Descriere generala [308956]

INTRODUCERE

Descriere generala

Arderea biomasei s-a [anonimizat]. [anonimizat]. [anonimizat], captat in procesul de fotosinteza. Deci, arderea plantelor este un proces de reciclare a carbonului, [anonimizat].

Biomasa este formata din procesul de fotosinteza in care dioxidul de carbon(CO2) si apa absorbita de radacinile plantelor sunt combinate pentru a produce glucide. Chiar daca oxigenul din atmosfera combinat cu carbonul din biomasa produc CO2 [anonimizat] a gazului pe durata cresterii masei lemnoase.

Dezvoltarea sistemelor mari de incalzire cu biomasa, a inceput in anii 70 [anonimizat] a crescut. Astazi avem o multime de sisteme care functioneaza la scara mondiala si care folosesc diferite tipuri de biomasa. [anonimizat].

[anonimizat]. Acest lucru a determinat cresterea interesului pentru sistemele energetice ce utilizeaza biomasa.

[anonimizat], avem urmatoarele:

biomasa lemnoasa;

biomasa agricola;

biomasa cultivata pentru scopuri energetice;

biomasa provenita din deseuri.

Clasificarea in functie de aprovizionare este detaliata in tabelul 1:

[anonimizat]:

biomasa uscata

biomasa umeda

Biomasa uscata are un procentaj ridicat de lignina si un procentaj scazut de apa. Acest tip de biomasa este ideal pentru tratamentul termic fiindca are un continut redus de apa si nu este recomandat in vederea productiei de biogaz.

Distributia biomasei uscate in Romania este urmatoarea:

90% din masa lemnoasa si 55% din deseurile lemnoase se regasesc in zona Carpatilor si a Subcarpatilor

54% din deseurile agricole se regasesc in zona de sud a Romaniei

O mare cantitate de deseuri lemnoase nu se poate utiliza datorita nedezvoltarii tehnologiilor de recoltare si colectare necesare in scopul valorificarii acestor resurse.

[anonimizat].

Biomasa potrivita pentru productia de biogaz provine din domeniile de agricultura ([anonimizat], dejectii animale) sau din deseuri ([anonimizat]).

Biogazul este folosit pentru incalzire si pentru producerea de energie electrica generata cu ajutorul unor motoare cu ardere interna sau a unor turbine cu gaze.

Tabelul 1

[anonimizat].

In tabelul 2 ne sunt prezentate principalele avantaje si dezavantaje ale sistemelor energetice cu biomasa.

Tabelul 2

Avantajele si dezavantajele utilizarii sistemelor cu biomasa

Date generale

Scopul proiectului este valorificarea deseurilor lemnoase si agricole rezultate din prelucrarea lemnului si culturi agricole, prin utilizarea acestora intr-o instalatie ce va produce energie electrica si energie termica.

Principalul obiectiv este acela al producerii de energie electrica din surse regenerabile de energie pentru livrarea acesteia in SEN si pentru a beneficia de acordarea certificatelor verzi care vor fi tranzactionate pe piata de energie.

Obiectivul secundar este acela de a asigura necesarul de energie termica pentru un serviciu calitativ si eficient de alimentare continua cu apa calda si de distribuire a agentului termic pentru incalzire. Veniturile din vanzarea energiei termice nu justifica investitia.

Implementarea centralei electrice de cogenerare se poate realiza intr-o arie din vecinatatea oraselor mari datorita extinderii zonelor de locuit la periferie si totodata a necesarului de energie electrica si de energie termica.

Se vor valorifica toate resursele de biomasa provenite din deseuri lemnoase industriale, reziduuri industriale si subproduse agricole.

Puterea electrica nominala a centralei este de 3 MWel.

Avand in vedere pierderile tehnologice, cantitatea de energie electrica livrata in fiecare an va tinde spre 23.000 MWh.

Generarea de energie electrica se va face in sistem ORC (Organic Rankine Cycle) si centrala va fi echipata cu doua turbogeneratoare.

Generatorul electric este de tip asincron cu o conectare la joasa tensiune pentru a permite o cuplare mai simpla si mai sigura pentru reteaua electrica.

Ciclul Organic Rankine este un ciclu Claus Rankine in care un fluid organic este utilizat in locul apei(aburului).

Alegerea fluidului de lucru, care trebuie sa aiba parametrii de functionare ai aplicatiei pentru care trebuie sa asigure eficienta maxima, este foarte importanta pentru proiectarea unei instalatii cu ciclu ORC. Se va alege uleiul organic.

CAPITOLUL I – INFORMATII GENERALE PRIVIND FUNCTIONAREA

1.1 Principiul de baza de functionare pentru productia de energie electrica

Principiul de functionare este prezentat in urmatoarele imagini cu rol informativ asupra etapelor necesare in scopul livrarii energiei electrice in Sistemul Energetic National.

Fig. 1.1. Schema de ansamblu

Modul de depozitare si de transport al combustibilului

Biomasa lemnoasa in diverse forme este preluata din silozul (1) si transportata catre cazan, cu ajutorul unui transportor (2). Transportorul este actionat printr-un sistem hidraulic.

Fig. 1.2. Modul de depozitare si de transport al combustibilului

Sistemul de evacuare a gazelor de ardere

In camera focara (1) este arsa sursa de energie. Gazele de ardere obtinute ajung in schimbatorul conductiv (2) unde cedeaza caldura circuitului de ulei diatermic si apoi sunt transferate prin tirajul de la boiler (4), fiind evacuate catre cosul de fum (5) printr-o conducta dedicata gazelor de ardere (3).

Fig. 1.3. Sistemul de evacuare a gazelor de ardere

Gratar cu sistem de actionare hidraulic pentru cenusa

Cenusa este un produs al arderii, ce este evacuata prin intermediul unei benzi transportoare cu lant si racleti cu sistem de actionare (1), de sub camera focara prin clapeta cenusii (2).

Fig. 1.4. Gratar cu sistem de actionare hidraulic pentru cenusa

Sistem de manipulare pentru cenusa

Cenusa este preluata de sistemul de manipulare, format din poarta de cenusa (1), multiciclon de cenusa (2), filtru cu saci (3) si container/recipient cenusa (4). Avand in vedere volumul recipientului de cenusa, schimbarea acestuia este necesara, in medie, la fiecare 14 zile.

Fig. 1.5. Sistem de manipulare pentru cenusa

Boiler cu ulei diatermic: ciclul primar

Gazele de ardere fierbinti trec prin schimbatorul de caldura – gaze – ulei diatermic (1), acolo unde energia este transferata catre uleiul diatermic si il incalzeste pana la o temperatura de aproximativ 350°C. Aceasta temperatura este inferioara punctului de inflamabilitate al uleiului diatermic.

Fig. 1.6. Boiler cu ulei diatermic: ciclul primar

Vaporizator: ciclul secundar

Cu ajutorul vaporizatorului (1) energia termica a uleiului diatermic este transferata fluidului de lucru organic, care se afla in ciclul secundar al vaporizatorului. Avand un punct de inflamabilitate foarte scazut, fluidul de lucru organic favorizeaza eficienta energetica. Acesta nu contine clor si nu este toxic pentru stratul de ozon.

Avand punctului de fierbere scazut, fluidul de lucru se vaporizeaza imediat cum intra in contact cu uleiul diatermic fierbinte. Fluidul de lucru vaporizat trece prin conducta de admisie (2), catre turbina (3) si cedeaza acesteia energia care o converteste in energie cinetica.

Fig. 1.7. Vaporizator: ciclul secundar

Producerea energiei electrice

Turbogeneratorul cu ciclu ORC (1) transforma energia termica in energie electrica. Transformatorul (2) modifica nivelul de tensiune, apoi energia electrica este livrata in sistemul energetic (3).

Fig. 1.8. Producerea energiei electrice

Principiul de functionare al turbogeneratoarelor cu ciclu ORC

Centrala cu ciclu ORC este echipata cu doua turbogeneratoare ce au o constructie similara. Diferenta dintre cele doua o constituie productia in cogenerare de energie electrica si termica a T1, in timp ce T2 produce energie electrica in condensatie pura si nu este echipata cu o instalatie de preparare apa fierbinte.

Vor fi prezentate partile componente si principiul de functionare al turbogeneratoarelor T1 si T2.

Proiectarea turbogeneratoarelor ORC are la baza urmatoarele criterii:

Instalatia este construita dintr-un modul usor de transportat si de instalat. Acest modul este probat in fabrica si este transportat preasamblat;

Instalatia utilizeaza ca agent de lucru in circuit inchis un fluid organic sigur din punct de vedere al mediului, cat si al sanatatii;

Functionarea instalatiei este complet automata;

Cheltuielile de mentenanta sunt mici;

Generatorul electric este de tip asincron si de joasa tensiune;

Principalele conexiuni ale modulului ORC la circuitele de ulei diatermic de la cazane si cel de apa de racire de la condensator sunt prezentate in urmatorul flux tehnologic:

Prin vaporizator circula fluid de lucru organic (Fig. 1.9.)

Fig. 1.9.

Uleiul diatermic fierbinte intra in contact cu vaporizatorul (Fig. 1.10.)

Fig. 1.10.

Fluidul de lucru organic fierbe si creaza o presiune de 10 bari (Fig. 1.11.)

Fig. 1.11.

Vaporii fluidului organic antreneaza turbina, care antreneaza un generator prin intermediul unui cuplaj elastic.

In acest fel energia este transferata turbogeneratorului cu ciclu ORC si este transformata in energie electrica.

Turbogeneratorul poate fi pornit intr-un interval de timp de 5-10 minute. Procedura este urmatoarea:

operatorul transmite semnalul de pornire al turbogeneratorului;

in cazul in care nu exista nicio alarma, se initializeaza procedura automata de pornire;

sistemul de antrenare al vanei primeste semnalul si se deschide treptat pentru accelerarea turbinei pana la viteza nominala de lucru;

in momentul in care viteza ajunge la o valoare la care reteaua este sincronizata, intreruptorul anclanseaza si asigura legatura generatorului la reteaua electrica pentru a debita energie electrica in sistem.

Monitorizarea completa a instalatiei se face cu ajutorul sistemului de control, implementat cu ajutorul unui controler cu logica programata (PLC) care gestioneaza intregul proces.

Vaporii evacuati de turbina preincalzesc fluidul organic (Fig. 1.12.)

Fig. 1.12.

Fluidul de lucru organic iesit din turbogenerator intra in condensatorul racit cu apa (Fig. 1.13.)

Fig. 1.13.

Fluidul de lucru condensat este pompat in recuperator, unde primeste energie, iar apoi ciclul este reluat in momentul in care ajunge in vaporizator (Fig. 1.14.)

Fig. 1.14.

Schema procesului se regaseste in Fig. 1.15.

Fig. 1.15.

Unitatea ORC are urmatoarele avantaje:

eficienta ciclului este mare, iar in momentul in care este utilizat pentru termoficare, aceasta creste;

foarte buna eficienta a turbinei (peste 90%);

tensiunea mecanica mica a turbinei se datoreaza unei turatii mici;

turatia mica favorizeaza antrenarea directa a generatorului, fara a mai fi nevoie de a cupla cu ajutorul reductorului de turatie;

datorita absentei umiditatii in ajutaje paletele turbinei nu prezinta eroziune;

durata operationala de viata a turbinei este foarte lunga;

sistemul de tratare a apei nu este necesar;

automatizarea centralei;

proceduri simple de pornire/oprire;

mentenanta minima;

eficienta buna la sarcini partiale.

CAPITOLUL II – ANALIZA RACORDARII LA SISTEMUL ENERGETIC NATIONAL

Solutia de racordare

Dupa stabilirea zonei de amplasament a centralei se va alege punctul de racordare in vederea distributiei energiei electrice produse.

Avand in vedere valorile nominale ale centralei s-au luat in considerare urmatoarele variante pentru racordarea la reteaua electrica:

Varianta 1: linia electrica subterana, cu nivelul de tensiune 20kV, aflata la o distanta de 2 km;

Varianta 2: racord nou in statia electrica de transformare 110/20kV aflata la o distanta de 3km printr-o linie electrica subterana;

Analiza regimurilor de dimensionare

Conform regimurilor de dimensionare, capacitatea maximă a liniilor se consideră la 40°C, în palierul VSI (varf de seara iarna), astfel:

la 20kV:

secțiunea de 35mm2, Imax=140A, SN=4.9MVA

secțiunea de 50mm2, Imax =175A, SN=6.1MVA

secțiunea de 70mm2, Imax =225A, SN=7.8MVA

secțiunea de 95mm2, Imax =270A, SN=9.4MVA

secțiunea de 120mm2, Imax =310A, SN=10.7MVA

la 110kV:

secțiunea de 150mm2, Imax =360A, SN=69MVA

secțiunea de 185mm2, Imax =420A. SN=80MVA

secțiunea de 240mm2, Imax =495A, SN=94MVA

secțiunea de 300mm2, Imax =575A, SN=110MVA

Pentru zona de retea analizata s-au avut in vedere urmatoarele:

incarcarile pe liniile electrice pe nivelurile de medie si inalta tensiune;

incarcarile transformatoarelor de putere din statia electrica de transformare;

valorile tensiunii in nodurile retelei electrice;

pierderile de putere rezultate;

incarcarile si valorile tensiunilor din retelele electrice de distributie si de transport

În urma analizei regimurilor cu N și N-1 elemente în funcțiune se observă că nu avem abateri care să conducă la depășirea încărcărilor maxim admisibile pe elementele de rețea datorita conectarii centralei cu puterea instalata de 3 MW.

Solicitari la scurtcircuit

Determinarea solicitărilor la scurtcircuit s-a efectuat pentru un scurtcircuit trifazat net pe bara de 110kV a stațiilor de racordare a centralei la sistem, pentru a determina aportul maxim din sistem (necesar dimensionarii instalației), precum și pentru a determina solicitări minime la scurtcircuit (necesare pentru a verifica respectarea condițiilor de calitate a energiei electrice).

Varianta 1

Tabelul 2.1.

Rezultatele solicitarilor maxime si minime pentru varianta 1 de racord

Varianta 2

Tabelul 2.2.

Rezultatele solicitarilor maxime si minime pentru varianta 2 de racord

Din analiza datelor rezulta ca nu se depasesc valorile de scurtcircuit din statiile adiacente retelelor electrice de distributie si de transport.

Centrala are in componenta sa 2 transformatoare cu puterea aparenta nominala de 2000 [kVA].

Datele de intrare pentru acest tip de transformator de putere sunt urmatoarele:

Usc=6%

Un=20 [kV]

Sn – puterea electrica aparenta nominala a fiecarui transformator

Usc – tensiunea de scurtcircuit a transformatorului de putere

Un – tensiunea nominala aferenta nivelului primar al transformatorului de putere

Calcule efectuate in vederea racordarii la retea

Calculul curentului maxim ce poate fi debitat de centrala pe biomasa in retea

Avand in vedere puterea maximă simultană ce poate fi evacuată de centrala la 20 kV, curentul maxim debitat in retea este (cos Ф = 0,92) :

(2.1.)

Din punct de vedere tehnic se alege un conductor din aluminiu cu sectiunea de 35 mm² care are curentul limita termic de 140 A.

Conform modului economic de alegere a sectiunii, se alege valoarea de 120 mm².

Aceasta valoare rezulta din urmatorul calcul :

(2.2.)

unde :

, conform valorilor din NTE 401-03-00 pentru un timp de utilizare a sarcinii maxime de 6000 ore/an ;

Conform NTE 007/08 se va alege sectiunea cea mai mare dintre sectiunea tehnica si sectiunea economica.

Aportul de curent capacitiv al centralei este dat de LES 20kV – 3x1x120 mm² in lungime de 2 sau 3 km.

Calculul caderii de tensiune pe linia electrica de 20 kV

(2.3.)

P – puterea activa vehiculata pe tronson [MW]

R – rezistenta conductorului pe tronson [Ω ]

Q – puterea reactiva vehiculata pe tronson [MVAR]

X – reactanta conductorului pe tronson [Ω]

Un – tensiunea nominala de linie [V]

S – puterea aparenta vehiculata pe tronson [VA]

(2.4.)

(2.5.)

(2.6.)

(2.7.)

(2.8.)

r0 – rezistenta specifica la 20 ș C a conductorului aferent tronsonului

x0 – reactanta specifica la 20 ș C a conductorului aferent tronsonului

l – lungimea tronsonului pentru care se calculeaza caderea de tensiune

In cazul cablului, conform parametrilor de material pentru sectiunea de 120 mm² avem :

r0 = 0.261 Ω/km

x0 = 0.107 Ω/km

Calculul pierderilor de putere activa , reactiva si aparenta pe linia electrica de 20 kV

(2.9.)

– pierderi de putere activa

(2.10.)

– pierderi de putere reactiva

(2.11.)

– pierderi de putere aparenta

(2.12.)

– puterea aparenta la inceput tronsonului

– puterea aparenta la capat de tronson

Prezentarea rezultatelor

Conform formulelor s-au efectuat urmatoarele calcule pentru fiecare varianta de racordare in vederea stabilirii modului de conectare :

Varianta 1 :

Centrala BIOMASA – Punct de alimentare 20kV

Tabelul 2.3.

Rezultatele variantei 1

Varianta 2 :

Centrala BIOMASA – Statie electrica 110/20kV

Tabelul 2.4.

Rezultatele variantei 2 de calcul

ΔU = 0.138 kV( 0,69%)

ΔP = 0.0208 MW ( 0.69%)

ΔQ = 0.0085 MVAR (0.66%)

ΔS = 0.0224 MVA (0,68%)

Srez = 3.2376 MVA

Calculul curentilor de scurtcircuit

Sursele de alimentare ale scurtcircuitului se considera de putere infinita.

Rezistentele de contact s-au neglijat.

Statia electrica de transformare este echipata cu 2 transformatoare de 16 MVA cu nivelul tensiunii 110/20 kV, iar in schema de functionare normala statia electrica functioneaza cu un singur transformator.

Pentru transformatorul cu Sn= 16000 kVA

Un=20 kV

Pcu=97000 W

Usc = 10.67% din tensiunea nominala

Statia centralei cu biomasa este echipata cu doua transformatoare cu urmatoarele caracteristici

Pentru transformatorul cu Sn= 2000 kVA

Un=20 kV

Pcu= 22500 W

Usc = 6% din tensiunea nominala

Aportul statiei centralei pe biomasa la curentul de scurtcircuit pe barele de 20 kV ale statiei electrice de transformare 110/20 kV

(2.13.)

(2.14.)

(2.15.)

(2.16.)

(2.17.)

(2.18.)

(2.19.)

(2.20.)

Curentul de scurtcircuit pe barele de 20 kV in statia electrica de transformare cu un singur transformator in functiune(fara aportul statiei centralei pe biomasa) :

(2.21.)

(2.22.)

Puterea de scurtcircuit a statiei electrice de transformare 110/20kV pe barele de 20 kV se calculeaza astfel :

(2.22.)

In cazul functionarii cu un transformator de putere :

136 MVA

In mod analog se calculeaza si curentul total de scurtcircuit pe barele de 20 kV ale punctului de conexiuni.

Aportul statiei electrice de transformare 110/20 kV la curentul de scurtcircuit pe barele de 20 kV ale punctului de conexiuni (PC) :

(2.23.)

(2.24.)

(2.25.)

Curentul de scurtcircuit pe barele de 20 kV in punctul de conexiuni(fara aportul statiei electrice 110/20kV) :

(2.26.)

(2.27.)

(2.28.)

Puterea de scurtcircuit a statiei pe biomasa pe barele de 20 kV in punctul de conexiuni se calculeaza astfel :

(2.29.)

= 86 MVA

In statia electrica 110/20kV exista intreruptoare cu puterea de rupere 500 MVA.

Intreruptoarele vor fi capabile sa rupa curenti a caror valoare este de :

(2.30.)

14.4 [kA]

Curentul maxim de scurtcircuit pe barele statiei electrice 110/20 kV este 6,59 kA( < 14.4 kA).

Prin urmare, in cazul unui scurtcircuit pe barele 20 kV in statia electrica 110/20kV, curentul de scurtcircuit nu depaseste curentul de rupere al intreruptoarelor.

In celulele din statia centralei pe biomasa se va alege aparataj de comutatie primar cu puterea de rupere mai mare de 250 MVA

Verificarea la solicitarea termica datorata curentului de scurtcircuit, a sectiunii conductoarelor

Pentru verificarea sectiunii la solicitarile termice ale curentilor de scurtcircuit s-a folosit metoda timpului fictiv conform careia :

Sectiunea necesara :

tf – timpul fictiv-1s

C – coeficientul care depinde de caracteristicile constructive ale conductorului /cablului

Pentru conductoare de OL-AL, C = 88

Pentru cabluri cu izolatie de polietilena , C = 70

Sectiunea conductoarelor / cablurilor se va verifica in punctele specificate in tabelul urmator

8.Calculul curentului de punere la pamant pe LES 20kV proiectat

Tratarea neutrului in statia Horezu : prin bobine

Reglajul bobinei este realizat la 42 A

Bobinele sunt de 50 A

Tip cablu : A2XS(FL)2Y 1x 150mmp

Lungime Les 20kV proiectate : 1802 m

(curentul de punere la pamant)

c = 0,25 μF/km

U = 20kV

f = 50 Hz

rezulta

In aceste conditii bobina se va regla la

42 +4.9+4.9*15/100= 48A(se considera supracompensarea de 15%)

48A < 50 A

Rezulta ca bobina de compensare existenta in statia 110/20kV cu curent nominal de 50 A nu se va inlocui .

Calitatea energiei electrice

Datorita specificului retelei electrice, energia electrica livrata consumatorilor nu prezinta intotdeauna calitatea dorita de catre acestia.

Calitatea energiei electrice reprezinta distributia energiei electrice in anumite conditii si avand parametri tehnici specifici bunei functionari a intregii retele electrice.

Funcționarea centralei poate ridica probleme referitoare la:

a) încadrarea tensiunii în intervalul admisibil, în punctul comun de cuplare (PCC), Unom ± 10%;

b) încadrarea în limita de emisie de flicker(fluctuatiile de tensiune) Pst < 0,35, Plt < 0,25;

c) încadrarea în limitele admisibile pentru emisia de curenți armonici și ai factorului de distorsiune.

Fluctuatiile de tensiune (Flicker)

Fluctuatiile de tensiune sunt

Datorita variatiilor pe care le produce asupra iluminarii atunci cand sunt folosite sursele de iluminat incandescente, flickerul poate fi observat in momentul in care apare.

Conform indicilor de performanta, flickerul se imparte in doua categorii:

Pst – nivelul flickerului de scurta durata;

Plt – nivelul flickerului de lunga durata.

La punerea în funcțiune a centralei, se vor verifica performanțele enunțate de fabricant.

În conformitate cu normativele aflate în vigoare, din punct de vedere al calității energiei electrice, noul utilizator va trebui să îndeplinească în punctul comun de cuplare (PCC) următoarele condiții:

Pst < 0.35;

Plt < 0.25;

Distorsiunile armonice

Distorsiunile armonice sunt perturbatii sinusoidale care au frecventa multiplu intreg al frecventei sistemului electric.

Distorsiunea armonică trebuie limitată la valorile indicate în CEI 61000-3-6 ca valori individuale (% din curentul nominal) și factor de distorsiune (THD – total harmonic distortion factor).

La punerea în funcțiune a centralei, prin măsurători pe perioade determinate, se vor verifica performanțele enunțate de fabricant.

Variatii lente si rapide de tensiune

Reglarea tensiunii în nodurile rețelei se face prin intermediul regulatorului automat de tensiune (RAT), instalat pe primarul transformatorului ÎT/MT care, atunci cand raportul de transformare variaza, el acționează asupra tensiunii pe MT. Reglarea are loc exclusiv prin compensarea curentului, adică în funcție numai de curentul de ieșire din transformatorul ÎT/MT.

Pentru calculul variațiilor lente și rapide se consideră următoarele valori obținute astfel:

(V1LF) – Sarcină maximă cu Lipsa de generare;

(V3LF) – Sarcina maximă cu Generare maximă;

(V4LF) – Sarcină maximă cu Generare maximă cu deconectarea generatorului care face obiectul studiului.

Variatii lente de tensiune

Ipoteze:

Variațiile lente de tensiune sunt determinate de variația în timp a puterii în nodurile rețelei și ca urmare a reglarii tensiunii prin comutarea ploturilor transformatoarelor ÎT/MT. Scopul reglării de tensiune pe bara de MT este să reducă, pe cât posibil, abaterea față de valorile prevazute de standard.

Variațiile lente de tensiune în rețeaua MT, de regulă, nu vor trebui să fie mai mari ± 4% față de tensiunea nominală de exploatare. Această limită trebuie să fie luată în considerare la efectuarea calculelor.

(2.1.)

Tabelul 2.3.

Variatia lenta a tensiunilor

Variația lentă este de 1,68% mai mică decât 4% maxim admisibil.

Variatii rapide de tensiune

Verificarea variațiilor rapide de tensiune poate fi realizata efectuând calcule de load-flow în orice condiții de sarcină, întrucât numarul variaților rapide nu depinde de valoarea sarcinii.

Așadar, o dată efectuat calculul variațiilor lente de tensiune, se memorează valorile de tensiune în nodurile așa cum sunt obținute în condiția V3LF: această situație este reprezentativă pentru condiția de generare maximă racordată, și este în realitate, situația inițială de la care se pornește în calculul variațiilor rapide de tensiune.

În acest moment, este nevoie să se deconecteze de la rețea numai generatorul care face obiectul verificării și să se relanseze un load-flow ulterior, înregistrând noi valori nodale ale tensiunii (V4LF).

Întrucât variațiile de tensiune se manifestă într-o perioada de timp mai scurtă de câteva secunde, regulatorul automat de tensiune (RAT) nu intervine și în consecință se va verifica dacă deconectarea generatorului nu provoacă oscilații de tensiune în noduri mai mari de 5% din tensiunea nominală de exploatare.

(2.2.)

Tabelul 2.4.

Variatia rapida a tensiunilor

Variația rapidă este de 1,48% mai mică decât 5% maxim admisibil.

Valoarea absoluta a tensiunii in noduri

Scopul verificării este analizarea situației în care introducerea noii generări poate determina o modificare a valorii absolute a tensiunii tuturor utilizatorilor în afara limitelor contractuale. În acest scop, trebuie să se verifice dacă valoarea tensiunii în toate nodurile MT nu este mai mare de 10% Vn.

Condițiile în care trebuie sa fie verificata rețeaua sunt următoarele:

a) sarcina minimă cu generare maximă;

b) sarcina maximă cu generare maximă.

În cazul în care cererea de racordare a instalației de producere este simultana cu cererea de consum cu puteri semnificative în același punct de racordare (fără a lua în considerare locul de alimentare al serviciilor auxiliare), verificarea va trebui să fie realizată în toate cazurile cu sarcină maximă de consum și generare zero.

(2.3.)

Tabelul 2.5.

Variatia rapida a tensiunilor

Valoarea absolută este de 6,29% mai mică decât 10% maxim admisibil.

Concluzii

Conform solutiei stabilite impreuna cu Operatorul de Distributie zonal, se va opta pentru racordul centralei la Sistemul Energetic national printr-o linie electrica subterana de 20kV in statia de distributie zonala de 110/20kV.

Introducere

Funcționarea corectă a unei surse regenerabile este de o importanță majoră în Sistemul Energetic Național, deoarece aceste surse de energie trebuie să corespundă atât tehnic cât și operațional normativelor în vigoare emise de Agenția Națională de Reglementare în domeniul Energiei si alte autoritati.

Prin parcurgerea etapelor de proiectare și efectuarea testelor dupa implementare, putem concluziona rigurozitatea cerințelor impuse acestea fiind necesare în vederea stabilirii cu exactitate dacă furnizorul de energie poate acționa în sistemul energetic atunci când este solicitat, dar totodată menținând un echilibru al transferului de energie/putere.

Fiecare mărime este testată diferit și pe perioade de timp diferite (10 min sau PST la 20minute si PLT la 2 ore), având o relație de legătură între ele este necesar să se cunoască timpul de reacție al modificărilor ce vor aparea în rețeaua electrică.

În timpul testelor se poate observa faptul că puterea reactivă la o variație mare, timpul de reacție și de implementare este diferit, ceea ce necesită o nouă analiză asupra sistemului propus utilizand tehnologii avansate de tip SCADA, de la nivel de invertoare pana la staia elctrica de conexiuni.

Este important de știut că atunci când nivelul de radiație este zero (0) centrala electrică pe Biomasa nu trebuie să producă reactiv către punctul comun de conexiune, dacă totuși pe timp de noapte/zi este sesizată prezența în celula de măsură a puterii reactive cu o valoare semnificativă, aceasta trebuie sesizată la nivel SCADA astfel incat sa se poata lua masuri de compensare in timp real.

Cap. 1. Generalitati

1.1. Verificarea cerințelor privind respectarea consemnului de putere activă

Testele se referă la demonstrarea respectării:

Art. 10 — (1): „Puterea activă generată de o CEFD trebuie să poată fi limitată la o valoare de consemn.”

Modul de lucru:

În condițiile de mediu favorabile funcționării la o putere de cel puțin 60% din puterea instalată pusă în funcțiune se va seta, local, un consemn de putere activă de valoare redusă față de puterea disponibilă. Noul consemn de putere se va menține cel puțin 5 minute, după care se va reveni

cu un consemn de putere egal cu puterea instalată. Testul se va repeta pentru 3 valori de consemn de putere activă diferite, de exemplu: 20% Pi, 40% Pi, 60% Pi. Testul se va realiza în reglaj de putere reactivă activat cu consemn de putere reactivă setat la zero.

Înregistrări:

Se vor realiza înregistrări în timp pentru: puterea disponibilă Pd, consemnul de putere activă Pcons, mărimile măsurate atât la nivelul stației, cât și la nivelul centralei: P, Q, U, f.

Evaluare:

Consemnul de putere activă trebuie să fie atins în timpul dat de viteza de variație setată și treapta de putere redusă solicitată și menținut într-o bandă de ± 5% Pi. Aceleași cerințe se aplică și pentru cazul în care se revine (în sensul de creștere a puterii) la consemnul de putere inițial.

Art. 10. — (2): „Mărimea valorii de consemn a puterii active trebuie să poată fi preluată automat de la distanță.”

Modul de lucru:

Este cel prezentat la Art. 10-(1), cu deosebirea că pentru CEF cu puteri instalate mai mari de 10 MW, valoarea de consemn este setată de la DEC/DET prin intermediul sistemului EMS-SCADA.Verificarea transmiterii consemnelor de putere de la centrele de dispecer de centrală pentru CEFD cu puteri instalate mai mari de 10 MW este obiectul verificărilor centrelor de dispecer de centrală.

Înregistrări:

Se vor realiza înregistrări în timp pentru: puterea disponibilă Pd, consemnul de putere activă Pcons și mărimile măsurate atât la nivelul stației , cât și la nivelul centralei: P, Q, U, f.

Evaluare:

Consemnul de putere activă recepționat și executat la nivel CEFD este cel setat la nivel EMS-SCADA.

Art. 10. — (3): „CEFD trebuie să asigure reglajul puterii active în punctul comun de cuplare într-o bandă de ± 5% din puterea instalată a CEF față de puterea de consemn.”

Modul de lucru:

Înregistrările și evaluarea sunt cele prezentate la Art. 10-(1).

Art. 10. — (4): „CEFD trebuie să aibă capacitatea de a seta viteza de variație a puterii active generate la valoarea impusă de OTS (MW/min), de minimum 10% Pi/minut.”

Modul de lucru:

Înregistrările și evaluarea sunt cele prezentate la pct. 4.4.1. Se vor seta două rampe de variație a puterii active, una fiind de 10% Pi/minut. Verificarea rampei se realizează atât la scăderea consemnului de putere activă, cât și la creșterea acestuia.

1.2. Verificarea cerințelor privind capacitatea de livrare a puterii reactive în PCC:

Verificarea factorului de putere în PCC Testul se referă la verificarea respectării de către CEF cu Pi>1 MW a cerințelor precizate la art. 13 alin. (1), respectiv art. 21 alin. (3) din NT 30, cu referire la comportamentul CEF la variațiile consemnului de tensiune.

Art. 13. — (1): „La valori ale tensiunii în punctul comun de cuplare, situate în banda admisibilă de tensiune, puterea reactivă produsă/absorbită de o CEFD aflată în funcțiune trebuie să poată fi reglată continuu corespunzător unui factor de putere în valoare absolută de maximum 0,90 capacitiv și 0,90 inductiv.”

Art. 21. — (3): „În plus față de cerințele de la alin. (1), CEFND cu puterea instalată mai mare de 1 MW și mai mică sau egală cu 5 MW trebuie să respecte cerințele de la art. 6, 7, 8, 11, art. 12 alin. (2), art. 13 alin. (1), alin. (2) lit. b) și alin. (3), art. 14, 16, 18 și 19.”

Mod de lucru:

În banda admisibilă de tensiune specificată în Codul RET, pentru o valoare cât mai apropiată de puterea activă instalată se trece CEF în reglaj de putere reactivă și se aplică un

consemn de putere reactivă maximă atât în regim inductiv, cât și în regim capacitiv. Se înregistrează valorile obținute.

Înregistrări:

Se înregistrează valorile măsurate atât la nivelul stației (PCC), cât și la nivelul centralei: P, Q, U, f.

Evaluare:

Se calculează factorul de putere pentru puterea activă maximă la care s-au efectuat testele.

1.3. Verificarea cerințelor privind reglajul de putere reactivă.

Testul se referă la verificarea respectării cerințelor cu referire la comportamentul centralelor electrice fotovoltaice la variațiile consemnului de putere reactivă.

Art. 13. — (2): „CEFD trebuie să poată realiza reglajul automat de tensiune — putere reactivă în PCC în oricare din modalitățile (cu utilizarea integrală a resurselor de putere reactivă ale CEF): Reglajul puterii reactive schimbate cu SEN în PCC”.

Mod de lucru:

În condiții de respectare a limitelor admisibile de tensiune din PCC, se trece CEF în reglaj de putere reactivă la puterea activă generată conform condițiilor de mediu. Se aplică diferite consemne de putere reactivă. Testele se reiau pentru consemne de putere reactivă setate local, de la distanță (DEC/DET sau centrul de dispecer al CEF în cazul CEF cu puteri mai mici sau egale cu 10 MW). În cazul CEF cu puteri mai mari de 10 MW testele se reiau și pentru cel puțin două valori diferite de variație a puterii reactive.

Înregistrări:

Se înregistrează valorile măsurate atât la nivelul stației (PCC), cât și la nivelul centralei: P, Q, U, f și valoarea de consemn a puterii reactive.

Evaluare:

Realizarea consemnului de putere reactivă și menținerea unei valori constante în banda de insensibilitate de maximum ± 2 MVAr. Se vor determina valorile MVAr/kV din PCC pentru cel puțin două valori de putere activă produsă de CEF.

1.4. Verificarea diagramei teoretice P—Q a CEF în PCC:

Testul se referă la verificarea respectării cerințelor precizate la art. 13 alin. (3) din NT 30.

Art. 13. — (3): „Să asigure în PCC schimb de putere reactivă nulă cu sistemul în cazul în care CEFD nu produce putere activă (la putere activă generată nulă).”

Mod de lucru:

În banda admisibilă de tensiune specificată în Codul RET și RED, pentru o valoare cât mai apropiată de puterea activă instalată, se trece CEF în reglaj de putere reactivă și se aplică un consemn de putere reactivă maximă atât în regim inductiv, cât și în regim capacitiv. Se înregistrează valorile obținute. Se continuă cu ridicarea diagramei P—Q a CEF pentru cel puțin 5 puncte de putere activă. Pentru un consemn de putere activă zero, se măsoară și puterea reactivă injectată în PCC, urmărindu-se ca aceasta să fie nulă.

Înregistrări:

Se înregistrează valorile măsurate atât la nivelul stației (PCC), cât și la nivelul centralei: P, Q, U, f și valorile de consemn ale puterii reactive Qc și puterii active Pc.

Evaluare:

Se compară diagrama P—Q ridicată în urma studiilor de reactiv în PCC cu cea ridicată în mod real. Se măsoară schimbul de putere reactivă în PCC la putere activă nulă.

1.5. Verificarea cerințelor privind reglajul de tensiune

Art. 13. — (2): „CEFD trebuie să poată realiza reglajul automat de tensiune — putere reactivă în PCC în oricare din modalitățile (cu utilizarea integrală a resurselor de putere reactivă ale CEF): Reglajul tensiunii în PCC”.

Mod de lucru:

În condiții de respectare a limitelor admisibile de tensiune din PCC se trece CEF în reglaj de tensiune la puterea activă generată conform condițiilor de mediu și la tensiunea existentă în rețea în acel moment, se aplică diferite consemne de tensiune: pentru tensiuni ≥ 110 kV, cu valori ± 2÷3 kV față de tensiunea existentă în rețea, iar pentru tensiuni < 110 kV, cu valori ± 2÷3% Un față de tensiunea existentă în rețea. Testele se reiau pentru consemne de tensiune setate local, de la distanță (DEC/DET/centrul de dispecer al CEF) și pentru cel puțin două valori diferite de variație a tensiunii.

Înregistrări:

Se înregistrează valorile măsurate atât la nivelul stației (PCC), cât și la nivelul centralei: P, Q, U, f și valoarea de consemn a tensiunii, Uconsemn.

Evaluare:

Realizarea consemnului de tensiune și menținerea unei valori constante în banda de insensibilitate de maximum ± 0,5 kV. Se vor determina valorile MVAr/kV din PCC pentru cel puțin două valori de putere activă produsă de CEF.

1.6. Verificarea comutării fără șoc între regimurile de reglaj de putere reactivă și tensiune în PCC între regimurile de funcționare reglaj de tensiune și reglaj de putere reactivă fără producerea de șocuri în putere activă, reactivă sau tensiune. Verificarea se realizează atât pentru comutările de regim realizate local, cât și pentru comutările de regim realizate de la distanță (DEC/DET/centru de dispecer).

1.7. Verificarea cerințelor privind funcționarea în regim normal

Art. 14: „În regim normal de funcționare al rețelei, CEFD nu trebuie să producă în punctul de racordare variații rapide de tensiune mai mari de ± 5% din tensiunea nominală […].” Verificările constau în înregistrări de funcționare îndelungată la putere activă generată de diferite valori. Înregistrările trebuie să pună în evidență situațiile în care, CEF fiind în funcționare, unele sau toate invertoarele s-au oprit, respectiv au pornit automat pe criteriul de variație a condițiilor de mediu și de iluminare. Înregistrările trebuie să fie pe o perioadă de minimum 2 ore până la 24 de ore.

1.8. Verificarea cerințelor privind funcționarea în situații speciale

Art. 12. — (1): „Deținătorul CEFD este obligat să asigure protejarea panourilor fotovoltaice, a invertoarelor componente ale CEFD și a instalațiilor auxiliare contra pagubelor ce pot fi provocate de defecte în instalațiile proprii sau de impactul rețelei electrice asupra acestora la acționarea corectă a protecțiilor de declanșare a CEFD ori la incidentele din rețea (scurtcircuite cu și fără punere la pământ, acționări ale protecțiilor din rețea, supratensiuni tranzitorii etc.), cât și în cazul apariției unor condiții tehnice excepționale/anormale de funcționare.”

Cap.2. ECHIPAMENTE DE MONITORIZARE

2.1. Măsurarea datelor

2.1.1. Clasa de sincronizare A si S

2.1.2. Clasa de sincronizare B:

Măsurarea puterii aparente (S-VA)

Produsul valorilor efective U și I ale curbelor de tensiune și de curent electric este determinat ca:

Algoritmul utilizat are un rol important în cunoașterea puterii aparente trifazată Str deoarece ea nu se poate defini ca o expresie singulară. Există patru definții diferite ale puterii aparente trifazate, chiar si pentru cazul simplu al unor mărimi perfect sinusoidale.

Puterea aparentă trifazată algebrică SA este definită în figura 6, iar puterea aparentă trifazată geometrică SG, pentru cazul general al unei încărcări inegale a celor trei faze.

Întotdeauna puterea aparentă trifazată algebrică SA (suma modulelor fazorilor) are o valoare mai mare decât puterea trifazată geometrică SG (modulul sumei fazorilor), iar aceasta se observă din Din relațiile (10) și figura (6).

Următoarele definiții ale puterii aparente trifazate puterea aparentă trifazată medie Smed sunt utilizate în cazul general al mărimilor distorsionate și nesimetrice.

, (12)

în care

(13)

puterea aparentă trifazată echivalentă

, (14)

în care

(15)

Existența unor definiții diferite ale puterii aparente trifazate necesită ca la monitorizarea acesteia să fie cunoscut algoritmul implementat în echipamentul utilizat.

2.2. Analizorul-controller de energie electrică 7600 ION

Analizorul-controller de energie electrică 7600 ION (Fig. 3.7)- Power Measurements [4.12], asigură facilități sporite de monitorizare, analiză și control a calității energiei în rețele electrice trifazate. 7600 ION este configurat de către fabricant să efectueze toate funcțiile de bază pentru monitorizarea energiei electrice. Echipamentul are o structură modulară și un design deschis pentru crearea unor funcții utilizator și adaptarea practic la orice aplicație specifică. 7600 ION dispune de flexibilitatea și puterea de calcul necesară pentru monitorizarea sistemului de alimentare cu energie supravegheat.

Fig. 3.6. Analizorul-controller de energie electrică ION 7600.

7600 ION asigură măsurarea cu exactitate ridicată a valorilor efective ale tensiunilor și curenților, a puterilor și energiilor din cadrul sistemului. Citirile sunt actualizate la fiecare ciclu și la fiecare secundă. Echipamentul permite analiza următoarelor mărimi:

valori efective ale tensiunilor de linie și de fază, precum și valori medii pe un interval de timp ale acestora;

valori efective și medii pe un interval de timp ale curenților, pe fiecare fază și pe conductorul de nul;

puterea activă, reactivă, aparentă pe fiecare fază și în total;

factorul de putere pe fiecare fază și în total;

nesimetrii de curent și de tensiune;

inversarea sensului de circulație a puterilor pentru fiecare fază;

frecvența semnalelor primare;

flicker;

asigură analiza on – line a perturbațiilor din rețeaua electrică;

poate fi folosit în orice punct, pe orice bară (tablou) a consumatorului care dorește monitorizarea tensiunii de alimentare;

poate fi conectat în orice nod al unei rețele electrice de distribuție în care furnizorul de energie electrică trebuie să facă monitorizarea tensiunii, pentru a se asigura că respectă condițiile contractuale de alimentare a consumatorilor;

permite caracterizarea completă, pe intervale mari de timp, pe baza unei analize statistice efectuată în exterior, a încadrării tensiunii în limitele prestabilite;

oferă informațiile cantitative necesare calculului daunelor determinate de abaterile de la parametrii de calitate ai tensiunii de alimentare;

oferă datele necesare analizei încadrării indicatorilor de calitate ai tensiunii de alimentare în normele naționale (SR EN 50160) și internaționale specifice;

oferă informațiile necesare adoptării de decizii privind schemele de alimentare adecvate pentru consumatorii finali.

a b

Fig. 3.7. Moduri de conectare a Analizorului 7600 ION la rețeaua electrică de alimentare supusă analizei.

Punctele de măsurare au fost amplasate în punctele caracteristice (principale) ale procesului tehnologic.

3. STUDIU DE CAZ – dimensionarea unei centrale e utilizeaza Biomasa

……….

4. Racordarea centralei analizate la SEN

4.1. Elemente de racordare conform Cod RET

Caracteristici – cateva pagini

4.2. Elemente de calitatea energiei electrice – limitarea perturbatiilor armonice si de flicker din cadrul retelei electrice analizate

4.2.1. Date obtinute prin masuratori dupa punerea in functiune – ANALIZA ENERGETICĂ A REȚELEI DE ALIMENTARE CU ENERGIE ELECTRICĂ A TRAF T1 DE 2000 kVA, 20/0,4kV din PT 1

Pentru exemplificare s-au realizat o serie de masuratori pentru testarea echipamentelor la diverse incarcari. In cadrul proiectului s-au analizat cele 2 transformatoare privite comparativ, astfel, mai jos, se prezinta doar incarcarile si regimurile specifice pe transformatorul T1 monitorizat cu un echipament specializat de tip Ion7600 clasa A.

Instalațiile electrice ale SOCIETATII sunt constituite din:

Post de transformare T1 – 20/0,4 kV de 2000 kVA;

tablouri electrice de distribuție;

receptoarele de energie electrică de 0,4 kV.

Schema electrică monofilară a rețelei electrice de alimentare a SOCIETATII este prezentată în Figura 4.1.

a.

b.

Fig. 4.1. Schema rețelei electrice de alimentare a SOCIETATII.

Analiza energetica realizata la nivelul SOCIETATII, vizează postul de transformare PT1 cu cele 2 transformatoare de 20/0.4 kV, 2000 kVA, Transfromator T1.

Postul de transformare este de tip compact cu anvelopă din beton și este echipat cu transformator trifazat de 2000 kVA. Caracteristicile transformatorului din postul de transformare sunt prezentate în tabelul 4.1.

Tabelul 4.1. Caracteristicile transformatorului din postul de transformare

*) Datele privind pierderile de mers în gol (ΔP0) și în scurtcircuit (ΔPsc) au fost precizate de către beneficiarul lucrării.

Punctul de măsurare pentru postul de transformare este reprezentat de punctul de ieșire al conturului de analiza, respectiv barele de joasă tensiune ale transformatorului 20/0.4 kV de 2000 kVA.

Aparatele de măsurare folosite pentru obținerea informațiilor necesare pentru bilanțul electroenergetic permit înregistrarea diferitelor mărimi electrice. Dintre aceste mărimi au fost folosite în mod direct energiile activa și reactivă puterea aparentă, și curba de sarcină orară. În tabelul 4.2 sunt prezentate 20 de eșantioane de măsurători efectuate pentru transformatorul din postul de transformare.

Tabelul 4.2. Fișă de măsurători pentru postul de transformare în ziua de 03.11.2016.

Pentru postul de transformare se urmărește determinarea pierderilor de putere și energie activă.

Astfel, s-au utilizat măsurătorile efectuate pe barele de JT în perioada 03/11/2016 ora 05:20 – 07/11/2016 ora 02:00, cu înregistrarea valorilor medii ale mărimilor electrice la un interval de 10 minute. În figura 4.2 este prezentată variația puterilor aparente monofazate tranzitate pe fiecare fază, în figura 4.3 variația puterilor trifazate, iar figura 4 variația tensiunilor de fază pe barele de JT.

Figura 4.2. Puterile aparente monofazate tranzitate prin postul de transformare între 03/11/2016 ora 05:20 – 07/11/2016 ora 02:00.

Figura 4.3. Puterile trifazate tranzitate prin postul de transformare între 03/11/2016 ora 05:20 – 07/11/2016 ora 02:00.

Figura 4.4. Variația tensiunilor pe barele de JT ale postului de transformare între 03/11/2016 ora 05:20 – 07/11/2016 ora 02:00.

În vederea determinării pierderilor de energie activă în postul de transformare, s-a plecat de la energia înregistrată pe fiecare interval de măsurare de 10 minute. S-au calculat pierderile de de energie activă conform instrucțiunilor ANRE Divizia eficienta energetica (fosta ARCE) pentru situația folosirii unor intstrumente performante de măsurare. În tabelele 4.3 și 4.4 sunt prezentate bilanțurile reale ale energiei active și reactive, iar în figura 5 diagramele Sankey ale acestora. Pierderile de energie anuale din tabelul 3 au fost obținute prin multiplicarea valorilor corespunzătoare perioadei de efectuare a măsurătorilor cu un coeficient egal cu raportul dintre numărul de ore dintr-un an (8760) și numărul de ore al perioadei considerate (ore).

Tabelul 4.3. Bilanțul real al energiei active pentru postul de transformare.

Tabelul 4.4. Bilanțul real al energiei reactive pentru postul de transformare.

Figura 4.5. Diagramele Sankey – energie activa (a) și reactiva (b) pentru postul de transformare.

Din figura 4.6 se observă că, pentru această perioadă, încărcarea medie a postului de transformare este de 6%, iar încărcarea maximă este de 14%.

Figura 4.6. Încărcarea postului de transformare.

Din analiza figurilor 4.2 și 4.3 se observă, de asemenea, un dezechilibru între încărcările celor trei faze.

Alegerea unei scheme de alimentare a receptoarelor care să permită o repartiție cât mai echilibrată a consumului pe cele trei faze ale fiecărui transformator ar conduce la reducerea pierderilor de putere și energie activă în acestea. Considerând cazul ideal în care consumul se împarte în mod egal pe cele trei faze ale postului de transformare, bilanțul optimizat al energiei active pentru transformatorul este prezentat în tabelul 4.5.

Prin aplicarea acestei măsuri, la nivelul postului de transformare, pierderile de energie activă s-ar reduce, la nivelul unui an, de la 2091.413 MWh la 2030,626 MWh, adică o reducere de 60,98 MWh.

A fost montat un analizor de tip ION7600 clasa A (pentru monitorizarea diferitelor mărimi electrice ce vor fi prezentate mai jos) pentru a se face o analiză energetică a mărimilor electrice monitorizate pentru procesul tehnologic din stația de alimentare generală de conexiuni, în punctul de alimentare din incinta societății.

Analiza datelor înregistrate în perioada 03/11/2016 ora 05:20 – 07/11/2016 ora 02:00, pentru alimentarea receptoarelor din cadrul societății, supuse analizei, permit evidențierea caracteristicilor electrice ale sistemului de alimentare cu energie electrică.

Pentru realizarea studiului electroenergetic în cadrul societății, s-au utilizat măsurătorile efectuate pe barele de JT în perioada mai sus amintită, cu înregistrarea valorilor medii ale mărimilor electrice la un interval de 10 minute.

Tensiunea la barele de alimentare ale receptoarelor, prezintă variații (232,163÷242,722) V tensiune pe fază / (401,44÷419,924) V tensiune între faze, pentru TGD (fig. 8.1, a și b), care trebuie sa se încadreze în limitele 6010% / 11010% V (207257 / 360440 V). Variațiile rapide ale valorilor tensiunii determinate de procese specifice din cadrul întreprinderii conduc la înregistrarea de fluctuații de tensiune, însoțite de efect de flicker. Cele 3 faze sunt încărcate relativ simetric. Se remarcă faptul că valorile tensiunii de alimentare pe perioada efectuării măsurătorilor nu au depășit valorile limită normale (normate).

Tensiunile de la barele de alimentare au o formă apropiată de sinusoidă, fiind caracterizate de un factor total de distorsiune THD relativ redus (fig. 8.2), care se încadrează în valorile admise la barele de alimentare de joasă tensiune (THDadmis = 8%). Factorul total de distorsiune de tensiune – THD U (fig. 8.2) este relativ redus (se încadrează între valorile (1,115÷2,762%).

În figura 8.3 este prezentată variația factorului de nesimetrie pe durata de înregistrare. Se observă faptul că valorile factorului de nesimetrie negativă:

, (8.1)

în care U – este tensiune de secvență negativă (inversă), iar U+ este tensiunea de secvență pozitivă (directă), nu depășește domeniul valorilor admisibile ale factorului de nesimetrie negativă (<2%) la TGD (punctul de alimentare cu energie electrică) din incinta monitorizată.

Analiza datelor din figura 8.4 pune în evidență faptul că la barele de joasă tensiune ale sistemului de alimentare a receptoarelor, în multe cazuri sunt depășite nivelurile admise ale fluctuațiilor de tensiune, în rețeaua publică (Pst admis = 0,9 și Plt admis = 1,0). Numărul evenimentelor care conduc la valori superioare celor admise în rețeaua publică sunt în număr redus și sunt datorate unor procese specifice. În plus, în sistemul energetic al altor utilizatori, valorile admise sunt diferite față de cele din rețeaua publică, stabilite în funcție de efectele asupra procesului desfășurat. Datele din figura 8.4 indică faptul că pe faza c apar variații mai mari de tensiune, însoțite de un nivel mai ridicat al indicatorilor de flicker. Se remarcă faptul că, curbele Pst și Plt, din tabloul general de conexiuni (TGD) din incinta societății, urmărite, au aproape aceeași formă (aliură).

De asemenea, pe baza măsurătorilor, se observă că la barele de alimentare ale TGD, nivelul flickerului (Pst, Plt) este în parametrii normați (limită).

Curenții electrici pe cele trei faze ale TGD au valori destul de apropiate indicând totuși o încărcare nesimetrică a fazelor. Variațiile acestor curenți sunt prezentate în figura 8.5.

Factorul total de distorsiune de curent electric – THD I (fig. 8.6), conform formei curbelor graficelor, indică forma sinusoidală a curentului din circuitul de alimentare. La o primă comparație cu datele privind nivelul de distorsiuni al tensiunii pe bare, nu rezultă o influență directă, mai ales în cazul fazei a, în care distorsiunea armonică a curentului electric este superioară celorlalte două faze.

De remarcat este faptul că salturile în curbele de variație a spectrului armonic sunt datorate variațiilor bruște de curent electric la pornirea diverselor echipamente electrice – motoarelor (inrusch current). Aceste valori nu sunt specifice pentru analiza distorsiunii armonice a curentului electric.

Variația factorului de nesimetrie de curent electric, pe durata de înregistrare, este indicată în figura 8.7.

Factorul de nesimetrie negativă a fost determinat pe baza relației:

, (8.2)

în care I  este componenta de secvență negativă (inversă) a curenților electrici, iar I +  componenta de secvență pozitivă (directă).

Datele din figura 8.7 pun în evidență faptul că, pe durata de înregistrare, factorul de nesimetrie de curent electric nu a depășit valorile normale în funcționare, acestea fiind determinate în special de nesimetria de tensiune de la barele de alimentare.

În figura 8.8 și figura 8.9 se prezintă variația P (puteri active) și, respectiv, Q (puteri reactive) pe barele de MT, iar în figura 8.10 este prezentată variația puterilor aparente tranzitate pe circuit, respectiv, în figura 8.11 variația puterilor trifazate privite comparativ.

Defazajul dintre tensiuni și curenții electrici monitorizați la bara de alimentare a echipamentelor electrice analizate, în valori instantanee, este prezentat în figura 8.12.

Variația factorului de putere pe durata înregistrării și în intervalele de timp în care echipamentul a fost în funcțiune este indicată în figura 8.13 pentru fiecare fază. După cum se observă din graficul variației factorului de putere (fig. 8.13) se pune în evidență faptul că apare o circulație importantă a puterii reactive în circuitul de alimentare.

Valorile înregistrate ale spectrului armonic sunt afectate de regimul specific de funcționare, cu porniri și opriri dese de motoare și alte echipamente electrice (iluminat etc.). Valorile reale ale spectrului armonic pot fi luate în considerare numai pentru intervale de timp cu regim staționar.

În figura 8.14‚ se observă valorile armonicelor de tensiune pe cele trei faze (a, b și c) la barele de alimentare pentru TGD .

În figura 8.15‚ se observă valorile armonicelor de curent pe cele trei faze (a, b și c) la barele de alimentare pentru TGD .

a.Urms [V]

b.Vrms [V]

Figura 8.1. Curba tensiunii la bara de alimentare pentru TGD : a – tensiuni între faze, b – tensiuni pe fază.

Figura 8.2. Factorul de distorsiune de tensiune pe fazele de alimentare a,b,c (THD U) – valori monitorizate.

Vunb [%]

Figura 8.3. Factorul de nesimetrie negativă al tensiunii la barele de alimentare ale TGD (ks).

Figura 8.4. Variația nivelului fluctuațiilor de tensiune la barele de alimentare ale TGD.

Arms [A]

Figura 8.5. Curba curenților electrici pe bara de alimentare pentru TGD .

Athd[%]

Figura 8.6. Factorul de distorsiune de curent electric pe fazele de alimentare a, b, c (THD I) – valori monitorizate.

Aunb [%]

Figura 8.7. Variația factorului de nesimetrie negativă de curent electric ale TGD (ks).

P [kW]

Figura 8.8. Variația P [kW] pe barele de MT ale TGD .

Q [kVAr]

Figura 8.9. Variația Q [kVAr] pe barele de MT ale TGD .

S [kVA]

Figura 8.10. Puterile aparente monofazate tranzitate prin TGD .

SumP [kW], SumQ [kVAr], SumS [kVA]

Figura 8.11. Puterile trifazate tranzitate prin TGD .

Figura 8.12. Defazajul dintre tensiuni și curenți electrici la bara de alimentare pe TGD .

PF

Figura 8.13. Variația factorului de putere la barele de alimentare pentru TGD pe fazele a, b, c.

a.Nivel armonice [%] faza 1 (tensiuni)

b.Nivel armonice [%] faza 2 (tensiuni)

c.Nivel armonice [%] faza 3 (tensiuni)

Figura 8.14. Nivelul armonicelor de tensiune pe fazele a, b și c la barele de alimentare pentru TGD – Valori monitorizate (a, b și c).

a.Nivel armonice [%] faza 1 (curenti electrici)

b.Nivel armonice [%] faza 2 (curenti electrici)

c.Nivel armonice [%] faza 3 (curenti electrici)

Figura 8.15. Nivelul armonicelor de curent electric pe fazele a, b și c la barele de alimentare ale TGD.

Principalele observații care se desprind din analiza măsurătorilor electrice efectuate sunt:

– există o dezechilibrare a încărcării celor trei faze ale circuitului electric analizat;

– nivelul factorului de putere prezintă o variație puternică, de la valori negative la valori pozitive;

– nivelul de flicker variaza puternic, dar se mentine intre valori optime;

– nivelul armonicelor de curent electric este relativ ridicat (se remarcă faptul că armonicele de curent electric 3, 5 și 7 au valori foarte ridicate).

În aceste condiții, optimizarea bilanțului electroenergetic urmărește încărcarea echilibrată a celor trei faze, îmbunătățirea compensării factorului de putere, îmbunătățirea nivelului de flicker și funcționarea cu un regim armonic îmbunătățit (armonice de curent electric).

Se remarcă o bună încadrare a nivelului de tensiune pe faze și între faze în parametrii normați (încadrarea în limitele normate).

8.3. Incadrarea in standardul de performanta

Standardul de performanță reglementează criteriile de calitate comercială definite prin indicatorii de performanță pentru asigurarea serviciului de furnizare a energiei electrice către consumatori/utilizatori, precum și cerințele de raportare pentru furnizori.

Standardul se aplică în relațiile dintre operatorii de distribuție și acei utilizatori RED care îndeplinesc simultan condițiile:

a. au instalațiile la tensiunea nominală alternativă în gama 0,4 – 110 kV și la frecvența nominală de 50 Hz;

b. prin regimul lor de funcționare nu introduc perturbații în alimentarea altor utilizatori RED din zonă;

c. se încadrează în puterea maximă aprobată prin avizul tehnic de racordare și respecta condițiile prevăzute în contractul de distribuție/furnizare.

Art. 22. (1) Factorul de distorsiune a tensiunii la JT și MT trebuie să fie mai mic sau egal cu 8 %.

(2) În condiții normale de funcționare, tensiunile armonice în punctele de delimitare, la JT și MT, nu trebuie să depășească limitele maxime indicate în tabelul de mai jos, timp de 95% din săptămână.

Făcând o comparație între limitele impuse de Standardul de performanta și valorile armonicelor pentru transformatorul supus analizei (pe parte de JT), se observă că acestea din urmă se încadrează în valorile normate.

Încărcarea transformatorului supus analizei pe perioada efectuării măsurătorilor este prezentată în figura 22.i, cu evidențierea regimurilor minime, medii și maxime de funcționare. Se cunoaște faptul că puterea aparentă nominală a transformatorului este de 2000 kVA.

4.2.2. Modalitati/metode de limitare a perturbatiilor

Se urmărește încărcarea echilibrată a celor trei faze, îmbunătățirea compensării și funcționarea cu un regim armonic îmbunătățit (d.p.d.v. al armonicelor de curent electric).

Se remarcă o bună încadrare a nivelului de tensiune pe faze și între faze, în parametrii normați (încadrarea în limitele normate).

Astfel:

echilibrarea încărcării celor trei faze ale circuitului electric de alimentare;

verificarea instalațiilor de compensare a puterii reactive și dacă este cazul, compensarea locală a puterii reactive;

având în vedere forma curbei de curent electric monitorizat și faptul că nivelul de armonice de curent electric este ridicat, este necesară adoptarea unor decizii în ceea ce privește eventuala montare a unor filtre electrice sau adoptarea altor soluții pentru îmbunătățirea formei curentului electric.

Reducerea nivelului de flicker – prin utilizarea acestui tip de sistem/echipament, se elimimină, în sensul că se poate controla total, nivelul indicatorilor de flicker pe bara pe care se montează. Se cunoaște faptul că prin trecerea printr-un palierul de tensiune continuă, se elimină orice tip de perturbație (fig. 50).

Notă! Echipamentele de tip back-to-back dispun de Dispozitive electronice de putere cu tiristoare de mare putere, care pot fi ele însele producătoare/generatoare de perturbații în sistem, dacă nu sunt corect alese/calculate.

Fig. 50 – Schema de principiu a unui sistem FACTS de tip back-to-back.

Cap.5 . Concluzii

……………

Bibliografie

Cepișcă C. ș.a., Măsurări și aparate de măsurat, Editura Printech, București, 2000.

Cepișcă C. ș.a., Metode și mijloace de măsurare în ingineria electrică, Editura Sfinx 2000, Târgoviște, 2001.

Iliescu C. ș.a., Măsurări electrice și electronice, EDP, București, 1983.

Manolescu P. ș.a., Măsurări electrice și electronice, EDP, București,1980.

Golovanov C. ș.a., Probleme moderne de măsurare în electroenergetică, Editura Tehnică, București, 2001.

Pop E. ș.a., Principii și metode de măsurare numerică, Editura Facla, Timișoara, 1977.

Munteanu R. ș.a., Măsurări electrice și electronice, I.P. Cluj-Napoca, 1987.

*** Electrical Installation Guide, Schneider Electric, Merlin-Gerin, 2005,

http://theguide.merlin-gerin.com

Asandei D., Protecția sistemelor electrice, Matrix Rom, București, 1999.

Doemeland W., Handbuch Schutztechnik, Verlag Technik Berlin, 1995.

Schaltanlagen, 10. Auflage, ABB Calor Emag Taschenbuch, Mannheim, 1999

Bayley D.; Wright E., Practical SCADA for Industry, Newnes, 2003.

Kriesel W., Heimbold T., Telschow D., Bustechnologien fuer die Automation, 2. überarbeitete Auflage, Huethig Verlag Heidelberg, 2000.

Mills D. L., Computer Network Time Syncronization, CRC Press, 2006.

El_Rabbany A., Introduction to GPS The Global Positioning System, Artech House, Inc. , 2002.

Stapko T., Practical Embedded Security, Newnes, 2008.

Shrinvas M. (editor), Pocket Guide on Industrial Automation, 1st Edition, IDC Technologies, 2008.

Reynders D., Wright E., Practical TCP/IP and Ethernet Networking for Industry, Newnes, 2003.

Furrer F., Industrieautomation mit Ethernet TCP/IP und Web Technologie, 3. neubearbeitete und erweiterte Auflage, Huethig Verlag Heidelberg, 2003.

*** Practical Industrial Programming using 61131-3 for PLCs, IDC Technologies, 2008.

Beasley J. S., Networkig, Second Edition, Prentice Hall, 2008.

Brazell B. J., Donoho L. ș.a., M2M: The Wireless Revolution, Texas State Technical College, 2005.

Floyd T., Dispozitive electronice, Editura Teora, București, 2003.

Iliescu C. ș.a., Măsurări electrice și electronice, Editura Didactică și Pedagogică, București, 1983.

Jurcă T. ș.a., Instrumentație de măsurare, Editura De Vest, Timișoara, 1996.

Manolescu P. ș.a., Măsurări electrice și electronice, Editura Didactică și Pedagogică , București,1980.

Munteanu R. ș.a., Măsurări electrice și electronice, I.P. Cluj-Napoca, 1987.

Nicolau E. ș.a., Măsurări electrice și electronice, Editura Didactică și Pedagogică, București,1984.

Szekely I. ș.a., Sisteme pentru achiziția și prelucrarea datelor, Editura Mediamira, Cluj, 1997.

Vremeră E., Măsurări electrice și electronice, Editura Matrix Rom, București, 1998.

Iscrulescu I. ș.a., Sistemul Internațional de unități de măsură, Editura Tehnică, București, 1970.

BIBLIOGRAFIE