Proiectarea unei rețele electrice de distribuție rurală [611004]
1
2
Proiectarea unei rețele electrice de distribuție rurală
3
Cuprins
CAPITOLUL 1 . Generalități. Stadiul actual al Sistemului Electroenergetic Românesc ………………………….. …….. 4
1.1 Producerea energiei electrice ………………………….. ………………………….. ………………………….. ………………………….. .. 4
1.2. Transportul en ergiei electrice ………………………….. ………………………….. ………………………….. ………………………….. . 5
1.3. Distribuția energiei electrice ………………………….. ………………………….. ………………………….. ………………………….. .. 6
1.4 Aportul informaticii ………………………….. ………………………….. ………………………….. ………………………….. ……………. 7
1.5 Calitatea energiei electrice ………………………….. ………………………….. ………………………….. ………………………….. …… 7
1.6 Indicatorii de ca litate a energiei electromagnetice ………………………….. ………………………….. ………………………….. .. 8
1.7 Utilizatorii activi – prosumer ………………………….. ………………………….. ………………………….. ………………………….. .. 8
CAPITOLUL 2. Dimensionarea elementelor rețelei electrice de distribuție ………………………….. ……………………… 10
2.1 Dimensionarea posturilor de transformare ………………………….. ………………………….. ………………………….. ………… 10
2.1.1 Sta biliarea puterii nominale economice a transformatoarelor ………………………….. ………………………….. …….. 10
2.2 Determinarea secțiunii conductoarelor în instalații electrice de distribuție ………………………….. ……………………… 12
2.2.1 Tipuri constructive și caracteristici ale conductoarelor LEA ………………………….. ………………………….. ……… 12
2.2.2 Tendințe noi în construcția de conductoare ………………………….. ………………………….. ………………………….. …. 14
2.2.3 Stâlpii liniilor electrice aeriene ………………………….. ………………………….. ………………………….. …………………. 16
2.2.4 Stâlpii din beton armat ………………………….. ………………………….. ………………………….. ………………………….. … 17
2.2.5 Stâlpi din beton armat vibrat precomprimat ………………………….. ………………………….. ………………………….. … 18
2.2.6 Stâlpii metalici ………………………….. ………………………….. ………………………….. ………………………….. …………… 18
2.3 Modul de determinare a secț iunii economice pentru linii noi ………………………….. ………………………….. …………… 20
CAPITOLUL 3. Calculul regimului permanent de funcționare. Metoda ascendent -descendent …………………….. 24
CAPITOLUL 4. Metode de reducere a pierderilor de putere și de energie în rețelele electrice de distribuție .. 27
4.1 Pierderi prin consum propriu tehnologic: ………………………….. ………………………….. ………………………….. ………….. 27
4.2 Pierderile de energie in rețelele de înaltă tensiune : ………………………….. ………………………….. ………………………… 27
4.3 Pierderile de energie în rețelele de medie și joasă tensiune: ………………………….. ………………………….. …………….. 28
4.4 Micșorarea rezistențelor rețelelor electrice ………………………….. ………………………….. ………………………….. ……….. 29
4.5 C reșterea nivelului de tensiune în rețelele electrice ………………………….. ………………………….. ………………………… 29
4.6 Compensarea puterii reactive sau îmbunătățirea factorului de putere ………………………….. ………………………….. … 30
CAPITOLUL 5. Studiu de caz asupra unei rețele electrice de distribuție rurală 20/0.4 kV ………………………….. .. 32
5.1 Calcularea puterii active și reactive in fiecare zona de consum ………………………….. ………………………….. ………… 33
5.1.1 Dimensionarea posturilor de transformare ………………………….. ………………………….. ………………………….. ….. 34
5.2 Cal culul parametrilor transformatoarelor ………………………….. ………………………….. ………………………….. ………….. 36
5.2.1 Calculul pierderilor de putere în posturile de transformare ………………………….. ………………………….. ………… 39
5.3 Dimensionarea tronsoanelor de medie tensiune ………………………….. ………………………….. ………………………….. …. 41
5.3.1 Alegerea secțiunii tehnice ………………………….. ………………………….. ………………………….. ………………………… 42
5.3.2 Calculul secțiunii economice ………………………….. ………………………….. ………………………….. ……………………. 43
5.4 Întocmirea schemei echivalente a rețelei electrice de distribuție ………………………….. ………………………….. ………. 46
5.4.1 Schema electrică echivalenta a rețelei electrice ………………………….. ………………………….. ……………………….. 47
5.5 Calculul regimului permanent prin metoda ascendent -descendent ………………………….. ………………………….. ……. 48
5.5.1. Inițializarea tensiunilor la noduri ………………………….. ………………………….. ………………………….. ……………… 48
5.5.2. Etapa ascendent (calculul circulației de puteri ) ………………………….. ………………………….. ………………………. 49
5.5.3 Etapa descendent (calculul tensiunilor la noduri ) ………………………….. ………………………….. ……………………. 51
5.5.4 Compensarea puterii reactive la factorul de putere neutral ………………………….. ………………………….. ………… 53
5.5.4.1 Stabilirea puterii ce trebuie compensată ………………………….. ………………………….. ………………………….. .. 54
5.5.4.2 Alegerea tipului de baterii de condensatoare ………………………….. ………………………….. ……………………… 55
5.5.4.3 Calculul numărului de baterii de condensatoare: ………………………….. ………………………….. ……………….. 56
5.5.4.4 Recalcularea regimului permanent prin metoda ascendent -descendent ………………………….. ……………… 57
5.6 Eficiența compensării puterii reactive ………………………….. ………………………….. ………………………….. ………………. 63
5.7 Verificare calcule cu ajutorul NEPLAN ………………………….. ………………………….. ………………………….. …………… 68
CAPITOLUL 6. Concluzii ………………………….. ………………………….. ………………………….. ………………………….. ………… 71
Bibliografie ………………………….. ………………………….. ………………………….. ………………………….. ………………………….. …. 72
4
CAPITOLUL 1 . Generalități. Stadiul actual al Sistemului
Electroenergetic Românesc
Sistemul Energetic Național (SEN) este un sistem de mare complexitate, alcătuit din toate
subsistemele prin care se realizează producerea, transportul, distribuția și nu în ultimul rând
consumul energiei electrice și termice.
Dată fiind complexitatea sa, un sistem energetic este supus unui set de reglementări
impuse de strategia națională de dezvoltare în domeniul energetic. În linii mari, obiectivul general
este acoperirea integrală a consumului intern de energie electrică și termică în condiții de creștere a
siguranței energetice a ță rii, de dezvoltare durabilă și cu asigurarea unui nivel corespunzător de
competitivitate.
Principalele elemente ale unui sistem energetic sunt unitățile de generare a energiei
electrice, transformatoarele, liniile de transport , sarcinile și echipamentel e de control și protecție.
Acestea sunt interconectate astfel încât să asigure producția și furnizarea energiei electrice la
parametri optimi și la un preț competitiv.
Calitatea energiei electrice oferită în SEN poate fi măsurată în termeni precum:
nivel de tensiune constant (fără salturi);
frecvență constantă;
factor de putere constant;
balansarea fazelor;
forme de undă sinusoidale (fără componente armonice)
lipsa întreruperilor;
abilitatea de izolare a defectelor și de reconfigurare.
1.1 Producerea energiei electrice
Generarea este procesul de conversie a resurselor de energie din natură în energie
electrică. Pentru descrierea funcționării unităților generatoare de energie electrica, fiecare dintre
acestea se poate privi ca un sistem cu o intrare (combustibilul) și o ieșire (energia electrică). Sistemul
respectiv conține diverse echipamente de conversie – boilere, motoare, turbine, generatoare
electrice. Acestea convertesc energia combustibilului în energie termică, energia termică în ene rgie
mecanică și energia mecanică în electricitate.
Pentru analiza și planificarea sistemelor generatoare este nevoie de date care să reflecte
eficiența și cantitatea de combustibil necesară pentru a produce un kilowatt -oră de electricitate.
Aceste inform ații, împreună cu costurile combustibililor, sunt folosite pentru planifica distribuția de
sarcină între diferitele generatoare ale sistemului. Astfel, producătorii pot elabora strategii de
maximizare a profitului obținut în urma vânzării energiei.
După n atura lor, sursele de energie se clasifică în:
Surse convenționale:
– Energie termică (bazată pe combustibili fosili) – centralele termoelectrice;
– Energie nucleară (bazată pe procesul de fisiune nucleară) – centralele
nuclearoelectrice.
Surse neco nvenționale:
– Energie hidraulică (bazată pe puterea apei) – centralele hidroelectrice;
– Energie eoliană;
Proiectarea unei rețele electrice de distribuție rurală
5
– Energie solară;
– Energie de biomasă;
– Energie chimică (bazată pe pile de combustie);
– Energie geotermală.
În funcție de elementul de acționare primara, unitățile generatoare se pot grupa în:
Unități acționate de turbine pe abur;
Unități acționate de turbine de combustie;
Unități acționate de turbine hidraulice;
Unități acționate de motoare cu pistoane
1.2. Transportul energiei electrice
Cea mai importantă constrângere impusă unui sistem energetic este ca în fiecare moment
să se producă atât cât este nevoie. Pentru a putea alimenta toți consumatorii cu cantitatea necesară
de energie, aceștia, împreu nă cu producătorii, trebuie interconectați prin intermediul sistemului
energetic național. Soluția constă în interconectarea tuturor consumatorilor și producătorilor de
energie electrică în cadrul unui sistem energetic național unic. Prin intermediul său, se pot acoperi
în modul cel mai avantajos toate cererile de energie electrică, ceea ce presupune însă transportul
curentului electric pe distanțe lungi de -a lungul întregii suprafețe a țării.
Sistemul de transport al energiei electrice face posibil transportul unor cantități mari de
energie de la unitățile producătoare la stațiile ce furnizează distribuția către utilizatori. Transportul
energiei electrice se face sub formă de curent alternativ trifazat de la centra lă la beneficiar prin rețele
de medie și înaltă tensiune. La beneficiar are loc reducerea tensiunii de transport, în stații de
transformare, în funcție de specificul acestora.
Acest sistem este format din linii electrice, stații de transformare (engl. substations), stații
de conexiuni și posturi de transformare. Liniile de transport pot fi aeriene (tensiuni mari, 110 -400
kV), subterane (tensiuni sub 35 kV) sau submarine. În prez ent se utilizează rețele de înaltă tensiune
de tensiune alternativ ă sau continuă (HVAC – High Voltage Alternating Current și HVDC – High
Voltage Direct Current). Cel mai des întâlnit sistem de transport al energiei electrice este cel de
tensiune alternativ ă (HVAC). Transmiterea se face la diferite trepte de tensiune stabilite pe baza
unor criterii tehnicoeconomice.
Transmiterea energiei electrice spre consumatori se face la diferite nivele de tensiune
stabilite pe baza unor criterii tehnico -economice, ținâ nd seama de pierderile de energie (direct
proporționale cu puterea vehiculată și cu lungimea liniei și invers proporționale cu tensiunea) precum
și de valoarea investițiilor (care, în domeniul tensiunilor înalte, crește proporțional cu valoarea
tensiunii).
În prezent, se fac cercetări importante legate de tehnologia HVDC. Avantajele acesteia
față de HVAC sunt: creșterea distanței de transport , controlul rapid al fluxurilor de putere,
capacitatea de transport bidirecțională și de transport a unei puteri mai mari prin același conductor.
Cu toate acestea, tehnologia HVDC presupune costuri semnificative pentru modificarea
infrastructurii.
6
1.3. Distribuția energiei electrice
Subsistemul de distribuție are o configurație mai complexă și asigură vehicularea unor
puteri relativ reduse pe distanțe mai scurte și la un ansamblu limitat de consumatori. Delimitarea
liniilor de transport și de distribuție după valoarea tensiunilor nominale nu este netă. Astfel,
tensiunile liniilor de transport sunt, de regula 400 k V și 220 kV și mai rar 110 kV, în timp ce rețelele
electrice de distribuție au tensiunile nominale 0.4 kV, 6 kV, 10 kV, 20 kV, mergând până la 110 kV
sau chiar 220 kV (în cazul marilor consumatori industriali).
Cea mai importantă funcție a unui sistem de distribuție este furnizarea de energie electrică la
tensiuni mai mici decât tensiunile de transport . Sistemul de distribuție este format din:
– Stații de distribuție;
– Bare de alimentare;
– Transformatoare;
Stațiile de distribuție primesc energie el ectrică de la sistemul de transport și o convertesc
la o tensiune mai mică ce este furnizată barelor de alimentare. Configurația comună a unei stații de
distribuție include un număr de transformatoare ce alimentează barele (engl. feeders) la tensiuni mai
mici decât cele de transport . Aceste bare de alimentare sunt în mod comun susținute de stâlpii de
beton întâlniți în orașe.
Transformatoarele de distribuție (situate în mod normal pe stâlpi) sunt alimentate de bare
și reduc tensiunea la valoarea la care este furnizată utilizatorilor casnici.
Figura 1.1 prezintă în mod schematic arhitectura sistemelor de transport și distribuție a
energiei electrice, precum și nivelurile de tensiune.
Figura 1.1 . Infrastructura sistemelor de transport și distribuție
Proiectarea unei rețele electrice de distribuție rurală
7
1.4 Aportul informaticii
Informatica a revoluționat metodele de proiectare ale rețelelor electrice, iar calculatorul
electronic a ajutat la rezolvarea marilor probleme ce le ridica acestea.
Ansamblul sarcinilor descrise mai sus nu se po ate concepe decât cu ajutorul
instrumentelor informatice. Este vorba de aplicații foarte diferite între ele, care pot fi împărțite în
trei clase:
Aplicații de gestiune, care permit colectarea, transmiterea și prelucrarea informațiilor
necesare studiilor globale;
Aplicații științifice de mică circulație pentru modelarea necesară studiilor globale
definind marile opțiuni tehnice și metodele de proiectare
Aplicații științifice de mare circulație pentru aplicarea în teritoriu a acestor metode și
, în special , a studiilor pe termen scurt.
Pe măsură ce se pune în practică o astfel de organizare iese foarte repede în e vidență că
existența bazelor de date pentru o rețea electric ă se dovedește a fi economic foarte interesantă, deși
cheltuielile de realizare și ținere la zi a unor astfel de baze de date nu sunt neglijabile .Existența lor
permite îmbunătățirea considerabilă a calității informațiilor disponibile și cunoașterii globale a
rețelelor electrice de distribuție.
Totuși, proiectarea rețelelor electrice nu va necesita întotdeauna utilizarea exclusivă a
programelor de calcul , respectiv a calculatoarelor electronice. Aceste programe de calcul nu sunt
decât instrumente de lucru care compară soluțiile , le analizează spre a se desprinde cele mai bune
variante de execuție.
Simularea, oricât ar fi ea de sofisticată , nu va putea înlocui raționamentul general făcut
de proie ctant și numai el este capabil să confirme daca raționamentele și premisele de calcul au fost
juste sau nu.
1.5 Calitatea energiei electrice
Considerații generale
Calitatea energiei electromagnetice, componentă esențială a sistemelor electroenergetice,
interesează atât furnizorul cât și utilizatorul de energie electrica .
Furnizorul de energie electrică se preocupă ca rețelele electrice de transport și distribuție
pe care le gestionează să funcționeze la anumiți parametri de calitate, ca de exemplu : nivelul de
tensiune cu abaterile admisibile, valoarea frecvenței cu limitele de variație admisibile în diferite
regimuri de funcționare, continuitatea alimentării cu ener gie electrică a consumatorilor etc.
Utilizatorul de energie electrică, la rândul său,este interesat să aibă o calitate
corespunzătoare a energiei electromagnetice dar, în același timp, este implicat în menținerea acestei
calități prin felul și tipul de re ceptoare cu care este dotat și prin exploatarea judicioasă a acestora.
Un furnizor de energie electrică nu poate garanta,în toate cazurile, că într -un punct al
rețelei și la un moment dat valorile normate de tensiune să nu fie depășite niciodată.
8
Calitatea energiei electromagnetice furnizate consumatorilor este strâns legata de rețeaua
electrică de distribuție , în mod concret,prin 2 aspecte:calitatea tensiunii și a frecvenței.
Continuitatea alimentării cu energie electrică a consumatorilor (calitatea serv iciului) se
poate considera, în anumită accepțiune,ca o componentă asociată calității energiei electromagnetice.
Această problemă se tratează, în general, separat deoarece reprezintă aspecte specifice.
.
1.6 Indicatorii de calitate a energiei electroma gnetice
Calitatea energiei electromagnetice la bornele receptoarelor se evaluează, în principal, pe
baza normelor de abateri admisibile a valorii reale a parametrilor de la mărimile nominale.
Dintre parametri cei mai importanți ai energiei electromagnetice se menționează tensiunea
și frecvența.
Principalele neregularități care afectează tensiunea rețelelor electrice sunt următoarele:
Variațiile lente ale tensiunii;
Variațiile bruște ale tensiunii (datorate ,de exemplu, comutărilor de sarci nă;
Fluctuațiile rapide de tensiune (putând provoca efectul de flicker);
Dezechilibrul tensiunilor trifazate;
Armonicele fundamentalei de 50 Hz și frecvențele suprapuse;
Golurile de tensiune;
Tensiunile de impuls sau supratensiunile de scurtă durată;
Semna lele de telecomandă centralizată;
Semnalele de înaltă frecvență;
Componentele continue;
Pentru a evita limitarea efectelor menționate, racordarea la rețelele sistemului
electroenergetic a receptoarelor perturbatoare ca: laminoare, cuptoare electrice cu a rc, aparate de
sudură,pompe și compresoare cu piston etc., trebuie făcută cu anumite restricții și cu prevederea
unor măsuri speciale tehnico -organizatorice pentru limitarea acestor efecte supărătoare. [1]
1.7 Utilizatorii activi – prosumer
Termenul nu este unul nou, el a apărut prin anii ’80 și se referea atunci la professional
consumer , vizând în special utilizatorii de aparatură audio -video performantă. Tot în aceeași
perioadă, Alvin Toffler, într -una dintre cărțile sale, vorbește despre prosumer ca fiind o nouă specie
de consumator, care produce o bună parte din bunurile pe care le consumă.
Mediul online a adus însă noi valențe acestei noțiuni, prosumer fiind astăzi un melanj
între producer și consumer . Cu alte cuvinte, acest consumator nu doar utilizează anumite produse,
ci se și implică activ în procesele de producție, influențând direcția de evoluție a companiilor și
strategiile acestora de comunicare. [2]
Proiectarea unei rețele electrice de distribuție rurală
9
Figura 1.2 Principiul PROSUMER
Un prosumer nu se limitează doar la a consuma produse și servicii, ci va și vorbi despre
experiența sa cu acestea și va încerca să influențeze procesul de realizare a acestora. Prosumer -ul
este un fel de consilier nesolicitat al companii lor, care își va articula părerile cu franchețe oricând va
simți nevoia, în mod public.
Prosumerii au capacitatea de a schimba fața pieței de energie, având un impact asupra
stabilității prețului și o potențială provocare economică asupra generației de co mbustibili fosili.
Dar, consumatorii trebuie să -și gândească cu grijă afacerea și strategiile de reglementare
pentru a face tranziția într -un mod optim de la consumator la prosumer.
Prosumerii de energie nu sunt numai consumatori care produc energie dar sunt și
vânzători de energie, din acest motiv aceștia sunt participanți activi pe piață. Dacă un producător
doar consumă ce produce el ar putea influența cererea de pe piață. Evident, surplusul de energie este
primit de rețea , iar partea de alimentare este influențată de asemenea.
Prin urmare, prosumerismul se extinde mai departe decât actul de vânzare a surplusului
de energie care nu este consumat.Utilizatorii prosumer ar putea de fapt,să vândă ce au pentru un
anumit preț și apoi să cumpere ceaea ce au nevoie de la altcineva , prin acest lucru ei beneficiază de
liberul arbitru. Prosumerii se bucură de un rol dublu, atât consumatori cât și producători și vor avea
acces la piața de en ergie cu o tactică de alegere bine pusă la punct.Cum mizează pe acest lucru
depinde de flexibitatea lui . Comutarea cererii sau alimentării pe perioadă lungă de timp va crește
beneficiile prosumerului în funcție de propriile nevoi, fapt realizabil în confor mitate cu
reglementările statului și cu prețul de piață aferent. [2]
10
CAPITOLUL 2 . Dimensionarea elementelor rețelei electrice de
distribuție
2.1 Dimensionarea posturilor de transformare
Dimensionarea posturilor de transformare const ă în stabilirea puterii nominale aparente
a transformatoarelor și a num ărului acestora pentru fiec are post de transformare. Se folosesc
transformatoare trifazate cu două înfășurăr i cu bobinaje din aluminiu sau cupru . Puterile nominale
fac parte dintr -o progresie geometric ă cu ra ția
510 » 1.6.
Scara domen iilor transformatoarelor produse în România : 100 kVA; 160kVA; 250kVA;
400kVA; 630kVA; 1000kVA; 1600kVA.
Pentru dimensionarea posturilor de transformare se utilizeaz ă lucrarea [3].
Conf orm acestei lucrări , se au î n vedere:
puterea maximă aparentă cerută de consumator
siguranța utilizatorul de energie electric ă
durata de utilizare a puterii maxime anuale: T SM.
Transformatoarele utilizate sunt de tip TTU -ONAN si fac parte din urmatorele serii de
fabricație în țara noatră:
seria cu bobinaje din aluminiu si puteri nominale cuprinse între 16 -65 kVA ,
respectiv , seria cu puteri nominale cuprinse între 100 -1600 kVA;
seria cu bobinaje din cupru și puteri nominale cuprinse între 16 -1000 kVA;
Încărcările maxime anuale ale posturilor se mențin aproximativ constant e în timp , iar in
cazul î n care avem variații mai importante pot surveni înlocuiri ulterioare în exploatare pentru a
asigura un optim economic.
Pentru a determina durata de utilizare a sarcinii maxime anuale T M se va folosi formula:
(2.1)
în care Wp și WQ reprezintă estimările cu privire la totalul energiei active și totalul energiei
reactive care se așteaptă să fie tranzitată prin transformator în primul an de exploatare.
2.1.1 Stabiliarea puterii nominale economice a transformatoarelor
Se precizeaz ă sarcina maximă anual ă SM și durata anuală T M caracteristice fiec ărui
transformator instalat în post la care se are în vedere o perspectivă de cel mult cinci ani .
Cunoscând deja S M și T M vom determina puterea nominala economică folosind tabelele
anexate:
pentru transformatoare cu bobinaje din aluminiu vom folosi tabelul 1;
pentru transformatoarele cu bobinaje din cupru vom folo si tabelul 2
22
1.03PQ
M
MWW
TS
Proiectarea unei rețele electrice de distribuție rurală
11
Dacă durata de utilizare anuală T M e mai mica de 5000 ore/an este posibil ca puterea
nominală economică să fie egală cu sarcina maximă anuală S M. În acest caz,se recomandă
reanalizarea sarcinii maxime și, eventual, alegerea unui transformator cu puterea nominala mai mare
, iar încarcarea la sarcina maximă anuală sa fie de sub 100% .
Domeniile de încarcare pentru fiecare transformator sunt pentru TSM multiplu de
1000,acestea sunt prezentate în tabelele 2.1 respectiv 2.2
Tabel 2.1. Domeniile de încărcări maxime anuale si alegerea în proiectare a transformatoarelor cu
bobinaje din Aluminiu pentru posturi . [3]
Tabelul 2 .2 . Domeniile de încărcări maxime anuale si alegerea în proiectare a transformatoarelor cu bobinaje din
Cupru pentru posturi [3]
În cazul în care T SM este diferit de multiplu de 1000 pentru determinarea domeniului de
încarcare pentru transformatoare corespunzator acestui T SM se utilizeaza interpolare liniara.
Folosirea transformatoarelor cu bobinaje din curpu în locul celor cu bobinaje din aluminiu
conduce la o creștere a investițiilor cu 10 -15% deci și cheltuielile totale vor fi mai mari.
SnT
kVA 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000
16 0-16 0-16 0-16 0-16 0-15 0-14 0-13 0-12
25 16-25 16-25 16-24 16-22 15-20 14-18 13-17 12-15
40 25-40 25-40 24-36 22-33 20-30 18-27 17-25 15-23
63 40-63 40-56 36-51 33-46 30-42 27-38 25-35 23-32
100 63-100 56-96 51-88 46-80 42-73 38-66 35-60 32-55
160 100-160 96-160 88-160 80-148 173-135 66-122 60-112 55-102
250 160-250 160-250 160-250 148-232 135-211 122-193 112-176 102-160
400 250-400 250-400 250-400 232-365 211-333 193-303 176-277 160-253
630 400-630 400-630 400-630 365-625 333-570 303-520 277-474 253-433
1000 630-1000 630-950 630-865 625-785 570-717 520-650 474-595 433-545
1600 1000-1600 950-1600 865-1600 785-1600 717-1600 650-1600 595-1600 545-1600TM [ore/an]
SnT
kVA 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000
16 0-16 0-16 0-16 0-16 0-16 0-14 0-13 0-12
25 16-25 16-25 16-25 16-25 16-22 14-20 13-18 12-17
40 25-40 25-40 25-40 25-38 22-35 20-32 18-29 17-26
63 40-63 40-63 40-63 38-58 35-53 32-48 29-44 26-40
100 63-100 63-100 63-100 58-91 53-83 48-76 44-69 40-63
125 100-125 100-125 100-112 91-102 83-92 76-84 69-77 63-70
160 125-160 125-160 112-160 102-150 92-137 84-125 77-114 70-104
200 160-200 160-200 160-185 150-168 137-153 125-139 114-127 104-116
250 200-250 200-250 185-250 168-250 153-234 139-213 127-195 116-178
400 250-400 250-400 250-400 250-387 234-352 213-321 195-293 178-268
630 400-630 400-630 400-630 387-630 352-573 321-522 293-477 268-436
800 630-800 630-800 630-763 630-694 573-632 522-576 477-525 436-480
1000 800-1000 800-1000 763-1000 694-1000 632-100 576-1000 525-1000 480-1000TM [ore/an]
12
2.2 Determinarea secțiunii conductoarelor î n instalații electrice de
distribuție
Secțiunea s care se va adopta în final, trebuie să fie cea mai mare dintre valorile rezultate
pentru secțiunea tehnică și economică.
s = max( st, sec)
Secțiune a tehnică (st) . Este secțiunea liniei, obținută prin calcul pe baza condițiilor
tehnice de dimensionare (încălzire în regim de durată, stabilitate termică la scurtcircuit, cădere de
tensiune, rezistență mecanică etc.), prevăzute de prescripțiile tehnice în vigoare.
Secțiune a economică (sec). Este secțiunea liniei pentru care se realizează un regim de
funcționare optim economic, corespunzător unor cheltuieli totale minime pentru linia respectivă,
într-o perioadă de funcționare dată.
Densitatea economică de curent (jec) . In conformitate cu metodologia pe care se bazează
această prescripție, j ec reprezintă o mărime de calcul care se normează în scopul determinării
numărului economic de conductoare identice a fiecărei faze și, în continuare, a secțiunii economice
pentru aceste conductoare.
În cazurile în ca re, în instalațiile de cabluri de 6 -20 kV, secțiunea tehnică impusă de
condițiile de stabilitate termică la scurtcircuit depășește secțiunea economică, se vor lua măsuri
pentru limitarea acțiunii curenților de scurtcircuit prin:
– instalarea de siguranțe lim itatoare de curent cu acțiune instantanee;
– prevederea de instalații de protecție cu eliminarea rapidă a scurtcircuitului.
2.2.1 Tipuri constructive și caracteristici ale conductoarelor LEA
În cazul LEA de transport al energiei electrice, pentru echipare a fazelor liniei, precum și
a firelor de gardă (protecție), se folosesc conductoare monometalice de tip funie, din aluminiu, aliaje
din aluminiu, oțel sau bimetalice din oțel -aluminiu și oțel -aliaje de aluminiu. Conductoarele
multifilare monometalice sunt alcătuite dintr -un fir central, în jurul căruia se înfășoară, în spirală,
cele n straturi ale conductorului, ca în Figura 2.1 .
Figura 2.1 . Conductoare monometalice multifilare
În țara noastră a fost adoptat un sistem de simbolizare în care ,conductoarele de
aluminiu și aliajele din aluminiu sunt notate cu Ax,unde prin x se identifică tipul de aluminiu in
felul următor:
Proiectarea unei rețele electrice de distribuție rurală
13
A1 – aluminiu trefilat tare;
A2 – aliaj din aluminiu tip B ;
A3 – aliaj din alimiu tip A.
Cele două clase de aliaje de alum iniu (A și B) au proprietăți mecanice și electrice diferite
,prezentate în tabelul urmator
Tabel 2.3 Proprietățile mecanice și electrice ale sârmelor din aliaj de aluminiu
Conductoarele multifilare bimetalice folosite la echiparea LEA sunt realizate din două
metale, unul cu calități electrice ridicate, iar celălalt cu calități mecanice ridicate. Cele mai des
întâlnite conductoare la construcția LEA sunt conductoarele din oțel -aluminiu (OL -Al). Acestea se
execu tă din fire de aluminiu înfășurate în jurul unei inimi de oțel, monofilară sau multifilară,
formând, mai multe straturi concentrice.
Figura 2.2 Conductoare multifilare bimetalice din oțel -aluminiu
1 – fir de oțel; 2 – fir de aluminiu
Conductoarele de oțel -aluminiu cele mai întâlnite în construcția LEA se clasifică ,din
punct de vedere al raportului secțiunilor oțelului și aluminiului ,în felul următor:
Conductoare de construcție normală , unde secțiunea de aluminiu are o are de
aproximativ șase ori m ai mare decăt aria oțelului. Acest tip de conductoare sunt
utilizate în cazurile unde apare solicitări mecanice prea mari.
Conductoare de construcție întărită , unde secțiunea alumiului este de patru ori
mai mare decât cea a oțelului. Acest tip de conductoa re sunt utilizate la traversarea
șoselelor nationale,râuri,poduri etc., precum și în zonele cu depuneri mari de
chiciură.
14
La construcția LEA de medie tensiune (6 – 20 kV), pot fi utilizate și conductoare din
oțelaluminiu izolate cu polietilenă reticulară, simbolizate OAC2X, având următoarea semnificație:
OA – conductor din oțel -aluminiu;
C – cablu de energie electrică;
2X – izolație din polietilenă reticulară.
Conductoarele tubulare sunt folosite la LEA de foarte înaltă tensiune, echipate cu un
singur conductor pe fază, în vederea măririi diametrului conductorului. Aceste conductoare pot să
aibă o carcasă, c are ajută la așezarea corectă a straturilor conductorului sau pot fi realizate fără
carcasă.
a) b) c)
Figura 2.3 Conductoare tubulare : a,b – cu carcasă; c – fără carcasă
Conductoare antivibratoare , la care funia de oțel este liberă în interiorul mantalei de
aluminiu, folosite, în special, pentru micșorarea vibrațiilor conductoarelor, deoarece, la apariția
fenomenului de vibrație, funia internă de oțel lucrează ca un amortizor.
Figura 2.4 Conductoare antivibratoare; 1 – alumiu ; 2 – oțel
2.2.2 Tendințe noi în construcția de conductoare
Liniile electrice aeriene de 110kV, 220kV și 400kV sunt utilizate și ca suport pentru
instalarea de cabluri cu fibră optică înglobată OPGW -Optical Ground Wire. Pentru liniile de 220kV
și 400kV în cablu, se utilizează fibră optică OPUG. Conductoarele de protecție utilizate la liniile de
110kV, 220kV și 400kV tip OPGW, care conțin și fibră optică, trebuie să asigure:
Protecția conductoarelor active ale LEA c ontra loviturilor directe de trăsnet.
Realizarea transmisiei de date.
Caracterul dualist al conductorului de protecție cu fibră optică înglobată (OPGW) impune
respectarea unor caracteristici, cum ar fi: diametrul, curentul de scurtcircuit (limitat de circulația de
Proiectarea unei rețele electrice de distribuție rurală
15
putere prin LEA) care implică rezistența conductorului și tem peratura maximă admisibilă a acestuia,
sarcina de rupere, masa specifică a conductorului, proprietățile clasice ale conductorului (modulul
de elasticitate E și coeficientul de dilatare lineară ), fiabilitatea conductorului, rezistența la
coroziune, rezist ența la arc electric, comportarea la acțiunea vibrațiilor eoliene, protecția (asigurarea
etanșeității) împotriva umezelii și a impurităților a unității optice care conține fibre optice. Unitatea
optică este partea cea mai importantă a OPGW și este proiecta tă astfel încât sa asigure fiabilitatea în
funcționare în transmisiile de date.
Fibrele optice sunt protejate împotriva șocurilor termice la care poate fi supus conductorul
de protecție, precum și la încărcările mecanice ale conductorului de protecție (st atice sau dinamice).
În acest sens, unitatea optică este protejată în tub metalic din inox sau aluminiu. Tipul de fibră optică
utilizat este Single mode (non zero dispersion Shifted single mode), iar numărul de fibre optice
dintrun cablu este de 36 sau 72, în funcție de tipul LEA simplu sau dublu circuit.
Conductoarele OPGW se livrează pe tamburi cu lungimea de 5km. Pentru panouri mai
mari de 5 km, unde este necesară înnădirea conductorului, se montează în linie stâlpi suplimentari
de întindere, deoarece înnădirea unor astfel de conductoare se realizează numai la stâlpi speciali.
Utilizarea OPGW prezintă următoarele avantaje:
fibrele optice se caracterizează printr -o atenuare foarte redusă a semnalului, ceea ce
permite distanțe mari de transport ;
capacitatea deosebită de transport a fibrelor optice asigura viteze mari de transfer și un
volum ridicat de informații printr -o singură fibră;
dimensiunile și greutățile reduse ale fibrelor optice OPGW permit realizarea
conductorului într -o structură c ompactă, iar greutatea acestuia să fie comparabilă cu a
conductorului clasic.
În țara noastră se utilizează, pentru liniile electrice aeriene cu tensiunea nominală de 220
kV sau 400 kV, soluția OPGW cu tub metalic înfuniat, care este prezentată în Figura 2.5.
Figura 2.5 OPGW cu tub metalic înfuniat
16
2.2.3 Stâlpii liniilor electrice aeriene
Stâlpii sunt elementele liniilor care susțin conductoarele active și de protecție, la distanțele
prescrise, atât între ele, cât și deasupra solului. Aceștia trebuie să suporte eforturile proprii, în situații
normale sau datorită presiunii vântului, a conductoarelor, pentru situații normale, de avarii sau de
încărcări suplimentare ca urmare a presiunii vântului și a prezenței chiciurei, a izolatoarelor și a
armăturilor, precum și a acțiunii vântului asupra acestora
După materialul din care sunt confecționati ,stâlpii se clasifică în felul următor:
Stâlpi de lemn;
Stâlpi de metal;
Stâlpi din beton armat;
Stâlpi din rășini sintetice.
Stâlpii de lemn se utilizează în rețelele electrice de joasă și medie tensiune. Îmbunătățirea
sistemului de impregnare, prețurile comparabile cu cele ale liniilor realizate cu stâlpi din beton,
reducerea îmbolnăvirilor alergice la executarea unor rețele cu asemenea stâlp i, eliminarea
problemelor ecologice, creșterea productivității muncii, precum și o durată de viață de circa 60 de
ani, în funcție de impregnantul folosit, recomandă utilizarea stâlpilor de lemn la liniile electrice
aeriene de medie și joasă tensiune. Sunt țări care utilizează, pe scară largă, stâlpii de lemn, cum ar
fi: USA, Canada, Finlanda etc.
Stâlpii de metal sunt folosiți pentru liniile electrice aeriene de 110 750kV și se execută
din profile de oțel, într -o construcție de formă zăbrelită.
Stâlpi i din beton armat vibrat , centrifugat sau precomprimat se utilizează pentru liniile
electrice aeriene de joasă tensiune, medie tensiune și înaltă tensiune până la 110 kV, inclusiv simplu
sau dublu circuit.
Stâlpii din rășini sintetice au avantajul că sunt ușori, ieftini și estetici. Se utilizează, de
regulă, la rețelele de iluminat public.
La un stâlp distingem corpul propriu -zis și coronamentul, care este construit dintr -un
ansamblu de console, traverse, suporturi, montate pe partea superioară a corpulu i stâlpului, de care
sunt suspendate conductoarele. Prin forma aleasă pentru coronamentul stâlpului, se asigură
distanțele Laborator Transportul și distribuția energiei electrice – B. Neagu 14 necesare între
conductoare și între acestea și corpul stâlpului . Fixarea stâlpilor pe sol se realizează cu ajutorul
fundațiilor.
Stâlpii liniilor electrice aeriene pot fi construiți pentru un circuit, două circuite sau mai
multe circuite. În cazul adoptării unor măsuri speciale, pe aceiași stâlpi pot exista:
LEA de joasă tensiune poate funcționa împreună cu liniile de telecomunicații sau
radioficare;
LEA de medie tensiune poate funcționa împreuna cu o linie electrică aeriană de
joasă tensiune.
Din punct de vedere funcțional, stâlpii liniilor electrice aeriene din r ețelele electrice de
transport și distribuție a energiei electrice pot fi grupați în următoarele categorii :
Proiectarea unei rețele electrice de distribuție rurală
17
stâlpi de susținere (în aliniament sau în colț, pentru liniile electrice aeriene de joasă și
medie tensiune);
stâlpi de întindere;
stâlpi de colț;
stâlpi terminali;
stâlpi de transpunere a fazelor pentru liniile electrice aeriene cu tensiuni egale sau mai
mari de 110kV;
stâlpi de traversare;
stâlpi de derivație pentru liniile electrice aeriene de joasă și medie tensiune.
Principalele elemente componente ale stâlpilor folosiți la construcția liniilor electrice
aeriene sunt următoarele:
Partea subterană ,în fundație ,a stâlpului sau elementul de sprijinire pe fundație,
în cazul stâlpilor articulați;
Corpul stâlpului;
Corona mentul stâlpului.
În cazul stâlpilor de beton armat și al stâlpilor metalici, partea subterană este, de regulă,
încastrată în fundații de beton, odată cu stâlpul, la cei din beton armat și separat, la cei metalici, prin
picioare de fundații.
Corpul este principalul element al stâlpului, atât ca volum, cât și ca greutate. Acesta preia
eforturile mecanice aplicate asupra liniei și pe care le transmite fundației, asigurând, în același timp,
gabaritele conductoarelor față de sol și alte construcții sau obstac ole de pe traseul liniei.
Coronamentul stâlpului este format din traverse, console, vârfare etc., montate la partea
superioară a corpului stâlpului, de care sunt suspendate atât conductoarele active, cât și
conductoarele de protecție. De asemenea, pe lângă rezistența mecanica necesară, coronam entul
trebuie să asigure atât dispoziția conductoarelor, cât și distanțele dintre acestea. Există o gamă
diversificată de soluții de realizare a coronamentului stâlpilor folosiți la construcția liniilor electrice
aeriene.
2.2.4 Stâlpii din beton armat
Stâlpii din beton armat sunt foarte mult utilizați la realizarea liniilor electrice aeriene de
110kV, 20kV și 0,4kV, datorită următoarelor avantaje:
rezistență mecanică bună;
siguranță în exploatare;
cheltuieli de întreținere mai reduse în comparație cu stâlpii metalici;
posibilități de tipizare și de execuție industrială;
durată lungă de viață.
Dintre dezavantajele stâlpilor din beton armat pot fi menționate:
greutate mare;
fragilitate la transport și la manipulare;
necesitatea unei execuții îngri jite în sectoarele de fabricație;
costuri ridicate pentru reparații
18
Betonul utilizat la execuția stâlpilor pentru liniilor electrice aeriene de 110 kV este de tip
B400, iar oțelul beton este de tip PC60 sau PC52, diametrul barelor luate în considerare la calculul
de rezistență fiind de cel puțin 10mm. Armăturile pretensionate sunt din sârme amprentate, cu
diametrul minim de 5 mm sau din toroane cu diametrul sârmelor de cel puțin 3 mm.
Pentru armarea longitudinală se folosesc 6 bare la stâlpii cu secțiu ne circulară, iar dacă
diametrul exterior este de până la 15cm inclusiv, se pot folosi numai 5 bare și minim 4 bare la stâlpii
cu secțiune rectangulară.
Stâlpii din beton armat centrifugat folosiți la realizarea liniilor electrice aeriene de 110kV
sunt de tip SC 1185, pentru susținere simplu circuit și de tip SC 1187, pentru susținere dublu circuit,
sunt reprezentați in figura din Anexa 1.
Caracteristicile stâlpilor din beton armat centrifugat folosii la realizarea LEA de 0,4 kV,
20 kV si 110 kV sunt prez entate în tabelele din Anexa 1. Stâlpii din beton armat centrifugat sunt
realizați din două tronsoane, între armăturile celor doua tronsoane existând o legătură electrică.
Consolele stâlpilor sunt metalice.
Stâlpii sunt destinați pentru echiparea cu condu ctoare active din Al -OL de 185/32 mm2 și
un conductor de protecție din Al -OL întărit de 95/55 mm2 sau oțel zincat de 70 mm2 .
2.2.5 Stâlpi din beton armat vibrat precomprimat
Stâlpii din beton armat vibrat precomprimat sunt stâlpii la care compactarea b etonului se
realizează prin vibrarea betonului introdus într -un cofraj, frecvența pentru vibrare fiind de
300015000 oscilații pe minut. Metoda vibrării prezintă avantajul de scurtare a timpului de realizare
a stâlpilor și de obținere a unor stâlpi cu cali tăți superioare din punct de vedere mecanic și rezistenți
la agenți atmosferici. Acești stâlpi se utilizează la realizarea liniilor electrice aeriene de medie și
joasă tensiune, având secțiuni trapezoidale, iar armăturile sunt aranjate într -o anumită poziț ie și
tensionate astfel încât momentele stâlpilor pe direcția principală sa fie maxime.
Betonul armat vibrat precomprimat, utilizat de fabricarea acestor stâlpi, este marca B500.
Armăturile de la stâlp sunt preluate la un șurub M 10 la partea superioară, de care se leagă consolele
și armaturile și la un al doilea șurub M 10 la partea inferioară a stâlpului, care se leagă la o priză de
pământ. După fabricarea stâlpului, cât și înaintea ridicării sale în rețea, este necesar să se verifice
continuitatea armăt urilor, precum și faptul daca acestea nu au fost rupte în urma tensionării, ceea ce
se realizează prin măsurarea rezistenței armăturii. [4]
2.2.6 Stâ lpii metalici
Stâlpii metalici sunt confecționați, în general, din oțel și se folosesc pentru construcția
liniilor electrice aeriene de înaltă și foarte înaltă tensiune, respectiv 110 750kV, simplu, dublu sau
mai multe circuite.
Pentru construcția stâlpilor metalici se folosesc prof ile laminate din oțel și anume:
laminate la cald din oțel carbon, oțel slab aliat, profile cu pereți subțiri formate la rece. Având în
vedere forma tronsoanelor, a coronamentului și a bazei, stâlpii metalici pot fi clasificați astfel:
stâlpi metalici în formă de turn;
stâlpi metalici în formă de turn, având coronamentul în formă de Y;
stâlpi metalici în formă de X;
stâlpi metalici portal;
stâlpi cu console izolante.
Proiectarea unei rețele electrice de distribuție rurală
19
Stâlpi metalici în formă de turn, cât și picioarele stâlpilor port al pot avea secțiune
circulară, triunghiulară, pătrată și dreptunghiulară.
Corpul stâlpului se compune, în
principal, din următoarele părți:
Figura 2.6 Stalp metalic cu zăbrele
1-montant;
2-diagonale;
3-furcă;
4-consolă;
5-suport fir de gardă;
6-traversă;
7-fir de gardă;
8-unghiul de protecție ;
9-lanț de izolatoare;
10-conductor activ;
11-unghiul viu
13-distanța la masă ;
14-centură;
15-cadru;
16-contravânturi;
17-nod;
18-dispozitiv contra urcării;
19-placa indicatoare;
20-tronson;
Coronamentul stâlpului este constituit din ansamblul de console, traverse, vârfare etc.,
montate în partea superioară a corpului stâlpului și de care sunt suspendate conductoarele active și
de protecție. Forma coronamentului, în a fară de rezistența mecanică necesară, trebuie să asigure și
distanțele normate dintre faze. De obicei, forma coronamentului desemnează și denumește tipul
stâlpului (stâlp Y, stâlp cap de pisică, stâlp brad întors, stâlp hexagon etc.). Coronamentul este o
construcție relativ ușoară și reprezintă circa 20% din greutatea stâlpului.
În Figura 2.7 se prezintă diferite tipuri de coronament cu un circuit simplu:
a) b) c) d) e)
Figura 2.7 Coronam ent de stâlpi cu circuit simplu. a,b -în triunghi; c -tip Y; d -tip pisica; e -tip
portal
20
Din punct de vedere al modului de construcție, stâlpii metalici pot fi împărțiți în
următoarele categorii:
sudați sau sudați bulonați – la care tronsoanele sau fețele tronsoanelor sunt
formate prin sudarea, în fabrici, a barelor și elementelor componente, iar
asamblarea stâ lpului se realizează prin buloane, la locul de montaj;
bulonați – la care toate barele și piesele componente se execută în fabrici, la
dimensiunile necesare, iar asamblarea stâlpului se face prin buloane, la locul de
montaj.
Protecția stâlpilor metalici împotriva ruginii se face prin zincare sau vopsire. Vopsirea se
realizează în trei straturi – un strat de grund și un strat de vopsea, aplicate în fabrică, precum și un al
doilea strat de vopsea, aplicat pe șantier, după ridicarea stâlpului.
2.3 Modul de determinare a secțiunii economice pentru linii noi
Determinarea secțiunii economice se bazeaza pe NTE 401/03/2000 .
Semnificațiile principalelor simboluri utilizate în instrucțiune (în ordine alfabetică):
A – componenta investiției specifice în linie c are este independentă de secțiunea
acesteia, în €/km;
a – rata de actualizare, în ani –1;
Ci – cheltuieli de investiții , în €
CTA – cheltuieli totale actualizate, corespunzătoare unității de lungime a liniei în €/km;
Ccel – costul pe care îl im plică prevederea unui întreruptor de joasă tensiune sau a unei
celule cu întreruptor de înaltă tensiune, în €;
Cex – cheltuielile totale de exploatare pe durata de studiu, în €;
cex – cheltuielile anuale de exploatare (întreținere), în €/an și km;
cp – costul kW instalat în centrale etalon, în €/kW;
cw – costul kWh, corespunzător treptelor de tensiune la care se face distribuția, în
€/kWh;
CPW – cheltuielile totale cu consumul propriu tehnologic pe durata de studiu, în €;
cpw – costul actualizat al pierderilor de putere și de energie, corespunzător unui an și unui
consum tehnologic de un kW la sarcina maximă, în €/an și kW;
IM,SM- sarcina maximă de calcul a liniei, în A sau kVA;
jec – densitatea economică de curent normată, în A/mm2;
K – panta de c reștere a costului unui km de linie cu secțiunea conductorului de fază, în
€/km.mm2;
Kjnc – coeficientul de creștere a j ec, folosit pentru determinarea numărului economic de
conductoare sau de circuite;
Kd – coeficientul pentru stabilirea sarcinii maxime echivalente de calcul în cazul liniilor
cu derivații;
Kr,Krs –coeficientii pentru stabilirea sarcinii maxime echivalente de calcul care țin seama
de dinamica în timp a sarcinii;
L – lungime de traseu a liniei, în km;
N – numărul economic de conductoare pe fiecare fază a liniei, sau de circuite;
n – numărul de celule cu care se echipează un circuit;
r – rata medie de creștere a sarcinilor maxime anuale, în an-1;
s – secțiunea conductorului activ al unei faze, în mm2;
se – secțiunea unei linii existente în exploatare, în mm2;
Proiectarea unei rețele electrice de distribuție rurală
21
sec – secțiunea economică, pe fază, a liniei, în mm2;
scec – secțiunea economică de calcul, folosită pentru stabilirea secțiunii economice s ec, în
mm2;
sM – secțiune constructivă maximă a conductorului, utilizat la un tip constructiv de
liniei, în mm2;
Tt – mărime pentru calculul valorilor actualizate corespunzătoare duratei calendaristice
t, în ani;
TIM,TSM – durate de utilizare anuală a sarcinii maxime, în ore/an;
tstL – durata de studiu a liniei și a circulației de curenți, în ani;
tSCE – durata de viata normată pentru centrala etalon, în ani;
ρ – rezistivitatea materialului conductor al liniei, în Ωmm2/km;
– durata de calcul a consumurilor proprii anuale de energie, în ore/an.
Soluția economică pentru numărul conductoarelor unei faze sau al circuitelor unei linii
de distribuție, precum și pentru secțiunea acestora corespunde minimului cheltuielilor totale
actualizate, exprimate prin relația (2.2). În această relație sunt însumate valorile actualizate ( la anul
punerii în funcțiune a liniei) ale cheltuielilor de investiții Ci , ale cheltuielilor de exploatare Cex, care
nu depind de consumurile proprii tehnologice de putere și energie și cheltuielile CPW generate de
consumurile proprii tehnologice de putere și energie. Raportând toate aceste cheltuieli la lungimea
L a liniei, se obține următoarea expresie a totalul ui cheltuielilor actualizate specifice ( pe unitatea
de lungime):
233 10i ex M
ex tsL pw tsLC C CPW ICTA N A Ks c T c TL Ns
(2.2)
Expresia de calcul a densității economice de curent se obține prin determinarea minimului
funcției CTA = f ( N,s) din relația (2.2), și anume:
310
3M
ec c
ec pw tsLI Kjs c T (2.3)
în care:
cpw reprezintă costul actualizat al pierderilor de putere și de energie, corespunzătoare unui
consum propriu tehnologic de 1 kW timp de un an, și se determină cu relația:
p
pw w
tSCEcccT (2.4)
Secțiunea economică de calcul a liniilor electrice se va determina cu relația:
c M
ec
ecIsj (2.5)
în care:
IM – sarcina maximă de calcul în regim normal de funcționare
jec – valoarea normată a densității economice de curent pentru linia respectivă,
determinată din tabel .
Densitatea economică de curent jecN , normată pentru determinarea numărului economic
de conductoare sau circuite, est e întotdeauna mai mare decât jec, și anume:
jnc ec ecN Kj j (2.6)
22
Valoarea coeficientului Kjnc – de creștere a lui jec – se determină utilizând următoarele
relații:
a) la mărirea numărului de conductoare pe fază (fără a prevedea aparate de conectare
suplimentare):
1j
MAKKs (2.7a)
b) la mărirea numărului de circuite ale unei linii:
1cel
jnc
MnACLKKs
(2.7b)
în care:
n reprezintă numărul de celule cu cost Ccel, cu care se intenționează a fi echipat
fiecare circuit al liniei proiectate.
Numărul economic N de conductoare al unei faze sau de circuite al unei linii și apoi
secțiunea economică normalizată s a fiecăruia dintre aceste conductoare se determină în două etape
succesive prezentate în continuare.
a) Numărul optim de calcul Nc al conductoarelor unei faze sau al circuitelor unei linii se
determină cu relația:
c
ec M
c
ec jnc M jnc Ms INj K s K s (2.8)
Soluția constructivă privind numărul economic N de conductoare al fiecărei faze sau de
circuite al liniei se determină prin rotunjirea la cel mai apropiat număr întreg, a numărului de calcul
Nc, cu excepția următoarelor cazuri:
a. se alege N=1, dacă N
1,41;
b. se alege N=2, dacă 1,41< N
2.5.
NOTĂ:
Având în vedere precizarea de la punctul a . de mai sus, precum și relația (2.8) se poate
alege direct N=1 în toate cazurile când secțiunea economică de calcul scec determinată cu relația
(2.5), satisface condiția:
2c
ec Mss (2.9a)
și cu atât mai mult dacă:
c
ec Mss (2.9b)
b) Secțiunea economică totală pentru o fază a liniei va fi realizată din "N" conductoar e
identice, de secțiune normalizată "s" astfel aleasă încât valoarea:
ecs Ns (2.10)
să fie cât mai apropiată de valoarea scec, determinată cu relația ( 2.5).
În marea majoritate a cazurilor în care numărul N este mai mare decât unitatea, rezultă
M ec Ns s
.
c) Secțiunea economică a unei linii electrice noi mai poate fi determinată și prin metoda
domeniilor de sarcini maxime anuale cărora le corespund secțiuni economice. Aceste domenii sunt
extras e din tabele și au fost determinate pe baza densităților economice . Pentru o durată de utilizare
a sarcinii maxime TSM dată se caută în tabelul corespunzător tipului constructiv de linie domeniul de
Proiectarea unei rețele electrice de distribuție rurală
23
sarcini care include sarcina maximă de calcul IM sau SM. Pe orizontală, în prima coloană se află
secțiunea economică căutată. [5]
TIPUL LINIEI se Ifec pentru următoarele durate TM ale sarcinii maxime, în h/an Ift
aer ambiant
mm2 cu temp.maximă
2000 3000 4000 5000 6000 7000 40 oC
LEA DE JOASĂ 35 109 100 90 84 78 73 140
TENSIUNE 50 133 125 116 104 98 86 175
cu cond.din Al 70 169 157 141 130 118 105 215
sM=95 mm2 95 212 194 180 162 150 132 260
Tabel 2.4 . Sarcinile maxime până la care se poate încărca – sub aspect economic sau termic – o
linie electrică cu secțiune s e existentă în exploatare [5]
24
CAPITOLUL 3 . Calculul regimului permanent de funcționare. Metoda
ascendent -descendent
Calcularea regimului permanent reprezintă o etapă importantă a oricărui studiu asupra
rețelelor electrice.Rezultatele obținute în urma calculării regimului permanent constituie punctul de
plecare în realizarea oricărui studiu privind funcționarea rețelei de regim normal sau perturbat.
În urma calculului regimului permanent al unei rețele electrice se determină complet
mărimile de stare asociate nodurilor și laturilor.
Starea electrică a unui nod este caracterizată de patru mărimi de stare: puterea activă P,
puterea reactivă Q, modulul U și argumentul
ale tensiunii (calculate față de o axă de referință
aleasă arbitrar), grupate în două mărimi complexe
S P jQ și
jU Ue .În urma scrierii ecuațiilor
de bilanț ale puterilor nodale activă și reactivă , rezultă că doua dintre mărimile de stare pot fi impuse
, iar celalate două rămâne a fi determinate. Dacă se cunosc mărimile de stare asociate nodurilor de
la extremitatea unei laturi se pot determina mărimile electrice necunoscute ale laturii respective.
Ținând cont de mărimile impuse , nodurile unei rețele electrice sunt de 3 feluri :
noduri consumatoare , de tip PQ , caracterizat e de puterea active și reactive;
noduri gener atoare , de tip PU,carcterizate de puterea activă generată și modulul
tensiunii;
noduri de echilibru , caracterizate de tensiunea în modul și argumentul acesteia.
Mărimile electrice de stare asociate laturilor rețelelor electrice (linii sau transformatoare)
sunt curentul complex
arI I jI (sau puterea complexă
S P jQ ) și căderea de tensiune la
borne
U U j U .Dacă se cunoaște una dintre aceste mărimi,cealaltă poate fi determinată cu
ușurință prin aplicarea legii lui Ohm. [6]
O rețea electrică, în general , e formată din n noduri și l laturi , din teoria grafurilor rezultă
că n-1 laturi sunt de tip arbore și l-n+1 laturi sunt de tip coardă (închid bucle). Dacă nu există nicio
buclă închisă , adică numărul laturilor coardă este egal cu zero ,având numai laturi de tip arbore
atunci rețeaua electrică este arborescentă. În aceste condiții l-n+1=0 , deci l=n-1 .O rețea e lectrică
arborescentă este compusă dintr -un nod sursă și unul sau mai multe noduri consumatoare.
Într-o rețea electrică arborescentă, mărimile de stare necunoscute sunt :
tensiunile celor n-1 noduri consumatoare;
curenții ( puterile) prin cele l-n+1 laturi . [6]
Numărul total de necunoscute este 2( n-1), iar pentru a le putea determina e necesară
scrierea unui număr egal de ecuații. Curenții prin laturi se obțin prin aplicarea teoremei întâi a lui
Krichhoff în cele n-1 noduri consumatoare , considerate noduri independente.Teorema a doua a lui
Krichhoff nu se poate aplica deoarece l-n+1= 0. Pe de altă parte, dacă aplicăm lega lui Ohm pe cele
l=n-1 laturi, se vor obține caderile de tensiune la borne. Având ca referință tensiunea nodului sursă,
pe baza căderilor de tensiune din laturi, se calculează tensiunile nodurilor consumatoare.
Principiul metodei ascendent -descendent, folosită pentru calcularea regimului permanent
în rețelele electrice radiale, e compus din două etape:
etapa ascendent , în care , utilizând teorema întâi a lui Kirchhoff ,plecând de la
nodurile terminale si mergând până la nodul sursă S, se calculează curentul la fiecare
nod consumator și curentul prin latura sa precedentă .
etapa descdendent, în care pornind invers, de la no dul sursă S (a cărui tensiune
constantă se ia de referință) și mergând până la nodurile terminale, prin aplicarea
Proiectarea unei rețele electrice de distribuție rurală
25
legii lui Ohm se calculează căderea de tensiune la bornele laturilor și tensiunea la
nodurile consumatoare.
Fig. 3.1. Etapele de calcul ale regimului permanent prin metoda ascendent -descendent : a)
calculul curenților prin laturi; b) calculul tensiunilor la noduri. [6]
Prin aplicarea metodei ascendent -descendent pentru modelul liniar al rețelei (consumatorii
modelați prin curenți constanți, iar liniile și transformatoarele electrice reprezentate prin dipoli)
rezultatele de regim permanent se obțin prin parcurgerea o singură dată a celor două etape. În cazul
model ului neliniar al rețelei (consumatorii modelați prin puteri constante sau liniile electrice
reprezentate prin schema în ” ”, respectiv transformatoarele prin schema în ” ”) rezultatele de
regim permanent se obțin în urma unui calcul iterativ. Testul de con vergență constă în compararea
modulului puterii aparente la nodul sursă sau a modulului tensiunii la nodurile consumatoare între
două iterații succesive.
Algoritmul de calcul al regimului permanent prin metoda „ascendent -descendent” e
format din următorii pași de calcul:
1. Ordonarea rețelei ( stabilirea nodului și a laturii precedente pentru fiecare nod
consumator) și inițializarea tensiunii nodurilor consumatoare cu valoarea tensiunii
nodului sursă ( S) :
SkN k U US k ,,,2,1 , (3.1)
2. Inițializarea procesu lui iterativ:
1p ;
3. Etapa ascendent : parcurgerea rețelei de la nodurile terminale la nodul sursă și
efectuează următoarele operații:
a. Calculul curentului consumat în nodul
k prin aplicarea relației (4.10)
*
1*3p k
k p
kSI
U (3.2)
b. Calculul curentului prin latura precedentă nodului
k :
)()( )( )(
k Succjp
kjp
k ikp
ik I IN I (3.3)
26
în care: i este nodul precedent nodului k;
k Succ
– mulțimea nodurilor succesoare nodului
k ;
ikN
– raportul de transformare al laturii
ki .
4. Etapa descendent : calculul tensiunilor la noduri, parcurgând rețeaua de la nodul sursă
către nodurile terminale. Pentru iterația curentă
p , considerând ordinea de parcurgere
a unei laturi de la nodul i la nodul k, calculul se realizează astfel:
a. Calculul căderii de tensiune pe latura
ki :
)( )(3p
ik ikp
ik IZ U (3.4)
b. Calculul tensiunii la nodul k:
)( )( )( p
ikp
i ikp
k U UN U (3.5)
5. Calculul puterii injectate în rețea de nodul sursă:
)()*( )(3
S Succjp
Sj Sp
S I U S (3.6)
6. Dacă
1p și modelul rețelei este liniar se trece la pasul 7, altfel dacă
1p
Sp
SS S
atunci
1pp și se reia calculul de la pasul 3, altfel se încheie
procesul iterativ.
7. În final se calculează pierderile de putere prin laturile rețelei. [6]
Proiectarea unei rețele electrice de distribuție rurală
27
CAPITOLUL 4 . Metode de reducere a pierderilor de putere și de
energie în rețelele electrice de distribuție
Este o problemă de interes ridicat pentru furnizorii și distribuitorii de energie
electrică:pierderile de putere în rețelele electrice.
Transportul și distribuția de energie electrică sunt însoțite de pierde ri de energie în toate
elementele rețelei. Nivelul acestora oscilează între 10% și 15% din energia produsă în centrale, în
funcție de structura rețelei, de condițiile de exploatare .
Pierderile în rețelele electrice se pot împărți în:
4.1 Pierderi prin consum propriu tehnologic:
Pierderile în linii și cabluri -pierderi dependente de sarcină (prin efect Joule), pierderi
datorate efectului corona, pierderi prin conducție transversală pe linii, pierderi dielectrice în cabluri;
Pierderi în transformatoare – dependente de sarcină ( pierderi de scurtcircuit sau
bobinaj), respectiv independente de sarcină, în miezul de fier (pierderi de mers în gol și prin
histerezis);
Pierderi în contoare, transformatoarele de măsură, sigurațe, instrumente de masură
etc.
1. Pierderi tehnice rezultate prin abateri de la regimul de functionare proiectat;
2. Comerciale.
Pierderile prin imprecizia contoarelor; pierderile datorate nepornirii contoarelor in
cazul sarcinilor reduse, furturi, etc
4.2 Pierderile de energie in rețele le de înaltă tensiune :
O co nditie controlabila, care influ enteaza aparitia acestui tip de pierderi de energie, este
starea suprafetei materialelor conductoare ale retelei. Se stie ca orice proieminenta sau varf ascutit,
intensifica cimpul electric si fav orizeaza descarcarile electric
Fenomenul CORONA este o indicatie a starii de degradare a retelelor electrice.
Figura 4.1 Descărcări corona
28
4.3 Pierderile de energie în rețelele de medie și joasă tensiune:
În ambele cazuri pierderile de energie se datorează în principal efectului Joule, dependent
de sarcină și mai puțin descărcărilor de tip corona.
În prezent rețelele de distribuție alimentează un număr crescând de utilizatori
dezechilibrați și neliniari c are determină un regim de funcționare nesinusoidal și nesimetric al acestor
rețele. Acest fapt are ca primă onsecinta negativă creșterea pierderilor de putere în liniile electrice
de transport și distribuție, respectiv în transformatoare.
În regim dezech ilibrat s -a constatat că pierderile de putere cresc considerabil în raport cu
pierderile într -un regim echilibrat. În cazul unui factor de nesimetrie negativă de 20%, pierderile pot
să crească îngrijorător, depășind chiar 100% dacă factorul de nesimetrie n egativă depășește 40%.
În regim nesinusoidal s -a determinat variația pierderilor în funcție de factorul total de
distorsiune armonică al curenților. În această situație, pierderile de putere sunt influențate în special
de nivelul armonicilor de rang multi plu de 3. Deoarece acestea se însumează pe conductorul de nul,
pierderile pot să crească îngrijorător ajungând chiar până la 300% atunci când reziduul deformant
este egal cu fundamentala, iar armonicile de rang multiplu de 3 reprezintă 90% din acesta.
Într-un regim real de funcționare, datorită însumării efectelor celor două regimuri,
pierderile cresc și mai mult.
În urma unui studiu de caz făcut pe o rețea tipică urbană s -au constat următoarele:
-indicatorii de calitate ai regimului deformant și d ezechilibrat se încadrează în limitele
normale indicate în standardele în vigoare;
-în regim nesinusoidal, o medie a factorului total de distorsiune armonică de 20,86% a
determinat o creștere a pierderilor de putere de 10,45%;
-în regim dezechili brat s -a consta tat că o medie de 10% a factorilor de nesimetrie
negativă, respectiv zero a condus la pierderi suplimentare de putere de 11%;
-o pondere importantă în aceste pierderi o au cele datorate curenților care circulă prin
conductorul de nul;
-pierderile de putere cresc îngrijorător, depășind în unele perioade ale zilei 20%;
valoarea medie pentru perioada analizată a creșterii față de pierderile considerate în regim simetric
și sinusoidal de funcționare a fost în medie de 14 % .
Reducerea pierderilor de energie in retelele de transport si distributie depinde de urmatorii
factori:
Proiectarea retelelor, statiilor si posturilor de transformare, a tuturor elementelor care
intervin de la producator pana la consumatorul de energie electrica, sa se faca in raport optim: costul
investitiei – pierderi minime.
Rolul măsurilor tehnologice în reducerea pierderilor este, în cele mai multe cazuri, mai
important decât al măsurilor de exploatare și de aceea măsurile tehnologice trebuie aplicate din faz a
de proiectare a instalațiilor. Deoarece aplicarea acestor metode implică investiții suplimentare ele
trebuie bine justificate. Dintre aceste măsuri se amintesc următoarele:
micșorarea rezistențelor rețelelor electrice,
ridicarea nivelului de tensiune ,
trecerea la tensiuni nominale de funcționare mai ridicate
compensarea puterii reactive.
Proiectarea unei rețele electrice de distribuție rurală
29
4.4 Micșorarea rezistențelor rețelelor electrice
Se poate realiza prin întărirea lor, adică prin construirea de linii noi și montarea de
transformatoare suplimentare, cum și prin înlocuirea conductoarelor de secțiuni mai mici cu altele
de secțiuni mai mari.
Mărirea secțiunii conductoarelor este justificat ă numai dacă densitatea efectivă a
curentului depășește densitatea economică și se poate face fie prin înlocuirea conductoarelor uzate
cu altele de secțiuni superioare, fie prin dublarea unor circuite, în cazul liniilor de înaltă tensiune.
Pentru evitare a unor astfel de lucrări, care necesită investiții suplimentare, este foarte
importantă alegerea corectă a secțiunii conductoarelor la proiectarea liniilor, care trebuie să țină
seama de perspectiva dezvoltării consumatorilor și a sistemului electroenerget ic pe o perioadă de
(5÷10) ani.
Instalarea unor transformatoare noi în rețea nu este justificată numai de reducerea
pierderilor ci și de crearea unor rezerve în alimentare sau pentru descărcarea acestora când sarcina
depășește puterea lor nominală. Încăr carea transformatoarelor trebuie să fie optimă, adică să
corespundă unui regim de funcționare cu pierderi minime.
4.5 Creșterea nivelului de tensiune în rețelele electrice
Conduce la micșorarea pierderilor în ansamblu. Se poate demonstra că pentru fie care
procent de ridicare a nivelului tensiunii de funcționare a instalațiilor, pierderile de putere care sunt
proporționale cu pătratul curentului (pierderile de putere în linii și în cuprul transformatoarelor) se
reduc cu circa 2 % din valoarea lor absolu tă. În schimb, pierderile de putere în fierul
transformatoarelor, care nu depind de sarcina acestora ci numai de tensiunea de alimentare, cresc cu
mai mult de 2 % din valoarea lor absolută. Având în vedere însă că pierderile în fier la
transformatoarele mo ntate în rețelele electrice reprezintă aproximativ 15 % din pierderile totale, o
creștere cu 1% a tensiunii de alimentare conduce la o reducere a pierderilor totale de putere activă
în transformatoare cu aproximativ 1,2 % din valoarea lor absolută.
Trebu ie menționat, de asemenea, că odată cu creșterea tensiunii de alimentare cresc
puterile active și reactive vehiculate în rețele, ceea ce conduce la o mărire oarecare a pierderilor. Cu
toate acestea, pierderile în ansamblu scad dacă nivelul tensiunilor creș te.
Trecerea rețelelor electrice la tensiuni nominale mai ridicate se aplică în cazul liniilor
și stațiilor supraîncărcate și este justificată din punct de vedere economic dacă izolația rețelelor
respective permite creșterea tensiunii de (1,5÷2) ori f ață de tensiunea actuală de serviciu. Rețelele
care permit o astfel de creștere a tensiunii sunt rețelele subterane de joasă și medie tensiune (se poate
trece de la 220 V la 400 V, între faze, sau de la 5 la 6 kV), cele aeriene de joasă tensiune, iar în un ele
cazuri și cele de medie tensiune (de exemplu se poate trece de la 6 la 10 kV).
Introducerea unor tensiuni mai ridicate impune însă rezolvarea unor probleme tehnice și
o justificare economică pentru fiecare caz în parte.
30
4.6 Compensarea puterii reactive sau îmbunătățirea factorului de
putere
Este o metodă importantă de reducere a pierderilor de energie în rețele prin micșorarea
circulației de putere reactivă prin elementele rețelei.
Reducerea circulației de putere reactivă prin rețele simplif ică reglajul tensiunii.
Sarcina reactivă a unui sistem electroenergetic se compune din puterea de magnetizare
cerută de echipamentul electric al consumatorilor și cea necesară pentru transportul și distribuția
energiei electrice, prin linii și transforma toare.
Având în vedere că sarcina inductivă a consumatorilor reprezintă cca. 0,75 kvar/kW, iar
pierderile de putere reactivă în instalațiile de transport și distribuție sunt de cca. 0,25 kvar/kW,
rezultă că, la nivelul sistemului, necesarul de putere rea ctivă este de același ordin de mărime cu
sarcina activă.
Din totalul puterii reactive cerute de consumatori, (65÷70) % este absorbită de motoarele
asincrone, (20÷25) % de transformatoare, iar restul de 10 % de linii electrice și alte receptoare
inductive (bobine de reactanță, lămpi cu descărcări în gaze, cuptoare cu arc, echipamente electronice
de putere etc.).
Necesarul de putere reactivă cerut de un sistem electroenergetic este asigurat de
generatoarele din centrale, compensatoarele sincrone, condensa -toarele statice și instalațiile statice
de putere reactivă cu reglaj continuu sub sarcină, care asigură și reglează bilanțul puterilor reactive
în sistem. În rețelele industriale se utilizează ca surse de putere reactivă și motoarele sincrone.
Consumato rii sunt obligați, prin normativele în vigoare, să -și amelioreze factorul de
putere până la așa -numitul factor de putere neutral care, în țara noastră, este stabilit la valoarea de
0,92. Ameliorarea factorului de putere la consumatori se face pe cale natur ală și pe cale artificială.
Măsurile din prima categorie nu necesită instalații de compensare, putând fi realizate cu
minim de efort financiar și uman. Ele au drept scop mărirea factorului de putere, cu care funcționează
în mod efectiv receptoarele, prin eliminarea cauzelor și condițiilor care determină scăderea factorului
de putere sub valoarea sa nominală.
Dintre măsurile de ameliorare a factorului de putere pe cale naturală fac parte următoarele:
– funcționarea transformatoarelor în paralel, după gr aficul de pierderi minime;
– înlocuirea transformatoarelor slab încărcate prin altele de putere mai mică. Pentru
posturile de transformare, de exemplu, această măsură este recomandată dacă în perioada vârfurilor
anuale de sarcină încărcarea transformatoa relor din posturile de distribuție urbană și rurală este sub
50% din puterea nominală, respectiv sub (30÷40) % din puterea nominală, în cazul
transformatoarelor din posturile industriale.
– înlocuirea motoarelor asincrone slab încărcate cu motoare asincr one de puteri mai mici,
corespunzătoare încărcării mecanismului antrenat. De regulă, înlocuirea este rentabilă pentru sarcini
sistematice sub 45% din puterea nominală a motorului. Pentru încărcări cuprinse între 45% și 70%
din puterea nominală a motorului, oportunitatea înlocuirii se stabilește pe baza unui calcul tehnico –
economic, iar pentru sarcini care depășesc 70% din puterea nominală a motorului nu se pune
problema înlocuirii; – montarea limitatoarelor de mers în gol, care urmează să deconecteze de la
rețea motoarele asincrone când durata funcționării în gol este mai mare decât cea normală (de ex. 10
s);
– modificarea conexiunilor din triunghi în stea la motoarele asincrone slab încărcate.
Această metodă se poate aplica numai la motoarele care în mod normal funcționează în conexiune
triunghi. Prin această modificare a conexiunilor înfășurărilor, tensiunea pe o fază a motorului se
reduce de ori, iar cuplul și puterea activă se micșorează de 3 ori, în timp ce gradul de încărcare și
factorul de putere ai motorului cresc, respectiv scade consumul de putere reactivă. Pentru ca
funcționarea în stea să fie stabilă, trebuie ca cuplul maxim cerut de mașina antrenată să nu depășească
44 % din cuplul nominal al motorului;
– folosirea motoarelor sincrone în locu l celor asincrone prezintă avantajul că cele dintâi
pot funcționa cu cos φ =1, iar dacă sunt prevăzute cu posibilitatea de supraexcitare, ele pot să
debiteze o anumită cantitate de energie reactivă, care acoperă o parte din energia reactivă consumată
Proiectarea unei rețele electrice de distribuție rurală
31
de mo toarele asincrone. Motoarele sincrone se pot utiliza la acționările de putere mare (peste 100
kW), la care nu este necesară modificarea turației, cum ar fi funcționarea: pompelor, ventilatoarelor,
malaxoarelor etc.
Oportunitatea folosirii motoarelor sin crone în locul celor asincrone se stabilește în urma
unui studiu tehnico -economic. Ameliorarea factorului de putere prin măsuri tehnico -organizatorice
(pe cale naturală) poate conduce, în situația ideală, care presupune funcționarea în regim optim, din
punct de vedere al pierderilor, a tuturor consumatorilor, la reducerea consumului de energie reactivă
până la nivelul impus de minimul tehnic necesar.
Chiar și în această situație ideală energia reactivă care ar circula de la generatoarele
electrice din cen trale spre consumatori ar avea o valoare apreciabilă.
Pentru limitarea puterii reactive produsă în centralele electrice, care trebuie transportată
la distanțe mari, se realizează compensarea sau furnizarea de energie reactivă în diferite puncte ale
sistemului de către surse specializate. În acest fel, balanța de energie activă va fi acoperită de
centralele electrice, iar balanța de energie reactivă va fi satisfăcută, în principal, de surse specializate
de producere a energiei rea
ctive și numai parțial de centralele electrice.
Sursele specializate de energie reactivă (baterii de condensatoare sau compensatoarele
sincrone) constituie mijloace de ameliorare a factorului de putere pe cale artificială.
Preocupările legate de am eliorarea factorului de putere pe cale artificială trebuie orientate
simultan pe două direcții: una legată de compensarea puterii reactive a consumatorilor racordați la
sistemul electroenergetic și cea de a doua privind compensarea sarcinii reactive în reț elele electrice
ale sistemului.
Reducerea pierderilor inseamna utilizarea eficienta a energiei, inseamna energie
economisita, inseamna mai putina energie generata. Toate acestea converg catre folosirea rationala
a resurselor, adica spre o politica de dezvoltare energetica durabila. [7]
32
CAPITOLUL 5. Studiu de caz asupra unei rețele electrice de
distribuție rural ă 20/0.4 kV
Schema electrică a rețelei electrice de distribuție rurală ce urmează a fi construită:
Figura 5.1 Schema monofilară a rețelei electrice de distribuție ce va fi analizată
Rețeaua electrică e formată din 6 posturi de transformare aferente a 6 zone d e consum .
Fiecare post de transformare este prevăzut cu transformatoare cu ulei TTU -ONAN cu înfășurări din
Aluminiu.
Pentru fiecare zonă de consum se cunoaște : sarcina maximă – SM, factorul de putere -cos
φ și durata de utilizare a puterii maxime anuale – TSM. Acestea s unt structurate in tabelul 5.1 .
Tabel 5.1 Caracteristicile posturilor de transformare
PT SM cos φ TSM
1 150 0.9 2500
2 200 0.9 2700
3 200 0.9 2700
4 200 0.9 2700
5 200 0.9 2700
6 400 0.8 3100
Proiectarea unei rețele electrice de distribuție rurală
33
5.1 Calcularea puterii active și reactive in fiecare zona de consum
Pentru început, este necesară calcularea duratei de utilizare a puterii maxime anuale
globale – TSMglobal . Acesta se calculează făcând media aritmedia a celor 6 T SM a fiecărui post de
transformare.
1 2 3 4 5 6
6SM SM SM SM SM SM
SMglobalT T T T T TT
2500 2700 2700 2700 2700 310027336SMglobalT
ore/an
Cunoscând sarcina maximă SM, și factorul de putere cos φ în fiecare zonă de consum, se
pot determina cu aju torul acestora puterea activă p, respectiv puterea reactivă q. Pentru determinarea
acestora se folosesc formulele :
cos , 1,6 i i ip s i
(5.1)
2 2, 1,6 ii qi s p i
, (5.2)
în care s -a notat cu si sarcina fiecărei zone de consum i.
Postul de transformare 1 (i=1)
1 1 1 cos 150 0.9 135 ps
kW
22 221 1 1 150 135 63,38 q s p
kVAr
Postul de transformare 2 ( i=2)
2 2 2 cos 200 0.9 180 ps
kW
22 222 2 2 200 180 87,17 q s p
kVAr
Postul de transformare 3 ( i=3)
3 3 3 cos 200 9 180 ps
kW
22 223 3 3 200 180 87,17 q s p
kVAr
Postul de transformare 4 (i=4)
4 4 4 cos 200 9 180 ps
kW
22 224 4 4 200 180 87,17 q s p
kVAr
Postul de transformare 5 ( i=5)
34
5 5 5 cos 200 9 180 ps kW
22 225 5 5 200 180 87,17 q s p
kVAr
Postul de transformare 6 ( i=6)
6 6 6 cos 400 0.8 320 ps
kW
22 226 6 6 400 320 240 q s p
kVAr
Puterile pi , respectiv qi pentru fiecare zonă de consum au fost centralizate in tabelul 5.2
PT pi qi
1 135 63.38
2 180 87.17
3 180 87.17
4 180 87.17
5 180 87.17
6 320 240
Tabel 5.2 Puterea activă p i și puterea reactivă q i pentru fiecare zonă de consum
5.1.1 Dimensionarea posturilor de transformare
Dimensionarea posturilor de transformare constă în stabilirea puterii nominale aparente
a transformatoarelor și a numărului acestora pentru fiecare post de transformare. Se vor folosi
transformatoare trifazate cu două înfășurări cu bobinaje din Aluminiu , de tip TTU -ONAN.
Puterile nominale fac parte dintr -o progresie geometrică cu rația
510 » 1.6
Pentru dimensionarea posturilor de transform are se utilizeaza lucrarea 3RE -3Ip 51/2 – 93
:"Instructiuni privind stabilirea puterilor nom inale economice pentr u transformatoarele din posturi ".
Domeniile de încarcare pentru fiecare transformator sunt pentru TSM multiplu de 1000.
Deoarece T SMglobal al rețelei studiate este de 2733 ore/an ,vom avea nevoie de domeniile
de încărcare m aximă anua lă cuprinse între 2000 și 3000 de ore .
TSM [ore/an]
Snt
[kVA] 2000 3000
160 96-160 88-160
250 160-250 160-250
400 250-400 250-400
Tabel 5.3 Domeniile de încărcări maxime anuale
Cum TSMglobal este diferit de multiplu de 1000 pentru determinarea domeniului de încărcare
pentru transformatoare corespun zător se va folosi interpolarea liniară .
Proiectarea unei rețele electrice de distribuție rurală
35
Pentru S nt=160 kVA
2000 2733 2000S 96 (88 96) 96 (88 96) 90,1363000 2000 3000 2000SM
infT
kVA
2000 2733 2000S 160 (160 160) 160 (160 160) 1603000 2000 3000 2000SM
supT
kVA
Pentru S nt=250 kVA
2000 2733 2000S 160 (160 160) 160 (160 160) 1603000 2000 3000 2000SM
infT
kVA
2000 2733 2000S 250 (250 250) 250 (250 250) 2503000 2000 3000 2000SM
supT
kVA
Pentru S nt=400 kVA
2000 2733 2000S 250 (250 250) 250 (250 250) 2503000 2000 3000 2000SM
infT
kVA
2000 2733 2000S 400 (400 400) 400 (400 400) 4003000 2000 3000 2000SM
supT
kVA
În final, observăm în ce interval se încadrează puterile cerute de cei 6 consumatori și
alegem, în funcție de ele, puterea nominală aparentă a transformatorului SnT.
Snt TSM [ore/an]
[kVA] 2733
160 90.136 -160
250 160-250
400 250-400
Tabel 5.4 Limitele de încărcare pentru utilizarea transformatorului la T SMglobal =2733 ore/an
PT1
s1=150 kVA , voi alege un transformator cu Snt=160 kVA
PT2,3,4,5
s2,3,4,5=200 kVa, voi alege cate un transformator cu Snt=250 kVA
PT6
s6=400 kVA, voi alege un transformator cu Snt=400 kVA
36
Rezultatele au fost centralizate în tabelul 5.5
PT Snt nT
1 [kVA] 1
2 160 1
3 250 1
4 250 1
5 250 1
6 400 1
Tabel 5.5 Numărul de transformatoare necesar fiecărui post de transformare și puterea
nominala aparentă a acestora
5.2 Calculul parametrilor transformatoarelor
Parametri i unu i transformator sunt:
impedanța, formată din rezistență și reactanță
admitanța, formată din conductanță și susceptanță
Transformatoarele se pot reprezenta prin schema echivalentă
,
,T sau bipol. În acest
studiu de caz, ținând cont de caracterul unilateral al circulației de curenți prin posturile de
transformare ( de la MT la JT), se folosește schema echivalentă în
.
Parametri schemei echivalente se calculea ză raportat la tensiunea înfășurării fixe, cea de
JT.
Schema echivalentă în
a transformatorului coborâtor este reprezentată în figura 5.2
Figura 5.2 Schema echivalentă în
a transformatorului coborâtor
MT-medie tensiune ;
JT-joasă tensiune ;
NT-număr transformatoare ;
YPT—admitanța pe partea de joasă tensiune .
ZPT—impedanța pe partea de joasă tensiune.
Proiectarea unei rețele electrice de distribuție rurală
37
Pentru calcularea parametrilor transformatoarelor sunt necesare specificațiile tehnice ale
transformatoarelor . Pentru acest lucru voi folosi „SPECIFICATIE TEHNICA
TRANSFORMATOARE DE PUTERE ETANSE, FDEE Muntenia Nord, cod: ETN -ST-15-057. [8]
SnT [kVA] usc [%] ∆Psc [kW] ∆P0 [kW] i0 [kW]
160 4 2.35 0.3 2.3
250 4 3.25 0.53 2.1
400 4 4.6 0.75 1.9
Tabel 5.6 Specificațiile tehnice ale transformatoarelor
usc – Tensiunea de scurtcircuit, la curent nominal, frecvență nominală și 75
C
temperatura nfășurărilor ;
∆Psc – Pierderi la mers în scurtcircuit, la curent nominal, frecvență nominală și
75
C temperatura înfășurărilor ;
∆P 0 – Pierderi la mers în gol, la tensiune și frecvență nominală ;
i0 – Curentul de mers în gol, la tensiune și frecvență nominală .
Transformatorul de 160 kVA
1 Tn
Calcularea parametrilor longitudinali :
Rezistența:
2 3 3 2
2 3 2() 2.35 10 (0.4 10 )0.014(160 10 )JTscnT
nTPURS
Impedanța transformatorului în modul
2 32
3() 4 (0.4 10 )0.04100 100 160 10JTscnt
nTU uZS
Reactanța:
2 2 2 20.04 0.014 0.037 T T TX Z R
Impedanța tranaformatorului care modelează pierderile în fier
0.014 0.037 14 37 T T TZ R jX j j
m
114 37
TPT TZ Z jn
m
38
Calculul parametrilor transversali:
Conductanța:
303
2 3 20.3 101.875 10( ) (0.4 10 )TJT
nPGU
S =1.875 mS
Admitanța transformatorului în modul
30
2 3 22.3 160 100.023100 ( ) 100 (0.4 10 )nT
TJT
niSYU
S = 23 mS
Susceptanța:
2 2 2 223 1.875 22.92 T T TB Y G
mS
Admitanța pe partea de joasă tensiune:
1.875 22.92 T T TY G jB j
mS
1.875 22.92 T PT TY n Y j
mS
Analog, se calculează parametrii transformatelor la 250 respectiv 400 kVA. Parametrii
celor trei transformatoare au fost centralizați în tabelul 5.7
Tabel 5.7 Parametrii transformatoarelor (impedanța și admitanța)
Proiectarea unei rețele electrice de distribuție rurală
39
5.2.1 Calculul pierderilor de putere în posturile de transformare
Pierderile de putere în transformatoare sunt de două categorii: pierderi în fier,
independentede sarcina transformatorului și pierderi în cupru, variabile cu sarcina.
Calculul pierderilor de putere activă și reactivă în transformatoare se face pe baza
datelor de catalog ale transformatoarelor.
Figura 5.3 Puterea injectată pe bara de medie tensiune și puterea ceruta de consumator
s’-puterea injectată pe bara de medie tensiune
s-puterea cerută de cosumator
Pierderile de putere în postul de transformare, notate
PTS sunt formate din pierderile de
puterea activă în postul de transformare, notate
PTP și pierderile de putere reactivă, notate cu
PTQ
.Atât pierderile de putere activă, cât și reactivă sunt compuse din pierderile î n miezul
transformatorului notate cu
miezP și pierderile în înfășurările transformatorului,notate cu
infP .
Pierderile de putere se vor calcula cu formula 5.3:
, , ,PT i PT i PT iS P j Q
VA (5.3)
în care s -a notat cu i fiecare zonă de consum
2
, inf T 0
T=n P +nPT i miez sc nTP P P u S
(5.4)
20
, , inf,i100 100sc
PT i miez i T nT nT
TiuQ Q Q n S Sn (5.5)
nT – număr de transformatoare ;
0P
– Pierderi la mers în gol, la tensiune și frecvență nominală;
– factorul de încărcare al transformatorului ;
usc – tensiunea de scurtcircuit;
i0 – curentul de mers în gol, la tensiune și frecvență nominală.
nTs
S (5.5)
40
Exemplu de calcul pentru PT 1 :
,1 inf PTP Pmiez P
01 0.3 0.3 miez TP n P
kW
22
inf 0.938= 2.35 2.061sc PPnT
kW
11500.938160 nTs
S
,10.3 2.03 2.36 PTP
kW
, 1 infPT miezQ Q Q
0 2.31 160 3.68100 100miez T nTiQ n S
kVAr
22
inf0.938 4= 160 5.63100 1 100sc
nT
TuQSn
kVAr
,13.68 5.63 9.31 PTQ
kVAr
,1 2.36 9.31 PT PT PTS P j Q j
kVA
,1' 135 63.38) (2.36 9.31) 137.36 72.69 PT s s S j j j
kVA
Dupa realizarea calculelor pentru fiecare post de transformare, acestea au fost
centralizate în tabelele 5.8 respectiv 5.9.
Tabel 5.8 Pierderi de putere în transformator
PT ∆Pmiez [kW] ∆Pinf [kW] ∆Q miez
[kVAr] ∆Q inf [kVAr]
1 0.3 2.06 3.68 5.63
2 0.53 2.08 5.25 6.4
3 0.53 2.08 5.25 6.4
4 0.53 2.08 5.25 6.4
5 0.53 2.08 5.25 6.4
6 0.75 4.6 7.6 16
Proiectarea unei rețele electrice de distribuție rurală
41
Tabel 5.9 Puterile injectate pe bara de medie tensiune
5.3 Dimensionarea tronsoanelor de medie tensiune
În această etapă se urmărește determinarea secțiunii și numărul de conductoare pe fiecare
fază. Pentru determinarea secțiunii conductoarelor se aplică un criteriu tehnico economic în care se
vor obține două secțiuni, o secțiune tehnică și o secțiune economică. Valoarea secțiunii alese va fi
maximul dintre valorile celor două secțiuni.
Pentru alegerea secțiunii conductoarelor de medie tensiune, se consideră următoarele
ipoteze simplificatoare:
se neglijează pierderile de putere pe tronsoane;
se consideră același nivel de tensiune pe barele de medie tensiune ale PT
se consideră secțiunea constantă pe toate tronsoanele rețelei .
Pentru determinarea secțiunii conductoarelor e necesar calcularea curenților prin
tronsoanele rețelei electrice. Datorită acestui lucru, e necesar să cunoaștem curenții ceruți de
consumator pe barele de medie tensiune. Acești cureti se vor calcula cu formula (5.6).
'''
3kk
k
np jqi
U
,
1,6k (5.6)
PT1:
3
13'1 '1 (137.368 72.69) 10' 3.965 2.106
3 3 20 10 np jq jij
U
A
PT2,3,4,5:
3
23'2 '2 (182.6 98.82) 10' 5.271 2.852
3 3 20 10 np jq jij
U
A
PT6:
3
63'6 '6 (325.35 263.6) 10' 9.389 7.609
3 3 20 10 np jq jij
U
A
PT s' [kVA]
1 137.36+j72.69
2 182.6+j98.82
3 182.6+j98.83
4 182.6+j98.84
5 182.6+j98.85
6 325.35+j263.6
42
Rezultatele au fost centralizate în tabelul 5.10 .
Tabel 5.10 Valorile curenților cer uti de consumator pe barele de medie tensiune
5.3.1 Alegerea secțiunii tehnice
Pentru determinarea secțiunii tehnice se utilizează criteri ul încălzirii în regim permanen t
de lungă durată. Acest criteriu pleaca de la conditia :
max
admIIk
, unde :
Imax- curentul de sarcină maximă de lungă durată;
Iadm-curentul maxim admisibil al liniei electrice;
k-pentru LEA ,unde răcirea depinde de temperatura aerului si viteza vântului , k=1 .
Imax se calculează cu formula (5.7):
6
1max= ' k
kIi
(5.7)
unde :
22,, ' ' 'k k a k ri i i
(5.8)
2 2 2 21 1, 1,' ' ' 3.965 2.106 4.49 ar i i i
A
2 2 2 22 2, 2,' ' ' 5.271 2.852 6 ar i i i
A
3 4 5 2' ' ' ' 6i i i i
A
2 2 2 26 6, 6,' ' ' 9.389 7.609 12.1 ar i i i
A
rezultă:
1 2 3 4 5 6 max= ' ' ' ' ' ' 4.49 6 6 6 6 12.1 41I i i i i i i
A
PT i'k [A]
1 3.965 -j2.106
2 5.271 -j2.852
3 5.271 -j2.853
4 5.271 -j2.854
5 5.271 -j2.855
6 9.389 -j7.609
Proiectarea unei rețele electrice de distribuție rurală
43
Se alege din tabelul 5.11 secțiunea corespunzătoare curentului admisibil imediat
superior valorii curentului Imax .
sn r0 x0 b0 Imax
[mm2] [
km
[
km
S/km] [A]
25 1.18 0.4 0 125
35 0.833 0.4 0 160
50 0.578 0.4 0 205
70 0.437 0.4 0 260
95 0.308 0.4 0 315
120 0.245 0.4 0 360
Tabel 5.11 Parametri LEA 20kV, conductoare Al -Ol
În tabelul 5.1.1 se observă că valoarea imediat superioară a lui Imax este de 125 A, iar
secțiunea tehnică aferentă acestui curent este de 25 mm2. Prin urmare, se alege secțiunea
tehnică=25 mm2.
5.3.2 Calcul ul secțiunii economice
Calcularea secțiunii economice are la bază „NTE 401/03/00: Metodologie privind
determinarea secțiunii economice a conductoarelor din instalații electrice de distribuție 1 -110 kV] ”
Secțiunea economică se calculează cu formula (5.9) .
ec=M
ecIsj
(5.9)
în care:
IM-sarcina maximă de calcul în regim permanent de funcționare;
jec-valoarea normată a densității economice de curent.
ii
M
iIlIl
A
Ii- circulația de curenți pe tronsoanele de medie tensiune ;
li -lungimile liniilor .
44
Densitatea economică de curent se va alege din Tabelul 5.12: „Densități economice de
curent normate pentru dimensionarea numărului de circuite și a secțiunii liniilor electrice de
distribuție” .
TSM [h/an]
2000 3000
jec [A/mm2] 1.16 1.08
Tabelul 5.12 : „Densități economice de curent normate pentru dimensionarea numărului de
circuite și a secțiunii liniilor electrice de distribuție .
În urma interpolării, pentru TSM=2733 h s -a obținut jec=1.101 A/mm2
Pentru a calcula IM trebuie calculată circulatia de curenti pe tronsoanele de medie tensiune
prin aplicarea teoremei I Kirchhoff succesiv în fiecare nod . Circulația de curenți este calculată după
schema din figura 5.4.
Figura 5.4 Schema pentru determinarea sarcinii maxime de curent.
43 ' 5.271 2.852 I i j
A
224 5.271 2.852 6 I
A
3 2 4 ' (5.271 2.852) (5.271 2.852) 10.542 5.704 I i I j j j
22310.542 5.704 12 I
A
11' 3.965 2.106 I i j
A
2213.965 2.106 4.49 I
A
86 ' 9.389 7.609 I i j
A
2289.389 7.609 12.1 I
A
75 ' 5.271 2.852 I i j
A
227 5.271 2.852 6 I
A
Proiectarea unei rețele electrice de distribuție rurală
45
6 4 7 ' (5.271 2.852) (5.271 2.852) 10.542 5.704 I i I j j j
A
22610.542 5.704 12 I
A
5 6 8 (10.542 5.704) (9.389 7.609) 19.931 13.313 I I I j j j
A
22519.931 13.313 23.96 I
A
2 3 5 (10.542 5.704) (19.931 13.313) 30.473 19.017 I I I j j j
A
22230.473 19.017 35.96 I
A
2 2 2 2 2 2 2 21 1 2 2 3 3 4 4 5 5 6 6 7 7 8 8
M
1 2 3 4 5 6 7 8=I l I l I l I l I l I l I l I lIl l l l l l l l
2 2 2 2 2 2 2 2
M4.49 1.5 35.96 4 12 0.5 6 1 23.96 4 12 0.5 6 1 12.1 4=1.5 4 0.5 1 4 0.5 1 4I
M=22.429I
A
Se calculează secțiunea economică:
ecI 22.429= 20.3711.101M
ecsj
mm2.
Calculul numărului de circuite:
ecs 20.3710.121.37 120C
jMNks
În care:
kj- coeficient de creștere a densității economice pentru determinarea numărului optim de
conductoare;
sM- secțiunea maximă a conductorului utilizat.
Dacă
1.41 CN 1 circuit.
Se observă că NC îndeplinește condiția de mai sus , prin urmare linia va avea un singur
circuit.
La final, vom alege maximul dintre secțiunea tehnică și secțiunea economică:
sec=20.371 mm2
st=25 mm2
max {20.371;25}=25 mm2 .
Secțiunea aleasă pentru conductoarele din rețeaua electrica va fi de 25 mm2.
46
5.4 Întocmirea schemei echivalente a rețelei electrice de distribuție
Pentru reprezentarea liniilor electrice se foloseste schema echivalenta în
,iar pentru
reprezentarea posturilor de transformare se foloseste schema echivalenta în
.
Impedanța pe linie se calculază cu formula :
00() L L LZ R jX r jx l
(5.10)
Admitața pe linie se calculează cu formula:
00() L L LY G jB g jb l
Parametrii r0 și x0 au fost identificați din tabelul „ Tabel 5.11 Parametri LEA 20kV,
conductoare Al -Ol” pentru secțiunea de 25 mm2 , r0 =1.180
/ km și x0=0.4
/ km.
Ținând cont de faptul ca rețeaua electrică studiată este o rețea electrică aeriana ,
impedanța YL este egala cu 0.
Prin urmare:
1 1 1 0 0 1 ( ) (1.180 0.4) 1.5 1.77 0.6 L L LZ R jX r jx l j j
Ω
2 2 2 0 0 2 ( ) (1.180 0.4) 4 4.72 1.6 L L LZ R jX r jx l j j
Ω
3 3 3 0 0 3 ( ) (1.180 0.4) 0.5 0.59 0.2 L L LZ R jX r jx l j j
Ω
4 4 4 0 0 4 ( ) (1.180 0.4) 1 1.180 0.4 L L LZ R jX r jx l j j
Ω
5 5 5 0 0 5 ( ) (1.180 0.4) 4 4.72 1.6 L L LZ R jX r jx l j j
Ω
6 6 6 0 0 6 ( ) (1.180 0.4) 0.5 0.59 0.2 L L LZ R jX r jx l j j
Ω
7 7 7 0 0 7 ( ) (1.180 0.4) 1 1.180 0.4 L L LZ R jX r jx l j j
Ω
8 8 8 0 0 8 ( ) (1.180 0.4) 4 4.72 1.6 L L LZ R jX r jx l j j
Ω
Proiectarea unei rețele electrice de distribuție rurală
47
5.4.1 Schema electrică echivalenta a rețelei electrice
Schema electrică echivalentă este prezentată în ‚Figura 5.4’:
Figura 5. 5 Schema electrică echivalenta a rețelei electrice
48
5.5 Calculul regimului permanent prin metoda ascendent -descendent
Calculul regimului permanent urmărește determinarea mărimilor de stare necunoscute,
asociate nodurilor și laturilor rețelei.
La nivelul nodurilor se cunoaște tensiunea nodului de alimentare (A) și se determină
tensiunile la consumatori. La nivelul laturi lor nu se cunosc curenții prin acestea. Ținând seama de
caracterul arborescent al rețelei de distribuție, pentru calculul regimului permanent se utilizează
metoda de tip ascendent -descendent. În cazul reprezentării consumatorilor prin puteri complexe
const ante (s=ct) pentru calculul regimului permanent este necesară efectuarea mai multor iterații. La
fiecare iterație se parcurg următoarele etape :
a) etapa ascendent, în care se pleacă de la nodul consumator cel mai indepărtat de
nodul sursă și se merge către nodul sursă calculând circulația de puteri.
b) etapa descendent, în care plecând de la nodul sursă și mergând pană la cel mai
indepărtat nod consumator se calculează căderile de tensiune pe lațuri și respectiv tensiunile la
noduri. [9]
5.5.1. Inițializarea tensiunilor la noduri
U1 = U 2 = U 3 = U 4 = U 5 = U 6 = U A = (20 + j0) kV
Pentru calclulul regimului permanent prin metoda ascendent -descendent se va folosi
schema echivalenta desenată în ‚Figura 5.5’.
Figura 5. 6 Shema echivalentă pentru calculul regimului de funcționare folosind metoda ascendent –
descendent
Proiectarea unei rețele electrice de distribuție rurală
49
5.5.2. Etapa ascendent (calculul circulației de puteri )
'
6325.35 263.6 QS s j
kVA
22
888 26QQ
LLLPQS R jXU
22
8 2325.35 263.64.272 1.6 2.068 0.70120LS j j
kVA
8(325.35 263.6) (2.068 0.701) 327.418 264.301P Q LS S S j j j
kVA
'
5182.6 98.82 OS s j
kVA
22
777 25OO
LLLPQS R jXU
22
7 2182.6 98.821.180 0.4 0.127 0.04320LS j j
kVA
7(182.6 98.82) (0.127 0.043) 182.727 98.863 NOL S S S j j j
kVA
'
4(182.727 98.863) (182.6 98.82) 365.327 197.68 3 MNS S s j j j
kVA
22
666 24MM
LLLPQS R jXU
22
6 2365.327 197.6830.59 0.2 0.2545 0.0862720LS j j
kVA
6(365.327 197.683) (0.2545 0.08627) 365.5815 1 97.7692 LML S S S j j j
(327.418 264.301) (365.581 197.769) 692.995 4 65.07 K P LS S S j j j
kVA
22
555 28KK
LLLPQS R jXU
22
5 2695.995 465.074.72 1.6 8.219 2.78620LS j j
kVA
5(692.995 465.07) (8.219 2.786) 701.2185 467.8 562 JKL S S S j j j
kVA
'
3182.6 98.82 IS s j
kVA
50
22
444 23II
LLLPQS R jXU
22
4 2182.6 98.821.180 0.4 0.127 0.04320LS j j
kVA
4(182.6 98.82) (0.127 0.043) 182.727 98.863 HIL S S S j j j
kVA
'
2(182.727 98.863) (182.6 98.82) 365.327 197.68 3 GHS S s j j j
kVA
22
333 22GG
LLLPQS R jXU
22
3 2365.327 197.6830.59 0.2 0.254 0.08620LS j j
kVA
3(365.327 197.683) (0.254 0.086) 365.581 197.7 69 FGL S S S j j j
kVA
(701.285 467.856) (365.581 197.769) 1066.79 6 65.625 E J FS S S j j j
22
222 27EE
LLLPQS R jXU
22
2 21066.79 665.6254.72 1.6 18.656 6.32420LS j j
kVA
2(1066.79 665.625) (18.656 6.324) 1085.446 671 .949 DEL S S S j j j
kVA
'
1(1085.446 647.949) (137.368 72.691)
1222.814 720.6402kVACD
CS S s j j
Sj
22
111 21BB
LLLPQS R jXU
22
1 21022.814 720.6401.77 0.6 8.914 3.02120LS j j
kVA
1(1222.814 720.640) (8.914 3.021) 1231.728 723 .6612 BCL S S S j j j
1231.728 723.6612 ABS S j
kVA
Proiectarea unei rețele electrice de distribuție rurală
51
5.5.3 Etapa descendent (calculul tensiunilor la noduri )
1 1 1 1
1L B L B L B L B
A
AAR P X Q X P R QUjUU
11.77 1237.728 0.6 723.6612 0.6 1237.728 1.77 72 3.6612
20 20AUj
1130.717 27.092 AUj
V
11 (20000 0) (130.717 27.092) 19869 27.092 AA U U U j j j
V
22119869 27.092 19.869 U
kV
2 2 2 2
17
11L D L D L D L DR P X Q X P R QUjUU
174.72 1085.446 1.6 671.949 1.6 1085.446 4.72 671 .949
19.869 20Uj
17311.96 72.217 Uj
V
7 1 17 (19869 27.092) (311.96 72.217) 19557.04 99.30 9 U U U j j j
V
22719557.04 99.309 19.55 U
kV
3 3 3 3
72
77L F L F L F L FR P X Q X P R QUjUU
720.59 365.581 0.2 197.769 0.2 365.581 0.59 197.7 69
19.55 19.55Uj
7213.059 2.25 Uj
V
2 7 72 (19557.04 99.309) (13.056 2.225) 19543.984 10 1.534 U U U j j j
V
22219543.98 101.534 19.54 U
kV
4 4 4 4
23
22L H L H L H L HR P X Q X P R QUjUU
52
231.180 182.727 0.4 98.863 0.4 182.727 1.180 98.8 63
19.54 19.54Uj
2313.058 2.229 Uj
V
3 2 23 (19543.984 101.534) (13.058 2.229) 19530.926 103.763 U U U j j j
V
22319538.926 103.763 19.53 U
kV
5 5 5 5
78
77L J L J L J L JR P X Q X P R QUjUU
784.72 701.2185 1.6 467.8562 1.6 701.2185 4.72 46 7.8562
19.55 19.55Uj
78207.586 55.566 Uj
V
8 7 78 (19557.04 99.309) (207.586 55.566) 19349.454 154.875 U U U j j j
V
22819349.454 154.875 19.35 U
kV
8 8 8 8
86
88L P L P L P L PR P X Q X P R QUjUU
864.72 327.35 1.6 264.301 1.6 327.35 4.72 264.301
19.35 19.35Uj
86101.7 37.402 Uj
V
6 8 86 (19349.454 154.875) (101.7 37.402) 19247.754 192.277 U U U j j j
V
22619247.754 192.277 19.248 U
kV
6 6 6 6
84
88L L L L L L L LR P X Q X P R QUjUU
840.59 365.132 0.2 197.769 0.2 365.132 0.59 197.7 69
19.35 19.35Uj
8413.18 2.25 Uj
V
4 8 84 (19349.454 154.875) (13.18 2.25) 19336.27 157 .125 U U U j j j
V
Proiectarea unei rețele electrice de distribuție rurală
53
22419336.27 157.125 19.336 U kV
7 7 7 7
45
44L LN L N L N L NR P X Q X P R QUjUU
451.180 182.727 0.4 98.863 0.4 182.727 1.180 98.8 63
19.336 19.336Uj
4513.196 2.253 Uj
V
5 4 45 (19336.27 157.125) (13.196 2.253) 19323.074 1 59.378 U U U j j j
V
22519323.074 159.378 19.323 U
kV
Procesul de calcul iterativ a convers după 2 iterații. Dupa realizarea calculelor au rezultat
dupa iterația 2 următoarele tensiuni la noduri :
U1=19.868 kV
U2=19.543 kV
U3=19.53 kV
U4=19.336 kV
U5=19.323 kV
U6=19.248 kV
U7=19.556 kV
U8=19.349 kV
Dupa realizarea testului de convergență, ce constă în scăderea tensiunilor U de la iterația
1 și U de la iterația 2 , s -a obținut o eroare calculată mai mică decât eroare a impusă de 0.01 kV.
Prim urmare, procesul iterativ a fost oprit.
5.5.4 Compensa rea puterii reactive la factorul de putere neutral
În scopul utilizarii eficiente a energiei electrice se iau o serie de masuri cu
caracter tehnic printre care si cea în vederea îmbunatatirii factorului de putere (a
compensarii puterii reactive ). Factoru l de putere mediu al unui consumator se
calculeaza cu urmatoarea formula 5.11.
54
2 2 21cos
1k
kkr
ap
pq W
W
(5.11)
Funcționarea la un factor de putere redus are următoarele consecințe:
creșterea pierd erilor de putere și de energie activă;
creșterea căderilor de tensiune;
creșterea valorii curentului de scurtcircuit;
scăderea capacității de încărcare a rețelei în putere activă.
Compensarea puterii reactive se realizează pentru a obține un factor de putere apropiat
de factorul de putere neutral.
Factorul de putere neutral este standardizat la nivel național, iar în România acesta este
cos 0.92 n
, acesta reprezintă valoarea peste care nu se plătește puterea reactivă.
Îmbunătățirea factorului de putere se poate obține prin :
măsuri naturale, precum limitarea funcționării în gol sau la sarcină redusă a
motoarelor asincrone sau a transformatoarelor;
investiții suplimentare în surse de putere reactivă.
5.5.4.1 Stabilirea puterii ce tre buie compensată
Puterea ce trebuie compensată este calculată cu formula:
, ()k
c k k k n k n k k n
kqQ q p tg p tg p tg tgp
(5.12)
în care:
,ckQ -puterea reactivă produsa de consumatoarele k ce trebuie compensată;
kp ,
kq-puterile cerute de cosumator;
cos 0.92 n .
Pentru PT 1 :
163.380.46135k
kqtgp
2 21 cos 1 0.920.425cos 0.92n
n
ntg
,1 ( ) 135 (0.46 0.425) 4.725 c k k nQ p tg tg
kVAr
Pentru PT 2,3,4,55 :
2, 3, 4, 587.170.48180k
kqtgp
Proiectarea unei rețele electrice de distribuție rurală
55
, 2, 3, 4, 5 ( ) 180 (0.48 0.425) 9.9 c k k nQ p tg tg
kVAr
Pentru PT 6 :
62400.75320k
kqtgp
,6 ( ) 320 (0.75 0.425) 104 c k k nQ p tg tg
kVAr
5.5.4.2 Alegerea tipului de baterii de condensatoare
În cadrul studiului de caz se vor folosi baterii de consdensatoare fabricate de Schneider
Electric cu o putere reactivă nominală de 120 kVAr . [8]
min120 Qb
kVAr
Numărul de baterii de condensatoare ce trebuie instalate în cadrul fiecărui post de
transformare se calculează cu formula:
minCC
bQNQ
(5.13)
Dacă
CN < 0.5 nu se va face compensarea puterii reactive.
56
5.5.4.3 Calculul numărului de baterii de condensatoare:
Pentru PT 1:
1
min4.7250.039120CC
bQNQ
=>
1CN =0
Pentru PT 2,3,4,5 :
22, 3, 4, 5
min9.90.08120C
bQNQ
=>
2,3,4,5 0CN
Pentru PT 6:
,6
6
min1040.86120CC
bQNQ
=>
2,3,4,5 1CN
Se observă că pentru posturile de transformare 1, 2, 3, 4 respectiv 5 , numărul de baterii
de condensatoare este 0. Prin urmare, compensarea puterii reactive se va face doar la PT 6.
Se recalculează puterea absorbită de consumatori pe bara de joasă tensiune cu formula:
''i i bi i bis s jQ p jqi jQ
(5.14)
' '' '' ''i i PTi i PTi PTis s S p jqi P j Q
(5.15)
Pentru PT 6:
6 6 6'' 320 240 120 320 120 b s s jQ j j j
kVA
2266 6
6
66'' '' '' 320 1200.85400 nT nTpq s
SS
Se recalculează pierderile de putere în posturile de transformare ;
,1 inf PTP Pmiez P
01 0.75 0.75 miez TP n P
kW
22
inf 0.85= 4.6 3.321sc PPnT
kW
,10.75 3.32 4.0735 PTP
kW
, 6 infPT miezQ Q Q
Proiectarea unei rețele electrice de distribuție rurală
57
0 1.91 400 7.6100 100miez T nTiQ n S
kVAr
22
inf0.85 4= 400 11.56100 1 100sc
nT
TuQSn
kVAr
,17.6 11.56 19.16 PTQ
kVAr
,6 4.0735 19.16 PT PT PTS P j Q j
kVA
, 6 6 , 6' '' (320 120) (4.0735 19.16) 324.0735 139.16 PT s s S j j j
kVA
După alegerea bateriil or și după recalcularea puterii cerută de cosumator în postul de
transformare 6, e necesar recalcularea regimului permanent prin metoda ascendent -descende nt.
5.5.4.4 Recalcularea regimului permanent prin metoda ascendent –
descendent
Inițializarea tensi unilor:
U1 = U 2 = U 3 = U 4 = U 5 = U 6 = U A = (20 + j0) kV
Etapa ascendent (calculul circulației de puteri )
'
6324.0735 139.16 QS s j
kVA
22
888 26QQ
LLLPQS R jXU
22
8 2324.0735 139.164.272 1.6 1.467 0.49720LS j j
kVA
8(324.0735 139.16) (1.467 0.497) 325.5405 139. 657P Q LS S S j j j
kVA
'
5182.6 98.82 OS s j
kVA
22
777 25OO
LLLPQS R jXU
22
7 2182.6 98.821.180 0.4 0.127 0.04320LS j j
kVA
58
7(182.6 98.82) (0.127 0.043) 182.727 98.863 NOL S S S j j j
kVA
'
4(182.727 98.863) (182.6 98.82) 365.327 197.68 3 MNS S s j j j
kVA
22
666 24MM
LLLPQS R jXU
22
6 2365.327 197.6830.59 0.2 0.2545 0.0862720LS j j
kVA
6(365.327 197.683) (0.2545 0.08627) 365.5815 1 97.7692 LML S S S j j j
(325.5405 139.657) (365.581 197.769) 691.122 337.4262 K P LS S S j j j
kVA
22
555 28KK
LLLPQS R jXU
22
5 2691.122 337.42624.72 1.6 6.979 2.3620LS j j
kVA
5(691.122 337.4262) (6.979 2.36) 698.101 339.7 862 JKL S S S j j j
kVA
'
3182.6 98.82 IS s j
kVA
22
444 23II
LLLPQS R jXU
22
4 2182.6 98.821.180 0.4 0.127 0.04320LS j j
kVA
4(182.6 98.82) (0.127 0.043) 182.727 98.863 HIL S S S j j j
kVA
'
2(182.727 98.863) (182.6 98.82) 365.327 197.68 3 GHS S s j j j
kVA
22
333 22GG
LLLPQS R jXU
22
3 2365.327 197.6830.59 0.2 0.254 0.08620LS j j
kVA
3(365.327 197.683) (0.254 0.086) 365.581 197.7 69 FGL S S S j j j
kVA
(698.101 339.7862) (365.581 197.769) 1063.68 2 537.55 E J FS S S j j j
Proiectarea unei rețele electrice de distribuție rurală
59
22
222 27EE
LLLPQS R jXU
22
2 21063.682 537.554.72 1.6 16.76 5.6820LS j j
kVA
2(1063.682 537.55) (16.76 5.68) 1080.44 543.23 DEL S S S j j j
kVA
'
1(1080.44 543.23) (137.368 72.691) 1217.808 61 5.921 CDS S s j j j
22
111 21BB
LLLPQS R jXU
22
1 21217.808 615.9211.77 0.6 8.241 2.79320LS j j
kVA
1(1217.808 615.921) (8.241 2.793) 1226.079 618 .714 BCL S S S j j j
1226.079 618.714 ABS S j
kVA
Etapa descendent (calculul tensiunilor la noduri )
1 1 1 1
1L B L B L B L B
A
AAR P X Q X P R QUjUU
11.77 1226.049 0.6 618.714 0.6 1226.049 1.77 618 .714
20 20AUj
1127.066 17.9 AUj
V
11 (20000 0) (127.066 17.9) 19872.934 17.9 AA U U U j j j
V
22119872.937 17.9 19.872 U
kV
2 2 2 2
17
11L D L D L D L DR P X Q X P R QUjUU
174.72 1080.44 1.6 543.23 1.6 1080.44 4.72 543.23
19.872 19.872Uj
17300.36 42.03 Uj
V
7 1 17 (19872.93 17.9) (300.36 42.03) 19572.574 59.9 3 U U U j j j
V
60
22719572.574 59.93 19.57 U kV
3 3 3 3
72
77L F L F L F L FR P X Q X P R QUjUU
720.59 365.581 0.2 197.769 0.2 365.581 0.59 197.7 69
19.57 19.57Uj
7213.042 2.226 Uj
V
2 7 72 (19572.574 59.93) (13.042 2.226) 19559.532 62 .156 U U U j j j
V
22219559.532 62.156 19.59 U
kV
4 4 4 4
23
22L H L H L H L HR P X Q X P R QUjUU
231.180 182.727 0.4 98.863 0.4 182.727 1.180 98.8 63
19.59 19.59Uj
2313.025 2.223 Uj
V
3 2 23 (19559.532 62.156) (13.025 2.223) 19546.507 6 4.379 U U U j j j
V
22319546.507 64.379 19.54 U
kV
5 5 5 5
78
77L J L J L J L JR P X Q X P R QUjUU
784.72 698.101 1.6 339.7862 1.6 698.101 4.72 339. 7862
19.54 19.54Uj
78196.45 24.91 Uj
V
8 7 78 (19572.574 59.93) (196.45 24.91) 19376.124 84 .84 U U U j j j
V
22819376.124 84.84 19.4 U
kV
8 8 8 8
86
88L P L P L P L PR P X Q X P R QUjUU
864.72 325.5405 1.6 139.657 1.6 325.5405 4.72 139 .657
19.4 19.4Uj
8690.721 7.129 Uj
V
Proiectarea unei rețele electrice de distribuție rurală
61
6 8 86 (19376.124 84.84) (90.72 7.129) 19290.4 91.96 9 U U U j j j V
22619290.4 91.969 19.3 U
kV
6 6 6 6
84
88L L L L L L L LR P X Q X P R QUjUU
840.59 365.581 0.2 197.769 0.2 365.581 0.59 197.7 69
19.4 19.4Uj
8413.157 2.245 Uj
V
4 8 84 (19376.124 84.84) (13.157 2.245) 19362.967 87 .085 U U U j j j
22419362.967 87.085 19.37 Uj
kV
7 7 7 7
45
44L LN L N L N L NR P X Q X P R QUjUU
451.180 182.727 0.4 98.863 0.4 182.727 1.180 98.8 63
19.37 19.37Uj
4513.173 2.249 Uj
V
5 4 45 (19362.967 87.085) (13.173 2.249) 19349.794 8 9.334 U U U j j j
V
22519349.794 89.334 19.35 Uj
kV
62
Rezultatele tuturor calculelor precedente au fost centralizate în ‚Tabel 5.13’ Tabel 5.13 Centralizator calcule
Varianta PT p q Pgol Qgol Pînf Qînf Plin Qlin Qcap Qb U U Necompensat [kW] [kVAr] [kW] [kVAr] [kW] [kVAr] [kW] [kVAr] [kVAr] [kVAr] [V] [kV]
1 135 63.38 0.3 3.68 2.06 5.63 9.19 3.115 0 0 193.7 19.868
2 180 87.17 0.53 5.25 2.08 6.4 19.499 6.61 0 0 320.23 19.543
3 180 87.17 0.53 5.25 2.08 6.4 0.266 0.09 0 0 13.24 19.53
4 180 87.17 0.53 5.25 2.08 6.4 0.133 0.045 0 0 13.244 19.336
5 180 87.17 0.53 5.25 2.08 6.4 8.749 2.965 0 0 214.6 19.32
6 320 240 0.75 7.6 4.6 16 0.272 0.0923 0 0 108.41 19.248
7 0 0 0 0 0 0 0.136 0.046 0 0 13.37 19.55
8 0 0 0 0 0 0 2.233 0.757 0 0 13.38 19.34 Compensat la JT 1 135 63.38 0.3 3.68 2.06 5.63 8.241 2.8 0 0 128.32 19.872
2 180 87.17 0.53 5.25 2.08 6.4 16.76 5.68 0 0 303.28 19.59
3 180 87.17 0.53 5.25 2.08 6.4 0.254 0.086 0 0 13.23 19.54
4 180 87.17 0.53 5.25 2.08 6.4 0.1271 0.043 0 0 13.21 19.34
5 180 87.17 0.53 5.25 2.08 6.4 6.979 2.36 0 0 198.02 19.35
6 324.073 139.16 0.75 7.6 3.32 11.56 0.254 0.086 0 120 91 19.3
7 0 0 0 0 0 0 0.127 0.043 0 0 13.34 19.57
8 0 0 0 0 0 0 1.467 0.497 0 0 13.36 19.4
63
5.6 Eficiența compensării puterii reactive
1. Puteri active
– consum de putere activă în PT la JT:
6
11175ci
iPp
kW
– pierderi de putere activă în rețea:
r gol înf linP P P P
, 58.628r necompP
kW
, 51.0791r compP
kW
unde:
golP sunt pierderile de putere activă la funcționarea în gol în posturile de
transformare:
6
,
1gol gol i
iPP
, 3.17 gol necompP
kW
, 3.17 gol compP
kW
înfP
– pierderile de putere activă în înfășurări în posturile de transformare:
6
,
1înf înf i
iPP
, 14.98înf necompP
kW
, 13.7înf compP
kW
linP
– pierderile de putere activă pe tronsoanele de linie:
6
,
1lin lin i
iPP
, 40.478lin necompP
kW
, 34.2091lin compP
kW
– pierderi de putere activă în baterii:
6
,
1b b i
iPP
,,0,35% b i b iPQ
,,0.350,35% 0.42120b i b iPQ
kW
– putere activă cerută din sistem:
S c r bP P P P
, 1175 58.628 0 1233.628S neconp c r bP P P P
kW
, 1179.073 51.0791 0.42 1230.57S comp c r bP P P P
kW
64
Puteri reactive
– consum de putere reactivă în PT la JT:
6
1ci
iQq
652.06cQ kVAr
– pierderi de putere reactivă în rețea:
r gol înf linQ Q Q Q
, 93.233r necompQ
kVAr
, 86.665r compQ
kVAr
unde:
golQ sunt pierderile de putere activă la funcționarea în gol în posturile de
transformare:
6
,
1gol gol i
iQQ
6
,
132.28gol gol i
iQQ
kVAr
înfQ
– pierderile de putere activă în înfășurări în posturile de transformare:
6
,,
147.23înf necomp înf i
iQQ
kVAr
6
,,
142.79înf comp înf i
iQQ
kVAr
linQ
– pierderile de putere activă pe tronsoanele de linie:
6
,
1lin lin i
iQQ
6
,,
113.7203lin necomp lin i
iQQ
kVAr
6
,,
111.595lin comp lin i
iQQ
kVAr
– producție putere reactivă în baterii:
6
,
1b b i
iQQ
6
,,
10b necomp b i
iQQ
kVAr
6
,,
1120b comp b i
iQQ
kVAr
– aport putere reactivă capacitivă în linii:
6
,
10cap cap i
iQQ
– putere reactivă cerută din sistem:
S c r b capQ Q Q Q Q
, 745.2903S necomp c r b capQ Q Q Q Q
kVAr
, 517.885S comp c r b capQ Q Q Q Q
kVAr
Proiectarea unei rețele electrice de distribuție rurală
65
3. Energie activă
– consum energie activă în PT la JT:
3211275ac c SME P T kWh/an
– pierderi de energie activă în rețea:
, , , ar a gol a înf a linE E E E
, 162289.04ar necompE
kWh/an
, 108550.76ar compE
kWh/an
unde:
,a golE sunt pierderile de energie activă la funcționarea în gol în posturile de
transformare:
,a gol gol stE P t
, 27769.2a golE
kWh/an
,a înfE
– pierderile de putere activă în înfășurări în posturile de transformare:
,a înf înfEP
,, 30301.87a înf necompE
kWh/an
,, 23088.74a înf compE
kWh/an
,a linE
– pierderile de putere activă pe tronsoanele de linie:
,a lin linEP
,, 68217.97a lin necompE
kWh/an
,, 57692.82a lin compE
kWh/an
Calculul indicatorului τ – durata de calcul a pierderilor de energie
a) Se apreciază timpul de funcționare la sarcină maximă:
0,15 409.95M SMtT
h/an
b) Se calculează durata echivalentă de funcționare :
( ) 990.71Me M SM Mt t f T t
unde:
0,25f
c) Se calculează τ cu relația :
2
1685.31SM M
Me
st MeTtttt h/an
unde:
8760 ore/anstt
– pierderi de energie activă în baterii:
, 1147.86a b b SME P T kWh/an
– energie activă cerută din sistem:
, , , ,a s a c a r a bE E E E
,, 3347711.9a s necompE
kWh/an
,, 3320973.62a s necompE
kWh/an
66
4. Energie reactivă
– consum energie reactivă în PT la JT:
1782079.98rc c SME Q T kVAr/an
– pierderi de energie reactivă în rețea:
, , , rr r gol r înf r linE E E E
, 385492.94rr necompE
kVAr/an
, 374428.37rr compE
kVAr/an
unde:
,r golE
sunt pierderile de energie reactivă la funcționarea în gol în posturile de
transformare:
,r gol gol stE Q t
, 282772.8r golE
kVAr/an
,r înfE
– pierderile de putere reactivă în înfășurări PT:
,r înf înfEQ
,, 79597.19r înf necompE
kVAr/an
,, 72114.41r înf compE
kVAr/an
,r linE
– pierderile de putere activă pe tronsoanele de linie:
,r lin linEQ
,, 23122.95r lin necompE
kWh/an
,, 19541.16r lin compE
kWh/an
– producție de energie reactivă în baterii:
,r b b SME Q T
,, 0r b necompE
kVAr/an
,, 1051200r b compE
kVAr/an
– aport energie reactivă capacitivă în linii:
, 0r cap cap stE Q t
– energie reactivă cerută din sistem:
, , , , ,r s r c r r r b r capE E E E E
,, 2167572.92r s necompE
kVAr/an
,, 1105308.35r s necompE
kVAr/an
5. Investițiile
8
1i
iII
, i i i b iI a b Q
650JT
necompI
lei
6050JT
compI
lei
650 leiJT
ia
45 lei/kVArJT
ib
Proiectarea unei rețele electrice de distribuție rurală
67
6. Cheltuieli anuale
– costul energiei active:
eas as eaC E c
, 1004313.57eas necompC
lei/an
, 996292.086eas compC
lei/an
unde:
0.3 lei/kWheac
– costul energiei reactive suplimentare:
,sup ,super r erC E c
unde
0.04 lei/kVArherc
,sup , , tanr r s a s nE E E
,sup, 501559r necompE
kwh/an
,sup, 941657.32r compE
kwh/an
Dacă
,suprE <0 atunci costul energiei reactive suplimentare va fi egal cu 0.
– cheltuielile de întreținere:
int10%CI
int, 0necompC
int, 605compC
– cheltuielile totale:
,sup int t ea rC C C C
, 1004313.57t necompC
lei
, 996897.086t compC
lei
Durata de recuperare a investițiilor se calculează ca raportul dintre investiția I făcută
și diferența dintre costurile totale ale variantei de compensate considerată și cheltuielile totale ale
variantei fără compensare.
,,60500.81004313.57 996897.086JT JT
r
t necomp t compJTIt aniCC
68
5.7 Verificare calcule cu ajutorul NEPLAN
După realizarea tuturor calculelor, acestea au verificate verificate cu ajutorul utilitarului
NEPLAN.
În figura 5.6 este prezentată schema desenata în NEPLAN aferentă rețelei electrice
proiectate în studiul de caz.
Figura 5.7 Schema electrică proiectată în NEPLAN
După desenarea schemei în NEPLAN, am introdus parametrii liniilor, transformatoarelor
și nodurilor.
Proiectarea unei rețele electrice de distribuție rurală
69
Un exemplu de introducere al parametrilor pe o linie este prezentat în figura 5.7.
Figura 5.8 Parametrii liniei introduși în NEPLAN
Parametrii unui transformator sunt prezentați în figura 5.8.
Figura 5.9 Parametrii trans formatorului introduși în NEPLA
70
În final, rezultatele din programul NEPLAN coincid cu rezultatele obținute prin calcul
matematic. Acest lucru conduce la faptul că rețeaua electrică a fost co rect proiectată și au rezultat
următoarele tensiuni:
U1=19.868 kV
U2=19.543 kV
U3=19.53 kV
U4=19.336 kV
U5=19.323 kV
U6=19.248 kV
U7=19.556 kV
U8=19.349 kV
Cu ajutorul programului NEPLAN s -au calculat curenții de scurtcircuit, valori importante
pentru o rețea electrică.
Calculul curentilor de scurtcircuit este necesar pentru:
verificarea elementelor componente ale instalatiilor electrice la stabilitate termica
si dinamica;
alegerea si reglarea instalatiilor de protectie prin relee si automatizare.
Curentii de scurtcircuit trifazat produc cele mai mari solicitari dinamice si termice.
Datorita acestui fapt calculul curentilor de scu rt-circuit trifazat serveste la:
alegerea aparatajului primar si dimensionarea cailor de curent;
verificarea tensiunii remanente pe barele colectoare ale statiilor electrice.
Curenții de scurtcircuit au fost centralizați în tabelul 5.14.
Tabel 5.14 Valorile curenților de scurtcircuit
Nod Ik'' [kA]
1 6.744
2 1.798
3 1.546
4 1.088
5 0.99
6 0.809
7 1.957
8 1.145
SEN 288.675
Proiectarea unei rețele electrice de distribuție rurală
71
CAPITOLUL 6. Concluzii
Acest proiect a avut ca scop proiectarea unei rețele electrice de distribuție rurală. Pentru
realizarea acestui lucru s -au realizate mai multe etape:
În etapa 1 s-a realizat dimensioanrea posturilor de transformare utilizând lucrarea „RE –
3Ip 51/2 – 93 : „Instrucțiuni privind stabilirea puterilor nominale economice p entru
transformatoarele din posturi” care are în vedere următoarele :
gradul de siguranță al utilizatorului;
putere maximă aparentă cerută de consumator în primul an de funcționare sM ;
durata de utilizare a puterii maxime anuale : TSM.
În următoarea etap a au fost calculați parametrii longitudinali și transversali ai
transformatoarelor. Și anume:
impedanța, formată din rezistență și reactanță;
admitanța, formată din conductanță și susceptanță.
În următoarea etapă au fost calculate puterile și curenții pe barele de medie tensiune ale
posturile de transformare .
După acestea, a fost necesara determinarea secțiunii conductoarelor, secțiunea fiind aleasă
printr -un criteriu tehnico -economic. S -a ales secțiunea cu valoarea mai mare dintre secțiunea tehnică
si secțiunea economică.
Având secțiunea conductoarelor calculată, s -a trecut la următoare etapă unde s -a calculat
regimul permanent de funcționare utilizând metoda ascendent -descendent.
Etapa ascendent presupune calculul circulației de puteri, iar etapa descendent presupune
calculul tensiunilor la noduri.
În următoarea etapă s-a realizat compensarea puterii reactive la factorul de putere neutral
pe partea de joasă tensiune.
În urma calculelor s -a constatat că doar la consumatorul 6 este necesară compensa rea
puterii reactive, întrucât ceilalți 5 consumatori având un factor de putere apropiat de factorul de
putere neutral, puterea reactivă calcula tă pentru a fi compensată a rezultat prea mică pentru a fi
necesară o compensare și asupra acestora.
Bateria de condensatoare aleasă pentru consumatorul 6 are o putere reactivă nominala Q=120 kVAr
și a fost necesară doar o singură baterie de acest tip instalată în postul de transformare 6.
În ultima etapa a proiectului s -a calculat eficiența economică a compensării puterii
reactive. În urma calculelor a rezultat un timp de recuperare de 0.8 ani, rentabil din punct de vedere
economic.
72
Când s -a făcut verificarea calculelor utilizând programul NEPLAN, s -a constat că la
recalcularea regimului permanent, etapa ascend ent -calculul circulatiei de puteri , între calculele
matematice și programul NEPLAN a rez ultat o diferență de aproximativ 14 kVAr , acest fapt
rezultând din cauza faptului că programul a calculat regimul permanent cu o putere reactivă necesară
de 106 kVAr , pe când bateria de condensatoare utilizată în calcule a fost o baterie de la compania
Shneider Electric cu o capacitate de 120 kVAr, realizând calculul cu aceasta.
Bibliografie
[1] O. P. T. Ionescu, Ingineria sistemelor de distribuție a energiei electrice, București: Editura Tehnică, 1998.
[2] N. S. E. M. ,. N. U. C. Bernt A. Bremdal, „The Impact of Prosumers in a Smart Grid based Energy Market,” în
METERING INTERNATIONAL ISSUE , 2014.
[3] C. G. C. Prof.dr.ing Pavel Buhus, RE – 3Ip 51/2 : Instrucțiuni privind stabilirea puterilor nominale economice
pentru transformatoarele din posturi, 1993.
[4] G. Gh., Sisteme de distribuție a energiei electrice , Iași: Editura Politehnium, 2007.
[5] NTE/401/01/00, Metodologie privind determinarea secțiunii economice a conductoarelor în instalații electrice de
distribuție de 1 – 110 kv, 2000.
[6] C. Bulac, „Curs Teoria și modelarea sistemelor electroenergeti ce,” București, 2015 -2016.
[7] E. M., Electric Power Systems, Volume I ELECTRIC NETWORKS, Editura Academiei Române, 2005.
[8] „FORUMUL REGIONAL AL ENERGIEI – FOREN,” Neptun, 2008.
[9] „SPECIFICATIE TEHNICA TRANSFORMATOARE DE PUTERE ETANSE, FDEE Muntenia Nord, cod:
ETN -ST-15-057”.
[10] I. Triștiu, „Curs Rețele Electrice,” București, 2015.
[11] „celon.ro,” [Interactiv]. Available: http://www.celon.ro/materiale -si-echipamente -electrice -1684. [Accesat 23 6
2016].
Copyright Notice
© Licențiada.org respectă drepturile de proprietate intelectuală și așteaptă ca toți utilizatorii să facă același lucru. Dacă consideri că un conținut de pe site încalcă drepturile tale de autor, te rugăm să trimiți o notificare DMCA.
Acest articol: Proiectarea unei rețele electrice de distribuție rurală [611004] (ID: 611004)
Dacă considerați că acest conținut vă încalcă drepturile de autor, vă rugăm să depuneți o cerere pe pagina noastră Copyright Takedown.