Pierderile de Energie Dintr O Substatie de 400 Kv

Cuprins

Capitolul 1 Introducere

1.1. Scopul proiectului

1.2.Tendințe în domeniu

1.3.Obiectivul proiectului

1.4.Breviar de termeni

Capitolul 2 Generalități

2.1.Considerații generale asupra instalațiilor electrice ale stațiilor și posturilor de transformare

2.2.Terminologie, definiții

Capitolul 3 Substația 400 kV

3.1.Scurt istoric al stației electrice

3.2.Schema normală a substației 400 kV

3.3.Componentele electrice ale substației 400 kV

Capitolul 4 Partea primară

4.1.Transformatorul de putere

4.2.Transformatorul de putere 400/121 kV 250 MVA

4.3.Transformatoarele de măsură

4.3.1.Scopul și importanța lor

4.3.2.Alegerea transformatoarelor de măsură

4.4.Transformatoare de măsură de curent

4.4.1.Considerații generale

4.4.2.Principalele caracteristici tehnice ale transformatoarelor de măsură de curent

4.4.3.Regimuri de funcționare ale transformatoarelor de curent

4.5.Transformatoare de măsură de tensiune

4.5.1.Considerații generale

4.5.2.Transformatoare de măsură de tensiune capacitive tip TECU 400 kV

Capitolul 5 Măsurarea mărimilor electrice

5.1.Măsurarea puterii electrice

5.2.Măsurarea energiei electrice

5.2.1.Măsurarea energiei electrice în circuitele de curent alternativ cu contorul de inducție

5.2.2.Măsurarea energiei electrice active în circuite de curent alternativ trifazate

5.2.3.Măsurarea energiei electrice reactive în circuite de curent alternativ trifazate

5.5.Constantele contorului

5.6.Legarea semiindirectă a contoarelor

5.7.Legarea indirectă a contoarelor

Capitolul 6 Erori de măsurare

6.1.Erori

Capitolul 7 Contoarele electrice

7.1.Noțiuni generale

7.2.Contoare de inducție

7.2.1.Clasificarea contoarelor

7.2.2.Construcția și principiul de funcționare al contorului

7.2.3.Repararea și reglarea contoarelor

7.2.4.Verificarea contoarelor

7.3.Contoarele electrice mecanice de tip GANZ – Ungaria montate în substația electrică de 400 kV

7.4.Constanta contoarelor de energie electrică

7.5.Balanța energetică

Capitolul 8 Calculul pierderilor de energie electrică în substația 400 kV

8.1.Evoluția prețului de producție a energiei electrice

8.2.Tranzitul de energie electrică într-un interval de un an de zile în substația 400 kV

8.3.Calcularea balanței energetice anuale în substația electrică de 400 kV

8.4.Calcularea diferenței de energie electrică pierdută pe un an de zile și costul acesteia

8.5.Concluzii

Bibliografie

Capitolul 1 INTRODUCERE

Scopul proiectului

Scopul acestui proiect este de a analiza și studia pierderile de energie electrică dintr-o substație de 400 kV din cadrul S.E.N. prin elementele sale constitutive (TT, TC, Transformatoare de putere, contoare electrice) într-un interval de un an de zile.

Tendințe în domeniu

Datorită faptului că energia electrică este o necesitate și nu un lux în secolul XXI, omenirea caută să producă energie electrică multă și ieftină pentru acoperirea nevoilor societății, dacă se poate să fie și nepoluantă. Deocamdată încă depindem de resursele primare care au o eficiență energetică ridicată dar care sunt poluante.

Cercetările în acest domeniu sunt încă în stadiul de pionierat pentru obținerea de energie ieftină și nepoluantă. La ora actuală tehnologiile pentru producerea energiei electrice ieftine încă sunt scumpe și energia ”verde” nu tocmai ieftină. De aceea visul fiecărei națiuni este să fie independente din punct de vedere energetic și să producă energie electrică ieftină. Din păcate suntem încă tributari resurselor primare ceea ce implică cercetările în domeniu să fie și pentru economisirea energiei electrice.

Pentru țara noastră avem nevoie de reducerea piederilor de energie din S.E.N., economisirea de energie de către toți consumatorii industriali sau casnici. Aici se impune regândirea unor părți din S.E.N., modernizarea și retehnologizarea instalațiilor electrice începând de la producători, transportator, distribuitor și pentru toate categoriile de consumatori.

Obiectivul proiectului

Obiectivul proiectului este calcularea pierderilor de energie electrică în substația electrică de 400 kV într-un interval de un an de zile și calcularea materială a pierderilor de energie electrică.

Breviar de termeni

c.a. – curent alternativ

c.c. – curent continuu

cos φ – factor de putere activ

sin φ – factor de putere reactiv

D.E.N. – Dispecerul energetic național

D.E.C. – Dispecerul energetic central

D.E.T. – Dispecerul energetic teritorial

D.E.D. – Dispecerul energetic de distribuție

D.E.L. – Dispecerul energetic local

f – frecvența [Hz]SI

I – intensitatea curentului electric [A]SI

IEEE – Institute of Electrical and Electronics Engineers

P – putere electrică activă [W]SI

Q – putere electrică reactivă [VAr]SI

S – putere electrică aparentă [VA]SI

PD – protecție de distanță

PDL – protecția diferențială longitudinală

U – tensiune electrică [V]SI

S.E.N. – Sistemul energetic național

TC – transformator de măsură de curent

Trafo – transformator electric de putere

TT – transformator de măsură de tensiune

Capitolul 2 GENERALITĂȚI

2.1 Considerații generale asupra instalațiilor electrice ale stațiilor și posturilor de transformare

Sistemul energetic cuprinde ansamblul instalațiilor care servesc pentru producerea energiei într-o formă utilizabilă, conversia acesteia în energie electrică și uneori combinat în energie electrică și energie termică, transportul, transformarea, distribuția și utilizarea energiei electrice sau termice. Toate elementele unui sistem energetic sunt caracterizate printr-un proces coordonat de producere, transport, distribuție și consum de energie electrică sau termică.

Sistemul electroenergetic este un ansamblu de centrale, stații, posturi de transformare și receptoare de energie electrică, conectate între ele prin liniile unei rețele electrice. Sistemul electroenergetic reprezintă partea electrică a sistemului energetic și cuprinde instalațiile de producere a energiei electrice (generatoarele), instalațiile de transformare a acesteia de la o tensiune la alta (stații și posturi de transformare), instalațiile de transport și distribuție a energiei electrice (rețele de înaltă, medie și joasă tensiune) și instalațiile de utilizare a acesteia.

Energia electrică produsă de centralele electrice suferă mai multe transformări ale tensiunii pentru a putea fi transportată cu pierderi cât mai mici la distanțe cât mai mari și apoi utilizată de consumatori. Transportul energiei electrice la distanțe mari și foarte mari (de ordinul zecilor respectiv sutelor de kilometri) trebuie deci făcut pe linii electrice de înaltă și foarte înaltă tensiune (110, 220, 400 kV). Transportul energiei electrice la distanțe relativ mici (de ordinul kilometrilor sau cel mult câteva zeci de kilometri), se face cu ajutorul liniilor de medie tensiune (6, 10, 20 kV) iar la distanțe foarte mici (de ordinul sutelor de metri), pe linii de joasă tensiune (0,4 kV). Cu cât tensiunea este mai mare cu atât curentul este mai mic și ca urmare pierderile (consumul propriu tehnologic, C.P.T.) pentru transportul energiei electrice, scad foarte mult deoarece sunt proporționale cu pătratul curentului.

Transformarea nivelurilor de tensiune (necesare transportului energiei electrice cu pierderi cât mai mici cu ajutorul liniilor electrice), au loc în stațiile și posturile de transformare, care sunt noduri ale sistemului electroenergetic și la care sunt racordate liniile electrice.

Instalațiile electrice ale stațiilor și posturilor de transformare pot fi împărțite în următoarele categorii:

circuite primare (numite și principale),

circuite secundare,

servicii proprii (consumatorii proprii tehnologici) și instalații auxiliare.

Circuitele primare ale stațiilor electrice sunt cele parcurse de energia electrică care

circulă dinspre centralele electrice spre consumatori. În această categorie a circuitelor primare sunt incluse și circuite care nu sunt parcurse de fluxul principal de energie dar care sunt racordate în derivație la diverse circuite primare pe care le deservesc, cum sunt circuitele transformatoarelor de tensiune sau ale descărcătoarelor cu rezistență variabilă (DRV).

Circuitele primare funcționează obișnuit la tensiuni relativ ridicate și sunt parcurse de curenți mari în regim normal de funcționare (cu excepția circuitelor legate în derivație) și în special în regim de scurtcircuit.

Alegerea (verificarea) aparatelor electrice din circuitele primare ( ca de altfel tot echipamentul electric) ale stațiilor electrice, se face comparându-se caracteristicile părții din instalație unde urmează să fie montate (sau sunt montate) cu caracteristicile de catalog (ca și pentru instalațiile electrice ale centralelor electrice).

Alegerea (verificarea) aparatelor electrice, conform normativelor, se face pe baza unor criterii generale care se aplică tuturor tipurilor de aparate și pe baza unor criterii specifice fiecărui tip de aparat în parte.

Criteriile generale se împart în două mari grupe:

condițiile de mediu

condițiile electrice

Condițiile de mediu se referă la altitudine, condiții climatice, nivel de poluare etc., iar condițiile electrice se referă la frecvență, tensiune și curent.

Circuitele electrice secundare deservesc circuitele electrice primare și se caracterizează prin faptul că nu sunt parcurse de fluxul principal de energie care circulă spre consumatori precum și prin niveluri reduse ale tensiunii (de exemplu Un=230 V, curent continuu) și foarte reduse ale curenților (de exemplu In=5 A, în secundarul transformatoarelor de curent).

Circuitele secundare se împart în circuite de comandă și circuite de control. Circuitele de comandă servesc la acționarea voită (de la fața locului sau de la distanță) a diverselor mecanisme aparținând aparatelor de conectare (întreruptoare, separatoare) și de reglaj.

Circuitele de control sunt cele care deservesc instalațiile de informare (semnalizare, măsură, înregistrări diverse), blocaj (pentru evitarea manevrelor greșite – blocaje operative, protejării personalului de exploatare – blocaje de siguranță, protejării instalațiilor tehnologice – blocaje tehnologice), sincronizare, protecție prin relee și automatizare.

Principalele aparate ale circuitelor secundare dintr-o stație electrică sunt amplasate într-o cameră (ce poate fi cameră de comandă, cameră de supraveghere sau cabină de relee), pe panouri sau pe pupitre, ansamblul acestor panouri și pupitre formând tabloul de comandă. Legătura aparatelor circuitelor secundare cu aparatele din circuitele primare pe care le deservesc, se realizează cu ajutorul unui foarte mare număr de cabluri speciale de circuite secundare (fiecare cablu are mai multe conductoare izolate corespunzătoare nivelului de tensiune redus), conductoare care datorită curenților relativ mici, au secțiune ce obișnuit nu depășește 2,5 mm2. Cablurile de circuite secundare sunt pozate în canale speciale de cabluri.

Serviciile proprii ale stațiilor electrice (consumatorii proprii tehnologici) se împart în servicii de curent alternativ și servicii de curent continuu.

Serviciile proprii de curent alternativ sunt formate din instalațiile de răcire ale transformatoarelor (autotransformatoarelor), instalațiile de reglaj ale transformatoarelor (autotransformatoarelor), instalațiile de încărcare ale bateriei de acumulatoare, instalație de ventilație a încăperii bateriei de acumulatoare, dispozitivele de acționare ale întrerupătoarelor și separatoarelor, instalația de aer comprimat, instalația de stingere a incendiilor, instalația de telecomunicații, instalația de iluminat, etc. Serviciile proprii de curent continuu sunt formate din iluminatul de siguranță, unele dispozitive de acționare a aparatelor, consumatorii ce nu admit întreruperi în funcționare, etc.

Instalațiile auxiliare din stațiile electrice sunt formate din instalațiile menționate anterior la servicii proprii (sunt atât servicii proprii cât și instalații auxiliare) precum și din: bateria de acumulatoare, instalația de legare la pământ, instalația de protecție împotriva loviturcomandă servesc la acționarea voită (de la fața locului sau de la distanță) a diverselor mecanisme aparținând aparatelor de conectare (întreruptoare, separatoare) și de reglaj.

Circuitele de control sunt cele care deservesc instalațiile de informare (semnalizare, măsură, înregistrări diverse), blocaj (pentru evitarea manevrelor greșite – blocaje operative, protejării personalului de exploatare – blocaje de siguranță, protejării instalațiilor tehnologice – blocaje tehnologice), sincronizare, protecție prin relee și automatizare.

Principalele aparate ale circuitelor secundare dintr-o stație electrică sunt amplasate într-o cameră (ce poate fi cameră de comandă, cameră de supraveghere sau cabină de relee), pe panouri sau pe pupitre, ansamblul acestor panouri și pupitre formând tabloul de comandă. Legătura aparatelor circuitelor secundare cu aparatele din circuitele primare pe care le deservesc, se realizează cu ajutorul unui foarte mare număr de cabluri speciale de circuite secundare (fiecare cablu are mai multe conductoare izolate corespunzătoare nivelului de tensiune redus), conductoare care datorită curenților relativ mici, au secțiune ce obișnuit nu depășește 2,5 mm2. Cablurile de circuite secundare sunt pozate în canale speciale de cabluri.

Serviciile proprii ale stațiilor electrice (consumatorii proprii tehnologici) se împart în servicii de curent alternativ și servicii de curent continuu.

Serviciile proprii de curent alternativ sunt formate din instalațiile de răcire ale transformatoarelor (autotransformatoarelor), instalațiile de reglaj ale transformatoarelor (autotransformatoarelor), instalațiile de încărcare ale bateriei de acumulatoare, instalație de ventilație a încăperii bateriei de acumulatoare, dispozitivele de acționare ale întrerupătoarelor și separatoarelor, instalația de aer comprimat, instalația de stingere a incendiilor, instalația de telecomunicații, instalația de iluminat, etc. Serviciile proprii de curent continuu sunt formate din iluminatul de siguranță, unele dispozitive de acționare a aparatelor, consumatorii ce nu admit întreruperi în funcționare, etc.

Instalațiile auxiliare din stațiile electrice sunt formate din instalațiile menționate anterior la servicii proprii (sunt atât servicii proprii cât și instalații auxiliare) precum și din: bateria de acumulatoare, instalația de legare la pământ, instalația de protecție împotriva loviturilor directe de trăsnet, etc.

2.2 Terminologie, definiții

Conform definițiilor din normative: – stație electrică este un ansamblu de instalații electrice și construcții anexe, destinat conversiei energiei electrice și/sau conectării a două sau mai multe surse de energie electrică ori a două sau mai multe căi de curent;

stația de transformare este o stație electrică care realizează transformarea energiei electrice prin transformatoare de putere;

stația de conexiuni este o stație electrică, care primește și distribuie energie electrică la aceeași tensiune și frecvență, tensiunea între faze fiind mai mare de 1 kV;

post de transformare este o stație de transformare mică, destinată alimentării în joasă tensiune (până la 1 kV inclusiv) a consumatorilor;

punct de alimentare este o stație de conexiuni de medie tensiune, destinată alimentării unor posturi de transformare;

instalație electrică de tip deschis este o instalație electrică în care persoanele sunt protejate numai împotriva atingerilor accidentale a părților sub tensiune, prin îngrădiri de protecție sau prin amplasarea echipamentului la înălțime corespunzătoare în zone inaccesibile atingerilor accidentale;

instalație electrică de tip închis este o instalație electrică în care echipamentul electric este dispus în carcase închise (neetanșe față de aerul atmosferic), astfel încât nici o parte sub tensiune din instalație nu poate fi atinsă;

instalație electrică capsulată este o instalație la care echipamentul este complet închis în carcasă de protecție, etanșă față de aerul atmosferic (în general metalică, legată la pământ). Izolația electrică a echipamentului în interiorul carcasei se realizează prin diverse fluide, în general la presiuni superioare celei atmosferice. Instalația electrică capsulată poate fi instalată fie în exterior (în aer liber), dacă este construită corespunzător, fie în interior (într-un spațiu închis);

instalație electrică de conexiune și distribuție (sub 1 kV) se numește acea instalație care servește la primirea și distribuirea energiei electrice și care cuprinde ansamblul tablourilor electrice de forță (principale și secundare) și a aparatelor, inclusiv căile de curent pentru alimentarea lor;

aparate electrice se consideră toate obiectele principale, exclusiv (auto) transformatoarele de putere cu care se echipează instalațiile electrice și anume:

aparate de conectare – întreruptoare, separatoare, separatoare de sarcină, siguranțe, etc. (inclusiv dispozitivele lor de acționare);

transformatoare de măsură;

bobine de compensare și de reactanță;

descărcătoare;

bobine de blocare și condensatoare de cuplare pentru instalații de înaltă frecvență.

materiale electrice se consideră toate obiectele care servesc la asamblarea (auto) transformatoarelor de putere și a aparatelor electrice din instalațiile electrice ca:

conductoare izolate sau neizolate;

izolatoare;

cleme, armături, etc.

echipamentul electric reprezintă totalitatea (auto) transformatoarelor, aparatelor și materialelor electrice cu care se echipează instalațiile electrice;

mărimi nominale (tensiune nominală, curent nominal, putere nominală, frecvență nominală) sunt caracteristici de dimensionare a echipamentului și a instalației. Tensiunea nominală (Un) este valoarea eficace a tensiunii între faze, după care se denumește instalația.

Capitolul 3 SUBSTAȚIA 400 kV

Stația de transformare 400/110 kV este situată în centrul țării și este un nod important pentru transportul energiei electrice de la producătorii de energie electrică din sudul țării (Porțile de Fier, Cernavodă, etc) spre beneficiari tronsonul Sibiu-Deva-Arad din Transilvania și Gutinaș din Moldova.

Stația de transformare 400/110 kV este parte componentă a C.N. Transelectrica S.A.

Cine este C.N. Transelectrica S.A. ?

Este operatorul de transport și de sistem din România, cu un rol cheie pe piața de energie electrică din România.
Administrează și operează sistemul electric de transport și asigură schimburile de electricitate între țările Europei Centrale și de Răsărit, ca membru al ENTSO-E (Rețeaua Europeană a Operatorilor de Transport și Sistem pentru Energie Electrică).
Este responsabilă pentru transportul energiei electrice, funcționarea sistemului și a pieței, asigurarea siguranței Sistemului Electroenergetic Național (SEN). De asemenea reprezintă principala legatură dintre cererea și oferta de electricitate, echilibrând permanent producția de energie cu cererea.

Fig. 3.1 Sistemul Energetic Național al României [1]

3.1 Scurt istoric al stației electrice:

Stația electrică 400/110 kV este în funcțiune din anul 1967 și a funcționat la început la tensiunea de 220/110 kV având două AT-uri (autotransformatoare) de 400 MVA, patru LEA de 220 kV și 10 LEA de 110 kV. Datorită dezvoltării puternice a zonei din punct de vedere industrial stația electrică s-a tot mărit cu LEA și celule noi de 110 kV. În anul 1985 s-a hotarât trecerea de la tensiunea de 220 kV la tensiunea de 400 kV. Fosta stație de 220 kV s-a extins devenind stație de 400 kV, s-au schimbat AT-urile de 220 kV/110 kV 400 MVA cu două transformatoare de putere de 400/110 kV 250 MVA și patru LEA de 400 kV (foste de 220 kV).

În prezent stația electrică 400/110kV are două transformatoare de putere de 400/110 kV 250 MVA, patru LEA de 400 kV și douăzeci și unu de LEA de 110 kV.

Începând cu anul 2011 stația electrică 400/110 kV a intrat într-un amplu proces de modernizare și retehnologizare pentru eficientizarea energiei electrice, siguranță mărită în exploatare a instalațiilor electrice și reducere a impactului asupra zonei și a omului.

3.2 Schema normală a substației 400 kV

Fig. 3.2 Schema normală a substației de 400 kV

Fiecare stație electrică din S.E.N. are o configurație anume, proiectată nevoilor zonei de rețea pe care o deservește și are o schemă electrică unică. În țară nu există două stații

electrice pentru un prag de tensiune (ex. 110, 220, 400 kV) identice. Fiecare schemă electrică este proiectată cu o anumită elasticitate pentru alimentarea în bune condiții a consumatorilor.

Schema electrică a stației se mai numește și schemă normală și se emite de două ori pe an și anume:

pentru perioada de iarnă cuprinsă în perioada: 01.10.2011-01.04.2012

pentru perioada de vară cuprinsă în perioada: 01.04.2012-01.10.2012

La întocmirea schemei normale a stației participă conducerea sucursalei și DET Serviciul Regimuri.

Stația electrică 400/110 kV pentru nivelul de tensiune de 400 kV are în schema electrică două sisteme de bare de 400 kV, bară de transfer (bară ocolitoare) BTf , o cuplă de transfer (de ocolire) CTf și o cuplă transversală (de legătură) CT.

3.3 Componentele electrice ale substației 400 kV

Componentele electrice ale substației 400kV sunt:

partea primară – compusă din celule electrice ce au în componență partea mecanică de mișcare și separare electrică a celulelor.

o celulă are în componență echipamente și elemente electrice.

conform regulamentelor tehnice energetice în vigoare:

CELULA unui echipament : un ansamblu funcțional de elemente –de aparate electrice (de comutație, de măsură etc.) – prin care se realizează:

– conexiunea unui echipament cu bara colectoare ,

– conexiunea barelor colectoare multiple între ele,

– conexiunea nodurilor intre ele sau intre noduri și barele colectoare.

ECHIPAMENT : ansamblul funcțional al unei instalații sau rețele electrice prin care se realizează producția, transportul sau distribuția energiei electrice, în totalitatea elementelor sale (generator, compensator sincron, bară colectoare, linie, transformator de putere, autotransformator, cuplă, etc.).

ELEMENT : entitate funcțională care poate fi parte constitutivă a unui echipament (ex: un aparat, mașină electrică, separator, întreruptor, transformator de măsură, descărcător, siguranță etc.).

INSTALAȚIE : ansamblul de echipamente, și elemente legate funcțional între ele, amplasate într-un teritoriu comun și care sunt operate, de regulă, de aceeași formație operativă.

SISTEM de BARE COLECTOARE: două sau mai multe bare colectoare la care accesul tuturor echipamentelor este permis la cel puțin două.

partea secundară – compusă din panouri electrice care aparțin celulelor electrice și conțin:

partea de comandă.

partea de semnalizare (și telesemnalizare).

partea de măsură și decontare a energiei electrice.

partea de protecție (și teleprotecție).

De menționat faptul că toate echipamentele din celule sunt legate între ele cu ajutorul barelor colectoare. În substația de 400 kV barele colectoare sunt de tipul OL-AL 2×680/75.

Tip: conductor funie din aluminiu, cu miez din oțel zincat.
Simbol intern: OL-AL
Simbol internațional: ASCR (DIN 48204).
Standard: SF 2/1998, SFS 5791.
Domeniu de utilizare: pentru transportul energiei electrice în rețele de foarte înaltă tensiune.
Conductor: fire din aluminiu, răsucite concentric în jurul unui miez format din oțel zincat.

Fig. 3.3 Conductor de aluminiu torsadat de tip OL-AL cu miez de oțel

Capitolul 4 PARTEA PRIMARĂ

Conform schemei de mai sus o celulă completă are în componență următoarele aparate electrice de comutație primară, de măsură și de protecție și anume:

Transformatorul de putere; este o celulă separată ce înglobează TC+TT.

TC – transformator de măsură de curent.

TT – transformator de măsură de tensiune.

Separatori electrici de foarte înaltă tensiune (SB-1; SB-2; SL; SBTf).

Întreruptoare de tip ortojector (IO) cu mecanism oleopneumatic de acționare (MOP).

DRV – descărcător cu rezistență variabilă.

Ne vom ocupa de primele trei subpuncte care reprezintă energia electrică tranzitată și pierderile de energie pe barele substației de 400 kV.

4.1 Transformatorul de putere [2]

Transformatoarele de putere sunt aparate, fără piese în mișcare, în care are loc modificarea unor parametri electrici ai energiei primite. Transformatoarele montate în stații electrice, în posturi de transformare sau în puncte de alimentare transformă un curent alternativ de o anumită tensiune în curent alternativ de o altă tensiune, fără a-i modifica frecvența. Ele reprezintă echipamentele de cea mai mare valoare din stațiile electrice sau din posturile de transformare, motiv care impune cunoașterea, de către personalul de exploatare și întreținere, a principiului de funcționare, a tipurilor constructive, a regimului de funcționare impus de fabricant, a principalelor lucrări de întreținere, încercări și măsurători profilactice, a eventualelor defecțiuni ce pot apare în funcționare și modul de acționare pentru remedierea lor.

Prevederile standardului cuprind și date referitoare la regimurile de suprasarcină ale transformatoarelor și funcționarea la o tensiune superioară tensiunii nominale a înfășurărilor (STAS 17031/1-80), condiții de funcționare (STAS 1703/2-80), încălzire (STAS 1703/2-80), nivelul de izolație (STAS 1703/3-80), prize și conexiuni (STAS 1703/4-80), stabilitate la scurtcircuit (STAS 1703-5-80), verificarea calității si încercării (STAS 1703/6 și 1703/7-80).

4.2 Transformatorul de putere 400/121 kV 250 MVA

Transformatorul trifazat cu puterea de 250 MVA utilizat pentru interconexiune, cu raportul de transformare 400/121 kV, cu reglajul tensiunii sub sarcină pe partea de 400 kV, a

fost executat de întreprinderea Electroputere Craiova. Este de tipul TTUS-FS, adică transformator (T), trifazat (T), în ulei (U), cu reglaj sub sarcină (S), cu circulație frontală (F) a uleiului și suflaj (S) de aer a suprafețelor de răcire.

Masa totală a transformatorului: 321 tone.

Masa totală a uleiului: 76 tone.

Masa totală a cuvei: 18,5 tone.

Puterea nominală (Sn) la care poate fi exploatat fără întrerupere, în condiții nominale ale tensiunii (Un), frecvenței (f) și temperaturii (t) este Sn = 250 MVA pentru înfășurarea de

400 kV și înfășurarea de 121 kV. Transformatorul are și o înfășurare terțiară cu tensiunea nominală de 20 kV și puterea de 80 MVA care nu este utilizată.

Reglajul tensiunii se face sub sarcină pe neutrul înfășurării de 400 kV, între limitele 12,5 % cu câte 8 trepte de reglaj. Tensiunea de serviciu trebuie să nu depășească tensiunea cea mai ridicată a rețelei de 420 kV.

Grupa de conexiuni este YN-Yn- (d) 0-11. Punctul stea al înfășurării primare (400 kV) este legat direct la pământ, la circuitul de legare la pământ al stației. Punctul stea al înfășurării secundare (121 kV) este legat la pământ printr-un separator, dar poate fi izolat și protejat împotriva supratensiunilor printr-un descărcător conectat prin intermediul unui separator. Înfășurarea terțiară (20 kV) are conexiunea în triunghi, iar un vârf al triunghiului este legat la pământ.

Pe cuva transformatorului se află instalația de aerisire, bușoanele de probe pentru ulei (nivel superior, mediu si inferior), locașul pentru termometru.

Conservatorul din tablă de oțel sudată are un filtru de aer pentru protecția uleiului din transformator împotriva prafului și umidității din aerul atmosferic. Releul de gaze are contacte de mercur în tub de sticlă etanș, acționat de flotoare.

Comutatorul de ploturi tip Reinhausen (Germania) asigură reglajul tensiunii sub sarcină pe partea de 400 kV.

Instalația de răcire realizează circulația frontală a uleiului prin electropompe și suflaj de aer cu ventilatoare electrice.

Izolatoarele de ieșire din transformator cu tensiunea nominală de 420 kV și curentul de 1000 A, tip condensator ulei-aer, au înglobat transformatoare de curent toroidal cu raportul de transformare 400/1/1/1 A, cu puterea 20/30/30 VA si clasa de precizie 0,5/5/5, folosite pentru măsură si protecție.

Aceste transformatoare de curent toroidale nu se folosesc și sunt legate la pământ și în scurtcircuit. S-a optat pentru varianta cu TC-uri externe atât pentru partea de 400 kV cât și pentru partea de 110 kV.

Izolatoarele de ieșire din transformator cu tensiunea nominală de 123 kV și curentul de 1600 A, tip condensator ulei-aer, au înglobat transformatoare de curent tip toroidal cu raportul de transformare 1250/1/1/1, puterea 20/30/30 VA si clasa de precizie 0,5/5/5.

Transformatorul de putere 400/121 kV este dotat cu o instalație automată pentru stingerea incendiului.

4.3 Transformatoarele de măsură

4.3.1 Scopul și importanța lor

Pentru o exploatare economică și sigură a sistemului energetic sunt necesare aparate de măsurat, cu care se măsoară mărimile electrice: curentul, tensiunea, puterea, energia, frecvența etc., aparate de protecție, care asigură o funcționare corectă într-un regim anormal sau de avarie din instalație, precum și aparate de reglare automată, care realizează reglarea tensiunii, frecvenței, comandă puneri în funcțiune etc.

Adaptarea sistemelor de măsurat, protecție și reglare la gama extrem de întinsă a valorilor curenților și tensiunilor diutr-un sistem energetic nu este justificată nici tehnic, nici economic.

Se impune deci soluția utilizării transformatoarelor de măsură care să transforme valorile curentului și tensiunii la valorile convenabile pentru alimentarea aparatelor de măsurat., de protecție și dereglare (100 sau 110 V, respectiv 5 sau 1 A). în acest fel, aparatele pot fi standardizate într-un număr limitat de tipuri, iar realizarea lor devine economică.

De asemenea, transformatoare de măsură izolează aparatele de măsurat, de protecție și de reglare, de tensiunea înaltă, ceea ce asigură protecția aparatelor și securitatea personalului de deservire. În același timp, folosirea transformatoarelor de măsură îmbunătățește precizia de măsurare și permite funcționarea corectă a aparatelor, deoarece le scoate de sub acțiunea perturbatoare a câmpurilor electromagnetice ale circuitelor principale ale sistemului electroenergetic.

Transformatoarele de măsură protejează aparatele montate în secundarul lor de acțiunile termice și electrodinamice ale curenților de scurtcircuit din instalație.

Înfășurările secundare ale transformatoarelor de măsură se leagă la pământ pentru securitatea personalului din exploatare și pentru prevenirea defectării aparatelor conectate la înfășurarea secundară în cazul străpungerii izolației dintre înfășurarea primară și secundară.

Domeniul principal de utilizare a transformatoarelor de măsură sunt instalațiile electrice de înaltă și foarte înaltă tensiune. De asemenea, se folosesc și în instalațiile de joasă tensiune și în laboratoarele de încercări.

În funcție de parametrul a cărui valoare o reduc se deosebesc două mari categorii:

transformatoare de curent;

transformatoare de tensiune.

4.3.2 Alegerea transformatoarelor de măsură

Siguranța în funcționare a transformatoarelor de măsură este determinată de alegerea corectă a acestora, atât din punctul de vedere al regimului normal de funcționare, cât și din punctul de vedere al regimurilor de avarie ale rețelei în care sunt montate. Principial, alegerea transformatoarelor de măsură se face comparându-se parametrii determinați prin calcul cu cei din cataloagele de aparate. Se vor alege acelea ale căror caracteristici constructive corespund acoperitor cu toți parametrii calculați.

4.4 Transformatoare de măsură de curent [5]

4.4.1 Considerații generale

Transformatoarele de curent alimentează sistemele de curent ale aparatelor de măsurat (indicatoare și înregistratoare), ale aparatelor de protecție și de reglare. Înfășurarea primară a transformatoarelor de curent este legată în serie cu circuitul al cărui curent se transformă în înfășurarea secundară, conform schemei de principiu din figura de mai jos.

Fig. 4.13 Schema de principiu a transformatorului de măsură de curent (TC)

Funcționarea transformatoarelor de curent cu înfășurarea secundară legată în scurtcircuit nu constituie o stare de defect ci, dimpotrivă, un regim de funcționare foarte apropiat de o funcționare ideală (în cazul când la o înfășurare secundară nu se conectează niciun aparat, aceasta trebuie să fie legată în scurtcircuit și nu trebuie să fie lăsată în gol nici chiar pentru un timp foarte scurt). Regimul de funcționare cu înfășurarea secundară în gol

conduce la deteriorarea transformatorului datorită încălzirii lui excesive și prezintă pericolul de electrocutare pentru personalul de exploatare datorită valorii periculoase a tensiunii care apare la bornele secundarului în acest caz.

Transformatoarele de curent prezintă erori de curent și erori de unghi. Aceste erori sunt determinate de construcția și calitățile tolelor de oțel ale circuitului magnetic, de valoarea curentului primar și de impedanța circuitului secundar. Eroarea de curent este definită prin relația:

(4.1)

în care:

, (4.2)

este raportul de transformare nominal;

I1, I2 – curenții primar și secundar [A]SI.

Eroarea de curent este diferența dintre valoarea curentului primar determinată prin măsurarea curentului secundar I2 și valoarea lui reală I1 exprimată în procente din valoarea reală I1.

Eroarea de unghi δi reprezintă defazajul dintre curentul primar și curentul secundar, sensul acestora fiind astfel ales încât acest unghi să fie nul pentru un transformator ideal; eroarea de unghi se consideră pozitivă dacă fazorul curentului secundar este defazat înainte.

Se definește puterea nominală secundară a transformatorului de curent ca fiind puterea cedată de transformator în circuitul secundar pentru curentul nominal secundar și pentru impedanța nominală secundară.

Se construiesc transformatoare de curent pentru 5, 10, 15, 30, 60 și 90 VA (valori pe plăcuțele indicatoare).

În domeniul supracurenților, caracteristicile de funcționare ale unui transformator de curent se exprimă prin curba care reprezintă variația curentului secundar I2 în funcție de raportul dintre curentul primar și curentul primar nominal I1/I1n. Curba se numește caracteristică, de supracurent și este valabilă pentru o anumită valoare a sarcinii secundare.

Curba din figură reprezintă caracteristica unui transformator de curent ideal, iar curba 2 – caracteristica reală.

Fig. 4.14 Caracteristica unui transformator de curent ideal, iar curba 2 – caracteristica reală.

În locul caracteristicii de supracurent, pentru aprecierea capacității unui transformator dc curent de a fi utilizat pentru o anumită protecție, se folosește un parametru specific coeficient de saturație n. Acesta se definește ca raportul dintre valoarea maximă a curentului primar pentru care transformatorul trebuie să respecte limitele privind eroarea compusă (curent limită nominal de precizie sau curent nominal primar de saturație) și curentul primar

nominal. Valorile normale ale coeficientului dc saturație (factor limită de precizie) sunt: 5; 10; 15; 20; 30.

Transformatoarele de curent care alimentează aparate de măsurat au n < 5 sau n < 10.

Transformatoarele de curent destinate protecției au n> 10…30 (în funcție de tipul protecției și de tensiunea elementului protejat).

Cu ajutorul noțiunilor de eroare compusă și curent limită nominal de precizie se

definește indicele de clasă, care caracterizează clasa de precizie a unui transformator de curent pentru protecție.

Indicele de clasă indică limita superioară a erorii compuse pentru curentul limită nominal de precizie și sarcina nominală. În indicativul clasei de precizie intră și litera P, după numărul

corespunzător indicelui de clasă. Clasele normale ale transformatoarelor de curent pentru protecție sunt 5P și 10P, cu caracteristicile din tabelul de mai jos.

În practică, interesează capacitatea de încărcare a transformatoarelor de curent în funcție de I1/Iln pentru ca eroarea compusă maximă să nu depășească limita de 5% sau 10%.

Erorile tolerate ale transformatoarelor de curent pentru protecție:

Tabelul 4.1

Cataloagele prezintă curbele de variație a coeficientului de saturație n, în funcție de sarcina secundară zs, pentru εc = 5% sau εc = 10%.

Fig. 4.15 Coeficientul de saturație

Fig. 4.16 Transformator de măsură de curent (TC)

Transformatorul de măsură de curent se leagă în instalațiile electrice în serie respectând principiul ampermetrului.

În stația electrică de 400 kV TC-ul se folosește pentru protecțiile Trafo, LEA, CTf și CT de 400 kV și anume:

protecția diferențială longitudinală (valabilă pentru LEA D 400 kV).

protecția diferențială longitudinală (valabilă pentru Trafo 1+2 400/110 kV).

la defecte interne,

la defecte externe (zona de acțiune între TC-urile de 400 kV și TC-urile de 110 kV ale Trafo).

protecție de distanță,

protecție homopolară

rapidă de tip AOT (pentru curenți de defect de valori mari) cu t = 0 sec.

temporizată de tip ASOT (pentru curenți de defect de valori mici) cu tmax= 4 sec.

TC-urile se folosesc și pentru punctele de măsură și contorizare între sucursale.

Date tehnice:

Tabel 4.2

4.4.2 Principalele caracteristici tehnice ale transformatoarelor de curent

Raportul de transformare. Erorile

Raportul curenților I1 și I2 se numește raport real de transformare și se notează cu Ki.

(4.3)

Iar raportul curenților nominali I1n și I2n se numește raport nominal de transformare și se

notează cu Iin .

(4.4)

Pentru un transformator ideal amperspirele W2I0 sunt mai mici decât W1I1, respectiv W2I2, așa încât se poate considera WI0≈0 și luând modulele curenților rezultă:

(4.5)

De aici rezultă:

(4.6)

pe care se bazează funcționarea transformatorului de curent, prin determinarea unei valori apropiate I1' a curentului primar I1, dată de relația:

(4.7)

în care intervin valori cunoscute (I2 este curentul măsurat din secundar).

Această aproximație este acceptabilă deoarece amperspirele W1I0 rămân mici chiar de variații mari ale curenților I1 și I2 (între 10% și 120% In).

Determinarea valorii curentului primar cu relația de mai sus produce unele erori care provin din inegalitatea rapoartelor de transformare, reale și nominale.

Eroarea relativă cu care se măsoară curentul primar este:

(4.8)

egală deci cu eroarea de raport de transformare.

Eroarea εi se numește eroare de curent a transformatorului. Pe lângă eroarea de curent, există încă o eroare, eroarea de unghi, care se produce din cauză că cei doi curenți I1 și I2 nu sunt în

opoziție de fază, unghiul dintre aceștia fiind (1800 – δ).

Eroarea de unghi este unghiul exprimat în minute și se consideră pozitivă când (-I2) este în avans față de I1 (cazul din figura de mai jos).

Fig. 4.17 Eroarea de unghi a TC

Eroarea de unghi nu afectează indicațiile ampermetrului, însă introduce erori în indicațiile wattmetrelor, contoarelor, fazmetrelor și a altor aparate la care măsurătoarea depinde de defazajul curenților din circuitele lor. Erorile transformatorului de curent variază cu curentul primar și impedanța secundară, pentru o construcție dată, depinzând de asemenea de parametrii constructivi; forma și dimensiunile miezului și înfășurărilor, materialul din care sunt executate și valorile inducției de lucru.

În figura de mai jos sunt reprezentate curbele de erori ale unui transformator de clasa 1 în funcție de curentul primar, la diferite valori ale impedanței secundare exterioare Z2.

Fig. 4.18 Curbele de erori ale TC

Se constată că erorile sunt mari mai ales la curenți mici, valorile lor crescând o data cu creșterea impedanței secundare (ca modul).

La sarcini secundare inductive, erorile de curent cresc, în timp ce erorile de unghi scad.

Rezultă că pentru menționarea unei precizii trebuie limitate valorile impedanței secundare, și limitele de variație ale curenților.

Curentul nominal primar I1n este curentul nominal pentru care este stabilit regimul nominal de funcționare.

Curentul nominal secundar I2n reprezintă curentul secundar pentru care este determinat regimul nominal de funcționare și poate avea una din valorile 5, 2 sau .

Tensiunea maximă de lucru Um reprezintă valoarea efectivă cea mai mare a tensiunii între faze la care transformatorul de curent poate funcționa în regim de lungă durată în condiții normale de exploatare.

Clasa de precizie reprezintă notarea convențională a limitelor erorilor pe care transformatorul de curent trebuie să le respecte în condițiile date. Clasele de precizie pentru care se construiesc transformatoarele de curent sunt 0,1; 0,2; 0,5;1; 3; și 5.

Sarcina secundară Z2 este impedanța circuitului secundar cu indicarea factorului de putere.

Sarcina secundară nominală Z2n este sarcina secundară pentru care sunt garantate condițiile de precizie și funcționare ale transformatorului de curent; Z2 și Z2n, se exprimă în ohmi.

Puterea secundară nominală S2n este puterea absorbită de sarcina secundară nominală în regim nominal de funcționare și este dată de expresia:

(4.9)

în care:

I2n – curentul nominal secundar 5 A sau 1 A

S2n – puterea aparentă nominală a transformatorului având una din valorile

standardizate: 5; 10; 15; 30 sau 60 VA

Rezultă valori destul de reduse pentru impedanța secundară maximă, de 0,2 (pentru 5 VA) până la 2,4 (pentru 60 VA), care nu trebuie depășită prin montarea mai multor

aparate, în caz contrar erorile transformatorului depășesc valorile admise de clasa de precizie respectivă. Înfășurările secundare ale transformatorului de curent se execută pentru puterile

nominale corespunzătoare destinației înfășurării secundare (măsurare, protecție), clasa de

precizie și domeniul tensiunii nominale.

Curentul nominal de saturație I1sn reprezintă valoarea maximă a curentului primar pentru care eroarea de curent a transformatorului la sarcina nominală și la cos φ = 0,8 este 5 % sau 10%.

Curentul secundar nominal de saturație I2sn este curentul secundar corespunzător curentului primar nominal de saturație.

Se definește coeficientul de saturație n raportul:

(4.10)

Acesta se înscrie pe plăcuța indicatoare a transformatorului de curent.

Valorile standardizate ale coeficientului de saturație n sunt indicate în tabelul 1.

Tabel 4.3

Stabilitatea termică definește capacitatea transformatorului de curent de a suporta acțiunea curenților de scurtcircuit în decursul unui interval de timp. Se exprimă prin curentul limită termic It, reprezentând curentul maxim garantat pentru care este asigurată stabilitatea termică de 1 secundă, înfășurările secundare fiind scurtcircuitate. Se exprimă în kA .

Stabilitatea dinamică definește capacitatea transformatorului de curent de a rezista la acțiunea mecanică a curenților de scurtcircuit care trec prin înfășurările sale. Se exprimă prin alternanțe a curentului primar de scurtcircuit (ișoc), pentru care se asigură stabilitatea dinamică, înfășurările secundare fiind scurtcircuitate. Se exprimă în kAmax. Valorile standardizate ale curenților limită termic și dinamic sunt indicate în tabelul 4.4.

Tabel 4.4

4.4.3 Regimuri de funcționare ale transformatoarelor de curent

Transformatoarele de curent pot avea două regimuri de funcționare: regimul normal de funcționare și regimul de supracurent când funcționează la suprasarcină sau când în rețea există un regim de avarie.

Precizia transformatoarelor de curent în funcționarea normală este determinată de clasa de precizie iar în regim de scurtcircuit este determinată de coeficientul de saturație (n)

sau de caracteristica de supracurent.

Clasa de precizie pentru un transformator de curent este indicată prin cifra care corespunde erorilor maxime tolerate în condițiile stabilite. Indicatorul clasei de precizie reprezintă eroarea de curent admisă în condițiile nominale de funcționare.

Valorile normale ale factorilor limită de precizie sunt: 5, 10, 15, 20 și 30. transformatoarele de curent care alimentează aparate de măsură se construiesc cu n 5 sau n 10 în timp ce, transformatoarele de curent destinate protecției trebuie să aibă în funcție de tipul de protecție și tensiunea elementului protejat n10…30.

În indicativul clasei de precizie intră, după numărul corespunzător indicelui de clasă, litera P. Clasele normale de precizie ale transformatoarelor de curent pentru protecție sunt 5P și 10P.

Particularități de funcționare:

Din punct de vedere al impedanței secundare, funcționarea transformatorului de curent este asemănătoare cu regimul de scurtcircuit al transformatorului de forță.

Regimul de funcționare în gol, când Z2 și I2 0 constituie un regim de avarie deoarece amperspirele magnetizate cresc mult ca valoare, ajungând egal cu amperspirele primare în

cazul când I2 0. În funcționarea normală fluxurile create de curenții din primar și din secundar sunt mari, dar au sensuri opuse și se compensează, ceea ce face ca fluxul rezultant să fie mic. La întreruperea secundarului, fluxul din secundar devine nul și fluxul rezultat va fi însuși fluxul magnetic mare creat de curentul primar. Odată cu aceasta, crește mult fluxul și pierderile în fier; acestea crescând aproape cu pătratul inducției magnetice.

Ca urmare a creșteri fluxului, tensiunea care se induce în înfășurarea secundară este mare și poate deveni periculoasă pentru personalul de deservire iar prin creșterea pierderilor în fier, transformatorul se încălzește excesiv și se poate arde.

Din aceste motive niciodată înfășurările secundare nu se lasă “în gol“ (întrerupte); când se lucrează în circuitele secundare de curent, ele se scurtcircuitează în prealabil.

În cazul în care la o înfășurare secundară nu se conectează nici un aparat, aceasta trebuie legată în scurtcircuit înaintea puneri în funcțiune a transformatorului.

4.5 Transformatoare de măsură de tensiune [6]

4.5.1 Considerații generale

Transformatoarele de tensiune alimentează sistemele de tensiune ale aparatelor de măsurat, de protecție și de reglare. înfășurarea lor primară este conectată în paralel cu circuitul a cărui tensiune se transformă în secundar, conform schemei de principiu din figura de mai jos.

Fig. 4.19 Schema de principiu a transformatorului de măsură de tensiune (TT)

Transformatoarele de tensiune se caracterizează prin raportul de transformare al tensiunilor nominale ale celor două înfășurări nt:

(4.11)

Spre deosebire de transformatorul de curent, curentul de magnetizare al

transformatorului de tensiune este independent de sarcina înfășurării secundare (depinde de

tensiunea rețelei și de calitatea circuitului magnetic).

Precizia funcționării transformatorului de tensiune poate fi caracterizată prin cele două erori: eroarea de tensiune și eroarea de unghi.

Eroarea de tensiune se definește cu relația:

(4.12)

Eroarea de unghi δu reprezintă unghiul de defazaj dintre fazorul tensiunii primare și fazorul tensiunii secundare rotit cu 180°.

Transformatorul de tensiune funcționează ca un transformator de putere în regim de mers în gol. Curentul de mers în gol I0 are două componente: o componentă având un caracter reactiv Im, care servește la magnetizarea miezului magnetic și o componentă activă Ia pentru acoperirea pierderilor prin curenți turbionari și prin histerezis din circuitul magnetic. Fluxul creat în fier de curentul de magnetizare induce în înfășurarea secundară o t.e.m. E2 care acoperă căderea de tensiune în impedanța sarcinii secundare și căderea de tensiune în impedanța înfășurării secundare ( și ).

Micșorarea erorii de tensiune se obține prin reducerea impedanței înfășurărilor și a curentului de magnetizare precum și prin funcționarea transformatorului de tensiune cu o sarcină cât mai redusă. Transformatoarele de tensiune se construiesc pentru următoarele clase

de precizie: 0,1; 0,2; 0,5; 1 și 3, indicele clasei de precizie reprezentînd eroarea de tensiune în condiții nominale de funcționare. La înfășurările speciale pentru protecție clasa de precizie se exprimă prin eroarea maximă admisibilă de tensiune în procente urmată de litera P (clasele de precizie standardizate pentru protecție sunt 3P și 6P). În afară de valoarea puterii aparente corespunzătoare funcționării în clasa de precizie dorită, la transformatorul de tensiune se mai

indică și puterea maximă admisibilă pentru a nu se depăși temperatura maximă admisă pentru

regimul de funcționare de lungă durată.

Transformatoarele de măsură de tensiune au rolul de a schimba într-un raport dat valoarea tensiunii aplicate înfășurării primare. Înfășurarea primară a transformatoarelor de tensiune se conectează în paralel cu circuitul a cărei tensiune se transformă.

Din punct de vedere al schemei de conectare și din punct de vedere constructiv, transformatorul de tensiune este analog cu transformatorul de forță în regim de mers în gol,

deosebirea constând în valoarea puterii, în secundarul transformatorului de tensiune se

conectează o sarcină de impedanță mare, având în consecință un curent secundar foarte redus.

Transformatorul de tensiune este un transformator de măsură la care tensiunea secundară, în condiții normale de funcționare, este practic proporțională cu tensiunea primară și defazată în raport cu aceasta, cu un unghi apropiat de zero.

Parametrii caracteristici sunt următorii :

Tensiunea primară nominala U1n este valoarea tensiunii primare care figurează pe plăcuța indicatoare a transformatorului, la care sunt determinate condițiile de funcționare. Valorile

standardizate conform STAS 4323 sunt următoarele, în kV : 0,380; 0,4; 0,5; 0,060; 3; 5; 6; 10; 15; 20; 25; 35; ; ; ; .

Transformatoarele de tensiune se construiesc cu două feluri de înfășurări secundare :

înfășurarea secundară (principală) de măsură este înfășurarea care alimentează circuitele de tensiune ale aparatelor de măsurat și protecție ;

înfășurarea secundară (auxiliară) de protecție este înfășurarea care alimentează circuitele de protecție și semnalizare în cazul punerii la pămînt a unei faze.

Tensiunea secundară nominală U2n este valoarea tensiunii secundare înscrisă pe plăcuța indicatoare a transformatorului la care sunt determinate condițiile de funcționare. Valorile standardizate conform STAS 4323 sunt următoarele, în V: 100 sau pentru înfășurarea secundară principală și 100/3 sau 100 pentru înfășurarea secundară auxiliară.

Tensiunea maximă de lucru este tensiunea cea mai mare (valoare eficace) între faze la care transformatorul de tensiune poate funcționa în regim de lungă durată în condiții normale de exploatare.

Raportul de transformare este raportul dintre tensiunea primară și tensiunea secundară.

Raportul de transformare nominal Kn este raportul dintre tensiunea nominală primară și tensiunea nominală secundară.

(4.13)

Pe plăcuța indicatoare a transformatorului raportul de transformare nominal se scrie, sub formă de fracție: la numărător tensiunea nominală primară, iar la numitor tensiunea nominală secundară.

Raportul la transformare efectiv (real) Ke este raportul dintre tensiunea primară măsurată și tensiunea secundară corespunzătoare.

(4.14)

Eroarea de tensiune εu este eroarea pe care transformatorul o introduce în măsurarea unei tensiuni și care provine, din aceea că raportul de transformare efectiv

nu este egal cu raportul de transformare nominal. Eroarea de tensiune se exprimă în procente și este dată de formula:

(4.15)

Eroarea de unghi δu este unghiul de defazaj dintre fazorul tensiunii primare și fazorul tensiunii secundare, sensul acestuia fiind ales astfel încât acest unghi să fie nul pentru un transformator ideal ; eroarea de unghi este considerată pozitivă când fazorul tensiunii secundare este în avans față de fazorul tensiunii primare. Eroarea de unghi se exprimă cel mai des în minute.

Clasa de precizie reprezintă notarea convențională a limitelor erorilor pe care transformatoarele de tensiune trebuie să le respecte în condițiile date și se exprimă în cifre, sau cifre urmate de litera P în cazul secundarelor de protecție ale transformatoarelor.

Factorul de putere secundar cos φ este cosinusul unghiului dintre curentul și tensiunea secundară la bornele sarcinii conectate în secundarul transformatorului.

Factorul de putere nominal cos φ este factorul de putere al sarcinii secundare pentru care sunt îndeplinite condițiile clasei de precizie.

Sarcina secundară Y2 este admitanța circuitului secundar, exprimată în siemens, cu indicarea factorului de putere (capacitiv sau inductiv).

Sarcina secundară nominală Yln este sarcina secundară a înfășurării secundare de măsură pentru care sunt garantate condițiile de precizie și funcționare.

Puterea secundară nominală Ssn este puterea aparentă, exprimată în VA, absorbită de sarcina

secundară nominală în regim nominal de funcționare; ea reprezintă raportul dintre pătratul tensiunii nominale secundare și impedanța secundară nominală.

Puterea secundară maximă Smax este puterea aparentă, exprimată în VA, absorbită de sarcina având cos φ = 0,8 (inductiv) tensiunea primară având valoarea tensiunii maxime de lucru, încălzirea diferitelor părți ale transformatorului nedepășind limitele admisibile, iar eroarea de tensiune fiind maxim 10%.

La transformatoarele cu mai multe înfășurări secundare de măsurare, pentru puterea maximă se ia în considerație suma puterilor secundare. Pentru înfășurarea secundară de protecție nu se stabilește o putere maximă, astfel încât la calculul puterii secundare maxime nu se ia în considerație puterea acestei înfășurări.

Valorile nominale standardizate conform STAS 1323 ale puterii înfășurării de măsurare, la un factor de putere cos φ = 0,8 (inductiv) sunt următoarele, în VA : (5) ; (10) : 15 ; 25 ; (30) ; 50 ; (60) ; 75 ; (90) ; 100 ; (120) ; 150 ; (180) ; 200 ; (210) ; (300) ; (400) ; (480) ; 500 ; 1 000.

4.5.2 Transformatoare de măsură de tensiune capacitive tip TECU 400 kV

Transformatoarele de tensiune capacitive se folosesc la înaltă și foarte înaltă tensiune în locul transformatoarelor inductive.

Transformatoarele de tensiune capacitive au o serie de avantaje față de transformatoarele de tensiune inductive:

permit cuplarea la linia electrică de înaltă tensiune a unei instalații de telecomunicații de înaltă frecvență;

prezintă o rezistență bună la undele de șoc, datorită repartiției uniforme a tensiunii în lungul divizorului capacitiv de tensiune. Practic această repartiție fiind uniformă, izolația divizorului capacitiv de tensiune poate fi ușor realizată.

precizia măsurării este mult influențată de regimurile tranzitorii care apar în cazul avariilor în instalațiile electrice ;

puterea secundară a acestor transformatoare este mai mică decât a transformatoarelor inductive.

Dezavantajele TECU față de TEMU:

sunt mai sensibile, datorită prezenței capacității, la variații ale frecvenței, ale câmpurilor magnetice perturbatoare, la variația temperaturii.

Fig. 4.20 Transformator de măsură de tensiune (TT)

Transformatoarele de tensiune capacitive se compun din trei divizoare de tensiune capacitive și dintr-un circuit inductiv de medie tensiune conectat între priza mediană a divizorului capacitiv și pămînt. În funcție de valoarea tensiunii nominale, divizorul de tensiune capacitiv conține unul sau mai multe condensatoare suprapuse.

Circuitul inductiv de măsură se compune dintr-un transformator T și o bobină cu fier L, care mărește inductanța transformatorului coborâtor T obținând o rezonanță de curent.

Circuitul magnetic este introdus într-o cuvă metalică închisă ermetic în care se află ulei electroizolant. Pe cuva metalică sunt montate rigid una, două sau trei unități de condensatoare,

care formează divizorul capacitiv. Prima unitate constituie unitatea de bază și este montată solidar de capacul cuvei. Acest ansamblu corespunde tensiunii de 110 kV. La transformatoarele de 220 kV peste unitatea de bază se suprapune o unitate superioară, iar la transformatoarele de 400 kV se suprapun două unități. Unitățile de condensatoare sunt formate din mai multe condensatoare legate în serie, fiecare unitate, închisă ermetic, fiind umplută cu ulei special.

Stiva de condensatoare a unității de bază este prevăzută cu o priză, care prin intermediul unei treceri izolate, cu tensiunea nominală de 20 kV montate pe capacul cuvei, permite conectarea circuitului inductiv al transformatorului TECU la divizorul capacitiv.

Transformatoarele de tensiune capacitive se compun din trei divizoare de tensiune capacitive și dintr-un circuit inductiv de medie tensiune conectat între priza mediană a divizorului capacitiv și pământ. În funcție de valoarea tensiunii nominale, divizorul de tensiune capacitiv conține unul sau mai multe condensatoare suprapuse.

Circuitul inductiv de măsură se compune dintr-un transformator T și o bobină cu fier L, care mărește inductanța transformatorului coborâtor T obținând o rezonanță de curent.

Circuitul magnetic este introdus într-o cuvă metalică închisă ermetic în care se află ulei electroizolant. Pe cuva metalică sunt montate rigid una, două sau trei unități de condensatoare, care formează divizorul capacitiv. Prima unitate constituie unitatea de bază și este montată solidar de capacul cuvei. Acest ansamblu corespunde tensiunii de 110 kV. La transformatoarele de 220 kV peste unitatea de bază se suprapune o unitate superioară, iar la transformatoarele de 400 kV se suprapun două unități. Unitățile de condensatoare sunt formate din mai multe condensatoare legate în serie, fiecare unitate, închisă ermetic, fiind umplută cu ulei special.

Stiva de condensatoare a unității de bază este prevăzută cu o priză, care prin intermediul unei treceri izolate, cu tensiunea nominală de 20 kV montate pe capacul cuvei, permite conectarea circuitului inductiv al transformatorului TECU la divizorul capacitiv.

Circuitul inductiv se compune din următoarele elemente:

transformatorul inductiv T, care are două. înfășurări principale de măsurare ln – 1a; 2n – 2a și o înfășurare auxiliară de protecție n1 – a1 precum și înfășurări suplimentare de

calibrare ;

o bobină cu miez de fier (drosel) cu întrefier reglabil L0, care servește la încadrarea transformatorului în fabrică în erorile standardizate ;

un circuit antirerorezonant din drosele de joasă tensiune Ll și L2, condensatorul C și rezistența nelineară din silită R. Acest circuit amortizează într-un timp foarte scurt oscilațiile produse de fenomenele de ferorezonanță din rețeaua electrică, precum și supratensiunile tranzitorii care pot apare în secundarele transformatorului capacitiv, produse de scurtcircuite;

subansamblu tub eclator de protecție montat pe capacul cuvei părții inductive, format din eclatorul de protecție având rolul de a proteja circuitul inductiv contra supratensiunilor produse de fenomenele de ferorezonanță, bobina de inducție L3 de joasă tensiune și eclatorul de protecție de joasă tensiune F3, ultimele două cu rol de protecție a circuitului de înaltă frecvență în cazul în care transformatorul capacitiv este utilizat și drept condensator de cuplaj pentru telefonia prin înaltă frecvență prin separatorul S. Constructiv eclatorul de protecție F1 și bobina de inducție L se află amplasate într-un tub din sticlotextolit.

Capitolul 5 MĂSURAREA MĂRIMILOR ELECTRICE

5.1 Măsurarea puterii electrice

Măsurarea puterii active în circuite de curent trifazat fără conductor de nul

Fig. 5.1 Schemă de măsurare cu un wattmetru

În cazul simetriei totale a circuitului, curenții, tensiunile și defazajele dintre ele sunt aceleași pentru toate fazele; puterile pe faze sunt egale între ele. Puterea consumată de receptor este P = 3Pw, Pw fiind puterea indicată de un wattmetru montat pe o fază (fig. 5.1).

Rezistențele R au valori egale cu rezistența bobinei de tensiune a wattmetrului, și, conectate ca în figură, creează punctul neutru artificial 0.

Notă:

În cazul în care rețeaua are conductor de nul, bobina de tensiune se leagă între faza 1 și nul.

În figura 5.2 sunt prezentate schemele de măsurare a puterii în circuit trifazat fără conductor de nul, cu două wattmetre conectate în montaj direct și în montaj indirect (prin transformatoare de măsurat), luând ca referință faza a doua.

Fig. 5.2 Schemă de măsurare cu două wattmetre.

Suma indicațiilor celor două wattmetre va fi egală cu puterea activă trifazată.

Observație:

Un al treilea wattmetru montat pe faza 2 ar avea indicația nulă, deoarece bobinei sale de tensiune, legată cu ambele capete la aceeași fază 2 , nu i se aplică nici o diferență de potențial.

Pentru o măsurare mai comodă, folosind un singur aparat, s-au construit wattmetre trifazate care constau din două wattmetre monofazate având bobinele de tensiune fixate pe același ax; asupra axului acționează astfel suma cuplurilor date de cele două wattmetre montate în circuit.

Măsurarea puterii active în circuite de curent trifazat cu conductor de nul:

În cazul circuitelor trifazate nesimetrice, cu conductor de nul, pentru măsurarea puterii active trifazate se folosesc wattmetre trifazate cu trei sisteme active, având bobinele de tensiune fixate pe ax comun. In funcție de parametrii wattmetrului și ai circuitului, wattmetrul se poate conecta la circuit direct, semiindirect (cu bobinele de tensiune conectate direct, iar cu cele de curent – prin intermediul unor transformatoare de curent, ca în figura 5.5) sau indirect (prin intermediul transformatoarelor de curent și de tensiune).

Fig. 5.3 Măsurarea puterii active în circuite de curent trifazat cu conductor de nul

Măsurarea puterii reactive în circuite trifazate cu ajutorul wattmetrelor:

Puterea reactivă este definită de relația:

(5.1)

unde:

Q – putere electrică reactivă [VAr]SI

este unghiul de defazaj dintre tensiune și curent.

Având în vedere faptul că sin = cos (90o – ), se poate scrie :

(5.2)

Această relație arată că puterea reactivă poate fi măsurată cu wattmetrul, ca o putere activă, cu condiția de a alimenta bobina de tensiune a aparatului nu cu tensiunea U, ci cu o tensiune auxiliară U’ defazată față de U în urma acesteia, cu 90o (fig. 5.4).

În acest caz wattmetrul va măsura o putere activă Pw :

(5.3)

de unde rezultă:

(5.4)

Observație:

Metoda nu se aplică decât la circuite trifazate cu tensiuni simetrice, în care se găsesc cu ușurință tensiunile auxiliare necesare alimentării bobinelor de tensiune ale wattmetrelor. Așa cum se observă din diagrama de tensiuni din figura 5.5, tensiunea dintre două faze (de ex. U12) este defazată cu 90o în urma tensiunii dintre cealaltă fază și nul (respectiv U30 ), deci poate fi folosită ca tensiune auxiliară.

În figura 5.6 sunt reprezentate schemele de măsurare a puterii reactive în montaj direct cu trei wattmetre (fig. 5.6, a) și cu două wattmetre (fig. 5.6, b).

Fig. 5.6 Schemele de măsurare a puterii reactive în montaj direct cu wattmetre

La măsurarea cu două wattmetre, pentru a putea aplica bobinelor de tensiune ale wattmetrelor tensiunile de fază U30 și U10, se creează un punct neutru artificial O cu ajutorul unei rezistențe R de valoare egală cu rezistența circuitelor de tensiune ale wattmetrelor.

Măsurarea directă a puterii reactive cu varmetre:

Varmetrele se deosebesc constructiv de wattmetre numai prin faptul că, în loc de rezistența adițională, bobina de tensiune (mobilă) este montată în serie cu o inductanță de valoare mare. Astfel, se introduce defazajul suplimentar de 90o între curentul din circuitul de curent al varmetrului și curentul (deci și tensiunea) din circuitul de tensiune al aparatului. La montarea varmetrelor în circuitele monofazate sau trifazate se respectă aceleași reguli privind polaritatea bobinelor de curent și de tensiune ca în cazul wattmetrelor. Schemele de montaj pentru măsurarea puterii reactive cu varmetre monofazate sau trifazate, direct sau prin intermediul transformatoarelor de măsurat, sunt identice cu cele pentru măsurarea puterii active cu wattmetrele.

5.2 Măsurarea energiei electrice [7]

5.2.1 Măsurarea energiei electrice în circuitele de curent alternativ cu contorul de inducție

Puterea s-a definit prin energia consumată în unitatea de timp. Dacă puterea ar fi constantă, energia s-ar putea determina cu relația:

(5.5)

Deoarece în practică puterea nu rămâne constantă, pentru a afla energia consumată într-un interval de timp trebuie însumate („integrate“) energiile consumate în fiecare moment din acel interval.

Rezultă că un aparat capabil să măsoare energia consumată trebuie să conțină un dispozitiv wattmetric și un dispozitiv integrator. Aparatele pentru măsurarea energiei se numesc contoare. Pentru măsurarea energiei în circuite de curent alternativ, se folosesc contoare de inducție (monofazate sau trifazate – după felul circuitului) și contoare numerice.

Conectarea în circuit a contoarelor este asemănătoare cu a wattmetrelor. Infășurarea de curent este parcursă de curentul de utilizare I, care produce fluxul i, iar înfășurarea de tensiune este parcursă de curentul Iu, care produce fluxul u . Cele două fluxuri, la funcționarea nesaturată, sunt proporționale cu curenții care le produc (I, respectiv Iu).

Cele două fluxuri „induc“ curenți electrici într-un disc mobil conductor (din aluminiu). Interacțiunea dintre fluxuri și curenții induși dă naștere unui cuplu activ Ma , care imprimă discului o mișcare de rotație accelerată. Prin modul de realizare a mecanismului se obține proporționalitatea cuplului activ cu puterea activă P consumată de receptor.

Discul este plasat între polii unui magnet permanent. Câmpul magnetic al acestuia induce de asemenea, în discul aflat în mișcare, un curent electric proporțional cu viteza lui de rotație. Interacțiunea dintre câmpul magnetului permanent și curentul indus în disc dă naștere unui cuplu de frânare, Mf . Când cuplul de frânare devine egal cu cuplul activ:

Ma = – Mf, respectiv Ma + Mf = 0, (5.6)

discul se rotește cu viteză constantă.

În această situație, viteza de regim permanent este proporțională cu puterea activă P consumată de receptor.

Numărul de rotații ale discului într-un interval de timp este înregistrat de mecanismul integrator al contorului, care măsoară energia consumată în acel interval.

Parametrii principali ai unui contor (înscriși pe plăcuța contorului) sunt:

tensiunea nominală – Un; [V]

curentul nominal – In; [A]

constanta contorului – Kc;

clasa de precizie – C. [%]

Cunoscând numărul de rotații ale discului într-un interval de timp N și constanta contorului Kc, în rot/kWh, energia înregistrată de contor este dată de relația:

[kWh] (5.7)

La montajul direct al contorului în circuit, contorul măsoară energia consumată de receptor.

În cazul în care contorul este conectat prin transformatoare de măsurat (de curent, respectiv de tensiune), cunoscând rapoartele de transformare Ku și Ki și energia Wm înregistrată de contor, energia W consumată de receptor este dată de relațiile:

W = Ki Wm – pentru montajul semiindirect cu transformator de curent; (5.8)

W = Ku Wm – pentru montajul semiindirect cu transformator de tensiune;

W = Ku Ki Wm – pentru montaj indirect cu transformator de curent și de tensiune.

5.2.2 Măsurarea energiei electrice active în circuite de curent alternativ trifazate

Măsurarea energiei active în circuite trifazate se poate face fie cu contoare monofazate, fie cu contoare trifazate.

În primul caz, utilizat mai rar, se folosesc două sau trei contoare monofazate, montate după schema celor două, respectiv trei wattmetre, folosită la măsurarea puterii active. Energia totală se obține prin însumarea energiilor înregistrate de fiecare contor separat.

Contoarele trifazate întrunesc în același aparat două sau trei sisteme active, ale căror cupluri active acționează asupra aceluiași ax; astfel cuplul activ total este proporțional cu puterea activă totală, trifazată.

În circuitele trifazate fără conductor neutru sunt utilizate contoare cu două sisteme active. Conectarea în circuit este executată după metoda celor două wattmetre (fig. 5.7).

In circuitele trifazate cu conductor neutru se utilizează contoare cu trei sisteme active, conectate după schema celor trei wattmetre (fig. 5.8).

În cazul în care curentul sau tensiunea de utilizare depășesc valorile nominale ale contorului, contorul se montează prin intermediul transformatoarelor de măsurat (fig. 5.9).

5.2.3 Măsurarea energiei electrice reactive în circuite de curent alternativ trifazate

Măsurarea energiei reactive în rețelele trifazate se face cu contoare similare din punct de vedere constructiv cu cele destinate măsurării energiei electrice active trifazate. Diferența între aceste contoare o constituie modul de conectare a bobinelor de tensiune la rețea.

Pentru ca momentul activ al unui contor de inducție exprimat prin relația:

(5.9)

să devină proporțional cu puterea reactivă Q = UI sinφ este necesar ca fluxurile să fie proporționale cu curentul I, respectiv cu tensiunea U, iar sinusul unghiului ψ, dintre fluxuri, să fie egal cu sinusul unghiului φ, dintre tensiune și curent (fig. 5.10 a).

Dintre aceste condiții, ultima se realizează prin alimentarea circuitului de tensiune al contorului cu o tensiune auxiliară U' defazată în urma tensiunii U cu un unghi 180 – β, (β este unghiul cu care Φu este defazat față de tensiunea aplicată contorului).

Cuplul activ devine:

(5.10)

adică este proporțional cu puterea reactivă și contorul înregistrează energia reactivă.

La citirea contorului, sau la fabricarea lui, trebuie să se țină seama de raportul tensiunilor înmulțindu-se indicația dată de contor cu raportul .

Obținerea tensiunilor auxiliare este practic greu de realizat în circuitele monofazate sau trifazate cu tensiuni oarecare.

În circuite trifazate cu tensiuni simetrice se obține cu ușurință tensiuni auxiliare, dacă unghiul β este 60o sau 90o (fig. 5.10 b).

Astfel, în circuitele trifazate fără conductor neutru, în cazul folosirii contorului trifazat cu două elemente active și luând ca fază de referință faza 2, puterea reactivă este dată de relația:

(5.11)

Din diagrama vectorială (fig. 5.10 b) se găsesc tensiuni auxiliare defazate cu 180o -β în urma tensiunilor U12 și U32 ce apar în relația de mai sus, astfel:

în cazul β = 60o, 180o – β =120o, tensiunile auxiliare sunt U23 respectiv U13 și raportul U/U’=1

în cazul β = 90o, 180o – 90o = 90o, tensiunile auxiliare sunt -E3, respectiv E1, iar raportul tensiunilor:

este acum . (5.12)

Au căpătat o răspândire mai mare contoarele cu β = 60o deoarece obținerea tensiunilor auxiliare în β = 90o necesită crearea unui punct neutru artificial (cu o reactanță identică cu cea a bobinelor de tensiune), care complică construcția contorului.

În circuite trifazate cu conductor neutru, puterea reactivă este dată de relația:

(5.13)

Din diagrama tensiunilor (fig. 5.10 b) rezultă tensiunile auxiliare necesare:

în cazul β = 60o, E2, E3, E1, ;

în cazul β = 90o, U23, U31, U12, , .

În figura 5.11 este reprezentată schema legăturilor interioare ale unui contor de energie reactivă cu β = 60o în rețea trifazată fără conductor neutru și rețea trifazată cu conductor neutru.

Fig. 5.11 Schema legăturilor interioare ale unui contor de energie reactivă

În figura 5.12 este reprezentată schema legăturilor interioare a contorului trifazat de energie reactivă cu β = 90o pentru rețele cu patru conductoare.

Fig. 5.12

5.5 Constantele contorului

Raportul de transmisie al contorului (CD), numit impropriu constanta contorului, indică numărul de rotații pe care le execută discul contorului pentru înregistrarea unui kWh consumat. Valoarea raportului de transmisie depinde de tipul contorului și este trecut la fiecare contor. In mod obișnuit, la contoarele monofazate sau la contoarele trifazate legate

direct, indexul contorului A (diferența între două citiri) indică direct valoarea energiei consumate în kWh.

În cazul legării contoarelor în schemă semiindirectă sau indirectă indexul contorului A trebuie înmulțit cu constanta rezultantă:

(5.14)

Constanta proprie a contorului (Kp) reprezintă numărul cu care trebuie înmulțit indexul contorului (A) înscris cu virgulă (dacă are), pentru a obține consumul de energie electrică în kWh.

Acest tip de inscripționare se întâlnește la contoarele care trebuie să înregistreze cantități mari de energie.

Pentru a nu fi necesară utilizarea mecanismelor de înregistrare prea mari, se înscrie pe contor valoarea acestei constante, de exemplu, sub forma x10 kWh sau x100 kWh.

5.6 Legarea semiindirectă a contoarelor

În cazul în care contorul este construit să fie legat în instalație prin intermediul transformatoarelor de curent cu un anumit raport de transformare și dacă transformatoarele de curent existente au acest raport, energia consumată (Kwh) se citește direct (index A).

Dacă însă se utilizează transformatoare cu alt raport de transformare, indexul A trebuie înmulțit cu constanta raportului de transformare a transformatoarelor de curent KRtc:

(5.15)

unde:

raport de transformare al transformatorului de curent existent;

raportul de transformare al transformatorului indicat pe contor.

Dacă acest contor are constanta proprie Kp, indexul contorului (A) trebuie înmulțit cu constanta rezultantă, care pentru cazul analizat, va fi:

(5.16)

5.7 Legarea indirectă a contoarelor

În cazul legării contoarelor prin intermediul transformatoarelor de măsură de curent și de tensiune, indexul contorului trebuie înmulțit cu rapoartele de transformare . Dacă contorul este construit să fie legat prin transformatoare de tensiune și de curent cu anumite rapoarte de transformare și transformatoarele de măsură existente au alte rapoarte de transformare, atunci indexul trebuie înmulțit cu raportul de transformare al transformatoarelor de măsură (KRtm).

(5.17)

în care:

KRtc – constanta raportului de transformare a transformatoarelor de curent;

KRtt – constanta raportului de transformare a transformatoarelor de tensiune și se calculează cu relația:

(5.18)

în care:

– raportul de transformare al transformatoarelor de tensiune existente;

– raportul de transformare al transformatorului de tensiune indicat pe contor.

Dacă constanta proprie a contorului este diferită de 1, constanta generală a contorului devine:

(5.27)

valoare cu care trebuie înmulțit indexul contorului (A).

Capitolul 6 ERORI DE MĂSURARE

6.1 Erori [8]

Nicio măsurare nu este lipsită de erori. În cele ce urmează se vor defini mai întâi valorile unei mărimi, apoi erorile.

Valoarea adevărată a unei mărimi este valoarea exactă, fără erori, a unei mărimi. Stabilirea ei este inaccesibilă experienței.

Valoarea efectivă a unei mărimi este valoarea unei mărimi obținute prin măsurare cu mijloace de măsurare etalon.

Valoarea individuală măsurată a unei mărimi este valoarea obținută pentru mărimea respectivă printr-o singură operație de măsurare.

Valoarea individuală a unei mărimi este valoarea care rezultă din valoarea individuală măsurată a unei mărimi, după eliminarea erorilor sistematice (definite în continuare).

Într-un șir de măsurări efectuate asupra aceleiași mărimi, în aceleași condiții, valoarea individuală se simbolizează prin x, prin măsurări în aceleași condiții, se înțeleg măsurările făcute de către același observator, cu aceeași aparatură și, pe cât posibil, în aceleași condiții de procedare și de mediu înconjurător.

Valoarea medie (aritmetică) a unei mărimi este media aritmetică a valorilor individuale xi ale unui șir de măsurări efectuate asupra aceleiași mărimi în aceleași condiții:

(6.1)

-n este numărul valorilor individuale din care este compus șirul.

Eroarea de măsurare a unei mărimi este diferența dintre valoarea adevărată a mărimii și o valoare de referință de precizie superioară primei valori.

Eroarea relativă este raportul dintre eroarea de măsurare și valoarea de referință adoptată. Eroarea relativă se poate exprima și în procente.

După caracterul lor, se disting trei categorii de erori de măsurare: erori sistematice, erori întâmplătoare, greșeli (erori grosolane).

Eroarea sistematică este eroarea care are în fiecare caz o valoare determinată (constantă sau variabilă după o lege cunoscută).

Erorile sistematice cuprind erorile controlabile ale aparatelor de măsurat și ale metodelor de măsurare,

ca și acelea care depind de influențele măsurabile ale mediului exterior.

Eroarea întâmplătoare este eroarea a cărei mărimi și semn variază la întâmplare, într-un șir de valori măsurate asupra aceleiași mărimi, în aceleași condiții. Erorile întâmplătoare provin din fluctuațiile întâmplătoare ale indicațiilor aparatelor de măsurat, ale influențelor mediului exterior sau ale atenției observatorului.

Greșeala (eroarea grosolană) este eroarea care poate fi oricând evitată și care provine dintr-o manipulare greșită, din alegerea nepotrivită a metodei de măsurare, din întrebuințarea unei metode de calcul neexacte etc.

După legile lor de variație, erorile sistematice pot fi constante, variabile proporțional, variabile periodic, variabile după o lege oarecare, toate în funcție de mărimea măsurată.

Ca exemplu de eroare sistematică constantă se poate cita decalajul între punctul de zero și indicația zero la aparatele de măsurat cu scări gradate liniare.

Eroarea sistematică variabilă proporțional se manifestă la unele aparate cu scară liniară, de exemplu, la un ampermetru cu șunt prea mic sau prea mare.

Eroarea sistematică variabilă periodic poate apărea la un aparat de măsurat cu cadran gradat circular, la care centrul de rotație al acului indicator are o poziție excentrică față de centrul cadranului.

În general, eroarea sistematică poate fi variabilă după o lege oarecare.

Eroarea sistematică a fost nestăpânită atunci când nu s-a putut determina sau nu s-a considerat util să se determine valoarea sa.

Corecția valorii individuale măsurate este valoarea egală și de semn contrar cu eroarea sistematică:

(6.2)

care se adaugă valorii individuale măsurate corespunzător.

Și erorile întîmplătoare pot fi de mai multe tipuri:

Eroarea adevărată (întîmplătoare) a valorii individuale este eroarea de măsurare a valorii individuale față de valoarea adevărată a mărimii măsurate:

(6.3)

Eroarea adevărată (întîmplătoare) a valorii medii este eroarea de măsurare a valorii medii a unui șir de măsurări efectuate asupra aceleiași mărimi, în aceleași condiții față de cea adevărată a mărimii măsurate:

(6.4)

Eroarea aparentă a valorii medii este eroarea de măsurare a valorii individuale dintr-un șir de măsurări efectuate asupra aceleiași mărimi, în aceleași condiții, față de valoarea medie a șirului:

(6.5)

Se disting, de asemenea, valori mijlocii și valori limită.

Eroarea medie pătratică a valorii individuale este eroarea medie pătratică a valorii individuale dintr-un șir de măsurări efectuate asupra aceleiași mărimi, în aceleași condiții și este dată de relația:

(6.6)

Dacă nu se cunoaște valoarea adevărată x va fi utilizată relația:

(6.7)

Eroarea medie a valorii individuale este eroarea medie a unei valori individuale dintr-un șir de măsurări efectuate asupra aceleiași mărimi în aceleași condiții și este dată de relația:

(6.8)

Eroarea probabilă a valorii individuale este eroarea probabilă a unei valori individuale dintr-un șir de măsurări efectuate asupra aceleiași mărimi, în aceleași condiții; este eroarea care are probabilități egale de a fi sau de a nu fi depășită de către valorile absolute ale erorilor aparente; se calculează cu relația :

(6.9)

Eroarea medie pătratic valorii medii este eroarea medie pătratică a valorii medii a unui șir de măsurări efectuate asupra aceleiași mărimi, în aceleași condiții, este dată de raportul dintre eroarea medie pătratică a valorilor individuale și rădăcina pătrată a numărului valorilor individuale din șirul considerat:

(6.10)

Eroarea medie a valorii medii este raportul dintre eroarea medie și :

(6.11)

Eroarea probabilă valorii medii este raportul dintre eroarea probabilă și :

(6.12)

Eroarea limită a valorii individuale este eroarea limită a unei valori individuale dintr-un șir de măsurări efectuate asupra aceleiași mărimi, în aceleași condiții, este eroarea care are o probabilitate practic nulă de a fi depășită de erorile aparente ale valorilor individuale.

Șirul de valori individuale distribuindu-se normal (distribuția lui Gauss) în urma eliminării erorilor sistematice, se alege de obicei valoarea limită ca egală cu 3s, ceea ce corespunde la o probabilitate de depășire de numai 0,0027, adică 0,27%.

În legătură cu erorile de măsurare, este necesar a defini încă o serie de mărimi.

Interval de încredere: un interval limitat de valorile t1 și t2 este un interval de încredere pentru un parametru x, al colectivității, dacă pentru o valoare fixată a probabilității 1-α:

(6.13)

Limitele de încredere, notate t1 și t2, sunt limitele superioară t1 și inferioară t2 ale intervalului de încredere.

Nivel de încredere, notat 1-α, este valoarea probabilității 1-α asociată unui interval de încredere, și care exprimă probabilitatea justeței afirmației că intervalul de încredere va include valoarea parametrului.

Exemplu: în cazul erorii limită, limitele intervalului de încredere vor fi:

și

și nivelul de încredere :

adică 99,73%, iar relația privind intervalul de încredere se va serie:

Capitolul 7 CONTOARELE ELECTRICE

7.1 Noțiuni generale

Se știe că energia reprezintă puterea consumată în unitatea de timp. Dacă puterea rămâne constantă într-un anumit interval de timp t2-t1, se poate considera energia consumată în intervalul respectiv de timp ca fiind:

(7.1)

Unde:

W – energie electrică [kW/h]SI

P – putere electrică activă [VA]SI

t1, t2 – timp [s]SI

În general însă, în practică puterea nu ramâne constantă. În acest caz, se poate împărți intervalul de timp t2-t1 în intervale mici de timp Δt, în care să se considere că puterea rămâne constantă. În această ipoteză, energia activă consumată în intervalul de timp t2-t1 se poate considera a fi egală cu suma energiilor active elementare consumate în intervalele Δt. Deci:

(7.2)

unde:

(7.3)

În mod analog se poate defini energia reactivă ca fiind:

(7.4)

Unitatea de masură pentru energia activă este wattsecunda, iar pentru energia reactivă este varsecunda. În practică se folosesc multiplii watt/oră si kilowatt/oră si respectiv var/oră si kilovar/oră.

Energia electrică se masoară cu aparate numite contoare. Contoarele sunt alcătuite dintr-un dispozitiv wattmetric al carui cuplu activ este proporțional cu puterea și un mecanism integrator care însumează energiile elementare într-un anumit interval de timp.

În funcție de mărimea măsurată, contoarele pot fi de energie activă sau de energie reactivă.

În funcție de principiul de funcționare, contoarele pot fi electrodinamice sau de inducție. Cel mai raspândit contor este contorul de inducție. El funcționează însă numai în curent alternativ. Pentru măsurarea energiei în curent continuu se folosesc contoare electrodinamice.

7.2 Contoare de inducție

7.2.1 Clasificarea contoarelor

după clasa de precizie:

– contoarele se construiesc pentru clasele 0,2; 1; 2; 2,5; 3.

după felul conectării contorului în circuitul controlat:

     – contor conectat direct

contor conectat prin transformator de măsură (numai circuitul de curent și/sau cel de tensiune).

după felul curentului:

monofazate

bifazate

     – trifazate.

după numărul conductoarelor rețelei controlate:

contoare cu două conductoare (de fază și nul)

contoare cu trei conductoare (sistem trifazat fără conductor neutru sau sistem bifazat cu două faze și conductor neutru)

– contoare cu patru conductoare (sistem trifazat cu conductor neutru).

după felul energiei pe care o măsoară:

contoare de energie activă

– contoare de energie reactivă.

după modul de utilizare:

contoare etalon

contoare de uz casnic

    – contoare de uz industrial.

după raportul dintre curentul maxim Imax. și curentul de bază Ib:

contoare cu capacitate normală de măsurare: Imax. = 1,25 Ib

contoare cu capacitate mare de măsurare: Imax. 1,25 Ib

Contoarele la care se montează transformatoare de curent au bobinele construite în general pentru un curent de 5A (în cazuri speciale, de 1A, de exemplu contoare de precizie 1), curent debitat de secundarul transformatorului de curent.

Contoarele care se montează cu transformatorul de tensiune au bobinele de tensiune pentru 100V (cât debitează secundarul transformatorului de tensiune).

7.2.2 Construcția și principiul de funcționare al contorului

La baza construcției contorului stă dispozitivul de inducție cu trei fluxuri. El este utilizat pentru măsurarea energiei în curentul alternativ.

Acest tip de contor are o construcție simplă, suportă sarcini relativ mari și are siguranță în exploatare, iar clasa lui de precizie este satisfăcătoare.

Contorul se compune dintr-un dispozitiv de inducție și un mecanism integrator.

Fig. 7.2 Elementele componente ale contorului.

Elementele electromagnetice sunt:

Circuitele magnetice, care sunt realizate din tole de tablă silicioasă, nituite și lăcuite.

Înfășurarea de tensiune care se realizează din sârmă din cupru cu email, cu diametrul de 0,06…0,15 mm, folosind o carcasă de bachelită.

Valoarea exactă a diametrului sârmei si numărului de spire se aleg în funcție de tipul contorului și de valoarea tensiunii nominale.

Diametrul sârmei trebuie respectat, deoarece modificarea acestuia poate aduce schimbări în caracteristicile funcționale ale contorului, așa cum ar fi: posibilitatile de reglare, variațiile erorii la modificarea temperaturii mediului ambiant.

Înfășurarea de curent care se realizează dintr-un conductor de cupru cu izolație de email sau de bumbac. Secțiunea conductorului se alege în funcție de valoarea încălzirii maxime admisibile.

Echipajul mobil conține urmatoarele părți componente:

discul din aluminiu

axul în jurul căruia se mișcă discul

cârligul pentru evitarea mersului în gol

lagărul superior și inferior.

Discul se realizează din aluminiu pur, de calitate superioară.

Contorul trifazat se deosebește de cel monofazat prin aceea că are un numar mai mare de sisteme electromagnetice.

Echipajul mobil nu are construcții deosebite, cu excepția unui număr diferit de discuri pe ax.

Mecanismul integrator. Energia înregistrată poate fi urmărită la mecanismul integrator numit și mecanismul totalizator sau înregistrator, care poate fi:

cu ac indicator

cu role.

Fig. 7.4 Dispozitivul de citire.

Mecanismele integratoare cu role sunt practice în exploatare însă funcționează corect numai cu condiția ca piesele lor să fie confecționate cu atenție.

Magnetul de frânare. În general, acești magneți se confecționează din oțeluri speciale ce se magnetizează puternic. Alegerea formei magnetului se face ținându-se seama de necesitatea de a obține o acțiune de frânare cât mai mare a magnetului, la o dimensiune și greutate cât mai mici.

Cutia contorului. Întregul mecanism al contorului este fixat pe soclul contorului. Acesta poate fi executat din tablă de oțel, fontă sau mase plastice.

Pe soclu se fixează șasiul contorului care servește ca suport pentru montarea electromagneților, discului, lagărelor, magnetului permanent și mecanismului integrator.

Un alt element al contorului este capacul care acoperă întregul mecanism al contorului. Acesta se realizează din metal, mase plastice sau sticlă. Pentru a evita pătrunderea prafului în contoare, marginea contorului are un șănțuleț în care se fixează o garnitură. De asemenea, prinderea ferestrei (geamului la capac) trebuie să se facă etanș.

Legăturile electrice de la rețea se realizează cu ajutorul blocului bornelor. Partea principală a acestei cutii o constituie blocul, confecționat, în general, din bachelită în care se fixează plăci de alamă cu găuri pentru șuruburi care servesc la fixarea conductoarelor.

Principiul de funcționare a dispozitivului de inducție constă în interacțiunea câmpurilor magnetice create de circuite inductoare fixe, asupra curenților pe care aceste circuite îi induc în piese conductoare mobile. Din interacțiunea dintre câmpurile magnetice și curenții induși, apare un cuplu activ care pune în mișcare piesa mobilă.

Dispozitivul de inducție folosit în contoarele de curent alternativ este realizat dintr-un disc de aluminiu ce se poate roti în jurul unui ax vertical și doi electromagneți (fig. 7.2) (un electromagnet de curent 1 si un electromagnet de tensiune 2).

Electromagnetul de curent se montează în serie cu consumatorul, deci este parcurs de curentul I din circuit. El produce un flux I care străbate de două ori discul în sensuri contrare. Electromagnetul de tensiune este montat în paralel cu consumatorul, deci este alimentat cu tensiunea de la bornele consumatorului. El creeaza un flux U, care străbate discul o singură dată. Fluxurile I si U induc curenți în disc.

Datorită interacțiunii dintre curenții induși și fluxuri, ia naștere un cuplu activ care pune în mișcare discul. Se poate demonstra că acest cuplu activ este proporțional cu cele două fluxuri și cu unghiul de defazaj între ele:

(7.5)

Pentru ca să se obțină un cuplu activ proporțional cu puterea activă, P = UI cos, unde este defazajul dintre tensiune și curent, dispozitivul de inducție se realizează astfel încât fluxul I să fie proporțional cu I și aproximativ în fază cu I, iar fluxul U să fie proporțional cu U și defazat cu aproximativ /2 față de U. În acest scop bobina electromagnetului de tensiune se realizează cu inductanță mare.

Ținând seama că între I și U există defazajul și că între U și U s-a creat un defazaj de /2, unghiul dintre cele două fluxuri devine:

(7.6)

Având în vedere cele de mai sus, se poate scrie:

(7.7)

Rezultă deci că se obține un cuplu activ proporțional cu puterea activă din circuit.

Cuplului activ i se opune un cuplu de frânare, realizat cu un magnet permanent 3. Când discul se rotește cu o viteză de rotatie n, intersectează liniile de câmp ale magnetului permanent și iau naștere în disc curenți induși proporționali cu viteza de rotatie n. Din interacțiunea acestor curenți cu fluxul creat de magnetul permanent, se obține un cuplu de frânare proporțional și el cu viteza de rotație a discului:

(7.8)

Când cuplul de frânare devine egal cu cuplul activ, discul se rotește cu viteză constantă. În acest caz:

(7.9)

adică:

(7.10)

de unde:

(7.11)

Această relație ne arată că viteza de rotație a discului este proporțională cu puterea activă.

Numarul total de rotații N = n(t2-t1) pe care le face discul într-un interval de timp, este proporțional cu suma energiilor elementare consumate în intervalul de timp respectiv, adică:

(7.12)

(7.13)

Constanta C se numește constanta reală a contorului. În practică se folosește frecvent inversul acestei constante:

(7.14)

Cn se numește constanta nominală a contorului și reprezintă numărul de rotații pe care le face discul pentru un consum de energie egal cu 1kWh. De obicei, această constantă este înscrisă pe carcasa contorului. De exemplu: Cn = 480 rot/kWh.

7.2.3 Repararea și reglarea contoarelor

Recondiționarea contoarelor se efectuează la semnalarea unor deficiențe în funcționarea acestora, în cazul reviziilor periodice, la înlocuirea contoarelor din exploatare sau la repararea preventivă.

La repararea preventivă, similară cu noțiunea de reparație curentă, se prevăd curățarea crapodinei și a lagărului superior și eventual înlocuirea unor piese uzate, cum ar fi: piatra, bila sau capacelul lagărului superior. După curățare și asamblare, contoarele se reglează și se supun verificării.

Procesul de reparare la contoare se poate împărți în două etape:

remedierea defecțiunilor mecanice

reglarea electrică funcțională a contoarelor.

Pentru înlăturarea defectelor mecanice se demontează capacul contorului. Capacul este reparat, curățat, vopsit și i se schimbă geamul, dacă a fost spart, precum și garnitura de etanșare. Suprafața interioară a contorului electric trebuie să fie ștearsă pentru a nu rămâne praf și impurități.

Dupa aceea, se demontează mecanismul totalizator pentru a fi curățat sau a i se înlocui sau repara piesele defecte.

Urmează curățarea celorlalte piese și anume:

spălarea discului cu ax

demontarea și montarea crapodinei, spălarea pieselor acesteia și spălarea suportului acului

polarizarea sau înlocuirea bilei.

După înlăturarea deficiențelor mecanice, contoarele trebuie reglate electric (etalonate), pentru obținerea curbei erorii în limitele impuse de clasa de precizie a contorului.

Pentru ca energia să fie înregistrată corect de către contor este necesar să se realizeze egalitatea dintre cuplurile de frecare și compensare. Această condiție nu se poate îndeplini la toate regimurile de funcționare, în primul rând datorită cuplului de frânare care nu este constant și apoi datorită fluxurilor care nu sunt direct proporționale cu curenții din cauza miezurilor feromagnetice.

Ținând seama de acestea, contorul are o anumită eroare. Aceasta poate fi micșorată dacă, presupunând condițiile nominale de funcționare ale contoarelor monofazate, urmărim urmatoarele etape de reglare:

reglarea compensării frecării;

reglarea defazajului la factor de putere zero;

reglarea la sarcini mari;

reglarea la sarcini mici;

reglarea la mers în gol și a sensibilității.

7.2.4 Verificarea contoarelor

Contoarele trebuie aduse în laborator cu cel puțin 6 ore înainte de începerea verificării, pentru a-și însuși temperatura mediului ambiant.

Principalele metode utilizate pentru verificarea contoarelor sunt urmatoarele:

măsurarea energiei electrice prin măsurarea concomitentă a puterii și timpului:

metoda wattmetru – cronometru;

metoda contorului etalon.

compararea directă a vitezei discului contorului de verificat cu viteza discului unui contor model

compararea vitezei discului contorului de verificat cu viteza discului unui contor model folosind efectul stroboscopic

compararea energiei electrice înregistrate de contorul de verificat cu energia înregistrată de un contor model.

Metoda wattmetru – cronometru utilizează un aparat care măsoară puterea electrică și unul măsoară timpul.

Fig. 7.5 Schema de verificare a contorului monofazat de energie

Această metodă este una dintre cele mai folosite metode de verificare a contoarelor electrice și constă în esență din compararea indicațiilor contorului de verificat cu consumul de energie determinat cu ajutorul unui wattmetru și al unui cronometru prin calcul.

Dupa stabilirea sarcinii și defazajului necesar între curent și tensiune se trece la determinarea erorii contorului pentru care se cronometrează un timp t pentru n rotații ale discului.

(7.15)

Din această relație rezultă că de fapt verificarea se reduce la compararea timpului teoretic calculat în care contorul trebuie să efectueze un număr de rotații, cu timpul real în care se efectuează acestea.

7.3 Contoarele electrice mecanice de tip GANZ – Ungaria montate în substația electrică de 400 kV

Contoarele electrice de tip Ganz –Ungaria au fost montate în substația 400 kV pentru contorizarea tranzitului de energie electrică activă și reactivă pe liniile de transport de 400 kV

din cadrul S.E.N. Pentru fiecare LEA de 400kV și transformator de putere au fost montate câte patru contoare electrice astfel:

un contor de energie electrică activă pentru energia electrică intrată pe barele substației; activ + A+;

un contor de energie electrică activă pentru energia electrică ieșită de pe barele substației; activ – A-;

un contor de energie electrică reactivă pentru energia electrică intrată pe barele substației; reactiv + R+;

un contor de energie electrică reactivă pentru energia electrică ieșită de pe barele substației; reactiv – R-;

Din punct de vedere tehnic contoarele electrice Ganz au fost folosite pentru înregistrarea energiei electrice vehiculate pe rețeaua de transport, urmărirea consumurilor 24/24 ore, la cererea Serviciului Regimuri Energetice din cadrul Dispecerului DET întocmirea de zile caracteristice, grafice de consum și întocmirea balanțelor energetice.

Montarea contoarelor electrice Ganz s-a executat în montaj indirect cu transformatoare de măsură de curent și tensiune cu trei conductoare.

Construcția și funcționarea lor corespund cerințelor tehnice prevăzute în standardul

STAS 4198-79.

Date tehnice ale contorului electric:

Tabel 7.1

Contorul este realizat din materiale de înaltă calitate. Este asigurată o bună protecție anticorozivă a întregului produs.

Schema de conectare:

Fig. 7.8 Schema de conectare a unui contor de energie electrică activă în montaj indirect cu TT și TC cu trei conductoare

Fig. 7.9 Schema de conectare a unui contor de energie electrică reactivă în montaj indirect cu TT și TC cu trei conductoare

7.5 Constanta contoarelor de energie electrică

Contoarele electrice au o constantă de multiplicare care se înmulțește cu indexul afișat astfel aflându-se energia electrică consumată într-un anumit interval de timp. La contoarele electrice monofazate (care se folosesc de obicei la consumatorii casnici) constanta este 1. La

contoarele trifazate situația se schimbă deoarece constanta de multiplicare este stabilită de firma producătoare pentru contoarele cu legare directă în schemele de montaj. La contoarele electrice trifazate cu legare indirectă prin intermediul TT-urilor și TC-urilor constantele depind de raportul de transformare al transformatoarelor de măsură.

Pentru constanta contorului avem:

(7.16)

unde:

kTT – raport transformare TT

U1, U2 – tensiuni primară și secundară a TT

(7.17)

unde:

kTC – raport transformare TC

I1, I2 – curenți primar și secundar a TC

de unde rezultă:

(7.18)

unde:

kcontor – constanta de multiplicare a contorului electric de energie electrică trifazată

Pentru cazul de față pentru contorii folosiți în substația de 400 kV avem constante de multiplicare diferite la contori din cauza rapoartelor de transformare diferite ale TC. După cum am arătat mai sus în lucrare raportul de transformare la TT este 400.000/100 V raport

care este de altfel constant deoarece este standardizat. În schimb la TC raportul de transformare se poate schimba în funcție de nevoile LEA și pentru protecțiile aferente LEA.

Calculul constantelor contoarelor în substația de 400 kV

pentru tensiune:

(7.19)

pentru curenți:

LEA A, B și C:

(7.20)

de unde rezultă:

(7.21)

pentru curenți:

LEA D:

(7.22)

de unde rezultă:

(7.23)

pentru curenți:

Trafo de putere 1+2:

(7.24)

de unde rezultă:

(7.25)

Aceste constante sunt valabile atât pentru contoarele Ganz cât și pentru contoarele ABB. Valorile constantelor ne ajută să determinăm valoarea energiilor electrice active și reactive tranzitate pe barele substației de 400 kV din S.E.N. în limita claselor de precizie aferente fiecărui tip de contor.

7.6 Balanța energetică

Balanța energetică este operațiunea prin care într-o stație electrică se determină tranzitul de energie electrică pe barele stației într-un anumit interval de timp. Dacă ne luăm după denumire, ne gândim la balanță = echilibru care de fapt așa și este deoarece se urmărește printre altele raportul dintre energia activă care intră pe barele stației din S.E.N. și energia

activă care iese din barele stației. Acest raport între cele două energii electrice trebuie să fie foarte mic, apropiat de 0. Balanța energetică se măsoară în procente și mai reprezintă și eroarea aparatelor de măsurare a energiei electrice care trebuie să fie sub 1 % (+ 1 %).

Practic o stație electrică este un nod energetic unde suma tuturor energiilor electrice care intră și care ies din stație ar trebui să fie 0. Deoarece este greu să obținem 0 pe barele stației se acceptă o toleranță de maxim 1 %. Dacă se depășește procentul de 1 % atunci se anunță serviciul P.R.A.M. deoarece s-a produs o defecțiune în circuitele de măsură sau s-a defectat vreun contor de energie electrică și trebuie luate măsuri în cel mai scurt timp.

Balanța energetică se întocmește obligatoriu pe fiecare nivel de tensiune din S.E.N. în special pentru tensiunile: 400 kV; 220 kV; 110 kV; 20 kV; 6 kV. Pentru calcul avem nevoie de toate energiile care intră în stație pe LEA și cele care ies pe LEA. Transportul energiei electrice pe LEA este bidirecțional atât cu „+”cât și cu „-”.

Balanța poate fi zilnică (la 24 de ore), decadală (la zece zile), lunară, anuală și la cererea Serviciu Regimuri Energetice din cadrul Dispeceratului se poate întocmi și trimestrial sau semestrial. După o balanță trimestrială, semestrială sau anuală se pot întocmi și grafice de sarcină pe fiecare LEA în parte.

Formula de calcul este:

(7.26)

unde:

Wa(+) – energie electrică activă primită [kWh]

Wa(-) – energie electrică activă cedată [kWh]

Capitolul 8 CALCULUL PIERDERILOR DE ENERGIE ELECTRICĂ ÎN SUBSTAȚIA 400 KV

8.1 Evoluția prețului de producție a energiei electrice

În continuare vom prezenta evoluția în timp a prețului de producție a energiei electrice care practic obligă operatorii de producție, transport și distribuție a energiei electrice din România să ia măsuri pentru limitarea pierderilor de energie electrică în S.E.N. Datorită faptului că prețurile materiilor prime primare cresc de la an la an forțează producătorii de energie electrică să mărească prețurile la nivel mondial. În România energia electrică se produce cu ajutorul următoarelor materii prime:

Cărbune;

Petrol;

Gaze naturale;

Energia apelor;

Uraniu – fisiune nucleară;

Energia vântului;

Energia solară, etc.

La nivel național prețul de producție este o medie a prețurilor de producție pe mai multe ramuri și anume:

Energie electrică produsă în hidrocentrale;

Porțile de Fier I și II, Bicaz, hidrocentralele de pe Olt, etc.

Energie electrică produsă în centrale nuleare;

CNE Cernavodă

Energie electrică produsă în termocentrale;

Turceni, Rogojelu, Ișalnița, Rovinari, Mintia , etc.

Energie electrică produsă în parcuri eoliene;

Parcul eolian Baia (jud. Tulcea), Parcul eolian Cogealac (jud. Constanța), etc.

După cum putem observa majoritatea producătorilor de energie electrică sunt concentrați în sudul țării ceea ce face ca prețul de producție să crească pentru a acoperi toată țara. Prețurile sunt exprimate în dolari americani pe MWh produs în țară până în anul 2003 după care

începând cu anul 2004 s-a adoptat moneda Euro pentru prețul de producție al energiei

electrice care este în creștere an de an.

Tabel 8.1 [9]

Aceste prețuri la energia electrică sunt prețuri pentru consumatorii industriali, prețurile pentru consumatorul casnic fiind mai mari.

Fig. 8.1 Evoluția prețului energiei electrice produse în România exprimată în Euro

Prețurile la energia electrică în România sunt reglementate de către A.N.R.E.

8.2 Tranzitul de energie electrică într-un interval de un an de zile în substația 400 kV

Tabel 8.2

Tabel 8.3

Tabel 8.4

Tabel 8.5

Tabel 8.6

Fig. 8.2 Diagramă energie electrică primită pe barele substației 400 kV într-un interval de un an (365 zile)

Conform diagramei de mai sus avem urmatoarele date statistice dintr-un total de 2.943.433.560 kWh/an energie electrică primită pe barele substației electrice de 400 kV împărțită astfel:

Trafo 1 – 0%,

Trafo 2 – 0%,

LEA A 400 kV – 21 %,

LEA B 400 kV – 75 %,

LEA C 400 kV – 1 %,

LEA D 400 kV – 3 %.

Tabel 8.7

Tabel 8.8

Tabel 8.9

Tabel 8.10

Tabel 8.11

Tabel 8.12

Tabel 8.13

Fig. 8.3 Diagramă energie electrică cedată de pe barele substației 400 kV într-un interval de un an (365 zile)

Conform diagramei de mai sus avem urmatoarele date statistice dintr-un total de 2.933.676.080 kWh/an energie electrică cedată de pe barele substației electrice de 400 kV împărțită astfel:

Trafo 1 – 26 %,

Trafo 2 – 17 %,

LEA A 400 kV – 2 %,

LEA B 400 kV – 1 %,

LEA C 400 kV – 38 %,

LEA D 400 kV – 16 %.

Citirea contoarelor de energie electrică activă atât pe + (intrare pe barele substației de 400 kV) cât și pe – (ieșire de pe barele substației de 400 kV) pentru întocmirea balanței energetice anuale se face din data de 01 Ianuarie până în data de 31 Decembrie al anului respectiv.

8.3 Calcularea balanței energetice anuale în substația electrică de 400 kV

După cum am arătat mai sus în lucrare, acum vom calcula balanța energetică anuală a substației de 400 kV astfel:

(8.1)

de unde rezultă eroarea de măsură ε = 0,33 %, care conform normativelor energetice se încadrează în limitele + 1%, deci eroare acceptată.

această eroare reprezintă totalul pierderilor de energie electrică în substația de 400 kV datorată echipamentelor electrice unde enumerăm transformatoare de putere, TT, TC și contoarele electrice.

8.4 Calcularea diferenței de energie electrică pierdută pe un an de zile și costul acesteia

Această diferență se poate calcula ușor din datele expuse în balanța energetică astfel:

(8.2)

se transformă energia în MWh și obținem:

(8.3)

apoi se înmulțește cu costul de producție la nivelul anului 2005 din tabelul de mai sus și obținem:

€ (8.4)

8.5 Concluzii

În final observăm pierderile datorate aparatelor de măsură și echipamentului primar care funcționează non-stop într-un an de zile (8.760 ore/an) la parametrii nominali. Datorită faptului că prețurile la energia electrică la nivel mondial sunt în continuă creștere se impune ca și în stațiile din S.E.N. să înceapă retehnologizarea și regândirea noilor scheme ale stațiilor electrice concomitent cu economisirea de energie electrică de către toți consumatorii.

Noile instalații electrice pentru retehnologizări sunt de ultimă generație construite cu

materiale electrice de înaltă calitate care limitează pe cât posibil pierderile de energie datorate

materialelor.

Câteva exemple:

Trafo de putere mai compacte cu ulei izolant mai puțin și instalații automate de stingere a incendiilor cu azot;

TT și TC cu mediu izolant de SF6 (hexafluorură de sulf) în locul clasicului ulei izolant care este poluant pentru mediu și materiale magnetice de înaltă calitate pentru reducerea erorilor de măsură și protecție ale înfășurărilor;

TT+TC combinate într-o singură carcasă în mediu izolant SF6 pentru tensiuni cuprinse între 110 – 220 – 400 kV pentru reducerea costurilor și a spațiului ocupat;

Contoare electronice trifazate de ultima generație cu erori de măsurare foarte mici și clase de precizie cuprinse în intervalul 0,2 – 0,5 %.

De menționat faptul că aceste noi instalații electro-energetice au mentenanță apropiată de 0.

Oricât de performante ar fi instalațiile electrice vor avea în continuare pierderi de energie electrică, dar acestea vor fi mai mici.

Oricât ar avansa tehnologia și modul de obținere al energiei electrice, pierderi de energie vor exista mereu oricât s-ar strădui omul să le limiteze.

BIBLIOGRAFIE

[1] http://www.transelectrica.ro/StareSistem/protocoale/starea_sistemului.php

[2] Gheorghiu, Nicolae – Echipamente electrice pentru centrale și stații; Editura Didactică și Pedagogică București 1975.

[3] http://www.scando.ro/pagini/Accesorii+%C5%9Fi+echipamente_375_376_0.htm

[4] http://es.wikipedia.org/wiki/Rel%C3%A9_de_Buchholz

[5] Drăgan, Ștefan – Exploatarea și întreținerea transformatoarelor de măsură; Editura Tehnică.

[6] Conecini, I., Rășanu, S., Tomescu, I., Ionescu, A. – Cartea electricianului din stații electrice și posturi de transformare; Editura Tehnică București 1986.

[7] Manolescu, P., Ionescu Golovanov C. – Măsuri electrice și electronice; Editura Pedagogică Buc, 1980.

[8] Dordea, R. – Măsuri electrice și electronice; Editura Pedagogică Buc, 1978.

[9] http://ro.wikipedia.org/wiki/Energia_electric%C4%83_%C3%AEn_Rom%C3% A2nia

BIBLIOGRAFIE

[1] http://www.transelectrica.ro/StareSistem/protocoale/starea_sistemului.php

[2] Gheorghiu, Nicolae – Echipamente electrice pentru centrale și stații; Editura Didactică și Pedagogică București 1975.

[3] http://www.scando.ro/pagini/Accesorii+%C5%9Fi+echipamente_375_376_0.htm

[4] http://es.wikipedia.org/wiki/Rel%C3%A9_de_Buchholz

[5] Drăgan, Ștefan – Exploatarea și întreținerea transformatoarelor de măsură; Editura Tehnică.

[6] Conecini, I., Rășanu, S., Tomescu, I., Ionescu, A. – Cartea electricianului din stații electrice și posturi de transformare; Editura Tehnică București 1986.

[7] Manolescu, P., Ionescu Golovanov C. – Măsuri electrice și electronice; Editura Pedagogică Buc, 1980.

[8] Dordea, R. – Măsuri electrice și electronice; Editura Pedagogică Buc, 1978.

[9] http://ro.wikipedia.org/wiki/Energia_electric%C4%83_%C3%AEn_Rom%C3% A2nia