Tema 1, 2, 3

1

Fig.1

Alimentarea cu energie electrică a întreprinderilor

Sistemul energetic al Fabricii de Oxigen (fig.1) este racordat la Sistemul Naţional prin

intermediul staţiilor de conexiuni SC1, la tensiunea de 110 KV. Întreprinderea are consumatori de categoria I (peste 50%), precum şi categoria II, cu puterea totală cuprinsă între 5 MVA şi 40 MVA. Principalii consumatori sunt alimentaţi la tensiunea medie de 6 KV. Din acest motiv, sunt necesare două căi independente de alimentare, cu rezervă 100%, din două puncte diferite de racord (secţiile staţiilor SC1) şi trecere automată a consumatorilor de pe o cale de alimentare pe cealaltă în caz de avarie. Puterea de scurtcircuit a Sistemului Energetic Naţional (SEN) este S=4000 MVA în fiecare punct de racord.

Staţia de injecţie a energiei din SEN, care este amplasată în centrul de greutate al consumatorilor din întreprindere, ce realizează coborârea tensiunii de racord la cea a reţelei de distribuţie din cadrul întreprinderii, este de tipul racord-adânc (SRA1 - 110/6 KV).

Consumatorii de energie electrică de 6 KV sunt concentraţi în următoarele puncte:

Fabrica de Oxigen propriu-zisă Staţia de Aer Comprimat Staţia de Pompe

Consumatorii din Fabrica de Oxigen propriu-zisă sunt alimentaţi direct din SRA1, care

reprezintă staţia principală de distribuţie a energiei electrice pe medie tensiune. Consumatorii din Staţia de Compresare şi Staţia de Pompe sunt alimentaţi din două staţii de distribuţie a energiei electrice (puncte de distribuţie) PD1, respectiv PD2, acestea fiind amplasate în centrul de greutate al consumatorilor respectivi.

2

A. Consumatorii

Consumatorii de energie electrică sunt concentraţi pe trei centre: Fabrica de Oxigen Staţia de Aer Comprimat Staţia de Pompe

1. Fabrica de Oxigen

1.1. Consumatorii de 6 KV

Putere Instalată

Tensiune Nominală cosφ X″d

Consumatori

Nr. Buc.

KW KV - % KC Observaţii

1 Motor Sincron 1 6000-5(n-1)

15 Se racordează direct la bara de 6 KV din SRA1

2 Motor Sincron 1 1800+5(n-1)

15 Se racordează la bara de 6 KV prin reactor (400A, 4%)

Blo

c O

xige

n1

3 Motor Sincron 1 450

6 0.90 Capacitiv


4 Motor Sincron 1 6000-5(n-1)

15 Se racordează direct la bara de 6 KV din SRA1

5 Motor Sincron 1 1800+5(n-1)


Blo

c O

xige

n2

6 Motor Sincron 1 450

6 0.90 Capacitiv


Motor Sincron (rezerva rece) 2 450 6 0.90

Capacitiv 20

0.97

Se racordează la bara de 6 KV prin reactor (400A, 4%)

1.2. Consumatorii de 0.4 KV

Consumatorii de 0.4 KV sunt alimentaţi prin intermediul a două posturi de transformare

echipate cu câte două transformatoare de 1000 KVA, 6/0.4 KV, prevăzute cu compensare la cosφ=0.90.

Un post de transformare este amplasat în Fabrica de Oxigen, iar al doilea este amplasat în atelierul de întreţinere energetică. Puterea instalată Pi pentru cele două posturi de transformare este de 1800 KW, respectiv 2250 KW, iar coeficientul de cerere KC este 0.50, respectiv 0.40.

3

2. Staţia de Aer Comprimat


Putere Instalată Tensiune Nominală cosφ X″d

Consumatori

Nr. Buc.


Motor Sincron Compresor 4 1500-5(n-1)

6 0.90 Capacitiv 20 0.75

Consumatori de categoria a II-a


Consumatorii de 0.4 KV sunt alimentaţi prin intermediul unui post de transformare echipat cu două transformatoare de 1000 KVA, 6/0.4KV, prevăzute cu compensare la cosφ=0.90. Puterea instalată Pi pentru postul de transformare este de 1900 KW, iar coeficientul de cerere KC este 0.45.

3. Staţia de Pompe


Putere Instalată

Tensiune Nominală cosφ X″d

Consumatori

Nr. Buc.


Motor Sincron 2 400-3(n-1)

20

Motor Sincron 2 300-3(n-1)

0.90 Capacitiv

20

Motor Asincron 4 200-3(n-1)

- Pom

pe

Motor Asincron 4 300-3(n-1)

6

0.80 -

0.75 Consumatori de categoria a II-a


Consumatorii de 0.4 KV sunt alimentaţi prin intermediul unui post de transformare echipat cu două transformatoare de 1000 KVA, 6/0.4KV, prevăzute cu compensare la cosφ=0.90. Puterea instalată Pi pentru postul de transformare este de 1800 KW, iar coeficientul de cerere KC este 0.50.

4

B. Etape

E1. Alegerea schemei de principiu de alimentare cu energie electrică al întreprinderii. E2. Dimensionarea transformatoarelor de 110/6 KV din SRA1. E3. Alegerea echipamentului din staţiile electrice de 6 KV, SRA1, PD1 şi PD2. Calculul

curenţilor de scurtcircuit. 3.1. Stabilirea schemei surselor de curent pentru calculul curenţilor de scurtcircuit. 3.2. Calculul curenţilor de scurtcircuit pe barele de 6 KV ale staţiilor electrice. 3.3. Verificarea stabilităţii la scurtcircuit a echipamentului electric (întrerupătoare,

separatoare, reactoare, bare de 6 KV). 3.4. Realizarea schemei electrice monofilare de 110 KV şi 6 KV pentru SRA1, PD1

şi PD2 (comutaţie primară). E4. Proiectarea circuitelor de comutaţie secundară ale SRA1.

4.1. Calculul protecţiilor pentru: transformatoarele de 110/6 KV care echipează SRA1 motoarele sincrone un fider de alimentare al unui PD

4.2. Realizarea schemelor desfăşurate de comandă, protecţie şi semnalizare pentru: transformatoarele de 110/6 KV care echipează SRA1 un motor

.

5

Fig.2

Fig.3

E T A P A 1

Alegerea schemei de principiu pentru

sistemul de alimentare cu energie electrică al întreprinderii. 1. Racordul întreprinderii la Sistemul Energetic Naţional Un racord constă dintr-una sau mai multe linii în cablu sau aeriene (2), la capătul cărora

se realizează una sau mai multe staţii de transformare (posturi de transformare) (3). Prin barele secundare ale staţiilor de transformare ale racordului întreprinderii la SEN (1) se injectează puterea preluată de la sistem în reţeaua de distribuţie (4) din cadrul întreprinderii. (fig.2)

În principiu, întreprinderile care necesită puteri până la 4-5 MW şi sunt amplasate la 5-6 KM de instalaţiile SEN-ului, pot fi alimentate la medie tensiune (6 KV, 10 KV, 20 KV). Întreprinderile care necesită puteri între 5-60 MW şi sunt situate la 10-15 KM de instalaţiile SEN-ului, pot fi alimentate la 110 KV. Întreprinderile care necesită puteri mai mari de 60 MW şi sunt situate la peste 50 KM de instalaţiile SEN-ului, pot fi alimentate la foarte înaltă tensiune (220 KV, 400 KV).

Problema de bază pentru stabilirea caracteristicilor racordului o constitue natura receptoarelor din întreprindere precum şi cerinţele acestora în privinţa continuităţii în alimentarea cu energie electrică (categoria “0” sau “consumatori vitali” care pot produce avarii foarte grave; categoria “I” care pot conduce la dereglarea proceselor tehnologice; categoria “II" care pot conduce la nerealizarea producţiei; categoria “III” o reprezintă restul consumatorilor).

Întreprinderile cu consumatori din categoriile I, II şi III de putere între 5-40 MW necesită două căi de alimentare cu rezervă 100%, precum şi trecere automată (automat de anclanşare automată a rezervei, AAR) a consumului de pe o cale de alimentare pe cealaltă. În cazul întreprinderilor cu puteri între 10-40 MW tensiunea nominală a racordului care rezultă este de 110 KV.

Variantele pentru realizarea unui asemenea racord sunt: a. Fiecare circuit se poate racorda direct prin separator la linia LAB, cu

întrerupătoare la capătul D, eventual şi C, al racordului LCD (în funcţie de lungimea racordului) (fig.3a).

b. Secţionarea unui circuit al liniei LAB în punctul C şi prelungirea acestor două capete la întreprinderea D, unde există un sistem de bare (fig.3b).

c. Realizarea racordului de la un nod de 110 KV al sistemului C la cele două secţii de bare ale unei staţii sau centrale termoelectrice (fig.3c).

6

1.1. Staţiile de injecţie a energiei electrice din Sistemul Energetic Naţional

Aceste instalaţii constitue partea a doua a racordului şi se realizează pentru coborârea

tensiunii de la cea a liniilor corespunzătoare instalaţiilor SEN-ului la care aceastea se conectează, la valoarea tensiunii reţelelor de distribuţie din întreprindere.

Tensiunea secundară a staţiilor de injecţie poate fi de joasă tensiune, în acest caz fiind vorba de posturi de transformare, sau de medie tensiune, în acest caz fiind vorba de staţii de transformare.

Problemele care se examinează în cazul staţiilor de injecţie sunt:

a. Amplasarea b. Schemele de conexiuni c. Stabilirea numărului caracteristicilor transformatoarelor d. Tipul constructiv

O condiţie de bază pe care trebuie să o satisfacă amplasamentul unei staţii de injecţie,

constă în aducerea energiei electrice la tensiunea superioară a racordului cât mai aproape de centrul de greutate al zonei de consum alimentată din staţia sau postul respectiv.

Funcţie de dimensiunile întreprinderii, de puterile consumatorilor, de repartizarea acestora, se pot determina centrele de greutate atât la nivelul întreprinderii, cât şi pentru diferite subunităţi.

Schemele electrice ale staţiilor pentru injecţia puterii din sistem şi caracteristicile echipamentelor cu care se realizează, se stabilesc ţinând seama de puterea maximă solicitată, de siguranţa în funcţionarea necesară întreprinderii privind continuitatea în alimentarea cu energie electrică, de numărul de staţii, etc.

Puterea maximă care urmează să fie vehiculată prin staţie, inclusiv rezerva necesară în cazul avarierii unui transformator, cu posibilitatea supraîncărcării celor rămase în funcţiune, influenţează alegerea puterii nominale a transformatoarelor din staţii şi posturi de transformare. Puterea maximă care urmează a fi distribuită la tensiunea secundară a staţiei, constitue unul din elementele ce se iau în considerare la stabilirea schemei acestei părţi a staţiei.

Condiţiile de siguranţă privind în mod deosebit gradul de asigurare a continuităţii în alimentarea întreprinderii cu energie electrică, cu analiza specificului diferitelor categorii de consumatori, constitue un element hotărâtor în alegerea schemei staţiei.

Pentru întreprinderi care au consumatori de categoria II, necesitând rezervă de 100% şi care admit o întrerupere a alimentării foarte scurtă după avarierea căii principale de alimentare, este necesar ca staţia să poată asigura aceeaşi rezervă în alimentare de 100%.

Transformatoarele se pot instala cât mai aproape de centrul de greutate al consumului de energie electrică al întreprinderii, reducându-se mult reţeua de distribuţie de 6 KV în cazul staţiei de transformare. Acest tip de posturi şi staţii de transformare se numesc tip racord adânc şi datorită simplităţii, siguranţei mărite şi a economicităţii se recomandă să se realizeze oriunde condiţiile de spaţiu permit. Pe partea primară se poate prevede un separator S pentru a putea separa linia de transformator, în cazul reparării unuia dintre cele două elemente (fig.4a). În staţia de 110/6 KV se poate prevede şi întrerupătorul I, funcţie de lungimea liniei L.

Pentru întreprinderi cu consumatori de categoria I, staţia de transformare necesită două transformatoare racordate, fiecare bloc fiind racordat la câte o linie (fig.4b) cu puteri egale, fiecare asigurând întregul consum al întreprinderii. Întrerupătoarele se montează în aceleaşi condiţii ca în figura 4a.

7

Fig.4

Puterile nominale ale transformatoarelor pot lua valori între 1.8-40 MVA. Pentru

transformatoarele cu puteri nominale până la 16 MVA, la tensiunea secundară se prevăd bare simple secţionate, cu întrerupătorul de secţionare deschis, cu anclanşare automată la dispariţia tensiunii (AAR) (fig.4b). Pentru trasformatoare cu puteri nominale între 25-40 MVA, cu număr mare de plecări spre consumatori, se poate prevedea un sistem dublu de bare nesecţionat, cu cuplă transversală normal deschisă, cu câte un transformator cuplat la câte un sistem de bare (fig.4c) sau un sistem dublu de bare, cu o bară secţionată, fiecare transformator fiind racordat la câte o secţie a sistemului II de bare, sistemul I fiind de rezervă, iar cupla longitudinală normal deschisă fiind prevăzută cu AAR (fig.4d).

2. Instalaţiile de distibuţie a energiei electrice

în întreprinderile industriale

2.1. Structura şi principiile de organizare În această categorie de instalaţii sunt cuprinse reţelele, staţiile şi posturile de

transformare care preiau energia electrică de la barele secundare ale staţiilor de injecţie din SEN şi o vehiculează până la fiecare din receptoarele întreprinderii.

Un principiu de bază în organizarea instalaţiilor de distibuţie constă în folosirea unui număr minim de trepte de tensiune, respectiv de transformări, pentru a ajunge de la staţia principală de transformare, la tensiunile de utilizare.

Configuraţia reţelelor de distribuţie aparţinând treptelor menţionate se poate încadra în

două tipuri de bază: radiale în una sau două trepte liniile principale (magistrale)

8

Reţeaua de tip radial într-o treaptă, se adoptă, în principiu, pentru alimentarea

consumatorilor individuali de puteri mai mari sau pentru grupe mari de consumatori situate în direcţii diferite, conţinând receptoare din toate categoriile.

Reţeaua de tip radial în două trepte se adoptă atunci când, datorită numărului mare de consumatori, dintre care o parte amplasaţi la distanţe mari, ar fi necesar un număr prea mare de plecări de la barele unei singure staţii (staţia ar fi prea dezvoltată). Pentru consumatorii situaţi la distanţă se mai prevede o staţie intermediară de distribuţie B (fig.5), la o anumită distanţă de staţia principală A, în direcţia consumatorilor de alimentat.

Aceasta este racordată la staţia principală A printr-un număr mai redus de cabluri, purtând numele de fideri, care pot avea o secţiune mai mare decât cablurile care pleacă spre consumatori şi pot fi încărcate la capacitatea de transport, datorită simultaneităţii în funcţionarea consumatorilor alimentaţi de la staţia intermediară B.

Din staţia B, printr-o reţea locală de tip radial, treapta a II-a alimentează consumatorii din această zonă.

Reţelele radiale au anumite avantaje: siguranţă în alimentare, deoarece la defectarea unui cablu rămâne nealimentat un

singur consumator (grup de consumatori), ceilalţi continuând să funcţioneze elasticitate, deoarece pentru noi grupe de consumatori se fac reţele independente

Dezavantajele acestui tip de reţele sunt:

investiţii mai mari deoarece atât cablurile de alimentare cât şi cele de rezervă folosesc un singur grup de consumatori

volum mare al staţiilor de alimentare deoarece numărul de plecări este mare Reţeaua de distribuţie de tip linie principală constă în realizarea unei plecări într-o

anumită direcţie, care este alimentată prin derivaţii (fig.6). Alimentarea liniei se poate face de la un capăt sau de la ambele capete (1 şi 2).

Linia principală se foloseşte pentru receptoare sau grupuri de receptoare care necesită

puteri mici (ce nu justifică economic reţeaua radială) şi sunt situate în aceeaşi direcţie, la distanţe relativ mici.

Avantajele liniilor principale sunt:

investiţii mai mici datorită numărului mai mic de plecări staţii de alimentare mai restrânse.

Dezavantajele sunt:

siguranţă mai mică în alimentare deoarece defectarea unui cablu conduce la întreruperea alimentării a mai multor receptoare

dificultăţi în folosirea automatizărilor

Fig.5

Fig.6

9

2.2. Configuraţii ale reţelelor de distribuţie

O reţea mai dezvoltată de distribuţie de medie tensiune, se realizează, în general, în întreprinderile în care există staţii de 110/6 KV.

Reţeaua radială într-o singură treaptă se poate împărţi în două categorii, după importanţa consumatorilor care urmează să fie alimentaţi, categorile I, II şi III.

Pentru consumatorii din categoriile 0 şi I, asigurarea rezervei de 100% se face prin prevederea a două căi de alimentare, fiecare putând prelua întregul consum, racordate la secţii sau sistem de bare diferite, atât la plecare cât şi la sosire, cuplele dintre acestea fiind prevăzute cu AAR (fig.7a).

La valori ale consumului cuprinse între 2-3 MVA, se poate folosi câte un cablu pe o cale

de alimentare (fig.7a), iar pentru valori cuprinse între 4-6 MVA se poate folosi câte două cabluri pe o cale de alimentare, ambele având montate câte un întrerupător (fig.7b).

În cazul în care sunt astfel de consumatori şi la distanţe mai mari, aceştia pot fi alimentaţi prin reţele radiale în două trepte. În acest scop, se realizează o staţie intermediară de distibuţie, undeva înspre zona de consum.

2.3. Staţiile şi posturile de transformare din incinta

întreprinderilor industriale

Staţiile de 110/6 KV Pentru amplasarea acestor staţii de 110/6 KV se delimitează în primul rând zonele de

consum care urmează să fie alimentate şi apoi se determină poziţia centrului de greutate pentru fiecare zonă, staţie, urmând apoi să fie realizată cât mai aproape de acesta.

În general staţia de 110 KV este de tip exterior. Din cauza eventualei poluări este indicat ca această staţie să fie cât mai simplă, de preferat de tip racord adânc (SRA). Staţiile de 110 KV de tip interior nu sunt indicate, datorită costului ridicat, decât numai în cazurile excepţionale.

Numărul de transformatoare, stabilit în funcţie de importanţa consumatorului, este de

unul sau de două pentru staţii cu puteri nominale între 10-40 MVA. Puteri mai mari sau număr mai mare de transformatoare nu sunt indicate, din cauza:

influenţei pe care o au asupra instalaţiilor influenţei pe care o au asupra reţelei pe partea secundară puterilor mari ce trebuie distribuite distanţelor mari - zonele alimentate sunt mai mari, ceea ce duce la investiţii mari căderilor mai mari de tensiune pierderilor mari de putere activă şi energie

Fig.7

10

Pentru cazul a două transformatoare în staţie, care se rezervă integral (100%), la alegerea

puterii nominale se are în vedere ca în funcţionarea normală gradul de încărcare să fie de 60-70 %, astfel ca avarierea unuia, cel care rămâne în funcţiune să preia vârful de sarcină cu supraîncărcarea admisă. De exemplu: pentru o putere maximă de 50 MVA se pot alege două transformatoare a 40 MVA fiecare. În funcţionarea normală încărcarea la vârf este 25 MVA, respectiv 62,5 %, iar la avarierea unuia, cel rămas în funcţiune preia la vârf întreaga putere, rezultând o supraîncărcare cu 25 % pe perioada respectivă, ceea ce în general este admisibil.

La alegerea tensiunii de scurtcircuit a transformatoarelor, trebuie să se aibă în vedere, reducerea puterilor de scurtcircuit la barele secundare, dar în acelaşi timp să se verifice şi asigurarea condiţiilor de pornire a motoarelor asincrone de putere mare din întreprindere.

Staţia de medie tensiune, de 6 KV, reprezentând puterea secundară a staţiei de transformare de 110/6 KV, este punctul principal de injecţie a energiei electrice în reţeaua de distribuţie de 6 KV din zona de consum aferentă acestei staţii.

Schema care se adoptă pentru această staţie şi dezvoltarea care i se dă, depind de mărimea puterii de distribuit şi de siguranţa necesară în alimentarea consumatorilor.

O dezvoltare mai mare o are staţia de medie tensiune la staţiile de transformare echipate cu două transformatoare care distribuie puteri între 20-50 MVA (fig.8). O astfel de staţie este prevăzută cu dublu sistem de bare din care unul secţionat şi celălalt de rezervă. Fiecare transformator este cuplat la câte o secţie de bare, întrerupătorul cuplei longitudinale fiind în funcţionare normală deschisă (pentru reducerea puterilor de scurtcircuit) şi prevăzut cu AAR. Deoarece consumatorii alimentaţi de astfel de staţii sunt în mare măsură de categoria I, liniile care pleacă de la staţii şi care trebuie să asigure rezervă de 100% sunt racordate la ambele secţii de bare, de preferat simetric pentru a uşura exploatarea.

Posturile de transformare PT11, PT12 şi PT13, prevăzute cu câte două transformatoare, sunt racordate la ambele secţii de bare, funcţionând cu barele de joasă tensiune secţionate. De asemenea, liniile radiale, cu câte două cabluri pe celulă, care alimentează într-o singură treaptă staţiile de distribuţie SD1 şi SD2, ca şi liniile radiale pentru alimentarea în două trepte şi care sunt conectate la staţia intermediară de distribuţie SID1, sunt alimentate de la secţii separate şi alimentează secţii separate. Staţiile de distribuţie şi staţiile intermediare de distribuţie au barele secţionate, prevăzute cu AAR pe cupla longitudinală. Liniile principale, fie simple de tipul LPS, fie duble de tipul LPD, sunt racordate la fiecare din secţiile de bare.

La aceste staţii mai pot fi racordate şi alte instalaţii ca: baterii de condensatoare BC, pentru compensarea factorului de putere filtre F pentru reţinerea diferitelor armonici de ordin superior în cazul

consumatorilor deformanţi La secţiile IIA şi IIB ale sistemului II de bare, ca şi la sistemul I normal de bare, sunt

cuplate celulule de măsură a tensiunii şi curentului MIIA, MIIB, respectiv MI. Cuplele transversale CTA şi CTB pot realiza transferul consumatorilor de pe un sistem de bare pe celălalt.

Staţia de distribuţie (SD) este ultima instalaţie de medie tensiune spre consumatori, având în general un sistem de bare secţionat, dar poate fi şi nesecţionat, pentru consumatori mai puţin importanţi.

La acest sistem de bare se racordează:

motoare linii radiale spre alte grupuri de motoare sau posturi de transformare linii principale baterii de condensatoare

11

Ca tip constructiv, toate staţiile de medie tensiune sunt realizate în interior, în clădiri

separate, la etaje saparate, sau în halele tehnologice, mai aproape de consumatori, în spaţii separate.

Modul de dispunere al aparatajului şi a barelor depinde de:

tipul echipamentului mărimea spaţiului disponibil volumul necesar staţiei funcţie de numărul de plecări necesar

Este indicat pentru a nu crea dificultăţi personalului de exploatare, ca aceste instalaţii să

fie pe cât posibil tipizate, folosind cât mai puţine tipuri de aparate, distribuire simetrică a celulelor în staţie, precum şi dispoziţii similare în celulă.

O problemă importantă o constituie gruparea receptoarelor şi a liniilor tehnologice în vederea alimentării cu energie electrică. Astfel, este necesar ca toate receptoarele aparţinând unei linii tehnologice să fie alimentate de o staţie sau de aceeaşi secţie a unei staţii de distribuţie. Se va evita alimentarea unei părţi a receptoarelor unei linii tehnologice de la o sursă (secţie sau SD) şi altă parte de la o altă sursă, deoarece la defectarea unei surse, o parte a liniei de producţie este scoasă din funcţiune, iar cealaltă, deşi are energie electrică, nu poate funcţiona.

Staţia intermediară de distribuţie (SID) este următoarea instalaţie după staţia principală de injecţie pentru transmiterea energiei electrice spre consumator. SID-ul nu reprezintă numai un nod avansat de conexiune cu intrări de la staţia principală şi plecări spre staţiile de distribuţie SD, ci pentru consumatorii din zona apropiată îndeplineşte şi funcţia unei SD. Schema unei SID poate să conţină bară simplă secţionată sau bare duble cu cuplă deschisă prevăzută cu AAR.

În afară de celulele liniilor (fiderilor) de alimentare şi ale plecărilor spre cele 2-3 staţii de distribuţie, mai există celule de racordare a motoarelor din zona de distribuţie aferentă liniei radiale spre alte grupe de motoare şi posturi de transformare, linii principale şi baterii de condensatoare.

12

Fig.8

13

Întreprinderea necesită puteri între 5-60 MW, deci trebuie să fie racordată la Sistemul

Naţional Energetic, prin intermediul unor staţii de conexiuni, la tensiunea de 110 KV. Întreprinderea are peste 50% din consumatori de categoria I, precum şi categoria II, cu puterea totală cuprinsă între 5 MVA şi 40 MVA, principalii consumatori fiind alimentaţi la tensiunea medie de 6 KV. De aceea, întreprinderea necesită două căi de alimentare cu rezervă 100%, precum şi trecere automată (automat de anclanşare automată a rezervei, AAR) a consumului de pe o cale de alimentare pe cealaltă în caz de avarie.

Staţia de transformare necesită două transformatoare racordate, fiecare bloc fiind racordat la câte o linie cu puteri egale, fiecare asigurând întregul consum al întreprinderii. Pe partea primară se poate prevede un separator pentru a putea separa linia de transformator, în cazul reparării unuia dintre cele două elemente. În staţia de 110/6 KV se poate prevede şi un întrerupător, funcţie de lungimea liniei. Transformatoarele se pot instala cât mai aproape de centrul de greutate al consumului de energie electrică al întreprinderii, reducându-se mult reţeua de distribuţie de 6 KV în cazul staţiei de transformare. Acest tip de posturi şi staţii de transformare se numesc tip racord adânc. Datorită simplităţii, siguranţei mărite şi a economicităţii se recomandă să se realizeze oriunde condiţiile de spaţiu permit. Pentru trasformatoare cu puteri nominale între 25-40 MVA, cu număr mare de plecări spre consumatori, se prevede un sistem dublu de bare, cu o bară secţionată, fiecare transformator fiind racordat la câte o secţie a sistemului II de bare, sistemul I fiind de rezervă, iar cupla longitudinală normal deschisă fiind prevăzută cu AAR.

Staţia de medie tensiune, de 6 KV, reprezentând puterea secundară a staţiei de transformare de 110/6 KV, este punctul principal de injecţie a energiei electrice în reţeaua de distribuţie de 6 KV din zona de consum aferentă acestei staţii. Deoarece consumatorii alimentaţi de astfel de staţii sunt în mare măsură de categoria I, liniile care pleacă de la staţii şi care trebuie să asigure rezervă de 100% sunt racordate la ambele secţii de bare, simetric pentru a uşura exploatarea. Pentru alimentarea consumatorilor individuali de puteri mai mari sau pentru grupe mari de consumatori situate în direcţii diferite, conţinând receptoare din toate categoriile, s-a adoptat utilizarea unei reţele de tip radial într-o singură treaptă. Liniile radiale, cu câte două cabluri pe celulă, care alimentează într-o singură treaptă staţiile de distribuţie, sunt alimentate de la secţii separate şi alimentează secţii separate. Liniile principale, fie simple de tipul LPS, fie duble de tipul LPD, sunt racordate la fiecare din secţiile de bare. Reţelele radiale au următoarele avantaje: siguranţă în alimentare, deoarece la defectarea unui cablu rămâne nealimentat un singur consumator (grup de consumatori), ceilalţi continuând să funcţioneze, precum şi elasticitate, deoarece pentru noi grupe de consumatori se fac reţele independente. Asigurarea rezervei de 100% pentru consumatorii de categoria I, se face prin prevederea a două căi de alimentare, fiecare putând prelua întregul consum, racordate la secţii sau sistem de bare diferite, atât la plecare cât şi la sosire, cuplele dintre acestea fiind prevăzute cu AAR. Pentru valori cuprinse între 4-6 MVA s-a utilizat câte două cabluri pe o cale de alimentare, ambele având montate câte un întrerupător. Cuplele transversale CTA şi CTB realizează transferul consumatorilor de pe un sistem de bare pe celălalt. Posturile de transformare, prevăzute cu câte două transformatoare, sunt racordate la ambele secţii de bare, funcţionând cu barele de joasă tensiune secţionate. Staţia de medie tensiune, de 6KV, este prevăzută cu două transformatoare pentru asigurarea serviciilor proprii. Acestea trebuie să asigure funcţionarea instalaţiilor energetice la parametrii proiectaţi, în toate regimurile prevăzute pentru mersul corect al consumatorilor, să asigure pornirea rapidă a grupurilor de intervenţie şi să nu conducă la costuri ridicate ale operaţiilor de pornire şi de oprire. La secţiile IIA şi IIB ale sistemului II de bare, ca şi la sistemul I normal de bare, sunt cuplate celulule de măsură a tensiunii şi curentului MIIA, MIIB, respectiv MI.

Staţiile de distribuţie sunt ultimele instalaţii de medie tensiune spre consumatori şi au un sistem de bare secţionat, prevăzut cu AAR pe cupla longitudinală. La sistemul de bare sunt cuplate celulule de măsură a tensiunii şi a curentului. De asemenea, sunt prevăzute şi câte două celule de rezervă pentru fiecare staţie de distribuţie.

14

E T A P A 2

Dimensionarea transformatoarelor de 110/6 KV din SRA1

3. Determinarea puterii transfomatoarelor dintr-un post sau staţie de

transformare Puterea postului de transformare se determină cu următoarea relaţie:

CPT SS ≥ (3.1.)

unde:

SPT este puterea postului de transformare SC este puterea aparentă cerută de consumatorii racordaţi la post

Puterea aparentă cerută de consumatorii racordaţi la post se calculează cu următoarea

relaţie:

( )22BCCCC QQPS −+= (3.2.)

unde:

PC este puterea activă cerută de consumatorii racordaţi la post QC este puterea reactivă cerută de consumatorii racordaţi la post QBC este puterea reactivă printr-o baterie de condensatoare (compensare factor de putere)

Puterea activă cerută este o valoare convenţională şi reprezintă puterea constantă medie

pe perioada de timp în care sarcinile au valorile cele mai mari, care conduce la aceeaşi energie disipată ca şi puterea reală variabilă în timp.

În cazul general, puterea cerută are o valoare mai mică decât puterea instalată Pi, datorită coeficientului de cerere KC.

iCC PKP ⋅= (3.3.)

Coeficientul de cerere KC se determină pe baza măsurătorilor efectuate în diferite

categorii de instalaţii, putând varia astfel: motoare electrice cu regim intermitent: KC = 0.10-0.15 motoare maşini unelte: KC = 0.20-0.45 motoare bine încărcate (pompe, compresoare, ventilatoare) : KC = 0.70-0.75 cuptoare cu inducţie: KC = 0.80-0.90 cuptoare cu arc: KC = 0.80-0.90

Coeficientul de cerere KC se poate exprima cu următoarea relaţie:

r

iSC

KKK

ηη ⋅⋅

= (3.4.)

unde:

KS este coeficientul de simultaneitate Ki este coeficientul de încărcare

η este randamentul receptoarelor ηr este randamentul reţelei

19

Coeficientul de simultaneitate KS este raportul dintre puterea instalată a receptoarelor în

funcţiune Pf şi puterea totală instalată Pi.

i

fS P

PK = (3.5.)

Acest coeficient ţine seama că numai o parte din receptoare funcţionează simultan,

datorită faptului că maşinile au diferite opriri cerute de procesul tehnologic, reparaţii, etc. Coeficientul de încărcare Ki este raportul dintre sarcina reală şi puterea instalată a

receptoarelor aflate în funcţiune.

f

reali P

PK = (3.6.)

Acest coeficient ţine seama de sarcina reală a motoarelor, având în vedere că pentru

maşinile antrenate se aleg în general motoare standardizate, de putere mai mare decât cea necesară la arbore.

Puterea aparentă cerută de receptoarele racordate la postul de transformare se calculează prin metoda coeficienţilor de cerere.

Metoda are următoarele etape:

1. Se stabilesc puterile instalate pe categorii de receptoare 2. Se indică coeficienţii de cerere şi factorii de putere pe aceste categorii de

receptoare 3. Se determină puterile active cerute pe categorii de receptoare prin înmulţirea

puterilor instalate şi a coeficienţilor de cerere 4. Se calculează puterile reactive cerute pe categorii de instalaţii cu următoarea

relaţie:

ϕtgPQ CC ⋅= (3.7.)

5. Se calculează puterile aparente cerute pe categorii de instalaţii cu următoarea relaţie:

22CCC QPS += (3.8.)

6. Se însumează separat puterile reactive cerute şi puterile active cerute pentru

întreg ansamblul de categorii de receptoare, apoi se evaluează puterea aparentă totală cerută de ansamblul receptoarelor

7. Se evaluează pierderile de putere activă şi reactivă în transformatoare conform paragrafului 3.1.(eventual şi în bobina de reactanţă, linii electrice)

8. Se însumează pierderile de putere calculate la punctul 7 cu puterile evaluate la punctul 6, determinându-se astfel, puterile active şi reactive totale cerute de receptoarele racordate la postul de transformare şi puterea aparentă totală cerută pe bara de 110 KV (primarul transformatorului)

9. Se aplică coeficientul de simultaneitate (β=0.9 şi γ=0.97) puterii active cerută, respectiv puterii reactive cerută, evaluate la punctul 8 (se multiplică puterile de la punctul 8 cu aceşti coeficienţi)

20

10. Pe baza valorilor puterilor active cerute şi reactive cerute, determinate la punctul 9, se determină factorul de putere al postului de transformare:

22cos

CC

C

C

C

QP

PSP

+==ϕ (3.9.)

Se admite valoarea cosφ=0.90-1.00 inductivă.

11. Dacă valoarea factorului de putere nu se găseşte în gama indicată la punctul 10 atunci:

a. Dacă cosφ<0.90 inductiv, se supraexcită compensatoarele sincrone, pentru ca acestea să genereze puterea reactivă suplimentară în sistem, până la atingerea factorului de putere cosφ=0.90, apoi se calculează puterea reactivă necesară pentru fiecare compensator sincron şi factorul de putere al acestuia

b. Dacă cosφ ia valori în domeniul capacitiv, se subexcită compensatoarele sincrone pentru ca acestea să genereze mai puţină putere reactivă în sistem, până la atingerea factorului de putere cosφ≈1.00, apoi se calculează puterea reactivă necesară pentru fiecare compensator sincron şi factorul de putere al acestuia

3.1. Deterimarea pierderilor de putere în transformatoare

A. Determinarea aproximativă a pierderilor în transformatoare. La punctul 7 al algoritmului de “evaluare a puterii aparente cerută” nu se cunosc

caracteristicile transformatoarelor, acestea putându-se alege doar după evaluarea puterii aparente cerută. În această fază se poate considera, într-o primă aproximaţie, că pierderea de putere activă din transformator reprezintă 2% din puterea aparentă la bornele secundarului, iar pierderile de putere reactivă reprezintă 10% din puterea aparentă la bornele secundarului.

SECCt SP ⋅=∆ 02,0 (3.10.a.)

SECCt SQ ⋅=∆ 1,0 (3.10.b.)

unde:

SCSEC este puterea aparentă totală cerută de ansamblul receptoarelor (evaluată la puctul 6)

Pe baza rezultatelor obţinute la relaţiile 3.10.a. şi 3.10.b. ale piederilor aproximative în transformatoare se poate parcurge punctele 8 şi 9 ale alogritmului, determinându-se valoarea aproximativă a putereii aparente cerută de receptoare SC (la bornele primare ale transformatorului).

Cu ajutorul valorii SC şi pe baza relaţiei (3.1.) se alege din tabelul aflat în Anexa1 puterea postului de transformare SPT (numărul şi puterea aparentă a transformatoarelor din post).

Se urmăreşte realizarea următoarelor condiţii:

În cazul a două transformatoare în staţie, care se rezervă integral (100%), alimentând receptoare de categoria I (peste 50%), la alegerea puterii nominale se are în vedere ca în funcţionarea normală gradul de încărcare al fiecărui transformator să fie 50%

La avarierea unuia, cel care rămâne în funcţiune să poată prelua întreaga sarcină

21

B. După alegerea puterii transformatoarelor din post se poate cunoaşte cu precizie valoarea

pierderilor pe puterea activă şi puterea reactivă în transformatoare, renunţându-se astfel la valorile aproximative evaluate la punctul A.

Fie ∆P0 şi ∆PSCn pierderile în gol, respectiv la scurtcircuit, în transformatoarele alese, valori ce se află în tabelul din Anexa1. Aceste puteri active se cunosc pentru puterea nominală vehiculată prin transformatoare Sn. La o sarcină SC diferită de cea nominală, pierderile de putere activă în transformatoare sunt:

nSCt PPP ∆⋅+∆=∆ 20 α (3.11.)

unde:

n

C

SS

=α este raportul dintre sarcina cerută (reală) şi puterea aparentă nominală a

transformatoarelor din post

Pierderea de putere reactivă în înfăşurări şi fierul circuitului magnetic (histerezis şi curenţi turbionari) al transformatorului la putere nominală este:

nSCTn QQQ ∆+∆=∆ 0 (3.12.)

unde:

∆Q0 este pierderea de putere reactivă în transformator, la mersul în gol al acestuia, la sarcină nominală

∆QSCn este pierderea de putere reactivă în transformator, la mersul în scurtcircuit al acestuia, la sarcină nominală

Pierderea de puterea reactivă în transformator la sarcina cerută SC, reală, este:

nSC

SCT SUI

QQQn

⋅

⋅+=∆⋅+∆=∆

100100202

0 αα (3.13.)

unde:

α are aceeaşi semnificaţie ca în relaţia (3.11.) I0 este valoarea procentuală a curentului de mers în gol (Anexa 1) USC este valoarea procentuală a tensiunii de scurtcircuit pentru trafo (Anexa 1)

3.2. Determinarea precisă a puterii aparente cerută de consumatori

Se urmăreşte algoritmul de calcul al puterii aparente cerute, completându-se tabelul

următor, după cum urmează: 1. Se completează coloana 2, pentru liniile 1 şi 2 din tabel 2. Se completează coloanele 3 şi 4, pentru liniile 1 şi 2 din tabel 3. Se calculează puterea activă cerută pe categorii de instalaţii cu relaţia (3.3.) şi se

completează coloana 5 pentru liniile 1 şi 2 din tabel 4. Se calculează puterea reactivă cerută pe categorii de instalaţii cu relaţia (3.7.) şi

se completează coloana 6, pentru liniile 1 şi 2 din tabel 5. Se calculează puterea aparentă cerută pe categorii de instalaţii cu relaţia (3.8.) şi

se completează coloana 7, pentru liniile 1 şi 2 din tabel

22

6. a. Se însumează separat puterile active cerute şi puterile reactive cerute pentru ansamblul categoriilor de receptoare, evaluându-se consumul pe bara de 6 KV (secundarul transformatoarelor) şi se completează coloanele 5 şi 6, pentru linia 3 b. Se însumează puterile instalate pentru ansamblul categoriilor de receptoare şi se completează coloana 2, pentru linia 3 c. Se calculează coeficientul de cerere KC pentru bara de 6 KV, prin raportarea puterii cerute PC la puterea instalată Pi şi se completează coloana 3, pentru linia 3 d. Se evaluează SC conform relaţiei (3.8.) şi se completează coloana 7, pentru linia 3

7. Se calculează pierderile aproximative în transformator, cu ajutorul relaţiilor 3.10.a., respectiv 3.10.b., apoi se completează coloanele 5 şi 6, pentru linia 4, precum şi coloana 2, pentru linia 4

8. Se completează coloanele 5, 6 şi 7, pentru linia 5.1. precum şi coloana 2, pentru linia 5.1. prin însumarea puterilor instalate

9. a. Se aplică coeficienţii de simultaneitate puterii reactive cerute şi puterii active cerute, completându-se coloanele 5 şi 6 pentru linia 5.2. b. Se calculează puterea totală aparentă cerută pe bara de 110 KV după aplicarea coeficienţilor de simultaneitate, şi se completează coloana 7, pentru linia 5.2.

10. a. Pe baza calculelor aproximative de la etapele 7, 8 şi 9, se alege puterea transformatoarelor din post Sn. b. Se refac în totalitate calculele de la etapele 7, 8 şi 9, cu valorile reale, conform paragrafului 3.2. punctul B, apoi se completează în tabel valorile reale (precise) în locul valorilor aproximative

11. a. Conform relaţiei (3.9.) se calculează cosφ global şi, dacă acesta satisface condiţia cosφ=0.90-1.00 inductivă, se completează coloana 4, pentru linia 5 b. Dacă nu se satisface această condiţia cosφ=0.90-1.00 inductivă, se recalculează puterea reactivă cerută (coloana 6, pentru linia 2 la motoarele sincrone), se recalculează factorul de putere pentru motoarele sincrone (coloana 4, pentru linia 2 la motoarele sincrone), precum şi puterea aparentă cerută; se refac de asemenea calculele de la etapele 6, 8 şi 9, completându-se în tabel valorile corespunzătoare

23

1 2 3 4 5 6 7

Num

ăr

Receptoare Puterea instalată Pi [KW]

Coeficient de cerere

KC

Factor de putere cosφ

Puterea activă cerută

PC [KW]

Puterea reactivă cerută

QC [KVar]

Puterea aparentă cerută

SC [KVA] Post Trafo 6/0.4 KV

2 X 100KVA

Post Trafo 6/0.4 KV 2 X 100KVA



Trafo 6/0.4 KV 1 X 100KVA

1


Motor Sincron Motor Sincron Motor Sincron Motor Sincron Motor Sincron Motor Sincron

Motor Sincron [R] Motor Sincron [R]

Motor Sincron Motor Sincron Motor Sincron Motor Sincron



Motor Asincron Motor Asincron Motor Asincron Motor Asincron Motor Asincron Motor Asincron Motor Asincron Motor Asincron

Motor Sincron [R]

2

Motor Asincron [R]

3 Total consum pe

bara de 6 KV (secundar trafo)

4 Pierderi în trafo 1 5 Total consum pe

bara de 110 KV 2 4 Pierderi în trafo

1 5 Total consum pe bara de 110 KV 2

24

Fig.9

3.3. Reglajul tensiunii în reţelele electrice

Pentru menţinerea tensiunii la nivel cât mai apropiat de cel nominal, se utilizează următoarele procedee de reglare în cadrul reţelelor electrice:

Controlul circulaţiei puterii reactive Modificarea reactanţei liniilor prin montarea de condensatoare în serie Înserierea unei tensiuni adiţionale

Cea de-a treia modalitate de reglare a tensiunii în reţelele electrice se realizează cu

ajutorul transformatorului cu prize reglabile sub sarcină sau în gol, amplasată pe partea tensiunii superioare a transformatorului. Amplitudinea de variaţie a tensiunii corespunzătoare unei prize depinde de puterea şi de tipul transformatorului. În general ea corespunde limitelor de 0.75%-5% din tensiunea nominală a înfăşurării de joasă tensiune (JT).

Pentru transformatorul coborâtor cu două înfăşurări T, şi pentru notaţiile din (fig.9),

calculul prizei pe care funcţionează transformatorul pentru a obţine tensiunea secundară dorită Ud2 se realizează cu următoarea relaţie:

( )

2

1

2

2

n

Pn

d

rap

UUnU

UU ∆⋅+

= (3.14.)

unde:

(U2)rap este tensiunea calculată pe bara (2), raportată la tensiunea barei (1) [KV] Un1 este tensiunea nominală pe bara (1) – tensiunea superioară [KV] Un2 este tensiunea nominală pe bara (2) – tensiunea inferioară [KV] n este numărul de prize necesar pentru obţinerea tensiunii dorite Ud2 ∆Up este căderea de tensiune pe o priză [KV]

Tensiunea calculată pe bara (2), raportată la tensiunea barei (1) se calculează cu

următoarea relaţie: ( ) Tnrap UUU ∆−= 12 (3.15.)

unde: ∆UT reprezintă pierderile (căderea) de tensiune pe transformatorul trifazat cu două

înfăşurări

25

Pierderile (căderea) de tensiune pe transformatorul trifazat cu două înfăşurări se

calculează cu următoarea relaţie:

11 n

CT

n

CTT U

QX

UP

RU ⋅+⋅=∆ (3.16.)

unde:

PC este puterea activă cerută de consumatori pe bara (1) [MW] QC este puterea reactivă cerută de consumatori pe bara (1) [MVar] RT este rezistenţa transformatorului [Ω] XT este reactanţa transformatorului [Ω]

Căderea de tensiune pe o priză ∆Up se calculează cu următoarea relaţie:

1100%

nP UaU ⋅=∆ (3.17.)

unde:

a% reprezintă căderea procentuală de tensiune pe o priză, faţă de tensiunea nominală Un1 (Anexa1)

Se determină priza necesară n pentru obţinerea tensiunii dorite Ud2 la bornele secundare

ale transformatorului, rotunjindu-se valoarea calculată “n” către numărul natural imediat superior.

Se calculează Ureal2, care rezultă din rotunjirea lui n către un număr întreg (în locul valorii dorite Ud2), cu ajutorul relaţiei (3.14.).

Se calculează abaterea între tensiunea dorită şi cea reală (procentual faţă de tensiunea dorită). Aceasta nu trebuie să depăşească 10%.

[%]1002

2 ⋅−

=∆d

dreald U

UUU (3.18.)

Se realizează calculul prizei transformatorului din SRA1, pentru regimul în care

funcţionează un singur transformator 110/6 KV în SRA1, al doilea fiind defect. Transformatorul care funcţionează preia integral sarcina totală cerută, iar tensiunea dorită pe secundarul transformatorului este Ud2=6.3 KV

3.4. Verificarea stabilităţii tensiunii în regimul cel mai greu Regimul cel mai greu pentru sistemul energetic proiectat apare atunci când se îndeplinesc

simultan următoarele condiţii: În SRA1 un transformator este în funcţiune, iar celălalt este defect Se porneşte cel mai important motor sincron, cuplat direct la sistemul de bare,

pornirea realizându-se în asincron În acest regim se evaluează priza “n” a transformatorului aflat în funcţiune, pentru a se

obţine la secundarul acestuia tensiunea dorită Ud2. Pentru pornirile rare şi de scurtă durată se admite o cădere a tensiunii dorite Ud2, cu 15% faţă de tensiunea nominală. Tensiunea dorită pe bara de 6 KV, pe durata pornirii motorului, este Ud2=5.355 KV.

26

În condiţiile speciale enunţate, la pornirea motorului în asincron, acesta absoarbe de la

reţea un curent de pornire Ip, care se calculează cu următoarea relaţie:

np II ⋅= 7 (3.19.) Acest lucru are ca efect scăderea tensiunii pe barele la care motorul este cuplat direct.

Puterea activa cerută PC, precum şi puterea reactivă cerută QC creşte de 7 (şapte) ori, odată cu creşterea curentului absorbit de la reţea. De asemenea, puterea reactivă cerută QC îşi schimbă semnul, fiind consumată din sistem de motorul ce se comportă inductiv şi nu cedată în sistem, ca în regimul de funcţionare supraexcitat (normal) al motorului sincron.

Se recalculează puterea activa cerută şi puterea reactivă cerută totală de ansamblul receptoarelor, inclusiv motorul care se porneşte în regim asincron. Apoi, se evaluează puterea aparentă totală cerută SC pe bara de 6 KV.

Pe bază valorii recalculate SC, se recalculează pierderile de puterea activă ∆PT şi de puterea reactivă ∆QT în transformator. Apoi, se recalculează puterea activă cerută şi puterea reactivă cerută totală pe bara de 110 KV, precum şi pierderile de tensiune în transformatorul trifazat cu două înfăşurări ∆UT.

Se recalculează valoarea tensiunii pe bara de 6 KV, raportată la tensiunea barei de 110 KV (U2)real, conform relaţiei (3.14.), precum şi priza “n” a transformatorului, conform aceeaşi relaţii (3.14.). Se recalculează abaterea tensiunii reale Ureal2 faţă de tensiunea dorită Ud2.

Pe durata pornirii motorului de aproximativ 30 de secunde se admite o supraîncărcare a transformatorului de 2-3 ori puterea nominală Sn, cu condiţia ca tensiunea la bornele motorului să asigure pornirea acestuia, iar oscilaţiile tensiunii în reţea, pe perioada pornirii, să nu perturbe funcţionarea celorlalţi consumatori.

27

1 2 3 4 5 6 7

Num

ăr

Receptoare Puterea instalată Pi [KW]

Coeficient de cerere

KC

Factor de putere cosφ

Puterea activă cerută

PC [KW]

Puterea reactivă cerută

QC [KVar]

Puterea aparentă cerută

SC [KVA] Post Trafo 6/0.4 KV

2 X 100KVA





1


Motor Sincron Motor Sincron Motor Sincron Motor Sincron Motor Sincron Motor Sincron





Motor Asincron Motor Asincron Motor Asincron Motor Asincron Motor Asincron Motor Asincron Motor Asincron Motor Asincron

Motor Sincron [R]

2

Motor Asincron [R]

3 Total consum pe

bara de 6 KV (secundar trafo)

4 Pierderi în trafo 1 5 Total consum pe

bara de 110 KV 2 4 Pierderi în trafo

1 5 Total consum pe bara de 110 KV 2

28

E T A P A 3

Alegerea echipamentului din staţiile electrice de 6 KV

4. Calculul curenţilor de scurtcircuit

Unul din scopurile realizării calculului curenţilor de scurtcircuit îl reprezintă

dimensionarea instalaţiilor energetice noi. Există metode multiple de efectuare a calculului curenţilor de scurtcircuit. În cele ce urmează se va aborda o metodă simplificată de calcul.

În metoda simplificată de calcul se admit următoarele ipoteze asupra reprezentării diferitelor elemente ale reţelei în schemele de calcul:

Se consideră aceeaşi tensiune U în toate nodurile reţelei Liniile aeriene şi cablurile de înaltă tensiune (U≥110 KV) se reprezintă numai

prin reactanţă inductivă Autotransformatoarele şi transformatoarele se reprezintă prin reactanţa lor,

considerând funcţionarea pe plotul mediu Sarcinile se neglijează cu excepţia compensatoarelor şi a motoarelor sincrone

4.1. Elementele şi schema de calcul (schema surselor de curent)

Pentru calcule de dimensionare, în care este necesară determinarea valorilor maxime ale

curenţilor de scurtcircuit, schema va cuprinde toate elementele reţelei: Toate generatoarele instalate în centrale Toate compensatoarele sincrone instalate în centrale Toate transformatoarele Toate motoarele sincrone (unde este cazul)

Pentru asemenea calcule, generatoarele şi motoarele se consideră prin reactanţa lor

supratranzitorie Xd″. Elementele unei reţele se introduc în calculul curenţilor de scurtcircuit prin impedanţa Z

sau prin reactanţa lor X, exprimate în unităţi absolute (Ω), sau în unităţi relative. Prin valoarea relativă a unei mărimi fizice se înţelege raportul acesteia faţă de o altă mărime fizică de aceeaşi natură, aleasă ca unitate de bază. În calculele ce se efectuează, se alege o putere de bază Sb şi o tensiune de bază Ub. Rezultă, de asemenea, un curent şi o impedanţă de bază:

b

bb U

SI

⋅=

3 (4.1.a.)

b

b

b

bb S

UI

UZ

2

3=

⋅= (4.1.b.)

Se alege de obicei Sb = 100 MVA sau 1000 MVA, iar Ub se consideră de obicei valoarea

tensiunii reţelei în care are loc scurtcircuitul.

29

În cazul utilizării mărimilor relative, tensiunea, curentul şi impedanţa se exprimă în

unităţi relative faţă de condiţiile de bază alese, astfel:

bUUU =∗ (4.2.a.)

bIII =∗ (4.2.b.)

bZZZ =∗ (4.2.c.)

În cazul exprimării în unităţi relative, toate impedanţele (reactanţele) trebuie raportate la

aceeaşi putere de bază, şi la aceeaşi tensiune de bază. Pentru calculul impedanţelor (reactanţelor) diverselor elemente se consideră caracteristicile indicate de fabrica constructoare. A. Calculul impedanţelor în unităţi relative

1. Reactanţa de legătură la barele unui sistem de putere infinită (reactanţa sistemului):

SC

bS S

SX = (4.3.)

unde:

SSC este valoarea puterii debitate de sistem la scurtcircuit în punctul faţă de care se determină reactanţa

2. Reactanţa transformatorului cu două înfăşurări:

[ ]

nT

bSCT S

SUX ⋅=

100%

(4.4.)

unde:

USC[%] este tensiunea de scurtcircuit a transformatorului Snt este puterea aparentă nominală a transformatorului

3. Reactanţa şi rezistenţa liniilor:

2nL

bL U

SLxX ⋅⋅= (4.5.a.)

2nL

bL U

SLrR ⋅⋅= (4.5.b.)

unde:

x este reactanţa pe unitatea de lungime r este rezistenţa pe unitatea de lungime UnL este tensiunea nominală a liniei

30

Fig.10

4. Reactanţa bobinelor:

[ ]

b

nB

nB

bB U

UIIxX ⋅⋅=

100% (4.6.)

unde:

x[%] este reactanţa relativă raportată la parametrii nominali proprii UnB este tensiunea nominală al bobinei InB este curentul nominal al bobinei

5. Reactanţa generatoarelor (compensatoarelor, motoarelor sincrone):

nG

bdG S

SXX ⋅

′′=

100[%]

(4.7.)

unde:

Xd″[%] este reactanţa supratranzitorie a maşinii SnG este puterea nominală a maşinii

B. Considerarea motoarelor la calculul curenţilor de scurtcircuit

Motoarele sincrone şi compensatoarele sincrone se iau în considerare la calculul curenţilor de scurtcircuit ca şi generatoarele sincrone, fiind considerate surse de curent, ce debitează la locul defectului K. Acestea se iau în considerare (prin reactanţa XMS şi XCS exprimată în unităţi relative) în totalitate, indiferent de puterea nominală (fig.10).

Motoarele asincrone cu tensiunea nominală peste 1 KV trebuie considerate în calculul curentului de scurtcircuit astfel:

Totdeauna, dacă sunt conectate la bara de medie tensiune La barele de tensiune superioară la care sunt racordate prin transformatoare, numai dacă

aportul acestor motoare la curentul de scurtcircuit este mai mare decât o abatere admisibilă a% din aportul sistemului (a[%]≈10%)

31

Observaţii:

Se recomandă, pentru efectuarea calculului curentului de scurtcircuit:

1. Alegerea Sb = 1000 MVA şi Ub = Umed = 6.3 KV 2. Calculul reactanţelor în unităţi relative pentru:

Sistemul Energetic Transformatoare Motoare sincrone Cabluri (linii) Reactoare (bobine de reactanţă)

3. Neglijarea aportului, la curenţii de scurtcircuit, a motoarelor asincrone 4. Utilizarea cablurilor pe partea de 110KV, de tipul: 3X240 Cu, x=0.19 Ω/Km, cu

lungimea L = 1000 m 5. Neglijarea reactanţelor cablurilor pe partea de medie tensiune datorită lungimii reduse a

acestora şi a valorii reduse faţă de reactanţa bobinelor de reactanţă 6. Considerarea următoarelor surse pentru curenţii de scurtcircuit:

Sistemul energetic S Generatorul echivalent al motoarelor sincrone care debitează pe scurtcircuit

7. Utilizarea tipurilor de reactoare(bobine de reactanţă): BR-6-400/4 cu Un = 6 KV, In = 400 A, x = 4% BR-6-1500/6 cu Un = 6 KV, In = 1500 A, x = 6%

8. Studierea exemplului de calcul (Anexa 2) C. Determinarea reactanţei totale şi a reactanţei de calcul

Întocmirea schemei echivalente pentru calculul curenţilor de scurtcircuit de realizează astfel:

Se întocmeşte pentru o singură fază, atât pentru calculul scurtcircuitelor simetrice, cât şi al celor nesimetrice

Pentru scurtcircuite simetrice este necesară numai schema de succesiune simetrică Pentru scurtcircuite nesimetrice se întocmesc scheme echivalente separate pentru

succesiunile directe, inverse, homopolare Pentru calculul curentului în cazul scurtcircuitului trifazat (simetric) este necesară

realizarea schemei de succesiune directă, ce conţine reactanţele elementelor din reţea în unităţi relative, exprimate cu ajutorul relaţiilor 4.3 – 4.7, precum şi sursele de curent ce debitează pe defect Reactanţa totală XΣ, pentru schema echivalentă de calcul a curentului de scurtcircuit într-

un anumit punct al reţelei, se evaluează astfel: Se pun în evidenţă reactanţele aflate în conexiune serie sau paralel, faţă de punctul de

defect, şi se realizează transformarea acestora în reactanţe echivalente, care se calculează Se utilizează metode de transfigurare (λ→∆, ∆→λ), când nu se mai pun în evidenţă

conexiuni serie sau paralel ale reactanţelor din schemă Se reduce întreg ansamblul de reactanţe al schemei la o reactanţă echivalentă, reactanţa

de calcul, conectată la sursa de curent ce debitează pe defectul analizat

32

Reactanţa de calcul, utilizată pentru calculul curentului de scurtcircuit debitat de sursele ni ,1∈ la locul defectului, se determină cu relaţia:

b

n

ii

calc S

SXX

∑=

Σ∗ ⋅= 1 (4.8.)

unde:

Si este puterea aparentă a sursei i, ni ,1∈ , care debitează la locul de scurtcircuit, prin reactanţa XΣ

Observaţii:

Pentru calculul curentului de scurtcircuit (trifazat simetric) pe barele de 6 KV ale staţiilor

SRA1, PD1 şi PD2, se realizează schema echivalentă de calcul, conţinând reactanţele în unităţi relative ale elementelor reţelei electrice.

Pentru fiecare punct de scurtcircuit se calculeză reactanţa totală XΣ şi reactanţa de calcul X*

calc, prin care o sursă sau un ansamblu de surse debitează la locul defectului. În acest scop se realizează transformări (serie, paralel) şi transfigurări (λ→∆, ∆→λ).

Se recomandă urmărirea modului de calcul al reactanţelor totale şi reactanţelor de calcul pentru exemplul de calcul aflat în Anexa 2.

4.2. Calculul curenţilor de scurtcircuit (pentru scurtcircuitul trifazat simetric)

Pentru dimensionarea şi verificarea echipamentului electric este necesar să se determine următoarele mărimi:

Componenta periodică a curentului iniţial de scurtcirciut I0 Curentul de declanşare Ia Curentul permanent de scurtcircuit I∞ Curentul de scurtcircuit de şoc Iş

Componenta periodică a curentului iniţial de scurtcirciut I0 este valoarea efectivă în

momentul producerii scurtcircuitului. Mărimea sa este determinată de reactanţa reţelei şi de reactanţele supratranzitorii ale maşinilor sincrone.

Curentul de declanşare Ia este valoarea efectivă a componentei periodice a curentului de scurtcircuit, care trece prin întrerupător în momentul primei separări a contactelor (timpul de separare a contactelor poate fi t = 0.10 s; 0.20 s; 0.25 s, curentul de declanşare fiind deseori notat cu I0.10; I0.20; I0.25)

Curentul permanent de scurtcircuit I∞ este valoarea efectivă, care se stabileşte după trecerea procesului tranzitoriu. Această valoare depinde de reactanţele reţelei şi de caracteristicile sistemului de reglaj al tensiunii generatoarelor.

Curentul de scurtcircuit de şoc Iş este cea mai mare valoare instantanee a curentului după producerea scurtcircuitului. Această valoare depinde de valoarea şi faza tensiunii electromotoare din momentul producerii scurtcircuitului. Calculul curentului de şoc se execută pentru momentul care dă cea mai mare valoare a acestuia.

33

Calculul curenţilor de scurtcircuit se realizează prin metoda curbelor de calcul (Anexa 2). În funcţie de valoarea reactanţei de calcul, evaluată pentru punctul de scurtcircuit,

calculul curenţilor de scurtcitcuit se efectuează în mod diferit: 1. Dacă X*

calc > 3, atunci componenta periodică a curentului de scurtcircuit este constantă în orice moment. În acest caz regimul de scurtcircuit, datorită distanţei electrice mari, este lipsit de regimul tranzitoriu la locul defectului şi acesta intră din primul moment în regimul permanent de scurtcircuit.

În acest caz se produce egalitatea:

∗∞⋅⋅

===∑

calcn

ii

a XU

SIII

30 (4.9.)

unde:

Si sunt puterile aparente ale surselor ce debitează pe curentul de scurtcircuit [MVA] Un este tensiunea nominală la locul scurtcircuitului

2. Dacă X*

calc < 3, atunci există toate componentele curentului de scurtcircuit (I0; Ia; I∞), care se determină cu următoarele relaţii:

nGIKI ⋅= 00 (4.10.a.)

nGaa IKI ⋅= (4.10.b.)

nGIKI ⋅= ∞∞ (4.10.c.)

unde:

K0, Ka şi K∞ sunt coeficienţii rezultaţi din curbele de calcul (Anexa2), în funcţie de reactanţa de calcul

InG este suma curenţilor debitaţi de generatoare

∑⋅

=i ni

inG U

SI

3 (4.11.)

unde:

Si este puterea aparentă a sursei ce debitează la locul defectului [MVA] Uni este tensiunea nominală a sursei [KV]

Curentul de şoc apare la t = 0.01 s de la producerea scurtcircuitului şi reprezintă cea mai

mare valoare instantanee a curentului de scurtcircuit. Aceasta se calculează cu următoarea relaţie:

02 IKI SS ⋅⋅= (4.12.)

unde:

KS = 1.9 pentru scurtcircuit pe barele generatoarelor KS = 1.8 pentru scurtcircuit în celelalte puncte ale sistemului

34

Puterea de rupere a întrerupătoarelor, pe bara unde se produce scurtcircuitul, Sa, este

necesară pentru alegerea echipamentului electric. Se calculează cu următoarea relaţie [MVA]:

ana IUS ⋅⋅= 3 (4.13.) Verificarea şi alegerea echipamentului electric se realizează după evaluarea efectului

dinamic al curentului de scurtcircuit, dar şi după evaluarea efectului termic al curentului de scurcircuit.

Curentul termic echivalent de 1 s al curentului de scurtcircuit Iech necesar pentru verificarea stabilităţii termice a echipamentului se calculează cu următoarea relaţie:

( ) tnmIIech ⋅+= 0 (4.14.)

unde:

t = 2.50 s este temporizarea protecţiei maximale a transformatorului la scurtcircuite exterioare

m şi n sunt valorile extrase din curbele m = f (tSC) şi n = f (tSC), având parametrul KS, respectiv β = I0 / I∞ (Anexa2)

Observaţii:

1. Se va efectua calculul curentului de scurtcircuit pentru următoarele scurtcircuite:

K1 pe bara principală de 6 KV din SRA1 K2 pe bara secundară (după reactorul 400 A / 4%) K3 pe bara de 6 KV din PD1 K4 pe bara de 6 KV din PD2

2. Pentru fiecare tip de scurtcircuit se consideră regimul cel mai greu de scurtcircuit, pentru care se alege şi se verifică echipamentul (reactanţa totală cea mai mică – curentul de scurtcircuit cel mai mare)

K1 şi K2 – trafo T1 în funcţiune, trafo T2 defect, iar cuplele longitudinale din PD1 şi PD2 deschise

K3 - trafo T1 în funcţiune, trafo T2 defect, iar cupla longitudinală din PD1 închisă

K4 - trafo T1 în funcţiune, trafo T2 defect, iar cupla longitudinală din PD2 închisă

3. Se consideră timpul protecţiei maximale a transformatoarelor din SRA1, t = 2.5 s 4. Pentru fiecare punct de scurtcircuit (K1, K2, K3 şi K4), se calculează aportul

sistemului şi aportul motoarelor sincrone la curentul de scurtcircuit. În acest scop se calculează o reactanţă de calcul pentru sistem şi o reactanţă de calcul pentru motoarele sincrone

5. Rezultatele se centralizează în tabelul următor:

C U R E N Ţ I I D E S C U R T C I R C U I T [KA]

APORT SISTEM APORT M.SINCRONE TOTAL Punct

de SC Un

[KV] I0 I0,1 I∞ I0 I0,1 I∞ I0 I0,1 I∞

CURENT DE ŞOC [KA]

Iech [KA]

K1 K2 K3 K4

35

4.3. Alegerea şi verificarea echipamentului electric

Echipamentul electric al unei instalaţii electrice trebuie astfel ales încât să satisfacă următoarele condiţii:

Parametrii nominali ai echipamentului să corespundă parametrilor locului în care se instalează

Să reziste supratensiunilor şi curenţilor de scurtcircuit ce pot să apară în regimurile de avarie

Curenţii de scurtcircuit solicită echipamentele electrice din punct de vedere mecanic şi

termic. Solicitarea electrodinamică este determinată de curentul de scurtcircuit de şoc, iar solicitarea termică este determinată de valoarea curentului de scurtcircuit şi de durata acestuia.

Verificarea echipamentului electric la solicitările mecanice şi termice în cazul curenţilor de scurtcircuit, se face prin compararea mărimilor de calcul cu cele de încercare.

La alegerea şi verificarea elementului respectiv, trebuie să se aleagă locul de scurtcircuit astfel încât curentul ce rezultă să determine solictarea maximă posibilă a elementului.

Se menţionează că generatoare şi transformatoarelor nu se verifică la acţiunea curenţilor de scurtcircuit, deoarece acestea sunt asigurate prin construcţia lor.

4.3.1. Întrerupătoarele

Alegerea întrerupătoarelor se face pe baza următoarelor condiţii:

Tensiunea nominală a întrerupătorului Uni să îndeplinească condiţia:

nreteani UU ≥ (4.15.) Curentul nominal al întrerupătorului Ini să îndeplinească condiţia:

Cni II ≥ (4.16.)

unde:

IC este curentul cerut în regim nominal pe circuitul pe care este amplasat întrerupătorul Puterea de rupere a întrerupătorului Sr să fie mai mare decât puterea de rupere

calculată Sa, pe baza curenţilor de scurtcircuit la locul montării întrerupătorului

Întrerupătorul se verifică din punct de vedere al stabilităţii termice şi electrodinamice:

Condiţia ca întrerupătorul să reziste la solicitarea termică este:

echSt II ≥1 (4.17.)

unde: It1S este curentul limită termic pentru o secundă, specificat în catalog pentru

întrerupătorul ales [KA] Iech este curentul mediu echivalent al scurtcircuitului evaluat în cadrul calculului

curenţilor de scurtcircuit [KA]

36

Condiţia de stabilitate a întrerupătorului, din punct de vedere al solicitărilor

electrodinamice, este:

ldS II ≤ (4.18.)

unde: IS este curentul de şoc evaluat în cadrul curenţilor de scurtcircuit Ild este curentul limită dinamic specificat în catalog pentru întrerupătorul ales

4.3.2. Separatoarele

Alegerea separatoarelor se face pe baza următoarelor condiţii:

Tensiunea nominală a separatorului Uns să îndeplinească următoarea condiţie:

nreteans UU ≥ (4.19.) Curentul nominal al separatorului Ins să îndeplinească următoarea condiţie:

Cns II ≥ (4.20.)

Separatorul se verifică la stabilitatea termică şi electrodinamică în acelaşi mod ca întrerupătoarele.

4.3.3. Transformatoarele de curent

Tensiunea şi curentul nominal primar se aleg în funcţie de tensiunea reţelei şi de curentul cerut pe circuitul în care este montat transformatorul. Transformatorul de curent ales se verifică la următoarele restricţii:

Putere nominală

nSS ≤2 (4.21.)

unde: Sn este puterea nominală a transformator de curent aflată în catalog

Stabilitate electrodinamică

ldS II ⋅≤ 2 (4.22.)

unde: IS este curentul de şoc rezultat din calculul curenţilor de scurtcircuit (pe primarul

transformatorului de curent) Ild este curentul limită dinamic al transformatorului de curent luat din catalog şi care în

general îndeplineşte relaţia:

nld II 1250 ⋅= (4.23.)

37

unde:

I1n este curentul nominal în primarul transformatorului de curent

Stabilitate termică

Stech II 1≤ (4.24.) unde:

Iech este curentul mediu echivalent al scurtcircuitului evaluat în calculul curenţilor de scurtcircuit (pe primarul transformatorului de curent)

It1S este curentul limită termic pentru o secundă, specificat în catalog pentru transformatorul de curent ales şi care îndeplineşte următoarea condiţie:

nSt II 11 100 ⋅= (4.25.)

Observaţii: Pentru alegerea transformatarelor de curent se au în vedere următoarele:

Tensiunea nominală şi curentul nominal în primarul transformatorului de curent să fie egale cu tensiunea reţelei şi curentul cerut prin circuit

Determinarea valorilor Ild şi It1s în funcţie de I1n Verificarea condiţiilor: (4.24.) şi (4.25.) I2n = 5A Se neglijează verificarea relaţiei (4.21.) a puterii nominale a transformatorului

de curent

4.3.4. Transformatoarele de tensiune Tensiunea nominală primară a transformatorului de tensiune se alege în funcţie de

schema de conexiuni a înfăşurărilor primare. Tensiunea nominală primară este:

31nretea

nU

U = (4.26.)

Tensiunea nominală secundară are valoarea:

3100

2 =nU (4.27.)

Tensiunea nominală a înfăşurărilor auxiliare este:

3100

3 =nU (4.28.)

38

Puterea nominală a fiecărei înfăşurări a transformatorului de tensiune nu trebuie să fie

depăşită de puterea consumată pe fiecare înfăşurare. În acest scop se realizează un bilanţ al puterilor cerute de consumator, pe fiecare din

înfăşurările secundare şi se verifică realizarea condiţiei:

nTTc SS < (4.29.)

unde: STT este puterea aparentă a transformatorului de tensiune pe înfăşurarea respectivă

Observaţii:

Pentru alegerea transformatoarelor de tensiune se au în vedere următoarele:

Este necesară măsurarea tensiunilor de fază, de linie, precum şi a componentei homopolare pe barele de 6KV ale SRA1 (se alege conexiunea necesară a transformatorului de tensiune)

Se calculează U1n, U2n şi U3n pentru transformatorul de tensiune Se neglijează verificarea relaţiei (4.29.)

4.3.5. Siguranţele fuzibile

Alegerea siguranţelor fuzibile se face pe baza următoarelor condiţii:

Felul instalaţiei: 1. pentru montaj interior – SFI; SFIT 2. pentru montaj exterior – SFE; SFET

Numărul de poli, pe fiecare fază alegându-se câte o siguranţă fuzibilă Siguranţa fuzibilă nu se topeşte la curentul de suprasarcină pe o durată limitată şi

nici la şocurile de curent de scurtă durată care apar în regimul nominal Capacitatea de rupere a siguranţeiSr îndeplineşte condiţia:

ar SS ≥ (4.30.)

unde:

Sa este puterea de rupere calculată, pe baza curenţilor de scurtcircuit, la locul montării siguranţei

39

Observaţii generale

În scopul alegerii şi verificării aparatajului din staţiile SRA1, PD1 şi PD2, se parcurge

următoarele etape:

Se numerotează celulele pentru fiecare staţie Se calculează curenţii ceruţi pe fiecare circuit al staţiei Se calculează curenţii ceruţi pentru consumatorii grupaţi pe o bobină de reactanţă Se alege pe fiecare circuit aparatajul electric, în funcţie de tensiunea reţelei şi de curenţii

ceruţi pe fiecare circuit (Anexa 3) Se verifică aparatajul ales completându-se în tabele parametrii necesari şi parametrii

garantaţi Separatoarele electrice de bare din SRA1 se aleg în funcţie de tensiunea reţelei şi de

curentul maxim cerut pe circuit sau ansamblu de circuite al staţiei Separatoarele situate pe cuplele longitudinale sau transversale se aleg ţinând seama de

faptul că curentul cerut este curentul de sarcină pe transformatorul de 110/6 KV Se recomandă utilizarea celulelor prefabricate pentru circuitele cu putere de rupere

Sa<250 MVA Pentru alegerea aparatajului electric pe partea de 110 KV a staţiei SRA1, se realizează

calculul curenţilor de scurtcircuit în punctul K5, luându-se în considerare numai aportul sistemului, aportul motoarelor sincrone neglijându-se

Alegerea întrerupătoarelor

Zona Receptor Celula Notaţie Ic [KA]

Sa [MVA]

Is [KA]

Iech [KA]

Scurt-circuit

40

Parametri necesari Parametri garantaţi Zona

Cel

ula

Tip Aparataj UNreţea [KV]

IC [KA]

Iech [KA]

Iş [KA]

UNî [KV]

INî [KA]

It1s [KA]

Ild [KA]

Separatoare


Cel

ula


IC [A]

Iech [KA]

Iş [KA]

UNs [KV]

INs [A]

It1s [KA]

Ild [KA]

41

Alegerea transformatoarelor de curent


Cel

ula


IC

[A] Iech

[KA] Iş

[KA] UNs

[KV] INs [A]

It1s [KA]

Ild [KA]

Tema 1, 2, 3

Documents

Transcript of Tema 1, 2, 3