Amplasamentul ȘI Caracteristicile Energetice ALE Zonei DE Consum
CAPITOLUL 1
AMPLASAMENTUL ȘI CARACTERISTICILE ENERGETICE ALE ZONEI DE CONSUM.
INSTALAȚIILE ELECTRICE EXISTENTE ÎN ZONA DE AMPLASAMENT A ZONEI DE CONSUM.
Amplasamentul zonei de consum
Zona de consum rural, ce cuprinde consumatori casnici si terțiari, este amplasată în localitatea Loloiasca, Judetul Prahova.
În această zonă există, un proiect de alimentare cu energie a consumatorilor, dar care nu mai este valabil, deoarece numărul consumatorilor a crescut de la data întocmirii proiectului, totodată crescând și puterea instalată a acestora.
Acest proiect de alimentare este necesar datorită faptului că liniile de alimentare cu energie electrică a consumatorilor precum și transformatoarele de putere din zona sunt supraîncărcate, fapt ce aduce cu sine și pierderi de putere și energie ridicate care vor face, în timp ca ele să devină ineficiente.
Caracteristicile energetice ale zonei de consum
1.2.1. Caracteristicile energetice furnizate în datele de proiectare
În cadrul instalațiilor electrice, sarcina electrică reprezintă o mărime care caracterizează consumul de energie electrică. Mărimile utilizate frecvent în acest scop sunt puterea activă P, reactivă Q, aparentă S și curentul I.
Puterea instalată, se definește ca fiind suma puterilor instalate a tuturor receptoarelor unui consumator de energie electrică. Totalul puterii active, respectiv aparente instalate, se determină aplicând relațiile:
și (1.1)
unde: Pik = puterea activă instalată a receptorului k și se calculează pentru receptoarele caracterizate prin puterea activă, cu relația:
(1.2)
unde: Pnk = puterea activă nominală a receptorului k;
DAn = durata relativă de acționare nominală.
Pentru receptoarele cu funcționare continuă (rezistive), DAn = 1 și puterea instalată este egală cu puterea nominală a receptorului, Pik = Pnk .
Pentru receptoarele cu funcționare intermitentă (motoare electrice), DAn < 1 și rezultă că puterea activă instalată este mai mică decât puterea nominală a receptorului, Pik < Pnk .
Pentru receptoarele caracterizate prin puterea aparentă nominală, puterea activă instalată este:
(1.3)
Prin datele de proiectare, avem o putere activă instalată, Pi = 132 kW.
Coeficientul de cerere, kc = 0,625 exprimă raportul – de regulă subunitar – dintre puterea maximă de durată și puterea cerută de consumator și ține cont de randamentul η al receptoarelor, de gradul de încărcare al acestora – prin coeficientul de încărcare ki, de simultaneitatea funcționarii lor – prin coeficientul de simultaneitate ks și de randamentul ηr al porțiunii de rețea dintre receptoare și nivelul la care se calculează puterea cerută.
Factorul de putere, cos φ, este o mărime care pune în evidență consumul de putere activă și reactivă în raport cu puterea aparentă; un factor de putere scăzut, deci un consum mare de putere (energie) reactivă, determină circulații de sarcină importante în instalațiile electrice (linii, transformatoare) și deci pierderi de putere și căderi de tensiune mai mari. Factorul de putere impus a se realiza de către consumatori este cos φ = 0,89 și se numește factor de putere neutral.
Factorul de putere mediu obținut fără instalații de compensare este
cos φ = 0,85, situându-se sub cel neutral se impune implementarea unei instalații de compensare a puterii reactive.
Timpul de utilizare a puterii maxime Tmax = 4200 h/an reprezintă un timp convențional în care, dacă consumatorul ar funcționa la putere maximă, ar absorbi aceeași cantitate de energie electrică ca și în cazul funcționării după graficul real de sarcină într-un interval T. Acesta se stabilește estimativ în faza de proiectare în funcție de specificul unităților consumatoare și a proceselor tehnologice realizate de aceasta. Pentru o funcționare economică, trebuie ca timpul de utilizare a puterii maxime să fie egal cu timpul T, pentru o aplatizare a curbei de consum (eliminarea golurilor și vârfurilor de sarcină).
Continuitatea în alimentarea cu energie electrică rezultă in baza unor calcule de fiabilitate, prin care se determină următorii indicatori:
durata maxima de restabilire a alimentării cu energie electrică;
durata totală medie de întrerupere pe an.
Durata totală medie de întrerupere admisă, în cazul de față, este de 24 ore.
Numărul căilor de alimentare cu energie electrică, cerut de consumator funcție de necesitățile acestuia, este de o cale de alimentare fara rezervare.
Ținând cont de evoluția sarcinii, în următorii 10 ani, în interiorul zonei de consum, nu se prevăd modificări ale puterii maxime absorbite.
1.2.2 Determinarea mărimilor electrice de calcul ale zonei de consum
1.2.2.1 Puterea de calcul
Puterea de calcul, se determină ca putere activă, reactivă și aparentă absorbită de un grup de receptoare electrice; numărul minim de receptoare electrice pentru care se determină această putere este de patru.
Puterea de calcul (sau puterea cerută) reprezintă o putere (activă, reactivă, aparentă) convențională, de valoare constantă, care produce în elementele instalației electrice (conductoare, echipamente, etc.) aceleași efecte, ca și puterea reală în intervalul de timp de funcționare.
Puterea de calcul aparentă reprezintă puterea maximă ce urmează a fi absorbită de un consumator și servește la dimensionarea liniilor sau circuitelor electrice de alimentare, alegerea transformatoarelor din stații și posturi de transformare, a tablourilor (firidelor) de distribuție, etc.
Puterea de calcul aparentă, Sc , se determină în funcție de puterile de calcul activă, Pc , și reactivă, Qc , prin folosirea unor metodei coeficienților de cerere.
Puterea activă de calcul, cerută se determină prin înmulțirea puterii instalate cu coeficientul de cerere kc:
(1.4)
kW
unde: Pc = puterea activă de calcul absorbită de consumatorii din zona de consum;
kc = coeficient de cerere;
Pi = puterea activă instalată în zona de consum.
Pentru determinarea puterii reactive de calcul se folosește relația:
(1.5)
kVAr
unde: Qc = puterea reactivă de calcul absorbită de consumatorii din zona de consum;
Pc = puterea activă de calcul absorbită de consumatorii din zona de consum;
cos φc = factorul de putere cerut.
Cunoscând Pc și Qc, se determină puterea aparentă totală de calcul absorbită de consumatorii din zona de consum:
(1.6)
kVA
unde: Sc = puterea aparentă de calcul absorbită de consumatorii din zona de consum;
Qc = puterea reactivă de calcul absorbită de consumatorii din zona de consum;
Pc = puterea activă de calcul absorbită de consumatorii din zona de consum;
1.2.2.2 Energia de calcul
Cunoscând puterile, activă și reactivă de calcul, absorbite de consumatorii din zona de consum, putem calcula energia activă și reactivă de calcul funcție de timpul de utilizare a puterii maxime cu relațiile:
(1.7)
kWh
unde: Wa = energia activă de calcul;
Pc = puterea activă de calcul absorbită de consumatorii din zona de consum;
Tmax = timpul de utilizare a puterii maxime.
(1.8)
kVArh
unde: Wr = energia reactivă de calcul;
Qc = puterea reactivă de calcul absorbită de consumatorii din zona de consum;
Tmax = timpul de utilizare a puterii maxime.
Durata pierderilor maxime, τ, este un timp convențional, ce reprezintă numărul de ore în care, dacă s-ar funcționa la putere maximă, s-ar înregistra aceleași pierderi de energie electrică activă ca și în cazul în care s-ar funcționa după curba de sarcină reală.
Între timpul de utilizare al puterii maxime Tmax, timpul de pierderi maxime τ și factorul de putere cos φ, s-au stabilit relații care reprezentate grafic permit determinarea timpului de pierderi maxime τ = f(Tmax, cos φ).
Timpul de pierderi maxime se poate calcula cu relația de mai jos:
(1.9)
h/an
unde: τ = timpul de pierderi maxime;
Tmax = timpul de utilizare a puterii maxime;
t = numărul de ore dintr-un an.
1.2.2.3 Puterea medie de calcul
Puterea medie este indicatorul cu semnificația unei puteri constante în timp, care ar determina un consum de energie echivalent cu cel real.
Puterile, activă, reactivă și aparentă medie se pot calcula, folosind valorile energiei active și reactive de calcul, cu următoarele relații:
(1.10)
kW
unde: Pmed = puterea activă medie;
Wa = energia activă de calcul;
t = numărul de ore dintr-un an.
(1.11)
kVAr
unde: Qmed = puterea reactivă medie;
Wr = energia reactivă de calcul;
t = numărul de ore dintr-un an.
(1.12)
kVA
unde: Smed = puterea aparentă medie;
Qmed = puterea reactivă medie;
Pmed = puterea activă medie.
Între valorile caracteristice ale puterii active instalată, de calcul și medie, există relația de inegalitate:
(1.13)
Coeficientul de utilizare a puterii maxime aparente sau coeficientul de umplere se obține prin raportarea puteri aparente medii la puterea aparentă de calcul:
(1.14)
1.2.2.4 Curentul de sarcină la tensiunile de 20 respectiv 0.4 kV.
Curentul de sarcină se calculează în funcție de tensiunea nominală a rețelei și de puterea aparentă de calcul:
(1.15)
A
A
unde: Sc = puterea aparentă de calcul absorbită de consumatorii din zona de consum;
Un = tensiunea nominală a rețelei.
Conform PE 124/95 marii consumatori se clasifică după sarcina de durată absorbită (calculată) în punctele distincte de delimitare în patru clase, consumatori de categoria A, B, C, D.
Conform PE 124/95 pentru o putere aparentă absorbită Sc = 0.1 MVA consumatorul este de clasă D.
Alimentarea cu energie electrică a zonei de consum se va face la treptele de tensiune specificate în tabelul de mai jos.
Alegerea tensiunii de alimentare și a treptei de tensiune optime se face în baza calculelor tehnico – economice.
Tabelul 1.1
Instalații electrice existente în zona de amplasament a zonei de consum
În vecinătatea zonei de consum se găsesc instalațiile electrice ce urmează a fi prezentate în cadrul acestui capitol, instalații care vor face obiectul stabilirii posibilelor soluții de alimentare.
La 9 km distanță de zona de consum se află stația de transformare ST – A 110/20 kV echipată cu transformatoare de putere 1 x 10 + 1 x 16 MVA. Sarcina maximă vehiculată în in punctul de alimentare al LEA este de 1,25 MVA la un factor de putere cos φ = 0,88.
La 0.2 km de zona de consum se află o linie electrică aeriană LEA 20 kV simplu circuit, echipată cu conductoare Al – OL 120/21 mm2. Linia electrică aeriană face parte din sistemul de distribuție de 20 kV care mai alimentează cu energie electrică alte 24 posturi de transformare; sarcinile vehiculate prin acestea sunt notate în schema monofilară a rețelei de 20 kV. Linia electrica aeriană LEA 20 kV simplu circuit care este alimentată din două puncte de injecție diferite, ST – A și ST – B, din sistemul electroenergetic, asigură necesarul de putere pentru cei 24 consumatori existenți, printr-o schemă de alimentare în buclă dar care funcționează radial, dea-lungul ei existând un punct de debuclare.
In zona se afla un post de transformare aerian, PTA 20/0.4kV, 100 KVA, aflat la 0.8
CAPITOLUL 2
STABILIREA SOLUȚIILOR POSIBILE DE ALIMENTARE CU ENERGIE ELECTRICĂ A ZONEI DE CONSUM
2.1.Considerații generale
Pe ansamblul funcționării lui, SEE trebuie să asigure realizarea obiectivului principal, care constă în alimentarea continuă cu energie electrică a tuturor categoriilor de consumatori, în condițiile respectării standardelor și reglementărilor energetice care privesc proiectarea, construcția, exploatarea și mentenanța rețelelor electrice, precum și a celor care se referă la serviciul de furnizare a energiei electrice. În principal pentru îndeplinirea acestui obiectiv, instalațiile din cadrul sistemului electroenergetic trebuie să răspundă următoarelor cerințe tehnico- economice:
siguranța în funcționare a instalațiilor electrice;
calitatea energiei electrice furnizate consumatorilor;
economicitatea în construcția și funcționarea instalațiilor electrice;
impact minim asupra mediului înconjurător.
Siguranța în funcționare, reprezintă ansamblul măsurilor ce se adoptă atât în proiectarea cât și în exploatarea instalațiilor electrice, astfel încât acestea să suporte solicitările care apar în funcționarea lor (supratensiuni, curenți de defect, etc.), iar daunele provocate în caz de întrerupere a alimentării cu energie electrică a consumatorilor, să fie minime.
Respectarea acestei cerințe impune realizarea indicatorilor de fiabilitate, numărul mediu, respectiv numărul maxim de întreruperi și durata medie, respectiv durata maximă a unei întreruperi, pe o perioadă determinată de timp.
Realizarea indicatorilor de fiabilitate presupune în principal asigurarea următoarelor măsuri în activitățile de proiectare și exploatare a instalațiilor electrice:
stabilirea numărului căilor și surselor de alimentare cu energie electrică a unui consumator, a schemei de încadrare în sistem și a schemei de conexiuni a stației sau postului de transformare;
stabilirea schemelor normale de funcționare a rețelelor electrice din cadrul SEE, astfel încât să permită menținerea alimentarii cu energie electrică a consumatorilor chiar în cazul apariției unor defecte (incidente) în instalații;
alegerea de aparate, echipamente electrice și elemente din construcția liniilor electrice (cabluri, conductoare, izolatoare, etc.) cu un nivel de fiabilitate ridicat și utilizarea unor materiale electrotehnice performante;
realizarea activităților de exploatare – mentenanță pentru echipamentele primare și instalațiile de protecții prin relee și automatizări, conform prescripțiilor energetice și instrucțiunilor specifice în domeniu.
Calitatea energiei electrice, se apreciază prin indicatorii de calitate ai mărimilor electrice specifice, tensiune, frecvență și respectiv ai serviciului de furnizare a energiei electrice (duratele de întrerupere a alimentării). O parte a indicatorilor de calitate ai energiei electrice sunt influențați de funcționarea rețelelor de distribuție: frecvența, amplitudinea tensiunii, golurile de tensiune, supratensiunile temporare și tranzitorii, durata întreruperilor.
Încadrarea acestor indicatori în limitele admisibile sunt în sarcina furnizorului, gestionarul instalațiilor de distribuție a energiei electrice.
O altă parte a indicatorilor de calitate ai energiei electrice, armonici și interarmonici, fluctuații de tensiune, nesimetrii, sunt influențați de funcționarea unor receptoare din instalațiile de utilizare ale consumatorilor.
Economicitatea în construcția și funcționarea instalațiilor electrice ale SEE, presupune aplicarea unor criterii tehnice și economice în proiectarea și exploatarea acestora, astfel încât să se obțină o eficiență maximă în raportul venituri – cheltuieli. Utilizarea metodelor de optimizare ce permit modelarea matematică a unor procese tehnice și economice, conduce la rezolvarea unor probleme legate atât de realizarea instalațiilor, cât și de regimul de funcționare al acestora, ca de exemplu:
alegerea soluțiilor sau variantelor pentru diferite categorii de instalații electrice pe baza unor calcule comparative, astfel încât cheltuielile de investiții și cheltuielile de exploatare – mentenanță inclusiv cele datorate pierderilor de putere și energie electrică, să fie minime;
stabilirea unor regimuri optime din punct de vedere economic în funcționarea echipamentelor, transformatoare de putere, linii electrice, etc., cu obținerea unor performanțe tehnice ridicate, respectiv căderi de tensiune și pierderi de putere minime;
stabilirea unor scheme electrice sau reconfigurarea schemelor de funcționare ale rețelelor de transport și distribuție în vederea obținerii unor repartiții economice a puterilor active, respectiv reactive și reducerea pierderilor de putere și energie electrică activă în special;
analiza periodică în exploatare, de regulă anual, a modului de funcționare al instalațiilor electrice din punct de vedere al încărcării economice, realizării consumului propriu tehnologic (c.p.t.) și al indicatorilor de fiabilitate, ceea ce permite stabilirea de măsuri pentru obținerea unor indicatori de performanță optimi.
Impactul asupra mediului al construcțiilor energetice în general să fie minim, aceasta trebuind să se asigure din faza de proiectare, pe perioada construcției și pe toată durata de viață (exploatare) a acestora. În acest sens este necesar să se aibă în vedere eliminarea totală dacă este posibil, a următoarelor tipuri de impacturi asupra mediului:
poluarea chimică cu noxe sau produse utilizate în procesele tehnologice de producere a energiei electrice sau de întreținere a instalațiilor;
deteriorarea vegetației pentru construcția liniilor electrice aeriene în special sau a altor obiective energetice și întreținerea culoarelor astfel create;
deteriorarea habitaturilor faunei sălbatice și crearea posibilităților de electrocutare a păsărilor sau animalelor;
ocuparea terenurilor agricole sau afectarea terenurilor cu alte destinații, cu influențarea stabilității acestuia sau a sistemului hidrologic;
efectele câmpului electromagnetic ce pot apare la amplasarea instalațiilor de înaltă tensiune în zonele cu activitate umană.
2.2.Stabilirea soluțiilor de alimentare cu energie electrică
Determinarea structurii rețelei și alegerea tipului și amplasamentului stației de alimentare cu energie electrică a consumatorilor se va face ținând seama de:
situația energetică existentă în zona respectivă, dar și de perspectiva de dezvoltare a regiunii pentru următorii 10 – 15 ani;
importanța consumatorului, caracterizată prin clasa acestuia;
siguranța în alimentare sistemul de alimentare al consumatorilor va trebui să asigure obligatoriu o alimentare de bază corespunzătoare puterii maxime absorbite, de asemenea sistemul de alimentare va asigura, facultativ, o alimentare de rezervă conform nivelului de rezervare, aleasă printr-o analiză tehnico-economică;
concepția unitară și elasticitatea în exploatare a schemei.
Conform PE 124/95 alimentarea consumatorului de clasă D, cu o putere aparentă cerută de 0.1 MVA se face direct de la rețeaua de distribuție de 20 kV prin intermediul transformatoarelor de putere la tensiunea de 0.4 kV.
În vederea calculelor de pierderi de putere și energie și a celor de analiză detaliată din punct de vedere al cheltuielilor de investiții, cheltuielilor de exploatare – mentenanță și datorate pierderilor de energie electrică și ținând cont de cele enunțate mai sus se stabilesc trei variante de alimentare cu energie electrică în funcție de instalațiile existente în apropierea zonei de consum.
Varianta A
Varianta A presupune realizarea unui racord aerian de 20 kV din LEA 20 kV, in lungime de 0.2 km si un post de transformare aerian. In figura 2.1. s-a reprezentat schema monofilara de incadrare in sistem a instalatiilor de alimentare cu energie electrica a consumatorilor.
Figura 2.1.
Varianta B
Varianta B constă în realizarea unei linii electrice in cablu, cu unu sau 2 circuite in lungime de 1,2 km, racordata la tensiunea de 0,4 kV din PTA 20kV existent; se amplifica PTA 20/0,4kV existent, cu un transformator de putere care sa permita vehicularea intregii sarcini (existente si a noului consumator), se inlocuiesc sigurantele fuzibile de medie tensiune, coloana si cutie de distributie. Schema monofilara a instalatiilor ele ctrice de alimentare a consumatorilor este reprezentata in figura 2.2.
Pentru ambele variante, s-a considerat ca neutrul retelei electrice de 20kV este tratat prin rezistenta.
Figura 2.2
CAPITOLUL 3
DIMENSIONAREA CĂILOR DE CURENT ȘI ALEGEREA TRANSFORMATOARELOR DE PUTERE
Considerații generale
Calculul electric al rețelelor electrice se face în scopul dimensionării acestora, astfel încât alegerea secțiunii căilor de curent să permită transportul sau distribuția energiei electrice, cu respectarea indicatorilor de calitate și obținerea unei eficiențe economice maxime, respectiv cheltuieli de investiții și pierderi de energie electrică minime.
Rezultatele ce se obțin la stabilirea dimensiunilor de material ale căilor de curent, au în vedere în primul rând un regim de funcționare de lungă durată, de ordinul anilor, care se determină pe baza prognozei consumului de energie electrică.
Pentru alegerea secțiunii conductoarelor liniilor electrice trebuie să se cunoască datele energetice de consum:
sarcina maximă exprimată ca putere sau curent ce urmează a fi vehiculată pe liniile electrice (SM, IM) și factorul de putere natural (fără compensarea puterii reactive);
durata de utilizare a sarcinii maxime (TM) și respectiv timpul de pierderi maxime τ;
evoluția sarcinii maxime (consumul de energie electrică) sau perspectiva de extindere a S.E.E., pe o perioadă de minim 5-10 ani.
La stabilirea secțiunii căilor de curent pentru liniile electrice, trebuie să se țină de asemenea seama, de condițiile tehnice de funcționare impuse de normele de fabricație ale conductoarelor sau cablurilor electrice și de prescripțiile energetice ale furnizorului de energie electrică.
În principal aceste condiții tehnice se referă la:
încălzirea căilor de curent în regim de lungă durată (regim normal de funcționare), ca urmare a efectului termic al curentului electric;
funcționarea economică, prin realizarea unor pierderi minime de putere și energie electrică activă în special.
Prima condiție permite alegerea secțiunii tehnice st a conductoarelor sau cablurilor electrice, iar a doua condiție permite stabilirea secțiunii economice, sec.
Pentru liniile electrice aeriene, se au în vedere la alegerea secțiunii conductoarelor și considerente de natură mecanică, necesare realizării tracțiunii în conductoare. De asemenea trebuie ținut seama atât pentru liniile electrice aeriene cât și pentru liniile electrice în cablu, de tipodimensiunile puse la dispoziție de către furnizorii de conductoare și cabluri electrice.
Secțiunea ce se alege în final, va fi cea mai mare dintre valorile stabilite pentru secțiunea tehnică și cea economică:
sadoptat = max(st ; sec ) (3.1)
După stabilirea valorii secțiunii, conductoarele sau cablurile electrice se supun verificării tehnice la căderi de tensiune în regim de funcționare de lungă durată.
Verificarea secțiunii pentru conductoarele liniei electrice se realizează prin obținerea unor parametrii de calitate a energiei electrice. Din punct de vedere al condițiilor de calitate a energiei electrice, căile de curent trebuie să verifice expresia:
Δu [%] ≤ Δuadm [%] (3.2)
unde: Δu [%] = căderea de tensiune procentuală pe linia electrică, pentru sarcina maximă vehiculată și secțiunea aleasă;
Δuadm [%] = valoarea maximă a căderii de tensiune procentuale, dată în standarde sau normative, în funcție de tensiunea rețelei și tipul consumatorului.
Alegerea puterii nominale a transformatoarelor reprezintă una din deciziile importante în activitatea de proiectare, având în vedere atât problemele tehnice cât și cele economice care se cer rezolvate. Stabilirea puterii nominale a transformatoarelor și respectiv a limitelor de utilizare economică, se propune a se determina pe baza criteriilor de optimizare specifice proceselor energetice din rețelele electrice. Acest mod de abordare este necesar mai ales în faza de proiectare, când are loc dimensionarea echipamentelor electrice și se operează cu valori bănești reprezentate de cheltuielile de investiții, cheltuielile de exploatare – mentenanță, cheltuielile datorate pierderilor de energie electrică, etc.
La stabilirea puterii nominale a transformatoarelor este necesar să se cunoască cu o cât mai mare exactitate următoarele date privind consumul de energie electrică:
sarcina maximă de durată, de regulă puterea aparentă maximă (de calcul) SM ce urmează a fi vehiculată;
timpul de utilizare anuală a puterii maxime, TM și respectiv timpul de pierderi maxime τ;
evoluția viitoare a sarcinii maxime pe o perioadă de minim 5 – 10 ani, care se ia în considerate ca o rată anuală de creștere sau ca un “salt” în perioada de calcul;
daunele provocate consumatorilor în cazul întreruperii alimentării cu energie electrică;
costul transformatoarelor de putere aflate în fabricație și al cheltuielilor ce privesc montarea acestora.
Alegerea puterii nominale a transformatoarelor se efectuează în două etape: se stabilește mai întâi puterea nominală tehnică Snt și apoi puterea nominală economică Snec.
Se alege ca putere nominală a transformatorului valoarea cea mai mare care rezultă prin aplicare celor două criterii, tehnic și economic, respectiv:
Sn = max (Snt ; Snec) (3.3)
Dimensionarea căilor de curent
După cum am menționat pentru dimensionarea căilor de curent este necesar să se stabilească secțiunea tehnică și apoi secțiunea economică după care valoarea rezultată pentru secțiunea economică, se compară cu valoarea secțiunii tehnice, determinată pe baza condițiilor termice de funcționare a liniei, adoptându-se valoarea cea mai mare conform relației 3.1. această valoare se rotunjește la o valoare superioară, standardizată, cea mai apropiată.
Secțiunea determinată de mărimile caracteristice căii de curent care permite vehicularea curentului admisibil, constituie secțiunea tehnică st a acesteia.
Pentru toate conductoarele sau cablurile de un anumit tip de material caracterizate prin RL (rezistența pe fază a căii de curent ) și S (suprafața laterală a conductorului prin care se face transferul de căldură), cărora le corespunde și o secțiune tehnică st [mm2], valorile curenților admisibili se stabilesc prin norme de fabricație, standarde și prescripții energetice. Aceste valori pentru Iadm au în vedere anumite condiții de temperatură a mediului ambiant și de montare.
La alegerea secțiunii tehnice a conductoarelor și cablurilor electrice având în vedere încălzirea acestora, trebuie respectată și următoarea condiție:
Imax Iadm (3.4)
unde: IM = curentul maxim de sarcină sau de calcul, în A.
Pentru a realiza o încărcare optimă a liniilor electrice este necesar să se aleagă secțiunea economică sec ca conductoarelor sau cablurilor electrice pe criterii economice.
Valoarea secțiunii economice se determină cu relația:
(3.5)
unde: Imax = curentul maxim de sarcină sau de calcul, în A;
jec = densitatea economică de curent, în A/mm2.
Valorile densității economice de curent pentru conductoarele multifilare și cablurile energetice în funcție de materialul acestora și timpul de utilizare al sarcinii maxime se dau în prescripții electrice sau în standardele în vigoare.
Dimensionarea căilor de curent în varianta A
Pentru derivatia 20kV de racordare a PTA 20/0,4 kV in LEA 20 kV, se aleg avand in vedere conditiile mecanice de constructie a liniilor electrice de medie tensiune si tipodimensiunile conductoarelor multifilare ce se fabrica in tara, conductoare de OL-Al cu sectiunea, din punct de vedere tehnic st = 50/8 mm2, si cu un curent admisibil Iadm = 205 A.
Din punct de vedere economic, pentru Tmax = 4200 h/an și LEA 20 kV cu conductoare de aluminiu, din PE 134/95, se alege o densitate economică de curent în valoare de jec = 0,5 A/mm2.
Secțiunea economică se calculează conform relației 3.5 după cum urmează:
mm2
Se aleg din considerente aratate tot conductoare multifilare din OL-Al cu sectiunea sec=50/8 mm2.
Se adopta avand in vedere relatia, s = max (st ; sec), conductoare multifilare din OL-Al, 50/8 m2; curentul maxim admisibil este Iadm = 205A.
Această secțiune corespunde conductoarelor din aluminiu – otel, ale cărui caracteristici sunt trecute în tabelul 3.1.
Tabelul 3.1
Nu este necesară corectarea curentului admisibil, având în vedere valoarea acestuia față de curentul maxim de sarcină și funcționarea în sarcină cu o singură LEA – 20 kV.
Verificarea caderilor de tensiune se face considerand tensiunea necesara la bornele transformatorului instalat la consumator, Uc = 20 kV si repartitia sarcinii in MVA, vehiculate pe tronsoanele LEA 20kV cea din figura 3.1.
Linia electrică fiind radială, căderile de tensiune introduse de circulația de putere activă și reactivă pe LEA 20 kV se vor calcula conform relațiilor enunțate mai jos:
– căderea de tensiune longitudinală: (3.6)
– căderea de tensiune transversală: (3.7)
– căderea totală de tensiune: ΔU = ΔU1 + j ∙ δU1 (3.8)
– căderea de tensiune procentuală pe linia electrică: (3.9)
unde: RL, XL = rezistența și reactanța liniei electrice;
P, Q = puterea activă și reactivă vehiculată pe linia electrică.
Pentru verificarea căderilor de tensiune se calculează:
rezistența LEA – 20 kV: RL = R0 ∙ L = 0,236 ∙ 9 = 2,12 Ω
reactanța LEA – 20 kV: XL = X0 ∙ L = 0,333 ∙ 9 = 2.99 Ω
Conform relațiilor 3.6, 3.7, 3.8 și 3.9 se calculează căderile de tensiune longitudinală, transversală, totală și procentuală:
kV
kV
ΔU = ΔU1 + j ∙ δU1 = 0.17 kV
kV
Valoarea maximă a căderii de tensiune procentuale, dată în standarde pentru tensiunea de alimentare de 20 kV este Δuadm = ±5 %, deci relația 3.2 este verificată deoarece 0,85 % ≤ ±5 %.
Alegerea transformatoarelor de putere
După cum s-a arătat la punctul 3.1 alegerea puterii nominale a transformatoarelor se efectuează în două etape: se stabilește mai întâi puterea nominală tehnică Snt și apoi puterea nominală economică Snec, puterea nominală Sn aleasă va fi cea care îndeplinește relația 3.3.
Luând în considerare datele de intrare care privesc caracteristicile energetice de consum, se alege puterea nominală tehnică Snt, astfel încât acesta să permită vehicularea puterii maxime Smax în regim de funcționare de lungă durată:
Snt ≥ Smax, dacă stația sau postul de transformare se echipează cu un singur transformator;
(N – 1) ∙ Snt ≥ Smax, dacă stația sau postul de transformare se echipează cu N transformatoare identice, din care unul în rezervă.
Randamentul optim de funcționare sau funcționarea economică a transformatoarelor de putere din punct de vedere al pierderilor de putere are loc atunci când pierderile la mersul în gol sunt egale cu pierderile în înfășurările transformatorului pentru o anume valoare a sarcinii.
Alegerea transformatoarelor numai după această condiție, conduce la funcționarea acestora la sarcină maximă la o încărcare în jurul a 45 – 50 % din SnT. La încărcări mai mici decât Smax, pierderile în fier sunt preponderente și nu se justifică funcționarea în astfel de regim (încărcarea transformatorului un timp îndelungat sub 45 %).
Din acest motiv la alegerea puterii nominale economice Snec a transformatoarelor de putere, se va ține seama și de cheltuielile de investiție și respectiv de exploatare – întreținere și de pierderile de energie electrică pe perioada luată în calcul.
Pentru determinarea puterii nominale economice Snec se va folosi relația de mai jos:
(3.10)
unde:
Smax = puterea maximă vehiculată;
ΔP0, ΔPsc = puterea de mers în gol respectiv puterea de scurtcircuit a transformatorului;
kr = coeficient de rezervă al puterii necesar a fi menținută în sistemul energetic (kr = 1,2);
cp = costul unitar al puterii instalate în centrala electrică etalon pe combustibil marginal (păcura) (cp = 1250 USD/kW);
τ = timpul de pierderi maxime;
Tn = durata normată de recuperare a cheltuielilor de investiții (Tn = 10 ani);
cw = costul unitar al energiei electrice la tensiunea superioară de funcționare a transformatorului (cw = 0,05 USD/kWh);
CT = prețul unui transformator de putere.
Alegerea transformatoarelor de putere în varianta A
Avand in vedere sarcina maxima Smax = 97.05 kVA, se alege din punct de vedere tehnic, un transformator cu Snt = 160 kVA.
Din punct de vedere economic pentru Tmax = 4200 ore/an se calculeaza:
Sec = 1.5 x Smax = 1.5 x 97.05 = 145.5 kVA
Se alege un transformator cu Snec = 160 kVA.
Se adopta un transformator cu Sn = max (Snt; Snec) = 160 kVA
Gradul de utilizare al transformatorului la sarcina maxima este:
G.U.T. = [97.05/160] x 100 = 60.6%
Astfel, se aleg un transformator de putere trifazat, cu înfășurări din aluminiu, în ulei, cu reglaj al tensiunii în sarcină, cu circulație naturală a uleiului de răcire, răcirea uleiului se face prin suflaj de aer, TTUE – ONAN, cu o putere nominală de 160 kVA ale cărui caracteristici sunt trecute în tabelul 3.2.
Dimensionarea căilor de curent în varianta B
Se calculeaza curentul maxim de sarcina:
Vom alege un cablu cu izolatie si manta din PVC cu sectiunea st = 50 mm2 si Iadm = 142 A.
Sectiunea economica rezulta din relatia:
Se alege un cablu cu sectiunea standardizata, imediat superioara celei calculate, sec = 150 mm2 si Iadm = 270 A; pentru siguranta marita in functionare, se pot alege doua cabluri pe circuit fiecare, cu sectiunea de 70 mm2, deci sec = 140 mm2.
Se adopta, s = max (st; sec) = 2×70 mm2, iar tipul cablului este ACYAbY 0.6/1kV, (3×70+35) mm2.
Din tabelul 3.3. rezulta parametrii electrici specifici pentru acest tip de cablu:
Tabel 3.3.
Curentul admisibil in functie de conditiile de pozare in pamant a celor doua cabluri, este:
-k1 = 1, pentru rezistenta specifica a solului de ;
-k2 = 0.85, pentru dou cabluri pozate alaturat la d = 7cm;
-k3 = 1, pentru temperatura solului, = 200C.
Caderea de tensiune longitudinala va fi avand in vedere valorile rezistentei si reactantei LEC 0.4kV: RL = 0.0435 si XL = 0.0083.
Caderea de tensiune procentuala se incadreaza in limtele admise:
Alegerea transformatoarelor de putere în varianta B
Pentru alegerea transformatorului, se are in vedere puterea totala ce urmeaza a fi vehiculata, compusa din puterea aparenta existenta, si puterea aparenta a consumatorului:
Stot = Sex + Smax = 55.1 + j 18,11 + 82,5 + j 51.,12 = 137,6 + j 69,23
iar valoarea efectiva este, Stot = 146.43 kVA.
Se alege din puncy de vedere tehnic, un transformator cu puterea aparenta nominala, Snt = 160 kVA.
Pentru o functionare economica, se alege un transformator cu puterea aparenta:
Sec = 1,5 x Stot = 1,5 x 146.43 = 219.6 kVA
Se alege treapta cea mai apropiata de aceasta valoare, Snec = 250 KVA.
Transformatorul ales va avea puterea nominala Sn = max (Snt; Snec) = 250 kVA.
Astfel, transformatorul de putere trifazat ales va fi cu înfășurări din aluminiu, în ulei, cu reglaj al tensiunii în sarcină, cu circulație naturală a uleiului de răcire, răcirea uleiului se face prin suflaj de aer, TTUE – ONAN, cu o putere nominală de 250 kVA ale cărui caracteristici sunt trecute în tabelul 3.4.
Tabel 3.4
CAPITOLUL 4
CALCULUL PIERDERILOR DE PUTERE ȘI ENERGIE ELECTRICĂ PENTRU SOLUȚIILE ANALIZATE
4.1.Considerații generale
Transportul și distribuția energiei electrice, sunt însoțite, în actualele sisteme de transport și distribuție, în mod inevitabil, de pierderi de energie activă și reactivă în toate elementele conductoare. Din această cauză pierderile de energie sunt denumite uneori „consumuri tehnologice".
Figura 4.1. Balanța energetică a unui sistem dezvoltat.
Din balanța energetică a unor sisteme dezvoltate, reprezentată în figura 4.1, rezultă că pierderile în rețelele electrice oscilează între 10 – 15%, în funcție de structura rețelei, a condițiilor de exploatare etc. În prezent, la noi ca și în marea majoritate a sistemelor energetice din lume, se fac eforturi pentru ameliorarea condițiilor de transport și distribuție a energiei electrice raportându-se valori ale pierderilor în rețele sub 10%.
În cazul sistemelor energetice problema reducerii pierderilor de energie este importantă nu numai din punct de vedere al economisirii resurselor energetice primare, aspect deosebit de important în condițiile actualei penurii de energie, într-adevăr, dacă admitem nivelul de 10÷15 % al pierderilor, este necesar ca în centralele electrice să se instaleze puteri suplimentare (l00-150 MW la fiecare l 000 MW) pentru acoperirea acestor pierderi. De asemenea toate elementele rețelei trebuie să fie supradimensionate în mod corespunzător.
Adoptarea diverselor măsuri de reducere a pierderilor de energie implică, în marea majoritate a cazurilor, cheltuieli suplimentare care trebuie justificate prin calcule tehnico-economice. De aceea problema evaluării corecte a pierderilor de energie este esențială în alegerea soluțiilor constructive și de exploatare a rețelelor electrice.
Practic, calculul riguros al pierderilor de energie în rețele este destul de dificil, fie că este vorba de un calcul în faza de proiectare sau chiar pentru determinarea pierderilor dintr-o rețea în exploatare. Există în prezent o literatură tehnică bogată și adesea controversată în această direcție.
În cele ce urmează se analizează întâi pierderile de putere și energie activă în linii și transformatoare prin efect Joule. În ceea ce privește pierderile reactive, studiul lor amănunțit este mai puțin important deoarece costul instalațiilor pentru un kVAr este de l0÷15 ori mai mic decât pentru un kW instalat într-o centrală și durata de punere în funcțiune a surselor reactive este mult mai redusă, în plus, cheltuielile pentru producerea energiei reactive, menținerea în funcțiune a surselor reactive, sunt foarte mici.
În exploatarea rețelelor se deosebesc următoarele categorii de pierderi:
pierderi calculate, sau pierderi tehnice, reprezentând pierderile în elementele rețelei evaluate prin calcul ;
pierderi de evidență, determinate ca diferența între energia injectată în rețea și energia livrată consumatorilor pe baza indicațiilor contoarelor;
pierderi comerciale, sau pierderi de neechilibrare, reprezentând diferența între suma pierderilor calculate în toate elementele rețelei și pierderile de evidență.
În cele ce urmează se analizează metodele de calcul a pierderilor (pierderi tehnice) în elementele rețelelor și apoi în ansambluri de elemente (porțiuni sau rețele întregi).
Calculul pierderilor de putere și energie în liniile electrice
În rețelele electrice cu tensiuni nominale până la 60 kV, pierderile de energie sunt datorate aproape exclusiv încărcării conductoarelor la trecerea curentului electric. La tensiuni nominale de 110 kV sau mai ridicate, se mai adaugă și pierderile datorate scurgerilor de curent în izolație și prin efect corona. Acestea din urmă însă au valori reduse și pot fi neglijate încă din faza de proiectare a rețelelor, prin alegerea corespunzătoare a diametrului conductoarelor și a nivelului de tensiune.
Pierderile de putere în parametrii longitudinali ai liniilor electrice, au loc ca urmare a circulației curentului electric prin conductoare și încălzirea acestora prin efectul Joule – Lenz. Aceste pierderi de putere sunt pierderi de putere activă, care au loc în rezistența liniilor electrice și pierderi de putere reactivă, care au loc în reactanța liniilor electrice.
Pierderile de putere aparentă se pot calcula utilizând relația:
kVA (4.1)
Partea reală a expresiei 4.1 reprezintă pierderile de putere activă:
kW (4.2)
iar partea imaginară reprezintă pierderile de putere reactivă:
kVAr (4.3)
unde: ΔP, ΔQ = pierderile de putere activă respectiv reactivă;
P, Q = puterea activă respectiv reactivă vehiculată prin linia electrică luată în calcul;
RL, XL = rezistența respectiv reactanța liniei electrice luată în calcul.
U = tensiunea nominală a liniei electrice.
Liniile electrice aeriene cu tensiuni de cel puțin 110 kV și liniile electrice în cablu cu tensiuni egale sau mai mari de 6 kV au o susceptanță capacitivă a cărei valoare nu se poate neglija și produc o putere reactivă de natură capacitivă ce se ia în considerare în balanța puterii reactive vehiculate. Puterea reactivă produsă datorită susceptanței capacitive poate compensa parțial sau total puterea reactivă transportată pe liniile electrice, contribuind astfel la micșorarea pierderilor de putere și a căderilor de tensiune.
Dacă se ia în calcul și aportul capacitiv al liniilor electrice, relațiile de calcul al pierderilor de putere activă și reactivă devin:
kW (4.4)
kVAr (4.5)
În relația 4.4 și 4.5 termenul QL reprezintă puterea reactivă de natură capacitivă produsă de susceptanța liniilor electrice:
kVAr (4.6)
unde: BL = susceptanța liniei electrice luată în calcul [S∙10-6].
Determinarea pierderilor de energie electrică activă, în cazul unei linii electrice radiale, se determină în funcție de un interval de timp t, corespunzător unei perioade calendaristice, zi, lună sau an, numai în cazul în care curba de sarcină este aplatisată și puterile sunt constante în timp. Având în vedere că puterea aparentă vehiculată nu rămâne constantă în timp deci automat nici pierderile de putere nu sunt constante, determinarea pierderilor de energie electrică nu se poate efectua pe perioade lungi de timp.
Având în vedere cele enunțate mai sus, determinarea pierderilor de energie electrică activă, în cazul de fată, se va face funcție de durata pierderilor maxime, τ.
În general interesează pierderile de energie electrică activă, care sunt cunoscute și sub denumirea de consum propriu tehnologic (c.p.t.).
Pierderile de energie activă în liniile electrice radiale se pot calcula cu relația:
(4.7)
unde: Imax = curentul maxim dat de sarcina vehiculată pe linia electrică luată în calcul;
τ = durata pierderilor maxime;
ΔPmax = pierderile de putere maxime pe linia electrică luată în calcul.
Calculul pierderilor de putere și energie în transformatoarele de putere
Pierderile de putere activă au loc atât în circuitul magnetic, prin curenți turbionari și prin histerezis, cât și în circuitele electrice prin efect Joule, la parcurgerea de către curentul de sarcină a conductoarelor înfășurărilor.
Bilanțul puterilor active ( P1 puterea activă totală vehiculată prin transformator, P2 puterea activă absorbită de consumator) într-un transformator se poate reprezenta prin diagrama din figura 4.2:
Figura 4.2. Diagrama
puterilor active
într-un transformator.
Pierderile de putere activă în circuitul magnetic, reprezintă pierderile de mers în gol, ΔP0, ale transformatorului; aceste pierderi sunt constante pentru transformatoarele din aceeași gamă de puteri nominale, ele fiind determinate de fluxul de magnetizare produs de înfășurarea primară (solenația de mers în gol) la punerea acestuia sub tensiune.
Pierderile de putere activă în înfășurările transformatorului, sunt proporționale cu produsul dintre rezistența transformatorului și valoarea curentului de sarcină la pătrat; aceste pierderi de putere sunt maxime când înfășurările sunt parcurse de curentul nominal al acestora și corespund puterii absorbite de transformator la proba de scurtcircuit.
Pentru o altă sarcină ce se vehiculează prin transformator și care se exprimă printr-un curent I, sau o putere aparenta S, pierderile de putere activă în înfășurările transformatorului se exprimă prin relația:
(4.8)
Pierderile de putere activă în circuitul magnetic al transformatorului, ΔP0, pierderea de putere activă în înfășurările transformatorului, ΔP0, se determină de către constructorul transformatorului prin probele de mers în gol și respectiv scurtcircuit și sunt trecute în buletinul de fabricație.
Pierderile de putere activă totale pentru o putere aparentă S vehiculată prin transformator vor fi:
(4.9)
Pierderile de putere reactivă ce apar la funcționarea în sarcină a transformatoarelor au loc în circuitul magnetic pentru magnetizarea acestuia și în reactanța de scăpări a înfășurărilor.
Pierderile de putere reactivă în fierul transformatorului, ΔQ0, sunt proporționale cu valoarea curentului de mers în gol, fiind constante pentru același tip de transformator și independente de sarcină (i0 se determină la proba de mers în gol a transformatorului):
(4.10)
Pierderile maxime de putere reactivă în înfășurările transformatorului datorită reactanței acestuia, se determină la proba de scurtcircuit, fiind proporționale cu valoarea procentuală a tensiunii de scurtcircuit:
(4.11)
Pierderile totale de putere reactivă, pentru o altă sarcină S decât cea nominală, vor fi:
(4.12)
Determinarea și cunoașterea pierderilor de putere activă în transformatoare reprezintă o necesitate pentru activitatea de exploatare, în vederea stabilirii regimului optim de funcționare în fiecare stație (post de transformare) și realizarea unor pierderi de putere activă minime.
Cunoașterea valorii pierderilor de putere reactivă este necesară pentru luarea măsurilor de compensare a acestora în instalațiile de transport și distribuție. Montarea de baterii de condensatoare, de exemplu, în stații și în posturi de transformare conduce la reducerea circulației de putere reactivă prin instalațiile electrice (linii, transformatoare) și are ca efect atât micșorarea pierderilor de putere cât și a căderilor de tensiune.
Pierderile de energie electrică activă într-un interval de timp t, de funcționare a transformatorului, se calculează cu relația:
(4.13)
unde: t = timpul de funcționare al transformatorului;
τ = timpul pierderilor maxime;
Smax = puterea aparentă maximă de sarcină;
Sn = puterea nominală a transformatorului.
Pierderile de energie electrică activă reprezintă consumul propriu tehnologic (c.p.t.) în transformator.
Calculul pierderilor de putere și energie electrică în liniile electrice, în varianta A
Pierderile de putere si energie electrica activa pe LEA 20kV intre ST 100/20kV si punctele de racord ale P.T.A. (existent si nou) sunt acelasi in ambele variante si nu se vor calcula.
In cazul liniilor electrice aeriene pierderile de putere au loc datorita scurgerilor de curent prin izolatie si datorita fenomenului Corona; aceste pierderi se pot neglija pentru
tensiuni mici de 20/0,4 kV dar pentru tensiuni mai mari de 110kV acestea nu se pot neglija si sunt influentate de conditii meteorologice fiind influentate de ploaie, si de poluarea atmosferica.
Pierderile de putere pe deviatia 20kV de racord a P.T.A. 20/0,4 kV sunt:
kW.
kW.
kVAr
Pentru un Tmax = 4200 ore/an si cos = 0,89, se obtine:
ore/an,
Iar pierderile de energie activa vor fi:
kWh
Calculul pierderilor de putere și energie în transformatoarele de putere, în varianta A
Pierderile de putere activa in transformator sunt:
kW,
Iar piederile de energie electrica activa sunt:
kWh
Calculul pierderilor de putere și energie electrică în liniile electrice, în varianta B
Pierderile de putere si energie electrica activa de deviatia de 20 kV si transformator, se calculeaza ca diferenta intre pierderile de putere si energie electrica dupa preluarea noului consum si cele existente inainte de alimentarea cu energie electrica a consumatorului.
Inaintea de amplificarea P.T.A., pierderile de putere si energie electrica activa sunt, avand in vedere caracteristicile transformatorului tip TTU-NL: 100kV; kV; kW. Se considera Tmax = 2500 ore si ore/an.
kW
kWh
Dupa amplicarea P.T.A., se considera Tmax = 4000 ore/an, , si se obtine ore/an. Se calculeaza pentru transformatorul TTUE – ONAN – 250 kVA:
kW
kWh
Pentru deviatia 20 kV vom avea:
kW
kWh
Se calculeaza diferentele:
kW;
kWh.
Pierderile de putere si energie electrica activa in cablurile de 0,4 kV sunt:
kW.
kWh
Rezultatele obtinute le trecem in urmatorul tabel:(4.1)
CAPITOLUL 5
ALEGEREA SOLUȚIEI DE ALIMENTARE CU ENERGIE ELECTRICĂ PE BAZA CRITERIILOR
TEHNICO – ECONOMICE
Considerații generale
Analiza din punct de vedere tehnic și economic a rețelelor electrice din cadrul sistemului electroenergetic, reprezintă o problemă complexă datorită diverselor procese energetice și elemente componente din structura acestora. Pe baza modelului matematic adoptat ce se constituie criteriu de analiză, pot fi cercetate două probleme principale sub aspectul economicității atât în concepția cât și în funcționarea rețelelor electrice în regim permanent de lungă durată și anume:
Stabilirea soluțiilor sau variantelor constructive pentru lucrările specifice obiectivelor energetice pe criterii de eficiență economică.
Astfel de lucrări pot fi de natura investițiilor, rețele electrice noi sau modernizări efectuate în scopul îmbunătățirii performanțelor tehnice și economice a acestora și de natura reparațiilor atunci când în rețelele electrice existente se înlocuiesc elemente deteriorate sau uzate fizic cu elemente care au aceleași performanțe tehnice.
Compararea soluțiilor tehnice și stabilirea variantei economice se efectuează pe baza unor mărimi și indicatori specifici, prin aplicarea aceluiași criteriu de analiză pentru fiecare variantă luată în calcul.
Optimizarea regimurilor permanente de funcționare.
Această problemă trebuie să fie asigurată din faza de proiectare a instalațiilor electrice și continuată în activitatea de exploatare a acestora.
Menținerea mărimilor electrice ce caracterizează fluxul de energie electrică prin elementele unei rețele electrice (linii, transformatoare) în limitele admisibile, impune și rezolvarea din punct de vedere optim a problemelor privind: repartiția sarcinii pe liniile electrice și transformatoarele de putere, reducerea pierderilor de putere și energie electrică,
reducerea circulațiilor de putere reactivă, stabilirea numărului, configurației și a secțiunii căilor de curent pentru liniile electrice, realizarea regimului economic de funcționare pentru transformatoarele de putere, etc.
Cele mai utilizate criterii de calcul tehnico – economic pentru rețelele electrice sunt: criteriul cheltuielilor totale actualizate minime (C.T.A.), criteriul cheltuielilor totale anuale de calcul (C.A.), criteriul venitului net actualizat (V.N.A.) și criteriul duratei de recuperare a investițiilor (D.R.I.).
Alegerea soluției de alimentare cu energie electrică pe baza criteriului cheltuielilor totale minime actualizate (CTA minime)
Criteriul cheltuielilor totale actualizate minime este utilizat în sistemul energetic de o perioadă mare de timp și reprezintă o metodă de comparare a variantelor posibile de realizare a unor obiective energetice sau de aplicare a unor soluții constructive, ce privesc modernizarea sau recuperarea instalațiilor electrice existente. Metoda are în vedere în principal trei factori: cheltuielile de investiții, cheltuielile de exploatare – mentenanță inclusiv cele datorate pierderilor de energie electrică și factorul timp prin care se realizează actualizarea valorilor bănești.
După stabilirea soluțiilor tehnice posibile de alimentare cu energie electrică a unui consumator, soluția optimă se alege în baza unui calcul economic ce se aplică fiecărei variante; se alege ca soluție de alimentare cu energie electrică varianta cu cheltuielile totale actualizate (C.TA) minime.
Expresia matematică a C.T.A., considerând momentul începerii lucrărilor ca moment al actualizării, este în cazul cel mai general următoarea:
(5.1)
unde: Ii = valoarea cheltuielilor de investiții efective în anul i, compuse din investițiile directe, colaterale și conexe; valoarea investițiilor se estimează pe baza costurilor specifice pe tipuri de instalații;
Iech = investiții de echivalare, permit compararea variantelor din punct de vedere al pierderilor de putere activă; se calculează pe baza costurilor de instalare a unui kW în centrala electrică etalon pe combustibil marginal (păcură) și se ia în considerare o singură dată în primul an de începere a lucrărilor; sau atunci când apar modificări ale pierderilor de putere activă pe durata execuției lucrărilor
Cexi = cheltuieli anuale de exploatare – mentenanță a instalațiilor electrice, care se iau în considerare după punerea în funcțiune a instalațiilor în anul i, ca procent din valoarea investițiilor directe;
CPi = cheltuieli anuale datorate pierderilor de energie electrică activă în echipamentele electrice, linii și transformatoare de putere, în anul i;
Di = valoarea daunelor probabile în anul i, ca urmare a întreruperilor în alimentarea cu energie electrică;
Wri = valoarea reziduală a instalațiilor electrice înlocuite sau dezafectate în anul “i” din perioada luată în studiu și reprezintă valoarea neamortizată sau valoarea de întrebuințare ce o au aceste instalații electrice;
Wn = valoarea remanentă, reprezintă valoarea instalațiilor electrice (mijloace fixe) care rămân în funcțiune după perioada luată în studiu; această valoare se calculează în funcție de cheltuielile de investiții directe și durata normată de viață a instalațiilor;
n = durata de execuție a lucrărilor de investiții sau reparații;
m = durata normată luată în studiu, care se consideră de 10 -20 ani, în funcție de perioada de prognoză cunoscută a situației energetice;
a = rata anuală de actualizare corespunzătoare duratei normate de recuperare a cheltuielilor de investiții (Tn), permite actualizarea sumelor cheltuite în anul i la primul an de începere a lucrărilor de investiții, prin multiplicarea termenilor din relația C.T.A. cu factorul de actualizare, (1+a)-i.
În cazul în care durata de realizare a lucrărilor este de cel mult un an, termenul ce reprezintă valoarea remanentă a instalațiilor nu se mai ia în considerare; dacă se consideră că valoarea daunelor provocate de întreruperea alimentării cu energie electrică este comparabilă pentru soluțiile examinate, relația (5.2) se poate scrie astfel:
(5.2)
Întrucât acest criteriu operează cu valori bănești, iar acestea se manifestă în
timp, compararea cheltuielilor totale trebuie făcuta la aceeași dată; în acest sens trebuie
ținut seama de rata de actualizare, a, care reprezintă o rată anuală corespunzătoare duratei normate de recuperare a investițiilor; dacă se consideră 10 ani durata normată de recuperare a investițiilor, pentru o unitate cheltuită, rata de actualizare are valoarea:
(5.3)
Rata de actualizare presupune că o unitate cheltuită la sfârșitul unui an este
echivalentă cu (1 + a)-1 unități cheltuite la începutul acelui an. Având în vedere numărul
anilor de realizare a unei investiții, n, o unitate cheltuită în anul „n" este echivalenta cu
(l + a)-n unități cheltuite în anul „1".
Relația de calcul pentru cheltuielile totale de investiții, pentru anul n, este:
(5.4)
Investițiile efective (Ief) reprezintă valoarea totală a fondurilor destinate realizării obiectivelor necesare alimentării cu energie electrică a consumatorului, extinderii sau modernizării instalațiilor din cadrul SEE.
Investițiile efective au următoarele componente:
– investiții directe (Id), necesare realizării instalațiilor electrice, linii electrice, stații sau posturi de transformare, etc.;
– investiții colaterale (Icol), pentru realizarea lucrărilor de utilități (apă, gaze, drumuri, telecomunicații, etc.) necesare realizării condițiilor pentru exploatarea și întreținerea instalațiilor;
– investiții conexe (Icon), pentru executarea unor lucrări necesare realizării obiectivului energetic (redare în circuit agricol al terenurilor ocupate, realizarea unor protecții împotriva inundațiilor, etc.).
Valoarea investițiilor se evaluează pe baza unor indicatori specifici din punct de vedere valoric, în faza de proiectare a instalațiilor electrice pentru alimentarea cu energie electrică a consumatorilor.
Pentru compararea variantelor din punct de vedere al pierderilor de putere, se calculează investițiile de echivalare, care împreună cu investițiile efective, fac parte din primul termen al C.TA Relația de calcul pentru investițiile de echivalare este:
(5.5)
unde: ΔP = pierderile de putere pentru fiecare variantă de alimentare, iar în cazul unor instalații existente care preiau puterea necesară alimentării consumatorilor, se consideră diferența dintre pierderile de putere după preluarea consumului și pierderile de putere anterior preluării consumului;
kr = coeficient de rezervă al puterii, necesar a fi menținută în sistem (kr = 1,2);
γ = costul unitar al puterii instalate în centrala electrică etalon pe combustibil marginal (păcură), γ = 3500 RON/MW.
Cheltuielile anuale de exploatare – mentenanță și a pierderilor de energie electrică, apar după P.I.F. a instalațiilor și sunt necesare pentru asigurarea funcționării normale a acestora; atât din punct de vedere al continuității în alimentare, cât și din punct de vedere al realizării unor pierderi de energie electrică minime.
Se compun din următoarele cheltuieli:
cheltuieli pentru exploatare întreținere (Cex), cuprind cheltuielile pentru materiale, echipamente de lucru și protecție, salarii, etc. necesare pentru efectuarea reviziilor tehnice și reparațiilor curente; aceste cheltuieli se calculează în procente, în funcție de tipul instalației, din investițiile directe, astfel:
LEA 20 kV – 5,5%;
LEC ( 6 – 110 ) kV – 2,5%;
PTA 20/0,4 kV – 6%.
cheltuielile corespunzătoare pierderilor de energie electrică (Cp) se calculează cu următoarea relație:
(5.6)
unde: PT = pierderile de putere activă în linii;
= durata pierderilor maxime, ce se obține din graficul = f(Tmax, cos );
cw = tariful mediu pentru energia electrică, la tensiunea de funcționare a liniei electrice, (cw = 0,3 RON/kWh)
Cheltuielile totale de exploatare – mentenanță și corespunzătoare pierderilor de energie electrică în anul i, vor fi:
(5.7)
Valoarea reziduală (Wr) reprezintă valoarea instalației electrice rămasă neamortizată, în cazul în care această instalație este înlocuită în anul i din perioada luată în studiu. Această valoare rezultă ca diferență între valoarea inițială a instalației (mijlocului fix) și valoarea amortizată până în anul înlocuirii.
În cazul în care în perioada de studiu, se impune înlocuirea unor echipamente a căror durată de viață a expirat, valoarea reziduală Wr va reprezenta valoarea de întrebuințare pe care o mai au aceste echipamente care se supun casării (fie prin utilizarea în alte instalații, fie prin recuperarea unor materiale fier, aluminiu, cupru și valorificarea acestora).
Alegerea soluției de alimentare cu energie electrică pe baza criteriului cheltuielilor totale minime actualizate (CTA minime) în varianta A
Pentru evaluarea cheltuielilor de investiții directe în varianta A se folosesc indicatorii specifici obținându-se valorile notate în tabelul 5.1. investițiile de echivalare se calculează folosind relația 5.5 și se trec în același tabel ca investițiile directe.
Tabel 5.1
Cheltuielile aferente activității de exploatare – întreținere a instalațiilor electrice se calculează în procente, în funcție de tipul instalației, din investițiile directe, astfel:
pentru LEA20 kV:
RON
pentru PT 20/0,4 kV:
RON
Cheltuielile aferente pierderilor de energie se calculează cu relația 5.6, iar valorile pierderilor de energie sunt cele din tabelul 4.1:
RON
Conform relației 5.7 cheltuielile totale de exploatare – mentenanță și corespunzătoare pierderilor de energie electrică în anul i, vor fi:
RON
Se consideră că investiția se realizează într-un singur an, durata normată de recuperare a investiției fiind de 10 ani și se întocmește tabelul 5.2 cu cheltuielile actualizate pe o perioadă de 20 ani.
Tabelul 5.2
Alegerea soluției de alimentare cu energie electrică pe baza criteriului cheltuielilor totale minime actualizate (CTA minime) în varianta B
Pentru evaluarea cheltuielilor de investiții directe în varianta B se folosesc indicatorii specifici obținându-se valorile notate în tabelul 5.3. investițiile de echivalare se calculează folosind relația 5.5 și se trec în același tabel ca investițiile directe.
Tabel 5.3
Cheltuielile aferente activității de exploatare – întreținere a instalațiilor electrice se calculează în procente, în funcție de tipul instalației, din investițiile directe, astfel:
Pentru P.T.A. – 20/0,4 kV – amplificare transformator 110 kV la 250kV:
RON
pentru LEC 0,4 kV – 1x(3×70…150)mm2:
RON
Cheltuielile aferente pierderilor de energie se calculează cu relația 5.6, iar valorile pierderilor de energie sunt cele din tabelul 4.1:
RON
Conform relației 5.7 cheltuielile totale de exploatare – mentenanță și corespunzătoare pierderilor de energie electrică în anul i, vor fi:
RON
La această variantă valoarea reziduală Wr este zero deoarece se face o înființare de stație de transformare automat ne mai existând instalații electrice rămase neamortizate.
Se consideră că investiția se realizează într-un singur an, durata normată de recuperare a investiției fiind de 10 ani și se întocmește tabelul 5.4 cu cheltuielile actualizate pe o perioadă de 20 ani.
Tabelul 5.4
Alegerea soluției finale de alimentare cu energie electrică pe baza criteriului cheltuielilor totale minime actualizate (CTA minime)
Criteriul cheltuielilor totale actualizate permite analiza calitativă și cantitativă a soluțiilor ce se compară și conduce la adoptarea deciziei optime din punct de vedere tehnic și economic, prin alegerea și aplicarea variantei ce prezintă valoarea minimă a C.T.A.
În lucrarea de față, în baza CTA minime și a rezultatelor din tabelele 5.2, 5.4 și 5.6, se alege varianta a.
CAPITOLUL 6
CALCULUL CURENȚILOR DE SCURTCIRCUIT
Considerații generale
Prin scurtcircuit se înțelege contactul accidental fără rezistență, sau printr-o rezistență de valoare relativ mică, a două sau mai multor conductoare aflate sub tensiune.
Cauzele producerii scurtcircuitelor pot fi: deteriorarea mecanică a izolației, ruperea conductoarelor, străpungerea sau conturnarea izolației la supratensiuni, punerea indirectă în contact a conductoarelor cu pamatul (păsări, copaci).
Curentul de scurtcircuit este curentul care parcurge elementele instalațiilor electrice (conductoare, transformatoare, aparate electrice), în cazul apariției unui defect.
Valoarea curenților de scurtcircuit depinde de:
puterea surselor care alimentează scurtcircuitul;
timpul scurs de la momentul apariției scurtcircuitului;
tipul scurtcircuitului (monofazat, bifazat, trifazat);
distanța dintre sursă și locul de scurtcircuit, adică impedanța echivalentă a circuitului electric cuprins între sursă și locul scurtcircuitului.
Valoarea mare a curentului de scurtcircuit, produce în instalațiile electrice următoarele efecte:
scăderea tensiunii în instalațiile electrice ale SEE (la locul defectului datorită creșterii căderilor de tensiune, tensiunea este practic zero);
deteriorarea căilor de curent și a echipamentelor electrice în cazul depășirii temperaturii maxime sau a eforturilor electrodinamice admise la funcționarea acestora în regim de scurtcircuit
Cunoașterea valorii curentului de scurtcircuit ce poate să apară în instalațiile electrice este necesară pentru:
alegerea și verificarea căilor de curent (conductoare, bare, cabluri) a aparatelor și echipamentelor electrice, din punct de vedere al stabilității termice și electrodinamice;
stabilirea reglajelor pentru protecțiile prin relee ale echipamentelor electrice sau alegerea siguranțelor fuzibile pentru circuitele electrice.
Tipurile de scurtcircuite care pot avea loc în instalațiile electrice sunt următoarele:
scurtcircuitul trifazat (simetric);
scurtcircuitul bifazat (nesimetric);
scurtcircuitul bifazat cu punere la pământ (nesimetric);
scurtcircuitul monofazat (nesimetric).
Curentul de scurtcircuit produs în rețeaua electrică, parcurge un proces tranzitoriu, provocat de micșorarea bruscă a impedanței rețelei, de la valoarea curentului de sarcină, anterior scurtcircuitului, la valoarea stabilizată a regimului de scurtcircuit.
In figura 6.1 s-a reprezentat variația curentului de scurtcircuit, în ipoteza cea mai defavorabilă, când în momentul scurtcircuitului, valoarea tensiunii instantanee are valoarea zero.
Figura 6.1. Variația curentului de scurtcircuit în funcție de timp.
Valoarea instantanee a curentului total de scurtcircuit isc, este alcătuită din două componente, una periodică, ip si alta aperiodică, ia:
isc = ip + ia (6.1)
Valoarea componentei periodice ip a curentului de scurtcircuit este determinată de valoarea tensiunii la barele sistemului electric și impedanța rețelei parcursă de curentul de scurtcircuit. Deoarece s-a considerat că valoarea tensiunii la barele sistemului electric rămâne constantă, rezultă că și valoarea componentei periodice rămâne constantă pe durata scurtcircuitului.
După 0,01 secunde (la T/2 în cazul frecvenței de 50 Hz), suma dintre ip și ia este maximă și reprezintă valoarea maximă ișoc a curentului de scurtcircuit , valoare care determină solicitările dinamice ale elementelor componente ale instalațiilor.
Componenta aperiodică are o variație exponențială, cu valoarea maximă ia0 la t = 0 și se amortizează după maxim 0,2 sec. de la apariția scurtcircuitului, datorită rezistenței din circuitul electric.
Calculul curenților de scurtcircuit prin metoda unităților relative
Metoda de calcul folosește exprimarea impedanțelor schemei de calcul în unități relative.
Impedanța Z, în Ω, a oricărui element se poate exprima în unități relative prin raportarea ei la niște mărimi, numite de bază, alese în mod arbitrar. Trecerea la impedanța Z*b (exprimată în unități relative se face cu relația:
(6.2)
unde: Sb = puterea de bază pe fază, exprimată în MVA, se alege în general Sb = 100 sau 1000 MVA;
Ub = tensiunea de bază, exprimată în kV; se alege valoarea tensiunii medii în punctul de producere al scurtcircuitului.
Pentru calculul curenților de scurtcircuit, se fac în general, următoarele aproximații:
rețelele (circuitele) electrice se consideră simetrice;
liniile electrice, (auto) transformatoarele, generatoarele, etc., se reprezintă prin parametrii longitudinali și de regulă numai prin reactanțe; pentru aceasta trebuie să se cunoască caracteristicile tehnice ale liniilor și echipamentelor electrice;
se neglijează valoarea curentului de sarcină anterior apariției scurtcircuitului, având în vedere valoarea redusă a acestuia în comparație cu valoarea curentului de scurtcircuit;
reactanțele de secvență directă și inversă se consideră egale între ele;
în calcule se iau în considerare valorile medii ale tensiunilor nominale și anume:
pentru Un = 20 kV, Umed = 21 kV;
pentru Un = 110 kV, Umed = 115 kV;
În continuare se prezintă etapele ce se parcurg pentru calculul curentului de scurtcircuit trifazat în cazul în care sursa este reprezentată de un sistem de putere infinită.
După alegerea puterii aparente de bază și a tensiunii de bază se calculează valoarea curentului de bază conform relației:
[kA] (6.3)
Se trece apoi la calcularea impedanțelor (reactanțe, rezistențe) în unități relative pentru fiecare componentă a schemei de alimentare, folosind următoarele relații de calcul:
pentru reactanța sistemului, reactanța de legătură la barele unui sistem de putere infinită:
(6.4)
unde: Ssc = puterea aparentă de scurtcircuit pe barele de racord a sursei (sistemului electroenergetic) de putere infinită, față de care se determină reactanța de scurtcircuit a rețelei electrice, MVA.
pentru reactanța transformatoarelor cu două înfășurări:
(6.5)
unde: Sn = puterea aparentă nominală a transformatorului, în MVA;
usc[%] = tensiunea procentuală e scurtcircuit.
pentru rezistența respectiv reactanța liniilor electrice:
(6.6)
(6.7)
unde: R0, X0 = rezistența respectiv reactanța specifică liniilor electrice [Ω/km];
l = lungimea liniei electrice [km].
Calculând toate reactanțele și rezistențele raportate la mărimile de bază din schema echivalentă de calcul, pe baza unor transformări și transfigurări succesive se calculează reactanța relativă totală între sursă și locul de scurtcircuit:
(6.8)
Valoarea efectivă a curentului de scurtcircuit trifazat permanent se calculează cu relația: (6.9)
Calculul valorii inițiale, la momentul t = 0 sec, a curentului de scurtcircuit periodic se efectuează în mod diferit în funcție de valoarea reactanței totale de calcul.
Astfel, dacă reactanța totală de calcul X*t ≤ 3, atunci valoarea inițială a curentului de scurtcircuit periodic se calculează cu relația:
(6.10)
unde: K0 = coeficient ce se determină cu ajutorul nomogramelor standardizate.
Dacă reactanța totală de calcul X*t ≥ 3, atunci componenta periodică a curentului de scurtcircuit este constantă în orice moment. În acest caz regimul de scurtcircuit, datorită distanței electrice mari, este lipsit de regimul tranzitoriu la locul de defect și intră din primul moment în regim permanent de scurtcircuit. În acest caz:
(6.11)
Valoarea instantanee a curentului de șoc, care reprezintă cea mai mare valoare instantanee a curentului de scurtcircuit, se calculează funcție de coeficientul de șoc kșoc, folosind relația:
(6.12)
Pentru rețelele electrice de înaltă tensiune pentru care avem R << X, rezultă pentru constanta de timp a amortizării componentei aperiodice Ta = 0,05 sec o valoare a coeficientului de șoc de aproximativ 1,8. Atunci relația 6.12 devine:
(6.13)
Valoarea efectivă a curentului de șoc, în cazul unui coeficient de șoc kșoc = 1,8 se calculează astfel:
(6.14)
Puterea de scurtcircuit trifazat la locul defectului ajută la alegerea aparatelor de comutație și se calculează cu relația:
(6.15)
Calculul curentilor de scurtcircuit
Se calculeaza parametrii transformatorului din P.T.A. 20/0,4 kV, 250kVA:
;
;
.
Parametrii LEC 0,4kV sunt, considerand:
Un singur cablu in functiune: cablu tip ACYAbY 3×150+70.
Rezistenta conductorului de nul este:.
Curentul de scurtcircuit trifazat la bornele de 0,4 ale transformatorului in punctul 1, se calculeaza dupa relatia:
.
In punctul 2, se calculeaza curentul de scurtcircuit trifazat, folosind metoda unitatilor relative; se neglijeza rezistenta LEA 20kV, iar puterea de scurtcircuit pe bara de 20kV a statiei de transformare, se considera egala cu 200 MVA.
Se aleg: Sb = 100MVA; Ub = 21 kV.
Se obtine,
Reactanta relativa a sistemului:
;
Reactanta relativa a LEA 20kV:
=0,157 ;
Reactanta relativa a derivatiei 20 kV:
;
Valoarea curentului de scurtcircuit trifazat va fi:
Puterea de scurtcircuit in punctul 2 este:
MVA
Valoarea instantanee a curentului de soc va fi:
kA
Valoarea curentului de soc este:
kA.
CAPITOLUL 7
CALCULUL TERMIC AL CURENȚILOR ÎN CONDUCTOARE
Considerații generale
Curenții electrici care circulă prin conductoare produc pierderi de energie proporționale cu rezistența lor, din care cauză acestea se încălzesc. Atât timp cât temperatura conductoarelor este mică în raport cu aceea a mediului exterior, această energie servește, în principal, la creșterea temperaturii lor. Când conductoarele ating temperaturi mai mari, o parte a căldurii este transmisă mediului, ceea ce are ca efect încetinirea sau limitarea creșterii în continuare a temperaturii. Cantitatea de căldură cedată mediului va fi cu atât mai mare cu cât temperatura conductoarelor va fi mai ridicată. In final, poate avea loc un echilibru termic, căruia îi corespunde o temperatură maximă θmax a conductorului, când întreaga cantitate de căldură produsă de curentul electric în conductor este cedată mediului.
Legea creșterii temperaturii conductorului în condiții normale de răcire, în funcție de durata trecerii curentului este reprezentată în figura 7.1 prin curba OB. Temperatura maximă de încălzire θmax poate fi atinsă după un timp t, care corespunde pe axa absciselor punctului D.
Aceeași temperatură maximă ar atinge-o conductorul, dacă acesta n-ar fi răcit, într-un timp T mult mai mic decât t. In acest caz, întreaga cantitate de căldură dezvoltată în conductor s-ar consuma pentru încălzirea acestuia și temperatura lui ar crește neîncetat, conform dreptei punctate OA.
Răcirea conductoarelor încălzite până la temperatura θmax corespunzătoare unui regim de echilibru termic, în funcție de timpul măsurat de la întreruperea curentului, se produce după curba CD din figura 7.1. Dacă conductoarele sunt parcurse un timp t de un curent cu aceeași intensitate, însă în mod intermitent, atunci încălzirea lor va fi mai mică și curba de variație a temperaturii corespunde curbei frânte OE. In intervalul de timp Δt1, când conductorul este parcurs de curent, încălzirea lui se produce după legea reprezentată de curba OB, fără ca să fie atinsă temperatura θmax. Când curentul este întrerupt, în intervalul de timp Δt2, răcirea conductorului se face după legea reprezentată de curba CD, fără a se atinge temperatura inițială. Variația temperaturii se produce analog pentru intervalele de timp următoare, Δt3, Δt4… Δtn, corespunzătoare stabilirii sau întreruperii curentului. In acest caz, temperatura finală a conductorului va fi mai mică decât aceea pe care ar atinge-o acesta, dacă el ar fi parcurs permanent de un curent cu aceeași intensitate. Această constatare are o importanță practică deosebită, deoarece curenții admisibili din conductoare în cazul unor sarcini intermitente, pot avea intensități mai mari decât la sarcini permanente.
Când căldura produsă de curenții electrici cu anumite intensități crește continuu, depășind căldura cedată mediului, nu se poate stabili un echilibru termic, în acest caz, legea de variație a temperaturii este definită de curba OF, care arată că temperatura crește nelimitat, până când conductoarele se ard sau se volatilizează.
Figura 7.1 Curba de variație a temperaturii într-un conductor.
Astfel, în cazul liniilor electrice aeriene, când temperatura conductoarelor depășește o anumită valoare, rezistența mecanică a acestora se micșorează, iar fenomenul de fluaj se accentuează, în aceste condiții, săgețile pot crește peste anumite valori, fapt care conduce la micșorarea distanțelor de izolație dintre faze, sau dintre faze și pământ
Din aceste motive se impune verificarea la încălzire a conductoarelor liniilor electrice pentru determinarea intensităților admisibile ale curentului electric — în diferite regimuri de funcționare ale rețelelor electrice, cum și în anumite condiții de răcire a acestora — astfel încât temperaturile maxime admisibile ale conductoarelor și izolației să rămână sub anumite limite periculoase, care ar duce la degradarea sau distrugerea lor.
Calculul încălzirii conductoarelor liniilor electrice aeriene în regim permanent de funcționare
Scopul acestui calcul efectuat asupra conductoarelor liniilor electrice aeriene constă în a verifica, în diferite regimuri de sarcină, creșterea temperaturii a acestor conductoare, astfel încât proprietățile de rezistență mecanică și de conductivitate electrică să rămână apropiate de valorile prescrise de norme. Micșorarea rezistenței mecanice a conductorului reprezintă restricția principală în calculul încălzirii conductoarelor, întrucât aceasta determină direct siguranța în funcționare a liniei și durata ei de viață.
Calculul încălzirii se efectuează pentru o sarcină de lungă durată. Pentru această sarcină, se impune o temperatură maximă admisibilă, astfel încât pentru o perioadă apreciată ca durată de viață a liniei, caracteristicile fizico-mecanice ale conductorului să nu se schimbe esențial.
Pentru aprecierea posibilităților de supraîncărcare a liniei, ca și durata admisibilă a acestor supraîncărcări, pentru o durată de viață convențional aleasă a conductoarelor, calculul trebuie efectuat în ipoteza unor regimuri de funcționare precalculate, pe baza unor curbe de încărcare zilnice tipizate.
În afară de ipotezele ce se fac asupra condițiilor interne legate de conductor, pentru efectuarea unui calcul corect de încălzire mai este necesară cunoașterea condițiilor de răcire date de mediul exterior. Acestea sunt determinate de temperatura mediului ambiant și de considerarea sau neglijarea în calcul a unei viteze a aerului din jurul conductorului (vântului). Într-un calcul mai exact în afara vântului mai trebuie luat în considerație și efectul radiației solare. Având stabilite ipotezele de calcul asupra curbelor de sarcină, temperaturii maxime admisibile, condițiilor de răcire, pe baza ecuației echilibrului termic se poate face verificarea încălzirii conductorului.
În general, în funcție de ipotezele admise în calculul încălzirii conductoarelor, metodele se pot clasifica în trei categorii:
metode simplificate, în care se neglijează pierderile prin conducție în conductor, cum și aportul prin radiație al corpurilor exterioare;
metode mii exacte caro țin seama de radiațiile solare și în care se evaluează mai precis coeficienții de radiație a conductorului și coeficientul de convecție a aerului;
metode care țin seama de influența temperaturii și a duratei de încălzire a conductoarelor asupra micșorării în timp a rezistenței mecanice a acestuia.
Stabilirea ecuației de bilanț
Bilanțul energetic dintre cantitățile de căldură ce iau naștere în elementul de rețea parcurs de curent și cantitățile de căldură acumulată în conductor și cele care se degajă în mediul exterior, în unitatea de timp și pe unitatea de lungime, este dat de relația generală:
(7.1)
în care:
W1t – reprezintă pierderile de energie transformate în căldură prin efect Joule – Lenz în conductoare (surse de energie);
W2t – pierderile de energie transformate în căldură în dielectricul conductorului izolat;
W3t – încălziri suplimentare datorate altor corpuri calde învecinate conductorului considerat;
W2 – cantitatea de căldură înmagazinată în conductor;
W3 – cantitatea de căldură transmisă mediului exterior prin convecție;
W4 – cantitatea de căldură transmisă mediului exterior prin radiație;
W5 – cantitatea de căldură transmisă prin conductibilitate în lungul conductorului și transversal pe acesta (în aer), către părțile mai reci.
Pentru analiza calitativă a fenomenelor se poate neglija cantitatea de căldura transmisă prin conductibilitate (W5 = 0), considerând în același timp că valoarea rezistenței conductorului nu se modifică datorită încălzirii, în aceste condiții, cantitatea de energie degajată de conductor rămâne constantă.
Deși cantitatea totală de energie degajată în conductor în unitatea de timp este constantă, repartiția acesteia între energia acumulată în conductor și cea cedată mediului exterior se modifică în timpul procesului de încălzire astfel:
în primele momente, cea mai mare parte a căldurii degajate este acumulată în conductor, care își ridică temperatura aproximativ liniar;
apoi treptat conductorul încălzindu-se, crește cantitatea de căldură cedată mediului exterior, astfel încât temperatura conductorului crește neliniar, mai încet decât în prima etapă;
după un anumit interval de timp, care depinde de condițiile de răcire și de materialul conductorului, întreaga cantitate de căldură este-cedată mediului exterior, stabilindu-se un echilibru termic și atingându-se temperatura. de regim a conductorului θmax.
In aceste condiții ecuația de bilanț energetic devine:
(7.2)
Dacă se consideră că schimbul de căldură cu mediul exterior se face prin suprafața laterală a conductorului și se explicitează ecuația bilanțului termic (7.2) în funcție de materialul, dimensiunile geometrice și de condițiile de răcire ale conductorului, se poate scrie că:
(7.3)
în care:
= energia electrică pierdută (prin efectul Joule – Lenz) ca urmare a trecerii curentului prin conductor în intervalul de timp dt;
= căldura înmagazinată în conductor pentru o variație dθ a temperaturii;
= căldura transmisă mediului exterior prin radiație și convecție în intervalul de timp dt;
R – rezistența conductorului;
c – căldura specifică a conductorului, în;
γ – masa specifică a conductorului, în kg/m3;
V – volumul de material al conductorului, în m3;
S – suprafața laterală a conductorului prin care se cedează căldura, în m2;
α – coeficientul de transmisie a căldurii prin suprafața conductorului, în W/m2 °C;
θ – supratemperatura, are semnificația unei diferențe între temperatura oarecare a conductorului și temperatura mediului, în °C.
Dacă se împarte ecuația (7.3) cu α S, se obține:
(7.4)
În ultima relație se pot pune în evidență următoarele mărimi fizice.
Constanta de timp a încălzirii [s], care depinde de condițiile de răcire (α), de caracteristicile de material (c, γ) și de dimensiunile geometrice ale conductoarelor (S, V).
Supratemperatura de regim [°C], care depinde de condițiile de răcire (α), de materialul conductor (ρ0) de suprafața laterală a conductorului (S) și de pătratul curentului.
Ținând seama de notațiile făcute, ecuația diferențială (7.4) capătă forma:
(7.5)
Prin integrare pe intervalul θi = 0 la θf = θ și de la 0 la t, se obține ecuația încălzirii conductorului, a cărui temperatură inițială este egală cu cea a mediului ambiant (curba de încălzire din figura 7.2):
(7.6)
Ecuația răcirii se poate obține pornind tot de la ecuația diferențială 7.4, în care se va considera R∙I2 = 0, deoarece curentul este întrerupt și deci nu se mai dezvoltă putere în conductor.
Prin integrare pe intervalul θi = θmax la θf = θ și de la 0 la t, se obține ecuația răcirii conductorului, a cărui temperatură inițială este temperatura maximă (curba de răcire din figura 7.2):
(7.6)
Figura 7.2 Variația în timp a temperaturii unui conductor în condiții normale de răcire.
Subtangenta la curba de încălzire determină constanta de încălzire τ, care constituie timpul necesar conductorului, fără cedare de căldură, de a ajunge la încălzirea θmax.
De remarcat că în regimul permanent de funcționare conductorul ajunge la supratemperatura θmax, teoretic după un timp infinit, practic după un interval t = (4…5) ∙ τ, care depinde de caracteristicile materialului, dimensiunile geometrice ale conductorului și de coeficientul de transmisie.
Determinarea curenților maximi admisibili
Principiul de bază al calculului presupune determinarea sarcinilor admisibile de curent, astfel încât temperatura conductoarelor liniilor electrice aeriene să nu depășească valoarea admisă pentru construcția dată a acestora, ținând seama de izolație și de condițiile de răcire.
Dacă Q = R∙I2∙t, reprezintă cantitatea de căldură produsă într-un interval de timp t la trecerea curentului într-un conductor, atunci la stabilirea echilibrului termic ea va fi cedată mediului înconjurător în trei moduri: prin radiație, prin convecție și prin conducție.
Căldura cedată prin radiație într-un interval de timp t este dată de relația:
(7.7)
unde: S – suprafața conductorului prin care se evacuează căldura în mediul exterior;
αr – coeficientul de transfer al căldurii prin radiație;
θ2 – temperatura finală a conductorului, în °C;
θ1 – temperatura mediului exterior (inițială), în °C.
Coeficientul de transfer al căldurii prin radiație, depinde de condițiile de răcire ale conductoarelor și arată cantitatea de energie transmisă într-o secundă printr-o suprafață de 1 cm2, când diferența de temperatură dintre conductor și mediul ambiant este de 1°C. În general, valoarea lui se poate calcula cu relația:
(7.8)
Căldura cedată prin convecție în intervalul de timp t este calculată cu o relație analoagă cu (7.7):
(7.9)
unde: αc este coeficientul de cedare a căldurii prin convecție.
Coeficientul de transfer al căldurii prin convecție αc se poate determina pentru liniile electrice aeriene în două situații și anume în regimul convecției libere când mediul înconjurător se consideră fără vânt și în regimul convecției forțate când se consideră mișcarea cu viteze de (0,5…0,6) m/s.
Regimul convecției forțate se folosește la verificarea în cazul funcționării conductoarelor cu încărcare sub sarcina normală. Valoarea acestuia se poate calcula cu relația:
(7.10)
unde: v =viteza vântului în m/s;
d = diametrul conductorului, în mm.
Regimul convecției libere folosește la verificarea încălzirii conductoarelor la o funcționare critică cu suprasarcină. În aceste condiții coeficientul de transfer al căldurii se poate calcula cu relația:
(7.11)
Căldura cedată prin conducție se poate neglija, deoarece datorită faptului că conductivitatea termică a aerului este extrem de redusă, ea este foarte mică.
În starea de echilibru termic, cantitatea de căldură produsă prin trecerea curentului în conductor este egală cu cea degajată în mediul exterior. Ca urmare, se poate scrie că:
(7.12)
de unde rezultă:
(7.13)
unde: RL = rezistența pe fază a liniei electrice;
θmax = temperatura maximă admisibilă a conductorului în regim normal de funcționare.
Se vor calcula curenții maximi admisibili pentru conductoarele LEA 20 kV, de racord tip Al – OL 50/8 mm2. Pentru acesta trebuie să calculăm valorile coeficienților de convecție și radiație.
Utilizând relațiile 7.8 și 7.11 se trece la calculul coeficienților de convecție și radiație pentru ambele cazuri. Coeficienții k’ și k’’ au în funcție de valoarea medie a temperaturilor θm următoarele valori: k’ = 1,08 și k’’ = 0,972.
Pentru conductorii LEA 20 kV de racord Al – OL 50/8 mm2:
coeficientul de convecție:
coeficientul de radiație:
Determinarea curentului admisibil în conductoarele LEA 20 kV de racord și de repartiție, pentru temperatura maximă admisibilă θmax = 70˚C, se face utilizând relația 7.13:
Pentru conductorii LEA 20 kV de racord, Al – OL 50/8 mm2:
Determinarea încălzirii și a alungirii conductoarelor
La conductoarele din oțel-aluminiu, fiecare material are un coeficient de dilatare termică liniară diferit. Dacă fiecare dintre aceste materiale luate separat ar fi supus la o variație de temperatură Δθ, atunci s-ar dilata sau contracta liber, după coeficientul propriu de dilatare.
Fiind însă cuprinse într-un conductor unic, apare o influență reciprocă la variații de temperatură.
O valoare caracteristică a temperaturii o constituie temperatura de fabricație a conductorului care, în hala de montaj, se consideră de 15°C. La ceasta temperatură atât firele din oțel, cât și cele din aluminiu au lungimi corespunzătoare coeficienților proprii de dilatare.
La temperaturi diferite de temperatura de fabricație, firele din aluminiu care sunt bine strânse peste inima de oțel nu pot aluneca peste aceasta și conductorul, în ansamblul său, se va dilata sau contracta cu aceeași lungime.
In această situație, atât în firele din oțel, cât și în cele din aluminiu vor apărea solicitări interne indiferent dacă conductorul este întins într-o linie sau se găsește înfășurat pe tambur.
Dacă se modifică temperatura conductorului de la θ0 la θ, cu θ0 < θ, alungirea reală a conductorului de oțel – aluminiu va fi:
(7.14)
unde: ΔL = alungirea conductorului in funcție de temperatură;
α = coeficient de dilatare liniară;
θ0 = temperatura de confecționare a conductorului;
θ = temperatura conductorului;
L = lungimea conductorului.
Liniile electrice își modifică temperatura de lucru datorită încălzirii prin efect Joule – Lenz, în funcție de curentul de sarcină ce străbate conductorii. Temperatura conductorilor liniilor electrice poate fi determinată din relația 7.12 astfel:
(7.15)
Se vor calcula temperaturile conductoarelor liniei electrice de racord LEA 20kV tip Al – OL 50/8 mm2, funcție de curentul ce le străbate, cu ajutorul relației 7.15.
Se va pleca de la curentul cerut de zona de consum Ic = 29,39 A și se vor calcula valorile crescând curentul din 100 în 100 % din acesta, până la valoarea maximă a curentului prin conductoare Imax = 205 A.
Se trece apoi la calculul alungirii conductoarelor liniei electrice în lungime de L = 0,2 km, utilizând relația 7.14, funcție de temperatura conductoarelor și de temperatura de confecționare a conductorului θ0 = 15 °C.
Se întocmește tabelul 7.1 ce cuprinde valorile temperaturilor precum și a alungirilor conductoarelor liniilor electrice.
Utilizând datele din tabelul mai sus amintit se vor ridica caracteristicile alungirii și încălzirii conductoarelor liniei electrice de racord, funcție de curentul care le parcurge. Caracteristicile θ(I) și ΔL(I) vor fi reprezentate în figura 7.3, cu evidențierea punctului al cărei coordonată pe ordonată corespunde curentului cerut de zona de consum.
Tabelul 7.1
Urmărirea alungirii conductoarelor are un rol foarte important în proiectarea rețelelor electrice deoarece odată cu creșterea alungirii conductoarelor va crește și săgeata acestora, sporind pericolul de apariție a defectelor (punere la pământ, distrugere prin agățare a liniilor electrice aeriene) dar și pericolul accidentărilor umane (electrocutare prin atingere a conductoarelor liniilor electrice cu corpuri înalte).
Variația temperaturii în conductoare este de asemenea foarte importantă. Variația temperaturii va duce la modificarea lungimii conductoarelor liniilor electrice aeriene. Deoarece punctele de suspensie ale conductoarelor sunt fixe, va rezulta o modificare a efortului în conductor. În anumite situații, aceste eforturi se adaugă eforturilor determinate de celălalte forțe îngreunând, astfel, condițiile de lucru ale conductoarelor.
Un alt efect al creșterii temperaturii în conductoare este modificarea lungimii conductorului, deci automat creșterea săgeții acestuia cu implicații în buna funcționare a liniei electrice.
CAPITOLUL 8
ALEGEREA ȘI VERIFICAREA APARATELOR ȘI CĂILOR DE CURENT DIN PUNCT DE VEDERE TERMIC ȘI ELECTRODINAMIC
Considerații generale
Echipamentul electric al unei instalații electrice trebuie astfel ales încât să satisfacă următoarele condiții:
parametrii nominali ai echipamentului să corespundă parametrilor locului în care se instalează;
să reziste supratensiunilor și curenților de scurtcircuit ce pot să apară în regimurile de avarie.
Curenții de scurtcircuit solicită elementele echipamentului din punct de vedere mecanic și termic; solicitarea electrodinamică este determinată de curentul de scurtcircuit de șoc, iar solicitarea termică de valoarea curentului de scurtcircuit și de durata acestuia.
Verificarea echipamentului electric la solicitări mecanice și termice în cazul curenților de scurtcircuit se face prin compararea mărimilor de calcul cu cele de încercare.
La alegerea și verificarea elementului respectiv, trebuie să se aleagă locul de scurtcircuit astfel, încât curentul ce rezultă să determine solicitarea maximă posibilă a elementului.
De menționat că generatoarele și transformatoarele nu se verifică la acțiunea curenților de scurtcircuit, deoarece acestea se asigură din acest punct de vedere prin construcția lor.
Aparatele electrice alese trebuie să satisfacă o serie de grupe de criterii tehnice, indicându-se valorile necesare determinate de solicitările din instalații și valorile garantate de fabricanți pentru toate aceste criterii. Se va ține seama că într-o stație electrică există mai multe tipuri de circuite, echiparea acestora putând fi diferită.
Criteriile tehnice de alegere a aparatelor electrice trebuie însoțite de criterii economice (investiții, costuri pentru întreținere și reparații etc.), precum și de criterii privind încadrarea în mediul ambiant (masă, gabarit, aspect estetic, poluare etc.).
Principalele grupe de criterii tehnice pentru alegerea aparatelor electrice sunt:
condiții ambientale;
caracteristici constructive;
caracteristici de izolație;
curent nominal;
frecvență nominală;
comportarea în regim de scurtcircuit;
criterii specifice.
Principalele caracteristici sunt: tensiunea nominală Un, tensiunea maximă de serviciu la care poate funcționa aparatul UM, curentul nominal In, capacitatea de rupere nominală Sr, sau Ir capacitatea de conectare Iî, curentul limită termic Ilt, timpul propriu de deschidere tpd, timpul total de deschidere ttd, timpul total de închidere tî, caracteristica de protecție (funcționare), mediul pentru stingerea arcului electric, locul de montare.
După funcțiunea pe care o îndeplinesc, se deosebesc următoarele categorii:
aparate de conectare (întreruptoare, separatoare, separatoare de sarcină);
aparate de protecție (siguranțe fuzibile, bobine de reactanță și de stingere, descărcătoare);
aparate de măsură (transformatoare de măsură).
Alegerea și verificarea aparatelor din punct de vedere termic și electrodinamic
Alegerea aparatelor și echipamentelor electrice se face ținând seama de următoarele condiții generale:
tipul instalației în care se montează, de exterior sau de interior;
Poate fi interior sau exterior (și se indică prin tema de proiectare. Instalațiile de tip interior sunt protejate împotriva intemperiilor. În stațiile interioare nu se recomandă alegerea unor aparate cu volum mare de ulei, având în vedere riscul unor explozii și incendii care se pot produce în asemenea situații.
caracteristicile mediului ambiant (temperatura, umiditate) și altitudinea de montare;
De regulă, fabricanții de aparate garantează performanțele de catalog pentru înălțimi de funcționare a instalațiilor sub 1000 m. Pentru altitudini mai mari (de peste 1000 m), unele performanțe electrice și eventual, condițiile de stingere a arcului electric se înrăutățesc, constructorii de aparate indicând coeficienți pentru corecția acestora.
Caracteristicile mediului ambiant se referă la principalii factori meteo prevăzuți de normativul PE 101. Temperatura influențează condițiile de răcire și încărcările admisibile ale circuitelor; umiditatea și precipitațiile influențează comportarea izolației și stingerea arcului electric.
tensiunea nominală a aparatelor (echipamentelor) electrice trebuie să satisfacă relația:
(8.1)
unde: Unaparat – tensiunea nominală de serviciu pentru care a fost realizat aparatul (echipamentul) electric;
Uninstal – tensiunea nominală a instalației în locul de montare a echipamentului.
aparatele și echipamentele electrice care constituie și căi de curent, trebuie să respecte condiția:
(8.2)
unde: Imaxcalc = sarcina maximă de calcul determinată în proiectare pentru locul de montaj al aparatului (echipamentului) ;
Inapar = curentul nominal al aparatului (echipamentului), realizat prin construcția acestuia.
Aceste condiții se aplică la alegerea tuturor echipamentelor și aparatelor electrice, întreruptoare, separatoare, transformatoare de curent și de tensiune.
Întreruptoarele sunt aparate prin care se realizează atât conectarea – deconectarea curenților de sarcină, cât și întreruperea curenților de scurtcircuit; în acest ultim caz, întreruptoarele trebuie să îndeplinească condiția:
curentul de rupere trebuie să fie mai mare decât curentul de scurtcircuit în punctul în care se montează aparatul:
(8.3)
unde: Ir = curentul nominal de rupere a întreruptoarelor,
Isc = curentul de scurtcircuit în locul de montare a întreruptorului.
Verificarea aparatelor se face din punct de vedere termic și electrodinamic, ele trebuind să satisfacă anumite condiții specifice fiecărui tip de aparat în parte. Aceste condiții vor fi prezentate pentru fiecare aparat în parte, în cadrul subcapitolelor care urmează.
Singurele aparate care nu se verifică la stabilitate termică și electrodinamică sunt transformatoarele de măsurare de tensiune, deoarece ele nu sunt supuse acțiunii curenților de scurtcircuit.
Alegerea și verificarea întreruptoarelor
Întreruptorul este cel mai important aparat de comutație din circuitele primare. După principiul de stingere al arcului, întreruptoarele pot fi cu: ulei mult, ulei puțin, aer comprimat, hexafluorură de sulf, suflaj magnetic și cu vid.
Întreruptoarele cu ulei mult — IUM, sunt tot mai puțin folosite în prezent din cauza pericolului de explozie și incendiu. Au o construcție simplă și sigură și o comportare bună în exploatare. Vor fi totuși evitate pe cât posibil, rămânând să fie folosite la posturi de transformare și la stații electrice de importanță redusă, de preferință numai în instalații exterioare.
Întreruptoarele cu ulei puțin — IUP, sunt foarte răspândite până la cele mai mari tensiuni și puteri de rupere. Au o construcție simplă și robustă, comportare bună în exploatare revizia este ușoară și rapidă. Aceste întreruptoare sunt indicate pentru condițiile din țara noastră.
Întreruptoarele cu aer comprimat sunt de asemenea foarte răspândite până la cele mai mari tensiuni și puteri de rupere. Au o construcție mai complicată și necesită în plus o instalație de aer comprimat de mare presiune. Pentru condițiile din țara noastră, pot fi folosite la puteri de rupere foarte mari sau în condiții de funcționare speciale.
Întreruptoarele cu hexafluorură de sulf se răspândesc tot mai mult datorită calităților lor excepționale. Au o capacitate mărită de stingere a arcului și de refacere a rigidității dielectrice.
Întreruptoarele cu suflaj magnetic sunt simple, robuste și se comportă bine în exploatare; se fabrică în prezent pentru tensiuni medii. La curenți mici, efectul de suflaj magnetic este insuficient pentru ruperea arcului din care cauză în aceste condiții se prevăd dispozitive suplimentare (suflaj cu aer).
Întreruptoarele cu vid folosesc proprietățile vidului pentru stingerea arcului electric. Vidul înaintat (10-4. . .10-5 torr) are o mare rigiditate dielectrică, iar arcul electric se stinge de la sine în vid înainte de trecerea curentului prin zero.
Dispozitivele de acționare ale întreruptoarelor pot fi :
— cu acționare unilaterală, când realizează numai închiderea întreruptorului, deschiderea acestuia făcându-se cu ajutorul unui resort de deschidere. Este cazul dispozitivelor de tipul MR, MRI, DRI, DSI, etc, folosite la întreruptoarele cu ulei puțin (tip IUP) de medie tensiune ;
— cu acționare bilaterală, când realizează atât închiderea, cât și deschiderea întreruptorului, fără să mai fie nevoie de resorturi pentru deschidere. Este cazul întreruptoarelor de înaltă tensiune care folosesc dispozitive de tipul MOP (IO – 110, 220, 400) sau înglobate în ele (IUP — 35) etc.
În funcție de energia folosită, dispozitivele de acționare pot fi cu resorturi (tipurile MR, DR), cu acționare pneumatică (tipul DPI), electromagnetice (tipul DSI), manuale (tipul DMI).
Alegerea întreruptoarelor se face conform celor enunțate în subcapitolul 8.2 respectându-se relațiile 8.1, 8.2 și 8.3.
Verificarea întreruptoarelor se va face ținând cont de valoarea curentului de scurtcircuit trifazat simetric urmărind cele enunțate mai jos.
Întreruptoarele sunt aparate prin care se realizează atât conectarea – deconectarea curenților de sarcină, cât și întreruperea curenților de scurtcircuit; în acest ultim caz, întreruptoarele trebuie să îndeplinească condiția:
(8.4)
unde: Sr = puterea nominală de rupere a întreruptoarelor,
Ssc = puterea de scurtcircuit în locul de montare a întreruptorului.
Din punct de vedere al stabilității termice la scurtcircuit, întreruptoarele trebuie să respecte condiția:
(8.5)
unde: Ilimt = curentul limită termic pentru o secundă dat de fabricant;
Iscm = curentul mediu echivalent al scurtcircuitului;
= durata pentru care se verifică termic (pentru o altă durată decât cea de o secundă).
Valoarea curentului mediu echivalent de scurtcircuit se determină cu relația :
(8.6)
unde: m = coeficient care ține seama de aportul componentei aperiodice a curentului de scurtcircuit; acesta se determină grafic în funcție de durata defectului (tsc) și de coeficientul de șoc kșoc (figura 8.1, a);
n = coeficient care ține seama de variația în timp a componentei periodice; acesta se determină în funcție de timpul total al defectului (tsc) și de raportul dintre curentul de scurtcircuit la t = 0 și curentul permanent de scurtcircuit la t = ∞ (figura 8.1, b);
tsc = timpul total al defectului (durata scurtcircuitului); se compune din timpul de acționare al protecției prin relee și timpul de deschidere al întreruptoarelor.
Figura 8.1 Nomograme pentru calculul curentului mediu echivalent al scurtcircuitului.
Din punct de vedere al solicitării electrodinamice, întreruptoarele trebuie să verifice relația:
(8.7)
unde: Ilimd = curentul limită dinamic al întreruptorului dat de fabricant.
Alegerea și verificarea separatoarelor
Separatoarele sunt aparate de conectare care asigură pentru motive de securitate, în poziția deschis, o distanță de izolare vizibilă în cadrul circuitului electric din care fac parte.
Separatorul neavând dispozitiv de stingere a arcului electric, nu se deschide sub sarcină; deschiderea separatorului trebuie să fie precedată de deconectarea întreruptorului corespunzător.
Se pot face mai multe clasificări ale separatoarelor, după cum urmează.
După locul în care se montează, separatoarele pot fi: de tip interior (la instalații interioare) sau de tip exterior (la instalații exterioare).
După numărul de poli: monopolare, bipolare, tripolare.
După modul de deplasare al contactelor mobile: separatoare cuțit, având un contact fix și un contact mobil tip cuțit; separatoare rotative, având două contacte mobile; separatoare basculante, la care contactul mobil basculează împreună cu un izolator suport în planul axelor izolatoarelor suport ale polului; separatoare pantograf, la care contactul mobil, de o construcție specială, execută o mișcare după direcția axei izolatorului suport.
După absența sau prezența dispozitivului de legare la pământ există separatoare cu sau fără cuțite de legare la pământ.
Sistemul de acționare: dispozitive de acționare manuală – cu prăjini (până la 75 kV inclusiv) sau cu pârghie (tip AME și AMI); dispozitive pneumatice (tip AP); cu acționare electrică (tip ASE).
Există și o categorie specială de separatoare numite separatoarele de sarcină (STIS) care sunt aparate de conectare capabile să întrerupă curentul nominal al unui circuit și care în poziția deschis asigură o distanță minimă între contactul fix și cel mobil întocmai ca și separatoarele normale.
Se utilizează în următoarele scopuri:
pentru conectarea și deconectarea bateriilor de condensatoare, până la puteri de circa l 200 kVAr și tensiuni de 20 kV;
pentru înlocuirea întreruptorului, în punctele rețelei unde puterea de scurtcircuit este redusă (sub 30 MVA) ;
la conectarea și deconectarea liniilor în gol și a cablurilor în gol;
ca aparat de conectare în rețelele buclate, având rolul de a închide sau deschide bucla la sarcina nominală.
Protecția instalației este asigurată prin siguranțe fuzibile de înaltă tensiune cu mare putere de rupere montate în serie cu separatorul de sarcină.
Separatorul de sarcină are ca element de bază separatorul propriu-zis, căruia i se adaugă un cuțit de rupere și o cameră de stingere din material gazogen, de formă plată sau cilindrică.
Alegerea separatoarelor se face conform celor enunțate în subcapitolul 8.2 respectându-se relațiile 8.1 și 8.2. Se renunță la criteriul de alegere funcție de curentul de rupere deoarece separatoarele nu sunt aparate capabile să rupă curenții de scurtcircuit.
Verificarea separatoarelor se face numai din punct de vedere al stabilității termice și electrodinamice la a acțiunea curenților de scurtcircuit, renunțându-se de asemenea la verificarea aparatului la puterea de rupere, din motive lesne de înțeles.
Verificarea din punct de vedere al stabilității termice și electrodinamice se face în același mod ca verificarea întreruptoarelor, utilizând relațiile 8.5, 8.6 și 8.7.
Alegerea și verificarea transformatoarelor de măsură
Transformatoarele de măsură sunt aparate electromagnetice care transformă valorile curentului și tensiunii la valori convenabile pentru alimentarea aparatelor de măsură, de protecție și de reglare , cum ar fi tensiuni de 100 sau 110 V, respectiv curenți de 5 sau l A.
Transformatoarele de măsură se clasifică după mai multe criterii.
1. În funcție de parametrul a cărui valoare o reduc, există:
transformatoare de curent (TC) a căror înfășurare primară se conectează în serie cu circuitul primar, iar bobinajul secundar alimentează releele de curent, ampermetrele, bobinele de curent ale wattmetrelor, contoarelor, fazmetrelor etc.; curentul nominal primar I1n poate fi 5, 10, 15, 20, 30, 50, 75, 100, 150, 200, 300, 400, 600, 750, l 000, l 500, 2 000, 3 000, 4 000 sau 5 000 A; curentul nominal secundar I2n este de 5 A, iar puterile nominale secundare P2n sunt de 5, 10, 15, 30, 60, 90 VA;
transformatoare de tensiune (TT) a căror înfășurare primară se conectează în paralel cu circuitul primar, iar înfășurarea secundară alimentează releele de tensiune, voltmetrele, bobinele de tensiune ale wattmetrelor, contoarelor, fazmetrelor etc.; tensiunea nominală primară este egală cu tensiunile normalizate la noi în țară, iar tensiunea nominală secundară este egală cu 100 sau 100/; puterile nominale secundare sunt de 10, 15, 30, 60, 90, 120, 180, 240, 300, 480, 600, 900 sau l 000 VA.
2. După numărul înfășurărilor secundare :
cu o singură înfășurare secundară;
cu două sau mai multe înfășurări secundare.
3. După felul instalației în care se pot monta:
transformatoare de tip interior – simbol I;
transformatoare de tip exterior – simbol E.
4. După modul în care se montează:
transformatoare de trecere, simbol T (numai pentru cele de curent);
transformatoare tip suport, simbol S.
5. După felul izolației dintre înfășurări:
transformatoare cu aer sau uscate;
transformatoare cu izolație în ulei, simbol U;
transformatoare cu izolație de porțelan, simbol P;
transformatoare cu izolație de hexafluorură de sulf H;
transformatoare cu izolație de rășini sintetice turnate, simbol R.
Alegerea și verificarea transformatoarelor de curent
Tensiunea nominală U1n și curentul nominal primar I1n se aleg ca și la întreruptoare sau separatoare. Felul și tipul sunt impuse de locul în care se montează.
Clasa de precizie se alege în funcție de aparatele montate în circuitul secundar și anume:
clasa 0,2 se folosește la măsurători de precizie;
clasa 0,5 pentru contoarele de energie electrică;
clasa l pentru măsurători normale de exploatare și pentru relee de distanță și putere;
clasa 3 pentru relee de curent, diferențiale și de semnalizări.
Clasa de precizie indicată în cataloagele transformatoarelor de curent se respectă dacă curentul prin transformator este cel nominal și dacă sarcina secundară este cuprinsă între 25% și 100% din cea indicată în catalog.
După alegerea transformatoarelor de curent astfel ca ele să corespundă condițiilor generale, ele trebuie verificate la stabilitate termică și electrodinamică după cum urmează.
Verificarea la stabilitate electrodinamică impune îndeplinirea condiției:
(8.8)
unde: Ilimd = curentul limită dinamic indicat în catalogul da fabricație al transformatoarelor de curent.
Verificarea la stabilitate termică se face pe baza condiției:
(8.10)
unde: Ilt = curentul limită termic al transformatorului de curent pentru un timp de defect de o secundă;
tf = timpul fictiv total tf = tfp + tfa;
tfp = timpul fictiv periodic, care se determină din diagrama din figura 8.2, funcție de durata scurtcircuitului tsc, și de raportul ;
tfa = timpul fictiv aperiodic, care se determină cu relația tfa = 0,05 ∙ β2.
Figura 8.2 Diagrama pentru determinarea timpului fictiv periodic tfp
.
Proiectarea transformatorului 20/0,4 din P.T.A. se realizeaza cu sigurante fuzibile tip FEN pentru medie tensiune si tip MPR pentru joasa tensiune.
Pe partea de medie tensiune (20 kV), curentul nominal al fuzibilului se alege apicand relatia:
Se aleg sigurante fuzibile de tip FEN – 20kV, cu urmatoarele caracteristici tehnice:
Aceste caracteristici corespund valorilor curentilor de scurtcircuit permanent si de soc calculati pentru locul de montaj al sigurantei fuzibile; se constata de asemenea ca: Srup > Ssc3 = 148,51 MVA.
Pe partea de joasa tensiune, curentul nominal al fuzibilului pentru protectia transformatorului se alege la valoarea data de relatia:
Inf2 = (0,8…1)I2n
Inf2 = 1*I2n = 1*361,27 = 361,27 A
Se aleg sigurantele tip MPR-0,4 kV, In = 400A.
Pentru circuitul electric de alimentare a consumatorului, al carui Imax = 119,07 A, se aleg sigurantele fuzibile tip MPR – 0,4 kV, 200A, care verifica relatia:
Inf > Imax sarc
Sigurantele fuzibile se verifica la curentul de sarcina de scurta durata:
unde, pentru motor cu pornire directa si Pn = 15 kW, se calculeaza:
Imax.s.d. = Imax.sarc + Iporn.max = 120 +7*27,09 = 309,66 A.
Cu aceasta valoare, relatia de mai sus se verifica, deoarece:
A
Din punct de vedere al curentului minim de scurtcircuit monofazat, sigurantele fuzibile alese, verifica relatia:
Sigurantele fuzibile de tip MPR se aleg in functie de curentii de scurcircuit folosind diagramele de protectie ale fabricantului.
Pe circuitul de alimentare, la consumator, se aleg sigurante tip MPR – 0,4kV.
Inf = 160 A care corespund conditiilor de functionare in locul de montaj.
Pentru realizarea masurii energiei electrice active si reactive pe circuitul de alimentare al consumatorului, se monteaza in cutia de distributie a P.T.A. – 20/0,4, transformatoare de curent tip CIRS – 0,5 kV cu urmatoarele caracteristici:
Verificarea stabilitatii termice a cablurilor electrice tip ACYABY – 0,6/1 kV, 2x(3×70) mm2 la scurtcircuit se face aplicand relatia , luand in considerare, tsc = 0,5 sec si respectiv valorile curentilor de scurtcircuit trifazat:
In regim maxim de scurtcircuit (doua cabluri) se obtine:
Cum s = 2×70 = 140mm2 > 28,45, cablurile corespund din punct de vedere al stabilitatii termice; alegerea sectiunii cablurilor electrice a fost efectuata corespunzator.
In regim minim de scurcircuit (un singur cablu) rezulta:
Cum s = 70 mm2 > 17,89, cablurile electrice corespund si regimului de scurtcircuit minim, din punct de vedere al stabilitatii termice.
CAPITOLUL 9
COMPENSAREA ENERGIEI REACTIVE
Considerații generale
Consumul de putere reactivă este necesar funcționării transformatoarelor de putere, motoarelor asincrone, cuptoarelor cu inducție, lămpilor cu descărcări în gaze, etc., fiind caracterizat de valoarea factorului de putere:
(9.1)
Un consum exagerat de putere reactivă, conduce la realizarea unui factor de putere de valoare redusă care afectează din punct de vedere tehnic și economic funcționarea instalațiilor electrice.
Consumul de putere reactivă are efecte negative asupra întregului proces de producere, transport, distribuție și utilizare a energiei electrice, prin:
creșterea pierderilor de putere și energie electrică în instalațiile electrice de transport și distribuție;
creșterea căderilor de tensiune în rețelele electrice de transport și distribuție a energiei electrice;
reducerea posibilităților de încărcare cu putere activă a grupurilor generatoare;
necesitatea supradimensionării tuturor instalațiilor electrice pentru a permite și vehicularea puterii reactive corespunzătoare factorului de putere natural.
Dimensionarea instalațiilor electrice se realizează pentru factorul de putere natural ce se calculează pe baza puterilor active și reactive instalate la consumator, în absența unor surse speciale de compensare a puterii reactive.
Pentru diminuarea efectelor produse în rețelele electrice de circulația puterii reactive, consumatorii industriali și similari au obligația să realizeze în funcționarea instalațiilor electrice, un factor de putere neutral cos φn = 0,92.
Reducerea consumului de putere reactivă se poate realiza în instalațiile consumatorului și în instalațiile de distribuție a energiei electrice, prin adoptarea următoarelor măsuri:
alegerea corectă a puterilor nominale a transformatoarelor electrice;
limitarea mersului în gol al motoarelor asincrone, al transformatoarelor de sudare și a altor receptoare consumatoare de putere reactivă;
înlocuirea receptoarelor consumatoare de putere reactivă (motoarelor electrice în special) slab încărcate cu altele, a căror putere nominală corespunde necesităților tehnologice;
înlocuirea motoarelor asincrone cu motoare sincrone, a căror funcționare se face la cos φ = 1, atunci când aceasta se justifică din punct de vedere tehnic și economic;
înlocuirea transformatoarelor slab încărcate din stații și posturi de transformare, cu altele a căror încărcare să corespundă unei funcționări economice.
În cazul în care au fost luate astfel de măsuri de reducere a consumului de putere reactivă dar nu s-a ajuns la valoarea factorului de putere neutral, trebuie instalate surse speciale de producere a puterii reactive cât mai aproape de locul de consum. Sursele de putere reactivă utilizate în sistemul electroenergetic, sunt compensatoarele sincrone și condensatoarele statice.
Condensatoarele statice sunt cele mai utilizate surse de putere reactivă, datorită costurilor reduse de investiții și a posibilităților ușoare de montaj. Ele permit compensarea puterii reactive de la valori de 10 – 15 kVAr la tensiunea de 0,4 kV prin montarea unui singur element, până la 10 MVAr la tensiunea de 6 – 20 kV prin formarea de baterii de condensatoare. Bateriile de condensatoare pot fi fracționate în mai multe trepte de putere care se pot conecta sau deconecta manual sau automat în funcție de puterea reactivă absorbită de consumator. De obicei se adoptă două sau trei trepte de puteri egale, din care prima treaptă corespunde unui palier de putere minimă reactivă necesară funcționării în gol a receptoarelor instalate la consumatori sau în instalațiile de distribuție.
Amplasarea bateriilor de condensatoare se poate face în următoarele puncte ale instalațiilor electrice:
pe barele de medie tensiune ale stațiilor de transformare, la furnizor sau la consumator;
pe barele de medie tensiune ale punctelor de alimentare sau ale stațiilor de conexiuni la consumator;
pe barele de medie tensiune ale posturilor de transformare, la furnizor sau la consumator;
pe barele de joasă tensiune din posturile de transformare, atât ale furnizorului cât și ale consumatorului;
pe barele de joasă tensiune din tablourile (dulapurile) de distribuție ale consumatorilor.
Realizarea unei functionari economice a instalatiilor electrice, impune compensrea puterii reactive pana la o valoarea a factorului de putere neutral, cos = 0,92.
Puterea reactiva necesara a se compensa se determina cu relatia:
Qc = Pmax*(tg 1*tg 2) = 82,5 * (0,6197 – 0,42599) = 82,5*0,1937 = 15,98 kVAr
Puterea nominala a condensatoarelor trifazate de j.t. este Qnc = 20 kVAr; numarul condensatoarelor necesare este:
Se alege un condensator fabricat in tara, tip CU – 0,38 – 20 – 3, ce se monteaza in instalatiile de joasa tensiune ale consumatorului.
Factorul de putere realizat, ca urmare a compensarii este:
Iar puterea maxima vehiculata va fi:
Smax = (82,5 + j31,12) kVA
Smax = 93,14 kVA.
CAPITOLUL 10
CONCLUZII
Prin tema de proiect s-a cerut stabilirea soluției de alimentare cu energie electrică a unei zone de consum rural care conține consumatori casnici și terțiari.
Tema proiectului se justifică datorită faptului că, în zonă, nu există o soluție viabilă de alimentare cu energie electrică a consumatorilor din zona de consum.
Proiectul, structurat în nouă capitole, răspunde tuturor punctelor stabilite prin temă, soluționarea problemei de alimentare cu energie, fiind rezultatul documentării din activitatea curentă de exploatare a rețelei.
În capitolul I au fost prezentate datele energetice specifice zonei de consum rural și instalațiile existente în apropierea zonei de consum, instalații în baza cărora se stabilesc, în cadrul capitolului următor, soluțiilor inițiale de alimentare.
În capitolul 2 s-a trecut la alegerea soluțiilor incipiente care vor folosi calculului tehnico – economic, pentru stabilirea soluției finale de alimentare cu energie electrică a zonei de consum.
Se plecă de la două variante de alimentare trecându-se, în capitolul 3, la dimensionarea căilor de curent și la alegerea transformatoarelor de putere pe baza criteriilor tehnico – economice.
Conductoarele liniilor electrice aeriene și subterane, alese, au verificat condițiile de cădere de tensiune, din verificare a reieșit că valorile căderilor de tensiune se încadrează în limitele maxime admise de ± 5%.
Din calculul pierderilor de putere și energie electrică în liniile electrice și în transformatoarele de putere, capitolul 4, reiese că varianta cu cele mai mici pierderi este varianta de alimentare a zonei de consum direct din liniile electrice de 20 kV, prin intermediul unui post de transformare nou, racordat in sistem derivație.
Pentru soluționarea variantei de alimentare se utilizează criteriul cheltuielilor totale actualizate minime, capitolul 5, reieșind ca variantă optimă din punct de vedere economic, varianta de alimentare a zonei de consum ce constă în racordarea zonei de consum la liniile electrice de 20 kV prin intermediul unui post de transformare nou, racordat in sistem derivație.
În cadrul capitolului 7 s-a făcut o analiză a variației temperaturii în conductoarele liniilor electrice funcție de curentul de sarcină ce le străbate, deoarece este foarte important să cunoaștem temperatura conductoarelor, aceasta influențând la rândul ei săgeata liniilor electrice aeriene. O creștere importantă a săgeții ar duce la scăderea siguranței în alimentare și la creșterea pericolelor de accidente grave, datorită apropierii, periculoase, a conductoarelor de suprafața solului.
Se constată funcționarea la un factor de putere redus lucru care duce la creșterea pierderilor de putere și energie electrică. Din acest considerent, s-a analizat oportunitatea îmbunătățirii factorului de putere, respectiv compensarea puterii reactive, prin montarea, pe partea de medie tensiune a postului de transformare, a bateriei de condensatoare. Calculul referitor la alegerea puterii reactive a bateriei de condensatoare este prezentat în capitolul 9.
În concluzie alimentarea consumatorilor din zona de consum se va face prin intermediul unui post de transformare 20/0,4 kV, racordat la linia electrică de distributie, prin intermediul unei linii electrice aeriene de 20 kV. Postul este echipat cu aparatajele alese la capitolul 8, aparataje care au fost verificate la stabilitate termică și electrodinamică în condițiile unui scurtcircuit trifazat.
Soluția aleasă este soluția optimă din punct de vedere tehnico – economic.
Copyright Notice
© Licențiada.org respectă drepturile de proprietate intelectuală și așteaptă ca toți utilizatorii să facă același lucru. Dacă consideri că un conținut de pe site încalcă drepturile tale de autor, te rugăm să trimiți o notificare DMCA.
Acest articol: Amplasamentul ȘI Caracteristicile Energetice ALE Zonei DE Consum (ID: 109064)
Dacă considerați că acest conținut vă încalcă drepturile de autor, vă rugăm să depuneți o cerere pe pagina noastră Copyright Takedown.