OPORTUNITATEA IMPLEMENTĂRII SOLUŢIILOR COMPACTE PENTRU STAŢIILE DE DISTRIBUŢIE

A ENERGIEI ELECTRICE DIN ROMÂNIA

Mircea SCRIPCARIU, Dr.ing., Universitatea Politehnica Bucureşti, Splaiul Independenţei 313, Bucureşti, România

smircea@fiab.pub.ro Gheorghe COMĂNESCU, Dr.ing.,

Universitatea Politehnica Bucureşti, Splaiul Independenţei 313, Bucureşti, România Sorina COSTINAŞ, Dr.ing.,

Universitatea Politehnica Bucureşti, Splaiul Independenţei 313, Bucureşti, România

Universitatea Politehnica Bucureşti, Splaiul Independenţei 313, Bucureşti, România

Cuvinte cheie: energie electrică, staţie electrică, echipament compact, exploatare, mentenanţă, siguranţă, costuri. Rezumatul lucrării În România, majoritatea instalaţiilor pentru distribuţia energiei electrice au fost realizate în perioada anilor ’60 şi ’70, perioadă cu dezvoltări remarcabile ale sectorului energetic. Pe perioada de exploatare a acestor instalaţii, operaţiile de reparaţii şi întreţinere s-au bazat pe idea “intervenţie la defect”, iar acţiunile de modernizare au fost extrem de izolate. Rezultatele acestor practici şi situaţia economică precară a României au condus la: • Creşterea costurilor de întreţinere şi reparaţii, • Scăderea calităţii în alimentarea cu energie electrică, • Scăderea siguranţei în funcţionarea instalaţiilor, • Creşterea impactului asupra mediuului ambiant (scurgeri de ulei la aparatele electrice etc.). Având în vedere depăşirea duratei normale de utilizare pentru majoritatea instalaţiilor şi tehnologiile depăşite, autorii articolului abordează analiza oportunităţii implementării soluţiilor compacte pentru staţiile de 110 kV din reţelele de distribuţie a energiei electrice. Sunt prezentate avantajele noilor soluţii şi se realizează o comparaţie pe baza unor criterii tehnico-economice între soluţiile compacte şi cele clasice. Rezulatele acestor analize pun în evidenţă eficienţa adoptării acestor soluţii pentru intenţiile de modernizări ale instalaţiilor SC Electrica SA. Paper abstract The high development level that took place in the Romanian energy sector in the ’60th and ‘70th covered most of the installations for electricity distribution. Ever since, the operation and maintenance of these facilities has been performed based on the “repairing after failure” practice. The endemic lack of financial resources and the economical connection disruption with technologically developed countries prevent the existing installations from being modernised. Modern switchgear concepts could not be integrated by the domestic industry in order to improving the economical and technical performances of the existing apparata and equipment design. The results of this approach refer to: ♦ An increase in the operation and maintenance costs (for manpower, raw materials, materials, etc.), ♦ A decrease in the quality of electricity supply (high frequency and duration of faults), ♦ A decrease in the installation safety performances (an increased number of injuries and casualties), ♦ High environmental impact (due to insulation oil leakage, etc.). Taking into account the fact that most of the electricity distribution installations in operation are out of their “life span” and are based on obsolete technologies, that can not be found anymore in countries with developed energy sectors, the authors of this paper consider the opportunity of implementing new and compact switchgear solutions in the electricity distribution substations. The opportunity analysis is treated in this article for solutions featured by: ♦ Reduced land surface needed for switchgear installation, ♦ Reduced number of apparata needed in each circuit, ♦ Modularization, ♦ High reliability in operation. Implementing modern solutions for the primary circuits is expected to lead to the following positive consequences: ♦ Reductions in the environmental impact, ♦ Reductions in the operation and maintenance costs, ♦ Improvements in the quality of supply. The advantages mentioned above are qualitatively and quantitatively evaluated in this article, resulting useful recommendations for the decision-makers in the Romanian regional electricity distribution companies. It resulted from the technical and economical analysis that compact solutions need equivalent investment costs as traditional solutions, due mainly to low installation and commissioning costs. At the same time operation and maintenance costs are sensible lower. The quality of supply can be improved and the land surface needed for the new technologies can be halved.

Mihaela Iordache, Dr.ing.

2

1. Aspecte privind evoluţia tranzitului de energie electrică prin instalaţiile de distribuţie Funcţionarea SEN este influenţată de continuarea procesului de scădere a consumului de energie electrică pe ansamblu şi în special a celui industrial, manifestată cu începere din anul 1989 (figura 1 ) [1]. În ultimii ani se remarcă o relativă stabilizare a tranzitului de energie la tensiuni medii şi joasă tensiune.

Figura 1 Evoluţia consumului de energie electrică în România pe niveluri de tensiune

Prognozele evoluţiei cererii de energie electrică indică o creştere de 3,5 %/an, în corelare cu

ritmul previzionat de creştere a PIB de 5 %/an (tabelul 1) [2]. Se remarcă o creştere cu peste 10 % a necesarului de putere de vârf, ceea ce va determina necesitatea creşterii capacităţii disponibile în centralele electrice. Se preconizează că la nivelul anului 2010 necesarul de putere netă disponibilă va fi de circa 13 GW. Este de aşteptat ca cererea de energie electrică în anul 2020 să atingă valoarea consumului din anul 1990, însă structura pe tipuri de consumatori va fi alta.

În acest context, se analizează oportunitatea reabilitării unor staţii electrice de 110 kV din reţeaua de distribuţie, ţinând seama de funcţiile pe care le îndeplinesc, precum şi de cerinţele impuse de interconectarea cu sistemele afiliate la UCTE.

Tabelul 1 Prognoza consumului şi producţiei de energie electrică a României

Prognoza consumului şi producţiei de energie

electrică UM 2001* 2004 2005

Consum final de energie electrică TWh 41,15 45,63 47,23

Producţia netă de energie electrică TWh 48,54 51,50 53,07

Producţia brută de energie electrică TWh 53,63 56,60 58,33

Puterea de vârf netă TWh 7950 8655 8900 * Pentru referinţă.

2. Situaţia actuală a instalaţiilor de distribuţie a energiei electrice din România

Numărul staţiilor de distribuţie de 110 kV din SEN a evoluat continuu, fiind în uşoară creştere din anul 1989 şi până în 1997. După 1997, numărul acestor staţii a înregistrat însă o scădere. La sfârşitul anului 1999 erau în funcţiune 1074 staţii de 110 kV, din care 864 în exploatarea SC Electrica SA şi 210 în exploatarea consumatorilor. La începutul anului 2003, totalul staţiilor exploatate de SC Electrica SA (staţii 110kV/MT şi MT/MT) era 1222.

Aceeaşi tendinţă s-a manifestat şi în ceea ce priveşte puterea instalată. La sfârşitul anului 1999, în cele 1074 staţii era instalată o putere de 50459 MVA, într-un număr de 2144 transformatoare de 110 kV/MT. În cele 864 staţii de transformare 110kV/MT din exploatarea SC Electrica SA, puterea totală instalată era de 36502 MVA, rezultând o putere medie instalată pe staţie de 42,2MVA.

Evolutia vânzarii de energie electrica în ultimii ani,pe niveluri de tensiune

10 000

20 000

30 000

40 000

50 000

1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

GWh

JT MT IT

3

Numărul total al transformatoarelor instalate în aceste staţii (la sfârşitul anului 1999) era de 1686, iar puterea medie instalată pe transformator de 21,6 MVA. Prin urmare, ponderea principală revine transformatoarelor cu putere unitară de 25 MVA (figura 2). Majoritatea staţiilor sunt cu 2 transformatoare.

Figura 2 Puterea unitară a transformatoarelor de 110kV/MT aflate în exploatarea SC Electrica SA

Pe ansamblul staţiilor de 110 kV rezultă un grad de utilizare a capacităţii staţiilor de 69,5 %, pentru o durată de utilizare a puterii maxime de ordinul a 4000 h/an.

Majoritatea staţiilor de 110 kV/MT au o rezervare din staţii vecine. Aceasta favorizează în prezent alegerea unor scheme de conexiuni mai simple pe partea de 110 kV.

Mare parte din staţiile electrice existente în SEN au o vechime relativ mare (vârsta medie ponderată este de 20 ani), cu grad de uzură fizică ridicat (media ponderată este de peste 80%). Staţiile au fost realizate utilizând echipamente de fabricaţie românească sau importate din ţări est europene, care prezentau rămâneri în urmă de 20-25 ani faţă de echipamentele fabricate de firme cu tradiţie din ţările cu tehnologii avansate.

Din analiza stării tehnice a ansamblului de instalaţii ce intră în compunerea staţiilor electrice existente, precum şi a actualelor condiţii de funcţionare a acestora, se pot desprinde următoarele consideraţii critice: • unele concepţii de realizare şi de exploatare ale instalaţiilor existente, executate în diverse

perioade de dezvoltare economică, prezintă soluţii tehnico-economice ineficiente în prezent, depăşite fizic şi moral (cheltuieli mari de întreţinere, transportul echipelor de intervenţie la mari distanţe, cost ridicat al reviziei şi reparării echipamentelor etc.);

• fiabilitate scăzută în funcţionarea instalaţiilor însoţite de daune la consumatori; • siguranţă scăzută în funcţionarea instalaţiilor actuale ca urmare a faptului că o mare parte a

instalaţiilor existente au fost realizate având la bază alte reglementări decât cele în vigoare, respectiv alt nivel de siguranţă decât cel ce se are în vedere pentru instalaţiile noi;

• există staţii electrice în care apar avarii ca urmare a depăşirii solicitărilor la efectele curenţilor de scurtcircuit sau ca urmare a pierderii stabilităţii unor grupuri;

• majoritatea instalaţiilor actuale prezintă o izolaţie necorespunzătoare (linii de fugă specifice sub limita admisă) în comparaţie cu prevederile prescripţiilor internaţionale (publicaţia CEI nr.815/1986);

• prezenţa unor potenţiale pericole de incendii în staţiile electrice existente ca urmare a utilizării unor materiale combustibile şi în special prin utilizarea uleiului electroizolant în instalaţii.

Compensarea parţială a efectului negativ provocat de existenţa unor echipamente neperformante şi nesigure în exploatare s-a făcut, în general, prin adoptarea unor scheme primare mai complicate în raport cu practica din alte ţări. Se remarcă (figura 3) adoptarea în peste 20% din staţii a barelor colectoare duble, funcţionarea cu secţionări impuse, pentru a nu depăşi plafonul de scurtcircuit al aparatajului din staţii etc. Adoptarea acestor scheme a implicat, la rândul ei, folosirea unui număr mare de echipamente, cu problemele de calitate şi fiabilitate arătate, deci cu costuri ridicate atât de investiţii, cât şi de exploatare. În cazul retehnologizării staţiilor electrice poate apărea necesitatea modificării schemei electrice de conexiuni şi a tipului de instalaţie ca urmare a: • schimbării datelor de reţea; • alinierea la normele interne şi internaţionale; • utilizarea unor echipamente cu performanţe sporite; • introducerea unor noi cerinţe legate de exploatarea staţiei etc.

10MVA14%

16MVA32%

20MVA1%

25MVA43%

40MVA10%

31MVA0%

4

Figura 3 Ponderea schemelor de conexiuni 3. Aprecieri privind avantajele noilor soluţii de echipare a staţiilor de 110 kV

Principalele dezavantaje ale soluţiilor “clasice” sunt reprezentate de: Separatoarele cu izolaţia între contactele deschise în aer. Aceste separatoare ocupă o suprafaţă

mare, necesită operaţii de întreţinere (revizii, reparaţii) care, chiar dacă nu sunt foarte frecvente, presupun scoaterea din funcţiune a elementelor staţiei care sunt direct racordate la aceste separatoare.

Elementele componente (separatoare, întreruptoare, transformatoare de măsurare) se înlocuiesc greu, de cele mai multe ori fiind necesară repararea lor pe amplasament. Pentru aceasta este necesară prevederea unor zone de lucru cu distanţe de protecţie corespunzătoare, deci o suprafaţă mai mare ocupată.

Constructorii de echipamente propun soluţii moderne care urmăresc în principal: • reducerea suprafeţelor ocupate; • creşterea siguranţei în funcţionare şi a disponibilităţii circuitelor; • reducerea volumului de lucrări necesare întreţinerii echipamentelor; • reducerea costurilor totale de investiţii; • reducerea costurilor de exploatare şi de întreţinere.

În dezvoltarea soluţiilor moderne de realizare a staţiilor electrice exterioare cu izolaţia în aer un rol important l-au avut progresele obţinute în construcţia echipamentelor electrice: • Întreruptoarele au devenit mai simple, mai mici şi mai uşoare chiar la tensiuni foarte mari.

Aceasta s-a obţinut prin reducerea numărului de camere de stingere pe fază. • Folosirea tot mai mult a autosuflajului în realizarea camerelor de stingere a permis reducerea

cantităţii de energie necesară funcţionării întreruptorului şi, ca urmare, a crescut fiabilitatea şi disponibilitatea sa şi a scăzut volumul de lucrări de întreţinere.

⇒ Toate aceste modernizări au permis ca funcţiile de separare şi legare la pământ să fie integrate întreruptorului. Ca urmare, o serie de separatoare din circuitele clasice au început să fie înlocuite de contacte debroşabile foarte sigure în exploatare şi care nu necesită întreţinere sau au fost eliminate, funcţia de separare fiind preluată de întreruptoare combinate (întreruptor-separator). Frecvenţa operaţiilor de întreţinere s-a îmbunătăţit spectaculos, întreruptoarele necesitând o revizie la 10 ani. • Au apărut senzori de curent şi tensiune având la bază principii optice sau electrice, care

înlocuiesc clasicele transformatoare de măsurare şi care pot fi cu uşurinţă integraţi altor echipamente ca, de exemplu, întreruptoarele.

Pentru a se alinia la tendinţele pieţii, furnizorii de staţii “la cheie” elaborează noi concepţii de realizare a staţiilor electrice, prin care se analizează întregul proces, începând cu proiectarea şi producţia, până la exploatarea staţiilor, în principal în scopul de a reduce considerabil timpul şi costurile necesare instalării unei staţii.

Concepţiile noi se referă la mărirea gradului de prefabricare ce conduce la avantaje importante [3]: - Fiabililitate ridicată; - Transport comod şi sigur, lucrări de construcţie pe teren puţine şi realizabile în timp scurt, teste

executate în condiţii de fabrică etc.; - Datorită standardizării complete a tuturor etapelor procesului şi a întregului echipament, proiectul

unei staţii poate fi realizat, în general în jumătate din timpul necesar unui proiect clasic;

14%

24%

15%2%17%

3%

21%

3%1%

1 BCH1 BCS1 BC+oc2 BC2 BCS2 BC+oc2 BCS+ocSRA

5

- Produsul final al noii concepţii de staţii este un sistem "la cheie" care impune noi standarde pentru viitor, oferind în acelaşi timp o reducere a costurilor cu circa 20% ca unitate standard, în comparaţie cu soluţiile realizate tradiţional.

Partea de protecţie şi control este realizată cu ajutorul unui computer de celulă şi este amplasată în dulapuri speciale care conţin echipamentul a două celule. Sistemul este astfel conceput încât să permită adăugarea şi a altor funcţiuni ca, de exemplu, de monitorizare a întreruptorului etc. Întregul modul (figura 4) necesită o fundaţie foarte simplă de formă rectangulară, de mică grosime şi fără probleme speciale de rezistenţă.

Trebuie remarcat faptul că, în proiectarea soluţiilor moderne, o mare atenţie a fost acordată posibilităţii ca acestea să poată fi aplicate cu relativă uşurinţă la modernizarea staţiilor existente, avându-se în vedere numărul mare de staţii cu durata de viaţă depăşită.

O primă direcţie privind concepţiile moderne constă în gruparea aparatelor modulului S-I-TC-S într-o singură unitate constructivă. Această unitate, care are aparenţa unui singur echipament, este prefabricată în condiţii corespunzătoare în hale industriale, folosindu-se separatoare, întreruptoare, transformatoare de măsurare obişnuite, aflate în fabricaţie curentă. Unitatea necesită un singur utilaj de transport şi o singură fundaţie, timpul de montaj în staţie este redus; de asemenea, poate fi înlocuită relativ rapid.

O altă direcţie în care s-au dezvoltat soluţii inovative are ca obiect realizarea de echipamente care să îndeplinească mai multe funcţiuni. Un astfel de echipament poate prelua, de exemplu funcţiunile cerute de modulul S-I-TC-S. Ideea de bază a acestei direcţii de modernizare o reprezintă renunţarea la separatoarele cu contacte mobile clasice şi înlocuirea lor cu contacte debroşabile amplasate chiar pe întreruptor (figura 4).

O a treia direcţie s-a dezvoltat pe baza realizărilor obţinute în domeniul staţiilor capsulate cu izolaţia în SF6 şi constă în realizarea de module S-I-TC-S capsulate în SF6. Aceste soluţii au fost gândite mai ales pentru modernizarea staţiilor existente prin înlocuirea uneia sau a mai multor celule clasice cu aceste module capsulate cu izolaţia în SF6, rezultatul fiind o staţie hibridă.

Realizarea de aparate şi chiar module întregi cu fiabilitate ridicată şi care, în acelaşi timp, necesită foarte puţină întreţinere (unele chiar deloc) a permis utilizarea schemelor de conexiuni simple cu un singur sistem de bare colectoare, scheme H în diverse variante etc. Evident, prin aceasta se simplifică substanţial construcţia şi exploatarea unei staţii, se reduc costurile şi timpul de realizare.

Figura 4 Module compacte izolate în aer pentru celule cu întreruptor 4. Aprecieri privind oportunitatea adoptării noilor soluţii de echipare a staţiilor pentru

modernizarea instalaţiilor de distribuţie a energiei electrice din România

Implementarea noilor concepţii privind dispoziţiile constructive ale staţiilor de 110 kV se poate face în condiţiile în care acestea conduc la un optim tehnic şi economic. În cele ce urmează se prezintă rezultatele unor analize efectuate de autori, prin care soluţiile clasice se compară cu noile concepţii. Schemele de conexiuni uzuale pentru staţii electrice de 110 kV din România luate în considerare sunt: - un sistem de bare colectoare (1 BC); - un sistem de bare colectoare secţionat (1 BCS);

6

- două sisteme de bare colectoare (2 BC); - un sistem de bare colectoare şi bară de ocolire (1 BC+BOC); - două sisteme de bare colectoare şi bară de ocolire (2 BC+BOC).

Principalele ipoteze în care s-au făcut analizele sunt: durata de studiu - 20 ani, moneda - dolarul SUA (USD), durata normală de utilizare (de amortizare) - 20 ani, rata de actualizare - în domeniul 10 - 15 %/an, costul pentru 1 kWh la 110 kV cw = 0,05 USD/kWh.

Criteriul utilizat în cadrul analizelor economice este minim CTA, având în vedere datele avute la dispoziţie şi faptul că acţiunile de modernizare reprezintă o decizie care nu poate fi amânată.

Pornind de la analiza efectuată în paragraful 2 s-a ales pentru structura staţiilor echiparea cu 2 circuite de linie pentru legătura cu sistemul (2x100%), 2 circuite de linie pentru alimentarea unor zone de consum şi două transformatoare de 25 MVA, 110 kV/MT (2x100%).

Luând în considerare gradul ridicat de rezervare existent în reţeaua de 110 kV, în această lucrare s-a studiat mai ales domeniul de variaţie a daunei specifice cuprins între 0 şi 1USD/kVAh. Trebuie însă menţionat faptul că actualmente, daunele de nelivrare a energiei electrice variază în Europa între 3 şi 18 USD/kWh. Analizele s-au efectuat pentru mai multe situaţii privind tranzitul de energie către consumatorii alimentaţi din nodul de 110 kV (SM în domeniul 30-60 MVA, durata de utilizare a sarcinii maxime-TSM,=2500 h/an). Tranzitul prin cele două trafo de 110 kV/MT s-a considerat caracterizat prin sarcina maximă SM=25 MVA şi TSM=40000 h/an. De asemenea, în ceea ce priveşte efectul economic al întreruperilor în alimentarea cu energie electrică s-au avut în vedere două situaţii: • domeniul 0÷1 USD/kVAh, caracteristic analizelor efectuate pentru diferite proiecte în sectorul

energetic românesc, • domeniul 0÷15 USD/kVAh, caracteristic analizelor efectuate în ţările cu sisteme energetice mai

avansate şi orientate către deschiderea pieţei. Principalele concluzii rezultate sunt următoarele:

Pentru situaţii cu tranzite ridicate către consumatorii racordaţi direct la staţiile de 110 kV (SM=60MVA) concepţiile moderne conduc la CTA cu 40-60 % mai reduse decăt soluţiile clasice pentru staţii cu 1 BC. Deşi din punctul de vedere al cheltuielilor de investiţii soluţiile sunt practic echivalente, avantajele concepţiilor moderne constau în reduceri importante ale cheltuielilor de întreţinere-reparaţii şi ale celor determinate de întreruperile în alimentare.

Pentru situaţii cu tranzite mai mici către consumatorii racordaţi direct la staţiile de 110 kV (SM=30MVA) ierarhia se menţine, dar concepţiile moderne conduc la CTA doar cu 20-40 % mai reduse decăt soluţiile clasice pentru staţii cu 1 BC.

Utilizarea în analizele tehnico-economice a unei rate de actualizare mai ridicate favorizează promovarea soluţiilor cu investiţii mai mici, ponderea cheltuielilor din perioada de exploatare fiind mai redusă.

Soluţiile tradiţionale cu investiţii mari (de exemplu, 2BC cu Boc) pot deveni avantajoase numai în condiţiile unor rate de actualizare mici şi pentru daune specifice mari (≥1 USD/kVAh).

Soluţiile moderne, ce au cheltuieli de investiţie comparabile cu soluţiile clasice (mai ales datorită reducerii cheltuielilor de instalare şi punere în funcţiune), vor avea indicatori tehnico-economici mai avantajoşi în majoritatea situaţiilor privind nivelul de continuitate în alimentare ce trebuie asigurat. Acest fapt se datorează reducerilor importante ale cheltuielilor pentru întreţinerea şi exploatarea acestor instalaţii.

Promovarea proiectelor de modernizare a staţiilor din reţelele de 110 kV ale SC Electrica SA cu soluţii constructive compacte va contribui la reducerea cheltuielilor de întreţinere şi reparaţii, precum şi la creşterea calităţii serviciului de alimentare cu energie electrică. De asemenea, se pot obţine avantaje din reducerea suprafeţelor ocupate de instalaţiile electrice. Spre exemplu, adoptarea soluţiilor compacte pentru cele peste 50 % din staţii, cu scheme simple de conexiuni (1BC, H şi 1 BC secţionat), ar putea conduce la reducerea cu peste 50 % a suprafeţelor de teren ocupate. Bibliografie 1. Boghiu, S.L. “Electrica SA - prezent şi viitor”, APER, mai 2003. 2. Transelectrica SA, “Planul de perspectivă de dezvoltare a reţelelor electrice de transport 2001-2010. Planul

Director 2001-2004”, ianuarie 2002. 3. Iordache, M., Hurdubeţiu, S., Comănescu, Gh., Elemente Moderne în Realizarea Staţiilor Electrice, Editura

AGIR, 2000, pg. 80.