓, cu atât se tranzitează mai puțin pe cale
magnetică, deci cu atât AT este mai avantajos.
• Cu cât k M ↑, cu atât se tranzit ează mai mult pe cale
magnetică, deci se pierd din avantajele AT.

3.3.Restricții în folosirea AT
Se poate folosi numai cu neutrul legat la pământ ⇒
datorită tranzitului galvanic, înseamnă că AT poate fi utilizat
numai între rețele cu neutrul efectiv legat la pământ. În România:
pentru rețele cu kV Un110≥ .
Să presupunem că AT este utilizat între două rețele, care
funcționează cu neutrul izolat (20/110 kV)
• triunghiul tensiunilor (fig . 3.3.) este:

Fig. 3.3. Triunghiul tensiunilor în regim normal .

– în regim normal, P ≡N≡G; 3 110 A
B C c b a
P=N=G 3 20

– dacă apare o punere la pământ, triunghiul tensiunilor nu
se deformează, ci doar se translatează;
– înainte de produ cerea defectului, pentru fiecare rețea,
tensiunea de fază este:
 la ÎT:
3110
 la MT:
320
– după punerea la pământ a fazei A, izolației fazelor b și c
li se aplică tensiuni foarte mari (figura 3.4.)

Fig. 3.4. Triun ghiul tensiunilor după punerea la pământ a fazei A .

 pe faza A: 0=AU
 pe fazele B, C: l fU U→
 pe faza a: f f U4 U→
 pe fazele b, c: f f U6 U→
Aplicând teorema “cosinusului”:
6
320120cos
3110
3202
3110
32002 2
≈⋅⋅⋅−


+



=
bb
PdefP (3.23. )
Dacă se funcționează cu neutrul izolat față de pământ, atunci
există pericolul ca izolației înfășurărilor de 20 kV să li se aplice tensiuni foarte mari (factorul de punere la pământ este
aproximativ 6, a se vedea relația (3 .23)).
⇒ AT poate func ționa numai cu neutrul legat la pământ, adică
între rețele cu
110≥nU kV.
A=P
B C a
c N
b

Observații:
– Dacă se cuplează AT între două rețele cu tensiuni foarte
apropiate (15/20 kV), pericolul supratensionării se reduce mult.
– Deoarece punctul neutru este comun ambelor înfășurări,
rețelele pe care le leagă AT ( Usup, U mijl) trebuie să aibă același
mod de tratare a punctului neutru (neutrul legat la pământ).

Orice AT (fig. 3.5) trebuie să aibă o înfășurare în
triunghi (terțiar) pentru a închide armonicile de ordin
superior (cuplată magnetic cu restul AT).

Fig. 3.5. Autotransformatorul cu terțiar .

Soluții de funcționare a terțiarului (fig. 3.6):
• fără borne scoase pe capacul cuvei;
• cu bornele scoase pe capacul cuvei, cu scopul alimentării
unor circui te.

Fig. 3.6. Schema de funcționare a terțiarului .
n1
n2 U2 U1 n3 U3
Mij Sup

Puterea nominală a terțiarului:
• se determină astfel încât să nu scumpim terțiarul (să nu
pierdem avantajul de cost redus al AT);
• terțiarul este cuplat cu AT pur magnetic (transformatoric)
ntert M nATS kS≤⋅ (3.24. )
Exemplu: Fie 200 100nAT ntert S MVA S MVA= ⇒≤ , pentru AT
ce leagă rețele de 110 și 220 kV, pentru care 0,5Mk= .
Tensiunea terțiarului este, de regulă, 10÷ 35 kV.
La terțiar se racordează, în mod uzual:
– alimentări pentru trafo de servicii proprii (SP);
– alimentări pentru rețele locale;
– compensatoare sincrone;
– foarte rar, generatoare (deoarece ar rezulta SnAT prea mare).

Sensul de tranzit prin AT .
Acest aspect este important atunci când la terțiar sunt
racordate circuite.
Este corect ca tranzitul să se facă de la tensiunea mijlocie la
tensiunea superioară, pentru că astfel se tranzitează integral SnAT
(fig. 3.7), dacă la terțiar se racordează circuite .
• de la I la M se tranzitează M nAT magnkS S⋅= ⇒ nu se mai poate
realiza alt tranzit magnetic de la S la M (datorită dimensionării)
• tranzit corect.
⇒Tranzitul trebuie făcut către tensiunea superioară (fig. 3.8.).

Figura 3.7 . Schema de tranzitare a puterii prin înfășurările
autotransformatorului .
S
M
I kn, S nAT gre ș it S
M
I corect a) b)

Fig. 3.8. Schema de tranzit a puterii prin stații echipate cu
autotransformatoare.

Observație: Dacă terțiarul nu este folosit, sensul de circulație
nu este important.
~ ~ ~ 220 kV 110 kV 400 kV

4.CRITERII PENTRU ALEGEREA NUMĂRULUI ȘI
PUTERII NOMINALE ALE
TRANSFORMATOARELOR DIN STAȚIILE ȘI
POSTURILE DIN SEN
Reamintim că stațiile au funcțiuni de:
• conexiuni ale liniilor și trafo aferente;
• transformare a parametrilor (cel mai des, tensiunea).
4.1.Criterii tehnice
Principalele criterii tehnice sunt:
• asigurarea tranzitului de sarcină,
• reducerea curentului de scurtcircuit,
• funcționarea la randament maxim ,
• pierderi minime de energie,
• să as igure pornirea celui mai mare motor sau
autopornirea motoarelor alimentate din secundar.

Asigurarea tranzitului de sarcină în regim normal de
lungă durată (printr -o instalare corespunzătoare a trafo în
stații).
nT MSS>∑ (4.1.)
Reamintim:
• S
nT – puterea nominală a trafo (garantată de fabricant,
pentru condiții normale de funcționare)
• SM – sarcina maximă de durată (cea mai mare dintre
sarcinile medii pe intervale de 15 min.).

Plafonul de scurtcircuit .
Echiparea stațiilor electrice cu transformatoare trebuie să
conducă la scheme în care plafoanele de scurtcircuit ce se obțin
pot fi întrerupte cu aparatele de comutație care se pot amplasa.

Curentul de scurtcircuit caracteristic schemei trebuie să
rezulte mai mic decât valoa rea Iscc garantată de fabricant pentru
întreruptoarele ce se amplasează în stația electrică. În acest fel se
limitează investițiile necesare în echipamentele primare ale
instalațiilor de distribuție a energiei electrice.

Trafo electrice intervin, în schem ele echivalente, prin
reactanța lor.
Exemplu: A se vedea schema din figura 4.1.

Fig. 4.1. Schema de conexiuni pentru echiparea cu un singur trafo
a stației .

Conform legii lui Ohm exprimată în unități relative:
*nT
sc
nTII CuX= ⋅ (4.2.)
Observație: 10 11%ku= − (cam aceeași, la trafo cu sup110 U=
kV).
40
4,4 361,1 440,1 0,1scI⋅= ⋅ ≈= kA – foarte mare pentru stațiile noastre (
5,31=scI kA).

~
6 kV S
*nT nT
X SEN
110 kV
= 40 MVA
uk =

O reducere a valorii curenților de scurtcircuit se poate
obține, de exempl u, prin divizarea puterii trafo în mai multe
unități (fig . 4.2).

Fig. 4.2. Schema de conexiuni pentru echiparea cu două trafo a
stației .
2
2 2
*nT
sc sc sc
nTII Cu I IX=⋅ ⇒< (se reduce cam la jumătate) (4.3.)
Prin fracționarea puterii, asociată cu secționarea, se
limitează curenții de scurtcircuit, deci scad costurile asociate
instalațiilor (linii, întreruptoare) care trebuie să reziste unor
solicitări mai reduse în caz de scurtcircuit.

Funcționarea la randament maxim (maxη)
Fie S sarcina tranzitată prin trafo.
sec1primar T undar T
primar primar primarPP P P
PP Pη−∆ ∆= = = − (4.4.)
2
T o sc
nTSPPPS∆=+ ⋅ 
; cosprimarPS ϕ= (4.5.)
2
1coso sc
nTSPPS
Sηϕ+⋅
= − (4.6.)
Cât ar trebui să fie S tranzitată prin trafo pentru ca acesta să
funcționeze cu maxη?
2200cos coso sc
nTPP dd
dS dS S Sηη
ϕϕ= ⇒= − = (4.7.)
22cos coso sc
nTPP
SSϕϕ= (4.8.) ~
110 kV
6 kV 2×25 MVA

2
. 2oo
inc optim
sc nT nT scPP SSkPS S P=⇒= = (4.9.)
S este variabil în timp ⇒ criteriul este greu de utilizat.

Criteriul pierderilor procentuale de energie minime
% 100T
T
PWWW∆∆= ⋅ (4.10 .)
în care:
TW∆- pierderile anuale de energie activă în trafo,
PW- energia anuală tranzitată prin trafo.
T Fe BWW W∆ =∆ +∆ (4.11 .)
Fe Fe fW Pt∆ = ∆⋅ (4.12 .)
M BBWP τ ∆= ∆⋅ (4.13 .)
ft- o durată de funcționare (timpul cât trafo este sub tensiune),
τ- durata de calcul a pierderilor.
0 FePP∆= (4.14 .)
2
MM
B sc
nTSPPS∆=⋅ 
 (4.15 .)
2
0M
T f sc
nTSW Pt PSτ∆ =⋅+ ⋅ ⋅ 
 (4.16 .)
cos
MM P MP M PW PT S T ϕ =⋅=⋅ ⋅ (4.17 .)
2
0
% 100cos
MM
f sc
nT
T
MPSPt PSWSTτ
ϕ⋅+ ⋅ ⋅
∆= ⋅⋅⋅ (4.18 .)
Care ar trebui să fie SM pentru a avea un procentaj minim de
pierderi?

0
221100cos cos
MMf sc T
M P M P nTPt P dW
d S TS TSτ
ϕϕ⋅ ⋅ ∆= ⇒− ⋅ + ⋅ =⋅⋅ (4.19 .)
0
22cos cos
MMf sc
P M P nTPt P
TS TSτ
ϕϕ⋅ ⋅⇒=⋅⋅ ⋅⋅ (4.20.)
2
0
2f M
sc nTPt S
PSτ⋅⇒=⋅ (4.21 .)
0
.10000;27500f SM M
inc opt SM
nT sc SMPt T SkTSP Tττ⋅ +⇒= = =⋅⋅− [h/an], (4.22.)

În funcție de modul de umplere a curbei de sarcină ( TSM,
respectiv τ) se poate alege un trafo cu S nT astfel încât să se obțină
kînc.opt.

Asigurarea pornirii celui mai mare motor sau
autopornirea unui grup de motoare racordate la stația
alimentată de trafo, a se vedea schema de alimentare a
motoarelor din figura 4. 3. (în cazul unei pauze de tensiune):
**1, 05
1admisibil
p
scUUS
S= ≥
+ (4.23 .)
Sp – puterea absorbită de motor la pornire sau puterea absorbită de
grupul de motoare la autopornire;
Ssc – puterea de scurtcircuit pe barele stației la care sunt racordate
motoarele (proporțională cu SnT).
*b
scII CuX= ⋅ (4.24 .)
*b
sc
TII CuX= ⋅ (4.25 .)

Figura 4.3 . Schema de alimentare a motoarelor .

*%
100sc b
T
nTuSXS= ⋅ (4.26 .)
%
100b
sc
sc b
nTII CuuS
S= ⋅
⋅ (4.27 .)
100
3b
sc nT
sc b bII Cu S
u UI⋅= ⋅⋅
⋅⋅⋅ (4.28 .)
100/3
3sc nT b
sc bI Cu S U
uU= ⋅ ⋅⋅
⋅⋅ (4.29 .) ~
~ SEN
110 kV
6 kV S nT
uk %
3M

100 3
3b
sc nT
sc bUS Cu S
uU⋅⋅= ⋅⋅
⋅⋅ (4.30 .)
100
sc nT
scS Cu Su= ⋅⋅ (4.31 .)

U*admisibil (în lipsa altor informații):
• 0,85 pentru cazul pornirii celui mai mare motor;
• 0,7 pentru cazul pornirii unui grup de motoare.
4.2.Criterii economice
Principalele criterii economice sunt:
• criteriul efortului investițional;
• criteriul costului pierderilor de putere și energie;
• continuitatea în alimentare.
Discuția privind alegerea SnT pe baza unor criterii
economice poate fi realizată din mai multe puncte de vedere. Vom
aborda câteva dintre a cestea, pentru o “serie” de transformatoare
din România.

Există două tendințe contradictorii:
I – criterii care pledează în favoarea concentrării puterii într –
una sau două unități mari;
II – criterii care pledează în favoarea fracționării puterii în
mai m ulte unități mai mici.

Serie constructivă de transformatoare reprezintă o familie de
transformatoare construite pe baza unor acelorași principii.

Exemplu : Puterile nominale ale trafo se aleg în scala R5 sau
R10:
– scala R5: 6,1 105=;
– scala R10: 25,1 1010=;
– PT se aleg din scala R5: 1-1,6-2,5 -4-6,3 (între 100 și
1600 kVA).

Criteriul efortului de investiții
– pentru o serie unitară de transformatoare, costurile trafo
se grupează în jurul unei caracteristici (fig . 4.4)
– costul total (C T)

Fig. 4.4 Curba efortului investițional total .

Curba costurilor se află sub bisectoare și poate fi aproximată
cu expresia:
cosc
T t nTCk S= ⋅ (4.32 .)
în care, exponentul c <1, c∈ [0,5; 0,75], curba CT se află sub
bisectoarea pentru care c =1.
Observație: Aproximarea curbei costurilor se face prin
metoda celor mai mici pătrate (se iau diferențele între curbă și
punctele reale) ∑=σj2
cjmin.
– costul specific [lei/kVA] – exprimă investiția pentru
1kVA instalat într -un trafo și curba acestui a este reprezentată în
figura 4.5 .
T
sp
nTCcS= (4.33 .)
Ținând seama de expresia anterioară a CT:
cos
cos 11c
t nT
sp t c
nT nTkSckSS−⋅= = ⋅ (4.34 .)
Exemplu : În cazul seriei românești de trafo pentru PT:
1 0,61100
sp
nTcS−= (k cost=1100, c=0,6) (4.35 .)

CT (lei)
SnT c<1 c=1
bisectoare

Fig. 4.5. Curba costului investițional specific .
Cu cât puterea transformatorului este mai mare, cu atât
costul kVA -ului instalat este mai mic. Se preferă un transformator
mai mare, cu cost specific mai scăzut, în loc de mai multe unități
de transformatoare mai mici, cu cost specific mai ridicat.
Exemplu : cost1 0,610,4
cost
1250 100 2500, 4 0, 69100 250
100csp
sp
ck
c kVA
k c kVA−−
−= = = = 
Deci, se preferă concentrarea puterii trafo într -o singură
unitate mai mare.
Justificare:
– economică: csp este mai scăzut pentru SnT mai mari;
– fizică: pentru un trafo, în comparație cu două trafo mai
mici, volumul materialelor utilizate este mai mic (cuvă, miez
magnetic, volum ulei etc.).

Criteriul costului pierderilor de putere și energie
• pentru o serie unitară de trafo, se constată că, cu cât
crește puterea trafo, cu atât pierderile scad, pentru 1 kVA
instala t în trafo.(a se vedea fig .4.6.) S nT kVA] c sp

100 250 630 [ lei/ kVA]
[

Fig. 4.6. Curba pierderilor de putere în trafo.

• experimental, se constată dependențe de forma:
1 ,1 ,
,,
<⋅=∆< ⋅=∆
b Sk Pf Sk P
b
nT B nBf
nT Fe nFe f, b ∈ [0,6 ; 0,8] (4.36 .)
• corespunzător, pierderile specifice de putere variază
asemănător (fig . 4.7):
11Fe
Fe Fe f
nT nTPpkSS−∆= = (4.37. )

Fig. 4.7. Variația pierderilor specifice de putere în trafo .

Cu cât concentrăm puterea într -o unitate mai mare, cu atât
pierderea specifică [kW/kVA] este mai redusă, respectiv costul
pierderilor este mai scăzut.
Exemplu : Fie kVA SM700= . Se discută sub aspectul
pierderilor două trafo ( tabelul 4. 1.):
• fie trafo ()1 1 1 1000 T kVA SnT ×⇒ = pentru a asigura S M;
• fie trafo ()2 2 2 630 T kVA SnT ×⇒ = pentru a asigura S M.

pFe, pB
[kW/kVA ]
SnT p
[lei/kVA] Fe , ∆P B
[kW]
S nT exp <1 bisectoare ∆P

Tabelul 4.1
Mărimi caracteristice pentru trafo considerate
SnT
[kVA] P0
[kW] Psc
[kW]
630 1,3 6,5
1000 1,7 10,5
– 2
0M
M sc
nTSP PPS∆=+⋅ 
 (4.38 .)
a) 2
1 01 1
1M
M sc
nTSP PPS∆=+⋅ 
 (4.39 .)
2
17001,7 10,5 6,845 kW1000MP∆=+ ⋅ =  (4.40 .)
b) 2
1
2 02 2
22M trafo
M sc
nTSP PPS ∆= ⋅+⋅    (4.41 .)
2
2700
22 1,3 6,5 2 3,306 6,612 kW630MP  ∆= ⋅+⋅ = ⋅ =     (4.42.)
– M WPτ ∆= ∆⋅ (4.43 .)
8760Fe B M Fe B WW W P P τ⋅ ∆ =∆ +∆ =∆ ⋅ +∆ ⋅ (4.44 .)
a) 2
1 01 1
18760M
sc
nTSWP PSτ∆=⋅ + ⋅ ⋅ 
 (4.45 .)
2
17001,7 8760 10,5 3333 32040,3 kWh/an1000W∆=⋅ + ⋅ ⋅ =  (4.46 .)
b) 2
2 02 2
212 87602M
sc
nTSWP PSτ∆= ⋅⋅ + ⋅ ⋅ 
 (4.47 .)
2
21 7002 1,3 8760 6,5 3333 36149,1 kWh/an2 630W∆ =⋅ ⋅ +⋅ ⋅ ⋅ =  (4.48 .)
(fie an/h 3333=τ , corespunzător lui 5000 h/anSMT= )
– costul actualizat al pierderilor de putere și energie:
M p w DNU CPW P c W c T=∆ ⋅ +∆ ⋅ ⋅ (4.49 .)
a) 16,845 1250 32040 0,1 8,51 35822 CPW= ⋅ + ⋅⋅ = [$] (4.50 .)
b) 26,612 1250 36149 0,1 8,51 39027 CPW= ⋅ + ⋅⋅ = [$] (4.51 .)

Din punctul de vedere al costului pierderilor, nu se preferă
fracționarea puterii trafo.

Continuitatea în alimentare a consumatorilor
• în cazul în care avem o singură unitate de transformare,
dacă aceasta este scoasă din f uncțiune, nu se mai alimentează
întreaga putere cerută de consumatori.
Observație: întreruperea se poate datora:
– reviziilor;
– reparațiilor.
• dacă aceeași putere s -ar asigura cu mai multe trafo (de
exemplu, două) mai mici (fracționarea puterii), atunci numai o
parte a consumatorilor ar rămâne fără alimentare cu energie
electrică.

Din punctul de vedere al continuității în alimentare se
preferă fracționarea puterii .
Observație: Reamintim că, continuitatea în alimentare se
poate cuantifica economic prin daunele de nealimentare.
Problema se rezolvă, de regulă, diferit pentru cazul
posturilor și stațiilor de transformare:
Cazul posturilor de transformare . Se preferă echiparea cu
un singur transformator ;
• masa și gabaritul trafo de PT sunt mai reduse față de alte
trafo, deci sunt ușor de transportat, chiar și unitățile mai mari din
serie;
• probabilitatea de avariere a trafo de PT este redusă, deci
daunele de nealimentare corespunzătoare sunt reduse (și se pot
repara local); de exemplu, în România,
%101,0==q (adică, un
trafo de PT aflat în exploatare, se strică o dată la 100 ani! Ținând
seama că DNU=20 ani, din cinci trafo de PT se strică unul la 20
ani; sau 1%; într -un an, se strică un singur trafo de PT din 100
bucăți, în medie);

• există depozite (locale) ale companiilor de distribuție a
energiei electrice, de unde se pot înlocui rapid trafo existente, în
cazul defectării acestora.
Observație: Rar se vor amplasa două trafo într -un post,
pentru consumatori foarte importanți.
În concluzie, pentru posturile de transformare se preferă
echiparea cu un singur transformator.

Cazul stațiilor electrice, de putere mare (ordinul MVA) .
Trebuie ales între echiparea cu o unitate sau două unități de
transformare.
Observații:
• Masa și gabaritul trafo de zeci ÷sute MVA sunt foarte
mari (zeci ÷ sute de tone).
• Reparațiile locale sunt puțin probabile.
• Depozitele de rezerve sunt puține (la nivelul SEN) ș i sunt
situate la distanțe mari.
• În cazul când se aleg două unități de transformare,
acestea trebuie să fie identice.
În concluzie, pentru stațiile electrice trebuie ales între
echiparea cu un transformator sau cu mai multe transformatoare,
de regulă, două transformatoare.

Exemplu : Fie SM=20 MVA; dacă sarcina va crește cu
2%/an, se aleg două trafo de câte 25 MVA fiecare.
La creșterea sarcinii peste puterea instalată inițial, există mai
multe variante:
• înlocuirea unităților de trafo existente;
• instalarea unei stații electrice noi, care va prelua o parte
din consumatori ( ⇒ avantaj: scad lungimile liniilor de MT care
pleacă din stații, poate chiar și numărul lor ⇒ scad pierderile).
Observație: Nu se aleg, de regulă, mai mult de două unități
trafo.

În concluzie există două tendințe contrare privind alegerea
numărului transformatoarelor din stații electrice:
I – un singur transformator, cu putere mai mare;
II – fracționarea puterii în 2(3) unități de trafo identice, cu
putere mai mică.
• pentru sol. I pledează: csp, psp, continuitatea în alimentare
(grupa PT);
• pentru sol. II pledează: limitarea Iscc, continuitatea în
alimentare (grupa stații mari).

Concluzii asupra alegerii numărului de transformatoare
din instalațiile de distribuție a energiei electrice:
Pentru posturi de transformare , se alege un singur
transformator.
• Justificare:
– din punct de ve dere a fiabilității , frecvența de defectare a
trafo de PT este redusă ⇒ nu se justifică rezervarea (la noi:
0,01⇒ 1 T se defectează o dată la 100 ani);
– costul specific (lei/kVA instalat) este mai redus;
– pierderile specifice (kW pierdut/kVA instalat) sunt mai
reduse.
• Cazurile utilizării a mai mult de un trafo în PT :
– este necesară o siguranță mărită în alimentare;
– nu se dispune de trafo mai mari;
– este necesară limitarea curenților de scurtcircuit.
Pentru stații electrice :
• de regulă, se aleg 1 ÷2 trafo, ambele 100% ;
• 3÷4 unități pot interveni numai în cazuri foarte rare, de
limitare a Iscc.

Realizarea rezervării se poate face astfel:
• existența trafo de rezervă în stație (stația este echipată
2×100 %);
• rezervare prin rețea (se asigură energie din alte stații,
eventual prin schimbarea fluxurilor);

• nu se prevede rezervare (nu se justifică economic,
daunele sunt prea mici).

Observație: Pot exista cazuri cu rezervă mobilă:
• într-o zonă de consum, unde există mai multe trafo
identice, există o rezervă pe trailer, cu aceleași caracteristici ca și
cele aflate în funcțiune;
• această rezervă poate fi transportată la locul avariei unui
trafo;
• este mai avantajos să se prevadă și celulele pe trailer;
⇒ limitele metodei sunt determinate de gabarit (deci, pentru trafo
de maxim 25 MVA la 110 kV).
4.3.Domeniile pentru alegerea puterilor nominale
economice ale transformatoarelor din stații electrice (la proiectare)
Se precizează următorii termeni:
• S
n – puterea la care se poate funcționa în regim de lungă
durată,
• Sec – puterea care corespunde funcționării cu CTA minime .
Criteriul de alegere este minimizarea cheltuielilor totale
actualizate ( CTA).
Metoda este cunoscută drept metoda sarcinilor frontieră,
alegerea se face dintr -o serie discretă de puteri nominale de trafo
care aparțin unei familii unitare de trafo, pentru cazul particular în care nu se pune problema numărului trafo, deoarece acesta este
fixat.
i exa act act CTA C C D= ++ (4.52 .)
unde :Ci – cheltuieli de investiție, Cexa – cheltuieli de exploatare
exclusiv amortismentele (includ cheltuieli de întreținere și
reparații – Cir și cheltuieli cu pierderile de putere și energie –
CPW ).

Dacă se neglijează daunele, CTA devine:
i ir act act CTA C C CPW= ++ (4.53.)
unde :
ir act i ex DNUC Cp T=⋅⋅ (4.54 .)

2
0 8760act Fe B
pp M
w k w DNU
DNU nT DNUCPW CPW CPW
cc SP c P cTT STτ=+=
    ∆ + ⋅ +∆ ⋅ ⋅ + ⋅ ⋅         
(4.55 .)
⇒ se introduc în expresia CTA

(4.56 .)

Se observă că CTA este format din doi termeni:
• unul independent de sarcina maximă tranzitată prin stație;
• unul dependent de S
M (sub forma 2
MS).
CTA este de forma:
2
M
nTSCTASαβ= +
 (4.57 .)

Fig. 4.8. Variația CTA funcție de sarcina maximă de durată.

• Dacă se reprezintă grafic ()M CTA f S= pentru o anumită
valoare a lui SnT, se constată că această dependență este o parabolă CTA

S M [MVA] T SM dat ( ) 0
21 8760p
i ex DNU w DNU
DNU
p M
k w DNU
nT DNUcCTA C p T P c TT
c SP cTSTτ= + ⋅ +∆ + ⋅ ⋅ + 
  ∆⋅ ⋅ +⋅ ⋅    

(datorită modului de variație în funcție de pierderile în bobinaje).
Deoarece există mai multe valori discrete pentru SnT, avem o
familie de curbe de tip parabolă.
• În figura 4.9, reprezentarea grafică este realizată pentru o
serie de trafo pentru stațiile electrice de distribuție 110/MT di n
țara noastră (10; 16; 25; 40; 63 MVA) și pentru o anumită durată
de utilizare a sarcinii maxime SMT.

Fig. 4.9. Variația CTA pentru o serie de transformatoare.

• Sarcinile frontieră delimitează domenii care sunt optime
economic (deci, corespund criteriului CTA minim ) pentru două
trepte succesive de puteri nominale din seria de trafo analizate.

• Graficul se citește astfel:
– în primul domeniu, CTA este minim pentru trafo cu
MVA Snt101= ;
– în al doilea domeniu, CTA este minim pentru trafo cu
MVA Snt 162= ;
– în al treilea domeniu, CTA este minim pentru trafo cu
MVA Snt 253= .
• Cu SM dat, pentru un TSM dat, se intră în grafic și se alege
SnT care corespunde curbei de min CTA.
CTA
α1
α2
α3
α4

10
16
25
S fr1-2 S fr 2 – 3 S f r 3 – 4
S M S nT 1 =10 MVA S nT2 =16 MVA S nT3 =25 MVA
S M
[MVA] T S M dat

Observație: Pentru 12 1 2,frS CTA CTA−= , deci este indiferent
dacă se alege 110ntS MVA= sau 216ntS MVA= .

• Determinarea valorii Sfr
– rescriem expresia CTA :
2
M
is k pwB DNU
nTSCTA C P c TS= +∆ ⋅ ⋅ ⋅ 
 (4.58 .)
Cis – cheltuieli independente de sarcină;
cpwB – cost specific al pierderilor de putere și energie în bobinaj .
– pentru o sarcină frontieră, 12CTA CTA=
22
1 1 22
12MM
is pw DNU is k pw DNU
nT nTSSC P k cT C P cTSS +∆ ⋅ ⋅ ⋅ = +∆ ⋅ ⋅ 
 
(4.59 .)
Dar: 12 M frSS−=
2 12
12 2 1 22
12kk
fr pw DNU is is
nT nTPPS cT C CSS−∆∆⋅⋅ ⋅ − = − 
 (4.60 .)
21
12
12
22
121is is
fr
kk pwB DNU
nT nTCCSPP cT
SS−−= ⋅∆∆ ⋅− (4.61 .)

Observație: În relația (4.61 ), ()SM pwB Tf c= , deci calculul ar
trebui reluat pentru diverse valori ale lui T SM.
p
pwB w
DNUcccTτ = +⋅ unde:
10000
27500SM
SM
SMTTTτ+= ⋅−[h/an] (4.62 .)
– TSM este caracteristic curbei de sarcină.
– Domeniile de utilizare economică sunt determinate de Sfr,
care sunt diferite, pentru diverse valori ale TSM etc.

4.4.Exemple de determinare a regimurilor optime
economic de funcționare a transformatoarelor din
stații electrice (în exploatare)
Considerăm că într -o stație electrică sunt instalate n trafo de
puteri egale și vom determina domeniile de utilizare economică
ale acestora. Fie o curbă de sarcină zilnică (simplificată),
corespunzătoare alimentării unei întreprinderi ce funcționează în
două schimburi, ca în fig. 4.10.

Fig. 4.10 . Variația cererii de putere.
Presupunem că:
• stația este echipată cu trafo, 2×10 MVA;
• curba de sarcină are două paliere: 5 MVA și 10 MVA.
Încărcăr ile trafo sunt date în tabelul 4.2.

Tabelul 4.2
Încărcările trafo
2T 1T
noaptea 25 % 50 %
ziua 50 % 100 %

Etape de analiză:
1) Se compară pierderile pentru cele două situații posibile
de funcționare: 2T, 1T, dar vom scrie relația de comparație
generalizată (pentru n trafo):
1 Mn MnPP− ∆ ≥∆
()()()2 2
111Mst fr Mst fr
Fe Bn Fe Bn
nT nTSSnP nP n P n PnS n S ⋅∆ + ⋅∆ ≥ − ⋅∆ + − ⋅∆    ⋅ −⋅  
(4.63 .)
în care fr MstSeste sarcina maximă frontieră (prin stație) (la aceeași
putere tranzitată prin stație, pierderile sunt egale, fie că se funcționează cu n trafo, fie cu n-1 trafo).
()221101Mst fr Mst fr
Fe Bn Bn
nT nTSSPP PnSn S ∆ + ⋅∆ − ⋅∆ ≥  −   (4.64 .)
211
1Mst fr
Fe Bn
nTSPPS nn ∆ ≥∆ ⋅ − −  (4.65 .)
()1Mst fr Fe
nT BnS nn P
SP−∆≤∆ (4.66 .)
Pentru cazul n=2:
2 Mst fr Fe
nT BnS P
SP⋅∆≤∆ (4.67 .)
pentru
2 1610 0,68 0,68 10 6,8
69,5Mst fr
nT Mst fr
nTS
S MVA S MVA
S×= ⇒ = = ⇒ = ⋅=
(4.68 .)
Dacă 86,=MS MVA, se înregistrează aceleași pierderi și
pentru funcționare cu 1T și pentru funcționarea cu 2T. Dar:
• ziua ( ) 10MS MVA= , este economic să se funcționeze cu
2T;
• noaptea ( ) 5MS MVA= , este economic să se funcționeze cu
1T, din punct ul de vedere al pierderilor de putere.

2) Cum se ia decizia ?
• Estimăm numărul de manevre.
• Estimăm economia de pierderi datorită modificării
regimului de funcționare.
Câștig de pierderi: perioada – 1 an
gol: 52 sâmbete; 52 duminici; 1 zi sărbătoare națională ⇒ 24
ore/zi = 2520 105×24= h/an;
8 h/zi noaptea ⇒ ()2080 105 3658 =−× h/an ⇒ 4600 ore/an cu 5 MVA
vârf: restul orelor: 4160 260×16= ore/an cu 10 MVA.

Fig. 4.11. Variația cererii de putere (curba clasată a puterilor) .
Pierderile la sarcina nominală în trafo sunt:
16FeP∆= kW
69,5BP∆= kW.
Dacă se funcționează continuu cu 2T (fără a urmări curba de
sarcină) pierderile anuale de energie sunt:
22
25 2,52 8760 2 4160 2 460010 10
465000 kWh/anT Fe B B WP P P  ∆ = ∆ ⋅+ ⋅⋅ ∆ ⋅ + ⋅⋅ ∆ ⋅     
≅(4.69 .)
Dacă se funcționează pe paliere cu:
• 2T; S=10 MVA,
• 1T; S=5 MVA,
pierderile anuale de energie sunt:
22
2155(2 4160 1 4600) 2 4160 1 4600
10 10
431200 kWh/anT T Fe B B WP P P+ ∆ =∆ ⋅ + ⋅ +∆ ⋅ ⋅ ⋅ +∆ ⋅ ⋅ ⋅  
≅ (4.70.)

În concluzie:
• se câștigă la FeP∆: an/ kWh 73600 206720 280320 =− în
funcționarea 2T+1T;
• se pierde la BP∆: an/ kWh 40000 224485 184523 −≅− în funcționarea
2T+1T față de 2T.
În total, se câștigă aproximativ 34. 000 kWh/an la
funcționarea pe paliere.
34000 340000, 05 %
10000 4160 5000 4600 65000000castigat
tranzitatW
W∆
= ≈≈
∆ ⋅+⋅ (4.71 .)
Se câștigă foarte puțin la energie !
Numărul manevrelor ce trebuie efectuate :
• 52 comutații sâmbătă
• 52 comutații duminică → peste 600
manevre !
• 2×260 pentru zilele lucrătoare
Câștigul de pierderi de energie s -ar putea să nu justifice
realizarea atâtor manevre, care conduc la revizii suplimentare ale
întreruptorului.
4.5.Alegerea puterii nominale economice a trafo din
posturi de transformare
Modul de alegere a trafo pentru PT este reglementat prin PE
145 – și Instrucțiunea Ip 51/2 -93.
Se definește coeficientul de încărcare la sarcină maximă
anuală ca fiind: M
i
nTSkS=
Valorile pentru k i sunt normate în funcție de TSM.
Cu ajutorul normativului, în funcție de TSM se poate
determina puterea nominală economică a trafo din posturi (care
corespund funcționării la CTA minime ).

Exemplu : presupunem că trebuie ales un trafo de PT care să
alimenteze un consumator având:
an/h 5000 T, kVA300 SSM M = =300450 kVA0, 65calcul ec M
nT
iSSk⇒= = = , deoarece
ki real=0,65…..1 → se poate alege 400 kVAec
nTS= .

5. SCHEMELE ELECTRICE ALE STAȚIILOR ȘI
POSTURILOR ELECTRICE DE TRANSFORMARE

Clasificarea stațiilor electrice, în funcție de puterea
tranzitată este următoarea:
• stații electrice propriu -zise: leagă între ele două niveluri
de tensiune, ambele mai mari decât 1 000 V și echipate cu
transformatoare mai mari de 1 MVA;
• posturi de transformare: coboară tensiunea de la medie
tensiune (6, 10, 20 kV) la joasă tensiune și sunt echipate cu trafo
cu puteri de trafo mici.
Clasificarea stațiilor electrice, după funcția pe care o
îndeplinesc în cadrul sistemului electroenergetic este următoarea:
• stații de evacuare: realizează evacuarea în SEN a puterii
electrice produse în centrale electrice, fără a alimenta direct
consumatorii (de regulă, aceste stații electrice sunt amplasat e în
apropierea centralelor electrice);
• stații de transfer (conexiuni): realizează transferul de
putere între mai multe puncte ale sistemului energetic, fără a
alimenta direct consumatori i concentrați;
• stații de distribuție: alimentează direct consumatori i.

Observație: O stație poate realiza simultan mai multe dintre
funcțiile precedente .

Se vor prezenta în continuare scheme pentru: stații electrice
obișnuite, SRA (Stații de Racord Adânc), stații cu AT, stații de
distribuție cu două tensiuni, scheme de PT , scheme de PA.

Scheme de conexiuni pentru stații electrice obișnuite : Se
utilizează scheme cu bare și un întreruptor pe circuit, scheme
poligonale, scheme cu bare și ansambluri care folosesc în comun
mai mult de un întreruptor, scheme H etc.

Scheme pentru stații de racord adânc ( SRA )
• SRA se caracterizează prin pătrunderea cu tensiune mare
(de exemplu, 110, 220 kV) până în centrul de greutate al
consumatorului;
• de regulă, se realizează cu blocuri linie -transformator;
• SRA pot avea unul sau două blocuri (în funcție de
importanța consumatorului și de puterea tranzitată).

Avantaje ale SRA:
• scad pierderile de putere și energie (deoarece tranzitul se
face la tensiune mai mare) și cheltuielile aferente acestora;
• se scurtează rețeaua de tensiune mai mică, pent ru
alimentarea consumatorilor.
Dezavantaje ale SRA:
• cresc investițiile în racordul de ÎT.
Exemplu (fig. 5.1 ):

Fig. 5.1. Schemă de conexiuni pentru o SRA.
Fie o avarie în trafo, SRA va trebui să fie deconectată în
amonte ⇒ două posibilități:
• mutarea defectului amonte, cu un separator scurtcircuitor
⇒ I va declanșa,
• utilizarea unei protecții cu cablu fir pilot, care va
comanda declanșarea întreruptorului . 110 – 220 kV
6 – 20 kV I
(X) Isupl
SRA ~

Observație: Există restricții în utilizarea cablului cu fir pilot
determin ate de costul acestuia. De regulă, pentru km5≤L se
utilizează aceste sisteme, iar pentru km5≥L se utilizează Isupl la
transformator.

Scheme pentru stații cu autotransformatoare (fig. 5.2.).
Reamintim faptul că autotrans formatoarele se utilizează între
rețele cu neutrul efectiv legat la pământ ( §3.3).
Cu cât tensiunile sunt mai depărtate, cu atât tranzitul pe cale
magnetică este mai mare (este mai apropiat de trafo, deci se pierd
avantajele de AT).
Cu cât k M ↓, cu atât AT este mai avantajos, deoarece acesta
se dimensionează numai la puterea ce se tranzitează magnetic
( ) magn M nATS kS= ⋅ .
Cele mai utilizate variante în România: AT 220/110 kV și
AT 400/220kV.
În România, între 110 și 400 kV se ut ilizează transformator
și nu AT ! Se fabrică numai T de 250 MVA (în România)!

Fig. 5.2. Scheme de stații de conexiuni cu AT.

Observație : Înfășurarea terțiară este obligatoriu conectată în
triunghi ( D), pentru a permite închiderea armonicilor de ordin
superior, a curenților homopolari etc.
Reamintim câteva modalități de utilizare a terțiarului:
• terțiarul este lăsat în gol (nefolosit) – cu bornele scoase
sau nu la placă;
• terțiarul este folosit la tensiune medie (10÷ 35 kV): ~
110 – 220 kV 220 – 400 kV
Rețea
locală

– pentru alimentarea trafo de SP din stații electrice;
– pentru alimentarea rețelelor locale (20 kV);
– pentru racordarea compensatoarelor sincrone (necesare
producerii de reactiv pentru reglajul nivelului de
tensiune din rețea).
Scheme pentru stații de distribuție, cu două tensiuni
secundare (fig. 5.3)

Fig. 5.3. Scheme de conexiuni pentru stații de distribuție cu două
tensiuni secundare (se utilizează transformatoare de puteri
diferite) .
Echipări uzuale cu trafo : ( )162 252×+× MVA.

Fig. 5.4. Scheme de conexiuni pentru stații de distribuție
cu trafo cu trei înfășurări

Echipări uzuale cu trafo : ()402× MVA. Din punct de vedere tehnic
este de preferat soluția cu trafo cu trei înfășurări. ~
20 (35) kV 6 – 10 kV SEN
SEN
~
110 kV
6 – 10 kV 20 kV T 3f T 3f

Scheme de conexiuni pentru posturi de transformar e.
Cele mai utilizate variante de scheme de PT sunt date în figura
5.5.

Fig. 5.5. Scheme de conexiuni pentru PT.

• pe partea de ÎT putem avea I sau SFMT (dimensionată
numai pentru I scc, pentru a nu declanșa la punerea în funcțiune a
trafo) :
– alegerea tipului aparatajului depinde de tipul de
schemă în care se încadrează PT, de frecvența
manevrelor.
I: soluție cu investiții mai mari, dar cea mai elastică în exploatare;
SFMT+S: soluție cu investiții mai mici, dar sunt dificil de realizat
manevre în regim normal de funcționare; dezavantajul dificultății manevrării se poate minimiza prin utilizarea separatoarelor de
sarcină;
• pe partea de JT:
– separatorul S este obligatoriu din motive NPM (se
deschide când se lucrează la bara de JT);
– SF
JT se utilizează pentru protecția la suprasarcini (nu
se află în drumul șocului de curent la punerea sub
tensiune a trafo);
• este obligatorie conexiunea triunghi/stea, cu steaua legată
la pământ din motive de pr otecție a muncii. 6÷20kV
T PT S
SF JT
400 ÷ 660V SF MT
660V T PT S
I
SF JT
S
400 ÷
I A 6 ÷ 20 kV
400 ÷ 660V SF MT
T PT
I A S S 6÷20kV
S

Variante de racordare a PT în rețeaua electrică . Cele mai
utilizate variante de racordare a PT în țara noastră sunt:
• în rețea radială cu alimentare de la o singură sursă (fig .
5.6.)

MTPT3
PT1PT2PT15PT20

Fig. 5.6. PT dispuse în rețele radiale .

• în rețea bu clată (cu alimentare de la două capete) (fig.
5.7.)

Fig. 5.7. PT dispuse în rețele alimentate de la două capete .
De regulă, se funcționează radial (un separator este deschis),
astfel încât în caz de defect se deconectează o singură ramură.
Scheme de puncte de alimentare ( PA). Reamintim că PA
este o stație de MT de conexiuni (nu îndeplinește, de regulă, și
funcția de transformare). Se utilizează PA atunci când se justifică
economic.
În general, rețeaua de distribuție, de exemplu de 20 kV,
poate fi realizată în două moduri distincte:
• prin linii radiale, sau buclate, dar funcționând radial, care
pleacă din stația de distribuție către zonele de consum;
• prin intercalarea de PA, de la care vor fi alimentați
consumatorii. MT
PT3 PT1 PT2 PT4MTAx principal

PA este un nod suplimentar în mijloc ul consumatorilor. PA
este alimentat prin două căi din stația de distribuție (fig. 5.8.).

Fig. 5.8. Schemă de rețea de distribuție cu intercalare de PA.

Observație: De multe ori, rezultă economic ca unul dintre PT să
fie comasat cu PA (fig. 5.9.).

Fig. 5.9. Schemă de conexiuni de PA. AAR
PT 1 MT
400 V
PT2 PT3 PT2
PT3 PT1 PT4 PT1
Stația 110/MT kV
PA 20kV 20kV

6. REGIMURI DE FUNCȚIONARE ȘI
INCIDENTE ÎN INSTALAȚIILE DIN STAȚII
ELECTRICE

Regimul este modul de funcționare care poate fi caracterizat
prin valorile pe care le iau parametrii săi caracteristici.
Principalii parametrii ai unui regim de funcționare din
instalații electrice sunt:
• frecvența;
• tensiunea;
• curentul;
• temperatura;
• impedanța longitudinală;
• impedanța transversală.
Pentru fiecare parametru, există un interval de variație
admisibil.
Regimul normal de funcționare este orice regim în care toți
parametrii se înscriu în domeniul lor de variație admisibilă. Există
o infinitate de regimuri normale de funcționare.
Incident este evenimentul în urma căruia cel puțin unul
dintre parametrii caracteristici iese în afara domeniului de variație
admisibil.
Exemplu : Producerea unui defect de izolație între fază și
pământ ( Z ⇒I ⇒U pe faza “bolnavă”).
Ca urmare a producerii unui incident, se ajunge într -un
regim anormal.
Există două tipuri de regimuri anormale (de funcționare), în
funcție de durata acestora:
• Regim a normal de funcționare (cu durată temporar
admisibilă) în care se poate funcționa un timp limitat, cu anumite riscuri;
• Avarie (regim cu funcționare inadmisibilă); protecțiile
comandă declanșarea, pe cât posibil, selectivă, a zonei defecte.

6.1. Abaterile frecve nței în afara limitelor admisibile de
variație
Limitele admise pentru variația frecvenței sunt
reglementate; uneori, sunt diferențiate pe clase de consumatori.
De regulă, limitele maxime admisibile sunt ±1% fn, adică ± 0,5
Hz ⇒ f ∈ [49,5 ; 50,5] Hz.
Consecințele scăderii frecvenței .
Se demonstrează că puterea absorbită de consumatorii ( Pabs)
tip motoare electrice depinde de frecvență sub forma:
1q
absPf+≈ , unde 1 17q≤ +≤ (6.1.)
⇒ dacă frecvența scade, Pabs scade și productivi tatea elementelor
acționate de respectivele motoare scade.
Exemplu : Se notează *
nfff= *480,9650f= = (4 %
scădere)
• pentru exponent 7 ⇒ scăderea este 25% ( )70,96 0, 75 ≈
• pe ansamblul sistemului, la toți consumatorii:
1,5 2,5
absPf÷≈ ⇒ puterea absorbită scade cu pătratul frecvenței.
La racordarea unui nou consumator, acesta cere P, deci, în
centrale, cu aceeași admisie de fluid motor trebuie asigurat tot
consumul. Din această cauză are loc o scădere a f , deoarece sca de
energia cinetică a maselor în rotație ⇒ pentru a restabili
echilibrul, trebuie crescută admisia de fluid motor; dacă nu se realizează acest regim, puterea produsă se redistribuie între
consumatorii aflați în funcțiune, la frecvența respectivă.
Analog, la deconectarea unui consumator, f .
Consecințele c reșterii frecvenței .
Pierderile electrice depind de f
4:
2
2
23RSP RIU∆= = (6.2.)

Menținerea frecvenței în limite admisibile
• se realizează prin bilanțul puterilor active; pe măsură ce
se mo difică puterile cerute de consumatori, se adaptează în mod
continuu injecția de putere activă în sistem, astfel încât să se
acopere cererea plus pierderile;
• modalitatea de realizare practică: reglajul admisiei de
fluid la motorul primar din centrale electr ice (abur în CTE sau apă
în CHE).
Controlul frecvenței se realizează prin utilizarea de
frecvențmetre la fiecare grup generator și în stațiile electrice de
sistem.

6.2. Abaterile tensiunii în afara limitelor admisibile de
variație
Conform standardelor, se regl ementează următoarele limite
de variație pentru tensiune:
• la consumatori: ± 5% Un;
• în localități cu număr redus de locuitori: ± 7% (10 %) U n.
Consecințele scăderii tensiunii
Cuplul activ al motoarelor electrice este dependent de U2:
2
nomMU ≈ (6.3.)
Cu cât scade tensiunea, cu atât scade productivitatea
instalației respective.
Observație: Dacă se ajunge la 0,7 Un, motoarele electrice ies
din funcțiune ⇒ se recomandă ca tensiunea reziduală să fie >70%
Un.

Pentru lămpile electrice, fluxul luminos depinde de U:
3,5
nnU
U Φ=Φ  (6.4.)

Consecințele creșterii tensiunii
Conduce la scăderea duratei de viață a instalației.
Exemplu : la lămpi electrice
131
normal
nT
T U
U=

 (6.5.)

Menținerea tensiunii în limite admisibile .
Există două soluții:
• reglajul cererii de putere reactivă;
• corecturi locale ale tensiunii cu ajutorul prizelor
transformatoarelor.
Reglajul cererii de putere reactivă s e poate face:
• în centrale electrice, prin reglajul curentului din circuitele
de excitație al e generatoarelor;
• în stații electrice, prin instalarea compensatoarelor
sincrone (motoare sincrone care funcționează supraexcitat, generând local Q, în sistem).
Observație: Compensatoarele se pot racorda și pe terțiarul
AT.
• în posturi de transformatoare pr in instalarea de baterii de
condensatoare (surse locale de producere a Q ).
Corecturi locale cu ajutorul prizelor transformatoarelor .
De regulă, există două categorii de căderi de tensiune:
• în transformatorul în sarcină,
• în rețeaua care se alimentează prin acel trafo
⇒ se iau două măsuri constructive la trafo:
− Transformatoarele se construiesc cu înfășurarea
secundară cu o tensiune mai mare, pentru a compensa aceste căderi de tensiune.
Exemplu : 6/121 kV (trafo ridicătoare) sau 110/6,3 kV (trafo
coborâtoare)
De regulă, majorarea este de 10% sau 5%.

− Se plasează prize de reglaj pe înfășurarea cu tensiune
superioară, deoarece curenții sunt mai mici și problemele cu
rezistențele de contact sunt mai reduse.
⇒ Comenzile la fabricant pentru trafo sunt diferite, în funcție de
tipul trafo (ridicător sau coborâtor).
Exemplu :

Fig. 6.1. Schema pentru o rețea cu trafo cu sisteme de reglaj
de tensiune.
Modalitatea practică de modificare a tensiunii:

Creșterea U la consumator :
• pentru trafo ridicător ⇒ se merge pe priză (plot) +;
• pentru trafo coborâtor ⇒ se merge pe priză (plot) –.
(deoarece 1
2TUkU=) 11 2
21
22 1Un nUUUn n=⇒= ⋅
unde: U2 – tensiunea în secundar; U1 – tensiunea în primar.
Modalități de modificare a raportului de transformare cu
ajutorul prizelor:
• reglaj în absența tensiunii (deci, cu trafo deconectat);
• reglaj sub sarcină (crește costul trafo și duce la probleme
de fiabilitate).

ploturi ploturi ~ G 110 kV MT PT consumatori
10,5/121 ± 9×1 ,78% kV 110 ± 9×1 ,78%/24 kV 20 ± 5%/0,4 kV
19 19 3 ploturi

Exemplu de combinare a modalităților de reglaj al tensiunii:
• pentru trafo cu trei înfășurări:
Noduri cu U de re glat: stația de 110 kV, stația de 20 kV.
Posibilități de reglaj:
– reglaj din excitația generatorului
– reglaj din comutatorul de ploturi
⇒ 110 kV – RSS ( reglaj sub sarcină )
20 kV – reglaj din excitația generatorului.

Fig. 6.2. Schema bloc generator -trafo
cu trafo cu trei înfășurări .

• pentru trafo cu două înfășurări:

Fig. 6.3. Schema bloc generator -trafo
cu trafo cu două înfășurări .

~ 110 kV
6 kV RSS T
G 110 kV
~ 20 kV
RSS
T3inf
G

De regulă se adoptă soluția:
− RSS pentru reglajul tensiunii în instalațiile de servicii
proprii,
− reglarea excitației generatorului pentru reglajul de
tensiune în stația de evacuare.
Controlul tensiunii se realizează cu voltmetre, care sunt
obligatorii în noduri electrice (centrale și stații electrice).
Suplimentar, în stații de MT se pot dispune 3 voltmetre V0
(între fază și pământ), pentru evidențierea defectelor de izolație.

6.3. Supratemperaturi
Sunt importante pentru transformatoarele din instalațiile
electrice de distribuție.
Reamintim că există două clase de izolație funcție de
temperatura admisibilă în regi m de durată:
• A – pentru trafo cu răcire cu lichide ( θadm=105 0C):
− gr.O (ulei);
− gr.L (lichide neinflamabile)
• F – pentru trafo cu uscate (căldura este preluată de aer)
(θadm=155 0C):
− gr.A (în aer);
− gr.G (în SF 6).
Este esențial să nu se depășească temperatura admisibilă ,
deoarece acest lucru condiționează durata de viață a izolației.
Pentru urmărirea temperaturii se folosesc termometre
montate sub capacul cuvei transformatorului. La trafo în ulei, sub
capacul cuvei C950<θ (rezervă de 100C pent ru cele mai calde
puncte ale uleiului).
S-a constatat că la un trafo cu C 1020=θ sub capacul cuvei,
funcționând constant în acest regim, durata de viață a izolației se
reduce la 1/2.

Definirea sistemelor de răcire ale trafo:
• în funcție de modul de circulație al uleiului în interiorul
cuvei:
– cu circulație naturală (simbol N);
– cu circulație forțată (simbol F);
• în funcție de circulația agentului care preia căldura de la
ulei:
– cu circulație liberă (L);
– cu suflaj de aer (S) – ventilatoare suflă aer asupra țevilor
radiatoare prin care circulă ulei;
– cu apă (A).
Exemplu de simbolizare:
• TTU -NL: trafo trifazat în ulei cu circulație naturală a
uleiului și circulația liberă a aerului;
• TTUS -FS: trafo trifazat în ulei cu reglaj sub sarcină, cu
circulație forțată a uleiului și suflaj de aer (scopul pentru care se
utilizează circulația forțată a uleiului: pulei>papă să nu intre urme
de apă în ulei, ceea ce ar modifica rigiditatea dielectrică a
acestuia).
Variante în engleză: ONAN, ONAF, OFAF :
– ON = oil natural,
– AN = air natural,
– OF = oil forced,
– AF = air forced.

6.4. Supracurenți
Există două categorii de supracurenți:
• suprasarcini (care sunt admisibile, cu precizarea anumitor
condiții) ;
• scurtcircuite (sunt deconectate rapid de sistemele de
protecție prin relee).

Suprasarcinile în regim de lungă durată conduc la:
• solicitări termice,
• scăderi ale tensiunii, deci crește I ⇒ avalanșa scăderii
tensiunii.
Pentru trafo, conform normelor în vigoare se admit:
• supraîncărcări în caz de avarii în sistem;
• supraîncărcări în regim normal.
– supraîncărcări în caz de avarii în sistem nu țin seama de
reduc erea duratei de viață (tabelul 6.1. ).
Tabelul 6.1.
Supraîncărcări ale trafo în cazul unor avarii în SEN
Supraîncărcare
[%] 30 60 100
Durată
[minute] 120 30 7

– supraîncărcări î n regim normal se admit în baza
rezervelor în uzura izolației datorită regimurilor de funcționare
variabile.
Tabelul 6.2.
Supraîncărcări ale trafo în regim normal
Sarcina
anterioară
a trafo Temperatură
ulei [0C] Durata admisibilă pentru
o supraî ncărcare cu
NL,
NS FS, FA 10% 20% 30% 40% 50%
50% 55 49 3 ore 1,5
ore 60
min 30
min 15
min
75% 68 60 2 ore 1 oră 30
min – 8
min
90% 75 65 1 oră 0,5
ore 15
min – 4
min
Supraîncărcările conduc la înrăutățirea condițiilor de răcire.

7. DETERMINAREA REGIMURILOR DE
FUNCȚIONARE DUPĂ APARIȚIA UNOR
NESIMETRII CONSTRUCTIVE ȘI EFECTELE
ACESTORA ASUPRA INSTALAȚIILOR
ELECTRICE DIN STAȚII ELECTRICE

Pentru regimurile normale de funcționare se fac eforturi
deosebite pentru menținerea parametri lor constructivi ai
instalațiilor cât mai simetrici pe cele trei faze.
În cazul când apar regimuri nesimetri ce, avem de -a face cu
incidente.
Convenim să vorbim de două feluri de nesimetrii:
• longitudinale (între M și N);
• transversale (între M’ și N’).

Fig. 7.1. Nesimetrii constructive longitudinale-L și transversale -T.

Exemple :
• T: scurtcircuit bifazat ( întrerupere între M’ și N’, vezi fig.
7.1.)
Dacă N’≡P, atunci scurtcircuitul bifazat este cu dublă
punere la pământ ( P).
• L: ruperea unui conductor :

Fig. 7.2. Nesimetrie longitudinală la ruperea unui conductor pe o
fază.
E 2
T L
N` M` N M
~ ~ E1
A
B
C

Observație: La nesimetria T, ruperea pe cele trei faze este
un regim perfect simetric.

Etapele metodei de studiu al regimurilor nesimet rice:
• înlocuirea nesimetriilor de parametri constructivi prin
nesimetrii de tensiuni,
• determinarea valorilor celor trei componente de bază (de
exemplu, A +, A -, A 0),
• determinarea sistemului de ecuații caracteristic zonei de
nesimetrie.
Înlocuirea nesimetriilor de parametri constructivi prin
nesimetrii de tensiuni :
• vom considera cele două nesimetrii: L și T
• se înlocuiesc nesimetriile cu surse de tensiune de
impedanță nulă (considerăm că se montează un voltmetru între M
și N, respectiv M ’ și N’) – vor indica UA, U B, U C, U’A, U’ B, U’C.
Pentru că aceste tensiuni sunt nesimetrice, ele se pot descompune
în sisteme de componente simetrice (pozitive, negative și zero).
Pentru sistemul A, B, C apar 9 componente simetrice.

Fig. 7.3. Schema pentru înlocuirea nesimetriilor de parametri
constructivi
prin nesimetrii de tensiuni .

N` ~ ~ u A
u B
u C
u ` A u ` B u ` C E 1 E 2 M N
M` L
T

Reamintim:

Fig. 7.4. Schema descompunerii în componente simetrice .
Se aleg trei componente de bază (de exemplu, A +, A -, A 0).
Dete rminarea valorilor celor 3 componente de bază:
• se realizează cu ajutorul unui calcul efectuat în trei rețele
monofazate +, – , 0, închise printr -un nul fictiv.
Observații :
• Sursele de t.e.m. intervin numai în schemele de
succesiune directă.
• Impedanțele sunt diferite, dar se fac unele aproximații:
− – Z Z += (în realitate -ZZ+>, dar această aproximare
duce la curenți de calcul ceva mai mari),
− 0Z≠∞ (pentru cazul în care curenții au o cale de
închidere prin pământ, prin conductor neutru).
Stabilirea sistemului de ecuații pentru determinarea celor
șase necunoscute corespunzătoare fiecărei zone de nesimetrie ( U
și I pe cele 3 faze). C+ A+
a ⋅ = A+ a B+ ⋅ = 2 A- A- a B- ⋅ =
A- a C- ⋅ = 2 A+ A0 =C0 =B0

Fig. 7.5. Schemele rețelelor monofazate +, -, 0.
Relațiile ce se pot identifica:
• 3 relații Kirchhoff,
• 3 ecuații care exprimă fazori nuli sau fazori egali pe două
faze (relații specifice nesimetriei).
În continuare se vor prezenta analize pentru nesimetrii
duale, longitudinale și transversale .
7.1. Nesimetrii dual e caracterizate prin întreruperi pe o singură
fază

Fig. 7.6. Schema nesimetriei longitudinale .
E1
UA-
U`A- A`-
B`- Z-1 A- B- Z-2 UA+
U`A+ A`+
B`+ Z+1 A+ B+ Z+2 E2
A0 B0 UA0
U`A0 A`0 Z01 Z02
B`0
~ ~ L N M
E 1 E 2

Exemplu :
• s-a rupt un conductor pe o fază;
• nu s -a închis una din fazele unui întreruptor ( 1 MOP
defect).

Fig. 7.7. Schema nesimetriei transversale .

Exemplu :
• se așează o barză pe cele două faze;
• dublă rupere de conductoare ale rețelei, cu dublă punere
la pământ.

Ecuațiile nesimetriei sunt:
Relațiile Kirchhoff (KII):
( )()
( )()
( )() 


+ ⋅ =+ ⋅ =+ ⋅ =
− −∑− − −−∑−+ − +−∑+ ∑
37 U I Z 027 U I Z 017 U I Z E
MN0A 0A0MN A AMN A A
…

Observație:
AU
− sunt tensiuni măsurate între M și N (zona de
nesimetrie).
Ecuații specifice nesimetriei : ( )
( )
( )0
0
0A MN
B MN
C MNIL
UT
UT−
−
−= →
= → 

 = → N’ ~ ~ E 1 E 2
M’ `
T

sau: ()
()
() 


= + += + += + +
− − − + −− − − + −− −− +−
670 U Ua Ua570 U Ua Ua470 I I I
0A A2
A0A A A20A A A
…

Construirea schemelor echivalente:

Fig. 7.8. Schema echivalentă pent ru nesimetria L.

UA0 Z01 A0 B0 Z02 UA- Z-1 A
B- Z-2 UA+ E1 Z+1 A+ B+ Z+2 E2
IA+
IA-
IA0 L
U`A+ A`+
B`+ E1 Z+1 Z+2 E2
IA+
U`A- A`-
B`- Z-1 Z-2
IA-
U`A0 A`0
B`0 Z01 Z02
IA0 T

Fig. 7.9. Schema echivalentă pentru nesimetria T.

Rezolvarea sistemului de 6 ecuații de la a) și b) presupune
determinarea a 6 necunoscute:
0 0,,, , ,
AAA AAAI I IUUU
−−− −−− +− +−.
Metode :
• matematică (nu se folosește uzual, fi ind laborioasă);
• a schemei echivalente de calcul.
Vom adopta metoda schemei echivalente de calcul și într -o
primă etapă vom analiza următoarele artificii de calcul pentru
cazul întreruperii pe o fază:
() ()( ) ( ) 0 Ua a Ua a 67 57
A2
A2= − + − −
− − + −: . .
( )( )20
AAa aU U
−− +−−⋅ − = ( )20
AAaa U U
−− +−− ≠⇒ =
()()( ) ( ) 0 U2 Ua a Ua a 67 57
0A A2
A2= + + + + +
− −− +−: . .
( ) 1 a a2−= + și
AAUU
−−+−=
⇒
0022 0
A A AAU U UU
− − −− ++−+ = ⇒=

( )

= ==
− −− +−−
0A A AA
U U U47ec din0 I ..

Tensiunile între punctele M și N din cele trei scheme sunt egale și se
pot uni punctele A +, A-, A0, respectiv B +, B-, B0 în schemele echivalente ⇒
punctele sunt echipotențiale. Cele trei rețele sunt legate în paralel prin
nodurile M și N, iar sursele de tensiune introduse inițial ( UA, U B, U C) sunt
scurtcircuitate (dispar).
Schema echivalentă devine (fig. 7.10):

Fig. 7.10. Schema echivalentă pentru nesimetrii duale caracterizate
prin întreruperi pe o singură fază N E Σ Z +Σ Z- Σ
I A-
I A0 M
Z0Σ

IA+

Observație: schema este echivalentă atât pentru nesimetria
L, cât și T, ambele fiind caracterizate printr -o întrerupere pe o
fază.

Fig. 7.11. Schema de legare a celor trei scheme +, -, 0 în paralel.

În figura 7.11:
( )
( )12
12in serie
in serieE EE
Z ZZ− −−∑
+∑ + + = += +  pentru nesimetrie L (7.7)

( )
( )12
12
12
12paralel111
111paralelj
j
jE EE
Z ZZE
ZZZ
Z ZZ++
∑
++
+∑ + +∑ + 
= =∑+


= + 
 pentru nesimetrie T (7.8)

E∑ rezultă din teorema circuitelor “paralel” (ce conțin surse
de tensiune).
Z + Σ
IA+ E Σ
Z- Σ
I A-
Z 0 Σ
I A0 A +
B +
A _
B _
A 0
B 0

Relații specifice nesimetriei ( schema echivalentă din figura
7.10):
( )
( )0
0
0
0
00divizorul de tensiune
divizorul de tensiuneA
AA
AAE
IZZZZZ
ZIIZZ
ZIIZZ−∑
−+−∑ ∑
+∑
−∑ ∑
∑
−−−+−∑ ∑
−∑
−− +−∑ ∑
 =
+ += − +

 = −+  (7.9)

Reluând relațiile 7.1, 7.2 , 7.3:
() () ()
()
()0
0 00
0A A MN A MN A MN
A A MN
A A MNU U U EZI
U ZI
U ZI−∑ +∑ + +−
−∑ −
+∑ = = = −⋅= −⋅ 
= −⋅
0 AAAUUU
−−−+−= = este relația specifică nesimetriei (7.10)
⇒ se pot determina apoi ,,, , ,
ABC ABCIIIUUU
−−− −−−.

Aplicații
Calculul unui scurtcircuit prin dublă punere la pământ în
același punct.

Fig. 7.12. Scurtcircuit prin dublă punere la pământ în același
punct .
Reprezintă o nesimetr ie transversală ( o întrerupere pe o
fază) caracterizată prin relația:
()1,1
B C SCCI II
−−−= −= (7.11 )
→ scurtcircuit prin dublă punere la pământ în același loc.
Neglijând rezistența din expresia impedanței Z, se poate
scrie pentru cazul întreruperii pe o fază:
() ()()1,11,1 1,1
supl XX X+= +
()1,10
sup
0lXXXXX−
−=+(vezi fig. 7.1 0).
Dar: 2
0 BA AAI a I aI I
−− −− +−= ++ (conform descompunerii în componente
simetrice)
2 0
00BAX XI I aa
XXXX−
−− +−−= −− ++  (conform relațiilor specifice nesimetriei
7.9)

Se calculează și se notează cu m(1,1):
()
( ) ( )
( )
( )[ ]21,1 22
00
0
22
0
0
0
0
0
01
11
11
1am aX aX a X XXX
Xa Xa aXX
aX a aXXX
aaX aXXX−−
−
−
−
−
−−
−
− = ⋅ + −−=+
 = ⋅ −+ − = +
− = ++ = +
−= −+
() ( )[ ]1,1
0
01 aam X aXXX−
−−= −+ (7.12 ) A
B
C
M
P=N I B I C

Fig. 7.13. Operatorul “a”.

Reamintim pentru operatorul “a” (versor unitate , fig. 7.13)
relațiile următoare.
13112022aj= °=− +
2 131 24022aj= °=− −
210 aa+ +=
1=a
1 3 3 3 9 3 1211 322 22 4 44aj j−= −+ −= −+ = + = =
De asemenea, se poate scrie:
° + =° +° + = −− − − 300X X 120 180X X aX X0 0 0
a×−1
()
( )22 0 22
0 0 0 00
2
002 cos 120 X a X XX X X XXX X
X X XX−− − − −
−−− = +− ⋅ = ++
= +−
Cu relațiile precedente, factorul m(1,1) devine:
() ( )
( ) ( )2
00 1,1 0
2
0 013
31X X XX XXmXX XX−− −
− −⋅⋅ + −
= = ⋅−+ + (7.13 ) Im
Re 1 a
a 2

Calculul unui scurtcir cuit între două faze fără punere la
pământ.

Fig. 7.14. Scurtcircuit între două faze, fără punere la pământ .

Suntem în cazul unei nesimetrii prin întreruperea unei faze ,
dar pentru care nu există punere la pământ. Pentru această
situație:
0
00AX
I→∞
=
Coeficientul m este:
3)1,1()2(lim
0= =
∞→m
Xm (7.14 )
7.2. Nesimetrii duale caracterizate prin întreruperi pe două faze
Nesimetrie longitudinală :

Fig. 7.15. Nesimetrie longitudinală
Exemplu : Un pol de întreruptor refuză să deconecteze.
Nesimetrie transversală:

Fig. 7.16 . Nesimetrie transversal ă

Exemplu : punere la pământ monofazată (dacă N’=P) N M
N’ M’ P A
B
C
M
≠ N I B I C
Curentul nu are c ăi de închide re prin pămâ nt
Curentul prin faza defectă

În continuare vom construi schema echivalentă.
Ecuațiile specifice nesimetriei sunt:
( )()
()()
()() 


===
−−−
17.7016.7015.70
''
MNCMNBNMA
IIU
sau
00
AA A AUU U U
−− − − +−=++ =
2
00
B A AAI a I aI I
− − −− +−= + +=
2
00
C A AAI aI a I I
− − −− +−= + +=
( )( )( ) ( ) 0 Ia a Ia a 177 167
A2
A2= − + − −
−− +−: . .
( )( )2
00
AAAA
IIa aI I
−−+−−−+−
⇒=≠− −=  
( ) ( )( ) ( ) 0 I2 Ia a Ia a 177 167
A AI I si0A A
12
A
12= + + + + +
−− +−=− −−
−+−
− : . .

0 AAAIII
−−−+−⇒==
00
A
AAAU
III−
−−−+−= ⇒= = (7.18)

Schema echivalentă este tip serie (curenți egali și în fază și
suma căderilor de tensiune nulă).

Fig. 7.17. Schema echivalentă pentru nesimetria L.

Fig. 7.18. Schema echivalentă pentru nesimetria T.
u`A+ M`+ N`+ E1 Z+1 Z+2 E2
IA+
u`A- M`- N`- Z-1 Z-2
IA-
M`0 N`0 Z01 Z02
IA0 u`A0
u`A+ M`+
N`+ E1 Z+1 Z+2 E2
IA+
u`A- M` –
N`- Z-1 Z-2
IA-
u`A0 M` 0
N`0 Z01 Z02
IA0

Schema echivalentă de calcul devine:

Fig. 7.19. Schema echivalentă pentru nesi metrii duale
caracterizate prin întreruperi pe două faze

Se poate scrie relația:
00AAAE
IIIZZZ−∑
−−−+−+∑ −∑ ∑= = =++ (7.19 )
pentru care:
12
12E EE
Z ZZ∑
+∑ + += + = +  pentru nesimetrie L (7.20 )

( )
( )12
12
12
12paralel111
111paralelj
j
jE EE
Z ZZE
ZZZ
Z ZZ++
∑
++
+∑ + +∑ + 
= =∑+


= + 
pentru nesimetrie T (7.21 )
Relațiile Kirchhoff pe cele trei scheme echivalente sunt:



+⋅ =+⋅ =+⋅ =
− −∑−− −−∑−+− +−∑+ ∑
)24.7( 0)23.7( 0)22.7(
0 00A AA AA A
U I ZU I ZU I Z E

Folosind și relația (7.19) rezultă:
0AAZEU EZI EZZZ+∑ ∑
+∑ + ∑ +∑
+∑ −∑ ∑⋅⇒ =− ⋅=−++

EΣ Z+
Z0

IA+ Z-

Componentele de bază rezultă:
0
0AZZUEZZZ−Σ ∑
∑−++∑ −∑ ∑+= ⋅++
0AAZU EI EZZZ−∑
∑− ∑−−+∑ −∑ ∑= −⋅ = −⋅++ (7.25 )
0
00AZUEZZZ∑
∑−+∑ −∑ ∑= −⋅++
⇒ având componentele de bază, se pot scrie
,,,,,
ABC ABCI I I UUU
−−− −−−.

Aplicații
Calculul scurtcircuitului monofazat (nesimetrie prin întrerupere
pe două faze) .
() () 11
supl X XX+= +
()1
sup 0 lX XX−= + (corespunzător legării în serie a schemelor)

7.3. Artificii pentru reducerea studiului unor nesimetrii
constructive la unul dintre cele două cazuri de
nesimetrii limită studiate (întreruperi pe una sau pe două faze)
− Pe una dintre faze se intercalează impedanța Z:

Fig. 7.20. Introducerea pe un a din faze a impedanței Z
( )
( ) ( ) 3 3
1
1 1
= ⇒
    
⋅ = = + + = =
− − − − − − − − m
I m I I I I I I I
A+ A A+ A0 A- A+ scc
M N Z

În prima etapă de identificare a schemei echivalente de
calcul se simetrizează fazele , prin introducerea pe fiecare fază a
impedanței Z. Pentru a fi echivalentă cu schema anterioară, pe o
fază vom avea o întrerupere.

Fig. 7.21. Introducerea pe fiecare fază a impedanței Z

În a doua etapă se leagă cele trei scheme în paralel ,
corespunzător situației unei nesimetrii prin întrerupere pe o fază .

Fig. 7.22. Legare paralel

− Pe două faze se intercalează impedanț ele Z egale:

Fig. 7.23. Introducerea pe faze a două impedanțe Z egale M N Z
Z Z
Z
Z Z+ E

IA+
Z-
IA-
Z0
IA0 M+
N+
M-
N-
M0
N0 Z
Z
Z Z
M N
Z
Z

Este cazul întreruperii pe două faze ⇒ schemă echivalentă
serie :

Fig. 7.24. Legare serie

− Punerea la pământ a unei faze prin arc electric ( Ra)

⇒ schemă echivalentă serie

Fig. 7.25. Punerea la pământ a unei faze prin arc electric, schemă
serie Ra
P Ra Ra Ra A
C B

M’

N’ Z+
IA+
Z-
IA-
Z0
IA0 M+
N+
M-
N-
M0
N0 EΣ
Z
Z
Z
Z+Σ
Z-Σ
Z0Σ M’+
M’-
N’-
M’0
N’0 EΣ
Ra Ra
Ra N’+

− Scurtcircuit bifazat prin arc electric ( Ra)

Fig. 7.26. Scurtcircuit bifazat prin arc electric.

⇒ nesimetrie transversală, întrerupere pe o fază, schemă paralel

Fig. 7.27. Scurtcircuit bifazat prin arc electric, schemă paralel .
7.4. Influența raportului X 0/X+ asupra valorii curentului
și tensiunilor la locul unei puneri la pământ
Reamintim că punerea la pământ este o nesimetrie de tip
transversal prin întrerupere pe două faze ⇒ nesimetrie pe două
faze ⇒schemă echivalentă serie .
Tipuri de defecte cu pământul:
• Scurtcircuit monofazat : realizarea unei legături electrice
a unei faze cu pământul, când rețeaua are neutrul legat la pămâ nt.
• Punere la pământ : realizarea unei legături electrice a
unei faze cu pământul, când rețeaua are neutrul izolat sau tratat
(cu bobină sau rezistență). Ra
M’ Ra/2 Ra/2 Ra/2
N’
Z+Σ
Z-Σ
Z0Σ M’+
N’+
M’-
N’-
M’0
N’0 EΣ
Ra/2
Ra/2
Ra/2

Fig. 7.28. Realizarea unei legături electrice a unei faze cu
pământul, când rețeaua are neutrul izolat sau tratat

Vom pune în evidență valorile pentru curenți și tensiuni la
locul de defect (întrerupere pe două faze, schemă serie) :
00AAAE
II IXXX−∑
−−+−−+−= = =++, notație E E=∑
()1
003
p AA A AEI II I IXXX− −− − − +−+−= =++ =++(scheme serie , descompunere
în componente simetrice)
0
0AXXU E XI EXXX−
++−++−+= −=++ (între M’+, N’+)
0AXUEXXX−
−
+−= −++ (între M’-, N’-)
0
0
0AXUEXXX+−= −++ (între M’0, N’0)
Se compară ()1
pI cu curentul de scur tcircuit trifazat.
()
()1
0
3
03
3 p
sccE
I XXX X
E XXX I
X−+ +
−+
+++= =++

Se face ipoteza simplificatoare XX+−= și rezultă: EΣ X+
N’0 IA+
X-
IA-
X0
IA0 M’+
N’+
M’-
N’-
M’0 B
N’=P A
C
M’

()
()1
3
03
2p
sccI
X I
X+=
+ (7.26 )
Analog urmărim valorile tensiunilor pe fazele sănătoase
după punerea la pământ, în funcție de raportul X0/X+.
()2
0 B MN BP A A AU U a U aU U
− − − −− +−= = ++
2 00
0 00BPXX X XU Ea aXXX XXXXXX− −
−+− +− +− += ⋅ −⋅ − ++ ++ ++ 
( ) ( )( )( )
222
00111
BP
aEa EU Xa a Xa XaXaXX−−−
−−  = − + − = ⋅+ +  ∑∑
( )[ ]01
BPaa EU X aXX−−−⋅= −∑
2
0 CP A A AU aU a U U
− − −− +−= ++
( ) ( ) ( )22
00 0 1
CPEEU a XX a XX a a XX aXX−− −−  = +− −= − + − ∑∑
( )[ ]01
CPaEU aX XX−−−⋅= −+∑
În continuare se calculează
BPU
− și
CPU
−
Știm c ă: 210 aa+ +=

Fig. 7.29. Operatorul “a”.

13 3311 322 22aj j−= −+ −= −+ = ( 1=a )
22 0
0 00 2 cos120 X aX X X X X− −−− = +−

⇒
22
00
03
BP CPEU U XXX XXXX−−−−+−⋅= = ⋅ ++++ a
30ș
1
a2 Im
Re
X-
X0 60ș
300

În ipoteza: XX+−≈
⇒ 2
00
031
2BP CPXX EUUX XX
X−−++
+ ⋅= = ⋅+ + 
 + (7.27 )

Tabelul 7.1
Influența raportului X 0/X+ asupra valorii curentului și
tensiunilor la locul unei puneri la pământ
Parametrul
Modul de tratare a neutrului
Izolat Legat efectiv la
pământ
0X
X+ ∞ ↓ 3 ↓ 1 ↓ 0 (teoretic)
()
()1
3
03
2p
sccI
X I
X+=
+ 0 ↑ 6,053= ↑ 1 ↑ 1,5 (teoretic)
2
00
031
2CP BPXX
U UXX
X EE
X++ − −
+++ 
= =
+ 3 ↓ 1,25 ↓ 1 ↓ 23 (teoretic)

Se definește FDP, factorul de def ect la pământ:

dupa punere la pamantFDPinainte de punere la pamantFP
FPU
U= (7.28).

Comentarii:
• Pentru cazul neutrului izolat ()01≠pI , deoarece există
curenți capacitivi, care nu au fost puși în evidență, schema
bazându -se numai pe reactanțe inductive, iar cele capacitiv e s-au
neglijat.
• În prezent, se lucrează cu neutrul tratat cu bobină de
stingere sau cu rezistență în rețele de tensiuni medii , care reduce
()1
sccI la valori sub 1000 A la LEC sau 300 A la LEA.
• Dacă se părăsește schema cu neutru izolat, pun erea la
pământ se transformă în scurtcircuit monofazat (deoarece există o
legătură la pământ).

• Dacă simultan avem 3 10< <
+XX rețeaua este cu neutrul
efectiv legat la pământ.

()()
130
asigura limitarea
supratensiunilor
asigura ca aplicate fazelor
sanatoase13
sc scIIX
X+
<<<


⇒ raportul se reglează prin modificarea numărului neutrelor
de trafo legate la pământ.

Orice trafo cu o înfășurare de ÎT în stea are montajul din
figura 7.30 și:
• când S este închis, neutrul este legat la pământ;
• când S este deschis, trafo funcționează cu neutrul izol at
⇒ DRV asigură protecția la supratensiuni a neutrului.

Fig. 7.30. Schema de tratare a neutrului trafo .
DRV S + 0
X X

Reprezentarea X0 pentru trafo în diverse soluții de tratare a
neutrului este prezentată în figura 7.31 .

a)

b)

c)

Fig. 7.31 Scheme de reprezentare a reactanței X0 :a) Trafo cu
neutrul izolat; b)Trafo cu neutrul legat la pământ; c) Trafo cu
neutrul legat la pământ și înfășurări Y -Y
7.5. Tipuri de scurtcircuite la care se aleg sau se verifică
din punct de vedere dinamic și t ermic echipamentele
din centrale și stații

~65% ~20% ~10% ~5% Frecvența defectelor
Fig. 7.32. Tipuri de scurtcircuite și frecvența lor de apariție. X0=X + ( ) ( )
P N n=1 n=2 n=1,1 n=3 ( ) ( )
X0→∞
X0=X+

Notăm raportul curenților de defect cu: ()
()()/3
3n
n Ir
I=
Ipoteze :
• neglijăm rezistențele ( ⇒ din calcule se obțin curenți ceva
mai mari, deci sunt acoperitori din punct de vedere tehnic);
rezistențele sunt importante mai ales la JT;
• toate reactanțele sunt mărimi echivalente în raport cu
punctul de defect.

n=2, scurtcircuit bifa zat, nesimetrie prin întrerupere pe o fază ⇒
rețelele +, – și 0 se leagă în paralel
()()
()2
2
sup 2/3 03
lE Em
XX X XXrEE
XX+ +−
++⋅ ⋅+ += =
Dar X 0∞→ , caz în care ()
( ) 02
pentru3
Xm
→∞=
⇒()2/33133
1E
XX XrEX XX
X X+− +
− +−
+ +⋅+= = ⋅= ⋅++
⇒()2/3 13
1rX
X−
+= ⋅
+ (7.29 )
Cazuri posibile reprezentative :
Scurtcircuit la bornele unui generator:

Fig. 7.33. Scurtcircuit la bornele unui generator
La generatoare (G) "
dXXX−+<< , în care "
dX este reactanța
supratranzitorie la momentul t=0 al producerii scurtcircuitului.
Din datele fabricanților , "5…..15
dX
X+≈ (din datele experimentale
ale fabricanț ilor de generatoare sincrone ) și "1, 22…..1, 45
dX
X−≈
rezultând:
() () 32 (2/3)
030: 11 (1, 22…1, 45)Gen t scc scc t r II= = = <⇒ >+ (2)
~ G

() () 32 (2/3) 3:11 (0,1…0, 6)Gen t scc scc t r II=∞
↓↓= ∞ = >⇒ <+,
la turbogenerator la hidrogener ator
+ −XX/ este 0,1…0,2 ptr. turbogeneratoare (poli înecați) și
0,2…0,6 ptr. hidrogeneratoare (poli aparenți).
La bornele generatorului, componenta stabilizată a
scurtcircuitului bifazat este cea mai periculoasă. Apar încălzirile
cele mai periculoase.
Scurtcircuit în rețea:

Fig. 7.34. Scurtcircuit în rețea

() () () 2/3 3 2 31
1t scc scc
retea
retear IIXX
XX=∞
−
+= ≤⇒ >+++ (când Xrețea<<, r2/3 →1)
⇒ În rețea, cel mai periculos este scurtcircuitul trifazat.
Scurtcircuitul bifazat (componenta stabilizată) este mai
periculos numai în apropierea bornelor generatoarelor, în rest,
scurtcircuitul trifazat este mai periculos.

n=1, scurtcircuit monofazat, nesimetrie pe două faze ⇒ rețelele
+, – și 0 legate în serie
()()
()()
()1
1 1
sup 1/3 0
33
l scc
sccE Em
XX I XXXrEE I
XX+ +−
++⋅ ⋅+ ++= = = XX−+≈
()1/3
03
2rX
X+=
+ (7.30 )
Cazuri posibile reprezentative :
• scurtcircuit la bornele unui generator : generatorul nu are
N legat la P ⇒ comp. homopolare nu au pe unde să se închidă ⇒
nu există I0 ⇒ nu există )1(
sccI

X rețea
~ (2)
G

• în rețea

Fig. 7.35. Scurtcircuit în rețea
pentru () () 31 01scc sccXIIX+>⇒ > hotărâtor este scurtcircuitul trifazat.

n=1.1, scurtcircuit bifazat prin dublă punere la pământ,
nesimetrie pe o singură fază ⇒ rețelele +, – și 0 sunt legate în
paralel.
Nu putem avea acest defect la G, deoarece el nu are neutrul
legat la pământ (acolo există doar n=2).
⇒ scurtcircuitul bifazat prin dublă punere la pământ poate să
apară numai în rețea.
( )()
()()
()1,10
1,1 22 1,1
sup 1,1/ 3 00 0
3
03l scc
sccE
E XXm XXX XXX X I XXrEE XX I
XX−
+
+ −− −
−
++⋅ ++ ⋅ ++ += = = ⋅+
( )22
1,1/ 3 00
0
03XXX XrXXXXX−−
−
−
+++= ⋅
++
XX−+≈ (în rețea)
( )22
1,1/ 3 00
032XXX XrXX++
+++= ⋅+
( )2
00
1,1/ 3
01
3
12XX
XX
rX
X++
+++ 
= ⋅
+ (7.31 )

~ 110-400kV
G

Tabelul 7 .2
Influența raportului X0/X+ asupra valorii curentului
în cazul unui scurtcircuit bifazat prin dublă punere la pământ
în rețea

0X
X+ 3 ↓ 1 ↓
r(1,1/3) 0,89 ↑ 1 ↑
Scurtcircuitul trifazat este mai periculos dacă 01X
X+>.
7.6. Tipuri de scurtcircuite la care se verifică stabilitatea
termică a prizelor de pământ
Priza de pământ este un ansamblu de electrozi metalici
îngropați în pământ.
Dacă prin pământ trece un curent intens, prin pământul din
jurul electrozilor se degajă o cantitate mare de căldură
( )⇒ ≈2RI pământul se usucă ⇒ rezistența de dispersie crește foarte
mult ⇒ este necesară o verificare a stabilității termice . Trecerea
prin pământ a curenților are loc numai în rețele cu neutrul legat la
pământ și -n cazul a două defecte: n=1 și n=1.1.

I
−+ și I
−− au fiecare suma nulă ⇒ prin pământ se închid numai
componentele homopolare, 000ABCIII= = . Curentul care solicită
instalația de legare la pământ este determinat doar de componenta
homopolară pe cele trei faze.

n=1, scurtcircuit monofazat, reprezintă o întrerupere pe două
faze ⇒ cele trei scheme se leagă în serie.

Ip(1)=3I0 Ip(1,1)=3I0
A

P N C B

M

00AEIXXX−+−=++
()1
0033
pAEIIXXX−−+−= =++ (7.32 )

n=1.1, scurtcircuit prin dublă punere la pământ în același
punct
Nesimetrie prin întrerupere pe o fază ⇒ cele trei scheme se
leagă în paralel.
0
0AEIXXXXX+
−
+
−=
++
00 00
0AAXX EIIXX XX XXXXX−−
+−− −−
+
−= ⋅= ⋅++++
()1,1
03pAII= curentul care solicită instalația de legare la pământ.
()
( )1,1
003
pEXIX X X XX−
+− −=++ (7.33 )
Vom compara ()1
pI și ()1,1
pI:
( )()
()
( )( )1
1/1.1 0 00
1,1
0
003
3p
pE
I X X X XX XX XXrEX XX X X I
X X X XX+ − +− + −
− −+ −
+− −++ + += = =⋅ ++
++
XX−+≈ în rețea și în regim stabilizat de scurtcircuit (t=∞),
deoarece cu I∞ se verifică stabilitatea termică .
Diferențe între X- și X+ se iau numai la t=0 și la bornele
generatoarelor 45,1…22,1 / =+ −XX .
Defectele 1.1. și 1. nu pot să apară la bornele generatoarelor,
deoarece au neutrul izolat⇒ acestea apar mai departe de generator,
unde se poate considera XX−+≈ (în rețea).

( )0
2
1/1,1 00
2
0 001222
222X
X XX X X XrX X XX X X
X++ + +
++ +
++++= = =+++ (7.34 )

Tabelul 7.3
Influența raportului X0/X+
asupra dimensionării prizelor de pământ
0X
X+ 3 ↓ 1 ↓
r(1/1.1) 1,4 ↓ 1 ↓

Atât timp cât reușim prin manevrarea separatoarelor de pe
neutrele trafo să menținem 01X
X+>, mai periculos este ()1
pI⇒
valoarea curentului de scc. mon ofazat se utilizează pentru
dimensionarea instalației de legare la pământ (pentru scc. din
rețele cu tens. mai mare de 110 kV, rețele cu punctul neutru
efectiv legat la pământ) .

8. DISPOZIȚII CONSTRUCTIVE
PENTRU STAȚII ȘI POSTURI DE
TRANSFORMARE

8.1. Aspecte generale
În continuare sunt prezentate câteva definiții relevante
pentru dispoziții constructive, precum și diverse clasificări ale
stațiilor electrice.
• Celula este spațiul destinat pentru: instalarea/deservirea
în exploatare a echipamentelor și căilor de curent ale unui circuit.
• În exploatare trebuie să putem interveni (pentru revizii
sau reparații) la un circuit cu celelalte circuite în funcțiune/sub
tensiune.
• Schema de umplere (fig.8.1) este o schemă electrică
monofilară prin care se încearcă să se pună în evidență modul în
care este umplut spațiul celulei.

Fig. 8.1. Schemă de umplere .
Convenție : Legăturile verticale la aparate le vom reprezenta
prin linii paralele cu înălțimea paginii.
Dimensiuni în plan: p – pasul celulei; L – lungimea celulei.
Observație: De regulă, în stații, aparatele de același tip se
aliniază. În dreptul drumului ( D) avem, de exemplu, șirul de I și
șirul de TC.
D(drum)
BC
SB I TC SL Bz LEA
L (lungimea celulei) p (pasul celulei)

Tipuri de stații din punctul de vedere al pr otecției
echipamentului față de mediul ambiant:
• exterioare – echipamentele se află în aer liber;
• interioare – echipamentele sunt protejate față de
intemperii sau atmosferă poluantă prin carcase de zidărie, fier,
tablă, material plastic.
Tipuri de celule din punctul de vedere al modului de
delimitare:
• celule deschise → fără delimitări (sunt în exterior) sau
delimitarea se face prin plasă de sârmă (să nu se depășească
distanța admisibilă de către cel care lucrează în stație față de
celula sub tens iune);
• celule semideschise → parțial delimitate prin pereți plini
(celulele din stațiile A, C, D din laboratorul UPB). Pereții plini
opresc extinderea unor posibile defecte către celulele vecine și
protejează personalul care efectuează lucrări în interiorul celulei;
• celule închise → delimitate din toate părțile cu pereți
plini (stația B din laboratorul UPB).
Tipuri de celule din stații electrice după gradul de
prefabricare:
Celule prefabricate → celule asamblate în fabrică.
Prefabricarea crește calitatea pr oduselor și mărește productivitatea
→ prefabricarea ieftinește stațiile.
Prefabricate: separatoare, întreruptoare, trafo de curent etc.
Limitele prefabricării sunt determinate de gabaritele și masa
de transportat.
Criterii prioritare de alegere a tipului s tației și al celulei:
• protecția vieții oamenilor;
• ef. ec. (conform unui criteriu de tip: CTA , VNA etc.).
Restricții ce pot interveni la alegerea tipului stației :
• de teren (suprafață prea mică sau formă neconvenabilă);
• de poluare a mediului ambiant;
• de ordi n estetic etc.

8.2. Dispoziții constructive pentru stații de tip exterior
8.2.1 Aspecte cu caracter general pentru stații exterioare
Distanțe minime admisibile în aer prevăzute de norme.
Aceste distanțe sunt de două categorii:
– de izolație;
– de protecție a vieții oamenilor.
Distanțe de izolație , conform PE 101 (fig . 8.2)

Fig. 8.2. Distanțe de izolare între faze (A) și
între o fază și părți de instalație neizolate față de pământ (A o).

o 1,1AA= ⋅
Tabelul 8.1
Distanțe de izolare c onform PE 101/85
Ums [kV] 24 123 245 420 765
Ao [mm] 300 900 1800 3100 5500
A ≈1,1 Ao
[mm] 330 1000 2000 3400 8000
Ao: distanța dintre extremitatea unui conductor fazic și părți
de instalație care nu sunt izolate față de sol (față de pământ).
A: distanț a dintre extremitățile conductoarelor a două faze
distincte;
A>A o întotdeauna deoarece este mai gravă afectarea a două
faze decât a uneia singure.
A0 A A

Ca distanțe de izolație se mai normează: Avânt, Ascc (fig. 8.3).

Fig. 8.3. Distanțe de izola re între faze la vânt ( Avânt) și după
apariția unui defect ( Ascc).
Distanțe de protecție a personalului
Pentru personalul care circulă în stație (inspecție vizuală,
manevre cu separatoare etc.)
Există două soluții pentru realizarea acestor distanțe:
• supraî nălțarea bazei izolatorului echipamentului la min. 2,3
m față de sol (vezi fig. 8.4) ;
• împrejmuirea echipamentului ce se poate afla sub
tensiune (vezi fig.8.5) .

Fig. 8.4. Distanțe de protecție a personalului realizate prin
supraînălțarea echipamentului .

Avânt
Ascc
supra înălțarea min. 2300 mm C=A 0+2500 [mm]

Fig. 8.5. Distanțe de protecție a personalului realizate prin
împrejmuirea echipamentului .

Între suprafața izolatorului, cu o anumită distribuție de
potențial de -a lungul său și împrejmuire se intercalează un spațiu
B și dincolo de el se dispune un gard de h=min 2000 [mm].
Împrejmuire:
– din perete plin: B 1=A o+30 [mm] – determinată de
posibilele deformări ale tablei;
– din plasă de sârmă cu ochiuri de max. 20/20 [mm]:
B2=A o+100 [mm] – determinată de lungimea degetului (sau a
creionului)
– de tip barieră: B 3=A o+750 [mm] – determinată de
lungimea mâinii. 2000 B C=A0+2500 [mm]
împrejmuire
spațiu în care nu trebuie să e xiste
conductoare sau să fie oameni

Pentru personalul care efectuează lucrări, cu instalațiile din
jur aflate sub tensiune (vezi fig.8.6) .
Trebuie să realizăm spațiul necesar pentru om și sculele lui.
Suplimentar se interpun dis tanțe de izolație ( D și E).
D=A o+1250 [mm] → distanță față de părțile de instalație
neîngrădite rămase sub tensiune;
E=A o+600 [mm] → distanță față de părțile de instalație sub
tensiune care sunt deasupra domeniului de lucru.

Fig. 8.6. Distanțe de protecție a personalului care efectuează
lucrări cu instalațiile din jur aflate sub tensiune

D=A 0+1250 [mm] DOMENIUL DE
LUCRU E=A0+600[mm] ~

Pentru personalul care trebuie să asigure transport de
echipamente prin stație.
Pentru acest scop se prevăd drumuri (vezi fig. 8.7) . Pentru
estimarea acestor distanțe se precizează tipul de cărucior sau de
camion care trebuie să pătrundă în stație. Se are, de asemenea, în
vedere pentru determinarea gabaritului de transport, echipamentul
cel mai mare ce poate fi transportat și gabaritul utilajelor de
transport, tracțiune și ridicare necesare.

Fig. 8.7. Distanțe de protecție a personalului care trebuie să
asigure transport de echipamente prin stație .

Se adaugă 2×350 [mm] pe laturi pentru că utilajul de
transport poate să nu circule drept.
Fvert.=A 0
Foriz.=A 0+750[mm] GABARIT UTILAJ
TRANSPORT ~

L+2×350[mm] L

Distanțe față de gardul stației(vezi fig.8.8) .
H → distanța minimă față de sol a conductoarelor la ieșirea
din stație.
H> (la ieșirea din stație) decât:
6 m la 110 kV,
7 m la 220 kV,
8 m la 400 kV.

Fig. 8.8. Distanțe față d e gardul stației . G=A 0+2500[mm]
≥2000[mm] H
gard

Dispoziții constructive pentru bare colectoare și legături
dintre aparate
Legături conductoare rigide
Conductoarele pot fi:
• conductoare dreptunghiulare (tip
bară) (se folosesc în instalații cu tensiuni până la
20÷35 kV)
• conductoare ro tunde (tip țeavă) (se folosesc la
tensiuni mari, amperajele fiind relativ mici).
Muchiile pot favoriza apariția descărcării Corona la tensiuni mari
(peste 60 kV).
Fixarea conductoarelor rigide:
• pe izolatoare suport (fiecare tronson se fixează numai de
unul din izolatoarele pe care se sprijină → se oferă posibilitatea
modificării lungimii prin dilatare → se evită apariția de eforturi la
încovoiere în izolatoarele suport);
• pe izolatoarele aparatelor (fixare elastică).
Legături conductoare flexibile .
Se folos esc legături tip funie, de exemplu din Al -Ol. Fixarea
lor se face cu ajutorul lanțurilor de izolatoare (vezi fig.8.9) . Se
preferă lanțurile de izolatoare de întindere → săgeata
conductorului este mai mică → h stâlp mai mică și lanțurile de
izolatoare sunt spălate mai bine de ploaie.
f (săgeata) < 6% din deschidere

Fig. 8.9. Săgeata
→Pentru a avea săgeți mici se recomandă adoptarea unor
deschideri mici. f (săgeata)
Deschidere

Dispoziții constructive pentru separatoare
• Cu cei 3 poli fazici alăturați (vedere de sus):

Fig. 8.10. Separator cu cei 3 poli fazici alăturați

• Cu cei 3 poli fazici în linie (vedere de sus):

Fig. 8.11. Separator cu cei 3 poli fazici în linie

• Cu un pol fazic decalat (soluție folosită când nu există
spațiu suficient):

Fig. 8.12 . Separator cu un pol fazic decalat

• Cu cei trei poli fazici dispuși în diagonală. Se utilizează
separatoare pantograf.

Fig. 8.13. Separator cu cei trei poli fazici dispuși în diagonală d
C A
B
A B C
5d
d d d d d
C A B
d d d d 4d
(a)
(b) separator
pantograf (b)
(a)

Avantajele folosirii separatoarelor pantograf:
• distanța de izolație se mută total pe verticală;
• un plan de legături (a) putem să-l sprijinim pe izolator.
Separatorul pantograf are dublul rol: de separator și de
suport pentru conductoare.

Dispoziția constructivă a celorlalte aparate
(întreruptoare, TT, TC, descă rcătoare, bobine de zăvorâre –
Bz)
• În marea majoritate, acestea se dispun supraînălțate, cu
baza izolatorului la 2300 [mm] față de sol.
• Când se folosește dispunerea pe fundații mai joase (destul
de rar) este obligatorie împrejmuirea acestora.
• Soluția cu apar atele suspendate (vezi fig.8.14.) :

Fig. 8.14. Soluția constructivă cu aparatele suspendate

De obicei, fiecare cameră de stingere la întrerup ător stă pe
un izolator suport. În această dispoziție, izolatorul suport a fost
înlocuit prin două lanțuri de izolatoare în “V” de care s -a
suspendat o cameră de stingere (soluție utilizată în Franța). Apar
dificultăți de realizare a comenzii la întrerup ător. Avantajul
suspendării ⇒ apare un spațiu liber dedesubt, unde se pot plasa
alte aparate ⇒ stația este mai compactă și mai ieftină. stâlpi rigla
cadrului
min.
8÷10 [m]

Descărcătoarele și Bz se pot monta și ele suspendat.
La noi în țară, de obicei, se montează suspendat numai Bz.
În majoritatea cazurilor aceleași aparate din circuite diferite
se dispun aliniat (pe șiruri). Concepția cons tructivă este în mare
măsură condiționată de așezarea separatoarelor de bare.
Dispoziția constructivă a cadrelor, a suporților pentru
supraînălțarea aparatelor și a izolatoarelor suport
Dispoziția constructivă a cadrelor .Aspecte de interes:
geometria cadrelor și materialul cadrelor
Geometria cadrelor:
• Cu fazele dispuse în plan orizontal:
a.1. – soluție mai compactă;
a.2. – este utilă când rigla orizontală devine foarte lungă
(pentru stații de 750, 1250kV) ⇒ se creează două puncte de
susținere intermediare ( nu mai este un cadru cu fixări laterale).

a.1. a.2.

Fig. 8.15. Cadre cu fazele dispuse în plan orizontal

rigle
orizontale
A
minA =1,1A 0 B C
stâlpi C A B A0 A0
min

Observație : Nu se văd izolatoarele, deoarece la cadre avem
izolatoare de întindere.
• Cu fazele dispuse în plan înclinat ⇒ proiecția în plan este
mai mică.
Exemplu : Stația 220-400 kV Porțile de Fier (vezi fig. 8.16) .

Fazele A, B și C au izolatoare de întindere (nu se văd).

Fig. 8.16. Dispoziție constructivă Porțile de Fier

Tabelul 8.2
Dimensiunile orient ative ale cadrelor folosite la diverse
tensiuni
Un
[kV] Lungimea riglei
[m]
(pasul celular) Deschideri uzuale între cadrele de
întindere ale barelor colectoare, [m] Înălțimea cadrelor
[m]
110 8..……9 (10) 30……40 8……11
220 14……17 ~ 50 (2÷4 celule) 11…..16
400 22……30 ~ 70 (2÷3 celule) 16……24
765 40……50 ~100 (2 celule) 20…..26

Materialele din care se realizează cadrele și suporții de
supraînălțare:
Beton armat (necesită fier rotund) ⇒ nu necesită întreținere
Dezavantaje :
– masă mare ⇒ manevrare dific ilă; C
A B
B

– este mai greu de urcat pe stâlpi de beton;
– fabricarea lor înglobează energie multă (cimentul).
Rigle orizontale din beton armat se folosesc până la
lungimea riglei de 9 m ⇒ utilizare numai pentru stații de 110 kV
la noi în țară.
Zăbrele de fier sa u tablă ; se folosesc pentru rigle orizontale
pentru U n≥220 kV
Dezavantaj ⇒ necesită vopsiri periodice
Avantaj ⇒ sunt mai estetice
Soluții folosite:
• grinzi cu zăbrele
• cheson (tablă groasă sudată în jurul unui perimetru gol).
Lemn. Se folosește foarte rar și numai la instalații provizorii
(lemn impregnat ⇒ max. 30 ani durată de viață).
Dispoziția constructivă a paratrăsnetelor . În România se
folosesc paratrăsnete tip tijă (paratrăsnete verticale). Tija se
sudează de metalul montanților.
În alte țări se folose sc conductoare orizontale. La ele apare
pericolul ca în cazul ruperii să se producă scurtcircuite (chiar trifazate).
Dispunerea cablurilor de circuite secundare și a
eventualelor conducte de aer comprimat
Cabluri
• De obicei cablurile se dispun în canale be tonate, care au
în interior console din fier beton (vezi fig.8.17) .

Fig. 8.17. Dispunerea cablurilor în canale betonate

console
750
mm 750
mm dispunerea consolelor în lungul
canalului (vedere de sus)

Cablurile de energie se dispun pe rastelele superioare, iar
cele de comandă și control pe rastelele inferioare.
Canalele au o mică pantă pentru a permite evacuarea apei.
Canalele sunt acoperite cu dale de beton (care constituie și
drumuri pentru personal).
Măsuri PSI (prevenirea și stingerea incendiilor): se prevăd
ziduri ignifuge din loc în loc. Prin ele se trec cablurile, în jurul lor
punându -se vată de sticlă și ghips. Se înrăutățesc condițiile de
răcire ale cablului, dar se rupe flacăra dacă un cablu, de exemplu,
de circuite secundare ia foc.
• Cablurile se mai pot dispune direct în pământ sau
deasupra solului pe estacade.
Conducte de aer comprimat
Conductele de aer comprimat se pot dispune în canale betonate.
Circuitele secundare se pot dispune în două concepții:
• centralizat → toate circuitele secundare vin în camera de
comandă ( CC) a stației;
• decentralizat (modern) → la CC vin numai informațiile
absolut necesare (care sunt utile în fiecare moment). Restul
circuitelor merg în cabine de relee plasate pe teritoriul stației
(conțin contoare, relee etc.) . Cabinele trebuie să aibă condiții
corespunzătoare de umiditate și temperatură.

Drumuri și iluminatul stațiilor
Drumuri . Rolul lor → aducerea echipamentelor la montaj
sau pentru înlocuire (vezi distanțele F).
Se prevăd:
• de-a lungul șirului de întreruptoare (aparatele cele mai
solicitate). Drum între I și TC.
• drum paralel cu șirul de trafo sau autotrafo de forță.
Iluminat . Iluminatul nocturn este necesar pentru manevre și
se face cu corpuri de iluminat dispuse pe montanții (stâlpii din
stație) sau pe stâlpii proprii.
Atenție la dispunerea corpurilor de iluminat pentru a nu crea
umbre înșelătoare cu privire la poziția aparatelor

Fig. 8.18. Dispunerea corpurilor de iluminat

Dispunerea transformatoarelor și
autotransformatoarelor

Fig. 8.19. Vedere și secțiune prin zona de dispunere a trafo la
peretele centralei . montant
stâlp propriu

Sala
cazane
-lor

Degazor +
Stație
servicii
proprii

Sala
mașini
-lor Stație
interioară
6 kV
Tbloc Tsp
Tbloc Tsp T

T
DT
ziduri
ignifuge Soluție pent ru o
centrală cu grupuri
mici ra cordate la MT
Soluție pentru o
centrală cu grupuri
mari Stație
exterioară

CC
Stație
exterioară

ziduri ignifuge Tbloc Sala
mașinilor ~

F F cadru la stația de
220 kV bare
capsulate
Tsp

Legătura de la generator la Tbloc se realizează protejat
(capsulat) :

Fig. 8.20. Bare capsulate

Carcasele sunt din Al și protejează barele împot riva căderii
unor obiecte (crengi de exemplu) pe legătura de la generator la
trafo. Carcasele se fabrică din Al deoarece ρAl este mic → RI2
mici în carcasă datorită curentului indus (această legătură este o
cale de curenți mari).
Trafo bloc se poate așeza în două moduri:
• aproape de sala mașinilor sau de stația interioară de 6 kV
→ se scurtează legăturile de MT (de curenți mari) → se lungește
legătura de 110 kV (de curenți mici).
• aproape de stația exterioară și mai departe de sala
mașinilor.
În România se preferă prima soluție.

Aspecte PSI (prevenirea și stingerea incendiilor) . Uleiul
transformatoarelor (și AT) are calități foarte bune ca izolator și de evacuare a căldurii, dar prezintă două riscuri:
• risc primar – la apariția unui arc electric (defect de
izolație), uleiul din zonă se gazeifică practic instantaneu →
explozie în interior ul cuvei.
• risc secundar – după explozie, uleiul se și aprinde,
prelingându -se rapid și propagând incendii. A B C

Măsuri de reținere a uleiului în caz de explozii sau
prelingere:
• la trafo mici ( sute kVA) cu mai puțin de 1t ulei se
realizează prag de beton;
• la trafo mari, sub ele se realizează câte o cuvă din beton
care are dimensiunile ce depășesc cu circa 1m perimetrul trafo. În
partea superioară a cuvelor se dispune un grilaj metalic pe care se
pune piatră spartă (fracționează flacăra).
Volumul cuvelor:
• cu 100% reținere a uleiului;
• cu min. 25% reținere din volumul total al uleiului, cu
condiția să existe o conductă sau o cuvă comună (se trimite ulei și
în cuva unui trafo alăturat).

Distanțe minime între trafo :
pentru cazul a două trafo dintre care cel puțin unul cu
MVA63 SnT≥ între ele trebuie să se asigure:
• min. 15 m distanță sau
• zid despărțitor ignifug.
Distanțe minime între trafo și zidul clădirii: min 1,25 m.
Zidurile sălii mașinilor se construiesc rezistente la foc.
Instalația de stingere a i ncendiilor :
Normele prevăd obligativitatea unor astfel de instalații numai în cazul marilor trafo. Apa sub presiune este evacuată prin niște duze
și se stropește trafo la comanda unor detectoare de temperatură.

8.2.2 Dispoziții constructive pentru SRA

Se pre zintă concepțiile tipizate la noi în țară (vezi fig. 8.21
și fig.8.22) . SRA este acronimul pentru stație de racord adânc.

Fig. 8.21. Secțiune și schemă de umplere pentru o SRA 110 kV
cu circuite bloc linie-trafo .

Pentru două blocuri trafo- linie aparatele se dispun aliniate.
În secțiune se vede o singură fază, celelalte două fiind mascate de
aceasta. Dacă lungimea LEA până în SRA este mai mică de 5 km
se renunță la întrerup ător. Existența separatorului este obligatorie
pentru l ucrul la trafo. Între cele două blocuri linie-trafo, nu există
legături transversale.

Fig. 8.22. Secțiune și schemă de umplere pentru SRA 220 -400 kV . DT DI
S TC IO AT
DRV DRV L=42.000
p=20.000
BZ LEA
TECU LEA

8.2.3 Dispoziții constructive pentru stații exterioare având
schema cu 1BC
Soluția cu conductoare flexibile și legături la barele
colectoare pe dedesubtul acesteia (soluție tipizată) , (vezi fig.
8.26) .
• Celulele sunt dispuse față în față și întrerup ătoarele pe
două șiruri.

Tabelul 8.3
Dispoziții constructive

a.1. Soluție cu bare colectoare
elastic e a.2. Soluție cu bare colectoare de tip
țeavă sprijinite pe izolatoarele suport, cu
cadre de sprijin din loc în loc.
– DI drumul între I și TC
– canale de circuite secundare se
dispun în zona I, MOP de unde se
preiau informațiile către și dinspre
camera de comandă ( CC).
– la BC se dispun pe fiecare fază
izolatoare de întindere în V. – Dispunerea TT tip TECU în circuit are
două scopuri:
– informații asupra tensiunii pe linie;
– una din capacitățile TECU este
utilizată pentru transmisii de înaltă
frecvență;
Izolatoarele Suport (IS ) se dispun pentru
că distanțele între aparate sunt mari.

Soluția cu BC tip țeavă și legăturile la BC pe deasupra
lor: (fig. 8.27 respectiv Anexa 1) .
Această soluție este cu în treruptoarele pe un singur șir.
Întreruptorul trafo T poate fi și el ocolit pentru revizii sau
reparații. Ieșirile în LEA și la T sunt de o parte și de cealaltă a
BC.
Prima soluție cu întreruptoarele pe două șiruri nu permite
ocolirea cu ajutorul C oc a întreruptorului trafo T.
Dezavantajul celei de -a doua soluți i este supratraversarea
BC cu legătura la trafo ⇒ legătura aceasta trebuie dimensionată
foarte bine deoarece ruperea unui conductor poate provoca scurtcircuit trifazat pe BC.

8.2.4 Dispoziții constructive pentru stații exterioare
având schema cu 2 BC și câte un singur întreruptor
pe circuit
“Personalitatea soluțiilor” este dată de steaua dintre I
(întreruptor) și SB (separatoarele de bare).

Fig. 8.23. Steaua de legătură

Steaua de legături poate fi dispusă constructiv în mai multe
soluții:
• dispoziții cu steaua de legături pe deasupra BC;
• dispoziții cu steaua de legături dedesubtul BC;
• dispoziții cu celule față-în -față pe același pas celular.

Dispoziții cu steaua de legături pe deasupra BC.
Dispoziția cu steaua de legături suspendată pe un portal dispus
central între cele două sisteme de bare colectoare și cele două separatoare de bare (vezi . fig. 8.28 respectiv Anexa 2).
Se va prezenta soluția constructivă pentru o stație cu
2BC+B
OC, cu ocolirea numai a circuitelor de linie (LEA 110 kV).
Fiecare pas celu lar este ocupat numai de un singur circuit ⇒ în
prelungirea circuitului spațiul rămâne neocupat (pe același pas celular nu încap patru S
B pentru a putea dispune două celule în
prelungire). Steaua de legături este suspendată de doi portali
centrali ( PC și PLEA).
De obicei, liniile ies pe o parte și trafo se dispun pe cealaltă
parte a stației ⇒ Soluția necesită mult teren. În ceea ce privește
celula CTv, legătura la separatorul de bare de la bara BC 1
blochează drumul de întreruptor ; CTv se dispune la extremit atea
inextensibilă a stației (acolo drumul este blocat de acest SB1 SB2
TC
SL I B1
B2

separator). BOC se dispune numai pe o parte ⇒ se pot ocoli numai
întreruptoarele dispuse pe șirul dintre BC 2 și BOC.
Dispoziție cu steaua de legături suspendată deasupra
barelor colectoare. Barele colectoare sunt sprijinite pe
separatoarele de bare care au polii dispuși în linie (vezi. fig.
8.29 respectiv Anexa 3).
Barele colectoare se dispun pe polii SB în linie (în tandem):

Fig.8. 24. Dispunere în linie

Steaua de legături este suspendată. Nu există portal central.
Pe același pas celular nu se pot dispune două celule ⇒ soluția
necesită suprafețe de teren mari.
CTv ocupă doi pași celulari, deoarece trebuie să se ajungă cu
legătura conductoare la celălalt SB.

Fig.8. 25. Dispunerea cuplei transversale (schema de
umplere) A
B
C

BC 1 BC 2
CT V

Fig. 8.26. Secțiune și schemă de umplere pentru circuite de linie, trafo dispuse față în
față. Stație de 110kV cu 1BC și B OC și bare din conductoare flexibile. T DRV TC
I SB IS SL TC DI
BZ LEA
SB I Soc
COC BOC BC DI LEA

Fig. 8.27. Secțiune și schemă de umplere pentru circuite de linie, trafo dispuse pe pași celulari
diferiți. Stație de 110kV cu 1BC și B OC și bare din conductoare rigide.DI BZ
BC BOC LEA
COC
ST T LEA

Fig. 8.28. Secțiune și schemă de umplere pentru circuite de linie și CT v dispuse pe pași celulari diferiți, cu steaua de legături suspendată pe
un portal dispus central între cele două sisteme de bare colectoare. Stație de 110kV cu 2BC și B OC și bare d in conductoare flexibile . DI BC 1 LEA BZ
BOC DI BC 2
CTV
LEA

Fig. 8.29. Secțiune și schemă de umpler e pentru circuit de linie, soluție cu steaua de legături suspendată deasupra barelor colectoare . Stație
de 220kV cu 2BC. BC 1 DI1
BZ LEA BC 2 DI2 LEA

Soluția introduce și ideea de întreruptor dispus sub un portal de
întreruptor (PI):

Figura 8.30 . Întreruptor dispus sub un portal de întreruptor

Portalul de întreruptor permite șuntarea întreruptorului
pentru realizarea legăturii de ocolire (cu linie punctată) .
Dispoziție cu steaua de legături suspendată deasupra
barelor colectoare și numai unul dintre separatoare cu polii în
linie pentru susținerea barelor colectoare (combinație între
soluțiile A1 și A2). (vezi fig. 8.34 respectiv Anexa 4).

Dispoziții cu steaua de legături dedesubtul BC
Dispoziție cu steaua de legături sub barele colectoare și
sprijinită pe izolatoarele separatoarelor de bare dispuse în linie
Fazele separatoarelor de bare se dispun în linie:

Figura 8.31 . Fazele dispuse în linie

Se prezintă o soluție pentru o stație cu 2BC+B 0C și
întreruptoarele dispuse pe un singur șir între o bară colectoare și
B0C (vezi. f ig. 8.35 ).
Avantajele soluției:
• steaua de legături este sub BC ⇒ se lasă liber planul de
deasupra BC ⇒ două avantaje:
− se poate realiza CTv pe un singur pas celular; pol de la care pleacă
legătura la BC pol de separator care
sprijină steaua de legături

− se pot dispune pe același șir și întreruptoarele din
celulele de trafo. De o bicei trafo se dispune vizavi de ieșirile în
linii.
Variantă cu fazele barelor colectoare în plan înclinat
adoptată la stația 400 kV CHE Porțile de Fier I (vezi fig.8.36
respectiv Anexa 5):
• pe malul Dunării nu era suficient loc ⇒ distanțele de
izolare dintre fazele barel or colectoare s -au mutat din plan
orizontal în plan înclinat.
• separatoarele de bare la 400 kV se dispun în linie cu o
fază decalată pentru a reduce pasul celulei.
Observație: TC varianta 2 s-a scos de lângă întreruptor. El
nu se mai ocolește odată cu întreruptorul de pe circuitul respectiv.
Ideea se folosește în stații în care cupla de ocolire trebuie să
ocolească pe rând întreruptoare de amperaje diferite (pe linii și
trafo). TC se leagă și la circuitele secundare ale cuplei de ocolire .
Variantă având doar unul din separatoarele de bare
dispuse în linie cu scopul de a susține steaua de legături (vezi.
fig. 8.37 respectiv Anexa 6):

• SB1 și S 0C au polii dispuși
alăturat: • SB2 are polii dispuși în linie pentru a susține steaua
de legă turi:

Variantă cu separatoare pantograf dispuse în diagonală:
Acest separator mută distanțele de pe orizontală pe verticală.
Închiderea pe verticală și nu în plan orizontal (ca la separatoarele
de 110 și 220 kV, de exemplu ), micșorează lungimea celu lei.
Separatoarele sunt dispuse în diagonală ⇒ se reduce pasul celular
(vezi. fig. 8.38 respectiv Anexa 7).

Dispoziții cu celule față-în -față pe același pas celular.
Soluții constructive pentru dispunerea a câte două celule
(circuite) de o parte și de al ta a sistemelor de bare colectoare pe
un același pas celular .
Pe un același pas celular se dispun două celule față în față.
Scopuri urmărite:
• compactarea stației;
• utilizarea îmbunătățită a terenului;
• economii de investiții (se scurtează căile de curent și
circuitele secundare).
Motivul dispunerii celulelor față în față: în soluțiile
prezentate până acum nu dispunem vi zavi de celula figurată nici o
altă celulă, cauza fiind că, pe lângă cele 2 S B existente pentru o
celulă, nu mai încăpeau încă 2 S B cu legăturile lor spre
întrerupător pentru cealaltă celulă pe care a m fi dorit s -o
dispunem vizavi .

Soluția de tip înalt Dinculescu .
Barele colectoare și separatoarele de bare se dispun în
planuri suprapuse. Ideea s -a folosit în 1929 la 60 kV (vezi. fig.
8.39 respectiv Anexa 8).
Avantaje:
• permite realizarea a două stele de legături laterale pe un
același pas celular;
• permite dispunerea celulelor față în față.
Dezavantaje:
• înălțime mare;
• existența PODEST (pod -estacadă) pentru revizii reparații
la BC, care implică consumuri mari de materiale.

Dispunerea unuia dintre cele două sisteme de bare
colectoare în U sau H.

Figura 8.32 . Dispunerea în U a barelor colectoare (și a barei de
ocolire)

Se dispun e de spațiu pentru a introduce cele patru
separatoare de bare. Legătura în U se recomandă să se facă la
capătul inextensibil al stației. Soluțiile propuse în proiectare trebuie să prevadă posibilități de extindere în viitor.

Figura 8.33 . Dispunerea în H

Vom prezenta, în continuare, o schem ă cu dispunerea unuia
din cele două sisteme de BC în H, cu steaua de legături sub barele
colectoare sprijinită pe separatoare de bare așezate în linie.
Legătura în H se poate realiza la CT v, pentru BC și la COC, pentru
BOC (în acest caz, vizavi de COC nu s e mai poate dispune alt
circuit) (vezi. fig. 8.40 respectiv Anexa 9).
BOC BC 2 BC 1 BC 2 BOC unul dintre cele dou ă sisteme de
BC înconjoară celălalt sistem
BOC BC 2 BC 2 BC 1

Dispunerea circuitelor față în față în concepția cu barele
colectoare având faze mixte
Se folosesc 4 separatoare monopolare/fază. Este o soluție
simplă dar fără o mare răspândire (v. fig. 8.41 respectiv Anexa
10).
Particularități ale soluției:
• I sunt dispuse sub PI ⇒ șuntare comodă pentru ocolirea I
cu ajutorul CT v (o BC este folosită drept BOC și CTv este folosită
drept COC);
• la celula de AT, TC se șuntează odată cu I, deoarece CTv
are TC de același amperaj (de exemplu, 1000 A);
• la celula de LEA se șuntează numai I, TC rămâne în
circuit pe perioada ocolirii, deoarece el este de amperaj mai mic
(400÷ 500 A) față de TC al CTv care este de amperaj mare
(1000 A).

Fig. 8.34. S ecțiune și schemă de umplere pentru circuit de linie, soluție cu steaua de legături suspendată deasupra
barelor colectoare și numai unul dintre separatoare cu polii în linie pentru susținerea barelor colectoare. Stație de
110kV cu 2BC.
BC 1 DI BC 2
BZ LEA D LEA

Fig.8.35. Secți une și schemă de umplere pentru circuite de linie și CT v, soluție cu steaua
de legături sub barele colectoare . Stație de 110kV cu 2BC și B oc.

Fig.8.35. (continuare) . Secțiune și schemă de umplere pentru circuite de linie și CT v,
soluț ie cu steaua de legături sub barele colectoare . Stație de 110kV cu 2BC și B oc.

separatoarele de bare din celula de LEA
si SB 1(CT v) văzute de sus d
d d
d
d 5d
TC I SL SOC DI BZ LEA
BOC BC 2 BC 1
M T DT

Fig. 8.36. Secțiune pentru circuit de linie, soluție cu steaua de legături pe sub barele
colectoare cu fazele dispuse în plan înclinat . Stația de 400kV Porț ile de Fier I. Schemă
cu 2BC+B oc. fază decalată
II C1 A1 B1
faza B 1 ocolește
stâlpul BOC BC 1
TCvar 1
TCvar 2 SOC SL d
4d LEA

Fig. 8.37. Secțiune și schemă de umplere pentru circuit de linie, soluție cu steaua de
legături sub barele colectoare cu unul din separatoarele de bare dispuse în linie cu
scopul de a susține stea ua de legături. Stație de 110kV cu 2BC și B oc. BC 1 BC 2
BZ LEA BOC LEA

Fig. 8.38. Secțiune pentru circuit de linie, soluție cu steaua de legături sub barele
colectoare cu separatoare pantograf . Stație de 110kV cu 2BC.

Fig. 8.39 Secțiune și schemă de umplere pentru circuite de linie și trafo dispuse față în
față pe un același pas celular. Soluția de tip înalt Dinculescu. Stație de 110kV cu 2BC. BZ LEA
DT
LEA

Fig. 8.40. Secțiune și schemă de umplere pentru circuite de linie și trafo dispuse față în
față pe un același pas celular. Soluția cu barele dispuse în H. Stație de 110kV cu
2BC+B oc. DI DT LEA
T
BZ LEA
IS COC BC 1 BC 2 BOC
CTV
IS A
A’ B’ BC 1
IS BOC

Figura 8. 41. Secțiune și schemă de umplere pentru circuite de linie și trafo dispuse față
în față pe un același pas celular. Soluț ia cu faze mixte. Stație de 220kV cu 2BC.A1 B1 B2 C2 C1 PI PI
A2 A1 A2

8.2.5 Dispoziții constructive pentru stații cu ( N+1)I/N circuite
Sunt stații cu 2BC la care, pentru fiecare subansamblu de N circuite se folosesc în comun N+1 întreruptoare:
12; 1, 5; 1, 33INnN+= =
nI – număr de întreruptoare pe circuit
Acest tip de schemă se folosește la ÎT și FÎT: 400, 765, 1200 kV.
Vom prezenta dispoziția constructivă pentru o stație cu 1,5 întreruptoare/circuit și Un=400 kV (CNE Cernavodă).

Fig. 8.42. Secțiune și schemă de umplere pentru c ircuite de linie și trafo. Stație de 400kV cu 2BC și 1 și
½ întreruptoare pe circuit.DI DI DI
BC 2 BZ
SL LEA
BC 1 ST T DT

8.2.6 Dispoziții constructive pentru stații cu scheme poligonale
Varianta în zig- zag permite alinierea tuturor întreruptoarelor pe un singur șir în fața unui drum DI.

Observație: Schema se poate extinde prin adăugare de noi laturi și noduri cu circuitele aferente.

• Secțiune A -A DI
AT 1 DT
BZ LEA 1
AT 2 LEA 2
BZ
BZ A N1
N2
N3
N4
N5 LEA 3 3IS 3IS
A

Fig. 8.43. Secțiune pentru circuite de linie și trafo. Stație de 220kV de tip pentagon .

LEA

8.2.7 Dispoziții constructive pentru posturi de
transformare pe stâlpi (PTA)
PTA = Post de transformare aerian.
Reamintim faptul că postul de transformare este o stație
coborâtoare de la o tensiune medie la joasă tensiune. Soluția
constructivă se folosește în mediul rural.

Fig. 8.44. Dispoziție constructivă pentru PTA .

Avantajele soluției:
• soluție sigură în alimentarea consumatorilor;
• investiții relativ scăzute:
• soluție sigură pentru oamenii care circulă și trăiesc în jur.
Trafo T se montează pe o platformă sau agățat de stâlp.
Aparatajul este eșalonat pe înălțime:
• la partea superioară există eclatoare cu coarne ( E) pentru
protecția la supratensiuni;
• siguranțe fuzibile;
• trafo ( T);
• cutie de distribuție ( CD). LEA 1
(JT)
CD T LEA 2
(JT) SF (MT) MT
min 4000
față de sol stâlp de
beton
1100 fa ță
de sol T S
E (Eclator
antipasă re)
SF (MT)
SF
(JT)
CD 400V (500÷1140)

De la un astfel de PTA pot pleca până la patru circuit e
trifazate (3f+Nul) de JT. Stâlpii pe care se dispun PTA sunt, în
general, din beton. În funcție de puterile trafo din PTA, acestea se
dispun:
• pe un stâlp de beton, pentru trafo de 100; 160; 250 kVA;
• pe doi stâlpi de beton, pentru trafo de 400 kVA.
• la sol, împrejmuit, pentru trafo cu S nT≥630 kVA.
Toate aceste posturi au un singur trafo. Separatorul S nu se
dispune obligatoriu:

Fig. 8.45. Dispoziție separatoare

Dacă dorim să lucrăm la PTA, se deconectează sarcina din
CD, iar curentul de mers în gol al trafo, se deconectează prin S.
Dacă nu se dispune S, la lucrări în PTA , se scoate întreaga rețea de
sub tensiune (toate posturile). S se dispune pe un stâlp alăturat, pe
capul stâlpului.

Fig. 8.46. Separator STEP S S
PT20 PT21
Tip STEP

8.2.8 Tendințe privind echipame ntele și dispozițiile
constructive ale stațiilor electrice de înaltă tensiune

Tendințe privind echipamente de comutație.

Întreruptoare
În prezent, există în exploatare curentă următoarele tipuri
de întreruptoare :
• cu ulei mult,
• cu ulei puțin,
• cu aer comp rimat,
• cu hexafluorură de sulf ( SF6),
• cu vid.

Dezavantaje ale întreruptoarelor cu ulei :
• pericol de incendiu,
• cheltuieli ridicate de exploatare și întreținere,
• capacitate de rupere redusă,
• necesitatea înserierii mai multor camere de stingere pe
pol.

Dezav antaje ale întreruptoarelor cu aer comprimat :
• necesită instalații de producere a aerului comprimat,
• zgomot ridicat în exploatare.
⇒ suprafețe de instalare mari,
⇒ consumuri importante de energie pentru servicii
proprii,
⇒ indicatori economici dezavantajoși.

Tendințe:
• la ÎT ⇒ camere de stingere cu hexafluorură de sulf și
presiune unică, cu compresie simplă sau asistată termic,
• la tensiuni medii ⇒ întreruptoare cu vid,
• generale
– simplificare constructivă ,
– creșterea performanțel or (capacitate de rupere mărită
etc.),
– siguranță mărită în exploatare,
– reducerea cheltuielilor de exploatare.

Tendințe privind celulele electrice de ÎT

Stațiile electrice existente în rețelele de distribuție a energiei
electrice din SEN se caracterizează prin:
• grad de uzură fizică ridicat ,
• echipamente de fabricație românească sau importate din
țări est- europene, care prezentau rămâneri în urmă față de
echipamentele fabricate de firme cu tradiție din țările cu
tehnologii avansate,
• cheltuieli ridicate de exploatare,
• impact asupra mediului am biant (vizual, poluare a
solului, etc.).
Compensarea parțială a efectului negativ provocat de
existența unor echipamente neperformante și nesigure în
exploatare s -a făcut, în general, prin adoptarea unor scheme de
circuite primare mai complicate în raport cu practica din alte
țări.
• folosirea unui număr mare de echipamente, cu probleme
de calitate și fiabilitate,
• costuri ridicate de investiții și de exploatare.

Dezavantaje ale soluțiilor “clasice” sunt:
• separatoarele cu izolația între contactele deschise în aer.
Aceste separatoare ocupă o suprafață mare de teren, necesită
operații de întreținere (revizii, reparații) care, chiar dacă nu sunt
foarte frecvente, presupun scoaterea din funcțiune a elementelor
stației care sunt direct racordate la aceste separatoare.
• elementele componente (separatoare, întreruptoare,
transformatoare de măsurare) se înlocuiesc greu, de cele mai
multe ori fiind necesară repararea lor pe amplasament. Pentru
aceasta este necesară prevederea unor zone de lucru cu distanțe de
protecți e corespunzătoare, deci o suprafață mai mare ocupată.

Soluții moderne. Constructorii de echipamente propun
soluții moderne care urmăresc, în principal:
• reducerea suprafețelor ocupate;
• creșterea siguranței în funcționare și a disponibilității
circuitelor;
• reducerea volumului de lucrări necesare întreținerii
echipamentelor;
• reducerea costurilor totale de investiții;
• reducerea duratelor de execuție;
• reducerea costurilor de exploatare și de întreținere.
⇒ Funcțiile de separare și legare la pământ pot fi integr ate
întreruptorului.
⇒ Separatoarele din circuitele clasice pot fi înlocuite de contacte
debroșabile foarte sigure în exploatare și care nu necesită
întreținere. Frecvența operațiilor de întreținere s -a îmbunătățit
spectaculos, întreruptoarele necesitând o revizie la 10 ani.
⇒ Senzori de curent și tensiune având la bază principii optice sau
electrice, care înlocuiesc clasicele transformatoare de măsurare și
care pot fi cu ușurință integrați altor echipamente ca, de exemplu,
întreruptoarele.

În construcț ia echipamentelor și stațiilor electrice se
folosesc din ce în ce mai mult izolatoarele din materiale
compozite care nu necesită curățire sau ungere, sunt mai ușoare
decât izolatoarele din porțelan și sunt mai ieftine. Furnizorii de
stații “la cheie” elaborează noi concepții de realizare a stațiilor electrice, prin care se analizează întregul proces, începând cu
proiectarea și producția, până la exploatarea stațiilor ⇒ se reduc
considerabil timpul și costurile necesare instalării unei stații.
Gruparea apara telor modulului S-I-TC -S
1 într-o singură
unitate constructivă . Această unitate, care are aparența unui
singur echipament, este prefabricată în condiții corespunzătoare
în hale industriale, folosindu -se separatoare, întreruptoare,
transformatoare de măsurar e obișnuite, aflate în fabricație curentă
(fig. 87). Unitatea necesită un singur utilaj de transport și o
singură fundație, timpul de montaj în stație este redus; de
asemenea, poate fi înlocuită relativ rapid. Această soluție se află
deja în exploatare în România, la stația 400 kV Slatina.

Fig. 8.47. Celulă compactă de ÎT, cu separatoare pantograf, 362-
550 kV .

Realizarea de echipamente care să îndeplinească mai multe
funcțiuni. Un astfel de echipament poate prelua, de exemplu,
funcțiunile cerute de modul ul S-I-TC -S.
Ideea de bază a acestei direcții de modernizare o reprezintă
renunțarea la separatoarele cu contacte mobile clasice și
79
1 S-I-TC-S=Separator -Întreruptor -Transformator de măsurare de curent -Separator

înlocuirea lor cu contacte debroșabile amplasate chiar pe
întreruptor (fig . 8.48).
Această soluție se află deja în exploatar e în România, la
stația 220 kV Slatina.

Fig. 8.48. Celulă compactă de ÎT, cu separatoare debroșabile, 72-
145 kV .

Realizarea de module S -I-TC-S capsulate în SF 6 (fig.
8.49). Aceste soluții au fost gândite mai ales pentru modernizarea
stațiilor existen te prin înlocuirea uneia sau a mai multor celule
clasice cu aceste module capsulate cu izolația în SF 6, rezultatul
fiind o stație hibridă.
Această soluție se află deja în exploatare în România, la
stația 110 kV ALRO Slatina.
Realizarea de aparate și chiar module întregi cu fiabilitate
ridicată și care, în același timp, necesită foarte puțină întreținere
(unele chiar deloc) permite utilizarea schemelor de conexiuni
simple cu un singur sistem de bare colectoare, scheme H în
diverse variante etc.

Fig. 8.49. Celulă compactă de ÎT capsulată în SF 6 (145 kV) .

Tendințe privind dispozițiile constructive ale stațiilor.

Avantajele utilizării celulelor cu module compacte pentru
dispunerea constructivă a stațiile :
• preasamblare și pretestare la fabricant,
• costuri reduse pentru instalare,
• spațiu redus pentru amplasare,
• disponibilitate crescută,
• costuri scăzute de întreținere,
• siguranță în exploatare.
Aceste avantaje sunt subliniate și de dispo ziția constructivă
din figura 8.50 , pentru o soluți e cu module capsulate în SF 6.
În tabelele 8.4 și 8.5 se prezintă comparații privind nivelul
de ocupare al terenului pentru stații clasice și stații cu celule
compacte.

Tabelul 8.4
Comparații privind suprafețele ocupate de celule
Nr.crt. Tip c elulă Un, kV Compact Tradițional
S, m2 S, m2
1 LEA 145 52
(7,45×7) 184
(23×8)
2 LEA 220 258
(21,5×12) 816
(48×17)

Fig. 8.50. Vedere în plan pentru o stație de 145 kV cu module
capsulate în SF 6 cu patru celule (2 linii și 2 trafo) .

Tabelul 8.5
Comparații privind suprafețele ocupate de stații
Nr.crt. Un, kV Schema Compact Tradițional
S, m2 S, m2
1 500 1 si ½
I/circ. 7224
(129×56) 18600
(310×60)
2 145 H cu 5 I 320
(20×16) 759,2
(29,2×26)

8.3. Dispoziții constructive p entru stații de tip interior

8.3.1. Aspecte cu caracter general pentru stații
interioare
Domenii de utilizare a acestor stații .
• posturi urbane și industriale;
• stațiile de MT (6, 10, 20, (35) kV);
• stații de 110 kV și chiar 220 kV. Există și stații de 400 kV
interioare (Torino) când atmosfera în zonă este foarte poluată.
Distanțe minime admisibile în aer.
Scopul prevederii acestor distanțe:
• de izolare;
• de protecție a personalului.
Distanțe de izolație conform PE 101 (fig. 8.51):

Fig. 8.51. Distanțe de izolare între faze (A) și între o fază și părți
de instalație neizolate
față de pământ (A o)
01,1A A≅

Tabelul 8.6
Distanțe de izolare conform PE 101/85
Un/Ums [kV/kV] 6/7,2 10/12 20/24 110/123 220/245
A0 [mm] 90 120 180 900 1800
A≈1,1 A 0 [mm] 100 130 200 1000 2000

A0 A A

Distanțe de protecție a personalului care circulă prin stație
(fig. 8.52):

Fig. 8.52. Distanțe de protecție a personalului.

2500+=oA C
→+= mm A B 300 1 împrejmuire din pereți plini
→ += mm A B 1000 2 împrejmuire din plasă de sârmă cu ochiuri de cel
mult 20×20 mm
→ += mm A B 7500 3 împrejmuire tip balustradă

Distanțe minim admisibile ce se referă la zona de lucru
(pentru personalul care efectuează lucrări) (fig. 8.53)

Fig. 8.53. Distanțe de protecție a personalului care efectuează
lucrări .

Distanțele se prevăd astfel încât să se poată lucra la o
instalație cu circuitele învecinate sub tensiune. Zona de lucru se
stabilește astfel încât să intre omul cu sculele lui : E – distanță față
de părțile din instalație sub tensiune care sunt deasupra domeniului de lucru; D – distanță față de părțile din instalație
neîngrădite rămase sub tensiune.

min 1800 2200 C=A o+2500 B
zonă de
protecție împrejmuire
DOMENIU DE LUCRU E=A o+600
D=A o+1250 Zonă de protecție

Principii de dispunere a echipamentelor :
• Vizibilitate cât mai bună a tuturor echipamentelor din
celule în timpul exploatării;
• Acces ușor în celule, la aparatele care trebuiesc înlocuite;
• Compactitatea soluțiilor ( ⇒ investiții minime), dar cu
atenție să nu împiedicăm accesul ușor ⇒ un compromis între
primele trei principii .
• Aplicarea unor metode de del imitare pentru evitarea
extinderii eventualelor avarii:
– pereți între celule (delimitează celulele);
– pereți între compartimentele aceleași celule.

Dispoziții constructive pentru barele colectoare și
separatoarele de bare . Barele colectoare se plasează la p artea
superioară a stației și sub ele se dispun separatoarele de bare (au
masă mică).

1)

2)

SB A BC
A Vedere A -A BC
IS
SB
pereți despărțitori
plasă 1800
1200÷1500
1500
SB BC
perete
despărțitor x
x

3)

Fig. 8.54. Dispoziții constructive pentru barele colectoare.

Soluția 1) :
• este cea mai simplă;
• în interiorul celulei nu există compartimentare ;
• IS (izolatoarele suport) sunt dispuse pe pereții dintre
celule;
• sunt folosite la 6 ÷10 kV;
• deschiderea între două IS succesive este de 1500 mm
(curenții de scurtcircuit sunt relativ mici și ișoc dau forțe relativ
mici, care lucrează la încovoiere);
• se recomandă ca maneta dispozitivului de acționare al
separatorului să fie plasată în stânga celulei ⇒ se trage cu mâna
dreaptă și omul se va situa ca poziție în fața celulei vecine ⇒ dacă
se trage separatorul sub sarcină, jet ul de particule incandescente
nu periclitează viața omului.

SB1
x x SB2 Y z
z Y B1 A1 A2
B2
C2 C1 Ax de simetrie
al sta ției interioare

Soluția 2):
• compartimentare. Zona BC se separă de restul celulei.
Soluția 3):
• are două sisteme de BC și multiple compartimentări (3);
– planșeul X -X separă S B1, SB2 de întreruptor;
– planșeul Y -Y separă S B1, SB2 de BC;
– planșeul Z -Z separă cele două sisteme de BC.
Y-Y oprește extinderea arcului electric spre BC în caz de
deschidere sub sarcină a S B.
Z-Z separă cele două sisteme de BC și împiedică extinderea
defectului de la un sistem de BC la celălal t. De asemenea,
protejează omul care face întreținerea la un sistem de BC cu
celălalt sub tensiune.
Dispoziții constructive pentru întreruptoare

Fig. 8.55. Montajul fix al întreruptoarelor

Fig. 8.56. Montaj debroșabil Prindere laterală
(pentru amperaj relativ
scăzut I =630A→masă
scăzută) Prindere fixă
de planșeu
DRI I SD1
SD2 Dispozitiv de acționare
cu Resoarte de Interior SD1
SD2 I

Avantaje întreruptor debroșabil :
• pentru montaj fix, între întreruptor și pereții celulei
distanța este mai mare decât distanța de izolare (să poată pătrunde
omul pentru reparații); pentru montajul debroșabil este nevoie
numai de distanța de izolare, căruciorul putând f i tras în afara
celulei pentru re parații ⇒ se câștigă prin compactitatea soluției și
comoditatea de lucru;
• se poate prevedea un al ( n+1)-lea întreruptor identic (pe
cărucior) pentru înlocuirea rapidă a unui întreruptor defect;
• distanța de izolație a separatoarelor este zero (nu avem
separatoare tip cuțit, ci contacte tip broșe ⇒ distanța de izolare se
creează prin deplasarea căruciorului.
Soluția este limitată de masa echipamentelor. La 220 kV
sunt în curs de implementare soluții compacte cu I debroșabil.

Dispoziții constructive pentru bobinele de limitare a
curenților de scurtcircuit

Fig. 8.57. Dispoziții constructive pentru bobinele de limitare
a curenților de scurtcircuit
CV A B C A
B
CV C dispozitiv de
ridicare (palan)
CV A
B C a) b)
c)

• Bobinajul este realizat pe un suport de beton armat.
Soluția a) se folosește pentru amperaje scăzute (<630 ÷1000A).
Bobina se plasează în serie cu un grup de 2 ÷3 LEC :

Fig. 8.58. Bobinajul este realizat pe un suport de beton armat

• Bobina se dispune pe o fundație de beton.
• În partea superioară a celulei se află un dispozitiv la
ridicare (palan). Se introduce mai întâi faza A și este ridicată. Se
introduce apoi faza B și izolatoarele , după care se coboară faza A.
Apoi se ridică fazele A+B și se introduce faza C.
• De la fabrică, în soluția a), o fază vine bobinată în sens
invers (faza B ). Valoarea efortului electrodinamic este aceeași,
dar se obține ca forță maximă să apară la atracție și nu la
respingere. Izolatoarele se comportă mai bine la compresiune decât la întindere.
Soluția b) se folosește pentru curenți mari și bobinele se
intercalează pe cuple longitudinale:

Fig. 8.59. Bobină intercalată pe cupla longitudinală

Bobinele se pot dispune și în soluția c).
Bobinele se dispun în încăperi ventilate ( CV), deoarece ele
au pierderi de putere 1 ÷20/00SnB. Vent ilația se face natural. Se
dispun orificii prevăzute cu jaluzele la partea superioară a celulei.
Bobinajul este realizat din conductor gros caracterizat de
reactanță inductivă, deși există și o rezistență ohmică (mică) ce degajă căldură. Bobina are un orif iciu în mijloc pentru ventilație.
Bobinele dau naștere unui flux magnetic de mare intensitate
⇒ nu se dispun construcții metalice în apropiere.
Jaluzele le sunt necesare pentru a împiedica să intre în celulă
ploaia, frunzele, crengile etc. 2÷3 LEC

Dispoziții const ructive pentru cablurile de forță și de
circuite secundare
Cablurile se poziționează în canale special construite.

Fig. 8.60. Poziționarea cablurilor în canale

• Canalele se realizează cu o ușoară pantă pentru a realiza
drenajul.

• Măsuri PSI :
– cablurile de forță nu se amestecă cu cele de circuite
secundare pentru a nu se afecta circuitele secundare datorită
arcului electric ce poate apare la cablurile de forță;
– fracționarea canalelor de cabluri din loc în loc prin
pereți ignifugi ; fiecare trecer e de cablu prin aceste plăci se
etanșeizează cu vată de sticlă și ipsos; în acest fel se evită
propagarea flăcării către camera de comandă. console de fier
750
mm 750
mm
distanța dintre două
console succesive

Culoare și ieșiri
Vederi de sus:

Fig. 8.61. Vederi de sus culoare și ieșiri

Dispunerea pe două șiruri a celulelor asigură compactarea
stației, scurtarea cablurilor de circuite secundare și a drumurilor
personalului.
Funcțiile culoarelor:
• scoaterea echipamentelor în caz de reparații;
• spațiu pentru circulația personalului de exploatare;
• executarea manevrelor.
Lățimea minimă admisibilă a culoarelor:
• minim 1m pentru soluția 1,
• minim 1,2m pentru soluția 2.
Funcțiile ieșirilor:
• evacuarea oamenilor în caz de incendiu în stație.
Normele admit o singură ieșire pentru stații cu lungimi de culoar
L<10 m. Pentru stații cu culoare mai lungi, se dispun două ieșiri
(L>10 m). Până la cea mai apropiată ieșire nu trebuie să fie mai
mult de 30 m. Toate ușile se deschid în exterior, se evită blocarea
ușii în momentele de panică. Ușile și podelele sunt din materiale
incombustibile.
Clădirea stației. În proiectare, concepția funcțională revine
energeticienilor, mai ales în ceea ce privește prevederea
distanțelor minime. Proiectul se face în colaborare cu inginerul
constructor și cu arhitectul. Clădirea trebuie să se încadreze
estetic în mediul înconjurător.
Inginerului constructor i se dau două tipuri de solicitări:
• statice, greutatea echipamentelor;
• dinamice, prin percuție (la funcționarea unui întreruptor). L≤ 10m
1. Soluție în cazul unui
număr redus de celule Culoar central
Culoar lateral
10<L≤ 60m
2. Num ăr mare de celule
dispuse pe două șiruri

Iluminatul stației . În stațiile interioare de MT nu există
personal permanent de exploatare ⇒ este obligatoriu un bun
iluminat artificial. Iluminatul artificial se utilizează numai când
este absolută nevoie. Uneori se fac la capetele stației pereți din bucăți de sticlă Nevada. Se evită folosirea geamurilor de sticlă
deoarece pre zintă unele dezavantaje:
• se pot sparge și intră frunzele, păsările etc.;
• condensează apa pe sticlă.
8.3.2. Dispoziții constructive pentru celule
prefabricate de 6, 10, 20 kV
Aceste soluții sunt folosite în România pentru stații de
interior (vezi și laborator stațiile C și D):

Fig. 8.62. Dispoziție constructivă și schemă de umplere pentru
celulă de interior cu 2BC . C I L C D
cu dublu sistem de bare colectoare
}pentru linie în cablu
de interior celulă
Y Y
DRI I SD1
SD2
SB1
TT
LEC cutie terminală SP SB2
TC Y Z BC 1 BC 2
Z
SD1
SD2 I SB1 SB2
LE
C TT
TC
Sp BC 2 BC 1 6-10-20 kV

Este soluția constructivă pentru stația C din laborator.
Barele colectoare sunt dispuse pe tije conductoare fixate pe
izolatoare de trecere (separație prin peretele Y-Y). Există două
separatoare de bare (necesare pentru a face selecția sistemului de
BC) în serie cu două separatoare debroșabile și întreruptor.
La astfel de celule ieșirea se realizează numai în cablu.
Celula este de tip prefabricat, totul este realizat în fabrică, inclusiv
probele. Dacă circuitul este de LEA, se merge în cablu până la primul stâlp de LEA, din afara stației.

Fig. 8.63. Dispoziție constructivă și schemă de umpler e pentru
celulă de interior cu 1BC .

Față de celula anterioară, se eliberează spațiu pentru a
realiza ieșirea în LEA.
Întreruptorul este prevăzut cu blocaj care nu permite
tragerea căruciorului decât când I este deschis ( SD1 și SD2 să nu
rupă curenți).
CILCD și CILAS sunt celule cu minimă compartimentare, de
tip semideschis. SD
2 SB
TT SD
1
I BC
TC SL LEA
DR
I I SD
1
SD2
SL TT
SB
TC Y Z
Y BC
Z LEA
peretele sta ției
interioare C I L A S
cu simplu sistem de bare
colectoare }pentru linie aeriană
de interior
celulă

Celule prefabricate de tip închis : 10 sau 20 kV.

Fig. 8.64. Dispoziție constructivă și schemă de umplere pentru
celulă de interior cu 1BC, de tip închisă.

Celula este delimitată prin pereți de tablă. Este folosită în
cadrul serviciilor proprii din cadrul CTE sau CET cu cărbune. Are
4 compartimente cu scopul de a nu se extinde avariile și pentru a
permite accesul personalului, cu stația sub tensiune: I –
compartiment de BC + separatorul debroșabil SD1;
II – compartimentul căruciorului cu I și al dispozitivului de
acționare ( DRI);
III – compartimentul trafo de măsurare, separatorul
debroșabil SD2, sepa ratorul de legare la pământ ( SP) și plecare în
LEC;
IV – compa rtimentul circuitelor secundare.
6 orificii = 3AA`+3BB`
Printr -un sistem de pârghii orificiile se obturează pe măsură
ce scoatem căruciorul (stația B din laborator) este o măsură de
electrosecur itate.
Este o soluție destul de fiabilă. LEC DRI I
B
B’ IV
A
A’ II
TC TT
SP
SD2 III SD1 I
BC
CULOAR C I I
de interior celulă închisă
TT SD1
I BC
TC
LEC Sp 10÷20k
V
SD2

Celulă prefabricată de tip închis: 7,2 ÷17,5 kV (fig. 8.65)
I – compartimentul BC 1 (bare de Cu , dispuse pe suporți de
rășină epoxidică);
II – compartimentul BC 2;
III – compartimentul separatoarelor de bare SBC1, SBC2;
IV – compartimentul întreruptorului și dispozitivului de
acționare;
V – compartimentul circuitelor secundare (protecție,
comandă-control etc.)
VI – compartimentul plecărilor în LEC.

Întreruptorul este cu rupere în SF6. Celula este multiplu
compartimentată și mediul izolant este aerul.

Fig. 8.65. Dispoziție constructivă și schemă de umplere pentru
celulă de interior cu 2BC, de tip închisă, multiplu
compartimentată. V
I
DA
IV TC T

VI
LEC Sp I
II BC 2 BC 1 SBC1
SBC2
III SD1
SD2 I SB
SB

LEC TT TC
Sp BC 2 BC1 6-10-20 kV

8.3.3. Dispoziții constructive pentru PT tip interior

Fig. 8.66. Dispoziție constructivă pentru PT

Se dispun mai multe PT , în zone urbane, în bucle alimentate
de la două capete. Soluția se abordează și pentru consumatori
industriali. De obicei, se funcționează în buclă deschisă (în
punctul de tensiune minimă) ⇒ în caz de scurtcircuit se întrerupe
numai o parte a buclei (o ramură) ⇒ continuitate mai mare a
alimentării.

Vedere de sus a unei cabine independente cu PT (vezi fig
8.67):

Fig. 8.67. Dispoziție constructivă și schemă de umplere pentru PT
de interio r.

C – baterie de condensatoare
STIRS – separator tripolar de interior rotativ. La unul din capete
este și separator de sarcină (are generator de gaze pentru stingerea
arcului electric)
STIRSF – are la unul dintre capete, pe același cadru, siguranțe
fuzib ile.

Un astfel de PT are 2m20 S≅ . PT 1 Intrare Ieșire
PT 3 PT 2 PT 4 6÷20kV 6÷20kV
Celula 3
Celula 2
Celula 1 T

TD C
Tablou de
distribuție generală Celula 3
Celula 2
Celula 1 STIRSF
STIRS }2 LEC JT
TD
400 V 6÷20kV IA

Cabina trebuie să aibă posibilitatea de ventilație naturală
pentru evacuarea căldurii determinate de pierderile în trafo ⇒ ușa
cabinei are jaluzele + orificii cu jaluzele în spatele trafo. Cabina
se realiz ează din zidărie sau tablă metalică.
PT funcționează fără personal permanent.
Variante de PT:
• tip cabină independentă (prezentat anterior ):
• posturi semiindependente ⇒ tip cabină lipită de hala
industrială; PT se dispune la unul dintre capetele halei.

Fig. 8.68. Posturi semiindependente

• posturi înglobate ⇒ introduse în hală sau înglobate în
parterul blocurilor de locuințe.
Probleme în cazul posturilor înglobate:
− pericolul exploziei cuvei trafo sau incendiu;
− zgomot.
⇒ se folosesc trafo cu lichide neinfl amabile (silicon), gaze ( SF6)
sau trafo uscat (izolație scumpă). Se iau măsuri pentru reducerea
zgomotului la valori maxime admise de 60 dB.
Pe plan mondial se extinde folosirea PT înglobate în cămine.
Căminul este betonat sau căptușit cu tablă de OL inoxidabil (fig.
8.69.)

Fig. 8.69. Post de transformare înglobat în cămin
Hala 1 PT
Hala 2 Distan ța este prevăzut ă prin
norme PSI
T Aparataj

Schema este foarte simplă: cablu bloc cu trafo. Deasupra
căminului se dispune aparatajul de distribuție. Soluția se
folosește, de exemplu în țările scandinave, pentru clădiri cu 1÷2
nivele (vile). Tendința este de reducere a suprafeței posturilor.
8.3.4. Dispoziții constructive de stații interioare de 6
÷ 20 kV
Dispoziții constructive pe un singur nivel , folosite la stații
care nu au bobine limitatoare pe linii și celulele pot fi de ti p
prefabricat (fig . 8.70).

Fig. 8.70. Dispoziție constructivă pentru o stație interioară
cu echipamentele dispuse pe un singur nivel. Secțiune

Pentru stațiile cu această dispunere a echipamentelor, barele
colectoare pot fi dispuse constructiv în variantele prezentate în
continuare.

Varianta 1, dispunere constructivă a barelor în formă de
“potcoavă” :
− avantaj: circulație uniformă de curenți,
− dezavantaj: două supratraversări ale culoarului central
(dintre șirurile de celule) la părțile extreme ale stației.

Fig. 8.71. Dispunere în formă de potcoavă T1 T2

Varianta 2, dispunere constructivă a barelor în formă de
„U”:
− dezavantaj: zona de la capătul stației („U”) este foarte
încărcată din punctul de vedere al tranzitului de sarcină.

Fig. 8.72. Dispu nere în formă U

Varianta 3, dispunere constructivă a barelor în formă de
„H”. Soluția asigură o circulație uniformă de curenți. Trecerile
barelor colectoare pe deasupra culoarului central se realizează
prin poduri de bare.

Fig. 8.73. Dispunere în fo rmă H

Dispoziții constructive pe un singur nivel și 2 TID -uri2 sau
2T+2BPM3 pentru limitarea curenț ilor de scurtcircuit (figura
8.74).

a.

b.

Fig. 8.74. Stație pe un singur nivel și cu echipamente de limitare
a curenților de scurtcircuit. a) Schemă de principiu, b) Dispoziție
constructivă. Secțiune
79
2 TID=transformator cu înfășurarea secundară divizată.
3 BMP=bobină cu priză mediană. T1 T2
SBC1 SBC2
SBC3 SBC4 CL CL BPM SEN
110kV
SBC1 SBC2
SBC3 SBC4 CL
CL 6-20 kV BPM TID

Dispoziții constructive pe două niveluri, pentru stații
echipate cu bobine limitatoare a curenților de scurtcircuit
(BL), dispuse pe grupe de câte 2÷3 _LES4 (LEC5). Celulele sunt
dispuse pe două șiruri față de axul de simetrie al stației.

a)
79
4 LES=linie electrică subterană
5 LEC=linie electrică în cablu A
B
C Ușă
CII
Canal de
ventilație X X Z
Z Y Y
culoar SB1 SB2 culoar BC 1 BC 2
Etaj 2
Etaj 1
BL

b)

Fig. 8.75. Stație pe două niveluri și cu echipamente
de limitare a curenților de scurtcircuit. a) Dispoziție
constructivă. Secțiune pri n celulă. b) Schema de umplere
pentru celulele reprezentative SB1 SB2 BC 1
IT BC 2
ICT
Spațiu neocupat Y
X

8.3.5. Dispoziții constructive pentru stații interioare
de 110 ÷ 220 kV

Se apelează la această soluție în următoarele situații:
• când atmosfera este poluată;
• pentru încadrarea în estetica urbană și r educerea
impactului vizual.
Dispozițiile constructive ale stațiilor au evoluat pe două
direcții:
• la 110 kV și în anumite cazuri pentru stații de 220 kV s –
au adoptat soluții de tip înalt (figura 8.76 Anexa 12) ⇒ BC, SB și I
se găsesc în 3 planuri suprapuse. BC sunt dispuse în U sau H cu
celulele dispuse față în față.
• pentru restul stațiilor de 220 kV și de tensiuni mai mari,
s-a considerat mai economică dispunerea pe un singur nivel.

Fig. 8.76 Stație de interior de 110 kV cu ec hipamentele dispuse
în soluția de tip înalt. Secțiune prin pas celular, LEA și CT V. TC C C C C C
TC I I C C
CT V LEA BC 1 BC 2 BC 1
SB1 CT SB2 CT SB2 L SB1 L
LEA
TT

8.3.6. Dispoziții constructive de stații capsulate în
SF6
Acest tip de stații ar trebui să răspundă unor obiective
majore în domeniul electroenergeticii: siguranța alimentării și
compactarea instalațiilor.
Stațiile capsulate reprezintă una dintre soluțiile de a
răspunde acestor deziderate prin înlocuirea izolantului aer la
presiune normală cu un mediu izolant mai eficient. Pe parcursul
evoluției tehnologice, s -au încercat mai multe medii izolante
printre care:
• uleiul → s-a renunțat la această soluție din cauza
pericolului de explozie și incendiu;
• aerul comprimat, prin folosirea căruia s -a urmărit
scurtarea liberului parcurs al electronilor prin creșterea presiunii;
utilizarea acestu ia necesită instalații auxiliare și consum
suplimentar de energie pentru servicii prop rii;
• SF6 (hexafluorură de sulf) → gaz macromolecular.

În ultimele decenii, s -a extins utilizarea gazului SF6 datorită
calităților sale, potrivite obiectivelor urmărite d e proiectanții și
utilizatorii din domeniu:
• mediu izolant excelent;
• mediu de rupere și stingere a arcului electric foarte bun;
• bun conducător de căldură → bun mediu de răcire;
• nu este toxic;
• nu se aprinde, nu propagă incendii;
• nu transmite zgomote.
În acea stă tehnologie, se introduc instalațiile într -o capsulă
protectoare împotriva agenților exteriori, umplută cu SF6.
Capsularea se poate face:
• monofazat;
• trifazat.
Materialul capsulei trebuie să aibă:
• rezistență mecanică bună;
• rezistență electrică cât mai mi că (se induc curenți în
carcasă și se doresc pierderi prin efect Joule mici RI32
carcasa ).

Principalele materiale folosite pentru carcase sunt:
• tablă nemagnetică;
• aluminiul.
În această tehnologie se aplică o concepția modulară de
realiz are a echipame ntelor (fig. 8.77 ), ceea ce permite:
• realizarea oricărui tip de schemă de conexiuni dorită, prin
asamblarea acestor module;
• încadrarea mai ușoară în spațiul de care se dispune.

Fig. 8.77. Dispoziție constructivă de celulă pentru stații
capsulate în SF6,
cu module monofazate, 362 ÷500 kV .
Compartimentele, în afară de cel cu întreruptor ( I), sunt
umplute cu SF 6 la o presiune de 5bar la 20°C. Scăderea presiunii
se semnalizează sau dacă scade sub 4 bar se blochează
posibilitatea de manevrare a celulei (dispozitivul de acționare hidraulic al I). I SL
SB2
SB1 TC
BC 2
BC 1 LEA
LEC

În figura 8.78. se prezintă dispoziția constructivă cu module
trifazate pentru o linie electrică în cablu ( LEC). Toate
compartimentele sunt umplute cu SF6 la o presiune de 5 bar la
20°C.

kV145 Un=

Fig. 8.78. Dispoziție constructivă de celulă pentru stații capsulate
în SF6, cu module trifazate. DA6.
Prin utilizarea acestor instalații se reduce volumul clădirilor
în mod spectaculos (de 10 ÷ 15 ori față de instalațiile clasice).

79
6 DA=Dispozitiv de acționa re I
SL SB 1 BC 1
BC 2 SB 2 TC
TT
DA LEC

9. NOȚIUNI DE ELECTROSECURITATE ȘI
INSTALAȚIILE DE LEGARE LA PĂMÂNT DIN
CENTRALE ȘI STAȚII

9.1. Scopurile legării la pământ în centrale și stații

9.1.1. Legarea la pământ în exploatare
Este o metodă prin care se creează anumite condiții pe care
le dorim în instalațiile electrice.
Exemplu : Legarea neutrelor ( N) la pământ ( P), situație în
care punerile la pământ devin scurtcircuite monofazate.

9.1.2. Legarea la pământ de protecție a vieții
oamenilor
Metodă prin care se protejează viața oamenilor. În
instalațiile electrice există foarte multe părți metalice care în mod
obișnuit nu sunt sub tensiune. Datorită, de exemplu unui defect de
izolație, aceste părți pot să ajungă sub tensiune, punând în pericol
viața oamenilor.

9.2. Principalele părți ale unei instalații de legare la
pământ ș i rezistența acestor părți la trecerea
curentului electric

De regulă, se folosește o aceeași instalație de legare la
pământ pentru ambele scopuri precizate anterior. Principalele părți componente sunt:
• Rețeaua de legare la priza de pământ . Este alcătuită din
platbandă de oțel care se sudează la toate părțile metalice din
instalație care pot ajunge accidental sub tensiune și converge la
priza de pământ;
• Electrozii metalici ai prizei de pământ, îngropați în sol
sunt țevi de oțel care se bat în pământ. Ele tr ebuie să aibă un
contact intim în pământ, deci o rezistență de contact mică.
• Solul → volumul de sol din jurul electrozilor

TT
rețeaua de legare la
priza d e pământ
priza de pământ
(electrozi)

Figura 9.1 . Principalele părți componente ale instalației
de legare la pământ

• Rezistențele pe care le întâmpină curenții care se închid
la pământ:
– rezistența rețelei de legare la pământ;
– rezistența electrodului;
– rezistența volumului de sol din jurul electrozilor .

9
77
1010100
10010==⇒

Ω=Ω=
−−
otelsol
solotel
mm
ρρ
ρρ

⇒ rezistența instalației de legare la pământ este concentrată în
volumul de sol din jurul electrozilor de legare la pământ.

9.2.1. Rezistența de dispersie corespunzătoare unui
electrod

Vom studia cazul electrodului semisferic. Presupunem un
defect de izolație ⇒ apare Ip, curentul care străbate priza.

Figura 9. 2. Cazul electrodului semisferic. Distribuția de potențial

Curenții de defect vor fi distribuiți radial în pământ prin
intermediul electrodului. Presupunem solul omogen în toate
direcțiile ⇒ suprafețele de scurgere a curentului în sol vor fi
semisfere de raze din ce în ce mai mari.
Pentru a determina densitatea de curent J , considerăm o
suprafață semisferică închisă prin exterior ( Σ ) și aplicăm pe
această suprafață legea conservării sarcinii :

dtdqi∑
∑−= (9.1)

unde:
∑i – suma intensităților c urenților ce ies din domeniul mărginit de
Σ;
∑q- sarcinile din domeniul Σ. ∑ M
x dx l [m] T Ip
σoțel=∞ σsol R URX UP
UX

Dar: 0 i=∑ deoarece nu avem sarcini în priză ( 0 q=∑)⇒
0 22=⋅⋅⋅+− R J Ipπ (9.2)
unde:
pI- curentul care intră în priză cu semn ul schimbat;
J- densitatea de curent pentru sarcina care iese din priză, unde R
este raza suprafeței semisferice Σ.
2R2π- suprafața exterioară a semisferei.
⇒ 2p
R2IJ
π=
Pentru R=x avem: ] mm/A[
x2I
J2
2p
xπ= (9.3)
Valoarea Ip depinde de modul de tratare a punctului neutru
al rețelei:
• în cazul punctului neutru efectiv legat la pământ sau legat
prin rezistență:
)1(
scc pI I= (zeci de kA),
)1(
sccI – curent de scurtcircuit monofazat;
• în cazul punctului neutru izolat sau tratat prin bobină de
stingere:
)A ordinulde(I Icap p=

Conform legii conducției electrice (Legea lui Ohm):
sol 2p
x sol x
solx
x x sol xx2IE JJE E J ρ⋅
π=⇒ρ⋅=σ=⇒⋅σ= (9.4)
xE – câmpul la suprafață, la distanța x de locul de defect , în
V/m.
σsol- conductivitatea electrică, în S/m.
Ne interesează să vedem ce tensiuni ar putea indica cele trei
voltmetre, dacă ar putea fi legate ca în figura 9.3. :

0 Ux Ux
x x Up=R pxIp
– pâlnie de
potențial • Tensiunea între suprafața electrodului și punctul x: URx


−⋅π⋅ρ
=⇒⇒

−⋅π⋅ρ
=⋅π⋅ρ
=⋅ρ⋅
π=⋅= ∫ ∫∫
x1
R1
2I
Ux1
2I
xdx
2I
dx
x2I
dxE U
p sol
Rxx
Rp solx
R2p solx
Rsol 2px
Rx Rx

(9.5.)
URx – tensiunea ce ar putea fi indicată de voltmetru
• Tensiunea prizei: U p (tensiunea ce ar putea fi indicată de
voltmetrul Up)
R2IUlim Up sol
Rxxpπ⋅ρ= =
∞→ (9.6.)
Cu cât ne depărtăm de electrodul semisferic, suprafața de
trecere este mai mare și densit atea de curent scade (v. relația 9.3)
⇒ se ajunge la suprafețe unde 0→xJ , x – zeci de metri.
• Tensiunea U x: măsoară tensiunea de la suprafața solului
în raport cu referința de pământ de potențial nul (ar putea fi
indicată de voltmetrul Ux):
x1
2I
Ux1
2I
R1
2I
R2Ix1
R1
2I
R2I
U U U
p sol
xp sol p sol p solp sol p sol
Rx p x
⋅π⋅ρ
=⇒⋅π⋅ρ
+⋅π⋅ρ
−π⋅ρ=

−⋅π⋅ρ
−π⋅ρ
=−=
(9.7)
x1 – este o hiperbolă, 

=x1f Ux
• cu cât s -ar putea apropia mai mult punctul M de locul
punerii la pământ x↓ și Ux↑;
• cu cât s -ar putea depărta borna M de locul punerii la
pământ x↑ și Ux↓.

Figura 9. 3. Distribuția de potențial în jurul electrodului străbătut
de sarcina determinată de defect

electrod de
tip țeavă l
d=2r La scurgerea unui curent printr -un electrod metalic îngropat
în pământ, potențialul solului descrește de la o valoare maximă
către zero, pe m ăsură ce ne depărtăm de locul unde este implantat
electrodul.
Fie pR – rezistența de dispersie corespunzătoare unui
electrod (rezistența prizei) semisferic, atunci:
R2 IR2I
IUR IR Usol
pp sol
pp
p p p pπρ=π⋅ρ
==⇒⋅= (9.8.)
unde:
R – raza electrodului semisferi c [m],
solρ – rezistivitatea solului [ Ωm].
De obicei, electrozii prizelor sunt de tip țeavă (îngropată),
pentru care:

lr2lgl366,0lr2lgl23,2
lr2lnl2R
solsol sol
p
⋅ρ⋅=πρ=πρ=

Fig. 9.4. Electrod

9.3. Moduri în care se pot produce accidentele prin
electrocutare

Electrocutarea se produce când omul ajuns sub o diferență
de potențial este parcurs de curentul electric. Acest eveniment se
poate produce:
• Prin atingere directă a unor conductoare (părți din
instalații) aflate sub tensiune.
Măsuri de prevenire:
− îngrădiri ( plase, uși);
− supraînălțări (min. 2,3 m pentru aparatajul din stații,
min. 4 m pentru posturi de transformare pe stâlpi);
− instruirea personalului privind respectarea regulilor de
lucru în instalații electrice.

• Prin atingere indirectă – atingerea unor părți de instalații
care în mod accidental ajung sub tensiune. În acest caz se disting :
− Electrocutări prin tensiune de atingere – Ua. Omul
atinge tensiuni diferite în raport cu pământul de referință:
p mana U U=, pU – potențialul pământului în punctul respectiv. Prin
convenție considerăm că omul stă la 0,8 m de carcasa sub
tensiune a trafo.
picior mana a U U U −= (9.9)
Situația cea mai gravă:
• omul atinge cu o mână carcasa sub tensiune a trafo;
• omul ține în mâna cealaltă un c ablu derulat de lungime
mare care este la celălalt capăt în contact cu pământul
p p 2 mana 1 mana'
a U0 U U U U =−=−=
Același fenomen se întâmplă și dacă omul este la distanță
față de trafo, dar ține în mână un cablu în contact cu carcasa
defectă. De obicei nu se aplică omului întreaga tensiune a prizei
Up și se consideră un coeficient de atingere:
1UUk
pa
a≤= deoarece p aU U< (9.10 )
− Electrocutări prin tensiunea de pas – Upas:
2 picior 1 picior pas U U U −= (9.11 )
Upas crește pe măsură ce ne apropiem de locul punerii la
pământ. Se consideră un coeficient de pas:
1UUk
ppas
pas ≤= deoarece p pas U U<, (9.12 )

Figura 9.5 . Tensiunile care se aplică omului în cazul
accidentelor prin atingere indirectă priză Ux Up
l(x) Umână
Ua T Ip
0,8m Ua=U mână-Upicior
Upicior
0,8m Upas
Upas

9.4. Efectele cu rentului electric asupra corpului omenesc

Curentul electric este periculos chiar și atunci când nu trece
prin corpul omenesc:
• efectul de orbire pe care -l poate avea arcul electric – toate
manevrele de la fața locului în instalațiile de ÎT ar trebui execut ate
cu ochelari de protecție,
• unda de șoc formată din microparticule metalice
incandescente (arcul electric dă naștere unei unde de tip exploziv) arde fața și ochii – CII (celule de interior de tip închis) au avut
succes din acest punct de vedere.
Efecte l a trecerea curentului electric prin corpul omenesc:
• este afectată funcția sistemului circulator – apare
fenomenul de fibrilații (bătăi de inimă în ritm rapid > 200
bătăi/min. și neregulat) și corpul omenesc nu este irigat până la
extremități cu sânge proas păt. Creierul este astfel afectat.
• este afectat sistemul nervos cu repercusiuni asupra:
− sistemului respirator;
− există pericolul crispării mâinii asupra părții metalice
sub tensiune.
• arsuri ale zonelor prin care trece curentul electric și
distrugeri de celule.

9.4.1. Valori de curenți considerate statistic
nepericuloase

• Electrocutări de durate s3 1 t÷≤ :
[]mA
t165Iadmmax= – relație empirică, în care
t-durata electrocutării (de obicei, durata de funcționare a
protecției)
• Electrocutării cu durate s3 t>:

=
.a.c mA10.c.c mA50Iadmmax ;

50 mA c.c. (condiționat de fibrilație), 10 mA c.a. (condiționat de
efectul de crispare a mâinii asupra elementelor sub tensiune).

9.4.2. Mărimea rezistenței corpului omenesc la
trecerea curentului electric
În condiții normale – rezistența corpului omenesc este de
ordinul “zeci de mii de Ω”. Această rezistență este “concentrată”
în stratul cornos al pielii – electrocutările care au loc cu arsuri ale
pielii sunt cele mai periculoase, deoarece prin arderea stratului
cornos scade rezistența și crește valoarea curentului.
Rezistența omului ( R
h, h – homme) depinde de:
• locul de contact cu partea sub tensiune;
• suprafața de contact;
• presiunea de contact;
• gradul de umiditate (la care se adaugă sudoarea omului);
• starea nervoasă a omului;
• prezența alcoolului în sânge (micșorează rezistența).
În calculele de protecție împotriva atingerilor directe se ia în
considerare: Ω=1000 R
dh . În acest caz tensiunea este mare (este
tensiunea instalației) și curentul este mar e și distruge stratul pielii
– rezistența corpului este mică.
În calculele de protecție împotriva atingerilor indirecte se ia
în considerare: Ω=3000 R
ih .
Plecând de la valori admisibile ale curentului și rezistenței
corpului omenesc putem stabili tensiuni admisibile la care poate fi
supus corpul omenesc.
9.4.3. Valori admise de norme pentru tensiunile de
atingere și de pas
Sunt normate pentru două categorii de instalații:
• Instalații de JT (
kV1 Un≤):
− cu neutrul efectiv legat la pământ ( V250 Ufp≤ );
− cu neutrul izolat kV1 Un≤ (în instalații petroliere) .

În funcție de timpul protecției pentru declanșarea defectului
(tdecl) tensiunile Ua adm și Upas adm sunt date în tabelul 9.1.

Tabelul 9.1
Extras d in tab. 2.2. pag 18 – 1RE Ip 30.90
tdecl.[s] Uadm și U pas adm * [V]
≤3 65
>3 50
* Sunt valori admise pentru instalații de suprafață, în c.a.

Pentru zone cu pericol mare de electrocutare (de exemplu,
spălătorii): Ua,pas adm =24V .
• Instalații de ÎT ( Un > 1kV), a se vedea tabelul 9.2.

Tabelul 9.2
Extras din tab. 2.3. pag 19 – 1RE Ip 30.90
Frecvența de
circulație tdecl.[s]
0,2 0,3 ––– 3 > 3
Uaadm și
Upas adm *
[V] frecventă 125 100 ––- 65 50
redusă 250 200 ––- 125 125
redusă cu folosirea
mijloacelor de
protecție
individuală 500 400 ––- 250 250
* Pentru rețele cu neutrul legat la pământ.

Frecvența de circulație se referă la persoane:
− frecvență ridicată – teritoriul localităților plus drumuri
(inclusiv câte 15 m de o parte și de alta);
− frecvență redusă – teritoriul stațiilor de exemplu.

9.4.4. Protecția împotriva accidentelor prin
electrocutare în instalațiile electrice de ÎT

Metoda de protecție de bază este legarea la pământ a
tuturor părților metalice care în mod normal nu sunt sub tensiune
și care -n mod accidental pot ajunge sub tensiune.
Nu este nevoie să legăm la pământ:
• uși metalice sprijinite pe părți metalice fixe (acestea se
leagă la pământ);
• carcase de aparate de măsurare, dacă sunt fixate în
panouri metalice legate direct la pământ.
În cazurile în care această metodă este insuficientă se mai
pot asocia două metode:
• Metoda dirijării potențialelor,
• Metoda izolării amplasamentului.
În cazul unui defect, prin priză se scurge Ip. În cele ce
urmează, dorim să punem în e vidență elementele de care depinde
valoarea curentului ce trece prin om ( Ih)
aadm p p a p a a U IRk Uk U ≤⋅⋅=⋅= (9.13 )
pasadm p p pas p pas pas U IR k U k U ≤⋅⋅=⋅= (9.14 )
h h h a I R U U ⋅== ,
în care:
hU – tensiunea care se aplică omului,
hR – rezistența corpului omenesc [Ω],
hI – curentul prin om [mA] .
⇒h h p p a IR IRk ⋅=⋅⋅
⇒ .)a.c(mA10IRRk Ip
hp
a h <⋅⋅= (9.15 )
Relația (9.15 ) ne permite să evidențiem elementele asupra
cărora putem acționa pentru a încadra valorile lui Ih sub valorile
admise. Indiferent cât ne costă, vom face eforturile necesare să
coborâm valoarea I h în limitele admise.
Dacă avem mai multe soluții de reducere a lui Ih o vom
alege pe cea mai economică (cu CTA min .).
Elementele de care depinde Ih:

• Rp – rezistența prizei. Este în paralel cu rezistența omului.
↓↓⇒h p I R . Rp se încearcă să se mențină sub 1 Ω, metoda de bază
fiind instalarea unei prize de pământ. Pentru a avea Rp cât mai mic
se pot b ate mai mulți electrozi în paralel în pământ ⇒cost mai
mare;
• ka – coeficientul de atingere. Este fracțiunea din tensiunea
prizei aplicată omului (
pa
aUUk=). Pentru reducerea lui k a se
folosește metoda as ociată, dirijare a potențialelor;
• Rh – rezistența corpului omenesc ↓↑⇒h h I R . Rh se mărește
prin folosirea echipamentului de protecție individuală ș i prin
izolarea amplasamentelor;
• Ip – curentul care străbate priza de pământ ↓↓⇒h p I I . Se
poate r egla valoarea lui I p prin tratarea neutrului:
− neutru efectiv legat la pământ: )1(
scc pI I= mare
(⇒micșorez tdecl.)
− neutru izolat sau tratat cu bobină de stingere Ip este
mic.
Exemplu : vom aplica cele trei metode succesiv, î n cazul
unei stații de 110kV/20 kV. Pornim de la situația:
− tdecl.=td=0,5s;
− există o priză cu R p=0,1Ω.
Facem o verificare a prizei, să vedem dacă Ua și Upas se
încadrează în limitele admisibile.
− Ua adm=U pas adm =150V (din norme)
• Pentru stația de 20 kV avem două situații posibile:
− neutru izolat sau legat prin bobină de stingere, Ip≤30A;
V3 301,0 IR Up p p ≤⋅=⋅=
p a a Uk U⋅= ; 5,0 ka= ⇒aadm a UV5,135,0 U <=⋅=
La această valoare mică a lui Ua contribuie neutrul izolat printr -un
Ip mic;
− neutrul legat la pământ prin rezistență:
– pentru LEA A300 I I)1(
scc p≤= ;
– pentru LEC A 1000 I I)1(
scc p≤= .

Pentru cazul cel mai defavorabil (LEC):
adm p p a a UV50 10001,05,0 IRk U <=⋅⋅=⋅⋅= .
Pentru stația de 20 kV metoda de bază, legarea la priza de pământ
este suficientă.
• Pentru stația de 110 kV – neutrul este efectiv legat la
pământ.

Fig. 9.6. Punere la pământ în rețeaua de 110 kV

Facem ipoteza că Ip se împarte: către sistem 11,5 kA,
către stația de 110 kV, 20kA.
V 2000 200001,0 IR U)1(
scc p pST=⋅=⋅=
V150 U V 1000 20005,0 Uk Uaadm p a a =>>=⋅=⋅=
• legarea la pri za de pământ nu este suficientă;
• se asociază metodei de bază și metoda dirijării
potențialelor.
Fie conturul inițial al prizei (figura 9.7 ). Se dispune în
interiorul conturului existent un al doi lea contur, realizat din benzi
metalice îngropate la 0,3 ÷ 0,5 m adâncime. Grila metalică a celui
de-al doilea contur uniformizează potențialul. În locul unei
distribuții periculoase de potențial obținem o distribuție mai
uniformă, ca în figura 9.7.
Aparat ele electrice, de exemplu separatorul S, se leagă la
priză prin benzile de dirijare adiacente (dacă se rupe o legătură la priză rămâne cealaltă).

20kV
20kA Stație 110kV Sistem
11,5kA Trafo echivalent punere la pământ în
rețeaua de 110 kV

Ua (cu dirijare)
Ua
(fără dirijare) cu contur
exterior împrejmuirea stației contur exterior (h=1m) priză de dirijare a
potențialelor
(h=0,5m)
contur cu electrozi, inițial
(îngropați la h>=0,8m) 5m

Fig.9.7 . Instalație de legare la pământ cu contur pentru
dirijarea potențialelor

Pentru reducerea potențialului se poate realiza și în
exteriorul stației un contur îngropat la o adâncime de circa 1 m.
Prin dirijarea potențialelor se acționează asupra ka și kpas
⇒se modifică U mână-Upicior. Vom avea un 1,0 k'
a=
⇒ V150 UV200V 20001,0 Uk Uaadm p'
a'
a =>=⋅=⋅= .
Se asociază metodei de bază și dirijării potențialelor , o a
treia metodă: de izolare a amplasamentului.
Această metodă constă din interpunerea între om și sol a
unei supraf ețe izolante ⇒se acționează asupra Rh → []VnUU'
a "
a= .

Tabelul 9.3
Soluții pentru izolarea amplasamentului și
valorile corespunzătoare ale reducerii tensiunilor ce se aplică
omului
Soluții []VnUU'
a "
a= n
Acoper irea suprafeței stației cu
pietriș []V1002200U"
a== 2
Acoperirea cu dale de beton []V673200U"
a== 3
Asfaltarea teritoriului stației []V405200U"
a== 5
S

Pentru stația de 110 kV este suficient să acoperim suprafața
cu un strat de pietriș pentru a încadra instalația de legare la
pământ în restricții.

9.5. Descrierea componentelor unei instalații de legare la
pământ
9.5.1. Priza comună. Condiții de calcul și locul ei de
instalare în centrale și stații
De regulă, se prevede o singură priză de pământ. Se vor
putea admite două dacă se ieftinește rețeaua de legare la pământ. La această priză se leagă tot ceea ce trebuie legat.
Condiții de calcul : cele mai grele condiții din instalație
(pentru exemplul din paragraful anterior –
)1(
sccI la stația de 110 kV).
Locul de instalare al prizei : acolo unde avem nevoie de
dirijarea potențialelor (de exempl u instalațiile de 110, 220,
400kV), deci curenți mari de punere la pământ ( Ip).
9.5.2. Principalele părți componente ale unei instalații de
legare la pă mânt

Solul (solρ – rezistivitatea solului). Intervine în cadrul
instalației de legare la pământ prin solρ.
Conductivitatea solului (
solsol1
ρ=σ ) este de tip ionic (conduce
prin ionii din sol). Elementele de care depinde solρ sunt:
• conținut ul de săruri :
− solul obișnuit – []m 10050sol Ω÷=ρ ;
− solul nisipos: funcție de conținutul de săruri și
umiditate – []m 100)25……5(sol Ω⋅ =ρ ;
− solul stâncos – []m 000.100sol Ω ≈ρ ; la hidrocentrale
unde priza trebuie realizată în sol stâncos se folosește bentonita, o
cenușă vulcanică (o argilă) cu mare conținut de săruri –
[]m5….1Ω=ρ .

h=1m
h=3m electrod tip țeavă 0,3-0,5 m
electrod Bentonita are două calități:
– ρ mic;
– electrozii se plantează în gropi umplute cu
bentonită care îi protejează astfel împotriva
acțiunii agresive a umidității.
− la proiectare se ia, în cazurile uzuale []m 100solΩ≅ρ
• umiditatea : are mari variații sezoniere. Dacă facem
măsurători ale solρ toamna sau primăvar a (în sezoane cu
umiditate mare în sol) înainte de proiectare, se recomandă să
considerăm la calculul din proiect solρ de 4 ÷ 5 ori mai mare
decât valoarea măsurată.
Variațiile cele mai supărătoare ale solρ datorită um idității se
simt pentru electrozii plasați la suprafață:

Fig. 9.8. Poziționarea electrodului

Se înregistrează variații mari ale rezistenței prizei (1…..6
ori).
Se adoptă îngroparea la suprafață pentru priza de dirijare a
potențialelor (dirijare m ai bună a potențialelor).
Pentru restul electrozilor se adoptă soluția de îngropare mai
adâncă pentru a reduce variațiile de rezistivitate sezoniere ale
solului.

Fig. 9.9. Soluția de îngropare a electrodului

Pentru această situație rezistivitatea își reduce limitele de
variație sezoniere – (1…2)solρ.
Prizele naturale (natpR ). Priza naturală este reprezentată de
părți metalice (electrozi) prevăzute în alt scop decât a fi folosite
drept priză și pe care, suplimentar, le putem folosi și ca electrozi
de priză. Rezultă folosirea mai multor electrozi → crește conductivitatea → scade rezistența.
Ca prize naturale pot f i considerate:
• fundații de beton armat (la stâlpi de LEA →
[] [][]S05,0 Siemens05,0201G 20 Rp = ==⇒Ω≈ ) G – conductanța electrică;
• fundațiile clădirilor industriale sau de locuit; se pot lega
instalațiile, prin sudare, la armătura acestor fundații;
• rețele de conducte (nu de f luide combustibile); dacă este
vorba de rețele de conducte de apă, aceasta să nu fie cu tronsoane
legate cu cauciuc între ele (acesta izolează).
De regulă, priza naturală nu este suficientă ⇒ se instalează,
în paralel cu aceasta, priza artificială.

Priza artificială . Se amplasează pe teritoriul stațiilor
exterioare sau în jurul stațiilor interioare. Este realizată strict cu
scopul protejării vieții oamenilor.
Se realizează din metal pentru a avea:
• rezistență mecanică (electrozii se bat în pământ pentru a
avea un contact bun cu solul) ;
• rezistență la agresiunea umidității (prin zincare se
mărește această rezistență).
Se realizează, de obicei, din oțel zincat .
După adâncimea de îngropare :
• priza de suprafață, alcătuită din electrozi orizontali
îngropați la maxi mum 1m.
Avant aj – dirijare de potențial bună;
Dezavantaj – variații de rezistivitate sezoniere mari;
• priza de adâncime, alcătuită din electrozi verticali
îngropați cu partea superioară la cel puțin 1m în sol .

Avantaje:
− variații de rezistivitate sezoniere mici;
− dirijare mai bună a potențialelor în afara conturului
prizei ;
• priza de foarte mare adâncime – scopul este atingerea
pânzei de apă freatică. Priza se introduce prin forare.
Rețeaua de legare la priza de pământ naturală sau
artificială .
Această rețea l eagă partea metalică care poate ajunge
accidental sub tensiune de priză naturală sau artificială.
Pentru legarea la priza artificială se folosește platbanda de
oțel pozată aparent (3; 4; 6 mm grosime). Platbanda se vopsește în
negru pentru vizibilitate și protecție anticoroz ivă.
Legarea aparatelor la această rețea se face prin sudură.
Aparatele se leagă prin două legături la priza de pământ → se rupe o legătură rămâne cealaltă.
9.6. Noțiuni privind proiectarea instalațiilor de legare la
pământ
9.6.1. Stabilirea datelo r de intrare

a. Uaadm și Upasadm se iau din norme, în funcție de tdecl (td), de
tipul instalației (de JT, de ÎT), de frecvența de circulație etc.
(Tabelul 1, pag 557 îndrumar vol . II, pentru instalații de ÎT) .
b. Ip – se determină )1(
sccI.
c. Alegerea locului de dispunere a prizei:
• rezistivitatea solului ( solρ);
• forma și suprafața locului de dispunere.
În cazul stațiilor exterioare locul este în interiorul gardului
stației.
În cazul clădirilor stațiilor interioare, instalația d e legare la
pământ se dispune în jurul clădirii. Se caută realizarea unei prize
comune când avem două stații.
d. Căutarea și măsurarea prizelor naturale (natpR).

t=h+ lv/2

d
lv h
electrod
vertical 9.6.2. Calculul rezistenței de dispersie ( Rp) a prizei
complexe

Rezistența de dispersie a prizei verticale, formată din
electrozi verticali (
vpR).
Electrozii verticali sunt înglobați într -un contur aflat la
maximum 2 m de gardul stației.
Rezistența de dispersie a unui electrod vertical.




−++⋅ρ⋅=
vv v
vsol
v.ellt4lt4lg21
dl2lgl366,0 r

Fig. 9.10. Electrod vertical

Influența d iverșilor parametri:
• lv – lungimea electrodului vertical
↓↑⇒
vel v r l și crește investiția și munca pentru înglobarea lor în
pământ ⇒ există o zonă de optim pentru m35,2 lv÷= . Pentru
proiect m3 lv= .

• d – diametrul electrodului vertical . Creșterile inițiale de la
valori neglijabile ale diametrului, conduc la micșorarea velr.. Se lv 3m rel.v.
0

1 2 3
1 2 3 utilizează electrozi cu cm5,75d÷= (2,5 țoli; 1 țol=25,44 mm),
pentru proiect d=7,5 cm .
Creșteri de diametru peste aceste valori nu produc efecte care să
merite efortul; electrozii devin greu de bătut în pământ.
• h – adâncimea de îngropare, inclusă în t. Creșterea lui h
are efecte reduse asupra velr.. Se îngroapă electrozii mai mult
pentru reducerea influenței variației sezoniere de umiditate
(asupra lui solρ) decât pentru reducerea velr..
• solρ – rezistivitatea solului , pentru proiect solρ=100Ωm
↑↑⇒ρv.el sol r și invers .
Exemplu : Există o relație mai comodă pentru velr.:
vsol
v.ell9,0 rρ= , pentru Ω==⇒

=Ω≅3031009,03100
..vel
vsolrm lm ρ
Fenomenul de ecranare. Fie trei electrozi vertical i văzuți de
sus, plantați la mare distanță între ei – distanță cel puțin egală cu
diametrul pâlniei de potențial (unde densitatea de curent este
practic neglijabilă):

Fig. 9.11 . Electrozi verticali văzuți de sus

În acest caz curenții ce trec prin ele ctrozi nu se ecranează,
densitatea de curent la suprafața electrozilor este practic uniformă
→
v.elv.el
pnrR
v=
Într-un contur de priză trebuie să legăm mai mulți electrozi
la distanțe mai mici:
 Fie 3 electrozi verticali văzuți de sus

Fig. 9 .12. Electrozi verticali văzuți de sus

Cu cât sunt mai mulți electrozi pe contur cu atât distanța
dintre ei este mai mică.
Densitățile de curent de pe electrozii 1 și 3 dau naștere unui
câmp pe suprafața electrodului 2, neuniformizându -i densitatea de
curent.
Pe anumite porțiuni ale electrozilor densitatea de curent este
scăzută, pe altele este mare  scade suprafața exterioară utilă a
electrozilor, deci rezistența crește  scade coeficientul de
utilizare al suprafeței electrozilor u:
v v.elv.el
pu nrR
v⋅= (9.16 )
unde:
− 1 uv<, uv coef. de utilizare al supraf. electrozilor verticali ;
− vu  tab. 3 pag 558 îndrumar vol. II.
Rezistența de dispersie a prizei orizontale (RPo).
Electrozii orizontali leagă între ei electro zii verticali. Pentru
un contur închis: o.el v.el n n=; o.eln – numărul electrozilor
orizontali.
Distanța dintre doi electrozi verticali este lungimea unui
electrod orizontal.
tbllgl366,0 r2
o
osol
o.el⋅⋅ρ⋅=

Fig. 9.13 . Electrod or izontal

Electrodul este realizat din platbandă de fier sau din fier
rotund (grosimi de la 4 mm în sus și lățimi începând cu 25 ÷ 30
mm; exemplu: 6×60; 4×40; 5×50; 5×40 etc.) . Electrozii orizontali
se leagă de cei verticali prin sudură .
o o.elo.el
pu nrR
o⋅= (9.17 ) h
b lo a t=h+a/2
electrod
orizontal h=1
lo=1;2;3 Xlv

gard
1-1,5m a conturul
principal
priza de dirijare a
potențialelor h=0,6 m I
unde:
− uo<1, uo – coef. de utilizare al su praf. electrozilor orizontali ;
− uo  tab. 3 pag 558 Îndrumar vol. II.

Fig. 9.14 . Dispunerea electrozilor

Rezistența prizei de dirijare a potențialelor (dpR). La 1 ÷
1,5 m de conturul principal se realizează un nou contur. De pe
acesta pleacă benzi paralele pentru dirijarea potențialului cu
scopul reducerii k a și kpas, deci a Ua și Upas. Priza de dirijare se
sudează în mai multe puncte de conturul principal.

Fig. 9.1 5. Dispunerea prizei de dirijare a potențialului

m10a=  1,0 k kpas a≈=
a – distanța dintre benzile de dirijare a potențialelor .
S56,0 Rsol
pdρ= , S – suprafața corespunzătoare prizei de dirijare .
Priza de dirijare se îngroapă la m6,0h≅ . contur principal cu electrozi
orizontali și verticali ~2m
gardul stației
electrod
orizontal
electrod
vertical

Rezistența prizei ajutătoare realizată de prizele stâlpilor
LEA (LEA.pstR )

Fig. 9.1 6. Reziste nța prizei ajutătoare realizată
de prizele stâlpilor LEA

La prizele stâlpilor sunt legate și conductoarele de protecție
(c.p.) care ajung în stație, unde se leagă la priza stației  prin
intermediul c.p. se leagă în paralel cu instalația de legare la
pământ din stație și prizele stâlpilor LEA.
Datorită rezistenței c.p. nu putem conta decât p e contribuția
prizelor primilor stâlpi ai LEA (cei din vecinătatea stației).
Ω≈2
1 .LEApstR → pen tru un stâlp al LEA
Pentru primii trei stâlpi ai LEA:
Ω≈= = 67,032
31 .
.LEApst
LEApstRR
În general, această rezistență se neglijează.
Rezistența echivalentă a i nstalației de legare la pământ
(Rp):
stLEA d o v nat p p p p pp
R R R R RR1 1 1 1 11
++++= (9.18 )
STAȚIA Rpst. LEA L1
Rpst. LEA

9.6.3. Calculul tensiunii de atingere și de pas

Ip – este dată de intrare;
Rp – se calculează (v. § 9.6.2.).
Tensiunea prizei: p p p I R U⋅=
ka și kpas ≤ 1 se determină cu relații empirice. Se găsesc în
norme.
Condițiile de acceptare a instalației de legare la pământ :
pasadm p p pas p pas pasaadm p p a p a a
U IR k U k UU IRk Uk U
≤⋅⋅=⋅=≤⋅⋅=⋅=
(9.19 )

9.6.4. Verificarea la stabilitate termică a instalației de
legare la pământ
Părțile instalației de legare la pământ care se verifică la
stabilitate termică sunt:
– conductoarele rețelei de legare la priză;
– solul.
• Verificare stabilității termice a conductoarelor rețelei de
legare la priză :
Fiecare aparat este legat la priză prin două astfel de
conductoare tip platbandă. Pentru un conductor condiț ia este :
admp
admJI
ss2=≥ (9.20 )
unde:
s – secțiunea platbenzii de legare la priză [mm2],
Ip – curentul prin priză [A] ,
Jadm – densitatea de curent admisibilă [A/mm2]; pentru oțel –
70A/ mm2 .
• Verificarea stabilității termice a solului prizei . În caz de
scurtcircuit cu punere la pământ, caz în care se solicită instalația de legare la pământ, se degajă o mare cantitate de căldură în jurul
electrozilor
⇒ apa din sol se încălzește, sărurile se dizolvă mai
bine. Dacă temperatur a depășește 100oC, apa se evaporă și solul
se transformă într -o masă solidă, ca o cărămidă, fără

umiditate ⇒Rp crește și pericolul unor accidente prin electrocutări
grave crește.
Pentru a nu se întâmpla acest lucru trebuie să verificăm ca
pe durata de declanșare a protecției temperatura solului să nu
depășească 95 oC.

Condiția de verificare este:
θγρ
⋅⋅≥d sol
ptIS, (9.21 )
unde :
S – suprafața în contact cu solul pe care trebuie să o prezinte
electrozii prizei de pământ pentru trecerea curentului [m2]
o oel v vel u Su SS ⋅+⋅=. . (9.22 )
unde :
Sel.v – suma suprafețelor laterale ale electrozilor verticali,
Sel.o – suma suprafețelor laterale ale electrozilor orizontali,
uv, uo – coeficienții de utilizare ai electrozilor verticali, respectiv
orizontali,
ρsol – rezistivitatea solului [ Ωm], pentru calcule de proiectare se
poate considera ρsol= 100Ω m,
td – durata defectului [s], în lipsa altor informații, pentru calcule
de proiectare se poate considera t d = 1s,
Ip – curentul prin priz ă [A],
γ – căldura specifică medie a solului [3 omCWs
⋅], în calcule uzuale se
poate considera: 6107,1⋅=γ [3mCWs
o⋅],
θ – creșterea de temperatură [oC],
[]C950
max0 max
=θθ−θ=θ

0θ – temperatura inițială [oC].
Creșterea de temperatură a solului la suprafața electrozilor
nu trebuie să depășească 60oC.

Ua PT /
rPT rf Uf
Mot.
el. NL A
B
C
NP
x rN
Rh LNP
rd Ip 9.7. Protecția împotriva accidentelor prin electro cutare
în instalațiile de 400/230V, cu punctul neutru legat la
pământ

Așa cum s-a prezentat în paragrafele anterioare, pentru
instalațiile de ÎT metoda principală de protecție împotriva
accidentelor prin electrocutare indirectă este legarea la priza de
pământ (la care se mai asociază dirijarea potențialelor, izolarea
amplasamentului etc.).
Pentru instalațiile de JT 400/230V cu neutrul legat la
pământ, metoda principală este legarea la nul . Se leagă instalații
care în mod normal nu sunt sub tensiune dar care accidental pot
ajunge sub tensiune.
Instalații de JT:
• instalații de uz casnic ,
• instalații din sectorul comercial.

Figura 9. 17. Schema de legare a instalațiilor la nulul de protecție
și principalele elemente de circuit

NL – nul de lucru. Folosit pentru alimentarea
consumatorilor monofazați (exemplu: lămpile).
NP – nul de protecție. Folosit pentru a se lega la el carcasele
metalice, care în mod normal nu sunt sub tensiune.
LNP – legătura la NP a carcasei motorului.

Ua A
Rh rf
rN
rPT
rd Ip NP Uf
LNP carcasă
metalică
În cele ce urmează vom analiza necesitatea dispunerii
nulului de protecție și a legării instalațiilor la acesta.
În PT există o priză de pământ la care se leagă neutrul trafo,
rPT≤ 4 Ω.
Rh – rezistența omului (mii de Ω);
rPT – rezistența prizei PT, rPT ≤ 4 Ω;
rd – rezistența de dispersie a consumatorului așezat pe
pământ. Prin ea are loc dispersia celor lalte componente ale
curentulu i electric care nu trec prin om;
rf – rezistența fazei liniei de JT de la PT până la locul de
amplasare al motorului electric (zecimi de Ω);
rN – rezistența neutrului de protecție (zecimi de ohmi);

La JT rezistențele sunt com parabile cu inductanțele. Pentru
simplificarea calculelor vom face raționamentele luând în
considerare numai rezistențele.
Schema echivalentă în cazul unui defect de izolație dintre o
fază ( A) și carcasa metalică este cea din figura 9.18 .

Figura 9.18. Schema echivalentă în cazul unui defect de izolație
dintre o fază (A) și carcasa metalică a motorului

• Să vedem ce se întâmplă în ipoteza în care nu avem LNP
și apare un defect de izolație. Ip – curentul ce se scurge prin
pământ.
d PT ff
d hdh
PT ff
pr rrU
r RrRrrUI++≈
+++= (9.23 )

Dar:
Rh >> rd
Ω≅⋅=⋅ρ= 3,010100032,0slrAL f
fr<< d PTr r+
d PTf
pr rUI+≅⇒ (9.24 )
Dacă vom consider a că:

Ar rUIrr
d PTf
p
dPT1024230
204230
204≅=+=+≅⇒

Ω≅Ω=

⇒ Dacă nu avem LNP, prin carcasa metalică se scurge un curent
mic, comparabil cu curentul de sarcină de pe circuit. Dacă se adaugă acest curent celor de pe circuit
nu se ajunge la o valoare
care să ducă la declanșarea sistemelor de protecție .
⇒ Defectul nu se autoelimină.
⇒ Omul este supus acțiunii Ua:

PT d ff
d pd rd arrrUr Ir U U++⋅==∆= (9.25 )
aadm af
af
dPT ff
a U U VUUU
rr rUU >⇒==>⇒>++= 1152230
2 21
Pentru instalațiile de JT, Uaadm este cuprinsă între 50V și
65V funcție de timpul de declanșare al protecției și valoarea
orientativă rezultată nu se încadrează în restricții, deci trebuie
luată o măsură.

• Să vedem ce se întâmplă în ipoteza că nu avem LNP, dar
carcasa este legată la o priză locală ( RPL de ordinul Ω):

⇒ ≈Ω≈+= AV
R rUI
PL PTf
p 46 23105230curentul de defect este totuși
mic și este posibil să nu fie s esizat de protecții.

Exemplu : Un fuzibil arde la 1,3 I n în circa o oră.
• Să vedem ce se întâmplă în ipoteza în care există LNP și
nu avem o priză locală:
N ff )1(
scc prrUI I+== (9.26)
și în condițiile unor valori de ordinul zecimilor de ohmi ale
rezis tențelor vor rezulta curenți de defect de ordinul sutelor ,
miilor de amperi .
Prin LNP forțăm ca orice defect de izolație să fie un
scurtcircuit cu valori mari de curent .
Se verifică valorile curentului de scurtcircuit pentru a obține
condițiile necesare ca instalațiile de protecție să acționeze:
nom scc I I 5,1)1(> pentru întrerupătoare automate;
nom scc I I 3)1(> pentru siguranțe fuzibile.
În acest caz tensiunea de atingere este:
Nr a U U∆≅ (deoarece rPT este neglijabilă fața de Rh)
Nff
N ff N
scc N a
rrU
rrUrIr U
+=+⋅=⋅=⇒
1)1( (9.27 )
În general, conductorul de nul are secțiunea mai mică decât
conductorul de fază (cu o treaptă sau două):
⇒<< 2ss1
Nf5,0rr1
Nf>>
VV UUf
a 153 115
25,1230
15,01
==
+=⇒
aadm a U U>>⇒
Pentru încadrarea în restricții se realizează o priză locală
(RPL), ca în fig. 9. 19.

Fig. 9.19 Schema de legare a instalațiilor la nulul de protecție și
prevederea unei prize locale

RPL – rezistența prizei de pământ locală

Fig. 9.20 . Schema echivalentă în cazul unui defect de izolație
dintre o fază (A) și carcasa metalică a motorului și prevederea
unei prize locale

În acest caz, solicitările sunt:
rN a U U∆≅ deoarece rPT de max. 4Ω se poate neglija în raport cu
Rh de ordinul kil oohmilor .

Priza locală permite ca numai o fracțiune din curentul de
defect să treacă prin corpul omenesc. Pentru aceasta este necesar
ca RPL să aibă valori comparabile cu rPT.
Ua
Rh rf
rN
rPT
RPL Ip Uf
LNP Ua
rPT rf Uf
Mot.
el. NL A
B
C
NP rN
Rh LNP
RPL

()Vrrr UUr RRUr RUR I R U U
N fN fr
PT PLPL
r
PT PLr
PL P PL R aN NN
PL
77 5625,1115
15,01230
21
2121
 ==+=+⋅==∆≈+⋅∆=+∆⋅=⋅=∆≅

⇒ Ua s-ar putea încadra în valorile normate dacă RPL ar avea o
valoare care să permită încadrarea în restricția
V U Uaadm a 65 50=< . Se poate micșora valoarea RPL prin
introducerea mai multor țăruși în pământ.
De ce este necesar să se prevadă două conduc toare de nul
(NL și NP) ?

Fig. 9.21 . Schema de legături pentru cazul existenței
unui singur conductor de nul

Să presupunem că avem un nul comun la care se leagă și
consumatorii monofazați și carcasele diverselor aparate. Dacă se
rupe nulul comun , tensiunea fazei C se transmite omului,
pericolu l fiind foarte mare pentru acesta.
⇒ Se preferă introducerea nulului de protecție distinct ( NP, v. fig.
9.22).
Ua A
B
C
x Se rupe leg ătura la
nulul comun

Tablou principal
A
B
C
NL
NP
RPL
De la tabloul principal se pleacă
cu două nuluri.
Amonte de tablou se merge cu
nul comun.

Fig. 9.22 . Schema racordurilor la tablourile de JT în cazul
existenței a două conductoare de nul .

9.8. Întreținerea și exploatarea prizelor de pământ

O priză se realizează odată cu stația. Priza trebuie periodic
controlată și verificată. Se urmăresc două aspecte:
• valoarea rezistenței de di spersie a prizei,
• gradul de coroziune al electrozilor metalici îngropați în
pământ.

În instalațiile de ÎT :
• rezistența de dispersie se verifică o dată la 5 ani,
• pentru stâlpii de ÎT verificarea este suficient să se facă o
dată la 10 ani.

În instalațiile d e JT:
• rezistența de dispersie se verifică o dată la 3 ani,
• gradul de coroziune se verifică o dată la 10 ani.
O priză se consideră necorespunzătoare dacă electrozii au
scăzut sub 1/3 din diametrul inițial.

Metode de măsu rare a rezistenței de dispersie :
Metoda punții:
• se folosesc electrozi suplimentari,
• se realizează prin echilibrarea punții;
Metoda voltmetrului (V) și ampermetrului (A) :
• între puncte alese corespunzător se aplică o tensiune și se
măsoară curentul;
Metoda wattmetrului și ampermetrului.

Ordine de mărime la prize uzuale:
• stații de ÎT – rezistența de dispersie Ω<3,0dr ;
• stâlpi – Ω<10rd ;
• stâlpi cu PT – Ω<10rd ;
• instalații de JT – Ω<10rd .

10. NOȚIUNI PRIVIND ALEGEREA CĂILOR
DE CURENT DIN CENTRALE ȘI STAȚII

10.1. Tipuri constructive utilizate

Căi de curent realizate din conductoare tip bară
rigidă:

Exemplu : Pentru kV Un110≥ – bare circulare tip țeavă

Fig.10.1. Bară circulară t ip țeavă

• necapsulate (dispuse direct în aer liber)
• capsulate (protejate prin carcase de aluminiu).
Capsularea se face și pentru instalații în SF
6.
Căi de curent realizate din conductoare flexibile (de
tipul celor pentru LEA) neizolate.
Căi de curent real izate în cablu (conductoare
flexibile izolate).

Utilizări:
Pentru conductoare rigide (profile pline sau țeavă)
• se folosesc în toate tipurile de instalații 6kV – 750kV
• se folosesc în special la tensiuni medii pentru: barele
colectoare, legături între aparate. Motive: curenți mari, lipsa
de spațiu.

În instalații cu curenți foarte mari (la tensiuni medii) se
folosesc bare dreptunghiulare dispuse în pachete de bare cu
profil dreptunghiular:

Fig.10.2 . Pachet de bare

Aceste legături pot fi vopsite sau nu . Prin vopsire nu se
urmărește întotdeauna protecția anticorozivă. Barele sunt de
obicei din aluminiu, care se autoprotejează, în condiții normale. De obicei, se face vopsirea pentru identificare și
pentru faptul că barele vopsite admit curenți mai mari în
regim de durată.
La
kV Un110≥ se folosesc profile tip țeavă, datorită
efectului Corona. Se folosesc, în general, pentru legături între
aparate la noi în țară. Unele țări folosesc legăturile tip țeavă și
pentru barele colectoare. În prezent, se introduc și pentru
stațiile de ÎT din România bare colectoare tip țeavă, de
exemplu în stația 400kV Slatina.
Pentru conductoare flexibile neizolate . Ca material se
folosește funia de AL-OL. În unele instalații de JT se
folosește și conductorul din cupru . Funia de AL-OL se
folosește pentru barele colectoare și pentru legăturile dintre
aparate. În general, nu se folosesc conductoarele flexibile în
stații de tensiuni medii.
Pentru legături în cablu. În stații se folosește mai puțin
legătura în cablu pentru circuitele primare. Soluția se
folosește în cadrul unor centrale mari din România, de
exemplu CHE Porțile de Fier I, pentru racordarea grupurilor
bloc generator -transformator la stația de 220 kV, de evacuare
a puterii din centrală.
Se folosește pentru legături între celulă și trafo.
Se folosește, în schimb, foarte mult pentru circuitele
secundare.

10.2. Materiale conductoare utilizate.

Cele mai folosite sunt cuprul și aluminiul. Criterii de
alegere a materialului: restricții de mediu, economic.

Restricțiile de mediu
În zonele cu atmosferă salină (lângă litoralul Mării
Negre) sau cu amoniac este interzisă folosirea aluminiului.
În zonele cu acid azotic (HNO 3) sau hidrogen sulfurat
(H2S) nu se folosește cuprul.
În zonele cu clor (Cl) sau acid clorhidric (HCl) treb uie
folosite vopsele antiacide.

Atmosfera
Metalul conductor Marină – amoniac HNO 3 sau H 2S Cl sau HCl
Cu
Al

Aspectul economic (efortul investițional) .
Presupunem o legătură în cupru sau aluminiu cu aceeași
rezistență ohmică și de acceași lungime: Al Cu R R=

⇒=⇒=⇒⋅=⋅⇒
AlCu
AlCu
AlAl
CuCu
AlAl
CuCuss
s s sl
sl
ρρ ρρρ ρ secțiunea este
direct proporțională cu rezistivitatea.

Cu – se importă,
Al – se produce cu consum mare de energie.

EI: efortul investițional
()
()[][][][]
()
()
()
()
()
()
()
()46,5268573302$2685$733022032,07,20178,09,8/ 032,0 ;/ 0178,0/7,2 , /9,8 ;$
2 23 32 3
≅⋅≅ ⇒

≈≈≅ ⇒≈⋅⋅⋅⋅= ⇒Ω= Ω== = =⋅⋅⋅⋅=⋅⋅⋅⋅⋅⋅= ⇒⇒⋅⋅⋅⋅⋅ ⋅=
AlCu
AlCuAlCu
AlCuAlCu
AlCu
AlCuAl CuAl Cu
AlCu
AlCuAl Al AlCu Cu Cu
Al Al AlCu Cu Cu
AlCuAl Al AlCu Cu Cu
AlCu
EIEI
tctccc
EIEIcc
cc
EIEIm mm m mmdmkg dmkgsscc
clscls
EIEIclskg cml mms dmkg
EIEI
ρ ργ γρρργργ
γγγγ
(10.1)

Concluzii :
• cuprul este aproape întotdeauna mai scump decât
aluminiul (de circa 2 ori) ;
• în aceleași condiții de rezistență și lungime,
legăturile în Cu sunt, la nivelul anului 2007, de peste 5
ori mai scumpe decât cele în Al .
În stații și pe linii vom folosi Al atâta timp cât ne
permit restricțiile de mediu.

10.3. Izolația legăturilor conductoare
Pentru legăturile rigide – se folosesc izolatoare tip
suport. Acestea trebuie să corespundă tensiuni i la care trebuie
să funcționeze aceste conductoare.
Pentru legăturile flexibile – se folosesc lan țuri de
izolatoare sau izolatoare tip suport.
Atunci când săgeata trebuie să fie mică se folosesc
lanțurile izolatoare de întindere (în V) – stațiile sunt mai
compacte.
Pentru legăturile în cablu – nu este nevoie de izolație.

10.4. Criteriile de alegere a legăturilor conductoare

Soluția constructivă a stației: interior, exterior .
Condițiile ambientale. Aceste condiții pot influența:
• prin temperatură – alegerea secțiunii conductorului,
• prin poluare – materialul legăturii, izolația legăturii,
• prin vânt și gheață – secțiunea conductorului, izolația
legăturii.
Caracteristicile izolației:
Prin Un se poate influența alegerea izolației legăturii
conductoare.
Stabilitatea termică în regim de durată , Imax adm
(curentul maxim admisibil prin conductor , tabelul 10.2). Imax
adm depinde de temperatura mediului ambiant și de
temperatura maximă admisibilă pe care trebuie s -o suporte
materialul conductorului.
Tabelul 1 0.2
Curenții maxim admisibili pentru conductoare flexibile, în regim de lungă durată – valori de
referință în amperi care mai trebuie amplificate cu coeficienți de corecție K CS sau K CA
s[mm2] LEC (conform PE 107) LEA
s[mm2] Pozate în sol la 20șC Pozate în aer la 30șC Temp. maximă a aerului
40șC J.T. 6kV J.T. 6kV
PVC Hârtie PVC Hârtie PVC Hârtie PVC Hârtie Al OL-AL
2,5 – 28 – – – 23 – – – – 2,5
4 36 36 – – 27 30 – – – – 4
6 45 45 – 45 34 39 – – – – 6
10 60 60 – 60 47 53 – – – – 10
16 78 79 – 79 63 70 – – – – 16
25 100 100 97 100 82 91 87 – – – 25
35 120 125 115 125 100 110 105 140 140 140 35
50 145 150 135 150 125 140 130 175 175 175 50
70 175 190 170 190 155 175 160 215 215 225 70
95 215 225 200 225 190 215 195 260 260 270 95
120 245 255 230 255 220 250 220 305 305 310 120
150 275 290 260 290 250 285 250 – – 360 150
185 310 330 290 330 285 325 285 – – 420 185
240 360 375 330 375 340 385 340 – – 495 240
300 410 420 380 420 – 440 390 – – 575 300
– – – – – – – – – – 800 450
– – – – – 870 450
– – – – – 1740 2×450
– – – – – 1995 3×300
– – – – – 2610 3×450

• θadm pentru funia de Al -Ol – 70oC ⇒ θmax = 70oC (pentru
AL-OL)
• corespunzător θ a – Imax adm;
θa – temperatura mediului ambiant
θ’a – adm max'
adm max I I≠
aa
adm adm I Iθθθθ
−−⋅=
max'
max
max'
max (10.2 )
Stabilitatea termică în regim de scurtcircuit, j scc. La
scurtcircuit temperatura conductorului nu trebuie să
depășească o valoare maximă ( tmax) pentru AL -OL – tmax =
160oC.
Convenție : Înainte de scurtcircuit conductorul avea
temperatura maximă admisă pentru regimul normal. Se calculează solicitarea termică det erminată de curentul de
scurtcircuit cu relația (curentul echivalent termic, kAs
1/2):
()def po et tnm I I += , (10.3)
unde:
m – coeficient adimensional prin care se ia în
considerare influența componentei aperiodice a curentului de
scurtcircuit,
n – coeficient adimensional prin care se ia în
considerare influența componentei periodice a curentului de
scurtcircuit.

Condiția de stabilitate termică la scurtcircuit este:
admet
scc jsIj≤= (jadm este 70 A/mm2 pentru AL-Ol) (10.4).
Se mărește secțiune a s, până când se îndeplinește
condiția (10.4) .

Rezistența mecanică . Pentru conductoare rigide – se
calculează efortul unitar la încovoiere datorită forței
electrodinamice. Aceste forțe sunt datorate curentului de șoc
ce apare la începutul regimului de s curtcircuit.
adm oierecovînσ≤σ condiția de verificare (10.5)
2 admcmdaN700=σ pentru conductoare din Al.
Pentru conductoare flexibile
se face un calcul mecanic
specific, în care se iau în considerare diversele solicitări
(figura 10.3) deter minate de greutatea proprie, de chiciură, de
legăturile la aparate, de greutatea lanțurilor de izolatoare etc.

Figura 10 .3. Legături conductoare în stații electrice.
Exemplu de sarcini concentrate ce se iau în considerare la
calculul me canic al acestor legături

De exemplu, în dreptul lanțurilor de izolatoare sunt
sarcini concentrate ce trebuiesc luate în considerare. În
dreptul legăturilor la diferitele aparate sunt, de asemenea,
sarcini concentrate.
La linii aeriene, deschiderile dintr e stâlpi sunt mari și
ponderea lanțurilor de izolatoare este neglijabilă ⇒sarcina
uniform distribuită pe conductor este determinantă.
La stații, deschiderile dintre cadre sunt mici (zeci de
metri)⇒ponderea lanțuri lor de izolatoare este mare ⇒apar
sarcini concentrate.

Alegerea corectă a căilor de curent din centrale și stații
este vitală pentru funcționarea în condiții de siguranță a
instalațiilor electrice. Acea sta trebuie privită sub aspecte
precum continuitatea î n alimentare a consumatorilor și
siguranța personalului de exploatare.

Anexa 1

Anexa 2

Anexa 3

Anexa 4

Anexa 5

Anexa 6

Anexa 7

Anexa 8

Anexa 9

DI DT LEA
T
BZ LEA
IS COC BC 1 BC 2 BOC
CTV
IS A
A’ B’ BC 1
IS BOC

Anexa 10

A1 B1 B2 C2 C1 PI PI
A2 A1 A2

Anexa 11 Anexa 12
A
B
C Ușă
CII
Canal de
ventilație X X Z
Z Y Y
culoar SB1 SB2 culoar BC 1 BC 2
Etaj 2
Etaj 1
BL TC C C C C C
TC I I C C
CT V LEA BC
BC
BC

SB1 C
SB2 C
SB2 L SB1 L
LEA
TT

BIBLIOGRAFIE:

1. Metodologie privind determinarea secțiunii economice a
conductoarelor în instalații electrice de distribuție 1 -110kV, NTE
401/03/00. Aprobat prin Decizia nr.269 din 04.06.2003 a Președintelui
ANRE. Înlocuiește PE 135/1991 .
2. PE 145 – Normati v privind stabilirea puterilor nominale economice
pentru transformatoarele din posturi.
3. 1.RE Ip 51/2 -93 – Instrucțiuni privind alegerea puterilor nominale
economice pentr transformatoarele din posturi.
4. Comănescu Ghe. , Iordache M., Scripcariu D., Scripcariu M.,
Proiectarea stațiilor electrice , Editura Printech ,, București, 1998.
5. 1.RE Ip 30 -90 – Îndreptar de proiectare și execuție a instalațiilor de
legare la pământ.
6. PE 101 – Normativ pentru construcția instalațiilor electrice de
conexiuni și transformatoa re cu tensiuni peste 1 kV .
7. Normativ pentru proiectarea și executarea rețelelor de
cabluri electrice, NTE 007/008/00. Aprobat prin Ordinul nr. 38/20.03.2008 al președintelui ANRE. Elaborator SC Electrica SA. Înlocuiește PE 107/95
.
8. Normativ privind alegerea izolației, coordonarea izolației și
protecția instalațiilor electroenergetice împotriva supratensiunilor , NTE
001/03/00. Aprobat cu Ordinul nr. 2 din 7.02. 2003 al Președintelui ANRE. Înlocuiește PE 109/1992
.
9. Preda, L., Heinrich, I ., Buhuș, P. , Ivas, D., Gheju, P. Sta ții și
posturi electrice de transformare, Editura Tehnică, București, 1988 .
10. Sufrim, M.; Goia, M., L.; Petran, M., Instala ții de legare la
pământ, Editura Tehnică, București,1987 .
11. Buhuș, P. , Preda , L., Heinrich, I. , Selischi, A. Partea electrică a
centralelor electrice, Editura Didactică și P edagogică , București,1983 .
12. Mihaela Iordache, Sta ții și posturi de transformare, Editura
Electra, București , 2003.
13. Catalog ABB .
14. Catalog ALSTOM.
15. Mircea Scripcariu , Echipamente de distri buție a energiei
electrice, Editura Politehnica Press, ISBN 978- 973-7838- 65-0, București,
2008.