METODE MODERNE DE ANALIZA ŞI CALCUL PRIVIND DIMENSIONAREA REŢELELOR DE JOASĂ TENSIUNE.

Motivaţie : Reţelele de joasă tensiune se compun din transformatoare de m.t/j.t şi linii de joasă tensiune. Ele trebuiesc gândite şi analizate în mod unitar pentru a se obţine o eficientizare maximă. Dar prin modul de gândire actual şi prin metodele de analiză şi calcul rezultă o supradimensionare a transformatoarelor şi din această cauză ele funcţionează în mod curent cu încărcări medii de 10÷15% din capacitate,şi o ineficientă dimensionare a liniilor electrice aeriene în sensul că se execută linii de lungimi mari care sunt sensibile la perturbaţii electrice (şocuri de tensiune,flicker,regimuri deformante) şi care produc pierderi mari de tensiune,iar pentru încadrarea acestora în limitele admise (-10 %) se reduc încărcările energetice mult sub limita admisibilă. Noile metode : Analiza şi calculul pentru dimensionarea transformatoarelor se bazează pe energii tranzitate (consumate) şi pe curbe de pierderi de energie, iar în cazul liniilor electrice calculul are la bază puterea de scurtcircuit în punctul de conectare al consumatorului ( Sk în p.c.c.). Metodele au la bază fundamente tehnico-matematice, analize şi cercetări şi au susţinere în literatura tehnică de specialitate.Aceste metode permit o analiză globală şi permanentă a reţelelor în sensul că servesc atât la dimensionarea corectă în faza de proiectare cât şi la supervizarea competentă a funcţionalităţii(a unei încărcării economice şi a bunei calităţi energiei livrate) Analize, calcule şi dimensionări ale transformatoarelor de m.t / j.t .Conform prescripţiilor actuale analizele şi calculele ce se fac pentru dimensionarea şi evaluarea funcţionării folosesc ca mărimi de intrare valori ale puterilor obţinute în urma unor măsurători momentane ori gradul de încărcare al transformatorului este o mărime ce determină starea de funcţionare a lui pe o lungă perioadă de timp( lună, trimestru,an) şi nu este logic ca o putere momentană şi de valoare aleatorie,să poată defini în mod corect starea de funcţionare a transformatorului. Iar în ce priveşte dimensionarea pe bază de puteri, duce la supradimensionarea puteii transformatoarelor. Mai nou aceste analize se fac în mod corect pe baza curbelor de sarcină,dar acestea sunt foarte greu de realizat pentru că necesită multă forţă de muncă şi foarte mult timp. Ori există date şi analize cu măsurători de energie ( atât pentru uz casnic cât şi pentru alte utilităţi) pentru toate zonele din ţară ( pentru fiecare judeţ, pentru urban, rural, sate dezvoltate, sate sărace, etc.), şi o analiză a încărcării cât şi o dimensionare pe bază de energii este mult mai corectă. Prin noua metodă,folosind energia ca mărime de bază se pot trasa curbele de pierdere de energie,(care arată ca în figura 1 sau figura 2.) care oferă o multitudine de facilităţi şi de folosinţe. Curbele redau variaţia pierderilor de energie (în Mwh sau în %) funcţie de încărcare ,pentru diverse mărimi şi tipuri de transformatoare(definite prin pierderile specifice în fier,p0, şi în cupru,pk ) şi diverse forme de curbe de sarcină date de tipul consumatorilor (şi definite prin coeficientul de umplere ku ). În acest fel se poate trasa un număr limitat de asfel de curbe şi cu ajutorul lor se poate analiza într-un timp scurt enorma multitudine de curbe de sarcină. În acest fel analiza transformatoarelor se poate face fără a mai ridica curbe de sarcină pentru toate transformatoarele, reducându-se foarte mult volumul de muncă.....Iar aceste curbe oferă facilităţi atât în proiectare cât şi în exploatare, cum ar fi : 1 ) Există o corelaţia biunivocă şi permanentă între gradul de încărcare şi pierderi fapt ce permite urmărirea facilă şi continuă , în exploatare , atât a încărcării cât şi a pierderilor. 2 ) Se determină uşor atât pierderile cât şi gradul de utilizare ,determinare ce se poate face fie prin calcule cu ajutorul formulelor fie direct prin vizualizarea curbelor de pierderi de energie şi în acest caz nefiind nevoie de calcule,determinarea este accesibilă chiar şi personalului cu mai puţină pregătire. 3 ) Pe curbe se poate localiza punctul de pierderi minime numit „ gradul de utilizare economică a capacităţii transformatorului , GUC ec. Aşa cum se observă în figura 1 acest punct se situează la o încărcare de cca. 50% din capacitatea transformatorului, aspect demonstrat şi în literatura de specialitate.

4 ) Deoarece gradul de utilizare economică GUC ec este de fapt un punct şi funcţionarea unui transfor-mator în acest punct nu este posibilă în exploatare (deoarece puterea tranzitată prin transformator variază continuu), s-a găsit un mod convenabil dar şi posibil de utilizare eficientă a transformatoarelor prin adoptarea unei noi definiţii şi anume„gradul de utilizare optimă a capacităţii transformatorului , GUCopt „

Acesta este un domeniu de funcţionare întins pe o plajă foarte mare de valori ale energiei tranzitate(cuprins între cca. 25÷30 % şi cca.60÷70 %).Iar această plajă este utilă şi utilizabilă atât în exploatare cât şi în proiectare. 5 ) Pe curbele din fig. 2 se observă cât de uşor se poate determina puterea optimă a unui transformator pentru un anume loc de consum în care cunoaştem energia cerută. Aşa cum se vede,pe aceste curbe se afişează ( de calculator) şi pierderile de energie pentru diverse energii tranzitate şi diverse transformatoare asfel că se pot facecalcule tehnico-economice prvind eficienţa folosirii sau rotirii transformatoarelor pentru a obţine încărcări optime. Asfel de curbe servesc fie la dimensionare în faza de proiectare,fie la analiza încărcării şi la rotirea transformatoarelor,în exploatare.Pentru a se uşura această analiză este redat ,sub curbe,tabelul cu gradul de încărcare pentru diverse energii şi diverse mărimi de transformatoare.

1

6 ) Cu ajutorul acestor curbe (cele din fig. 1 ) s-a demonstrat, la nivelul fostei S.C. Electrica că majoritatea transformatoarelor de m.t / j.t. nu funcţionează pe plaja optimă ci la încărcări de până la 10÷15% din capacitate drept pentru care pierderile rezultate sunt aproape duble.Situaţia este valabilă şi în prezent atât la nivel global cât şi pe filiale(respectiv şi pentru reţelele E-ON Moldova) pentru că nu s-au produs modificări esenţiale în ultimii ani. Notă :Din calcule s-a ajuns la concluzia că totalitatea transformatoarelor de m.t / j.t din gestiunea fostei S.C.Electrica se pot asimila cu un transformator de putere medie cuprinsă între 63 KVA şi 250 KVA şi pe curbe se observă că plaja de pierderi optime ar trebui să se situeze între 1,8% şi 2,8 %, dar domeniul pierderilor reale este de 4÷5,5%(duble faţă de cele optime),lucru demonstrat atât prin bilanţurile anuale cât şi prin faptul că încărcarea ca energie a transformatoareloe din gestiunea S.C .Electrica a fost (şi este) de numai 10÷15 % din capacitatea transformatoarelor în funcţie. Constatarea este valabilă şi pentru fiecare din filialele foste societăţi. Aşa de exemplu la fosta F.R.E. Suceava dacă s-ar optimiza încărcările s-ar obţine o reducere a pierderilor în transformatoarele de m.t /j.t de cca.7000÷8000 MWh/an,energie ce ar fi disponibilă spre vânzare şi ar aduce importante venituri suplimentare.

2

Dw(%)

Ku=0,25

Ku=0,5

Ku=0,3

Ku=0,6

Ku=0,4Ku=0,8

GUC(%)

GUCopt

GUCopt

GUCopt

Puncte GUCec

Fig.1

Plaja de pierderi optime

Domeniul pierderilor actuale

63 KVA

250 KVA

Sn(kVA)

G R A D U L DE I N C A R C A R E - G.U.C.(%)

400 - 7,1250 4,6 11,4160 7,1 17,8125 9,1 22,8100 N 11,4 28,5 p= 1,75/0,32 (w) 75 R 15,2 38 p= 1,45/0,2363 N 18,1 45,3 p=1,35/0,25

Fig. 2Notă : 1) Pentru fig. 2 s-au făcut calcule tehnico-economice de înlocuire a unui tranformator de 400 KVA de tip vechi ( cu pirderi foarte mari ) şi care este încărcat numai la 7,1% din capacitate şi se ajunge la concluzia că investiţiile necesare pentru înlocuirea unor asfel de transformatoare se recuperează în cca. 7÷10 ani. 2) Transformatoare vechi (fabricate înainte de 1975,cu pierderi f. f. mari şi care sunt deja amortizate ) sunt înproporţie de cca 40% din totalul de transformatoare în funcţie şi cu ajutorul acestor curbe s-ar putea realiza un

3

Dw(MWh/an)

W(MVAh/an)

400V

160C

250C

160N125N

125R

100N 63N

75R

Curbe pentru Ku=0,4

program de înlocuire a acestora,în condiţii de eficienţă economică.Aşa deci pentru o dimensionare corectă a puterii transformatoarelor şi o încărcare economică în exploatare se impune folosirea curbelor de pierderi de energie, ca o metodă ştiinţifică şi eficientă economic................................................................................................................................................................................Şi pentru că, la ora actuală, cele de mai sus nu se aplică, majoritatea transformatoarelor existente cât şi cele nou proiectate sunt supradimensionate şi funcţionează la încărcări foarte mici (în medie de 10÷15 %).În acest sens se dă ca exemplu lucrarea nr.15/2006 « I.N.T. zona PTA 1 Lipoveni » (Mitocul Dragomirnei) unde în zona PTA 1de 63 KVA rezultau pierderi de tensiune de până la 18 % şi pentru reglementarea situaţiei s-amai proiectat încă un post de 100 KVA care va prelua o parte din LEA j.t. şi o parte din consumatorii vechiului post ,rezultând un PTA nou de 100 KVA cu 2 plecări ; pe una fiind 22 abonaţi uniform distribuiţi şi pe cealaltă fiind 58 abonaţi uniform distribuiţi şi un consumator concentrat ce cere 11,9 Kw. Dintr-o analiza foarte sumară şi logică şi pe bază de date , rezultă următoarele : -- Dacă un transformator de 63 KVA a făcut faţă ,ani de zile, la tot consumul ar fi logic ca prin preluarea a o parte din consumatori de un al doilea transformator acesta să fie de putere mai mică de 63 kVA. -- Din bilanţurile energetice din anii 1995—2000 se constată că PT 1 Lipoveni,de 63 KVA are un consum anual variind între 99.000 Kwh÷112.000 Kwh pentru cei 193 abonaţi,adică un consum mediu de cca.550 Kwh/ ab./ an. -- Noul transformator are capacitatea nominală de 100 KVA * 8760 ore/an * 0,9 =788.400 KWh/an -- Considerând consumatorul de 11,9 KW că funcţionează non stop,8760 ore,el ar consuma 104.250 Kwh/an şi în felul acesta mai rămân disponibili 644.150 Kwh/an pentru cei 80 abonaţi. Revine,deci,fiecărui abonat o energie de 8050 Kwh/an. Dar,de mai sus,se vede că în zonă este un consum mediu de cca.550 Kwh/ ab./ an,consum care la ora actuală poate fi de maxim 600÷700Kwh/ abonat/ an. Rezultă că încărcarea noului trafo este de sub 10 %. -- Dar dimensionarea s-a făcut pe bază de puteri cerute, după metode ce duc la supraevaluări. Astfel s-a ajuns la concluzia că cei 80 abonaţi cer o putere de 49,85 Kw la care se adaugă cererea de 11,9 Kw a consuma-torului concentrat şi rezultă în total o cerere de 61,75 Kw ce a dus la alegerea unui transformator de 100 KVA. -- Deci proiectantul nu a greşit dar metodologia actuală de calcul ( pe bază de puteri) duce la asemenea rezultate. Şi aşa sunt gândite toate proiectele de dimensionare a transformatoarelor şi aşa rezultă puteri mult supradimensionate care însemnează atât costuri de investiţii şi de întreţinere mari cât şi pierderi mari. -- Această anomalie ce duce la supradimensionări în faza de proiectare şi la subîncărcări în exploatare se poate remedia numai folosind noile metode de calcul, pe bază de energii şi curbe de pierderi .Notă specială: Cu ajutorul curbelor de pierderi de energie se pot calcula foarte uşor şi în mod exact pierderile în transformatoare, pierderi ce la ora actuală se calculează foarte greoi şi sunt şi eronate.(cu până la ± 25÷40%) Analize, calcule şi dimensionări ale LEA de j.t. Criteriile actuale de dimensionare a liniilor electrice şi anume: * al căderii ( pierderii ) de tensiune. * al sarcinii (densităţii ) economice. * al sarcinii maxime de durată ( al stabilităţii termice)nu mai sunt suficiente şi nu dau indicii complete asupra capacităţii şi capabilităţii de distribuţie a unei linii electrice (conservarea calităţii energiei). Aceste neajunsuri sunt deosebit de vizibile, in special, la LEA j.t. unde aspectul calităţii energiei electrice devine tot mai restrictiv. Ca urmare normele CEI prevăd un nou criteriu de calcul şi anume puterea de scurtcircuit în punctul de conectare al consumatorului ( Sk în p.c.c.) iar în unele ţări deja se impune ca limita minimă a Sk în p.c.c să fie de 600 KVA. Motivaţia CEI este că o putere de scurtcircuit mărită asigură „imunitatea sistemului electric local”. Pentrucă o putere de scurtcircuit mărită aduce avantajele :

1) Creşte capacitatea de absorbţie fenomenelor perturbatoare ce pot afecta calitatea energiei electrice ( până la pragul de neafectare a consumatorilor). 2) Creşte capacitatea de distibuţie a reţelei,cât şi capabilitatea de a distribui o anumită cantitate de energie electrică în limita indicatorilor de calitate normaţi.

O putere de scurtcircuit mărită limitează efectele date de : a) Pierderile de tensiune. Se demonstrează că există relaţia…. ∆U=S/Sk ….. din care se observă că dacă există o putere de scurtcircuit mare putem să conectăm un consumator de putere S destul de mare fără a provoca pierderi de tensiune care să depăşească o anumită limită. b) Variaţiile rapide de tensiune. La pornirea unor motoare căderile de tensiune se manifestă ca şocuri deranjante dar ştiind puterea motorului şi curentul de pornire putem impune o anumită putere de scurtcircuit,

după formula…. (%)=100 = 100 .....,şi şocurile nu se mai resimt.

c) Variaţiile rapide de tensiune ca flicker . Variaţiile repetitive de tensiune numite şi flicker apar, de exemplu, în cazul funcţionării unui aparat de sudură. Pentru aceste variaţii prescripţiile internaţionale (CEI 1000)

4

impun anumite norme de severitate care limitează atât mărimea procentuală a variaţiei de tensiune (U/U %) cât şi repetitivitatea „r” pe minut, a variaţiilor. Ştiind că variaţia puterii transformatorului în timpul sudurii este în plaja

(0,1÷1)Sn ,există formula……. …cu ajutorul căreia deteminăm puterea de scurtcircuit

pentru a nu apare variaţii procentuale de tensiune ce ar ieşi din limitele impuse de norme.

d) Golurile de tensiune. Când apar goluri de tensiune date de posibile scurtcircuite se poate afla valoarea

tensiunii remanente( UrA) într-un punct A al reţea de j.t cu relaţia … Ur A= …….în care

se vede iarăşi împortanţa puterii de scurtcircuit în asigurarea unei tensiuni remanente acceptabile. e) Influenţa regimului deformant. Regimul deformant (dat de consumatori inductivi,capacitivi,cu electronică de putere) este tot mai dureros resimţit în reţelele de joasă tensiune pentru că apar din ce în ce mai mulţi consumatori ce produc astfel de regimuri iar undele deformante se propagă la alţi consumatori legaţi la aceeaşi reţea şi pot produce multe necazuri (de exemplu regimuri rezonante). Pe LEA j.t actuale regimurile rezonante se pot produce datorită faptului că anumiţi consumatori pun condensatoare pentru compensarea factorului de putere şi în acest fel apar circuite RLC care pot rezona la frecvenţe apropiate de 50 Hz şi pot duce la supracurenţi sau supratensiuni. Pentru a evita posibilitatea producerii unor astfel de necazuri determinăm,cu ajutorul formulei …

hr = … ,o putere de scurcircuit care să ducă o posibilă rezonanţă spre o armonică h r cât mai depărtată de

armonica principală (50 Hz) şi astfel se evită pericolul suprasolicitărilor.

Şi pentru a se vedea cum influenţează lungimea liniei de j.t. asupra puterii de scurtcircuit şi respectiv asupra celor menţionate mai sus,s-au trasat curbele de scurtcircuit de mai jos ( pentru 4 tipuri de reţele de j.t.,definite prin puterea transformatorului şi secţiunea LEA, specificate pe figură ). Iar pe aceste curbe se pot face observaţiile :

1) La lungimi mai mari de 600..700 m mărimea puterii transformatorului ,practic, nu mai are influenţă asupra valorii SK ,iar mărimea secţiunii LEA are o influenţă foarte mică. 2) La lungimi de pete 1400..1500 m valoarea SK devine prea mică iar diferenţa între SK 95 şi SK35 este foarte mică şi practic dispare avantajul unei secţiuni mari. 3) Deci problema măririi puterii de scurtcircuit nu se rezolvă prin mărirea secţiunii LEA. 4) Iar Circulara CT2/92 (care este mereu actualizată) şi care zice ca lungimile LEA 0,4KV să nu depăşească

0 200 400 600 800 1000 1200 1400 16000

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

S1 a( )

S2 a( )

S3 a( )

S4 a( )

a

Sk MVA( )

St sKVA( ) mmp( )

S1 250....95

S2 250.....35

S3 40.......70

S4 40.......35

L m( )

5

600..700 m are justificare tehnică. 5) Se vede că soluţia care rezolvă cu adevărat problemele de cantitate dar în special de calitate a energiei distribuite la 0,4 KV ( de mărire a SK ) este îndesirea punctelor de injecţie 20/0,4 KV 6) Prin calcule pe baza SK se rezolvă şi problema sensibilităţii şi selectivităţii protecţiilorAşa deci se demonstrează că puterea de scurtcircuit mărită are efectele de la punctele a,b,c,d,e adică : - Reduce pierderile de tensiune la variaţii lente (datorate sarcinii electrice normale). - Reduce efectele şocurilor de tensiune(porniri motoare, flickere,goluri de tensiune). - Reduce efectele regimului deformant (care se face tot mai resimţit ) în reţelelede 0,4 KV.……………………………………………………………………………………………………………. Mai jos se dau două exemple pentru a demonstra : - Că transformatoarele 20/0,4 KV şi LEA 0,4 KV trebuie gândite ca un tot unitar

- Că dimensionarea corectă a Sn trafo. se face numai pe bază de energii.- Că dimensionarea corectă a LEA 0,4 KV se face numai pe baza SK în p.c.c

♣ Exemplul nr.1: Se fac comparaţii între 3 variante de ansamblu trafo-LEA: Varianta 1) Un PTA cu 2 ieşiri (tronsoane) de LEA lungi de 650 m,cu secţiunea de 35 mmp.şi cu sarcină uniform distribuită. ST=100 KVA 2 trons. * 650m * 35mmp SK= 285 KVA ............................................. Σ S≡ S.mx.simultan abs.=53,5 KVA

Obs: - Puterea de scurtcircuit la capăt de tronson ≈ 285 KVA(nu s-a luat în calcul transformatorul). - Ca urmare puterea maximă simultan absorbită de consumatorii de pe un tronson,pentru a nu depăşi ∆U =10% trebuie să fie sub 53,5 KVA.( ≈ 48 KW).................(Sk L /2=535KVA) - Pentrucă S mx.abs.≡ vârful de sarcină ....rezultă că se poate monta un transformator de 100 KVA. Varianta 2) Un PTA cu 2 ieşiri (tronsoane) de LEA lungi de 1300 m,cu secţiunea de 70 mmp ST=100 KVA 2 trons. * 1300m * 70mmp SK= 264 KVA Imx.simultan=75A ......................................... I rg.perm.=215 A Σ S≡ S.mx.simultan abs.= 52,1 KVA

Obs:- Puterea de scurtcircuit la capăt de tronson ≈ 264 KVA. - Ca urmare puterea maximă simultan absorbită de consumatorii de pe un tronson,pentru a nu depăşi ∆U =10% trebuie să fie sub 52,1KVA.( ≈ 46KW) (Sk L /2=521KVA) - Fiind conductor de 70 mmp.,apare tendinţa de a mări S n.trafo.dar LEA poate distribui (în limita ∆U =10%) numai 104 KVA...Deci se va monta tot un trafo.de 100 KVA....Iar eficienţa în acest caz este deja dicutabilă. Varianta 3) Un PTA cu 2 ieşiri (tronsoane) de LEA lungi de 2000 m,cu secţiunea de 95 mmp ST=63 KVA 2 trons. * 2000m * 95 mmp SK= 179 KVA Imx.simultan=51 A ............................................. I rg.perm.= 320 A Σ S≡ S.mx.simultan abs.= 35KVAObs:- Puterea de scurtcircuit la capăt de tronson ≈ 179 KVA.- Ca urmare puterea maximă simultan absorbită de consumatorii de pe un tronson,pentru a nu depăşi ∆U=10% trebuie să fie sub 35 KVA.( ≈ 32KW) ...............(Sk L /2 =350 KVA) -La conductor de 95mmp este normală tentaţia de a mări ST...Dar având în vedere că transformatorul poateprelua uşor suprasarcini de 20 %,rezultă că ,în acest caz ,se poate monta un transformator de 63 kVA ( căciSmx.simultan =2*35 =70 kVA) - În acest caz chiar dacă secţ.cond.este f.mare, puterea distribuită a scăzut. Deci ,în acest caz, deşi investiţiaeste foarte mare, se dovedeşte a fi şi ineficientă pentrucă se distribuie energie numai în proporţie de 65 % din varianta 1......Adică de pe o LEA de cca.3 ori mai lungă şi de secţiune de cca. 3 ori mai mare se alimentează un număr de consumatori redus la 65% din prima variantă . ( Se observă că în timp ce conductorul poate transporta 320 A , curentul maxim simultan admis pentru a nu depăşi pierderea de tensiune de 10%, este numai de 51 A )

6

Notă : S-a dat acest exemplu pentrucă există tendinţa de a se executa LEA lungi cu secţiune de 95 mmp . Exemplul nr 2:....Se presupune că există o reţea ca în figura de mai jos(varianta1),în care există un transf. de 160 KVA prin care se tranzitează o energie de 280 MVAh/an ce se distribuie în mod egal pe 2 plecări de secţiune 50 mmp. pe primii 650 m şi de 35 mmp. pe următorii 650 m. 160kVA

Smx=91,2 kVA

SK=345kVA SK =167 kVA l /2 l /2

S/2 S/2 Smx=45,6kVA Smx=45,6kVA Varianta 1(existentă)

Din calcule rezultă că transformatorul este încărcat numai la 20 % din capacitate iar la capetele LEA există pierderi de tensiune de 13,3 %.Exemplul este pur teoretic( pentru uşurinţa calculelor) dar exprimă o realitate,căci astfel de cazuri, în care transformatoarele sunt supradimensionate şi funcţionează la încărcări mici (în mod frecvent sub 20 % şi deseori chiar sub 5÷10 %) şi alimentează linii lungi pe care sunt pierderi de tensiune ce depăşesc valorile admise sunt foarte des întâlnite în exploatare. Deci degeaba există putere disponibilă în transformatoare căci din cauza pierderilor de tensiune, pe LEA, această putere nu poate fi folosită. În exemplul de faţă, pentru a reglementa situaţia acestei reţele ( la care rămâne acelaşi consum) se execută varianta 2 ,care însemnează secţionarea liniei existente, rezultând 2 reţele separate, cu 2 transformatoare de 63 KVA fiecare. După efectuarea de calcule se constată că păstrând linia existentă şi numai prin secţionare şi o nouă injecţie(un nou PTA) se obţin cele mai bune rezultate tehnico-economice (vezi tabelul de mai jos ) Smx=45,6kVA Smx=45,6kVA

63kVA 63kVA

Smx=22,8kVA Smx=22,8 kVA SK =672kVA SK =285kVA

Varianta 2 (nouă) Pentru a se putea face comparaţii cât mai sugestive se mai pot concepe şi alte variante şi anume :o variantă 3 la care linia existentă nu se secţionează dar i se măreşte secţiunea la 50mmp .pe toată lungimea şi o variantă 4, tot ca varianta 3 dar cu secţiunea mărită la 70 mmp. pe toată lungimea. Iar principalele rezultate se văd în tabelul de mai jos,din care se constată : ♣ Dacă se merge pe ideea măriri de secţiune,în varianta 3 se investesc banii degeaba ( pierderea de tensiune este tot peste 10%) iar în varianta 4 (care costă f. mult) se obţine o reducere a pierderii de tensiune la 8,75 % pentru consumul existent iar până la ∆U =10 % se mai poate încărca linia cu încă 39,8 MVAh/an. Deci se obţineo capacitate suplimentară a LEA prea mică faţă de costurile măririi de secţiune ♣ Pe când dacă se aplică varianta 2, cresc substanţial puterile de scurt circuit ,în consecinţă pierderile detensiune(pentru consumul existent) scad foarte mult ( la 3,4 % respectiv 4,25 %) şi ca urmare se pot încărca liniile

VariantaLungime LEA (m)

Sk (kVA) ∆U lacapăt LEA ( %)

Capacitatea liniei ptr. ∆U =10 % (MVAh/an)

La capătul LEA

De calcul pentru ∆U

Var 1 2 1300 167 345 13,2 Mai mică de (2 140) Var 2 Pe tronsonul cu s=50mmpPe tronsonul cu s =35mmpTotal LEA (2 trons.50+2 trons.35)

6506504 650

356285

672537

3,44,25

70+135,5=205,570+94,1=164,1369,6*2=739,2

7

Var.3 ( s=50 mmp. pe toată LEA) 2 1300 195 385 11,8 Mai mică de (2 140)Var.4 ( s=70 mmp.pe toată LEA) 2 1300 264 521 8,75 280+39,8=319,8

cu multă energie suplimentară până să se ajungă la o pierdere de tensiune de 10 %. Deci vânzarea de energie pe conductoarele existente creşte de la 280 MVAh/an la 739,2 MVAh/an adică de aproape 3 ori. Această vânzare se poate realiza fie imediat ( în următorii 2÷3 ani) dacă necesitatea noii injecţii apare ca urmare a unei dezvoltări rapi-de a zonei,fie în mod sigur în urma unor creşteri naturale de consum(în următorii 10÷15 ani). Dar pe lângă vânza-rea suplimentară de energie din viitor apar efecte chiar imediate cum ar fi reducerea pierderilor pe LEA (de peste 2 ori) şi a pierderilor în transformatoare,care în mod sigur vor exista dacă transf. de 160 KVA este vechi (cu miez din tablă laminată la cald) iar cele 2 transf. ce se pun în loc vor fi noi. Deci din reducerea de pierderi şi din vânzarea suplimentară de energie se recuperează investiţia.Dar cel mai mare câştig obţinut prin creşterea puterii de scurtcircuit este creşterea calităţii energiei livrate. Notă: Este de menţionat că ,la noi,în afară de pierderile de tensiune nu se prea pune accent şi pe ceilalţi parametrii calitativi dar normele europene prevăd penalităţi pentru toţi parametrii calitativi (şocuri de tensiune ,flicker,regim deformant ) Deci dacă la avantajele de mai sus se ia în considerare şi neplata unor penalizări rezultă că învestiţiile folosite pentru mărirea puterii de scurtcircuit nu numai că se amortizează dar aduc şi beneficii. Notă: Circa 40 ÷50 % din transformatoarele existente în exploatare sunt vechi ( au miezul din tablă laminată la cald şi au pierderi mai mari de cca.2 ori ) şi au termenul de viaţă depăşit (au peste 30÷35 ani)Prin exemplele date se poate observa cum, cu ajutorul noilor metode, se pot proiecta corect şi exploata în regim de maximă eficienţă atât transformatoarele cât şi liniile electrice.

Dar cu ajutorul Sk se rezolvă şi probleme de altă natură cum ar fi cele din exemplele de mai jos.Exemplul 3. În acest exemplu se evidenţiază o altă folosinţă a Sk pentru reabilitarea zonelor cu pierderi de tensiune. Metoda constă în multiplicarea numărului de ieşiri din PTA pe primii 300÷400 m .Multiplicarea numărului de ieşiri echivalează cu creşterea puterii de scurcircuit dar în realitate ieşirile nu se pun în paralel şi deci nu creşte puterea de scurtcircuit dar prin redistribuirea sarcinii scade puerea ce revine pe o ieşire şi din formula ∆U=S/Sk prin reducerea lui S se reduce şi ∆U.Exemplul 3.1) În figură se arată o plecare cu o ramificaţie(ambele cu TYIR 70 mmp) dintr-un PTA (de 160 KVA), pe care sunt lungimile(respectiv impedanţele) şi sarcinile conectate. ST=160KVA(Z=0,05Ω) S2=15KVA Tronson A Tronson B L=365m...Z=0,17Ω L=1000m......Z=0,467Ω S1=36 KVA S3=15KVA Se calculează pierderile de tensiune cu ajutorul puterilor de scurtcircuit astfel: -Tronson A: Sk=1000*U2/Z =1000 * 0,16 /0,17+0,05 =727 KVA ∆U= 100 * S / Sk = 100 * 66 / 727 = 9,08 % -Tronson B: Sk= 1000 * 0,16 /0,467 = 343 KVA...............∆U = 100 *15 / 343 =4,37% Rezultă pierderea totală de tensiune ∆U= 9,08+4,37 = 13,45 %Notă: Pe tronsonul B rezultă un Sk fictiv > Sk real (pentrucă se calculează numai ∆U de pe acest tronson).Pentru a reduce pierderile de tensiune se dublează ieşirea din PTA până la consumatorul S 1,

se face redistribuirea consumului şi rezultă figura de jos.

S1/ 2 = 18 KVA ZT =0,05Ω Tronson A S2=15KVA Tronson B L=365m...Z=0,17 Ω L=1000m......Z=0,467 Ω S3=15KVA S1/ 2 =18 KVA

În acest caz,din calcule rezultă : -Tronson A: Sk este acelaş = 727 KVADar ∆U = 100 * 33 / 727 = 4,54 %......Deci s-a înjumătăţit şi sarcina şi pierderea de tensiune . -Tronson B: Calculele rămân aceleaşi........... ∆U = 4,37% Iar pierderea totală de tensiune ∆U= 4,54 + 4,37 = 8,91%

8

Exemplul 3.2). Dacă pe primii 300..400 m mai este şi o altă ramificaţie se pot face 3 ieşiri.Situaţia existentă :

Tronson C 1 ZT =0,05Ω S2=12KVA S3=15KVA Tronson A B L=1000m......Z=0,467 Ω L=260m(Z=0,12) L=105m (Z=0,05) Tronson C 2 S4=15KVA

S1=24 KVA S5=15KVA -Tronson A: Sk= 1000 * 0,16 / 0,17 = 941 KVA.............∆U =100 * 81/940 =8,6% -Tronson B(fictiv): Sk=1000 * 0,16/0,05=3200 KVA........ ..∆U =100 * 42/3200 =1,31 % -Tronson C 1(fictiv): Sk=1000 * 0,16/0,516 =310 KVA........ .∆U =100 *15/310 =4,8% -Tronson C 2(fictiv): Sk=1000 * 0,16/0,467 =343 KVA........ .∆U =100 *15/343 =4,37%Iar pierderea totală de tensiune este: - La capătul tronson C 1................ ∆U= 8,6+ 4,8 = 13,4 % - La capătul tronson C 2................ ∆U= 8,6+1,31+ 4,37 = 14,28 %După realizarea a 3 ieşiri: S1/2=12 KVA Tronson C 1 ZT =0,05Ω Tronson A S3=15KVA L=1000m......Z=0,467 Ω A B(L=105m) S4=15KVA L=260m(Z=0,12 (Z=0,05) Tronson C 2 S1/2=12 KVA S5=15KVA S2=12 KVA În această situaţie, din calcule rezultă : - Tronson A: Sk a rămas la fel dar S=27 KVA.......Deci ∆U =100 * 27/940 =2,87 % - Tronson C 1(fictiv): Sk este la fel ..........şi deci ∆U =100 *15/310 =4,8% ∆U Σ=2,87+4,8 =7,67 % - Tronson A+B : Sk=1000 * 0,16/0,22 =727 KVA........ ∆U=100 *27/ 727 = 3,71%. - Tronson C2 : Sk rămâne la fel .....................................şi ∆U=4,37 %. ∆U Σ=3,71+4,37 =8,0 8 % Concluzii. ♣ Încărcarea medie actuală a transformatoarelor de m.t /j.t. din gestiunea E-ON Moldova (ca energie) nu depă-şeşte 15÷16% din capacitatea totală a transformatoarelor în funcţie, fapt ce însemnează ineficienţă şi pierderi f. mari. În acelaşi timp transformatoarele nou proiectate sunt supradimensionate cu 1;2;3 şi chiar 4 trepte de putere mai mare faţă de necesar. Analiza situaţiei , în exploatare , cât şi reglementarea ei,atât în exploatare cât şi în proiectare se poate face numai folosind curbele de pierderi de energie. Realizarea încărcării optime se obţine prin procurări de transformatoare noi de puteri mai mici, prin rotiri de transformatoare, prin retimbrări . Costurile reglementării se amortizează în 7 ÷ 10 ani, iar după acest timp cca.40 ÷ 50% din totalul transformatoarelor din gestiunea societăţii vor fi de construcţie nouă şi modernă iar contravaloarea pierderilor reduse se transformă în beneficiu. ♣ Pe majoritatea liniilor aeriene de joasă tensiune există pierderi de tensiune ce depăşesc 10% iar tendinţa actullă de înlăturare a acestei situaţii este mărirea secţiunii liniei , lucru total eronat deoarece cu costuri foarte mari se rezolvă foarte puţin. O analiză rapidă a situaţiei, în exploatare , şi rezolvarea ei în proiectare se pot face folosind metoda puteri de scurt circuit în punctul de conectare ,metodă ce rezolvă ,în afara reducerii pierderilor de tensiune,şi mărirea substanţială a capacităţii de distribuţie a linilor existente cât şi diminuarea fenomenelor perturbatoare ce apar pe aceste linii . Şi ,aşa cum s-a arătat, şi în acest caz se amortizează investiţiile. ♣ Pentru aceste metode există programe de calcul implementate pe calculator. ♣ Cunoaşterea şi însuşirea acestor metode este utilă şi necesară cadrelor tehnice şi manageriale,atât din societăţile de exploatare cât şi a celor din societăţile de proiectare.

9

Ing. M. Gavrilă.

10