CEE, Curs 12

14 FLUCTUAŢIILE DE TENSIUNE (EFECTUL DE FLICKER)

Aşa cum rezultă din clasificarea făcută variaţiilor de tensiune, în categoria variaţiilor rapide intră atât o parte a variaţiilor de lungă durată (cele de amplitudine relativ mică şi cu caracter cvasi-periodic – fluctuaţiile de tensiune) cât şi variaţiile de scurtă durată (rare dar de amplitudine mare: negativă - cazul golurilor şi întreruperilor de scurtă durată, sau pozitivă - cazul impulsurilor). În capitolul de faţă ne propunem o evidenţiere a principalelor aspecte legate de fluctuaţiile de tensiune.

14.1 Definiţie şi cauze Punerea sau scoaterea din funcţiune a instalaţiilor de utilizare a energiei electrice şi

funcţionarea unora dintre acestea, conduc la producerea de variaţii rapide de tensiune, care se pot manifesta sub două forme principale:

– variaţii periodice sau aleatoare permanente, ce conduc la o compoziţie spectrală de frecvenţe situate în banda 0,5÷25 Hz;

– şocuri de tensiune ce se produc în mod sistematic sau aleator, la intervale de timp superioare câtorva secunde.

Valorile extreme corespunzătoare definiţiei acestor fenomene sunt de ± 10% în ceea ce priveşte fluctuaţiile de amplitudine şi de o oră în ceea ce priveşte durata între două şocuri de tensiune consecutive.

Acest tip de variaţii rapide de tensiune sunt provocate prin funcţionarea unor instalaţii de utilizare a căror putere reactivă absorbită fluctuează rapid, aşa cum sunt de exemplu cuptoarele cu arc, maşinile de sudat, motoarele cu cupluri pulsatorii sau cu porniri frecvente, laminoarele, etc.

Variaţiile de tensiune cu caracter repetitiv, ciclice sau aleatorii pe barele de alimentare ale unui consumator sunt considerare fluctuaţii de tensiune. Acestea pot fi descrise ca fiind: – o serie de variaţii ale înfăşurătoarei undei de tensiune având formă dreptunghiulară şi

amplitudine egală, provocate de exemplu de comutaţia unei sarcini pur rezistive (fig.14.1 zona a); – o serie de variaţii ale înfăşurătoarei undei de tensiune având formă dreptunghiulară, distribuite

neregulat în timp, de amplitudini egale sau nu, pozitive sau negative, provocate de exemplu de comutaţia unei sarcini mixte (fig. 14.1 zona b);

– o serie de variaţii ale înfăşurătoarei undei de tensiune având diferite forme, inclusiv dreptunghiulară, de amplitudini egale sau nu, pozitive sau negative, provocate de exemplu de comutaţia unei sarcini reactive (fig. 14.1zona c);

– o serie de variaţii aleatoare sau continue ale înfăşurătoarei undei de tensiune (fig. 14.1 zona d); – o serie de variaţii ciclice ale înfăşurătoarei undei de tensiune, (fig. 14.1 zona e).

e Fig. 14.1. Exemple de forme ale fluctuaţiilor de tensiune

1

Astfel de variaţii sunt cauzate de obicei prin funcţionarea cu şocuri de putere reactivă a unor receptoare, cum ar fi:

> în relele de JT: frigidere, ascensoare, aparate de sudare; > în reţele de MT: pompe, locomotive electrice, laminoare; > în reţele de IT. cuptoare cu arc electric, laminoare.

14.2 Efectele fluctuaţiilor de tensiune. Curba de iritabilitate Majoritatea receptoarelor din componenţa instalaţiilor de utilizare nu sunt perturbate de către

fluctuaţiile de tensiune, în principal datorită faptului că amplitudinea acestora este cuprinsă în domeniul admis pentru variaţia tensiunii de alimentare (-10% ÷ +10%) Un. Ele se fac însă simţite asupra fluxului luminos al lămpilor (în principal a celor cu incandescenţă), creând o pâlpâire a luminii, un efect de instabilitate a senzaţiei vizuale – efectul de flicker. Aceste pâlpâiri, având o frecvenţă cuprinsă în banda 0,5÷25 Hz, pot fi perceptibile chiar pentru variaţii de amplitudine ale tensiunii mai mici de 1 % şi sunt resimţite în mod direct de către totalitatea utilizatorilor de energie electrică, sub forma unei jene fiziologice vizuale. Ele sunt foarte dezagreabile pentru utilizatori, având ca rezultate: oboseala, scăderea productivităţii muncii şi mărirea probabilităţii de eroare în procesele de producţie.

Alte efecte nedorite ale fluctuaţiilor de tensiune constau în: - deformarea imaginii televizoarelor; - producerea de deranjamente în funcţionarea unor instalaţii electronice.

Nivelul de flicker sesizat de ochiul uman ca variaţii ale fluxului luminos emis de sursele de lumină este determinat de flickermetru. Acest aparat ia în consideraţie senzaţia de iritabilitate a ochiului la depăşirea unui anumit nivel al variaţiei tensiunii de alimentare (conform SR CEI 61000-4-15/1999).

Studiile asupra disconfortului fiziologic au arătat că starea de iritabilitate intervine dacă variaţiile de tensiune au o anumită valoare şi o anumită repetabilitate, indicate de curba de iritabilitate (fig. 14.2).

Fig. 14.2 Curba de iritabilitate (caracteristica P = 1)

pentru variaţii dreptunghiulare şi echidistante de tensiune

2

Aceasta este construită pentru variaţii dreptunghiulare ale tensiunii de alimentare şi reprezintă elementul de bază în evaluarea efectului de flicker.

Curba de iritabilitate este denumită şi curba limită a nivelului de flicker în cazul fluctuaţiilor de tensiune (şocuri de putere reactivă).

Zona de sub curbă este zona fără flicker; zona de deasupra curbei este zona cu flicker.

Forma de variaţie a tensiunii de alimentare şi durata acesteia au o influenţă importanta asupra senzaţiei de disconfort vizual.

Pentru a lua în considerare mecanismul real de jenă fiziologică, valorile variaţiilor de tensiune se ponderează cu factori de corecţie, dependenţi de forma variaţiei. Valorile astfel obţinute se compară cu curba de iritabilitate (indicată în figura 14.2 pentru variaţii dreptunghiulare ale tensiunii) şi se stabileşte probabilitatea de depăşire a acestei curbe.

În figura 14.3 sunt prezentate 7 variaţii ale tensiunii.

Determinarea nivelului de flicker se face pe baza valorilor efective ale tensiunii pe durata fluctuaţiilor acesteia, măsurate la fiecare 10 ms (fig. 14.4).

Fig. 14.3 Definirea variaţiilor de tensiune ΔU, a duratei unei variaţii de tensiune

Δt şi a duratei dintre două variaţii ΔT

Fig. 14.4 Determinarea eşantioanelor tensiunii analizate

În eşantionarea prezentată în figura 14.4 se observă două variaţii de tensiune, una spre valori inferioare şi alta spre valori superioare. Pe figură sunt indicate:

- eşantioanele achiziţionate în zona acestor două variaţii de tensiune (intervalele 1 2t t→ şi

2 3t t→ ), - valoarea maximă a variaţiei maxUΔ ,

3

- abaterea remanentă cUΔ , - modificarea în timp a variaţiei ( )u tΔ .

Fiind cunoscută forma variaţiilor de tensiune, cu ajutorul factorilor de formă F este posibilă echivalarea acestora cu variaţii dreptunghiulare de amplitudine maxF d⋅ , la care variaţia relativă

maxd se deduce cu relaţia:

maxmax

c

Ud

UΔ

= (14.1)

În această relaţie se presupune că iniţial tensiunea pe bare avea valoarea (de exemplu cUegală cu tensiunea contractată). Pentru variaţii dreptunghiulare factorul de formă F are valoarea 1.

Valorile obţinute pentru fiecare dintre variaţii numite flicker instantaneu se plasează succesiv într-un sistem de axe dreptunghiulare, determinând o curbă de variaţie a flickerului instantaneu.

Nivelurile instantanee, stabilite de exemplu la fiecare 15 s, sunt utilizate pentru construcţia unei curbe de probabilitate cumulată - CPF (Cumulative Probability Function), care permite determinarea probabilităţii de depăşire a unei anumite valori.

Ca exemplu, în figura 14.5 se prezintă curba probabilităţii cumulate la barele de 220 kV ale unui consumator industrial care generează flicker.

Fig. 14.5 Exemplu de curbă CPF.

Informaţiile obţinute din curba CPF, pe intervalul de observare (de obicei 10 min), permit calculul indicatorilor de calitate în evaluarea efectului de flicker.

14.3 Indicatori pentru caracterizarea efectului de flicker Pentru caracterizarea efectului de flicker, se definesc doi indicatori de calitate, unul pe

termen scurt şi altul pe lungă durată.

1) Indicatorul de flicker pe termen scurt - stP - (short - term), bazat pe un interval de observaţie Tst = 10 min, se obţine pe baza unei prelucrări statistice timp/nivel, rezultată din clasificarea pe niveluri a variaţiilor relative de tensiune.

0,1 1 3 10 500,0314 0,0525 0,0657 0, 28 0,08st s s s sP P P P P= ⋅ + ⋅ + ⋅ + ⋅ + ⋅ sP (14.2)

Valorile 0,1 1 3 10 50, , , ,s s s sP P P P P s reprezintă niveluri ale flickerului depăşite în 0,1 %, 1 %, 3 %, 10 % şi respectiv 50 % din timp, pe intervalul de observaţie

4

Indicele s din relaţia (14.2) arată că trebuie utilizate valorile netezite (smoothed value), date de relaţiile:

30 50 8050 3s

P P PP

+ +=

6 8 10 13 1710 5s

P P P P PP

+ + + +=

2,2 3 43 3s

P P PP

+ += (14.3)

0,7 1 1,51 3s

P P PP

+ +=

Mărimile 0,1,P 0,7 ,P 1,P 1,5 ,P 2,2 ,P 3,P 4,P 6 ,P 8,P 10 ,P 13,P 17 ,P 30 ,P 50 ,P 80 ,Pdin expresiile (14.3) sunt niveluri ale flickerului depăşite în 0,1 %, 0,7 %, 1 %, 1,5 %, 2,2 %, 3 %, 4 %, 6 %, 8 %, 10 %, 13 %, 17 %, 30 %, 50 % şi respectiv 80 % din timp.

Constanta de timp de 0,3 s a memoriei flickermetrului asigură ca să nu se modifice într-0,1Pun mod brusc şi deci nu este necesară netezirea pentru această valoare.

Intervalul de timp de 10 min, pe care se bazează evaluarea nivelului flickerului de scurtă durată este adecvat pentru aprecierea perturbaţiilor determinate de sursele cu un ciclu redus de funcţionare.

Dacă trebuie să se ţină seama de efectul combinat al mai multor sarcini perturbatoare cu funcţionare aleatorie (de exemplu linii care alimentează surse perturbatoare diferite) sau când se studiază sursele de flicker cu ciclu lung şi variabil de funcţionare (de exemplu noduri în care sunt alimentate întreprinderi metalurgice), este necesar un criteriu de evaluare al nivelului flickerului de lungă durată.

2) Indicatorul de flicker de lungă durată - Plt -(long - term), utilizează valorile Pst pe un interval de timp, care este funcţie de ciclul de funcţionare a sarcinii perturbatoare. Calculul se efectuează cu relaţia:

1233

1

112lt sti

iP

== ∑P (14.4)

în care stiP sunt cele 12 valori ale indicatorului de timp scurt, determinate pe intervale succesive de 10 min, timp de 2 h.

În relaţia (14.45 se ia considerare faptul că sumarea perturbaţiilor sub formă de flicker se face după o lege cubică.

Pentru limitarea efectului de flicker se preconizează soluţii cum ar fi mărirea curentului de scurtcircuit al reţelei în punctul comun de cuplare şi/sau folosirea unor surse statice de compensare în timp real a puterii reactive.

Există metode simplificate de predeterminare a nivelului de flicker produs de receptoarele perturbatoare care se bazează pe curba 1stP = (fig. 14.2), valabilă pentru variaţii de tensiune dreptunghiulare şi echidistante.

Conform SR EN 50 160/1998, în condiţii normale de exploatare, în orice perioadă de o săptămână, indicatorul de flicker de lungă durată cauzat de fluctuaţia tensiunii trebuie să fie 1ltP ≤ pentru 95% din timp.

Standardul european EN 50160/1999 stabileşte aceeaşi limită pentru indicatorul de flicker pe termen lung.

5

14.4 Nivelurile de compatibilitate şi nivelurile de planificare referitoare la flicker Nivelurile de compatibilitate sunt valori de referinţă care permit coordonarea emisiei şi imunităţii echipamentelor făcând parte sau fiind alimentate de o aceeaşi reţea, astfel încât să se asigure compatibilitatea electromagnetică în ansamblul sistemului, reţeaua propriu-zisă şi consumatori.

Nivelurile de compatibilitate sunt în general relative la o probabilitate care nu depăşeşte 95% pentru o reţea completă, pe baza repartiţiilor reprezentând variaţia perturbaţiilor atât în timp, cât şi în spaţiu.

Distribuitorul nu poate garanta nivelurile în toate punctele reţelei şi în orice moment. De aceea este de dorit ca nivelurile de compatibilitate să fie evaluate pe ansamblul reţelei. Nu există o metodă de evaluare într-un punct specific. Nivelurile de compatibilitate pentru reţelele de JT şi MT sunt date în tabelul 14.1.

Tabelul 14.1 Niveluri de compatibilitate referitoare la flicker în reţele JT şi MT

Indicatorul Niveluri de compatibilitate

Pst 1

Plt 0,8

Nivelurile de planificare sunt specifice pentru operatorul de distribuţie, se precizează pentru toate nivelurile de tensiune şi sunt considerate ca obiective interne de calitate. Nivelurile de planificare sunt inferioare sau egale cu nivelurile de compatibilitate.

În tabelul 14.2 se dau numai valori indicative, deoarece nivelurile de planificare diferă de la un caz la altul, în funcţie de structura reţelei şi de circumstanţe.

Tabel 14.2 Valori indicative pentru nivelurile de planificare referitoare la flicker în reţele MT, IT şi FIT

Niveluri de planificare Indicatorul

JT-MT IT-FIT

Pst 0,9 0,8

Plt 0,7 0,6

Valorile indicate consideră un coeficient de transfer al perturbaţiei sub formă de flicker între MT sau IT şi JT egal cu 1.

În practică perturbaţiile produse la IT sunt sesizate la JT în mai mică măsură, coeficienţii de transfer de la IT la JT fiind adesea mai mici ca 1.

Nivelurile de planificare din tabelul 14.2 nu permit controlul efectului de flicker în cazul unor evenimente necontrolabile în reţeaua de alimentare (de exemplu, scurtcircuite).

14.5 Evaluarea calităţii energiei electrice din punct de vedere al nivelului de flicker Evaluarea calităţii energiei electrice din punctul de vedere al flickerului se face conform următoarei proceduri:

1) datele luate în considerare corespund unui interval de monitorizare de o săptămână;

2) se analizează valorile succesive la fiecare 10 min ale indicatorului Pst ;

3) se invalidează valorile obţinute pe durata în care tensiunea la bare este în afara intervalului Uc ± 15% ;

4) se evaluează indicatorul Plt pe baza a 12 valori valide şi consecutive ale indicatorului Pst ;

6

5) se determină numărul N de valori valide ale indicatorului Plt ;

6) se determină numărul N1 de determinări în care indicatorul Plt depăşeşte valoarea unitară;

7) se verifică dacă . 1 / 0,0N N ≤ 5

14.6 Metode şi mijloace pentru atenuarea sau eliminarea fluctuaţiilor de tensiune În cazul cuptoarelor cu arc pe de o parte se poate creşte impedanţa de scurtcircuit a

cuptorului iar pe de altă parte se poate diminua impedanţa de scurtcircuit a reţelei. Acestea se pot obţine prin aplicarea următoarelor soluţii:

– instalarea unei bobine în serie cu cuptorul; – racordarea la o reţea de tensiune superioară (sau alimentarea printr-un transformator propriu); – instalarea unui compensator sincron cât mai aproape posibil de cuptor; – instalarea unei baterii de condensatoare serie, imediat în amonte de punctul de racord comun al

cuptorului şi a altor consumatori.

O altă soluţie constă în instalarea unui compensator de putere reactivă, al cărui reglaj trebuie comandat astfel ca, văzut dinspre reţea, ansamblul cuptor-compensator să absoarbă o putere reactivă practic constantă. Soluţia cea mai frecvent aplicată o constituie compensatorul static de putere reactivă (fig. 14.6). În principiu, acesta este constituit dintr-o bobină (Lc), controlată cu tiristoare în dublă alternanţă (T1, T2), ceea ce face ca prin reglarea unghiului de aprindere a tiristoarelor să se regleze puterea reactivă absorbită de către aceasta. Comanda aprinderii tiristoarelor se poate face actualmente (prin aplicarea unor tehnologii performante de electronică de putere şi automatică) foarte rapid şi foarte precis. Ansamblul cuptor-bobină absorbind o putere reactivă constantă, va fi compensat de către o baterie de condensatoare fixă (Cf).

Fig. 14.6 Schema de principiu a unui compensator static de putere reactivă.

Soluţia descrisă are şi dezavantaje, cele mai importante fiind:

– deformarea pronunţată a curentului absorbit de acest ansamblu din reţea care impune necesitatea instalării de dispozitive pentru atenuarea armonicilor. Acesta este motivul pentru care bateria de condensatoare este inclusă într-un filtru, acesta având dublu rol: pe de o parte de a compensa puterea reactivă pe frecvenţa fundamentală şi pe de altă parte de a filtra (şunta) curenţii armonici rezultaţi din funcţionarea cuptorului şi compensatorului.

– dificultatea realizării dispozitivului de comandă a grilelor tiristoarelor din condiţia de a putea răspunde satisfăcător la variaţiile rapide ale curentului prin arcul electric.

Pe lângă soluţiile de mai sus , care presupun investiţii ce trebuie analizate din punct de vedere al eficienţei tehnico-economice, se pot aplica şi soluţii de natură tehnico-organizatorică, cum ar fi:

7

– exploatarea cuptoarelor în perioada de topire la tensiune mai redusă, ceea ce conduce la creşterea reactanţei echivalente a cuptorului şi diminuarea puterii de scurtcircuit trifazate a acestuia;

– exploatarea cuptoarelor în regim UHP (Ultra High Power), cu arcuri mai scurte şi mai stabile;

– înlocuirea, în cazul în care punctul comun de racord se află în reţeaua industrială, a lămpilor cu filament cu lămpi fluorescente, mai puţin sensibile la fluctuaţiile de tensiune, sau alimentarea instalaţiilor de iluminat dintr-un punct al reţelei la care efectul de flicker este resimţit într-o măsură mai redusă;

– funcţionarea după un grafic eşalonat a cuptoarelor electrice, astfel încât perioadele de topire a şarjelor (în care fluctuaţiile de tensiune sunt cele mai pronunţate) să fie decalate în timp.

Pentru maşinile de sudat soluţia compensatorului static este mai puţin eficace decât în cazul cuptoarelor cu arc electric deoarece ele sunt racordate în reţelele de m.t. sau j.t. în care nu mai poate fi neglijată rezistenţa în raport cu reactanţa. În plus costul lor este mult prea mare în raport cu costul maşinii. Actualmente, cele mai bune soluţii constau fie în diminuarea cadenţei de sudură, fie în a racorda maşina cât mai în amonte în reţea, unde puterea de scurtcircuit este mai ridicată şi deci efectele perturbaţiilor mai coborâte.

În ceea ce priveşte aparatele electrocasnice perturbatoare, se impune ca limitele perturbaţiilor să nu fie depăşite atunci când aceste aparate sunt racordate în reţele de impedanţă normalizată, ceea ce de fapt conduce la limitarea puterii nominale a acestor receptoare şi deci a puterii lor de emisie a perturbaţiilor.

15 ABATERILE DE FRECVENŢĂ

Unul dintre indicatorii cei mai importanţi ai calităţii energiei electrice este frecvenţa tensiunii de alimentare. Aceasta este definită ca fiind frecvenţa de repetiţie a curbei fundamentale a tensiunii, măsurată pe un anumit interval de timp.

15.1 Frecvenţa nominală. Efecte ale abaterilor de frecvenţă

În general încadrarea frecvenţei sistemului electroenergetic într-un domeniu admisibil din punct de vedere calitativ este condiţionată de menţinerea unei stări de echilibru între puterea produsă de sursele de energie şi consumul utilizatorilor finali din sistem.

La un moment dat, la nivelul ansamblului instalaţiilor sistemului electroenergetic, pot exista situaţii în care echilibrul dintre cererea şi oferta de putere nu poate fi menţinut din cauze cum ar fi: inerţia mare a instalaţiilor de producere, lipsa de agent primar sau lipsa de capacitate a grupurilor energetice etc.

Funcţionarea interconectată a sistemelor electroenergetice naţionale permite restabilirea rapidă a frecvenţei. În cazul unor sisteme insulare, la apariţia unui dezechilibru între cererea de energie şi ofertă, se stabileşte un nou regim de lucru la o frecvenţă inferioară. Durata de funcţionare în acest regim depinde de viteza de intervenţie a grupurilor din centralele electrice („rezerva caldă") sau de timpul până la intrarea în funcţiune a grupurilor aflate în „rezervă rece".

Frecvenţa nominală este 50nf Hz= în sistemele electroenergetice din Europa şi în majoritatea sistemelor din Asia şi 60nf Hz= în majoritatea ţărilor de pe continentul american şi în Japonia.

În regim normal de funcţionare frecvenţa poate varia în jurul valorii nominale ca urmare a modificării continue a sarcinii electrice a sistemului şi a reglajelor efectuate pentru a acoperi curba de sarcină. În figura 15.1 este prezentat un exemplu de curbă de variaţie a frecvenţei pe o durată de 500 s.

8

Fig. 15.1 Exemplu de variaţie a frecvenţei pe durata a 500 ms

(50 de intervale a câte 10 s). Controlul frecvenţei se face la nivelul sistemului energetic interconectat (sistemul european)

şi nu poate fi influenţată prin acţiuni locale. Atenţia deosebită acordată controlului frecvenţei pentru menţinerea ei în limite restrânse este

determinată de consecinţele negative ale abaterilor mari de frecvenţă pe întreg fluxul de producere, transport, distribuţie şi utilizare a energiei electrice, de la centrala electrică şi până la receptoarele utilizatorului final: • creşterea solicitărilor mecanice ale turbinelor cu abur, ca urmare a modificării frecvenţelor

proprii dinamice de vibraţii la palete; • reducerea performanţelor tehnico-economice ale grupurilor termoenergetice, cu reducerea

puterii blocurilor centralei (turbină cu abur şi generator electric) şi creşterea consumului specific de combustibil;

• creşterea pierderilor în transformatoarele din reţeaua electrică; • creşterea consumului propriu tehnologic în reţelele electrice de transport şi distribuţie ale

sistemului electroenergetic naţional SEN, reducerea puterii reactive maxime şi reducerea factorului de putere la consumatori, afectarea funcţionării majorităţii receptoarelor electrice: motoare asincrone, convertoare cu semiconductoare;

• creşterea riscului de apariţie a unor avarii din cauza modificării limitelor de funcţionare stabilă a sistemului (stabilitate statică şi stabilitate dinamică);

• reducerea siguranţei în funcţionare a unor instalaţii: pierderea performanţelor garantate, uneori până la imposibilitatea continuării funcţionării, accentuarea fenomenelor de uzură, deconectări datorită DASF (Deconectare Automată la Scăderea Frecvenţei) etc;

• scăderea randamentului instalaţiilor utilizatorilor, cu creşterea consumului specific de energie electrică;

• reducerea producţiei la consumatorii de energie electrică, odată cu scăderea frecvenţei tensiunii de alimentare.

15.2 Indicatori de calitate a frecvenţei Monitorizarea frecvenţei şi menţinerea acesteia în limitele impuse intră în sarcina Operatorului

de Transport şi de Sistem - OTS care trebuie să prevadă o rezervă suficientă de putere activă şi un reglaj frecvenţă - putere corespunzător, pentru a menţine abaterile frecvenţei în limitele admise. În principal, pentru caracterizarea frecvenţei într-un sistem de energie sunt utilizaţi următorii indicatori: • abaterea de frecvenţă - fΔ , cu ajutorul căreia se evaluează variaţiile lente de frecvenţă:

nf f fΔ = − (15.1)

în care nf este frecvenţa nominală (50 Hz) iar f este frecvenţa reală;

9

• abaterea relativă de frecvenţă - [%]fε :

[%] 100nf

n

f ff

ε−

= ⋅ (15.2)

• integrala abaterilor de frecvenţă pe durata unei zile – mărime necesară asigurării funcţionării corecte a ceasurilor sincronizate cu frecvenţa reţelei electrice:

240fI f dt= Δ ⋅∫ (15.3)

15.3 Valori normate ale indicatorilor de calitate a frecvenţei Toate echipamentele din reţeaua electrică din Europa sunt dimensionate să funcţioneze la

frecvenţa nominală de 50 Hz. În realitate, datorită faptului că în regim normal de funcţionare frecvenţa în sistemul electroenergetic variază odată cu variaţia puterii absorbite şi în funcţie de viteza de răspuns a sistemelor de control a acesteia, iar în regimuri de avarie şi post avarie depinde de eficienţa măsurilor adoptate pentru lichidarea defectului, normele de calitate a energiei electrice impun limite admise pentru variaţiile de frecvenţă.

Conform normativului SR EN 50160/2007, frecvenţa tensiunii de alimentare trebuie să fie 50 Hz. În condiţii normale de funcţionare, valoarea medie a frecvenţei fundamentale, măsurată pe un interval de 10 s trebuie să fie în domeniul: • pentru funcţionare sincronă (sisteme interconectate):

► 50 Hz ± 1 % (49, 5...50,5 Hz) pentru 99,5 % din an; ► 50 Hz + 1 % /- 6 % (47....52 Hz) pentru 100 % din an;

• pentru sisteme insulare: ► 50 Hz ± 2 % (47...52 Hz) pentru 95% dintr-o săptămână; ► 50 ± 15 % (42...57,5 Hz), pentru 100% dintr-o săptămână.

Normativele din România sunt aliniate la normativele internaţionale referitor la frecvenţa de funcţionare şi limitele admise, având în vedere faptul că sistemul energetic din ţară funcţionează sincron cu sistemul energetic european, fiind interconectat cu acesta prin linii electrice în sudul şi vestul ţării.

Limitele de imunitate la variaţii de frecvenţă ale diferitelor categorii de receptoare electrice sunt precizate în standardele de produs. Majoritatea receptoarelor electrice acceptă abateri de frecvenţă de aproximativ ± 1 Hz (± 2%).

Spre exemplu convertoarele cu semiconductoare, care în general sunt mai sensibile la variaţii de frecvenţă, se realizează, conform normelor CEI 146, în trei clase de imunitate (A, B, C). Astfel, pentru a nu-şi pierde performanţele garantate, convertoarele de clasă A şi B admit un domeniu de variaţie a frecvenţei reţelei de alimentare de cel mul ± 2%, iar cele de clasă C de cel mult ± 1%, în condiţiile în care o scădere a frecvenţei nu se suprapune peste o creştere a tensiunii, şi invers.

15.4 Măsurarea şi verificarea calităţii frecvenţei Instrumentaţia utilizată la măsurarea frecvenţei trebuie să îndeplinească următoarele condiţii:

• eroarea absolută să nu depăşească 50 mHz; • funcţionarea să nu fie afectată de o variaţie a factorului de distorsiune de tensiune UTHD până

la 20 %. Frecvenţa în reţeaua electrică se determină ca valoare medie pe un interval de 10 s. Deoarece

frecvenţa nu este exact 50 Hz, în intervalul de 10 s poate fi cuprins un număr neîntreg de perioade. Frecvenţa fundamentală se determină ca raportul dintre numărul întreg de perioade cuprins în intervalul de 10 s şi durata cumulată a acestora. Pentru a evita erori de determinare, este necesară atenuarea armonicilor, limitând astfel posibilitatea unor treceri nedorite prin zero ale tensiunii.

10

Intervalele de măsurare de 10 s nu trebuie să se suprapună. Valorile obţinute sunt prelucrate statistic, pe intervale standardizate de agregare şi comparate

cu valorile admise. Pentru evaluarea frecvenţei în regimurile de avarie şi post avarie, există proceduri speciale de

măsurare.

Pentru evaluarea calităţii frecvenţei în sistem, este utilizată următoarea procedură: 1) durata de monitorizare este de o săptămână, pe baza datelor obţinute pe ferestre de măsurare de

10 s; 2) determinarea numărului N de intervale de 10 s, în care tensiunea de alimentare nu a avut o

abatere mai mare de ±15 % faţă de tensiunea declarată (contractată); 3) determinarea numărului N1 de intervale de 10 s, în care frecvenţa diferă cu mai mult de 0,5 Hz

faţă de valoarea nominală şi în care tensiunea este în limitele de ± 15 % faţă de tensiunea declarată (contractată);

4) determinarea numărului N2 de intervale de 10 s, în care frecvenţa este sub 47 Hz sau peste 52 Hz şi tensiunea este în limitele de ± 15 % faţă de tensiunea declarată (contractată);

5) verificarea condiţiilor 1 0,05NN

≤ şi N2 = 0.

15.5 Controlul variaţiilor de frecvenţă Variaţiile de frecvenţă sunt determinate de variaţii ale puterii active în sistem, datorate în

primul rând variaţiei consumului utilizatorilor finali. Menţinerea frecvenţei la valoarea de consemn necesită o adaptare permanentă a puterii electrice cerută la bornele generatoarelor, la puterea mecanică la arborele acestora (produsă de echipamentele de acţionare).

Controlul frecvenţei (sau a vitezei de rotaţie a generatoarelor) se face cu ajutorul regulatorului automat de viteză (RAV). În cazul centralelor termoelectrice, turbinele cu abur sau gaz au fost prevăzute cu regulator centrifugal (fig. 15.2) care asigură realizarea unei caracteristici liniare de viteză de rotaţie cu o pantă uşor negativă (fig. 15.3, curba ) la variaţia cuplului la arborele turbinei de acţionare. Regulatorul de viteză acţionează asupra admisiei aburului în turbină cu o mărime proporţională cu variaţia

2dP

zΔ fΔ a frecvenţei (vitezei de rotaţie a arborelui generatorului), asigurând controlul cuplului la arborele turbinei şi deci a vitezei de rotaţie a acesteia. În lipsa regulatorului de viteză variaţia vitezei de rotaţie la variaţia cuplului la arborele turbinei ar corespunde curbei . 1dP

Fig. 15.2 - Funcţionarea regulatorului

centrifugal. Fig. 15.3 - Modificarea frecvenţei la creşterea sarcinii în

sistemul electroenergetic.

11

Dacă se consideră frecvenţa de consemn 0f , iar puterea cerută la bornele generatorului prezintă o caracteristică de forma , se reglează caracteristicile şi astfel încât punctul de funcţionare A să corespundă frecvenţei de consemn şi puterii cerute

1cP 1dP 2dP

AP .

În cazul în care puterea cerută creşte, corespunzător caracteristicii , în lipsa regulatorului automat de viteză, noul punct de funcţionare se stabileşte în punctul

2cP

1B , pentru o viteză de rotaţie (frecvenţă) în general inacceptabilă, în afara limitelor de variaţie admise. Utilizarea regulatorului RAV asigură un nou punct de funcţionare 2B corespunzător unei frecvenţe mai reduse decât frecvenţa de consemn, dar suficient de apropiată de aceasta. Puterea debitată de generator creşte la valoarea acoperind astfel necesarul de putere din sistem. BP

În prezent regulatoarele de viteză sunt incluse într-un sistem electronic complex care urmăreşte să asigure controlul fluidului de lucru astfel încât viteza Ω a generatorului să rămână constantă şi egală cu (fig. 15.4). De asemenea sistemul trebuie să asigure un răspuns adecvat al grupului la defecte în sistemul electroenergetic.

0Ω

În primul moment al apariţiei unei abateri a frecvenţei faţă de valoare de consemn, intervine în mod automat şi rapid, reglajul primar (Primary control) care, sub acţiunea regulatoarelor de viteză proprii, menţine echilibrul dintre producţia de putere activă şi consum. Reglajul este realizat pe baza rezervei de reglaj primar şi este repartizat pe un număr mare de grupuri generatoare care asigură, pe baza caracteristicii statice, corecţia rapidă (în cel mult 30 secunde) a diferenţelor dintre producţie şi consum la o frecvenţă apropiată de valoarea de consemn. Rezerva de

reglaj primar poate rămâne în funcţiune pe o durată de minimum 15 minute. Reglajul primar, automat şi obligatoriu pentru grupurile generatoare, impune ca acestea să nu fie încărcate la maxim, asigurându-se astfel o rezervă care poate fi disponibilă în orice moment.

Fig. 15.4 - Schema de principiu a regulatorului de

viteză a unui generator din sistemul electroenergetic.

Refacerea rezervei de reglaj primar şi revenirea generatoarelor în punctul de funcţionare A (fig. 15.3) se face prin mobilizarea rezervei de reglaj secundar frecvenţă - putere (Secondary control) care, la abaterea frecvenţei şi/sau a puterii de echilibru de la valoarea de consemn, poate fi mobilizată automat într-un interval de maximum 15 minute. Se realizează prin reglarea automată şi centralizată a puterii active a unor grupuri generatoare desemnate, în scopul readucerii frecvenţei şi puterii de echilibru la valorile de consemn în cel mult 15 minute (conform Codului tehnic al RET).

Reglarea în sistemele interconectate mari, de exemplu sistemul european, se bazează pe controlul zonal al frecvenţei, fiecare zonă (sistem naţional) urmând a asigura echilibrul între producţia şi consumul de putere activă. În acest sens se asigură controlul puterii active pe legăturile dintre diferitele zone (ACE - Area Control Error), utilizând în acest scop, în fiecare zonă, centrale regulatoare de frecvenţă (CRF) (fig. 15.5).

Puterea totală de schimb cu diferitele zone trebuie să rămână constantă. De la toate punctele de schimb sosesc la regulatorul central, informaţii privind puterile de

schimb . 1 2, , , nP P P…

Suma acestora, PΣ , se compară cu puterea programată şi se determină abaterea

. progrP

progrP P PΣΔ = −

12

De asemenea, se determină abaterea dintre frecvenţa de consemn şi frecvenţa reală progrf

realf : . Valoarea real progrf f fΔ = − fΔ se înmulţeşte cu coeficientul fk , cunoscut pentru zona de reglaj, apoi se determină abaterea totală fR P k fΔ = Δ − ⋅Δ .

Fig. 15.5 - Diagrama bloc a regulatorului frecvenţă - putere.

Fiind cunoscută banda de reglaj BR, aflată la dispoziţie, se transmite valoarea la regulator (de obicei proporţional-integral) şi apoi se stabileşte, pentru fiecare centrală de reglare a frecvenţei CRF1, CRF2, …, CRFn, valorile de referinţă pentru reglare.

/R BRΔ

Refacerea rezervei de reglaj secundar se face pe baza reglajului terţiar rapid (Fast tertiary regulation) care permite producerea unei cantităţi de energie de echilibrare, ce poate fi integral furnizată în 15 minute de la emiterea comenzii corespunzătoare de către Operatorul de Sistem şi de Transport (OTS). Această energie de echilibrare este produsă de o unitate dispecerizabilă sau de către un consumator dispecerizabil, care a fost în prealabil calificat pentru reglajul terţiar (au grupuri generatoare care sunt calificate pentru a realiza sincronizarea şi încărcarea sarcinii în maximum 15 minute).

De asemenea, la dispoziţia Operatorului de Sistem este şi rezerva terţiară lentă, constituită de unităţile care pot porni şi prelua sarcina în cel mult 7 ore.

În funcţie de puterea în funcţiune a sistemului electroenergetic, se poate defini coeficientul care indică variaţia de putere activă ce conduce la variaţia cu 1 Hz a frecvenţei în

sistem. Pentru sistemul energetic european kf = 20000 MW/Hz.

/fk P= Δ Δf

Reglajul primar este utilizat pe principiul solidarităţii partenerilor de producţie şi nu este un serviciu plătit. Celelalte modalităţi de control al frecvenţei sunt servicii plătite şi sunt apelate de operatorul de sistem pe baze concurenţiale de pe piaţă de servicii de sistem.

Interconectarea sistemelor electroenergetice şi măsurile adoptate pentru menţinerea frecvenţei în limitele impuse face ca abaterile acesteia de la valorile normate să fie fenomene foarte rare. Frecvenţa tensiunii de alimentare în reţeaua electrică, în condiţiile conectării sistemului electroenergetic din România la sistemul european, prezintă variaţii numai în limite foarte reduse în regim normal de funcţionare astfel că în calculele practice se poate considera că frecvenţa tensiunii de alimentare din reţeaua electrică rămâne constantă şi egală cu 50 Hz.

13

În regimuri de avarie pot să rezulte regimuri tranzitorii în care variaţiile de frecvenţă sunt de mare amplitudine, dar se impune ca acestea să fie rapid atenuate, astfel încât să se încadreze în limitele aşa numitei curbe „trompetă" (fig. 15.6).

Fig. 15.6 Variaţia frecvenţei pe durata unui defect în sistem – curba „trompetă”.

Curba „trompetă” este stabilită în funcţie de condiţiile de siguranţă a sistemului, expresia analitică generală fiind:

0( )t

H t f A e τ−

= ± ⋅ (15.4)

în care 0f este frecvenţa de consemn, A este o constantă determinată experimental, iar τ este constanta de timp a sistemului, dată de relaţia:

900

ln Ad

τ = pentru 900 sτ ≤ şi 20 mHzd = (15.5)

În relaţia (15.4) s-a considerat că la 900 s după începerea regimului tranzitoriu, valoarea frecvenţei trebuie să se situeze în domeniul 0 20 mHzf ± .

16 ALOCAREA NIVELULUI DE PERTURBAŢII

Realizarea nivelului de calitate a energiei electrice la barele de alimentare a consumatorilor impune ca operatorul de distribuţie e energiei electrice să monitorizeze indicatorii de calitate şi să stabilească, pentru fiecare dintre consumatori, nivelul limită al perturbaţiilor pe care le poate emite, astfel ca însumarea perturbaţiilor determinate de toţi consumatorii să fie sub valoarea limită admisă din punctul de vedere al calităţii energiei electrice (valori stabilite prin standardele de performanţă ale furnizorului de energie electrică).

Pe baza valorilor admise ale nivelului de perturbaţii la barele de alimentare, operatorul de distribuţie trebuie să aloce fiecăruia dintre consumatori o cotă de perturbaţii, astfel încât însumarea acestora să asigure încadrarea în valorile admise.

Conform standardelor actuale alocarea nivelului de perturbaţii se face în raport cu puterea contractată de către fiecare dintre consumatorii conectaţi la aceeaşi bară de alimentare.

Încadrarea consumatorilor în cotele alocate asigură premizele realizării unui nivel standard de calitate la barele de alimentare. În prezent calculele de alocare se fac pentru perturbaţiile sub formă de distorsiune armonică, pentru fluctuaţiile de tensiune (efect de flicker) şi pentru perturbaţiile sub formă de nesimetrie.

14

Alocarea nivelului de perturbaţie, pentru fiecare dintre sursele de perturbaţie conectate la barele de alimentare, trebuie să fie una dintre preocupările importante ale operatorului de distribuţie pentru a asigura tuturor consumatorilor conectaţi la aceste bare nivelul de calitate impus prin standardele de performanţă.

Rezolvarea problemei de alocarea a perturbaţiilor se face în trei etape (conform IEC 61000-3-6/2005):

În prima etapă (stadiul 1), racordarea micilor utilizatori, caracterizaţi de o pondere redusă a sarcinii perturbatoare, poate fi aprobată fără o evaluare detaliată a caracteristicilor emisiei şi a răspunsului reţelei de alimentare, având în vedere că unii producători de echipamente de JT au adoptat măsurile necesare pentru limitarea perturbaţiilor. Definirea micilor utilizatori se face în general pe baza raportului dintre puterea contractată şi puterea de scurtcircuit în nodul respectiv. Dacă de exemplu, acest raport este sub 0,2 % consumatorii pot să funcţioneze fără a fi monitorizaţi, din punct de vedere al perturbaţiilor determinate sub formă de distorsiune armonică, fluctuaţii de tensiune (efect de flicker) şi nesimetrie.

În stadiul 2, evaluarea consumatorului perturbator se face în corelare cu caracteristicile efective ale reţelei electrice de alimentare. În acest stadiu, nivelul de planificare corespunzător reţelei respective este împărţit între utilizatori, în funcţie de puterea totală disponibilă a reţelei de alimentare şi proporţional cu puterea contractată a fiecărui consumator, racordat la această reţea. Această regulă asigură încadrarea nivelului de perturbaţie datorat emisiilor tuturor instalaţiilor utilizatorilor care sunt racordaţi la reţea, în nivelul de planificare. În această etapă se ţine seama de capacitatea reală de absorbţie (compensare) a reţelei, considerând factorul de nesimultaneitate şi diferenţele de fază ale curenţilor armonici, de impedanţa reţelei şi de condiţiile specifice de lucru ale consumatorilor perturbatori.

Realizarea calcului de alocare în stadiul 2 necesită adoptarea ipotezelor de sumare a perturbaţiilor generate de sarcini diferite. Experienţa a arătat că la sumarea perturbaţiilor conduse, atât a celor de tensiune, cât şi a celor de curent electric, poate fi adoptată o lege exponenţială de însumare.

Ca exemplu pentru stadiul 2 de analiză se consideră o bară de medie tensiune (fig. 16.1), alimentată din reţeaua de înaltă tensiune şi care alimentează o serie de consumatori conectaţi la bara MT, cu puterea totală MVS şi consumatori la nivelul de joasă tensiune JTS , alimentaţi prin intermediul unui transformator MT/JT.

Fig. 16.1 - Alocarea perturbaţiilor în stadiul 2 de analiză.

Nivelul perturbator MTG (valoare globală) care poate fi alocat consumatorilor conectaţi la bara de medie tensiune se determină din relaţia:

MT MT IT IG L T L Tα α αα= − ⋅ (16.1)

15

în care MTL este limita de planificarea (valoare admisă) a nivelului perturbaţiilor la nivelul barei de medie tensiune;

IMT - factorul de transfer al perturbaţiei de la nivelul de IT la nivelul de MT;

ITL - limita de planificare (valoare admisă) a nivelului perturbaţiei în reţeaua de înaltă tensiune.

Nivelurile alocate pentru utilizatorii individuali i, conectaţi la barele de medie tensiune rezultă din relaţia:

iE

ii MT

t JT

SE G

S Sα= ⋅

− (16.2)

în care este puterea totală disponibilă la barele de alimentare, luând în considerare şi posibilitatea de creştere în viitor a necesarului de putere.

tS

Factorul α , diferit pentru fiecare tip de perturbaţie, este determinat pe cale experimentală şi corespunde legii de sumare a perturbaţiilor (în general exponenţială cu exponent α ). De asemenea, factorul de transfer al perturbaţiilor IMT depinde de tipul perturbaţiei.

Alocarea conform relaţiei (16.2) permite ca la barele de medie tensiune să fie nu depăşite valorile planificate, luând în considerare aportul sarcinilor perturbatoare conectate la această bară, dar şi transferul de perturbaţii de la nivelul superior de tensiune. Consumatorii conectaţi la nivelul de joasă tensiune sunt luaţi în considerare ca un consumator echivalent, conectat la barele de medic tensiune şi căruia i se alocă un nivel perturbator în funcţie de puterea simultană JTS .

În cazul în care unii utilizatori nu reuşesc să respecte cotele de perturbaţii impuse prin calculul de alocare efectuat în stadiul 2, operatorul de distribuţie poate analiza, în stadiul 3, posibilităţile concrete din reţea pentru a permite temporar şi cu caracter provizoriu, conectarea la reţea a consumatorului respectiv. Operatorul de distribuţie are în vedere faptul că nu toţi consumatorii perturbatori utilizează integral cota alocată şi unii dintre consumatori nu lucrează cu întreaga sarcină contractată.

În cazul consumatorilor perturbatori, conectaţi la barele de înaltă tensiune, este necesar a lua în considerare şi aportul barelor învecinate (conform IEC 61000-3-6/2005).

17 EFECTUAREA DETERMINĂRILOR PRIVIND CALITATEA ENERGIEI ELECTRICE

Din punctul de vedere al exactităţii informaţiilor obţinute, echipamentele de măsurare, necesare în analiza calităţii energiei electrice, sunt de trei tipuri (conform IEC 61000-4-30/2007):

• echipamentele de clasă A (Advanced) - sunt utilizate dacă sunt necesare determinări exacte, de exemplu în cazul decontărilor de energie, verificarea compatibilităţii cu standardele de calitate a energiei electrice, analiza unor dispute între părţile contractante;

• echipamentele de clasă B (Basic) - sunt utilizate pentru o urmărire de ansamblu, verificări în urma unor lucrări de reparaţii şi în alte cazuri în care incertitudinea de măsurare nu prezintă o importanţă deosebită;

• echipamentele de clasă S (Surveys) - sunt utilizate pentru analiza statistică a mărimilor înregistrate

pe durata măsurătorilor; trebuie să aibă aceleaşi performanţe ca echipamentele din clasa A.

În general în analiza problemelor de calitate a energiei electrice sunt utilizate echipamente de clasă A.

16

Analiza calităţii energiei electrice în nodurile reţelei electrice implică în principiu două etape diferite în care sunt utilizate două tipuri diferite de echipamente.

Într-o primă etapă are loc o analiză de prezenţă a unor fenomene perturbatoare. Sunt utilizate echipamente cu o importantă funcţie de osciloscop, cu posibilitate relativ redusă de memorare şi simplitate de conectare. După stabilirea nodurilor în care urmează a se aprofunda studiul calităţii energiei electrice sunt conectate echipamente de monitorizare pe termen lung, caracterizate de posibilităţi importante de prelucrare şi stocare a datelor, fiabilitate ridicată, posibilitate de transfer a datelor pentru prelucrare exterioară.

La evaluarea nivelului perturbaţiilor în instalaţiile de înaltă tensiune, trebuie să se aibă în vedere caracteristicile de transfer al întregului lanţ de măsurare. În instalaţiile actuale, utilizarea transformatoarelor de măsurare de tensiune şi de curent electric, de tip inductiv sau de tip capacitiv (TECU), poate determina importante erori datorate transferului componentelor de frecvenţă ridicată cu o exactitate redusă. În acest fel, în special la analiza fluctuaţiilor rapide de tensiune, a golurilor şi întreruperilor de scurtă durată, a supratensiunilor şi a distorsiunilor armonice, trebuie cunoscute caracteristicile transformatoarelor de măsurare din punctul de vedere al caracteristicii de frecvenţă.

18 SCURTE CONCLUZII Calitatea alimentării cu energie electrică, în special aspectele legate de continuitatea în

alimentare (calitatea serviciului de alimentare) a constituit întotdeauna o preocupare deosebită, întreruperile fiind generatoare de daune în industrie sau neplăceri în alimentarea consumatorilor rezidenţiali.

În ultimul timp, procesele tehnologice specifice industriei moderne foarte sensibile la abateri faţă de calitatea normată a energiei electrice, au adus în actualitate şi calitatea curbei de tensiune. În cele mai multe cazuri abaterile de la regimul sinusoidal şi simetric sunt însoţite de daune la producător, operatorul de reţea, daune diferenţiate în funcţie de caracteristicile utilizatorilor RET sau RED. Acestea sunt materializate la consumator prin nerealizarea producţiei, reducerea calităţii produselor realizate, reducerea productivităţii, rebuturi în producţie, defecte în echipamente, perturbarea procesului tehnologic pe durate mult superioare duratei întreruperii, accidente, cheltuieli suplimentare pentru salarii, materii prime, energie etc.

Stabilirea indicatorilor la care un utilizator este sensibil, analiza domeniului lor de variaţie într-un nod dat al sistemului electroenergetic, precum şi deciziile privind creşterea nivelului calităţii energiei electrice furnizate, prezintă un interes deosebit pentru utilizatorii finali dar şi pentru operatorii de producere, transport, distribuţie şi furnizare.

Analizele realizate trebuie să pună în evidenţă nivelul calităţii energiei electrice posibil a fi furnizată în mod normal utilizatorilor, iar aceştia vor putea decide dacă acestea corespund exigenţelor lor sau este necesară efectuarea de investiţii, la furnizor pentru creşterea nivelului de calitate, sau în cadrul sistemului propriu pentru creşterea imunităţii.

17