MINISTERUL AGRICULTURII ŞI INDUSTRIEI ALIMENTARE AL REPUBLICII MOLDOVA

UNIVERSITATEA AGRARĂ DE STAT DIN MOLDOVA.

FACULTATEA DE INGINERIE AGRARĂ ŞI TRANSPORT AUTO

CATEDRA ELECTRIFICARE ŞI AUTOMATIZARE A MEDIULUI RURAL

ALIMENTAREA CU ENERGIE

ELECTRICĂ

Note de curs pentru studenţii specialităţii

524.2 - "Electrificarea agriculturii."

Chişinău 2008

Notele de curs sunt elaborate în cadrul catedrei de Electrificarea şi automatizare a mediului rural:

Autor:V. Rotari – lect. univ.

Recenzent – V. Gorobeţ dr., conf. univ. , Universitatea Agrară de Stat din Moldova,

catedra “Mecanizarea agriculturii”

1

CUPRINS

1.Întroducere…………………………………………………………………………………………….41.1. Infrastructura sectorului energetic……………………………………………………………………41.2. Organizarea sectorului energetic……………………………………………………………………...61.3. Consumul si producerea de energie…………………………………………………………………..6 2. Scopurile şi obiectivele alimentării cu energie electrică în domeniul agrar……………………….82.1. Calitatea energiei electrice……………………………………………………………………………82.2. Fiabilitatea alimentării cu energie electrică şi modalităţile de majorare a ei…………………………92.3. Micşorare pierderilor de energie şi întrebuinţarea raţională a ei……………………………………102.4. Pierderile de putere şi energie în liniile de distribuţie a energiei electrice………………………….112.5. Pierderile de putere şi energie în transformatoare…………………………………………………..14

3. Instalaţiile şi dispozitivele reţelelor electrice……………………………………………………….163.1. Conductoarele şi liniile de cablu…………………………………………………………………….163.2. Izolatorii liniilor electrice aeriene…………………………………………………………………...173.3. Pilonii liniilor electrice aeriene. Racordarea liniilor electrice………………………………………173.4. Parametrii electrici ai conductoarelor……………………………………………………………….18

4. Parametrii instalaţiilor electrice de distribuţie şi alimentare la tensiune joasă…………………214.1. Generalităţi…………………………………………………………………………………………..214.2. Schemele reţelelor de distribuţie…………………………………………………………………….224.3. Schemele reţelelor de alimentare……………………………………………………………………23

5. Calculul reţelelor electrice…………………………………………………………………………..265.1 Densitatea economică a curentului şi intervalele economice ale sarcinilor………………………….265.2 Pierderile de energie în reţelele electrice…………………………………………………………….285.3 Calculul conductoarelor şi cablurilor după capacitatea de încălzire…………………………………285.4. Sarcinile admisibile în baza capacităţii de încălzire a conductoarelor izolate şi cablurilor…………295.5. Sarcinile reţelelor cu tensiunea 0,38...35 kV………………………………………………………..29

6. Reglarea tensiunii în reţelele electrice rurale………………………………………………………316.1 Noţiuni generale……………………………………………………………………………………...316.2 Calculul reţelelor electrice după pierderile admisibile de tensiune……………………………...…..326.3 Transformatoare de forţă cu autoreglare şi autotransformatoarele…………………………………..336.4 Determinarea puterii, cantităţii transformatoarelor şi locului de amplasare al substaţiilor………….366.5. Determinarea valorii tensiunii înalte………………………………………………………………..37

7. Curenţii de scurtcircuit şi de conectare la pământ………………………………………………...387.1 Generalităţi…………………………………………………………………………………………...387.2 Curenţii de scurtcircuit şi de conectare la pământ…………………………………………………...387.3 Elaborarea schemelor de calcul……………………………………………………………………...397.4 Determinarea curenţilor de scurtcircuit în reţelele săteşti cu tensiunea mai mare de 1 kV………….417.5 Curenţii de şoc……………………………………………………………………………………….42

8. Curenţii de scurtcircuit şi de conectare la pământ………………………………………………..448.1. Determinarea curenţilor de scurtcircuit în reţelele săteşti cu tensiunea de 380 V………………….448.2. Scurtcircuitarea la pământ în reţelele cu neutrul izolat……………………………………………..458.3. Verificarea conductoarelor la acţiunea curenţilor de scurtcircuit…………………………………..47

2

TEMA 1. INTRODUCERE

1.1. Infrastructura sectorului energetic.Amplasamentul actual al centralelor electrice şi structura reţelelor electrice de transport au fost

determinate în perioada când sistemul electroenergetic republican reprezenta o parte integrantă a sistemului energetic sovietic. În prezent aceşti doi factori nu corespund pe deplin necesităţilor ce s-au creat după anul 1991, în primul rând, se evidenţiază un accentuat dezechilibru în amplasamentul capacităţilor de producere a energiei electrice pe teritoriul republicii, care în perspectivă necesită a fi depăşit (tabelul 1.1).

Tabelul 1.1Capacităţile de producere a energiei electrice pe teritoriul republicii.

TeritoriulCapacitatea de producere

a energiei, %Teritoriu, % Populaţie, %

Partea stângă a Nistrului 84 16 17Partea dreaptă a Nistrului 16 84 83

În urma uzurii fizice avansate, lipsei de resurse financiare şi materiale pentru întreţinere, o bună parte a capacităţilor de producţie a energiei electrice au fost scoase din exploatare (tabelul 1.2).Cea 500...800 MW capacitate în centrale noi şi existente necesită a fi instalaţi în următorul deceniu în partea dreaptă a Nistrului.

Tabelul 1.2.Structura capacităţilor în centralele electrice ale Republicii Moldova

CentralaGrupul energetic

/ combustibil

Anul punerii în funcţiune

Capacitatea

instalată, MWdisponibilă,

MWCET-1 Chişinău CET-2 Chişinău

/Gaz - Păcură 1958-61 46 40

1/ Gaz - Păcură 1976 80 802/ Gaz - Păcură 1978 80 80

3/ Gaz - Păcură 1980 80 80CET Bălţi 1958-60 28 24CTE a Moldovei

1 /cărbune 1964 2002/cărbune 1965 2003 /cărbune 1966 2004/cărbune 1966 2005/cărbune 1967 2006/cărbune 1967 2007/cărbune 1970 2008/cărbune 1971 2009/păcură 1973 21010/păcură 1974 210

11/gaz 1980 250

12/gaz 1980 250TOTAL CTE a Moldovei

2520 1300

СНЕ Costeşti 1978 16 10

CHE Dubăsari 1954 48 30CET Fabrici de zahăr 100 60

TOTAL 2998 1704

3

Reţelele electrice de transport şi distribuţieTabelul 1.3.

Structura reţelelorNivelul de tensiune, kV Lungimea, km Nivelul de tensiune, kV Lungimea, km

0,4 39340 110 4070 6-10 29430 330 530 35 2385 400 214

Legătura cu sistemul electroenergetic ucrainean este realizată prin 14 linii electrice de 110-330 kV la o capacitate de transport de peste 1 mln kW, pe când cea cu România numai prin trei linii 110 kV la o capacitate cu mult redusă. Pe teritoriul Republicii Moldova trece o linie electrică 750 kV, ce leagă Ukraina, România şi Bulgaria şi care nu-i aparţine Moldovei, în figura 2.6 este prezentată schema reţelelor electrice 110-400 kV.

Figura 1.1. Schema reţelelor electrice de transport şi amplasamentul centralelor electric pe teritoriul Republicii Moldova

4

Producerea energiei termice. Capacitatea totală de producţie a energiei termice este de circa 3100Gcal/h. Doar două oraşe (Chişinău, Bălţi) dispun de sisteme centralizate de încălzire.

- Transportul şi distribuţia gazelor naturale. Sistemul naţional de gazificare cuprinde:1737 km linii de înaltă presiune,1975 km linii de medie şi joasă presiune,165 staţii de distribuţie.Pe teritoriul Republicii Moldova trec conductele magistrale ce alimentează regiunea Balcani.

Capacitatea acestui gazoduct este de 43 mlrd. m3/an, pe când fluxul spre Balcani, actualmente, este de cea 20 mlrd. m3/an. De menţionat că doar cea 25% din teritoriul republicii este gazificat.

- Aprovizionare cu combustibil solid şi lichid. În republică există cca 32 depozite pentru produse petroliere şi 34 - pentru cărbune. Operatorul principal pe piaţa acestor produse este Societatea Comercială "Tirex-Petrol". În prezent, în localitatea Giurgiuleşti este în fază de construcţie un terminal de produse petroliere cu capacitatea de cea 2mil.tone.

1.2. Organizarea sectorului energetic.Până nu demult segmentele principale ce privesc asigurarea republicii cu:

gaze naturale, energie electrică şi termică, combustibil solid şi lichid.

Erau reprezentate de structuri de stat vertical-integrate, însă începând cu anul 1995 s-a purces la o demonopolizare a sectorului energetic.

Fosta Companie "Moldenergo" a fost divizată conform principiului funcţional în mai multe întreprinderi, respectiv:

de producere a energiei - CET-1 -Chişinău, CET-2-Chişinău, CET-Bălţi, CTE Moldovenească; de transport - Moldtranselectro; de distribuţie - RED Nord” S.A. şi “RED Nord–Vest” S.A., Î.C.S. “RE Chişinău” S.A., “RED Centru”

S.A. şi “RED Sud” S.A. Aceste întreprinderi, cu excepţia Moldtranselectro, urmează a fi privatizate.Sunt în curs de reorganizare sectorul de gazificare şi cel de aprovizionare cu combustibil lichid şi

solid. Recent a fost formată întreprinderea Mixta Moldo-Rusa "Moldovagaz", în care 51 % de acţiuni le deţine compania Gazprom din Rusia. Este în curs de transformare S.A.”Tirex-petrol”, principalul furnizor de combustibil lichid si solid, în anul 1997 a fost fondată Agenţia Naţională pentru Reglementare în Energetică, care are menirea de a organiza şi supraveghea piaţa energetică din ţară.

1.3. Consumul şi producerea de energie.Odată cu creşterea populaţiei globului şi cu creşterea economică continuă a ţărilor, creşte necesitatea în

energie, în anul 1830 populaţia globului era de cea un miliard de persoane, în 1960 - de 3 miliarde, în prezent - aproximativ 6 miliarde, din care cea 80% - în ţările în curs de dezvoltare. Către anul 2050, după unele prognoze, populaţia globului va atinge cifra de 10 miliarde persoane, din care cea 87% în ţările în curs de dezvoltare. Creşterea anuală a consumului de energie va constitui 1-2%. Către anii 2030-50 consumul mondial probabil se va dubla.

Populaţia şi consumul de energie în ţările dezvoltate pe termen lung lasă semne de stabilizare, ceea ce nu se întâmplă în ţările în curs de dezvoltare. Creşterea populaţiei în ţările din lumea a treia este factorul principal, care de-a lungul mai multor decenii determină creşterea consumului anual mondial.

Resursele globale de ţiţei, gaze şi cărbune confirmate sunt suficiente de a acoperi necesitatea în energie până la finele secolului al XXI-lea. în termen scurt (2020) sursele regenerabile de energie vor concura la egal cu combustibilul fosil, în termen lung (2050) tehnologia fuziunii nucleare va obţine o largă pondere în producerea energiei electrice.

Gazul natural reprezintă cea mai convenabilă sursă primară de energie. Consumul de gaze are o creştere stabilă, îndeosebi în Europa (Germania, Franţa, Spania, Portugalia) şi în Asia (Japonia, Coreea de Sud, Taiwan), unde el este preponderent folosit în producerea energiei electrice.

Conform studiilor efectuate de SOFRGAZ (Franţa), consumul de gaze naturale în Europa către 2010 va depăşi 1000 miliarde m3, din care: 470 miliarde m3 - în Europa de Vest; 490 miliarde m3 - în Europa Centrala şi de Est.

Rezervele mondiale de gaze naturale sunt de cea 148000 miliarde m3. Repartiţia rezervelor de gaze naturale pe glob este neuniformă. Comunitatea Statelor Independente (din care Rusia şi Turkmenistanul) şi Orientul Mijlociu deţin 70% din rezervele mondiale de gaze. Ţărilor CSI le revine un volum de 57500 miliarde

5

m3, ceea ce reprezintă 38.8% din rezervele mondiale, din care 48310 miliarde m3 sunt situate pe teritoriul Federaţiei Ruse (Siberia de Vest).

Turkmenistanul are rezerve în volum de cea 2900 miliarde m3. Ţările din Orientul Mijlociu deţin rezerve de cea 45102 miliarde m3.

Anual se descoperă noi zăcăminte de gaze naturale de cea 3000 miliarde m3, rata anuală de creştere constituie 1.9%.

Sursele principale de aprovizionare cu gaze naturale a continentului european rămân şi pentru următoarele decenii: Rusia, zona Mării Nordice (Norvegia, Olanda, Marea Britanie) şi Europa Centrală şi de Vest, Algeria, pentru Europa de Vest.

6

TEMA 2. SCOPURILE ŞI OBIECTIVELE ALIMENTĂRII CU ENERGIE ELECTRICĂ ÎN DOMENIUL AGRAR

2.1 Calitatea energiei electrice.Asigurarea calităţilor necesare de fiabilitate şi economicitate ale energiei electrice, sunt scopurile de

bază ale Alimentării cu energiei electrică rurale.Calitatea energiei electrice de alimentare a consumatorilor din reţelele trifazate se determină prin

stabilitatea nivelului frecvenţei curentului şi tensiunii şi categoriei regimurilor asimetrice şi nesinusoidale a tensiunii.

Devierea frecvenţei cu câteva procente de la nominal în cea mai mare măsură afectează funcţionarea motoarelor asincrone. În momentul coborârii frecvenţei se micşorează frecvenţa de rotaţie a motorului, se majorează puţin curentul, momentul şi temperatura de funcţionare, iar la mărirea frecvenţei, invers. La devierea neînsemnată a frecvenţei, funcţionarea motoarelor electrice şi a celorlalţi consumatori practic nu se referă.

În conformitate cu STAS (13109-87), devierea frecvenţei nu trebuie să depăşească limitele de ± 0,1 Hz (se admite devierea temporară de ± 0,2 Hz). Aceste normative nu se supun la funcţionarea consumatorilor alimentaţi de staţii electrice autonome.

Trebuie de menţionat că calitatea frecvenţei nu se contribuie la Alimentarea cu Energie Electrică Rurală, dat fiindcă aceasta este o parte a sistemei de producere a energiei electrice.

La rândul său o mare însemnătate este susţinerea nivelului tensiunii în punctele de racordare a consumatorilor. Devierea tensiunii în deosebi în baza majorării sale, are o mare importanţă la funcţionarea consumatorilor. Unii din cei mai sensibili consumatori în baza devierii tensiunii sunt instalaţiile de iluminare. La instalaţiile de iluminat cu becuri incandescente, majorarea tensiunii tinde la micşorarea funcţionării lămpii, iar scăderea tensiunii, duce la scăderea fluxului luminos. Pentru lămpile fluorescente atât majorarea cât şi micşorarea tensiunii duce la micşorarea funcţionării lămpii.

Devierea tensiunii duce la funcţionarea anormală a consumatorilor de uz casnic şi micşorarea timpului de funcţionare al acestora.

În conformitate cu STAS, devierea tensiunii la consumatori nu trebuie să depăşească limitele de ± 5%.Pentru asigurarea nivelului normal al tensiunii în sistemele de Alim. cu E.E., cu destinaţie agrară sunt

întrebuinţate instalaţii speciale, care asigură reglarea tensiunii, în deosebi reglatoare de reţea de diverse tipuri, condensatoare, conectate paralel şi în serie cu reţeaua.

La fel ca şi frecvenţa şi tensiunea o mare importanţă la funcţionarea consumatorilor este şi asimetria tensiunii şi nesinusoiditatea curbei sale. Asimetria tensiunii se observă în primul rând în reţelele rurale cu tensiunea 0,38 / 0,22 kV, în care predomină sarcina monofazată. În aceste reţele chiar şi regimurile normale de funcţionare nu sunt simetrice.

În conformitate cu STAS, asimetria tensiunii la bornele consumatorilor trifazaţi se admite pe timp îndelungat să fie limitele de ± 2% (maxim ± 4% pe un timp scurt).

Pentru minimizarea asimetriei sarcinilor în baza influenţa acestea la calitatea tensiunii este necesar maximal proporţional de a racorda consumatorii monofazaţi la reţea şi conectarea consumatorilor de o putere majoră la tensiunea liniară. La aceasta se referă şi majorarea secţiunii conductoarelor şi în primul rând a conductorului nul.

a)

b)Figura 2.1. Schemele de racordare a consumatorilor de energiei electrică în reţelele rurale cu

tensiunea 0,38 / 0,22 kV;a) racordarea incorectă a consumatorilor;b) racordarea corectă a consumatorilor.

7

Tot în acest scop este raţional de utilizat în loc de transformatoarele cu schema de conectare a înfăşurărilor (stea – stea – nul), cu transformatoare (stea – zigzag - nul).

Nesinusoiditatea formei curbei tensiunii, duce la majorarea temperaturii de funcţionare a motoarelor electrice asincrone şi majorarea pierderilor de putere şi energie în toate elementele reţelei.

În conformitate cu STAS, nesinusoiditatea tensiunii la bornele consumatorilor se admite pe timp îndelungat să fie limitele de ± 5% (maxim ± 10% pe un timp scurt).

Figura 2.2. Forma nesinusoidală a curbei tensiunii.

2.2 Fiabilitatea alimentării cu energie electrică şi modalităţile de majorare a ei.Fiabilitatea alimentării cu energie electrică este foarte actuală. La moment foarte multe întreprinderi

agrare sunt private, apar o mulţime de gospodării fermiere proprii, cetăţenii din sectorul rural îşi deschid propriul bussines, implementând tehnologii şi utilaj modern, care necesită o fiabilitate înaltă a alimentării cu EE.

În conformitate cu ПУЭ, în baza fiabilităţii alimentării cu EE toţi consumatorii se împart în 3 categorii.Către categoria I, se atribuie consumatorii, la care deconectarea energiei electrice poate duce la:

Primejdii vieţilor omeneşti; Prejudicii enorme ale gospodăriilor; Deteriorarea sau ieşirea din funcţiune a utilajului de o mare valoare; Un rebut major al producţiei; Abaterea de la funcţionarea normală a proceselor tehnologice, etc.

Consumatorii categoriei I, necesită alimentarea cu energie electrică de la două surse de energie, independente una faţă de alta. Timpul întreruperii alimentării cu EE la aceşti consumatori, se admite numai pe o perioadă foarte scurtă (timp ce se restabileşte alimentarea în mod automat).

La categoria a II, se referă consumatorii la care întreruperea energiei duce la: Stoparea livrării mărfurilor; Oprirea lucrului muncitorilor şi mecanismelor; Încălcarea activităţii normale a locuitorilor, etc.

Consumatorii categoriei II, se recomandă a fi racordaţi la două surse de alimentare. În momentul întreruperii alimentării cu energie electrică de la sursa la care era conectat consumatorul, se admite de restabilit alimentarea de rezervă de către personalul operativ de serviciu. Se admite racordarea consumatorilor de cat. II, la o singură sursă, numai cu condiţia că în cazul apariţiei unei avarii sau dereglări, personalul operativ va înlătura defecţiunea pe un timp de până la 24 h, indiferent de starea avariei.

La categoria III, se referă ceilalţi consumatori. Pentru ei Alim. cu E.E. poate fi îndeplinită de la o singură sursă cu condiţia că deconectarea nu va dura mai mult de 24h.

Pentru majorarea fiabilităţii Alim. cu E.E., pot fi implementate diverse mijloace. Aceste mijloace pot fi împărţite în două grupe:

a. Tehnico-organizatorice;b. Tehnice.La condiţiile tehnico-organizatorice se referă:

1. Majorarea cerinţelor către personalul de exploatare şi majorarea calificării personalului;2. Organizarea raţională a deservirilor tehnice curente şi capitale, a profilaxiilor, mecanizarea şi

automatizarea lucrărilor de reparaţie, executarea lucrărilor sub tensiune;3. Organizarea lichidării urgente a avariilor, asigurarea personalului cu echipament şi

instrumente necesare, cu radiotelefonie sau telefonie mobilă, transport corespunzător;4. Asigurarea cu materiale de rezervă;

Către condiţiile tehnice se referă:1. Majorarea fiabilităţii elementelor reţelelor aparte;2. Minimizarea razei de acţionare a reţelelor electrice;

8

3. întrebuinţarea liniilor prin cablu;4. Asigurarea consumatorilor cu surse de rezervă de Alim. cu E.E.;5. automatizarea reţelelor rurale, implementând pe larg protecţia prin relee, anclanşarea automată a

rezervei (AAR) şi reanclanşarea automată repetată (RAR).În fine trebuie de menţionat că fiabilitatea maximală poate fi asigurată, întrebuinţând majoritatea

condiţiilor în complex, în dependenţă de circumstanţă.

2.3 Micşorare pierderilor de energie şi întrebuinţarea raţională a ei.Majorarea economicităţii energiei electrice pentru R. Moldova este o problemă destul de importantă.

Moldova dispune de foarte modeste resurse de energie electrică, care nu asigură necesităţile ţării în întregime, de acea o bună parte din energia electrică este importată, la un preţ mare.

Foarte important, pentru rezolvarea acestei probleme sunt măsurile de minimizare a pierderilor de energie şi întrebuinţarea raţională a ei.

Toate instalaţiile electrice din sistemul energetic de Alim. cu E.E., inclusiv liniile electrice şi staţiile de transformare dispun de rezistenţa activă. De aceea în momentul transportării, distribuţiei şi transformării energiei electrice apare pierderea ei.

O mare parte a pierderilor de energie în reţelele rurale revine liniilor de transport şi transformatoare şi de multe ori ele nu se iau în calcule. Pierderile de energie în conductoare, cabluri şi înfăşurările transformatoarelor sunt proporţionale pătratului curentului de sarcină care parcurge prin ele, de aceea ele se numesc pierderi în sarcină. Curentul sarcinii, de obicei, diferă în timp, şi aceste pierderi deseori poartă numirea de pierderi variabile.

Odată cu creşterea sarcinii şi racordării la reţea a noilor consumatori, cresc şi pierderile de energie. La întreprinderile reţelelor electrice sistematic sunt calculate pierderile de putere şi energie şi în baza acestora se întreprind următoarele măsuri de minimizarea lor.

Se deosebesc măsuri de minimizare a pierderilor de putere şi energie, organizatorice, de perfecţionare a sistemelor de măsură şi tehnice.

La măsurile organizatorice se referă:1. dimensionarea optimală a locurilor de decuplare a LA cu tensiunea de 10...35 kV, cu alimentare

bilaterală;2. susţinerea optimală a nivelelor tensiunii la şinele 10 kV, a PTR 110...35 / 10 kV şi la şinele 0,38 kV a

PT 10 / 0,38 kV;3. deconectarea unui transformator în regimurile sarcinii minime, la posturile de transformare cu două

transformatoare şi la substaţiile cu sarcină sezonieră;4. redresarea sarcinilor pe faze, în reţelele 0,38 kV;5. reducerea timpului reparaţiilor şi deservirilor tehnice ale liniilor şi posturilor de transformare;6. reducerea cheltuielilor de energie pentru cerinţele proprii a substaţiilor.

La măsurile tehnice se referă:1. instalarea în reţele a bateriilor de condensatoare;2. instalarea la PTR 110...35 / 10 kV, a transformatoarelor cu reglare automată în dependenţă de sarcină;3. înlocuirea transformatoarelor care funcţionează cu o sarcină mult mai mică decât capacitatea lor

nominală şi care funcţionează în suprasarcină;4. majorarea capacităţii de livrare a liniilor electrice, construind linii şi substaţii noi;5. înlocuirea conductoarelor care funcţionează în suprasarcină;6. transferarea reţelelor electrice la o treaptă de tensiune nominală mai înaltă.

Una din cele mai avantajoase măsuri din cele enumerate este utilizarea bateriilor de condensatoare pentru majorarea factorului de putere.

O parte din putere, livrată prin linie şi anume cea reactivă, nu este întrebuinţată la lucrul mecanic sau pentru încălzire, etc., ea constituie doar o unitate de energie, cu care fac schimb polurile magnetice ale sursei şi consumatorului. Însă curentul corespunzător al puterii reactive, parcurgând prin linie, contribuie la formarea pierderilor de putere şi tensiune.

Curentul reactiv IL şi corespunzător, curentul liniei Il se poate de micşorat conectând în paralel cu sarcina o capacitate C, prin care va parcurge un curent capacitiv IC, îndreptat invers curentului reactiv IL. În baza acestea unghiul dintre tensiune şi curent se va micşora de la φ, până la φ c, factorul de putere cos φ, se va majora până la cos φc şi factorul puterii reactive tg φ, se va micşora până la tg φc.

În baza acestora pierderile de tensiune şi putere se vor micşora.

9

Pentru asigurarea eficacităţii economice înalte a puterii bateriilor de condensatoare, este necesar de ales bateria care în orele sarcinii maxime, factorul de putere la consumatori să nu fie mai mic de 0,95 – (pentru reţelele cu tensiunea de 0,38 kV) şi 0,87 (pentru reţelele cu tensiunea de 6 – 10 kV).

2.4. Pierderile de putere şi energie în liniile de distribuţie a energiei electrice.Pierderile de energie în liniile de distribuţie cu tensiunea de până la 60 kV, sunt datorate în exclusivitate

încărcării conductoarelor la trecerea curentului electric. La tensiunile de 110 kV şi mai mult, se mai adaugă şi pierderile datorate scurgerilor de curent în izolaţie prin efectul corona. Acestea din urmă însă au valori reduse şi pot fi neglijate încă din faza de proiectare a reţelelor, prin alegerea corespunzătoare a secţiunii conductoarelor şi a nivelului de tensiune.

Pierderile de putere în liniile trifazate de distribuţie sunt dimensionate din următoarele relaţii:- Pierderile de putere activă:

(2.1)

- Pierderile de putere reactivă:

(2.2)

Unde: I – valoarea curentului liniei, A;rl şi xl – rezistenţa activă şi reactanţa liniei de fază, Ω;r0 şi x0 – rezistenţa activă şi reactanţa liniei de fază, pentru 1 km de conductor, Ω/km;l – lungimea liniei, km;S, P şi Q – puterea totală, activă şi reactivă, kVA, kW şi kVAr;U – tensiunea liniară, V.

Valorile pierderilor de energie pentru o perioadă de timp se determină ca pierderile de puteri şi timpul ( t, h)de funcţionare a liniei.

Pierderile de energie activă:

(2.3)

Pierderile de energie reactivă:

(2.4)

Analizând dependenţele (2.3) şi (2.4), reiese concluzia, că pierderile de energie sunt direct proporţionale pătratului curentului de sarcină, rezistenţei liniei şi timpului său de funcţionare şi invers proporţionale pătratului tensiunii şi secţiunii conductoarelor liniei. Dependenţa pierderilor de energie activă şi celor de energie reactivă este egală cu dependenţa rezistenţei active către reactanţa inductivă:

(2.5)

Trebuie de menţionat că în relaţiile (2.3) şi (2.4) valorile rl, xl, l şi U sunt permanente, iar valorile I, P, Q şi S permanent variază, în dependenţă de timp. Variaţia acestor valori matematic este practic imposibil de determinat, de aceia în calculele practice se întrebuinţează diverse metode, ca de exemplu metoda curentului mediu pătrat. Se consideră, că valoarea acestui curent admite pe decurs de un an aceleaşi valori ale pierderilor de energie ca şi pierderile în cazul sarcinii reale. Valoarea curentului mediu pătrat este determinată din graficele dependenţei I2 = f t şi timpului de funcţionare a liniei Tl figura. 2.4:

(2.6)

Pierderile de energie:(2.7)

(2.8)

10

Figura 2.4. Graficul valorii curentului mediu pătrat.

În practica de calcul se aplică des şi metoda timpului de întrebuinţare a sarcinii maxime. Această metodă constă în calculul pierderilor de energie în baza sarcinii maximale întrebuinţate şi perioada de timp a acesteia, Figura. 2.5.

Figura 2.5. Graficul timpului de întrebuinţare a puterii maxime.

Deci consumatorul va utiliza energie în cazul sarcinii maxime, din reţea, egală cu sarcina reală întrebuinţată în timp de 1 an. Timpul de întrebuinţare a sarcinii maximale se numeşte timpul întrebuinţării sarcinii maxime Tmax.

Având valorile Pmax şi Tmax, se poate determina energia primită de consumator, prin relaţia:(2.9)

Unde: Dacă sunt ştiute repartizările pierderilor de putere în timp, figura. 2.6, atunci ştiind timpul τ, al

pierderilor maximale, se poate de aflat pierderile energiei active, după relaţia:

11

(2.10)

Figura. 2.6. Graficul modificării puterilor sarcinii.

Timpul pierderilor maximale τ, este determinat în dependenţă de τ şi Tmax, care poate fi exprimat sub formă de grafic, figura. 2.7 sau analitic.

Figura. 2.7. Graficul dependenţei timpului pierderilor de timpul întrebuinţării puterii maxime.

De asemenea timpul pierderilor maximale se poate determina după formula empirică:

(2.11)

În cazul consumatorilor cu destinaţie agrară în care, Tmax = 2500 ... 4400 h, se poate de întrebuinţat relaţia:

(2.12)Costului orientativ a pierderilor energiei active se determină din graficul (figura. 2.8), în baza relaţiei:

(2.13)

12

Unde: cs – costul specific al pierderilor, bani /kWh.

Figura. 2.8. Graficul costului orientativ al pierderilor de energie activă.

Pentru calculele financiare în organizaţiile de alimentare cu energie electrică, pierderile de energie se determină după datele contoarelor comerciale de energie activă şi reactivă (de obicei pentru o lună, simestrial sau anual), în baza relaţiilor:

(2.14)Unde: Wa.f. – datele finale ale contorului de energie activă, kWh;

Wa.i. – datele iniţiale ale contorului de energie activă, kWh;kTT – coeficientul de transformare al transformatorului de curent;kTU – coeficientul de transformare al transformatorului de tensiune.

(2.15)Valoarea medie a curentului în linie:

(2.16)

Unde: Unom. – tensiunea nominală a liniei, V;Tl – timpul de funcţionare a liniei, în perioada de calcul, h.

Pierderile de energie activă în linie pentru perioada de calcul:(2.17)

Pierderile de energie activă în linie pentru perioada de calcul, exprimate în procente:

(2.18)

2.5. Pierderile de putere şi energie în transformatoare.Pierderile de energie activă în transformator sunt determinate ca suma pierderilor la mers în gol şi

scurtcircuit:(2.19)

Pierderile la mers în gol, aşa numite pierderi în fier, se distribuie la efectuarea magnetismului în fier şi îndeplinirea curenţilor turbionari. Aceste pierderi, nu depind de puterea transformatorului şi sunt proporţionale pătratului tensiunii admise, care nu se schimbă esenţial. De aceia pierderile la mers în gol se consideră nevariabile.

Pierderile la scurtcircuit sau pierderile în cupru, tind la încălzirea înfăşurărilor transformatorului şi depind de rezistenţa şi puterea curentului din ele. Pierderile la scurtcircuit pentru orice valoare a sarcinii transformatorului se calculă prin relaţia:

(2.20)

Unde: ΔPs.c. nom. – pierderile la scurtcircuit în cazul sarcinii nominale a transformatorului, W.

13

Dacă dependenţa curenţilor şi puterilor aparente către valorile sale nominale din relaţia (2.20), le vom exprima printr-un coeficient atunci:

(2.21)

(2.22)Valorile ΔPs.c. nom şi ΔPm.g., sunt introduse în tabelele de date ale transformatoarelor. Dacă sunt ştiute ΔPs.c.

nom , ΔPm.g. şi timpul funcţionării transformatorului t, h, atunci pierderile de energie sunt calculate după relaţia:(2.23)

Unde: τ – timpul pierderilor maximale, h.Pentru n transformatoare conectate în paralel:

(2.24)

Pentru calculele financiare în organizaţiile de alimentare cu energie electrică şi consumatori, pierderile de energie din transformatoare se determină în următorul mod:

În baza datelor contoarelor de energie activă şi reactivă pentru o lună, din care se calculează tgφ, iar din aceasta cosφ. În dependenţă de cosφ se determină coeficientul de încărcare a transformatorului:

(2.25)

(2.26)

Unde: Tfuncţ. – timpul de funcţionare al transformatorului (pentru lunile: ianuarie, martie, mai, iulie, august, octombrie şi decembrie = 744 h; pentru aprilie, iunie, septembrie şi noiembrie = 720 h; pentru februarie = 672 h – februarie an bisect = 696 h). Este necesar de menţionat că în cazurile în care transformatorul se deconectează pentru reparaţii, deserviri, etc, atunci timpul respectiv, se micşorează.

Pierderile de energie activă din transformator pentru un decurs de o lună se determină din relaţia:(2.27)

Pierderile de energie pentru sectoarele reţelelor, care constau din linii de distribuţie şi substaţii de transformare se sumează conform relaţiei:

(2.28)

TEMA 3. INSTALAŢIILE ŞI DISPOZITIVELE REŢELELOR ELECTRICE

3.1 Conductoarele şi liniile de cablu.În reţelele electrice săteşti, în calitate de material pentru conductoare este utilizat aluminiul, cuprul şi

oţelul. Cuprul este utilizat pentru conductoarele izolate întrebuinţate în interiorul încăperilor şi numai în cazuri aparte (foarte rar), pentru liniile aeriene (malurile mărilor, în raioanele uzinelor chimice, în mediu agresiv). Aluminiul este întrebuinţat cât pentru reţelele interioare, atât şi la liniile aeriene. La reţelele rurale cu sarcini mici, se poate de utilizat conductoarele din oţel.

Cuprul – are capacităţi conductibile înalte. Conductibilitatea metalelor depinde de cantitatea purtătorilor de sarcină – electronilor, din ele. Conductibilitatea specifică a cuprului întrebuinţat în tehnică constituie aproximativ γ = 53 · 106 Simens / m. Densitatea sa este de δ = 8,9 g / cm3.

Aluminiul - are capacităţi conductibile puţin mai joase ca cuprul. Conductibilitatea specifică a aluminiului întrebuinţat în tehnică constituie aproximativ γ = 32 · 106 Simens / m. Densitatea sa este la fel mai joasă, de δ = 2,75 g / cm3.

Tabelul 3.1.Parametrii materialelor utilizate la confecţionarea conductoarelor.

Parametrii Cu Alγ , Simens / m. 53 · 106 32 · 106

14

δ , g / cm3. 8,9 2,75ρ , Ω · m 18,9 · 10 -9 31,2 · 10 -9

Oţelul – are capacităţi conductibile foarte minime, faţă de celelalte două materiale. Conductibilitatea oţelului mai depinde şi de curentul alternativ care parcurge prin conductor. Pentru un curent foarte mic γ = 7,5 · 106 Simens / m. Densitatea sa este de δ = 7,85 g / cm3. În comparaţie cu Al sau CU, oţelul are capacitatea de a rugini, în baza căreia se deteriorează, de aceea ele se confecţionează din oţel inox sau cu o aliere mică de cupru 0,2...0,4%.

Pe larg sunt întrebuinţate conductoarele Aluminiu – Oţel, la care conductoarele interioare sunt executate din oţel, iar cele exterioare din aluminiu. Firele din oţel contribuie la optimizarea sarcinii mecanice iar cele din aluminiu la sarcinile electrice.

La fel se mai întrebuinţează şi conductoare bimetalice, la care firul din oţel este acoperit cu un sloi de cupru sau aluminiu.

Conductoarele ne izolate pentru LA, se îndeplinesc din conductoare mono şi multifilare.Conductoarele monofilare se îndeplinesc numai din cupru cu secţiunea de până la 10mm2 şi din oţel cu

diametrul de până la 5mm.Trebuie de menţionat că conductoarele monofilare din cupru în reţelele rurale nu se întrebuinţează.

Conductoarele monofilare din aluminiu pentru LA, sunt interzise.Conductoarele multifilare se îndeplinesc din toate metalele menţionate mai sus. Ele se execută din fire

cu aceiaşi secţiune. Numărul firelor în conductor de obicei este de 7, 12, 19 sau 37.Conductoarele care se montează în interiorul încăperilor sunt izolate.Cablurile – sunt conductoare încorporate ermetic într-un material de protecţie sau izolare. Ele se

montează în pământ, aer sau apă.Cablurile au următoarele avantaje faţă de LA:

1. termenul de exploatare mai mare;2. nu necesită piloni pentru montare;3. acţionare minimă a factorilor mediului ambiant (vânt, chiciură, descărcări atmosferice, etc.);4. pericolul accidentării asupra organismelor vii, în cazul avariilor este foarte mic.

Dezavantajele:1. preţul destul de înalt;2. pentru montare, exploatare, necesită o calificare mai înaltă a lucrătorilor;3. este mai greu de depistat deteriorările.

Figura. 3.1. Secţiunea unui cablu electric.3.2. Izolatorii liniilor electrice aeriene.

Izolatorii liniilor electrice au destinaţia de a izola conductorul de piloni şi alte construcţii de susţinere. În majoritatea cazurilor izolatorii susţin o mare sarcină mecanică, a greutăţii conductorului. Materialul din care sunt confecţionate izolatoarele trebuie să asigure o exploatare normală la funcţionarea în mediul ambiant, rezistând la factorii climaterici, să dispună de o oarecare durabilitate şi de calităţi dielectrice înalte. Unele din aşa materiale sunt farforul şi sticla. Izolatoarele se anexează de pilon prin intermediul unui pivot. Pentru liniile cu tensiunea de 35 kV şi mai mult se utilizează izolatori suspendaţi. Numărul de izolatoare suspendate depinde de tensiunea nominală a reţelei:

15

6 ... 10 kV – 1 izolator; Figura. 3.2. Izolatorii liniilor electrice. 20 kV – 2 izolatori; 35 kV – 3 izolatori; 110 kV – 7...8 – izolatori.

3.3 Pilonii liniilor electrice aeriene. Racordarea liniilor electrice.

Pilonii LA au destinaţia de a susţine conductoarele la o anumită distanţă de la suprafaţa pământului, altor linii de comunicaţie, acoperişuri, etc. După destinaţie pilonii se deosebesc:

Piloni intermediari; Piloni ancoră; Piloni de montare în unghiul liniei; Piloni pentru capătul liniei; Piloni speciali.

Pilonii intermediari sunt destinaţi numai pentru susţinerea conductoarelor. În aceste cazuri conductoarele nu sunt fixate dur pe izolator.

La piloni ancoră, spre deosebire de cei intermediari, conductoarele sunt fixate strâns pe izolator. Acest tip de piloni este dimensionat pentru susţinerea normală în cazurile ruperii conductoarelor. La LA cu lungimi drepte mari, pilonii ancoră se recomandă a fi montaţi la o distanţă de 5 km, iar în zonele cu grosimea chiciurii mai mare de 10mm, la 3 km.

Piloni pentru capătul liniei sunt o diversitate de piloni ancoră. Destinaţia lor este de a susţine conductoarele din capetele liniilor.

Piloni de montare în unghiul liniei sunt destinaţi pentru susţinerea conductoarelor în locurile de schimbare a direcţiei LA.

Piloni speciali sunt destinaţi pentru montare la trecerile peste râuri, căilor ferate, etc. Ele de obicei se confecţionează pe baza proiectelor individuale.

3.4 Parametrii electrici ai conductoarelor.Parametrii electrici ai conductoarelor electrice sunt : rezistenţa, reactanţa, conductanţa şi susceptanţa.

Pentru o unitate de lungime valorile acestor parametri sunt calculate practic şi introduse in tabele. Valorile sunt dimensionate pentru lungimea de 1 km şi se notează cu indicele „0 - zero”.

Conductoarele electrice dispun de rezistenţă activă în baza curentului alternativ. Această rezistenţă se deosebeşte de rezistenţa omică în baza curentului continuu, însă diferenţa nu este prea mare şi în calculele practice nu se ia în consideraţie.

Rezistenţa activă a conductoarelor din metal colorat depinde de temperatura mediului înconjurător şi de curentul ce parcurge prin el. În calule aceste nuanţe nu se iau în consideraţie dat fiindcă diferenţa rezistenţei nu este considerabilă. De aceea rezistenţa activă este considerată constantă în dependenţă de conductor.

Rezistenţa activă a conductorului la mărimea lungimii sale (1000 m), se determină din formula:r 0 = 1000 · ρ / F, Ω / km. (3.1)

sau,r 0 = 1000 / γ · F, Ω / km. (3.2)

Unde: r 0 – rezistenţa activă pentru 1 km de conductor, Ω / km;

ρ – rezistenţa specifică a materialului conductorului, Ω · m (Rezistenţa specifică – este caracterizată prin capacitatea conductorului de a conduce curent electric şi depinde în cea mai mare măsură de proprietăţile conductorului);

F – secţiunea nominală a conductorului, mm2.Pentru calcule ρ – pentru cupru = 18,9 · 10 -9;

ρ – pentru aluminiu = 31,2 · 10 -9.În cazurile când r 0 – este cunoscut, r = r 0 · l.

Unde: l – lungimea conductorului, km.

16

Figura. 3.3. Rezistenţa activă r 0 a conductoarelor.Este recomandat pentru calcule de utilizat r 0, din tabele care este deja calculat.Rezistenţa activă a conductoarelor din oţel, spre deosebire de cele din metal colorat, depinde foarte mult

de curentul care parcurge prin el. De aceea datele rezistenţelor active pentru aceste conductoare se dimensionează din curbele de dependenţă a rezistenţei şi curentului.

Inductanţele conductoarelor sau rezistenţele inductive sunt determinate de câmpul magnetic alternativ care se formează în interiorul şi exteriorul conductorului prin care parcurge curentul alternativ.

După cum se ştie din bazele electrotehnicii inductanţa în momentul când suma curenţilor din conductoare este egală cu zero şi curentul la pământ nu parcurge, ea este egală cu:

X 0 = ω (4,6 lg(Dmed / R) + 0,5 μ) · 10 – 4, Ω / km. (3.3)Unde: x 0 – inductanţa conductorului, Ω / km;

ω – frecvenţa unghiulară = 2πf = 314;Dmed. – distanţa medie dintre conductoare;R – raza conductorului;μ – permiabilitatea magnetică convenţională a materialului conductorului.

La frecvenţa standartă f = 50 Hz, a curentului alternativ, luând în vedere că R = d / 2, primim:X 0 = 0,145·lg(2Dmed / d) + 0,0157 μ, Ω / km. (3.4)

Rezistenţele inductive externe depind de câmpul magnetic extern al conductorului, de aceea poartă denumirea de inductanţe externe şi se notează prin xI

0.Rezistenţele inductive interne depind de câmpul magnetic intern al conductorului, de aceea poartă

denumirea de inductanţe interne şi se notează prin xII0.

Luând în vedere aceşti factori primim:X 0 = xI

0 · xII0, Ω / km. (3.5)

Rezistenţa inductivă externă nu depinde de materialul conductorului, dar de diametrul său şi distanţa dintre conductoare. Distanţa dintre conductoare variază între 0,4m, pentru liniile de tensiune joasă şi 7m pentru liniile cu tensiunea de 220 kV. De aici este evident că rezistenţa inductivă externă se majorează odată cu majorarea tensiunii liniei.

Figura. 3.4. Rezistenţa inductivă x 0 a conductoarelor.În calcule se recomandă a utiliza datele rezistenţelor inductive externe, din tabele.Rezistenţa inductivă externă a cablurilor este de 3...4 ori mai mică decât a LA cu aceiaşi secţiune. De

aceia la calculul liniilor de cablu (mai ales în cazurile secţiunilor mici), rezistenţa inductivă nu se ia în consideraţie.

Cum vedem din formula de mai sus, rezistenţa inductivă internă:

17

XII0 = 0,0157 μ, Ω / km. (3.6)

Pentru conductoarele din materiale feroase nemagnetice (Al şi Cu), permeabilitatea magnetică convenţională a materialului este egală cu 1, de aceia rezistenţa inductivă internă xII

0, faţă de cea externă xI0, este

considerabil de mică şi ea nu se ia în consideraţie.Pentru conductoarele din materiale feroase magnetice permeabilitatea magnetică convenţională a

materialului constituie sute şi mii de unităţi. De aceia în cazurile acestea este necesar de a fi luată în consideraţie. Pentru aceste tipuri de conductoare la fel sunt întocmite tabele, din care se aleg rezistenţele inductive.

Conductanţa LA este determinată de pierderile de putere activă în dielectric pe cale transversală. Aceste pierderi sunt condiţionate atât de gradul de imperfecţiune al izolaţiei, cât şi de efectul corona.

Conductanţa determinată de imperfecţiunea izolaţiei este practic neglijabilă. Se ia în consideraţie conductanţa determinată de pierderile de putere activă prin efectul corona. Efectul corona apare atunci când intensitatea curentului electric din apropierea conductoarelor depăşeşte mărimea rigidităţii dielectrice a aerului, care se consideră de 21,1 kV / cm.

Tensiunea de la care apare efectul corona se numeşte tensiune critică Ucr, pentru LA cu tensiunea de până la 220 kV se utilizează următoarea formulă:

(3.7)

Unde: m1 – coeficient care ţine seama de starea suprafeţei conductorului; m1 = 0,88 ... 0,98 – pentru conductoarele monofilare;m1 = 0,72 ... 0,89 – pentru conductoarele multifilare;m2 – coeficient ce ţine cont de starea atmosferică;m2 = 1 pentru timp uscat;m2 = 0,8 pentru timp umed;δ – coeficient care ia în consideraţie umiditatea relativă a aerului;

;

b – presiunea atmosferică, cm col Hg;t – temperatura aerului, 0C;dm – distanţa medie geometrică dintre conductoare, cm;r – raza exterioară a conductorului, cm.

Pentru determinarea pierderilor de putere activă ΔP0 pe km şi fază, prin efectul corona, se foloseşte formula lui Peek:

(3.8)

Unde: f – frecvenţa, Hz;Un, Ucr – tensiunile între faze, kV.

Corespunzător pierderilor prin efectul corona, linia reprezintă o conductanţă cu valoarea:

(3.9)

Unde: ΔP0 - sunt pierderile prin efectul corona, MW.Conductanţa întregii linii:

(3.10)Unde: l – lungimea liniei, km.Este necesar de menţionat că în proiectare efectul corona se verifică începând cu tensiunea de 60 kV şi

el apare în cazurile când Un > Ucr. La aşezarea conductoarelor într-un plan drept, tensiunea critică a conductorului din mijloc este cu 4% mai mică (0,96 Ucr), iar a celor externe cu 6% mai mare (1,06 Ucr), decât cea calculată după relaţia 3.7.

În calculele practice Ucr, se dimensionează pentru timpurile nefavorabile – umede.Susceptanţa capacitivă de secvenţă directă sau inversă pe unitatea de lungime a unei faze se

dimensionează prin relaţia:

(3.11)

18

Unde: , distanţa medie geometrică între cele trei conductoare, cm;r – raza conductorului, cm.

Susceptanţa capacitivă a liniei este:(3.12)

Întrucât linia este un element pasiv, susceptanţa capacitivă de secvenţă homopolară (la care sensul magnetic este invariabil) a unei faze se determină prin relaţia:

(3.13)

unde: - distanţa medie a conductoarelor active faţă de sol;

- raza echivalentă a conductorului din cele trei conductoare de fază, în regim homopolar.

Susceptanţa capacitivă de secvenţă homopolară pe fază a liniei electrice cu lungimea l este:(3.14)

TEMA 4. PARAMETRII INSTALAŢIILOR ELECTRICE DE DISTRIBUŢIE ŞI ALIMENTARELA TENSIUNE JOASĂ

4.1. Generalităţi.Instalaţiile electrice de joasă tensiune realizează distribuţia energiei electrice la receptoare îndeplinind

astfel scopul final al întregului proces de producere, transport şi distribuţie a energiei electrice. Receptoarele electrice alimentate în joasă tensiune sunt de o mare diversitate, ocupând în general o

pondere înseninată în valoarea puterii instalate la consumator. Având în vedere rolul instalaţiilor de joasă tensiune, rezultă că proiectarea acestora este strâns legată de caracteristicile tehnico-funcţionale ale receptoarelor electrice. Cerinţele impuse de funcţionarea corespunzătoare a receptoarelor, din punct de vedere tehnic şi economic, trebuie satisfăcute între anumite limite admisibile, de către instalaţia de distribuţie în joasă tensiune.

În majoritatea cazurilor, receptoarele electrice nu sunt elemente izolate, ele fiind grupate pe utilaje cu destinaţii tehnologice bine determinate. Prin fabricaţie, aceste utilaje au o instalaţie electrică proprie, care cuprinde atât o parte de forţă - circuitele primare, cu rol de distribuţie şi de protecţie a receptoarelor, cât şi o parte de comandă, automatizare, măsură si control - circuitele secundare, în figura 4.2 sunt prezentate schemele de distribuţie aferente circuitelor primare a două tipuri de utilaje. Instalaţia electrică a unui utilaj conţine, aşa cum se vede şi în figura 4.2, un panou de distribuţie, numit pe scurt panou (tablou) de utilaj PU sau TU, care alimentează receptoarele cu energie electrică de la un punct de distribuţie (bornele de intrare), permite conectarea-deconectarea şi realizează protecţia receptoarelor şi a conductelor electrice.

Reţelele electrice de joasă tensiune sunt constituite din totalitatea coloanelor şi circuitelor de utilaj sau receptor. Prin coloană se denumeşte ansamblul elementelor conductoare de curent, care alimentează un tablou de distribuţie, iar prin circuit ansamblul elementelor conductoare de curent, care alimentează unul (circuit de receptor) sau mai multe receptoare (circuit de utilaj).

Partea sistemei energetice, compusă din generatoare, utilaj de distribuţie, substaţii de transformare de coborâre sau ridicare, reţele electrice şi receptori de energie electrică poartă denumirea de – sistem electric.

Reţeaua electrică este o parte a sistemei electrice, care constă din substaţii şi reţele electrice de diverse tensiuni.

În cadrul reţelelor electrice de joasă tensiune se pot face următoarele grupări: Reţele de alimentare, care leagă barele de joasă

tensiune ale posturilor de transformare la punctele de distribuţie (panouri), cuprinzând totalitatea coloanelor electrice;

19

Reţele de distribuţie, care fac legătura între punctele de distribuţie şi receptoare sau utilaje, incluzând totalitatea circuitelor de receptor, respectiv utilaj.

Punctele de distribuţie sunt reprezentate, în cazul instalaţiilor electrice de joasa tensiune, de panourile de distribuţie care pot fi: Panouri generale, primind energia electrica de la postul de transformare sau direct din reţeaua

furnizorului;

20

Panouri principale, alimentate dintr-un panou general şi care distribuie energia electrică la panouri secundare;

Panouri secundare, de la care energia electrică se distribuie la receptoare si utilaje.Instalaţiilor electrice de joasă tensiune le este specific şi un anumit echipament electric. De obicei

echipamentul electric se montează concentrat, în vecinătatea punctelor de distribuţie putând fi însă amplasat şi pe traseul unor coloane (cazul magistralelor din bare capsulate) sau a unor circuite (aparatele de conectare).

4.2. Schemele reţelelor de distribuţie.Racordarea receptoarelor şi utilajelor la tablourile de distribuţie se poate face:

Radial; Cu linie principală.

În figura 4.3 este prezentată o reţea de distribuţie radial cu şase circuite, două de receptor pentru motoarele m1 şi m2 şi patru de utilaj - pentru utilajele ul,...u4. Configuraţia radiala este cea mai frecvent utilizată pentru reţelele de distribuţie de joasa tensiune.

21

Figura. 4.3. Schema de distribuţie radială aferentă a panoului TD, m1, m2 - receptoare; u1…u4 - utilaje.

Figura 4.4. Schema unui panou cu linie principală (conexiune în lanţ).

Pentru alimentarea receptoarelor şi utilajelor electrice de mică importanţă, situate departe de punctele de distribuţie, însă amplasate apropiat între ele, se poate folosi distribuţia cu linie principală, numită în acest caz şi conexiune în lanţ, prezentată în figura 4.4. Evident şi în astfel de situaţii se poate recurge la amplasarea uimi tablou de distribuţie în vecinătatea grupului de receptoare şi utilaje, la care acestea să fie racordate radial. Conexiunea cu linie principală este mai frecvent utilizată la realizarea dis-tribuţiei în interiorul utilajelor, deci în schemele de distribuţie ale acestora.

Gruparea receptoarelor şi utilajelor pe tablouri de distribuţie trebuie sa se facă în baza următoarelor considerente : existenţa unor corelaţii funcţionale în cadrul procesului tehnologic deservit ; amplasarea învecinată în cadrul secţiei; utilizarea eficientă a tipurilor de cutii capsulate pentru tablouri de distribuţie şi altor

echipamente electrice; tarifarea identică pentru consumul de energie electrică; lipsa perturbaţiilor reciproce supărătoare între diferitele tipuri de receptoare.

În condiţiile de mai sus se recomandă, ca receptoarele de iluminat să fie racordate la aceleaşi tablouri de distribuţie cu receptoarele, de forţă.

Nu se vor grupa pe acelaşi tablou receptoare de diferite tipuri daca: separarea conduce la soluţii mai economice; se aplică tarifare diferenţiată pentru consumul de energie electrica; funcţionarea unora produce perturbaţii supărătoare pentru celelalte (de exemplu pornirea

motoarelor electrice, care determină variaţii ale fluxului luminos emis de sursele de lumină); frecvenţele de lucru sunt diferite ; tensiunile fază - pământ sunt diferite.

Ultimele două condiţii nu sunt obligatorii dacă un receptor sau utilaj necesită pentru funcţionarea lui circuite cu curenţi de frecvenţe sau tensiuni diferite, în asemenea situaţii, în cadrul tabloului de distribuţie respectiv, echipamentele care aparţin aceluiaşi fel de curent sau nivel de tensiune se montează separat şi se marchează distinct.

Numărul de receptoare şi utilaje, care pot fi racordate la acelaşi tablou de distribuţie este limitat de valoarea maximă a curentului, care poate fi suportată de elementele conductoare ale echipamentului electric. Acest număr se corelează cu puterile instalate şi coeficienţii de cerere ai receptoarelor.

În concluzie, problema grupării utilajelor şi receptoarelor dintr-o secţie, pe tablouri de distribuţie, poate fi soluţionată dacă se cunosc amplasamentele utilajelor şi receptoarelor (schema tehnologică), caracteristicile tehnico-funcţionale ale acestora şi procesul tehnologic din secţie.

4.3 Schemele reţelelor de alimentare.Conceperea schemelor reţelelor de alimentare, care fac legătura între posturile de transformare şi

tablourile de distribuţie la receptoare şi utilaje, reprezintă unul din aspectele importante ale proiectării instalaţiei de joasă tensiune deoarece, aşa cum s-a arătat mai sus, reţelele de distribuţie nu aplică dificultăţi deosebite.

Reţelele de alimentare de joasă tensiune pot fi organizate conform schemelor: radiale; cu linii principale;

buclate; combinate.

a) Schemele de distribuţie radiale (arborescente) sunt utilizate pentru alimentarea unor tablouri de distribuţie suficient de încărcate, montate relativ apropiat unele de altele, cât şi în cazul tablourilor de distribuţie cu puteri cerute mari, distanţate, faţă de care tabloul general ocupă o poziţie aproximativ centrala.

Reţelele de alimentare radiale, se pot realiza conform schemelor prezentate în figura 4.5, după cum urinează: cu o singură treaptă, când tablourile secundare de distribuţie (TS1...TS4) sunt

alimentate direct de la tabloul general TG (Figura. 4.5, a) ; cu mai multe trepte, caz în care distribuţia se realizează prin două sau mai multe puncte de

distribuţie intermediare. Pentru distribuţia radială în două trepte, prezentată în figura 4.5, b, prima

treaptă o constituie alimentarea tablourilor principale T P1...TP3, iar a doua - alimentarea tablourilor secundare TS1...TS10 de la cele principale.

Coloanele se diferenţiază în mod corespunzător în coloane principale, respectiv secundare, în general, arareori se utilizează scheme radiale cu mai mult de două trepte;

în cascadă (figura. 4.5, c), situaţie în care la anumite tablouri de distribuţie (TS1, TS2) se racordează alături de receptoare sau utilaje şi alte tablouri de distribuţie (TS1 I, respectiv TS2I), ca în cazul schemelor radiale cu mai multe trepte. Tablourile secundare se consideră de diferite nivele, în sensul distribuţiei energiei electrice spre receptoare, putându-se nota de exemplu TS3 - 1, TS3 - 2 ş.a.m.d., iar cele care alimentează numai receptoare şi utilaje, conform principiului din figura 4.5, c. De remarcat că schema în cascadă rezultă din suprapunerea unor scheme radiale cu numere diferite de trepte, combinaţia fiind datorată unor linii de distribuţie (coloane) comune. Se recomandă evitarea formării a mai mult de două trepte, din considerente de siguranţă în exploatare.

Figura. 4.6 - Reţele de alimentare cu linii principale :a - nesecţionată, cu sarcini distribuite;b - nesecţionată, cu sarcini concentrate;c - secţionată.

De subliniat, în continuarea caracteristicilor menţionate în subcapitolul 4.3, că reţelele de alimentare radiale se disting prin siguranţă în funcţionare din punct de vedere a selectivităţii. Ca un dezavantaj poate fi reţinut şi faptul că tablourile generale sânt, în cazul schemelor radiale, mai dezvoltate.

b) Schemele de distribuţie cu linii principale se folosesc pentru alimentarea unor tablouri de distribuţie amplasate pe o aceeaşi direcţie faţă de tabloul general, la distanţe relativ mici, iar mărimea încărcării acestor tablouri nu justifică folosirea schemei radiale.

Reţelele de alimentare cu linii principale, prezentate m Figuraura 3.6, pot fi: cu linii principale nesecţionate, cu sarcini distribuite (Figura. 4.6, a) sau concentrate (Figura.

4.6, b); cu linii principale-secţionate (Figura. 4.6, c).

În cazul utilizării barelor capsulate ca element constructiv pentru liniile principale, reţeaua de alimentare poate avea una din configuraţiile prezentate în figura 4.7, denumite scheme bloc transformator — linie principală din bare capsulate.

Figura. 4.7. - Scheme bloc transformator - linie principali din bare capsulate:a - plecarea liniei principele într-o singuri direcţie;b - plecarea liniei principale în două direcţii: (1 - linia principală; 2 - derivaţii).

Figura. 4.8 - Reţele de alimentare buclate:a - în inel; b - tip plasa.

Linia principala se mai numeşte coloana magistrala sau simplu - magistrală, iar liniile care se ramifică clin aceasta - derivaţii.

Schemele cu linii principale din bare capsulate sunt frecvent aplicate în alimentarea cu energie electrica a unor secţii cu sarcini electrice mari, din uzine metalurgice, constructoare de maşini, de prelucrare a minereurilor etc.

c) Schemele de distribuţie buclate se obţin prin reîntoarcerea capătului liniei principale secţionate la punctul de alimentare de plecare. Aceste reţele asigură în punctele de distribuţie pe care le alimentează o rezervă în linii, putând fi utilizate în cazul unor grupe de receptoare de categoria a II-a.

În figura 4.8 sunt prezentate două tipuri posibile de reţele de alimentare cu scheme de distribuţie buclate; în inel (simplu buclată), obţinută prin buclarea unei linii principale secţionate, (Figura. 4.8,

a); tip plasă (complex buclată, Figura. 4.8, b), care se compune din mai multe reţele simplu

buclate, în aceste scheme unele coloane sunt laturi comune pentru două sau mai multe ochiuri, astfel încât rezerva în linii este de minimum 100%.Siguranţa în exploatare a reţelelor buclate de joasă tensiune depinde de modul de amplasare şi

dimensionare a elementelor de protecţie.d) Schemele de distribuţie combinate, cuprinzând linii radiale, principale şi buclate se utilizează în

mod curent, dată fiind diversitatea condiţiilor practice, în care trebuie realizata distribuţia în joasă tensiune, în figura 4.9 sunt prezentate două exemplificări de reţele de alimentare combinate.

Dacă se folosesc puncte de distribuţie intermediare, atunci alimentarea tablourilor principale se poate realiza după o schemă, iar a celor secundare după altă schemă; în acest caz se obţin scheme combinate între trepte de distribuţie.

Variantele tehnice ale schemelor reţelelor de joasă tensiune se analizează din punct de vedere al siguranţei în funcţionare, se compară între ele pe baza calculelor economice şi în această bază, se alege soluţia finală.

Figura. 4.9 - Reţele de alimentare în scheme de distribuţie combinate:a - си linii radiale, principale şt buclate;

b - cu linii principale pentru sarcini concentrate sau distribuite.

Figura. 4.10. Panouri electrice asamblate.

TEMA 5. CALCULUL REŢELELOR ELECTRICE

5.1. Densitatea economică a curentului şi intervalele economice ale sarcinilor.În preţul transportării energiei electrice în primul rând este inclus preţul pierderilor de energie din

conductoarele liniilor electrice şi transformatoare. Este evident că această mărime depinde de valoarea pierderilor anuale ΔW şi de costul unei unităţi de pierdere a energiei electrice β.

(5.1)La mărimea pierderilor de energie cel mai mult influenţează factorul de putere al sarcinilor. La

aceiaşi sarcină activă, curentul este invers proporţional factorului de putere, iar pierderile de putere sau energie sunt invers proporţionale pătratului factorului de putere. Deci pentru minimizarea pierderilor de energie este necesar de majorat factorul de putere al reţelei.

O mare importanţă în preţul transportării energiei electrice sunt decontările pentru amortizarea instalaţiei. Această mărime depinde de perioada de funcţionare a liniei şi preţul iniţial al ei, deci de investiţiile capitale iniţiale. Decontările pentru amortizare în procente faţă de investiţiile iniţiale ale liniei K l, trebuie să asigure, la sfârşitul perioadei de funcţionare a liniei, remunerarea totală a investiţiilor iniţiale. Decontările pentru amortizare în procente faţă de investiţiile iniţiale ale liniei Kl, se calculă din relaţia:

(5.2)

Unde: T – perioada de funcţionare a liniei, ani.Cheltuielile pentru reparaţiile curente ale liniilor chcurent, de obicei nu sunt considerabile şi în reţelele

rurale constituie câteva procente de la investiţiile iniţiale.Şi în sfârşit în preţul transportării energiei electrice se include leafa personalului de deservire şi

administrativ – tehnic, l.

Din acestea, cheltuielile de exploatare anuale C, pentru transportarea energiei electrice W, este determinată din relaţia:

(5.3)

Pentru aprecierea eficacităţii economice a diferitor variante, sunt calculate cheltuielile admisibile de calcul, prin relaţia:

(5.4)

Unde: En – coeficientul normativ de eficacitate a investiţiilor capitale, care în energetică constituie 12%.

La proiectarea liniilor este necesar de asigurat aşa condiţii ca cheltuielile admisibile de calcul la transportarea energiei electrice să fie cât mai mici. Foarte mult acestea depind de secţiunile dimensionate ale conductoarelor.

Odată cu majorarea secţiunii pierderile de energie ΔW scad. În aşa mod cu majorarea secţiunii se micşorează preţul pierderilor de energie electrică.

Figura. 5.1.Graficul determinării secţiunii economice

Investiţiile iniţiale ale liniilor, luând în vedere majorarea secţiunii conductoarelor creşte aproximativ pe o linie dreaptă. Deci în baza acesteia cresc şi decontările investiţiilor iniţiale.

Cheltuielile l – lefii la deservirea liniei aproape că nu depind de secţiunea conductoarelor, de aceia ele nu se iau în consideraţie.

În aşa mod cheltuielile admisibile de calcul la livrarea energiei electrice capătă o curbă U, care este

suma curbei βΔW şi liniei

Minimum acestei curbe Z – l, corespunde celui mai avantajos efect economic de dimensionare a secţiunii conductoarelor liniei – Fec.

Secţiunile conductoarelor liniei se calculă din relaţia:

(5.5)

Unde: I – curentul liniei, A;jec. – densitatea economică a curentului.

Dacă linia posedă mai multe sarcini atunci după densitatea economică a curentului se poate de calculat pe sectoare aparte cu diferite secţiuni, sau cu aceiaşi secţiune (secţiunea economică) pe întreaga linie.

Pierderile de putere în linie cu o singură sarcină este calculată din relaţia:

(5.6)

Pentru magistralele cu mai multe sarcini pierderile de putere vor fi:

(5.7)

Deci dacă este necesar de calculat aceiaşi secţiune pentru o magistrală cu diverse sarcini, atunci este necesar de determinat curentul echivalent din relaţia:

(5.8)

Din aceasta Fec. :

(5.10)

Secţiunile conductoarelor în baza densităţii economice a curentului se dimensionează pentru liniile de tensiune înaltă şi se aleg din tabelele îndrumarelor.

La fel secţiunile se pot identic dimensiona, numai că în baza sarcinii economice Sec. Sec. = Smax. kd, kVA. (5.11)

Unde: kd – coeficientul care ia în consideraţie creşterea dinamică a sarcinii;kd = 0,7 ... 0,8.

Secţiunile conductoarelor în baza sarcinii economice se dimensionează la fel pentru liniile de tensiune înaltă şi se aleg din tabelele îndrumarilor.

Tabelul 5.1.Densitatea economică a curentului.

Conductoare şi cabluri.Timpul de întrebuinţare a sarcinii maxime, h / an.

1000-3000 3000-5000 5000-8700Conductoare şi şine din cupru fără

înveliş.2,5 2,1 1,8

Conductoare şi şine din aluminiu fără înveliş.

1,3/1,5 1,1/1,4 1,0/1,3

Cabluri cu izolaţie din hârtie, conductoare cu izolaţie din cauciuc şi

polivinilhlorid, din cupru.3,0 2,5 2,0

Cabluri cu izolaţie din hârtie, conductoare cu izolaţie din cauciuc şi

polivinilhlorid, din aluminiu.1,6/1,8 1,4/1,6 1,2/1,5

Cabluri cu izolaţie din cauciuc şi masă plastică, din cupru. 3,5 3,1 2,7

Cabluri cu izolaţie din cauciuc şi masă plastică, din aluminiu.

1,9/2,2 1,7/2,0 1,6/1,9

NOTĂ: Pentru conductoarele din aluminiu la numărător – partea Europeană a Uniunii Statelor Independente, Baicalul, Apusul Îndepărtat; La numitor – Siberia Centrală, Cazacstanul, Asia mijlocie.

5.2. Pierderile de energie în reţelele electrice.Curentul electric trecând prin conductoare duce la pierderi de energie şi putere şi încălzirea

conductoarelor. Ca pierderile să fie cât mai mici, este necesar de a compensa energia reactivă şi de majorat secţiunile conductoarelor. Majorarea secţiunii conductoarelor duce la cheltuieli în baza metalelor colorate, de aceia la proiectarea liniilor este necesar de luat în consideraţie toţi factorii şi de ales cel mai optim variant.

După cum se ştie pierderile de putere după legea lui Joul – Lenţ Dacă curentul în conductor, permanent va avea aceiaşi valoare, atunci pierderile de energie anuale vor constitui:

(5.12)Însă curentul în conductor permanent variază în dependenţă de sarcină, de aceia nu se poate de

efectuat calculele pierderilor de energie prin formula dată.

De aceia pentru calculul pierderilor de energie se construiesc graficele de sarcină anuale ale diferitor linii în baza cărora sunt efectuate calculele.

5.3 Calculul conductoarelor şi cablurilor după capacitatea de încălzire.În momentul parcurgerii curentului prin conductor, se emite energie termică după legea Joul – Lenţ:

(5.13)Unde: Q – cantitatea de căldură;

I – curentul care parcurge prin conductor;r – rezistenţa activă a conductorului;τ – timpul pierderilor.

Conductorul se încălzeşte de la curentul care parcurge prin el până la temperatura la care cantitatea de căldură primită de conductor devine egală cu cantitatea de căldură emisă de conductor în mediul ambiant. Cu majorarea temperaturii conductorului viteza de încălzire a lui se micşorează.

Pierderile de căldură a conductoarelor LA, în ce mai mare măsură se efectuează în baza convecţiei, adică a mişcării aerului mediului ambiant.

Temperatura conductorului nu trebuie să depăşească limitele admisibile. De aceea este necesar corect de calculat curentul care va parcurge prin conductor, înlăturând condiţiile de majorare a temperaturii admisibile.

Pentru LA neizolate temperatura maxim admisibilă este de până la 70 0C. Pentru calculul conductoarelor după capacitatea lor de încălzire este necesar de ştiut temperatura

mediului ambiant. În calcule se întrebuinţează temperatura medie lunară, la ora 13, pentru cea mai călduroasă lună a anului. La calculul conductoarelor pentru interiorul încăperilor se aplică în calcule cea mai înaltă temperatură medie lunară din încăperea dată.

Din cele expuse deducem următoarea:(5.14)

Unde: c – coeficientul de emisie termică a conductorului, W/ (m2 ·0C);S – suprafaţa externă a conductorului, m2;t – temperatura la suprafaţa conductorului, 0C;t0 – temperatura mediului ambiant, 0C;τ – timpul, sec.

În cazul când temperatura conductorului sa stabilizat, înseamnă că cantitatea de căldură primită este egală cu cantitatea de căldură emisă, adică:

(5.15)De unde primim:

(5.16)Pe de altă parte:

(5.17)

Unde: d – diametrul conductorului;l – lungimea conductorului;γ – conductibilitatea specifică a materialului conductorului.

Înlocuind S şi r în formulă, primim:

(5.18)

Alegerea sectiunii conductoarelor si cablurilor electricePenru a nu periclita starea izolatiei conductoarelor electrice ,este necesar ca temperature acestora sa nu

depaseasca anumite valori maxim admise .Pentru diverse conducte de joasa tensiune temperature maxim admisibila sunt dupa cum urmeaza :

Bare si conducte neizolate , conducte cu izolatie de PVC…………………………………..+70°C Cabluri cu izolatie si manta de PVC…………………………………………………...……+70°C

Cabluri cu izolatie de hirtie………………………………………………………………….+65°C Conducte si cabluri cu izolatie de cauciuc…………………………………………………..+60°C

Solicitarea termica a conductelor este datorata curentilor de sarcina de durata (regim permanent ), de suprasarcina de scurta (la pornire ) silunga durata si de scurtcircuit.Sectiunea conductoarelor si cablurilor electrice trebue sa fie aleasa in asa mod ca temperatura

conductorului la trecerea curentului de lucru sa nu depaseasca valoarea admisibila .Sectiunea conductoarelor si cablurilor electrice trebue sa fie aleasa dupa :

Stabilitatea temica la incalzire Pierderile admisibile de tensiune

Determinarea sectiunii conductoarelorpentru a satisface conditia de stabilitate termica la incalzire in regim permanent sau intermitentse face cu relatia :

Iadm-curentul maxim admisibil a conductorului , se ia din tabele ПУЭKcor,temp-coeficientul de corectie al coditiilor de racier se ia din tabele Kcor,num-coeficientul de corectie la numarul de conductoare sau cabluri instalate impreuna , se ia din

tabeleKreg,interm-coeficientul regimului intermitent

5.4. Sarcinile admisibile în baza capacităţii de încălzire a conductoarelor izolate şi cablurilor.Procesele termice la conductoarele izolate şi cabluri se petrec la fel ca şi în cazul conductoarelor

neizolate, însă izolatorul schimbă procesul de răcire a conductorului, apare o rezistenţă a emanării căldurii, se majorează suprafaţa de răcire.

Temperatura maximal admisibilă de funcţionare a conductoarelor cu izolaţie din cauciuc este de 65 0C, dat fiindcă la temperaturi mai înalte cauciucul devine moale.

Pentru cablurile cu izolaţie din hârtie cu tensiunea de funcţionare de până la 3 kV, temperatura maximal admisibilă este de 80 0C, 6 kV – 65 0C, 10 kV – 60 0C şi 20 ... 35 kV 50 0C.

5.5. Sarcinile reţelelor cu tensiunea 0,38...35 kV.Calculul sarcinilor electrice în reţelele 0,38 kV, este efectuat prin metoda sumării sarcinilor de calcul

la intrările consumatorilor, iar în reţelele 6...20 kV – prin metoda sumării sarcinilor de calcul de zi şi nocturne ale PT 6...20 / 0,4 kV.

Sarcina maximă de calcul pe sectoarele liniilor 0,38...20 kV se determină prin metoda coeficienţilor de simultaneitate – în cazurile când sarcinile consumatorilor sectoarelor nu diferă una faţă de alta mai mult de patru ori, sau în caz contrar, când sarcinile sectoarelor au o diferenţă mai mare de patru ori, se îndeplineşte calculul prin metoda sumării tabelare.

Coeficienţii de simultaneitate şi adausurile de sarcină sunt introduşi în tabelele de calcul Anexa 7.În cazurile când pe sector persistă consumatori care funcţionează pe perioada diurnă, este necesar

de calculat sarcinile în timpul zilei şi nopţii aparte pentru dimensionarea optimală corectă a postului de transformare. Sarcinile pe sectoare în perioada zilei şi nopţii se determină după aceleaşi relaţii. Pentru calculul corect în baza căreia se va dimensiona postul de transformare este necesar de îndeplinit calculele sarcinilor pentru perioada de zi şi nocturnă. Staţia de transformare se va dimensiona în dependenţă de valoarea maximă a puterii aparente de zi sau nocturnă.

Calculul prin metoda coeficientului de simultaneitate se determină reieşind din relaţiile:

(5.19)

Imax lucru Iadm Kcor temp Kcor num Kreg interm

Kreg interm0.875

DA

(5.20)

(5.21)

unde: ksim – coeficientului de simultaneitate;Рcalc – puterea activă de calcul, kW;Scalc. – puterea aparentă totală, kVA;cos φ – factorul de putere.

Factorul de putere cos φ, pe sectoare se determină din relaţia:

(5.22)

Pentru reţelele 0,38 kV, factorul de putere se determină din tabelul 6, Anexa 7, în dependenţă de caracterul sarcinii, iar pentru reţelele 6...35 kV – este determinat în baza dependenţei sarcinilor de calcul ale consumatorilor de producere Pprod., către sarcina de calcul sumară P0, în conformitate cu graficul din figura 5.2.

Figura. 5.2. Graficul determinării factorului de putere, în baza dependenţei sarcinilor de calcul ale consumatorilor de producere Pprod., către sarcina de calcul sumară P0.

În cazul lipsei datelor dependenţei Pprod. / P0, valoarea factorului de putere, la determinarea sarcinii totale a sectoarelor reţelelor 6...35 kV, se poate de determinat cu o aproximaţie, în baza dependenţei P zi. max., către Pnocturn. max., după tabelul 9, Anexa 7.

Pentru determinarea sarcinilor LA 6...20 kV, sarcina de calcul a PT 6...20 / 0,4 kV, racordate la linia dată trebuie dimensionate înmulţind sarcina maximală a PT, cu coeficientul de creştere a sarcinii.

Calculul prin metoda sumării tabelare se determină reieşind din relaţiile:

(5.23)

(5.24)

unde: Рmax – sarcina majoră din relaţie, kW;Рi – valoarea puterii active, din tabelul de sumare a puterilor active, kW. În relaţia dată este necesar de menţionat că la puterea activă majoră se adaugă valoarea puterii active

minime.

TEMA 6. REGLAREA TENSIUNII ÎN REŢELELE ELECTRICE RURALE

6.1 Noţiuni generale.Particularităţile specifice ale liniilor electrice rurale sunt, lungimile mari ale sale şi puterile specifice

mici. În baza acestora apar unele dificultăţi pentru susţinerea unui nivel normal a tensiunii consumatorilor.

În afară de acestea în sectorul rural permanent creşte sarcina de consum, ceea ce contribuie la majorarea capacităţii de transportare a liniilor existente şi contribuie la majorarea secţiunii conductoarelor.

În unele cazuri majorarea secţiunii conductoarelor liniilor duce la cheltuieli enorme de metal colorat şi creşterea cheltuielilor pentru construcţia sau reconstrucţia reţelelor.

Având în vedere toate aceste cazuri, pentru susţinerea unui nivel normal de tensiune şi majorarea capacităţii de transportare a energiei electrice fără a schimba secţiunile conductoarelor se întrebuinţează Dispozitive de Reglare a Tensiunii (DRT), prin intermediul cărora în întregime sau parţial se compensează pierderile de tensiune în elementele reţelei electrice. În unele cazuri întrebuinţarea DRT, permite îndeplinirea reţelelor cu cheltuieli minime de metal colorat şi surse financiare.

Necesitatea întrebuinţării DRT se determină în baza îndeplinirii tabelelor de deviere a tensiunii în punctele de racordare a consumatorilor pentru diferite regimuri de sarcină.

În regim de sarcină minimal se verifică devierea tensiunii la cel mai apropiat consumator, care nu trebuie să depăşească limita de (+5%) şi în regim de sarcină maximal devierea tensiunii la cel mai îndepărtat consumator nu trebuie să depăşească limita de (minus -5%). La substaţia de transformare raională se execută regimul de reglare mutuală a tensiunii U100=5% (exemplu); U25=2%(exemplu).

Transformatoarele moderne dotate cu comutator fără excitaţie (ПБВ), surplusul de tensiune (Vsurplus.) constituie +5%, iar adaosul de reglare: -5%; -2,5%; 0%; +2,5%; +5%. În aşa mod adaosul sumar total poate fi egal cu: 0%; +2,5%; +5%; +7,5%; +10%.

În regimul minimal se determină adaosul de tensiune a transformatorului (adaosul prin intermediul pivotului de reglare), prin următoarea relaţie:

(6.1)

unde: - adaosul de tensiune la şinele postului de transformare raional PTR în regim minimal,

%;- pierderile de tensiune în linia de tensiune înaltă, în regim de sarcină minimal,

%;- pierderile de tensiune în transformator, în regim de sarcină minimal, %;

- surplusul de tensiune, %.Pierderile admisibile de tensiune în linia de 0,38 kV în regim de sarcină maxim se determină prin

formula:

(6.2)

Este necesar de aflat (de transferat) Δ Uadm în volţi:(Unom / 100) ∙ Δ Uadm %; V (6.3)

Tabelul 6.1.Datele de calcul ale pierderilor admisibile de tensiune pentru diferite regimuri de sarcină.

Elementul reţelei.Devierea tensiunii, %

Cu sarcina de 100% Cu sarcina de 25% Şinele 10 kV.Linia 10 kV.

Transformator 10 / 0,4 kV:Pierderile de tensiune.

Supratensiunea.Adaosul de tensiune.

Linia 0,38 kV.Consumatorul.

Devierea admisibilă de tensiune. -5 +5

La proiectarea reţelelor electrice rurale se recomandă de întrebuinţat următoarele dispozitive de reglare a tensiunii:

- transformatoare de forţă cu reglarea automată a tensiunii sub sarcină (RTS);- autotransformatoare de adăugare a tensiunii (AAT);- dispozitive de compensare (DC).

6.2. Calculul reţelelor electrice după pierderile admisibile de tensiune.Curentul electric parcurgând prin conductor creează o cădere de tensiune în el. În urma acestea

tensiunea din capătul liniei în majoritatea cazurilor este mai mică decât tensiune la începutul liniei. În afară de aceasta tensiunea se schimbă odată cu schimbarea sarcinii. Conductoarele liniilor electrice se dimensionează în aşa mod, încât căderea de tensiune din ele să fie în limitele admisibile.

Pierderile de tensiune pe sectoarele linilor de tensiune înaltă se determină după relaţiile:

sau (6.4)

unde: Р – puterea activă a sectorului, kW;Q – puterea reactivă a sectorului, kVAr;rо – rezistenţa activă specifică a unui kilometru de conductor, Ω / km;

хо – rezistenţa inductivă specifică a unui kilometru de conductor, Ω / km;L – lungimea sectorului, km.

Pierderile de tensiune exprimate în procente pe sectoarele liniei se determină din relaţia:

(6.5)

Pierderile de tensiune în transformatoare se determină din relaţia:

(6.6)

unde: Smax – puterea aparentă de calcul pe sector, kVA;Str – puterea transformatorului, kVA;Uа – componenta activă a tensiunii de scurtcircuit, %;Ur – componenta reactivă a tensiunii de scurtcircuit, %.

Componenta activă a tensiunii de scurtcircuit se determină din relaţia:

(6.7)

unde: Рs.c. – pierderile de scurtcircuit în transformator, kW;Componenta reactivă a tensiunii de scurtcircuit se determină din relaţia:

(6.8)

unde: Us.c. – tensiunea de scurtcircuit, %.Factorul de putere se determină din relaţia:

(6.9)

unde: Рcalc. – puterea de calcul activă, kW;Scalc. – puterea aparentă de calcul, kVA.

Secţiunile conductoarelor LA – 0,38 kV se determină după pierderile admisibile de tensiune şi metoda intervalelor economice.

Secţiunea conductoarelor în baza intervalelor economice se dimensionează în conformitate cu anexele sarcinilor echivalente a sectoarelor liniei. Sarcinile echivalente pe sectoare se determină conform relaţia:

(6.10)

unde: Sm-n - sarcina pe sector, kVA;kc – coeficientul creşterii sarcinii anuale.

După pierderile admisibile de tensiune conductoarele liniilor magistrale se dimensionează în conformitate cu următoarea relaţie:

(6.11)

unde: - conductibilitatea specifică a conductorului, (pentru aluminiu =32 Ωm/mm2);Uadm.activ. – componenta activă a pierderilor admisibile de tensiune, V;Рi – puterea activă a sectorului - i al reţelei, W;Li – lungimea sectorului - i, m;Unom. – tensiunea nominală a reţelei, V.

Componenta activă a pierderilor admisibile de tensiune se determină din formula: (6.12)

unde: Ureactiv. – componenta reactivă a pierderilor admisibile de tensiune, V.Componenta reactivă a pierderilor admisibile de tensiune se determină după relaţia:

(6.13)

unde: Qi – puterea reactivă a sectorului - i, kVAr;Li – lungimea sectorului - i, km;хо – reactanţa inductivă a conductorului (pentru 1 km de conductor), Ω/km;Unom. – tensiunea nominală a reţelei, kV.

6.3. Transformatoare de forţă cu autoreglare şi autotransformatoarele.La proiectarea substaţiilor noi cu tensiunea de 35...110 / 6 ... 20 kV, este necesar de întrebuinţat

transformatoare cu RTS. Dispozitivul de reglare a acestor transformatoare serveşte pentru compensarea pierderilor de tensiune în linia de alimentare şi transformator.

În cazul sumării valorilor devierilor tensiunii în linia de alimentare şi transformator 10 ... 15 %, transformatoarele cu RTS sunt mai convenabile după caracteristicile sale tehnico – economice în momentele cosφ ≥ 0,9, când DC sunt puţin efective iar AAT sunt foarte costisitoare.

Pentru alimentarea cu energie electrică a raioanelor rurale în cea mai mare parte se întrebuinţează transformatoare de forţă cu reglare automată de tip TMH (трансформатор масляный напряжения), cu puterea de 630 ... 6300 kVA, cu diapazonul de reglare ± 6 x 1,5 şi ± 6 x 1,67.

Figura. 6.1. Transformatoare trifazate de forţă.

Transformatoarele autoreglatoare cu tensiunea de 6 – 10 / 0,4 kV, este rentabil de întrebuinţat la sectoarele îndepărtate a reţelelor, unde nivelul optim de tensiune nu se poate asigura prin intermediul altor dispozitive.

Figura. 6.2. Transformator monofazat de tip OM.

Autotransformatoarele de adăugare a tensiunii este necesar a fi întrebuinţate în cazurile creşterii sarcinii, care evident tinde la majorarea pierderilor în linii, cauzând dereglări ale nivelelor optime de tensiune la consumatori. AAT la fel pot fi întrebuinţate şi pentru reglarea tensiunii în punctele de legătură a reţelelor de distribuţie 6 şi 10 kV, care alimentează grupuri de posturi de transformare cu puterea de 25 ... 63 kVA, cu o putere sumară a grupului nu mai mare de 250 ... 630 kVA.

Figura.6.3. Schema transformatorului cu ulei de tip ТМ - 100 10/0,4 У3.

Trebuie de menţionat că utilizarea AAT, economic este rentabil numai în cazul compensării de către ele a pierderilor de tensiune din reţea nu mai mic de 4...5%.

Unele din aşa tipuri de autotransformatoare sunt de tipul ЛТМ, destinate pentru funcţionarea în reţelele de distribuţie cu raportul curenţilor de s.c. nu mai mare de 20 şi factorul de putere a sarcinii nu mai mic de 0,6.

Figura.6.4. Schema transformatorului cu ulei de tip ТМФ - 250 10/0,4 У1.

Figura.6.5. Schema principială a unei substaţii КТП 10 / 0,4 cu puterea de până la 160 kVA.

Schema principială a substaţiei are următorul principiu de funcţionare:- Prin intermediul separatorului QSG şi siguranţelor fuzibile FU1 transformatorul T este alimentat

cu tensiunea de 10kV. De partea tensiunii secundare (liniile L1...L3) sunt instalate întrerupătorul QS şi două complete de transformatoare de curent TA1 şi TA2. La primul complet de transformatoare de curent este racordat contorul de energie activă PJ, la al doilea releul termic KK, care protejează transformatorul de forţă de suprasarcină.

- De la şinele 0,4/0,23 kV prin intermediul întrerupătoarelor automate QF1...QF3 sunt alimentate liniile de ieşire cu tensiunea de 0,38/0,22 kV. Conductorul neutru este racordat prin intermediul releului de curent KA, care serveşte pentru deconectarea liniilor de la scurtcircuitele monofazate. Bobinele declanşatoarelor sunt calculate la tensiunea de 0,38 kV. Una din faze se conectează la bobină în momentul conectării întrerupătorului automat iar cealaltă la acţionarea releului de curent în momentul scurtcircuitelor monofazate sau releului intermediar KL în cazul suprasarcinii transformatorului de forţă.

- Protecţia transformatorului de suprasarcină constă în următoarele:În regim de funcţionare nominal a КТП (PTC – post de transformare complex), releul intermediar

KL nu acţionează, dat fiindcă este şuntat prin intermediul comutatorului de blocare SA1 şi contactele releului termic KK. În cazul suprasarcinii contactele releului termic se declanşează şi releul intermediar conectat în serie cu doi rezistori paraleli, cade sub tensiunea de linie. Releul intermediar acţionează anclanşând contactele sale şi deconectând două întrerupătoare automate din liniile de ieşire 0,38/0,220 kV. A treia linie continuă să funcţioneze (este necesar de alimentat prin intermediul liniei a treia consumatorii cu destinaţie mai majoră). În momentul alimentării releului intermediar contactele sale normal închise se declanşează şi în serie cu bobina releului se conectează încă un rezistor de limitare. Aceasta este necesar pentru ca să se limiteze tensiunea releului până la 220 V, după acţionarea solenoidului. Această schemă este foarte compatibilă pentru funcţionarea releului în momentul devierii tensiunii.

a) Contactorul de blocare SA1 prin intermediul releului intermediar deconectează toate automatele mai devreme, decât întrerupătorul QS, înlăturând apariţia arcului electric.

b) Sistemul iluminării de stradă, este pus în funcţiune prin intermediul demarorului KM. Iluminarea poate fi anclanşată manual prin intermediul întrerupătorului cu pachet SA2 sau automat prin intermediul fotoreleului K.

În panoul de distribuţie 0,4/0,23 kV sunt instalate întrerupătorul cu pachet SA3, priza XS şi lampa HL pentru controlul tensiunii în toate trei faze şi iluminarea interioară.

Trebuie de menţionat că în perioada rece a anului contorul este încălzit cu ajutorul rezistoarelor R, cărora li se admite tensiune prin intermediul întrerupătorului SA¤.

Pentru protecţia de scurtcircuite între faze servesc întrerupătoarele automate de ieşire cu declanşatoare electromagnetice şi termice. Pentru înlăturarea supratensiunii la transformatorului de forţă, din partea tensiunii primare şi secundare sunt montate descărcătoarele cu ventil FV1 Şi FV2.

6.4. Determinarea puterii, cantităţii transformatoarelor şi locului de amplasare al substaţiilor.Puterea şi cantitatea transformatoarelor substaţiilor de coborâre se dimensionează în baza sarcinii de

calcul la şinele de tensiune joasă, luând în vedere evidenţa capacităţii de suprasarcină a transformatoarelor şi cerinţelor de asigurare fiabilităţii alimentării cu energie electrică a consumatorilor. În cazurile substaţiilor din sectorul rural şi agrar, se instalează unu sau două transformatoare.

La STR (substaţiile de transformare raionale) 35...110/6...20 kV se instalează două transformatoare în următoarele cazuri:- în cazul când distanţa până la substaţia din vecinătatea apropiată constituie mai mult de 45

km;- în cazul în care din unele condiţii ale terenului (bazine de apă, poligoane, etc), nu este

posibilă racordarea pentru îndeplinirea unei linii de rezervă 10 (6) kV, a substaţiei din vecinătatea apropiată;

- în cazul în care după sarcina de calcul, este necesar de montat un transformator cu puterea mai mare de 6300 kVA;

- în cazul în care liniile de ieşire 10 (6) kV, constituie o cantitate mai mare de 5 unităţi;- în cazul în care nu este posibilă înlocuirea transformatorului defectat, într-un timp de până la

24 h, din momentul defectării;- în cazul în care prin intermediul acestei STR, sunt alimentaţi consumatori de categoria I şi

rezervarea acestora la alte linii de 10 (6) kV, nu este posibilă;

- în cazul în care rezervarea consumatorilor de categoria I, de la substaţiile vecine, nu poate fi deconectată în regimul de după avarie.

În toate celelalte cazuri la STR, se instalează un singur transformator.Pentru STR cu două transformatoare se recomandă a fi instalate transformatoare de aceiaşi putere, cu

condiţia că sarcina fiecărui, trebuie să constituie 65...70% din sarcina totală la sfârşitul perioadei de proiectare.

Ca regulă la STR este necesar de instalat transformatoare de tipul TMH (трансформатор масляный напряжения), cu reglare automată a tensiunii sub sarcină RAT, care în baza regulamentului, trebuie să asigure devierea tensiunii de ± 5%.

La substaţii de obicei se instalează unul sau două transformatoare de forţă.La Staţiile de Transformare Raionale (STR) cu două transformatoare se recomandă de utilizat

transformatoare de aceiaşi putere, cu condiţia că sarcina fiecăruia din ele trebuie să constituie 60...70 %, din sarcina totală la sfârşitul perioadei de calcul.

Pentru consumatorii de categoria II şi III în dependenţă de mărimea sarcinii de calcul pot fi utilizare substaţii de transformare cu unu sau două transformatoare. În cazul alimentării cu energie electrică a consumatorilor de categoria I este necesar de utilizat substaţii cu două transformatoare sau cu un transformator numai în cazul când consumatorul posedă o staţie de rezervă cu cogenerare.

Luând în vedere perspectiva de dezvoltare, în dependenţă de sarcină, se determină coeficientul creşterii sarcinilor substaţiei de transformare.

Sarcina de calcul cu evidenţa perspectivei de dezvoltare se determină din relaţia:

(6.14)

unde: кc – coeficientul de creştere a sarcinii.Puterea transformatorului se determină în conformitate cu tabelul 11 „Intervalele de creşteri a

sarcinii pentru dimensionarea transformatoarelor”, Anexa 7, reieşind din condiţia:

(6.15)

unde: Sec.min. – intervalul economic minim;Sec.max. – intervalul economic maxim.

Transformatorul ales trebuie verificat după coeficientul suprasarcinilor sistematice, în conformitate cu tabelul 12, Anexa 7.

(6.16)

Locul amplasării substaţiei este necesar a fi dimensionat în centrul sarcinilor electrice. Dacă există careva obstacole care nu permit amenajarea substaţiilor în locul de calcul, atunci este admis ca ea să fie dimensionată în cel mai apropiat loc de centrul sarcinilor electrice.

Coordonatele centrului sarcinilor electrice se determină din formulele:

, (6.17)

unde: Pi – sarcina de calcul la intrare a i consumatorului kW;хi, уi – coordonatele i consumatorului.

6.5. Determinarea valorii tensiunii înalte.Pentru micşorarea pierderilor de tensiune din reţelele de distribuţie este necesar de determinat

valoarea optimă a tensiunii înalte, care va asigura fiabilitatea înaltă a funcţionării sistemelor de alimentare cu energie electrică.

Tensiunea optimală de alimentare a reţelei se determină din relaţia:

(6.18)

unde: Lec – lungimea echivalentă a liniei, km;Р1 – sarcina de calcul din sectorul primar al Staţiei de Transformare Raionale (STR), kW.

Lungimea echivalentă a liniei se determină după formula:

(6.19)

unde: Li – lungimea sectorului liniei, km;Рi – puterea sectorul liniei, kW.

TEMA 7. CURENŢII DE SCURTCIRCUIT ŞI DE CONECTARE LA PĂMÂNT.

7.1. Generalităţi.Curenţii de scurtcircuit produc în instalaţiile electrice următoarele efecte: - termice, care tind la încălzirea puternică a conductoarelor, contactelor, înfăşurărilor

transformatoarelor şi altor părţi conductoare ale aparatelor, distrugând izolaţia, arzând sau sudând contactele aparatelor de comutare şi protecţie.

- dinamice (mecanice), datorate efectului electrodinamic al curentului care tinde la îndoirea barelor, deteriorarea aparatelor, bobinelor etc.

Curentul de scurtcircuit total, reprezentat prin curba din figura 7.4 se poate considera ca rezultat al suprapunerii a două componente, una periodică (curba întreruptă), care are valoarea eficace In.max., corespunzătoare impedanţei reduse care a produs scurtcircuitul şi o altă ia.0., tranzitorie aperiodică (curba ia), care are valoare maximă în momentul producerii scurtcircuitului şi scade rapid (în 3 – 5 perioade) până la zero. Valoarea instantanee maximă işoc, din prima perioadă a curentului de scurtcircuit se numeşte curent de şoc.

Valoarea eficace a curentului permanent de scurtcircuit prezintă o tendinţă de reducere în timp, ca urmare a creşterii impedanţei echivalente a generatoarelor, în timpul scurtcircuitului. În reţelele electrice de joasă tensiune această reducere este neglijabilă, deoarece impedanţile generatoarelor şi şi reţelelor de înaltă tensiune sunt mici în raport cu cele ale transformatoarelor şi reţelelor de joasă tensiune, astfel încât valoarea eficace a curentului permanent de scurtcircuit se poate considera constantă.

7.2. Curenţii de scurtcircuit şi de conectare la pământ.Reţelele electrice trifazate funcţionează cu neutrul izolat sau cu neutrul legat la pământ. În reţelele cu

tensiunea de 380 V, concomitent cu cele trei conductoare de fază este instalat al patrulea conductor – conductorul nul, care este conectat la priza de pământ la începutul în intermediul şi capătul liniei. În aşa fel la tensiunea de 380 V, primim o reţea cu neutrul dur legat la pământ.

Des. 7.1.Tipurile de reţele din sectorul rural.

În reţelele cu tensiunea de 6, 10, 20 şi 35 kV, neutru este izolat de pământ şi liniile sunt îndeplinite numai din 3 conductoare de fază. Trebuie de menţionat că sunt cazuri aparte, în reţelele cu neutru izolat, în care acesta este legat la pământ, prin intermediul unei rezistenţe inductive foarte mari.

Un alt tip de reţele sunt reţelele cu tensiunea de 110 kV şi mai mult, la care necătând că în reţea persistă numai 3 conductoare de fază, dar neutrul transformatorului este dur legat la pământ.

Una din cele mai considerabile cazuri de dereglare a funcţionării normale a instalaţiilor electrice sunt scurtcircuitele.

Scurtcircuit se numeşte orice dereglare neprevăzută în funcţionarea normală a instalaţiei electrice în momentul conectării (blocării) conductoarelor de fază între ele şi în cazurile reţelelor cu neutrul legat la pământ la fel şi conectarea a unei sau mai multor faze la pământ şi la firul nul.

În sistemele cu neutrul izolat, conectarea la pământ a unei faze nu este considerat scurtcircuit. Dar în acelaşi timp conectarea la pământ a două sau trei faze provoacă scurtcircuitul între faze prin intermediul pământului.

În urma scurtcircuitului curentul din reţea capătă valori foarte mari.În figura 7.4a, este reprezentată oscilograma curentului de scurtcircuit în cazul scurtcircuitului în

apropierea staţiei electrice cu generatoare care nu dispun de reglatoare automate de excitaţie (RAE). Din desen se observă că până în momentul scurtcircuitului în linie persista o oarecare sarcină cu un curent I. Scurtcircuitul sa petrecut în momentul când valoarea curentului sarcinii a crescut până la i0. În decursul primei semiperioade curentul s.c. a atins o valoare maximă işoc, care poartă denumirea de curent de şoc. În următoarele semiperioade curentul s.c. lent se coboară până la valoarea sa optimă I∞.

Dacă s.c. s-a produs nu departe de generatorul dotat cu RAE (figura 7.4.b), atunci procedeul de manifestare a lui este puţin deosebit de cel precedent. În momentul s.c. tensiunea generatorului scade şi peste un timp oarecare (acest timp este determinat în dependenţă de specificul sistemei – întârzierea sistemei), intră în acţiune RAE. RAE majorează tensiunea generatorului şi în aşa mod, la rândul său şi valoarea curentului de s.c.

Figura 7.2. Oscilograma curentului de scurtcircuit.

În scheme şi calcule curenţii de s.c. prescurtat se notează prin:a. I(3)

s.c. sau K(3) – curent de s.c. trifazat;b. I(2)

s.c. sau K(2) – curent de s.c. bifazat;c. I(1.1)

s.c. sau K(1.1) – curent de s.c. bifazat la pământ;d. I(1)

s.c. sau K(1) – curent de s.c. monofazat.În reţelele nu neutrul legat la pământ cea mai mare parte a scurtcircuitelor revine s.c. monofazate, cca

65%, 20% revin s.c. bifazate la pământ, 10% - s.c. bifazate şi 5% - trifazate. În sistemele LA cu neutrul izolat aproximativ 2/3 revin s.c. bifazate, iar celelalte trifazate.

7.3. Elaborarea schemelor de calcul.

Pentru calculul curenţilor de scurtcircuit este necesar de îndeplinit schema echivalentă de substituire, în baza căreia se va efectua calculul.

Pentru schemele simple de calcul a scurtcircuitelor, toate mărimile schemei se exprimă în unităţi convenţionale, adică fiecare element al reţelei este exprimat prin impedanţa sa.

Pentru aceasta este necesar de marcat toate componentele schemei exprimate în impedanţe (z) sau inductanţe (x) şi rezistenţe (r), figura. 7.3.

Figura 7.3. Schema electrică principială a unei reţele de distribuţie (a) şi schema echivalentă de substituire a acesteia, în baza căreia se efectuează calculul curenţilor de scurtcircuit.

Toate datele schemei de calcul trebuie redate către tensiunea de bază Ubaz. Tensiunea de bază este valoarea tensiunii nominale a unei oarecare trepte de tensiune, înmulţită cu coeficientul de 1,05. Adică rezultatul va fi - (6,3; 10,5; 21; 37 kV ş.a.m.d.).

Aceste mărimi pot fi calculate prin următoarele expresii:

(7.1)

(7.2)

(7.3)

unde: E – forţa electromotoare.Pentru efectuarea calculelor unor scheme mai complicate prin intermediul unităţilor convenţionale este

dificil, de aceea toate unităţile se transferă în unităţi relative.În calitate de mărime de principală se ia puterea aparentă de bază Sbaz, valoarea căreia este aleasă

arbitrar. A doua valoare a mărimii bazice se ia tensiunea de bază Ubaz. De obicei, pentru fiece scară de

tensiune se dimensionează tensiunea ei de bază, înmulţită cu 1,05 şi în aşa mod în sistemul schemei se redau atâtea tensiuni, câte trepte de tensiune există în schema dată.

Aşa dar, puterea aparentă de bază Sbaz:(7.4)

Curentul de bază:

(7.5)

Impedanţa de bază:

(7.6)

Valoarea unităţilor relative, redate către condiţiile bazice, se determină din condiţiile:

(7.7)

(7.8)

(7.9)

(7.10)

(7.11)

Este necesar de menţionat că la momentul îndeplinirii schemelor de substituire, pentru calculul curenţilor de scurtcircuit este necesar de inclus toate părţile componente ale schemei (sistemul, linia de tensiune înaltă cu toate ramificările, posturile de transformare, linia de tensiune joasă, etc.). În cazul îndeplinirii schemei trebuie de atras atenţie că sistemul nu dispune de rezistenţă activă dar numai de reactanţă inductivă, care în scheme este notată ca - xsist.

Reactanţele inductive şi rezistenţele active ale unui kilometru de linie sunt marcate prin – x0 şi r0. Reactanţele inductive ale unui kilometru de linie pentru LA şi LC, puţin depind de secţiunile conductoarelor, de aceia pentru liniile cu tensiunea de 0,38 kV, pot fi luate în calcule ca 0,35 Ω / km, iar pentru liniile cu tensiunea de 6 ... 220 kV – 0,4 Ω / km. Pentru LC cu tensiunea de 6 ... 10 kV – 0,08 Ω / km, 35 kV – 0,12 Ω / km.

Rezistenţele active ale conductoarelor se determină în dependenţă de secţiunea şi materialul conductorului (datele r0, se găsesc în tabele).

În baza celor expuse mai sus, impedanţa sumară a unei LA sau LC, exprimată în mărimi relative, redată către tensiunea de bază, va fi determinată din relaţia:

(7.12)

* NOTĂ: Reactoarele sunt numite bobinele fără miez din oţel, care sunt conectate în serie cu reţeaua electrică, scopul cărora este micşorarea curenţilor de scurtcircuit. Rezistenţa lor în cea mai mare măsură este inductivă, iar cea activă practic nu se manifestă de aceia ea este neglijată. Valoarea rezistenţei reactoarelor, de obicei este exprimată în unităţi relative (sau procente) în conformitate cu puterea sau curentul său nominal. Tot această mărime exprimată în unităţi convenţionale, redată către puterea de bază, constituie:

(7.13)

7.4. Determinarea curenţilor de scurtcircuit în reţelele săteşti cu tensiunea mai mare de 1 kV.Curenţii de scurtcircuit în reţeaua de tensiune înaltă se determină în următoarele puncte:

- la şinele substaţiei de distribuţie;- la şinele de tensiune înaltă a celui mai îndepărtat PT;- la şinele de tensiune înaltă a PT de calcul, care alimentează sectorul dat.Tensiunea de bază este calculată după formula:

(7.14)

Curentul de scurtcircuit trifazat se determină din relaţia:

(7.15)

unde: Ubaz. – tensiunea de bază, kV;zΣ – impedanţa sumară a liniei până la punctul de scurtcircuit.

Impedanţa sumară a liniei se determină după relaţia:

(7.16)

unde: xlin. – reactanţa inductivă a liniei, până la punctul de scurtcircuit, Ω;xsist. – reactanţa inductivă a sistemei, Ω;rlin. – rezistenţa activă a liniei, până la punctul de scurtcircuit, Ω.

(7.17)

(7.18)

unde: rо – rezistenţa activă specifică a unui kilometru de conductor, Ω / km;хо – rezistenţa inductivă specifică a unui kilometru de conductor, Ω / km;l – lungimea liniei, km.

(7.19)

unde: Ss.c. – impedanţa de scurtcircuit la şinele de tensiune înaltă, MVA.Curentul de scurtcircuit bifazat se determină din relaţia:

(7.20)

7.5. Curenţii de şoc.Cea mai mare valoare a curentului de scurtcircuit se numeşte curentul de şoc. Curentul de şoc se

manifestă după prima semiperioadă din momentul scurtcircuitării, adică în momentul t = 0,01 sec.

Figura 7.4. Oscilograma curentului de şoc.

Curentul de şoc se determină după formula:

(7.21)

unde: kşoc – coeficientul de şoc, care se determină din relaţia:

(7.22)

unde: e – valoarea logaritmului natural = 2,72;Та – constanta timpului de stingere a curentului de şoc, care se determină din relaţia:

(7.23)

unde: ω – frecvenţa unghiulară =3,14.Cea mai mare valoare a coeficientului de şoc constituie - 1,8.În reţelele rurale, alimentate de la sisteme de o putere mare, coeficientul de şoc constituie – 1,8,

această valoare trebuie luată în calculele scurtcircuitului la şinele de tensiune joasă a unei substaţii la care valoarea tensiunii nominale pe partea înaltă este de 110 kV şi mai mult.

Pentru scurtcircuitele la şinele de 35 şi 10 kV a substaţiilor de transformare cu tensiunea înaltă de 35 kV, kşoc – 1,5. Pentru scurtcircuitele din reţelele 10 şi 0,38 kV, kşoc – 1.

TEMA 8. CURENŢII DE SCURTCIRCUIT ŞI DE CONECTARE LA PĂMÂNT.

8.1. Determinarea curenţilor de scurtcircuit în reţelele săteşti cu tensiunea de 380 V. Curenţii de scurtcircuit în reţelele cu tensiunea de 0,38 kV se determină în următoarele puncte:- la şinele 0,4 kV ale PT;- în capătul fiecărei linii.Tensiunea de bază este calculată după formula (7.14) şi curentul de scurtcircuit trifazat se determină

din relaţia (7.15). Impedanţa sumară a liniei se determină după relaţia:

(8.1)

unde: Σ xsector– suma reactanţelor inductive a sectoarelor liniei, până la punctul de scurtcircuit Ω;Σ rsector– suma rezistenţelor active a sectoarelor liniei, până la punctul de scurtcircuit Ω;rtr. – rezistenţa activă a transformatorului, Ω;xtr. – reactanţa inductivă a transformatorului, Ω.

(8.2)

(8.3)

unde: rо – rezistenţa activă specifică a unui kilometru de conductor, Ω / km;хо – rezistenţa inductivă specifică a unui kilometru de conductor, Ω / km;l – lungimea sectorului, km.

Impedanţa transformatorului se determină după relaţia:

(8.4)

unde: usc.% - tensiune de scurtcircuit a transformatorului, %;Snom. – impedanţa totală a transformatorului, kVA.

Rezistenţa activă a transformatorului se determină după formula:

(8.5)

unde: ΔPs.c. – pierderile de putere activă la scurtcircuit a transformatorului, kW;Snom. – impedanţa totală a transformatorului, kVA.

Reactanţa inductivă a transformatorului se determină din relaţia:

(8.6)

Curentul de scurtcircuit trifazat, adresat către tensiunea de bază este determinat din relaţia:

(8.7)

Curentul de scurtcircuit trifazat defacto în linie este determinat din formula:

(8.8)

Curentul de scurtcircuit trifazat maximal la şinele transformatorului adresat către tensiunea de bază se determină din relaţia (8.9), sau (8.10):

(8.9)

(8.10)

Curentul de scurtcircuit trifazat defacto la şinele transformatorului se determină din relaţia (8.11):

(8.11)

Curentul de scurtcircuit monofazat este determinat din formula:

(8.12)

unde: Uf – tensiunea de fază, V;

- impedanţa totală a transformatorului în cazul curentului de conexiune la corpul său

(tab 8.1), Ω;Tabelul 8.1.

Impedanţa totală a transformatorului în cazul curentului de conectare la corpul său.Tipul

transformatoruluiPuterea nominală,

S, kVA.Impedanţa

transformatorului zt, Ω.TM 16 4,62TM 25 3,60TM 40 2,58TM 63 1,63TM 100 1,07TM 160 0,70TM 250 0,43TM 400 0,318TM 630 0,246TM 100 1,67TMА 100 1,20TСMА 400 0,352TMФ 630 0,273

zbuclei. – impedanţa buclei faza – nul, care se determină din relaţia, Ω:

(8.13)

unde: rfaz.о – rezistenţa activă specifică a unui kilometru a conductorului de fază, Ω / km;rnul.о – rezistenţa activă specifică a unui kilometru a conductorului nul, Ω / km;х bucl.exterior – rezistenţa inductivă specifică exterioară a unui kilometru de conductor, care este egală cu 0,6 Ω / km;l – lungimea sectorului, km.

Dacă secţiunile conductoarelor sectoarelor până la punctul de scurtcircuit sunt diferite, atunci zbuclei

este calculat pentru fiecare sector aparte şi rezultatele sunt adunate.În cazurile în care curentul de scurtcircuit nu asigură funcţionarea normală a protecţiei, se admite de

a majora secţiunea conductoarelor sau de a dimensiona un transformator de o putere mai mare.

8.2. Scurtcircuitarea la pământ în reţelele cu neutrul izolat.În reţelele cu neutrul izolat de la pământ, conectarea unui conductor de fază la pământ nu este

considerată ca scurtcircuit şi poartă denumirea de conectare la pământ.

În momentul conectării la pământ, dacă rezistenţa tranzitorie în locul conectării este egală cu zero, atunci tensiunea fazei avariate faţă de pământ devine egală cu zero, iar în celelalte două faze se majorează cu şi devine egală cu tensiunea între faze.

Conductoarele liniilor aeriene, faţă de pământ formează o capacitate, prin intermediul căreia parcurge curentul capacitativ de conectare la pământ. Valoarea acestui curent nu este prea mare, ea constituie unităţi sau zeci de amperi, dar în unele cazuri aceasta poate duce la consecinţe negative. De aceia este necesar de determinat valoarea curentului de conectare la pământ, pentru aprecierea pericolului posibil a acestuia.

Să presupunem o reţea cu neutrul izolat (figura 8.1).

Figura. 8.1.Conectarea la pământ în reţelele cu neutrul izolat.

Capacităţile condensatoarelor conductoarelor de fază faţă de pământ aproximativ sunt egale între ele: Ca = Cb = Cc, atunci curenţii care parcurg prin capacităţile condensatoarelor formate la fel sunt egale: Ia = Ib

= Ic şi sunt amplasaţi unul faţă de altul la un unghi de 1200 (figura 8.2).

Figura 8.2. Diagrama vectorială a curenţilor, în momentul conectării la pământ, în reţelele cu neutrul izolat.

Deci, suma geometrică a curenţilor este egală cu zero şi curentul în pământ nu există.În momentul conectării unui conductor de fază (de exemplu faza A) la pământ, tensiunea ei, faţă de

pământ va deveni egală cu zero şi la fel şi curentul va deveni egal cu zero: II a = 0. în celelalte două faze tensiunea va creşte cu ori, iar curenţii II b şi II c, se vor determina ca suma geometrică a curenţilor până la conectarea cu curentul Ia. Valoarea absolută a curentului în faza B, în acest caz va constitui:

(8.14)În faza C:

(8.15)Curentul în pământ va fi egal cu suma geometrică a curenţilor din faze:

(8.16)

Din diagrama vectorială, cu condiţia că II a = 0, reiese:

(8.17)

unde: Uf – tensiunea de fază a reţelei;ω = 2πf = 314 – frecvenţa unghiulară a curentului alternativ;Ca = Cb = Cc – capacităţile liniilor faţă de pământ, Ca = C0 l. (pentru LA - C0 = 5,4 ∙ 10-3μF / km, pentru LC - C0 = (190 ... 220) 10-3μF / km).

Dacă vom înlocui toate valorile capacităţilor în relaţia (8.17), vom primi formula simplă aproximativă, pentru calculul curentului de conectare la pământ în reţelele cu tensiunea de 6 ... 35 kV, cu neutrul izolat.

- pentru reţelele cu LA:(8.18)

- pentru reţelele cu LC:(8.19)

În relaţiile (7.41) şi (7.42) – U – tensiunea de linie, kV, l – lungimea tuturor ramificărilor liniilor tensiunii date, km.

Curentul de conectare la pământ nu trebuie să depăşească limitele de:

Tensiunea, kV Curentul de conectare la pământ, A

6..............................................3010.............................................2020.............................................1535.............................................10

În reţelele electrice cu tensiunile de 6 ... 35 kV, îndeplinite din piloni din beton armat sau metalici, curentul de conectare la pământ nu trebuie să depăşească limita de 10 A.

Dacă curentul de conectare la pământ nu depăşeşte valoarea dată, atunci în momentul conectării unei faze la pământ, nu este neapărat deconectarea liniei şi ea poate funcţiona până la momentul depistării defecţiunii şi deconectarea sectorului avariat pentru reparaţie. De obicei aceasta trebuie să se îndeplinească în decurs de până la două ore.

Pentru valori mai înalte de cele indicate mai sus a curenţilor de conectare la pământ, în locurile conectării poate apărea un arc electric stabilizat. Acest arc se aprinde şi se stinge în dependenţă de frecvenţa curentului de lucru sau mai mare decât aceasta. În legătură cu aceasta în reţea apar supratensiuni, care pot atinge valori de trei – patru ori mai mari decât tensiunea nominală, ceia ce prezintă un pericol pentru izolaţii, mai ales în reţelele cu tensiunea de 35 kV.

În afară de aceasta de la acţiunile termice a arcului electric, în locul conectării la pământ creşte pericolul deteriorării izolaţiei, a pilonilor din beton armat şi inflamarea pilonilor din lemn. În baza acestora se majorează probabilitatea trecerii arcului electric în scurtcircuit bifazat sau trifazat, mai ales în LC.

Pentru micşorarea curentului de conectare la pământ, care prezintă un curent capacitativ, între neutrul transformatorului şi pământ se conectează o bobină de inductanţă, care poartă denumirea de bobină de stingere a arcului.

Curentul inductiv a bobinei poate în întregime să compenseze şi chiar să supracompenseze curentul capacitativ de conectare la pământ. Reţelele electrice, neutrul cărora este conectat la pământ prin intermediul bobinelor de inductanţă, poartă denumirea de reţele compensatoare.

Reţelele de LA rurale cu tensiunea de 35 kV în unele cazuri trebuie compensate, dar cu tensiunile de 6 ... 20 kV, în cea mai mare măsură nu se compensează .

În reţelele de LC curentul de conectare la pământ constituie de 30 ... 35 ori mai mare, decât în LA (pentru aceiaşi lungime), de aceia reţelele LC deseori trebuie compensate prin intermediul bobinelor inductive chiar la tensiuni de 6 kV.

8.3. Verificarea conductoarelor la acţiunea curenţilor de scurtcircuit.Stabilitatea dinamică se verifică în cazul barelor, dimensionând efortul unitar la încovoiere σ [1],

care trebuie să fie mai mic decât cel admis.(8.20)

Pentru materialele utilizate se indică următoarele valori ale eforturilor unitare la încovoiere σ adm.

maximal admise:- Oţel..................... 1600 daN / cm2

- Cupru.................. 1400 daN / cm2

- Aluminiu tare..... 900 daN / cm2

- Aluminiu moale.. 700 daN / cm2

Stabilitatea termică a conductoarelor de tensiune joasă se consideră îndeplinită dacă secţiunea satisface relaţia:

(8.21)

Unde: C – coeficient care depinde de tipul şi materialul conductorului, tab. 8.2.În cazul în care conductele electrice nu satisfac stabilitatea la efectul termic şi electrodinamic al

curenţilor de scurtcircuit în locul de montare, se recomandă prevederea unor dispozitive speciale de protecţie (siguranţe fuzibile sau întrerupătoare automate cu timp de acţionare rapid).

Verificarea la scurtcircuit nu este obligatorie în cazul panourilor de distribuţie, pentru aparatele şi conductele protejate prin siguranţe fuzibile.

Tabelul 8.2.Valorile temperaturii maxime admisibile şi coeficientului C la încălzirea conductelor, în regimurile

de scurtcircuit.

Tipul şi materialul conductelorTemperatura

maxim admisibilă, în

cazul scurtcircuitului,

0C.

CoeficientulC

Bare din cupru 200 165Bare din aluminiu 200 90Bare din oţel (fără legătură directă cu aparatele) 400 66Bare din oţel (cu legătură directă cu aparatele) 300 60Cabluri cu izolaţie din hârtie cu conductoare de:

Cu 200 145Al 90

Cabluri cu izolaţie din cauciuc sau PVC cu conductoare de:

Cu 150 122Al 83

Cabluri cu izolaţie din polietilenă cu conductoare de:

Cu 120 104Al 70

TEMA 9. APARATELE ELECTRICE

9.1. Contactele electrice, caracteristica şi construcţia sa.Locul în care se petrece conexiunea, unirea a două elemente dintr-un circuit, poartă denumirea de

contact. De calitatea conexiunii contactelor într-o mare măsură depinde fiabilitatea funcţionării instalaţiilor electrice şi a sistemelor în întregime.

Figura. 9.1. Contacte electrice.

După destinaţie şi modul de funcţionare contactele se clasifică în două grupe:- contacte permanente;- contacte mobile.Primul grup se divizează în contacte permanente fixe şi mobile. Contactele permanente fixe sunt

conexiunile în care mişcările unei părţi faţă de cealaltă sunt excluse (de exemplu contactele prin intermediul piuliţelor).

Figura. 9.2. Contacte electrice fixe.Contactele permanente mobile sunt tipul de contact la care o parte a conexiunii poate să alunece sau

să se mişte faţă de cealaltă dar nici într-un caz (în procesul normal de lucru) să nu fie o oarecare declanşare între ele.

Figura. 9.3. Contacte electrice permanente mobile.În toate cazurile conexiunilor, în zona de contact, dintre elemente apare o rezistenţă activă, această

rezistenţă poartă denumirea de rezistenţă de trecere.Rezistenţa de trecere – este un parametru principal al calităţii contactelor.Ea caracterizează cantitatea energiei întrebuinţată de conexiune, care mai apoi trece în căldură, în

baza căreia se încălzeşte contactul. La caracteristicile rezistenţei de trecere, contribuie atât calitatea iniţială a contactului, cât şi factorii externi ale mediului. De exemplu la contactele din aluminiu deseori se formează o peliculă de oxidant, care duce la micşorarea calităţilor contactelor, adică majorarea rezistenţei de trecere.

În baza acesteia contactele sunt confecţionate din diferite materiale sau aliaje, cu diverse durităţi şi temperaturi de topire.

Unul din factorii care cel mai des deteriorează contactele este arcul electric. Unele din materialele care se opun caracteristicilor deterioratoare ale arcului electric, sunt contactele metaloceramice, care reprezintă un amestec din particule mici de cupru cu wolfram sau molibden ori argint cu wolfram. Aceste contacte au caracteristici foarte bune datorită conductibilităţii înalte ale cuprului şi aluminiului şi caracteristici înalte de topire datorită întrebuinţării wolframului sau molibdenului.

Figura.9.4. Pelicula de oxidant a contactelor.

În alte cazuri se formează contacte paralele, care constau din un contact din material moale şi altul paralel din metal dur cu temperatura de topire foarte înaltă. În momentul conectării, cea mai mare parte a curentului parcurge prin contactul din metal moale, iar la deconectare mai întâi se declanşează contactul din metal moale (care constructiv este mai mic după lungime) şi mai apoi contactul din metal dur, care ia asupra sa acţiunea arcului electric.

Figura. 9.5. Contacte electrice paralele.1 – contacte din metal dur, 2 – contacte din metal moale.

9.2. Acul electric.La deconectarea unui circuit electric se formează o descărcare sub formă de arc electric. Pentru

formarea arcului electric este de ajuns o tensiune mai mare de 10V şi un curent de 0,1A şi mai mult. La tensiuni şi curenţi mari, temperatura în interiorul arcului poate atinge valori de 10 ... 15 mii 0C, în rezultatul căreia se deteriorează contactele şi părţile conductoare ale instalaţiilor electrice.

La tensiunile de 110 kV şi mai mult, arcul electric poate atinge lungimi de peste câţiva metri, de aceea arcul prezintă un pericol destul de mare.

Figura. 9.6. Arcul electric în reţelele electrice de tensiune înaltă.

Procesul de formare a arcului electric poate fi reprezentat în felul următor:- în momentul declanşării contactelor, la început se micşorează presiunea unui element al contactului

faţă de celălalt şi corespunzător şi micşorarea suprafeţei de contact, se majorează rezistenţa de trecere şi densitatea curentului, temperatura se creşte şi mai apoi duce la emisii termoelectrice. Sub acţiunea temperaturii înalte se majorează viteza de mişcare a electronilor care tind la prelungirea circuitului smulgând particule de metal de pe suprafaţa electrodului de contact. În momentul apariţiei unui interval între electrozi, în intermediul contactelor tensiunea imediat se stabilizează. Având în vedere faptul că distanţa dintre electrozi este mică, apare un câmp electric de o tensiune înaltă, sub acţiunea căruia de pe suprafaţa electrozilor se petrece smulgerea electronilor. Electronii se mişcă cu o viteză mare în câmpul electric şi în momentul lovirii într-un atom neutru, cedează acestuia energia sa cinetică. Dacă această energie este de ajuns, pentru smulgerea măcar a unui electron din banda atomului neutru, atunci are apariţie procesul de ionizare.

Electronii şi ionii liberi care sa-u format, reprezintă plasma miezului arcului, adică canalul ionizat în care arde arcul şi care contribuie la mişcarea neîntreruptă a particulelor.

În baza acesteia particulele încărcate negativ şi în primul rând electronii, se mişcă într-o direcţie (spre anod), iar atomii şi moleculele gazelor, emanate de unul sau mai multe particule de electroni pozitiv încărcaţi, în direcţie opusă (spre catod). Conductibilitatea plasmei este aproape egală cu conductibilitatea metalelor, de aceea căderea tensiunii în lungul arcului este foarte mică.

În arcul electric permanent parcurg două procese, unul este procesul de ionizare şi altul este procesul de deionizare a atomilor şi moleculelor. Procesul de deionizare în cea mai mare măsură se petrece prin difuzie, adică transmiterea particulelor încărcate în mediul înconjurător, recombinând electronii şi ionii pozitiv încărcaţi. În urma acestui proces apare o emisie de căldură în mediu.

În aşa fel se poate de afirmat trei stadii ale arcului electric:1. Aprinderea arcului – este urmare a ionizării şi emisiei electronilor de pe catod, în stadiul de

formare a descărcării arcului şi procesului de intensificare crescândă a ionizării, care la rândul său este mai mare decât deionizarea;

2. procesul de ardere a arcului – este procesul susţinut de termoionizarea miezului arcului, în moment, când procesele de ionizare şi deionizare sunt egale;

3. stingerea arcului – când intensitatea deionizării este mai înaltă decât intensitatea ionizării.

a) b)Figura. Arcul electric. a - procesul de ardere al arcului electric; b – aprinderea arcului electric.

9.3. Izolatorii instalaţiilor electrice.Părţile conductoare ale aparatelor şi instalaţiilor electrice trebuie să fie izolate sigur, unul faţă de

celălalt şi faţă de pământ. Pentru îndeplinirea acestor cerinţe, în tehnica electrică sunt întrebuinţaţi diverşi izolatori, care se divizează în:

- izolatori staţionari;- izolatori liniari;- izolatori ale aparatelor.Izolatorii staţionari şi ale aparatelor, se întrebuinţează pentru fixarea şi izolarea şinelor din

dispozitivele de distribuţie ale staţiilor şi substaţiilor electrice sau pentru izolarea părţilor conductibile ale aparatelor. Aceste tipuri de izolatoare la rândul său se împart în:

- izolatori de trecere;- izolatori – suport.

Izolatorii de trecere sunt instalaţi la trecerea şinelor prin pereţi în interiorul încăperilor, la ieşirile acestora din clădiri sau la ieşirile părţilor conductoare din aparatele electrice. Ele sunt îndeplinite din farfor cu câteva caneluri nu prea mari.

Figura. 9.7. Izolatori de trecere.a) la tensiunea de 10 kV, pentru instalare internă; b) la tensiunea de 35 kV – intrarea liniară. 1 –

şina conductoare, 2 – capacul de fontă, 3 – bucşă.Izolatorii – suport, se împart în izolatori – suport, tijă şi izolatori – suport cu pivot.Izolatorii – suport tijă, au corpul compact (neîntrerupt) din farfor, cu una sau câteva caneluri

diametrale. Ei sunt întrebuinţaţi în interiorul încăperilor.

Izolatorii – suport cu pivot, sunt destinaţi pentru instalarea exterioară. Ei constau din corpul de farfor sau sticlă, cu caneluri mari, destinaţia cărora este protecţia de ploaie. Izolatorii sunt fixaţi prin intermediul unui pivot din fontă. În unele cazuri aceşti izolatori, în partea exterioară de vârf, pot avea un capac din fontă, destinaţia căruia este fixarea părţii conductibile.

Figura. 9.9. Izolator suport cu pivot la tensiunea de 35 kV, din seria ОНШ, pentru instalare exterioară.

Izolatorii liniari, servesc pentru fixarea conductoarelor LA şi şinelor din dispozitivele de distribuţie deschise. Izolatorii trebuie să corespundă următoarelor cerinţe:

- asigurarea durabilităţii electrice îndelungate, determinată de tensiunea câmpului electric (kV/m), în baza căreia materialul izolatorului îşi pierde capacităţile dielectrice;

- să corespundă durităţii mecanice, în deosebi la acţionarea eforturilor dinamice ale curenţilor de scurtcircuit;

- asigurarea proprietăţilor sale indiferent de orice acţionare a mediului ambiant (rece, cald, ploaie, etc);

- rezistivitate la acţionarea descărcărilor electrice.Caracteristicile electrice de bază ale izolatoarelor sunt:- tensiunea nominală;- tensiunea de străpungere;- tensiunea de descărcare şi menţinere a frecvenţei industriale (în cazurile izolatorului uscat şi

umed).

Figura. 9.10. Izolator liniar de atârnare la tensiuni înalte de 110, 220 şi 400 kV.Corpul izolatorului, îndeplinit din masă ceramică dură C130, capetele încorporate din fontă cu un

strat anticoroziv.

Figura. 9.11. Izolator liniar de atârnare la tensiuni înalte de până la 30 kV.Corpul izolatorului, îndeplinit din masă ceramică dură C 120 sauC130, capetele încorporate din fontă cu

un strat anticoroziv.

Figura. 9.12. Izolator liniar de atârnare la tensiuni înalte de până la 30 kV.Corpul izolatorului, îndeplinit din masă ceramică dură C 120 sauC130, capetele încorporate din fontă cu

un strat anticoroziv sau aluminiu.

Figura. 9.13. Izolator liniar de atârnare, utilizat pentru reţelele feroviare..Corpul izolatorului, îndeplinit din masă ceramică dură C 120 sauC130, capetele încorporate din fontă cu

un strat anticoroziv.9.4. Întrerupătoarele automate.

Întrerupătoarele automate (automatele) sunt aparate de comutare şi protecţie, destinate pentru deconectarea circuitelor electrice cu tensiunea de până la 1 kV, în diverse cazuri de avarii – (scurtcircuite), regimuri anormale – (suprasarcini, dispariţia sau micşorarea tensiunii) şi în cazurile normale de funcţionare pentru conectarea şi deconectarea curenţilor de sarcină. Automatele trebuie menţină curentul de sarcină în poziţie conectată şi să asigure declanşarea automată a curenţilor de scurtcircuit şi în cazurile suprasarcinilor. Stingerea arcului în automate se petrece în aer.

Figura. 9.14. Întrerupătoare automate utilizate în instalaţiile de tensiune joasă.

Elementele de bază ale automatelor sunt:- contactele cu camera de stingere a arcului;- mecanismul de acţionare;- declanşatorul.

Figura 9.15. Schema întrerupătorului automat:

a) elementele constructive (АП-50Б):1 – suportul de bază, 2 – capacul de protecţie, 3 şi 18 – piuliţe de conexiune, 4, 5 - contactul fix, 6, 9 – pastilele contactelor, 7, 8 – elementele camerei de stingere a arcului, 10, 11 – contactul mobil, 12 – arcul de presiune a contactelor, 13 – înfăşurarea declanşatorului electromagnetic, 14 – solenoidul declanşatorului electromagnetic, 15 – butonul de conectare, 16 – arcul de presiune a solenoidului declanşatorului electromagnetic, 17 – butonul de deconectare, 19 – tijă, ştoc, 20- tija mecanismului de rupere liberă, 21 – declanşatorul termic bimetalic,b) declanşatoarele întreruptorului automat

Deseori automatele sunt încorporate cu contacte adăugătoare. Toate elementele automatelor sunt montate într-un corp izolator din masă plastică.

În figura 9.17, este demonstrată schema tipică a unui automat (în poziţie deconectată) cu elementele sale de bază. Pentru conectarea manuală, maneta 5, este întoarsă după acele ceasornicului. Prin aceasta forţa trece prin intermediul mecanismului de acţionare liberă 7 şi 8 a declanşatorului, către pârghia 15, care la rândul său mişcându-se întinde arcul 9 şi conectează contactul 13.

Când automatul este anclanşat, sistemul de acţionare liberă 7 – 8, se află în punctul „mort”, dat fiindcă centrul Q3, este amplasat mai jos de axa dreaptă a părţilor inferioare ale 7 - 8 iar punctul de susţinere a manetei 7 nu permite acestora să se amplaseze în jos. Prin aceasta se susţine poziţia anclanşată a pârghiei 15.

În momentul deconectării automate sau de la distanţă, se efectuează o oarecare acţionare a unuia din declanşatorii 1, 2, 3 sau 16, prin intermediul tijei 4, asupra legăturii articulare Q3 şi datorită arcului 9 automatul se deconectează. Este necesar de menţionat că maneta 5 în momentul deconectării automate, rămâne în poziţia conectată.

Declanşatoarele automatelor sub acţiunea cărora se petrece declanşarea sunt mecanisme electromagnetice şi termobimetalice, care menţin parametrii admisibili de funcţionare normală şi acţionează în

momentul devierii acestora la unele valori ne normale ale circuitului electric.

Figura. 9.16.Camerile de stingere a arcului electric a unui contactor.

__________________________________

Figura. 9.17. Schema şi elementele de bază ale întrerupătorului automat.

1 – declanşatorul maximal, 2 – declanşatorul minimal, 3 – declanşatorul independent, 4 – îmbinarea mecanică cu declanşatorul, 5 – maneta de acţionare, 6 – mecanismul de acţionare electromagnetic, 7-8 - mecanismul de frângere liberă, 9 – arcul de declanşare, 10 – camera de stingere a arcului electric, 11 – contactul fix, 12 – circuitul protejat, 13 – contacte, 14 – legătura flexibilă, 15 – contactul mobil, 16 – elementul bimetalic, 17 – rezistor, 18 – circuitul supus încălzirii al elementului bimetalic.

Automatele pot fi îndeplinite cu mai multe tipuri declanşatoare electromagnetice, funcţionarea cărora este bazată pe acţionarea câmpului magnetic format de curentul înfăşurării bobinei asupra solenoidului feromagnetic.

Foarte des sunt întrebuinţate declanşatoarele de curent maxim (DCM) 1, care asigură declanşarea rapidă (imediată, aproximativ 0,02 sec) a întrerupătorului. DCM poate fi îndeplinit cu mecanism de reţinere a timpului de acţionare.

Unele automate au la bază şi un declanşator electromagnetic independent (DEI) sau declanşator de tensiune minimă (DTM). DEI 3, este destinat, pentru declanşarea distanţată a automatului, înfăşurarea sa de obicei este dimensionată la tensiunea nominală 220 V, curent alternativ. DTM 2, este destinat pentru declanşarea automatului în momentul dispariţiei sau scăderii tensiunii reţelei. DTM la fel poate si utilizat în calitate de DEI, pentru declanşare de la distanţă.

Foarte pe larg sunt întrebuinţate mecanismele termice (bimetalice) de declanşare, care au destinaţia deconectării automatelor în cazurile suprasarcinilor.

Elementul de bază a declanşatorului termic este placă bimetalică 16, îndeplinită din două elemente metalice cu coeficienţi diferiţi de extindere liniară, dur lipite unul faţă de celălalt prin sudare sau laminare termică. În momentul încălzirii plăcii bimetalice 16, unul din capetele sale care este fixat se încovoie şi acţionează cu celălalt capăt, prin intermediul tijei 4, la mecanismul de acţionare liberă 7 – 8. elementul bimetalic este încălzit de încălzitorul 18, conectat la reţea prin intermediul şuntului 17 sau de căldura eliminată de curentul de sarcină care parcurge prin placă.

Timpul de acţionare a declanşatorului termic depinde de curentul de suprasarcină – în momentul majorării acestuia elementul bimetalic se încălzeşte mai repede şi timpul de acţionare se micşorează. Dat fiindcă inerţia termică a declanşatoarelor termice este mare, acestea nu asigură declanşarea imediată a curenţilor de scurtcircuit.

Figura. 9.18. Părţile constructive ale întrerupătoarelor automate.Pentru majorarea protecţiei de scurtcircuitele monofazate, ceia ce este un factor important în reţelele

rurale cu tensiunea de 380 / 220 V, sunt implementate automatele cu declanşatoare termice ale cărora sunt conectate în circuitul firului nul (N). Curentul de acţionare a acestui declanşator de obicei este mai mic ca la declanşatoarele montate în circuitul conductoarelor de fază.

Pentru majorarea condiţiilor de stingere a arcului sunt montate în automate camerele de stingere a arcului. Camerele de stingere a arcului îndeplinite din tole de oţel, amplasate perpendicular formării arcului,

asigură împărţirea întregii lungimi a arcului în câteva părţi mai mici. Atragerea arcului în camera de stingere este îndeplinită de acţiunea câmpului magnetic, excitat de însăţi curentul arcului.

Unele tipuri de automate sunt dotate cu electromagnet 6 de conectare distanţată. În diverse circuite de dirijare, semnalizare, blocare, etc, pot fi întrebuinţate contactele bloc sau bloc-contactele speciale, legate prin intermediul unei legături mecanice cu contactele de bază ale automatului.

Întrebuinţarea automatelor trifazate în locul siguranţelor fuzibile, permite excluderea regimurilor de funcţionare cu două sau o fază, dat fiindcă declanşarea se efectuează pentru toate trei contacte. Declanşarea nu necesită schimbul unei oarecare părţi a automatului. Se asigură o protecţie foarte efectivă, în deosebi în baza curenţilor de suprasarcină.

Figura . 9.19. Întrerupător automat AE – 20.1- declanşatorul electromagnetic, 2 – corpul automatului, 3 – contacte, 4 - bornele de conexiune, 5 -

camera de stingere a arcului, 6 - mecanismul de anclanşare, 7 - capacul de protecţie, 8 - maneta de acţionare, 9 - declanşatorul termic, 10 - utilajul de reglare a curentului de acţionare a

declanşatorului termic.

Figura. 9.20. Întrerupător automat A3700.1 – corp, 2 – bornele de conexiune, 3 - plastina de protecţie în cazurile formării arcului electric, 4 -

camera de stingere şi răcire a gazelor degajate de arc, 5 - camera de stingere a arcului, 6 - capacul de protectie, 7 - contacte fixe, 8 - contacte mobile, 9 - placile din metaloceramica, 10 - mecanismul de

frângere libera, 11 - mecanismul de frângere libera, 12 - maneta de actionare, 13 – clichet, opritor, 14 – arc, 15 - maneta de interactiune, 16 – ancora, 17 – percutor, 18 - declansator independent, 19 -

bucşa de declanşare, 20 - declanşatorul semiconductor, 21 - maneta de reglare, 22 - capac straveziu, 23 - transformator de curent, 24 – ancoră, 25 – miez.

9.4.1. Dimensionarea întrerupătoarelor automate.Întrerupătoarele se dimensionează, reieşind din următoarele condiţii:

După tensiunea nominală:(9.1)

unde: Unom.a. – Unom.ut – tensiunile nominale ale întrerupătorului automat şi utilajului, V. După curentul nominal al automatului:

(9.2)unde: Inom.a. – Inom.ut – curenţii nominale ale întrerupătorului automat şi utilajului, A.

După curentul nominal al declanşatorului termic:(9.3)

unde: kf.decl.term. – coeficient de fiabilitate, care ia în consideraţie dispersia curentului de declanşare al declanşatorului termic (kf.decl.term. = 1,1...1,4);Icalc. – curentul maximal de calcul, în linia unde se prevede instalarea automatului, A.

După curentul nominal al declanşatorului electromagnetic:(9.4)

unde: kf.decl.el.. – coeficient de fiabilitate, care ia în consideraţie dispersia curentului de declanşare al declanşatorului electromagnetic (kf.decl.el.. – pentru automatele de tipul АП-50, АЕ-2000 şi А3700 =1,25; pentru automatele de tipul А3100 = 1,5);Ipor. – curentul de pornire al motoarelor electrice, A.

După curentul limit de declanşare al automatului:(9.5)

unde: I(3)sc.max. – curentul de scurtcircuit trifazat maximal, în linia unde se prevede instalarea

automatului, kA.

TEMA 10. APARATELE ELECTRICE

10.1. Siguranţele fuzibile.Siguranţele fuzibile sunt aparate de comutare şi protecţie, destinaţia cărora este declanşarea automată

unitară a circuitelor electrice în cazurile scurtcircuitelor şi suprasarcinilor îndelungate. Funcţionarea siguranţelor este bazată, pe acţiunea termică a curentului care parcurge prin fuzibil.

Siguranţele se conectează în circuitul supus protecţiei în serie şi constă din: corpul siguranţei; fuzibilul metalic; părţile de contact; mediul de stingere a arcului electric.

Deconectarea circuitului de către siguranţele fuzibile se petrece în urma topirii şi ruperii fuzibilului, care reprezintă o porţiune de circuit cu secţiunea artificial micşorată care poate fi uşor topită sub acţiunea curenţilor de o anumită valoare. După deconectare fuzibilii se schimbă în mod manual.

Siguranţele fuzibile sunt caracterizaţi prin simplicitatea construcţiei, preţul de cost mic, deconectarea rapidă a circuitelor în cazurile scurtcircuitelor. Unele tipuri de siguranţe au capacitatea de limitare a curenţilor de scurtcircuit. Datorită acestor caracteristici, ele au primit o răspândire vastă, în deosebi în circuitele cu tensiunea de până la 1 kV. Cu toate acestea, trebuie de menţionat, că siguranţele fuzibile au şi unele dezavantaje, care limitează întrebuinţarea acestora:

dispersie mare a caracteristicilor amper - secundă (ceia ce duce la complicităţi la dimensionarea selectivităţii protecţiei cu aparatele conectate în acelaşi circuit cu siguranţele);

dispariţia unei faze în reţelele de funcţionare trifazate, în momentul scurtcircuitelor mono sau bifazate;

fiabilitatea de funcţionare instabilă în cazurile suprasarcinilor.După parametrii electrici, siguranţele fuzibile se caracterizează prin, tensiunea şi curentul nominal al

siguranţei şi fuzibilului.- Curentul nominal al fuzibilului – curentul la care este dimensionat acesta, pentru funcţionarea

normală de lungă durată. În unul şi acelaşi corp al siguranţei, pot fi montaţi fuzibili cu diverse valori ale curenţilor nominali, dar care nu depăşesc valoarea nominală a curentului siguranţei. De aceia, valoarea curentului nominal al siguranţei este egală cu valoarea maximală a curentului nominal al fuzibilului.

Fuzibilul este partea componentă de bază a siguranţei, el este îndeplinit în marea majoritate din cupru, zinc, plumb sau aliaje al acestuia şi argint.

Plumbul şi zincul au o temperatură de topire mică Pb – 327 0C şi Zn – 419 0C. Siguranţele, fuzibilii cărora sunt confecţionaţi din aceste materiale, datorită inerţiei sale termice au capacităţi de reţinere a timpului de acţionare în cazurile suprasarcinilor neînsemnate. Neajunsurile acestor tipuri de fuzibili, este secţiunea mere a sa, din cauza rezistenţei specifice înalte a materialului. În momentele topirii degajă o cantitate înaltă de vapori metalici, ceia ce duce la majorarea timpului de stingere a arcului.

Cupru şi argintul au o rezistenţă specifică mică, temperatură de topire înaltă şi capacitate termică specifică joasă. Secţiunile fuzibililor acestor materiale nu este mare, ceia ce duce la acţionarea rapidă. Fuzibilii din aceste materiale se întrebuinţează în siguranţe cu mediu special, care are ca scop micşorarea temperaturii şi cantităţii de metal topit. Pentru micşorarea oxidării fuzibililor din cupru în procesul de exploatare, acestea sunt supuse cositoririi. Fuzibilii din argint nu se oxidează, dar din cauza preţului de cost înalt al acestui metal, ele se întrebuinţează mai des în instalaţiile cu tensiunea de peste 1 kV.

Pentru micşorarea temperaturii de topire a fuzibililor din cupru şi argint se întrebuinţează aşa numitul efect metalurgic, care este bazat pe dizolvarea solubilităţii metalelor supuse greu topirii, în metale cu capacitatea de topire uşoară. Pentru aceasta pe fuzibilii din cupru sau argint se aplică o bilă din material cu capacitatea de topire uşoară, de exemplu cositor, staniu. În momentul încălzirii fuzibilului metalul adăugător se topeşte şi în locul acesta temperatura se majorează ducând la procesul intens de topire a metalului de bază din care este confecţionat fuzibilul.

După condiţiile de stingere a arcului siguranţele se divizează în două grupuri:a) siguranţele care nu asigură efectul limitării curentului;b) siguranţele care asigură efectul limitării curentului.

Siguranţele care nu asigură efectul limitării curentului, acţionează la valoarea curentului de scurtcircuit, pur şi simplu deconectând circuitul în cazul avariat peste un anumit timp.

La siguranţele care asigură efectul limitării curentului, topirea fuzibilului şi stingerea arcului se petrece mai devreme, decât curentul de scurtcircuit atinge valori nominale. Stingerea rapidă a arcului se datorează în marea măsură presiunii înalte a gazelor, eliminate de materialele din mediul fuzibilului (de exemplu fibra) sau materialele cu care este umplută siguranţa (de exemplu nisip de cuarţ).

În cazurile scurcircuitelor, la extremităţile de contact a siguranţelor care asigură efectul limitării curentului, în momentul topirii fuzibilului, pot apărea supratensiuni, dat fiindcă rezistenţa arcului electric, la topirea rapidă se majorează brusc. Prin aceasta, apare o FEM de autoinducţie, îndreptată în concordanţă cu tensiunea reţelei, care tinde la majorarea bruscă a tensiunii pe bornele de contact ale siguranţei. Pentru limitarea supratensiunilor, sunt întrebuinţate diverse măsuri, de exemplu întrebuinţarea fuzibililor cu secţiuni scărite pe întreaga lungime, ce duce la majorarea procesului de topire.

Perioada de acţionare a siguranţei, constă din trei etape:1. timpul de încălzire a fuzibilului;2. topirea, adică trecere din stare solidă, în starea lichidă a metalului;3. stingerea arcului.

Cea mai importantă etapă a perioadei de acţionare este – timpul de încălzire. Este evident faptul, că cu cât curentul este mai mare cu atât timpul de topire sete mai mic. În baza acesteia sunt elaborate caracteristicile amper – secundă ale siguranţelor fuzibile.

La procesul de ardere a fuzibililor acţionează şi alţi factori, aşa cum sunt, condiţiile mediului ambiant, uzura fizică a materialului, etc, de aceia caracteristicile siguranţelor au o dispersie semnificativă.

10.1.1. Siguranţele fuzibile cu tensiunea de până la 1 kV. În reţelele electrice rurale cu tensiunea de 0,38 kV, o mare răspândire au siguranţele fuzibile de tip

ПР – 2 (предохранитель разборный); ПН – 2 (предохранитель разборный с наполнителем); şi НПН – 2(неразборный предохранитель c наполнителем).

Siguranţele fuzibile de tip ПР – 2 sunt îndeplinite pentru tensiunile de 220 ... 500 V, la curenţi de 15 ... 1000 A. Aceste siguranţe sunt demontabile, cu corpul închis în care nu persistă un oarecare împlitor. Siguranţa constă din corpul cilindric de fibră, la extremităţile căruia sunt presate bucşe din alamă cu filet. Capacele de înşurubare ale acestor siguranţe la fel sunt îndeplinite din alamă şi au destinaţia de strângere a cuţitelor de contact. Fuzibilul acestor siguranţe se montează pe cuţitele de contact prin intermediul piuliţelor. Capacele de strângere ale siguranţele ПР – 2, cu curentul nominal de până la 60 A, în acelaşi timp sunt destinaţia cuţitelor de contact.

Figura. 10.1. a) Siguranţa de tip ПР – 2, b) suportul cuţitelor de contact,c) vederea în tăietură a siguranţei ПР – 2.

1 – cuţitul de contact, 2 – patronul din fibră, 3 – fuzibilul, 4 – manşon, 5 – capace de asamblare.

Fuzibilii acestor siguranţe sunt îndeplinite din zinc, sub forma unor plăci cu caneluri. Canelurile servesc în cea mai mare măsură pentru ameliorarea stingerii arcului electric, dat fiindcă pe aceste porţiuni cantitatea de căldură eliminată este mai mare, decât pe porţiunile mai late. În momentul apariţiei curentului de scurtcircuit, sectoarele înguste ale fuzibilului se încălzesc extrem de repede şi fuzibilul arde (se rupe) în câteva locuri. La momentul apariţiei arcului electric, corpul din fibră sub acţiunea termică elimină bioxid de carbon şi hidrogen, presiunea în tub creşte şi tinde la ameliorarea condiţiilor răcirii şi deionizării arcului care se stinge uşor. În cazul deionizării accelerate a sectorului arcului electric, rezistenţa căreia creşte brusc, micşorând valoarea curentului de scurtcircuit din circuit şi întrerupându-l, până acesta atinge valoarea sa maximă. Prin acest fapt, aceste siguranţe asigură efectul de limitare a curentului.

În cazurile suprasarcinilor, încălzirea sectoarelor înguste ale fuzibililor, este mai lentă, faţă de scurtcircuite şi o parte din căldură este transmisă sectoarelor late. În aşa fel la suprasarcini, fuzibilul se topeşte în locurile de trecere de la partea îngustă, la cea lată, adică în locurile supuse mai mult încălzirii.

Siguranţele ПР – 2 pe larg sunt întrebuinţate în reţelele rurale cu tensiunea de 380 / 220 V, în deosebi la substaţiile de transformare complete STC (КТП) şi în reţelele electrice interne ca parte componentă a blocurilor siguranţă – întrerupător (БПВ-31). Aceste blocuri se instalează şi în unele STC, pentru protecţia de scurtcircuite şi suprasarcină a liniilor de ieşire. Avantajele siguranţelor ПР – 2, faţă de cele cu mediul umplut – este simplicitatea schimbării fuzibilului, iar ca dezavantaj, putem menţiona mărimile sale mari de gabarit.

Siguranţele ПH – 2 (cu mediu umplut), spre deosebire de ПР – 2, au un material de umplere a mediului în care se află fuzibilul, care constă din nisip de cuarţ, destinaţia căreia este asigurarea intensivă a eliminării căldurii arcului electric şi stingerea lui imediată. Ele se îndeplinesc pentru tensiuni de până la 500 V, cu curenţii nominali de 100...600 A.

Figura. 10.2. Siguranţa de tip ПH – 2.1 – capac, 2 – corpul din farfor, 3 –manşon, 4 – cuţitele de contact, 5 – nisip de cuarţ, 6 – fuzibil,

7 – suport al cuţitelor de contact.

Corpul (patronul) siguranţei ПH – 2, constă din tubul de farfor cu patru găuri filetare, pentru piuliţele de asamblare a capacelor extremităţilor. Corpul are o formă dreptunghiulară la exterior şi cilindrică în interior. Între capacele de asamblare şi corpul siguranţei este montată o garnitură din asbest, care are destinaţia ermetizării patronului siguranţei. Extremităţile fuzibilului sunt sudate cu părţile interne ale discurilor siguranţei, care se înşurubează cu capacul. La părţile exterioare ale discurilor sunt sudate cuţitele de contact. Aceste siguranţe pot fi demontate din suport chiar sub tensiune, numai prin intermediul unei manete speciale din material dielectric.

Fuzibilul este îndeplinit din una sau mai multe plăcile de cupru (în dependenţă de curentul nominal), cu grosimea de 0,15...0,35 mm. Fuzibilii pe întreaga lungime a sa au nişte tăieturi, care micşorează secţiunea acestuia. Pe plăcile din cupru sunt lipite bile din cositor, care asigură îndeplinirea efectului metalurgic. În dependenţă de numărul de plăci arcul electric se poate executa în câteva locuri paralele, ceia ce asigură minimizarea cantităţii de metal evaporat şi favorizează stingerea arcului format. În rezultat siguranţele ПH – 2, la fel ca şi ПР – 2 asigură efectul de limitare a curentului.

Principiul de funcţionare al siguranţelor HПH – 2, este la fel ca la siguranţele ПH – 2. Corpul (patronul), siguranţei este nedemontabil, îndeplinit din sticlă, umplut cu nisip de cuarţ. Aceste siguranţe nu au cuţite de contact. La extremităţi siguranţele HПH – 2, sunt armate cu capace din cupru, prin intermediul cărora este îndeplinit contactul. Fuzibilul acestor tip de siguranţe este lipit de capacele de contact şi constă din câteva fire din cupru cu o bilă de cositor la mijloc.

Figura. 10.3. Siguranţa de tip HПH – 2.

Se mai produc şi siguranţe nedemontabile de tip ПП – 31, la curenţi nominali de 32 ... 1000 A şi tensiunea de 660 V. Toate părţile conductoare ale acestor siguranţe şi fuzibilul, sunt îndeplinite din aluminiu, ceia ce permite economisirea cuprului, care sete mai scump.

Figura. 10.4. Siguranţe fuzibile:a) de tip ПР – 2; b) НПН; c) ПН.

1 – patronul siguranţei, 2 – cuţitul de contact, 3 – capacul de asamblare, 4 – corpul din fibră, 5 – capace, 6 – piuliţă, 7 – fuzibil, 8 – manşon, 9 – cuţit de contact.

10.1.2. Siguranţele pentru tensiunea de peste 1 kV. În instalaţiile rurale cu tensiunea de peste 1 kV, sunt întrebuinţate siguranţe de tipul ПКТ şi ПВТ

(ПКТ – предохранитель с кварцевым наполнителем, трубчатый; ПВТ – предохранитель выхлопной с винипластовой трубкой), Siguranţele ПКТ, sunt îndeplinite pentru tensiunile de 6 ... 35 kV cu curenţi nominali de 40 ... 400 A. Una din cele mai largi răspândiri o au siguranţele de tip ПКТ – 10, pentru 10 kV, care se instalează pe partea de tensiune înaltă a substaţiilor de transformatoare 10 / 0,38 kV. Patronul siguranţei (figura. 10.4), constă din corpul de farfor, umplut cu nisip de cuarţ, care este armat cu capace de alamă. Fuzibilul este îndeplinit din conductoare de cupru argintizate. La siguranţele cu curenţii nominali de până la 7,5 A, fuzibilul este îndeplinit din câteva conductoare paralele, înfăşurate pe un corp de ceramică canelural (figura. 10.4 a). Pentru curenţi mai mari fuzibilii sunt îndepliniţi din câteva conductoare spiralizate (figura. 10.4 b). Această construcţie asigură condiţii bune de stingere a arcului, dat fiindcă fuzibilul are o lungime mare şi o secţiune mică. Pentru micşorarea temperaturii de topire este utilizat efectul metalurgic.

Figura. 10.5. Siguranţe fuzibile de tip ПКТ.

Figura. 10.6. Siguranţa fuzibilă de tip ПКТ.a) la curenţi nominali de până la 7,5 A; b) la curenţi nominali de 10 ... 400 A: 1 – capac, 2 – bucşa din alamă, 3 – corpul din farfor, 4 – nisip de cuarţ, 5 şi 5I – fuzibilul, 6 – indicatorul de acţionare, 7 – arc.c) suportul de montare al siguranţei ПКТ:1 – soclu, 2 – izolator de suport, 3 – sistemul de contacte, 4 – patron, 5 – blocaj.

Pentru minimizarea supratensiunilor care pot apărea în momentul stingerii bruşte a arcului electric, se întrebuinţează fuzibili cu secţiunea diferită pe întreaga lungime a sa. Aceasta asigură menţinerea artificială a procesului de ardere a fuzibilului. Patronul siguranţelor este ermetic, de aceia funcţionarea acestuia este absolut fără zgomot. Acţionarea acestui tip de siguranţe se determină vizibil de un indicator special amenajat în interiorul corpului, susţinut de un arc şi o placă din oţel. În poziţie normală indicatorul este amplasat în interiorul corpului. La momentul acţionării placa din oţel arde (se topeşte), şi indicatorul acţionat de arcul contractat este aruncat în afară. În figura 10.6.c, este arătat schematic siguranţa ПКТ, asamblată.

Pentru protecţia transformatoarelor de tensiune, de măsură şi control, se produc siguranţe ПКH. Spre deosebire de ПКТ, acestea au fuzibilul din constantan, înfăşurat pe un miez ceramic. Acest fuzibil are capacităţi mai înalte a rezistenţei specifice, datorită căruia este asigurată o limitare de curent foarte înaltă. Siguranţele ПКH, pot fi întrebuinţate în reţelele cu impedanţa de scurtcircuit enorm de mare (1000 MVA), iar modelele de siguranţe ПКHУ, nu au limite de întrerupere a curenţilor.

În comparaţie cu siguranţele ПКТ, ПКH sunt mai mici după mărimile de gabarit şi nu posedă indicator de acţionare.

Siguranţele ПВТ, sunt îndeplinite la tensiunile de 10 ... 110 kV. Ele se instalează în IDD (instalaţie de distribuţie deschise, rus – OPУ, открытые распредустройства). În reţelele rurale o mare răspândire au primit modelul ПВТ – 35, destinaţia cărora este protecţia substaţiilor de transformare 35 / 10 kV.

Elementul de bază al acestor siguranţe este tubul din viniplast (Figura. 10.7). În interiorul tubului este amplasat un conductor flexibil, conectat la un capăt cu fuzibilul, montat în capsula metalică a patronului. Patronul siguranţei este amplasat pe doi izolatori de suport. Extremitatea superioară a siguranţei este montată într-o clemă specială în partea de sus a suportului. Cealaltă parte de contact a siguranţei, constituie un cuţit îmbinat în fişa de contact a părţii de jos a suportului. Cuţitul de contact este îndeplinit cu un arc, forţa de extindere a căruia tinde la întoarcerea cuţitului în jurul axei 2, în poziţia 1 I. Cuţitul de contact este îmbinat cu bucşa 7 a siguranţei.

Figura. 10.7. Siguranţa fuzibilă de tip ПВТ.

1 – 1I – cuţit de contact,2 – axa, 3 – izolator suport, 4 – fuzibil,5 – ţeava din material

dielectric,6 – legătura flexibilă, 7 – bucşă, 8 – racord.

La acest tip de siguranţă sunt utilizaţi fuzibili din zinc sau fuzibili din cupru şi oţel montaţi paralel unul cu celălalt. Fuzibilii din oţel au ca scop, susţinerea mecanică a forţei arcului, extinderea căreia duce la sustragerea conductorului flexibil din corpul siguranţei. În cazul scurtcircuitului, mai întâi arde fuzibilul din cupru, apoi cel din oţel. După arderea totală a fuzibilului, cuţitul de contact se eliberează şi rotindu-se sub acţiunea arcului mecanic, trage după sine conductorul flexibil, aruncându-l din patronul siguranţei. Sub acţiunea arcului electric format, pereţii tubului din viniplast emană un gaz. Presiunea în patron se majorează şi curentul de gaz formează o refulare, care stinge arcul electric. Procesul de refulare a gazelor din tub prin partea, inferioară a siguranţei, provoacă un sunet asurzitor, comparat cu o împuşcătură. În legătură cu majorarea lungimii arcului electric, nu apar supratensiuni. Arcului electric se alungeşte în momentul aruncării conductorului flexibil, în procesul de acţionare. Aceste tipuri siguranţe nu asigură efectul limitării curentului. După cum se observă din desen, fuzibilul nu este amplasat în tub, dar în bucşa metalică, ceia ce exclude formarea gazelor în regimurile normale de funcţionare, când fuzibilul se poate încălzi până la temperaturi înalte. Tot din aceiaşi serie, se produc siguranţe ПВТ – 35MУ1 (ПC – 35MУ1).

Patronul acestor siguranţe dispune de un racord tubular, amplasat pe tub, în interiorul căruia este montată o supapă din cupru, care astupă orificiul de refulare transversală a acestuia. În cazurile stingerii arcului, la curenţii foarte mai, presiunea în tub atinge valori foarte înalte, care este capabilă să arunce supapa, deschizând orificiul de refulare. La curenţi mici de scurtcircuit orificiul de refulare rămâne închis, asigurând, majorarea presiunii în tubul siguranţei.

Pentru înlăturarea unuia din neajunsurile siguranţelor fuzibile şi anume, dificultatea asigurării selectivităţii precise a protecţiei, în comun cu alte aparate, sunt elaborate siguranţe din seria ПВТ; ПC – 35MУ1 – (УПС – 35У1), cu dirijare automată, destinate pentru protecţia transformatoarelor cu tensiunea de 35/6...10 kV. De asemenea există şi modele ale siguranţelor dirijabile pentru tensiunea de 110 kV.

Conductorul flexibil din interiorul patronului siguranţelor dirijate automat este unit cu fuzibilul, prin intermediul unui sistem de contacte, care asigură declanşarea mecanică a circuitului fuzibilului prin intermediul mecanismului de acţionare, dirijat de protecţia prin relee. În momentul apariţiei curentului de scurtcircuit, protecţia prin relee redă comanda şi în urma acţionării mecanismului, cuţitul de contact concomitent cu legătura flexibilă, se deplasează în jos, declanşând sistema de contacte din interiorul siguranţei. Celelalte procese – aruncarea conductorului flexibil şi stingerea arcului, se îndeplinesc identic ca şi în cazurile siguranţelor obişnuite, fără dirijare automată. În cazurile curenţilor de scurtcircuit de valori înalte, fuzibilul arde într-un timp mai scurt, decât acţionează protecţia prin relee.

De asemenea se practică utilizarea siguranţelor cu dirijare automată, în lipsa fuzibilului. Prin aceasta se înlătură condiţiile de încălzire suplimentară a siguranţei, în aşa fel majorând curentul său nominal şi de declanşare.

10.1.3. Dimensionarea siguranţelor fuzibile la tensiunea de până la 1kV.Siguranţele fuzibile la tensiunea de până la 1 kV se dimensionează după următorii parametri:

După tensiunea nominală:(10.1)

După curentul limit de declanşare al siguranţei:(10.2)

Unde: III – curentul de trecere maximal al scurtcircuitului, în locul instalării siguranţei, A. După curentul nominal al fuzibilului:

(10.3)şi

(10.4)

unde: Ilucr.max. – curentul de lucru maximal al circuitului protejat de siguranţă, A;Imax. - curentul maximal al circuitului, prin intermediul căreia sunt alimentaţi cu energie electrică consumatori, al cărui curent de pornire este mai mare decât curentul nominal de lucru, A;kf. - coeficient de fiabilitate (pentru liniile care alimentează: becuri electrice şi elemente încălzitoare – 1; lămpi luminiscente – 1,25; lămpi de tip ДРЛ – 1,1);α – coeficientul dependenţei curentului de pornire şi tipului fuzibilului siguranţei.

- În cazurile protecţiei liniilor la care este racordat un singur motor electric:(10.5)

unde: ki – raportul de creştere a curentului de pornire;Inom. – curentul nominal al motorului electric, A.

- În cazurile protecţiei liniilor la care sunt racordate mai mult de cinci motoare electrice, curentul fuzibilului se calculă din relaţia:

(10.6)

- În cazurile protecţiei liniilor, la care sunt racordate mai mult de cinci motoare electrice:(10.7)

unde: ks – coeficientul simultaneităţii; Σ Ilucr.(n-1) – suma curenţilor de lucru a tuturor motoarelor, cu excepţia unuia, al cărui diferenţa dintre curentul de pornire şi curentul nominal are valoarea cea mai mare, A;Ipornire. – curentul de pornire al motorului exclus din sumă.

În cazul dimensionării fuzibililor siguranţelor ПН, ПР, НПР pentru protecţia motoarelor cu rotorul scurtcircuitat cu regim uşor de pornire (timpul pornirii – 2...5 sec.) α = 2,5; pentru regimurile grele de pornire α = 1,6.

Pentru siguranţele ПР2, în cazurile regimurilor uşoare de pornire α = 3; regimuri grele α = 2. Pentru aceleaşi tipuri de siguranţe în cazurile pornirilor frecvente (15 şi mai mut pe oră), ale motoarelor cu regimuri uşoare de pornire, fuzibilii se dimensionează ca pentru regimurile grele.

Este necesar de menţionat că siguranţele dimensionate prin relaţiile (10.4) şi (10.5), protejează motoarele cu rotorul scurtcircuitat numai de scurtcircuite.

După selectivitatea protecţiei:

Pentru verificarea selectivităţii acţionării siguranţelor fuzibile şi coordonarea acestora în lucru cu protecţia prin relee se îndeplinesc hărţile de coordonare a selectivităţii protecţiei.

În cazurile instalării siguranţelor de acelaşi tip, la tensiunea de până la 1 kV, selectivitatea va fi respectată, dacă fuzibilii fiecăror două siguranţe montate în serie pentru un circuit, vor avea o diferenţă de cel puţin două trepte, în baza scării curenţilor nominali ai fuzibililor, a unui faţă de celălalt. Pentru siguranţele de tensiune înaltă cu mediu din cuarţ, se admite diferenţa de o singură scară.

Scara curenţilor nominali ai fuzibilelor siguranţelor cu tensiunea de până la 1000 V: 2; 3; 5; 7,5; 10; 15; 20; 30; 40; 50; 75; 100; 150; 200; 300; 320; 400; 500; 630A.

10.1.4. Dimensionarea siguranţelor fuzibile la tensiunea de peste 1kV.Siguranţele fuzibile la tensiunea de peste 1 kV se dimensionează după următorii parametri:

După tensiunea nominală:(10.8)

După curentul limit de declanşare al siguranţei:(10.9)

Unde: III – curentul de trecere maximal al scurtcircuitului, în locul instalării siguranţei, A. După curentul nominal al siguranţei:

(10.10)Unde: Ireg.forţ. – curentul din circuit în regim forţat, A.

După curentul nominal al fuzibilului siguranţei.- Dimensionarea siguranţelor fuzibile pentru protecţia transformatoarelor de

coborâre a substaţiilor 6...20/0,4 kV.Siguranţele fuzibile, instalate pe partea tensiunii înalte a substaţiilor sunt dimensionate după

următoarele criterii:Din tabele, se dimensionează curentul nominal al fuzibilului siguranţei, verificând fuzibilul la

selectivitate cu aparatele de protecţie instalate pe partea tensiunii joase. Selectivitatea protecţiei va fi îndeplinită dacă va fi respectată condiţia:

(10.11)

Unde: tfuz. – timpul de topire al fuzibilului siguranţei, în cazul scurtcircuitului pe partea tensiunii joase, sec;tacţ. prot. – timpul total de acţionare a protecţiei instalate pe partea tensiunii joase, în conformitate cu care se efectuează coordonarea protecţiei siguranţelor (pentru declanşatoarele electromagnetice ale întrerupătoarelor automate, cu condiţia dispersării tacţ.

prot. = 0,02 ± 0,01; pentru siguranţe fuzibile tacţ. prot. se determină din caracteristicile amper-secundă);Δt – treapta minimă a selectivităţii (pentru întrerupătoare automate – 0,3 sec.; pentru siguranţe fuzibile – 0,6 sec.)ktopire. – coeficientul timpului de topire al fuzibilului, adresat către timpul său de încălzire = 0,9.

Dacă fuzibilul dimensionat nu corespunde cerinţelor relaţiei (10.11), atunci este necesar de ales un fuzibil cu o treaptă mai mare a curentului nominal. După aceasta fuzibilul trebuie verificat după condiţia:

(10.12)Unde: ts.c. – timpul admisibil de parcurgere al curentului de scurtcircuit prin transformator, în baza

condiţiei stabilităţii termice, ts.c = 900 / k2, sec;k – dependenţa curentului de scurtcircuit stabilizat, către curentul nominal al transformatorului, k = I∞ / Inom.tr.

În toate cazurile ts.c. nu trebuie să depăşească limita de 5 sec.- Dimensionarea siguranţelor fuzibile pentru protecţia transformatoarelor, pe

partea 35...110 kV, a substaţiilor 35...110 / 6...20 kV.După parametrii curenţilor nominali ai transformatorului, se alege fuzibilul. Fuzibilul dimensionat se

verifică în baza selectivităţii protecţiei cu protecţia instalată pe partea tensiunii de 6...20 kV. Pentru aceasta

se determină curentul de scurtcircuit pe partea 35...110 kV, luând în consideraţie coeficientul de fiabilitate, după relaţia:

(10.13)

Unde: I(3)s.c.calc. – curentul de calcul de scurtcircuit trifazat pe partea tensiunii înalte a

transformatorului, în cazul scurtcircuitului format în partea tensiunii joase, A;kf. – coeficientul de fiabilitate, care ia în consideraţie dispersia caracteristicilor amper-secundă a siguranţelor;kt. – coeficientul de transformare al transformatorului;I(3)

s.c.tens.joasă. – curentul de scurtcircuit trifazat, pe partea tensiunii joase a transformatorului, A.După curentul I(3)

s.c.calc., în baza caracteristicii amper-secundă a siguranţei, se determină timpul de ardere a fuzibilului tfuz. Dacă treapta selectivităţii Δt = tfuz.- tacţ.prot. ≥ 0,6 sec. ( tacţ.prot – timpul de acţionare a protecţiei, pe partea 6...20 kV a transformatorului), atunci selectivitatea este îndeplinită. În cazul când Δt ≤ 0,6 sec, se alege un fuzibil cu o treaptă mai mare a curentului nominal.

Datele tehnice ale siguranţelor fuzibile de tip ПК, ПВ (ПСН) şi caracteristicile amper-secundă – Anexa 6.

Scara curenţilor nominali ai fuzibilelor siguranţelor cu tensiunea de peste 1000 V: 2; 3; 5; 7,5; 10; 15; 20; 30; 40; 50; 75; 100; 150; 200; 300 A.

10.2. Ruptoare şi comutatoare.Ruptoarele (Figura. 10.8) şi comutatoarele (Figura. 10.9) sunt destinate pentru conectări şi

deconectări manuale nu foarte frecvente (nu mai mult de 6 conectări pe oră) a circuitelor electrice de curent alternativ, cu tensiunea de până la 660 V, frecvenţa de 50 Hz şi curent continuu cu tensiunea de până la 440 V.

În unele cazuri contactoarele se por conecta de la distanţă prin intermediul blocurilor de butoane.

Figura. 10.8. Ruptoare: a) monopolar cu cameră de stingere a arcului electric; 1 – contact mobil, 2 – maneta de acţionare, 3 – axa, 4 – contact fix, 5 – camera de stingere a arcului electric, 6 –

conductoare. b) tripolar cu siguranţe fuzibile.

Constructiv ruptoarele şi comutatoarele se deosebesc: după numărul de poluri, după modul de acţionare – cu manetă centrală sau laterală, după capacitatea protecţiei – deschise sau închise, după modul de amplasare al mecanismului de acţionare – amplasare frontală sau dorsală.

Pentru protecţiile de curenţii de suprasarcină şi scurtcircuit, se utilizează în construcţiile ruptoarelor, blocuri de siguranţe fuzibile.

Ruptoarele şi comutatoarele se dimensionează după: Tensiunea şi curentul nominal:

(10.14)(10.15)

Numărul polurilor, îndeplinirea constructivă şi climaterică, categoria de amplasare şi gradul de protecţie.

Figura. 10.9. Contactoare: a) КПД – 100 Е; b) KT 6053.

TEMA 10. APARATELE ELECTRICE DE ÎNALTĂ TENSIUNE

Întrerupătorul este aparatul principal de comutare, în instalaţiile electrice, destinaţia căreia este conectarea şi deconectarea curentului atât în regimul normal de exploatare, cât şi în regimurile de avarie.

Părţile constructive de bază ale întrerupătoarelor cu ulei sunt, sistema de contacte cu camera de stingere a arcului electric, părţile conductoare, corpul, izolatorii şi mecanismul de acţionare.

În instalaţiile cu tensiunea de peste 1 kV, sunt implementate diverse tipuri de întrerupătoare cu ulei, care se deosebesc constructiv şi după specificul de stingere a arcului.

Întrerupătoarele de tensiune înaltă se divizează în întrerupătoare cu ulei mult, cu ulei puţin, cu vacuum, cu aer comprimat, cu hexafluorură de sulf, cu sulfaj magnetic şi vid.

10.1 Întrerupătoarele cu ulei.Uleiul în întrerupător este destinat ca mediu de generare a

gazului, pentru asigurarea stingerii arcului şi în calitate de izolant al părţilor conductoare. La tensiunile de 6...10 kV de obicei se utilizează un singur rezervor, în intermediul căruia sunt amplasate toate contactele, la tensiuni mai înalte contactele fiecărei faze sunt amplasate în rezervoare aparte.

În Figuraura 10.1, este reprezentat întrerupătorul de tip C-35-630-10, pentru tensiunea de 35 kV. Fiecare pol (bornă) a contactelor este încorporat într-un capac din fontă 2, amplasat pe rezervorul 7, izolat în interior cu carton electrotehnic. Curentul către contactele întrerupătorului este admis prin intermediul tijelor conductoare 1. Contactele fixe 5 şi camera de stingere a arcului electric 6, sunt amplasate în partea inferioară a rezervorului.

Pe fiecare pol al întrerupătorului este montat un transformator de curent 9. Mecanismul de acţionare 8, al acestor întrerupătoare este amplasat în interior, sub capac.

În momentul conectării, camera 6, prin intermediul mecanismului de acţionare 8, se amplasează vertical cuplând contactele, care sunt susţinute în această poziţie de dispozitivul de blocare al mecanismului de acţionare. La rândul său arcul de declanşare în momentul conectării se comprimă. Pentru declanşarea întrerupătorului este necesar de acţionat dispozitivul de blocare, manual sau prin intermediul utilajului automatizat şi arcul comprimat revine la poziţia normală, deconectând contactele. ___________________________________________________________________________

Figura. 10.1. Întrerupător cu ulei cu rezervor de tip C-35-630-10.1 – tije conductoare, 2 – capac din fontă, 3 - carcasa de asamblare, 4 - suport de direcţie, 5 – contact fix, 6 – camera de stingere a arcului electric, 7 – rezervor, 8 – mecanismul de acţionare, 9 – transformator de curent de tip TB-35/10._____________________________________________________________________________________________________

În întrerupătoarele cu puţin ulei, uleiul este utilizat numai pentru stingerea arcului electric. Părţile conductoare şi toate elementele aflate sub tensiune, sunt izolate cu materiale dielectrice dure, de obicei farforul. Fiecare contact al întrerupătorului este amplasat în rezervor aparte. Rezervorul este îndeplinit din oţel, farfor şi materiale izolante.

În Figuraura 10.2, este reprezentat schematic întrerupătorul cu ulei BMП-10. Întrerupătorul este amplasat pe suportul de susţinere 3, pe care sunt montate cele trei rezervoare 1, tija cu arcul de acţionare 5 şi arborele 8. Rezervoarele 1, sunt amplasaţi pe suport prin intermediul izolatoarelor 2. Arborele fiecărui pol este unit la arborele întrerupătorului prin intermediul tijei izolante 4.

Figura. 10.2. Întrerupătorul cu ulei BMП-10.1 – rezervor, 2 – izolator, 3 – suport de susţinere, 4 – tijă izolantă, 5 - tija cu arcul de acţionare, 6

– piuliţa de conectare la priza de pământ, 7 – grilaj izolant, 8 – arborele de acţionare.

În Figuraura 10.3, este reprezentată schema tăieturii întrerupătorului cu ulei BMП-10, în poziţie deconectată. Rezervorul întrerupătorului este îndeplinit din trei părţi; partea metalică inferioară 1 – cu contactul fix 2, de tip fişă; partea din mijloc 4, din sticlă plastică cu camera de stingere a arcului 3; şi partea de sus metalică, cu contactele mobile 11, părţile de direcţie 10, rulmenţii de contact 5, pârghia 8, arborele de acţionare a pârghiei 9 şi disjunctorul de ulei 6. Rezervorul este acoperit cu capacul 7, cu orificii pentru evacuarea gazelor formate în momentul deconectării. Nivelul uleiului se află puţin mai sus de camera de stingere. Camera de stingere 3 este îndeplinită din placi izolante cu orificii. Timpul de stingere a arcului la acest tip de întrerupătoare constituie aproximativ 0,02...0,025 s.

În întrerupător se toarnă 4,5 kg de ulei şi nivelul acestuia este verificat vizual după indicatoarele de ulei.

Întrerupătoarele BM-10, spre deosebire de BMП-10 sunt îndeplinite cu mecanism de acţionare încorporat cu arc, prin intermediul căruia se petrece conectarea şi deconectarea întrerupătorului în cinci cicluri pe baza energiei arcului, fără comprimarea sau dilatarea preventivă a acestuia.

În legătură cu implementarea IDC (КРУ – комплектное распределительное устройство) instalaţiilor de distribuţie complexe, cu utilaj de sustragere pe rotile, sunt elaborate întrerupătoare cu puţin ulei de tip BK – 10.

Întrerupătoarele BK – 10, Figuraura 10.4, constă din suportul de susţinere, pe care sunt amplasaţi 3 poluri (rezervoare) şi mecanismul de acţionare cu arc. Fiecare pol conţine intrări fişă, pentru conectare în interiorul IDC. Întrerupătorul este dotat cu un mecanism de acţionare automat, acţionat de un motor electric special.

Figura. 10.4. Întrerupătorul cu ulei puţin BK-10.

1 – suportul mobil de susţinere, 2 – mecanismul de acţionare, 3 – suportul de bază, 4 – grilaj, 5 –

polurile întrerupătorului.

Figura. 10.5. Întrerupător cu ulei BMГ – 10.1 – polurile întrerupătorului, 2 – izolatori, 3 – suport de susţinere.

Figura. 10.5.1. Întrerupător cu ulei BMГ – 10.

10.2 Întrerupătoarele cu vacuum.Elementul de bază al întrerupătoarelor cu vacuum este balonul de sticlă sau farfor, în interiorul

căruia sunt montate contactele mobile şi fixe, îndeplinite din aliaj de wolfram. Calea totală a contactelor

mobile ale acestor întrerupătoare la tensiunea de 10 kV, este egal cu câţiva mm. În interiorul balonului se formează vacuum, datorită căruia este menţinută rigiditatea dielectrică între contacte de până la 100 kV şi mai mult. Implementarea vacuumului în calitate de mediu de stingere a arcului are unele avantaje, faţă de întrerupătoarele cu ulei.

În reţelele rurale o răspândire largă au întrerupătoarele cu vacuum de tip ВВВ-10-2/320, Figuraura 10.6.

Figura. 10.6. Întrerupător cu vacuum de tip ВВВ-10-2/320.1 – izolator suport, 2 – mecanism de acţionare, 3 – suport, 4 – şine conductoare, 5 - grilaj izolant,

6 – camera de stingere cu vacuum, de tip КДВ-21, 7 – şine conductoare, 8 – tijă izolatoare, 9 – arbore.

10.6.1. Întrerupător cu vacuum de tip BB / TEL1 - camera de stingere a arcului cu vacuum, 2 – corpul întrerupătorului, 3 – capacul de protecţie, 4 – axa

sincronă, 5 – contacte, 6 – tija de blocare, 7 – mecanism de acţionare, 8 – nodul de blocare laterală.

10.6.2. Schema tăieturii întrerupătorului cu vacuum de tip BB / TEL.1 – intrarea superioară, 2 – camera de stingere a arcului cu vacuum, 3 – intrarea inferioară, 4 –

izolator, 5 – izolatorul interior al tijei de acţionare, 6 – circuitul magnetic plat, 7 – mecanismul de acţionare electromagnetic, 8 – bobina electromagnetului, 9 - magnet permanent, 10 – ancora

mecanismului de acţionare, 11 – arcul de deconectare, 12 – arcul adăugător, destinat pentru îndeplinirea eficientă a contactului, 13 - axa sincronă, 14 – tija de blocare, 15 – cama, 16 – contacte.

Întrerupătoarele cu aer comprimat sunt de asemenea foarte răspândite pentru tensiuni şi puteri de rupere foarte mari. Au o construcţie mai complicată şi în plus necesită o instalaţie de aer comprimat de mare presiune.

Întrerupătoarele cu hexafluorură de sulf se răspândesc tot mai mult datorită calităţilor sale excepţionale. Au o capacitate mărită de stingere a arcului şi de refacere a rigidităţii dielectrice.

Întrerupătoarele cu sulfaj magnetic sunt simple, robuste şi uşor exploatabile. Se fabrică pentru tensiuni medii. La curenţi mici, efectul de sulfaj magnetic este insuficient pentru ruperea arcului din care cauză în aceste condiţii se prevăd dispozitive suplimentare.

Întrerupătoarele cu vid sunt abia la începutul evoluţiei fiind deocamdată foarte puţin răspândite. Vidul are o mare rigiditate dielectrică, iar arcul electric se stinge de la sine în vid înainte de trecerea curentului prin zero.

10.3. Dimensionarea întrerupătoarelor de tensiune înaltă.Întrerupătoarele de tensiune înaltă se dimensionează după următoarele relaţii:

(10.1)

(10.2)

(10.3)

(10.4)

(10.5)

unde: Unom. reţ.- tensiunea nominală a reţelei, kV;Uap.- tensiunea nominală a aparatului, kV;Ireg. for.- curentul în linie în regim forţat, A;Inom. ap.- curentul nominal al aparatului, A;I(3)

s.c.1 – curentul de scurtcircuit maximal la şinele postului de transformare, kA;Inom. decl.- curentul nominal de declanşare, kA;işoc – curentul de şoc, kA;Ilimit.parcurgere(amplitudă) – curentul limit de parcurgere de amplitudă, kA;tparc.s.c. – timpul de parcurgere a scurtcircuitului prin aparat, sec;Ist.term. – curentul stabilităţii termice, kA;t – perioada de parcurgere a curentului stabilităţii termice prin aparat, sec.

Curentul în linie în regim forţat se determină din relaţia:

(10.6)

unde: Inom.= Snom.tr. / ∙Unom.ret., A.Timpul de parcurgere a scurtcircuitului prin aparat se determină din formula:

(10.7)

unde: tret.PMC. – timpul de reţinere a Protecţiei Maxime de supraCurent ≈ 1,2 sec;tdec. ap. – timpul deconectării aparatului ≈ 0,2 sec.

După curentul sau puterea de deconectare întrerupătoarele de tensiune înaltă se dimensionează conform relaţiilor:

sau

(10.8)Unde: Inom.dec. – curentul nominal de deconectare al întrerupătorului, A;

Idec.calc. – curentul de deconectare calculat, ;Ip şi Ia – corespunzător valoarea reală periodică şi aperiodică a componentei primei semiperioade a curentului de scurtcircuit, la momentul declanşării contactelor întrerupătorului, A;Snom.dec. – sarcina nominală de deconectare a întrerupătorului, kVA;Sdec.calc. – sarcina de deconectare calculată, ;

La stabilitatea electrodinamică întrerupătoarele se verifică după relaţia:(10.9)

Unde: i(3)şoc – curentul de şoc trifazat, în locul instalării întrerupătorului, A;

imax. – valoarea stabilităţii amplitudei curentului de scurtcircuit, garantată de uzina producătoare (datele de paşaport ale întrerupătorului), A.

Pentru verificarea întrerupătoarelor la stabilitatea termică se întrebuinţează relaţia:(10.10)

Unde: Bt. – impulsul termic al curentului, caracterizat de cantitatea de căldură, eliminată în aparat în timpul scurtcircuitului;Inom.t. – curentul nominal admisibil, al stabilităţii termice, al întrerupătorului în perioada de timp tst.t. A;tst.t. – timpul nominal al stabilităţii termice, al întrerupătorului îm momentul parcurgerii prin el Inom.t..

Impulsul termic al curentului în cazul scurtcircuitelor îndepărtate, se determină după relaţia:(10.11)

Unde: III(3)2 – curentul de scurtcircuit major, A;ts.c. – timpul de parcurgere al scurtcircuitului, sec;Ta – constanta timpului de stingere a componentei aperiodice a curentului de scurtcircuit, Ta

= x / ωr.Datele tehnice ale întrerupătoarelor de tensiune înaltă – Anexa 8.

10.4. Întrerupătoarele de sarcină.

Întrerupătoarele de sarcină reprezintă un aparat de comutare simplu, este destinat pentru tensiuni de peste 1 kV, pentru conectarea şi deconectarea curentului de lucru. Aceste întrerupătoare nu deconectează curenţii de scurtcircuit, această funcţie o poartă siguranţele fuzibile conectate în serie cu polurile întrerupătorului.

Întrerupătoarele de sarcină sunt destinate pentru instalare în IDC – închise, şi asigură vizual deconectarea circuitelor.

Figura. 10.7. Întrerupător de sarcină ВНП-16 (10 kV, 400 A); 1 – contactul cuţit de stingere a arcului, 2 – plăci metalice, 3 – siguranţă fuzibilă, 4 şi 6 – contacte de lucru, 5 – camera de stingere a

arcului electric, 7 – suportul, 8 – axa, 9 – arcul de declanşare, 10 – tampon, 11 – maneta de acţionare.

Constructiv întrerupătoarele de sarcină sunt îndeplinite de mai multe tipuri, cu siguranţe pe un suport comun (ВНП-16, ВНП-17), fără siguranţe (ВН-16, ВН-17) şi cu siguranţe pe un suport comun şi cuţite de conectare la priza de pământ (ВНПз-16, ВНПз-17). În Figuraura 10.7, este reprezentat schema întrerupătorului de sarcină ВНП-16. Aparatul de comutare şi siguranţele fuzibile sunt montate pe suportul comun 7. Pe izolatorii din partea de sus sunt montate camerele de stingere a arcului electric 5, cu elementele din sticlă organică (Figura. 10.8). Contactul mobil, este îndeplinit în formă de cuţit bipolar 4. La extremităţile fiecărui contact, sunt aplicate două plăci din oţel 2, între care este prins cuţitul de stingere 1. Contactele mobile de lucru în momentul conexiunii se cuplează mai târziu decât cuţitul de stingere, iar în momentul declanşării, invers, mai întâi se decuplează contactele de lucru şi apoi cuţitul de stingere, care este supus acţionării arcului electric. În rezultat, sub acţiunea termică a arcului electric, elementele de sticlă organică parţial se deteriorează, degajând un gaz. Ca urmare în interiorul camerei de stingere se formează o presiune majoră, care contribuie la refularea gazului format în momentul apariţiei arcului şi stingerii mai efectivă a acestuia.

Figura. 10.8. Elementele din sticlă organică ale întrerupătoarelor de sarcină.

Decuplarea de la distanţă a întrerupătorului este îndeplinită de două arcuri 9, care se extind în momentul cuplării. Pentru majorarea forţei mecanice în momentul cuplării este aplicat tamponul 10.

Întrerupătorul de sarcină ВНП-17 se deosebeşte de ВНП-16, prin utilajul automat de impuls, către electromagnetul de declanşare în cazul arderii unuia din fuzibilii siguranţelor. În rezultat se înlătură neajunsul, care persistă în cazul utilizării întrerupătoarelor ВНП-16, de apariţie a regimurilor de funcţionare cu una sau două faze, a reţelelor trifazate. Diversitatea tipurilor de mecanisme de acţionare, permite acţionarea întrerupătoarelor, atât local, cât şi de la distanţă.

Figura. 10.9. Mecanisme de acţionare manuală, ale întrerupătoarelor de sarcină.a) schema mecanismului de acţionare de tip ПР-10У2; 1 – placa metalică exterioară, 2 – axa, 3 – maneta

de acţionare, 4 – falca laterală, 5 – bucşă, 6 – fişă, 7 – placa metalică interioară, 8 – fixatorul.b) mecanism de acţionate de tip ПР-10У2, c) mecanism de acţionare al întrerupătorului de sarcină ВНА-

Л-10/630-20зУ3.

Mecanismele de acţionare ale întrerupătoarelor ВНПз, constructiv dispun de o blocare mecanică, care nu permite cuplarea cuţitelor de conectare la pământ în cazul când întrerupătorul este conectat şi invers.

Întrerupătoarele ВНП-16 şi ВНП-17, sunt destinate pentru funcţionare la tensiuni de 6 şi 10 kV, cu curenţi nominali de 400 şi 200A.

Figura 10.10. Întrerupătoare de sarcină de tip ВНА-Л-10/630-20зУ3 fără siguranţe fuzibile şi ВНРп-10/400, cu siguranţe.

Figura. 10.11. Schema întrerupătorului de sarcină ВНА-Л-10/630-20зУ3.Întrerupătoarele de sarcină se dimensionează după condiţia (10.2). Datele tehnice ale

întrerupătoarelor de sarcină – Anexa 8.

10.5 Separatoare, scurtcircuitoare şi disjunctoare.Separatoarele sunt aparate de comutare, destinate pentru conectarea şi deconectarea circuitelor

electrice cu tensiunea de peste 1 kV, îndeplinind (în momentul deconectării) o desfacere vizibilă a circuitului în scopurile asigurării securităţii personalului, la cazurile reparaţiilor sau deservirilor tehnice.

Figura. 10.12. Separatoare.

Separatoarele, constructiv nu dispun de camere de stingere a arcului electric, de aceia prin intermediul lor este strict interzisă deconectarea curenţilor de sarcină sau scurtcircuit.

Constructiv separatoarele se divizează, în separatoare pentru instalare interioară, pentru instalare exterioară, după cantitatea polurilor – mono, bipolare sau tripolare, după modul de amplasare – verticale sau orizontale, după modul de deplasare al contactelor mobile – contacte cuţit, contacte rotative, contacte basculante, la care contactul mobil basculează împreună cu un izolator suport în planul axelor polului, contacte pantograf, la care contactul mobil, de o construcţie specială, execută o mişcare după direcţia axei izolatorului suport; după prezenţa sau absenţa dispozitivului de legare la pământ.

Separatoarele se îndeplinesc la tensiunea de 6 kV şi mai mult, pentru curenţi de peste 200 A.În instalaţiile cu destinaţie agrară cu tensiunea de 10 kV, des sunt întrebuinţate separatoarele de tip

PB. În Figuraura 10.13 este reprezentată schema separatorului PBЗ-10/400.

Figura. 10.13. Separator pentru instalare interioară de tip PBЗ-10/400.1 – lacăt, 2 – izolatorul mecanismului de acţionare, 3 – mecanismul de acţionare, 4 – suport.

Pentru micşorarea probabilităţii de autodeclanşare, în cazurile acţionării forţelor electrodinamice, ale curenţilor de scurtcircuit, care tind să declanşeze contactele mobile, separatoarele de acest tip constructiv dispun de un lacăt magnetic. Lacătul magnetic constă din două plăci metalice, montate de partea externă în capetele cuţitelor de contact. Aceste plăci au capacitatea de a se magnetiza, în urma acţiunii curenţilor de scurtcircuit, acţionând în sens opus forţei electrodinamice. Separatoarele întrebuinţate în instalaţiile electrice cu destinaţie agrară dispun de mecanism de acţionare manual de tip ПР.

Izolaţia separatoarelor pentru instalarea externă, este îndeplinită pentru funcţionare în condiţii nefavorabile ale mediului înconjurător, de aceia pentru aceste tipuri de separatoare, sunt prevăzute izolatoare cu suprafeţe canelurale mari. Sistemul de contacte şi părţile mecanice ale separatoarelor externe, trebuie să asigure o funcţionare normală în toate cazurile, în deosebi în cazurile depunerii chiciurii. În baza acesteia o întrebuinţare vastă se atribuie separatoarelor cu amplasare orizontală, cu contacte rotative. La aceste separatoare cuţitul principal de obicei constă din două părţi (semicuţite), care se rotesc într-un plan orizontal

În Figuraura 10.14, este reprezentat separatorul de tip РЛНД-10, care dispune de cuţite de conectare la pământ. La moment se produc separatoare РЛНД-10 modernizate РЛНT-10, Figura. 10.15.

Figura. 10.14. Separator pentru instalare exterioară de tip РЛНД-10.1 şi 3 – izolatorii de suport, 2 – cuţitele de contact principale, 4 – arborele mecanismului de

acţionare, 5 – contactul de ieşire, 6 – suport, 7 – tijă.

Separatoarele pentru tensiunile de 35 şi 110 kV, dispun de două izolatoare mobile şi corespunzător de două semicontacte mobile.

Mecanismele de acţionare a tuturor separatoarelor cu mecanism de legare la pământ, sunt dotate cu blocare mecanică, care exclude conectarea contactelor principale, în cazul când cuţitele separatorului sunt conectate la pământ.

Figura. 10.15. Separator pentru instalare exterioară de tip РЛНT-10.1 – suport, 2 – izolatori, 3 – cuţite de contact, 4 – pilon.

Scurtcircuitoarele şi disjunctoarele. Pentru majorarea eficacităţii economice a alimentării cu energie electrică din sectoarele cu destinaţie agrară, în vederea costului de preţ al întrerupătoarelor cu ulei comparativ înalt, la substaţiile 35...220 kV, pe partea tensiunii înalte, sunt îndeplinite cu lipsa acestor aparate. Pentru îndeplinirea deconectărilor, la aceste substaţii, a transformatoarelor avariate, sunt utilizate scurtcircuitoarele şi disjunctoarele. Aceste aparate constructiv reprezintă un separator, îndeplinit cu arcuri de cuplare sau declanşare, care asigură posibilitatea dirijării automate.

Scurtcircuitoarele, sunt asamblate cu arc de cuplare, care este întins manual. Arcul este întins în cazul când scurtcircuitorul se află în poziţie decuplată. Destinaţia scurtcircuitorului este îndeplinirea unui scurtcircuit artificial în reţeaua electrică. Poziţia normală de funcţionare este normal deschisă.

Disjunctoarele sunt asamblate cu arcui de declanşare. Arcurile disjunctoarelor, la fel se întind manual, în cazul conectării aparatului. Disjunctoarele sunt destinate pentru declanşarea automată a circuitelor electrice fără curent.

Schema unui circuit cu scurtcircuitor şi disjunctor (Figura. 10.16 a )funcţionează în felul următor:- în cazul defecţiunii (exemplu), transformatorului T1, acţionează protecţia prin relee, care la

rândul său dă comandă pentru conectarea automată a scurtcircuitorului QK1. În rezultatul conectării scurtcircuitorului, în linia de 110 kV, parcurge un curent de scurtcircuit, sub acţiunea căruia, acţionează protecţia la începutul acestei linii, deconectând-o prin intermediul întrerupătorului Q. Este necesar de menţionat că toate liniile de distribuţie cu tensiunea de peste 1 kV, sunt îndeplinite cu utilaj AAR (Anclanşarea Automată Repetată). După deconectarea liniei de către întrerupătorul Q, până la acţionarea AAR, automat se decuplează disjunctorul QR1. Utilajul AAR, conectează întrerupătorul Q, în aşa mod linia 110 kV, alimentând mai departe cu energie ceilalţi consumatori, în afară de transformatorul defectat, T1.

Figura. 10.16. Schemele substaţiilor, îndeplinite cu: a - disjunctor şi scurtcircuitor, b – scurtcircuitor.

În unele cazuri, la substaţiile cu un singur transformator (Figura. 10.16 b), este de ajuns, numai instalarea scurtcircuitorului, fără disjunctor. Trebuie de menţionat că instalarea numai a scurtcircuitorului, se admite numai în cazurile, când linia de distribuţie alimentează numai un singur post de transformare.

În Figuraura 10.17, este reprezentată schema unui pol al disjunctorului pentru tensiunea 110 kV, de tip ОД-110. Disjunctorul constă din suportul - 4, izolatorii rotativi - 1 cu cuţitele de contact - 2 şi arcul de deconectare amplasat sub tija - 3. Disjunctorul se conectează prin intermediul mecanismului de acţionare manuală – 5. Deconectarea acestuia se îndeplineşte automat, în baza unui impuls, către electromagnetul de deconectare, care eliberează dispozitivul de blocare al arcurilor de deconectare, întinse la momentul conectării. Unele disjunctoare constructiv pot dispune de cuţite de conectare la priza de pământ.

Figura. 10.17. Disjunctor de tip ОД-110.1 – izolatori rotativi, 2 – cuţite de contact, 3 – tija de contact cu arcul de acţionare,

4 – suport, 5 – mecanism de acţionare de tip ПГ-10.Scurtcircuitoarele de tip КЗ, constructiv reprezintă un separator cu amenajarea verticală a cuţitelor

de contact. În instalaţiile cu tensiunea de 35 kV, se întrebuinţează scurtcircuitoare cu două poluri, iar la tensiunile de 110 kV şi mai mult – cu un singur pol. Aceasta se îndeplineşte în baza, îndeplinirii scurtcircuitelor artificiale, pentru 35 kV reţelele sunt cu neutrul izolat - scurtcircuit bifazat, iar la reţelele 110 kV neutrul este conectat la pământ – scurtcircuit monofazat.

În Figuraura 10.18, este reprezentat schema scurtcircuitorului de tip КЗ-110, construcţia căruia constă în suportul – 3, care se amplasează prin intermediul izolatoarelor – 2, izolatorii – 6, care se îndeplinesc din trei izolatori suport de tip ИШД-35, la infinitatea căruia sunt amplasate contactele fixe – 5 (scurtcircuitoarele la tensiunea de 35 kV, sunt îndeplinite cu izolatori de tip СТ - 35), contactul mobil – 7. Scurtcircuitorul se deconectează prin intermediul mecanismului de acţionare manuală – 10. Conectarea este îndeplinită automat, în baza unui impuls către electromagnetul de conectare, care eliberează dispozitivul de blocare al arcului întins în momentul deconectării scurtcircuitorului.

Figura. 10.18. Scurtcircuitor de tip КЗ-110.1 – transformator de curent, 2 – izolator, 3 – suport, 4 – spaţiul şinei de intrare, 5 – contactul fix,

6 – coloana de izolatori, 7 – cuţitul de contact, 8 – conexiunea cu priza de pământ, 9 – tija izolatoare, 10 – mecanismul de acţionare de tip ПК-10К.

10.6 Mecanismele de acţionare a aparatelor electrice.Pentru conectarea şi deconectarea separatoarelor, întrerupătoarelor de sarcină, întrerupătoarelor cu

ulei şi altor aparate de comutare, sunt întrebuinţate mecanismele de acţionare. După modurile de acţionare mecanismele se clasifică în, mecanisme de acţionare manuală, electrică,

cu arcuri şi pneumatice. Funcţionarea mecanismelor de acţionare poate fi, neautomată, semiautomată şi automată.

Mecanismele cu acţionare neautomată, conectează sau deconectează aparatele, numai în mod manual. Cele cu acţionare semiautomată permit realizarea acţionării automate numai la deconectare sau numai la conectare. Mecanismele cu acţionare automată permit atât, conectarea, cât şi deconectarea aparatului în regim automat de la distanţă.

Pentru dirijarea separatoarelor, în sistemele electrice cu destinaţie agrară, vast sunt întrebuinţate mecanismele de acţionare manuală de tip ПР (Figura 10.9). Aceste mecanisme de acţionare pot fi montate în instalaţiile de distribuţie deschise şi închise.

Scurtcircuitoarele şi disjunctoarele sunt dirijate de mecanisme de acţionare de tip ПГ-10К şi ПГ-10-0, sau ШПК şi ШПО. Aceste mecanisme de acţionare se instalează în panouri pentru montare externă (Figura. 10.17 şi 10.18). Arborele acestor mecanisme, este unit cu scurtcircuitorul sau disjunctorul prin intermediul unor tije de acţionar5e mecanică. La mecanismul de acţionare al scurtcircuitorului se poate de instalat două relee de acţionare directă la curent maximal şi un electromagnet de deconectare. În momentul acţionării releului, electromagnetul eliberează blocarea mecanismului şi scurtcircuitorul se cuplează sub acţiunea arcului extins la momentul deconectării. Scurtcircuitorul se decuplează în mod manual, prin intermediul manetei de dirijare.

La mecanismul de acţionare al disjunctorului se instalează, un electromagnet de deconectare, care la fel în momentul acţionării decuplează blocarea, asigurând decuplarea automată a aparatului. Cuplarea se

efectuează în mod manual, extinzând totodată arcurile disjunctorului.Întrerupătoarele de sarcină pot fi îndeplinite cu mai multe tipuri de mecanisme de acţionare: pentru

acţionare manuală de tip ПР-17, pentru acţionare semiautomată (manuală la conectare şi acţionare manuală sau automată la deconectare), de tip ПРA-17 şi cu acţionare automată de tip ПЭ-11. Întrerupătoarele de sarcină cu cuţite de conectare la pământ, sunt dirijate de mecanisme de acţionare cu blocare mecanică a cuţitelor, care nu permite conectarea la pământ, în cazul când întrerupătorul este cuplat.

Pentru dirijarea întrerupătoarelor cu ulei se întrebuinţează mecanisme de acţionare care dispun de următoarele dispozitive: mecanismul de cuplare – care asigură conectarea întrerupătorului, mecanismul de blocare – care menţine întrerupătorul în poziţie cuplată şi mecanismul de declanşare – care asigură acţionarea asupra mecanismului de blocare, deconectând totodată întrerupătorul sub acţiunea arcurilor întinse în momentul cuplării.

Cel mai des se întrebuinţează mecanismele de acţionare automate, care asigură conectarea şi deconectarea de la distanţă. În reţelele cu destinaţie agrară o răspândire vastă au primit mecanismele de acţionare cu arcuri (Figura. 10.19 a - b), ele sunt întrebuinţate mai des, faţă de cele electromagnetice, dat fiindcă, pentru funcţionare, acestea nu necesită baterii de acumulatoare şi utilaj de încărcare / descărcare al acestora.

Figura. 10.19.a. Mecanism de acţionare cu arcuri de tip ПП – 67.1 – motor electric, 2 – reductor, 3 – arcuri, 4 – braţul de greutate.

Arcurile mecanismelor de acţionare se pot extinde manual sau prin intermediul unui motor electric încorporat, dotat cu reductor. Mecanismele de acţionare cu arcuri sunt utilizate pentru dirijarea întrerupătoarelor cu ulei la tensiuni de 6...35 kV. Ele asigură acţionarea manuală sau de la distanţă, la conectare şi deconectare, declanşarea automată acţionată de utilajul de protecţie, reanclanşarea automată repetată (RAR).

După tipurile constructive sunt elaborate mecanisme de acţionare cu arcuri de tip ППМ – 10, ПП – 67, ПП – 74, etc. Unele din cele mai răspândite sunt mecanismele de acţionare de tip ПП – 67 (Figura. 10.19 a - b).

Figura. 10.19.bPartea constructivă a mecanismului de acţionare de tip ПП – 67 (vederea totală – 1, partea mecanică - 2).

1 şi 4 – manete; 2, 5, 8, 16, 20, 22, 28, 29 şi 42 – pârghii; 3 – reductor; 6 – roata dinţată; 7 – ştiftul traversei; 9 – mecanism de sprijin; 10 – arcurile de conectare; 11 – piuliţa reglabilă; 12 – traversa; 13 – reflector; 14 – corpul mecanismului; 15 şi 35 – plăci; 17 – întrerupător de cale; 18 – motor electric; 19, 21 şi 44 – electromagneţi; 23 şi 24 – suporturi cu rulmenţi; 25 şi 39 – mecanisme de blocare; 26 şi 27 –

butoanele de deconectare şi conectare; 30, 32 şi 43 – axe; 31 – mecanismul de pornire-blocare; 33 şi 46 – contacte adăugătoare; 34 şi 36 – suporturi; 37 – axa mecanismului de acţionare; 38 – levierul de

acţionare de tip seceră; 40 – amortizor; 41 – suportul axei releice; 45 – utilajul RAR.

Exploatarea acestor mecanisme a demonstrat că ele des ies din funcţiune, din cauza construcţiei mecanice sofisticate, ceia ce duce la micşorarea fiabilităţii reţelelor. În baza acestora sunt elaborate mecanismele de acţionare electromagnetice.

Mecanismele de acţionare electromagnetice (Figura. 10.20), sunt alimentate de baterii de acumulatoare – curent continuu. Aceste mecanisme de acţionare reprezintă un utilaj de dirijare cu întrerupătorul cu ulei, cu acţionare directă, deci energia necesară la conectarea întrerupătorului este transmisă direct, în urma procesului de acţionare al electromagnetului. Deconectarea se petrece la fel direct, sub acţiunea unui electromagnet mai mic, faţă de cel de conectare. Avantajele mecanismelor de acţionare electromagnetice este simplicitatea constructivă şi fiabilitate înaltă de funcţionare. Unul din neajunsuri este necesitatea curentului de o valoare mare pentru electromagnetul de conectare.

Figura. 10.20. Partea constructivă a mecanismului de acţionare electromagnetic de tip ПЭ-11.1 – miezul magnetic; 2 – bobina; 3 – piuliţa reglabilă; 4 – mecanismul de blocare – reţinere; 5 şi

11 – blocurile de contacte; 6 şi 13 – axe; 7 – rulment; 8, 9, 12 şi 14 – tije; 10 – arborele mecanismului de acţionare; 15 – clichet; 16 – maneta de deconectare; 17 – inel metalic; 18 – electromagnetul de

deconectare; 19 – blocul de contacte; 20 – garnitură din cauciuc.

10.5 Transformatoarele de măsură.10.6 Condensatoarele pentru majorarea factorului de putere.

CAPITOLUL 3 SUBSTAŢIILE DE TRANSFORMARE DIN SECTORUL RURAL.

CAPITOLUL 19 PROTECŢIA DE SUPRATENSIUNI

8.1. Noţiuni generale referitoare la supratensiunile atmosferice şi în cazurile furtunilor.Supratensiunile atmosferice – sunt una din cauzele principale ale deteriorărilor şi deconectărilor

instalaţiilor sectorului rural. Aceasta se explică prin faptul că liniile electrice aeriene, în ce mai mare măsură, din sectorul dat practic nu sunt ecranate şi aici predomină foarte multe substaţii de tip deschis.

Supratensiunile care apar în elementele reţelelor în rezultatul descărcării directe a fulgerului au consecinţe negative grave nu numai asupra defecţiunii instalaţiilor, dar prezintă şi un pericol foarte mare asupra vieţilor oamenilor şi animalelor, în deosebi în instalaţiile de tensiune joasă. De aceea dimensionarea corectă a protecţiei de supratensiunile atmosferice are o mare importanţă.

8.2 Protecţia de acţiunea directă a fulgerului.Unul din cele mai dificile accidente legate de supratensiunile atmosferice sunt acţiunile directe ale

fulgerului în diferite obiecte. Curentul fulgerului If, trecând prin obiectul care are legătură cu pământul, cu rezistenţa prizei de pământ Rp, induce în el o cădere de tensiune Up=IfRp.

Ca urmare a valorilor înalte ale curentului fulgerului, această tensiune poate atinge valori de

sute, mii şi milioane de volţi, deci izolaţia instalaţiei se va deteriora.

În baza acesteia, sunt dimensionate instalaţiile de paratrăsnet, care primesc asupra sa descărcarea fulgerului în aşa mod protejând instalaţiile de supratensiuni.

Figura. 8.1. Acţiunea directă a fulgerului.

______________________________________

Figura. 8.2. Schema de amplasare a instalaţiei de paratrăsnet pe pilon.1- pilon; 2 – bucşe pentru fixare; 3 – borna de conectare a paratrăsnetului la priza de pământ.

______________________________________________________________

Dimensionarea corectă a instalaţiei de paratrăsnet, practic permite de exclus acţiunea fulgerului asupra obiectelor protejate.

Pentru ca instalaţiile de paratrăsnet să funcţioneze normal ele trebuiesc unite la o priză de pământ printr-o rezistenţă mică.

Pentru protecţia construcţiilor nu prea mari (caselor substaţiilor de transformare deschise, etc.) de acţiunile fulgerelor, sunt utilizate instalaţiile de paratrăsnet din bare sau vergele metalice. Instalaţiile date reprezintă un pilon din lemn sau metal instalat vertical. În capătul pilonului este instalat captatorul de fulger, care reprezintă o bară metalică, ţeavă sau colţar cu secţiunea nu mai mică de 100 mm 2. El trebuie instalat în vârful instalaţiei la o înălţime h, (2 m ≥ h ≥ 15 cm). Captatorul este unit la priză de pământ prin intermediul unui conductor dun oţel cu secţiunea nu mai mică de 6 mm2.

Rezistenţa prizei de pământ la care se unesc instalaţiile de paratrăsnet nu trebuie să depăşească limitele de 15 ... 20 Ω. Priza de pământ a instalaţiilor de paratrăsnet este necesar să fie montată la o distanţă de cel puţin 0,5 ... 0,8 m, de la fundamentele caselor iar în cazurile încăperilor în care sunt întreţinute animale nu mai mic de 4,5 m de la perete.

Obiectele de lungimi mari (liniile electrice, substaţiile de transformare mari, etc.), este rentabil de a fi protejate prin intermediul unui odgon, care este întins deasupra obiectului.

Este necesar de menţionat că liniile cu tensiunea de 35 kV inclusiv, nu se recomandă a fi protejate de acţiunile directe ale fulgerelor, în baza criteriilor economice.

Raza de protecţie a paratrăsnetului se calculă din relaţia:

(8.1)

unde: h – înălţimea paratrăsnetului, m;h x – înălţimea obiectului protejat, m.Este necesar de menţionat că prin expresia (8.1), se efectuează calculul paratrăsnetelor cu lungimea

totală de până la 30m.Protecţia pilonului de paratrăsnet este caracterizată după coeficientul de protecţie:

kx= r x / h a. (8.2)unde: h a – înălţimea activă a paratrăsnetului, m.Înlocuim în formula (8.1) şi primim:

k x = 1,6 / (1+h x / h). (8.3)Dacă înălţimea paratrăsnetului este mai mare de 30m atunci:

(8.4)

k x = 8,8 / [(1+hx / h) ]. (8.5)

Figura. 8.3 Zona de protecţie a dispozitivului de captare vertical. Pentru paratrăsnetele cu doi piloni rx şi kx se calculează la fel, însă în acest caz este necesar calculat

lăţimea interioară a zonei de protecţie (2bx) dintre cele două paratrăsnete.2bx = (7ha - a) / [(14ha - a)4rx],m. (8.6)

Figura. 8.4 Zona de protecţie a instalaţiei formată din două dispozitive de captare verticale.

pentru h < 30 m. (8.7)

pentru h > 30 m. (8.8)

Unde: p – coeficient de corecţie.

(8.9)

8.3 Protecţia de supratensiunile induse în reţele.Supratensiunile induse în reţele sunt urmare a inducţiei electrostatice şi electromagnetice, cauzate de

fulgere.Calitatea izolaţiei utilajului electric este

caracterizat prin caracteristicile volt-secundă, deci de dependenţa tensiunii de străpungere în timp. Aceste caracteristici sunt efectuate în laboratoare speciale, unde impulsurile, analogice cu impulsurile fulgerului sunt primite de la generatoare speciale.

Protecţia de supratensiuni induse în reţele se efectuează prin intermediul descărcătoarelor.

F

FFigura. 8.3. Tipuri de descărcătoare utilizate în reţelele electrice pentru protecţia de supratensiunile induse.

Descărcătoarele constau din intervalele de scânteiere S, racordate la fiecare fază şi conectate direct la pământ, sau prin intermediul unor rezistenţe de lucru adăugătoare. Dimensiunile intervalelor de scânteiere sunt montate în aşa fel ca caracteristica volt-secundă a descărcătorului este mai joasă de caracteristica obiectului protejat.

Figura. Descărcător РТВ

Figura. a – Descărcător cu ventil pentru reţelele cu tensiunea de până la 0,38 kV; 1 şi 6 – borne de contact, 2 – arc, 3 – intervalul de scânteiere, 4 – corpul din farfor, 5 – discul de vilit.b - Descărcător de tip РВО – 35; 1 – capacul superior, 2 – manşon, 3 – corpul din farfor, 4 –

blocul rezistenţelor de lucru a discurilor de vilit, 5 – blocul intervalelor de scânteiere, 6 – manşon.

Figura. Descărcător de tip РВО – 3У1

Figura. Descărcător РВН – 0,5.1 – spaţiul de scânteiere; 2 – corpul descărcătorului; 3 – electrozii din alamă; 4 – garnitura de

izolare.