Calitatea Energiei Electrice

12

12.1 Aspecte generale

Instalațiile electrice precum și sistemele de transport și distribuție sunt dimensionate pentru tensiuni și curenți electrici având forma sinusoidală a curbelor de variație, valori practic constante ale tensiunii și încărcare simetrică a fazelor sistemului trifazat. În funcționarea normală a sistemului electroenergetic, pe durata avariilor sau postavariilor pot apărea perturbații electromagnetice care să afecteze forma curbelor de tensiune și de curent electric, pot determina variații ale tensiunii rețelei, întreruperi de scurtă sau lungă durată și pot să conducă la încărcări inegale ale fazelor. Funcționarea sistemului electroenergetic în prezența perturbațiilor electromagnetice poate determina importante daune, atât utilizatorilor de energie electrică, cât și operatorilor de transport și ditribuție.

Calitatea energiei electrice este evaluată printr-un set de indicatori specifici care se referă la fenomene perturbatoare cu o frecvență de cel mult 9 kHz.

Abaterile admise de la indicatorii de calitate sunt stabilite în funcție de daunele determinate în sistemele de producere, transport, distribuție, furnizare și consum al energiei electrice. Perturbațiile care afectează calitatea energiei electrice pot să apară în toate componentele sistemului energetic, în procesul de furnizare, dar și în cadrul proceselor utilizatorului final.

Limitarea perturbațiilor la un nivel acceptabil, asigurând, astfel, un nivel normat al calității energiei electrice este una dintre preocupările importante ale specialiștilor din sectorul energetic.

Din punct de vedere practic, problemele de calitate a energiei electrice pot fi împărțite în trei categorii:

calitatea tensiunii de alimentare;

calitatea serviciului de alimentare;

calitatea comercială.

La evaluarea valorilor admise ale indicatorilor de calitate sunt luate în considerație daune medii care pot să rezulte în instalațiile utilizatorilor de energie electrică. Operatorii de transport și distribuție garantează calitatea energiei electrice furnizată în limita acestor indicatori. Utilizatorii care doresc o calitate a energiei electrice superioară celei standard trebuie să adopte, cu costurile corespunzătoare, măsurile necesare creșterii nivelului de calitate.

În multe cazuri, în special în cazul tehnologiilor moderne, utilizatorii finali sunt cei care determină importante perturbații electromagnetice, care pot să afecteze calitatea energiei electrice furnizată celorlalți consumatori. În acest caz, utilizatorii finali trebuie să adopte măsurile necesare pentru limitarea perturbațiilor la un nivel la care nu este afectată calitatea standard a energiei electrice la ceilalți consumatori.

În general, nivelul de calitate al energiei electrice este evaluat pe baza informațiilor privind tensiunea la barele de alimentare. Furnizorii de energie electrică monitorizează perturbațiile determinate de utilizatori finali pe baza curbelor curentului electric absorbit din rețeaua electrică de alimentare.

12.2 Perturbații electromagnetice

Perturbațiile electromagnetice care pot afecta mediul electric sunt indicate în tabelul 12.1 [12.1]. Aspectele privind calitatea energiei electrice se referă numai la perturbațiile de joasă frecvență conduse. Perturbațiile electromagnetice de joasă frecvență reduc nivelul calității energiei electrice, dar pot afecta integritatea unor echipamente (în special cele din domeniul informaticii și al electronicii) sau calitatea informațiilor privind mărimile din rețeaua electrică.

În analiza perturbațiilor electromagnetice care afectează calitatea energiei electrice trebuie luat în considerație caracterul aleator al acestora. De asemenea, echipamentele conectate în rețeaua electrică prezintă o anumită susceptibilitate la perturbații care are un caracter aleatoriu. În acest sens, limitele admise ale perturbațiilor din rețeaua electrică sunt indicate pentru o anumită probabilitate de realizare (în mod obișnuit, se utilizează valoarea cu probabilitate de 95%).

Tabelul 12.1

Perturbații electromagnetice în mediul ambiant

Existența în rețeaua electrică a unui mare număr de surse de perturbații face ca, în nodurile rețelei electrice, să se înregistreze, în mod obișnuit, o perturbație totală, rezultată prin sumarea perturbațiilor individuale. Pentru fiecare tip de perturbație, există o lege specifică de sumare, indicată în normativele existente, care poate oferi însă, în cazurile practice, numai o informație estimativă, având în vedere complexitatea fenomenului.

Unele dintre perturbațiile din rețelele electrice apar în regim normal de funcționare (sarcini perturbatoare), iar altele apar în regimuri de avarii sau post avarii (fig. 12.1).

Principalele echipamente perturbate sunt indicate în tabelul 12.2 [12.2], iar principalele echipamente perturbatoare sunt indicate în tabelul 12.3 [12.2]. În tabelul 12.2 sunt indicate și unele remedii posibile, folosind simbolurile:

A modificarea structurii rețelei electrice (linii electrice dedicate, transformatoare individuale etc.);

B o a doua alimentare;

C instalarea de invertoare, grupuri cu volant, grupuri autonome;

D alimentare la tensiune continuă, temporizarea releelor;

E instalare de protecție ultrarapidă.

În tabelul 12.3 sunt indicate unele soluții pentru limitarea nivelului perturbațiilor determinate de funcționarea echipamentelor:

A creșterea curentului de scurtcircuit în nodul de conectare; B modificarea structurii rețelei electrice de alimentare (alimentare separată, transformator individual etc.);

C1 instalarea de filtre de absorbție;

C2 instalarea de filtre de refulare;

D compensarea statică a puterii reactive;

E instalarea de baterii de condensatoare;

F fracționarea sarcinii;

G circuite limitatoare de supratensiuni;

H utilizarea de cabluri duble (de ducere și de întoarcere);

I ecranare;

J pornire stea-triunghi sau cu soft starter;

K alegerea adecvată a tipului de punte (hexafazat sau dodecafazat pentru convertorul de frecvență.

12.3 Indicatori de calitate a energiei electrice

În general, abaterile de la parametrii ideali ai mărimilor electrice nu pot fi definite printr-un singur indicator, astfel că, pentru fiecare tip de perturbație, este utilizat un set de indicatori, iar în activitatea practică este necesar să fie monitorizați indicatorii cei mai relevanți pentru sistemul analizat (rețeaua publică sau rețeaua industrială).

12.3.1 Indicatori privind abateri de frecvență

Monitorizarea frecvenței și menținerea acesteia în limitele impuse intră în sarcina operatorului sistemului electroenergetic (dispecer național) care trebuie să aibă la dispoziție o rezervă suficientă de putere activă și un reglaj frecvență-putere corespunzător, pentru a menține frecvența în limitele admise.

În principal, pentru caracterizarea frecvenței într-un sistem de energie sunt utilizați următorii indicatori [12.3, 12.4]:

abaterea de frecvență f, cu ajutorul căreia se evaluează variațiile lente de frecvență

în care fr este frecvența normată (50 Hz), iar f frecvența reală;

abaterea relativă de frecvență f [%]

integrala abaterilor de frecvență pe durata unei zile; este o mărime necesară pentru asigurarea funcționării corecte a ceasurilor sincronizate cu frecvența rețelei electrice

Conform normativului SR EN 50160/2007 [12.5], frecvența tensiunii de alimentare trebuie să fie 50 Hz. În realitate, datorită faptului că, în regim normal de funcționare, frecvența în sistemul electroenergetic variază odată cu variația puterii absorbite și în funcție de viteza de răspuns a sistemelor de control a acesteia, iar în regimuri de avarie și post avarie depinde de eficiența măsurilor adoptate pentru lichidarea defectului, normele de calitate a energiei electrice impun limite admise pentru variațiile de frecvență.

În condiții normale de funcționare, valoarea medie a frecvenței fundamentale, măsurată pe un interval de 10 s, trebuie să fie în domeniul:

pentru sistemele interconectate sincron:

50 Hz 1% (49,5 50,5 Hz) pentru 99,5% din an;

50 Hz +4%/6% (47 52 Hz) pentru 100% din timp;

pentru sistemele care nu sunt conectate sincron cu un sistem interconectat (de exemplu sistemele insularizate)

50 Hz 2% (adică 49 51 Hz) pentru 95% din săptămână;

50 Hz 15% (adică 42,5 57,5 Hz) pentru 100% din timp.

Menținerea frecvenței la valoarea de consemn necesită o adaptare permanentă a puterii electrice cerută la bornele generatoarelor cu puterea mecanică la arborele acestora (realizată de echipamentele de acționare). Controlul frecvenței (vitezei de rotație a generatoarelor) se face cu ajutorul regulatorului automat de viteză (RAV).

În primul moment al apariției unei abateri a frecvenței față de valoare de consemn, acționează, în mod automat și rapid, reglajul primar (Primary control), care, sub acțiunea regulatoarelor de viteză proprii, intervine pentru menținerea echilibrului dintre producția de putere activă și consum. Acesta este realizat pe baza rezervei de reglaj primar și este repartizat pe un număr mare de grupuri generatoare care asigură, pe baza caracteristicii statice, corecția rapidă (în cel mult 30 secunde) a diferențelor dintre producție și consum la o frecvență apropiată de valoarea de consemn [12.6]. Rezerva de reglaj primar poate rămâne în funcțiune pe o durată de minimum 15 minute. Reglajul primar, automat și obligatoriu pentru grupurile generatoare, impune ca acestea să nu fie încărcate la maxim, asigurându-se astfel o rezervă care poate fi disponibilă în orice moment.

Refacerea rezervei de reglaj primar și revenirea generatoarelor în punctul de funcționare se face prin mobilizarea rezervei de reglaj secundar frecvență putere (Secondary control), care, la abaterea frecvenței și/sau a puterii de echilibru de la valoarea de consemn, poate fi mobilizată automat într-un interval de maximum 15 minute. Se realizează prin reglarea automată și centralizată a puterii active a unor grupuri generatoare desemnate, în scopul readucerii frecvenței și puterii de echilibru la valorile de consemn în cel mult 15 minute [12.7].

Refacerea rezervei de reglaj secundar se face pe baza reglajului terțiar rapid (fast tertiary regulation) care permite producerea unei cantități de energie de echilibrare, ce poate fi integral furnizată în 15 minute de la emiterea comenzii corespunzătoare de către Operatorul de Sistem și de Transport (OTS) și care este emisă de o unitate dispecerizabilă sau de către un consumator dispecerizabil, care a fost calificat pentru reglajul terțiar (grupuri generatoare care sunt calificate pentru a realiza sincronizarea și încărcarea sarcinii în maximum 15 minute).

De asemenea, la dispoziția Operatorului de Sistem este și rezerva terțiară lentă, realizată de unitățile care pot porni și prelua sarcina în cel mult 7 ore.

Interconectarea sistemelor electroenergetice și măsurile adoptate pentru menținerea frecvenței în limitele impuse face ca abaterile de la valorile normate să fie fenomene foarte rare. Frecvența tensiunii de alimentare în rețeaua electrică, în condițiile conectării sistemului electroenergetic din România la sistemul european, prezintă variații numai în limite foarte reduse în regim normal de funcționare (fig. 12.2). În calculele practice se poate considera că frecvența tensiunii de alimentare din rețeaua electrică rămâne constantă și egală cu 50 Hz.

Frecvența se determină ca valoare medie la 10 s. Deoarece frecvența nu este exact 50 Hz, în intervalul de 10 s poate fi cuprins un număr neîntreg de perioade. Frecvența fundamentală se determină ca raportul dintre numărul întreg de perioade cuprins în intervalul de 10 s și durata cumulată a acestora. Pentru a evita erori de determinare este necesar a asigura atenuarea armonicelor și interarmonicelor, limitând astfel posibilitatea unor treceri nedorite prin zero ale tensiunii. Intervalele de măsurare de 10 s nu trebuie să se suprapună [12.8].

12.3.2 Indicatori privind variații ale tensiunii de alimentare

Mărimea de referință în analiza variațiilor de tensiune la barele de alimentare ale unui utilizator este tensiunea contractată Uc (declared supply voltage), egală în mod obișnuit cu tensiunea nominală Un (nominal voltage) a rețelei. Ea poate fi și diferită de aceasta în cazul unei înțelegeri între furnizorul de energie electrică și utilizator.

Tensiunea nominală Un este o mărime prin care este indicat sau identificat un sistem și la care se referă unele caracteristici de funcționare ale sistemului.

În alegerea tensiunii contractate este necesar a lua în considerație tensiunea normată Ur (rated voltage) a echipamentelor, stabilită, în general, de producător, pentru condiții specifice de funcționare ale componentelor, aparatelor sau echipamentelor.

Variațiile de tensiune, în condiții normale de funcționare, sunt determinate de variații ale sarcinii în sistemele de distribuție a energiei electrice.

În mod obișnuit, valorile acceptate ale variațiilor de tensiune diferă în funcție de nivelul de tensiune al rețelei: joasă tensiune (tensiunea nominală sub 1 kV); medie tensiune (tensiunea nominală între 1 kV și 35 kV); înaltă tensiune (tensiunea nominală mai mare sau egală cu 110 kV).

Valoarea efectivă Uw luată în considerare la măsurarea în regim normal de funcționare corespunde unui interval de măsurare de N = 10 perioade, T, ale tensiunii analizate [12.8]

în care M este numărul de eșantioane pe fereastra de măsurare, Tw = NT și Ui amplitudinea eșantionului i.

Valorile obținute pe fereastra de măsurare Tw sunt agregate pe un interval de 150 perioade (circa 3 s).

în care Uwi sunt cele 15 valori valide*) ale tensiunii măsurate pe fereastra Tw.

Valorile obținute pe intervalul de măsurare de 150 perioade sunt agregate pe un interval de 10 minute

în care U3s i sunt cele 200 valori valide ale tensiunii măsurate pe intervalul de 10 minute.

În analiza calității tensiunii în nodurile rețelei electrice sunt luate în considerare valorile U ale tensiunii agregate pe 10 minute.

Înformațiile obținute prin măsurarea nivelului tensiunii permit evaluarea indicatorilor care definesc calitatea energiei electrice, în regim normal de funcționare [12.9]:

Abaterea relativă a tensiunii în raport cu tensiunea contractată Uc, într-un anumit nod al rețelei și la un moment dat, caracterizează variațiile lente de tensiune

în care U este tensiunea (tensiune de linie) rețelei electrice, în nodul analizat, la un moment dat;

Valoarea medie a abaterii relative a tensiunii față de tensiunea contractată într-un interval de timp T

Indicatorul Umed este o măsură a nivelului mediu al tensiunii pe barele de alimentare și oferă indicații privind alegerea corectă a plotului de reglare al transformatorului.

Gradul de iregularitate sau abaterea relativă medie pătratică

Gradul de iregularitate poate fi utilizat pentru apreciere calității tensiunii pe barele de alimentare [12.9]

Evaluarea calității tensiunii de alimentare într-un nod al sistemului electroenergetic se face pe baza determinărilor realizate pe durata unei săptămâni (pot fi cel mult n = 1008 determinări) pentru tensiunile agregate pe intervale de 10 minute (fig. 12.3).

Procedura de evaluare a calității tensiunii la bare este următoarea [12.8]:

se determină numărul N de intervale de 10 minute în care tensiunea este în intervalul de ±15% față de tensiunea contractată; se consideră că valorile în afara intervalului de ±15% față de tensiunea contractată sunt invalide din punctul de vedere al măsurătorilor privind nivelul de tensiune;

se determină numărul N1 de intervale în care tensiunea măsurată este în afara intervalului de ±10% față de tensiunea contractată și este în intervalul de ±15% față de tensiunea contractată;

tensiunea corespunde din punctul de vedere al calității energiei electrice dacă este îndeplinită condiția

Pentru exemplificare, în figura 12.4 sunt indicate valori măsurate ale tensiunii de alimentare la bornele unui receptor de joasă tensiune pe durata unei săptămâni (1008 valori), cu valoarea de probabilitate 95% egală cu 238,58 V.

Variațiile de tensiune în nodurile rețelei electrice, în regim normal de funcționare, sunt datorate, în special, variației necontrolate a circulației de putere reactivă. În acest fel, controlul puterii reactive este principalul mijloc de limitare a variațiilor de tensiune.

Gestionarea neadaptivă a surselor de putere reactivă din rețelele de distribuție, în special la consumatorii industriali, conduce la o circulație necontrolată a puterii reactive, dificultăți în asigurarea nivelurilor de tensiune în nodurile rețelei și pierderi de putere activă. Probleme deosebite apar în orele și zilele de gol de sarcină, atunci când sursele de putere reactivă rămân conectate, determinând un exces de putere reactivă.

Spre deosebire de producția și nivelul consumului de putere activă care sunt strict urmărite și raportate pentru a asigura încadrarea frecvenței în limitele normate, producția și consumul de putere reactivă, care se reflectă în nivelul tensiunii în fiecare nod în parte, nu pot fi caracterizate printr-un parametru unic pe sistem și, deci, trebuie urmărite în fiecare nod.

În practica curentă de conducere operativă, pentru reglajul tensiunii, se indică banda de tensiune la fiecare bară a centralelor electrice, acestea având, în mod normal, posibilitatea reglării tensiunii. Totuși, în etapa actuală, cu rețele descărcate, generatoarele nu pot asigura integral reglarea necesară, iar mijloacele existente în rețea (compensatoare sincrone, bobine de compensare ș.a.) sunt insuficiente.

Apariția și dezvoltarea elementelor semiconductoare de putere a permis elaborarea și implementarea de soluții noi pentru rezolvarea problemelor legate de controlul circulației de putere reactivă și menținerea tensiunii în limitele impuse. Sistemele FACTS (Flexible Alternating Current Transmission Systems) (fig. 12.5) construite pe bază de circuite electronice de putere, permit controlul eficient al tensiunii în nodurile din rețeaua electrică.

Principalele circuite FACTS utilizate pentru controlul tensiunii în rețelele electrice sunt [12.10]:

SSCR (Switched Shunt-Capacitor and Reactor) figura 12.5 a);

SVC (Static VAr Compensator) figura 12.5 b);

STATCOM (Static Synchronous Compensator) figura 12.5 c);

UPFC (Unified Power Flow Controller) figura 12.5 d).

Circuitele FACTS din figura 12.5 pot fi programate pentru a asigura controlul puterii reactive în timp real, astfel încât să se asigure menținerea tensiunii la valoarea de consemn.

În tabelul 12.4 sunt indicate limitele admise ale variațiilor de tensiune, în condiții normale de funcționare [12.12].

12.3.3 Indicatori privind fluctuațiile de tensiune (efect de flicker)

Variațiile aleatorii ale sarcinii, de exemplu, în cazul cuptoarelor cu arc electric, determină, la barele de alimentare, variații aleatorii de tensiune (fig. 12.6) care pot afecta calitatea energiei electrice furnizată celorlalți utilizatori, conectați la aceleași bare.

Nivelul de flicker, sesizat de ochiul uman ca variații ale fluxului luminos emis de sursele de lumină, este determinat cu ajutorul flickermetrului, care ia în considerație senzația de iritabilitate a ochiului uman la depășirea unui anumit nivel al variației tensiunii de alimentare.

Tabelul 12.4

Valori limită admise ale variațiilor de tensiune

Studiile de inconfort fiziologic au arătat faptul că starea de iritabilitate intervine atunci când variațiile de tensiune au o anumită valoare și o anumită repetabilitate, indicate de curba de iritabilitate (fig. 12.7), construită pentru variații dreptunghiulare ale tensiunii de alimentare [12.11]. Această curbă de iritabilitate reprezintă elementul de bază în evaluarea nivelului de flicker.

Forma de variație a tensiunii de alimentare și durata acesteia au o influență importantă asupra senzației de inconfort vizual, iar pentru evaluarea nivelului de flicker pe baza curbei de iritabilitate, diferitele tipuri de variație sunt reduse la o variație dreptunghiulară pe baza unor factori de influență.

Determinarea nivelului de flicker se face pe baza valorilor efective ale tensiunii măsurate la fiecare 10 ms (fig. 12.8) [12.11]. În figura 12.8 sunt indicate eșantioanele achiziționate în zona a două variații de tensiune (intervalele t1 t2 și t2 t3). De asemenea este indicată valoarea maximă a variației Umax , abaterea remanentă Uc și modificarea în timp a variației u(t).

Fiind cunoscută forma variațiilor de tensiune, cu ajutorul factorilor de formă F este posibilă echivalarea acestora cu variații dreptunghiulare de amplitudine Fdmax , în care variația relativă dmax rezultă prin raportarea valorii Umax la valoarea contractată a tensiunii (dmax = Umax/Uc (pentru variații dreptunghiulare, factorul de formă este unitar). Pe baza valorilor astfel obținute, se construiește curba de variație a flickerului (fig. 12.9). Această curbă se scanează cu o frecvență de cel puțin 50 Hz și se obțin eșantioanele pe baza cărora se realizează curba de probablitatea cumulată CPF (Cumulative Probability Function) (fig. 12.10) [12.11].

Indicatorul Pst de flicker pe termen scurt se determină, pe o fereastră de monitorizare de 10 minute din relația [12.11]

în care valorile procentuale P0,1 , P1, P3, P10 și P50 reprezintă niveluri ale flickerului depășite în 0,1; 1; 3; 10 și 50% din timp, pe intervalul de observație.

Indicele s din relația (12.12) arată că trebuie utilizate valorile netezite. Aceste valori se obțin din relațiile

Constanta de timp de 0,3 s a memoriei flickermetrului asigură ca valoarea P0,1 să nu se modifice într-un mod brusc și, deci, nu este necesară netezirea.

Intervalul de timp de 10 minute, pe care se bazează evaluarea nivelului fluctuațiilor de tensiune de scurtă durată, este adecvat pentru aprecierea perturbațiilor determinate de sursele cu un ciclu de funcționare redus.

Pentru curba de probabilitate cumulată din figura 12.10, determinată la barele unui consumator perturbator (bara de 30 kV a unei întreprinderi cu cuptoare cu arc electric), rezultă: P0,1=660,9; P1s =154,8; P3s = 78,89; P10s =31,82; P50s =2,73 și deci Pst = 6,568.

Dacă trebuie să se țină seama de efectul combinat al mai multor sarcini perturbatoare cu funcționare aleatorie (de exemplu, instalații de sudare sau motoare) sau când se studiază sursele de flicker cu ciclu lung și variabil de funcționare (de exemplu, cuptoare cu arc electric), este necesar să se dispună de un criteriu de evaluare a nivelului flickerului de lungă durată.

Pentru determinarea nivelului flickerului de lungă durată Plt , sunt utilizate valorile Pst ale flickerului de scurtă durată, determinate pe intervale succesive, timp de două ore

în care Psti (i = 1, 2, 3….) reprezintă citiri succesive ale valorilor Pst corespunzătoare flickerului de scurtă durată.

În relația (12.13) s-a avut în vedere faptul că sumarea perturbațiilor sub formă de flicker se face după o lege cubică.

Pe baza a 12 valori succesive ale indicatorului Pst pentru utilizatorul perturbator definit de curba de probabilitate cumulată din figura 12.10 rezultă Plt = 4,313.

Schema de principiu a conectării unui flickermetru la barele monitorizate ale unui utilizator care determină perturbații sub formă de fluctuații de tensiune (de exemplu, cuptor cu arc electric) este indicată în figura 12.11.

Evaluarea calității energiei electrice din punctul de vedere al flickerului se face conform următoarei proceduri [12.11]:

datele luate în considerare corespund unui interval de monitorizare de o săptămână;

sunt analizate valorile succesive la fiecare 10 minute ale indicatorului Pst ;

sunt invalidate valorile obținute pe durata în care tensiunea la bare este în afara intervalului Uc 15% sau în care apar goluri de tensiune cu adâncime mai mare sau egală cu 15% din tensiunea contractată;

se evaluează indicatorul Plt pe baza a 12 valori valide și consecutive ale indicatorului Pst ;

se determină numărul N de valori valide ale mărimii Plt ;

se determină numărul N1 în care indicatorul Plt depășește valoarea unitară;

se verifică dacă N1/N 0,05.

Variațiile de tensiune sunt determinate, în special, de circulația de putere reactivă din rețeaua electrică.

Controlul în timp real al puterii reactive este cea mai eficientă soluție pentru încadrarea flickerului în limitele admisibile.

Pentru controlul în timp real al puterii reactive există mai multe soluții (fig. 12.12) în funcție de rigiditatea nodului (curentul de scurtcircuit) în care este plasat consumatorul perturbator și de acuratețea necesară de reglare. Ca exemplu, în figura 12.12 este indicată curba puterii reactive absorbită de consumatorul perturbator (fig. 12.12 a)), precum și cele trei soluții principial pentru reglare.

În prima soluție (fig.12.12 b)), valoarea minimă a puterii reactive Qmin este generată de o baterie fixă de condensatoare C(Qmin), iar partea variabilă (Qmax Qmin) este acoperită de o baterie de condensatoare, variabilă în trepte, și comandată în funcție de necesarul de putere reactivă. În cea de a doua soluție (fig. 12.12 c)), puterea maximă necesară Qmax este generată de o baterie fixă de condensatoare C(Qmax), iar partea variabilă (Qmax Qmin) este absorbită de o bobină cu reglare

continuă, comandată în funcție de necesarul de putere reactivă.

În cea de a treia soluție (fig. 12.12 d)) este adoptată o soluție mixtă în care se utilizează o baterie fixă de condensatoare pentru generarea puterii reactive medii Qmed.

Acoperirea necesarului de putere reactivă cu condensatoare prezintă dezavantajul reglării în trepte. Utilizarea bobinelor cu reglare continuă asigură menținerea tensiunii la valoarea de consemn, dar are dezavantajul că determină apariția de armonice, datorită prezenței elementelor semiconductoare în schemă.

12.3.4 Indicatori de calitate privind armonicele și interarmonicele

Prezența armonicelor și interarmonicelor în sistemul electroenergetic este datorată elementelor cu caracteristică tensiune – curent electric neliniară.

În cazul regimurilor periodice (caracterizate de mărimi care se repetă cu o perioadă determinată de frecvența de lucru a sistemului), curbele distorsionate pot fi considerate ca o suprapunere de oscilații sinusoidale, cu frecvențe multiplu întreg al frecvenței fundamentale, conform teoriei elaborate de Fourier. În aceste condiții, analiza curbelor distorsionate se poate face în domeniul frecvență, prin evaluarea mărimilor caracteristice oscilațiilor componente (armonice). Acest mod de evaluare este, în prezent, larg utilizat și stă la baza metodelor actuale de măsurare, analiză și evaluare a măsurilor de limitare a nivelului de distorsiune.

Sistemele receptoare finale de energie electrică, la o altă frecvență decât cea nominală (sisteme de utilizare alimentate prin intermediul convertoarelor de frecvență), au determinat apariția în sistemelor electroenergeice a unor curbe distorsionate, care pot conține componente sinusoidale cu frecvența diferită de multiplu întreg al frecvenței fundamentale, numite interarmonice [12.13]

Pentru evaluarea nivelului de distorsiune sunt utilizați indicatori în domeniul timp și indicatori în domeniul frecvență:

12.3.4.1 Indicatori în domeniul timp

Fiecare dintre indicatorii în domeniul timp oferă informații privind nivelul de distorsiune, dar nu poate caracteriza univoc forma curbei analizate. Este necesară determinarea mai multor indicatori pentru a cunoaște caracteristicile curbei distorsionate [12.13].

a) Valoarea efectivă U

Atât pentru o curbă de formă sinusoidală, cât și în cazul curbelor nesinusoidale, valoarea efectivă U a unei curbe de tensiune, aplicată la bornele unui rezistor liniar, este o măsură a efectului termic rezultat în rezistor:

În relația (12.14) u reprezintă variația în timp a tensiunii (valoare instantanee), T intervalul de integrare (de regulă, o perioadă). În cazul măsurătorilor reale, curba măsurată este eșantionată și pe intervalul de timp T rezultă M eșantioane Uk , iar integrarea se face prin însumarea pătratelor valorilor eșantionalor. În cazurile practice, pot fi utilizate 256 (sau chiar mai multe) eșantioane pe o perioadă a tensiunii alternative

Fiind o mărime medie, valoarea efectivă nu caracterizează, în mod univoc, o curbă distorsionată; curbe de forme diferite pot avea aceeași valoare efectivă. Ca exemplu, în figura 12.13 sunt reprezentate două curbe distorsionate, de formă diferită, dar având aceeași valoare efectivă.

b) Valoarea medie pe o semiperioadă Umed1/2

Este o măsură a nivelului tensiunii continue ce poate fi obținută în urma redresării unui semnal alternativ

în care T este perioada semnalului alternativ.

Dacă valorile medii pe o semiperioadă ale semiperioadelor succesive ale semnalului nu sunt egale, rezultă că acesta prezintă o componentă continuă de amplitudine egală cu diferența celor două valori. Este important de menționat faptul că, în sistemul electroenergetic, cu sistemele actuale de măsurare a tensiunilor și a curenților electrici, prin intermediul transformatoarelor de măsurare de tip electromagnetic, nu poate fi pusă în evidență componenta continuă a semnalului.

În cazul semnalelor fără componentă continuă, valoarea medie pe o semiperioadă poate fi determinată și ca valoare medie pe o perioadă a modulului semnalului.

c) Factorul de vârf kv

Se definește ca raportul dintre valoarea maximă (amplitudinea uM a curbei nesinusoidale periodice) și valoarea efectivă U a acesteia:

În cazul curbelor întâlnite în sistemele electroenergetice, factorul de vârf poate avea valorile:

pentru o curbă sinusoidală, ;

pentru o curbă ascuțită (fig. 12.13 a)), .

pentru o curbă aplatisată (fig. 12.13 b)), .

Curbele de tensiune caracterizate de un factor de vârf pot determina solicitări periculoase ale izolației echipamentelor electrice.

d) Factorul de formă kf

Se definește ca raportul dintre valoarea efectivă a curbei și valoarea medie pe jumătate de perioadă Umed1/2

Pentru curbe întâlnite în sistemele electroenergetice factorul de formă poate avea valorile:

pentru o curbă sinusoidală, kf = 1,11;

pentru o curbă periodică mai ascuțită decât o sinusoidă (fig. 12.13 a)), kf > 1,11;

pentru o curbă periodică mai aplatisată decât o sinusoidă (fig. 12.13 b), kf < 1,11.

12.3.4.2 Indicatori în domeniul frecvență

Evaluarea nivelului de distorsiune al unei curbe de tensiune sau de curent electric din rețeaua electrică necesită utilizarea unei proceduri normalizate. Conform normelor actuale [12.13], analiza în domeniul frecvență se face pe o fereastră Tw cuprinzând N =10 perioade ale fundamentalei mărimii analizate Tw = NT, în care T este perioada componentei fundamentale (T = 1/f , f fiind frecvența componentei fundamentale, egală cu frecvența din sistemul electric). Astfel, o curbă distorsionată definită de funcția f(t), pe fereastra Tw , poate fi descompusă sub forma:

în care c0 este componenta continuă, cm = Cm amplitudinea componentei spectrale de rang m, = 2f pulsația fundamentalei, m defazajul componentei spectrale de rang m.

Descompunerea semnalului cu durata de 10 perioade ale tensiunii alternative (practic 200 ms) face ca prima componentă spectrală să aibă frecvența de 5 Hz, iar armonica fundamentală să corespundă componentei spectrale de rang m = N (pentru N =10, armonica fundamentală rezultă ca componenta spectrală de rang 10, componenta spectrală cu rang m = 1 are frecvența 5 Hz).

Determinarea amplitudinii și fazei componentelor spectrale se face pe baza relațiilor cunoscute ale transformării Fourier, utilizând eșantioanele curbei analizate

În relațiile (12.19) s-a considerat că în fereastra Tw au fost obținute un număr de M eșantioane. Deoarece algoritmul de bază pentru obținerea componentelor spectrale este FFT (The Fast Fourier Transform) este necesar ca numărul M de eșantioane să corespundă unei puteri întregi a numărului doi (în mod obișnuit puterea 10 sau 11).

Descompunerea conform relațiilor (12.19) conduce la un spectru de frecvență (fig. 12.14) în care fundamentala corespunde componentei spectrale de rang m = N = 10.

Pe baza datelor obținute prin utilizarea transformării DTF Digital Fourier Transform (valorile liniilor spectrale din fig. 12.14) pot fi determinați indicatorii de calitate, în domeniul frecvență [12.13].

a) Valoarea efectivă Gh a armonicei de rang h, Ch

Este egală cu valoarea efectivă Cm = cm/a liniei spectrale de rang m = hN.

b) Valoarea efectivă Ggh a grupului armonic de rang h, Ggh

Se definește ca fiind valoare efectivă a grupului compus din armonica de rang h și a componentelor spectrale adiacente acestei armonice

c) Valoarea efectivă Gsgh a subgrupului armonic de rang h, Gsgh

Rezultă ca valoare efectivă a grupului compus din armonica de rang h și a celor două componente spectrale imediat adiacente armonicei de rang h

d) Nivelul h al armonicei de rang h,

Se determină ca raportul dintre valoarea efectivă a armonicei de rang h și valoarea efectivă a fundamentalei;

e) Factorul total de distorsiune THD (Total Harmonic Distorsion)

Se calculează din raportul dintre valoarea efectivă a semnalului din care este eliminată fundamentala (reziduul deformant) și valoarea efectivă a fundamentalei

în care H este rangul maxim al armonicei până la care se face analiza armonică (în mod obișnuit H = 40), Gh valoarea efectivă a armonicei de rang h; G1 valoarea efectivă a fundamentalei;

f) Factorul total de distorsiune al grupurilor armonice THDG (Group Total Harmonic Distorsion)

în care Ggh este valoarea efectivă a grupului armonic de rang h, iar Gg1 valoarea efectivă a grupului armonic al fundamentalei;

g) Factorul total de distorsiune al subgrupurilor armonice THDS (Subgroup Total Harmonic Distorsion)

în care Gsgh este valoarea efectivă a subgrupului armonic de rang h, iar Gsg1 valoarea efectivă a grupului armonic al fundamentalei;

h) Factorul parțial de distorsiune ponderat PWHD (Partial Weighted Harmonic Distortion)

în care valorile limită Hmin și Hmax sunt definite în normativele specifice (în mod obișnuit Hmin = 14 și Hmax = 40).

12.3.4.3 Evaluarea calității energiei electrice

Mărimile determinate pe fereastra de 10 perioade ale fundamentalei (Tw 0,2 s), considerate ca mărimi „instantanee” sunt prelucrate conform unei proceduri, indicată în norme, pentru a obține datele de bază necesare analizei calității energiei electrice [12.8].

Primul nivel de prelucrare se efectuează pe intervalul Tvs = 3 s (very short term). În funcție de efectul analizat al armonicelor (efecte instantanee sau efecte de lungă durată) se determină, pe intervalul analizat, valoarea cea mai mare dintre valorile din ferestrele de 0,2 s sau se calculează valoarea efectivă a valorilor din ferestrele de 0,2 s. Ca exemplu valoarea efectivă pe intervalul de 3 secunde Ghvs rezultă din relația

în care M corespunde numărului de valori valide determinate pe 10 perioade, cuprinse în fereastra de 3 s (în mod obișnuit M = 15).

Al doilea nivel de prelucrare a datelor se face pe intervalul Ts = 10 minute (short term) și oferă datele de bază pentru analiza semnalelor pe termen lung

în care K este numărul de valori evaluate pe 3 s, care este cuprins în intervalul de 10 minute.

În mod opțional, poate fi utilizat și un nivel de prelucrare pe un interval de o oră. Din punct de vedere practic prezintă interes în special monitorizarea pentru un interval de o zi și pentru un interval de o săptămână.

Valorile obținute pe intervalul de 10 minute sunt înregistrate și stau la baza realizării curbei de probabilitate cumulată care permite stabilirea valorii de probabilitate de 95% . Această valoare este utilizată în evaluarea calității tensiunii, din punctul de vedere al distorsiunii, în nodul analizat. În mod normal, curba de probabilitate cumulată se construește pe baza a 1008 valori obținute pe 10 minute (în lipsa intervalelor de timp invalidate).

Procedura de verificare este următoarea (fig. 12.15):

se consideră intervalul de monitorizare pe o săptămână și sunt disponibile valorile agregate pe 10 minute;

se determină numărul de intervale N de 10 minute în care tensiunea în nodul analizat nu a avut o abatere mai mare de 15 % față de tensiunea contractată (valori valide);

se determină numărul N1 de intervale în care valorile agregate pe 10 minute ale nivelului armonicelor, pe durata în care tensiunea în nodul analizat nu a avut o abatere mai mare de 15 % față de tensiunea contractată, au depășit limitele indicate în normative;

se determină numărul N2 de intervale în care valorile agregate pe 10 minute ale factorului total de distorsiune, pe durata în care tensiunea în nodul analizat nu a avut o abatere mai mare de 15 % față de tensiunea contractată, au depășit limitele indicate în normative;

se verifică faptul că N1/N 0,05 și N2/N 0,05.

12.3.4.4 Efecte ale mărimilor distorsionate asupra caracteristicilor

de funcționare ale echipamentelor electrice

Din punct de vedere practic, pot fi puse în evidență două tipuri de daune datorate regimurilor nesinusoidale în rețeaua electrică:

efecte datorate circulației curenților armonici;

efecte datorate tensiunilor armonice.

a) Circulația curenților armonici este însoțită de pierderi de putere activă, în elementele parcurse de curentul electric. Nivelul acestor pierderi depinde de amplitudinea componentelor spectrale și de frecvența acestora.

b) Funcționarea transformatoarelor trifazate în rețele electrice poluate armonic conduce la creșterea rezistenței electrice a înfășurărilor, odată cu rangul armonicelor de curent electric. În acest fel, rezultă creșterea pierderilor de putere activă în materialul conductor. Pentru a evita depășirea temperaturii maxim admise de fabricant este necesară reducerea încărcării, (denominarea transformatorului), respectiv aplicarea unui “factor de depreciere kt a puterii nominale”

în care S este puterea aparentă în regim nesinusoidal; Sn puterea nominală a transformatorului.

Nivelul de denominare al transformatorului se ia în considerație prin factorul k, ce permite o evaluare a încălzirii suplimentare a transformatoarelor parcurse de curenți electrici deformați [12.2]

în care Ih este valoarea efectivă a armonicei de rang h a curentului electric ce parcurge înfășurările transformatorului, iar M numărul maxim de armonice luate în considerare.

c) Încărcarea conductorului neutru în instalațiile de joasă tensiune, cu patru conductoare, datorită circulației unui curent electric armonic I0 obținut prin însumarea armonicelor de rang 3m.

Curentul electric de armonică 3m se suprapune peste cel determinat de o eventuală nesimetrie a curenților electrici ai sistemului și, în consecință, poate să apară o supraîncălzire a conductorului, accentuată și de faptul că aria secțiunii transversale a acestuia, în construcțiile obișnuite, este inferioară celei corespunzătoare conductoarelor de pe fazele active.

d) Funcționarea întreruptoarelor și siguranțelor fuzibile poate fi afectată în mai multe moduri:

creșterea pierderilor de putere activă care determină ridicarea temperaturii elementelor sensibile ale declanșatoarelor termice și ale altor elemente componente;

valorile mari ale parametrului di/dt afectează eficiența dispozitivelor de stingere a arcului electric;

valorile ridicate ale factorului de vârf determină funcționarea incorectă a întreruptoarelor cu declanșatoare electronice, care se bazează pe detectarea maximului curbei curentului electric.

e) Daunele la echipamentele de utilizare a energiei electrice sunt datorate, în special, următoarelor efecte:

solicitări suplimentare ale izolațiilor determinate de nivelul tensiunilor armonice din rețea (valorile tensiunilor depind de amplitudinea și faza curenților electrici armonici generați de diverse surse, precum și de existența fenomenelor de rezonanță);

pierderi în materialele magnetice;

pierderi în dielectric;

incorecta funcționare a unor echipamente datorată prezenței armonicelor de tensiune (sisteme de comandă și control, echipamente sincronizate cu tensiunea rețelei etc.).

f) Creșterea potențialului punctului neutru pentru conexiuni în stea ale transformatoarelor sau ale altor receptoare având în vedere faptul că în punctul neutru apare un potențial față de pământ a cărui valoare depinde de raportul dintre impedanțele armonice ale laturii conexiunii în stea (fazei active) și ale conductorului neutru.

g) Supratensiunile în nodurile rețelei sau la bornele echipamentelor pot fi determinate de:

rezonanță pe o armonică de tensiune;

creșterea potențialului punctului neutru în cazul conexiunilor în stea a transformatoarelor din rețeaua electrică sau a receptoarelor trifazate.

h) Efectele asupra funcționării mașinilor rotative depind de nivelul armonicelor de tensiune la bornele acestora.

Principalele efecte negative care apar la mașinile electrice rotative, determinate de poluarea armonică a rețelei, în care sunt conectate, sunt:

modificări ale cuplului mașinii electrice, conducând la reducerea randamentului acesteia;

creșterea temperaturii bobinajelor și a miezului magnetic datorate pierderilor suplimentare în materialul conductor și în materialele magnetice;

apariția de oscilații ale cuplului de torsiune pe arborele mașinii electrice, contribuind la îmbătrânirea materialului și la vibrații suplimentare;

modificări ale inducției magnetice în întrefierul mașinii datorită armonicelor;

interacțiuni între fluxul magnetic determinat de armonica fundamentală și fluxul magnetic determinat de armonice.

Au fost puse în evidență următoarele aspecte [12.14]:

armonicele de rang h = 3m nu determină inducție în întrefier;

armonicele de rang h = 3m 1 conduc la apariția în întrefier a unui fazor inducție magnetică care se rotește cu viteza h1 în sensul de rotație al rotorului, respectiv în sens contrar, și are amplitudinea proporțională cu amplitudinea curentului electric armonic de rang h;

armonicele de rang h = 3m 1 determină apariția unui cuplu în sensul de rotație, respectiv în sens contrar, având în vedere că viteza relativă de rotație a fazorului inducție magnetică în raport cu rotorul este:

, la mașinile sincrone;

, la mașinile asincrone (cu s s-a notat alunecarea mașinii asincrone);

apar cupluri pulsatorii cu frecvența 3mf1 la mașinile sincrone și (3m s)f1 la mașinile asincrone; aceste cupluri acționează asupra arborelui mașinii și pot conduce la rezonanțe mecanice în cazul unor frecvențe egale cu frecvența proprie de vibrație a arborelui, amplificând astfel zgomotele și solicitând suplimentar materialul;

armonicele determină, în general, creșterea pierderilor de putere activă și deci creșterea temperaturii mașinii;

i) Efectele regimului periodic nesinusoidal asupra echipamentelor electronice se manifestă prin modificarea caracteristicilor funcționale ale acestora.

Poluarea armonică poate afecta echipamentele electronice pe mai multe căi, dintre care cele mai importante sunt următoarele:

Posibilitatea trecerilor multiple prin zero ale curbei de tensiune, ca urmare a distorsiunii armonice, prezintă o problemă deosebită, deoarece un mare număr de circuite electronice își bazează funcționarea pe sincronizarea cu trecerile prin zero ale tensiunii rețelei.

Amplitudinea curbei de tensiune, respectiv valoarea factorului de vârf trebuie avute în vedere deoarece unele surse electronice utilizează această informație pentru a asigura încărcarea condensatorului de filtrare.

Interarmonicele pot influența funcționarea monitoarelor și televizoarelor prin modularea în amplitudine a frecvenței fundamentale. Pentru niveluri de peste 0,5% ale acestor componente, pot să apară modificări periodice ale imaginii pe tuburile catodice.

j) Efectele asupra aparatelor de măsurare se manifestă, în special, la aparatele de tip analogic. Aparatele numerice iau în considerație forma reală a curbelor de tensiune și de curent electric.

12.3.4.5 Mijloace de limitare a distorsiunii curbelor de tensiune

și de curent electric

Pentru limitarea nivelului de distorsiune pot fi adoptate, în principal, următoarele soluții:

separarea, pe bare diferite, a receptoarelor sensibile la distorsiuni de sarcinile perturbatoare;

reducerea nivelului de distorsiune al curentului absorbit prin creșterea numărului de pulsuri la redresoare sau legarea surselor perturbatoare la transformatoare cu diferite grupe de conexiuni pentru a asigura însumarea fazorială a curenților armonici;

utilizarea de filtre conectate la barele cu sarcini perturbatoare.

a) Utilizarea filtrelor pasive

Una dintre soluțiile eficiente pentru limitarea curenților armonici, plecând de la analiza în domeniul frecvență a formei curbelor distorsionate de curent electric, este utilizarea filtrelor pasive absorbante.

În principiu, un filtru pasiv cuprinde mai multe circuite rezonante LC care realizează, pentru armonicele semnificative, o cale de impedanță practic nulă (fig. 12.16). În acest fel, circulația curenților armonici se limitează numai pe circuitul sursă perturbatoare filtru. Locul de plasare al filtrului și deci nivelul daunelor pe circuitul parcurs de curentul electric distorsionat, este stabilit în special pe criterii economice. În mod obișnuit, filtrul pasiv este conectat la barele de alimentare ale consumatorului, asigurându-se astfel ca curentul electric absorbit de consumator să se afle în limitele de distorsiune acceptată de furnizorul de energie electrică.

Filtrul absorbant este conectat la barele de alimentare ale consumatorului perturbator, la care sunt conectate receptoarele cu caracteristică neliniară RN, receptoarele liniare RL, precum și, dacă este necesară, bateria de condensatoare C pentru compensarea puterii reactive.

Dimensionarea filtrului absorbant se face pe baza informațiilor privind sursa de armonice (considerată ca sursă de curent electric), a caracteristicilor rețelei electrice de alimentare, precum și de valoarea admisă a factorului de distorsiune. În calcule se iau în considerare valorile probabile, cele mai mari, ale curenților electrici armonici. În mod obișnuit, filtrul absorbant cuprinde circuite rezonante pe armonicele 5, 7, 11 și 13, care sunt cele mai importante în sistemul electroenergetic industrial. În mod normal nu se ia în considerație armonicele pare și cele multiplu de 3, având în vedere lipsa, în instalațiile electrice obișnuite, a armonicelor pare și limitarea armonicelor cu rang multiplu de 3 de către transformatoarele stea triunghi.

Deoarece fiecare dintre circuitele rezonante ale filtrului de armonici prezintă caracter capacitiv la frecvențe inferioare frecvenței de rezonanță definită de armonica hi (fig. 12.17) și caracter inductiv pentru frecvențe superioare acestei valori, rezultă că la frecvența fundamentală fiecare dintre circuite generează putere reactivă și trebuie luate în considerație la analiza problemelor legate de compensarea puterii reactive. La barele de alimentare ale consumatorului poate fi conectată bateria de condensatoare C care, împreună cu capacitatea echivalentă a circuitelor rezonante, asigură compensarea puterii reactive, pentru a obține valoarea impusă a factorului de putere.

Fiecare dintre circuitele rezonante ale filtrului poate fi definit de următoarele mărimi:

putere reactivă la frecvența fundamentală;

frecvența de rezonanță fhi corespunzătoare armonicei hi ;

factorul de calitate (atenuarea determinată de rezistența electrică a circuitului, în special a bobinei din componența filtrului).

Elementele fiecărui circuit rezonant se dimensionează astfel încât să nu fie depășite solicitările termice și electrice admisibile. Conform normelor actuale [12.15] este admisă o supraîncărcare de durată a condensatoarelor utilizate în circuitul filtrelor de armonice până la 1,3ICr , unde ICr este curentul normat al condensatorului, și o supratensiune de durată până la 1,1UCr , unde UCr este tensiunea normată a condensatoarelor.

Prezența filtrului absorbant la barele de alimentare ale consumatorului face ca în rețeaua electrică să se propage numai armonicele reziduale, care pot fi limitate prin conectarea unei bobine în serie sau de către inductivitatea transformatorului de alimentare a barei. Tensiunea la barele de alimentare, în prezența filtrului de armonice poate să fie considerată ca fiind apropiată de cea sinusoidă. La dimensionarea circuitelor rezonante ale filtrului absorbant se consideră că tensiunea de alimentare este sinusoidală (cuprinde numai armonica fundamentală).

Fiecare dintre circuitele rezonante ale filtrului absorbant este parcurs de un curent electric determinat de armonica pentru care este dimensionat (pentru care prezintă o impedanță practic nulă), de armonica fundamentală (determinată de tensiunea sinusoidală de la barele de alimentare), precum și de armonice pentru care nu sunt prevăzute circuite rezonante. Astfel, dacă la barele de alimentare sunt conectate circuite rezonante pentru armonicele 5, 7, 11 și 13, toate circuitele rezonante vor fi parcurse și de armonice de rang mai mare sau egal cu 17. Amplitudinea acestor curenți, prin circuitele rezonante dimensionate pentru armonice de rang inferior, este neglijabilă. Acest lucru este determinat de faptul că fiecare circuit rezonant prezintă, pentru armonice de frecvență superioară frecvenței de rezonanță, un caracter inductiv.

Deconectarea, pentru revizii sau reparații, a unor circuite rezonante din componența filtrului absorbant, pe durata funcționării sursei de perturbații, conduce atât la creșterea valorii factorului de distorsiune a curentului electric ce se propagă în rețeaua de alimentare, cât și la suprasolicitarea circuitelor rezonante rămase în funcțiune și având frecvența de rezonanță superioară celei a circuitului deconectat. Pentru a evita această situație, sistemele de control automat al regimului deformant și al compensării puterii reactive asigură conectarea circuitelor începând de la circuitul cu frecvența de rezonanță cea mai mică și deconectarea începând de la circuitul cu frecvența de rezonanță cea mai mare. Bateria de condensatoare C pentru compensarea puterii reactive poate fi conectată numai dacă toate circuitele rezonante ale circuitului sunt conectate.

Prezența filtrului absorbant la barele de alimentare ale consumatorului perturbator determină, însă, modificarea caracteristicii de frecvență a rețelei electrice în acest punct. În acest fel, este posibilă apariția unor circuite rezonante, care să conducă la suprasolicitarea componentelor schemei, în cazul în care frecvența de rezonanță a circuitelor oscilante formate este egală cu frecvența unor armonice generate de alți consumatori din rețea.

La funcționarea filtrelor pasive absorbante în rețeaua electrică este necesar a lua în considerație și următoarele aspecte [12.16, 12.17]:

pentru a evita deteriorarea filtrului absorbant în cazul apariției unor surse de armonice în rețeaua de alimentare (altele decât cele generate de consumatorul perturbator analizat), circuitele rezonante ale filtrului trebuie dimensionate pentru un curent electric armonic cu cel puțin 15% mai mare decât cel al consumatorului studiat;

trebuie să se verifice ca puterea reactivă generată de filtrul pasiv să nu depășească valoarea necesară în punctul de conectare;

dacă frecvența f1 a fundamentalei nu se menține constantă la valoarea de calcul (f1 = 50 Hz) din cauza furnizorului de energie electrică, introducerea filtrelor electrice în instalații are eficiență redusă, deoarece, odată cu modificarea frecvenței fundamentale, se schimbă în mod corespunzător și frecvențele armonicelor care nu vor mai corespunde frecvențelor pe baza cărora s-a efectuat calculul de dimensionare a circuitelor filtrului;

utilizarea condensatoarelor în rețeaua electrică, în prezența regimului nesinusoidal, este admisă numai în schema filtrelor de armonice;

utilizarea eficientă a instalației de filtrare a armonicelor împreună cu instalația de compensare a puterii reactive impune existența unor informații corecte privind mărimile electrice corespunzătoare consumatorului perturbator; în acest sens, o importanța deosebită o au sistemele de măsurare care trebuie să asigure date corecte în prezența unor perturbații electromagnetice importante;

condensatoarele Ch din circuit prezintă la borne o tensiune mai ridicată decât tensiunea de la bare; acest aspect trebuie avut în vedere atât la alegerea condensatoarelor, dar și pe durata exploatării;

plasarea filtrelor de armonice la barele generale de alimentare ale consumatorului determină ca pe circuitul dintre sursa perturbatoare și barele de alimentare, curentul electric să aibă o valoare mai ridicată (în mod corespunzător pierderile de energie activă) față de lipsa filtrului, având în vedere că în prezența filtrului, fiecare dintre circuitele rezonante prezintă o cale de impedanță foarte coborâtă pentru armonicele corespunzătoare;

utilizarea filtrelor de armonice în apropierea fiecărui receptor perturbator este în general o soluție mai scumpă față de soluția centralizată, dar asigură reducerea pierderilor active în rețeaua industrială; adoptarea acestei soluții impune însă o atenție deosebită la dimensionarea circuitelor rezonante având în vedere faptul că unele mici abateri ale frecvenței de rezonanță la circuitele rezonante ale filtrelor plasate în diferite puncte ale instalației, dar dimensionate pentru același rang armonic, pot determina solicitări inadmisibile ale unora dintre circuitele rezonante; în aceste condiții este necesar a acorda o atenție deosebită analizei reactanței dintre filtre;

având în vedere posibilitatea utilizării în viitor a semnalelor de frecvență ridicată pentru comenzi utilizând conductoarele electrice ca suport fizic, este necesar să se realizeze filtrul astfel încât aceste frecvențe să nu fie excesiv limitate;

utilizarea filtrelor pasive este posibilă numai la consumatorii care funcționează, în mod normal, în regim inductiv; rezolvarea problemelor legate de prezența armonicelor trebuie făcută în corelare cu analiza compensării puterii reactive pe frecvența fundamentală; deconectarea circuitelor filtrului din motive legate de depășirea necesarului de putere reactivă trebuie făcută cu multă atenție;

filtrele pasive cuprind un număr fix de circuite rezonante, realizând limitarea numai a acestor armonice și, în mod normal, nu pot fi exploatate parțial;

dimensionarea unui filtru se face pentru o anumită configurație a sursei de alimentare și o anumită sarcină și deci nu poate fi realizat ca module standard.

b) Utilizarea filtrelor active

Odată cu dezvoltarea electronicii de putere și a sistemelor informatice, cu mare viteză de calcul, a fost posibilă realizarea filtrelor active care urmăresc corecția, în domeniul timp, a formei curbelor mărimilor distorsionate.

Deși în prezent costurile acestor filtre sunt încă relativ ridicate (de 2 până la 3 ori costul unui filtru pasiv echivalent), eficiența și versatilitatea lor, le fac din ce în ce mai prezente în aplicațiile industriale.

Un filtru activ paralel (filtru activ de curent electric – FAC) are rolul de a asigura o formă practic sinusoidală a curentului electric absorbit din rețeaua electrică de alimentare, independentă de forma curentului electric preluat de receptorul neliniar. De asemenea, acest montaj poate asigura și realizarea unui defazaj practic nul între tensiunea de alimentare și curentul electric absorbit din rețeaua electrică, independent de defajazul de la bornele receptorului, asigurând în acest fel și corecția factorului de putere.

În figura 12.18 este prezentat modul de funcționare al unui filtru de curent electric pentru cazul simplu al unui receptor de tip redresor cu filtru de curent electric (bobină de valoare relativ ridicată) pe partea de curent continuu, astfel încât în circuitul de alimentare rezultă un curent electric de formă practic drepunghiulară. Informațiile privind forma curentului irA în circuitul receptorului neliniar sunt preluate prin intermediul transformatoarelor de măsurare TC. Blocul de calcul asigură analiza semnalelor achiziționate și comandă blocul de putere al filtrului pentru a sintetiza un semnal ifA care se suprapune curentului electric distorsionat, astfel încât să realizeze un curent electric practic sinusoidal iA , absorbit din rețeaua electrică de alimentare.

Curentul electric irA absorbit de redresorul trifazat are o formă nesinusoidală, cuprinzând armonica fundamentală irA1 și reziduul deformant irAd

Armonica fundamentală irA1 este defazată față de tensiunea de fază, având o componentă activă irA1a (în fază cu tensiunea de alimentare) și o componentă reactivă irA1r (defazată cu /2 față de tensiunea de fază)

Filtrul activ trebuie să determine un curent electric ifA (fig. 12.18 b)) care să permită preluarea, din rețeaua electrică, a unui curent electric sinusoidal iA cuprinzând numai componenta activă irA1a a armonicei fundamentale irA1 a curentului electric irA determinat de receptorul neliniar

Filtrul activ paralel poate fi realizat ca o sursă de curent cu o valoarea impusă de relația (12.31).

Având în vedere posibilitatea corectării formei curbei de curent electric și realizarea formei corectate în fază cu tensiunea aplicată, acest tip de filtru este întâlnit și sub denumirea de corector de factor de putere PFC (Power Factor Corrector) sau condiționer de rețea, cu funcția de limitare a regimului nesinusoidal dar și de compensare a puterii reactive.

Filtrele active conectate în serie cu receptorul neliniar (filtre active de tensiune FAT) determină controlul tensiunii în punctul de alimentare al receptorului neliniar (fig. 12.19). Filtrul activ de tensiune este utilizat în special în cazul în care receptorul neliniar este conectat la un sistem de bare de alimentare caracterizate de un curent electric de scurtcircuit relativ redus. În acest caz, prezența receptorului poate conduce la o puternică distorsiune a tensiunii la barele de alimentare, de la care pot fi alimentați și alți consumatori, afectați de distorsiunea curbei de tensiune. De asemenea, filtrul activ de tensiune poate fi utilizat în cazurile în care la barele de alimentare tensiunea este puternic distorsionată, iar receptorul alimentat impune utilizarea unei tensiuni sinusoidale.

Prin intermediul înfășurării secundare a transformatorului T (fig. 12.19 a)) filtrul activ determină o tensiune uf astfel încât la bornele receptorului rezultă tensiunea ur :

în care u este tensiunea la barele de alimentare.

Ca exemplu, în figura 12.19 b) este indicată funcționarea filtrului activ de tensiune, pentru faza A, în cazul simplu al unui receptor neliniar care determină o tensiune de formă practic dreptunghiulară la borne.

Informațiile privind forma curbelor de tensiune la bornele receptorului perturbator sunt obținute prin intermediul traductoarelor de tensiune TT, care transmit datele necesare blocului de calcul. Acesta oferă filtrului informațiile necesare pentru sinteza curbei de tensiune uf .

Circuitele cu absorbție de curent electric sinusoidal [12.18] se referă la o gamă largă de echipamente electronice care au incluse filtre ce permit ca echipamentul să absoarbă, la borne, un curent electric sinusoidal și în fază cu tensiunea aplicată.

12.3.5 Indicatori privind nesimetria de tensiune

și de curent electric

12.3.5.1 Definirea indicatorilor de nesimetrie

Folosirea descompunerii în componente simetrice, pentru stabilirea indicatorilor privind nesimetria, metodă folosită în Europa și recomandată de normele CEI, este utilizabilă numai în cazul unor mărimi strict sinusoidale. Având în vedere faptul că, în prezent, practic, nu mai sunt întâlnite mărimi sinusoidale în rețele electrice industriale, descompunerea sistemelor trifazate în componente simetrice este aplicabilă numai armonicelor, iar factorii de nesimetrie se referă doar la armonica fundamentală În acest fel, analiza de nesimetrie a sistemelor trifazate impune inițial o analiză a distorsiunii semnalelor și determinarea armonicei fundamentale.

Adoptarea ipotezei mărimilor sinusoidale în calculul curenților de defect poate fi acceptată, din punct de vedere practic, oferind datele necesare dimensionării sistemelor de protecție și a circuitelor parcurse de curentul de defect. Analiza circulației curenților electrici în rețeaua electrică pleacă de la premiza că parametrii rețelei electrice sunt egali, ceea ce de cele mai multe ori poate fi acceptat doar într-o primă aproximație.

În regim normal de funcționare, adoptarea ipotezei mărimilor sinusoidale, poate conduce, de multe ori, la erori importante care să distorsioneze informația privind nesimetria. În aceste cazuri se preferă efectuarea de măsurători pentru evaluarea nivelului de nesimetrie.

Problema cea mai importantă, atât legată de calculul teoretic, cât și la determinările experimentale constă în existența unor definiții insuficient de precise pentru regimul nesinusoidal, în cazul real al sistemului electroenergetic. În acest sens, pot să rezulte informații insuficient de clare din punct de vedere al deciziilor care trebuie adoptate pentru limitarea nesimetriilor.

Analiza nesimetriei unui sistem trifazat sinusoidal se face pe baza teoremei Fortescue [12.4, 12.19] care permite descompunerea unui sistem trifazat nesimetric UA, UB , UC în trei sisteme monofazate independente U +, U și U 0 de secvență pozitivă, negativă și respectiv zero, luând astfel în considerație atât nesimetria de modul cât și nesimetria de unghi

în care operatorul a are expresia

Valorile determinate ale mărimilor de secvență pozitivă, negativă și zero permit calculul factorilor de nesimetrie:

factorul de nesimetrie negativă ks

factorul de nesimetrie zero ks0

Recomandările IEEE pentru evaluarea nesimetriei, nu necesită ca mărimile să fie sinusoidale și iau în considerație numai nesimetria de modul pe baza relației [12.19]

în care valoarea medie rezultă ca medie aritmetică a celor trei mărimi analizate.

Pentru evaluarea nesimetriei sunt utilizate și implementate în unele dintre echipamentele de analiză a nesimetriei și următorele definiții ale indicatorilor de nesimetrie [12.20]

factor mediu de nesimetrie ksm

factor de nesimetrie al mărimilor între faze ksf

în care

Factorul de nesimetrie ksf poate fi scris și sub forma

în care

factorul de nesimetrie al abaterilor de tensiune ksa

în care

Indicatorii determinați cu diferitele relații de definiție pot să difere relativ mult astfel că este necesară cunoașterea în detaliu a algoritmului de calcul implementat în echipamentul cu care se efectuează măsurarea.

12.3.5.2 Evaluarea indicatorilor de nesimetrie

Necesitatea de a menține în rețeaua electrică un factor de nesimetrie de 1% sau 2% (în funcție de norme) impune o monitorizare a nivelului de distorsiune, compararea cu nivelurile admise și, în unele cazuri, alarmarea la depășirea acestora.

Având in vedere modificarea în timp a factorului de nesimetrie, apare necesitatea urmăririi continue și prelucrarea, conform unui algoritm impus, a datelor obținute.

Plecând de la ipoteza unor mărimi practic sinusoidale, evaluarea factorilor de nesimetrie poate fi realizată pe baza valorilor eșantioanelor determinate în convertorul analog numeric. În cazul determinărilor în sisteme cu curbe distorsionate este obligatorie utilizarea unui filtru trece jos pentru a elimina componentele cu frecvențe peste 50 Hz. Pentru efectuarea măsurătorilor privind factorul de nesimetrie este necesar să se verifice exactitatea de măsurare a transformatoarelor de măsurare de tensiune și de curent electric. Utilizarea de grupuri de măsurare cu o clasă de exactitate peste 0,5 nu este admisă, determinând erori de măsurare peste cele acceptabile. De asemenea, trebuie evitate sistemele de măsurare cu două transformatoare.

Pentru a asigura comparabilitatea datelor obținute este obligatorie utilizarea unei proceduri impusă prin normele internaționale [12.8]:

Determinarea valorilor „instantanee" a factorilor de nesimetrie se face pe o fereastră de măsurare de circa 200 ms (10 perioade ale mărimii alternative analizate);

Valorile obținute kns sunt agregate pe un interval de 150 perioade (circa 3 s) și se obține valoarea agregată kn3s

în care m este numărul de determinări pe durata fiecărui interval de 150 perioade (teoretic 15 determinări valide).

Valorile determinate pe intervale de observare de 150 perioade stau la baza determinării valorii de 10 min, kn10min utilizată ca mărime de referință pentru evaluarea nivelului de nesimetrie pe termen lung

Valorile determinate pe intervalul de 10 minute stau la baza realizării curbei de probabilitate cumulată CPF pe durata unei săptămâni (maxim 1008 valori). Valoarea de 95% a curbei de probabilitate cumulată este utilizată pentru compararea cu valoarea normalizată și pentru evaluarea nivelului de perturbație sub formă de nesimetrie. În același timp, se verifică faptul că niciuna dintre valorile pe 150 perioade nu depășește 1,5 ori valoarea admisă.

Măsurarea, în cazul curbelor de curent electric, urmează aceeași procedură ca și în cazul tensiunilor. Determinările privind nesimetria curenților electrici pot fi utilizate pentru diagnosticul sau pentru coordonarea sistemelor de protecție. Determinările pentru curbele de curent electric trebuie să ia în considerare faptul că acestea sunt, în mod obișnuit, mai deformate decât curbele de tensiune, astfel că este recomandabil ca informațiile privind durata unei semiperioade să fie obținute din curbele de tensiune corespunzătoare.

În figura 12.20 sunt prezentate valori măsurate pe durata unei zile în două stații de medie tensiune, la una dintre acestea fiind conectați consumatori cu un puternic dezechilibru de consum pe parcursul unei săptămâni [12.19].

12.3.5.3 Efecte ale regimurilor nesimetrice în rețelele electrice

Regimul nesimetric permanent poate fi produs de:

sarcinile inegale pe cele trei faze ale rețelei de alimentare de tensiune alternativă trifazată;

receptoarele monofazate repartizate inegal pe cele trei faze (iluminat stradal, consumatori casnici etc.);

receptoare bifazate (aparate de sudare electrică, cuptoare electrice de inducție la frecvență industrială, tracțiunea electrică etc.);

receptoare trifazate dezechilibrate (cuptoare cu arc electric);

impedanțe diferite ale liniilor electrice pe cele trei faze (în special liniile electrice aeriene).

În analiza regimurilor energetice din rețelele electrice, se adoptă ipoteza inițială că sursele din sistem determină la borne un sistem simetric al tensiunilor. Specific liniilor de transport al energiei electrice este și faptul că acestea prezintă impedanțe mutuale diferite între faze. De asemenea, prezența conductoarelor de protecție conduce, în funcție de configurația geometrică a liniei, la influențe diferite asupra fazelor active ale liniei. În acest fel, chiar în cazul unui consumator echilibrat, transferul de energie pe liniile din sistemul energetic conduce la apariția regimurilor nesimetrice.

Analiza problemelor legate de nesimetrie cuprinde două aspecte distincte:

influența asupra caracteristicilor de funcționare ale echipamentelor alimentate cu tensiuni nesimetrice;

influența asupra indicatorilor economici și tehnici ai rețelelor de transport și distribuție, precum și asupra generatoarelor din sistem.

În primul caz, furnizorul de energie electrică trebuie să asigure utilizatorului final încadrarea indicatorilor de nesimetrie de tensiune de pe barele de alimentare în limitele de calitate admise. Utilizatorul este interesat să monitorizeze tensiunile de alimentare pentru a avea informațiile necesare privind nivelul de nesimetrie și încadrarea sa în limitele admise.

În al doilea caz, utilizatorul trebuie să asigure încadrarea perturbațiilor emise sub formă de nesimetrie în limitele admise, stabilite de furnizorul de energie electrică din condiția de calitate a energiei electrică furnizată celorlalți utilizatori din rețeaua electrică. Furnizorul de energie electrică este interesat de monitorizarea curenților electrici absorbiți de utilizator și verificarea încadrării nesimetriei acestora în limitele alocate a perturbației.

Studiile privind alocarea nivelului de perturbații la utilizatorii finali, astfel ca în ansamblu să fie respectate condițiile privind calitatea energiei electrice, precum și studiile privind indicatorii economici ai transportului de energie electrică, necesită informații privind impedanțele rețelei electrice în regimuri nesimetrice. Aceste impedanțe sunt determinate prin calcule, care însă, în unele cazuri, necesită a fi validate prin măsurători.

Datorită regimului nesimetric apar perturbații, atât la echipamentele electrice (mașini electrice rotative, transformatoare, baterii de condensatoare, convertoare statice de putere), cât și în rețelele electrice.

Cele mai importante efecte ale nesimetriei tensiunilor de alimentare constau în încălzirile, datorate pierderilor suplimentare, la mașinile electrice rotative de tensiune alternativă trifazată [12.14]. Încălzirea suplimentară este determinată de curenții de secvență negativă și zero care parcurg înfășurările mașinilor. De asemenea, nesimetria tensiunilor produce, în mașinile electrice rotative, cupluri pulsatorii de frecvență ridicată și, în consecință, vibrații, care se accentuează în cazul nesimetriilor fluctuante. În același timp rezultă o reducere a randamentului motoarelor. Experiență arată că durata de viață a motoarelor asincrone scade la jumătate, la o nesimetrie a tensiunilor de 4% [12.14].

Nesimetria tensiunilor determină reducerea puterii reactive furnizată de bateriile de condensatoare.

Nesimetria curenților are ca principal efect producerea de pierderi suplimentare în rețelele electrice de transport și distribuție, precum și în rețelele industriale, cu consecințe negative asupra randamentului de transfer a energiei.

Regimul nesimetric are ca efect diminuarea randamentului instalațiilor de redresare și poate conduce la deteriorarea condensatoarelor filtrelor de netezire (apare o armonică de curent de rangul 2, proporțională cu factorul de netezire, care supraîncarcă condensatoarele din filtru).

Importante efecte negative apar și în cazul alimentării cu tensiuni nesimetrice a bateriilor de condensatoare.

Deoarece puterea reactivă de pe fiecare fază depinde de pătratul tensiunii aplicate:

bateria de condensatoare, conectată la o rețea cu tensiune nesimetrică, contribuie ea însăși la agravarea nesimetriei având în vedere faptul că pe faza cea mai încărcată (cu tensiunea pe fază cea mai mică) va fi debitată cea mai redusă putere reactivă și deci cea mai redusă îmbunătățire a factorului de putere.

Pierderi suplimentare sunt determinate în cazul regimurilor nesimetrice în prezența regimurilor nesinusoidale.

12.3.5.4 Mijloace pentru limitarea emisiei perturbatoare

sub formă de nesimetrie

Adoptarea soluției pentru simetrizarea sarcinii, la depășirea valorilor limită admise, în sistemele electroenergetice industriale, intră în responsabilitatea utilizatorului perturbator.

În mod obișnuit, schemele de simetrizare conduc și la rezolvarea problemelor de compensare a puterii reactive. Conectarea instalațiilor de simetrizare se face numai după rezolvarea problemelor determinate de eventuala existență a regimului nesinusoidal.

Pentru limitarea nesimetriilor determinate de utilizatorii dezechilibrați sunt posibile, în principiu, două soluții:

reconfigurarea schemei de alimentare a receptoarelor utilizatorului pentru a asigura o simetrizare a sarcinii;

utilizarea unor scheme speciale de simetrizare.

Reconfigurarea schemei de alimentare astfel încât să se asigure o încărcare practic egală a fazelor (simetrizare naturală) este, de cele mai multe ori, cea mai eficientă soluție, antrenând costuri relativ reduse.

Schemele de simetrizare pot fi realizate în două moduri:

cu transformatoare monofazate;

cu compensare (schemă Steinmetz).

Pentru a asigura simetrizarea sarcinii, transformatoarele monofazate pot fi conectate în schema Scott (fig. 12.21) sau în V (fig. 12.22) [12.21].

În schema cu transformatoare Scott (fig. 12.21), dacă bateria de condensatoare Cq este dimensionată astfel încât să asigure compensarea completă a puterii reactive necesară receptorului bifazat și dacă numărul de spire al transformatoarelor (în primar și în secundar) corespunde valorilor indicate în figura 12.21, curenții de fază, în raport cu curentul absorbit de receptorul bifazat, au valorile

Se observă faptul că, deși nu conduce la o simetrizare completă, utilizarea transformatoarelor Scott asigură încărcarea celor trei faze ale rețelei electrice de alimentare, reducând, în cele mai multe cazuri, nesimetria determinată de receptorul bifazat până la un nivel admis.

În schema din figura 12.21 este indicată și diagrama fazorială a tensiunilor din circuit.

Conectarea în V a două transformatoare monofazate identice (fig. 12.22) și alimentarea receptorului bifazat cu tensiunea rezultată prin înserierea înfășurărilor secundare, asigură încărcarea celor trei faze ale rețelei electrice de alimentare, iar valorile curenților (în cazul unei compensări integrale a puterii reactive necesară receptorului bifazat, prin alegerea adecvată a bateriei Cq) rezultă:

Deși nu asigură încărcarea egală a celor trei faze, utilizarea schemelor cu transformatoare în V determină, în cele mai multe dintre cazuri, limitarea nesimetriilor până la valori impuse.

În schema din figura 12.22 este indicată și diagrama fazorială a curenților și tensiunilor din schema de compensare.

Schema de simetrizare cu compensare (schema Steinmetz) – figura 12.23 – cuprinde bateria de condensatoare C și bobina L, dimensionate astfel încât curenții de fază IA , IB și IC să fie egali ca modul și defazați între ei cu 2/3 (se consideră că bateria de condensatoare Cq asigură compensarea integrală a puterii reactive necesară receptorului bifazat).

Pentru a se asigura simetrizarea sarcinii este necesară compensarea completă a puterii reactive necesară receptorului bifazat, iar valorile bateriei de condensatoare C și a bobinei L trebuie să fie determinate din relațiile

în care Un este tensiunea nominală a rețelei (tensiune între faze), iar P este puterea activă absorbită de receptorul bifazat.

În schema din figura 12.23 este indicată și diagrama fazorială a tensiunilor și curenților electrici din circuit.

Capacitatea bateriei de condensatoare Cq , necesară compensării puterii reactive a receptorului bifazat, se determină în funcție de puterea P și factorul de putere = cos

Deoarece puterea activă P a consumatorului este, în general, variabilă, schema din figura 12.23 trebuie să cuprindă elemente reglabile Cq , C și L, cu control automat, pentru a asigura simetrizarea. Reglarea în trepte a elementelor variabile poate conduce la variații ale tensiunii în rețea la fiecare comutație.

În cazul în care este necesar un control permanent al nivelului de nesimetrie, sunt disponibile și scheme de reglare cu susceptanțe variabile în mod continuu utilizând, de exemplu, tehnologie TCS (Thyristor Controlled Susceptances). Aceste scheme pot fi integrate într-o schemă inteligentă de filtrare, compensare și simetrizare.

12.3.6 Indicatori privind golurile de tensiune și întreruperile

de scurtă durată

12.3.6.1 Caracteristicile golurilor și întreruperilor de scurtă durată

Golurile de tensiune (fig. 12.24) sunt perturbații bidimensionale, caracterizate de adâncimea golului și de durata acestuia, fiind consecința unor defecte care apar în rețeaua electrică publică sau în rețeaua industrială a consumatorului. Perturbația are un caracter aleatoriu, iar frecvența de apariție, amplitudinea golului și durata acestuia variază mult în fiecare nod al rețelei electrice. De asemenea, are un caracter neregulat pe durata unui an.

Pentru caracterizarea unui eveniment singular sunt utilizați ca indicatori: tensiune remanentă (reziduală) Urez și durata golului tg. Este utilizat și indicatorul adâncimea golului Ug ca diferență între tensiunea de referință și tensiunea reziduală Urez .

Datorită daunelor pe care le determină la consumatori, precum și datorită caracteristicilor foarte diferite ale fiecărui eveniment, problemele de evaluare sunt complexe, necesitând echipamente de înaltă performanță, cu o capacitate importantă de stocare.

În lipsa unor echipamente specializate de limitare, apariția golurilor de tensiune este însoțită de întreruperi de scurtă sau lungă durată, ceea ce determină ca unele aspecte ale acestor perturbații să fie comune.

Prezența unui gol de tensiune se pune în evidență pe baza măsurării valorii efective pe o jumătate de perioadă (fig. 12.24). În acest fel, nu pot fi puse în evidență goluri cu o durată sub 10 ms, iar incertitudinea de măsurare a duratei golurilor de tensiune nu poate fi mai mică decât 20 ms.

Mărimea de bază în analiza golurilor și întreruperilor de tensiune este valoarea efectivă pe o jumătate de perioadă U1/2 [12.22, 12.23]

în care N este numărul de eșantioane pe o perioadă a tensiunii alternative, Ui amplitudinea eșantionului de rang i.

Echipamentele actuale de monitorizare a golurilor de tensiune utilizează în mod obișnuit o frecvență de eșantionare de 6400 Hz (128 eșantioane pe o perioadă a tensiunii alternative) sau 12800 Hz (256 eșantioane pe o perioadă a tensiunii alternative). În analiza golurilor și întreruperilor de scurtă durată într-o rețea electrică, monitorizarea se face pentru cele trei faze, având în vedere faptul că pot să apară evenimente cu caracteristici diferite pe cele trei faze și în consecință cu efecte diferite asupra utilizatorilor finali.

Evaluarea golurilor și întreruperilor de scurtă durată, într-un nod al unei rețele electrice, cuprinde 4 etape [12.4]:

achiziția eșantioanelor tensiunii în punctul analizat;

determinarea caracteristicilor de durată și de amplitudine ale evenimentului, pe baza eșantioanelor existente;

determinarea valorilor indicatorilor pentru evenimentul singular analizat;

determinarea valorilor indicatorilor în punctul analizat pentru un interval prestabilit de timp (agregarea valorilor în domeniul timp).

Durata întreruperii scurte se evaluează prin intervalul de timp între pragul de start și pragul de sfârșit la care este setat echipamentul de evaluare.

Tensiunea de referință care stă la baza stabilirii pragurilor de început (start) și de sfârșit ale golului poate fi tensiunea normată Ur , tensiunea contractată Uc , tensiunea medie de lungă durată în punctul de măsurare sau valoarea efectivă imediat anterioară evenimentului.

Utilizarea tensiunii normate sau a tensiunii contractate, ca tensiune de referință, conduce la rezultate relevante dacă analiza efectuată este focalizată, în special, pe efectele asupra echipamentelor de utilizare, ceea ce corespunde, în primul rând, domeniului tensiunilor joase sau medii.

Cele mai multe dintre golurile de tensiune sunt determinate de apariția unor scurtcircuite în rețeaua electrică, cu revenirea tensiunii după ce scurtcircuitul a fost eliminat. În cazul scurtcircuitelor simple, forma golului de tensiune poate fi aproximativ dreptunghiulară și apariția acestuia poate fi evaluată pe baza valorii reziduale și a duratei, având în vedere pragurile setate. În cazul unor circuite complexe, golurile de tensiune pot să aibă forme complexe, pentru care cele două dimensiuni ale golului simplu nu oferă informații suficiente. În acest caz, pot fi definite mai multe praguri și determinate duratele golului pentru diferite niveluri ale tensiunii remanente.

În cazul unei scheme de forma celei indicate în figura 12.25 a), apariția unui scurtcircuit pe feederul F2 și eliminarea sa prin deconectarea întreruptorului I2 determină, pentru consumatorii alimentați prin feederul F2, o întrerupere de tensiune (o separare electrică între sursă și consumator), iar pentru consumatorii alimentați prin feederul F1 , un gol de tensiune (fără separare electrică între sursa de alimentare și consumator). Este posibil ca, pe durata evenimentului, pentru scurtcircuite apropiate de bara de alimentare, în ambele cazuri tensiunea să ajungă la aceeași valoare, practic nulă.

În practică, este, uneori, dificil de stabilit dacă este un gol de tensiune sau o întrerupere scurtă. Astfel, în figura 12.25 b), pentru un regim normal de funcționare cu alimentare prin intermediul a două linii L1 și L2 , la apariția, de exemplu, a unui defect pe linia L2 , bara B2 rămâne fără tensiune și consumatorii alimentați prin feederul F2 vor fi întrerupți. Durata întreruperii este determinată de durata reconectării prin AAR de la bara B1. Întreruperea, ca rezultat al separării electrice între sursa de alimentare și consumatori, nu este întotdeaua însoțită de valoarea nulă a tensiunii pe partea consumatorului, având în vedere că pe partea acestuia există motoare care, antrenate inerțial, mențin la borne o anumită valoare a tensiunii.

Separarea între gol de tensiune și întrerupere de scurtă durată se face pe baza valorii tensiunii remanentă. În mod obișnuit, reducerea tensiunii sub pragul de 5% din tensiunea de referință se consideră întrerupere (pragul poate fi ales și 1% sau 10%, în funcție de tipul consumatorului alimentat, de exemplu normativul CEI 61000-4-30 recomandă valoarea de 10%).

La adoptarea măsurilor necesare limitării efectelor trebuie stabilit tipul golurilor frecvente de tensiune. În mod obișnuit, pot să apară goluri datorate scurtcircuitelor sau datorate pornirii motoarelor mari sau conectării transformatoarelor. Specific golurilor datorate pornirii motoarelor mari (fig. 12.26) sau la conectarea transformatoarelor este faptul că au valori egale pe cele trei faze, iar tensiunea remanentă nu scade sub 0,4Uc (în principiu, consumatorii își dimensionează instalația astfel încât la pornirea celui mai mare motor din instalație, golul rezultat să nu afecteze celelalte motoare) [12.24]. Desigur că și un scurtcircuit trifazat depărtat poate avea caracteristici asemănătoare, însă aceste evenimente sunt mult mai rare, iar forma golului este diferită.

12.3.6.2 Indicatori pentru evaluarea golurilor de tensiune

În analiza efectelor golurilor de tensiune asupra echipamentelor dintr-o instalație, este necesar a avea informații privind amplitudinea, durata golurilor și, eventual, forma golurilor și, de asemenea, trebuie cunoscută curba de susceptibilitate a echipamentului (curbe de tip ITIC Information Technology Industry Council) (fig. 12.27).

În figura 12.27 sunt indicate evenimentele înregistrate pe durata unui an și caracteristicile lor, în raport cu domeniul de susceptibilitate a consumatorului. Valorile aflate în afara domeniului marcat reprezintă evenimente care pot determina daune consumatorului analizat.

Analiza golurilor în rețelele trifazate poate fi făcută pe fiecare fază, utilizând echipamente mono-canal sau pe ansamblul celor trei faze utilizând echipamente multicanal. În cazul echipamentelor multicanal, durata golului se măsoară din momentul în care pe unul dintre canale tensiunea a scăzut sub valoarea de prag până în momentul în care toate tensiunile de fază au depășit valoarea de prag plus valoarea de histerezis (în mod obișnuit valoarea de histerezis este de 2% din tensiunea de referință) [12.8]. În acest sens, este necesar a face diferență între echipamentele trifazate (trei echipamente monocanal) și echipamentele multicanal (un echipament care analizează ansamblul celor trei faze).

Datele obținute prin măsurare permit caracterizarea golurilor prin următorii indicatori:

amplitudinea relativă sau procentuală

în care Urez este valoarea remanentă a tensiunii de fază, iar Uc tensiunea contractată, pe fază.

durata golului de tensiune:

în care ti și tf sunt momentele inițial și final ale golului de tensiune;

frecvența de apariție a golurilor:

în care Ng este numărul de goluri de tensiune care apar pe durata de referință Tr (în mod obișnuit, un an).

Caracterizarea globală a golurilor de tensiune necesită completarea, pe intervale mari de timp (în mod obișnuit un an) a matricei amplitudine  durata golurilor (tabelul 12.5) [12.5].

Tabelul 12.5

Matricea amplitudinea golurilor  durată Ug = f(tg)

Ultimul rând al matricei din tabelul 12.5 corespunde întreruperilor de scurtă durată. Fiecare celulă a matricii conține numărul de goluri de tensiune corespunzând intervalului tensiunii remanente și respectiv duratei tg .

Frecvența golurilor de tensiune cu o anumită caracteristică, corespunzătoare fiecărei celule a matricei tensiune reziduală-durată a golului, determinată pentru un interval de timp (în general un an), este evaluată prin raportul dintre numărul de evenimente Nc din celula respectivă și numărul total de evenimente Nm din matrice (suma cifrelor din toate celulele):

În condiții normale de funcționare, numărul total de goluri într-o rețea, pe durata unui an poate fi de la câteva zeci la o mie.

Caracterizarea unei rețele electrice din punctul de vedere al golurilor de tensiune necesită informații, atât asupra numărului de goluri cu o anumită amplitudine, cât și asupra numărului de consumatori afectați. În acest sens, sunt utilizați următorii indicatori agregați spațial [12.17]:

Frecvența medie a variațiilor de tensiune la nivel de sistem SARFIx% (System Average rms (variation) Frequency Indexvoltage) calculată ca raportul dintre numărul de consumatori care au resimțit o variație a valorii efective a tensiune sub x% din tensiunea declarată, pe durata analizată, și numărul total Nt de consumatori alimentați din sistemul analizat:

în care Ni este numărul consumatorilor care au resimțit variația de tensiune sub x% din tensiunea declarată, la fiecare dintre envenimentele i, n numărul total de evenimente cu variație de tensiune sub x% din tensiunea declarată, pe durata analizată, în sistemul analizat.

Pragul x% este, în mod obișnuit, de 90, 80, 70, 50 și 10.

Frecvența medie a variațiilor instantanee de tensiune la nivel de sistem SIARFIx% (System Instantaneous Average rms (variation) Frequency Indexvoltage) calculată ca raportul dintre numărul de consumatori care au resimțit o variație instantanee a valorii efective a tensiunii sub x% din tensiunea declarată, pe durata analizată, și numărul total Nt de consumatori deserviți de sistemul analizat

în care NIi este numărul consumatorilor care au resimțit variația de tensiune sub x% din tensiunea declarată, la fiecare dintre evenimentele i, n numărul total de evenimente cu variație de tensiune sub x% din tensiunea declarată, pe durata analizată, în sistemul analizat.

Pragul x% este, în mod obișnuit, de 90, 80, 70, 50 și 10.

Durata variațiilor valorii efective de tensiune luate în considerație sunt cuprinse între o jumătate de perioadă ale tensiunii alternative și 30 perioade.

Frecvența medie a variațiilor momentane de tensiune la nivel de sistem SMARFIx (System Momentary Average rms (variation) Frequency Indexvoltage) calculată ca raportul dintre numărul de consumatori care au resimțit o variație instantanee a valorii efective a tensiunii sub x% din tensiunea declarată, pe durata analizată, și numărul total Nt de consumatori deserviți de sistemul analizat

în care NMi este numărul consumatorilor care au resimțit variația de tensiune sub x% din tensiunea declarată, la fiecare dintre evenimentele i, n numărul total de evenimente cu variație de tensiune sub x% din tensiunea declarată, pe durata analizată, în sistemul analizat.

Pragul x% este, în mod obișnuit, de 90, 80, 70, 50 și 10. Durata variațiilor valorii efective de tensiune luate în considerație sunt cuprinse între 30 perioade ale tensiunii alternative și 3 s.

Frecvența medie a variațiilor temporare de tensiune la nivel de sistem STARFIx (System Temporary Average rms (variation) Frequency Indexvoltage) calculată ca raportul dintre numărul de consumatori care au resimțit o variație temporară a valorii efective a tensiunii sub x% din tensiunea contractată, pe durata analizată, și numărul total Nt de consumatori deserviți de sistemul analizat

Agregarea datelor în domeniul spațial devine necesară atunci când sunt realizate determinări într-un mare număr de puncte din rețeaua electrică și trebuie să fie caracterizată aceasta în privința performanțelor la goluri și întreruperi de scurtă durată.

12.3.6.3 Mijloace de limitare a golurilor de tensiune și a întreruperilor

de scurtă durată

Golurile de tensiune pot determina daune importante atunci când, datorită reducerii tensiunii și a duratei relativ mari, are loc dezexcitarea contactoarelor sau releelor de minimă tensiune, producând astfel întreruperi de scurtă durată.

Întreruperile de scurtă durată pot să rezulte în urma operațiilor de AAR, în rețelele de medie sau joasă tensiune și de RAR, în rețelele de înaltă tensiune.

Supratensiunile de trăsnet și defectele de izolație conduc la apariția unui număr important de goluri și întreruperi de scurtă durată într-o rețea electrică, astfel că receptoarele sensibile la aceste perturbații pot să înregistreze daune inacceptabile.

O atenție specială trebuie acordată consumatorilor care nu admit întreruperea în alimentarea cu energie electrică. Soluțiile actuale se bazează pe alimentarea separată a receptoarelor critice (sensibile la goluri și întreruperi de scurtă durată) și a celor la care daunele, relativ reduse, pot fi acceptate. Împărțirea în cele două tipuri de receptoare trebuie făcută cu atenție deoarece realizarea unor surse neîntreruptibile implică importante costuri.

Alimentarea receptoarelor critice se face de la rețeaua electrică prin intermediul unor echipamente specifice (UPS Uninterruptible Power Supply) care stochează energie și o redau pe durata întreruperii. Sunt utilizate, în principal, două tipuri de asemenea echipamente:

cu stocare chimică a energiei (acumulatoare electrice);

cu stocare dinamică a energiei (volant mecanic).

Echipamentele UPS sunt, în general, în proprietatea consumatorului și asigură o alimentare neîntreruptibilă pentru receptoarele critice. Realizarea alimentării neîntreruptibile poate fi concepută însă și ca serviciu pe care furnizorul de energie electrică îl poate asigura consumatorului și, în acest caz, instalațiile UPS sunt în proprietatea furnizorului.

Pentru alimentarea neîntreruptibilă, pe durate relativ mari (până la 2 ore), a unor receptoare de putere relativ redusă (10 kVA) pot fi utilizate scheme în care sursa de energie pe perioada întreruperii este o baterie de acumulatoare B (fig. 12.28).

Schema din figura 12.28 poate funcționa în două variante:

Alimentare on-line, în care întreruptoarele IP, IE și IS sunt permanent închise, iar alimentarea receptoarelor critice se face, în mod normal, prin intermediul invertorului Iv (sunt deconectate întreruptoarele IO și IM). La întreruperea alimentării din rețeaua publică, este deconectat întreruptorul IP și receptoarele critice sunt alimentate, în continuare, folosind energia stocată în acumulatorul B. La revenirea tensiunii, este reconectat întreruptorul IP și se asigură reîncărcarea bateriei de acumulatoare și alimentarea receptoarelor;

Alimentarea off-line, în care întreruptoarele IP, IO; ISO și IE sunt închise în regim normal de funcționare, iar întreruptoarele IS și IM sunt deschise. La întreruperea tensiunii de alimentare are loc, într-un interval de timp foarte scurt, deconectarea întreruptorului static ISO și conectarea întreruptorului IS, astfel încât alimentarea receptoarelor critice, cu un interval foarte scurt de întrerupere (acceptabil pentru unele receptoare), se face în continuare pe seama energiei stocată în bateria de acumulatoare. La revenirea tensiunii, schema trece în starea inițială.

Deoarece experiența a arătat că peste 93% dintre perturbațiile sub formă de goluri sau întreruperi de scurtă durată nu depășesc trei secunde, au fost dezvoltate echipamente UPS dinamice (fig. 12.29) în care energia este stocată sub formă de energie cinetică a unui volant, care are o viteză mare de rotație.

Schema din figura 12.29 poate funcționa în cele două variante on-line sau off-line, asigurând alimentarea pe durate relativ reduse (circa 3 s) a receptoarelor critice, pe seama energiei cinetice a generatorului cu moment mare de inerție G/M. În regim normal de funcționare, mașina electrică lucrează în regim de motor, asigurând menținerea volantului la o viteză ridicată de rotație. Bobinele L1 și L2 din schemă au rolul de a limita solicitările în cazul regimurilor tranzitorii care apar la trecerea de la un regim de funcționare la altul.

Echipamentele UPS dinamice sunt caracterizate, în principal, printr-o fiabilitate ridicată și o mentenanță redusă.

La adoptarea deciziilor privind alegerea schemelor pentru reducerea (eliminarea) perturbațiilor sub formă de goluri și întreruperi de scurtă durată trebuie analizată și soluția unor măsuri pe partea tehnologică pentru creșterea imunității la acest tip de perturbații (utilizarea unor motoare electrice cu moment de inerție crescut, motoare cu volant etc.).

Se consideră că întreruperile de scurtă durată nu durează mai mult de 3 minute (în unele documente se stabilește că durata maximă a unei întreruperi de scurtă durată este de 1 minut). În mod normal circa 70% dintre întreruperi au o durată sub 1 s.

12.3.7 Indicatori privind întreruperile de lungă durată

Întreruperile de lungă durată pot fi anunțate sau accidentale. Pentru cele anunțate, utilizatorul poate să adopte o serie de măsuri pentru limitarea daunelor.

Evaluarea întreruperilor de scurtă și lungă durată se face pe baza numărului și duratei evenimentelor [12.20].

Durata unei întreruperi de lungă durată corespunde intervalului de timp în care tensiunea rămâne sub 5% din tensiunea contractată, iar durata întreruperii este peste un minut (în unele documente peste 3 minute). Determinarea apariției unei întreruperi se face pe baza măsurătorilor valorii efective pe jumătate de perioadă a tensiunii alternative.

12.3.7.1 Evaluarea întreruperilor de lungă durată

Evaluarea întreruperilor de lungă durată se face pe baza indicatorului energie nelivrată ENS (Energy not Supplied) ca fiind energia care ar fi fost furnizată dacă nu interveneau întreruperile. Evaluarea se face pe durata unui an și se indică energia (în MWh) nelivrată în acel an. Pe baza valorii ENS se următorii indicatori [12.6, 12.22]:

Durata medie de întrerupere (la nivel de sistem) AIT (Average Interruption Time) definește durata totală a întreruperilor într-un an (în minute):

în care AD (Annual Demand) este consumul anual net pentru sistemul electroenergetic (fără consumul propriu tehnologic) [MWh/an].

Indicator de indisponibilitate medie a serviciului ASUI (Average Service Unavailability Index) ca raport între energia nelivrată datorită întreruperilor ENS și consumul anual net pentru sistemul electroenergetic (fără consumul propriu tehnologic) AD

Indicator minute sistem SM (System Minutes) ca parametru de performanță al sistemului electroenergetic care estimează durata medie de întrerupere anuală prin raportare la vârful de consum anual

în care PL (Peak Load) este vârful anual de consum, în MW, în perioada analizată, AL (Average Load) puterea medie a curbei de sarcină anuală, AIT durata medie de întrerupere (la nivel de sistem).

Indicator de disponibilitate medie a serviciului alimentarea utilizatorilor ASAI (Average Service Availability Index) ca raport între energia efectiv furnizată utilizatorilor și consumul anual net pentru sistemul electroenergetic (fără consumul propriu tehnologic) AD

Datele obținute prin monitorizarea întreruperilor de scurtă și lungă durată pot fi utilizate și pentru determinarea indicatorilor recomandați de IEEE [12.23], care urmează a fi introduși și în România. Aceștia cuprind, atât mărimi relative la performanțele sistemului de alimentare, cât și mărimi relative la utilizatorii alimentați dintr-o rețea:

Durata medie de întrerupere la nivel de sistem SAIDI (System Average Interruption Duration Index) ca raport între durata totală a întreruperilor la toți utilizatorii întrerupți și numărul total al utilizatorilor conectați în sistemul analizat

în care Ns este numărul utilizatorilor întrerupți peste 3 minute în întreruperea s, n numărul total de întreruperi, Nt – numărul total al utilizatorilor deserviți, Ds durata de întrerupere a utilizatorilor (minute) la întreruperea s;

Frecvența medie de întrerupere la nivel de sistem SAIFI (System Average Interruption Frequency Index) ca raport între numărul total al utilizatorilor, întrerupți la fiecare dintre întreruperile s de lungă durată și numărul total al utilizatorilor conectați în sistemul analizat

în care Ns este numărul utilizatorilor întrerupți peste 3 minute în întreruperea s, n numărul total de întreruperi, Nt – numărul total al utilizatorilor deserviți;

Durata medie de întrerupere la nivelul utilizatorului întrerupt CAIDI (Customer Average Interruption Duration Index) ca raport între durata totală a întreruperilor la toți utilizatorii întrerupți și numărul total al utilizatorilor, întrerupți la fiecare dintre întreruperile de lungă durată

în care Ns este numărul utilizatorilor întrerupți peste 3 minute în întreruperea s, n numărul total de întreruperi, Ds durata de întrerupere a utilizatorilor (minute) la întreruperea s;

Frecvența medie de întrerupere la nivel de sistem ASIFI (Average System Interruption Frequency Index) ca raport între puterea aparentă totală întreruptă și puterea total St în funcțiune (conectată, instalată) în sistemul analizat

în care Ss este puterea întreruptă la întreruperea s, n numărul total de întreruperi;

Frecvența medie de întrerupere la nivelul utilizatorului întrerupt CAIFI (Customer Average Interruption Frequency Index) ca raport între numărul total al utilizatorilor, întrerupți la fiecare dintre întreruperile de lungă durată și numărul total Nca al utilizatorilor afectați de una sau mai multe întreruperi în perioada analizată

în care Ns este numărul utilizatorilor întrerupți peste 3 minute în întreruperea s, n numărul total de întreruperi. Un utilizator afectat de mai multe întreruperi se numără o singură dată în calculul acestui indicator.

Durata medie de întrerupere la nivel de sistem ASIDI (Average System Interruption Duration Index) ca raport între energia nelivrată pe durata tuturor întreruperilor și numărul total Nt al utilizatorilor deserviți în sistemul analizat

în care Ss este puterea întreruptă la întreruperea s, n numărul total de întreruperi, Ds durata de întrerupere a utilizatorilor (minute) la întreruperea s;

Frecvența medie a întreruperilor momentane (de scurtă durată) MAIFI (Momentary Average Interruption Frequency Index) ca raport între numărul total al utilizatorilor întrerupți pe durate scurte și numărul total Nt al utilizatorilor deserviți în sistemul analizat

în care M este numărul total al incidentelor de scurtă durată, Nm – numărul utilizatorilor întrerupți pe durate scurte (sub 3 minute), la fiecare întrerupere m.

Indicatorii SAIFI și SAIDI caracterizează numărul și durata medie a unei întreruperi de durată la care se poate aștepta un utilizator.

Indicatorii CAIFI și CAIDI sunt similari, dar sunt normalizați în raport cu utilizatorii care au suferit real o întrerupere.

SAIFI și SAIDI, numeric diferite de CAIFI și CAIDI, permit ridicarea problemelor la nivel de medie zonală la nivelul întregului sistem.

MAIFI este similar cu SAIFI dar sunt numărate numai întreruperile de scurtă durată. De regulă, MAIFI este aproximativ de același ordin de mărime sau mai mare decât SAIFI.

Între indicatorii de calitate, din punct de vedere al întreruperilor de scurtă și lungă durată, utilizați în Europa și cei recomandați de IEEE există o serie de corelări. Astfel indicatorul de disponibilitate medie a serviciului ASAI poate fi corelat cu indicatorul SAIDI

Durata unei întreruperi corespunde intervalului de timp în care tensiunea rămâne sub 5% din tensiunea contractată. Determinarea apariției unei întreruperi se face pe baza măsurătorilor valorii efective pe jumătate de perioadă a tensiunii alternative.

12.3.7.2 Mijloace pentru limitarea daunelor determiante de întreruperile

de lungă durată

Pentru limitarea daunelor determinate de întreruperile de lungă durată sunt adoptate măsuri specifice. Pentru puteri mari sunt utilizate scheme cu grup Diesel de intervenție. Pe durata, relativ redusă, în care are loc pornirea motorului Diesel de intervenție, MDI (fig. 12.30), se utilizează energia înmagazinată în volant sau într-o sursă chimică (baterie de acumulatoare). În figura 12.30 este indicată o schemă care asigură atât limitarea daunelor datorită golurilor de tensiune și întreruperilor de scurtă durată (prin sursa neîntreuptibilă bazată pe bateria de acumulatoare A), cât și limitarea daunelor datorate întreruperilor de lungă durată (prin intervenția grupului de intervenție Diesel MDI).

Având în vedere costurile relativ ridicate ale schemelor cu alimentare neîntreruptibilă pe durate mari, apare necesară selectarea rațională a categoriei receptoarelor critice, dar și analiza posibilităților de rezervare pe partea tehnologică, astfel încât să se limiteze daunele care apar la întreruperi de lungă durată ale alimentării cu energie electrică din rețeaua publică.

12.3.8 Indicatori de calitate privind supratensiunile

Supratensiunile (creșteri de tensiune) sunt perturbații bidimensionale definite prin amplitudine și durată și sunt evaluate pe baza măsurătorilor privind valoarea efectivă pe o jumătate de perioadă.

Evaluarea supratensiunilor (creșteri de tensiune) se poate face în funcție de un prag limită Ustart (fig. 12.31) și având în vedere tensiunea de histerezis Uh .

Normele europene recomandă caracterizarea supratensiunilor temporare pe baza matricei tensiune timp (tabelul 12.6) [12.5] în care, în funcție de durată, acestea se împart în trei clase, corespunzătoare coloanelor matricei: instantanee (cu durată sub 0,5 s), momentane (cu o durată cuprinsă între 0,5 s și 5 minut) și de lungă durată (durată cuprinsă între 5 s și 1 minut).

Datele pe durata unui an, înscrise în fiecare celulă a matricii tensiune-timp stau la baza evaluării performanțelor furnizorilor de energie electrică și caracterizarea fiecărui nod al rețelei electrice din punctul de vedere al calității energiei electrice.

Tabelul 12.6

Evaluarea creșterilor de tensiune

Evaluarea unei rețele electrice din punctul de vedere al supratensiunilor necesită informații atât asupra nivelului acestora cât și asupra numărului de consumatori afectați. În acest sens, sunt utilizați următorii indicatori agregați spațial [12.17]:

Frecvența medie a supratensiunilor instantanee SIARFIx (System Instantaneous Average rms (variation) Frequency Indexvoltage) calculată ca raportul dintre numărul de consumatori care au resimțit o variație instantanee a valorii efective a tensiunii peste x% din tensiunea contractată, pe durata analizată, și numărul total Nt deserviți de sistemul analizat

în care NIi este numărul consumatorilor afectați de supratensiune, la fiecare dintre evenimentele i, n numărul total de evenimente cu supratensiune, pe durata analizată, în sistemul analizat.

Pragul x% este în mod obișnuit de 140, 120 și 110. Durata variațiilor valorii efective de tensiune luate în considerație este cuprinsă între o perioadă a tensiunii alternative și 0,5 s;

Frecvența medie a supratensiunilor momentane SMARFIx (System Instantaneous Average rms (variation) Frequency Indexvoltage) calculată ca raportul dintre numărul de consumatori care au resimțit o variație momentană a valorii efective a tensiunii peste x% din tensiunea contractată, pe durata analizată, și numărul total Nt deserviți de sistemul analizat

în care NMi este numărul consumatorilor afectați de supratensiune, la fiecare dintre evenimentele i, n numărul total de evenimente cu supratensiune, pe durata analizată, în sistemul analizat.

Pragul x% este în mod obișnuit de 140, 120 și 110. Durata variațiilor valorii efective de tensiune luate în considerație este cuprinsă între 0,5 s și 5 s;

Frecvența medie a supratensiunilor temporare STARFIx (System Temporary Average rms (variation) Frequency Indexvoltage) calculată ca raportul dintre numărul de consumatori care au resimțit o variație temporară a valorii efective a tensiunii peste x% din tensiunea contractată, pe durata analizată, și numărul total Nt deserviți de sistemul analizat

în care NTi este numărul consumatorilor afectați de supratensiune, la fiecare dintre evenimentele i, n numărul total de evenimente cu supratensiune, pe durata analizată, în sistemul analizat.

Pragul x% este în mod obișnuit de 140, 120 și 110. Durata variațiilor valorii efective de tensiune luate în considerație sunt cuprinse între 5 s și 60 s.

Frecventa medie a supratensiunilor la nivel de sistem SARFIx% (System Average rms (variation) Frequency Indexvoltage) calculată ca raportul dintre numărul de consumatori care au resimțit o variație a valorii efective a tensiune peste x% din tensiunea contractată, pe durata analizată, și numărul total Nt deserviți de sistemul analizat

în care Ni este numărul consumatorilor afectați de supratensiune, la fiecare dintre envenimentele i, n numărul total de evenimente cu supratensiune, pe durata analizată, în sistemul analizat.

Pragul x% este în mod obișnuit de 140, 120 și 110;

Indicatorul SARFIx% poate fi determinat ca sumă a indicatorilor SIARFIx% , SMARFIx% și STARFIx% .

Determinarea indicatorilor SARFIx% , SIARFIx , SMARFIx și STARFIx necesită, în afara datelor măsurate privind amplitudinea și durata supratensiunilor în nodurile rețelei electrice, și informații privind consumatorii afectați de aceste perturbații.

În cazul echipamentelor electrice ale consumatorilor, nivelul și durata supratensiunilor trebuie să fie comparate cu curba de susceptibilitate a echipamentului (de exemplu, ramura superioară a curbelor CBEMA sau ITIC) figura 12.32 a) și figura 12.32 b).

Curbele de tipul CBEMA și ITIC sunt indicate de către constructorii de echipamente și trebuie să fie comparate cu valorile măsurate ale supratensiunilor, ca amplitudine și durată, pentru a evalua posibilitatea funcționării acestor echipamente în nodul rețelei electrice din care sunt alimentate. Informațiile obținute pot fi folosite pentru adoptarea de decizii privind soluțiile pentru îmbunătățirea calității energiei electrice.

12.4 Alocarea nivelului de perturbații

Realizarea nivelului de calitate a energiei electrice la barele de alimentare a consumatorilor impune ca furnizorul de energie electrică să monitorizeze indicatorii de calitate și să stabilească, pentru fiecare dintre consumatori, nivelul limită al perturbațiilor pe care le poate emite, astfel ca însumarea perturbațiilor determinate de toți consumatorii să fie sub valoarea limită admisă din punctul de vedere al calității energiei electrice (valori stabilite prin standardele de performanță ale furnizorului de energie electrică).

Pe baza valorilor admise ale nivelului de perturbații la barele de alimentare, furnizorul de energie electrică trebuie să aloce fiecăruia dintre consumatori o cotă de perturbații, astfel încât însumarea acestora să asigure încadrarea în valorile admise.

Conform standardelor actuale alocarea nivelului de perturbații se face în raport cu puterea contractată de către fiecare dintre consumatorii conectați la aceeași bară de alimentare.

Încadrarea consumatorilor în cotele alocate asigură premizele realizării unui nivel standard de calitate la barele de alimentare. În prezent calculele de alocare se fac pentru perturbațiile sub formă de distorsiune armonică, pentru fluctuațiile de tensiune (efect de flicker) și pentru perturbațiile sub formă de nesimetrie.

Alocarea nivelului de perturbație, pentru fiecare dintre sursele de perturbație conectate la barele de alimentare, trebuie să fie una dintre preocupările importante ale furnizorului de energie electrică pentru a asigura tuturor consumatorilor conectați la aceste bare nivelul de calitate impus prin standardele de performanță.

Rezolvarea problemei de alocarea a perturbațiilor se face în trei etape (stadii) [12.25].

În prima etapă (stadiul 1), racordarea micilor utilizatori, caracterizați de o pondere redusă a sarcinii perturbatoare poate fi aprobată, fără o evaluare detaliată a caracteristicilor emisiei și a răspunsului rețelei de alimentare, având în vedere că unii producători de echipamente de JT au adoptat măsurile necesare pentru limitarea perturbațiilor. Definirea micilor utilizatori se face, în general, pe baza raportului dintre puterea contractată și puterea de scurtcircuit în nodul respectiv. Dacă, de exemplu, acest raport este sub 0,2% consumatorii pot să funcționeze fără a fi monitorizați, din punct de vedere al perturbațiilor determinate sub formă de distorsiune armonică, fluctuații de tensiune (efect de flicker) și nesimetrie.

În stadiul 2, evaluarea consumatorului perturbator se face în corelare cu caracteristicile efective ale rețelei electrice de alimentare. În acest stadiu, nivelul de planificare corespunzător rețelei respective este împărțit între utilizatori, în funcție de puterea totală disponibilă a rețelei de alimentare și proporțional cu puterea contractată a fiecărui consumator, racordat la această rețea. Această regulă asigură încadrarea nivelului de perturbație, datorat emisiilor tuturor instalațiilor utilizatorilor care sunt racordați la rețea, în nivelul de planificare. În această etapă se ține seama de capacitatea reală de absorție (compensare) a rețelei, considerând factorul de nesimultaneitate și diferențele de fază ale curenților armonici, de impedanța rețelei și de condițiile specifice de lucru ale consumatorilor perurbatori.

Realizarea calcului de alocare, în stadiul 2, necesită adoptarea ipotezelor de sumare a perturbațiilor generate de sarcini diferite. Experiența a arătat că, la sumarea perturbațiilor conduse, atât a celor de tensiune, cât și a celor de curent electric, poate fi adoptată o lege exponențială de însumare.

Ca exemplu, pentru stadiul 2 de analiză se consideră o bară de medie tensiune (fig. 12.33), alimentată din rețeaua de înaltă tensiune și care alimentează o serie de consumatori, conectați la bara MT, cu puterea totală SMV și consumatori la nivelul de joasă tensiune SJT , alimentați prin intermediul unui transformator MT/JT.

Nivelul perturbator GMT (valoare globală) care poate fi alocat consumatorilor conectați la bara de medie tensiune se determină din relația

în care LMT este limita de planificarea (valoare admisă) a nivelului perturbațiilor la nivelul barei de medie tensiune; TIM factorul de transfer al perturbației de la nivelul de IT la nivelul de MT; LIT limita de planificare (valoare admisă) a nivelului pertubației în rețeaua de înaltă tensiune.

Nivelurile alocate Ei pentru utilizatorii individuali i , conectați la barele de medie tensiune rezultă din relația

în care St este puterea totală disponibilă la barele de alimentare, luând în considerare și posibilitatea de creștere în viitor a necesarului de putere.

Factorul , diferit pentru fiecare tip de perturbație, este determinat pe cale experimentală și corespunde legii de sumare a perturbațiilor (în general exponențială cu exponent ). De asemenea, factorul de transfer a perturbațiilor TIM depinde de tipul perturbației.

Alocarea conform relației (17.78) permite ca, la barele de medie tensiune, să fie nu depășite valorile de planificare, luând în considerare aportul sarcinilor perturbatoare conectate la aceasță bară, dar și transferul de perturbații de la nivelul superior de tensiune. Consumatorii conectați la nivelul de joasă tensiune sunt luați în considerare ca un consumator echivalent, conectat la barele de medie tensiune și căruia i se alocă un nivel perturbator în funcție de puterea simultană SJT .

În cazul în care unii utilizatori nu reușesc să respecte cotele de perturbații impuse prin calculul de alocate, efectuat în stadiul 2, furnizorul de energie electrică, în stadiul 3, poate analiza posibilitățile concrete din rețea pentru a permite, temporar și cu caracter provizoriu, conectarea la rețea a consumatorului respectiv. Furnizorul are în vedere faptul că nu toți consumatorii perturbatori utilizează integral cota alocată și unii dintre consumatori nu lucrează cu întreaga sarcină contractată.

În cazul consumatorilor perturbatori, conectați la barele de înaltă tensiune, este necesar a lua în considerare și aportul barelor învecinate [12.25].

12.5 Efectuarea determinărilor privind calitatea

energiei electrice

Din punctul de vedere al exactității informațiilor obținute, echipamentele de măsurare, necesare în analiza calitătii energiei electrice, sunt de trei tipuri [12.8]:

echipamentele de clasă A (Advanced), sunt utilizate dacă sunt necesare determinări exacte, de exemplu în cazul decontărilor de energie, verificarea compatibilității cu standardele de calitate a energiei electrice, analiza unor dispute între părțile contractante;

echipamentele de clasă B (Basic) sunt utilizate pentru o urmărire de ansamblu, verificări în urma unor lucrări de reparații și în alte cazuri în care incertitudinea de măsurare nu prezintă o importanță deosebită;

echipamentele de clasă S (Surveys) sunt utilizate pentru analiza statistică a mărimilor înregistrate pe durata măsurătorilor; trebuie să aibă aceleași performanțe ca echipamentele din clasa A.

În general, în analiza problemelor de calitate a energiei electrice sunt utilizate echipamente de clasă A.

Analiza calității energiei electrice în nodurile rețelei electrice implică în principiu două etape diferite, în care sunt utilizate două tipuri diferite de echipamente. Într-o primă etapă are loc o analiză de prezență a unor fenomene perturbatoare. Sunt utilizate echipamente cu o importantă funcție de osciloscop, cu posibilitate relativ redusă de memorare și simplitate de conectare. După stabilirea nodurilor în care urmează a se aprofunda studiul calității energiei electrice sunt conectate echipamente de monitorizare pe termen lung, caracterizate de posibilități importante de prelucrare și stocare a datelor, fiabilitate ridicată, posibilitate de transfer a datelor pentru prelucrare exterioară.

La evaluarea nivelului perturbațiilor în instalațiile de înaltă tensiune, trebuie să se aibă în vedere caracteristicile de transfer al întregului lanț de măsurare. În instalațiile actuale, utilizarea transformatoarelor de măsurare de tensiune și de curent electric, de tip inductiv sau de tip capacitiv (TECU), poate determina importante erori datorate transferului componentelor de frecvență ridicată cu o exactitate redusă. În acest fel, în special la analiza fluctuațiilor rapide de tensiune, a golurilor și întreruperilor de scurtă durată, a supratensiunilor și a distorsiunilor armonice trebuie cunoscute caracteristicile transformatoarelor de măsurare, din punctul de vedere al caracteristicii de frecvență.

Calitatea alimentării cu energie electrică, în special aspectele legate de continuitatea în alimentare (calitatea serviciului de alimentare) a constituit întotdeauna o preocupare deosebită, întreruperile fiind generatoare de daune în industrie sau neplăceri în alimentarea consumatorilor rezidențiali.

În ultimul timp, procesele tehnologice specifice industriei moderne foarte sensibile la abateri față de calitatea normată a energiei electrice, au adus în actualitate și calitatea curbei de tensiune. În cele mai multe cazuri, abaterile de la regimul sinusoidal și simetric sunt însoțite de daune la producător, operatorul de rețea, diferențiate în funcție de caracteristicile utilizatorilor RET sau RED, la consumator prin nerealizarea producției, reducerea calității produselor realizate, reducerea productivității, rebuturi în producție, defecte în echipamente, perturbarea procesului tehnologic pe durate mult superioare duratei întreruperii, accidente, cheltuieli suplimentare pentru salarii, materii prime, energie etc.

Stabilirea indicatorilor la care un utilizator este sensibil, analiza domeniului lor de variație într-un nod dat al sistemului electroenergetic, precum și deciziile privind creșterea nivelului calității energiei electrice furnizate, prezintă un interes deosebit pentru utilizatorii finali dar și pentru operatorii de producere, transport, distribuție și furnizare.

Analizele realizate trebuie să pună în evidență nivelul calității energiei electrice posibil a fi furnizată în mod normal utilizatorilor, iar aceștia vor putea decide dacă acestea corespund exigențelor lor sau este necesară efectuarea de investiții, la furnizor pentru creșterea nivelului de calitate sau în cadrul sistemului propriu pentru creșterea imunității.

Bibliografie

[12.1] *** Electromagnetic compatibility (EMC). Part 2: Environment. Section 1: Description on the environment – Electromagnetic environment for low – frequency conducted disturbances and signalling in power suply systems, CEI 1000 – 2 – 1.

[12.2] *** Guide de l'ingénierie électrique de réseaux internes d'usines, Technique & Documentation, Electra Paris, 1986.

[12.3] Baggini A., Handbook of Power Quality, John Wiley & Sons, Ltd, UK, 2008.

[12.4] Golovanov Carmen, Albu Mihaela, Probleme moderne de măsurare în electroenergetică, Editura Tehnică, București, 2001.

[12.5] *** Voltage characteristics of electricity supplied by public distribution systems, SR EN 50160/2007.

[12.6] *** UCTE Operation Handbook, 2004.

[12.7] *** Codul tehnic al rețelei electrice de transport, București, 2004

[12.8] *** Electromagnetic compatibility (EMC), Part 4-30: Testing and measurement techniques Power quaity measurement methods, IEC 61000-4-30/2007

[12.9] Iordache Mihaela, Conecini I., Calitatea energiei electrice, Editura tehnică, București, 1997.

[12.10] Eremia M., Electric power systems. Electric networks, Editura Academiei Române, București, 2006.

[12.11] *** Electromagnetic Compatibility (EMC) – Part 4: Testing and measurement techniques – Secțion 15: Flickermeter – Functional and design specifications, IEC 61000 – 4 – 15/1997.

[12.12] Dugan R.C. ș.a., Electrical Power Systems Quality, Second Edition, McGraw-Hill, 2002.

[12.13] *** Compatibilité électromagnétique: Part 4:Techniques d’essai et de mesure. Section 7: Guide général relatif aux mesures d’harmoniques et d’interharmoniques, ainsi qu’à l’appareillage de mesure, applicable aux réseaux d’alimentation et aux appareils qui y sont raccordés, CEI 1000–4– 7.

[12.14] Fransua Al. ș.a., Mașini și sisteme de acționări electrice.Probleme fundamentale, Editura tehnică, București, 1978.

[12.15] Albert Hermina, Florea I., Alimentarea cu energie electrică a întreprinderilor industriale, Editura Tehnică, București, 1987.

[12.16] *** IEEE Recommendit Practices and Requirements for Harmonic Control in Electrical Power Systems, IEEE Std-519-1992.

[12.17] *** IEEE Recommended Practice on Monitoring Power Quality, IEEE 1159–1995.

[12.18] Fodor D. ș.a., Convertoare statice de putere speciale, Editura Printech, București, 1977.

[12.19] *** Guide to quality of electrical supply for industrial installations, Part 4: Voltage unbalance, UIE Edition, 1998, Prepared by "Power Quality" Working group WG2.

[12.20] Beaulieu G. ș.a., Recommending Power Quality Indices and Objectives in the Context of an Open Electricity Market, Rap. CIGRE 2003.

[12.21] Golovanov N., Șora I., Electrotermie și electrotehnologii, Editura Tehnică, București, 1997.

[12.22] *** Electromagnetic compatibility (EMC) Part 2: Environment Section 8 Voltage dips and short interruptions on public electric power supply systems with statistical measurement results, IEC 6100028/2000.

[12.23] *** Voltage Sag Indices – Working document for IEEE P1564, November 2001.

[12.24] Mihăileanu C., Potlog D.M., Goluri de tensiune în sisteme electroenergetice. Efecte asupra consumatorilor, Editura Tehnică, București 1979.

[12.25] *** Electromagnetic compatibility (EMC) Part 3: Limits Section 6: Assessment of emission limits for distorting loads in MV and HV power systems Basic EMC piblication IEC 6100036/2005.