statii si posturi de transformare - curs 2006

UNIVERSITATEA DIN BACĂU

FACULTATEA DE INGINERIE

Curs pentru uzul studenţilor

Prof.dr.ing. Aneta Hazi Prof.dr.ing. Gheorghe Hazi

Bacău - 2006

Cuprins

1

CUPRINS 1. Generalităţi..............................................................................................................................5

1.1. Consideraţii generale asupra instalaţiilor electrice ale staţiilor şi posturilor de transformare..............................................................................................................5

1.2. Terminologie, definiţii...................................................................................................7 2. Condiţii generale ce trebuie îndeplinite de staţiile şi posturile de transformare...................10

2.1. Condiţiile amplasării instalaţiilor electrice ale staţiilor şi posturilor de transformare.................................................................................................................10

2.2. Condiţiile ce trebuie îndeplinite la alegerea schemelor de conexiuni şi a echipamentului din staţiile şi posturile de transformare........................................13 2.3. Condiţii generale pentru realizarea instalaţiilor electrice............................................16

2.3.1. Siguranţa în funcţionare a instalaţiilor..............................................................16 2.3.2. Securitatea personalului de exploatare.............................................................17 2.3.3. Economicitatea soluţiei.....................................................................................17

2.4. Condiţii pentru realizarea instalaţiilor electrice de exterior.........................................18 2.5. Condiţii pentru realizarea instalaţiilor electrice de interior.........................................22 2.6. Condiţii pentru instalarea echipamentului electric......................................................27 2.7. Alcătuirea planului general al staţiei............................................................................34

3. Scheme electrice de conexiuni ale circuitelor primare din staţiile şi posturile electrice......36 3.1. Criterii de clasificare ale staţiilor electrice şi de analiză tehnico-economică a diferitelor structuri de scheme de conexiuni pentru circuitele lor primare...............36 3.2. Tipuri de scheme de conexiuni folosite la staţiile electrice.........................................38

3.2.1. Criterii generale tehnice şi economice pentru alegerea schemelor de conexiuni......................................................................................................38 3.2.2. Rolul aparatelor de comutare în schemele electrice de conexiuni................…39 3.2.3. Principalele scheme electrice de conexiuni folosite.........................................41

3.2.3.1.Scheme cu bare colectoare simple..............................................................41 3.2.3.2.Secţionarea barelor colectoare....................................................................43 3.2.3.3.Scheme cu o bară colectoare şi o bară de ocolire (transfer).......................44 3.2.3.4.Scheme cu dublu sistem de bare colectoare şi un întreruptor pe circuit......................................................................................................45 3.2.3.5.Scheme cu bare colectoare duble şi bară de ocolire (transfer)...................47 3.2.3.6.Secţionarea longitudinală a barelor colectoare duble.................................48 3.2.3.7.Scheme cu bare duble şi două întreruptoare pe circuit...............................50 3.2.3.8.Scheme cu bare duble şi un număr fracţionar de întreruptoare pe circuit................................................................................................50 3.2.3.9.Scheme cu sistem triplu de bare colectoare................................................52 3.2.3.10.Scheme în punte (fără bare colectoare).....................................................52 3.2.3.11.Scheme poligonale....................................................................................53 3.2.3.12.Scheme pentru staţii de racord adânc........................................................54

3.3. Scheme de conexiuni ale circuitelor primare din staţiile electrice de evacuare...........56 3.4. Scheme de conexiuni ale circuitelor primare din staţiile electrice de transfer.............60 3.5. Scheme de conexiuni ale circuitelor primare din staţiile electrice de distribuţie.........63

4. Conductoare şi izolatoare......................................................................................................77

Cuprins

2

4.1. Conductoare (bare) neizolate rigide.............................................................................77 4.2. Conductoare neizolate flexibile...................................................................................96 4.3. Izolatoare....................................................................................................................103

5. Soluţii constructive pentru staţii (instalaţii) electrice de distribuţie de medie tensiune cu mediu izolant aer............................................................................................................105

5.1. Definiţii......................................................................................................................105 5.2. Noţiuni generale.........................................................................................................105 5.3. Soluţii constructive pentru celule de medie tensiune ale staţiilor electrice de distribuţie de 6-20 kV............................................................................................107

5.3.1. Celule de distribuţie prefabricate complexe, închise în carcasă metalică, de medie tensiune, de interior, de tip deschis.................................................108 5.3.2. Celule de distribuţie prefabricate complexe, închise în carcasă metalică, de medie tensiune, de interior, de tip închis....................................................112 5.3.3. Celule metalice prefabricate de exterior.........................................................117 5.3.4. Celule prefabricate de medie tensiune fabricate în alte ţări............................119

5.4. Criterii pentru alegerea schemelor electrice şi echipamentului staţiilor electrice de distribuţie de 6-20 kV............................................................................................120 5.5. Soluţii constructive pentru staţii electrice de distribuţie de medie tensiune..............129

5.5.1. Soluţii constructive pentru staţii electrice de distribuţie de medie tensiune de tip deschis...................................................................................................131 5.5.2. Soluţii constructive pentru staţii electrice de distribuţie de medie tensiune de tip închis.....................................................................................................135

6. Baterii de condensatoare şi bobine de reactanţă.................................................................137 6.1. Baterii de condensatoare............................................................................................137

6.1.1. Schemele electrice de alimentare şi de conexiuni ale bateriilor de condensatoare.............................................................................................138 6.1.2. Alegerea şi dimensionarea bateriilor de condensatoare..................................139 6.1.3. Instalarea bateriilor de condensatoare.............................................................140 6.1.4. Întreţinerea şi exploatarea bateriilor de condensatoare...................................143

6.2. Bobine de reactanţă....................................................................................................144 6.2.1. Scheme cu bobine de reactanţă.......................................................................150 6.2.2. Alegerea şi verificarea bobinelor de reactanţă................................................151 6.2.3. Instalarea bobinelor de reactanţă....................................................................158

7. Soluţii constructive pentru posturi de transformare şi puncte de alimentare......................161 7.1. Noţiuni generale.........................................................................................................161 7.2. Soluţii constructive pentru posturi de transformare aeriene......................................162 7.3. Soluţii constructive pentru posturi de transformare supraterane...............................165

7.3.1. Posturi de transformare în construcţie metalică..............................................165 7.3.2. Posturi de transformare în încăperi supraterane.............................................169

7.4. Soluţii constructive pentru posturi de transformare subterane...................................177 7.5. Soluţii moderne de echipare a posturilor de transformare ........................................180 8. Soluţii constructive pentru staţii (instalaţii) electrice de distribuţie de înaltă şi foarte înaltă tensiune...........................................................................................................185

8.1. Staţii (instalaţii) de distribuţie exterioare...................................................................185 8.1.1. Probleme generale şi clasificări......................................................................185 8.1.2. Instalaţii de distribuţie exterioare de tip înalt.................................................191 8.1.3. Instalaţii de tip semiînalt.................................................................................192 8.1.4. Instalaţii de tip scund......................................................................................200

Cuprins

3

8.1.5. Instalaţii cu bare de transfer............................................................................201 8.1.6. Ansambluri de instalaţii exterioare.................................................................205

8.2. Soluţii constructive pentru staţii (instalaţii) electrice de distribuţie de înaltă şi foarte înaltă tensiune interioare..................................................................................205

8.2.1. Consideraţii generale......................................................................................205 8.2.2. Soluţii constructive pentru staţii (instalaţii) electrice de distribuţie de înaltă şi foarte înaltă tensiune, interioare de tip deschis...........................................210

8.2.2.1. Soluţii constructive pentru staţii electrice de înaltă şi foarte înaltă tensiune interioare de tip deschis, echipate cu aparate clasice (S.I.D.C.)......................................................................................210 8.2.2.2. Soluţii constructive pentru staţii electrice de înaltă şi foarte înaltă tensiune interioare de tip deschis, echipate cu întreruptoare debroşabile (S.I.D.I.D).............................................................................220

8.2.3. Soluţii constructive pentru staţii (instalaţii) electrice de distribuţie de înaltă şi foarte înaltă tensiune, interioare de tip închis....................................225

8.2.3.1.Staţii interioare capsulate (compacte) de tip închis cu mediul izolant aer la presiune atmosferică (S.I.I.A.)........................................................225 8.2.3.2.Staţii de tip blindat cu mediul izolant SF6.................................................230

8.3. Soluţii constructive pentru montarea transformatoarelor de putere...........................238 8.3.1. Montarea transformatoarelor de putere în exterior.........................................239 8.3.2. Montarea transformatoarelor de putere în interior..........................................241

9. Circuite secundare din staţii electrice.................................................................................244 9.1. Principii, definiţii.......................................................................................................244 9.2. Tipuri de scheme de circuite secundare.....................................................................245

9.2.1. Schemele circuitelor secundare de comandă a întreruptoarelor şi separatoarelor.................................................................................................246

9.2.1.1.Comanda întreruptoarelor.........................................................................246 9.2.1.2.Comanda separatoarelor............................................................................250

9.2.2. Schemele circuitelor secundare de semnalizare..............................................250 9.2.3. Schemele circuitelor secundare de măsurare..................................................253 9.2.4. Schemele circuitelor secundare de blocaj.......................................................254 9.2.5. Schemele circuitelor secundare de sincronizare.............................................255

9.3. Scheme uzuale de principiu complete de circuite secundare.....................................255 9.3.1. Schema de principiu completă de comandă şi semnalizare a întreruptorului IO-110 kV cu dispozitiv MOP-1............................................255 9.3.2. Schema de principiu completă a circuitelor secundare la o celulă prefabricată de transformator 20/0,4 kV de servicii proprii, simplu sistem de bare......................................................................................271

9.4. Scheme de montaj ale circuitelor secundare..............................................................271 9.5. Sisteme integrate de protecţie, automatizare, măsură, control şi supraveghere.........286

9.5.1. Generalităţi......................................................................................................286 9.5.2. Subsistemul secundar în staţiile de transformare moderne.............................287 9.5.3. Echipamente multifuncţionale de protecţie şi control....................................292 9.5.4. Comunicaţia....................................................................................................296 9.5.5. Exemple de sisteme integrate ale unor staţii moderne....................................297

10. Alimentarea serviciilor proprii şi instalaţiile auxiliare din staţii electrice........................302 10.1. Alimentarea consumatorilor de servicii proprii de curent alternativ.......................302 10.2. Alimentarea circuitelor secundare de curent alternativ. Măsurarea tensiunii..........302

Cuprins

4

10.2.1. Particularităţile utilizării transformatoarelor de tensiune trifazate...............304 10.2.2. Tensiunile nominale ale transformatoarelor de tensiune..............................306

10.3. Alimentarea consumatorilor de servicii proprii de curent continuu........................307 10.3.1. Scheme de alimentare a consumatorilor.......................................................308 10.3.2. Bateria de acumulatoare................................................................................308 10.3.3. Exploatarea bateriei de acumulatoare...........................................................311

10.4. Instalaţii de aer comprimat din staţii electrice.........................................................312 10.5. Instalaţii de legare la pământ...................................................................................315

10.5.1. Generalităţi şi definiţii..................................................................................315 10.5.2. Condiţii ce trebuie îndeplinite de instalaţiile de legare la pământ din staţii şi posturi de transformare.....................................................................317 10.5.3. Soluţii constructive pentru instalaţii de legare la pământ din staţii de transformare.....................................................................................318 10.5.4. Calculul instalaţiilor de legare la pământ.....................................................320 10.5.5. Instalaţii de legare la pământ de protecţie împotriva supratensiunilor.........321

10.6. Instalaţia de protecţie împotriva supratensiunilor....................................................322 10.7. Instalaţii de telecomunicaţii.....................................................................................326

11. Organizarea exploatării şi întreţinerii staţiilor electrice şi posturilor de transformare.....330 11.1. Exploatarea staţiilor electrice şi a posturilor de transformare..................................330

11.1.1. Consideraţii generale....................................................................................330 11.1.2. Principiile de organizare a exploatării..........................................................330

11.2. Executarea manevrelor în staţii şi poturi de transformare.......................................333 11.2.1. Consideraţii generale....................................................................................333 11.2.2. Reguli tehnice generale privind concepţia manevrelor.................................337

11.3. Organizarea întreţinerii staţiilor şi posturilor de transformare................................340 11.4. Strategii de retehnologizare a staţiilor de transformare...........................................342 11.5. Incidente şi avarii în staţii şi posturi de transformare..............................................344

11.5.1. Consideraţii generale....................................................................................344 11.5.2. Incidente şi avarii caracteristice la staţii sau posturi de transformare şi măsuri de prevenire...................................................................................349

11.6. Prevederi ale normelor de protecţia muncii (NPM) la exploatarea staţiilor electrice şi posturilor de transformare........................................................352 11.7. Prevederi ale normelor de prevenire şi stingere a incendiilor (PSI) la exploatarea staţiilor electrice şi posturilor de transformare.................................354

Bibliografie.............................................................................................................................356

Generalităţi

5

Fig.1.1. Sistemul Energetic Naţional

1.GENERALITĂŢI

1.1.Consideraţii generale asupra instalaţiilor electrice ale staţiilor şi posturilor de transformare

Sistemul energetic cuprinde ansamblul instalaţiilor care servesc pentru producerea energiei într-o formă utilizabilă, conversia acesteia în energie electrică şi uneori combinat în energie electrică şi energie termică, transportul, transformarea, distribuţia şi utilizarea energiei electrice sau termice. Toate elementele unui sistem energetic sunt caracterizate printr-un proces coordonat de producere, transport, distribuţie şi consum de energie electrică sau termică. Sistemul electroenergetic este un ansamblu de centrale, staţii, posturi de transformare şi receptoare de energie electrică, conectate între ele prin liniile unei reţele electrice. Sistemul electroenergetic reprezintă partea electrică a sistemului energetic şi cuprinde instalaţiile de producere a energiei electrice (generatoarele), instalaţiile de transformare a acesteia de la o tensiune la alta (staţii şi posturi de transformare), instalaţiile de transport şi distribuţie a energiei electrice (reţele de înaltă, medie şi joasă tensiune) şi instalaţiile de utilizare a acesteia.

Generalităţi

6

Energia electrică produsă de centralele electrice suferă mai multe transformări ale tensiunii pentru a putea fi transportată cu pierderi cât mai mici la distanţe cât mai mari şi apoi utilizată de consumatori. Transportul energiei electrice la distanţe mari şi foarte mari (de ordinul zecilor respectiv sutelor de kilometri) trebuie deci făcut pe linii electrice de înaltă şi foarte înaltă tensiune (110, 220, 400, 750 kV). Transportul energiei electrice la distanţe relativ mici (de ordinul kilometrilor sau cel mult câteva zeci de kilometri), se face cu ajutorul liniilor de medie tensiune (6, 10, 20 kV) iar la distanţe foarte mici (de ordinul sutelor de metri), pe linii de joasă tensiune (0,4 kV). Cu cât tensiune este mai mare cu atât curentul este mai mic şi ca urmare pierderile (consumul propriu tehnologic, C.P.T.) pentru transportul energiei electrice, scad foarte mult deoarece sunt proporţionale cu pătratul curentului. Transformarea nivelurilor de tensiune (necesare transportului energiei electrice cu pierderi cât mai mici cu ajutorul liniilor electrice), au loc în staţiile şi posturile de transformare, care sunt noduri ale sistemului electroenergetic şi la care sunt racordate liniile electrice. Instalaţiile electrice ale staţiilor şi posturilor de transformare pot fi împărţite în următoarele categorii:

a) circuite primare (numite şi principale) b) circuite secundare c) servicii proprii (consumatorii proprii tehnologici) şi instalaţii auxiliare Circuitele primare ale staţiilor electrice sunt cele parcurse de energia electrică care

circulă dinspre centralele electrice spre consumatori. În această categorie a circuitelor primare sunt incluse şi circuite care nu sunt parcurse de fluxul principal de energie dar care sunt racordate în derivaţie la diverse circuite primare pe care le deservesc, cum sunt circuitele transformatoarelor de tensiune sau ale descărcătoarelor cu rezistenţă variabilă (DRV).

Circuitele primare funcţionează obişnuit la tensiuni relativ ridicate şi sunt parcurse de curenţi mari în regim normal de funcţionare (cu excepţia circuitelor legate în derivaţie) şi în special în regim de scurtcircuit.

Alegerea (verificarea) aparatelor electrice din circuitele primare ( ca de altfel tot echipamentul electric) ale staţiilor electrice, se face comparându-se caracteristicile părţii din instalaţie unde urmează să fie montate (sau sunt montate) cu caracteristicile de catalog (ca şi pentru instalaţiile electrice ale centralelor electrice).

Alegerea (verificarea) aparatelor electrice, conform normativelor, se face pe baza unor criterii generale care se aplică tuturor tipurilor de aparate şi pe baza unor criterii specifice fiecărui tip de aparat în parte.

Criteriile generale se împart în două mari grupe: a) condiţiile de mediu b) condiţiile electrice Condiţiile de mediu se referă la altitudine, condiţii climatice, nivel de poluare etc., iar

condiţiile electrice se referă la frecvenţă, tensiune şi curent. Circuitele electrice secundare deservesc circuitele electrice primare şi se

caracterizează prin faptul că nu sunt parcurse de fluxul principal de energie care circulă spre consumatori precum şi prin niveluri reduse ale tensiunii (de exemplu Un=220 V, curent continuu) şi foarte reduse ale curenţilor (de exemplu In=5 A, în secundarul transformatoarelor de curent).

Circuitele secundare se împart în circuite de comandă şi circuite de control. Circuitele de comandă servesc la acţionarea voită (de la faţa locului sau de la distanţă) a diverselor mecanisme aparţinând aparatelor de conectare (întreruptoare, separatoare) şi de reglaj. Circuitele de control sunt cele care deservesc instalaţiile de informare (semnalizare, măsură,

Generalităţi

7

înregistrări diverse), blocaj (pentru evitarea manevrelor greşite – blocaje operative, protejării personalului de exploatare – blocaje de siguranţă, protejării instalaţiilor tehnologice – blocaje tehnologice), sincronizare, protecţie prin relee şi automatizare.

Principalele aparate ale circuitelor secundare dintr-o staţie electrică sunt amplasate într-o cameră (ce poate fi cameră de comandă, cameră de supraveghere sau cabină de relee), pe panouri sau pe pupitre, ansamblul acestor panouri şi pupitre formând tabloul de comandă. Legătura aparatelor circuitelor secundare cu aparatele din circuitele primare pe care le deservesc, se realizează cu ajutorul unui foarte mare număr de cabluri speciale de circuite secundare (fiecare cablu are mai multe conductoare izolate corespunzătoare nivelului de tensiune redus), conductoare care datorită curenţilor relativ mici, au secţiune ce obişnuit nu depăşeşte 2,5 mm2. Cablurile de circuite secundare sunt pozate în canale speciale de cabluri.

Serviciile proprii ale staţiilor electrice (consumatorii proprii tehnologici) se împart în servicii de curent alternativ şi servicii de curent continuu.

Serviciile proprii de curent alternativ sunt formate din instalaţiile de răcire ale transformatoarelor (autotransformatoarelor), instalaţiile de reglaj ale transformatoarelor (autotransformatoarelor), instalaţiile de încărcare ale bateriei de acumulatoare, instalaţie de ventilaţie a încăperii bateriei de acumulatoare, dispozitivele de acţionare ale întrerupătoarelor şi separatoarelor, instalaţia de aer comprimat, instalaţia de stingere a incendiilor, instalaţia de telecomunicaţii, instalaţia de iluminat, etc. Serviciile proprii de curent continuu sunt formate din iluminatul de siguranţă, unele dispozitive de acţionare a aparatelor, consumatorii ce nu admit întreruperi în funcţionare, etc.

Instalaţiile auxiliare din staţiile electrice sunt formate din instalaţiile menţionate anterior la servicii proprii (sunt atât servicii proprii cât şi instalaţii auxiliare) precum şi din: bateria de acumulatoare, instalaţia de legare la pământ, instalaţia de protecţie împotriva loviturilor directe de trăsnet, etc.

1.2. Terminologie, definiţii

Conform definiţiilor din normative:

- staţie electrică este un ansamblu de instalaţii electrice şi construcţii anexe, destinat conversiei energiei electrice şi/sau conectării a două sau mai multe surse de energie electrică ori a două sau mai multe căi de curent;

- staţia de transformare este o staţie electrică care realizează transformarea energiei electrice prin transformatoare de putere;

- staţia de conexiuni este o staţie electrică, care primeşte şi distribuie energie electrică la aceeaşi tensiune şi frecvenţă, tensiunea între faze fiind mai mare de 1 kV;

- post de transformare este o staţie de transformare mică, destinată alimentării în joasă tensiune (până la 1 kV inclusiv) a consumatorilor;

- punct de alimentare este o staţie de conexiuni de medie tensiune, destinată alimentării unor posturi de transformare;

- post de transformare pe stâlp este un post de transformare al cărui echipament, inclusiv transformatorul, este instalat în exterior, pe o construcţie specială de stâlpi sau direct pe stâlpii liniilor electrice aeriene;

- instalaţie electrică peste 1 kV este o instalaţie cu tensiunile între faze mai mari de 1 kV, care serveşte la primirea, transformarea, distribuirea energiei electrice şi care cuprinde în general aparate de conectare şi transformatoare, conductoare de legătură, diferite instalaţii auxiliare precum şi construcţiile aferente;

Generalităţi

8

- instalaţie electrică de exterior este o instalaţie electrică sau parte dintr-o instalaţie în care aparatele, transformatoarele (auto) şi materialele electrice sunt dispuse într-un spaţiu în exterior şi expuse intemperiilor;

- instalaţie electrică de interior este o instalaţie electrică sau parte dintr-o instalaţie în care aparatele, transformatoarele (auto) şi materialele electrice sunt dispuse într-un spaţiu închis şi sunt protejate împotriva influenţei directe a intemperiilor;

- instalaţie electrică de tip deschis este o instalaţie electrică în care persoanele sunt protejate numai împotriva atingerilor accidentale a părţilor sub tensiune, prin îngrădiri de protecţie sau prin amplasarea echipamentului la înălţime corespunzătoare în zone inaccesibile atingerilor accidentale;

- instalaţie electrică de tip închis este o instalaţie electrică în care echipamentul electric este dispus în carcase închise (neetanşe faţă de aerul atmosferic), astfel încât nici o parte sub tensiune din instalaţie nu poate fi atinsă;

- instalaţie electrică capsulată este o instalaţie la care echipamentul este complet închis în carcasă de protecţie, etanşă faţă de aerul atmosferic (în general metalică, legată la pământ). Izolaţia electrică a echipamentului în interiorul carcasei se realizează prin diverse fluide, în general la presiuni superioare celei atmosferice. Instalaţia electrică capsulată poate fi instalată fie în exterior (în aer liber), dacă este construită corespunzător, fie în interior (într-un spaţiu închis);

- instalaţie electrică prefabricată este o instalaţie electrică conţinând aparatele de conectare, instrumentele de măsură, dispozitivele de protecţie şi automatizare şi care se livrează complet pregătită şi încercată electric, pentru a fi montată pe şantier;

- instalaţie electrică de conexiune şi distribuţie (sub 1 kV) se numeşte acea instalaţie care serveşte la primirea şi distribuirea energiei electrice şi care cuprinde ansamblul tablourilor electrice de forţă (principale şi secundare) şi a aparatelor, inclusiv căile de curent pentru alimentarea lor;

- instalaţii electrice de utilizare (sub 1 kV) sunt acele instalaţii care cuprind circuitele receptoarelor individuale (motoare, etc.) precum şi circuitele pentru iluminat, ventilaţie, încălzire, poduri rulante etc.;

- aparate electrice se consideră toate obiectele principale, exclusiv (auto) transformatoarele de putere cu care se echipează instalaţiile electrice şi anume:

- aparate de conectare – întreruptoare, separatoare, separatoare de sarcină, siguranţe, etc. (inclusiv dispozitivele lor de acţionare);

- transformatoare de măsură; - bobine de compensare şi de reactanţă; - descărcătoare; - bobine de blocare şi condensatoare de cuplare pentru instalaţii de înaltă

frecvenţă. - materiale electrice se consideră toate obiectele care servesc la asamblarea (auto)

transformatoarelor de putere şi a aparatelor electrice din instalaţiile electrice ca: - conductoare izolate sau neizolate; - izolatoare; - cleme, armături, etc.

- echipamentul electric reprezintă totalitatea (auto) transformatoarelor, aparatelor şi materialelor electrice cu care se echipează instalaţiile electrice;

Generalităţi

9

- mărimi nominale (tensiune nominală, curent nominal, putere nominală, frecvenţă nominală) sunt caracteristici de dimensionare a echipamentului şi a instalaţiei. Tensiunea nominală (Un) este valoarea eficace a tensiunii între faze, după care se denumeşte instalaţia;

- domeniul de protecţie contra atingerilor accidentale (în interiorul spaţiilor de producţie electrică) este domeniul delimitat, pe de o parte, de părţile aflate sub tensiune şi, pe de altă parte, de spaţiul de acces permis în mod normal persoanelor şi utilajelor de exploatare şi de întreţinere;

- separare de lucru se numeşte separarea unei instalaţii electrice sau a unei părţi din instalaţie , de elementele aflate sub tensiune, pe toate părţile, şi pe toate fazele pe care urmează a se lucra în vederea efectuării unor lucrări sau operaţii, în conformitate cu normele de protecţie a muncii prin separatoare, eclise de separare, contacte debroşabile, etc.);

- distanţa de izolare în aer între două părţi sub tensiune neizolate sau între acestea şi părţi legate la pământ este distanţa cea mai scurtă, în aer liber, fără intercalaţii din alte materiale izolante, normată în funcţie de tensiunea pentru care se dimensionează instalaţia. Distanţa de protecţie contra atingerilor accidentale (în interiorul spaţiilor de producţie electrică) este distanţa determinată de condiţiile împiedicării unor atingeri accidentale a părţilor sub tensiune de către personalul de exploatare sau de către utilajele de exploatare şi de întreţinere, cu respectarea normelor de protecţie a muncii; această distanţă determină mărimea domeniului de protecţia;

- distanţa de conturnare reprezintă distanţa cea mai scurtă de-a lungul izolaţiei, între părţi sub tensiune neizolate sau între acestea şi părţi legate la pământ;

- încăpere sau spaţiu de producţie se numeşte acea încăpere sau spaţiu care serveşte exclusiv pentru procese tehnologice electrice. Accesul în aceste încăperi sau spaţiu este permis numai persoanelor pregătite în exploatarea instalaţiilor electrice respective, sunt instruite în conformitate cu normele de tehnică a securităţii muncii în instalaţiile electrice şi care au responsabilitate în acest sens în conformitate cu normele de protecţia a muncii;

- coridor de manevră se numeşte coridorul de pe care este prevăzut a se face cel puţin o acţionare a unui aparat de conectare dintr-o instalaţie electrică;

- coridor de supraveghere se numeşte coridorul care serveşte exclusiv pentru supravegherea funcţionării sau pentru revizia aparatelor montate şi de pe care nu se fac acţionări de aparate de conectare din instalaţia electrică.

Condiţii generale ce trebuie îndeplinite de staţiile şi posturile de transformare

10

2. CONDIŢII GENERALE CE TREBUIE ÎNDEPLINITE DE STAŢIILE ŞI POSTURILE DE TRANSFORMARE

2.1. Condiţiile amplasării instalaţiilor electrice ale staţiilor şi posturilor de transformare

Amplasarea spaţiilor şi posturilor de transformare trebuie făcută ţinând seama de factori tehnici, economici şi sociali precum şi de regulile de protecţia muncii şi cele de prevenire şi stingere a incendiilor. Amplasarea staţiilor importante, cu funcţii de noduri de reţea se face realizând conexiuni cât mai bune cu sistemul iar a instalaţiilor electrice de conexiuni şi distribuţie pentru alimentarea consumatorilor, cât mai aproape de centrul de greutate al consumului. Amplasarea staţiilor trebuie făcută prin economisirea la maxim a terenurilor agricole şi forestiere, evitându-se terenurile periculoase (u posibile alunecări de teren, etc.), dacă vor avea personal permanent se amplasează în apropierea zonelor locuite, iar amplasamentul şi instalaţiile electrice trebuie protejate împotriva inundaţiilor, dacă este cazul realizându-se lucrări speciale de apărare. Măsurile de apărare a staţiilor împotriva inundaţiilor se iau în funcţie de importanţa lor în cadrul sistemului energetic şi de importanţa obiectivelor ce le alimentează, ţinând seama de eventualele alimentări de rezervă din alte surse ale acestor obiective. Importanţa staţiilor electrice în vederea stabilirii măsurilor de apărare împotriva inundaţiilor provenite din viituri se stabileşte conform tabelului 2.1., în vederea măsurilor de apărare împotriva inundaţiilor provenite din ploi locale excepţionale se stabileşte conform tabelului 2.2, iar în privinţa nivelului apelor subterane considerând un nivel maxim anual o dată la 10 ani. Se consideră la staţiile de transformare, nivelul de tensiune cel mai ridicat. Tabelul 2.1. Încadrarea staţiilor electrice în vederea stabilirii măsurilor de apărare necesare împotriva efectelor dăunătoare ale apelor provenite din viitură de-a lungul cursurilor de apă

Probabilitatea de depăşire a debitelor maxime anuale (%) respectiv frecvenţa (1/ani) Situaţii normale din exploatare Situaţii excepţionale din exploatare

Tensiunea nominală a staţiei

electrice, [kV] % 1/ani % 1/ani 400* 0,5 1/200 0,005 1/2000

400, 220 1 1/100 0,2 1/500 110 2 1/50 0,5 1/200

20...60 5 1/20 1 1/100 <20 10 1/10 3 1/33

* Numai în staţiile de 110 kv cu mai mult de 4 circuite (linii, generatoare, transformatoare) Tabelul 2.2. Încadrarea staţiilor electrice în vederea stabilirii măsurilor de apărare necesare împotriva efectelor dăunătoare ale apelor provenite din ploi locale excepţionale

Tensiunea nominală a staţiei electrice, [kv] Frecvenţa medie anuală de depăşire a duratei sau intensităţii unei ploi locale excepţionale, [1/ani]

400* 1/5 400, 220 1/3

110 ½ 20...60 1/1

<20 1/0,5 * Numai în staţiile de 110 kv cu mai mult de 4 circuite (linii, generatoare, transformatoare)


11

Pentru realizarea unei investiţii cât mai reduse, amplasamentul se stabileşte ţinându-se

seama de eventuale amenajări existente sau în curs de construcţie cum sunt drumuri, căi ferate, instalaţii de apă, canalizare, etc. Amplasamentul va ţine seama de posibilităţile de extindere viitoare. Ieşirile la tensiunile de 6-20 kV, la staţiile urbane, în vederea sistematizării, se realizează în cabluri. Amplasarea tablourilor de conexiuni şi distribuţie în încăperi umede, cu acţiune chimică dăunătoare, cu temperatură ridicată sau cu pericol de incendiu, trebuie evitată. Dacă un astfel de amplasament nu poate fi evitat trebuiesc luate măsuri suplimentare de protecţie. Amplasarea instalaţiilor electrice trebuie făcută ţinând seama de condiţiile climatice ale mediului ambiant, altitudine, pericolul de pătrundere a apei şi prafului, pericolul de coroziune, pericolul de incendiu şi pericolul de deterioră mecanice. Condiţiile climatice normale sunt cele care nu depăşesc valorile din tabelul 2.3 (pentru aparatajul fabricat în ţara noastră). Tabelul 2.3. Condiţii climatice normale

Instalaţia Condiţia climatică De interior De exterior

Valoarea maximă a mediei temperaturii în 24 ore +35 0C +35 0C Valoarea maximă a temperaturii de scurtă durată +40 0C +40 0C Valoarea minimă a temperaturii -5 0C -25 0C

(la +20 0C) 90% (la +35 0C) 100%

Umiditatea relativă maximă

(la +40 0C) 50% Aparatele de măsură nu pot fi montate în compartimente cu temperaturi sub 0 0C sau peste 40 0C, cu excepţia cazului când sunt prevăzute încălziri locale ce asigură temperatura minimă necesară iar producătorul aparatului permite acest lucru. Dacă temperatura maximă a spaţiului unde este montat echipamentul este cuprinsă între +35 0C şi +40 0C se iau măsuri de reducerea încărcării căilor de curent sau de climatizare a încăperilor. Dacă temperatura depăşeşte +40 0C se montează echipamente speciale ce rezistă la aceste temperaturi. Pentru altitudini de peste 1000 m se utilizează aparate corespunzătoare funcţionării la această altitudine iar distanţele de izolaţie se măresc cu 1,25% pentru fiecare 100 m peste 1000 m dar numai până la 3000 m. Dacă există pericol de a pătrunde apă sau praf, în încăperea de producţie electrică se utilizează aparate, tablouri sau dulapuri închise etanş. Dacă în încăpere este pericol de coroziune echipamentul se protejează împotriva umidităţii şi agentului corosiv respectiv.

Din punct de vedere al pericolului de incendiu, amplasarea staţiilor electrice în raport cu alte construcţii trebuie realizată la distanţele minime indicate în tabelul 2.4. dacă instalaţia electrică este de tip interior iar alimentările şi distribuţiile sunt subterane, amplasarea poate fi realizată la distanţe mai mici, indicate în tabelul 2.5 sau alipite ori chiar înglobate în alte construcţii.

Dacă între instalaţiile electrice şi construcţiile vecine se prevede o separare cu pereţi antifoc, amplasarea poate fi realizată la orice distanţă. Tablourile şi echipamentele montate în încăperi cu pericol de incendiu se realizează astfel încât să nu poată fi cauza unui incendiu, instalaţiile electrice se montează pe panouri, în dulapuri etc., confecţionate din materiale incombustibile şi nu se admite amplasarea aparatelor cu ulei.

Amplasarea instalaţiilor electrice în locuri unde este pericol de deteriorări mecanice trebuie evitată iar dacă nu este posibil se folosesc mijloace de protecţie speciale.


12

Tabelul 2.4. Distanţele minime de amplasare a instalaţiilor electrice în raport cu alte construcţii

Distanţa minimă în funcţie de categoria de pericol de incendiu a construcţiei

vecine, [m]

Poz. Tipul instalaţiei electrice Gradul de rezistenţă la foc al construcţiei vecine

A, B C D, E Instalaţii electrice de tip interior I, II 20 12 10 1 Instalaţii electrice de tip exterior cu

tensiunea nominală mai mică de 110 kV

III - 14 12

Posturi de transformare de tip interior şi exterior

IV, V - 16 14

I, II 25 16 14 III - 20 16

2 Instalaţii electrice de tip exterior cu tensiunea nominală de 110 kV sau mai mare IV, V - 25 20

Notă: 1. Amplasarea instalaţiilor electrice faţă de clădiri civile se face la distanţele corespunzătoare categoriilor

D E. 2. Depozitele deschise de materiale se asimilează, ca grad de rezistenţă la foc şi categorie de incendiu, cu

construcţiile în funcţie de natura materialului depozitat. Tabelul 2.5. Amplasarea instalaţiilor electrice de tip interior, cu alimentări şi distribuţii, subterane, faţă de construcţiile industriale şi civile, în condiţii speiale

Caracteristicile construcţiei vecine Nr. crt. Destinaţia Categoria de

pericol de incendiu

Gradul de rezistenţă la

foc

Condiţia pentru instalaţia electrică

Modul de amplasare admis

A, B I, II Să deservească numai instalaţiile din clădirea respectivă

La distanţă nenormată sau alipită pe o singură latură**

I, II -

1 Construcţii industriale

C, D, E III Să deservească numai

instalaţiile din clădirea respectivă

La distanţă nenormată, alipită sau înglobată

2 Clădiri civile

- I, II, III - La distanţă nenormată sau alipită de o singură latură; punctele de alimentare şi posturile trafo pot fi alipite pe mai multe laturi sau înglobate***

* Nu se admite amplasarea instalaţiilor electrice la distanţe nenormate sau alipite faţă de construcţiile industriale şi civile de gradul IV şi V de rezistenţă la foc sau înglobate în astfel de construcţii. ** În cazul alipirii de construcţii conţinând vapori sau gaze inflamabile, pereţii despărţitori trebuie să fie etanşi; în caz contrar, în încăperile adiacente ale instalaţiilor electrice, trebuie să se asigure o suprapresiune permanentă. *** Se admite înglobarea în aceeaşi clădire a maxim două posturi de transformare, având fiecare cel mult două transformatoare cu o putere maximă unitară de 1000 kVA. Amplasarea posturilor de transformare în mediul rural sau cu regim de construcţie similar în mediul urban, faţă de clădiri, trebuie realizată la distanţele indicate în tabelul 2.6.

În apropierea clădirilor cuprinzând încăperi cu aglomerări de persoane (spitale, şcoli) instalaţiile electrice supraterane se amplasează conform condiţiilor din tabelul 2.4.

Amplasarea posturilor de transformare şi instalaţiilor electrice înglobate în clădiri, nu este permisă sub sau deasupra încăperilor cu aglomerări de persoane, a obiectelor conţinând


13

obiecte de mare valoare, a căilor de evacuare, etc.

Tabelul 2.6. Distanţele minime de amplasare a posturilor de transformare faţă de clădiri în mediul rural sau cu regim de construcţie similar în mediul urban

Distanţe în funcţie de gradul de rezistenţă la foc al clădirilor vecine, [m]

Natura clădirilor vecine

I, II, III IV, V Clădiri de producţie agrozootehnice şi clădiri social-administrative

10 15

Clădiri de locuit şi anexele lor 4 6 Instalaţiile electrice exterioare echipate cu întreruptoare cu aer comprimat, se amplasează în centre populate, numai cu condiţia respectării nivelului de zgomot indicat de prescripţii. Instalaţiile electrice exterioare se amplasează la o distanţă suficient de mare faţă de copacii învecinaţi, pentru evitarea căderii eventuale ale acestora peste instalaţiile electrice. În spaţii de producţie deservite de macarale, poduri rulante, etc., instalaţiile electrice pot fi amplasate numai în afara zonelor de lucru ale acestor mecanisme. Instalaţiile electrice ce se amplasează în spaţiile de producţie, trebuie să fie de tip închis sau capsulate. În încăperile de producţie se pot amplasa instalaţii de tip deschis dacă părţile sub tensiune,

conform fig.2.1, nu sunt accesibile personalului neinstruit. Într-o încăpere se pot monta instalaţii de tensiuni diferite, dacă sunt exploatate de aceeaşi unitate, recomandându-se însă ca instalaţii de conexiuni până la 1000 V să fie montate în alte încăperi decât cele peste 1000 V. Instalaţiile electrice de conexiuni şi distribuţie nu se

amplasează în podurile sau subsolurile de cabluri. Aparatele şi tablourile electrice se amplasează astfel încât să se poată face uşor întreţinerea, verificarea, reparaţiile, etc. şi să nu fie stânjenită circulaţia pe coridoare.

2.2. Condiţiile ce trebuie îndeplinite la alegerea schemelor de conexiuni şi a echipamentului din staţiile şi posturile de transformare

Instalaţiile electrice trebuie să aibă scheme de conexiuni simple şi clare, care să permită manevre rapide şi sigure, realizarea instalaţiilor pentru măsură, protecţie şi altor instalaţii (automatizare, etc.), precum şi separarea de lucru atât a întregii instalaţii cât şi a unei părţi (pentru executarea lucrărilor fără întreruperea întregii instalaţii), conform exemplelor din fig.2.2 şi 2.3. Aparatele a căror separare de lucru se face odată cu liniile sau transformatoarele (auto) deservite (transformatoarele de tensiune şi descărcătoarele de pe linii, descărcătoarele montate la bornele transformatoarelor (auto) şi la punctele neutre ale acestora, bobinele şi condensatoarele pentru instalaţia de înaltă frecvenţă pentru telecomunicaţii) nu se prevăd cu o separare de lucru specială. Transformatoarele de curent, din considerente constructive, pot fi uneori montate şi după separatorul de linie (fig.2.4) separarea făcându-se odată cu linia. Separarea de lucru se admite numai dacă se asigură responsabilitatea unică la toate punctele

Fig.2.1. Amplasarea panourilor deschise în spaţii de producţie


14

de separaţie pe tot timpul separării de lucru, dacă punctele de separaţie aparţin unor organizaţii de exploatare diferite (fig.2.5) sau sunt la distanţă (fig.2.6). Se admite separare de lucru numai pe o singură parte (spre alimentare), în cazurile când nu poate apare tensiune inversă din partea ce nu a fost separată ca în cazul liniilor radiale (fig.2.7) sau circuitelor motoarelor electrice (fig.2.8) şi se iau măsuri de prevenire a apariţiei unor tensiuni inverse. Separarea de lucru trebuie însă făcută obişnuit pe toate părţile. Se folosesc ca elemente de

separare numai aparatele sau dispozitivele cu întreruperea vizibilă a circuitului. La instalaţiile capsulate şi cele interioare de tip închis, separările de lucru pot fi fără întreruperea vizibilă a circuitului dar cu semnalizări sigure de poziţie.

Instalaţiile de conexiuni şi distribuţie sub 1 kV se prevăd cu separări de lucru iar dacă acestea nu sunt în acelaşi loc se consideră

îndeplinită condiţia de separare numai dacă pe timpul separării de lucru este un responsabil unic la toate punctele de lucru. Pentru separare se folosesc numai aparate cu întreruperea vizibilă a circuitului, ca separatoare, întreruptoare în aer, contacte debroşabile, siguranţe fuzibile, etc.

Fig.2.2. Schemă de conexiuni cu simplu sistem de bare ce permite separarea de lucru a barelor colectoare şi echipamentului circuitelor de linie

Fig.2.3. Schemă de conexiuni cu dublu sistem de bare ce permite separarea de lucru a barelor colectoare şi echipamentului cuplei transversale

Fig.2.4. Schemă de conexiuni cu simplu sistem de bare ce permite separarea de lucru a barelor colectoare şi a întreruptorului, cu transformatoarele de curent montate după separatorul de linie, separarea sa făcându-se odată cu linia

Fig.2.5. Schemă de conexiuni ce permite separarea de lucru a barelor colectoare, separatorului de bare şi întreruptorului cu un nivel de tensiune de transformatorul de putere, întreruptorul, separatorul de bare şi barele colectoare, cu alt nivel de tensiune.

Fig.2.6. Schemă de conexiuni ce permite separarea de lucru a echipamentului de la un capăt al unei linii de echipamentul situat la celălalt capăt al liniei


15

După separare, partea de instalaţie scoasă de sub tensiune trebuie să poată fi scurtcircuitată şi pusă la pământ şi pentru aceasta se folosesc instalaţii fixe (separatoare cu contacte de legare la pământ) sau mobile (scurtcircuitoare mobile). Legarea la pământ prin instalaţii fixe se face pentru celulele de linie cu tensiuni de peste 20 kV, barele colectoare şi de transfer cu tensiuni de minimum 110 kV precum şi pentru porţiunile de circuit dintre separatoarele de bare şi linie la minimum 220 kV. Pentru scurte intervale de timp (pentru manevre), chiar dacă se depăşeşte puterea de scurtcircuit, se admite conectarea unor părţi de instalaţie obişnuit separate, cu luarea măsurilor evitării accidentelor în caz de scurtcircuit. Pe circuitele ce permit deconectările şi conectările necesare (prin protecţie şi automatizare) cu aparate ieftine (separatoare de sarcină, siguranţe de înaltă tensiune etc.) trebuie montate întreruptoare. Alegerea echipamentului electric din staţiile şi posturile de transformare trebuie făcută pe baza condiţiilor de mediu din tabelul 2.7. Tensiunile de încercare trebuie majorate cu 1,25% pentru fiecare 100 m creştere de altitudine între 1000 şi 3000 m sau se aleg aparate cu tensiune nominală mai mare. La instalaţii de tip interior trebuie realizată climatizarea încăperilor dacă nu sunt realizate condiţiile de mediu impuse conform tabelului 2.7. Tabelul 2.7. Condiţii climatice în România pentru alegerea echipamentului

Valori Denumirea Instalaţii interioare Instalaţii exterioare

Temperatura maximă a aerului (valoare momentană), 0C +40 +40 Temperatura minimă a aerului (valoare momentană), 0C -5 -30 Umiditatea relativă maximă a aerului (indiferent de temperatură), %

70 100

Notă: 1) Valorile de mai sus sunt valabile până la altitudinea de 1000 m 2) Valorile indicate pentru instalaţiile interioare vor fi asigurate prin climatizarea încăperilor, dacă

este necesar.

Trebuie respectate şi anumite condiţii de presiune şi poluare impuse de caracteristicile echipamentului şi de normative.

Echipamentul electric trebuie să aibă o tensiune nominală cel puţin egală cu tensiunea maximă de serviciu a instalaţiei unde se montează şi trebuie să reziste atât la supratensiunile atmosferice cât şi la cele interne. Tensiunea nominală a echipamentului poate în unele cazuri să fie mai mică ca cea a reţelei (de exemplu la transformatoarele de curent şi izolatoarele de pe legătura la pământ a unui punct neutru), dar să reziste la supratensiunile posibile de la locul de montare. În laborator sau la locul de montare trebuie făcută verificarea nivelului de izolaţie al echipamentului; dacă aceste verificări nu pot fi făcute, trebuie respectate anumite distanţe

Fig.2.7. Schemă de conexiuni ce permite separarea de lucru numai pe o singură parte (spre alimentare), când nu poate apare tensiune inversă din partea ce nu poate fi separată, în cazul liniilor radiale

Fig.2.8. Schemă de conexiuni ce permite separarea de lucru numai pe o singură parte (spre alimentare) când nu poate apare tensiune inversă în partea ce nu a fost separată, în cazul circuitelor motoarelor electrice


16

minime de izolare în aer, distanţe ce sunt date în normative. Trebuie, de asemenea, făcută verificarea echipamentului la scurtcircuit. Se admite utilizarea unor întreruptoare sau separatoare de sarcină cu capacitate de rupere şi de închidere nominală mai mică ca cea de scurtcircuit, dacă aceste aparate nu vor fi utilizate pentru corectări automate la scurtcircuit, cu luarea unor măsuri de protecţie a personalului de exploatare (de exemplu comanda la distanţă).

Protecţia barelor colectoare împotriva defectelor în transformatoarele de tensiune se face prin legarea acestora la bare prin siguranţe fuzibile, pentru instalaţii electrice cu tensiuni până la 20 kV.

Dacă instalaţia electrică are circuite legate la surse a căror funcţionare în paralel este interzisă, trebuie prevăzută cu blocaje pentru împiedicarea conectării în paralel sau, în cazuri extreme când nu există astfel de blocaje, se montează tăbliţe de interdicţie.

Intrările în instalaţiile de distribuţie (tablourile) de joasă tensiune trebuie să aibă întreruptoare manuale sau automate. Intrările în tablourile de joasă tensiune ale posturilor de transformare pot să nu aibă întreruptoare dacă este altă posibilitate de întrerupere a alimentării pe joasă tensiune a tabloului.

2.3. Condiţii generale pentru realizarea instalaţiilor electrice Soluţiile constructive care se adoptă pentru instalaţiile (staţiile) electrice trebuie să

satisfacă o serie de condiţii cu caracter general privind: - siguranţa în funcţionare a instalaţiilor; - securitatea personalului de exploatare; - economicitatea soluţiei.

2.3.1. Siguranţa în funcţionare a instalaţiilor Modul în care se dispun aparatele şi legăturile conductoare afectează direct gradul de

siguranţă în funcţionare al instalaţiilor în regim normal de funcţionare sau în condiţiile apariţiei unor perturbaţii. Măsurile care se iau încă din faza de proiectare a instalaţiilor în vederea obţinerii unei siguranţe în funcţionare satisfăcătoare se referă la:

a) Asigurarea nivelului de izolare necesar între diferitele elemente sub tensiune sau între acestea şi pământ, realizabilă prin dispunerea spaţială a acestor elemente astfel încât intensitatea câmpului electric în orice situaţie de funcţionare permisă să rămână inferioară valorii critice la care are loc străpungerea mediului izolant folosit. Altfel spus, trebuie asigurate distanţele minime izolante. Aceste distanţe, verificate pe cale experimentală, sunt normate şi valorile lor pentru părţi fixe sub tensiune sunt indicate spre exemplificare în tabelul 2.1. În cazul conductoarelor flexibile, distanţele din tabel se suplimentează cu distanţele de deplasare a conductoarelor în urma acţionării sarcinlor care solicită conductorul.

b) Reducerea riscului de avarie datorită arcurilor electrice, care în general sunt mobile, deplasându-se sub acţiunea câmpurilor electromagnetice şi termice intense, dezvoltate la scurtcircuite polifazate şi care pot deci scoate din funcţiune parţial sau total staţia electrică.

În vederea limitării efectelor în cazul apariţiei unui defect prin arc, se recurge la anumite artificii constructive, cum ar fi prevederea unor pereţi despărţitori rezistenţi mecanic între:

- celule alăturate; - barele colectoare şi restul echipamentelor;


17

- diferite părţi din interiorul celulelor, funcţie de mărimea curentului de scurtcircuit; - secţii de bare colectoare. Aceste măsuri constructive se iau, de obicei, la instalaţii de tip interior. La instalaţii în

aer liber, din cauza intervalelor mari între părţile sub tensiune şi într-o oarecare măsură datorită acţiunii în general favorabile a curenţilor de aer, este suficient să se facă un amplasament corespunzător al aparatajului pentru a se limita efectele unui defect prin apariţia arcului electric.

c) Reducerea riscului de avarie din cauza solicitărilor accidentale mecanice se referă în special la următoarele trei aspecte:

- dispunerea separatoarelor astfel încât să nu fie posibilă deschiderea accidentală a cuţitelor principale sub acţiunea greutăţii proprii sau a forţelor electrodinamice, respectiv închiderea cuţitelor de legare la pământ, fig.2.1;

- prin dispunerea judicioasă a legăturilor conductoare este posibil ca avariile cauzate de ruperea acestor legături sau a lanţurilor de izolatoare să nu se extindă, conform exemplificării din fig.2.2;

- este indicat ca izolatoarele de porţelan să fie solicitate în special la compresiune şi nu la încovoiere, conform fig.2.3.

d) Diminuarea pericolului de incendiu urmăreşte realizarea de dispozitive anexe care să limiteze efectele nocive ale unui incendiu pe cât posibil la zona în care s-a produs, ştiut fiind că în instalaţiile electrice există materiale puternic inflamabile – uleiul de transformatoare, bobine, cabluri şi respectiv o bună parte din materialele izolante ale acestora.

2.3.2. Securitatea personalului de exploatare Se prevede evitarea expunerii persoanelor din staţia electrică la şocuri electrice,

termice (la scurtcircuite ori puneri accidentale sub tensiune) sau mecanice (explozii). În acest sens se prevăd astfel dispoziţiile constructive încât să împiedice pătrunderea accidentală a personalului de deservire în zone care prezintă riscurile citate mai sus, să protejeze termic şi mecanic culoarele de acces în instalaţie.

Un principiu verificat este acela ca la revizii/reparaţii separarea locului de lucru să poată fi făcută astfel încât să fie scos din funcţiune numai elementul la care se lucrează. Se folosesc separări de protecţie şi în general se dispun la distanţe inaccesibile – numite distanţe de protecţie – părţile sub tensiune.

2.3.3. Economicitatea soluţiei Se apreciază prin prisma efortului de investiţie şi a cheltuielilor de exploatare. Aceste

elemente se pot influenţa favorabil printr-o serie de măsuri, din care se citează: - limitarea spaţiilor ocupate şi în special a volumului de lucrări de construcţii; - limitarea lungimii căilor de curent şi a numărului de izolatoare; - eşalonarea raţională a etapelor de realizare a investiţiei; - simplificarea execuţiei prin folosirea masivă a elementelor tipizate; - reducerea volumului cheltuielilor de exploatare.


18

2.4. Condiţii pentru realizarea instalaţiilor electrice de exterior Instalaţiile electrice de exterior precum şi transformatoarele, aparatele, etc. amplasate

izolat, se delimitează printr-o îngrădire de incintă prevăzută cu indicatoare de securitate (spaţiu considerat de producţie electrică)realizată din materiale incombustibile şi înaltă de 2 m. Dacă staţia este instalată într-o zonă nelocuită şi nu are personal permanent gardul se supraînalţă cu trei rânduri de sârmă ghimpată. Nu se prevăd îngrădiri de incintă la posturile de transformare pe stâlpi (posturi de transformare a căror echipamente, inclusiv transformatorul, este instalat în exterior, pe o construcţie specială de stâlpi sau direct pe stâlpii liniilor electrice aeriene), la aparatele şi căile de curent cu înălţime faţă de sol corespunzătoare prescripţiilor pentru liniile electrice aeriene cu tensiuni peste 1 kV, precum şi la instalaţii de tip închis din întreprinderi, dacă la acestea nu există posibilitatea de manevrare din exterior de personal

necalificat care circulă în apropiere. Spaţiile de producţie electrică de

exterior se îngrădesc suplimentar, faţă de eventualele construcţii anexe ale staţiei (ateliere, etc.) unde lucrează personal ce nu face parte din personalul de exploatare al instalaţiilor electrice.

Instalaţiile electrice exterioare trebuie realizate astfel încât să permită efectuarea lucrărilor de deservire, scoaterea parţială de sub tensiune pentru executări de lucrări şi să se evite producerea şi extinderea incidentelor.

Dacă unele conductoare flexibile din staţie subtraversează barele colectoare, clădiri din incintă, drumuri şi căi ferate, conducte cu fluide combustibile, conducte de termoficare sau de apă de răcire (în centralele electrice) sau echipamente electrice aparţinând altor circuite şi lanţurile sunt tip tijă, se prevăd lanţuri duble de izolatoare. De asemenea se prevăd lanţuri duble de izolatoare la toate instalaţiile de distribuţie de 400 kV precum şi când un lanţsimplu de izolatoare nu corespunde condiţiilor de rezistenţă mecanică cerute de instalaţie.

Se protejează împotriva coroziunii toate părţile metalice de susţinere a instalaţiilor electrice. În interiorul îngrădirilor de protecţie spaţiul se acoperă cu balast pentru evitarea dezvoltării unei vegetaţii înalte.

Fig.2.9. Conductoare rigide pe izolatoare suport, cu indicarea distanţelor minime admise între conductoare (A) precum şi între conductoare şi pământ (A0)

Fig.2.10. Conductoare flexibile prinse cu lanţuri de izolatoare, cu indicarea distanţelor minime admise între conductoare precum şi între conductoare şi pământ în poziţie de echilibru ( A, A0), în poziţie considerată la vânt (A1) şi poziţie considerată la scurtcircuit (A2)


19

Între conductoare, respectiv între conductoare şi pământ (fig.2.9, 2.10)trebuie păstrate distanţele minime indicate în tabelul 2.8, ţinând seama la conductoarele flexibile de deplasările posibile datorate vântului, efectelor electrodinamice la scurtcircuit.

Un conductor flexibil poate avea o deplasare (fig.2.9): α= sinfa (2.1)

unde: f este săgeata conductorului la +15 0C; ⎟⎠⎞⎜

⎝⎛=α q

parctg ; p – greutatea unitară a

conductorului; q – forţa unitară datorată vântului pe conductor. Viteza vântului se ia 60% din valoarea maximă ce se consideră la calcului

mecanic al conductoarelor flexibile; se consideră apropierea unei singure faze cealaltă rămânând nedeplasată. Dacă două instalaţii electrice ce sunt la aceleaşi tensiuni nominale, nu sunt sincrone, distanţa minimă dintre ele este A (tabelul 2.8) iar dacă cele două instalaţii electrice sunt la tensiuni diferite, distanţa dintre ele trebuie să fie minimum 1,2 A. Pentru altitudini între 1000 şi 3000 m, distanţele de izolare din tabelul 2.8 trebuie majorate cu 1,25% pentru fiecare 100 m peste 1000 m.

Tabelul 2.8. Instalaţii electrice de exterior, distanţe minime de izolare în aer şi de protecţie

Distanţe minime (mm) la diverse tensiuni nominale (kV) Numărul figurii

Simbolul şi relaţia de calcul,

kV, mm ≤10kV 20

(15)kV (35)kV (60)kV 110kV 220kV 400k

V 9, 10 A0 200 300 400 650 900 1800 3100 9, 10 A=1,1A0 200 330 440 700 1000 2000 3400 10 A1=Un/0,15

A1≥200 200 200 250 400 750 1500 2700

10 A2=A0/2 A2≥200

200 200 200 330 450 900 1550

B1=A0+30 230 330 430 680 930 1830 3130 B2=A0+100 300 400 500 750 1000 1900 3200

11

B3=A0+750 950 1050 1150 1400 1650 2550 3850 13, 14 C=A0+2500 2700 2800 2900 3150 3400 4300 3600 13, 14 D=A0+1250 1450 1550 1650 1900 2150 3050 4350 12, 13, 14 E=A0+600 800 900 1000 1250 1500 2400 3700 15 F=A0

F≥500 500 500 500 650 900 1800 3100

16 G=A0+1500 1700 1800 1900 2150 2400 3300 4000 Notă:

1) Tensiunile din paranteză nu sunt standardizate 2) Pentru tensiuni nominale egale sau mai mari decât 60 kV, distanţele se referă la instalaţii din reţele

cu neutrul legat efectiv la pământ Protecţia în spaţiile de producţie electrică împotriva atingerii accidentale a unor elemente sub tensiune, se realizează prin amplasarea acestora la înălţimi corespunzătoare sau prin îngrădiri de protecţie definitive, pline sau din plasă înaltă de cel puţin 2 m (sau balustrade înalte de cel puţin 1,5 m), situate la distanţele B1, B2, B3 şi delimitând domeniul de protecţie (fig.2.11) cu respectarea distanţelor minime din tabelul 8. Dacă elementele sub tensiune se amplasează cel puţin la înălţimea C (fig.2.12) cu lăţimea minimă E a domeniului de protecţie indicată în tabelul 2.8, iar marginea superioară a soclurilor legate la pământ ale izolatoarelor este la cel puţin 2300 mm faţă de sol, nu sunt necesare îngrădiri de protecţie. Domeniul permis pentru lucru, trebuie să fie cel puţin la distanţa D (fig.2.13, tab.2.8) faţă de părţile neîngrădite rămase sub tensiune.


20

Dacă elementele sub tensiune (sau izolate faţă de pământ) sunt deasupra domeniului permis pentru lucru, se lucrează numai cu scule uşoare sau pătrunderea în domeniul de protecţie nu se face prin deplasarea laterală a lucrătorului (ci numai prin ridicarea mâinilor), distanţa de protecţie poate fi redusă la E (fig.2.13, tab2.8).

Se consideră poziţia cea mai defavorabilă a elementelor mobile (de exemplu separatorul este deschis). Domeniul de lucru se dimensionează astfel încât să nu se pătrundă în zona de protecţie, cu o înălţime minimă de 1900 mm. La circuite suprapuse se ţine seama că se poate lucra la circuitul de jos când cel de sus este sub tensiune. Dacă se lucrează numai cu scule uşoare, distanţa între circuite când se lucrează la unul iar celălalt este sub tensiune trebuie să fie pe orizontală A0+2000 mm iar pe verticală A0+750 mm. Dacă în instalaţiile electrice exterioare există clădiri la care este posibil să se lucreze la pereţi sau acoperiş, distanţele faţă de părţile sub tensiune trebuie să fie cele din fig.2.14 şi tabelul 2.8. Coridoarele instalaţiilor electrice exterioare, prevăzute pentru transportul echipamentelor, trebuie dimensionate astfel încât de la echipamentul cel mai mare în curs de transportare (ţinând seama şi de utilajele de transport, tracţiune şi ridicare) şi până la elementele conductoare sub tensiune să se asigure lateral cel puţin distanţa E iar pe verticală distanţa F (fig.2.15 şi tab.2.8). Se consideră lateral o distanţă suplimentară de 350 mm de

Fig.2.11. Domeniile de protecţie şi distanţele minime de protecţie (B1, B2, B3) între îngrădirile de protecţie definitive (pline sau din plasă) şi elemente sub tensiune amplasate la sol.

Fig.2.12. Elemente sub tensiune, amplasate la semiînălţimea minimă C faţă de sol, cu lăţimea minimă E a domeniului de protecţie, când nu sunt necesare îngrădiri de protecţie.

Fig.2.13. Separatoare la semiînălţime cu legături prin conductoare flexibile la circuitul rămas sub tensiune şi indicarea distanţei minime D faţă de părţile neîngrădite rămase sub tensiune, precum şi a celorlalte distanţe (C) şi a lăţimii minime a domeniului de protecţie (E).


21

ambele părţi pentru ca vehiculul de transport să se poată abate cu maximum 350 mm de axul coridorului în lungul căruia se face circulaţia. Dacă spaţiile de producţie electrică de exterior sunt îngrădite, distanţa minimă a acestora faţă de părţile sub tensiune este G rezultând domeniul de protecţie haşurat din fig.2.16, respectiv tab.2.8. La distanţa D (fig.2.16) pot fi amplasate părţi izolate în domeniul de protecţie.

Coridoarele şi căile de acces din incinta instalaţiei, trebuie să aibă o lăţime de minimum 1,2 m şi o lăţime liberă de minimum 2 m. O instalaţie ce a fost scoasă de sub tensiune şi la care urmează să se lucreze, trebuie să se afle cel puţin la distanţa 1,2 A (tab2.8) de elementele rămase sub tensiune. Coridoarele din instalaţiile electrice exterioare pe care urmează să se facă transport de piese grele (transformatoare, întreruptoare, etc.) trebuie dimensionate nu numai în privinţa gabaritelor ci şi pentru a putea suporta sarcinile maxime de transport. De asemenea, trebuie amenajate corespunzător drumuri de acces la staţiile de transformare pentru transportul transformatoarelor (care sunt obişnuit cele mai grele de transportat), transport ce se face

Fig.2.14. Distanţele minime de protecţie când în instalaţiile electrice exterioare există clădiri la care este posibil să se lucreze la pereţi sau acoperiş.

Fig.2.15. Dimensiunile coridoarelor pentru transportul echipamentului în instalaţiile electrice exterioare, cu indicarea distanţelor minime laterale (E) şi pe verticală (F), până la elementele conductoare sub tensiune.

Fig.2.16. Aparate montate la sol cu îngrădire de protecţie la distanţa minimă G domeniul de protecţie (haşurat) şi distanţa minimă D la care pot fi amplasate părţi izolate în interiorul domeniului de protecţie.


22

obişnuit cu mijloace auto. Aceste drumuri de acces la staţii trebuie racordate la drumurile publice. Drumurile trebuie să permită accesul pompierilor la diferite construcţii şi instalaţii din incinta staţiei (până la o distanţă de maximum 200 m de acestea). Accesul în instalaţiile electrice exterioare se face prin porţi de acces închise cu cheie. Pe toate îngrădirile (de incintă sau de protecţie), porţile şi uşile de acces se prevăd inscripţii privind destinaţia şi indicatoare de securitate. La toate sistemele de bare şi la toate celulele fazele se dispun în aceeaşi ordine. Toate părţile importante ale instalaţiei electrice (transformatoare, sisteme de bare, celule, faze) se marchează cu inscripţii clare. Fazele instalaţiei de curent alternativ trifazat se marchează în ordinea succesiunii directe cu culorile ruşu-închis (R), galben (S), albastru închis (T). Barele rigide se vopsesc la îmbinări iar în restul instalaţiei marcarea fazelor se face numai în anumite puncte vizibile (polii separatoarelor, întreruptoarelor). De regulă pentru susţinerea echipamentului electric şi a căilor de curent din staţii se folosesc elemente prefabricate de beton armat (mai rar construcţii de beton armat sau metal). Aceste construcţii trebuie să reziste la solicitările din timpul funcţionării (greutate proprie, vânt, chiciură, forţele electrodinamice la scurtcircuit, vibraţiile din timpul manevrelor etc.) precum şi la cele suplimentare din timpul operaţiilor de montare (greutatea oamenilor, sculelor, dispozitivelor de montare, etc.) ţinând seama de perspectiva dezvoltării instalaţiei pe următorii 10 ani. Dacă elementele de construcţii ce conţin elemente metalice sunt în apropierea căilor de curenţi mari se pot încălzi admiţându-se o temperatură maximă a lor de +50 0C dacă pot fi atinse de personal, respectiv +70 0C dacă nu sunt accesibile atingerii personalului. Se face verificarea la încălzire a construcţiilor cu elemente metalice, dacă prin căile de curent apropiate curenţii depăşesc 1000 A.

2.5. Condiţii pentru realizarea instalaţiilor electrice de interior Dacă instalaţia electrică se montează într-o încăpere de producţie, trebuie realizată de

tip închis, cu evitarea posibilităţii efectuării unor manevre de persoane necalificate ce lucrează în apropiere, amplasarea trebuie făcută în afara razei de acţiune a mecanismelor de ridicare şi transport iar dacă există pericol de deterioră mecanice (transport uzinal intens etc.) se recomandă îngrădirea echipamentului electric instalat. Instalaţiile electrice mai mari de 1 kV trebuie amplasate în încăperi din materiale incombustibile, cu pereţi şi planşee cu o limită de rezistenţă la foc conform tabelului 2.9. Tabelul 2.9. Limita de rezistenţă la foc a pereţilor şi planşeelor încăperilor din materiale incombustibile, unde se amplasează instalaţiile electrice de peste 1 kV

Conţinutul încăperii Limita de rezistenţă la foc Aparate electrice cu max. 60 kg ulei pe cuvă (fără depozite de materiale combustibile)

0,25 ore

Echipamente cu peste 60 kg pe cuvă, la care colectarea uleiului este prevăzută a se face prin prag

4 ore pentru pereţi

Depozite de materiale combustibile necesare instalaţiilor electrice 3 ore pentru planşee Echipamente cu peste 60 kg pe cuvă, la care colectarea uleiului este prevăzută a se face prin colector

1 oră

Posturi de transformare în construcţie independentă, indiferent de modul de colectare a uleiului

1 oră

Dacă instalaţia electrică de interior este amplasată într-o clădire alipită sau dacă este înglobată într-o altă construcţie (civilă sau industrială), pereţii trebuie să nu aibă goluri, şi să


23

aibă limită de rezistenţă la foc de patru ore şi uşi de comunicaţie cu limită de rezistenţă la foc de 1,5 ore. Posturile de transformare interioare şi instalaţiile electrice interioare ce au mai puţin de 10 tone ulei, pot avea pereţi cu rezistenţă la foc de 3 ore. O astfel de clădire (alipită sau înglobată într-o altă construcţie) trebuie să aibă acoperişul şi planşeele fără goluri (cu excepţia celor pentru ventilaţie naturală), din beton armat şi rezistenţă la foc de 1,5 ore precum şi izolarea fonică a zgomotului (aparatelor de comutare, transformatoarelor, etc.). Fiecare transformator sau grupă de transformatoare din aceeaşi încăpere trebuie prevăzută cu colector de ulei. Dacă există factori de mediu ce periclitează funcţionarea instalaţiei electrice interioare (praf, fum, gaze, etc.) aceasta se protejează împotriva pătrunderii prafului etc. se fac acoperiri de protecţie a materialelor ce nu rezistă la aceşti factori, se folosesc materiale rezistente la acţiunea lor, sau se face ventilarea, respectiv climatizarea încăperilor. Dacă există instalaţia de ventilaţie mecanică, se iau măsuri de evitare a supraîncălzirilor în cazul opririi sale accidentale şi de asemenea, se prevede oprirea sa automată sau voită atât de la faţa locului cât şi din punctul de comandă dacă apare un incendiu în încăperea ventilată sau lângă locul absorbţiei aerului, cu semnalizarea atât a eventualului incendiu cât şi a stării de funcţionare sau nefuncţionare a instalaţiei de ventilaţie mecanică la punctul de comandă. Dacă instalaţia electrică interioară are transformatoare sau aparate cu peste 60 kg ulei pe cuvă, încăperea trebuie să aibă instalaţie de ventilaţie de avarie (mecanică sau naturală) care să poată schimba într-o oră un volum de aer mai mare ca al încăperii de 5 ori. Dacă încăperea are ventilaţie tehnologică, aceasta trebuie dimensionată pentru a face şi ventilaţia de avarie. Instalaţiile electrice interioare în mediu urban sau din incinta întreprinderilor industriale trebuie amplasate în încăperi care la parter să aibă ferestre cu sticlă armată sau dale de sticlă. Încăperile de producţie electrică nu trebuie prevăzute obligatoriu cu luminatoare, nu sunt admise denivelări sau praguri în coridoare, şi nici conducte cu fluide (cu excepţia celor de apă caldă pentru încălzire) întreţinerea şi curăţenia trebuie să se facă uşor, iar dacă au personal de exploatare permanent temperatura minimă admisă să nu fie sub +16 0C. Încăperile de producţie electrică trebuie astfel realizate încât să nu poată pătrunde apele subterane, să nu poată apare deformări ale clădirii (tasări) care să solicite inadmisibil transformatoarele, aparatele etc., orificiile spre exterior sau spre alte încăperi se amplasează la minimum 250 mm de sol şi se prevăd cu plasă pentru a împiedica pătrunderea animalelor mici, orificiile pentru trecerea cablurilor şi conductelor se etanşează cu materiale incombustibile, canalele de cabluri din interior se acoperă cu plăci rezistente la foc, fără jocuri între ele la acelaşi nivel cu pardoselile. Celulele de medie tensiune (până la 35 kV inclusiv) de tip deschis se prevăd cu pereţi despărţitori plini între barele colectoare şi restul aparatelor (cu excepţia celulelor din posturi). Alte compartimentări suplimentare se prevăd în funcţie de valorile curenţilor de scurtcircuit. La celulele de tip închis compartimentările suplimentare nu sunt funcţie de valorile curenţilor de scurtcircuit. Încăperile instalaţiilor electrice de înaltă tensiune se prevăd cu pereţi transversali de separare în cazul unui număr mare de celule de tip deschis (maximum 30 pe încăpere) la limitele între două secţii de bare, la consumatorii foarte importanţi între secţiile de bare cu sursa de alimentare de rezervă, iar la centrale termoelectrice între secţiile de bare de servicii


24

proprii a unor blocuri diferite: fiecare compartiment se prevede cu instalaţii de iluminat şi ventilaţie alimentate separat. Încăperile cu aparate de înaltă tensiune sau transformatoare cu acces direct din exterior (de exemplu boxele transformatoarelor din posturile de transformare), precum şi celulele ce necesită unele deserviri cu uşa deschisă fără întreruperea tensiunii, se prevăd cu îngrădiri de protecţie. Instalaţiile electrice la care se vor executa lucrări cu scoaterea parţială de sub tensiune, se execută cu respectarea distanţelor de protecţie şi a celorlalte măsuri de protecţie a muncii prevăzute de normative, cum este separarea prin longitudinali plini a sistemelor sau secţiilor

de bare colectoare, dacă distanţa dintre ele nu permite lucrul la unul din sisteme (secţie) când celălalt este sub tensiune. La staţii se prevăd încăperi speciale pentru depozitarea materialelor şi echipamentului de exploatare şi întreţinere iar în încăperea de producţie electrică se prevede un loc uşor accesibil pentru păstrarea scurtcircuitoarelor mobile, tijelor izolante şi cleştilor izolanţi. Între părţile conductoare sub tensiune respectiv între acestea şi elementele legate la pământ trebuie păstrate distanţele minime de izolare în aer A

respectiv A0 conform fig.2.17 şi tabelului 2.10. Tabelul 2.10. Instalaţii electrice de interior. Distanţe minime de izolare în aer şi de protecţie

Distanţe minime , [mm], la diverse tensiuni nominale, [kV] Nr. figuri

Simbolul şi relaţia de

calcul [kV], [mm]

(3)kV 6kV 10kV 20(15)kV (35)kV (60)kV 110kV 220kV

17 A0 65 90 120 180 290 500 900 1800 17 A=1,1A0 70 100 130 200 320 550 1000 2000 10 A2=A0(EXT)/2

A2≤A 70 100 100 150 200 330 450 900

18, 19 B1=A0+30 100 120 150 210 320 530 930 1850 B2=A0+100 170 190 220 280 390 600 1000 1900 21 B3=A0+750 820 840 870 930 1050 1250 1630 2550

18, 20 C=A0+2500 2600 2600 2650 2700 2800 3000 3400 4300 D=A0+1250 1350 1350 1400 1450 1550 1750 2150 3050 E=A0+600 670 690 720 780 890 1100 1500 2400

13

H 4500 4500 4500 4750 4750 5500 5500 6500 Notă:

1) Tensiunile din paranteză nu sunt standardizate 2) Pentru tensiuni nominale egale sau mai mari de 60 kV, distanţele se referă la instalaţii din reţele cu

neutrul legat efectiv la pământ

Distanţele minime de izolare în aer a elementelor mobile (conductoare flexibile, etc.) trebuie verificate ca şi la instalaţiile electrice de tip exterior, valorile lor (A2 – fig.2.10) fiind indicate în tabelul 2.10. Două piese la aceleaşi tensiuni nominale dar nesincrone, trebuie să fie amplasate la o distanţă minimă de 1,2A (tab2.10) iar dacă sunt la tensiuni nominale diferite, distanţa minimă este tot 1,2A, unde Ase ia pentru tensiunea cea mai mare.

Distanţele de izolare în aer la instalaţiile electrice interioare amplasate la altitudini între 1000 şi 3000 m se majorează ca la instalaţiile electrice exterioare. Instalaţiile

Fig.2.17. Distanţele minime de izolare în aer între părţile conductoare aflate sub tensiune şi aparţinând unor faze diferite


25

prefabricate se verifică la tensiunile de încercare din standardul de coordonarea izolaţiei. Dacă distanţele din tabelul 2.10 şi fig.2.17 nu pot fi respectate, pot fi utilizaţi pereţi intermediari din materiale izolante ce îşi păstrează în timp caracteristicile dielectrice cu verificarea la tensiunile de încercare.

Împotriva atingerilor accidentale ale elementelor sub tensiune, protecţia personalului de exploatare ce lucrează în spaţiile de producţie electrică se realizează prin amplasarea acestor elemente la înălţimi corespunzătoare, prin îngrădiri de protecţie definitive pline sau din plasă sau prin folosirea unor instalaţii de tip închis.

Între părţile conductoare sub tensiune sau izolate faţă de pământ şi îngrădirile de protecţie definitive cu înălţimi de 1,2...1,8m sau cu balustrade de 1,2m, trebuie păstrate distanţele minime B1, B2, B3 şi domeniul de protecţie conform fig.2.18 şi tab.2.10.

Dacă se folosesc îngrădiri din tablă sau plasă ce asigură protecţia împotriva atingerii accidentale a elementelor sub tensiune (fig.2.19), izolatoarele pot fi amplasate total sau parţial în domeniul de protecţie.

Nu sunt necesare îngrădiri de protecţie, dacă elementele sub tensiune sau izolate faţă de pământ sunt la înălţimea minimă C (tab.2.10 şi fig.2.20) în raport cu nivelul platformei de deservire; dacă înălţimea este mai redusă ca C se folosesc îngrădiri verticale (fig.2.18 şi tab.2.10) care să interzică accesul personalului în apropierea elementelor îngrădite sau îngrădiri orizontale, pline sau din plasă la înălţimea minimă de 1900 mm faţă de platforma de deservire (fig.2.21) şi distanţa minimă B2 respectiv B3 faţă de elementele rămase sub tensiune sau izolate faţă de pământ. Dacă marginea superioară a soclurilor legate la pământ ale izolatoarelor este la o înălţime minimă de 2300 mm (fig.2.21) nu trebuie îngrădite.

Între elementele instalaţiilor electrice interioare la care se vor executa lucrări de

Fig.2.18. Distanţele minime de protecţie (B1, B2, B3) şi domeniul de protecţie (haşurat) între părţi conductoare sub tensiune sau izolate faţă de pământ şi îngrădirile de protecţie definitive.

Fig.2.19. Izolatoare amplasate total sau parţial în domeniul de protecţie, când sunt îngrădiri din tablă sau plasă ce asigură protecţia împotriva atingerii accidentale a elementelor sub tensiune.

Fig.2.20. Elemente sub tensiune sau izolate faţă de pământ, situate la înălţime minimă C faţă de nivelul platformei de deservire, când nu sunt necesare îngrădiri de protecţie

Fig.2.21. Îngrădiri orizontale pline sau din plasă, la înălţimea minimă de 1900 mm faţă de platforma de deservire, când înălţimea este mai redusă ca C şi distanţele minime B2, respectiv B3 faţă de elementele rămase sub tensiune sau izolate faţă de pământ.


26

reparaţie, revizie şi cele vecine neîngrădite ce vor rămâne sub tensiune trebuie să se asigure distanţele minime D şi E (tab.2.10).

Elementele sub tensiune ale circuitelor exterioare la plecările aeriene din clădirile instalaţiilor electrice interioare (bornele izolatoarelor de trecere etc.)trebuie să fie la înălţimea minimă H de sol (tab.2.10) şi se pot prevedea copertine orizontale.

Între o parte din instalaţie ce se scoate parţial de sub tensiune pentru lucrări şi alte elemente rămase sub tensiune trebuie asigurată o distanţă minimă de 1,2A (tab.2.10).

Pereţii şi uşile de protecţie se execută din materiale rigide şi incombustibile (de exemplu tablă de oţel de 2 mm) iar îngrădirile sau uşile de protecţie din plasă cu ochiuri de maximum 20x20 mm. Spaţiul între uşi (îngrădiri) şi sol trebuie să fie foarte mic pentru a nu permite pătrunderea unor obiecte sau animale. Uşile se închid cu cheie. Balustradele se execută din bare sau ţevi orizontale la cel mult 600 mm.

Coridoarele de deservire (supraveghere sau manevră) ale instalaţiilor electrice interioare de tip deschis (fig.2.22) trebuie să aibă o lăţime minimă de 1000 mm dacă instalaţiile sunt pe o singură parte, respectiv 1200 mm dacă instalaţiile sunt pe ambele părţi. Locurile de trecere (fără funcţii de manevră sau supraveghere), trebuie să aibă o lăţime minimă de 600 mm.

Coridorul de manevră trebuie să aibă o lăţime minimă de 600 mm pentru circulat când uşa unei celule este deschisă la 900 sau căruciorul unui întreruptor debroşabil este scos din celulă. Coridorul de supraveghere la instalaţii electrice interioare de tip închis, trebuie să aibă o lăţime minimă de 700 mm. Coridoarele trebuie să aibă o înălţime minimă de 1900 mm.

Încăperile instalaţiilor electrice interioare pot avea un singur acces (uşă) dacă au lungimea sub 10 m şi minimum două uşi dacă lungimea încăperii este peste 10 m (cu condiţia ca de la orice element al instalaţiei până la uşa cea mai apropiată să nu fie mai mult de 30 m).

Punctele de alimentare subterane pot avea un singur acces dacă distanţa maximă până la acesta nu este mai mare de 12 şi se folosesc celule de tip închis. Accesul poate fi din exterior, din altă încăpere de producţie electrică, din altă încăpere de producţie (cu grad de rezistenţă la foc I, II sau III şi categorie de pericol de incendiu D sau E) sau din unele coridoare ale anexelor social-administrative.

Posturile de transformare din interiorul unor clădiri (publice sau de locuinţe) au (obişnuit) accesul din exterior. Încăperile unde se montează transformatoare de putere cu ulei trebuie să aibă uşa spre exterior sau o altă încăpere rezistentă la foc. Se admit accese suplimentare spre un balcon cu scară de incendiu la instalaţiile electrice interioare cu mai multe etaje. Accesul se realizează prin uşi rezistente din punct de vedere mecanic, realizate din materiale incombustibile cu limite de rezistenţă la foc de ordinul 0,75...1,5 ore (prevăzute de normative după caz). Uşile de acces trebuie să se deschidă spre în afară şi fără cheie dinspre interior. Punctele de alimentare şi posturile de transformare subterane au accesul prin trape ce pot fi ridicate prin împingere dinspre interior.

Fig.2.22. Lăţimea coridoarelor de deservire la instalaţii electrice interioare de tip deschis.


27

Barele colectoare ale instalaţiilor electrice interioare sunt dispuse obişnuit în plan orizontal; dacă sunt dispuse în plan vertical fazele se separă prin pereţi plini. La instalaţiile de tip deschis se dispun fazele în aceeaşi ordine în toate celulele.

Toate părţile importante ale unei instalaţii electrice se marchează clar (celule, transformatoare, etc.). Conductoarele (barele) de curent alternativ trifazat se marchează cu aceleaşi culori (roşu, galben, albastru) ca şi la instalaţiile electrice exterioare, iar bara de nul de la instalaţiile electrice exterioare, iar bara de nul de la instalaţiile electrice sub 1 kV, în culoare neagră cu dungi albe, iar conductoarele (barele) de curent continuu se marchează cele pozitive cu culoare roşie deschis, cele negative – albastru deschis iar conductorul median – cenuşiu. Instalaţiile de tip închis, îngrădirile de protecţie şi uşile de acces trebuie să aibă inscripţii cu destinaţia şi indicatoare de securitate.

Dimensionarea construcţiilor de susţinere a aparatelor şi căilor de curent se face ca şi la instalaţiile electrice exterioare fără însă a ţine seama de vânt şi chiciură.

La instalaţiile electrice sub 1 kV, între piesele sub tensiune ale fazelor şi între acestea şi pământ trebuie să fie o distanţă minimă de izolare în aer de 15 mm şi o distanţă de conturare de minimum 30 mm. Distanţele de protecţie şi de deservire conform fig.2.23 la instalaţiile electrice sub 1 kV, de la părţile neizolate sub tensiune sunt: a=50 mm până la pereţii

plini; b=100 mm până la pereţi sau uşi din plasă; c=200 mm până la bariere. Pereţii şi îngrădirile de protecţie precum şi uşile (pline sau din plasă) trebuie să aibă înălţimea de minimum 1,7 m iar barierele 1,2 m, să fie rezistente din punct de vedere mecanic, şi să fie realizate din materiale rigide şi incombustibile (cu excepţia barierelor ce pot fi din lemn ignifugat). Coridoarele de deservire ale instalaţiilor electrice sub 1 kV, trebuie să aibă dimensiuni ce să permită personalului deplasări uşoare, revizii locale şi manipulări comode a aparatelor, şi evacuarea rapidă în caz de incendiu. Coridorul de deservire din faţa sau din spatele tabloului până la elementele de construcţii trebuie să aibă o lăţime de minimum 0,8 m, iar între elementele sub tensiune neizolate din spatele tabloului de joasă tensiune şi peretele opus trebuie să fie cel puţin 1 m. Coridorul de deservire între două tablouri trebuie să aibă o lăţime de minimum 1 m iar între elementele sub tensiune neizolate (fig.2.23), distanţa „e” trebuie să fie minimum 1,4 m. Coridorul de deservire trebuie să aibă o înălţime liberă (până la elementele constructive ce nu sunt sub tensiune), de minimum 1,9 m iar până la părţile sub tensiune neîngrădite de minimum 2,5 m (înălţime ce se poate micşora dacă se îngrădeşte în plan orizontal). Tablourile cu lungime de peste 7 m pe o singură latură trebuie să aibă cel puţin două coridoare de deservire. Uşile trebuie să se poată deschide fără cheie dinspre interior.

2.6. Condiţii pentru instalarea echipamentului electric

Echipamentul electric montat într-o instalaţie electrică trebuie să corespundă unor

condiţii generale şi anume tuturor condiţiilor de exploatare, funcţie de mediul în care lucrează. Toate transformatoarele şi aparatele trebuie să aibă plăci indicatoare cu datele tehnice şi

Fig.2.23. Distanţe minime de protecţie şi de deservire la instalaţii electrice sub 1 kV


28

indicatoare de recunoaştere iar dispoziţia lor să permită transportul, manipularea, repararea şi supravegherea fără pericol şi fără perturbarea circuitelor vecine, cu păstrarea caracteristicilor lor de funcţionare.

Instalarea aparatelor de conectare trebuie să ţină seama de efectele funcţionării lor asupra spaţiului înconjurător. Întreruptoarele cu ulei mult ne se montează în interior iar la montarea în exterior se folosesc aceleaşi reguli ca la transformatoarele de putere şi bobinele de compensare cu ulei montate în exterior. Celelalte întreruptoare cu ulei dacă se montează în interior se folosesc aceleaşi reguli ca la transformatoare de putere montate în interior. Separatoarele se montează astfel încât să nu poată funcţiona accidental (datorită greutăţii proprii, vântului, vibraţiilor, etc.) şi se prevăd cu blocaje ce acţionează în funcţie de poziţia altor aparate din instalaţie (anumitor întreruptoare), pentru evitarea pericolului de a fi acţionate sub sarcină.

Dispozitivele de acţionare se amplasează astfel încât la manevre greşite, efectele arcului electric asupra personalului de exploatare să fie reduse, trebuie să aibă indicată la faţa locului poziţia aparatului comandat şi să fie asigurate împotriva acţionării nedorite de persoane străine (de exemplu cu lacăt).

Transformatoarele de putere cu ulei se montează obişnuit în exterior; instalarea lor în interior într-o construcţie corespunzătoare este admis la posturile de transformare şi punctele de alimentare urbane (unde sunt puteri relativ mici) precum şi când din diverse motive (tehnice, economice sau de semnalizare) nu se pot monta în exterior. Exploatarea transformatoarelor trebuie făcută fără pericol (supravegherea nivelului uleiului, a indicaţiilor termometrelor, luarea probelor de ulei etc.)

Transformatoarele de putere montate în exterior se amplasează faţă de construcţii civile sau industriale la distanţele minime indicate de tabelele 2.3, 2.4, 2.5 precum şi cele indicate de tabelele 2.11 şi 2.12 şi fig.2.24 dacă construcţiile industriale vecine au rezistenţa la foc de gradul I, II sau III şi categoria de pericol de incendiu C, D sau E sau dacă transformatoarele deservesc direct aceste construcţii industriale vecine; transformatoarele se vopsesc în culori deschise.

La posturile de transformare de electrificări rurale, transformatorul are de regulă o putere maximă de 250 kVA (excepţional 400 kVA) şi se aşează la o înălţime minimă de 3,5 m, pe o platformă cu balustradă (care însă poate lipsi la posturile pe un singur stâlp) iar bornele sale trebuie să fie la înălţimea minimă de 4,5 m faţă de pământ. Tabelul 2.11. Distanţe minime la montarea în exterior a transformatoarelor de putere

Cota Distanţa minimă,

m

Semnificaţia distanţei

Între două transformatoare a căror putere, luată separat este mai mică de 63 MVA. Între transformatoarele cu puteri egale sau mai mari de 63 MVA, situate la o distanţă între ele mai mică de 15 m, precum şi între fazele transformatoarelor cu faze separate, se va prevedea un perete despărţitor antifoc, care va depăşi gabaritul transformatoarelor cu 1 m pe fiecare parte şi va avea o înălţime cel puţin egală cu punctul cel mai înalt al transformatoarelor Între unităţile transformatoarelor realizate în unităţi separate (unitate principală şi unitate de reglaj), dacă furnizorul nu impune o distanţă mai mare din condiţii de răcire Între transformatorul principal şi transformatorul de servicii proprii, racordat la înfăşurarea terţiară a transformatorului principal, dacă transformatorul de servicii proprii deserveşte în primul rând transformatorul principal

1,25

Între transformator şi un perete despărţitor

a*

15 Între două transformatoare, când puterea unuia este mai maresau egală cu 63 kVA, dacă nu se prevede perete despărţitor antifoc


29

b* 2 Între un transformator şi limita de la care nu mai sunt necesare condiţii speciale impuse elementelor clădirii (distanţă măsurată pe orizontală)

c 8 Între cota capacului unui transformator şi limita pentru care se iau măsuri speciale la ferestre, indicate în tabelul 12 (distanţă măsurată pe verticală)

d* 0,8 Între transformator şi clădire, cu respectarea condiţiilor indicate în tabelul 12 * Distanţele se măsoară de la părţile cele mai proeminente ale transformatoarelor situate la o înălţime mai mică de 1,9 m de la sol. Notă: Pentru transformatoarele cu puteri până la 1600 kVA inclusiv: a=0,6 m între un transformator şi un perete despărţitor; b=1 m Tabelul 2.12. Condiţii de amplasare a transformatoarelor de putere faţă de diferitele elemente ale construcţiilor

Înălţimea la care poate fi amplasat elementul respectiv pe peretele în faţa căruia se află transformatorul

0...h h...h+c h+c

Elementul

0,8<d<5m

5≤d<10m

0,8<d<5m

5≤d<10m

0,8<d <5m

5≤d<18m

Fereastra permanent închisă, din sticlă armată, cu cercevele incombustibile

nu nu da da da da

Fereastră din sticlă armată, cu cercevele incombustibile, cu deschiderea spre interior şi cu plasă metalică cu ochiuri de 25x25mm

nu nu nu nu da da

Uşă incombustibilă sau greu combustibilă, rezistentă la foc 0,75h

nu da nu da nu da

Gură de ventilaţie pentru admisie nu da nu da nu da Idem cu clapetă de închidere, transformatorul fiind prevăzut cu o instalaţie fixă de stingere a incendiilor

da da da da da da

Gură de ventilaţie pentru refulare da da nu nu da da Notă: În afara distanţei L sau la o distanţă d≥10m, nu se prescriu nici un fel de condiţii speciale pentru elementele clădirii Transformatoarele montate în interior trebuie să respecte condiţiile generale descrise anterior. Transformatoarele de măsură de interior trebuie să fie cu izolaţie uscată sau izolaţie cu fluide incombustibile sau izolaţie cu o cantitate redusă de ulei. Dacă într-o instalaţie electrică interioară trebuie montate transformatoare de putere la etajele superioare , acestea vor fi de regulă cu izolaţie neinflamabilă sau uscată. Este admisă montarea la etajul I a transformatoarelor de putere până la 1000kVA cu ulei, dacă manipularea lor se face numai

Fig.2.24. Instalarea în exterior a transformatoarelor de putere cu ulei.


30

prin exteriorul clădirii şi există posibilitatea evacuării întregii cantităţi de ulei în caz de avarie. Nu este admisă instalarea transformatoarelor de putere sub încăperi cu proces tehnologic umed decât dacă se iau măsuri speciale de izolare contra pătrunderii umezelii. În instalaţiilor electrice interioare transformatoarele de putere cu ulei se instalează în camere separate construite din materiale incombustibile; se admit într-o încăpere maximum două transformatoare cu puteri până la 1000kVA fiecare şi aceiaşi destinaţie sau trei transformatoare monofazice. Se admite amplasarea unor grupe de transformatoare de putere libere în hale (sau pe acoperişul lor) dacă categoria de pericol de incendiu a clădirii este D sau E şi gradul de rezistenţă la foc I sau II, când ele deservesc în exclusivitate procesul tehnologic din hala respectivă (sau procese tehnologice auxiliare ei), dacă celulele de medie şi joasă tensiune şi legăturile cu transformatoarele sunt de tip închis iar cantitatea maximă de ulei a grupului de transformatoare este de 3000 kg şi se prevede colectarea uleiului sub fiecare grupă de transformatoare. În punctele de alimentare şi posturile de transformare urbane se admite instalarea în aceeaşi încăpere a două transformatoare cu putere totală maximă de 1260kVA împreună cu instalaţiile de distribuţie de medie tensiune şi cele de joasă tensiune. În încăperea unde sunt montate transformatoarele de putere pot fi montate şi aparate (separatoare, siguranţe, întreruptoare etc.) respectându-se normativele referitoare la montarea aparatelor de înaltă tensiune. Dacă într-o încăpere se montează mai multe transformatoare de putere trebuie asigurate condiţii normale de lucru la fiecare din ele, în timp ce celelalte sunt sub tensiune. Între transformatoarele de putere şi pereţii şi uşile încăperilor în care sunt montaţi trebuie păstrate distanţele din tabelul 2.13 (cu excepţia posturilor prefabricate fără accesul persoanelor în compartimentul transformatoarelor şi a posturilor cu transformatoare până la 630kVA în care instalaţiile de distribuţie sunt în aceeaşi încăpere şi este realizată ventilaţie). Încăperea transformatoarelor trebuie să aibă un sistem de ventilare, independent de alte sisteme de ventilaţie, cu orificii spre exterior închise cu jaluzele şi plase metalice, sistem care să asigure o diferenţă de temperatură a aerului de maximum 15 0C între intrare şi ieşire la funcţionarea transformatorului la sarcina nominală. Tabelul 2.13. Distanţele minime de la transformatoarele de putere până la pereţii şi uşile camerelor

Puterea transformatorului, kVA Nr.crt. Distanţa de la cuvă, m <400 400-1000 >1000

1 Până la pereţi 0,3 0,5 0,6 2 Până la uşi 0,6 0,8 1

Notă: Distanţele se măsoară de la părţile cele mai proeminente ale transformatoarelor, inclusiv accesoriile lor situate până la o înălţime de 1,9m de la pardoseală la transformatoare până la 1600kVA inclusiv şi indiferent de înălţime la puteri mai mari. Instalarea bobinelor se face conform condiţiilor generale de instalare a echipamentului electric. Bobinele cu ulei (pentru compensarea reţelelor de 400kV sau bobinele de stingere) se instalează după aceleaşi reguli ca şi transformatoarele corespunzătoare ce au aceeaşi cantitate de ulei. Între bobinele cu ulei montate în exterior se prevăd pereţi despărţitori antifoc. Bobinele cu ulei se montează în interior în camere sau celule separate ca şi grupurile trifazate de bobine uscate în aer (reactoare) pentru limitarea curenţilor de scurtcircuit. Compartimentul unde se montează bobinele uscate (reactoarele) trebuie protejat împotriva câmpului magnetic puternic şi se ventilează cu un sistem de ventilaţie naturală organizate sau dacă nu este posibil se realizează ventilaţie mecanică după aceleaşi reguli ca transformatoarele.


31

Instalarea descărcătoarelor trebuie făcută conform instrucţiunilor fabricii furnizoare şi astfel încât să nu pericliteze personalul de deservire la funcţionare normală (de exemplu la funcţionarea membranei de suprapresiune la descărcătoarele cu rezistenţă variabilă). Dacă descărcătoarele se montează în interior în apropierea altor aparate ce ar putea fi afectate se execută pereţi despărţitori de protecţie. Instalarea echipamentului cu ulei se face cu luarea unor măsuri pentru evitarea dezvoltării şi extinderii unui eventual incendiu precum şi împotriva impurificării prin scurgere de ulei a apelor de suprafaţă şi subterane. Sub transformatoarele de putere şi bobinele de compensare cu ulei ce au până la 1000kg ulei şi sunt montate în exterior, se realizează o fundaţie cu un prag de minimum 50mm deasupra nivelului solului, pentru reţinerea unor mici scurgeri de ulei. Dacă echipamentul are 1000-2000 kg ulei se realizează o fundaţie cu o cuvă etanşă din beton, ce-l depăşeşte în plan orizontal cu 0,6-1m, cu prag de minimum 50mm deasupra solului, cuva este umplută cu piatră spartă şi are un volum ce permite să se reţină 1/10 din cantitatea totală de ulei a echipamentului iar în colţul cel mai de jos (fundul cuvei are o pantă de circa 2%) este o amenajare pentru introducerea sorbului unei pompe pentru evacuarea apei de ploaie şi a uleiului. La echipamentele cu peste 20000 kg ulei şi la transformatoarele din centralele electrice, cuva se execută după aceleaşi reguli dar la partea superioară are un grătar metalic pe care se pune un strat de piatră spartă de cca 200 mm grosime şi are un volum liber (sub grătar) pentru reţinerea întregii cantităţi de ulei a echipamentului. Dacă sunt mai multe transformatoare sau bobine de compensare cu ulei, sub fiecare se realizează o cuvă ce poate reţine cel puţin 25% din cantitatea de ulei iar fiecare cuvă este legată prin conducte cu diametru de minim 200mm, cu grătare de protecţie la intrare şi pantă de 2%, de un colector comun etanş şi complet închis, pentru asigurarea atingerii uleiului aprins şi cu un volum egal cu 75% din volumul de ulei al celui mai mare echipament deservit. Se admite evacuarea uleiului şi în cuvele celorlalte echipamente, deci să lipsească colectorul comun cu condiţia ca toate cuvele împreună cu conductele de legătură dintre ele (cu diametru de minimum 200mm) să poată reţine întreaga cantitate de ulei al celui mai mare echipament. Instalarea în interior a echipamentelor ce au într-o cuvă până la 600kg ulei se face prin construirea unui prag rezistent la foc care să reţină întreaga cantitate de ulei. Această soluţie se aplică şi pentru transformatoarele cu puteri până la 1000kVA din posturile de transformare. Dacă echipamentul are peste 600kg ulei în aceeaşi cuvă, se prevede sub echipament un colector cu suprafaţa cel puţin egală cu gabaritul orizontal al echipamentului, pentru reţinerea întregii cantităţi de ulei sau un colector care să reţină minimum 20% şi care are o legătură cu un rezervor comun cu un volum egal cu al uleiului din cel mai mare echipament. Colectorul de ulei are un grătar metalic pe care se aşează un strat de piatră spartă de 20cm, iar la fundul colectorului (cu pantă de 2%) în colţul cel mai de jos, se află un mic cămin cu o ţeavă până la nivelul pardoselii pentru introducerea sorbului pompei de absorbţie. Trebuie luate măsuri împotriva scurgerii uleiului în alte instalaţii sau în canalele de cabluri. Tablourile de conexiuni şi distribuţie ale instalaţiilor electrice sub 1kV, trebuie confecţionate din materiale incombustibile şi nehigroscopice, se montează vertical şi se fixează bine pentru a nu vibra iar conductoarele, barele, clemele şi bornele trebuie să se identifice uşor şi să fie accesibile. Legăturile pentru curenţi de peste 100A din interiorul tablourilor se realizează din bare. În acelaşi tablou nu se grupează circuite de tensiuni diferite sau circuite de curent alternativ şi de curent continuu; dacă nu este posibil, circuitele se montează separat şi se marchează distinct. Tabloul de joasă tensiune la posturile de


32

transformare pe stâlp se închide într-o cutie metalică cu gradul de protecţie impus, asigurându-se în interior temperatura minimă admisă de aparatajul montat şi împiedică producerea condensului. Montarea aparatelor de conectare în instalaţiile electrice sub 1kV, se face în funcţie de condiţiile generale descrise anterior, de durata de conectare, capacitatea şi fracvenţa de conectare, trebuie să întrerupă simultan toate fazele circuitului ce-l deservesc iar amplasarea trebuie făcută astfel încât arcurile şi scânteile ce apar să nu fie periculoase pentru personal sau pentru instalaţie. Aparatele de conectare trebuie să nu comute datorită greutăţii proprii, vibraţiilor sau lovirii. Dispozitivele de acţionare trebuie să aibă clar indicate poziţii de deschis sau închis. Acţionarea separatoarelor se face obişnuit cu manete de acţionare. În instalaţiile electrice sub 1kV se montează numai siguranţe calibrate. Eventuala apariţie a unui arc la o siguranţă trebuie să nu fie periculoasă pentru personalul de deservire sau pentru restul instalaţiei. Căile de curent ale instalaţiilor electrice se execută din conductoare flexibile sau bare rigide de aluminiu, aliaje de aluminiu, oţel-aluminiu sau cupru (ce este mai rar folosit şi numai pe bază de justificări tehnico-economice), recomandându-se conductoarele neizolate. Se utilizează cabluri, numai dacă sunt dificultăţi de folosire a conductoarelor neizolate (traseu dificil sau mediu agresiv). Pentru părţile de instalaţii electrice parcurse de curenţi normali foarte mari (de exemplu legătura de la bornele generatoarelor din centralele electrice la transformatoarele ridicătoare de bloc) se folosesc conductoare (bare) neizolate rigide capsulate pentru protecţia împotriva agenţilor externi, atingerilor accidentale, scurtcircuitelor, etc. Conductoarele neizolate se dimensionează în funcţie de curentul admisibil de durată, stabilitatea termică la scurtcircuit, eforturile mecanice şi efectul corona (la peste 60kV). De regulă conductoarele neizolate au o temperatură maximă de regim de +70 0C. Cablurile se aleg funcţie de tensiunea şi frecvenţa nominală a reţelei, condiţiile de legare la pământ a neutrului reţelei, condiţiile de mediu, modul de aşezare, lungimea traseului, curentul de durată şi regimul suprasarcinilor temporare, stabilitatea termică şi dinamică la scurtcircuit, supratensiunile posibile şi pericolul de incendiu sau de explozie. Instalaţiile electrice sub 1kV (tablouri, aparate etc.) trebuie dimensionate corespunzător condiţiilor normale de funcţionare şi la scurtcircuit, corespunzător condiţiilor de mediu, alegerea aparatelor şi materialelor făcându-se ţinând seama de caracteristicile lor particulare. Execuţia instalaţiilor electrice se face numai cu aparate şi materiale omologate iar dispoziţia lor să asigure păstrarea caracteristicilor de funcţionare, precum şi repararea, supravegherea şi revizuirea. Conductoarele se montează astfel încât să se poată dilata liber şi să preia vibraţiile datorate manevrelor aparatelor de conectare, cu îmbinări cu şuruburi sau sudură (lipite nu sunt admise) ce asigură trecerea curenţilor maximi fără încălziri locale excesive şi care au rezistenţa mecanică necesară. Forma armăturilor şi pieselor auxiliare ale căilor de curent de peste 60kV, trebuie aleasă astfel încât să evite apariţia descărcărilor corona. Conductoarele trebuie să aibă locuri nevopsite pentru prinderea scurtcircuitoarelor mobile, pentru care trebuie prevăzute borne speciale în instalaţia de legare la pământ. Conductoarele neizolate flexibile exterioare se dimensionează la eforturi ţinând seama de greutatea proprie şi cea a chiciurei pe toate elementele (conductoare, derivaţii, lanţuri de izolatoare etc.) de vânt şi de eforturile electrodinamice datorate curenţilor de scurtcircuit în condiţiile cele mai grele ale zonei, condiţii ce conform datelor statistice apar cel puţin o dată


33

la 10 ani pentru instalaţii până la 110kV inclusiv şi o dată la 15 ani pentru cele de peste 110kV. Calculul se face pentru stările din tabelul 2.14. Tabelul 2.14. Stările pentru calculul mecanic al conductoarelor neizolate flexibile din instalaţiile exterioare

Starea Temperatura conductorului

Viteza vântului Chiciură Scurcircuit

I -300C - - - II -50C Vmax - - III -50C VC da - IV +700C - - - V -50C VC da maxim

Conductoarele flexibile şi armăturile de legătură trebuie să aibă coeficienţii de siguranţă mecanică în raport cu efortul specific de rupere de minimum 4 la stările I-IV şi 2 la starea V. Izolatoarele trebuie să aibă coeficientul de siguranţă mecanică indicat în tabelul 2.15. Tabelul 2.15. Condiţii de verificare la eforturi mecanice a izolatoarelor din instalaţiile exterioare şi interioare

Coeficientul de siguranţă mecanică Izolatoare de suspensie

Starea (situaţia)

Străpungibile (tip capă şi tijă)

Nestrăpungibile (tip tijă sau cu inimă plină)

Izolatoare suport şi de trecere

I-IV (toate stările afară de scurtcircuit)

4 (faţă de sarcina de distrugere electromecanică)

4 (faţă de sarcina mecanică de încercare individuală) 5,6*

(faţă de sarcina medie de rupere)

2,5 (faţă de sarcina minimă de rupere)

V (scurtcircuit)

2 (faţă de sarcina de distrugere electromecanică)

2 (faţă de sarcina mecanică de încercare individuală) 2,8*

(faţă de sarcina medie de rupere)

1,25 (faţă de sarcina minimă de rupere)

*Numai dacă nu este precizată sarcina mecanică de încercare individuală Conductoarele neizolate flexibile din instalaţiile electrice interioare se dimensionează la aceleaşi eforturi mecanice cu excepţia eforturilor datorate vântului şi a chiciurei, iar calculul se face pentru stările din tabelul 2.16. Conductoarele flexibile şi armăturile de legătură din instalaţiile electrice interioare trebuie să aibă coeficienţii de siguranţă mecanică în raport cu efortul specific de rupere de minimum 4 la stările I şi IV şi 2 la starea V, iar izolatoarele coeficientul de siguranţă mecanică indicat în tabelul 2.15. Tabelul 2.16. Stările pentru calculul mecanic al conductoarelor neizolate flexibile din instalaţiile interioare

Starea Temperatura conductorului Scurtcircuit I -50C - IV +700C - V -50C maxim


34

Căile de curent ale instalaţiilor electrice sub 1kV, sunt obişnuit din conductoare şi bare de aluminiu, preferându-se utilizarea conductoarelor neizolate. Dispozitivele de prindere trebuie să permită dilatarea barelor şi preluarea vibraţiilor la acţionarea aparatelor de conectare. Îmbinările trebuie să asigure trecerea curentului nominal, rezistenţa mecanică necesară şi păstrarea în timp a calităţii contactului. Conductorul de nul trebuie montat la fel de îngrijit ca cele de fază, cu secţiune cel puţin egală cu 50% din cea a conductorului (barei) de fază dar nu sub 50mm2, iar în interiorul tabloului se montează de regulă neizolat faţă de părţile legate la pământ. Barele din interiorul tablourilor trebuie să aibă zone nevopsite pentru scurcircuitare şi legare la pământ. Pentru stingerea incendiilor la marile transformatoare şi autotransformatoare cu ulei şi anume la cele din clădiri supraterane cu puteri de peste 40MVA, la cele din centralele electrice subterane indiferent de putere, la cele ale blocurilor de peste 50MW din CET precum şi la cele din staţii exterioare de 400kV şi 200MVA sau mai mult, se montează instalaţii fixe cu apă pulverizată. Instalaţiile de iluminat trebuie să se afle la distanţele normate (arătate anterior) faţă de instalaţiile de înaltă tensiune, asigurându-se securitatea deservirii lor. Deasupra sau dedesubtul instalaţiilor electrice din staţiile electrice este interzisă montarea liniilor electrice de iluminat, telecomunicaţii sau de semnalizare. Dacă instalaţia electrică este prevăzută cu personal permanent, trebuie asigurată alimentarea cu apă de băut şi se amenajează canalizări. Staţiile electrice (cu excepţia posturilor de transformare) trebuie dotate cu scurtcircuitoare mobile, mijloace de protecţie a muncii, precum şi mijloace mobile şi fixe pentru stingerea incendiilor.

2.7. Alcătuirea planului general al staţiei

Amplasarea diferitelor părţi componente ale unei staţii electrice se face astfel încât ele să poată fi uşor recunoscute, diferitele eforturi (mecanice, încălziri, arc electric, etc.) ce apar în timpul funcţionării staţiei să nu pună în pericol personalul de exploatare, efectele negative ale unei avarii sau incident la un element să se limiteze pe cât posibil numai la acel element sau circuit, iar revizia sau repararea elementelor unui circuit să poată fi făcută fără pericol cu asigurarea funcţionării normale a circuitelor vecine. Staţiile electrice exterioare se împrejmuiesc, terenul Fig.2.25. Dispoziţii generale caracteristice pentru staţii electrice de

transformare: 1 – instalaţie exterioară de 220 kV; 2 – instalaţie exterioară de 110 kV; 3 – instalaţie interioară de 20(6) kV; 4 – bloc de comandă; 5 – autotransformator 220/110 kV; 6 – transformator 110/220(6) kV.


35

trebuie să aibă formă geometrică regulată (obişnuit dreptunghiulară) iar dacă este posibil extinderea în viitor a staţiei trebuie rezervat terenul necesar pentru extindere. Instalaţiile de distribuţie de înaltă şi foarte înaltă tensiune (110, 220, 400 kV) în ţara noastră se realizează obişnuit de tip exterior (în aer liber) iar cele de medie tensiune (6-20kV) de tip interior (în interiorul unor clădiri), soluţia adoptându-se pe baza unor studii tehnico-economice, conform celor ce se prezintă în capitolele următoare. Instalaţiile de distribuţie de tip exterior se amplasează astfel încât să se asigure ieşirile tuturor liniilor electrice aeriene (dacă este necesar pe două părţi ale staţiei), în funcţie de forma şi dimensiunile terenului disponibil. O staţie electrică de transformare are cel puţin două instalaţii de distribuţie (câte i instalaţie de distribuţie pentru fiecare nivel de tensiune), ce sunt legate între ele prin transformatoare (autotransformatoare) de putere; amplasarea trebuie astfel realizată încât să se poată executa racordurile (aerian sau în cablu) transformatoarelor (autotransformatoarelor) cu instalaţiile electrice de distribuţie, asigurându-se astfel tranzitul energiei electrice. Pe teritoriul unei staţii electrice se mai amplasează obişnuit o clădire (blocul de comandă) unde se găseşte camera de comandă, bateria de acumulatoare precum şi alte instalaţii şi încăperi auxiliare. În fig.2.25 sunt prezentate diferite dispoziţii generale caracteristice pentru staţii electrice de transformare. În fig.2.25 a, b, c fronturile de ieşire a liniilor electrice sunt paralele iar în fig.2.25 d sunt aşezate în unghi drept. Soluţia din fig.2.25 b este cea mai utilizată datorită avantajelor ce apar la racordarea liniilor electrice aeriene (racordare mai simplă a liniilor de înaltă şi foarte înaltă tensiune de ambele părţi ale staţiei) şi la amplasarea instalaţiilor de distribuţie faţă de căile de acces. Instalaţiile electrice de distribuţie de medie tensiune (6-20kV) sunt obişnuit realizate de tip interior, într-o clădire, iar racordurile liniilor sunt obişnuit în cabluri. Ca urmare amplasarea clădirii instalaţiei de distribuţie de MT este mult mai simplă, deoarece racordurile liniilor electrice în cablu pot fi relativ uşor realizate indiferent de locul unde este amplasată această clădire în planul general al staţiei.

Scheme electrice de conexiuni ale circuitelor primare din staţiile şi posturile electrice

36

3. SCHEME ELECTRICE DE CONEXIUNI ALE CIRCUITELOR PRIMARE DIN STAŢIILE ŞI POSTURILE ELECTRICE

3.1. Criterii de clasificare ale staţiilor electrice şi de analiză tehnico-economică a diferitelor structuri de scheme de conexiuni pentru circuitele lor primare

Circuitele primare ale unei staţii electrice conţin acele elemente şi echipamente care realizează nemijlocit transferul energiei electrice, sau concură nemijlocit la realizarea acestui transfer. În componenţa acestora intră transformatoarele de forţă şi autotransformatoarele, întreruptoarele, separatoarele, barele colectoare, bobinele de reactanţă, transformatoarele de măsură, conductoarele de legătură etc. Circuitele primare ale unei staţii electrice sunt realizate fizic sub formă de celule. Celula este o parte componentă a unei staţii, care conţine echipamentele aparţinând unui singur circuit sau unui dispozitiv de legătură între diverse părţi din staţie sau unui dispozitiv de măsurare sau de protecţie şi care constituie din punct de vedere constructiv şi al spaţiului pe care îl ocupă o unitate distinctă. Numele celulei este dat de numele circuitului ale cărui elemente alcătuiesc celula. Orice staţie electrică conţine cel puţin o instalaţie de conexiuni. Instalaţia de conexiuni este un ansamblu de elemente şi echipamente, legate funcţional între ele, amplasate pe un teritoriu comun, deservite de aceeaşi formaţie de lucru şi având drept scop primirea şi cedarea energiei electrice la aceeaşi valoare a tensiunii. Instalaţia de conexiuni conţine aparate de comutaţie, sisteme de bare colectoare, aparate şi echipamente pentru protecţia împotriva supratensiunilor, transformatoarelor de măsură, conductoare de legătură, diferite echipamente auxiliare. Dacă o staţie electrică realizează transfer de energie între puncte aflate la acelaşi nivel de tensiune, atunci acea staţie conţine numai instalaţia de conexiuni de la acel nivel de tensiuni, clădirile şi instalaţiile anexe şi nu conţine transformatoare de forţă sau autotransformatoare. În acest caz staţia are caracter de staţie de conexiuni. Dacă o staţie electrică realizează transfer de energie între puncte aflate la acelaşi nivel de tensiune, atunci acea staţie conţine numai instalaţia de conexiuni de la acel nivel de tensiune, clădirile şi instalaţiile anexe şi nu conţine transformatoare de forţă sau autotransformatoare. În acest caz staţia are caracter de staţie de conexiuni. Dacă o staţie electrică realizează transfer de energie între puncte aflate la nivele de tensiuni diferite, atunci acea staţie, în afara instalaţiilor de conexiuni de la acele nivele de tensiune, a clădirilor şi instalaţiilor anexe, mai conţine şi transformatoare de forţă sau autotransformatoare, care fac legătura între acele nivele de tensiune. În acest caz staţia respectivă are caracter de staţie de transformare şi conexiuni. Circuitele primare ale unei staţii electrice se reprezintă grafic prin schema electrică de conexiuni. Schema electrică de conexiuni a circuitelor primare dintr-o staţie electrică este reprezentarea prin semne convenţionale, stabilite prin standarde, a configuraţiei acestor circuite. Schema de conexiuni a circuitelor primare ale unei staţii electrice este compusă din schemele instalaţiilor de conexiuni care intră în componenţa staţiei respective, legătura dintre


37

aceste scheme fiind realizată de către transformatoarele de forţă sau autotransformatoarele staţiei. În mod obişnuit pentru fiecare din nivelele de tensiune ale unei staţii electrice se prevede câte o instalaţie de conexiuni. Există însă şi cazuri particulare când pentru unul sau mai multe nivele de tensiune dintr-o staţie, instalaţiile de conexiuni de la acele nivele nu conţin sisteme de bare colectoare, devin extrem de simple sau chiar dispar. Sunt următoarele categorii de scheme ale circuitelor electrice primare:

- scheme monofilare; - principiale; - complete;

- scheme multifilare; - scheme de montaj. Schemele monofilare reprezintă elementele şi legăturile dintre ele pentru o singură

fază (schema presupune o simetrie perfectă pentru toate fazele). Ele sunt principiale atunci când se reprezintă pe ele numai generatoarele şi transformatoarele iar barele colectoare sunt date sub forma cea mai simplă (bară simplă nesecţionată). Acestea se folosesc în special în etapa iniţială de proiectare pentru operaţiile de comparare grosieră a variantelor, sau la reprezentarea de părţi mari ale sistemului (fig.3.1).

Schemele monofilare complete conţin toate elementele instalaţiei corespunzătoare unei faze.

Simbolurile folosite în schemele circuitelor electrice primare din centrale şi staţii sunt date în tabelul 3.1.

Schemele electrice multifilare reprezintă numărul real de conductoare a fiecărui circuit. De obicei aceste scheme se întocmesc numai pe porţiuni din instalaţii şi servesc pentru scoaterea în evidenţă a unor particularităţi de detaliu, de exemplu pentru indicarea unor asimetrii în raport cu cele trei faze.

Schemele electrice de montaj cuprind elementele instalaţiei în perfectă concordanţă cu amplasarea lor pe teren. Ele folosesc la montarea şi la exploatarea instalaţiilor. Schema electrică de conexiuni a circuitelor primare ale unei staţii electrice depinde în măsură hotărâtoare de locul de amplasare şi de funcţia pe care o îndeplineşte staţia respectivă în cadrul sistemului energetic. După locul de amplasare în cadrul sistemului eletroenergetic, staţiile electrice pot fi staţii de centrală şi staţii de reţea sau de sistem. Staţiile de centrală sunt amplasate lângă centralele electrice, iar cele de reţea sunt amplasate în diferite puncte ale sistemului energetic. După funcţiile pe care le îndeplinesc în cadrul sistemului electroenergetic, staţiile electrice pot fi: staţii de evacuare, staţii de transfer, staţii de distribuţie şi staţii cu funcţiuni multiple. Staţiile de evacuare au funcţia de a realiza injecţia în sistemul electroenergetic a puterii produse în centralele electrice, fără a alimenta direct vreun consumator. Staţiile de evacuare sunt staţii de centrală. Staţiile de transfer au funcţia de a realiza transferul de putere între două sau mai multe puncte ale sistemului electroenergetic, fără a alimenta direct consumatori concentraţi. Staţiile de distribuţie au funcţia de a alimenta direct consumatorii. Cele mai simple, dar şi cele mai numeroase staţii de distribuţie sunt posturile de transformare. Acestea sunt staţii de distribuţie de importanţă locală, care conţin unul sau mai multe transformatoare de forţă, prin intermediul cărora se modifică tensiunea de la valoarea medie (20kV; 10kV; 6kV) la o valoare joasă (0,4kV). În general posturile de transformare sunt alimentate din staţiile de distribuţie de înaltă/medie tensiune. Când este necesară instalarea într-o anumită zonă a unui număr mare de


38

posturi de transformare cu putere nominală mai mică decât 1000kVA, nu mai este economică alimentarea lor individuală de la barele colectoare de medie tensiune ale staţiilor de distribuţie. În aceste cazuri, din staţia de distribuţie porneşte unul sau mai multe cabluri de medie tensiune (fideri) până într-un punct situat aproximativ în centrul de greutate al consumatorilor din zona respectivă. În acest punct se amplasează o instalaţie de conexiuni de medie tensiune, denumită punct de alimentare, din care energia este distribuită spre posturile de transformare din zonă. Staţiile cu funcţiuni multiple au mai mult decât o funcţiune din cele amintite mai sus.

Ţinând seama de criteriile de clasificare ale staţiilor electrice prezentate mai sus, sistemul electroenergetic s-ar putea reprezenta schematic ca în fig.3.1. În cadrul staţiilor de transfer, precum şi în cadrul staţiilor de distribuţie pot să nu apară întotdeauna instalaţii de conexiuni, motiv pentru care în fig.3.1 acestea au fost reprezentate cu linie întreruptă.

3.2. Tipuri de scheme de conexiuni folosite la staţiile electrice

3.2.1. Criterii generale tehnice şi economice pentru

alegerea schemelor de conexiuni Schemele electrice de conexiuni ale instalaţiilor primare din staţiile electrice constituie

elementul caracteristic cel mai important al unei astfel de instalaţii. Tendinţa de a se realiza instalaţii cât mai bine adaptate scopului pentru care au fost create şi mijloacele disponibile au condus la apariţia unui număr mare de tipuri şi variante de scheme electrice de conexiuni, determinate de condiţii din ce în ce mai complexe şi variate în care este pusă să funcţioneze o staţie electrică. Acest proces de diversificare a antrenat în acelaşi timp dificultăţi crescânde în determinarea soluţiei optime, a celei mai indicate scheme de conexiuni pentru o anumită staţie. Astfel, la alegerea unei scheme de conexiuni a unei staţii electrice este necesar să se aibă în vedere, în afară de caracteristicile specifice ale instalaţiei analizate, şi o serie de criterii care pot să influenţeze structura schemei. În acest scop se ţine seama de:

- Condiţiile de funcţionare ale sistemului energetic în punctul respectiv, care se referă la tensiunile necesare, circulaţiile de curenţi în diverse regimuri, puterile şi curenţii de scurtcircuit, necesităţile de secţionare pentru izolarea anumitor consumatori, condiţiile legate de comportarea în timpul avariilor, posibilităţile de extindere, prevederea de instalaţii de reglaj, etc.

- Caracteristicile consumatorilor alimentaţi, referitoare la siguranţa în funcţionare a acestor consumatori, respectiv la exigenţa necesară cu privire la frecvenţa şi durata

Fig.3.1. Schema simplificată a sistemului energetic


39

Fig.3.2. Intreruptoare intr-o staţie electrică

întreruperilor. De asemenea, consumatorii pot influenţa alegerea schemei prin anumite caracteristici funcţionale specifice, ca de exemplu necesitatea atenuării efectelor unor şocuri de putere activă sau reactivă, a unor regimuri deformante, a disimetriilor de curent, etc.

- Caracteristicile echipamentului, respectiv calitatea echipamentului, pot influenţa structural schema de conexiuni. În mod deosebit siguranţa în funcţionare a întreruptoarelor, a transformatoarelor şi autotransformatoarelor utilizate influenţează asupra tipului de schemă folosit.

- Condiţiile de exploatare, care se referă la amplasarea pe teren (forma şi dimensiunile terenului) şi la claritatea schemei pe care trebuie să o ofere personalului de exploatare.

- Criteriul economicităţii, care este introdus prin intermediul unui indicator tip de eficienţă economică, cel al cheltuielilor anuale minime de calcul. În acest fel, se ţine seama atât de cheltuielile anuale datorate reviziilor-reparaţiilor, retribuţiilor, consumului propriu tehnologic, pierderilor de energie, costul energiei nelivrare datorită întreruperilor planificate sau accidentale (daune de continuitate), penalizările pentru abaterile de la valorile nominale ale parametrilor de calitate a energiei electrice (daune de calitate), cât şi de investiţiile efectuate şi termenul normat de recuperare a investiţiei. Soluţia optimă reprezintă deci compromisul între volumul investiţiilor, cheltuielile anuale şi daunele medii probabile.

3.2.2. Rolul aparatelor de comutare în schemele electrice de conexiuni Comutarea (închiderea, deschiderea) diverselor căi (circuite) de energie electrică şi localizarea defectelor în instalaţii se realizează cu ajutorul întreruptoarelor.

Întreruptoarele sunt aparate de comutare a circuitelor de ÎT atât în prezenţa curenţilor de lucru cât şi a curenţilor de suprasarcină sau scurtcircuit. Cu ele se realizează toate operaţiile de închidere, deschidere în regim de mers în gol, de mers la sarcină normală sau la scurtcircuite.

Declanşarea rapidă automată în caz de scurtcircuit, este operaţia principală şi cea mai importantă a întreruptoarelor, prevenind avarierea şi distrugerea echipamentelor electrice datorate curenţilor de scurtcircuit. De asemenea, un rol important îl au întreruptoarele în eliminarea abaterilor posibile de la funcţionarea normală a sistemului energetic (perturbaţii în alimentarea cu energie electrică, pierderea stabilităţii

agregatelor ce funcţionează în paralel, etc.). Prin declanşare întreruptoarele localizează zonele defecte separându-le de restul reţelei.


40

Fig.3.3. Separatoare într-o staţie electrică

Având capacitatea de a întrerupe sau restabili curentul de scurtcircuit, întreruptoarele se folosesc împreună cu dispozitivele de automatizare (RAR) pentru a încerca restabilirea regimului normal de funcţionare după defectele trecătoare care dispar odată cu dispariţia tensiunii.

Întreruptoarele sunt elementele importante cele mai solicitate, mai complexe şi mai scumpe din instalaţii. Ele trebuie montate în schemă astfel încât să poată fi uşor revizuite, reparate sau înlocuite.

Separatoarele sunt aparate de comutare, care separă în mod vizibil şi cu suficientă izolaţie conductoarele unui circuit în scopul protejării personalului care lucrează în instalaţie. Separatorul este un aparat mecanic de conectare care, pentru motive de securitate, asigură în poziţia deschis o distanţă de izolare predeterminată între bornele fiecărui pol.

Separatorul se utilizează pentru a deschide sau închide un circuit atunci când un curent de intensitate neglijabilă este întrerupt sau stabilit şi atunci când nu se produce nici o schimbare de tensiune la bornele fiecărui pol al separatorului.

Deschiderea separatorului se face totdeauna în urma întrerupătorului corespunzător iar închiderea se face înaintea acestuia. În unele cazuri separatoarele se folosesc pentru deconectarea unor curenţi mici (curenţi de mers în gol a transformatoarelor mici şi a LEA scurte).

Ele se mai folosesc în schemele circuitelor electrice primare pentru realizarea unei anumite configuraţii de funcţionare a instalaţiei, care configuraţie este apoi definitivată cu ajutorul întreruptoarelor.

Separatoarele se mai folosesc pentru legarea vizibilă la pământ a unei părţi din instalaţie fără tensiune (în acest scop se folosesc mai puţin separatoarele speciale şi mai mult cuţite suplimentare ale separatoarelor

din schemă). Oricare ar fi rolul separatoarelor în schemă, acestea neputând comuta curenţi, vor fi manevrate numai atunci când prin comutarea lor nu se produce nici o schimbare de tensiune la bornele oricărui pol al său. Practic această situaţie poate apare în două cazuri:

- separatorul se găseşte pe acelaşi circuit (înseriat) cu un alt aparat de comutare care este deschis, fig.3.4.a;

Fig.3.4. Poziţie separator în circuit: a – înseriat cu un alt aparat de comutare; b – şuntat de un circuit de impedanţă zero


41

- separatorul este şuntat de un circuit de impedanţă zero, fig.3.4.b. Există între întreruptoare şi separatoare o clasă intermediară de aparataj de ÎT care are

capacitatea de a comuta (întrerupe sau restabili) curentul normal de sarcină dar nu pe cel de scurtcircuit. Acestea poartă numele de separatoare de putere sau întreruptoare de sarcină. Sunt mai simple şi mai ieftine decât întreruptoarele şi se folosesc în special la MT pe circuitele de mai mică importanţă, de obicei combinate cu siguranţe fuzibile legate în serie. La folosirea unei astfel de combinaţii comutările din regim normal se fac cu separatoarele de putere sau întreruptoarele de sarcină respective iar separarea unui scurtcircuit se face de către siguranţele fuzibile.

O combinaţie similară se face în cazul circuitelor de curent normal foarte mic (exemplu circuit transformator de tensiune) între separatoare şi siguranţe fuzibile.

Siguranţele fuzibile de ÎT sunt aparate care asigură, prin deconectare, protecţia instalaţiilor faţă de curenţii de scurtcircuit şi faţă de suprasarcinile inadmisibile.

Siguranţa fuzibilă este un aparat de conectare şi de protecţie care întrerupe în mod automat curentul în limita puterii sale nominale de rupere prin topirea unei părţi a căii de curent.

Elementul fuzibil al siguranţei se conectează în serie în circuitul instalaţiei protejate şi este topit direct de curentul de scurtcircuit sau curentul de suprasarcină care trece prin acesta.

Tot din categoria siguranţelor ar putea face parte şi limitatoarele de curent folosite în unele ţări pentru întreruperea instantanee a unui circuit când curentul depăşeşte o anumită valoare.

Întreruperea circuitului se face instantaneu prin intermediul unui cartuş exploziv amorsat de încălzirea unui filament.

Tot din categoria aparatelor de comutare fac parte şi scurtcircuitoarele. Acestea sunt aparate din categoria separatoarelor cu închidere rapidă care pot stabili valoarea curentului de scurtcircuit în locul în care sunt montate. Ele se folosesc în scopul protejării unor circuite sau agregate prin declanşarea întreruptoarelor montate în alt loc din amontele punctului unde ele se găsesc. Montate de exemplu la bornele unui transformator legat direct la o linie poate provoca declanşarea întreruptorului liniei, întreruptor aflat în altă staţie, la defectele incipiente din transformator.

Separatoarele de izolare sunt separatoare cu deschidere automată la lipsa de tensiune şi deci a curentului. Folosite împreună cu scurtcircuitoarele, pot separa porţiunea defectă de reţea imediat după declanşarea întreruptorului datorită acţiunii scurtcircuitorului pentru ca restul reţelei să poată fi pus sub tensiune prin acţiunea RAR.

3.2.3. Principalele scheme electrice de conexiuni folosite

3.2.3.1. Scheme cu bare colectoare simple

Schemele cu bare colectoare au ca element central barele colectoare, bare la care se

leagă prin intermediul aparatajului de comutare toate circuitele (linii, transformatoare, generatoare, etc.) ce aduc sau extrag energia electrică în şi din nodul respectiv. Barele colectoare realizează practic legătura dintre toate circuitele ce se racordează la staţia respectivă. Este dispusă transversal pe direcţia circuitelor aferente şi permite exploatarea comodă a staţiei.


42

Cea mai simplă şi mai ieftină schemă este cea cu bară simplă nesecţionată, fig.3.5.

Spaţiul în care se montează aparatele ce aparţin unui circuit se numeşte celulă. În fig.3.5 se dă componenţa celulelor de generator (G), transformator cu două înfăşurări (T2), transformator cu trei înfăşurări (T3), linie (L), măsură (CM) şi descărcătoare (D).

Separatoarele de bare au rolul de a separa în vederea intervenţiilor directe, echipamentul din celulă, de barele colectoare care pot rămâne astfel sub tensiune. Lipsa separatoarelor de bare ar impune de fiecare dată când e necesar accesul într-o celulă să fie scoasă de sub tensiune întreaga instalaţie.

Separatorul de linie (SL) separă vizibil linia de întreruptor în scopul accesului personalului la acesta din urmă. El trebuie demontat atunci când există sursă de tensiune (generator, sistem) în celălalt capăt al liniei. Separatorul de linie poate avea cuţite de punere la pământ de o parte sau de

alta a sa în scopul legării la pământ a elementului respectiv în cazul intervenţiei la acesta. În special la liniile în cablu cuţitele de punere la pământ sunt folosite şi pentru descărcarea sarcinii electrostatice (capacitive) remanente după deconectarea acestuia de la sursa de tensiune.

Similar separatorului de linie, există în celula transformatorului cu trei înfăşurări (T3), separatorul de borne (SB). Acesta foloseşte la separarea întreruptorului din celulă fără a scoate din funcţiune celelalte două înfăşurări ale transformatorului.

Cuţitele de legare la pământ (CLP) ale separatorului de bare din celula de măsură sau descărcătoare (D) folosesc la descărcarea sarcinii electrostatice, respectiv punerea la pământ a barelor colectoare înainte de eventualele intervenţii la acestea.

Transformatorul de curent (TC) serveşte la racordarea aparatelor de măsură, protecţie, etc. La curentul circuitului respectiv. El este necesar pentru a transforma valoarea curentului primar (care străbate circuitul) valoare, în cele mai multe cazuri, mare sau foarte mare, în scopul de a face posibilă racordarea aparatelor de măsură de curenţi mici şi deci mai puţin voluminoase şi mai ieftine. Montarea transformatoarelor de curent permite, de asemenea, ca aparatele de măsură, protecţie, etc. Care măsoară sau supraveghează valoarea curentului să fie amplasate oriunde şi nu numai în apropierea circuitului respectiv.

Curentul care străbate circuitele racordate la secundarul transformatorului de curent fiind mai mic, rezultă că şi conductoarele acestor circuite vor fi de secţiune mai mică. Circuitele alimentate de secundarul transformatorului de curent au un curent nominal a cărui valoare este normalizată, în general, la 5 A iar la tensiuni mari - 1 A. De remarcat că se montează transformatoarele de curent şi pe circuitele de ÎT al căror curent este egal sau mai mic decât cel al aparatului de măsură. Aceasta cu scopul de a izola circuitele secundare de ÎT. În principiu, totdeauna este necesar, acolo unde este montat un întreruptor şi un transformator de curent.

Staţia cu bară simplă nesecţionată are avantajul că este simplă, ieftină, foloseşte spaţiu redus şi este uşor de exploatat. Ea oferă însă, o siguranţă în funcţionare redusă, fiind scoasă

Fig.3.5. Schema unei staţii cu bare colectoare simple


43

din funcţiune în întregime pe toată durata reparaţiei oricărui defect pe barele colectoare sau a separatoarelor de bare.

3.2.3.2. Secţionarea barelor colectoare

Pentru a nu fi scoasă din funcţiune întreaga staţie pe toată durata reviziei, reparaţiei, se practică secţionarea longitudinală a barei colectoare cu unul, cu două separatoare sau cu o cuplă longitudinală funcţie de gradul de elasticitate dorit, fig.3.6. Prin secţionare longitudinală a barelor se mai realizează următoarele deziderate:

- limitarea curenţilor de scurtcircuit; - limitarea influenţei consumatorilor cu şocuri asupra celorlalte categorii de

consumatori; - alimentarea mai sigură a unor consumatori importanţi prin legarea acestora la

ambele secţii de bare. Revizia secţiilor de bare se face pe rând prin deconectarea prealabilă a circuitelor

aferente secţiei respective şi a separatorului SCL; doar revizia separatorului SCL implică scoaterea din funcţiune a întregii bare colectoare. Aceasta se poate remedia prin înserierea a două separatoare de cuplă longitudinală ca în fig.3.4.b, când revizia unei secţii de bare se extinde şi la separatorul de cuplă alăturat, celălalt separator de cuplă fiind

deschis. Secţionarea

longitudinală cu separatoare

realizează totuşi un grad de elasticitate modest, caracterizat prin aceea că orice defect pe una din secţiile de bare conduce la declanşarea întregii staţii, funcţionarea secţiei neavariate fiind reluată după izolarea secţiei defecte prin deschiderea cuplei. Prezenţa întreruptorului de cuplă longitudinală oferă elasticitate sporită. În regimul de funcţionare de cuplă închisă, varianta (1) în fig.3.4.c, apare evident avantajul că în cazul unui defect pe una din secţii cealaltă secţie de bare îşi continuă neîntreruptă funcţionarea prin declanşarea întreruptorului cuplei.

Fig.3.6. Secţionarea longitudinală a barei colectoare: a – printr-un separator; b –prin două separatoare; c – prin cuplă longitudinală


44

Fig.3.7. Alimentarea unor consumatori importanţi: a – prin două cabluri diferite; b – printr-un cablu

În regimul de funcţionare cu cupla normal deschisă, pentru limitarea curenţilor de scurtcircuit, varianta (2), staţia este în general alimentată de la două surse diferite, fie acestea transformatoarele T1 şi T2, acţionarea întreruptorului cuplei este supravegheată de automatizarea AAR (anclanşarea automată a rezervei); astfel, cu ocazia defectării unui transformator, întreruptorul său deconectează şi după o scurtă pauză de timp, în care secţia de bare aferentă rămâne nealimentată, anclanşează întreruptorul cuplei longitudinale şi secţia întreruptă este realimentată de

la transformatorul rămas, care preia toată sarcina staţiei. Anterior, cupla era în rezervă caldă având separatoarele închise.

Uneori, din motive de limitare a plafonului curenţilor de scurtcircuit pe bară, cupla include şi o bobină de reactanţă (varianta 3, fig.3.6.c).

În cazuri rare, când se doreşte o elasticitate şi o siguranţă sporită a circuitului de cuplă, se înseriază două întreruptoare (varianta 4, fig.3.6.c).

Legarea consumatorilor importanţi la cele două secţii de bare se poate face fie prin două cabluri diferite, fig.3.7.a, fie printr-un singur cablu (fig.3.7.b), cablu ce poate fi comutat prin separatoare la oricare din secţii cu două separatoare.

Această schemă electrică de conexiuni, cu bara secţionată longitudinal, a căpătat o largă răspândire mai ales la 6-20 kV. Bara, executată de obicei din bară sau ţeavă de aluminiu, contribuie şi mai mult la reducerea cheltuielilor de întreţinere ale staţiei electrice.

3.2.3.3. Scheme cu o bară colectoare şi o bară de ocolire (transfer) În instalaţii cu multe plecări şi deci multe întreruptoare, pentru revizia şi repararea

fiecărui întreruptor fiind necesară scoaterea din funcţiune a circuitului respectiv, se impune găsirea unei soluţii de rezervare a întreruptoarelor.

Folosirea cuplei transversale de la sistemele duble drept rezervă de întreruptor este anevoioasă deoarece este necesar ca locul întreruptorului înlocuit să fie şuntat blocându-se totodată şi sistemul de bare de rezervă, lucru nerecomandat din cauza multiplelor funcţii ale acestuia.

Înlocuirea oricărui întreruptor prin unul de rezervă se poate face în schemele de bare de transfer unde rolul de întreruptor de rezervă este jucat de întreruptorul cuplei de transfer.


45

În fig.3.8 se prezintă schema de conexiuni a unei astfel de staţii. Se oferă posibilitatea scoaterii în revizie-reparaţie a oricărui întreruptor din instalaţie fără sacrificarea continuităţii

în alimentare, prin înserierea cuplei de transfer. Astfel, pentru linia L3, de exemplu, se creează o a doua cale de

alimentare „ocolită”,

desenată punctat în fig.3.6, prin închiderea cuplei şi separatorului de ocolire (transfer) aferent liniei, SOCL3.

Întreruptorul IL3 urmează să fie scos în revizie-reparaţie, locul lui fiind luat de ICO. Testarea pasageră cu ICO a barei de transfer, impusă de ordinea manevrelor, în cazul

în care L3 este deja în funcţiune pare o manevră complicată, inutilă. Ea este însă necesară pentru încercarea cu tensiune a barei de transfer. Ocolirea tuturor circuitelor nu este necesară. În fig.3.8 s-a arătat că transformatoarele cu trei înfăşurări nu au fost racordate la bara de transfer, ele putând să asigure alimentarea consumatorilor şi deci putând fi retrase din exploatare.

3.2.3.4. Scheme cu dublu sistem de bare colectoare şi un întreruptor pe circuit

Este schema care a căpătat o largă răspândire în instalaţiile de comutaţie electroenergetică de unde se alimentează consumatori mai importanţi. În comparaţie cu

schema cu sistem simplu de bare, schema cu dublu sistem de bare colectoare oferă un grad de eklasticitate sporită prin posibilitatea racordării circuitelor aferente la oricare din cele două noduri electrice (bare colectoare).

Fiecare circuit se racordează la sistemul dublu de bare colectoare prin intermediul întreruptorului şi a două separatoare de bare, fig.3.9.

Există două variante ale schemei cu bare duble, funcţie de amplasarea pe teren. În prima variantă, fig.3.9, staţia realizată

Fig.3.8. Schema principală a unei staţii cu un sistem de bare colectoare şi bară de ocolire (transfer)

Fig.3.9. Schema unei staţii cu dublu sistem de bare şi plecări într-o singură direcţie


46

Fig.3.10. Schema unei staţii cu dublu sistem de bare şi plecări în ambele direcţii

ocupă mai mult teren, iar prin extindere staţia îşi măreşte repede dimensiunea paralelă cu BC. În varianta din fig.3.10, terenul este mai bine ocupat, cu condiţia să existe plecări în ambele

direcţii. Staţia este compactă. Staţia oferă două

posibilităţi de funcţionare în regim normal:

1) Toate circuitele se racordează la un singur sistem de bare (sistemul de bare de lucru) al doilea sistem fiind liber, în rezervă caldă, menţinut sub tensiune prin intermediul circuitului de cuplă transversală CT.

2) Instalaţia funcţionează, de regulă, cu

consumatorii şi sursele repartizate pe cele două sisteme de bare colectoare cu cupla transversală închisă sau deschisă.

Rolurile cuplei transversale pot fi prezentate sub o formă condensată astfel: - permite trecerea circuitelor de pe un sistem de bare colectoare pe altul fără

întreruperea circuitului respectiv; - serveşte pentru controlul integrităţii sistemelor de bare colectoare după revizia

acestora; - se poate substitui oricărui întreruptor din instalaţie care este defect sau urmează a

fi scos în revizie. a) Trecerea unui circuit de pe o bară pe alta se face conform exemplificării de mai jos

pentru cazul liniei L1 racordate la bara colectoare BC1 din fig.3.9. Manevra de schimbare a barei colectoare cu menţinerea funcţionării continue implică

trei etape şi anume: 1) închiderea cuplei şi deci punerea în paralel a celor două sisteme de bare cu controlul

prealabil al sincronismului; 2) comutarea separatoarelor de bară; 3) revenirea la funcţionarea cu cuplă deschisă.

Pentru a evita manevrarea separatoarelor sub curent numai pe timpul scurt al etapei a doua, se deconectează protecţia cuplei transversale.

Experienţa exploatării staţiilor cu scheme de conexiuni mai dezvoltate a relevat oportunitatea introducerii unor blocaje pentru a evita manevrarea greşită a separatoarelor.

b) Controlul integrităţii barelor colectoare se face de regulă la terminarea reviziei. Orice scurtcircuit pe această bară duce la deconectarea instantanee a întreruptorului cuplei (acţionat de protecţia sa prin relee au fost expres reglate să funcţioneze fără reţinere de timp), indicând că revizia trebuie reluată şi remediate eventualele defecţiuni. În cazul în care cupla nu declanşează înseamnă că este asigurată integritatea barei colectoare şi se poate conta pe ea pentru manevre.

c) Înlocuirea unui întreruptor defect sau care urmează a fi scos în revizie poate fi făcută cu ajutorul circuitului de cuplă transversală prin două întreruperi în funcţionare, relativ de scurtă durată, în care caz celula în cauză se racordează singură la un sistem de bare.


47

Fig.3.11. Substituirea întreruptorului unui circuit cu întreruptorul cuplei transversale

Fig.3.12. Schema unei staţii cu dublu sistem de bare şi bară de ocolire cu ambele tipuri de cuple

Fie schema simplă din fig.3.11. Se presupune că s-a defectat întreruptorul I1 al liniei L1, prin el trece sarcina liniei dar el nu mai poate realiza operaţia de întrerupere a circuitului. Pentru repararea şi înlocuirea sa cu întreruptorul cuplei pe perioada reparaţiei, se procedează astfel: se degajează complet un sistem de bare S2, cu excepţia circuitului în cauză. Cupla transversală rămânând închisă rezultă că s-a înseriat cu circuitul cu întreruptor defect,

manevra fiind făcută cu menţinerea continuităţii în alimentare. Toate funcţiunile întreruptorului defect au fost preluate de întreruptorul de cuplă. Se poate deschide circuitul sau se poate funcţiona aşa până ce dispecerul aprobă scoaterea în reparaţie a întreruptorului defect.

Pentru scoaterea în reparaţie, se deschide cupla şi se separă întreruptorul defect prin desfacerea legăturilor c şi refacerea legăturilor a şi b. Se reia funcţionarea normală a staţiei.

3.2.3.5. Scheme cu bare colectoare duble şi bară de ocolire (transfer)

Introducerea barei de ocolire (transfer) nu se justifică decât pentru staţii importante care vehiculează mari cantităţi de energie pe mai multe linii.

Presupunând că se doreşte scoaterea în revizie a întreruptorului I1 al circuitului de linie racordat de exemplu la sistemul de bare S1, se creează o a oua cale de alimentare în paralel a circuitului respectiv prin cupla de ocolire, fig.3.12.

Întreruptorul cuplei este echipat cu aceeaşi protecţie ca şi întreruptorul liniei pe care l-a ocolit.

Schema de comutaţie, aşa cum este prezentată în fig.3.12, cu ambele tipuri de cuple,

se referă în general la staţii întinse, cu multe circuite. Pentru staţii cu mai puţine circuite, există scheme mai simple şi mai ieftine care pot îndeplini, pe rând, cu un singur întreruptor, rolurile ambelor cuple, transversală şi de ocolire.

a) Cupla combinată poate realiza atât configuraţia de cuplă transversală (S2, S3, S4 şi I închise, S1 deschis), cât şi de cuplă de ocolire (S4 deschis). Dezavantajul constă în imposibilitatea folosirii simultane a celor două cuple, fig.3.13.a.


48

Fig.3.13. Cuple: a – cuplă combinată; b – cuplă combinată simplificată

Fig.3.14. Schema cu separatoare de ocolire

b) Cupla combinată simplificată economiseşte un separator faţă de cupla combinată (fig.3.13.b), cumulând însă dezavantajul de a nu ocoli decât circuitele racordate la unul din sistemele de bare (SBC1 în cazul figurii). Ocolirea şi a circuitelor racordate la SBC2 implică trecerea lor prealabilă pe SBC1 folosind la cuplă mai întâi configuraţie transversală şi apoi cea de ocolire.

c) Schema cu separatoare de ocolire reţine doar cupla transversală, ocolirea având loc cu ajutorul acesteia şi al unui separator de ocolire. Este suprimată bara de ocolire propriu-zisă, locul acesteia luându-l chiar o bară colectoare (SBC2 în cazul fig.3.14). O asemenea schemă este deosebit de economică. Schema prezintă însă dezavantajul că poate folosi cupla doar pentru o singură operaţie; pe timpul înlocuirii unui întreruptor cupla se blochează împreună cu sistemul 2 de bare, care devine bară de ocolire. Celelalte (n-1) circuite sunt trecute în prealabil pe sistemul de bare SBC1, unde un singur defect scoate din funcţiune toată staţia.

3.2.3.6. Secţionarea longitudinală a barelor colectoare duble

Se recurge la secţionarea longitudinală a ambelor sau numai a unuia dintre cele două sisteme de bare din aceleaşi motive ca în cazul schemelor cu un sistem de bare colectoare.

De obicei se secţionează numai un sistem (denumit bară de lucru) în două sau trei secţii longitudinale, celălalt sistem (denumit bară de rezervă) rămânând nesecţionat.

Cu ocazia avarierii unei secţii longitudinale, funcţionarea este preluată de bara de rezervă prin intermediul circuitelor de cuplă, fig.3.15.a, b.

Uneori se secţionează ambele bare colectoare prin câte două separatoare înseriate sau prin celule cu întreruptor, fig.3.15.c.

În anumite situaţii, în scopul realizării unor economii de investiţii prin reducerea numărului de celule de cuplă, se folosesc cuple combinate longo-transversale, fig.3.16.

Realizarea fizică implică însă soluţii constructive mai complicate, necesitând spaţiu relativ mare sau încrucişări de conductoare care sporesc posibilitatea de apariţie a avariilor, cu urmări grave în special pentru cazul celulelor de cuplă.

Întrucât cuplele combinate îndeplinesc mai multe funcţiuni, în timpul exploatării pot apare situaţii în care cupla rămâne blocată într-o anumită poziţie şi deci devine indisponibilă pentru cea de a doua poziţie.


49

Fig.3.15. Secţionarea longitudinală a barelor colectoare: a – schema cu bare duble cu două secţii longitudinale; b – schema cu bare duble cu trei secţii longitudinale; c – schema cu bare duble cu ambele bare secţionate

Fig.3.16. Cuple longo-transversale


50

Fig.3.17. Schema cu bare duble şi două întreruptoare pe circuit

Fig.3.18. Schema cu bare duble secţionate şi două întreruptoare pe circuit

3.2.3.7. Scheme cu bare duble şi două întreruptoare pe circuit

Realizează o siguranţă mai mare în funcţionare. Cu cele două întreruptoare fiecare

circuit îşi continuă funcţionarea neîntreruptă cu ocazia reviziei unui întreruptor. Dacă totuşi apare un defect chiar într-unul din întreruptoare, după izolarea acestuia prin separatoarele aferente, circuitul respectiv îşi reia funcţionarea prin celălalt întreruptor, fig.3.17. Schema

face economie de un circuit de cuplă, în fond oricare din celulele racordate prin două întreruptoare putând realiza performanţele cuplei.

În funcţionarea normală, ambele sisteme de bare sunt sub tensiune şi toate întreruptoarele sunt conectate.

Se observă că, în caz de scurtcircuit pe una din bare, funcţionarea ne este întreruptă – declanşează toate întreruptoarele racordate la bara respectivă, toate circuitele rămânând în continuare în funcţiune.

În cazul unui defect pe un circuit declanşează ambele întreruptoare aferente.

Toate manevrele de comutare se execută numai cu întreruptoare, separatoarele servind numai pentru

scoateri în revizie, fapt care contribuie la creşterea siguranţei în funcţionare. Deoarece schema dublează practic echipamentul şi prin natura sa mai complicată este

supusă erorilor de manevră, prezintă şi un important efect contrar celui scontat (de creştere a siguranţei). Din aceste motive, schema nu s-a extins prea mult la noi în ţară.

În sfârşit, cele două întreruptoare aferente unui singur circuit pot cumula şi funcţia de secţionare a barelor, ca în fig.3.18. Se observă, de asemenea, că nu la toate circuitele revin

două întreruptoare, în felul acesta se reduce selectiv investiţia fără a diminua siguranţa în funcţionare a circuitelor considerate importante (de exemplu de transformator).

S-au încercat variante intermediare între schemele cu 1 şi cu 2 întreruptoare pe circuit, cu scopul de a reduce investiţia.

3.2.3.8. Scheme cu bare duble şi un număr fracţionar de întreruptoare pe circuit

Schema cu 3/2 întreruptoare pe circuit, cunoscută şi sub denumirea de schemă cu 1 ½ întreruptoare pe circuit, cumulează practic principalele avantaje ale schemei cu două întreruptoare pe circuit. Totuşi, spre deosebire de schema precedentă, dacă se face revizia întreruptorului 1 de exemplu (transformatorul T1 alimentat de la BC1 prin întreruptoarele 2 şi


51

Fig.3.21. Schema de comunicaţie tip transformator-bară

Fig.3.19. Schema cu bare duble şi 3/2 întreruptoare pe circuit.

Fig.3.20. Schema cu bare duble şi 4/3 întreruptoare pe circuit

3), la un scurtcircuit pe circuitul de pe aceeaşi ramură al liniei L1 declanşează ambele întreruptoare 2 şi 3, iar transformatorul T1 este întrerupt (pentru scurt timp însă), fig.3.19.

De asemenea, cu ocazia unui defect pe un circuit, deconectează două întreruptoare pentru a-l izola (uzura sporită).

Cu alte cuvinte, schema cu 1 ½ întreruptoare pe circuit reproduce la scara unei investiţii mai reduse principalele avantaje şi dezavantaje ale schemei cu 2 întreruptoare pe circuit.

Schema cu 4/3 întreruptoare pe circuit din fig.3.20 realizează o investiţie mai apropiată de cazul schemei cu un întreruptor pe circuit pe de o parte, dar pe de altă parte prezintă un risc şi mai mare al erorilor de manevră. De asemenea, necesită o dispoziţie constructivă mai dificil de realizat. Aceasta explică de ce schema cu 4/3 întreruptoare s-a folosit mai rar decât schema cu 3/2 întreruptoare pe circuit.

Schema transformator-bară este tot o schemă cu bare colectoare duble, situată între schema cu un întreruptor şi două întreruptoare pe circuit din punctul de vedere al investiţiilor, la care însă fiecare transformator are acces doar la o singură bară colectoare prin separatorul de bare aferent, fig.3.21. În funcţionare normală, ambele întreruptoare sunt închise, ambele bare fiind sub tensiune. În timp ce numărul liniilor este variabil, se poate observa că numărul transformatoarelor racordate direct la bară prin separator este fix şi egal cu doi.

Schema este interesantă pentru cazul a două circuite de transformator şi un număr redus de linii electrice de înaltă tensiune.


52

Fig.3.22. Schema de comutaţie cu sistem triplu de bare

Fig.3.23. Schema de conexiuni în punte (tip H): a – cu puntea spre transformator (H interior); b – cu puntea spre linie (H superior)

3.2.3.9. Scheme cu sistem triplu de bare colectoare

Sunt scheme mai complexe la care

fiecare celulă se racordează prin trei separatoare de bare (fig.3.22). Evident un al treilea sistem de bare reprezintă un nod electric suplimentar, cu toate avantajele ce decurg de aici, în special cu ocazia reviziei când staţia funcţionează ca şi cum ar fi echipată cu sistem dublu de bare. În acelaşi timp însă, al treilea sistem de bare poate fi sediul unor defecte suplimentare, necesită un spaţiu fizic mai mare pentru realizarea câmpului de bare şi evident manevrele sunt mai complicate din cauza numărului de separatoare de bare, sensibil

majorat. Ţinând seama de dezavantajele enumerate, schema nu s-a bucurat de o răspândire prea mare.

3.2.3.10. Scheme în punte (fără bare colectoare)

Se folosesc acolo unde există o configuraţie cunoscută a staţiei. Pentru care nu se prevăd, în general, extinderi viitoare. Schema a căpătat o largă extindere în cazul staţiilor electrice de ÎT şi FÎT în cazul particular a două blocuri transformator-linie (4 circuite), fig.3.23.

Schemele în punte, denumite şi scheme în H, realizează o investiţie sensibil mai redusă faţă de schema obişnuită cu un întreruptor pe circuit; în acest sens, schema mai este cunoscută şi sub numele de schema cu ¾ întreruptoare pe circuit.

Ele derivă din schemele bloc, faţă de care au prevăzută în plus legătura transversală (puntea).

La producerea unui defect pe una din linii, deconectează întreruptorul ramurii respective (fig.3.23.a) sau acesta şi cel al punţii (fig.3.23.b). Din acest motiv, este indicată folosirea schemelor cu punte spre transformator în cazul staţiilor cu linii lungi cu probabilitate sporită de defectare, sau al liniilor electrice mai scurte de medie tensiune realizate cu o siguranţă mecanică mai mică, sau al centralelor hidroelectrice îndepărtate. Deconectarea unei linii angajează funcţionarea în


53

Fig.3.24. Schema de conexiuni a unei staţii hexagonale

Fig.3.25. Schema bipoligonală: a – cu o singură punte (P1); b – cu două punţi (P1 şi P2)

suprasarcină a celeilalte, cu ambele transformatoare în funcţiune. Schemele cu punte spre linie sunt indicate pentru staţiile de transformare unde există

manevre dese pe partea transformatoarelor, sau acolo unde probabilitatea defectelor pe linie este redusă. Schemele H superior, cum se mai numesc cele cu punte spre linii, se mai recomandă în cazul în care se face un tranzit de energie important între cele două linii. Se doreşte ca acest tranzit de energie să aibă loc printr-un singur întreruptor (b) nu prin trei (a).

3.2.3.11. Scheme poligonale

Cunoscute şi sub numele de scheme în inel, realizează – fără bare colectoare propriu-zise – o bună parte din avantajele schemelor cu două întreruptoare pe circuit, deşi sunt realizate fizic doar cu un întreruptor pe circuit. Sunt denumite şi scheme în pătrat, hexagon, decagon, etc. După cum numărul întreruptoarelor este 4, 6, 10, etc.

De fapt, barele colectoare sunt dispuse în inel şi secţionate cu ajutorul întreruptoarelor după numărul de circuite; la plecările din inel nu se pun întreruptoare, ci doar separatoare. Fiecare întreruptor deserveşte două circuite, de exemplu întreruptorul 1 deserveşte circuitele T1 şi L1 (fig.3.24).

Ca şi la schemele cu bare duble şi două întreruptoare pe circuit, şi schemele în inel permit revizia întreruptoarelor fără întreruperea alimentării;

protecţia prin relee a unui circuit deconectează ambele întreruptoare adiacente cu ocazia apariţiei unui defect. În plus, aici ruperea inelului duce la modificarea sensibilă a circulaţiei de curenţi, supraîncărcând unele laturi.

Fie un scurtcircuit pe linia L1, izolat prin declanşarea întreruptoarelor 1 şi 2. Se deschide imediat separatorul de linie, după care prin închiderea întreruptoarelor se reface inelul. Dacă între timp întreruptorul 6 al transformatorului T1 era în revizie, cu ocazia unu scurtcircuit pe linia L1, transformatorul T1 suferă o scurtă întrerupere în alimentare. Presupunem mai departe că în locul liniei L1 ar fi fost racordat transformatorul T2 şi că acest transformator ar fi fost sediul unui defect în timpul reviziei întreruptorului 6. Rezultatul ar fi fost


54

Fig.3.26. Schema cu poligoane jumelate

Fig.3.27. Schema unei staţii de racord adânc (SRA)

că staţia rămânea fără alimentare, presupunând transformatoarele T1 şi T2 ca surse de injecţie de energie. Se desprinde deci regula de a dispune circuitele de alimentare pe diagonală.

În funcţionare normală inelul este închis. Schemele bipoligonale rezultă prin dezvoltarea schemelor poligonale. Două poligoane

sunt legate între ele printr-o singură punte, de obicei când numărul laturilor este mai mic, fig.3.25.a; pentru un număr mai mare de laturi sunt create două punţi, fig.3.25.b.

Se observă că schemele bipoligonale rezolvă una din principalele dificultăţi ale schemelor poligonale clasice, şi anume dificultăţile de extindere.

Scheme cu poligoane jumelate rezultă din aplicarea a două sau mai multe poligoane formând o buclă multiplă, mai uşor extensibilă. Se dă de exemplu în fig.3.26 schema unei staţii cu poligoane jumelate. Datorită avantajelor remarcabile, schemele poligonale au căpătat o extindere apreciabilă la tensiuni înalte şi foarte înalte, unde costul întreruptoarelor este ridicat şi se cere o siguranţă şi elasticitate în funcţionare deosebită.

3.2.3.12. Scheme pentru staţii de racord adânc O soluţie economică pentru alimentarea consumatorilor importanţi industriali sau

urbani este staţia de racord adânc (SRA). Se alimentează din barele staţiilor de 110-220 kV de conexiuni sau transformare ale sistemului energetic şi sunt dimensionate în ideea rezervării 100% atât a racordurilor cât şi a unităţilor trafo.

Transformatoarele de forţă amplasate aproximativ în centrul de greutate electric al consumatorului (de unde şi denumirea de racord adânc) se leagă tip bloc cu racordul din sistem, fără bare colectoare pe partea de ÎT şi fără alte legături între căile de alimentare, fig.3.27. În cazul ieşirii din funcţiune a unuia dintre racorduri, secţia de bare respectivă de medie tensiune cu consumatorii săi se cuplează automat prin AAR pe secţia cu racordul în funcţiune, dimensionat să preia şi această sarcină suplimentară.

SRA de obicei se realizează fără personal de exploatare permanent. Comenzile de regim (conectare, deconectare, supravegherea funcţionării SRA) se efectuează de la staţia principală din sistemul energetic, printr-un fir pilot sau prin canale de înaltă frecvenţă. Tot prin firul pilot se


55

transmit semnale preventive referitoare la funcţionarea transformatoarelor coborâtoare (semnale gaze, supratemperaturi), ale protecţiei întreruptoarelor, etc.

În caz de avarie în transformator sau în partea de ÎT a SRA, se transmit impulsuri de declanşare către staţia principală din sistem tot prin fir pilot. Se poate renunţa la firul pilot, mai ales când SRA este la mare distanţă, 100-200 km, prin agravarea voită a defectului din SRA, de către un separator de scurtcircuitare SSC, montat în locul celui de linie, din schema bloc linie-transformator coborâtor.


56

Fig.3.28. Schema bloc generator-transformator

3.3. Scheme de conexiuni ale circuitelor primare din staţiile electrice de evacuare Configuraţia schemelor de conexiuni ale circuitelor primare din staţiile de evacuare depinde de tipul centralelor şi de puterea unitară a grupurilor instalate în centralele pe lângă care sunt construite staţiile respective. La centralele termoelectrice de putere mare şi la hidrocentrale întreaga energie electrică produsă se transmite în sistemul energetic la tensiune înaltă şi foarte înaltă. Generatoarele acestor centrale se leagă la scheme bloc generator-transformator, astfel că în cazul acestor centrale nu se mai execută instalaţii de conexiuni la tensiunea generatoarelor. În fig.3.28 este indicată în principiu schema de racordare a unui bloc generator-transformator la staţia de evacuare a centralei. În fig.3.28, G reprezintă generatorul blocului, TB – transformatorul blocului, IB – întreruptorul de înaltă tensiune al blocului, BC – barele colectoare ale staţiei de evacuare a centralei, TSP – transformatorul de servicii proprii al

blocului. Numărul aparatelor de comutaţie necesare pentru bloc depinde de modul de alimentare a serviciilor proprii şi de numărul de înfăşurări ale transformatorului de bloc. Cu toate excepţiile existente, se poate considera că schema de alimentare a serviciilor proprii ale blocului prin transformatoare de derivaţie de la bornele generatorului, denumite şi transformatoare de servicii proprii reprezintă o schemă

devenită deja clasică. La partea secundară a transformatorului de servicii proprii se execută o staţie pentru alimentarea serviciilor proprii de bloc. La cele mai multe scheme între generator, transformatorul de bloc şi transformatorul de servicii proprii nu se prevede nici un aparataj de comutaţie, deoarece acesta ar trebui să fie de execuţie specială şi scump. La nivelul de înaltă tensiune al staţiilor de evacuare de pe lângă centralele cu schemă bloc generator-transformator, în principiu se poate folosi orice tip de schemă de conexiuni. S-au impus ca fiind mai avantajoase schemele cu bare colectoare şi cele poligonale. În tehnica energetică europeană sunt dominante schemele cu dublu sistem de bare colectoare, secţionate sau nesecţionate, cu un întreruptor pe circuit. Odată cu apariţia blocurilor de mare putere, care de obicei debitează puterea prin staţiile de evacuare la tensiuni foarte înalte, au început să se adopte pe de o parte scheme cu două sisteme de bare colectoare şi cu 1,5 întreruptoare pe circuit şi în unele cazuri cu două întreruptoare pe circuit, iar pe de altă parte s-au luat măsuri de asigurare a continuităţii în funcţionare prin prevederea în plus a sistemului de bare de transfer, de legături de by-pas sau chiar prevederea a trei sisteme de bare colectoare. În tehnica energetică americană sunt foarte răspândite schemele poligonale. În ţara noastră, pentru staţiile de evacuare de pe lângă centralele cu schemă bloc generator-transformator, sunt foarte des folosite scheme cu bare colectoare nesecţionate sau secţionate şi sisteme de bare de transfer, cu un întreruptor pe circuit şi în anumite cazuri cu 1,5 întreruptoare pe circuit sau chiar două întreruptoare pe circuit.


57

Fig.3.29. Schema monofilară de conexiuni acircuitelor primare din staţia de evacuare de pe lângă centrala nuclearoelectrică Cernavodă

Fig.3.30. Schema monofilară de conexiuni a circuitelor primare din centrala termoelectrică şi staţia de evacuare Rovinari

În fig.3.29 este reprezentată drept exemplu schema monofilară de conexiuni a circuitelor primare din staţia de evacuare a centralei nuclearo-electrice Cernavodă, echipată cu

5 blocuri generator-transformator de 660 MW, cu reactoare PHWR tip CANDU. Schema respectivă este cu două sisteme de bare cplectoare, ambele secţionate, cu 1,5 întreruptoare pe circuit. Fiecare bloc generator-transformator (BGT) este conectat pe câte o legătură transversală dintre cele două sisteme de bare colectoare. Pe aceeaşi legătură transversală este racordat şi un circuit de linie aeriană (LEA), care realizează evacuarea puterii din centrală. În scopul măririi siguranţei în funcţionare s-a adoptat secţionarea celor două sisteme de bare colectoare, în felul acesta staţia de evacuare de 400kV fiind realizată sub forma a două substaţii, la care

se vor racorda cele trei, respectiv cele două blocuri generator-transformator din centrală. La fiecare substaţie este racordat câte un transformator de servicii proprii de 400/110kV şi patru, respectiv trei linii electrice aeriene.

În fig.3.30 este reprezentată schema monofilară de conexiuni a circuitelor primare din staţia de evacuare a

centralei termoelectrice

Rovinari, în care sunt instalate grupuri cu puteri unitare de 330MW şi 200MW. În staţia de evacuare există două nivele de tensiuni: 400kV şi 220kV. La ambele nivele de tensiune instalaţia de conexiuni conţine două

sisteme de bare colectoare nesecţionate, sistem de bare de transfer şi un întreruptor pe circuit. Câte două blocuri de 330MW se racordează prin intermediul unui întreruptor comun la barele de 400kV. Blocurile de 200MW se racordează individual la barele de 220kV. Legătura dintre cele două nivele de tensiune ale staţiei este realizată prin intermediul autotransformatorului AT1 de 400/231/22kV, având puterile nominale 400/400/160MVA şi


58

Fig.3.31. Schema monofilară de conexiuni a circuitelor primare din centrala hidroelectrică şi staţia de evacuare Porţile de Fier I.

Fig.3.32. Vedere de ansamblu a staţiei de evacuare Porţile de Fier I

fiind prevăzut cu grupul de reglaj al tensiunii GR. Înfăşurările grupului de reglaj sunt înseriate pe partea de 220kV cu înfăşurările autotransformatorului principal, realizându-se atât un

reglaj longitudinal, cât şi unul mixt, prin intermediul înfăşurării de 22kV. În fig.3.31 este reprezentată schema monofilară de conexiuni a circuitelor primare din staţia de evacuare a centralei hidroelectrice Porţile de Fier. Staţia are două nivele de tensiune: 400kV şi 220kV. Blocurile

generator-transformator sunt racordate la instalaţia de conexiuni de 220kV a staţiei. Instalaţia de conexiuni de 220kV este cu două sisteme de bare colectoare, cu un sistem de bare de transfer şi cu un întreruptor pe circuit. Aceeaşi structură o are şi instalaţia de conexiuni de 400kV. Legătura dintre cele două nivele de tensiune se realizează cu ajutorul a două

autotransformatoare de 400MVA. La centralele termoelectrice cu grupuri de puteri mici şi mijlocii, precum şi

la centralele electrice de termoficare se utilizează se utilizează atât distribuţia la tensiunea generatoarelor (medie tensiune) pentru consumatorii din apropierea centralei, cât şi evacuarea puterii la tensiune înaltă, prin intermediul transformatoarelor. În aceste cazuri staţia electrică de pe lângă centrală are, pe lângă rolul de evacuare a puterii produsă în centrală, şi un rol de distribuţie, fiind deci o staţie cu funcţiuni multiple.


59

Fig.3.33. Schema monofilară de conexiuni a centralei termoelectrice Borzeşti şi a staţiilor de lângă ea.

Fig.3.34. Vedere a staţiei de evacuare de pe lângă termocentrala Iaşi I

Ca un exemplu a unor astfel de cazuri, în fig.3.33 este reprezentată schema monofilară a circuitelor primare ale centralei termoelectrice Borzeşti şi ale staţiilor de pe lângă ea. Generatoarele G1, G2, G3 cu puterea unitară de 25 MW sunt racordate direct, la tensiunea lor de 6,3kV la staţia de evacuare şi distribuţie, a cărei schemă este prevăzută cu două sisteme de bare colectoare, dintre care sistemul de lucru este secţionat în trei secţii.

Generatoarele G4, G5, G6, având puterea unitară de 50MW, sunt racordate prin schemă bloc generator-transformator la barele de 110kV ale staţiei de evacuare şi distribuţie, la această tensiune staţia fiind prevăzută cu două sisteme de bare colectoare nesecţionate, cu bare de transfer şi cu un întreruptor pe circuit. Generatoarele G7 şi G8, având puterea unitară de 200MW, sunt racordate prin schema bloc generator-transformator la staţia de evacuare de 220/400kV. Atât la nivelul de 220kV, cât şi la cel de 400kV, staţia respectivă este prevăzută cu două sisteme de bare colectoare, cu sisteme de bare de transfer şi un întreruptor pe circuit.


60

Fig.3.35. Schema monofilară de conexiuni a circuitelor primare din staţia de transfer de 750/400 kV Isaccea

Fig.3.36. Schema monofilară de conexiuni a circuitelor primare din staţia de transfer 400/220 kV Sibiu

3.4. Scheme de conexiuni ale circuitelor primare din staţiile electrice de transfer De obicei staţiile de transfer sunt de tensiuni înalte sau foarte înalte şi au o importanţă deosebită în cadrul sistemului electroenergetic. De aceea criteriile principale de alegere a schemelor de conexiuni ale circuitelor primare din aceste staţii sunt siguranţa în funcţionare, elasticitatea în exploatare şi costul redus. Datorită specificului diferit al organizării sistemelor energetice ale SUA şi Canadei faţă de cel al ţărilor europene, în cadrul sistemelor energetice din SUA şi Canada s-a pus accent pe siguranţa fiecărui circuit în parte, în timp ce în cadrul sistemelor energetice europene s-a pus accent pe elasticitatea în exploatare, fără a se neglija siguranţa în funcţionare. Ca urmare a acestor concepţii diferite, se constată că pentru staţiile de transfer în SUA şi Canada s-au adoptat scheme cu 1,5 întreruptoare pe circuit, cu 2 întreruptoare pe circuit, sau scheme poligonale, care oferă o siguranţă deosebită pentru elementul cel mai complicat al schemei – întreruptorul. Schemele de acest tip au însă o rigiditate prea mare în ceea ce priveşte posibilitatea de grupare a circuitelor în diferite moduri.

În ţările europene, deci şi în ţara noastră, criteriul elasticităţii în exploatare şi al siguranţei în funcţionare a condus pentru staţiile de transfer la scheme cu două sisteme de bare colectoare şi cu un întreruptor pe circuit, dar cu posibilităţi multiple de combinare a circuitelor, obţinute prin secţionări longitudinale. Prevederea unui singur întreruptor pe circuit pune problema soluţionării


61

Fig.3.37. Schema monofilară a staţiei de transfer 400/220/110 kV Gutinaş – Zona 400/220 kV


62

Fig.3.38. Schema monofilară a staţiei de transfer 400/220/110 kV Gutinaş – Zona 110 kV


63

Fig.3.39. Vederi din staţia de transfer 400/220/110 kV Gutinaş

alimentării circuitului în cazul reviziei întreruptorului său. În cazul în care reţeaua se află la începutul dezvoltării ei, nefiind suficient de buclată, staţiile de transfer se prevăd cu sistem de bare de transfer şi cuplă de transfer. Acesta este cazul unui mare număr din staţiile de transfer ale sistemului nostru energetic. Pe măsură ce reţeaua devine mai complexă, cu legături de rezervă la aceeaşi tensiune sau la tensiuni diferite, tendinţa este de a se renunţa la sistemul de bare de transfer, revizia întreruptorului unui circuit făcându-se cu întreruperea circuitului respectiv, rezerva în alimentare fiind asigurată de alte legături din sistem. Pentru prima staţie de transfer 750/400kV, construită în România la Isaccea s-a optat, pe baza studiilor efectuate până în prezent, la o schemă poligonală, pătrat cu două linii şi două

autotransformatoare de 750/400kV (fig.3.35). Autotransformatoare de 750/400kV sunt alcătuite din câte trei unităţi monofazate, la terţiarul cărora va exista posibilitatea racordării unor compensatoare sincrone. Pentru compensarea capacităţii liniilor aeriene la funcţionarea în gol se prevede instalarea unor bobine de reactanţă de circa 100MVAR. În fig.3.36 este reprezentată ca exemplu schema monofilară de conexiuni a unei staţii de transfer de 400/220kV Sibiu. La nivelul de 400kV staţia este prevăzută cu două sisteme de bare colectoare, cu sistem de bare de transfer şi cu un întreruptor pe circuit. Unul din sistemele de bare colectoare este secţionat. Instalaţia de conexiuni de 400kV este prevăzută cu două celule de cuplă de transfer şi cu o celulă de cuplă longo-transversală. La nivelul de 220kV instalaţia de conexiuni este prevăzută cu două sisteme de bare colectoare, cu sistem de bare de transfer şi cu un întreruptor pe circuit. Legătura dintre cele două nivele de tensiuni ale staţiei se realizează cu

ajutorul a două autotransformatoare de 400/231/22kV, 400/400/160MVA, prevăzute cu grupuri de reglaj longitudinal sau mixt pe partea de 220kV.

3.5. Schemele de conexiuni ale circuitelor primare din staţiile electrice de distribuţie În sistemul nostru electroenergetic reţelele de 400kV şi 220kV sunt reţele de transport şi de legătură între sursele importante şi centrele de consum. Reţeaua de 110kV este o reţea de distribuţie. Staţiile de distribuţie sunt cele mai numeroase din cadrul unui sistem electroenergetic. De aceea în toate ţările se remarcă tendinţa de a reduce costul acestora, prin simplificarea


64

Fig.3.40. Schema monofilară de conexiuni a circuitelor primare dintr-o staţie de distribuţie zonală de 220/110 kV

schemelor de conexiuni şi de a admite scheme cu elasticitate mare şi secţionări multiple la nivelele de medie tensiune, unde echipamentul este mai puţin fiabil şi mai ieftin. Staţiile de distribuţie sunt de regulă prevăzute cu două transformatoare. Acest tip de staţie are o largă utilizare, prezentând următoarele avantaje: permite realizarea unei scheme de conexiuni simplă, simetrică şi eficientă în exploatare; realizează condiţiile de siguranţă cerute de consumatorii de categoria I; permite dezvoltarea etapizată. Prevederea unui singur transformator într-o staţie de distribuţie este admisă când daunele produse consumatorilor ca urmare a defectării transformatorului şi timpul de înlocuire a transformatorului defect se găsesc în limitele acceptabile (prevăzute de obicei de normative). De asemenea, se poate prevedea un singur transformator în staţiile de distribuţie de 110kV, 220kV sau 400kV, dacă reţeaua de tensiune inferioară poate asigura cel puţin o putere minimă cerută de consumatori până la repararea sau înlocuirea transformatorului defect. Prevederea a trei sau mai multe transformatoare într-o staţie de distribuţie trebuie să fie justificată: prin obţinerea unor structuri mai raţionale şi a posibilităţilor de dimensionare mai economică a reţelei de tensiune inferioară; prin separarea consumatorilor cu şocuri pronunţate de putere faţă de consumatorii liniştiţi; prin existenţa unei sarcini concentrate, care depăşeşte puterea maximă asigurată prin două transformatoare de fabricaţie curentă; prin amplificarea unor staţii existente. Deşi este dificil de adoptat un criteriu de clasificare a staţiilor de distribuţie, totuşi dacă se ia în considerare tipul consumatorilor alimentaţi din aceste staţii, precum şi repartiţia teritorială a consumatorilor respectivi, se pot admite următoarele categorii de staţii de distribuţie zonale; staţii de distribuţie de tip reţea; staţii de distribuţie de tip urban; staţii de primire a energiei de către marii consumatori industriali; posturi de transformare. Staţiile de distribuţie zonale alimentează un întreg ansamblu de consumatori puternici, răspândiţi în zona respectivă la distanţe mari. Aceste staţii prezintă în mod obişnuit scheme de conexiuni complexe. În foarte multe cazuri, pe lângă rolul de distribuţie ele au şi un rol de transfer, fiind deci staţii cu funcţiuni multiple. În general la înaltă tensiune aceste staţii sunt prevăzute cu două sisteme de bare colectoare şi de foarte multe ori cu sistem de bare de transfer.


65

Fig.3.41. Schema monofilară de conexiuni a circuitelor primare dintr-o staţie de distribuţie de 110/20 kV de tip reţea, cu un singur transformator

În fig.3.40 este reprezentat un exemplu de schemă monofilară a circuitelor primare ale unei staţii zonale de distribuţie de 220/110kV. La tensiunea de 220kV staţia este prevăzută să funcţioneze în etapa iniţială cu două circuite bloc linie-autotransformator, cu posibilităţi de extindere ulterioară la o schemă cu dublu sistem de bare colectoare. În staţie sunt montate două autotransformatoare 2200MVA; 231/121/10,5kV. La tensiunea de 110kV staţia este prevăzută cu două sisteme de bare colectoare, dintre care unul secţionat şi cu două sisteme de bare de transfer. Schema este prevăzută cu două celule de cuplă combinată transversală – de transfer. Staţiile de distribuţie de tip reţea sunt de obicei staţii de 110kV/MT şi sunt acele staţii de distribuţie care la medie tensiune alimentează reţele din mediul rural. Pentru staţiile de distribuţie de 110kV/MT de tip reţea, în care este montat un singur transformator, se recomandă la partea de medie tensiune o schemă de conexiuni cu un singur sistem de bare colectoare nesecţionat. În fig.3.41 este indicată schema monofilară de conexiuni a circuitelor primare dintr-o staţie de distribuţie de 110kV/20kV de tip reţea cu un

singur transformator. Pentru staţiile de distribuţie de 110kV/MT de tip reţea în care sunt montate două transformatoare, în mod obişnuit la medie tensiune se adoptă schemă de conexiuni cu un singur sistem de bare colectoare secţionat sau cu două sisteme de bare colectoare nesecţionate. În fig.3.42 este indicat un exemplu de schemă monofilară pentru o astfel de staţie. Staţiile de distribuţie de tip urban în mod obişnuit sunt staţii de 110kV/MT şi sunt acele staţii de distribuţie în care la medie tensiune se racordează fideri şi distribuitoare destinate alimentării consumului casnic şi edilitar din oraşe, precum şi a

consumatorilor industriali din perimetrul acestora. Structura schemei de conexiuni pentru circuitele primare din staţiile de distribuţie de 110/MT de tip urban este condiţionată de configuraţia, modul de funcţionare şi sensul dezvoltării reţelei urbane din zonă. În fig.3.41 se indică un exemplu de schemă monofilară pentru circuitele primare ale unei staţii de distribuţie de 110/10kV de tip urban.


66

Fig.3.42. Schemă monofilară de conexiuni a circuitelor primare dintr-o staţie de distribuţie de 110/20 kV de tip reţea cu două transformatoare

Fig.3.43. Schemă monofilară de conexiuni a circuitelor primare dintr-o staţie de distribuţie de 110/10 kV de tip urban

Staţiile de primire sau injecţie sunt staţii de distribuţie care alimentează un singur consumator industrial, care poate fi întreprindere, platformă industrială, combinat. Tipul staţiei de primire a energiei electrice de către consumatorul industrial depinde de caracteristicile acestuia şi de treapta de tensiune din reţeaua zonală a sistemului electroenergetic din care sunt alimentate liniile de racord ale întreprinderii. În cazul întreprinderilor cu puteri reduse, care de obicei au consumatorii la joasă tensiune, liniile de racord sunt de medie tensiune, iar staţia sau staţiile de primire sunt posturi de transformare, denumite posturi de abonat. În cazul întreprinderilor industriale cu puteri absorbite importante, racordul este realizat prin linii de foarte înaltă, de înaltă sau de medie


67

Fig.3.44. Scheme monofilare de conexiuni pentru staţii de primire de tip racord adânc cu un singur bloc transformator-linie.

tensiune, iar staţia sau staţiile de primire sau de injecţie sunt staţii de transformare. Tendinţa este de a se adopta scheme de conexiuni cât mai simplificate pentru circuitele primare ale staţiilor de injecţie ale întreprinderilor. În acest sens normativele în vigoare recomandă realizarea unor astfel de staţii cu numai două nivele de tensiune, limitarea profilului staţiei la numai două transformatoare, gruparea mai multor fideri de medie tensiune pe aceeaşi bobină de reactanţă sau pe acelaşi întreruptor, adoptarea unor scheme de staţii de racord adânc, cu număr minim de aparate de comutaţie pe partea de înaltă tensiune a transformatoarelor de forţă. Pătrunderea tensiunilor înalte, prin linii re racord de 110kV, 220kV, 400kV, până în apropierea centrului de sarcină al consumatorului industrial, permite realizarea unor staţii de transformare de injecţie cu schemă de conexiuni simplificată pe partea de înaltă tensiune, denumite staţii de racord adânc (SRA). Cea mai simplă schemă de conexiuni pentru staţiile de racord adânc este schema bloc transformator-linie, caracterizată prin inexistenţa barelor colectoare între linie şi transformator. În cazul existenţei unui singur transformator în staţie, schemele cele mai simple ale staţiilor de racord adânc pot apare sub forma variantelor prezentate în fig.3.44. Astfel de scheme pot fi folosite pentru staţiile de primire ale unor întreprinderi industriale ce necesită puteri între 1-5MW.

În fig.3.44 a, staţia de racord adânc este alimentată prin linia de racord L de la o staţie de 110kV a sistemului, aflată la o distanţă de 5-10km de întreprindere. În toate cazurile posibile se evită montarea întreruptorului I2 de pe partea de înaltă tensiune a transformatorului. În cazul în care nu se montează întreruptorul I2 între linia L şi transformatorul T, la bornele de înaltă tensiune ale transformatorului T se montează separatorul de scurtcircuitare şi de legare la pământ SSC, cu închidere automată. În cazul unui defect în interiorul transformatorului, protecţia acestuia comandă închiderea automată a SSC, în felul acesta producându-se un

scurtcircuit net la bornele transformatorului, care provoacă declanşarea automată a întreruptorului I1 de la celălalt capăt al liniei L de alimentare. După aceasta transformatorul T se poate separa de linia L prin deschiderea separatorului S. În cazul în care curentul de scurcircuit ce apare la închiderea automată a SSC depăşeşte valorile pe care le pot suporta separatoarele de scurtcircuitare de construcţie curentă, sau când întreruptorul I1 de la capătul liniei L nu rezistă la defectul kilometric, pentru izolarea transformatorului T faţă de linia L în caz de defect în transformatorul T, în locul separatorului de scurtcircuitare SSC se poate folosi soluţia cu cablu fir-pilot între protecţia transformatorului T şi întreruptorul I, de la celălalt capăt al liniei L. Dacă se foloseşte această soluţie, atunci la defect în transformatorul T, protecţia acestuia va acţiona prin cablul fir-pilot asupra întreruptorului I1 de la capătul liniei. La lungimi relativ mari ale liniei costul cablului


68

Fig.3.45. Scheme monofilare de conexiuni pentru staţii de primire de tip racord adânc cu două blocuri transformator-linie

Fig.3.46. Schemă monofilară de conexiuni pentru staţii de primire de 220/110 kV, cu schemă în patrulater

fir-pilot devine comparabil cu al unui întreruptor ce s-ar monta între transformatorul T şi linia L. Se prevede întreruptorul (I2 în fig.3.44 a) între transformatorul T şi linia L numai în măsura în care nu se pot utiliza separatoare de scurtcircuitare sau protecţia prin cablu fir-pilot. În cazul folosirii unor scheme de tipul celor din fig.3.44 a, alimentarea întreprinderii făcându-se printr-o linie cu simplu circuit şi cu un singur transformator, este necesar să se prevadă o alimentare de rezervă R din reţeaua locală de medie tensiune, care să asigure o putere minimă, strict necesară consumatorilor celor mai importanţi ai întreprinderii. În fig.3.44 b staţia de primire de tip racord adânc, în care este montat un singur transformator, se racordează la o linie principală L cu simplu circuit a sistemului

electroenergetic, prin linia de derivaţie Ld. Această soluţie este acceptată dacă linia L trece la o distanţă până la 10km de întreprindere şi dacă ea poate prelua puterea necesară întreprinderii. Dacă lungimea liniei de derivaţie Ld este sub 10% din lungimea liniei L, atunci racordul se realizează numai cu separatorul de derivaţie Sd. Dacă lungimea liniei de derivaţie Ld este mai mare decât 10% din lungimea liniei L, atunci linia de derivaţie Ld se prevede în punctul de derivaţie cu întreruptorul I1. Montarea întreruptorului I2 se poate evita în caz că se montează întreruptorul I1, dacă se prevede cablul fir-pilot între

protecţia transformatorului T şi întreruptorul I1. Dacă însă lungimea racordului Ld conduce la un cost mai mare pentru cablul fir-pilot decât pentru o celulă cu întreruptor, atunci se montează întreruptorul I2. Şi în cazl schemei din fig.3.44 b este necesară prevederea unei alimentări de rezervă R din reţeaua de medie tensiune pentru consumatorii cei mai importanţi ai întreprinderii. Dacă puterea absorbită de întreprinderea industrială este cuprinsă între 5-40MW, caz în care în mod obişnuit întreprinderea conţine consumatori de toate categoriile, sunt necesare două căi de alimentare cu rezervă de 100% şi trecerea automată a consumului de pe o alimentare pe cealaltă, iar pentru staţia de injecţie a întreprinderii se poate folosi una din

schemele din fig.3.45. În cazul acestor întreprinderi se recomandă ca tensiune nominală a liniilor de racord să fie 110kV. Staţiile de racord adânc din fig.3.45 conţin câte două blocuri transformator-linie. Particularităţile acestor scheme sunt aceleaşi ca şi cele ale schemelor din fig.3.44, ele rezultând prin dublarea celor din fig.3.44. În cazul întreprinderilor cu consumatori de toate categoriile, necesitând puteri între 40-70MW, sunt necesare pentru alimentare normală două circuite de 110kV,


69

Fig.3.47. Variante de echipare ale posturilor de transformare de medie tensiune

iar pentru asigurarea unei rezerve de 100%, încă unul sau două circuite. În mod obişnuit liniile de racord de 110kV se conectează la două noduri diferite ale sistemului energetic, iar în staţia de injecţie se montează două transformatoare. Staţia de injecţie va conţine atât la nivelul de 110kV, cât şi la nivelul de medie tensiune, două sisteme de bare colectoare, dintre care unul secţionat. La medie tensiune fiecare transformator este racordat pe una din secţiile sistemului secţionat, cupla longitudinală fiind normal deschisă şi prevăzută cu AAR. În cazul întreprinderilor care necesită puteri peste 70MW devine oportună utilizarea pentru racord a tensiunii de 220kV. În acest caz staţiile de injecţie vor fi staţii de transformare de 220kV/110kV. În staţie se prevăd două autotransformatoare de 100MVA sau 200MVA fiecare, având pe partea de 220kV fie câte un întreruptor în cazul staţiei tip racord adânc, fie o instalaţie de conexiuni în pătrat a întreruptoarelor, conform fig,3.44. Pe partea de 110kV a acestor staţii se prevăd în general două sisteme de bare colectoare, dintre care unul poate fi secţionat, de la care pleacă linii de 110kV la staţiile coborâtoare din incinta întreprinderii. Scheme similare pentru staţiile de injecţie se pot prevedea şi în cazul staţiilor de 400kV/110kV, atunci când întreprinderea industrială necesită puteri de peste 200MW. După cum s-a mai amintit, posturile de transformare sunt staţii de distribuţie alimentate la medie tensiune (6kV, 10kV, 20kV) şi având la partea secundară tensiune joasă (0,4kV). Ele sunt ultimele verigi în lanţul de transmitere a energiei spre consumator. Se deosebesc trei categorii de posturi de transformare: posturi de reţea, posturi de abonat şi posturi din reţeaua industrială a marilor consumatori industriali. Posturile de reţea alimentează reţele de joasă tensiune, aparţinând furnizorului de energie electrică, la care se racordează micii consumatori. Posturile de abonat sunt staţiile de injecţie pentru întreprinderile industriale, ele alimentând consumatori aparţinând unei singure întreprinderi, care necesită o putere de valoare redusă, până la 1MW. Posturile din reţeaua industrială a unei întreprinderi sunt alimentate de la reţeaua care se dezvoltă în secundarul staţiei de injecţie a întreprinderii respective. Ele alimentează ateliere, secţii, sectoare din întreprinderea respectivă. Schemele de conexiuni ale circuitelor primare din posturile de transformare sunt simple, deoarece tendinţa este de a ieftini costul posturilor. Ieftinirea posturilor de transformare este de o importanţă deosebită, deoarece puterea instalată în posturi este de câteva ori mai mare decât puterea instalată în centralele sistemului electroenergetic. În posturile de transformare se montează în general unul sau două transformatoare. Configuraţia circuitelor de la medie tensiune a unui post de transformare depinde de modul de echipare a postului cu aparataj de medie tensiune. În fig.3.47 se indică câteva variante posibile de echipare a unui post pe partea de medie tensiune.

În fig.3.47 a în circuitul de medie tensiune (6kV, 10kV, 20kV) al transformatorului T din post este prevăzut separatorul S şi întreruptorul I, echipat cu protecţie prin relee. Din considerente economice se tinde să se înlocuiască întreruptorul prin separator de sarcină (SS) şi siguranţă fuzibilă (SF) cu mare putere de rupere (fig.3.47 b). Poziţia relativă a separatorului de sarcină şi a siguranţei fuzibile este discutabilă. În general se recomandă amplasarea din fig.3.47 b, cu separatorul de sarcină spre bara de medie tensiune şi cu


70

Fig.3.48. Schemă de post de transformare cu separator de sarcină şi siguranţă fuzibilă cu mare capacitate de rupere, cu comanda declanşării întreruptorului de joasă tensiune la arderea siguranţei de pe o singură fază.

siguranţa fuzibilă spre transformatorul T. În acest caz înlocuirea siguranţelor poate fi făcută fără pericol, deoarece înainte de înlocuire se deschide separatorul de sarcină. La utilizarea în posturile de transformare a separatoarelor de sarcină împreună cu siguranţe fuzibile de medie tensiune cu mare putere de rupere, trebuie să ţină seama de următoarele dezavantaje:

- La un scurcircuit bifazat la bornele de medie tensiune ale transformatorului sau în transformator, se poate întâmpla să se ardă numai fuzibilul siguranţei de pe o singură fază, ceea ce are ca efect funcţionarea ulterioară a transformatorului în două faze. Pentru evitarea unui asemenea regim asimetric este necesar ca topirea siguranţei de pe o singură fază să comande deconectarea separatorului de sarcină.

- Deconectarea separatorului de sarcină, comandată prin arderea siguranţei fuzibile de pe o singură fază, poare duce în anumite situaţii la periclitarea separatorului de sarcină. Astfel, de exemplu, în cazul unui scurtcircuit trifazat la bornele de joasă tensiune ale transformatorului şi care deci provoacă declanşarea întreruptorului de joasă tensiune, din cauza unor curenţi de defect insuficienţi de mari este posibil ca la medie tensiune să se ardă mai întâi siguranţa fuzibilă de pe o singură fază. Dacă în această situaţie topirea siguranţei arse comandă declanşarea separatorului de sarcină şi dacă timpul propriu de deconectare al acestuia este mai mic decât timpul necesar pentru topirea celorlalte două siguranţe fuzibile, atunci separatorul de sarcină va rupe un curent de scurtcircuit bifazat, care poate depăşi capacitatea lui de rupere. Din motivele arătate se renunţă la deconectarea separatorului de sarcină la arderea siguranţei de pe o singură fază şi se aplică transmiterea unei comenzi de declanşare de către siguranţa topită dispozitivului de declanşare D al întreruptorului automat de pe partea de joasă tensiune a transformatorului (fig.3.48). În cazul folosirii acestei soluţii, dacă siguranţa s-a topit ca urmare a unui scurtcircuit bifazat pe partea de medie tensiune, prin deconectarea întreruptorului de joasă tensiune se evită funcţionarea transformatorului în sarcină nesimetrică în două faze. Dacă siguranţa s-a topit ca urmare a unui scurtcircuit trifazat la bornele de joasă tensiune ale transformatorului, după un anumit timp se va arde şi

siguranţa încă unei faze şi ulterior se va putea deconecta separatorul de sarcină.

Dacă dezavantajul nealimentării pe perioada înlocuirii siguranţelor nu poate fi acceptat de către consumator, trebuie să se renunţe la combinaţia separator de sarcină-siguranţă fuzibilă de medie tensiune la partea de medie tensiune a postului şi să se aplice întreruptor de medie tensiune (fig.3.47 a), ceea ce evident este o soluţie scumpă.

În cazul posturilor de transformare de abonat, o tendinţă generală manifestată atât în practica mondială cât şi în ţara noastră este aceea de a se pune la dispoziţia abonatului comanda aparatului de comutare din circuitul de medie tensiune al postului. Astfel consumatorul industrial are posibilitatea de a deconecta unele transformatoare din post, atunci când sarcina este redusă sau de a încerca reanclanşarea lor, atunci când ele au fost deconectate dintr-un motiv oarecare. În cazul existenţei a mai multor transformatoare în post, abonatul are posibilitatea de a stabili un regim optim de funcţionare, din punctul de vedere al pierderilor, conectând sau deconectând unele


71

Fig.3.49. Scheme monofilare ale unor posturi de transformare de reţea de 10/0,4 kV cu alimentare în linii aeriene: a – varianta derivaţie; b – varianta intrare-ieşire

transformatoare. Având în vedere argumentele de mai sus şi pentru a evita rămânerea în două faze a transformatorului din post prin arderea siguranţei fuzibile de pe o singură fază, care poate avea urmări grave, în posturile de abonat se aplică la partea de medie tensiune a transformatorului întreruptor, folosind schema din fig.3.47 a.

Soluţiile de echipare cu separatoare de sarcină şi siguranţe fuzibile se aplică la posturile de reţea.

Până la o anumită limită a puterii nominale a transformatorului, separatorul de sarcină poate face faţă întreruperii circuitului la un scurtcircuit la bornele de joasă tensiune ale transformatorului. În acest caz postul se echipează pe partea de medie tensiune numai cu separatoare de sarcină, conform fig.3.45 c protecţia faţă de scurtcircuitele din transformator sau la bornele lui de medie tensiune trebuind să fie asigurată în amonte, pe partea de alimentare a postului. De asemenea trebuie să existe o protecţie corespunzătoare faţă de scurtcircuitele din circuitele de joasă tensiune alimentate din secundarul transformatorului.

În posturile de transformare echipate cu transformatoare cu puteri nominale până la 400kVA se poate renunţa la separatorul de sarcină. Circuitul de medie tensiune al transformatorului se echipează cu separator obişnuit şi siguranţe fuzibile de medie tensiune cu mare putere de rupere (fig.3.47 d) deoarece asemenea transformatoare pot fi conectate şi deconectate în gol prin separatoare obişnuite. Evident că în lipsa separatoarelor de sarcină la medie tensiune, deconectarea transformatorului din post are loc numai după întreruperea sarcinii la partea de joasă tensiune a postului şi deschizând apoi separatorul de pe partea de medie tensiune.

Soluţiile de echipare numai cu separator de sarcină sau cu separator şi siguranţe fuzibile se folosesc în mod obişnuit pentru posturile de reţea. La partea de joasă tensiune a posturilor de transformare, în principiu se pot utiliza siguranţe fuzibile sau întreruptoare

automate de joasă tensiune. Utilizarea în exclusivitate a siguranţelor pe circuitele de la partea de joasă tensiune este economică şi aplicabilă acolo unde nu pot apare suprasarcini, siguranţele lucrând satisfăcător numai la scurtcircuite. La suprasarcini mici, care depăşesc cu puţin curentul limită de topire, siguranţele prezintă o împrăştiere mare a timpului de topire, împrăştierea putând fi puternic influenţată de temperatura mediului ambiant. Acest


72

Fig.3.50. Schemă monofilară a unui post de transformare de abonat de 10/0,4 kV cu alimentare în linii în cablu în varianta intrare-ieşire, cu două transformatoare.

considerent restrânge mult folosirea siguranţelor fuzibile ca protecţii împotriva suprasarcinilor mici. La consumatorii industriali, la care suprasarcinile sunt frecvente, este necesară montarea pe circuitele de joasă tensiune ce pleacă din post a întreruptoarelor de joasă tensiune.

În fig.3.49 sunt indicate două exemple de scheme tipizate la noi în ţară pentru posturi de transformare de reţea cu alimentare aeriană. Există şi variante cu alimentare în cablu.

Varianta derivaţie (fig.3.49 a) se aplică la alimentarea consumatorilor care nu necesită un grad sporit de siguranţă. În această variantă racordarea liniei de medie tensiune se face direct în celula transformatorului, fără a utiliza celulă separată. La medie tensiune postul este echipat cu separator de sarcină (STIS), siguranţă fuzibilă (SFIn) şi descărcător cu rezistenţă variabilă (DRVS).

Varianta intrare-ieşire (fig.3.49 b) se aplică la alimentarea consumatorilor care necesită un grad sporit de siguranţă. Racordarea liniilor de medie tensiune la barele postului se face prin celule de linie. Celula liniei de alimentare de bază este echipată cu separator de sarcină (STIS), iar celula liniei de alimentare de rezervă este echipată cu separator simplu (STIPn). Celula de transformator este prevăzută la medie tensiune cu separator de sarcină şi siguranţe fuzibile, iar la joasă tensiune cu întreruptor de joasă tensiune (OTOMAX) şi separator de joasă tensiune (STI). Plecările de joasă tensiune sunt protejate cu siguranţe cu mare putere de rupere (MPR).

În fig.3.50 se indică un exemplu de post de transformare de abonat tipizat în ţara noastră, cu două transformatoare, în varianta de alimentare intrare-ieşire în cablu de 10kV. Postul de transformare este alimentat la partea de 10kV prin două linii în cablu (una de bază echipată cu separator de sarcină şi una de rezervă echipată cu separator simplu). Tot la partea de medie tensiune mai este prevăzută o plecare pentru un alt post al abonatului respectiv.


73

Fig.3.51. Schemă monofilară a unui post de transformare de abonat de 20/0,4 kV cu alimentare din linia aeriană în varianta derivaţie, cu un transformator

Alegerea aparatajului a fost făcută în ipoteza că cele două transformatoare nu funcţionează în paralel. Celulele de transformator sunt echipate la 10kV cu întreruptor (IUP-10M) şi separator. Măsura, realizată cu contoare de energie activă şi reactivă, este comună pentru ambele transformatoare şi se face pe partea de medie tensiune, unde sunt montate transformatoarele de curent (CIRS-10t).

Pe circuitele de joasă tensiune ale transformatoarelor din post este montat câte un separator de joasă tensiune (STI 1kV-1000A), care se foloseşte numai în caz de avarie a transformatorului respectiv, cu condiţia ca transformatorul defect să fie scos de sub tensiune,

iar separatorul de pe partea de medie tensiune a transformatorului şi cele de pe plecările de joasă tensiune spre abonat să fie blocate în poziţia deschis.

În fig.3.51 este indicat un exemplu de schemă monofilară a unui post de abonat cu un singur transformator având puterea nominală până la 250kVA şi alimentarea aeriană la 20kV. La medie tensiune postul este echipat cu separator obişnuit (STE-20kV) şi siguranţe fuzibile (SFE-20kV) şi este protejat împotriva supratensiunilor atmosferice cu descărcătoare cu coarne (DCP). La joasă tensiune circuitul de transformator este echipat cu siguranţe fuzibile cu mare putere de rupere şi cu transformatoare de curent, din secundarul cărora este alimentat contorul de energie activă. Plecările de la joasă tensiune ale abonatului sunt echipate cu siguranţe cu mare putere de rupere.


74

Fig.3.52. Schema monofilară a staţiei de distribuţie 220/110/20 kV Suceava – Zona 220/110 kV


75

Fig.3.53. Schema monofilară a staţiei de distribuţie 220/110/20 kV Suceava – Zona 110/20 kV


76

Fig.3.54. Vedere a Zonei 220/110 kV a staţiei de distribuţie 220/110/20 kV Suceava

Fig.3.55. Vedere a Zonei 110/20 kV a staţiei de distribuţie 220/110/20 kV Suceava

Conductoare şi izolatoare

77

Fig.4.1. Secţiunile barelor colectoare rigide.

4. CONDUCTOARE ŞI IZOLATOARE În staţiile şi posturile de transformare se folosesc obişnuit conductoare (bare) neizolate rigide sau conductoare neizolate flexibile.

4.1. Conductoare (bare) neizolate rigide Conductoarele (barele) neizolate rigide sunt realizate , de obicei, din aluminiu sau aliaje de aluminiu şi au secţiune dreptunghiulară, rotundă, tubulară sau alte profiluri, fig.4.1.

Aluminiul are caracteristici electrice şi mecanice inferioare cuprului însă este mai ieftin şi are o căldură specifică mare, sub acţiunea arcului electric se degajă cantităţi mici de fum (oxid de aluminiu) care nu este bun conducător de electricitate. Cuprul are rezistivitate electrică mică şi rezistenţă mecanică mare, dar este scump şi se foloseşte numai în mod excepţional. Se pot folosi totuşi conductoare (bare) de cupru la instalaţiile cu curenţi de scurtcircuit foarte mari, pentru care barele de aluminiu în fabricaţie nu permit obţinerea rezistenţelor mecanice necesare, în cazul când din motive constructive trebuie căi de curent cu secţiuni mai mici decât ale celor din aluminiu pentru acelaşi curent nominal, dacă trebuie îmbinări prin contact pentru curenţi mai mari decât pot suporta barele de aluminiu, când căile de curent sunt supuse unor vibraţii mecanice importante la care nu ar rezista barele de aluminiu, sau când

atmosfera este poluată şi are acţiune corozivă asupra barelor de aluminiu (în apropierea industriilor chimice, pe malul mării etc.).

Conductoarele (barele) rigide au obişnuit o temperatură maximă de regim de 70 0C. Conductoarele (barele) pot suporta curenţi cu atât mai mici cu cât este mai mare

temperatura mediului ambiant. La instalaţii electrice exterioare trebuie cunoscută temperatura maximă a mediei de 24 ore şi temperatura maximă absolută a aerului care apare cel puţin odată la 10-15 ani şi se ia din datele climatice statistice ale regiunii în care se amplasează instalaţia: dacă aceste date climatice nu sunt cunoscute, pentru România se pot lua ca valoare


78

maximă de scurtă durată temperatura de 40 0C, iar pentru valoarea maximă a mediei pe 24 ore temperatura de 35 0C. Pentru instalaţiile electrice interioare se adoptă aceleaşi temperaturi (40 0C respectiv 35 0C). Curentul maxim de durată (Imd) al conductorului (barei) trebuie să fie mic sau cel mult egal faţă de curentul de durată admisibil (Ida) al conductorului (barei) la temperatura maximă a aerului înconjurător.

damd II ≤ (4.1) Curenţii de durată admisibili, (Ida) ai conductoarelor (barelor) sunt indicaţi în tabele şi depind de dimensiunile barelor, secţiune, numărul de bare pe fază, poziţie (verticale sau orizontale) dacă sunt vopsite sau nu, dacă au traseul orizontal, dacă sunt străbătute de curent continuu sau alternativ, de material (cupru sau aluminiu), de temperatura maximă a aerului ambiant (35 0C) şi temperatura maximă admisă a barei (65 0C), de distanţa între bare de pe aceeaşi fază, de distanţa liberă între pachetele de bare, de forma secţiunii barelor, altitudine (până la 1000m) etc. Pentru ca barele (conductoarele) să nu se încălzească reciproc trebuie ca

2l/a > , unde a este distanţa între axele pachetelor de bare, iar l – lăţimea unui pachet de bare. Distanţa între barele componente a unui pachet de bare (2-3) se ia egală cu grosimea unei bare. În cazul instalaţiilor capsulate curenţii admisibili sunt mai mici decât cei din tabele datorită lipsei ventilaţiei şi sunt daţi de constructorul instalaţiei capsulate. Curenţii maxim admisibili (Ida) ai conductoarelor (barelor) sunt daţi în tabele (5.1, 5.2) funcţie de o serie de condiţii ce au fost menţionate anterior şi care sunt pe larg precizate în literatura de specialitate. Dacă din aceste condiţii o parte (n) sunt diferite se recalculează noul curent maxim admisibil (Inou) prin înmulţirea curentului din tabel (Itabel) cu produsul celor n factori de corecţie (∏

niK ):

∏=n

itabelnou KII (4.2)

Numărul maxim al factorilor de corecţie este de opt (K1, K2,...K8) şi sunt daţi în fig.5.2-5.5 şi în tabelele 5.8-5.11.

Fig.4.2. Factorul K1 pentru variaţia conductivităţii γ a barelor de aluminiu faţă de valoarea de referinţă de 35,1 m/mm2 la 20 0C

Fig.4.3. Factorul K2 pentru variaţia conductivităţii γ a barelor de cupru faţă de valoarea de referinţă de 55,5 m/mm2 la 20 0C


79

Tabelul 4.1.


80

Tabelul 4.2.


81

Tabelul 4.3


82

Tabelul 4.3.(continuare)

Tabelul 4.4


83

Tabelul 4.4.(continuare)

Tabelul 4.5

Tabelul 4.6


84

Tabelul 4.7


85

Tabelul 4.8

Tabelul 4.9

Tabelul 4.10


86

Tabelul 4.11

Viteza aerului, m/s 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Coeficientul k8 1,43 1,62 1,77 1,91 2,02 3,13 2,24 2,33 2,42 2,5

Valorile factorului k8 se dau în funcţie de viteza aerului de răcire. OBSERVAŢIE: Se va ţine seama şi de coeficientul k4 pentru funcţionarea la temperatura ce se stabileşte în capsulare Dacă barele au secţiuni diferite de cele din tabele dar perimetrele şi forma diferă relativ puţin, încărcările admisibile se pot deduce aproximativ cu relaţia (5.3):

11

2212 Sp

SpII⋅⋅

=

(4.3) unde: I1, p1, S1

sunt curentul admisibil, perimetrul şi secţiunea ce se găseşte în tabele, iar I2, p2, S2 – datele cu aceeaşi semnificaţie pentru bara care nu se găseşte în tabele. Dacă sunt pachete de bare dreptunghiulare:

11

22n1n2 Sp

SpII⋅⋅

=

(4.4) unde: I1n, p1, S1

sunt curentul admisibil al pachetului de n bare în paralel, perimetrul şi secţiunea unei singure bare din pachet, conform tabelului, iar I2n, p2, S2 – datele cu aceeaşi semnificaţie pentru pachetul de bare care nu se găseşte în tabele.

Temperatura maximă admisibilă a unei bare de

Fig.4.4. Factorul k5 pentru barele de aluminiu dreptunghiulare ca urmare a reducerii sarcinii la curent alternativ cu frecvenţa până la 60 Hz (datorită deplasării curentului în bare în cazul barelor având o distanţă mică între ele)

Fig.4.5. Factorul k6 pentru bare de cupru dreptunghiulare în cazul reducerii sarcinii la curent alternativ cu frecvenţa până la 60 Hz (datorită deplasării curentului, în bare în cazul barelor având o distanţă mai mică între ele)


87

Fig.4.6. Exemplu de dispunere a unor pachete de bare dreptunghiulare

Fig.4.7. Direcţia forţelor electrodinamice faţă de axele principale ale

aluminiu la sfârşitul scurcircuitului este de 180sc =θ0C iar a unei bare de cupru de

200sc =θ0C.

Temperatura conductorului (barei) la începutul scurtcircuitului ( cθ ) se determină cu relaţia (5.5):

( ) 2da

2

aacII70 θ−+θ=θ (4.5)

unde: aθ este temperatura aerului, în 0C; I – curentul real de durată înaintea scurcircuitului; Ida – curentul de durată maxim admisibil la temperatura θ a mediului ambiant, pentru care se face determinarea. Conductorul (bara) îndeplineşte condiţia de stabilitate termică dacă:

t

mjIS ≥ (4.6)

unde: Im este curentul echivalent termic de o secundă al curentului de scurcircuit (curentul care dacă ar străbate bara timp de o secundă ar produce acelaşi efect termic ca şi curentul real de scurtcircuit în timpul real al scurcircuitului); jt – densitatea de curent admisibă la scurtcircuit. Determinarea lui Im şi jt se face conform instrucţiunilor. Curentul echivalent termic de o secundă (Im) se determină cu relaţia (5.7): ( ) tnmII "

km +⋅= (4.7) unde: "

kI - valoarea efectivă iniţială a componentei periodice a curentului de scurtcircuit; m, n – coeficienţi ce ţin seama de componenta aperiodică respectiv periodică a curentului de scurtcircuit, t – durata scurtcircuitului.

Dacă tensiunea instalaţiei este de peste 60kV se recomandă bare tubulare pentru reducerea pierderilor prin efect corona. Câmpul electric maxim (Em) la suprafaţa barei trebuie să fie mai mic cel mult egal, faţă de câmpul critic al efectului corona (Ecor).

corm EE ≤

(4.8)


88

Fig.4.8. Coeficienţii de corecţie pentru distanţa fictivă

mr

299,013,19Ecor ⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+= (4.9)

unde: r este raza conductorului (barei); m≈0,95 – coeficient referitor la suprafaţa barei. Câmpul electric maxim la suprafaţa barelor în cazul unei singure bare pe fază, poate fi determinat aproximativ cu relaţia (5.10):

ralgr3,2

13

UE mrm

⋅⋅⋅= (4.10)

unde: Um este tensiunea maximă între faze a reţelei; a – distanţa medie între bare: 3

231312 aaaa ⋅⋅= (4.11) unde: a12, a13, a23 – distanţele între axele barelor. Dacă barele sunt parcurse de curenţi nominali de peste 5000A se determină şi secţiunea economică. Dacă se utilizează pachete de bare dreptunghiulare, între barele unei faze se folosesc piese intermediare (fig.4.6). Barele trebuie dimensionate şi funcţie de solicitările mecanice, care sunt: forţele electrodinamice la scurtcircuit, greutăţile proprii, greutatea chiciurei, solicitări datorate vântului şi forţele seismice. Verificarea la eforturi electrodinamice se face pe baza curentului maxim de scurtcircuit trifazat. În cazul barelor trifazate dispuse în paralel într-un singur plan la distanţe egale între ele, direcţia forţelor electrodinamice coincide cu una din axele principale ale secţiunii (fig.4.7) şi dacă se cunosc valorile minimă Rpo,2 şi maximă ReH a limitei de curgere a materialului barelor, forţa electrodinamică maximă totală (F) ce solicită bara unei faze sau pachetul de bare a unei faze pe lungimea unei deschideri în timpul unui scurtcircuit se determină cu relaţia (5.12):

aLi2,0F 2

sa = (4.12)

unde: is este curentul de scurtcircuit de şoc; L – lungimea unei deschideri (între două puncte de sprijin vecine); a – distanţa între axele fazelor. Asupra unei sungure bare dintr-un pachet de bare identice, forţa electrodinamică maximă totală (Fb) se determină cu relaţia (5.13):

f

b2

sb a

Lni2,0F ⎟⎠

⎞⎜⎝

⎛=

(4.13) unde: n este numărul de bare al pachetului; Lb – cea mai mare distanţă între două piese intermediare vecine sau între un punct de sprijin şi piesa intermediară vecină; af – distanţa fictivă între barele pachetului conform tabelului 4.12. Pentru pachete de bare dreptunghiulare ce nu sunt prinse în tabelul 4.12 se aplică relaţia:

∑=

=n

2i i1

i1

f aK

a1

(4.14)


89

unde valorile coeficienţilor K1i se iau din fig.4.8. Rezistenţa în pachetul de bare (σ), datorită eforturilor electrodinamice între faze se calculează cu relaţia (4.15):

WLF1025,1 3 ⋅⋅β⋅ν⋅⋅=σ σ (4.15)

unde: υσ este coeficient de corecţie pentru solicitarea pachetului, considerând oscilaţiile sale; β – coeficient de corecţie pentru solicitarea pachetului, considerând modul ei de fixare (tabelul 4.13); W – modulul de rezistenţă al pachetului de bare în raport cu axa principală perpenticulară pe direcţia forţelor. Rezistenţa într-o bară din pachet (σb) datorită eforturilor electrodinamice între barele pachetului se calculează cu relaţia (4.16):

b

bbcb

4b W

LF1025,6 ⋅⋅ν⋅⋅=σ − (4.16)

unde: υcb este coeficient de corecţie pentru solicitarea unei bare din pachet, considerând oscilaţiile sale; Wb – modulul de rezistenţă al barei din pachet, în raport cu axa principală perpenticulară pe direcţia forţelor. Rezistenţa rezultantă în bară (σdin) datorată eforturilor electrodinamice (4.17): Tabelul 4.12. Distanţa fictivă αf pentru diverse secţiuni uzuale

Înălţimea h, cm Dispoziţia barelor Grosimea b, cm 4 5 6 8 10 12 16 20

0,5 2,0 2,4 2,7 3,3 4,0 - - -

1 2,8 3,1 3,4 4,1 4,7 5,4 6,7 8,0 0,5 - 1,3 1,5 1,8 2,2 - - -

1 1,7 1,9 1,9 2,3 2,7 3,0 3,7 4,3 0,5 - 1,4 1,5 1,8 2,0 - - -

1 1,74 1,8 2,0 2,2 2,7 3,2 - U U60 U80 U100 U120 U140 U160 U180 U200

h(cm) 6 8 10 12 14 16 18 20 b (cm) 8,5 10 10 12 14 16 18 20

αf 7,9 9,4 10 12 14 16 18 20


90

Tabelul 4.13. Coeficienţii α, β şi γ pentru grinda cu una sau mai multe deschideri cu distanţe egale sau aproximativ egale între reazeme Tabelul 4.13

bdin σ+σ=σ (4.17) Asupra punctelor de sprijin între două deschideri se exercită o forţă maximă Fi (4.18):

FF ii ⋅α⋅ν= (4.18) unde: υi este coeficient de corecţie pentru solicitarea punctului de sprijin, considerând oscilaţiile barei; α – coeficient de corecţie pentru solicitarea punctului de sprijin, considerând modul de fixare al barei, tabelul 4.13. Se consideră şi celelalte sarcini ce solicită punctele de sprijin (greutatea proprie, a chiciurei, vântului, forţelor seismice).

În tabelul 4.14 sunt daţi coeficienţii υσ, υab şi υi în funcţie de rezistenţa rezultantă în bară (σrez) şi limita de curgere superioară (RCH). În rezistenţa rezultantă în conductor pe lângă σdin trebuie considerate şi celelalte sarcini (greutate proprie, chiciură, vânt etc.). Bara rezistă din punct de vedere mecanic dacă: 2,0prez Rq ⋅≤σ (4.19) unde: q=1,5 ţine seama de repartizarea diferită a tensiunilor mecanice în secţiunea barei; Rp 0,2 – limita de curgere convenţională. Se cere de asemenea ca: 2,0pb R≤σ (4.20)


91

Greutatea chiciurei se calculează în funcţie de grosimea stratului de chiciură indicată pentru România în prescripţii şi se reduce cu 25% pentru bare rigide. Tabelul 4.14. Coeficienţii νa, νab şi νi

Instalaţie de curent: νa, νab νi

continuu 2 2 alternativ 1 1 pentru σrez≥0,8R0H

0,8R0H/σrez pentru σrez<0,8R0H Tabelul 4.15. Coeficientul cv

Secţiunea conductorului Valoarea lui cv

Dreptunghiulară sau profil poligonal 1,2 circulară 1,2 pentru d.v/4≤1

Forţa exercitată de vânt asupra unei deschideri (Fv) se consideră orizontală şi se calculează cu relaţia:

163VLdCF

2

vv ⋅⋅= (4.21)

unde: Cv este coeficient aerodinamic (tabelul 4.15); d – lăţimea proiecţiei suprafeţei conductorului (cu sau fără chiciură) pe un plan vertical, paralel cu axa longitudinală a conductorului; L – lungimea deschiderii între două puncte de sprijin vecine; v – viteza vântului (maximă sau în condiţii de chiciură). Rezistenţa în conductor datorită greutăţii proprii respectiv greutăţii proprii plus a chiciurei este:

WLG1025,1 3

g⋅

⋅β⋅⋅=σ − (4.22)

unde: G este greutatea totală a pachetului respectiv a pachetului acoperit cu chiciură pe lungimea deschiderii; L, W – cu semnificaţiile anterioare. Se adaugă sarcinile concentrate (de ex. legăturile la aparate). Rezistenţa în conductor datorită vântului (σv) este:

WLF1025,1 v3

v⋅

β⋅⋅=σ − (4.23) Tabelul 4.16. Tabel sintetic pentru calculul barelor tubulare susţinute pe două sau mai multe reazeme având deschideri egale şi sarcini uniform distribuite egale


92

Rezistenţa rezultă în bară este:


93

Fig.4.9. Factorul C pentru influenţa pieselor intermediare

a b Fig.4.10. a - Valorile coeficienţilor νi, νσ, νab pentru instalaţiile de curent continuu; b – coeficienţii νi şi νσ la scurtcircuit bifazat, νab la scurtcircuit bifazat şi trifazat în instalaţii de curent alternativ

Fig.4.11. Coeficienţii νi şi νσ la scurtcircuit trifazat

statdinrez σ+σ=σ (4.24) unde σstat este suma rezistenţelor în conductor datorite greutăţii proprii, chiciurei şi vântului. Dacă barele sunt tubulare iar distanţa între punctele de sprijin este mare, trebuie considerată şi săgeata datorată sarcinilor precum şi alunecarea axială din punctele de sprijin datorată variaţiilor de temperatură; pentru calculul săgeţii în relaţia 4.12 se foloseşte "

kI2 ⋅ în loc de is iar la încărcare maximă a barei tubulare trebuie ca săgeata f să fie:

100L

150Lf ÷≤ (4.25)

Calculul săgeţii se face conform tabelului 416. Se cere ca solicitarea electrodinamică (Fi) plus sarcinile normale (greutate, vânt, etc.)

să nu depăşească 80% din sarcina minimă la rupere garantată. Pentru calculul exact al coeficienţilor v trebuie determinată frecvenţa proprie (f0) a

pachetului ţinând seama de influenţa pieselor intermediare: 0c fcf ⋅= (4.26)

unde: c este factor de corecţie ce ţine seama de masa mi a pieselor intermediare (conform fig.4.9); f0 – frecvenţa proprie (fundamentală) a pachetului (barei conductorului), ce se determină cu relaţia:

'b

b20 m

jEL

f ⋅γ= (4.27)

unde: E este modulul de elasticitate al materialului barei; jb – momentul de inerţie al secţiunii unei bare din pachet faţă de axa perpenticulară pe direcţia forţelor; mb’ – masa pe unitate din lungime a unei bare din pachet; K – numărul de piese intermediare din deschidere; mi – masa totală a pieselor intermediare din deschiderea L; n – numărul


94

Tabelul 4.17

Curent alternativ monofazat trifazat scurtcircuit

Relaţia Coeficientul

bifazat trifazat 4.12; 4.15 ν i, νσ fig.4.10.b fig.4.10.b fig.4.11 4.13; 4.16 νa fig.4.10.b fig.4.10.b fig.4.10.b

Tabelul 4.18. Proprietăţi fizice ale unor materiale conductoare uzuale

barelor din pachet; L, Lb, γ – conform specificaţiilor anterioare (unde Lb se determină conform fig.4.9). Frecvenţa fL a unei bare din pachet (relaţia 4.16) se calculează cu relaţiile (4.26) şi (4.27) înlocuind c=1 şi L=Lb. Valorile reale ale coeficienţilor νi, νσ şi νab în instalaţiile de curent continuu se determină cu ajutorul diagramei din fig.4.10.a iar în instalaţiile de curent alternativ conform fig.4.10.b şi 4.11. Calculul mecanic al barelor rigide, dacă nu se cunosc limitele de curgere a materialului, se face conform celor arătate anterior, cu următoarele deosebiri:


95

Fig.4.12. Îmbinarea prin şuruburi a barelor conductoare de curent

- pentru instalaţiile de curent alternativ se consideră:

1iab =ν=ν=νσ (4.28) - bara rigidă din punct de vedere mecanic dacă:

arez σ≤σ (4.29) unde rezistenţa admisibilă a materialului barelor σa este:

c1

85,0Rm

a ⋅=σ (4.30)

iar Rm – rezistenţa la rupere a materialului; c=2,5 coeficient de siguranţă. Proprietăţile fizice şi caracteristicile mecanice ale unor materiale conductoare uzuale sunt cele din tabelele 4.17 şi 4.18.

Îmbinarea barelor se face obişnuit cu şuruburi (fig.4.12) şi trebuie realizată pe o suprafaţă suficient de mare ca temperatura să nu depăşească 70 0C. În tabelul 4.19 sunt prezente modurile în care se pot face îmbinările prin suprapunere şi strângere cu şuruburi a barelor dreptunghiulare cu precizarea dimensiunilor găurilor, suprafeţelor de contact etc. pentru a realiza

suprafaţa de contact necesară. Trebuie obţinută prin strângerea şuruburilor o presiune de cca 5N/mm2.

Dacă barele rigide nu sunt dreptunghiulare se poate determina aproximativ suprafaţa necesară îmbinării prin contact, pe baza tabelului 4.19 şi a corelării curentului admisibil cu suprafaţa de contact necesară în funcţie de material. Suprafaţa de contact necesară se mai poate determina pe baza densităţii de curent admisibile j (A/mm2) care este funcţie de curent (I). Dacă contactele sunt de cupru: I<200A jCu=0,31A/mm2 I=2000A jCu=0,12A/mm2 (4.31) Dacă contactele sunt de aluminiu: CuAl j8,0j = (4.32) Dacă contactele sunt mixte (aluminiu şi cupru) se ia densitatea pentru aluminiu; în acest caz dacă îmbinarea se face în spaţii umede sau în exterior, între bara de cupru şi cea de aluminiu trebuie introduse plăci intermediare de cupal. Dacă barele se leagă la bornele aparatelor, trebuie găurite corespunzător bornelor. Se recomandă vopsirea capului şuruburilor îmbinărilor cu vopsele speciale care îşi schimbă culoarea cu temperatura (pentru controlul temperaturii îmbinărilor). Îmbinările barelor pot fi realizate şi prin sudură. La scurtcircuit variaţia de lungime a barelor ca urmare a dilatării poate fi importantă şi conduce la solicitări mecanice mari asupra izolatoarelor suport şi legăturilor de derivaţie. Ca urmare în cazul barelor de lungime mare (de ex.bare colectoare), barele se realizează din tronsoane de 10-15m, legate între ele prin piese de dilatare formate din foi, din acelaşi material cu al barelor, dispuse în pachete solidarizate la capete şi prinse în formă de Ω ca în fig.4.13, distanţa între două tronsoane se determină funcţie de dilatarea admisă la scurtcircuit.


96

Fig.4.13. Îmbinarea elastică prin piese de dilatare, între tronsoane de bare rigide

Tabelul 4.19. Găurirea barelor conductoare de curent

Alungirea specifică a barei se calculează cu relaţia: t100100

ll

∆α⋅=⋅∆ [%] (4.32)

unde: l este lungimea iniţială, în mm; ∆l – alungirea datorită dilatării termice, în mm; ∆t – deferenţa de temperatură, în 0C; α – coeficient de dilatare liniară termică (în 0C-1) (pentru aluminiu α=24.10-6 0C-1 iar pentru cupru α=17.10-6 0C-1). La o lungime a tronsonului de 10m şi diferenţa de temperatură de 200 0C rezultă o alungire foarte mare (4,8cm la o bară de aluminiu şi 3,4cm la o bară de cupru).


97

Fig.4.14. Îmbinarea prin suprapunere cu şuruburi traversante

Fig.4.15. Racorduri îndoite la aparate (pentru preluarea dilatărilor)

În cazul traseelor rectilinii lungi se mai prevăd îndoituri speciale pentru preluarea dilatărilor. După îmbinarea prin suprapunere de asemenea poate fi prevăzută îndoitură (fig.4.14). Racordurile la aparate trebuie să fie îndoite pentru a putea

prelua dilatările(fig.4.15). Dacă legăturile barelor se fac la aparate care vibrează trebuie făcute legăturile cu piese flexibile care să împiedice transmiterea vibraţiilor la alte aparate sau izolatoarelor barelor (care se pot rupe).

4.2. Conductoare neizolate flexibile Conductoarele neizolate flexibile sunt obişnuit realizate din funie de oţel, aluminiu şi mai rar din aluminiu sau aliaje de aluminiu; se mai utilizează conductoare funie din oţel, protejate prin zincare la cald sau alt procedeu împotriva coroziunii, pentru conductoarele de protecţie. Dacă atmosfera are acţiune corozivă (pe malul mării, în apropierea industriilor chimice, metalurgice, siderurgice, etc.) se folosesc materiale ce nu sunt atacate de agenţii respectivi; această măsură nu este necesară dacă se respectă distanţa minimă de protecţie faţă de sursa de contaminare a atmosferei dată de normative (5 km faţă de malul mării sau al lacurilor saline etc.). Obişnuit temperatura maximă de regim a conductoarelor flexibile este de +70 0C. Pe baza datelor climatice statistice ale regiunii de amplasare a staţiei se determină temperatura maximă a aerului exterior, considerând temperatura maximă absolută ce apare cel puţin odată la 10 ani (pentru Un ≤ 110kV) respectiv la 15 ani (pentru U>110kV); dacă lipsesc datele climaterice statistice pentru România se ia +40 0C pentru altitudini sub 700m şi +30 0C pentru altitudini peste 700m. Curenţii de durată admisibili (I’d) pentru conductoare de oţel – aluminiu, în instalaţii exterioare sunt daţi în tabelul 5.20. Curentul de durată admisibil (Id) pentru altă temperatură a conductorului (θc) şi a aerului (θa) se determină cu relaţia:

'a

'c

ac'dd II

θ−θ

θ−θ= (4.33)

unde: 'dI este curentul de durată admisibil la temperatura conductorului cunoscută ( '

cθ ) şi cea cunoscută a aerului ( '

aθ ) (de exemplu valorile din tabelul 4.20). Dacă altitudinea (H) este de peste 1000 m se foloseşte coeficientul de corecţie:

H90000

10000Cc += (4.34)

Dacă instalaţia este de tip interior, 'dI se înmulţeşte cu 0,85.


98

Secţiunea conductorului se alege ca şi la bare rigide, astfel încât curentul maxim de durată al circuitului (Imd) să fie mai mic, cel mult egal faţă de curentul de durată admisibil Ida al conductorului la temperatura maximă a aerului înconjurător: damd II ≤ (4.35) Dacă curentul maxim de durată al circuitului nu apare când aerul înconjurător are temperatura maximă, se alege o secţiune mai redusă. Dacă conductoarele sunt fasciculare se consideră o repartiţie egală a curentului între conductoarele fasciculului. Stabilitatea termică se determină pentru solicitările cele mai grele, respectiv pentru cea mai mare valoare posibilă a curentului de scurtcircuit, pentru care se calculează curentul mediu echivalent (Im). La sfârşitul scurtcircuitului se admite o temperatură maximă ( scθ ) a conductorului funie supus unei tensiuni mai mici, de 1 kgf/mm2 de 1800C - Al, 2000C – Cu, 2000C – OL, iar dacă tensiunea este mai mare de 1 kgf/mm2 de 1600C – OL- Al, 1600C – Aldrey, 1300C – Al, 1700C – Cu, 1700C – Cu, 2000C – OL. Tabelul 4.20. Sarcini de durată admisibile la temperatura maximă a conductorului de oţel-aluminiu de +700C

Curentul de durată admisibil la diverse temperaturi ale aerului, [A] Secţiunea nominală, [mm2] +300C +400C

50/80 205 175 70/12 260 225 95/15 315 270 120/21 360 310 150/25 420 360 185/32 485 420 240/40 575 493 300/50 665 575 450/75 870 750 650/85 1100 950

NOTĂ: Sarcinile admisibile indicate mai sus sunt valabile în exterior. Pentru interior ele trebuie multiplicate cu coeficientul 0,85 Temperatura conductorului la începutul scurtcircuitului ( cθ ) se consideră în general de 70 0C, iar mai exact se determină cu aceeaşi relaţie ca şi în cazul barelor rigide. Densitatea de curent admisibilă la scurtcircuit (Jt) se determină conform normativelor, la conductoarele de oţel-aluminiu, Jt referindu-se la partea de aluminiu, condiţia de stabilitate termică este aceeaşi ca la bare rigide şi anume

tm

JIs ≥ , unde: s este secţiunea conductorului

(mm2) care se referă la partea de aluminiu la conductoarele de oţel-aluminiu. Conductoarele de racord la transformatoarele de tensiune, conductoare de cuplare şi descărcătoare nu se dimensionează la stabilitate termică. Dacă tensiunea nominală este de peste 60 kV câmpul electric maxim la suprafaţa conductoarelor (Em) trebuie să fie mai mic, cel mult egal ăn raport cu tensiunea critică de efect corona (Ecor) valabilă până la H=1000m.Se folosesc aceleaşi relaţii ca la bare rigide unde însă, m≈0,82-coeficientul referitor la suprafaţa conductorului. Câmpul electric maxim la suprafaţa conductorului în cazul unui singur conductor pe fază, pentru sisteme trifazate se poate calcula cu aceeaşi relaţie aproximativă ca şi la bare rigide. Pentru conductoare fasciculare:


99

( )

⎥⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢⎢

⎣

⎡ π−

+⋅='

'

mm

a2

sin1n

r1

Ralgn3,2

13

UE (4.36)

unde conform fig.4.16: n – numărul de conductoare al unui fascicul; a’ – distanţa între două conductoare alăturate ale

unui fascicul, R

rnRR ' = - raza echivalentă a unui

fascicul de conductoare; R – raza reală a unui fascicul de conductoare. Calculul mecanic se face considerând sarcinile datorită greutăţii proprii (a conductoarelor, izolatoarelor, clemelor, etc.) chiciurei (pe toate elementele), vântului şi forţelor electrodinamice la scurtcircuit. Greutatea proprie a conductoarelor (g), lanţurilor de izolatoare cu armături şi cleme, se consideră sarcină

distribuită uniform iar a legăturilor la aparate şi a clemelor derivaţie sarcini concentrate. Greutatea chiciurei pe conductoare orizontale se calculează cu relaţia:

( ) ( ) cc

22'e 'dd'd

104d

4'd2dg γ+π=

γ

⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡ π−

+π= (4.37)

unde: d este diametrul conductorului; d’ – grosimea stratului de chiciură; 75,0c =γ - greutatea specifică a chiciurei. Greutatea chiciurei pe conductoare verticale se calculează cu aceeaşi relaţie înmulţind rezultatul cu 0,5. Greutatea chiciurei pe lanţurile de izolatoare cu capă şi tijă se calculează cu relaţia:

( ) ( ) 1c

c2

'e 10'dD'd5,1

104D

4'd2D5,1g −γ+π=

γ

⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡ π−

+π= (4.38)

unde: D este diametrul umbrelei izolatorului. Greutatea chiciurei pe izolatoare tip tijă se calculează cu relaţia 4.37 unde d este diametrul izolatorului. Sarcina datorită vântului se consideră orizontală şi se calculează pentru conductoare fără chiciură (p) respectiv cu chiciură (pc) cu relaţia:

16v

10dKp

2= ;

16v

100'd2dKp

2

c+

= (4.39)

unde v este viteza vântului; k=1,1÷1,2 – coeficient aerodinamic. Sarcina datorită vântului pe conductoare fasciculare se determină cu aceeaşi relaţie pe un singur conductor, iar pe celelalte se reduce cu 50%. Sarcina datorită vântului pe lanţuri de izolatoare cu capă şi tijă se calculează cu relaţiile:

16v

100DKp

2= ;

16v

100'd2DKp

2

c+

= (5.40)

unde: K=0,7 – coeficient aerodinamic. Sarcina datorită vântului pe izolatoare tip tijă se calculează cu relaţiile 4.40 unde D este diametrul izolatorului. Sarcina datorită vântului pe cleme, armături, etc., se calculează cu relaţia:

Fig.4.16. Dispoziţia unui fascicul de conductoare


100

Fig.4.17. Harta zonelor meteorologice din România

16vSKp

2⋅= (4.41)

unde: S – proiecţia pe un plan vertical a suprafeţei expusă vântului; K=1,2 – coeficient aerodinamic. În cazul a trei faze la distanţe egale în acelaşi plan, forţele electrodinamice la scurtcircuit (q), se determină cu relaţia:

( ) 22"

2k 10a

I04,2q −= (4.42)

unde: "3k

"2k I

23I ≈ - valoarea eficace iniţială a componentei periodice a curentului de

scurtcircuit bifazat; "3kI - valoarea eficace iniţială a componentei periodice a curentului de

scurtcircuit trifazat; a – distanţa între faze. Pentru conductoare fasciculare se consideră separat şi forţele electrodinamice între conductoarele fasciculului. Calculul mecanic se face pentru cele mai defavorabile date meteorologice statistice locale ce apar cel puţin o dată la 10 ani (pentru Un≤110kV) respectiv o dată la 15 ani (pentru Un>110kV) şi anume: aθ - temperatura maximă absolută; minθ - temperatura minimă absolută; Vc – viteza vântului când conductoarele sunt acoperite cu chiciură; vmax – viteza maximă a vântului; '

eg - greutatea depunerilor de chiciură. Dacă lipsesc datele meteorologice statistice locale, se folosesc pentru România datele din tabelul 4.21 şi harta zonelor meteorologice din fig.4.17.

Calculul mecanic se efectuează pentru stările indicate în tab.4.22 şi se cer condiţiile:


101

- rezistenţa în conductor şi armături pentru stările I, II, III, IV trebuie să fie mai mică ca 25% din rezistenţa de rupere;

- eforturile în izolatoarele de suspensie pentru stările I, II, III, IV trebuie să fie mai mici ca 25% din sarcina de încercare sub tensiune electrică;

- pentru starea V trebuie ca rezistenţele în conductor şi eforturile în izolatoarele de suspensie să nu fie mai mari ca dublul valorilor admise pentru celelalte stări;

- săgeata conductorului trebuie să fie redusă (obişnuit sub 6% din deschidere la stările I-IV), pentru a nu fi necesare distanţe neeconomice între faze.

Calculul mecanic al unei deschideri se face considerând-o formată din n intervale omogene (cu sarcină constantă şi uniform distribuită) care sunt lanţurile de izolatoare sau porţiuni de conductor între două legături la aparate sau porţiune de conductor între un lanţ de izolatoare şi o legătură la un aparat; sarcinile concentrate sunt la capetele intervalelor (fig.4.18). Tabelul 4.21. Condiţii meteorologice-limită din România

Zona meteorologică (conform hărţii) I-a I-b II Zona de munte

cu altitudine peste 1000 m

Condiţii de calcul U.M.

A B A B A B A B Minimă absolută (Qmin) 0C -30 -30 -30 -30 -30 -30 -30 -30 Când conductoarele sunt acoperite de chiciură

0C -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 Temperatura aerului

Când vântul are viteza maximă

0C -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5

Maximă (Vmax) m/s 35 40 30 35 27 35 40 44 Viteza vântului la înălţimi până la 30 m deasupra solului

Când conductoarele sunt acoperite cu chiciură (Vc)

m/s 20 20 15 17 13 17 20 22

Stratul de chiciură

Grosimea “d” a stratului de chiciură cu greutatea specifică 0,75 kgf/dm3

cm 2,3 2,5 1,7 2,3 1,3 2,0 2,5 3,0

Tabelul 4.22. Stările de calcul

Felul instalaţiei

Starea Temperatura Viteza vântului Chiciura Scurtcircuit între faze

I -300C - - - II -50C Vmax - - III -50C Vc Da - IV +700C - - - V -50C Vc Da Maxim

De exterior

VI* +150C 0,6Vmax - - I θmin - - - II +700C - - -

De interior

V -50C - - Maxim


102

Fig.4.18. Definirea elementelor de calcul la conductoarele flexibile: a – conductorul şi intervalele; b – încărcările; c – forţele tăietoare; d – momentul de încovoiere pentru grinda echivalentă

Folosind relaţiile anterioare, se calculează pentru fiecare din stările din tabelul 4.22 şi pentru fiecare interval sarcinile uniform distribuite şi cele concentrate. Pentru stările cu sarcini verticale (gv) şi orizontale (gh) se adună geometric:

2h

2v ggg += (4.43)

Sarcina totală pe un interval i (Gi) se calculează cu relaţia: iii gLG ⋅= (4.44)

unde: Li este lungimea intervalului i; gi – sarcina unitară uniform distribuită în intervaluli. Reacţiile verticale în punctele de prindere (VA, VB) se calculează cu relaţia:

∑ ∑=

−

=

+=n

1i

1n

1j

'jiA MM

L1V (4.45)

unde: L este lungimea totală a deschiderii; Mi – momentul sarcinii Gi (considerată aplicată în mijlocul intervalului i) faţă de punctul B; M’j – momentul sarcinii concentrate F faţă de B. VB se calculează cu aceeaşi relaţie dar momentele se iau faţă de A.

Se calculează forţele tăietoare (ca în cazul unei grinzi rigide) la stânga (Vis) şi dreapta (Vid) intervalului i:

Ais VV = ; 1Aid GVV −= ; 1d1s2 FVV −= ; 2s2d2 GVV −= ;

1nd,1nns FVV −− −= ;

Bnnsnd VGVV −=−= (4.46) În punctul P situat la distanţa

k

ks

gV

X = de capătul din stânga al

intervalului K, unde se anulează forţa tăietoare, săgeata este maximă. Momentul maxim faţă de punctul P (Mmax) este cel al tuturor forţelor situate la stânga sa:

fHMMMM FpGpApmax ⋅=−−= ∑∑ (4.47) unde: MAp este momentul reacţiunii VA faţă de P; ∑ GpM - suma momentelor sarcinilor uniform

distribuite din stâna punctului P faţă de acesta; ∑ FpM - suma momentelor sarcinilor concentrate din stânga punctului P faţă de acesta; H – componenta orizontală a tracţiunii în conductor; f – săgeata maximă. La capete tracţiunea în conductor este maximă (TA, TB): 2

A2

A VHT += ; 2B

2B VHT += (4.48)

Se consideră că tracţiunea maximă în conductor este egală cu H (diferenţa este mică) şi ca urmare nu se mai calculează TA şi TB. Se consideră aproximaţia că sarcinile sunt toate concentrate la capetele intervalelor, deci se determină sarcinile concentrate fictive '

iF în punctul i, la dreapta intervalului i, şi reacţiunile fictive VA şi VB cu relaţiile:


103

1iii'i G

21G

21FF +++= (4.49)

1A'A G

21VV −= ; nB

'B G

21VV −=

unde: Fi este sarcina concentrată în punctul i; Gi – sarcina totală a intervalului i; Gi+1 – sarcina totală a intervalului i+1. Se calculează momentele Mi ale tuturor sarcinilor concentrate fictive situate la stânga punctelor i în raport cu acestea: ∑−= '

Fi'Aii MMM (4.50)

unde: 'AiM este momentul reacţiunii fictive i

AV faţă de punctul i; ∑ 'FiM - suma momentelor

tuturor sarcinilor concentrate fictive din stânga punctului i, în raport cu acesta. Se calculează cantitatea Ω : "' Ω+Ω=Ω (4.51)

unde: i

1n

1i

'i MF' ∑

−

=

=Ω ; ∑=

⋅=Ω

n

1i

i21

12LG

"

Toate aceste calcule se efectuează pentru fiecare stare (tab.4.22). Dacă se cunoaşte rezistenţa în conductor σ1 la o stare 1, cu ajutorul ecuaţiei de stare se

poate imediat determina rezistenţa în conductor σ2 la o altă stare 2:

( )LS2

EE

LS2E

222

211221

213

2Ω

=σ⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡σ−θ−θα+

σ

Ω+σ (4.52)

unde: E este modulul de elasticitate al conductorului; α - coeficientul de dilatare termică al conductorului; S – secţiunea conductorului; L – lungimea totală a deschiderii; 1θ - temperatura conductorului la starea 1; 2θ - temperatura conductorului la starea 2; Pentru conductoare neomogene (Ol-Al) se calculează modulul de elasticitate echivalentă (E), coeficientul de dilatare termică echivalent (α ) şi secţiunea totală (S):

1aEaE

E 21

++

= ; 21

2211

EaEEaE

+α+α

=α ; 21 SSS += (4.53)

unde: E1 este modulul de elasticitate al elementului 1 (oţel); E2 – modulul de elasticitate al elementului 2 (aluminiu); 1α - coeficientul de dilatare termică al elementului 1; 2α -

coeficientul de dilatare termică al elementului 2; 2

1

SS

a = - raportul secţiunilor elementelor

componente. Se determină în final tracţiunea maximă în conductor, indiferent de stare, astfel încât să nu se depăşească rezistenţa admisibilă. Pentru aceasta se consideră că pentru o anumită stare se va obţine tracţiunea maximă corespunzătoare rezistenţei admisibile şi se fac calculele conform metodologiei anterioare. Se aplică ecuaţia de stare şi se determină rezistenţele pentru celelalte stări. Dacă pentru altă stare se găseşte că este necesară o rezistenţă mai mare se consideră această stare ca cea mai grea şi se refac calculele plecând de la această bază, considerând că la această stare este atinsă rezistenţa admisibilă. Aplicând ecuaţia de stare trebuie să se găsească că pentru celelalte stări rezistenţa necesară este mai mică ca cea admisibilă. În final, se determină pentru fiecare stare tracţiunile în conductor cu relaţia: SH ⋅σ= (4.54) şi apoi săgeţile corespunzătoare cu relaţia fHM max ⋅= .


104

Rezistenţa admisibilă ( aσ ) în cazul conductoarelor neomogene este cea mai mică dintre '

aσ şi "aσ :

1a1

'a E

Eσ=σ ; 2a

2

"a E

Eσ=σ (4.55)

unde: 2a1a , σσ sunt rezistenţa admisibilă a elementului 1 respectiv elementului 2 al secţiunii compuse. În afară de tracţiunea în conductor şi de săgeată, pentru dimensionarea construcţiilor de susţinere trebuie determinată şi reacţia verticală în punctul de suspensie al conductorului (ce poate fi considerată aproximativ, în toate cele cinci stări, egală cu valoarea VA – respectiv VB corespunzătoare stării III), precum şi reacţia orizontală în punctul de suspensie a conductorului, datorită vântului şi eforturilor electrodinamice la scurtcircuitele stărilor II, III şi V (W) cu relaţia:

2h

2v

h

gg

gW

+= (4.56)

unde: W este reacţiunea VA sau VB la starea respectivă; gv, gh – sarcina verticală, respectiv orizontală, uniform distribuită pe conductor.

4.3. Izolatoare Izolatoarele folosite în staţiile şi posturile electrice de transformare sunt de suspensie, suport şi de trecere. Forma izolatoarelor şi materialele folosite la realizarea lor, depinde de nivelul de izolaţie ce trebuie să-l asigure, de faptul dacă se vor monta în exterior (în aer liber) sau în interiorul unor clădiri şi de eforturile mecanice la care vor fi supuse în timpul funcţionării. Izolatoarele de suspensie trebuie să aibă un coeficient de siguranţă mecanică în raport cu sarcina medie de rupere, când instalaţia electrică este parcursă de curenţi de scurtcircuit, de minimum 2, iar la stările I, II, III, IV de minimum 4. Se consideră că efortul de tracţiune asupra izolatoarelor de suspensie, determinat pe baza calculului mecanic al conductoarelor, este aproximativ egal cu H. Izolatoarele suport şi cele de suspensie, trebuie să aibă un coeficient de siguranţă mecanică în raport cu sarcina nominală de ţinere, când instalaţia electrică este parcursă de curenţi de scurtcircuit de minimum 1,25. Izolatoarele nu admit în general eforturi de tracţiune şi ca urmare trebuie astfel montate în instalaţia electrică încât forţa Fi exercitată la scurtcircuit asupra izolatorului să fie

perpenticulară pe axul izolatorului sau dirijată în lungul său. Întreprinderea producătoare a izolatoarelor, garantează pentru acestea o forţă de ţinere F, când Fi este perpenticulară pe axul izolatorului, în funcţie de distanţa forţei faţă de capătul izolatorului (h), printr-o diagramă de forma celei din fig.4.19, unde porţiunea AB corespunde ruperii pe linia b-b’ iar porţiunea BC corespunde ruperii pe linia a-a’. La izolatoarele de trecere, curentul de sarcină maximă de durată ce trece prin izolator (I), trebuie să fie mai mic, cel mult egal cu cel nominal indicat de furnizor (In): nII ≤ .

Fig.4.19. Variaţia forţei de ţinere în funcţie de distanţa ei faţă de capătul izolatorului suport


105

Fig.4.20. Nomogramă pentru determinarea stabilităţii termice a izolatoarelor de trecere

Izolatoarele de trecere trebuie de asemenea să aibă stabilitate termică la scurtcircuit, deci curentul echivalent termic de 1 s al curentului de scurtcircuit (It sc), să fie mai mic, cel mult egal, cu cel de stabilitate termică de 1 s (Ilt), garantat de producător: ltsct II ≤ . În fig.4.20 este prezentată o nomogramă pentru determinarea stabilităţii termice a izolatoarelor de trecere, în funcţie de durata scurtcircuitului (t) şi curentul nominal al izolatorului de trecere (In), cu ajutorul căreia se pot obţine rezultate apropiate de cele reale.

Soluţii constructive pentru staţii electrice de distribuţie de MT cu mediul izolant aer

105

5. SOLUŢII CONSTRUCTIVE PENTRU STAŢIILE ECTRICE DE DISTRIBUŢIE DE MEDIE TENSIUNE

CU MEDIUL IZOLANT AER Staţiile electrice de distribuţie sunt părţi componente ale staţiilor şi posturilor electrice de transformare. În ţara noastră se construiesc pentru tensiunile de 6, 10 şi 20 kV şi sunt de tip interior.

5.1. Definiţii Conform normativelor, sunt următoarele definiţii: Staţie electrică de distribuţie, este un ansamblu de instalaţii electrice şi construcţii de la care se realizează distribuţia energiei electrice la consumatori, cu aceeaşi tensiune cu care este alimentată. Staţie de distribuţie tip reţea este staţia de 6, 10, 20 kV, din cadrul staţiilor de 110 kV/MT, care alimentează reţelele de distribuţie de medie tensiune din mediul rural. Staţie de distribuţie de tip urban este staţia de 6, 10, 20 kV, din cadrul staţiilor de 110 kV/MT, la care se racordează fideri şi distribuitoare destinate alimentării consumului casnic, edilitar din oraşe precum şi a consumatorilor industriali din perimetrul acestora. Celulă metalică prefabricată de interior este cabina metalică echipată cu aparatajul de medie şi joasă tensiune de comandă, protecţie, măsură şi semnalizare aferent unui singur circuit, utilizată în domeniul distribuţiei energiei electrice şi destinată instalării în interiorul clădirilor. Sistem de bare colectoare se numeşte ansamblul pentru toate cele trei faze ale conductoarelor unei staţii la care leagă prin aparate de conectare circuitele ce se întâlnesc în staţie. Secţie de bare colectoare, se numeşte o porţiune dintr-un sistem de bare colectoare ce poate funcţiona separat de restul instalaţiei, având conectate numai o parte din circuitele unei staţii, dar întotdeauna legată prin aparate de conectare (cuplă) la sistemul de bare colectoare.

5.2. Noţiuni generale Instalaţiile electrice de distribuţie de tip interior ce folosesc ca mediu izolant aerul, se realizează în interiorul unei clădiri şi pot fi împărţite în două mari categorii şi anume:

- instalaţii de tip deschis; - instalaţii de tip închis. Instalaţiile electrice de tip deschis au montate aparatele şi căile de curent astfel încât să

se poată face controlul vizual al elementelor componente şi sunt protejate împotriva atingerilor accidentale ale părţilor sub tensiune.

Când separarea elementelor ce aparţin unui circuit se realizează prin pereţi despărţitori plini, structura se numeşte celulară (fig.5.1) iar dacă separarea se realizează prin plase de protecţie sau bariere structura este de tip hală (fig.5.2).


106

Fig.5.1. Instalaţie de tip deschis cu structură celulară

Fig.5.2. Instalaţie de tip deschis cu structură de tip hală

Fig.5.3. Celulă de tip închis

Structura de tip hală este specifică instalaţiilor cu tensiunea de serviciu ≥ 60kV. La instalaţiile electrice interioare de medie tensiune, deoarece distanţele de izolare

sunt mai reduse se foloseşte structura celulară pentru ca un eventual arc electric să aibă efecte negative numai asupra echipamentului din circuitul în care s-a produs.

Instalaţiile electrice interioare de înaltă tensiune (110 kV şi mai mult) au distanţe de izolare mari şi un eventual arc electric are efecte negative numai la circuitul respectiv şi ca urmare circuitele nu mai trebuie separate obligatoriu prin pereţi despărţitori plini.

Instalaţiile de tip deschis trebuie să respecte în afara condiţiilor generale şi o serie de condiţii specifice.

Într-o celulă se dispun numai echipamentele unui circuit, care, trebuie astfel montate încât dacă se lucrează la un echipament al circuitului să nu trebuiască să se scoată de sub tensiune barele colectoare sau elementele altui circuit.

Toate echipamentele de acelaşi fel, trebuie montate în dispoziţii identice în toate celulele unui şir de celule, dispoziţia celulelor se face funcţie de tipul de instalaţie fără a transmite clădirii sarcini importante, iar echiparea celulelor trebuie realizată ţinând seama de dezvoltarea etapizată a instalaţiei. Dacă instalaţia este pe două nivele, la parter se aşează elemente grele şi cu dimensiuni mari iar la etaj celelalte.

Instalaţiile electrice de tip închis, sunt formate din celule prefabricate închise, astfel încât nici o parte sub tensiune a instalaţiei să nu poată fi atinsă.

Celulele pot fi capsulate (realizate din tablă de oţel ca în fig.5.3) sau blindate (realizate din fontă turnată sau piese de oţel sudate).

Obişnuit schema circuitelor primare este simplă, tensiunea este medie iar curenţii nominali şi puterile de

scurtcircuit sunt relativ reduse (2500 A, 1000 MVA).


107

Instalaţiile de tip închis faţă de cele de tip deschis, au o serie de avantaje şi anume: au dimensiuni mai mici (deci costul clădirii este mai redus), durata de execuţie este mai redusă (deoarece constă doar în fixarea celulelor pe fundaţie şi efectuarea racordurilor), riscul de accidentare a personalului de exploatare este mai redus, siguranţa în funcţionare este mai mare, restabilirea realimentării este mult mai scurtă (prin înlocuirea întreruptorului debroşabil), un defect se localizează numai la elementul defect sau la celula respectivă iar montajul poate fi făcut şi direct în exterior sau în spaţii poluate ( cu măsuri speciale pentru învelişul exterior de protecţie).

Instalaţiile de tip închis faţă de cele de tip deschis au dezavantajul că nu se poate face controlul vizual direct al echipamentelor dacă circuitul este în funcţie, nu este posibilă înlocuirea unor aparate cu altele cu alţi parametri electrici iar costul este obişnuit mai mare.

Instalaţiile de tip închis sunt folosite în special la servicii proprii ale centralelor, alimentarea consumatorilor, instalaţii fără personal permanent, instalaţii ce trebuie puse în funcţie foarte repede, instalaţii provizorii precum şi în spaţii poluate sau cu pericol de explozie.

5.3. Soluţii constructive pentru celulele de medie tensiune

ale staţiilor electrice de distribuţie de 6-20 kV Celulele de medie tensiune ale staţiilor electrice de distribuţie de 6-20 kV sunt

obişnuit realizate sub forma unor celule metalice prefabricate în care se montează echipamentul aferent unui circuit. Aceste celule metalice prefabricate sunt de obicei executate pentru interior, se amplasează într-o încăpere special amenajată în clădirea staţiei şi formează staţia de distribuţie de medie tensiune de tip interior din cadrul staţiei de transformare.

Se realizează şi celule metalice prefabricate de tip exterior la care atât cabina metalică cât şi echipamentul interior trebuie să corespundă condiţiilor de funcţionare în mediul exterior. Ansamblul unor astfel de celule formează staţia de distribuţie de medie tensiune de tip exterior din cadrul staţiei de transformare.

Obişnuit staţiile de distribuţie de tip exterior se folosesc numai pentru staţii de transformare provizorii cum sunt cele pentru alimentarea cu energie electrică a unor şantiere.

Celulele metalice prefabricate de medie tensiune de interior se construiesc în ţara noastră pentru o tensiune nominală (Unc) de 7,2 kV dacă tensiunea nominală a reţelei Unr este de 6 kV, pentru Unc=12 kV dacă Unr=10 kV şi Unc=24 kV dacă Unr=20 kV, pentru frecvenţa nominală de 50 Hz, pentru curenţi nominali între 600 A şi 4000 A conform tabelului 5.1 şi pentru putere de scurtcircuit pe bare cuprinsă între 150 MVA şi 500 MVA conform tabelului 5.2. Tabelul 5.1. Tensiunea nominală (Unc) şi curenţii nominali (Inc) ai celulelor metalice prefabricate de medie tensiune de interior fabricate în România

Tensiunea nominală, [kV] Curentul nominal, [A] 7,2 (600) 630*; 1250; 2500; 4000 12 (600) 630*; 1250; 2500; 4000 24 (600) 630*; 1250

Tabelul 5.2. Puterea de scurtcircuit pe bare a celulelor metalice prefabricate de medie tensiune de interior, fabricare în România

Tensiunea nominală, [kV] Puterea de scurtcircuit pe bare a celulei, [MVA] 7,2 150; 200; 250; 300; 400 12 250; 350; 500 24 300; 500


108

Fig.5.4. Celulă tip deschis 10-20 kV, simplu sistem de bare, variantă tip reţea.

Din punct de vedere constructiv, celulele metalice prefabricate de medie tensiune de interior pot fi de două tipuri şi anume: de tip deschis şi de tip închis.

5.3.1. Celule de distribuţie prefabricate complexe, închise în carcasă metalică,

de medie tensiune, de interior, de tip deschis

Celulele metalice de tip deschis prefabricate de medie tensiune de interior, se realizează din tablă sudată pe un schelet din profile din tablă îndoită, cu uşi pline în faţă şi plasă în spate (fig.5.4, 5.5, 5.6) şi vizibilitate directă a echipamentului.

Barele colectoare sunt rigide, dreptunghiulare, aşezate pe lat, aparent în exteriorul cabinelor metalice, la partea lor superioară cu ajutorul unor armături de prindere pe izolatoare de trecere tip interior.

Celulele metalice, prefabricate, de interior de tip deschis de medie tensiune, au două compartimente şi anume un compartiment pentru echipamentul de medie tensiune şi un altul pentru circuitele secundare.

Aceste celule se execută pe un nivel, în varianta tip reţea, putând avea dublu sistem de bare (fig.5.4) sau simplu sistem de bare (fig.5.5) şi pe două nivele realizate din module suprapuse, în varianta tip urban când se construiesc numai pentru dublu sistem de bare (fig.5.6).

Celulele de tip reţea se utilizează obişnuit la staţiile de 110 kV/MT de distribuţie rurală sau urbană, staţii ce au o putere maximă de 2x25 MVA şi cel mult 30 celule de acest tip, iar cele de tip urban la staţiile de 110 kV/MT de distribuţie urbană de maximum 2x40 MVA; se mai folosesc şi pentru realizarea instalaţiilor electrice de distribuţie de medie tensiune ale posturilor de transformare. În compartimentul pentru

echipamentul de medie tensiune (fig.5.4 şi 5.5) sunt montate separatoarele de bare tripolare de interior (STI) de 6, 10 sau 20 kV şi curent nominal corespunzător tensiunii şi curentului nominal al instalaţiei, în poziţie verticală, cu deschiderea cuţitelor în plan vertical, acţionate mecanic prin intermediul unor pârghii cu ajutorul unor dispozitive de acţionare manuală (AMI) cu manete, montate lângă întreruptor (poziţia manetei sus corespunde poziţiei închis a separatorului şi reciproc.


109

Fig.5.5. Celulă de tip deschis 10-20 kV, simplu sistem de bare variantă tip reţea

Fig.5.6. Celulă tip deschis 10 kV, dublu sistem de bare, pe două nivele, variantă tip urban

Bornele inferioare ale izolatoarelor de trecere sunt legate de ale separatoarelor de bare prin bare dreptunghiulare de aluminiu, dimensionate corespunzător curentului nominal al celulei, îndoite conform fig.5.4, respectiv fig. 5.5, pentru evitarea eforturilor mecanice asupra izolatorilor, eforturi ce pot apare datorită dilatărilor cauzate de curenţii mari de scurtcircuit.

Celelalte borne ale separatoarelor de bare sunt legate împreună (conform schemei principiale monofilare cu un singur întreruptor pe circuit), tot prin bare dreptunghiulare de aluminiu şi apoi acestea sunt legate la bornele fixe ale întreruptorului debroşabil. Legăturile se realizează prin suprapunerea şi strângerea cu buloane

transversante (ce traversează barele). Întreruptorul de medie tensiune

este debroşabil şi montat împreună cu dispozitivul său de acţionare pe un cărucior, cu blocaj mecanic ce nu permite debroşarea, respectiv scoaterea căruciorului cu întreruptor din celulă, decât dacă întreruptorul sau separatoarele sunt deschise. Pot fi prevăzute şi blocaje ale cuţitelor de legare la pământ (când există) iar la instalaţiile cu bare duble, şi blocaje în funcţie de poziţia cuplei transversale.

În spatele întreruptorului, respectiv în partea din spate a celulei de tip deschis sunt transformatoarele de curent şi de tensiune precum şi separatorul de punere la pământ al liniei în cablu electric subteran, al cărui dispozitiv de acţionare manual este plasat pe un suport pe peretele din spate al celulei.


110

Fig.5.7. Celulă de linie 10-20 kV, 630-1250 A, racord aerian, sistem simplu de bare: a – secţiune; b – vedere din faţă; c – schemă monofilară

Legătura se face la capul terminal al cablului de medie tensiune (LEC), cablu ce se pozează într-un canal de cabluri sub celulă. Toate legăturile intermediare, numite şi legături la aparate sau barete se realizează din aceleaşi feluri de bare dreptunghiulare de aluminiu.

Celulele de distribuţie prefabricate complexe, închise în carcasă metalică, de interior de tip deschis pentru staţii de transformare de 6, 10 şi 20 kV, se fabrică curent în ţara noastră pentru temperatura aerului între –10 0C şi +40 0C, umiditatea relativă maximă a aerului de 65% la +20 0C, altitudine maximă de +1000 m, mediu lipsit de gaze, vapori, depuneri bune conducătoare de electricitate sau active din punct de vedere chimic şi mediu fără depuneri mari de praf şi fără pericol de explozie.

În tabelul 5.3 este prezentată schema formării primei părţi a simbolurilor celulelor prefabricate închise, de interior, pentru staţii electrice.

Celulele se realizează cu acelaşi gabarit pentru simplu sau dublu sistem de bare, au compartimente cu pereţi laterali din tablă pe schelet metalic, în faţă au două uşi asimetrice iar în spate au uşi metalice din plasă sau din tablă şi sistemul I de bare este separat de sistemul II cu un paravan metalic. Întreruptorul este în montaj debroşabil pe cărucior până la 1250 A şi în montaj fix pe cărucior pentru 2500 A. Împotriva manevrării (deplasării greşite a întreruptorului există blocaje mecanice şi electrice. În celulele cu întreruptor de 10 kV se pot monta cinci cabluri (3x150 mm2) iar în cele de 20 kV două. Întreruptoarele sunt de tip IO-10, 20 kV/630, 1250, 2500 A, sau IUP-10 kV/630, 1000 A.


111

Tabelul 5.3

Tabelul 5.4. În fig.5.4, 5.5,

5.7 sunt prezentate diferite variante de celule de interior de tip deschis, de linie, racord în cablu (fig.5.4 şi fig.5.5) sau racord aerian (fig.5.7) echipate cu IO-10, 20 kV.


112

Fig.5.8. Celulă de tip închis 10 kV, simplu sistem de bare

Se fabrică variante pentru acelaşi fel de celule, dar echipate cu întreruptor IUP-10 kV. În ţara noastră se fabrică de asemenea celule de interior de tip deschis pentru posturi

de transformare, care se deosebesc de cele pentru staţii de transformare prin gabaritul mai mare şi lipsa oricărei compartimentări în interior. Simbolizarea lor este dată în tab.5.4. Există două variante constructive pentru celula de transformator şi două variante constructive pentru celula de linie.

5.3.2. Celule de distribuţie prefabricate complexe, închise în carcasă metalică, de medie tensiune, de interior, de tip închis

Celulele metalice, prefabricate, de interior, de tip închis de medie tensiune se realizează din tablă ambutisată (pereţii şi uşile), pe un schelet metalic din profile de tablă îndoită. Celula are şi în acest caz un compartiment pentru echipamentul de medie tensiune şi un alt compartiment pentru circuitele secundare. Compartimentul pentru echipamentul de medie tensiune este împărţit în:

compartimentul barelor colectoare, compartimentul căruciorului cu întreruptor debroşabil şi compartimentul cu restul echipamentului de medie tensiune (fig.5.8 şi fig.5.9). Spre deosebire de celulele de tip deschis celulele de tip închis au barele colectoare montate în interiorul celulei. Celula de tip închis de 10 kV cu simplu sistem de bare, are montate barele colectoare rigide, dreptunghiulare într-un plan vertical în compartimentul din stânga sus (fig.5.8) iar de aici se face legătura prin barele rigide dreptunghiulare cu bornele fixe ale întreruptorului debroşabil,

care întreruptor ocupă compartimentul din dreapta jos. Contactele fixe inferioare ale întreruptorului sunt în serie cu transformatoarele de curent (de la bornele cărora se fac legăturile în derivaţie la transformatoarele de tensiune) iar de aici la izolatoarele suport unde se face legătura cu conductoarele cablului de medie tensiune; toate aceste echipamente (cu excepţia întreruptorului) sunt amplasate în compartimentul din stânga jos. În compartimentul din dreapta sus, sunt amplasate circuitele secundare (fig.5.8). În fig.5.9 este prezentată o celulă electrică prefabricată de interior tip CI 7,2-12-24 kV; max.2500 A, (fabricaţie “Automatica S.A. Bucureşti”). Acest tip de celule pot fi în execuţie debroşabilă (cu cărucior), sau fixă (fără cărucior).


113

a b c d e f Fig.5.9. Celulă electrică prefabricată de interior tip CI 7,2-12-24; max.2500 A: a – ansamblu; b – compartimentul întreruptor; c – compartimentul circuite secundare; d – compartimentul bare generale; e – compartimentul cabluri; f – poziţii funcţionale cărucior


114

Pot fi: - celule echipate cu întreruptor pentru:

- transformator - cuplă longitudinală - linie radială - linie interconectată - motor - baterie de condensatoare

- celule de măsură pe bare - celule cu destinaţie specială

- de separare - cu descărcători - servicii interne

În fig.5.9., amplasarea compartimentelor în celulă este: - compartimentul întreruptor - în partea din faţă – jos şi conţine un cărucior

debroşabil echipat cu întreruptor cu contacte în vid sau SF6. Accesul în vederea efectuării verificărilor tehnice şi a intervenţiilor este prin faţa celulei;

- compartimentul circuite secundare - în partea din faţă – sus. Accesul este prin faţa şi pe la partea superioară a celulei;

- compartimentul bare generale – în partea din spate – sus. Mediul izolant este aerul şi accesul pri spate şi pe la partea superioară a celulei;

- compartimentul cabluri – în partea din spate – jos. Accesul la compartimentul de cabluri este posibil pe partea din faţă a celulei, prin compartimentul căruciorului, cât şi prin partea din spate a celulei, dacă este de tipul prevăzut cu uşă spate.

Toate uşile compartimentelor de medie tensiune sunt prevăzute cu dispozitive de blocare, pentru protejarea personalului în cazul unui arc electric liber în aceste compartimente. Ansamblul cărucior debroşabil echipat cu întreruptor, este prevăzut cu mecanisme de blocare mecanică şi electrică. Toate acestea permit executarea manevrelor de broşare şi debroşare după o logică prestabilită, făcând posibilă renunţarea la separator pentru separarea circuitului principal, în caz de intervenţie. Căruciorul are trei poziţii funcţionale (fig.5.9.f):

1. Poziţia de lucru – broşat şi blocat; 2. Poziţia de test – debroşat şi blocat în interiorul celulei; 3. Poziţia extras – extras în afara celulei.

Aceste poziţii funcţionale asigură protecţia personalului prin soluţia constructivă adoptată. În fig.5.10 este prezentată forma constructivă şi dimensiunile de gabarit ale acestei celule iar în tabelul 5.5. caracteristicile tehnice.


115

a b

c Fig.5.10. Forma constructivă şi dimensiunile de gabarit ale celulelor CI 7,2-12-24 kV: a - vedere din faţă; b – vedere laterală dreapta; c – dimensiuni de gabarit

Tabelul 5.5. Caracteristici tehnici celule CI 7,2-12-24 1. Tensiune nominală kV 7,2 12 24 2. Tensiune de serviciu kV 6 10 20 3. Tensiune nominală de ţinere la impuls de trăsnet pentru izolaţie: fază-pământ; fază-fază; între contactele deschise aleaparatelor de comuntaţie Izolaţia intervalului de separare: Nivel 1 Nivel 2

kVmax KVmax

40 46 70

60 70 75

95 110 145

4. Tensiune nominală de ţinere la încercare cu frecvenţa industrială de 50 Hz (valoare efectivă) pentru izolaţie: fază–pământ, fază-fază între contactele aparatelor de comutaţie Izolaţia intervalului de separare

kVef kVef

20 23

28 32

50 60

5. Curent nominal A 630-1250-1600-2500 6. Curent limită termic timp de 1 s KA/s 16 20 25 31,5 40 7. Curent limită dinamic kAmax 40 50 63 80 100 8. Frecvenţa nominală Hz 50-60 9. Rezistenţa la arc liber în interiorul celulei KA/s 25/0,3; 40/0,2 10. Grad de protecţie IP 30; IP 41 11. Clasa seismică conform IP nr.1/1984-IEPC III


116

Fig.5.11. Celulă de tip închis 10 kV, dublu sistem de bare

Fig.5.12. Celulă prefabricată 20 kV, tip CII-1-10: 1 – compartiment cărucior debroşabil; 2 – compartiment transformatoare de măsură; 3 – plecare în cablu; 4 – compartiment aparate comutaţie secundară; 5 – compartiment bare primare

În fig.5.11 este prezentată o celulă de tip închis de 10 kV, cu dublu sistem de bare. Celula are la partea superioară două compartimente pentru cele două sisteme de bare rigide dreptunghiulare aşezate pe lat într-un plan orizontal. Sub compartimentele barelor colectoare sunt două compartimente pentru cele două separatoare de bare iar în partea din faţă a celulei la acest nivel este compartimentul circuitelor secundare. Compartimentul din dreapta jos este pentru întreruptorul debroşabil, iar cel din stânga jos pentru restul echipamentului. Celulele metalice prefabricate de tip închis au la

partea superioară prinse de structura de rezistenţă, inele metalice pentru trecerea cablurilor macaralei (la operaţii de încărcare, descărcare, montare, demontare, etc.) Celulele de interior de medie tensiune prefabricate de tip închis, sunt garantate să funcţioneze la o altitudine până la 1000 m, o temperatură a mediului ambiant între –15 0C şi +40 0C, la o umiditate relativă maximă a aerului de 65% la +25 0C, iar în mod accidental 80% la +35 0C pentru celulele de tip închis şi să funcţioneze în medii lipsite de gaze, vapori corozivi sau inflamabili sau cu sare, de depuneri de praf sau fum. Celulele prefabricate metalice de medie tensiune, de interior de tip închis pot fi

pentru staţii electrice (CII) sau pentru posturi de transformare (CIP).


117

Fig.5.13. Celule medie tensiune fabricaţie Electroputere Craiova

Celulele prefabricate pentru staţii (CII) se construiesc cu simplu sau dublu sistem de bare. Izolaţia circuitelor primare de medie tensiune este obişnuit aerul la presiune atmosferică dar la celulele de gabarit redus poate fi completată parţial cu plăci sau tuburi din pertinax, sticlotextolit sau răşină epoxidică. Separatoarele sunt acţionate de dispozitive de acţionare tip AMI-9, cu cuţitele de legare la pământ de tip manetă. Sunt echipate cu blocaje mecanice cu chei speciale. Celula metalică este protejată împotriva coroziunii, este vopsită, iar unele piese sunt galvanizate. În celulele cu întreruptor de 10 kV cu gabarit normal se pot monta trei cabluri cu secţiune de 3x240 mm2, în celule speciale până la zece cabluri de 3x240 mm2, iar în cele cu gabarit redus două cabluri de 3x240 mm2, iar în cele de 20 kV două cabluri trifazate cu capete terminale în răşină.

Tabelul 5.6. Principalele caracteristici tehnice si constructive pentru celule de medie tensiune – Electroputere Craiova

5.3.3. Celule metalice prefabricate de exterior Celulele metalice sunt fabricate pentru a funcţiona la 10 şi 20 kV, singure sau asamblate în grup, în mediu exterior, în condiţii de climat temperat şi fără depuneri excesive de praf, gaze, vapori, substanţe bune conducătoare de electricitate sau active din punct de vedere chimic, neexpuse pericolului de incendiu şi de explozie şi se folosesc la posturi de transformare sau pentru secţionarea liniilor electrice aeriene. Au curent nominal de 630 A şi putere de scurtcircuit pe bare de 150 MVA la 6 sau la 10 kV şi 250 MVA la 20 kV. Pentru secţionări de linii sau posturi cu o singură unitate montată în reţea radială celulele au borne de

Standard: CEI 60298 Tensiunea nominalã kV 12 si 24 12 si 24 7,2 7,2 7,2 si 24 Curentul nominal A 630...1250 630...1250 400 400 300...800 Stabilitate la scurtcircuit kA 25 16...31,5 12/16 15 10/20 Echiparea cu intreruptor SF6 vid ulei puţin

vid ulei puţin ulei puţin

Tipul constructiv

construcţii metalice cu izolaţie în rãşină/aer

rezistente la arc electric intern

construcţii antigrizutoase

construcţii metalice cu izolaţie în porţelan (rãşinã)/aer


118

Fig.5.14. Celulă trafo 10; 20 kV, cu racord aerian

intrare-ieşire aeriană iar pentru montaj în grup cu bare selectoare cu sau fără culoar lateral de deservire. În fig.5.14 este prezentată o variantă constructivă pentru astfel de celulă metalică prefabricată de exterior. În fig.5.15 este prezentată o celulă de exterior echipată cu separator de sarcină, construcţie Automatica S.A. Bucureşti, care alimentează cu energie electrică instalaţiile utilizate în carierele de lignit. Caracteristicile tehnice sunt date în tabelul 5.7.

Tabelul 5.7. Caracteristici tehnice celulă medie tensiune 6 kV de exterior 1. Tensiune nominală 12 kV 2. Frecvenţă nominală 50 Hz 3. Tensiune de serviciu 6,3 kV 4. Curent nominal 400 A 5. Dimensiuni 1600x1000x900 6. Grad de protecţie IP 54

Fig.5.15. Celulă de medie tensiune 6 kV pentru exterior


119

Fig.5.16. Celulă de medie tensiune, de tip deschis, pe un singur nivel, utilizată în Germania

Fig.5.17. Celulă de medie tensiune de tip închis, pe două nivele, utilizată în Germania

5.3.4. Celule prefabricate de medie tensiune fabricate în alte ţări În fig.5.16 este prezentată o celulă de tip deschis de medie tensiune utilizată în Germania. Celula are la partea superioară două sisteme de bare colectoare aşezate pe izolatori suporţi, paravan despărţitori de separatoarele de bare străbătut de izolatoarele de trecere, iar la partea inferioară sunt întreruptorul debroşabil şi transformatoarele de curent. În fig.5.17 este prezentată o celulă de tip închis de medie tensiune, pe două nivele, utilizată tot în Germania. La nivelul superior sunt cele două sisteme de bare colectoare aşezate în triunghi, fiecare într-un compartiment situat la partea superioară a celulei. Se trece apoi în compartimentul distinct al separatoarelor de bare, iar de aici în cel al întreruptorului debroşabil. Trecerea la nivelul inferior se face prin transformatoarele de curent de tip de trecere, de aici este legat separatorul de bare după care este legat capul terminal al cablului, iar în derivaţie transformatoarele de tensiune.


120

Fig.5.23. Scheme de celule de tip deschis pe un nivel

5.4. Criterii pentru alegerea schemelor electrice şi echipamentului staţiilor electrice de distribuţie de 6-20 kV

Schemele electrice de conexiuni ale staţiilor electrice de distribuţie de 6-20 kV, se aleg în funcţie de modul de încadrare a staţiei în sistem (la intrarea în funcţie a staţiei şi pe o perioadă viitoare de 10-15 ani); de importanţa numărului şi puterea consumatorilor alimentaţi, de caracteristicile aparatajului, posibilităţile de realizare constructivă şi perspectiva dezvoltării reţelelor de distribuţie în următorii cinci ani (de la intrarea în funcţie a instalaţiei). Schemele electrice de conexiuni trebuie să fie cât mai simple (se evită schemele complicate ca cele cu bare dublu secţionate cu cuple longitudinale sau bare dublu secţionate cu cuple longitudinale şi transversale), cu puţine aparate de comutare pentru a avea o investiţie cât mai ieftină şi o exploatare cât mai simplă şi cu cheltuieli cât mai mici, alegerea schemei trebuind să se facă pe bază de calcule tehnico-economice comparative a câtorva variante. Schemele electrice trebuie să conducă la soluţii constructive care să aibă siguranţa

necesară în funcţionare, elasticitate în exploatare, simplitate a schemelor de protecţie şi automatizare şi să conţină elementele necesare respectării normelor de protecţie a muncii. Staţiile de distribuţie de 6-20 kV tip reţea folosesc obişnuit celule de tip închis iar cele de 20 kV, dacă schema este cu bare simple folosesc tot celule de tip închis iar dacă schema este cu bare duble se folosesc celule de tip deschis. Schemele de conexiuni uzuale ale staţiilor de tip reţea sunt cele din fig.5.23, 5.24, 5.25 şi 5.26. Schemele cu bare nesecţionate se folosesc la instalaţii de distribuţie de medie tensiune ale staţiilor de 110/MT simple cu un singur transformator; la cele cu două transformatoare se folosesc schema cu bară.


121

Fig.5.24. Scheme de celule de tip deschis, de două nivele, dublu sistem de bare


122

Fig.5.25. Scheme cu celule de 6-10 kV, de tip închis

Fig.5.26. Scheme cu celule de 20 kV de tip închis


123

a b c Fig.5.27. Bare capsulate fabricaţie Electroputere Craiova: a – bare capsulate 18 kV 6 kA; b - bare capsulate 15,75 kV 8 kA, tronson modul cot vertical; c - bare capsulate 15,75 kV 8 kA

Tabelul 5.9. Puterile de scurtcircuit recomandate (MVA) şi cele plafon ale staţiilor de distribuţie de 6-20kV

Tensiunea nominală a reţelei , kV 6 10 20 Puteri de scurtcircuit recomandate, MVA 150 200 250 Puteri de scurtcircuit plafon (cazuri de excepţie), MVA 250 (400) 350 (500) 500 (750)

simplă secţionată şi cea cu bară dublă nesecţionată cu cuplă transversală. Staţiile de distribuţie de medie tensiune tip urban folosesc obişnuit celule tip urban (tip deschis pe două nivele cu dublu sistem de bare ca în fig.5.24) precum şi celule de tip închis în aceleaşi condiţii ca şi cele de la staţii de distribuţie tip reţea. În tabelul 5.5 sunt date puterile de scurtcircuit plafon şi cele recomandate pentru staţiile de distribuţie de 6-20 kV. Dacă puterea de scurtcircuit pe bare trebuie redusă, se pot utiliza transformatoare cu tensiune de scurtcircuit mare, sau se secţionează barele colectoare sau se montează bobine de reactanţă. Soluţia se hotărăşte pe bază de calcul tehnico-economic comparând costul mijloacelor de reducere a puterii de scurtcircuit şi costul suplimentar datorat nivelului mai mare al puterii de scurtcircuit.

Se utilizează, în ultimul timp, bare capsulate prefabricate în tronsoane modul, pentru diferite configuraţii de traseu la racordarea generatoarelor, transformatoarelor bloc si a transformatoarelor de servicii proprii în centrale electrice, având tensiunile nominale de 6-10-10,5-15,75-18-24 kV si curenţii nominali de 2000...10000 A. Construcţie cu ecranare comunã (trifazatã) sau separatã (monofazatã) folosind izolatori suport din răşină sinteticã sau porţelan si spatii izolante de aer la presiunea atmosfericã sau cu suprapresiune. Sunt prevăzute cu

cleme de racordare, sisteme de : preluare a dilatării si abaterilor de montaj, legare la pământ, etc. În fig.5.27 sunt prezentate bare capsulate fabricaţie Electroputere Craiova.

Întreruptoarele utilizate pentru construcţia celulelor de medie tensiune sunt de tipul cu ulei cu mecanismele de acţionare cu resoarte sau electrice, întreruptoare cu comutaţie în SF6 sau în vid. Pentru curenţi nominali de 630 A şi 1000 A se folosesc întreruptoare tip, IUP-M 10, 20 kV acţionate cu mecanisme cu resoarte tip MRI-1. Pentru curenţi nominali de 630, 1250, 2500 şi 4000 A se folosesc întreruptoare tip IO-10 pentru 20 kV şi curenţi nominali de 630,

a b Fig.5.28. Întreruptor cu comutaţie în SF6: a – cărucior; b - întreruptor


124

1250, 2500 A şi curent de rupere 12 kA la tensiunea nominală de 24 kV, întreruptorul IO-20 kV; întreruptoarele tip IO-10, 20 kV de 630 A sunt acţionate cu mecanisme MRI-2 iar cele cu un curent nominal de 1250, 2500 şi 4000 A cu mecanisme MRI-3. Se preferă celulele cu întreruptoare tip IO. Celulele electrice de medie tensiune echipate cu întreruptoare cu comutaţie în SF6 sau în vid au o fiabilitate sporită datorită, în primul rând, datorită ratei defectelor mult mai scăzută decât întreruptoarele cu ulei puţin. Fiabilitatea sporită a celulelor electrice se datorează şi echipării lor cu izolatoare din răşină în locul izolatoarelor de porţelan, folosirii blocurilor de contact din răşină epoxidică care au o rezistenţă mecanică superioară şi o linie de fugă mărită.

Tabelul 5.10. Principalele caracteristici tehnice si constructive ale întreruptoarelor în SF6

Tensiunea nominalã kV 7,2 12 17,5 24 (27,5) 42 Curentul nominal A 3150 630 1250 2500 4000 1250 2500 630 1250 1250 1250 Capacitatea de comutatie kA 50 25 16 25 25 25 25 12 12 16 16

25 31,5 20 16 31,5 20

Sistemul de comutatie SF6 Sistemul de actionare dispozitiv cu arcuri si motor electric Întreruptoarele cu comutaţie în vid avansat cunosc generalizarea în reţele de medie tensiune (6-35 kV). Pentru aceste tensiuni, întreruptoarele construite au curenţi nominali de până la 2500...3000 A şi pot atinge valori ale capacităţii nominale de rupere la scurtcircuit de 25...40 kA la 12 kV, în perspectivă tinzându-se spre 40...100 kA pentru tensiunea de 13,8 kV. Întreruptoarele cu vid constituie surse de perturbaţii electromagnetice deoarece funcţionarea acestora este însoţită, la deconectare, de supratensiuni de comutaţie mai mari decât cele întâlnite la alte echipamente. Limitarea acestor supratensiuni este posibilă prin utilizarea unor elemente de protecţie cum sunt grupurile RC sau descărcătoarele ci oxizi metalici. Tehnicile moderne de comutaţie în SF6 şi vid avansat permit realizarea unor echipamente cu parametri performanţi şi cu indicatori de fiabilitate deosebit de înalţi. Elocvente în acest sens sunt datele din tabelul 5.11 referitoare la întreruptoare de producţie europeană de 24 kV. Tabelul 5.11. Caracteristici întreruptoare de producţie europeană

Tipul întreruptorului Ulei puţin SF6 vid Deplasarea contactelor, mm 150 50 14 Viteza contactelor la deschidere, m/s Numărul de întreruperi până la revizie:

- la curent nominal - la capacitate de rupere

500...1000 6...10

104 20...30

2.104 50...100

Anduranţa mecanică, cicluri I-D 104 104 2.104 Periodicitatea reviziilor, ani 1...3 10 10 Preţ orientativ, % 100 130 160

Înlocuirea echipamentelor tradiţionale cu cele moderne, cu comutaţie în SF6 şi vid avansat este în plină desfăşurare. Ponderea întreruptoarelor cu ulei puţin în instalaţiile de medie tensiune a scăzut la mai puţin de 20%, restul fiind ocupat de întreruptoare cu SF6 (circa 50%), respectiv cu vid (peste 30%).


125

Separatoarele utilizate pentru construcţia celulelor de medie tensiune sunt de tipul STI la celulele de 630 A, STL la celulele de 1250 A, STIP la plecările aeriene ale celulelor deschise tip reţea şi la plecările aeriene ale celulelor tip urban şi sunt acţionate manual cu dispozitive cu manete tip AMI-10 sau cu roată melcată tip AMI-11. Separatorul de linie rotativ tip AR şi cel de sarcină tip AM poate fi montat în celula CMT-PT (fabricaţie Automatica S.A. Bucureşti). Separatorul rotativ (fig.5.29) este folosit în combinaţie cu siguranţe pentru protecţia transformatoarelor de măsură sau în combinaţii cu întreruptorul HAD. Tabelul 5.12. Caracteristici tehnice separator rotativ

Separator tip AM AR Tensiunea nominală, kV 24 24 Tensiunea de încercare (50-60 Hz/1 min) între fază şi pământ şi între faze, kV

50 50

Tensiunea de ţinere la impuls între fază şi pământ şi între faze, kV

125 125

Frecvenţa nominală, Hz 50-60 50-60 Curentul termic nominal, A 400/630 630/800

/1250 Capacitate de rupere, A - sarcină activă principală - transformator în gol - cabluri, linii neîncărcate - circuite inel

400/630 4...16 25 400/630

Curentul nominal de scurtă durată admisibil (1s), kA

12,5-16 12,5-16-20-25

Curentul de vârf, kA 31,5-40

În fig.5.30 sunt prezentate separatoare tripolare fabricaţie Electroputere Craiova care sunt utilizate pentru echiparea celulelor deschise sau închise (prefabricate) destinate staţiilor electrice de 3,6...42 kV. În tabelul 5.13 sunt arătate caracteristicile tehnice ale acestora iar în tabelul 5.14 sunt prezentate caracteristicile tehnice ale separatoarelor de sarcină.

Tabelul 5.13. Caracteristici tehnice separatoare fabricaţie Electroputere Craiova

Tensiunea nominalã kV 3,6 12 24 42 12 24 42 Curentul nominal A 1250...6300 400...6300 400...1250 400 1250 Stabilitatea la scurtcircuit kA 25...40 15...60 31,5 16 31,5 Functionare, la: interior exterior

Sistemul de actionare manual sau dispozitiv cu motor electric

Fig.5.29. Separator rotativ

a b Fig.5.30. Separatoare tripolare fabricaţie Electroputere: a – eparator tip ETP 24 kV; b - separator tip ETS 24 kV-400 A ,cu senzori de curent şi tensiune incluşi


126

a b Fig.5.31. Transformatoare de curent fabricaţie Electroputere Craiova: a – tip CES 24 kV, cu izolaţie în ulei; b – tip CIRSo 24 kV, cu izolaţie în răşină

a b Fig.5.32. Transformatoare de tensiune fabricaţie Electroputere Craiova: a – bipolar de exterior, tip TEBU 24 kV, cu izolaţie în ulei; b – monopolar de interior tip TIRMi-C 24 kV, cu izolaţie în răşină

Cuţitele de legare la pământ se montează în toate celulele cu racord în cablu şi trebuie să fie verificate la scurtcircuit. Transformatoarele de curent din celulele staţiilor de distribuţie de 6-20 kV au izolaţie din răşină epoxidică şi pentru curenţi nominali până la 630 A inclusiv sunt de tip suport CIRS-10, 20 kV iar pentru curenţi nominali de peste 630 A sunt de trecere tip CIRTo, 0,1 s-10, 20 kV. Se montează pe trei faze în celulele de linie şi transformator şi pe două faze în celulele de condensatoare, servicii proprii şi cuplă. Transformatoarele de tensiune au izolaţia de asemenea din răşină epoxidică şi sunt monofazate de tip TIRMo-6, 10, 20 kV montaj trifazat în celule de măsură a fiecărei secţii de bare şi bifazate tip TIR-6, 10, 20 kV montate în celulele liniilor interconectate pentru semnalizarea prezenţei tensiunii. Tabelul 5.14. Caracteristici tehnice separatoare de sarcină fabricaţie Electroputere Craiova

În fig.5.31 şi 5.32 sunt prezentate transformatoare de curent, respectiv de tensiune, fabricaţie Electroputere Craiova, utilizate pentru echiparea tablourilor si celulelor închise prefabricate destinate instalatiilor electrice de 0,72...42kV. În tabelele 5.15 şi 5.16 sunt prezentate caracteristicile tehnice ale acestora.

Tensiunea nominalã kV 12 24 24 Curentul nominal A 400 200 400

400 600

Stabilitatea la scurtcircuit kA 10 10 10 16 16

Sistemul de comutatie, dupã caz: fantã îngustã autocompresie în aer autocompresie în SF6

Sistemul de actionare manual si resort motor electric si resort

Functionare, la: interior exterior telecomandat


127

Ţinând seama de scăderea substanţială a consumurilor pe partea secundară prin aparatura de măsură şi protecţie cu puteri proprii reduse sau chiar 0 în cazul celor digitale, se poate spune că până la informatizarea completă a echipamentelor de medie tensiune pe bază de senzori şi eliminarea astfel a transformatoarelor de măsură, o nouă generaţie de transformatoare de măsură bazate pe izolaţie composită şi gaz SF6 va lua locul celei din răşină epoxidică.

Tabelul 5.15. Caracteristicile tehnice ale transformatoarelor de curent fabricaţie Electroputere Craiova

Tabelul 5.16. Caracteristicile tehnice ale transformatoarelor de tensiune fabricaţie Electroputere Craiova

În fig.5.33 se prezintă construcţia transformatoarelor tip TEHB-24 destinat montajului exterior în consolă pe stâlpii reţelei de 24 kV. Acest transformator este în general solicitat în Canada şi în ţări din Asia. Izolaţia internă este gazul SF6 şi folie sintetică pentru izolaţia înfăşurării primare. Supratensiunea de SF6 este relativ mică, în general sub 2 bar. Pentru construcţia în serie mare se va renunţa la cuva demontabilă (pentru a reduce riscul pierderii de gaz în locurile cu garnituri) recurgându-se la construcţia sudată.

Tensiunea nominalã kV 0,72 12 24 42 Curentul nominal primar A 5...15000 30...6300 30...2000 300...600

2x(50...600) 2x(50...600) 2x(15...600) Curentul nominal secundar A 1 sau 5 1 sau 5 1 sau 5 5 Stabilitatea la scurtcircuit kA 0,3...180 40/60 16/20/40 40 Puterea secundarã VA 2,5...30 10...60 7,5...50 30...50 Clasa de precizie 0,5/1/2/3 0,5/1/10P 0,5/10P 0,5/5P

Tipul constructiv suport de trecere suport de trecere suport suport

Sistemul de izolatie bachelitã rãsinã rãsinã rãsinã

rãsinã ulei ulei SF6

Tensiunea nominalã primarã kV 0,10 - 0,76 3...30 3/31/2...30/31/2

Tensiunea nominalã secundarã kV 0,10;0,10/31/2 0,1;0,1/31/2;0,1/3 0,22

Puterea secundarã VA 15...250 30...600 Clasa de precizie 0,5/1/3/1P/3P 0,5/1/3/3P/6P

Tipul constructiv inductiv inductiv bipolar monopolar

bipolar Sistemul de izolatie hârtie rãsinã

rãsinã ulei SF6


128

Izolatorii de medie tensiune sunt din material composit care conferă acestei construcţii o bună rezistenţă la acte de vandalism atât de frecvente în special pe reţelele de medie

tensiune. În fig.5.34 se prezintă comparaţia dintre transformatoarele TEHB-24 şi cel similar din punct de vedere al caracteristicilor electrice dar cu izolaţia hârtie-ulei (TEBUS-24). În sistemele energetice moderne, unde principiile de măsură, protecţie şi comandă sunt cele neconvenţionale, se utilizează materiale şi tehnologii noi. O componentă importantă a sistemelor moderne sunt şi transformatoarele de măsură neconvenţionale, TMN, ele fiind legate într-un lanţ de protecţie, măsură şi control

modern. În aceste sisteme, suportul de transmisie a informaţiilor între partea primară şi cea secundară este fibra optică, iar mai departe către elementele de comandă – decizie se utilizează fibra optică, cablul coaxial, circuitele telefonice simple sau comutate. Toate acestea sunt înglobate cu ajutorul electronicii în sisteme integrate de tip SCADA. Tendinţa actuală de dezvoltare este cea de integrare a funcţiilor echipamentului secundar la nivelul unei celule şi transferul funcţiilor de comandă şi control la nivele superioare, staţie, dispecer. Echipamentele primare neconvenţionale au dezvoltate pe lângă funcţiile tipice şi funcţii suplimentare de conversie analog-digitală, transmisie de date, automatizare proprie şi de sistem, comandă, control. TMN bazate pe principii inductive, capacitive sau rezistive sunt realizate pentru puteri mici datorită condiţiilor de izolaţie, ceea ce face ca acestea să fie utilizate în domeniul

tensiunilor joase şi medii. TMN utilizate în prezent pe plan mondial sunt:

- senzor combinat curent-tensiune bazat pe cordonul Rogowski pentru curent şi divizor capacitiv sau rezistiv pentru tensiune;

- transformator optic digital de curent bazat pe cordonul Rogowski;

- senzori bazaţi pe efecte optice: - senzor de curent bazat pe

efectul Faraday; - senzor de tensiune bazat pe

efectul piezo-electric. Descărcătoarele sunt de tipul DRVS cu

Fig.5.33. Transformator de măsură tip TEHB-24: a-cuva metalică; b-ansamblu părţi active; c-izolator composit; d-bornă primară; e-cutia de borne secundare; f-izolaţia SF6; g-sistem prindere pe stâlp în consiolă

a b Fig.5.34. Comparaţie transformator TEHB-24 (a) cu izolaţie SF6 (masa 31 kg) şi TEBUS-24 (b) cu izolaţie hârtie-ulei (masa 95 kg)


129

Fig.5.35. Dispoziţii constructive pentru staţii de distribuţie de 6-20 kV cu celule tip reţea

rezistenţă variabilă şi rezistenţă de şuntare, în cazuri speciale, justificate tehnico-economic, putându-se utiliza şi descărcătoare cu rezistenţa variabilă şi suflaj magnetic.

5.5. Soluţii constructive pentru staţii electrice de distribuţie de medie tensiune

Staţiile electrice de distribuţie de 6-20 kV se execută obişnuit în clădiri, iar celulele se aşează pe un şir, când au gabarit redus şi nu rezultă lungimi exagerate pentru clădire, sau pe două şiruri. Clădirea trebuie să asigure anumite condiţii de mediu şi de montaj al celulelor. În interiorul clădirii unde sunt montate celulele instalaţiei electrice de distribuţie de medie tensiune trebuiesc asigurate nivelurile de temperatură admise de echipament (deoarece personalul nu desfăşoară în aceste clădiri activitate permanentă). Asigurarea temperaturii necesare funcţionării normale a echipamentului din sălile unde sunt montate celulele instalaţiei electrice de distribuţie de medie tensiune se realizează, de regulă, numai prin sisteme de încălzire locală (de obicei electrică). Pentru montajul celulelor şi pentru exploatare trebuie asigurat accesul în încăpere, uşi cu deschidere liberă spre exterior, planeitatea pardoselii, spaţii pentru manevrarea celulelor la montare, spaţii pentru exploatare (coridoare de manevră, supraveghere şi circulaţie), spaţii pentru întoarcerea barelor colectoare (când celulele sunt pe două şiruri) şi acces între sala de conexiuni şi corpul de comandă. Pentru plecările în cabluri, trebuie prevăzute canale de cablu cu plăci de beton


130

Fig.5.36. Dispoziţii constructive pentru staţii de distribuţie de 10 kV cu celule tip urban (pe două nivele)

prefabricate sau din tablă striată la partea superioară, cu tuburi de protecţie a cablurilor la trecerea prin zid, tuburi ce se montează cu materiale incombustibile împiedicând intrarea apei în canalele de cabluri. În afara canalelor de cabluri de forţă sunt necesare şi canale de cabluri pentru circuitele secundare. Dacă sunt racorduri aeriene, trebuie realizată trecerea izolantă cu izolatoare tip trecere interior-exterior şi cu păstrarea distanţelor impuse de normative. Clădirea staţiei de distribuţie trebuie prevăzută în afară de iluminat local din fiecare celulă cu iluminat general al culoarelor cu un nivel de 150 lx. Clădirea trebuie să aibă în cazul utilizării celulelor de tip deschis elemente de construcţii auxiliare pentru susţinerea barelor colectoare de alimentare, a stelajelor pentru întoarcerea barelor şi a paravanului despărţitor între sistemele de bare precum şi pentru fixarea celulelor de tip deschis şi a centurii de legare la pământ. În fig. 5.35, 5.36 sunt prezentate câteva dispoziţii constructive pentru staţii electrice de distribuţie de 6-20 kV.

La staţiile electrice de transformare de 110 kV/MT racordurile instalaţiei de distribuţie de medie tensiune la transformatoarele exterioare pot fi capsulate dacă zona este poluantă. Plecările de medie tensiune sunt obişnuit în cabluri subterane. Staţiile electrice de medie tensiune de tip interior sunt protejate împotriva atingerilor directe prin asigurarea de izolare şi de protecţie impuse de normative, prin paravane despărţitoare, la celulele de tip deschis, între sistemele de bare colectoare şi prin plase de


131

Fig.5.37. Categorii de instalaţii de tip deschis în funcţie de valoarea curenţilor de scurtcircuit şi tensiunea de serviciu

protecţie sub barele colectoare în dreptul uşilor de acces, al celulelor la transformator cu racord aerian şi în dreptul întoarcerii aparent a barelor. Împotriva atingerilor indirecte personalul este protejat prin racordarea la instalaţia de legare la pământ a tuturor construcţiilor metalice din staţia electrică de medie tensiune de tip interior, care pot fi puse sub tensiune accidental (părţile metalice ale celulelor, părţile metalice ce nu sunt în mod normal sub tensiune ale aparatelor din celule, etc.). Staţiile electrice de distribuţie de 6-20 kV, trebuie prevăzute, de la realizare, cu materialele tehnice şi produsele necesare combaterii incendiilor conform normativelor.

5.5.1. Soluţii constructive pentru staţii electrice de distribuţie de medie tensiune, de tip deschis

Soluţiile constructive pentru staţiile electrice de distribuţie de medie tensiune, de tip deschis sunt diferite în funcţie de clasa instalaţiei, clasă de depinde de curentul maxim de scurtcircuit şi tensiunea de serviciu, conform fig.5.37.

În funcţie de tensiune, aceste staţii sunt de mică putere, clasă A (curenţi maximi de scurtcircuit, Im.sc.=10÷15 kA), putere mijlocie, clasă B (Im.sc.=20÷30 kA), mare putere, clasă C (Im.sc.=40÷60 kA) şi foarte mare putere clasă D (Im.sc.=40÷60 kA). La instalaţiile de clasă A nu este necesar perete despărţitor între bare şi separatorul de bare deoarece, un eventual arc electric se deplasează greu, dar sunt necesari pereţi incombustibili între sistemele de bare colectoare (dacă sunt două). La instalaţii de clasă B trebuie pereţi despărţitori incombustibili orizontali sau înclinaţi în sus între barele colectoare şi separatoarele de bare, trecerea făcându-se cu izolatoare de trecere. La instalaţii de clasă C şi D trebuie pereţi despărţitori incombustibili a separatoarelor de bare atât faţă de barele colectoare cât şi faţă de întreruptor. Compartimentul circuitelor secundare la toate instalaţiile (clasă A-D) este separat de restul

celulei prin pereţi despărţitori plini , incombustibili. În spatele celulei, în dreptul întreruptorului la instalaţii de clasă B-D, se folosesc uşi metalice pentru protecţia personalului împotriva arcului electric. Personalul este protejat împotriva radiaţiilor directe ale arcului electric prin închiderea spaţiului unde se poate produce arcul (reducând însă posibilităţile de control vizual) sau prin ferestre de sticlă incasabilă. La apariţia unui arc electric în celulă apare o suprapresiune a cărei valoare se limitează prin dimensionare corespunzătoare a secţiunii de evacuare a gazelor la care trebuie să reziste pereţii despărţitori.


132

Fig.5.38. Instalaţii de tip deschis cu bare simple. Dispoziţii constructive folosite în Germania

Fig.5.39. Instalaţii de tip deschis cu bare duble. Dispoziţii constructive folosite în Germania

Fig.5.40. Instalaţie de 6-10 kV cu bare duble, cu bobine de reactanţă jumelate pe grupe de plecări: 1 – secţiune; 2 – schema de umplere; 3 – plan parter

Se folosesc blocaje mecanice pentru evitarea apariţiei arcului electric în timpul manevrelor şi timpi scurţi de funcţionare a protecţiei. Între polii separatorului de bare deschis trebuie să existe posibilitatea introducerii unei plăci izolante de separaţie pentru a se putea

lucra în celulă când barele rămân sub tensiune. Instalaţiile de tip deschis sunt obişnuit realizate pe un nivel la clasa A şi uneori la clasa


133

Fig.5.41. Instalaţie de 6-10 kV, cu bare simple, cu bobine de reactanţă jumelate pe transformatoare: a –secţiune; b - plan

B, iar în celelalte cazuri pe două nivele. Dimensiunile celulei depind de tipul şi gabaritul aparatelor folosite, modul de fixare a întreruptorului (fix sau pe cărucior debroşabil), schema de conexiuni primară şi parametrii electrici de funcţionare. Instalaţiile de tip deschis pot fi realizate şi prin montajul fix în celulă al aparatelor, ceea ce necesită în celulă un spaţiu de întreţinere, deci pas de celulă mare. Dacă însă întreruptorul se aşează pe un cărucior debroşabil, se reduc atât spaţiul cât şi pasul celulei, precum şi timpul de lichidare a unei defecţiuni (sau pentru o revizie), care este doar cel necesar pentru înlocuirea întreruptorului debroşabil defect cu altul în perfectă stare de funcţionare, în rezervă în clădirea staţiei electrice. Pereţii celulelor se executau în trecut din zidărie de cărămidă sau beton armat şi susţineau şi aparatele celulei. În prezent se execută obişnuit din profile metalice din oţel sau tablă de oţel ambutisată, plăcile de separaţie trebuie să reziste la solicitările mecanice şi efectele arcului electric. Execuţia celulelor de tip deschis nu se mai face la faţa locului ci în întreprinderi specializate şi astfel s-a îmbunătăţit calitatea celulelor şi s-a redus mult volumul de lucru pe şantier.


134

Fig.5.42. Instalaţie de 6-10 kV cu bare duble,

cu bobine de reactanţă, pe grupe de două plecări, tipizată în România: 1 – secţiune; 2 –plan etaj; 3 – plan parter; 4 – schema principală monofilară.

În fig.5.38 şi 5.39 sunt prezentate unele soluţii constructive folosite în Germania pentru staţii de distribuţie de medie tensiune cu simplu sistem de bare (fig.5.38) şi cu dublu sistem de bare (fig.5.39). Soluţiile constructive ale staţiilor de distribuţie de medie tensiune de tip deschis cu bobine de reactanţă depind de poziţia bobinei din schema de conexiuni primare (ce poate fi plasată între separatorul de bare şi întreruptor sau după întreruptor), de tipul ei (simplă sau jumelată) şi dacă sunt individuale sau pe grupe de plecări. O soluţie constructivă pentru schema cu bobine de reactanţă jumelate pe grupe de plecări şi întreruptor pe priza mediană este prezentată în fig.5.40 cu instalaţia pe trei niveluri. La ultimul nivel sunt amplasate barele colectoare şi separatoarele de bare, la nivelul doi întreruptoarele iar la parter bobinele de reactanţă jumelate şi celulele prefabricate de tip închis de racord la reţeaua de distribuţie. Partea de construcţii are un volum relativ mare, realizarea clădirii în sistem modular este dificilă şi apar spaţii nefolosite la parter.

La folosirea de bobine de reactanţă jumelate pe transformatoare, se poate utiliza o clădire simplă pe un singur nivel cu celule de clasă A sau B de tip închis sau deschis ca în exemplul din fig.5.41 (cu celule prefabricate de tip închis). Dacă bobina de reactanţă este montată între separatorul de bare şi întreruptor, fiabilitatea este mai mare, iar instalaţia cu bobine de reactanţă pe grupe de plecări sau individuale se realizează obişnuit pe două niveluri, ca în exemplul din fig.5.42, ce prezintă o soluţie constructivă folosită în ţara noastră pentru instalaţii de clasă D. Pentru o celulă de linie la etaj sunt montate cele două sisteme de bare colectoare verticale (cu pereţi despărţitori) şi separatoarele de bare (în compartimente de separaţie faţă de barele colectoare şi restul


135

Fig.5.43. Evoluţia dimensiunilor instalaţiilor de tip închis capsulat

Fig.5.44. Diverse tipuri constructive de celule închise

aparatelor), iar la parter sunt montate suprapuse bobinele de reactanţă şi în faţa lor celulele prefabricate de tip închis cu restul aparatelor. În partea din stânga a secţiunii (fig.5.42) este prezentată soluţia constructivă pentru o celulă de transformator. Utilizarea completă a spaţiilor din interiorul clădirilor staţiilor de distribuţie de medie tensiune cu bobine de reactanţă este dificil de realizat deoarece echipamentele folosite au gabarit mult diferite şi ar fi necesar să se adopte celule cu pas inegal.

5.5.2. Soluţii constructive pentru staţii electrice de distribuţie de medie tensiune, de tip închis

Staţiile de medie tensiune de tip închis sunt mult utilizate în special la cele de puteri reduse, de clasă A şi B. Aceste instalaţii pot fi realizate cu conductoare (bare) neizolate ceea ce asigură o bună răcire şi protecţie împotriva arcurilor electrice datorită distanţelor de izolaţie mai mari, sau cu conductoare izolate suplimentar cu un strat de izolant solid, ceea ce reduce dimensiunile celulelor. Celulele pot fi realizate din compartimente cu legături între ele prin izolatoare de trecere, în fiecare compartiment fiind un echipament (barele colectoare, separatoare,

întreruptorul, etc.) precum şi un compartiment pentru circuitele secundare, fără compartimente când legăturile între aparate sunt directe, ca la celulele de tip deschis, sau pot fi realizate cu compartimentare parţială. Celulele cu compartimente pot avea pereţi despărţitori, respectiv carcase din fontă sau oţel sudat (caz în care celulele devin de tip blindat şi pot fi folosite şi alte medii izolante decât aerul), din tablă (soluţia cea mai utilizată) din mase plastice sau plase metalice.


136

Aparatele din celule pot fi montate fix, ca la unele celule de tip deschis sau o parte este mobilă, montată pe cărucior pe care se află întreruptorul debroşabil şi uneori şi alte aparate (transformatoare de curent, de tensiune, etc.) cu blocaje sigure împotriva unei debroşări greşite (sub sarcină) şi măsuri speciale împotriva atingerii părţilor sub tensiune după scoaterea căruciorului (cum sunt obloane basculante ce închid accesul spre elementele fixe sub tensiune când căruciorul este scos). Echipamentul folosit poate fi de tip obişnuit, ca la instalaţii de tip deschis sau special executat pentru celule de tip închis pentru simplificarea instalaţiilor şi reducerea la minim a gabaritului ei. Soluţiile constructive folosite în prezent în mod obişnuit sunt cu întreruptor debroşabil. Ceea ce a redus mult volumul instalaţiei (la cca 30% din al unei instalaţii de tip deschis), iar dacă celulele se realizează cu bare izolate volumul scade la 12%, conform fig.5.43. Celulele de tip închis capsulate, conform fig.5.44 pot fi realizate în diferite variante constructive:

a) cu bare simple, întreruptor debroşabil cu separare cu contacte tip fişă; b) cu bare simple, întreruptor debroşabil, cu separator de bare în compartimentul

barelor colectoare şi separator de linie (soluţie puţin utilizată); c) cu dublu sistem de bare, două întreruptoare pe circuit, ambele debroşabile, ce

poate fi obţinut prin lipirea a două celule de tip A. Se aplică numai la instalaţii foarte importante datorită costului foarte ridicat, cost ce se poate reduce dacă nu se montează în toate celulele ambele întreruptoare;

d) cu dublu sistem de bare, întreruptor debroşabil şi separatoare de bare fixe, în compartimentele barelor.


137

Fig.6.1. Scheme electrice de alimentare a bateriilor de condensatoare şunt de medie tensiune: a – baterie cu 1 treaptă; b – baterie cu 2 trepte cu celulă generală; c – baterie cu 3 trepte cu celulă generală; d – baterie cu 3 trepte fără celulă generală; e – baterie cu 2 trepte fără celulă generală

e

6. BATERII DE CONDENSATOARE ŞI BOBINE DE REACTANŢĂ

6.1. Baterii de condensatoare Bateriile de condensatoare (şunt), se montează obişnuit în instalaţiile trifazate de medie tensiune ale staţiilor coborâtoare de 110 kV/MT în conexiune stea când sistemul energetic din zonă prezintă regim deformant sub 5%; pentru modificarea (reglajul) circulaţiei

de putere reactivă se folosesc una sau mai multe trepte de puteri egale ce se comută manual sau automat. O instalaţie de condensatoare este un ansamblu de instalaţii electrice, format din bateria de condensatoare, celulele de medie tensiune de alimentare, cablurile de racordare şi dulapurile de comandă şi protecţie. Bateria de condensatoare (sau baterie, treaptă) este un ansamblu de unităţi monofazate racordate între ele electric şi formează un sistem de conexiuni trifazate. Un condensator (sau unitate) este un ansamblu format din unul sau mai multe elemente aşezate într-o singură cuvă şi legate la bornele de ieşire. Un element de condensator (sau element) este partea invizibilă a unui condensator, formată din armături separate printr-un dielectric. Prin nivel de izolaţie al unei baterii de condensatoare se înţelege o

a b c

d


138

a b Fig.6.2. Conexiuni ale bateriilor de condensatoare: a - conexiune dublă stea cu neutrele izolate faţă de pământ; b –conexiune în stea simplă (nefolosită) Fig.6.3. Schema de conexiuni a bateriilor de condensatoare

cu mai multe unităţi pe fază

combinaţie a valorilor tensiunilor de încercare la frecvenţă industrială şi la impuls ce caracterizează aptitudinea izolaţiei de a suporta solicitările dielectrice între bornele de ieşire ale bateriei şi părţile metalice legate la pământ. Puterea nominală a condensatorului (Qc) este puterea reactivă la tensiunea nominală şi la frecvenţa nominală, pentru care a fost realizat condensatorul. O celulă generală de MT, este o celulă de condensator, racordată direct la bornele principale ale staţiei de distribuţie şi destinată alimentării unei baterii de condensatoare cu mai multe trepte de putere. O celulă de treaptă de medie tensiune este o celulă de condensator, racordată direct la bornele principale ale staţiei de distribuţie şi destinate alimentării unei baterii de condensatoare cu mai multe trepte. În fig.6.1 sunt prezentate diferite scheme electrice de alimentare a bateriilor de condensatoare pentru celule generale şi de treaptă.

6.1.1. Schemele electrice de alimentare şi de conexiuni ale bateriilor de condensatoare

Bateriile de condensatoare de medie tensiune (6, 10, 20 kV) pot fi cu una, două sau maximum trei trepte, cu sau fără celulă generală şi sunt alimentate prin cablu de la celulele de condensator ale instalaţiei de distribuţie de medie tensiune, celule echipate cu diverse aparate, conform fig.6.1. Se foloseşte sau nu celulă generală funcţie de spaţiul disponibil în clădirea staţiei de distribuţie de medie tensiune şi de rezultatul comparaţiei tehnico-economice a celor două variante. Celula generală poate avea celule de treaptă echipate cu întreruptor (fig.6.1.a)

sau contactor (fig.6.1.b,c). Bateriile de condensatoare trifazate şunt de medie tensiune se amplasează obişnuit în exterior (cu excepţia cazului când zona are grad ridicat de poluare) şi conexiunea lor se face de obicei în dublă stea cu neutrele izolate faţă de pământ, cu transformator de curent pe legătura dintre neutru (ce alimentează o protecţie diferenţială împotriva defectelor interne din condensatoare), conform fig.6.2.a. Nu se realizează conexiunea în stea simplă a bateriilor de condensator (fig.6.2.b) deoarece la defecte interne în unităţi nu poate fi asigurată protecţia. Dacă tensiunea unui condensator este inferioară tensiunii nominale a reţelei, se conectează în serie pe fază mai multe unităţi iar dacă trebuiesc puteri mai mari decât cele corespunzătoare unităţilor, acestea se conectează în paralel pe fază, conform fig.6.3. Pentru a folosi un număr redus de condensatoare se folosesc unităţi monofazate de 100 kVAR cu care se realizează obişnuit puteri până la 3 MVAR pe treaptă la 6 şi 10 kV şi până la 6 MVAR la 20 kV, conform tabelului 6.1. Puterea unei trepte se calculează cu relaţia:


139

nQNQ ⋅= [MVAR] (6.1) unde: N=3xnf – numărul de condensatoare al unei trepte de baterie trifazată; m – numărul stelelor; n – numărul de condensatoare în serie pe ramură; nf – numărul de ramuri în paralel pe fază şi stea; Qn – puterea nominală a unui condensator în MVAR. Tabelul 6.1. Numărul de trepte de condensatoare şi puterea lor

Nr.crt. Tensiunea nominală a bateriei, [kV]

Tensiunea nominală a condensatorului, [kV]

Nr.trepte x puterea unei trepte, [MVAr]

1 6 3,64 1x1,2 1 (2)x1,8 1 (2, 3)x2,4 1x3

2 10 6,3 1 (2)x1,2 1x1,8

3 20 6,3 1 (2)x2,4 1x4,8 1x6

6.1.2. Alegerea şi dimensionarea bateriilor de condensatoare Bateriile de condensatoare se folosesc pentru compensarea puterii reactive. Soluţia optimă de realizare a compensării se stabileşte prin compararea tehnico-economică a diferitelor variante posibile. Dimensionarea bateriilor de condensatoare şunt şi amplasarea lor se face pe baza analizei structurii sistemului energetic din zonă, curbei de sarcină reactivă pe 24 ore şi a măsurătorilor armonicilor superioare, stabilindu-se dacă bateria este cu o treaptă sau cu mai multe trepte (la puteri de peste 1,2 MVAR). Dacă în locul de amplasare sunt armonici de ordinul 5 şi 7, proiectantul trebuie să prevadă viitoarea instalaţie şi cu filtre de armonici. Conectarea, deconectarea şi descărcarea automată a bateriilor este însoţită de fenomene tranzitorii. Conectarea bateriilor de condensatoare cu o treaptă produce un curent de şoc ce se calculează cu relaţia aproximativă:

QS2

II kns ≈ [kA] (6.2)

unde: mr

nU3QI = este curentul nominal al bateriei, în kA; Q – puterea bateriei , în MVAR;

Umr – tensiunea maximă de serviciu a reţelei, în kV; Sk – puterea de scurtcircuit pe barele de medie tensiune, în MVA. Conectarea bateriilor de condensatoare cu mai multe trepte produce un curent de şoc ce se calculează cu relaţia:

Lc

s XX2UI

+= (6.3)

unde: U este tensiunea de fază, în kV; Xc – reactanţa capacitivă totală pe fază, în kΩ; XL – reactanţa inductivă pe fază între trepte, în kΩ. Dacă curentul de şoc este prea mare se creşte lungimea cablurilor de racord. Curentul de conectare trebuie să fie mai mic decât curentul de şoc al întreruptorului prin care se realizează conectarea şi datorită duratei sale scurte nu produce în reţea efecte defavorabile.


140

Fig.6.4. Schema echivalentă a unei baterii de condensatoare descărcată prin două transformatoare de tensiune în triunghi deschis.

Şocul de tensiune ce apare la conectarea bateriilor de condensatoare şunt trebuie să fie mai mic cu 3% ca tensiunea nominală a reţelei; se calculează cu relaţia:

100SQ%U

k=∆ (6.4)

Dacă se depăşeşte limita admisă a şocului de tensiune bateria trebuie să funcţioneze în trepte. Bateriile de condensatoare se conectează numai dacă sunt complet descărcate, deoarece în caz contrar pot apare suprapresiuni şi supracurenţi mari care pot să deterioreze instalaţia electrică şi chiar să perturbeze parţial sistemul energetic.

Curentul capacitiv maxim ce poate fi întrerupt de către întreruptor trebuie să fie mai mare decât curentul maxim ce apare la deconectarea bateriei. Bateriile de condensatoare se prevăd cu instalaţii fixe de descărcare automată care sunt astfel dimensionate încât după maximum 5 min de la deconectare să reducă tensiunea sub 50 V. Instalaţia de descărcare este formată din înfăşurările a două transformatoare de tensiune bifazate legate în triunghi deschis şi racordate direct la bornele bateriei de condensatoare, conform fig.6.4. Rezistenţa circuitului de descărcare trebuie să

fie:

R

n

U2U

lnC

tR ≤ (6.5)

unde: t=300 s – este timpul maxim de 5 min admis pentru descărcarea de la 2U n la UR; C – capacitatea bateriei (treptei) pe fază (µF); Un – tensiunea nominală a bateriei (V); UR – tensiunea reziduală admisă (50 V). Capacităţile condensatoarelor repartizate pe fază trebuie să aibă o abatere maximă de 10% dacă puterea nominală este de până la 3 MVAR şi de maximum 5% dacă puterea nominală este de peste 3 MVAR. Curentul maxim admis la funcţionare continuă este de 1,3 In, deci considerând şi toleranţa maximă de capacitate (1,1 C) rezultă de 1,43 In (1,3x1,1 In). Supratensiunea admisă este de 1,1 Un iar factorul deformant maxim admis al undei de tensiune (unde se instalează bateria) de 5%. Bateriile de condensatoare pot funcţiona la temperaturi cuprinse între –30 0C (chiar mai reduse dacă se evită punerea sub tensiune la aceste temperaturi) şi +40 0C.

6.1.3. Instalarea bateriilor de condensatoare Bateriile de condensatoare şi conductoarele pentru alimentarea lor trebuie să aibă un nivel de izolaţie corespunzător tensiunii instalaţiei unde se montează conform tabelului 6.2. Dacă nivelul de izolaţie al unităţilor este mai mic ca al bateriei (unităţi în serie pe fază), trebuie izolate suplimentar unităţile sau stativele. Bateriile de condensatoare se montează obişnuit în exterior, cu împrejmuire cu panouri cu plasă din sârmă a fiecărei trepte de putere (pentru a putea lucra la o treaptă când cealaltă este în funcţie) şi poartă cu blocaj electromagnetic, pe stavile metalice din oţel, protejate


141

Fig.6.5. Baterie de condensatoare într-o staţie electrică exterioară

împotriva coroziunii şi fixate în fundaţii de beton prin intermediul unor suporturi izolante ce realizează atât izolaţia fazelor cât şi cea faţă de pământ. Stativele se leagă la centura de punere la pământ (direct dacă stativul este neizolat sau printr-un cuţit de legare la pământ dacă stativul este izolat faţă de pământ). Tabelul 6.2. Nivelul de izolaţie al bateriilor de condensatoare

Nivel de izolaţie Nr.crt. Tensiunea cea mai ridicată pentru condensator, valoare

efectivă, [kV] Tensiunea nominală de ţinere la

frecvenţa industrială, valoare efectivă, [kV]

Tensiunea nominală de ţinere în unda de impuls, valoare de vârf,

[kV] 1 1,2 6 25 2 7,2 20 60 3 12,0 28 75 4 24,0 50 125

Tabelul 6.3. Lungimea liniei de fugă a izolatorului condensatorului

Tipul zonei Gradul de poluare al zonei Lungimea liniei de fugă specifică minimă a izolatorului condensatorului, [cm/kV]

Nepoluată I 1,7 Uşor poluată II 1,8 Poluată III 2,7 Intens poluată IV 3,5 Linia de fugă a izolatoarelor condensatorului trebuie să corespundă gradului de poluare al zonei, conform tabelului 6.3. Condensatoarele trebuie descărcate (prin scurtcircuitarea bornelor cu o ştangă izolată) măsurate şi apoi sortate pentru a realiza la montaj ramuri cât mai echilibrate. Montarea condensatoarelor se face obişnuit în poziţie verticală, pe stative în locuri fără vibraţii sau şocuri, cu legături la aparate din bare rigide de aluminiu sau conductoare flexibile de oţel-aluminiu şi legături între ele din conductoare flexibile pentru ca bornele să nu fie solicitate.

Cuvele condensatoarelor se leagă galvanic cu stativele metalice în carcasele aparatelor din incintă, cutiile terminale ale cablurilor şi împrejmuirea metalică a bateriei se leagă la priza de pământ a bateriei (situată în exteriorul incintei şi legată la priza staţiei). Dacă este prevăzută de fabricant protecţia condensatoarelor de radiaţie solare, se execută un parasolar din material uşor,


142

rezistent la foc şi intemperii. În incintă se mai montează transformatoarele de măsură şi instalaţia de descărcare automată. Pentru protecţia bateriei contra supratensiunilor atmosferice, amplasamentul bateriei trebuie să fie în zona de protecţie a staţiei. În interior, bateriile de condensatoare se montează de asemenea pe stative metalice fixate în pardoseală. Încăperea unde se instalează condensatoarele trebuie prevăzută cu ventilaţie naturală, cu goluri de admisie şi evacuare (acesta cu 10% mai mare ca cel de admisie) cu o suprafaţă F, majorată cu suprafeţele jaluzelelor sau ale sitelor:

hQF = [m2] (6.6)

unde: Q este puterea bateriei de condensatoare, în MVAR; h – distanţa, în m, dintre centrele golurilor de admisie şi evacuare. Tabelul 6.4. Tipuri de condensatoare de MT utilizate în staţiile de 110kV/MT pentru bateriile şunt de MT.

Nr.crt.

Tipul condensatorului

Pute

rea

nom

inală

[kV

Ar1

Tens

iune

a n o

min

ală,

[kV

1 C

apac

itate

a no

min

ală,

[µF]

Niv

el iz

olat

or

[kV

]

Cat

egor

ia

de

tem

pera

tură

, [0 C

]

Înălţim

ea, [

mm

]

Mas

a, [k

g]

Observaţii

1 LKCF 100/3,64E 100 3,64

24 7,2 45 664+8 -6

35 Fără siguranţe intermediare Trebuie protejate împotriva radiaţiilor solare

2 LKCF 100/6,3E ISOKOND

100 6,3 8 12 45 636 +9 -7

35 Pentru zone cu grad de poluare I-II

3 KC 2-1,05-60-2y1 60 1,05

144 1,2 40 740 ±7

54 Cu siguranţe interioare Se protejează împotriva radiaţiilor solare Zone cu grad de poluare I-II

4 KC 2-6,3-75-2y1 75 6,3 6 7,2 40 790 ±9

54 Fără siguranţe interioare Se protejează împotriva radiaţiilor solare Zone cu grad de poluare I-II

5 USOKP 167/6350 NOKIA

167 6,35

15,2 28 40 1010 53 Cu siguranţe interioare S-au livrat sub formă de baterie completă

6 CS-3,64/50-100-2E 100 3,64

24+ 10% -5%

7,2 40 723 53

7 CS-6,06/50-100-2E 100 6,06

8,65+ 10% -5%

12 40 723 53

Fără siguranţe interioare Se construiesc şi pentru zone poluate


143

Fig.6.6. Tipuri de condensatoare de medie tensiune utilizate în România; a – LKCF 100/3,64E ISOCOND Germania; b – KC2-1,05-60-2y1 Rusia; c – USOKP 167/6350 NOKIA Finlanda; d – CS 3,64/100-2E Filiaşi România

Dacă ventilaţia naturală nu este satisfăcătoare se realizează ventilaţie mecanică care trebuie să asigure o temperatură a aerului de răcire care să nu depăşească ca valoare medie timp de 1 h cu mai mult de 5 0C temperatura indicată în tabelul 6.4. Bateria de condensatoare trebuie montată într-o încăpere uscată, protejată contra incendiului şi exploziilor, fără gaze agresive şi neexpusă temperaturilor ridicate. Bateria trebuie amplasată astfel încât să nu fie expusă luminii directe solare, prin ferestre. Dacă încăperea are lungimea de peste 10 m trebuie prevăzută cu uşi la ambele capete.

6.1.4. Întreţinerea şi exploatarea bateriilor de condensatoare Conectarea la reţea a bateriilor de condensatoare încărcate poate produce supratensiuni şi supracurenţi şi ca urmare este admisă conectarea lor numai în stare complet descărcată iar după deconectare de avarie, conectarea este admisă numai după înlăturarea cauzelor ce au produs deconectarea.


144

Conform prescripţiilor se admite scoaterea de sub tensiune a bateriei dacă se constată străpungerea elementelor, străpungerea la masă, străpungerea dielectricului, deteriorarea izolatoarelor, bombarea cuvei, depăşirea tensiunii nominale cu peste 10%, depăşirea temperaturii mediului ambiant, depăşirea cu peste 10% a neuniformităţii sarcinii pe faze, cînd curentul pe baterie creşte peste limita corespunzătoare unei supraîncălziri de 30% şi când coeficientul de distorsiune al undei de tensiune depăşeşte 5%. Când urmează a se efectua lucrări la baterie, după descărcarea automată trebuie făcută şi descărcarea suplimentară de 5 s cu ştangă izolată şi scurcircuitarea bornelor condensatorului. În timpul funcţionării trebuie efectuat zilnic controlul vizual al bateriei urmărind zgomotele, scurgerile de dielectric ca şi bombarea cuvei. Cu ocazia reviziilor se face curăţarea de praf a suprafeţei condensatoarelor precum şi verificarea capacităţii lor şi a ramurilor. Conform prescripţiilor, trebuie efectuate următoarele verificări profilactice: închiderea perfectă a contactelor întreruptoarelor (nesimultaneitate maximă 5 ms), starea transformatoarelor de tensiune printr-o descărcare a bateriei, starea legăturilor la baterie, starea cuţitelor de legare la pământ, reglajul şi funcţionarea releelor, verificarea instalaţiei de legare la pământ, măsurarea timpului de descărcare a bateriei, verificarea coeficientului de distorsiune al undei de tensiune în nodul de reţea unde se instalează bateria şi verificarea caracteristicilor circuitului. Condensatoarele se păstrează în poziţie verticală, cu bornele în sus fără aşezare suprapusă sau solicitări ale bornelor. Condensatoarele nu se păstrează în încăperi cu pericol de incendii sau explozii sau cu gaze (ce atacă metalul sau izolatoarele) sau în apropierea surselor de căldură. Între condensatoarele apropiate distanţa minimă admisă este de 20 mm. Un condensator defect trebuie scurtcircuitat cu un conductor ce leagă bornele şi cuva, conductor ce se păstrează şi în timpul transportului. Condensatoarele nu prezintă pericol de incendiu dar prezintă pericol de explozie şi ca urmare amplasarea lor lângă căile cu circulaţie frecventă trebuie evitată. Lucrările la instalaţia de condensatoare se execută cu întreruperea totală a tensiunii. În timpul cât bateria de condensatoare nu este conectată la reţea trebuie legată la pământ (prin cuţite sau scurtcircuitoare). În circuitele condensatoarelor se pot găsi numai materiale şi obiecte ce au legătură directă cu exploatarea acestor instalaţii. În fig.6.6 sunt prezentate diverse tipuri de condensatoare de medie tensiune iar în tabelul 6.4 caracteristicile lor.

6.2. Bobine de reactanţă În instalaţiile de distribuţie de medie tensiune curenţii de scurtcircuit pot atinge valori foarte mari şi datorită distanţei relativ reduse dintre faze solicitările electrodinamice ce apar pot fi foarte importante. Curenţi mari de scurtcircuit apar în special în cazul alimentării liniilor electrice în cablu de medie tensiune deoarece acestea au reactanţă de cca patru ori mai mică decât a liniilor electrice aeriene. Curentul de scurtcircuit foarte mare influenţează prin valoarea sa de durată stabilitatea cablurilor din punct de vedere termic. Puterea de scurtcircuit mare conduce la soluţii neeconomice, la instalaţii mult supradimensionate. Reducerea curentului de scurtcircuit şi implicit a solicitărilor determinate de acesta, conduce la alegerea unor elemente de circuit mai puţin supradimensionate faţă de regimul


145

Fig. 6.7. Montarea suprapusă a bobinelor de reactanţă monofazate în masa totală (trifazată) până la 3000 kg

normal de funcţionare. În acest scop se folosesc aşa numitele metode practice de reducere a curenţilor de scurtcircuit, metode a căror eficienţă rezultă din diferenţa dintre reducerea investiţiilor din elementele de circuit primar (obţinută prin reducerea curenţilor de scurtcircuit) şi investiţie, plus cheltuielile de exploatare suplimentare, datorate elementelor ce se introduc pentru reducerea curentului. Aplicarea acestor metode practice conduce la o schemă optimă atât din punct de vedere al costului (aparate mai puţin costisitoare şi cabluri cu secţiune mai mică) cât şi din punct de vedere al fiabilităţii. Metodele practice de limitare a curenţilor de scurtcircuit se bazează pe creşterea reactanţei dintre sursă şi locul de defect. Creşterea reactanţei conduce însă la pierderi mai mari de energie şi la căderi mai mari de tensiune în regim normal de funcţionare şi ca urmare s-au căutat soluţii care să conducă la o comportare diferită a elementelor de limitare în regim normal faţă de regimul de scurtcircuit. Creşterea reactanţei circuitului se poate obţine prin alegerea de generatoare şi transformatoare cu reactanţă de scurtcircuit mai mare sau introducerea unor reactanţe suplimentare ce se numesc bobine de reactanţă. Alegerea unor generatoare sau transformatoare cu reactanţă de scurtcircuit mai mare, conduce însă la pierderi suplimentare de energie şi la variaţii de tensiune relativ mari şi ca urmare această soluţie este foarte puţin folosită. Montarea bobinelor de reactanţă în diferite puncte ale schemei electrice conduce la pierderi suplimentare de energie relativ mai mici şi asigură menţinerea unui anumit nivel de

tensiune în amonte (trebuie asigurată o tensiune de minimum 0,7 Un pentru a menţine în funcţiune motoarele din circuit). Dacă se folosesc bobine de reactanţă secţionate (jumelate), sau bobine de reactanţă asociate cu limitatoare de curent, pierderile suplimentare de energie din regim normal de funcţionare pot fi foarte mici sau chiar nule, bobinele de reactanţă intervenind eficace în regim de scurtcircuit când limitează mult curentul de scurtcircuit. Ca urmare metoda practică curent folosită este montarea în circuite a bobinelor de reactanţă. Pentru introducerea în circuit a bobinelor de reactanţă se face calculul tehnico-economic în două variante şi anume o variantă fără bobine de reactanţă cu puteri de scurtcircuit mari, aparate cu performanţe ridicate, secţiuni mai ale cablurilor de distribuţie dar cu consum propriu tehnologic (pierderi de energie electrică)


146

Fig.6.8. Montarea alăturată a bobinelor de reactanţă monofazate cu masa totală (trifazată) de peste 3000 kg

redus şi o a doua variantă cu bobine de reactanţă cu puteri de scurtcircuit mai mici, aparate cu performanţe mai reduse, secţiuni mai mici ale cablurilor de distribuţie dar cu consum propriu tehnologic mai mare. Se alege varianta mai ieftină.

Bobinele de reactanţă folosite în circuitele primare se construiesc fără miez de oţel, pentru menţinerea

inductanţei constante şi evitarea saturaţiei în regim de scurtcircuit. Dacă bobinele de reactanţă ar avea miez de oţel, circuitul magnetic, pentru a nu se satura la valori foarte mari ale curenţilor de scurtcircuit faţă de curentul din regim normal, ar trebui să aibă dimensiuni foarte mari deci ar fi foarte scumpe. Pe de altă parte, în

regim normal de funcţionare, magnetizarea miezului ar provoca creşterea inductanţei şi s-ar produce pierderi suplimentare de putere şi tensiune, iar în regim de scurtcircuit prin saturaţia miezului inductanţa ar scădea tocmai când ar trebui să aibă o valoare mare. Tabelul 6.5. Tensiunile de încercare ale bobinelor de reactanţă

Tensiunea de încercare Nr. crt.

Tipul bobinei de reactanţă

Tensiunea nominală, [kV] La frecvenţă industrială

50Hz/1minut, [kV] La unda de impuls 1,2/50µs, [kV]

1 BR 6 kV 7,2 27 60 2 BR 10kV 12 35 75 3 BR 15kV 17,5 45 95

NOTĂ: Pentru fiecare 100 m peste 1000 m altitudine, tensiunea de încercare a bobinelor de reactanţă va fi mărită cu 1% din valoarea prevăzută în norma internă (NI 567) În ţara noastră se fabrică bobine de reactanţă în beton de tip interior. Bobinajul se execută din conductoare flexibile, multifilare din aluminiu sau cupru, izolate obişnuit cu bandă din bumbac în straturi orizontale, impregnate cu lac şi uscate în vid, realizându-se una sau mai multe căi de curent în construcţie monofazată. Distanţa între spire este păstrată cu ajutorul unor coloane de beton. Bobinele monofazate sunt aşezate pe izolatoare suport şi sunt


147

Tabelul 6.6


148

Tabelul 6.7. Parametrii tehnici ai bobinelor de reactanţă în beton (datele se referă la o singură fază)


149

Tabelul 6.7. (continuare)


150

Fig.6.9. Scheme cu bobine de reactanţă

prevăzute cu borne de racord. Dacă cele trei bobine monofazate (livrate în set de trei faze identice) au masa de până la 3000 kg, se montează suprapuse pe verticală (etajat) iar dacă au peste 3000 kg se montează cu fazele în plan orizontal conform fig.6.7 şi 6.8. La montarea suprapusă a bobinelor monofazate, bobina din mijloc – B – se execută cu înfăşurarea în sens invers decât celelalte faze – A şi C – pentru a se reduce eforturile electrodinamice. În tabelul 6.5 sunt date tensiunile de încercare ale bobinelor de reactanţă în beton fabricate în România iar în tabelele 6.6 şi 6.7 sunt date caracteristicile constructive şi parametrii tehnici.

6.2.1. Scheme cu bobine de reactanţă Bobinele de reactanţă sunt de bare şi de linie. Bobinele de reactanţă de bare se conectează între secţiile de bare sau la secţiile de bare conform fig. 6.9.a,bc, şi limitează curentul de scurtcircuit al întregii instalaţii ier bobinele de reactanţă de linie se conectează în serie pe linie (în celula de plecare) şi limitează curentul de scurtcircuit pe linie şi menţin nivelul de tensiune necesar în amonte, conform fig.6.9.d,e,f,g,h.

Bobinele de reactanţă de bare când se montează între secţiile de bare (pe cupla longitudinală) conform fig.6.9.a, se mai numesc şi bobine de reactanţă (reactoare) de secţie şi limitează curenţii de scurtcircuit din reţea (k1), de pe barele colectoare (k2) şi în circuitul generatorului (k3). În regim normal de funcţionare, dacă consumul pe secţii este echilibrat de puterile injectate, circulaţia de puteri între secţii este redusă şi astfel pierderile în bobinele de reactanţă sunt mici. Dacă bobinele de reactanţă (reactoarele) de bare se montează în serie cu

transformatoarele de putere, conform fig.6.9.b,c, se limitează curenţii de scurtcircuit în reţea (k1) şi pe bare(k2). În fig.6.9.c bobina de reactanţă este secţionată. Bobinele de reactanţă de linie (fig.6.9.d,e,f,g,h) limitează numai curenţii de scurtcircuit din aval deci pe linie şi nu limitează curenţii de scurtcircuit de pe bare şi din circuitul generatorului (fig.6.9.d). Bobinele de reactanţă de linie se montează obişnuit în aval de întreruptor şi astfel acesta va fi mai puţin dimensionat. Teoretic există posibilitatea apariţiei unui scurtcircuit între


151

întreruptor şi bobina de reactanţă de linie (în k2, fig.6.9.e), deci întreruptorul nu va putea deconecta şi va trebui să deconecteze următorul întreruptor din amonte. Practica arată însă că probabilitatea apariţiei unui scurtcircuit între bobine şi întreruptor (unde se folosesc obişnuit bare rigide) este foarte mică şi ca urmare prescripţiile admit ca echipamentul electric de la barele colectoare şi până la bobine (fig.6.9.e) să se aleagă în funcţie de curentul de scurtcircuit de după bobină. Există şi varianta de montare a bobinelor de reactanţă în amonte de întreruptor (ca în fig.6.9.h), dar în acest caz separatorul de bare al liniei ar trebui deschis sub sarcina corespunzătoare funcţionării bobinei în gol şi deci la apariţia unui defect chiar într-o bobină de reactanţă, acesta nu s-ar putea separa prin deschiderea separatorului de bare; ca urmare această variantă este mai puţin folosită şi anume atunci când pe barele staţiei puterea de scurtcircuit este apropiată sau chiar este mai mare ca puterea de rupere a întreruptorului. În acest caz trebuie să declanşeze întreruptorul dinspre sursă (din amonte). Pentru consumatori de putere mare, importanţi pot fi folosite bobine de reactanţă simple ce alimentează doi fideri, pe fiecare din aceştia putând fi separatoare de linie (fig.6.9.g) sau separator de linie unic (fig.6.9.f). Se folosesc de asemenea scheme cu bobine de reactanţă de bare şi bobine de reactanţă de linie.

6.2.2. Alegerea şi verificarea bobinelor de reactanţă Bobinele de reactanţă au parametrii principali, tensiunea nominală (Urn), curentul nominal (Irn), reactanţa procentuală nominală (Xr%) şi pierderea relativă de tensiune (∆Uf%). Tensiunea nominală trebuie să fie egală cu tensiunea maximă de serviciu a instalaţiei unde se va monta bobina de reactanţă (tabelul 6.5). Curentul nominal trebuie să fie cu puţin mai mare ca valoarea curentului maxim de durată al circuitului. Furnizorul indică curentul nominal al bobinelor de reactanţă (Irn) pentru o temperatură a mediului ambiant de +40 0C. Pentru altă temperatură a mediului ambiant ( ambθ ), curentul nominal al bobinelor de reactanţă se recalculează cu relaţia:

ambmax

maxrnr

40II

θ−θ−θ

= [A] (6.7)

unde maxθ este temperatura maximă admisă de bobinaj (0C). Reactanţa procentuală nominală se calculează cu relaţiile:

100U

3U100

UIX3

I3

UX

100XX

%Xnr

f

nr

nrr

nr

nr

r

n

rr

∆=

⋅=

⋅

== (6.8)

unde: [ ]Ωω= rr LX (6.9) este reactanţa unei faze a bobinei de reactanţă şi depinde de caracteristicile sale constructive;

6k

2r 10

BDDW5,10L −⎟⎠⎞

⎜⎝⎛= [mH] (6.10)

este inductanţa; W – numărul de spire; D – diametrul mediu al înfăşurării , [cm]; B – perimetrul înfăşurării, [cm]; k=0,75 (obişnuit) – coeficient ce depinde de raportul D/B; fU∆ - căderea de tensiune pe bobina de reactanţă, când aceasta este parcursă de curentul nominal. Deci reactanţa procentuală nominală este căderea de tensiune inductivă dintr-o fază a bobinei de reactanţă, când aceasta este parcursă de curentul său nominal (Irn), înmulţită cu 100 şi raportată la tensiunea sa nominală (Urn).


152

Fig.6.10. Schema unei bobine de reactanţă simplă în serie cu o sarcină şi diagrama fazorială corespunzătoare a tensiunilor şi curenţilor

Considerăm diagrama fazorială din fig.6.10 unde: 1U este tensiunea de fază la borna spre sursă a bobinei de reactanţă; 2U - tensiunea de fază la borna spre consumator a bobinei de reactanţă; 1ϕ - defazajul între tensiunea de fază 1U şi curentul de sarcină I ; 2ϕ - defazajul între tensiunea de fază 2U şi curentul de sarcină I ; rZ – impedanţa bobinei de reactanţă; sZ –

impedanţa sarcinii. Din fig.6.10.a rezultă: ( ) IZU;IZZU s2rs1 ⋅=⋅+= (6.11)

s

s2

rs

rs1 R

Xarctg;

RRXX

arctg =ϕ++

=ϕ (6.12)

Deoarece rr RX >> rezultă 12 ϕ<ϕ , deci conform diagramei fazoriale din fig.6.10.b: 2r21f sinIXACADUUU ϕ=≈=−=∆ (6.13) Aşadar, căderea de tensiune pe bobina de reactanţă depinde atât de valoarea reactanţei proprii (Xr) cât şi de defazajul dintre curent şi tensiunea de la borna de ieşire a bobinei de reactanţă ( 2ϕ ). În regim normal de funcţionare 2ϕ are valori relativ mici şi fU∆ este mic, în

timp ce în regim de scurtcircuit 22π

≈ϕ deci krfk IXU ≈∆ .

În unităţi relative raportată la mărimea de bază, reactanţa procentuală nominală este:

100SSSS

SUI

IU

%X%X2k1k

2k1knr

nr

nr

b

bBr

−== (6.14)

unde:XB% este reactanţa procentuală a bobinei, în unităţi relative raportată la mărimile de bază; Ub, Ib – mărimile de bază; rnrnrn IU3S = – puterea aparentă nominală a bobinei, în [MVA] ; Sk1 – puterea de scurtcircuit în amonte de bobină, în [MVA]; Sk2 – puterea de scurtcircuit necesară în aval de bobină, în [MVA]. Din tabelul 6.7 se alege apoi bobina de reactanţă ce are Xr% cu valoarea imediat superioară standardizată iar apoi se recalculează puterea de scurtcircuit în aval de bobină cu relaţia:

1krnr

1knr2k S%XS100

SS100S

+= [MVA] (6.15)

Dacă pentru simplificare se consideră numai reactanţa bobinei (neglijând restul reactanţelor), puterea maximă de scurtcircuit (Sk) şi curentul (Ik) în aval de bobină sunt:

100%X

SS

r

nrk = [MVA]; 100

%XI

Ir

nrk = [A] (6.16)

Obişnuit, Xr% este între 3% şi 10%. Pierderea de putere activă în bobină este obişnuit de 0,2% până la 0,3% din puterea bobinei deoarece rezistenţa lor este foarte mică.


153

Fig.6.11. Scheme cu limitatoare de curent

Fig.6.12. Schema bobinei de reactanţă secţionată, încărcată simetric, cu legarea sursei la priza mediană

Din studiul bobinei de reactanţă simple, se constată că ea are aceeaşi valoare a reactanţei atât în regim normal cât şi în regim de scurtcircuit, ceea ce constituie un dezavantaj important, datorită căderilor mari de tensiune şi a consumului mare de energie în regim normal. Inconvenienţa utilizării bobinelor de reactanţă simple a condus la alte soluţii şi anume:

- şuntarea în regim normal de funcţionare, a bobinelor de reactanţă simple, cu elemente limitatoare de curent;

- folosirea de bobine de reactanţă cu priză mediană (numite şi secţionate sau jumelate);

- limitatoare de curent cu elemente neliniare; - secţionarea nodurilor din staţiile de conexiuni sau metode care se asociază cu

secţionarea. Folosirea bobinelor de

reactanţă simple asociate cu limitatoare de curent se bazează pe caracteristicile de funcţionare ale limitatoarelor de curent ce sunt formate dintr-o capsă explozivă şi un amorsor care este sensibil nu la valoarea curentului ci la panta acestuia şi are un timp de întrerupere foarte mic.

Amorsorul introdus în circuit, conform fig.6.11 va întrerupe circuitul (a) sau îl va secţiona longitudinal (b), înainte de apariţia curentului de şoc. Dacă limitatorul de curent este asociat cu o bobină de reactanţă simplă (c) în regim normal de funcţionare bobina este şuntată, iar la apariţia unui şoc de curent (scurtcircuit), cartuşul limitatorului explodează şi introduce în circuit bobina de reactanţă. Astfel în regim normal de funcţionare, bobina de reactanţă nu este

practic străbătută de curent, deci nu sunt pierderi, respectiv, variaţii mari de tensiune, ea fiind introdusă în circuit numai la variaţii mari de curent (scurtcircuit).

Bobinele de reactanţă jumelate sunt realizate din două circuite paralele, fiecare cu o reactanţă inductivă proprie X1 şi una mutuală Xm ce depinde de valoarea curentului din al doilea circuit.

Bobinele de reactanţă jumelate au la mijlocul înfăşurării o priză, la care obişnuit se leagă sursa, iar la capete se racordează consumatorii, conform fig.6.12. Constructiv bobina de reactanţă jumelată este asemănătoare bobinei de reactanţă simplă.

Considerăm bobina de reactanţă secţionată ce alimentează două circuite independente simetrice (fig.6.12).

În regim normal de funcţionare, căderea de tensiune pe ramurile bobinei va fi: ( ) ( ) 'X

2Im1XI

21mXIXI

21U =−=−= (6.17)

unde: ( )m1X'X −= este reactanţa echivalentă a unei ramuri în regim simetric de încărcare a celor două ramuri; m – coeficient numit de cuplaj, ce este dat de furnizor şi obişnuit are valoarea 0,5.


154

Fig.6.13. Schema unei bobine de reactanţă secţionată, cu sursa legată la priza mediană şi scurtcircuit la unul din capete

Fig.6.14. Variaţia tensiunii relative (raportată la tensiunea nominală Un) la capătul ramurii neavariate a unei bobine de reactanţă secţionate, când este scurtcircuit la capătul celeilalte ramuri.

Fig.6.15. Schema unei bobine de reactanţă secţionată, cu scurtcircuit la capătul unei ramuri şi două surse legate una la priza mediană şi cealaltă la capătul celeilalte ramuri

Fig.6.16. Schema echivalentă corespunzătoare schemei din fig.6.15

Reactanţa echivalentă în regim normal de funcţionare este deci cu atât mai mică cu cât factorul de cuplaj (m) între ramurile înfăşurării este mai mare. Dacă sursa se leagă la un capă (B), iar la celălalt se leagă consumatorul (C), reactanţa echivalentă devine: ( )m1X2mX2X2"X +=+= (6.18)

deci, datorită inducţiei mutuale, reactanţa echivalentă este mai mare decât a unei bobine de reactanţă simplă cu reactanţa proprie 2X. În cazul când sursa este conectată la priza mediană (A) şi unul din capetele bobinei apare un scurtcircuit conform fig.6.13, curentul din ramura avariată devine mult mai mare (Ik) decât cel de pe ramura sănătoasă iar căderea de tensiune pe ramura avariată devine: k1kk XIXmIXIU ≈−= (6.19) Aşadar, în regim de scurtcircuit, reactanţa echivalentă a unei ramuri, în cazul unui scurtcircuit la capătul ei, este:

( ) 1m1

1'X

X;m1X'XXX k

k >−

=−=>≈ (6.20)

Deci o bobină de reactanţă secţionată este cu atât mai bună cu cât factorul de cuplaj este mai mare. Se impune însă condiţia de a conecta cele două

ramuri la circuite

independente, deoarece în caz contrar, la apariţia unui

scurtcircuit, curenţii de pe cele două ramuri vor fi egali, iar

reactanţa echivalentă va fi tot X’.

Tensiunea la capătul ramurii neavariate devine:

( ) 1ImIU

X31UU

;XmI3XI3UU 1k1

k11 >−+=+−= (6.21)

Deci tensiunea la capătul ramurii neavariate devine mai mare decât tensiunea sursei de alimentare, ceea ce determină o creştere a curentului reactiv al sarcinii şi deci la consumatorii de pe această ramură nu apare o scădere periculoasă a nivelului tensiunii. În fig.6.14 este prezentată variaţia tensiunii la capătul ramurii neavariate (U2), când la capătul


155

Fig.6.17. Schema cu bobină de reactanţă simplă sau jumelată, pentru alimentarea a două circuite

Fig.6.18. Schema echivalentă corespunzătoare schemei din fig.6.17.b.

celeilalte ramuri este un scurtcircuit în funcţie de raportul dintre reactanţa unei secţii a bobinei de reactanţă jumelate (XL) şi reactanţa sistemului (XS) precum şi funcţie de raportul (k=XM/XL) dintre reactanţa mutuală (XM) şi reactanţa proprie (XL). Dacă şi la capătul ramurii neavariate a bobinei de reactanţă secţionată este montată o sursă, conform fig.6.15, căderile de tensiune pe ramurile bobinei şi reactanţele echivalente devin: ( ) ( ) ( ) ( ) k11b11111bBk Im1XIm1XIXIImXmXIIIXXIIXU ++++=++++++= (6.22)

( ) ( ) ( ) ( ) kak1a1kaAk Im1XImXXXIIImXImXXmXImXImXIXIIXU ++−=+++−=−+++= Deoarece cele două surse sunt în paralel

BkAk UU = deci ( ) ( ) 1ba ImXXXImXX ++=− (6.23) ceea ce corespunde schemei echivalente din fig.6.16. Consumul de energie în bobinele de reactanţă diferă în funcţie de tipul bobinei şi modul cum este montată.

Pentru analiza consumului de putere reactivă în bobinele de reactanţă să considerăm trei cazuri, conform fig.6.17 şi să determinăm expresiile puterilor reactive absorbite de acestea de la sursă: ( )221

2a IIX3XI3Q +== ; ( )2

221

22

21b IIX3XI3XI3Q +=+= (6.24)

Pentru a determina expresia lui Qc întocmim schema echivalentă. Pentru regim normal, conform schemei din fig.6.16, rezultă: XmI3XI3UU 211 ⋅+⋅−= ; XmI3XI3UU 122 ⋅+⋅−= (6.25) sau: XmI3XmI3XmI3XI3UU 11211 ⋅−⋅+⋅+⋅−= XmI3XmI3XmI3XI3UU 22122 ⋅−⋅+⋅+⋅−= (6.26) Deoarece III 21 =+ rezultă: ( ) IXm3m1XI3UU 11 ⋅++⋅−= ( ) IXm3m1XI3UU 22 ⋅++⋅−= (6.27) Aceasta corespunde schemei echivalente din fig.6.18. Pe baza acestei scheme echivalente putem scrie: ( ) ( ) ( ) ( ) XmI3IIXm13XmI3Xm1I3Xm1I3Q 22

221

222

21c −++=−+++= (6.28)

Notând, IaI1 = şi ( )Ia1I2 −= (6.29) rezultă: ( )Xa1aI3XI3Q 22

a −+== ( )( )222

b a1aXI3Q −+= (6.30)


156

Fig.6.19. Dependenţa puterilor reactive Qa, Qb, Qc (conform fig.6.16) de factorul de cuplaj m şi de parametrul a

Fig.6.20. Schema echivalentă de calcul a reactanţei procentuale a bobinei de reactanţă jumelate

Fig.6.21. Schema unui limitator cu elemente neliniare

( ) ( )[ ] ma1am1XI3Q 222c −−++=

Din expresiile lui Qa, Qb şi Qc, care depinde de parametrul a se deduce: Qa – este constant (nu este funcţie de a); Qb=Qa pentru a=0 şi a=1 iar pentru 0<a<1, Qb<Qa Qa=Qb=Qc pentru a=0 şi a=1, iar pentru 0<a<1, Qc<Qb<Qa În fig.6.19 este reprezentată dependenţa puterilor Qa, Qb, Qc de factorul de cuplaj m şi de parametrul a.

Din cele de mai sus rezultă că bobinele de reactanţă secţionate au şi avantajul unui consum mai redus de energie reactivă în raport cu bobinele de reactanţă simple. În fig.6.20 este prezentată schema echivalentă de calcul a reactanţei procentuale a bobinei de reactanţă jumelată. Alegerea reactanţei X1 se face ca la bobina de reactanţă simplă. Dacă în cele două jumătăţi ale bobinei de reactanţă jumelate, curenţii circulă în sensuri opuse, reactanţa echivalentă se determină cu relaţia Xr=2(1-m)X1, iar dacă circulă în acelaşi sens cu relaţia

Xr=2(1+m)X1. Un alt mijloc de limitare a curentului de scurtcircuit este cel de a introduce în serie pe circuit un element neliniar a cărui reactanţă să fie cât mai mică în regim normal de funcţionare şi cât mai mare în regim de scurtcircuit. În fig.6.21 este prezentată schema unui astfel de limitator cu elemente neliniare unde Xs este reactanţa sursei, X1 – reactanţa liniară a limitatorului, Xc – reactanţa capacitivă, X2 şi X3 – reactanţele unor bobine neliniare, XNL – reactanţa neliniară a limitatorului, XL – reactanţa totală a limitatorului de curent. În regim normal de funcţionare X2 şi X3 au valori foarte mari astfel că practic XNL=Xc. Se alege Xc=X1 şi astfel în regim normal de funcţionare este compensată reactanţa liniară X1 de reactanţa capacitivă Xc(X1=Xc) şi reactanţa totală a limitatorului este practic nulă (XL=0). În cazul unui scurtcircuit în punctul k, curentul creşte, bobinele neliniare se saturează şi reactanţele X2 şi X3 se reduc progresiv şuntând reactanţa capacitivă Xc, se anulează compensarea reactanţei X1 şi astfel se va limita curentul de scurtcircuit. Când scurtcircuitul dispare, reactanţele X2 şi X3 recapătă valori foarte mari şi Xc compensează pe X1.


157

Fig.6.22. Pierderea de tensiune în bobina de reactanţă simplă

Fig.6.23. Nomogramă pentru determinarea pierderilor de tensiune în ramurile unei bobine secţionate

Limitarea curenţilor de scurtcircuit mai poate fi realizată prin secţionarea nodurilor din staţiile de conexiuni precum şi prin metode care se asociază cu secţionarea (cum sunt utilizarea transformatoarelor cu o înfăşurare divizată sau fracţionarea într-un număr mai mare de unităţi a puterii instalate în transformatoare). Pierderea relativă de tensiune (∆Uf%) a bobinei de reactanţă simple este diferenţa aritmetică relativă a tensiunilor de faze înainte şi după bobină: ϕ=∆ sin

II

%X%Unr

incrf (6.31)

unde: Iinc – curentul maxim de încărcare al circuitului din care face parte bobina [A]. Pierderea de tensiune în bobina de reactanţă simplă poate fi determinată direct (în funcţie de Xr% şi cosϕ), cu ajutorul curbelor din fig.6.22, în care se consideră Iinc=Ir n. Trebuie ca ∆Uf% să nu depăşească 5%din tensiunea nominală a circuitului unde se montează bobina, iar dacă această condiţie nu este îndeplinită se alege o bobină cu reactanţă mai mică şi se reface calculul. În fig.6.23 este prezentată o nomogramă pentru determinarea pierderilor de tensiune în ramurile unei bobine secţionate, unde s-a notat: Ia – curentul nominal al unei ramuri a bobinei; I1, I2 – curenţii în ramurile bobinei; cosϕ1, cosϕ2 – factorii de putere ai sarcinilor în ramurile bobinei; ∆U1, ∆U2 – pierderile de tensiune în ramurile bobinei; k=XM/XL.

Tensiunea remanentă în amonte de bobină, în regim de scurtcircuit trebuie să fie de minimum 70% şi se calculează cu relaţia:

nr

krrem I

I%X%U = (6.32)

unde Ik – valoarea stabilizată a componentei periodice a curentului de scurtcircuit, [kA].


158

Fig.6.24. Schema circulaţiei aerului în încăperea bobinei de reactanţă

După alegerea bobinelor de reactanţă (din condiţia de limitare a curentului de scurtcircuit, conform metodei prezentată mai sus) trebuie făcută verificarea lor la stabilitate termică şi electrodinamică. Pentru verificarea termică se ia acel curent de scurtcircuit (trifazat, bifazat, sau monofazat) ce dă solicitarea termică maximă. În calculul curenţilor de scurtcircuit se consideră compensatoarele sincrone ca şi generatoarele sincrone, precum şi motoarele sincrone (dacă valoarea curentului de declanşare este apropiată de cea de rupere al întrerupăturului iar timpul total de rupere al defectului este sub 0,15 s). Se determină apoi curentul echivalent termic (mediu echivalent) de o secundă (Ime) şi se compară cu solicitarea termică garantată de fabricant şi dată în cataloage: tII tme < (6.33) unde: ( ) tnmII "

kme ⋅+= ; I”k – valoarea efectivă iniţială a curentului de scurtcircuit; m – aportul componentei aperiodice la curentul de scurtcircuit; n – aportul componentei periodice la curentul de scurtcircuit; t – durata defectului, [s]. Stabilitatea electrodinamică se verifică prin compararea curentului de şoc la scurtcircuit trifazat (iş) cu valoarea curentului de stabilitate electrodinamică (Id) garantată de fabricant: iş=2,55Ipo<Id.

6.2.3. Instalarea bobinelor de reactanţă Bobinele de reactanţă în beton (de tip uscat) se instalează numai în instalaţii de distribuţie interioare într-un mediu ambiant fără gaze, acizi, praf bun conducător de electricitate, vapori de apă, etc., cu umiditate relativă a aerului de până la 80% la temperatura de +35 0C şi pot funcţiona la temperaturi între –25 0C şi +40 0C şi altitudini de până la 1000 m. Încăperea unde se montează bobinele de reactanţă se prevede cu ventilaţie naturală ce se asigură la intrare prin deschiderea din pardoseală (q1) şi la ieşirea prin deschiderea superioară (q2) conform fig.6.24. Dacă ventilaţia naturală nu este suficientă se realizează ventilaţia mecanică.

În fig.6.25 este prezentată o nomogramă ce permite determinarea suprafeţelor orificiilor de intrare şi ieşire a aerului (q1, q2) în cazul ventilaţiei naturale, precum şi a debitului de aer (Q) pe baza pierderilor de putere în bobină (kW), diferenţa între temperaturile aerului între intrare şi ieşire (t2-t1) care este obişnuit de +15 0C şi distanţa H (m) între axul orizontal al bobinei de reactanţă şi axul orificiului de evacuare a aerului. Furnizorul indică distanţele minime admise între fazele bobinelor de reactanţă şi între acestea şi construcţiile de oţel şi de beton armat ale încăperii, distanţe minime ce sunt indicate în fig.6.26. Valoarea maximă admisă pentru câmpul magnetic al bobinei de reactanţă este de 20 A/cm şi se calculează cu relaţia:


159

Fig.6.25. Nomogramă pentru dimensionarea ventilaţiei naturale a încăperii unde se montează bobinele de reactanţă

Fig.6.26. Distanţele minime de amplasare a bobinei de reactanţă

2mnr

a

WDI1,0H = [A/m] (6.34)

unde: W – numărul de spire al bobinei; Dm – diametrul mediu al coloanei [m]; a – distanţa de la axul bobinei la pereţii încăperii, [m]. Dacă bobinele de reactanţă se montează la dispoziţia verticală, încăperea trebuie să fie suficient de înaltă pentru a se putea monta dispozitivul de ridicare (palanul) cu ajutorul căruia se montează fiecare bobină. Montarea se face prin introducerea în încăpere a primei bobine ce se ridică cu palanul, se introduce bobina a doua (din mijlocul coloanei) se coboară bobina 1 şi se montează pe bobina 2, se ridică ambele bobine şi apoi se introduce cea de a treia bobină (3), după care se coboară bobinele 1 şi 2 şi se montează peste bobina 3. Când între bobinele de

reactanţă de pe faze sunt montate izolatoare de distanţare, faya din mijloc trebuie bobinată în sens invers fazelor extreme şi astfel fprţa electrodinamică maximă comprimă izolatoarele în loc să le întindă, deci izolatoarele vor rezista mult mai bine la acest efort. Construcţiile de oţel situate în apropierea bobinelor de reactanţă se încălzesc datorită curenţilor de inducţie (deci apar pierderi importante), iar la scurtcircuit sunt atrase puternic de bobine. În fig.6.27 este prezentată supratemperatura ( θ∆ )datorită încălzirii diferitelor piese de oţel situate în apropierea bobinelor de reactanţă în funcţie de distanţa faţă de bobine (a) şi de puterea bobinelor (kVA/fază). Temperatura maximă admisă a pieselor metalice accesibile este de +50 0C.


160

Fig.6.27. Supratemperatura (θ) datorită încălzirii diferitelor piese de oţel situate în apropierea bobinelor de reactanţă: a – profil U14 aşezat vertical la distanţa “a” de bobină; b – profil U14 aşezat orizontal deasupra bobinei la distanţa “a”; c – placă de oţel de 3 mm, aşezată vertical la distanţa “a” de bobină; d - placă de oţel de 3 mm, aşezată orizontal deasupra bobinei la distanţa “a”.

Pentru reducerea încălzirilor şi a pierderilor prin inducţie în circuitele magnetice închise din apropierea bobinelor de reactanţă, se secţionează ramele uşilor din oţel, iar armăturile izolatoarelor suport se leagă la pământ pri două derivaţii din cupru în circuit deschis. În apropierea bobinelor de reactanţă nu trebuie lăsate piese metalice (scule, etc.).

Soluţii constructive pentru posturi de transformare şi puncte de alimentare

161

7. SOLUŢII CONSTRUCTIVE PENTRU POSTURI DE TRANSFORMARE ŞI

PUNCTE DE ALIMENTARE

7.1. Noţiuni generale Un post de transformare este o staţie de transformare mică, destinată alimentării în joasă tensiune (până la 1 kV inclusiv) a consumatorilor. La un post de transformare, energia electrică intră într-o instalaţie electrică de distribuţie de medie tensiune prin unul sau mai multe circuite de medie tensiune, de la care instalaţie de distribuţie, prin unul sau mai multe alte circuite de medie tensiune (obişnuit cel mult două), energia electrică este trimisă la transformatoare coborâtoare de medie, pe joasă tensiune, iar de aici, prin circuite de joasă tensiune, energia electrică este trimisă la instalaţia electrică de distribuţie de joasă tensiune numită şi tablou de distribuţie de joasă tensiune. Instalaţia electrică de distribuţie de medie tensiune a unui post de transformare este formată dintr-un ansamblu de circuite dispuse ordonat într-un spaţiu determinat iar nodul electric apare sub forma barelor colectoare. Tablourile de distribuţie de joasă tensiune sunt părţi componente ale instalaţiilor electrice şi servesc la primirea şi distribuirea energiei electrice la consumatori. În componenţa lor intră materiale electrice cu funcţii de izolare şi cu legături electrice precum şi aparate electrice ce realizează funcţiile deconectare, deconectare, comandă, protecţie, măsură şi semnalizare, concentrare ce permite exploatarea în bune condiţii a instalaţiei respective şi gabarite reduse. Alegerea tablourilor de distribuţie se face în funcţie de tipul schemei electrice pe care o realizează, caracteristicile electrice (tensiune, curent, frecvenţă, regim de exploatare) şi mecanice (protecţie, încălzire maxim admisibilă, rezistenţă la scurtcircuit) precum şi alte consideraţii generale (dimensiuni de gabarit şi greutate, tip constructiv, aspect exterior, mod de instalare, etc.). Tablourile de distribuţie de joasă tensiune ale posturilor de transformare urbane pot fi realizate în diferite variante constructive. Obişnuit sunt realizate pe stelaje metalice şi echipate cu întreruptor automat şi separator pe alimentarea generală de la transformator. Legătura se face la barele generale colectoare de joasă tensiune, realizate obişnuit din bare rigide dreptunghiulare de aluminiu vopsit în culorile roşu, galben, albastru ( pentru cele trei faze RST). Plecările pot fi echipate numai cu siguranţe tip MPR, legăturile făcându-se la cablurile de joasă tensiune care se prind la partea inferioară a tabloului cu bride, iar apoi intră în canalul de cabluri de sub tablou. Separat, dar în interiorul aceluiaşi stelaj metalic este un alt tablou mai mic alimentat din tabloul principal tot prin siguranţe MPR, pentru alimentarea iluminatului public, cu câteva circuite de plecare şi contor pentru măsurarea şi tarifarea energiei active consumate de iluminatul public. În faţa tablourilor, pentru protecţia personalului de exploatare sunt uşi de plasă metalică.


162

Postul de transformare este aşadar o staţie de transformare coborâtoare cu o putere de până la 2500 kVA, destinat alimentării reţelelor electrice de utilizare. Un punct de alimentare este o staţie de conexiuni de medie tensiune, destinată alimentării unor posturi de transformare. O staţie de conexiuni este o staţie electrică ce realizează conexiunea unor linii de medie tensiune în vederea efectuării unui tranzit de putere. Un punct de alimentare este deci o staţie de conexiuni de 6-20 kV, destinată alimentării unor posturi de transformare şi este de multe ori combinată cu un post de transformare. Se instalează în general în reţele urbane sau la consumatori industriali şi se realizează în general în încăperi supraterane. În raport cu modul de aşezare faţă de sol posturile de transformare pot fi împărţite în trei categorii şi anume: A) Posturi de transformare aeriene (PTA), montate pe stâlpi de beton (mai rar de lemn),

alimentate obişnuit prin derivaţii de la linii electrice aeriene de electrificări rurale de 20 kV (mai rar de la linii de 6-10 kV), cu transformatoare cu puteri relativ mici, de obicei cuprinse între 20 şi 250 kVA şi destinată de regulă alimentării unor consumatori de joasă tensiune din mediul rural. Puterea transformatoarelor ce se pot monta în PTA va creşte, odată cu reducerea greutăţii

şi volumului lor. Conform definiţiilor din normative un post de transformare pe stâlp este un post de

transformare al cărui echipament, inclusiv transformatorul, este instalat în exterior, pe o construcţie specială de stâlpi sau direct pe stâlpii liniilor electrice aeriene. B) Posturi de transformare supraterane. Aceste posturi se realizează în două variante şi anume:

a) Posturi de transformare în cabine metalice, prefabricate, folosite de obicei pentru alimentări temporare, de şantier (mai rar pentru alimentări urbane normale), cu puteri cuprinse între 100 şi 1000 kVA;

b) Posturi de transformare în încăperi supraterane, realizate în cabine de zid special construite sau la parterul blocurilor de locuinţe în unele încăperi special rezervate şi amenajate pentru postul de transformare sau în încăperi special rezervate din incintele tehnologice ale întreprinderilor industriale.

C) Posturi de transformare subterane, realizate într-o construcţie subterană, în locurile unde din diverse motive (ca cele de sistematizare urbană), nu este admisă realizarea unei construcţii supraterane. Posturile de transformare supraterane şi subterane alimentează obişnuit consumatorii din reţelele urbane şi consumatorii industriali sau agroindustriali. La execuţia posturilor de transformare se caută să se folosească cât mai mult elementele prefabricate deoarece se realizează o execuţie industrială cu montare rapidă, prefabricatele pot fi refolosite la desfiinţarea postului, deservirea este simplă iar fiabilitatea în exploatare este mare şi se pot schimba relativ uşor diverse echipamente.

7.2. Soluţii constructive pentru posturi de transformare aeriene (PTA) Posturile de transformare aeriene se realizează pe un stâlp sau pe doi stâlpi. PTA pe un stâlp se realizează în două variante ce sunt foarte apropiate ca soluţii constructive şi anume cu transformatorul instalat pe o platformă sau cu transformatorul agăţat de stâlp.


163

Fig.8.1. Schema principală monofilară a unui PTA

În fig.7.1 este prezentată schema principială monofilară a unui PTA. Instalaţia electrică de medie tensiune este foarte simplă deoarece un astfel de post este racordat la capătul unei derivaţii dintr-o linie trifazată (în fig.7.1 de 20 kV). Alimentarea postului se face printr-un separator (nu este reprezentat în fig.7.1) ce se montează pe un stâlp al racordului de medie tensiune, în amonte faţă de postul de transformare sau chiar pe acelaşi stâlp cu acesta. Separatorul este de obicei de tip STEP, deci cu cuţite de punere la pământ ceea ce permite să se execute lucrări la post fără a mai monta scurtcircuitoare mobile pe partea de medie tensiune.

După separator sunt siguranţe fuzibile de medie tensiune iar apoi transformatorul. Siguranţele fuzibile de pe partea de medie tensiune a PTA pot lipsi, dacă în celula de linie ce pleacă din staţie este montată o protecţie maximală ce este sensibilă şi la defectele în transformatoarele din PTA, ce sunt racordate la această linie. Protecţia împotriva supratensiunilor atmosferice se face cu ajutorul descărcătoarelor cu coarne sau a descărcătoarelor cu rezistenţă variabilă care se leagă la priza de pământ a postului de transformare, priză ce trebuie să aibă o rezistenţă de dispersie de maximum 4 Ω. Înfăşurările secundare de joasă tensiune ale transformatorului sunt legate în stea şi au nulul legat la nulul reţelei de joasă tensiune, care se leagă la priza de pământ de exploatare a reţelei, priză ce se execută la o distanţă de peste 20 m de postul de transformare şi trebuie de asemenea să aibă o rezistenţă de dispersie de maximum 4 Ω.


164

a b Fig.7.2. Post de transformare aerian PTA, montat pe un stâlp de beton cu transformatorul instalat pe platformă

Fig.7.3. Vedere a unui PTA

Instalaţia de distribuţie de joasă tensiune numită tablou de distribuţie este închisă într-o cutie de distribuţie, reprezentată punctat în fig.7.1 şi este formată dintr-un sistem de bare colectoare rigide, trifazat, alimentat de la bornele de joasă tensiune ale transformatorului prin barete de separare sau pri siguranţe cu mare putere de rupere (MPR) sau siguranţe cu mâner (alimentare generală); pe acest circuit (general) sunt montate şi transformatoare de curent din secundarul cărora se alimentează înfăşurările de curent ale contorului trifazat de energie

activă al postului de transformare. De pe barele generale sunt alimentate diverse circuite pentru consumatori, fiecare circuit fiind echipat cu siguranţe fuzibile. Unele circuite de plecare pot avea contoare de energie activă şi uneori şi contoare de energie reactivă. În cutia de distribuţie este şi o lampă (L) cu întreruptor, pentru lucrări de exploatare la tabloul de joasă tensiune în timpul nopţii. Este posibil ca în cutia de distribuţie să fie amplasat şi punctul de aprindere al iluminatului public care


165

conform fig.7.1 poate fi echipat cu ceas cu contacte electrice, cu o instalaţie de aprindere în cascadă sau una de aprindere locală. În fig.7.2.a şi 7.2.b sunt prezentate vederile laterale şi din spate ale unui post de transformare aerian (PTA), montat pe stâlpi de beton armat vibrat, cu transformatorul instalat pe o platformă. Racordul liniei electrice aeriene de 20 kV este prins de stâlp cu izolatoare ce sunt prevăzute cu descărcătoare cu coarne de 20 kV cu electrozi antipasăre. Prin cordoane din acelaşi material ca al conductoarelor liniei electrice aeriene (oţel-aluminiu), se face legătura liniei (LEA) cu bornele fixe ale cadrului de siguranţe, cu siguranţe fuzibile, montat în poziţie verticală pe stâlp, imediat deasupra transformatorului. Bornele inferioare ale cadrului cu siguranţe fuzibile de medie tensiune sunt legate cu bornele de medie tensiune ale transformatorului instalat pe o platformă. Cele patru borne (trei faze plus nulul) de joasă tensiune ale transformatorului coborâtor, sunt legate prin conductoare flexibile izolate la tabloul de distribuţie de joasă tensiune. Aceste conductoare sunt protejate prin montarea lor într-o ţeavă verticală prinsă pe stâlp cu bride, ţeavă ce este îndoită în formă de cârjă în partea superioară (pentru a împiedica pătrunderea apei de ploaie), iar la partea inferioară este prinsă etanş de cutia de distribuţie, care se montează la cca 1,1 m de sol pentru acces normal al personalului de exploatare la tabloul de distribuţie de joasă tensiune. Cutia de distribuţie este executată din tablă de oţel şi are două uşi, una în faţă pentru acces la siguranţe şi contoare şi alta în spate pentru acces la borne. Uşile se păstrează încuiate cu lacăte iar cheile sunt numai la personalul de exploatare ce are drept de acces la instalaţia electrică. Cutia de distribuţie mai are legătură la partea superioară cu altă ţeavă metalică, prin care tot cu conductoare flexibile izolate de aluminiu se fac legăturile la conductoarele liniilor electrice aeriene de joasă tensiune (în fig.8.2 sunt două asemenea linii) amplasate sub LEA de 20 kV. Cele cinci conductoare ale LEA (trei faze, nulul şi un conductor pentru alimentarea lămpilor de iluminat public), sunt prinse de stâlp prin izolatoare de întindere şi console metalice de întindere. Cutia de distribuţie are şi la partea inferioară o legătură cu o ţeavă metalică ce intră în pământ, ţeavă în care se montează cablurile electrice subterane de joasă tensiune ale eventualelor plecări în cablu subteran. Există şi varianta de PTA montat pe un stâlp de beton cu aceleaşi elemente ca la cel descris anterior cu singura deosebire că transformatorul nu mai este amplasat pe o platformă ci este agăţat pe stâlp, precum şi varianta constructivă de post de transformare aerian, montat pe doi stâlpi de beton, post care are aceleaşi elemente ca şi un PTA montat pe un singur stâlp de beton.

7.3. Soluţii constructive pentru posturi de transformare supraterane Posturile de transformare supraterane se realizează în două variante şi anume: posturi de transformare în construcţie metalică (PTM) şi posturi de transformare în încăperi supraterane.

7.3.1. Posturi de transformare în construcţie metalică (PTM) PTM sunt executate pentru a funcţiona în mediul exterior, în mai multe variante funcţie de destinaţia şi puterea transformatorului şi se racordează aerian sau cu cablu pe partea


166

Fig.7.4. Vedere generală a unui PTM cu trei compartimente principale

Fig.7.5. Dispunerea echipamentului într-un PTM-4 cu trei compartimente principale

de medie tensiune şi numai cu cabluri pe partea de joasă tensiune; se instalează pe fundaţii de beton sau pe şine de cale ferată montate pe traverse de lemn sau direct pe un teren solid. Aceste posturi de transformare au marele avantaj că montarea şi dimensionarea se face foarte uşor, doar prin legarea respectiv dezlegarea legăturilor în cablurile de medie şi cele de joasă tensiune şi manipularea întregului post cu macarale şi mijloace de transport corespunzătoare.

PTM sunt realizate din una sau mai multe cabine metalice din tablă de oţel ambutisată asamblate între ele prin şuruburi, în care se montează echipamentul electric iar transformatorul de forţă poate fi montat tot în interior, într-o cabină metalică sau în exterior. Dacă transformatorul este montat în interior, cabina sa metalică are jaluzele în oartea inferioară şi cea superioară pentru asigurarea ventilaţiei naturale. Dacă PTM este realizat din două compartimente principale pentru cazul alimentării sale în vârf de reţea, unul din

compartimente este ocupat de echipamentul de medie tensiune iar celălalt de transformatorul de forţă şi de tabloul de distribuţie de joasă tensiune. Dacă PTM este realizat din trei compartimente principale (trei cabine metalice conform fig.7.4) pentru cazul racordării buclate pe partea de medie tensiune, în una din cabinele metalice este montat transformatorul de forţă, în alta este montat tabloul de joasă tensiune şi aparatajul de protecţie al primarului transformatorului iar a treia este montat echipamentul pentru racordarea postului la reţeaua de medie tensiune buclată, conform fig.7.5.

Circuitele de medie tensiune ale PTM sunt prevăzute cu separatoare normale sau cu separatoare de putere ce pot rupe curenţi de sarcină şi au bobine de acţionare pentru a permite manevre de AAR (anclanşare automată a rezervei) şi telecomenzi precum şi siguranţe fuzibile pe circuitul de alimentare al transformatorului. Pe joasă tensiune circuitul general este echipat cu întreruptor automat pentru protecţia transformatorului iar circuitele de plecare spre consumatori sunt legate la barele generale de joasă tensiune prin siguranţe MPR sau siguranţe cu mâner (SM). Pentru iluminat public sunt circuite distincte cu contactor pentru aprindere şi stingere şi contoare pentru măsurarea energiei.


167

Fig.7.6. PTM-5 pentru alimentarea cu energie electrică a şantierelor mari: a – vedere generală; b – cabină de joasă şi medie tensiune; c – varianta de PTM cu împrejmuire metalică de protecţie ; d – schema electrică monofilară


168

Aceste două tipuri de PTM (cu două, respectiv cu trei compartimente) sunt obişnuit

folosite pentru alimentarea reţelelor de joasă tensiune din centre urbane sau din incinta unor întreprinderi industriale. Pentru şantiere mari se utilizează posturi de transformare metalice cu puteri mai mari ale transformatoarelor (400, 630, 1000 kVA), conform fig.7.6, cu transformatorul montat în exterior protejat de o împrejmuire cu plasă metalică atât pe părţile laterale cât şi la partea superioară, cu una sau două cabine metalice de exterior pentru echipamentul de medie tensiune (întreruptor cu protecţie maximală sau siguranţe fuzibile, racord în cablu, etc.) şi dulap metalic pentru tabloul de distribuţie de joasă tensiune. Pentru consumatori temporari mai mici se folosesc posturi de transformare metalice (cu transformatoare mici de 100 sau 160 kVA), aşezate pe o sanie de oţel profilat cu un compartiment pentru echipamentul de medie tensiune, alt compartiment pentru transformatorul de forţă şi al treilea pentru tabloul de joasă tensiune. Acest PTM este racordat atât pe partea de medie tensiune cât ţi pe cea de joasă tensiune prin cabluri. Prin reţele electrice radiale sau interconectate, abonaţi industriali şi şantiere în gama de tensiuni 10-20 kV şi gama de puteri 250-400 kV şi tensiune joasă 380/220 V se utilizează PTM-7 montat singular. Acest post de transformare metalic se construieşte în mai multe variante de comutaţie primară şi secundară şi cote de gabarit conform tabelelor 7.1 şi 7.2. Atât pe medie cât ţi pe joasă tensiune racordurile se fac în cablu. Tabelul 7.1


169

Tabelul 7.2

7.3.2. Posturi de transformare în încăperi supraterane Reţelele de joasă tensiune din mediul urban sunt alimentate obişnuit din posturi de transformare supraterane care se numesc din acest motiv posturi de transformare pentru reţea iar consumatorii industriali sau agroindustriali sunt obişnuit alimentaţi de asemenea din posturile de transformare supraterane care se numesc posturi de transformare pentru abonat. Posturile de transformare supraterane pentru reţea pot fi realizate în clădire independentă (din panouri mari din BCA sau di zidărie) la parterul blocurilor de locuinţe (într-o încăpere sau în două încăperi) precum şi înglobate într-o clădire edilitară. Sunt şi posturi de transformare supraterane pentru reţea înglobate în clădirea unei staţii de conexiuni de medie tensiune (unui punct de alimentare). În fig.7.7 sunt prezentate schema electrică monofilară, vedere în plan şi două secţiuni a unui post de transformare 20(10)/0,4 kV, 250-630 kVA pentru reţea realizat în clădire independentă din panouri mari prefabricate din beton armat. Alimentarea pe medie tensiune poate fi realizată în vârf sau în sistemul intrare-ieşire iar la tabloul de joasă tensiune se pot racorda 12 plecări (fig.7.7.a). Pentru trecerea cablurilor în fundaţia clădirii sunt înglobate tuburi. Instalaţia de distribuţie de medie tensiune este formată din trei celule (fig.7.7.b), două pentru intrare-ieşire şi a treia pentru alimentarea (printr-un cablu de medie tensiune pozat într-un canal de cabluri) a transformatorului. Există spaţiu de rezervă pentru a se putea monta, dacă va fi necesar în viitor, o a patra celulă de medie tensiune.


170

Fig.7.7.Post de transformare 20(10)/0,4kV; 250-630 kVA în clădire independentă din panouri mari pentru reţea; a – schema electrică monofilară; b – vedere în plan

Fig.7.7. c – secţiune A-A

Legăturile între bornele de joasă tensiune ale transformatorului şi tabloul de distribuţie de joasă tensiune se face cu bare rigide fixate cu ajutorul izolatoarelor de tavanul încăperii (fig.7.7.b şi 7.7.c). Transformatorul este prevăzut cu îngrădiri pentru protecţia personalului (fig.7.7.a,b,c). În panoul din beton armat prefabricat de lângă transformator, la părţile inferioară şi superioară sunt jaluzele pentru ventilaţie naturală iar sub transformator este o cuvă pentru colectarea eventualelor pierderi de ulei (fig.7.7.c, d).


171

Fig.7.7. d – secţiune B-B

Fig.7.8. Post de transformare pentru reţea 20 (10)/0,4 kV; 250-630 kVA în clădire independentă din panouri din BCA sau din zidărie: a – schema principială monofilară; b – vedere în plan

Postul are un singur transformator ce poate avea o putere de 250, 400 sau 630 kVA. Accesul în post se face printr-o singură uşă metalică, cu dimensiuni suficient de mari pentru introducerea sau

scoaterea echipamentului cu cele mai mari dimensiuni. În fig.7.8 sunt prezentate schema electrică monofilară, vedere în plan şi o secţiune a unui post de transformare pentru


172

Fig.7.8.c – secţiunea A-A

reţea 20(10)/0,4 kV, 250-630 kVA realizat în clădire independentă den panouri din BCA sau din zidărie. Pe medie tensiune sunt de asemenea trei circuite (fig.7.8.a), două pentru intrare-ieşire şi una pentru alimentarea transformatorului iar tabloul general de joasă tensiune are 12 plecări. Legăturile bornelor transformatorului cu instalaţiile de distribuţie se fac cu bare rigide pe izolatoare suport (cu îngrădiri pentru protecţia muncii, pe verticală şi sub barele de medie tensiune, conform normativelor), atât pe partea de medie tensiune cât şi pe partea de joasă tensiune (fig.7.8.b şi 7.8.c). Este de

asemenea îngrădit cu plasă de protecţie şi transformatorul. Sub celulele de medie tensiune este un canal de cabluri iar sub transformator, cuva de beton sclivisit, cu grătar şi strat de pietriş la partea superioară. Atât pereţii de lângă transformator cât şi uşa metalică de intrare sunt prevăzute cu jaluzele pentru ventilaţie naturală. Posturile de transformare în clădire independentă pot fi de asemenea realizate lipite de o altă clădire. În fig.7.9 sunt prezentate schema electrică monofilară, locul ocupat de postul de transformare, vederea plană şi o secţiune la un post de transformare pentru reţea, 20(10)/0,4 kV, 250-630 kVA, la parterul blocurilor de locuinţe, amplasat într-o singură încăpere. Postul de transformare ocupă o cameră dintr-un apartament de trei camere la parterul unui bloc de locuinţe cu ieşire directă spre exterior (fig.7.9.b) prin uşă metalică ce jaluzele (fig.7.9.c, d). Ieşirile atât a cablurilor de medie tensiune (de bază şi de rezervă) cât şi a celor de joasă tensiune se fac prin tuburi cu diametrul de 150 mm pozate de constructor în fundaţie de beton a blocului (fig.7.9.c). Cablurile de medie tensiune (inclusiv legătura transformatorului cu celula de medie tensiune) sunt pozate în canale de cabluri acoperite cu date de beton (fig.7.9.c). Bornele de joasă tensiune sunt legate cu bare rigide prinse pe izolatoare suport de tabloul de distribuţie de joasă tensiune (fig.7.9.c, d). Pentru reducerea transmiterii zgomotului în celelalte camere ale blocului, încăperea postului de transformare este prevăzută cu izolaţie fonică.


173

Fig.7.9. Post de transformare pentru reţea 20 (10)/0,4 kV; 250-630 kVA la parterul blocurilor de locuinţe: a – schema electrică monofilară; b – locul ocupat de postul de transformare


174

Fig.7.10. Staţie de conexiuni de medie tensiune (punct de alimentare): a – schema electrică monofilară; b – vedere în plan


175

Fig.7.10. c – secţiunea A-A

Se execută de asemenea posturi de transformare pentru reţea 20(10)/0,4 kV, 2cu două unităţi

(transformatoare) 50-630 kVA, înglobat în clădire edilitară pentru reţea.

Instalaţia de distribuţie de medie tensiune are un sistem de bare

secţionat longitudinal printr-o cuplă, iar la fiecare din cele două secţii de bare este racordat câte un transformator de MT/0,4 kV. Legăturile cu celelalte posturi pe MT se fac în sistemul intrare-ieşire. Instalaţia de distribuţie de JT este formată din două tablouri distincte de JT amplasate într-o încăpere distinctă cu ieşire spre exterior şi legate prin bare rigide cu bornele de JT a câte unui transformator (cu străbaterea pereţilor prin izolatoare de trecere). Fiecare transformator este amplasat într-o cameră separată cu ieşire directă spre exterior. Instalaţia de distribuţie de medie tensiune este amplasată într-o încăpere separată cu ieşire la ambele capete, celulele sunt aşezate pe un singur rând iar în faţa lor se găseşte coridorul de manevră şi supraveghere, cu canal de cabluri acoperit cu plăcuţe prefabricate din beton. Ieşirile cablurilor pot fi făcute prin tuburi în fundaţie amplasate la fiecare capăt al încăperii. Întreaga clădire a postului este amplasată lângă o clădire cu altă destinaţie (edilitară). În fig.7.10 sunt prezentate schema electrică monofilară, vedere în plan şi o secţiune a unei staţii de conexiuni de MT (punct de alimentare), cu post de transformare. Staţia de conexiuni are un singur sistem de bare cu două secţii legate printr-o cuplă longitudinală. Staţia de conexiuni de MT este amplasată într-o încăpere distinctă cu celulele aşezate pe două rânduri, un singur coridor central pentru manevră şi supraveghere prevăzut cu canal de cabluri acoperit cu dale din beton armat; încăperea este prevăzută cu uşi la ambele capete şi tuburi pentru ieşirea cablurilor de asemenea la ambele capete (fig.7.10.b). Barele colectoare de MT sunt aşezate pe izolatoare suport deasupra celulelor (fig.7.10.c). Tabloul de distribuţie de JT împreună cu ambele transformatoare este amplasat într-o altă încăpere (fig.7.10.b). Legarea transformatoarelor pe partea de MT se face prin cabluri iar pe partea de JT prin bare rigide. Staţia de conexiuni cu post de transformare poate fi realizată într-o clădire independentă separată sau alăturată unei clădiri cu altă destinaţie. Posturile de transformare pentru abonat, care alimentează consumatori industriali sau agroindustriali se realizează de asemenea de tip suprateran, într-o clădire independentă care este amplasată în curtea întreprinderii în apropierea consumatorilor deserviţi.


176

a

b Fig.7.11. Post de transformare pentru abonat 20 (10)/0,4 kV cu un transformator 250-630 kVA: a – schema electrică monofilară; b – vedere în plan

Amplasarea posturilor pentru abonat în curtea întrepriderilor, permite reducerea investiţiei pentru partea de construcţie prin amplasarea transformatoarelor de putere în aer liber, lângă clădirea postului, cu îngrădirea din plasă de protecţie şi sârmă ghimpată la partea superioară.

Posturile de transformare pentru abonat pot avea transformatoare cu puteri unitare până la 1600 kVA, transformatoare ce pot fi montate şi în boxe special amenajate. Transformatoarele pot debita şi direct în tabloul general de JT al abonatului. Măsura energiei electrice se face pe barele de medie tensiune deoarece postul alimentează în exclusivitate un abonat. În fig.7.11 sunt prezentate schema electrică monofilară, vedere în plan, o secţiune şi faţada unui post de transformare pentru abonat cu un transformator de 250-630 kVA. Instalaţia de distribuţie de medie tensiune cu patru celule împreună cu tabloul de distribuţie de JT sunt amplasate într-o clădire independentă din zidărie sau din blocuri mici BCA.


177

c

d

Fig.7.11.c – secţiunea A-A; d- faţada

Transformatorul de forţă este montat lângă clădire pe fundaţie şi este legat prin cablu subteran de instalaţia de distribuţie de medie tensiune (pozat în clădire în canal de cabluri) conform fig.7.11.b, c, d. Transformatorul este împrejmuit cu plasă din sârmă pe stâlpi de beton iar la partea

superioară sunt trei rânduri de sârmă ghimpată. Bornele de JT ale transformatorului sunt legate de izolatoarele de trecere de tip exterior-interior, iar în clădire legarea la tabloul de distribuţie de JT se face cu bare rigide.

Echiparea tabloului de JT a postului poate fi foarte simplă, tabloul propriu-zis de distribuţie de JT găsindu-se într-o încăpere distinctă, în

apropierea consumatorilor din clădire (hala) de producţie; legarea acestor tablouri de distribuţie se face cu cabluri subterane de JT. Se execută de asemenea posturi de transformare pentru abonat 20(10)/0,4 kV cu două transformatoare 250-630 kVA.

Transformatoarele sunt amplasate ca şi în cazul anterior în exterior pe mici fundaţii, cu împrejmuiri conform normativelor. Instalaţia de distribuţie de medie tensiune, cu şase celule împreună cu două mici tablouri de JT sunt amplasate în aceeaşi încăpere. Legăturile pe JT în interiorul clădirii sunt realizate din bare rigide pe izolatoare suport, între cele două tablouri de JT existând un separator.

7.4. Soluţii constructive pentru posturi de transformare subterane

Această soluţie este utilizată pentru posturile de transformare pentru reţea în zone urbane aglomerate unde arhitectura zonei nu permite aplicarea celorlalte soluţii (clădire


178

a

Fig.7.12. Post de transformare pentru reţea 20 (10)/0,4 kV, 250-630 kVA în construcţie subterană: a – schema electrică monofilară; b – vedere în plan

independentă sau amplasarea postului înglobat într-o clădire edilitară sau bloc de locuinţe). Posturile de transformare subterane trebuie să aibă partea de construcţie de rezistenţă corespunzătoare cu radiere, pereţi şi planşee din beton armat, se prevăd cu izolaţie hidrofugă şi cu ventilaţie forţată. În fig.7.12 sunt prezentate schema electrică monofilară, vedere în plan şi secţiuni ale unui post de transformare pentru reţea 20(10)/0,4 kV 250-630 kVA în construcţie subterană.


179

c

d

Fig.7.12.c – secţiunea 1-1’; secţiunea 2-2’

Instalaţia de distribuţie de medie tensiune (cu trei celule plus una de rezervă) împreună cu tabloul de distribuţie de JT şi transformatorul sunt amplasate în aceeaşi încăpere subterană, postul poate fi racordat în vârf sau în sistem intrare-ieşire. Legătura între bornele de medie tensiune ale transformatorului şi celula sa de medie tensiune se face în cablu pozat într-un canal de cabluri acoperit cu dale din beton armat. Bornele de JT ale transformatorului sunt legate prin bare rigide, susţinute cu izolatoare şi console, cu tabloul de distribuţie de JT. Transformatorul de forţă este îngrădit conform normativelor. Legăturile cu exteriorul atât pe MT cât şi pe JT sunt realizate în cabluri subterane ce ies la înălţimea necesară (sub 1 m faţă de nivelul solului). Postul de transformare are două trape, o trapă mare pentru accesul aparatelor şi transformatorului (acoperită cu o placă de beton armat ce poate fi ridicată cu o macara) şi o trapă mică pentru accesul personalului.


180

Fig.7.13. Celule tip CMT-PT

7.5. Soluţii moderne de echipare a posturilor de transformare

Celule de medie tensiune În ultimii ani se constată utilizarea pe scară largă a celulelor de medie tensiune pentru posturi de transformare, folosind hexaflorura de sulf. Acest gaz este folosit atât ca mediu de izolare, cât şi ca mediu de stingere a arcului electric. Părţile active ale aparatajului (separatorul de sarcină sau întreruptorul) sunt amplasate într-o carcasă metalică etanşă, sigilată pe viaţă. O soluţie mai recentă este utilizarea întreruptoarelor în vid. Acestea au caracteristici tehnice superioare şi o fiabilitate mărită. Caracteristicilor unor asemenea celule sunt:

- construcţie compactă, dimensiuni reduse; - amplasarea lor în interior; - durata de viaţă ridicată; - nu necesită întreţinerea părţilor active; - siguranţă mărită în exploatare şi funcţionare; - montaj simplu; - construcţie vizibilă în ansamblu; - gruparea comenzilor pe partea frontală; - racordarea cablurilor prin faţă; - accesibilitate ridicată; - posibilitatea echipării cu numeroase accesorii (relee de reglaj, indicatoare de

scurtcircuit, etc.); - posibilitatea de telecomandă. Se utilizează în reţelele de medie tensiune până la 24 kV, atât în cele de distribuţie, cât

şi în cele industriale. În funcţie de configuraţia reţelelor de medie tensiune şi cu aceste celule se poate realiza schema dorită. Celulele prefabricate pentru posturi de transformare (CIP-10, 20 kV), fabricate în ţară, au un compartiment al barelor colectoare , un compartiment al barelor colectoare, un

compartiment pentru aparatele de medie tensiune (întreruptor, transformatoarele de curent şi de tensiune, siguranţele fuzibile de medie tensiune) şi un compartiment pentru aparatele de joasă tensiune (o cutie modul ce se montează în faţa celulei). Aparatele de medie şi joasă tensiune sunt în montaj fix. Acţionările aparatelor sunt prevăzute cu interblocaje mecanice cu chei. Se fabrică diferite variante constructive pentru astfel de celule prefabricate pentru posturi de transformare. În fig.5.14. se prezintă o celulă de medie tip CMT-PT, pentru posturi de transformare cu tensiunea nominală 24 kV, construcţie „Automatica S.A. Bucureşti”. Aceasta este construită din elemente metalice asamblate sub forma unui dulap. Izolaţia tuturor părţilor active este realizată în aer. Este echipată cu următoarele tipuri de aparate:

- Întreruptor HAD (izolaţie în SF6) cu releu de protecţie şi transformatoare de măsură încorporate;


181

Fig.7.14. Sistem modular de celule de medie tensiune fabricaţie INAEL Spania

- Separator de sarcină rotativ (AM); - Separator izolator rotativ (AR); - Separator de punere la pământ (AT).

Celula CMT-PT asigură protecţia maximă a personalului de deservire atunci când în interiorul celulei apare un arc electric. Este construită să reziste la supratensiunea cauzată de arcul electric intern şi are trasee speciale de evacuare a gazelor produse de arcul electric. Tabelul 7.3. Caracteristici tehnice Celula CMT-PT 1. Tensiunea nominală 24 kV 2. Frecvenţa nominală 50 Hz 3. Tensiunea nominală de ţinere (50 Hz-1 minut) 50 kV la 24 kV 4. Tensiunea nominală de ţinere la impuls (12,5/50 s) 125 kV la 24 kV 5. Curenţi nominali: 400 ; 630; 800; 1250 A 6. Curent de scurtcircuit pentru 1 s 16 kA la 24 kV 7. Sistem de bare simplu 8. Curent de ţinere la arc liber: 16 kA la 24 kV 9. Dimensiuni de gabarit 750x1500x2400 mm 10. Greutate 545 kg 11. Montaj La perete

Celule de medie tensiune fabricate în alte ţări, constructiv, sunt de două tipuri: celule modulare şi celule monobloc.

Celule modulare. Celule modulare se prezintă sub forma unor module separate, echipate cu aparataj fix sau debroşabil, în înveliş metalic, fig.7.14 (fabricaţie INAEL Spania) Fiecare tip de modul are o funcţie bine stabilită, fig.7.15, ca de exemplu:

- modul de linie cu separator de sarcină; - modul de trafo cu protecţie cu separator de sarcină asociat sau combinat cu

siguranţe cu întreruptor; - modul de măsură; - modul de cuplă. Schema electrică pe medie tensiune a postului se realizează prin asamblarea diferitelor


182

Fig.7.16. Celule de medie tensiune în sistem monobloc fabricaţie INAEL Spania

tipuri de module. Se recomandă utilizarea lor în zone cu dezvoltare energetică de perspectivă, deoarece

permit amplificarea sau modificarea ulterioară, în funcţie de necesităţi.

Celule monobloc. Aceste celule cuprind într-un singur ansamblu toate funcţiile pe medie tensiune necesare unui post de transformare, fig.7.16 şi fig.7.17. Întreg ansamblu este închis într-o carcasă etanşă umplută cu SF6 şi sigilată pe viaţă.

Fig.7.15. Schemele celulelor în sistem modular: CML – celulă de linie; CMPF – celulă de linie cu protecţie prin siguranţă fuzibilă; CMPF-R - celulă de linie cu protecţie prin siguranţă fuzibilă şi releu; CMPA – celulă de protecţie cu întreruptor şi separator; CMPAS - celulă de protecţie cu întreruptor şi separator şi releu; CMR – celulă de transfer a conectării sus-jos şi invers; CMSP – celulă de cuplă; CMSP-T – celulă de cuplă cu separator de legare la pământ; CMM – celulă de măsură


183

Celulele monobloc prezintă câteva avantaje faţă de cele modulare:

- dimensiuni mai reduse ceea ce conduce la micşorarea suprafeţei utilizate; - preţul mai scăzut.

Ambele tipuri de celule permit extinderea pe ambele părţi cu racorduri speciale. Calităţile deosebite ace acestor celule impune utilizarea lor în următoarele situaţii:

- echiparea posturilor trafo într-un spaţiu redus, impus constructiv; - retehnologizarea posturilor existente, fără a modifica partea constructivă. Transformatoare

Prezentând caracteristici tehnice superioare transformatoarelor cu ulei, se utilizează din ce în ce mai mult transformatoare uscate în răşină sintetică. Sunt fabricate în gama 100-2500 kVA, cu tensiuni de alimentare până la 20 kV (tensiune secundară 410 V). Are următoarele caracteristici:

Fig.7.17. Schemele celulelor în sistem monobloc


184

- nu prezintă risc de poluare; - nu necesită întreţinerea dielectricului; - este uşor instalat; - este autoextintibil; - rezistă la agresiunile mediului; - nu necesită amenajări constructive (cuvă); - gabarite şi greutate reduse.

Transformatoarele uscate elimină limitările impuse de transformatoarele cu ulei. Astfel, ele pot fi amplasate chiar în centrul de consum (de sarcină) solicitat (blocuri de locuinţe, spitale, metrou, etc.). Specifică acestor transformatoare este tehnologia de etanşare a bobinajelor în vid la temperaturi înalte, într-o răşină epoxidică, ceea ce îi conferă transformatorului o comportare excelentă la agresiunile specifice şi elimină riscurile fisurării.

Soluţii constructive pentru staţii electrice de distribuţie de înaltă şi foarte înaltă tensiune

185

8. SOLUŢII CONSTRUCTIVE PENTRU STAŢII ELECTRICE DE DISTRIBUŢIE DE ÎNALTĂ ŞI FOARTE ÎNALTĂ TENSIUNE

Staţiile electrice de distribuţie de înaltă şi foarte înaltă tensiune (ÎT), pot fi realizate în două mari variante constructive, funcţie de faptul dacă sunt sau nu amplasate în interiorul unor clădiri. Cele realizate în aer liber se numesc staţii de distribuţie exterioare iar cele amplasate în interiorul unor clădiri se numesc staţii de distribuţie interioare.

8.1. Staţii de distribuţie exterioare

8.1.1. Probleme generale şi clasificări Amplasarea în exterior a instalaţiilor de distribuţie (conexiuni) este impusă de economicitate şi este aplicată cu deosebire la tensiunile mari şi foarte mar (peste 35 kV). Avantajele principale care impun acest tip de instalaţie sunt:

- consum redus de materiale de construcţii; - capacitate redusă de extindere a avariilor datorită distanţelor mari între faze şi între

circuite; - timpi de execuţie mai reduşi; - extindere comodă; - vizibilitate bună a echipamentului; - acces uşor la echipamente pentru exploatare, înlocuire, etc. Dezavantajele acestor categorii de instalaţii care limitează domeniile lor de aplicare

sau impun măsuri speciale sunt: - echipamentul pentru exterior este mai scump; - exploatarea lor este mai dificilă; - au siguranţă în funcţionare mai redusă, mai ales dacă sunt amplasate în medii

agresive; - ocupă suprafeţe de teren mai mari (de 4 ori mai mari decât instalaţiile interioare

clasice), lucru ce face folosirea lor imposibilă în unele cazuri (ex.zone urbane); - sunt expuse efectelor poluării şi amplasarea lor în apropierea unor surse de poluare

intensă, impune măsuri speciale. Soluţiile constructive pentru instalaţiile exterioare sunt determinate de următoarele

elemente: - tipul separatoarelor şi a întreruptoarelor; - tipul căilor de curent; - izolaţia şi suporţii; - schema monofilară a instalaţiilor; - restricţiile de spaţiu. Influenţa tipului de separator. Prin gabaritul lor, prin numărul relativ mare de

separatoare folosite în schemele uzuale, prin importanţa separatoarelor în exploatare, se poate


186

Fig.8.1. Separatoare cu două sau trei coloane

Fig.8.2. Separatoare monocoloan

afirma că soluţiile constructive de instalaţii exterioare depind în foarte mare măsură de tipul şi modul de montare a separatoarelor. Practica a arătat că ponderea costului separatoarelor în costul total al instalaţiilor de tip exterior poate ajunge la 50%. Separatoarele au de asemenea pondere mare în suprafaţa instalaţiei. Reducerea Suprafeţei instalaţiilor exterioare poate fi realizată aproape exclusiv prin alegerea unor tipuri corespunzătoare de separatoare, printr-o amplasare mai raţională a acestora sau chiar prin renunţarea definitivă la separatoare.

Tipurile de separatoare folosite în instalaţiile exterioare se pot clasifica în următoarele categorii:

- separatoare cu două sau trei coloane cu deplasarea contactului mobil în planul izolatoarelor (fig.8.1.a, b, c);

- separatoare cu două sau trei coloane cu deplasarea contactului mobil în plan perpenticular pe planul izolatoarelor. Rotirea contactelor se face prin rotirea izolatoarelor pe care sunt fixate rigid contactele (fig.8.1.d) sau prin rotirea unui izolator central (fig.8.1.e);

- separatoare monocoloană la care dispare izolatorul contactului fix, acesta fiind montat fix pe un alt aparat (de exemplu pe transformatorul de curent) când contactul mobil stă în poziţie orizontală închis, fie fiind suspendat de conductorul de legătură sau bara colectoare când închiderea separatorului se face pe verticală. Familia separatoarelor monocoloană este destul de diversă, lucru ce rezultă şi din


187

denumirile folosite pentru ele: pantograf, semipantograf, foarfece, picior de lăcustă, etc. Fig. 8.2 prezintă un exemplu de separator monocoloană.

- Separatoare cu două coloane cu gabarit constant. Separatoarele cu deplasarea contactului mobil în planul izolatoarelor (fig.8.1.a) au fost

folosite multă vreme fiind puţin pretenţioase în privinţa tehnologiei de realizare şi a reglajelor în exploatare, dar ducând la soluţii constructive ce necesită o suprafaţă mai mare în special datorită faptului că nu permit legături verticale de la contactul fix şi deci nu pot fi amplasate sub barele colectoare ca de exemplu, separatorul reprezentat în fig.8.1.d. Acesta din urmă necesită însă o tehnologie de realizare mai dificilă, iar eventualele dereglări în sincronismul deplasării contactelor sale pot duce la distrugerea separatorului în timpul închiderii.

În fig.8.3. este prezentat un separator fabricaţie Electroputere Craiova iar în tabelul 8.1 – caracteristicile acestuia. Tabelul 8.1. Caracteristici tehnice şi constructive separator fabricaţie Electroputere

Tot o tehnologie mai dificilă de realizare presupun

separatoarele monocoloană, la care contactul mobil se deplasează pe verticală.

Ele permit o bună folosire a terenului staţiei de conexiuni, în plan orizontal aceste separatoare ocupând un spaţiu minim.

Folosirea acestui tip de separatoare în staţii, presupune însă o serie de măsuri constructive speciale. Deoarece contactul fix superior este fixat pe un conductor flexibil întins, săgeţile acestui conductor în plan vertical şi orizontal trebuie limitate, chiar dacă sarcinile la care sunt supuse aceste conductoare sunt variabile în timp.

Menţinerea săgeţilor în domenii mai mici (maxim 3%) decât în staţiile în care se folosesc alte tipuri de separatoare, se face prin adoptarea unor eforturi mai mari în conductoare şi deci în cadrele staţiei sau prin folosirea unor armături speciale de reglaj a întinderii şi de compensare permanentă a variaţiilor de lungime a conductoarelor flexibile.

Variaţiile admisibile ale săgeţilor acestor conductoare se verifică în tot lungul deschiderii lor pentru a asigura posibilităţi corecte de funcţionare atât pentru separatoarele monocoloană amplasate la mijlocul deschiderii, cât şi pentru cele amplasate la extremităţile deschiderii conductoarelor.

Reducerea dimensiunilor staţiei prin folosirea separatoarelor din familia pantograf este diminuată de faptul că pasul celulelor alăturate cadrelor de întindere este mai mare în mod fortuit. Aceasta deoarece conductoarele se fixează de cadre prin lanţuri de izolatoare cu lungime relativ mare şi în dreptul lor nu se pot monta contactele superioare a separatoarelor monocoloană.

Tensiunea nominalã kV 72,5 123 145 170 245 420 Curentul nominal A 1250 1250 2000 1250 1250 1600 1600

2000 1600 2000 1600 2000 2000

2000 2500

3150 Stabilitatea la scurtcircuit kA 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5

40 40 40 40 Tipul constructiv dupã caz: rotativ, basculant sau pantograf

Sistemul de actionare manual sau dispozitiv cu motor electric Fig.8.3. Separator fabricaţie Electroputere Craiova


188

Separatoarele monocoloană nu pot fi prevăzute cu cuţite de punere la pământ pe ambele părţi ca în cazul separatoarelor cu două sau trei coloane, punerea la pământ trebuie să fie realizată cu separatoare suplimentare sau cu izolatoare cu cuţite de punere la pământ de tipul scurtcircuitoarelor. După cum va rezulta şi din soluţiile prezentate în continuare, instalaţiile realizate cu separatoare monocoloană sunt de o mare claritate.

Dezavantajele introduse de separatoare au stimulat preocupările de găsire a unor căi de diminuare a numărului acestora, una din preocupările radicale fiind renunţarea la separatoare, lucru posibil prin extindere şi la exterior, a principiului “întreruptor debroşabil”.

Aceasta s-a putut realiza montând pentru toate cele trei faze complexul întreruptor, dispozitiv de acţionare a acestuia şi transformator de curent – pe o platformă mobilă, racordul acestora la partea fixă a instalaţiei făcându-se prin contacte debroşabile care joacă rolul separatoarelor.

Execuţia acestor contacte şi a legăturilor electrice între separatoare montate pe platformă cere precauţii deosebite şi tehnologii corespunzătoare.

Racordurile circuitelor secundare la platforma mobilă se fac prin conductoare flexibile şi sunt de asemenea debroşabile. Tipul de întreruptor care corespunde mai bine pentru această soluţie este cel cu ulei puţin care nu necesită şi alte racorduri (exemplu aer comprimat) între platforma mobilă şi partea fixă a instalaţiei.

Conceperea şi executarea platformei mobile trebuie să urmărească îndeplinirea următoarelor cerinţe:

- posibilitatea manevrării manuale a platformei de către un singur operator cu forţa proprie şi numai dacă întreruptorul este în poziţia deschis;

- asigurarea preciziei deplasării platformei cerute de închiderea corectă a contactelor.

Aceste cerinţe limitează domeniul de aplicare a soluţiilor cu întreruptor debroşabil la tensiuni de maxim 110 kV, curenţi de până la 1600 A şi puteri de rupere de sub 2500 MVA.

Soluţia poate fi aplicată în cazul schemelor cu bară colectoare dublă şi două întreruptoare pe circuit.

Separatoarele se exclud total din aceste instalaţii deoarece la poziţia “scos din circuit” a platformei echipamentele de pe aceasta nu sunt sub tensiune şi sunt accesibile cu uşurinţă pentru revizii, reglaje, înlocuiri, etc.

Influenţa modului de montare a separatoarelor. Separatoarele pot fi montate în instalaţii la sol sau la înălţimi mari de 2,5 până la 10 m, în acest din urmă caz cadrele staţiilor fiind dimensionate corespunzător şi rezultând deci mai scumpe.

Prin montarea separatoarelor cu două sau trei coloane la sol, rezultă însă instalaţii de suprafaţă mare.

Dacă baza izolatorului este la o distanţă de sol mai mică de 2,5 m acesta trebuie introdus în interiorul unei îngrădiri de protecţie.

Faţă de barele colectoare separatoarele pot fi amplasate sub acestea, când se reduce suprafaţa staţiei, dar nu pot fi folosite toate tipurile de separatoare, sau în afara barelor colectoare. Poziţia separatoarelor cu două sau trei coloane poate fi perpenticulară pe barele colectoare sau paralelă cu acestea.

Fazele unui separator cu două sau trei coloane pot fi aşezate paralel la distanţă una faţă de alta (poziţie obligatorie în cazul separatoarelor de construcţie trifazată) sau pe aceeaşi linie (poziţie posibilă numai la separatoarele de construcţie monofazată).

Influenţa întreruptorului. Tipul întreruptorului are o influenţă redusă asupra soluţiei constructive pentru instalaţii exterioare.


189

Înălţimea la care se montează întreruptorul determină, ca şi în cazul celorlalte aparate, existenţa sau nu a îngrădirilor de protecţie şi poate, în cazul când acestea se impun, să conducă la consum mai mare de teren. Evident decizia este luată în funcţie de greutatea întreruptorului şi disponibilul de suprafaţă.

În fig.8.4 este prezentat un intreruptor fabricaţie Electroputere Craiova iar în tabelul 8.2 – caracteristicile acestuia.

Tabelul 8.2. Caracteristici tehnice şi constructive întreruptor fabricaţie Electroputere

O soluţie aplicată în Franţa într-un număr relativ redus de

cazuri este montarea suspendată a întreruptoarelor. Acestea reduse efectiv la camerele de stingere sunt suspendate de un cadru dimensionat corespunzător printr-un număr de lanţuri de izolatoare care să nu permită balansarea lor şi sunt ancorate la sol prin ancore izolante. Bineînţeles este necesar şi racordul la dispozitivul de acţionare montat pe sol.

Extinderea acestor soluţii este limitată de costul ridicat al cadrelor de susţinere şi de dezavantajele inaccesibilităţii întreruptorului.

Tehnica suspendării se aplică şi altor categorii de echipamente (descărcătoare, bobine de blocare) la care soluţia este mai uşor de acceptat, acestea netransmiţând cadrelor de susţinere solicitări dinamice.

Influenţa căilor de curent şi a izolaţiei. În instalaţiile exterioare se folosesc aproape exclusiv două categorii de conductoare şi anume:

- conductoare flexibile, de genul celor folosite la liniile electrice aeriene; - conductoare rigide care la tensiuni mari sunt sub formă de ţeavă iar la tensiuni

medii şi curenţi mari au forma unor combinaţii de profile standard (eventual ecranate sau blindate).

Conductoarele flexibile pot fi montate în toată gama deschiderilor care apar la instalaţiile de tip exterior şi nu transmit vibraţii şi şocurile către aparate la care sunt racordate. Folosirea lor la deschideri mari reduce numărul de izolatoare necesare.

Ele necesită, datorită săgeţilor în planul fazelor, distanţe între faze mai mari decât în cazul conductoarelor rigide.

Se pot folosi la intensităţi ale curentului sub 1500 A deoarece mărimea numărului de funii pe fază reduce flexibilitatea acesteia şi măreşte foarte mult solicitările electrodinamice la scurtcircuit în conductoare şi în cadrele de susţinere a acestora.

Racordarea lor directă la bornele aparatelor se poate face în mai puţine cazuri decât conductoarele rigide, deoarece eforturile mecanice admise de izolatoarele aparatelor sunt în general reduse (100-200 daN).

Tensiunea nominalã kV 72,5...420 72,5 145 170 245 420 Curentul nominal A 1600 2000 2500 2500 2500 Capacitatea de comutatie kA 31,5 40 31,5 40 40 Sistemul de comutatie ulei putin* SF6

Sistemul de actionare dispozitiv oleopneumatic în diferite variante de

constructie si functionare

Fig.8.4. Intreruptor fabricaţie Electroputere


190

Fig.8.5. Exemple de folosire a unui conductor rigid sub formă de riglă conductoare cu zăbrele pentru deschideri mari: a – amplasarea în schemă monofilară; b – detalii de grindă

Susţinerea conductoarelor se face prin întinderea lor între suporţi (stâlpi, cadre, ziduri) sau bornele aparatelor.

Suporţii cei mai frecvenţi folosiţi sunt construiţi din stâlpi şi grinzi din beton sau deschideri mai mari, din oţel.

Ancorarea conductoarelor de grinzi se poate face cu lanţuri de izolatoare, de întindere simple, duble, paralele sau duble în V pentru reducerea deplasărilor pe orizontală a capătului conductorului. Lanţurile duble sunt obligatorii la supratraversarea altor circuite sau echipamente.

Conductoarele rigide necesită distanţe între faze mai mici şi pot fi uşor construite şi la valori mari ale intensităţii curentului (peste 500 A).

Pot urmări trasee mai complicate decât conductoarele flexibile. Numărul de izolatoare necesar este însă mai mare decât la conductoarele flexibile,

necesită garnituri elastice pentru preluarea dilatărilor termice şi pentru evitarea transmiterii şocurilor şi vibraţiilor între aparatele la care se leagă.

Fixarea conductoarelor rigide se poate face: - rigid în cazul legăturilor scurte sau în punctele de delimitare a tronsoanelor de bară

ce se pot deplasa liber; - cu trecerea liberă la izolatoarele suport sau de trecere care nu delimitează

tronsoanele; - elastic la bornele aparatelor care produc şocuri sau vibraţii (întreruptoare,

transformatoare, etc.). Distanţele dintre izolatoarele de susţinere sunt determinate din considerente de efort de

încovoiere admisibil în bară sau din considerente constructive. În instalaţiile exterioare conductoarele rigide au în cele mai frecvente cazuri formă de ţeavă de aluminiu şi folosirea lor duce adesea la soluţii economic avantajoase şi compacte deoarece folosesc drept suporţi izolatoarele aparatelor (separatoare, transformatoare de curent sau tensiune, întreruptoare, etc.).

O soluţie extremă de folosire a conductoarelor rigide este construirea lor pentru deschideri mari sub formă de grinzi cu zăbrele.

Un exemplu este dat în fig.8.5 unde pentru supratraversarea unei bare colectoare de 400 kV se foloseşte o riglă conductoare sub formă de grindă cu zăbrele cu o deschidere de 27 m.

Influenţa schemei monofilare, a restricţiilor de spaţii şi a tensiunii. Schema monofilară determină în mod ferm soluţia constructivă prin:

- prezenţa sau lipsa întreruptoarelor (de exemplu în cazul staţiilor de racord adânc se poate renunţa la întreruptor şi înlocuirea lor cu siguranţe sau scurtcircuitoare, soluţia constructivă devenind foarte simplă);

- numărul de bare colectoare (barele duble sau triple exclud folosirea unor soluţii constructive iar prezenţa barelor de transfer simultan cu restricţii de spaţii poate limita şi mai mult numărul soluţiilor constructive aplicabile).


191

Fig.8.6. Schema electrică a unei instalaţii de tip înalt cu bară colectoare dublă

- necesitatea şuntării întreruptorului de pe circuit poate de asemenea reduce numărul soluţiilor constructive aplicabile numai la cele la care acest lucru este posibil. De exemplu soluţiile cu 3 planuri de tensiune, deşi mai puţin avantajoase din alte puncte de vedere se pot impune acolo unde în schema monofilară se impune şuntarea întreruptorului;

- restricţiile de teren pot impune soluţiile de tip înalt sau amplasarea barelor de transfer pe o singură parte a barelor colectoare şi supratraversarea întregii staţii de către toate circuitele ce merg în partea opusă, mărindu-se astfel numărul de nivele de tensiune ale staţiei;

- tensiunea influenţează soluţia constructivă în mod indirect prin gabaritul şi greutatea echipamentului. La tensiuni foarte mari acestea pot impune numai soluţii de tip scund.

Diversitatea mare de soluţii constructive pentru instalaţiile exterioare poate fi ordonată în clase după criterii diferite. Două dintre aceste criterii sunt: A. După numărul de nivele de tensiune pe verticală sunt: A1. Instalaţii cu trei nivele de tensiune pe verticală folosite mai puţin în ultima vreme dar existente în instalaţii mai vechi; A2. Instalaţii cu două nivele de tensiune pe verticală mai avantajoase şi deci mai mult folosite în instalaţiile noi. B. După înălţimea faţă de sol la care se montează echipamentul sunt: B1. Soluţii de tip înalt la care separatoarele de bare se montează la 5 până la 10 m înălţime de sol şi care au aplicabilitate acolo unde se pun restricţii cu privire la suprafaţa folosită. Aceste soluţii presupun costuri mai mari pentru cadrele de susţinere şi o serie de dificultăţi în exploatare, datorită unei mai reduse accesibilităţi a echipamentului. B2. Soluţii de tip semiînalt la care separatoarele de bare se montează la înălţimile minime impuse de renunţarea la îngrădiri de protecţie. Aceleaşi înălţimi se folosesc şi la amplasarea transformatoarelor de curent şi a întreruptoarelor, predominând totuşi amplasarea lor pe fundamente înalte mai ales la tensiunile de 110 şi 220 kV. B3. Soluţii de tip scund (jos) sunt cele la care echipamentul se montează în întregime la sol, instalaţiile fiind dezvoltate pe orizontală, cadrele de susţinere fiind mai simple şi deci mai ieftine.

8.1.2. Instalaţii de distribuţie exterioare de tip înalt

Soluţiile constructive de tip înalt sunt de o mare diversitate, folosirea lor este însă redusă în special datorită dificultăţilor în exploatare. Diversitatea lor rezultă din forma cadrelor de susţinere, din poziţia barelor colectoare una faţă de alta, din tipul căilor de curent folosite şi din modul de susţinere a acestora (izolaţia).

Domeniul tensiunilor la care se pot aplica aceste soluţii este cel de până la 110 kV, în mod excepţional 220 kV.


192

Fig.8.7. Instalaţie de tip înalt cu cadru T cu bară colectoare dublă: a – secţiune verticală; b - plan

În fig.8.7 este prezentată schema electrică a unei instalaţii de tip înalt, construită la noi în ţară, soluţie ce foloseşte separatoare cu trei coloane şi deplasarea contactului mobil în planul acestora, separatoare montate orizontal la înălţimea de 7 m. Întreruptorul montat sub separatoare pe un postament de 2,5 m înălţime permite renunţarea la împrejmuirea de protecţie. O soluţie de tip înalt, dar cu separatoarele montate pe verticală şi folosind un cadru de susţinere a barelor de tip T este prezentată în fig.8.5. Separatoarele trebuie să permită în acest caz montarea şi funcţionarea pe verticală. O serie de avantaje

privind economia de spaţiu şi de izolare, prezintă soluţia la care barele colectoare sub formă de funie sunt montate una sub alta şi sunt suspendate de legăturile dintre separatoarele de bare. Izolaţia bare fiind astfel, cea a separatoarelor se economiseşte. Soluţia are faţă de celelalte şi avantajul că permite, în acelaşi pas de celulă plecări în ambele părţi ale barelor colectoare (2 circuite diferite) lucru care duce la scurtarea barelor colectoare la jumătate. După cum se observă există o asemănare între soluţiile constructive de instalaţii exterioare de tip înalt şi cele pentru instalaţii interioare acolo unde rolul cadrelor de susţinere fiind preluat în parte de clădirea staţiei.

8.1.3. Instalaţii de tip semiînalt Prin avantajele pe care le oferă precum şi prin faptul că se aplică la o gamă largă de tensiuni, acestea sunt cele mai folosite soluţii constructive pentru instalaţii de distribuţie exterioare de înaltă tensiune. Aceasta face ca şi diversitatea instalaţiilor de acest tip să fie mare.


193

Fig.8.8. Instalaţie de distribuţie de tip semiînalt cu bară simplă a cărei faze sunt dispuse în plan înclinat şi separatoarele de bare paralele cu barele, U=110 kV.

Separatoarele se montează pe suporţi înalţi de până la 2,5 m iar întreruptoarele şi transformatoarele de măsură se montează pe fundamente joase în special pentru a uşura transportul, manipularea şi exploatarea lor. Instalaţiile cu bară colectoare simplă sunt în special comod de realizat şi rezultă compacte, fără a pune probleme de utilizare a spaţiului. Soluţiile pot fi asemănătoare cu cele folosite la instalaţiile cu bară colectoare dublă. În fig.8.8 se prezintă o secţiune printr-o astfel de instalaţie la care s-a urmărit reducerea suprafeţei ocupate de bare colectoare prin dispunerea lor în plan înclinat. Trecerea barei fazei S prin dreptul stâlpilor se face prin intermediul unui lanţ de izolatoare verticale suplimentar IS montat pe o consolă a stâlpului. O altă soluţie compactă pentru tensiunea de 35 kV şi la care bara colectoare simplă este executată din conductor rigid susţinut, prin legăturile la acestea, de izolatoarele separatoarelor. Barele colectoare formează muchiile unei prisme triunghiulare. În cazul instalaţiilor cu bară colectoare dublă modul de amplasare a separatoarelor de


194

Tabelul 8.3. Soluţii constructive de tip semiînalt


195

Fig.8.9. Plan şi secţiune printr-o staţie ce foloseşte soluţia cu separatoarele aşezate în linie longitudinal (220 kV)

bare şi tipul acestora diversifică mulţimea soluţiilor posibile, clasificarea lor putându-se face după următoarele criterii:

- dacă soluţia permite plecări în ambele părţi ale barelor colectoare; - câte nivele de elemente conductoare se găsesc pe verticală; - dacă se folosesc separatoare cu una sau două coloane. O clasificare a celor mai folosite soluţii constructive de tip semiînalt în funcţie de

criteriile enumerate anterior se prezintă în tabelul 8.1. Soluţiile care permit plecări numai în una din părţile barelor colectoare duc adesea la

folosirea neraţională a suprafeţei staţiei şi de aceea se realizează mai frecvent sub forma 2.1 (din tabelul 8.3), când una din barele colectoare se dublează cu scopul unei mai bune folosiri a suprafeţei staţiei şi a materialului conductor.

Soluţia 1.1.1 din tabel a fost folosită în trecut în ţara noastră, existând încă instalaţii de acest tip în funcţiune, ea nepunând condiţii deosebite aparatajului. Toate căile de curent sunt de tip funii flexibile. Nu poate fi folosită la scheme cu mai mult de două bare colectoare.

Faptul că necesită cadre (portale) mai numeroase şi mai grele şi că are 3 nivele de tensiune pe verticală a dus la abandonarea ei în favoarea soluţiilor 1.2 din care la noi în ţară se foloseşte mai mult soluţia 1.2.1. cu separatoarele amplasate sub barele colectoare paralel cu acestea pe aceeaşi linie sau decalate.

Soluţia în varianta cu separatoarele pe aceeaşi linie este prezentată în fig.8.9. Aşezarea separatoarelor sub bare presupune, pentru a nu fi necesară o supraînălţare a

barelor colectoare, folosirea separatoarelor de bare de tipul “cu rotirea contactelor într-un plan perpenticular pe

planul izolatoarelor”.

Soluţia se aplică la o gamă largă de tensiuni dar mai frecvent la 110 şi 220 kV. Barele colectoare sunt flexibile suspendate de cadre tip portal sau în T, legătura bare-separator este tot flexibilă.

Legăturile de la separatoarele de bare la întreruptor se execută mai frecvent din conductor rigid (bară tubulară de aluminiu) pentru a putea fi sprijinită şi pe izolatorul

separatorului. Separatoarele sunt obligatoriu în

construcţie


196

Fig.8.10. Plan şi secţiune printr-o soluţie în care se reduce suprafaţa nefolosită în varianta “tandem” (220 kV)

monofazată. Soluţia este aplicată şi la schema cu mai mult de două bare colectoare. Înrudită cu soluţia anterioară este cea cu separatoarele de bare aşezate în linie sau

decalat perpenticular pe barele colectoare (soluţia 1.2.1.2 în tabel). Faţă de

soluţia precedentă pasul celulei este mai mic dar se măreşte distanţa dintre fazele barei colectoare care de data aceasta sunt

conductoare tubulare rigide fixate pe

izolatoarele separatoarelor de bare, care de asemenea sunt de

construcţie monofazată. În acest mod legăturile bară-separator de bară dispar. Legăturile de la separatoarele de bare la întreruptor sunt executate din funii flexibile care

supratraversează ambele bare colectoare.

Această supratraversare reduce gradul de folosire a soluţiei acesteia, deoarece există pericolul ca la ruperea unui conductor ce supratraversează barele să se producă scurtcircuitarea simultană a ambelor sisteme de bare.

Soluţia presupune ca forţa admisibilă pe bornele separatorului de bare să fie mai mare decât forţa transmisă acestor borne de barele colectoare când acestea sunt străbătute de curentul de scurtcircuit.

Soluţia prezentată în fig.8.10 este o combinare a ultimelor două soluţii de amplasare a separatoarelor de bare care duce la posibilitatea întrepătrunderii celulelor a două circuite care pleacă în sensuri contrare. Această înrepătrundere duce, după cum este lesne de observat, la o reducere a suprafeţelor nefolosite în cazul variantei „tandem”.

Barele colectoare sunt din funie flexibilă ancorată classic de cadre de susţinere de tip portal iar derivaţiile tot din funii, folosesc drept suporţi şi bornele separatoarelor şi a întreruptorului la care sunt legate.


197

Fig.8.11. Plan şi secţiune prin două celule într-o instalaţie cu separatoarele de bare aşezate în unghi drept.

Fig.8.12. Dublarea ambelor bare colectoare (b) sau mai raţional (c) a uneia poate duce la folosirea mai completă a suprafeţei staţiei în cazul folosirii soluţiilor constructive din categoria “tandem”

Un pas înainte în direcţia indicată de soluţia anterioară este soluţia denumită ”cu separatoarele de bare aşezate în unghi drept” în fig.8.11. Aceasta constă în faptul că soluţia permite ca într-un pas de celulă să fie amplasate două circuite care pleacă în sensuri opuse. Este singura soluţie pe lângă cea cu faze mixte care permite acest lucru fără ca să fie necesară dublarea uneia din bare cum se face în cazul soluţiilor anterioare pentru a folosi mai bine suprafaţa staţiei.

În continuare se va detalia acest lucru în fig.8.12 în care se reprezintă schemele de umplere a trei instalaţii care folosesc dispoziţiile constructive din categoria „tandem” clasic (a), cu dublarea ambelor bare (b) şi cu dublarea numai a uneia din bare (c).

Practic se foloseşte exclusiv soluţia din fig.8.12.c, legătura dintre cele două bare B2 făcându-se la capete numai la schemele cu bare secţionate longitudinal.

În celelalte cazuri această legătură se face în interiorul staţiei pentru o mai uniformă circulaţie a curenţilor prin bara colectoare.

Folosirea separatoarelor monocoloană simplifică mult instalaţiile de distribuţie, le face mai observabile şi mai compacte. În tabelul 8.3 acestea sunt clasificate în două variante 1.2.2.1 şi 1.2.2.2, una cu barele colectoare aşezate deasupra separatoarelor de bare, ele susţinând şi contactele fixe ale acestora. Soluţia este prezentată în fig.8.13 şi are avantajul că


198

Fig. 8.13. Plan şi secţiune printr-o celulă de instalaţie ce foloseşte separatoare monocoloană şi barele colectoare montate sus (220 kV)

Fig.8.14. Dispoziţia echipamentelor la soluţia cu faze mixte: a – mixte propriu-zise; b – mixte decalate; c – mixte separate

după deschiderea separatoarelor de bare şi linii celula este accesibilă operaţiunilor de exploatare a echipamentelor. Barele colectoare sunt suspendate clasic de cadre de tip portal şi sunt sub formă de conductoare flexibile.

Legăturile de la separatoarele de bare la întreruptor pot fi executate, din conductoare flexibile şi mai des rigide (conductoare tubulare din aluminiu) susţinute şi de barele separatoarelor şi a întreruptorului.

În cealaltă variantă barele colectoare din

conductor rigid se sprijină pe barele separatoarelor iar legătura separatoare de bare – întreruptor este flexibilă ancorată de cadre corespunzătoare, dar care sunt mai simple decât în soluţia anterioară.

Din acest motiv soluţia anterioară este cu cca 20% mai scumpă decât aceasta dar are avantajul amintit al unei mai mari accesibilităţi a echipamentului. La noi în ţară s-a folosit la 220 kV soluţia cu separatoare monocoloană cu bare jos.

De remarcat o similitudine între soluţia cu separatoare cu două coloane aşezate în linie longitudinală şi soluţia cu separatoare monocoloană şi bare sus.

De asemenea şi complementarele cu separatoare în linie transversală şi cea cu separatoare monocoloană şi bare jos, prezintă multe asemănări. La prima vedere folosirea separatoarelor monocoloană duce la instalaţii clare şi compacte cu un consum redus de suprafaţă.

Cele două soluţii prezentate anterior fiind soluţii tandem duc la reduceri relativ mici de suprafaţă a staţiei mai ales că pentru folosirea plenară a suprafeţei staţiei se poate aplica doar soluţia din fig.8.12.b.


199

Fig.8.15. Plan şi secţiune printr-o instalaţie cu faze mixte propriu-zise: a – vedere în plan; b – secţiunea A-A

Soluţiile cu faze mixte rămân totuşi cele mai compacte soluţii şi în acelaşi timp cele mai „revoluţionare”. Originalitatea lor constă în amplasarea în plan a celor 6 faze a celor două bare colectoare. S-au folosit prima dată în Franţa. Faţă de toate soluţiile anterioare unde gruparea fazelor se face pe sisteme de bare colectoare R1S1T1 şi R2S2T2 , la aceasta , gruparea se face pe faze R1R2, S1S2 şi T1T2. Există mai multe variante ale soluţiei cu faze mixte şi anume:

- cu faze mixte propriu-zise; - cu faze mixte decalate;


200

- cu faze mixte separate. Pentru o mai uşoară comparare a acestor variante şi pentru facilitarea citirilor

planurilor şi a secţiunilor prezentate în continuare în fig.8.12 se prezintă schematic aceste variante.

Soluţia cea mai clară şi mai compactă este cea cu faze mixte propriu-zise reprezentată în fig. 8.15.a, b.

În vederea în plan (a) se observă că în zona barelor colectoare instalaţia se compune din module formate fiecare dintr-un stâlp şi 4 separatoare care constituie de fapt racordul la barele colectoare prin separatoarele de bare a unei faze pentru două plecări.

Barele colectoare R1 şi R11 sunt rigide şi sprijinite pe bornele separatoarelor de bare. Legăturile de la separatoarele de bare la întreruptor sunt flexibile şi ancorate la stâlpul

din modul şi la cadrul de tip portal de la întreruptor. Soluţia se remarcă prin simplitatea cadrelor (în zona barelor nu avem decât 1,5 stâlpi

de susţinere pentru fiecare circuit) prin simplitate şi consum redus de suprafaţă. Soluţia permiţând plecări în ambele sensuri din acelaşi pas de celulă foloseşte plenar terenul staţiei.

Întreruptorul este montat în exteriorul barelor colectoare ca şi în cazul soluţiei cu faze mixte decalate. În cazul soluţiei cu faze mixte separate întreruptorul de construcţie monofazată, suspendat de o consolă a stâlpului, este amplasat în zona barelor colectoare, barele colectoare cât şi celelalte căi de legătură din interiorul celulei sunt flexibile.

Stâlpul are două perechi de console perpenticulare, una pentru susţinerea barelor colectoare şi cealaltă pentru susţinerea întreruptorului cu două camere de stingere montate suspendat prin lanţuri duble în V pentru reducerea posibilităţilor de balansare. Soluţiile cu faze mixte, deşi duc la instalaţii compacte cu volum de lucrări de construcţii mic, au dezavantajul unei clarităţi mai slabe şi a unei accesibilităţi reduse a instalaţiilor.

Din soluţiile constructive reprezentate anterior rezultă că scoaterea de sub tensiune a unui singur sistem de bare colectoare şi executarea la acestea a unor lucrări de întreţinere nu este posibilă în condiţii obişnuite, din însăşi principiul soluţiei care plasează fazele întreţesute.

Soluţiile presupun un număr par de plecări din staţie şi realizarea cuplei transversale se poate face mai dificil decât în celelalte cazuri.

Aceste dezavantaje duc la limitarea folosirii soluţiilor respective cu toate avantajele enumerate anterior.

8.1.4. Instalaţii de tip scund

În aceste instalaţii separatoarele de bare şi întreruptoarele se montează pe suporţi scunzi în apropierea solului, necesitând suprafeţe mai mari decât celelalte soluţii.

Pornind de la faptul că circuitele de la aceste trepte de tensiune tranzitează puteri relativ mari şi funcţionarea lor este importantă pentru sistemul energetic ele sunt controlate în mai toate cazurile de mai mult de un întreruptor pe circuit. Schemele acestor instalaţii vor fi deci cu 2 sau 1,5 întreruptoare pe circuit sau de tip poligonal.

Reducerea lăţimii staţiei la folosirea schemei cu 1,5 întreruptoare pe circuit la o staţie cu puţine circuite se poate face printr-o judicioasă amplasare în plan a echipamentului şi folosirea barelor rigide.

Exemplul din fig.8.16 este concludent. O instalaţie de 345 kV cu 6 circuite are 104/220 m.


201

Fig.8.16. Plan, secţiune şi schemă monofilară printr-o instalaţie cu 1,5 întreruptoare pe circuit de 345 kV cu conductoare de legătură şi bare colectoare rigide.

8.1.5. Instalaţii cu bare de transfer

În instalaţiile la care se racordează multe circuite se foloseşte frecvent schema cu bare

de transfer. Aceasta poate fi introdusă la toate soluţiile constructive prezentate anterior fiind mai mult sau mai puţin de sine stătătoare .

Obligatoriu în celulele circuitelor ce se racordează la bare de transfer apare separatorul de linie şi separatorul barei de transfer. Amplasarea acestor separatoare în partea întreruptorului opusă barelor colectoare nu pune probleme deosebite. O problemă o constituie însă creşterea dimensiunilor celulei.

Într-o staţie care foloseşte soluţii din categoria „tandem” cu o bară colectoare în U pentru plecări în ambele părţi ale barei colectoare şi cu toate circuitele racordate şi la bara de transfer, aceasta din urmă, ia de asemenea formă de U şi în staţie vom avea deci 5 bare paralele şi două rânduri de întreruptoare care împreună cu căile de acces pot duce la lăţimi ale staţiei de ordinul mai multor sute de metri.

Aceasta face ca la proiectare să se analizeze temeinic necesitatea racordării tuturor circuitelor la bara de transfer pentru a putea renunţa la bara de transfer pe una din părţi.

În fig.8.17 şi 8.18 se prezintă soluţii de instalaţii cu bară de transfer amplasată pe o singură parte a barelor colectoare pentru instalaţii cu separatoare cu două coloane aşezate longitudinal şi respectiv transversal pe barele colectoare.


203


204

Fig.8.18. Secţiune verticală (a), plan (b) şi schemă monofilară (c) prin două celule ale unei instalaţii de tip scund cu separatoarele aşezate perpenticular pe barele colectoare cu bară colectoare dublă şi bară de transfer


205

Fig.8.19. Plan, secţiune şi schemă monofilară pentru o instalaţie cu trei transformatoare monofazate şi unul de rezervă comutabil prin separatoare.

De remarcat că prin supratraversarea barelor colectoare în aceste soluţii este posibilă racordarea la bara de transfer şi a circuitelor care pleacă în partea opusă barei de transfer lucru evidenţiat în secţiunile prezentate.

8.1.6. Ansambluri de instalaţii exterioare Instalaţiile de distribuţie (conexiuni) prezentate nu se folosesc decât rar singure. Ele se combină pentru a forma staţii de sistem sau de centrală împreună cu

transformatoarele de forţă şi generatoarele centralelor. O staţie de transformare poate fi definită ca “două sau mai multe instalaţii de distribuţie sau conexiuni legate între ele prin unul sau mai multe transformatoare”. Racordarea transformatoarelor trifazate la instalaţiile de distribuţie nu pune probleme deosebite. În cazul transformatoarelor de puteri mari şi foarte mari se practică montarea de unităţi monofazate care grupate câte trei înlocuiesc un transformator trifazat.

În fig.8.19 se reprezintă un complex de 4 transformatoare monofazate din care trei înlocuiesc o unitate trifazată iar al patrulea poate fi comutat prin separatoare în locul oricăreia dintre cele trei.

8.2. Soluţii constructive pentru staţii electrice de înaltă şi foarte înaltă tensiune interioare

8.2.1. Consideraţii generale

Alimentarea cu energie a oraşelor şi centrelor industriale impune, în unele cazuri,

reţele de distribuţie şi staţii de înaltă şi chiar de foarte înaltă tensiune care să aibă o foarte bună fiabilitate, rentabilitate ridicată şi să fie adaptate în mod optim la condiţiile impuse de exploatare.

Tensiuni înalte de 60, 72,5 şi 110 kV şi chiar foarte înalte de 220 kV şi uneori 400 kV, devin tot mai des tensiuni de distribuţie pentru marile oraşe.


206

În zone industriale, apare tot mai mult necesitatea de a pătrunde cu transportul de energie la înaltă şi chiar foarte înaltă tensiune în apropierea centrului de greutate al

Fig.8.20.Staţie electrică urbană exterioară

Fig.8.21. Staţie electrică urbană interioară


207

consumatorilor, situaţi de regulă pe mari platforme industriale şi ca urmare, apare necesitatea de execuţie a unor staţii de conexiune şi transformare în aceste locuri.

Restrângerea terenurilor întreprinderilor de distribuţie a energiei electrice în zone urbane aglomerate şi zone industriale, precum şi normele mai severe de protejare a terenurilor aglomerate şi a zonelor înconjurătoare şi în zone industriale, costul din ce în ce mai ridicat al terenurilor din aceste zone, gradul ridicat de poluare produs de sursele de poluare a atmosferei ale unor oraşe, ale unor industrii sau de atmosfera salină din preajma mărilor şi oceanelor precum şi măsurile ce trebuiesc luate pentru a preveni influenţele nedorite ale instalaţiilor electrice asupra mediului înconjurător, conduc la probleme greu de rezolvat pentru realizarea unor staţii electrice de înaltă şi foarte înaltă tensiune sau pentru extinderea celor existente şi limitează construirea de staţii de tip exterior.

Ca urmare a acestor condiţii tot mai grele s-a trecut la realizarea unor staţii electrice de tip interior, la tensiuni tot mai înalte.

Staţiile electrice de înaltă şi foarte înaltă tensiune, amplasate în zone urbane aglomerate, dacă se realizează de tip interior, permit şi rezolvarea altor probleme cum sunt amortizarea zgomotelor produse în exploatare la comutarea întreruptoarelor şi a zgomotului produs de funcţionarea transformatoarelor de putere, este stăpânită în condiţii mai bune lupta împotriva unor eventuale incendii şi explozii la transformatoarele de putere, de tensiune şi de intensitate şi se limitează consecinţele unor astfel de situaţii, iar pe de altă parte se amortizează în condiţii mai favorabile şocurile mecanice produse de acţionarea aparatelor de comutaţie şi de vibraţiile transformatoarelor de putere. În fig.8.18 şi 8.19 se arată comparativ o staţie electrică urbană exterioară şi una interioară - echivalentă din punct de vedere al parametrilor.

Pe platformele industriale unde se fabrică produse uşor incendiabile sau explozibile, staţiile electrice de înaltă tensiune trebuie să fie obligatoriu realizate în clădiri sau să fie protejate corespunzător faţă de instalaţiile vecine.

Dispunerea în interiorul unor clădiri a echipamentelor electrice permite o exploatare mai uşoară a instalaţiilor electrice, chiar şi în cazul dispunerii echipamentelor electrice pe mai multe nivele, fiind practic neafectate de condiţiile atmosferice.

Staţiile electrice de tip interior pot fi realizate de tip deschis (prin montarea directă a echipamentului în clădire), sau de tip închis (ce utilizează celule prefabricate capsulate sau blindate).

Suprafaţa de teren necesară pentru o staţie exterioară este foarte mare. Astfel o staţie exterioară de 400/220/110 kV poate avea nevoie de un teren de peste 10 ha.

Suprafaţa de teren ocupată de o staţie de interior de tip deschis clasică este cu cel puţin 20-30% mai redusă faţă de o instalaţie de tip exterior, pentru aceeaşi schemă principială monofilară; suprafaţa de teren necesară scade foarte mult dacă staţia de tip interior se realizează pe mai multe nivele. Volumul necesar este de asemenea mult mai mic.

Suprafaţa de teren ocupată de o staţie de interior de tip închis ce se realizează din celule prefabricate capsulate cu mediu izolant aerul la presiune atmosferică, poate fi mult mai redusă, la aproximativ 25%, în raport cu o staţie de tip exterior cu aceeaşi schemă principială monofilară. Aceste celule folosesc obişnuit întreruptoare debroşabile. Dacă staţia utilizează celule prefabricate blindate cu mediul izolant SF6 suprafaţa de teren necesară poate fi doar de 7%. Volumul necesar unei staţii compacte cu SF6 este foarte mic, faţă de o staţie interioară clasică.

Staţiile interioare compacte cu SF6 pot fi realizate şi la tensiuni de 400 kV şi chiar mai mult, domeniu în care soluţiile clasice de staţii interioare devin foarte scumpe. Investiţiile


208

necesare pentru staţii interioare cu SF6 devin treptat comparabile cu cele pentru o staţie exterioară clasică.

Staţiile de tip interior, în raport cu cele de tip exterior, au şi avantajul că exploatarea este independentă de condiţiile atmosferice iar cheltuielile de întreţinere sunt mai mici.

O staţie de tip interior este obişnuit mai scumpă ca o staţie de tip exterior, în special datorită investiţiilor mai mari necesare pentru partea de construcţie (clădiri) şi a consumului mai mare de forţă de muncă. Clădirea poate fi prevăzută cu o instalaţie pentru realizarea unei uşoare suprapresiuni faţă de exterior.

În zone puternic poluate, este posibil ca o staţie de tip interior să fie mai ieftină ca investiţie şi exploatare, în raport cu o staţie de tip exterior.

Staţiile exterioare au un aspect industrial specific şi amplasarea lor în zone urbane aglomerate, conduce la impact cu aspect urbanistic al construcţiilor învecinate, la nerespectarea condiţiilor de estetică urbanistică.

În aceste cazuri trebuie realizate staţii de tip interior, într-o clădire cu tratare arhitecturală corespunzătoare.

Staţiile electrice interioare de tip deschis, de înaltă şi foarte înaltă tensiune, folosesc obişnuit echipamente electrice clasice cu izolare externă în aer; dispoziţia constructivă este caracteristică la staţiile de 110 kV, aparatele electrice pot fi clasice sau speciale, pe când staţiile interioare de tip deschis de tensiune mai mare, sunt de fapt staţii de tip exterior acoperite cu construcţii uşoare (tablă ondulată pe schelet şi şarpante din profile metalice), având ca scop principal protecţia echipamentelor electrice împotriva poluării, ocupă spaţii mari şi necesită construcţii costisitoare.

Din aceste motive staţiile electrice interioare de tip deschis se construiesc de obicei până la 110 kV iar pentru tensiuni superioare se realizează obişnuit staţii electrice interioare de tip închis cu echipamente electrice blindate în SF6. La tensiuni înalte între 60 şi 110 kV se pot adopta şi soluţii de tip închis (capsulate, cu mediul izolant aerul la presiune atmosferică sau blindate cu mediul izolant SF6) în funcţie de rezultatele calculelor tehnico-economice.

Staţiile electrice interioare de tip deschis de înaltă tensiune (până la 110 kV) se construiesc în mod frecvent şi ca urmare se produc aparate pentru tensiuni până la 110 kV, dimensionate special pentru montajul în interior, cum sunt întreruptoare debroşabile, separatoare şi transformatoare de măsură cu izolaţie uscată.

Staţiile electrice interioare de tip deschis de foarte înaltă tensiune se execută rar şi ca urmare nu se produc echipamente dimensionate special pentru montajul în interior pentru aceste tensiuni ci se folosesc echipamente obişnuite dimensionate pentru mediul exterior.

Montarea în interior a transformatoarelor de mare putere, trebuie făcută în boxe închise şi soluţia este scumpă şi complicată.

Transformatoarele de mare putere ale staţiilor interioare, se montează, obişnuit, în aer liber, lângă pereţii clădirilor staţiilor interioare. O asemenea montare este posibilă deoarece au fiabilitate ridicată iar vibraţiile mecanice produse în exploatare pot fi stăpânite prin realizarea unor fundaţii speciale separate de ale clădirii şi pot fi luate măsuri de combatere a incendiilor şi a urmărilor acestora. Zgomotul transformatoarelor este deranjant atunci când acestea se amplasează în exterior în zonele rezidenţiale ale oraşelor.

Staţiile interioare de tip deschis au dimensiuni mai mici ca ale staţiilor exterioare deoarece între circuitele vecine se folosesc îngrădiri de separaţie, ceea ce reduce mult pasul celulei (ex. la 110 kV pasul se reduce de la 8-9 m la cca 6 m).

Staţiile electrice interioare pot avea aceleaşi scheme ale circuitelor primare ca şi staţiile electrice exterioare. Dacă staţia este însă de tip interior, fiabilitatea instalaţiei electrice este mai mare, deoarece echipamentul electric este protejat de acţiunea factorilor externi şi


209

astfel, pot fi adoptate scheme electrice mai simple ca la staţiile exterioare, deci investiţiile pentru realizarea instalaţiei sunt mai reduse.

Schemele cele mai des folosite la staţiile electrice interioare sunt cu bare colectoare simple sau duble.

Staţiile electrice interioare de tip închis, în special cele care utilizează echipamente electrice blindate izolate cu SF6, au o foarte mare fiabilitate şi ca urmare chiar şi la foarte înaltă tensiune pot fi folosite scheme electrice mai simple, cu bare colectoare simple secţionate longitudinal, cu bare colectoare simple şi bare de transfer sau cu bare colectoare duble, din care una şi cu funcţie de bară de transfer, dacă staţia nu are mai multe căi de alimentare din sistem.

Staţiile interioare pot fi echipate cu întreruptoare obişnuite de tip exterior sau cu întreruptoare speciale pentru interior, ce obişnuit sunt de broşabile.

Întreruptoarele pot fi montate pe un şir, pe două şiruri sau mai rar pe trei şiruri. În staţiile interioare de ÎT de tip deschis cu aparataj clasic, separatoarele monopolare

sunt aşezate în mod obişnuit alăturat formând separatorul tripolar. În staţiile interioare de foarte înaltă tensiune de tip deschis, separatoarele pot fi

amplasate ca şi la staţiile exterioare, în linie (cu cele trei unităţi monopolare dispuse pe aceeaşi linie şi în lungul barelor colectoare), în linie cu o fază decalată (cu două unităţi monopolare pe o linie şi a treia pe altă linie, toate trei aşezate în lungul barelor colectoare), în tandem (cu cele trei unităţi monopolare alăturate şi perpenticulare pe direcţia barelor colectoare), în tandem cu o fază decalată ( cu două unităţi monopolare alăturate şi a treia decalată, toate trei perpenticulare pe direcţia barelor colectoare), în linie şi tandem (cu unităţi monopolare pe aceeaşi linie şi perpenticulare pe direcţia barelor colectoare), sau, în linie cu o fază decalată şi tandem (cu două unităţi monopolare pe aceeaşi linie şi a treia decalată, toate trei perpenticulare pe direcţia barelor colectoare), în diagonală (cu trei unităţi monopolare aşezate în diagonală faţă de direcţia barelor colectoare), etc.

Se pot folosi toate tipurile de separatoare (cu o coloană rotativă şi deschiderea cuţitelor în plan vertical, cu două coloane rotative cu deschiderea cuţitelor în plan orizontal, cu două coloane cu deschiderea cuţitelor în plan vertical de tip pantograf, etc.) care pot fi aşezate atât în plan orizontal (ca la staţiile exterioare ) cât şi în plan vertical. Dacă instalaţia este cu întreruptoare debroşabile este posibil ca separatoarele să lipsească.

Staţiile electrice interioare de înaltă şi foarte înaltă tensiune pot avea bare colectoare rigide sau flexibile, neizolate sau izolate cu materiale solide, libere sau capsulate (cu mediul de izolaţie aerul sau SF6), montate independent sau pe izolatoarele separatoarelor de bare, în formă de I sau U, aşezate într-un plan orizontal sau vertical, etc.

În cazul folosirii conductoarelor flexibile, acestea sunt prinse cu lanţuri de izolatoare în formă de V de structura de rezistenţă a acoperişului şi de zidurile clădirii sau de cadre independente de clădire ceea ce necesită o clădire cu circa 1 m mai înaltă ca în cazul folosirii conductoarelor rigide.

În cazul folosirii conductoarelor rigide, acestea sunt realizate obişnuit din ţeavă de aluminiu aşezate pe izolatoare suport imediat sub acoperiş, iar soluţia necesită un număr mare de izolatoare suport.

Transformatoarele de măsură pot fi simple (transformatoare de curent şi transformatoare de tensiune) sau combinate (transformatoare de curent şi de tensiune) separate sau înglobate în izolatoarele de trecere sau în izolatoarele separatoarelor), etc.

În staţiile electrice interioare pe mai multe nivele, aparatele mai grele (întreruptoare, transformatoare de măsură) se aşează obişnuit la parter, ceea ce reduce costul clădirii şi uşurează operaţiile de montare, demontare.


210

8.2.2. Soluţii constructive pentru staţii electrice de înaltă şi foarte înaltă tensiune interioare de tip deschis (S.I.D.)

Staţiile electrice de înaltă şi foarte înaltă tensiune interioare de tip deschis (clasice)

sunt obişnuit folosite pentru tensiuni de 110 kV. Structurile constructive ale S.D.I. sunt în general de tip hală şi tip etajat. Cel mai

frecvent se utilizează soluţia tip hală, fără pereţi intermediari, deoarece asigură o bună vizibilitate şi deci o bună exploatare. Soluţia tip etajat se foloseşte când suprafaţa de teren disponibilă este redusă şi ca urmare instalaţia nu poate fi realizată pe un singur nivel.

Dimensiunile celulelor depind de tensiune, schema de conexiuni, gabaritele şi tipurile aparatelor folosite (influenţa mare având-o tipul separatoarelor).

S.D.I. pot fi echipate cu aparate clasice sau pot fi echipate cu întreruptoare debroşabile.

8.2.2.1. Soluţii constructive pentru staţii electrice de înaltă şi foarte înaltă tensiune interioare de tip deschis,

echipate cu aparate clasice (S.I.D.C.) În România se construiesc S.D.I. de 110 kV. Soluţiile constructive ale acestor staţii

corespund la patru perioade distincte ce au condus la generaţii a căror caracteristici principale sunt prezentate în tabelul 8.4.

Staţiile din generaţia I au fost concepute înainte de 1840, cele din generaţia II între 1860-1875, generaţia III între 1875-1880 iar generaţia IV corespund soluţiilor actuale.

De exemplu într-o staţie de 110/6 kV realizată în România, instalaţia de distribuţie de 110 kV are două sisteme de bare colectoare, rigide (din care unul în formă de U), aşezate pe izolatori suporţi la etajul 3, unde sunt amplasate şi separatoarele de bare şi unde există coridoare de supraveghere separate de părţile sub tensiune prin plase de sârmă de protecţie. La etajul 2 sunt amplasate aparate grele de 110 kV (întreruptoarele şi transformatoarele de curent), dispozitivele de acţionare ale întreruptoarelor aşezate pe două şiruri (în faţa celulelor în coridorul central de manevră), izolatoarele pentru păstrarea distanţelor între barele rigide de alimentare a transformatorului de forţă, separatorul de linie, transformatoarele de tensiune şi capetele terminale ale cablurilor de 110 kV.

La etajul 1 este amplasată instalaţia de distribuţie de 6 kV (cu două sisteme de bare colectoare rigide aşezate pe izolatori suporţi la partea superioară a celulelor de 6 kV), izolatoarele de trecere tip interior-interior de 110 kV pentru alimentarea transformatoarelor de forţă de 110/6 kV, canalul de cabluri al cablurilor de circuite secundare şi încăperile pentru personalul de exploatare. Există de asemenea, coridoare pentru manevră şi supraveghere. La parter sunt amplasate pe suporţi cablurile de 6 kV, bobinele de reactanţă de medie tensiune, izolatoarele de trecere de 6 kV pentru legătura cu transformatoarele de forţă şi camera bateriei de acumulatori. În dreapta clădirii principale, într-o clădire alăturată sunt amplasate transformatoarele de forţă sub care sunt canale cu grătare la partea superioară pentru colectarea eventualelor pierderi de ulei, pentru ventilaţie (ieşirea aerului cald se face prin jaluyele situate în peretele din dreapta sus). Legăturile de 6 kV se fac prin bare rigide ca şi la 110 kV. La subsol este amplasată instalaţia de ventilaţie, pentru răcirea reactoarelor şi a transformatoarelor de forţă.


211

Soluţia aplicată este depăşită, dimensiunile clădirii sunt foarte mari (lăţimea 27 m şi înălţimea de peste 26,15 m – cât al unui bloc cu 8 etaje), deci clădirea este scumpă, staţia este realizată pe 5 nivele cu planşee orizontale, instalaţiile de 110 kV şi 6 kV sunt în acelaşi corp de clădire, aparatele grele sunt montate la etaj (deci a trebuit supradimensionată clădirea care a devenit astfel şi mai scumpă) iar transformatoarele de forţă sunt montate în interior. Tabelul 8.4. Staţii interioare de 110 kV realizate în România – caracteristici principale

Tipuri de staţii Caracteristici

Staţii din generaţia I Staţii din generaţia I Staţii din generaţia I

Locul de amplasare a staţiei

UHE Dobreşti CTE Grozăveşti

IMGB, Bârseşti, Craiova I şi II, Baia Mare, Galaţi I şi II, Neptun, Gozăveşti, Bucureşti centru, Palas, Bucureşti nord, Tulcea Feroaliaje

Năvodari, Slatina, Călăraşi SRS 1, Chişcani, Giurgiu, Anina

Schema electrică Bare simple sau bare duble

Bare duble şi bare transfer sau bare duble

Bare duble eventual secţionate în lung cu întreruptor

Perioada concepţiei Înainte de 1940 Între 1960-1975 Între 1975-1978 Motivele adoptării soluţiei în clădire

Protecţie la zăpezi abundente (Dobreşti) Lipsă de spaţiu (Grozăveşti)

Reducerea impactului cu mediul urban (Bucureşti) în rest pentru protecţia la poluare

Protecţia împotriva poluării industriale

Dispoziţia constructivă Staţii de tip hală fără pereţi separatori între celule

Dispoziţie greoaie, cu staţiile de 110 kV şi 6-10 kV suprapuse, cu planşee cu sarcini statice şi dinamice mari cu multe nivele de deservire, cu casa scărilor complexă, cu întreruptoarele dispuse pe 2 şiruri cu plecări în ambele părţi

Staţiile de 110 kV şi 6-10 kV realizate în clădiri separate. Staţia de 110 kV de tip hală cu 2 nivele de exploatare. În volumul suparior al clădirii sunt barele colectoare şi separatoarele de bare. În volumul inferior al clădirii sunt toate echipamentele grele (întreruptoare, trafo măsură); întreruptoare dispuse pe 2 şiruri.

Echipamentul electric şi materiale principale

Trafo de putere dispuse în interior (UHE Dobreşti) sau în exterior (CTE Grozăveşti) Echipament clasic Întreruptoare cu ulei mult Bare colectoare rigide suspendate pe izolatoare suport

Trafo de putere dispuse în interior (IMGB, Bucureşti), în nişă (Tulcea) sau exterior Echipament clasic Separatoare STE (P)-110 kV montate orizontal sau vertical, întreruptor 10-110 montat pe soclu înalt sau pe suport BAC ca şi trafo măsură Pasul electric al celulei, 7 m, iar modulul construcţie 6m. Barele colectoare din ţevi de Al montate pe izolatoare suport la fiecare celulă

Trafo de putere dispuse numai în exterior cu racord în bare capsulate pe MT Echipament clasic. Separatoare semipantograf PHAF-123 montate orizontal sau vertical, întreruptor IO 110 MOP-1 şi trafo măsură montate pe pardoseală. Pasul electric al celulei egal cu modulul de construcţie 6m. Barele colectoare din ţevi de AlMg suspendate cu izolatoare lanţ la fiecare 2 celule


212

Date privind exploatarea

La UHE Dobreşti ineficientă ventilarea naturală a halei transformatoarelor pentru evacuarea căldurii Neprimenirea aerului în hală a dus la defectarea izolatoarelor de trecere situate în colţurile superioare ale clădirii, datorită umezelii Fără pereţi separatori între celule

Crearea unei suprapresiuni interioare prin insuflarea de aer din exterior filtrat mecanic Cu sau fără separări între celule Cu dotări de dispozitive de ridicat şi manipulat echipamentul în exploatare

Crearea unei suprapresiuni interioare prin insuflarea dirijată de aer din exterior filtrat mecanic şi încălzit Cu separări între celule efectuate din sticlă armată sau plasă de sârmă Cu dotări de dispozitive de ridicat şi manipulat echipamentul în exploatare.

În alt tip de staţie de 110/10 kV, instalaţia de medie tensiune foloseşte celule de tip

deschis, pe plecările de medie tensiune sunt montate bobine de reactanţă, iar transformatorul de putere este montat în interiorul clădirii.

Staţiile din generaţia II faţă de cele din generaţia I cu soluţii ineficiente au reprezentat un progres treptat prin:

- clădire mai simplă, tip hală fără planşee orizontale; - realizarea staţiilor de 110 kV şi 6-10 kV în două corpuri de clădire alăturate sau

separate; - pas de celulă de 7 m la utilizarea separatoarelor cu deschidere laterală a cuţitelor

sau de 6 m cu căptuşirea cu folii de material izolant a unor porţiuni de pereţi şi stâlpi;

- montarea aparatelor grele (întreruptoare şi transformatoare de măsură) la nivelul pardoselii ceea ce uşurează schimbarea acestor aparate şi reduce dimensionarea şi deci costul şi înălţimea clădirii;

- dispunerea pe două şiruri a celulelor pentru legături pe ambele părţi ale staţiei, cu coridor central de manevră şi coridoare laterale de supraveghere la parter şi două sisteme de bare colectoare rigide pe izolatori suporţi (unul în formă de U), ceea ce asigură obţinerea unei instalaţii mai compacte;

- pereţi despărţitori de înălţime relativ redusă între celulele alăturate, pentru protecţia muncii;

- măsuri suplimentare de împiedicare a pătrunderii agenţilor poluanţi exteriori şi evitarea condensării în interior a vaporilor de apă, deci creşterea fiabilităţii;

- transformatoarele de forţă montate în exterior. Staţiile din generaţia III au adus şi alte ameliorări importante şi anume: - folosirea separatorului semipantograf PHAF-123, cu deschiderea cuţitului

principal în planul izolatoarelor proprii, fabricat în ţară, ceea ce a permis reducerea lăţimii celulei la 6 m, o mai bună utilizare a volumului (mai redus), mărirea gradului de prefabricare şi reducerea duratei de execuţie a clădirii.

Pentru aceeaşi schemă – în dreapta celulă de linie şi în stânga celulă de cuplă transversală – volumul necesar unei celule este cu 36% mai redus.

Barele colectoare, realizate din ţevi de Al Mg, sunt suspendate de lanţuri de izolatoare în V (pentru micşorarea distanţelor între faze), dispuse la fiecare două celule, deci economie mare de izolatoare suport ce au fost utilizate la fiecare celulă la alte tipuri de staţii.

La staţiile de generaţia III s-au obţinut ameliorări şi la partea de construcţie prin realizarea de pereţi despărţitori între celule din sticlă armată până la înălţimea de 2,2 m (restul din plasă de sârmă) şi acoperiş uşor din tablă cutată, izolată termic susţinut de ferme metalice


213

Fig.8.22. Staţie interioară de tip deschis de 110 kV: a – exemplu simplificat de dispoziţie în teren a unei staţii interioare de 110 kV de tip deschis cu bare duble; b – schema principală monofilară

uşoare, obţinând o construcţie mai uşoară şi o mai bună vizibilitate în clădire. Soluţiile constructive folosite la staţiile din generaţia III au condus la realizarea de economii importante în raport cu staţiile din generaţia II.

În prezent în România se concep şi se realizează staţii interioare de tip deschis de 110 kV din generaţia IV, pe baza rezultatelor unei analize tehnico-economice, în următoarele cazuri:


214

Fig.8.23. Travee curentă (S.I.D.-110)

Fig.8.24.a. Planurile clădirii pentru travei de capăt A şi B la cota ±0

- dacă sunt amplasate în zone cu grad de poluare mai mare de 3, în situaţiile când natura agentului poluant nu impune adoptarea unor soluţii speciale mai severe (de exemplu folosirea instalaţiilor cu mediu izolant SF6);

- în situaţiile unor limitări stricte de spaţiu (de exemplu pe platformele industriale, pe teritoriul oraşelor, etc.)

- pentru staţiile de evacuare a puterii din CET pe lignit.


215

Fig.8.24.b, c. d


216

Fig.8.25. Secţiune printr-o instalaţie interioară de 220 kV cu 1,5 întreruptoare VK-220 pe circuit (Rusia): A – staţie interioară de 220 kV; B – instalaţie de distribuţie aferentă a generatorului; C – transformator; 1 – drum; 2 – transformator de curent; 3 – întreruptor; 4 – separator; 5 – bare colectoare; 6, 11 – transformatoare de tensiune de bare şi de linie; 7, 8, 13 – descărcătoare; 9 – condensator de cuplare; 10 – bobină de zăvorâre; 12 – izolator de trecere.

În fig.8.22.a este prezentat un exemplu simplificat de dispoziţie în teren a unei staţii interioare de tip deschis de 110 kV cu bare duble. În fig.8.18.b este dată schema sa principială monofilară. În fig.8.23-8.24 sunt prezentate exemple de soluţii constructive pentru o astfel de staţie.

În fig.8.23 este prezentată o secţiune transversală travee curentă cu echipare electromecanică pentru celulă trafo (dreapta) şi celulă cuplă (stânga) la o SID-110 cu bare duble. Întreruptoarele IO-110 kV sunt aşezate pe două rânduri la nivelul pardoselii cu dispozitivele de acţionare în faţa celulelor spre coridorul central de manevră. La cota 0,00 mai sunt amplasate transformatoarele de curent şi de tensiune. Separatoarele semipantograf sunt aşezate în poziţie verticală iar barele colectoare tubulare de aluminiu sunt aşezate pe izolatori suport.

În fig.8.24 este prezentat planul clădirii la cota 0,00. Soluţiile constructive de SID-110 cu două sisteme de bare colectoare, utilizate în Germania, au întreruptoarele cu aer comprimat de tip exterior, iar separatoarele cu două coloane monocoloană de tip interior sau de tip pantograf.

Pasul celulei este de 10 m la unele soluţii (întreruptoare pe două şiruri decalat unul de celălalt cu jumătate din pasul celulei), 5,5-6,5 m la altele (întreruptoare pe un şir) sau 5,5 m (întreruptoare pe două şiruri).

SID-220 kV folosesc soluţii constructive apropiate de cele utilizate la staţiile de distribuţie exterioare de 220 kV. Clădirea are dimensiuni foarte mari şi ca urmare este o hală de construcţie uşoară. Barele colectoare în cazul folosirii conductoarelor flexibile, sunt întinse prin prinderea la capete de construcţii independente de clădire, iar în cazul barelor rigide, sunt realizate din ţeavă aşezată pe izolatoarele suport ale aparatelor.


217

Fig.8.26. Instalaţie interioară de 220 kV cu bare colectoare duble şi bară de ocolire: a – celula de transformator; b – celula de linie aeriană cu bobina de yăvorâre; c – celula de linie în cablu de 220 kV: 1, 2 – bare colectoare; 3 – bare de ocolire; 4 – transformator de curent; 5 – întreruptor VVB-220-12 (1000A, 1200MVA); 6 – separator; 7 – izolator suport; 8 – condensator de cuplare; 9 – plecare în cablu

Staţiile de 220 kV cu echipmentul clasic în interiorul clădirilor în prezent se construiesc mai puţin; în diferite ţări sunt însă în funcţie multe astfel de staţii. Se construiesc în prezent staţii interioare de 200 kV cu echipament SF6 sau alte soluţii.

În fig.8.25, 8.26 sunt prezentate trei soluţii constructive de SID-220 kV folosite în Rusia. În fig.8.25 este prezentată o soluţie pentru o CHE de SID-220 kV cu 1,5 întreruptoare (cu aer comprimat – ti VVK-220) pe circuit (trei întreruptoare pentru două circuite).

În fig.8.26 este prezentată o soluţie de SID-220 kV cu două sisteme de bare colectoare şi bară de ocolire, pasul celulei de 12 m, volum construit de 7034 m3 pe celulă, bare colectoare din conductoare flexibile jumelate, întreruptoare cu aer comprimat şi separatoare cu cuţite rotative.


218

Fig.8.27. Staţie de 275/132 kV realizată în S.U.A. a – schemă monofilară: 1 – linie în cablu de 760 MVA; 2, 3 – patrulatere de vest şi de est; 4, 5 – linii aeriene de 760 MVA; b – dispoziţie constructivă: 1 – întreruptor; 2 – separator; 3 – transformator de curent; 4 – transformator de tensiune; 5 – transformator de 275/138 kV; 6 – bobină de reactanţă

În fig.8.27, 8.28, 8.29 sunt prezentate soluţii constructive de SID de foarte înaltă tensiune folosite în SUA, Japonia şi Germania.

La tensiunea de 400 kV nu se folosesc SDI deschis decât în cazuri excepţionale de exemplu într-o zonă de poluare foarte puternică şi ceaţa aproape permanent, deoarece instalaţia fiind practic identică cu una de tip exterior, clădirea trebuie să aibă dimensiuni foarte mari deci este foarte scumpă.

În fig.8.30 este prezentată o soluţie constructivă de SID-400 kV, realizată în Anglia, cu două sisteme de bare colectoare tubulare (unul în U), derivaţii tubulare, legături transversale susţinute de lanţuri de izolatoare în V, coborârile la separatoarele flexibile şi jumelate, separatoare cu trei coloane (cea din mijloc rotativă) şi deplasarea cuţitului în plan orizontal, întreruptoare pe două şiruri, transformaoare de curent incluse în izolatoarele de trecere interior-exterior, pasul celulelor de 21,3 m, lăţimea clădirii de 132,5 m şi lungimea de 185 m. Staţia are patru transformatoare ridicătoare de bloc de 500 MVA, şase circuite de linie şi două autotransformatoare pentru interconexiunea cu sistemul de 400/132 kV şi 240 MVA.


219Fig.8.28. Staţie interioară de 275 kV realizată în Japonia: 1, 2 – linie de 275 kV; 3 – spre transformatoare; 4 – ieşire; 5 – instalaţie de aer comprimat; 6, 11 – de la generatoare; 12 – uşă; 13 - rezervă


220

Fig.8.29. Staţie interioară de 220/110 kV în Germania

Fig.8.30. Staţie interioară de 400 kV realizată în Anglia: 1 – transformator de tensiune; 2 – separator de legare la pământ; 3 – separator de linie; 4 – întreruptor cu aer; 5 – separator de bare; 6, 7 – bare colectoare; 8 – axa de simetrie a clădirii

8.2.2.2. Soluţii constructive pentru staţii electrice

de înaltă şi foarte înaltă tensiune interioare de tip deschis, echipate cu întreruptoare debroşabile (S.I.D.I.D)

Pentru reducerea necesarului de teren şi de volum, ce sunt cu atât mai mari cu cât

tensiunea este mai ridicată, s-a trecut la renunţarea la separatoare de bare, prin folosirea de


221

Fig.8.31. Celulă de linie cu întreruptor debroşabil TRI72.12: a – compartimente la acelaşi nivel şi fără izolare suplimentară a barelor colectoare; b – compartimente suprapuse şi barele colectoare izolate; A – distanţă de debroşare

întreruptoasre debroşabile, care au şi avantajele că dacă sunt scoase din circuit, asigură separarea vizibilă între părţile instalaţiei rămasă sub tensiune şi cea scoasă de sub tensiune, se reduce numărul de aparate necesare instalaţiei (deci spaţiul necesar se reduce şi mai mult), instalaţia se simplifică, creşte fiabilitatea şi scad investiţiile. Înlocuirea unui întreruptor debroşabil cu unul în rezervă se face foarte repede, scad daunele datorate întreruperilor în alimentare, se uşurează exploatarea.

Soluţia cu întreruptoare debroşabile se foloseşte obişnuit numai la instalaţii cu bare colectoare simple, deoarece la instalaţii cu bare colectoare duble cu două întreruptoare pe circuit, soluţia este scumpă şi necesarul de teren şi de volum devin prea mari.

Contactele debroşabile pot fi situate lateral, caz în care, întreruptorul debroşabil


222

Fig.8.32. Secţiune printr-o staţie interioară de 110 kV cu întreruptoare IH dispuse pe un şir: a – cu separator de linie şi separatoare de punere la pământ; b – fără separator de linie, cu separator de punere la pământ

montat pe cărucior necesită un spaţie relativ mare, debroşarea se face manual cu mare efort fizic şi ca urmare această soluţie se foloseşte obişnuit, pentru instalaţii de maximum 110 kV. Contactele debroşabile pot fi situate de asemenea în partea suparioară a întreruptorului cu deplasare în plan vertical şi în acest caz întreruptorul nu se mai montează pe un cărucior, spaţiul necesar este mai redus, montarea şi demontarea întreruptorului se face numai la revizii şi reparaţii pentru fiecare pol în parte (în câteva minute pentru un pol), acesta se aşează pe un cărucior, deci operaţia este mai uşoară şi ca urmare această soluţie se foloseşte şi la 220 kV. Întreruptorul trebuie centrat foarte bine deoarece contactele debroşabile situate în partea sa superioară au elasticitate mare.

Staţiile interioare de tip deschis cu întreruptoare debroşabile pot folosi întreruptoare cu contacte debroşabile dispuse lateral sau vertical. SIDID dispuse lateral la tensiuni de 52-72,5 sunt realizate de firma elveţiană Brown-Boveri.

În fig.8.31 este prezentată o celulă de linie TRI 72,12 cu întreruptor debroşabil, cu ulei puţin, realizată de această firmă, cu tensiune nominală de 52 sau 72,5 kV, curent nominal 1600 A şi curent de rupere simetric pentru Unom de 31,5 sau 25 kA.

Celula are două compartimente amplasate pe unul sau două nivele ce uşurează lucrările de întreţinere deoarece revizia se poate face la fiecare compartiment, fără a scoate din funcţie întreaga instalaţie.În cel din dreapta (fig.8.31) sunt întreruptorul debroşabil montat pe cărucior împreună cu dulapul de comandă, contactelefixe ale întreruptorului (fixate pe izolatoare suport în V), ceea ce nu necesită decât un suport pentru fixare pe pereţii laterali, barele colectoare pe izolatoare suport (cu distanţă de izolare corespunzătoare aerului la presiune atmosferică), legăturile rigide la bornele fixe ale întreruptorului, izolatoarele de trecere spre celălalt compartiment, şi distanţa de debroşare A, există şi posibilitatea de montare a cuţitelor de legare la pământ (spre bare, spre linie sau în ambele părţi). În compartimentul din stânga sunt transformatoarele de tensiune (descărcătoarele) de curent separatorul în linie, izolatoarele de trecere şi coridorul de deservire.

În fig.8.31.b este prezentată o variantă a aceleiaşi soluţii în care compartimentele sunt dispuse pe două nivele, compartimentul întreruptorului este realizat în aceiaşi soluţie constructivă dar barele colectoare sunt cu izolare suplimentară; în compartimentul inferior


223

Fig.8.33. Secţiune printr-o staţie interioară de 110 kV cu întreruptor IH dispus pe două şiruri

Fig.8.34. Secţiune printr-o staţie interioară de 110 kV cu întreruptoare IH având două circuite de transformator, două de plecare în cablu şi o cuplă longitudinală

sunt transformatoarele de curent, de tensiune, cutia terminală a cablului şi spaţiul de deservire. Soluţia din fig.8.31.b este mai avantajoasă pentru plecări în cablu şi poate fi utilizată şi

la instalaţii cu mai multe sisteme de bare colectoare şi întreruptor pentru fiecare sistem. Aplicarea acestei soluţii conduce la economii de teren de cca 75-85% faţă de o celulă exterioară cu aceleaşi caracteristici, este mai economică şi exploatarea este mai uşoară.

SIDID folosesc obişnuit întreruptoare cu contacte debroşabile, cu deplasare în plan vertical.

În fig. 8.32 şi 8.33 sunt prezentate două soluţii constructive pentru astfel de staţii (cu întreruptoare pe un şir, respectiv pe două şiruri) cu un singur sistem de bare colectoare realizate în Germania. Aceste staţii folosesc întreruptoare cu ulei puţin tip IH, cu contact

debroşabil cu deplasare în plan vertical şi putere de rupere 5000 MVA la 110 kV.

Faţă de o SIDC-110 kV realizată de aceeaşi firmă (fig.8.31.a) lăţimea instalaţiei din fig.8.32, scade cu 1,4 m iar înălţimea cu 1,5 m; dacă SIDID-110 kV foloseşte întreruptoare cu camere de stingere orizontală, economia de teren este de 25-30%. Dacă întreruptoarele se aşează pe două şiruri (fig.8.32) lăţimea staţiei scade cu 3,6 m.

În fig.8.34 este prezentată o altă soluţie constructivă pentru

astfel de staţii, la nivelul inferior fiind dispuse transformatoarele de forţă.

Staţii interioare de tip deschis cu întreruptoare debroşabile cu contacte debroşabile cu deplasare în plan vertical se realizează şi pentru tensiunea de 220 kV (SIDID-220).


224

Fig.8.35. Secţiune transversală printr-o staţie de 220 kV cu 1,5 întreruptoare debroşabile pe circuit: 1 –întreruptor; 2 – bare colectoare; 3 – izolator de trecere; 4 – separator; 5 – condensator de cuplare; 6 –bobină de zăvorâre; 7 – izolator de trecere; 8 –transformator de curent; 9 – platformă de ridicare; 10 – cilindru hidraulic vertical; 11 – suport pentru sprijin

Fig.8.36. Secţiune transversală printr-o staţie de 220 kV cu 1,5 întreruptoare debroşabile pe circuit şi barele colectoare izolate cu SF6: 1 –întreruptor; 2 – transformator de curent; 3 –bare colectoare; 4 – izolator de trecere; 5 –separator; 6 – izolator de trecere cu transformator de curent înglobat; 7 – izolator suport; 8 – dispozitiv pentru măsurarea tensiunii; 9 – condensator de cuplare; 10 –bobină de zăvorâre; 11 – platformă de ridicare; 12 – cilindru hidraulic vertical; 13 – suport de sprijin

Fig.8.37. Secţiune şi vedere în plan pentru o staţie interioară de 220 kV cu barele colectoare în mediu izolant solid

În fig.8.35 este prezentată soluţia constructivă pentru o astfel de staţie cu 1,5 întreruptoare pe circuit, cu întreruptoare debroşabile VMK-220 ce au curenţă maximi de rupere de 25 kA, pe trei nivele realizată în Rusia. Întreruptoarele debroşabile sunt montate pe platforme ce se deplasează vertical prin acţionare hidraulică iar transformatoarele de curent sunt şi izolatoare de trecere.

În fig.8.36 este prezentată o altă soluţie constructivă pentru SIDID-220, cu 1,5 întreruptoare pe circuit, bare colectoare izolate în SF6 şi separatoare de linie cu izolatoare de trecere ce înglobează şi transformatoarele de curent, soluţie ce necesită un teren de 2,53 ori mai mic şi un volum mai redus de 3,63 ori faţă de una similară cu aparataj de exterior.

Staţiile interioare de tip deschis pot fi realizate şi cu barele colectoare în mediu izolant solid (răşină epoxidică cu rigiditate dielectrică mai mare de 10 ori ca a aerului), înglobate într-o carcasă legată la pământ.

În fig.8.37 este prezentată o astfel de soluţie pentru SID-220 kV, cu separatoare de bare pantograf, care faţă de soluţia clasică (SIDC) reduce terenul necesar şi volumul cu 25%.


225

8.2.3. Soluţii constructive pentru staţii electrice

de înaltă şi foarte înaltă tensiune interioare de tip închis, (S.I.I.) Contrar practicii generale din trecut când se utiliza foarte mult echipament de tip

exterior pentru staţii de distribuţie interioare, aparatele şi materialele speciale de tip interior obişnuit cu tensiuni până la 110 kV, au fost dezvoltate, permiţând să se amelioreze în special rentabilitatea. Aplicarea tehnologiilor şi tehnicilor moderne, în special izolaţia cu SF6, a permis să se crească şi mai mult rentabilitatea staţiilor de distribuţie de tip închis.

S.I.I. pot fi realizate în două variante constructive, în funcţie de mediul izolant folosit şi anume cu aer la presiune atmosferică sau cu alţi izolanţi, în special cu SF6 la presiune mai mare ca cea atmosferică. Aceste instalaţii se caracterizează prin faptul că celulele sunt realizate obişnuit sub forma unei carcase metalice prefabricate, compacte, care conţine tot echipamentul unui circuit, conform schemei principiale monofilare. Dacă izolantul folosit este aerul la presiune atmosferică, celulele se numesc capsulate iar dacă este un izolant sub presiune (SF6) se numesc blindate.

Staţia poate să fie montată într-o clădire izolată, să fie integrată într-un ansamblu de clădiri sau poate să fie montată în subsoluri. Marea posibilitate de adaptare a acestor echipamente la staţiile mici, ca şi la marile staţii telecomandate, indică domeniul larg de aplicare a acestei tehnici.

8.2.3.1. Staţii interioare capsulate (compacte) de tip închis cu mediul izolant aer la presiune atmosferică (S.I.I.A.)

Firma elveţiană Brown Boveri construieşte celule de 45 la 72,2 kV cu izolaţie cu aer

de tip ACI şi cu izolaţie cu SF6 de tip ENK. Execuţia celulelor cu un compartiment sau cu două, permite o adaptare optimă la

condiţiile impuse de exploatare şi de normative. O construcţie în carcasă din tablă de oţel, autoportantă, face ca celulele să fie

independente de modul de realizare al clădirii. Această execuţie garantează o largă supleţe în construcţia clădirii. Un dulap de comandă este amplasat pe faţa frontală a celulei şi conţine dispozitivele de acţionare precum şi conexiunile cablurilor de comandă şi de măsură.

Întreruptoarele cu SF6 de tip ELI fac parte din seria de aparate folosite de Brown Boveri. Elementele de întrerupere funcţionează conform principiului pistonului de compresie şi sunt acţionate de un dispozitiv de antrenare pneumatic autonom.

Întreruptoarele sunt aşezate pe cărucioare şi sunt echipate cu contacte fixe sau cu contacte tip fişă. Întreruptoarele cu contacte tip fişă, pot fi debroşate cu ajutorul unui dispozitiv manual sau cu motor. Blocajele mecanice şi electrice asigură o manipulare fără riscuri.

Separatoarele tripolare sunt realizate în construcţie compactă. Materialul izolant pentru transformatoarele de curent, transformatoarele de tensiune inductive şi izolatoarele suport ale sistemelor de bare sunt realizate din răşini epoxidice. Izolatoarele suport pot fi de asemenea executate cu linie de fugă prelungită pentru cazurile de condiţii ambiante speciale.

Transformatoarele de curent sunt de preferinţă concepute sub formă de transformatoare de traversare. Celulele sunt prevăzute pentru montajul de cutii terminale diverse, pentru cabluri sub presiune de ulei sau cu izolaţie în materiale sintetice. Celulele pot fi echipate de asemenea cu descărcătoare de tip interior cu suflaj magnetic. Sistemul de celule


226

cu izolaţie cu aer tip ACI a fost probat de asemenea pentru condiţii de serviciu foarte dure. Ele pot fi utilizate în condiţii extreme ale mediului ambiant, cum sunt cele cu temperaturi ambiante ridicate cu o mare umiditate a aerului şi atmosferă poluantă. În astfel de cazuri, o instalaţie de climatizare prezintă mari avantaje.

Sistemul de celule cu izolaţie cu aer tip ACI, are următoarele caracteristici particulare: - carcasa din tablă de oţel protejează contra oricărui contact accidental cu părţile sub

tensiune; - vizibilitatea asupra tuturor părţilor componente integrate graţie ferestrelor de

control, precum şi acces uşor pentru lucrări de adaptare şi pentru scurte întreruperi în funcţionare;

- echiparea celulelor cu întreruptoare cu SF6; - interşanjabilitate uşoară şi rapidă a întreruptoarelor datorită montării lor pe

cărucioare; - posibilitatea de dimensionare şi adaptare optimală pentru diverse elemente ca:

sistem simplu de bare sau dublu sistem de bare şi bare de legătură izolate sau neizolate, de cupru sau de aluminiu; dispoziţie pe un nivel sau două, în execuţie cu un compartiment sau cu două; execuţie fără separator, datorită întreruptoarelor debroşabile;

- liniile aeriene şi transformatoarele pot fi racordate direct la celule cu ajutorul izolatoarelor de trecere;

- montajul rapid şi fără probleme ale celulelor şi ale staţiilor, pe locul de amplasare, datorită elementelor prefabricate.

Construcţia compactă permite soluţii economice ale staţiilor şi clădirilor, chiar dacă condiţiile de spaţiu sunt reduse.

Celulele tip ACI au un curent nominal al sistemelor de bare până la 3500 A, iar al plecărilor până la 2500 A, iar curentul de rupere al întreruptorului până la 40 kA. Lăţimea unei celule este de 2800 mm.

În comparaţie cu o staţie exterioară clasică, suprafaţa de teren necesară pentru o staţie cu izolaţie cu aer de tip ACI este aproximativ 25% (iar dacă staţia este cu izolaţie cu SF6 de tip ENK de cca 7%). Compararea suprafeţelor arată economiile ce pot fi realizate.

Costul total al unei staţii compacte interioare, inclusiv clădirea şi terenul , este aproximativ de acelaşi ordin de mărime ca investiţiile necesare pentru o staţie exterioară clasică. Cheltuielile de investiţii pot varia uşor în funcţie de cheltuielile pentru clădire şi preţul terenurilor locale precum şi în funcţie de mărimea staţiei.

Adaptând clădirile condiţiilor climatice locale prin izolarea pereţilor şi plafonului, încălzire sau instalaţie de climatizare, utilizarea de filtre de aer sau de nisip, se poate utiliza o staţie interioară şi în condiţii climatice extreme.

Clădirile protejează staţia împotriva ploii, ceţii, zăpezii, gheţii precum şi împotriva depunerilor de nisip sau de sare; de asemenea timpul de imobilizare pentru curăţenie şi întreţinere poate fi mult diminuat.

Montajul şi punerea în funcţie ca şi supravegherea şi reviziile staţiilor interioare se fac fără influenţa întreruptoarelor; întreruptoarele cu SF6 au un interval foarte lung între revizii iar celelalte părţi ale staţiei nu necesită practic revizii. Staţiile compacte interioare de tip ACI şi ENK au un grad de protecţie constructivă foarte ridicat pentru personalul de serviciu şi o foarte înaltă siguranţă în funcţionare a aparatelor. Staţiile interioare compacte utilizează soluţii moderne, economice cu viitor sigur şi răspund în mod optim exigenţelor actuale cerute de tehnica de realizare a staţiilor.


227

Fig.8.40. Configuraţia barelor colectoare comparativ cu o staţie convenţională cu bara dublă

Firma ABB construieşte staţii electrice interioare închise de înaltă şi foarte înaltă tensiune (110-550 kV), tip I-AIS, folosind ca mediu izolant aerul. Imagini din interiorul unei astfel de staţii sunt în fig.8.38.

Utilizarea întreruptoarelor debroşabile permite reducerea numărului de aparate, aşa cum se vede în fig.8.39....8.44.

Fig.8.38. Staţie interioară tip I-AIS fabricaţie ABB

Fig.8.39. Configuraţia barelor colectoare comparativ cu o staţie convenţională cu bară de transfer


228

Utilizarea unor module compacte, fig.8.43, care includ întreruptor, traductoare de curent şi de tensiune, separatoare şi cuţite de legare la pământ, permite:

- reducerea timpului de proiectare: pentru o staţie de 145 kK este redus de la 13 luni necesare pentru o staţie convenţională la 8 luni iar pentru o staţie de 420 kV - este redus de la 22 la 15 luni;

- reducerea costului pe durata de viaţă prin creşterea fiabilităţii, reducerea costului de întreţinere, modulele putând fi înlocuite în cazul defectării;

- reducerea timpului de instalare şi punere în funcţiune; - reducerea spaţiului necesar, fig.8.42; - automatizarea staţiei, transferul de informaţii prin fibră optică, monitorizarea

evenimentelor.

Fig.8.41. Configuraţia barelor colectoare comparativ cu o staţie convenţională cu 1 ½ intreruptoare pe circuit

Fig.8.42. Configuraţia barelor colectoare comparativ cu o staţie convenţională cu schema in H


229

Fig.8.43. Intreruptor debroşabil in module compacte

Fig.8.44. Economie de spaţiu pentru o staţie de 145 kV


230

Firma Alstom fabrică, de asemenea, staţii compacte izolate cu aer tip CAIS – 72,5 kV la 170 kV, cu avantajele prezentate mai sus. O comparaţie între staţiile izolate cu aer (AIS), cele compacte (CAIS) şi cele izolate cu gaz (GIS) este arătată în fig.8.45.

8.2.3.2. Staţii de tip blindat cu mediul izolant SF6 În tendinţa de a realiza instalaţii de tensiuni înalte şi foarte înalte, cât mai compacte şi

protejate faţă de agresivităţile mediului exterior, una din căi a fost folosirea altor izolaţii decât aerul la presiunea atmosferică.

Dintre izolanţii încercaţi, hexafluorura de sulf (SF6) s-a detaşat ca fiind net superioară din multe puncte de vedere, şi anume:

- are rigiditate dielectrică de cca 4 ori mai mare la presiuni de cca 4 ori mai mici faţă de aerul comprimat;

- are viteză de recombinare a ionilor mare şi inerţie termică mică, proprietăţi care îl fac un bun agent de stingere a arcului;

- are greutate specifică de 5 ori mai mare decât aerul, proprietate care-l face uşor de manipulat;

- este incolor, inodor, stabil chimic, neinflamabil şi netoxic; - are un coeficient de transmitere a căldurii prin convecţie de 5 ori mai mare decât

aerul; - are capacitate mare de absorbţie a electronilor liberi. Singurele frâne de folosire masivă a SF6 în realizarea instalaţiilor de înaltă tensiune

sunt de natură tehnologică şi anume: - tehnologia de obţinere a hexafluorurii de sulf pure fiind mai dificilă face ca preţul

să se menţină relativ ridicat; - tehnologia de realizare şi exploatare a unor astfel de instalaţii presupune acurateţe

în direcţia realizării etanşării tuturor componentelor şi în direcţia realizării etanşării tuturor componentelor şi în direcţia conservării în timp a purităţii gazului care evident se va afla în contact permanent cu părţile metalice şi cele izolante ale instalaţiei.

Fig.8.45. Comparaţie între diferite tipuri de staţii electrice interioare


231

Fig.8.44. Capsularea barelor: a – monofazată; b – trifazată Fig.8.47. Izolatoare folosite în

instalaţiile cu SF6: a – conice; b – disc; c - suport

Fig.8.48. Compartimentarea unei instalaţii cu SF6

Ambele dificultăţi vor dispare treptat deoarece pe de o parte creşterea producţiei de SF6 va duce inevitabil la scăderea preţurilor acestui gaz, iar pe de altă parte o trăsătură caracteristică a dezvoltării societăţii este şi perfecţionarea continuă din toate punctele de vedere a tehnologiilor industriale.

Folosirea hexafluorării de sulf ca izolant în instalaţiile de înaltă tensiune presupune introducerea unor principii oarecum diferite de cele folosite la alte categorii de instalaţii şi anume:

- capsularea întregii instalaţii în carcase metalice etanşe, capsulare care poate fi făcută monofazat sau trifazat;

- compartimentarea în module normalizate interschimbabile. Capsularea este obligatorie pentru menţinerea gazului în zona instalaţiei. Practica

dovedeşte că atât capsularea monofazată cât şi cea trifazică oferă avantaje care duc la folosirea ambelor soluţii.

Capsularea trifazică duce la economie de spaţiu, de materiale şi manoperă iar în plus, câmpurile celor trei faze, compensându-se reciproc, duc la scăderea pierderilor. Capsularea monofazată elimină scurtcircuitele între faze, limitează eforturile electrodinamice între faze, permiţând orice aşezare relativă a fazelor.

Carcasa se execută din oţel nemagnetic sau din aluminiu. Numai la diametre mari ale blindajului se pot folosi carcase din oţel obişnuit deoarece curenţii turbionari ce pot duce la încălziri inadmisibile în carcasă sunt mici.

În fig.8.46 se reprezintă capsularea mono şi trifazată.

Compartimentarea se realizează de obicei în module care constituie şi elementele componente ale celulei (întreruptor, separator, etc.) şi care se separă între ele etanş. Aceste module se pot asambla în diferite moduri pentru a se realiza schema monofilară dorită sau pentru a se putea încadra instalaţia în restricţie privind dimensiunile.

Compartimentarea are însă şi alte avantaje importante:

- limitarea propagării defectelor;

- localizarea scăpărilor de gaze;


232

Fig.8.49. Secţiune printr-un separator de instalaţie cu SF6

- reducerea cantităţii de gaz ce se manipulează la o intervenţie în interiorul carcasei; - posibilitatea demontării unei părţi din instalaţie fără scoaterea din funcţiune a

întregului. Separarea etanşă a compartimentelor se poate realiza cu izolatoare conice sau disc

(fig.8.48). În fig.8.48 se prezintă un exemplu de compartimentare a unei instalaţii cu bară dublă.

Presiunea gazului SF6 în interiorul carcasei metalice se alege în aşa fel ca rigiditatea dielectrică să fie cea necesară (rigiditatea dielectrică este direct proporţională cu presiunea) şi să se evite condensarea SF6 la temperaturile minime de funcţionare a instalaţiilor. Practica a arătat că domeniul optim de presiune este de 2,8 at la –40 0C şi 5 at la +75 0C. În întreruptoare presiunea poate fi mai mare.

Elementele componente ale instalaţiilor cu SF6 se realizează în diferite soluţii constructive.

Barele colectoare şi căile de curent în general se execută din ţevi din cupru sau aluminiu susţinute de izolatoare din răşini epoxidice şi capsulate mono sau trifazat. Modulele de bare au lungimi de 2-5 m. Derivaţiile şi capetele barelor sunt prevăzute cu ecrane ce realizează uniformizarea potenţialelor.

Întreruptoarele folosite în instalaţiile izolate cu SF6 sunt cu ulei puţin, cu vid sau mai natural cu SF6. Acestea din urmă sunt constructiv asemănătoare cu întreruptoarele cu aer

comprimat şi pot fi pneumatice sau autopneumatice. Cele pneumatice sau cu dublă presiune sunt echipate cu rezervoare speciale în care se comprimă SF6 la 12-14 at. La acţionarea întreruptorului, prin deschiderea unei supape, gazul pătrunde în compartimentul de joasă tensiune, „spălând” spaţiul de stingere a arcului. Readucerea gazului în rezervoare se face cu ajutorul unor compresoare şi filtre care reţin produsele de descompunere rezultate din contactul gazului cu arcul electric.

Deoarece la 00C şi 13,26 at gazul se lichefiază în aceste întreruptoare se montează o instalaţie de termostatare a gazului. Întreruptoarele autopneumatice realizează circulaţia gazului în zona contactului printr-un piston auxiliar acţionat odată cu contactul. Aceste întreruptoare sunt mai robuste dar pentru atingerea aceloraşi performanţe ca şi întreruptoarele autopneumatice sunt necesare mai multe camere de stingere. Acţionarea se poate face pneumatic sau oleopneumatic.

Separatorul nu mai poate, prin însăşi construcţia sa, să separe vizibil părţi ale instalaţiei, lucru care face folosirea lui puţin diferită de cea din instalaţiile izolate cu aer la presiunea atmosferică. Astfel pentru a se garanta securitatea personalului şi deci pentru a se putea certifica poziţia deschis a separatorului se practică următoarele metode:

- se montează separatoare de legare la pământ mai multe decât în celelalte categorii de instalaţii. Practic se prevede posibilitatea punerii la pământ a tuturor elementelor din instalaţie care pot fi separate;


233

Fig.8.50. Secţiune printr-un racord în cablu: 1 – contact; 2 –conductor; 3 – piese de racord; 4, 5 – ecran; 6 – manşon terminal

Fig.8.51. Secţiune şi schemă monofilară printr-o instalaţie de 110 kV cu bară dublă în SF6

- se prevăd ecrane special legate la pământ care se introduc între contactele separatoarelor în poziţia deschis a acestora;

Se folosesc aproape exclusiv separatoare de tip axial cu contactul fix în formă de tulipă. Principial un astfel de modul separator este prezentat în fig.8.49.

Separatorul de legare la pământ este folosit drept element principial de securitate şi pentru şuntarea arcului electric eventual apărut, pentru stingerea lui rapidă şi limitarea efectelor distructive.

În acest din urmă scop dispozitivul de legare la pământ se prevede cu un dispozitiv de acţionare automată rapidă la închidere. Pentru scopul prim este necesar ca poziţia dispozitivului să fie ferm semnalizată în exterior.

Transformatorul de curent este de tip toroidal. În zona transformatorului de curent trebuie luate măsuri de reducere a influenţei curenţilor din carcasă, de exemplu

prin întreruperea carcasei în interiorul miezului transformatorului dacă miezul are diametrul mai mare decât carcasa.

Transformatorul de tensiune poate fi inductiv sau capacitiv. Transformatoarele capacitive sunt mai uşor de încadrat în aceste instalaţii. Principial acest tip de transformatoare de tensiune au sarcina secundară nominală limitată. Acest neajuns poate fi înlăturat prin legarea sarcinii secundare la divizor prin intermediul unei scheme electronice de amplificare. Racordul spre exterior (cablu, LEA) are funcţia de a realiza etanşeitatea între mediul exterior instalaţiei (uleiul din cablu, aerul atmosferic) şi hexafluorura de sulf din interior. Se realizează cu un izolator conic străbătut de un izolator de trecere de tip condensator.

De obicei se combină cu separatorul de linie şi cel de legare la pământ. O secţiune este dată în fig.8.50. Toate acestea sunt susţinute de o secţiune prezentată în fig.8.50 printr-o instalaţie cu SF6 de 110 kV cu bară dublă în care se evidenţiază şi raportul dimensional între elementele componente.

Barele colectoare sunt ecranate monofazat şi întreruptorul este cu ulei puţin.

Dispoziţiile spaţiale a elementelor instalaţiei cu SF6 sunt diverse şi rezultă din modul de aşezare a întreruptorului (orizontal sau vertical), de amplasarea barelor colectoare (sus sau jos), de capsularea barelor colectoare (mono sau trifazat) de numărul de


234

Fig.8.52. Dispoziţii constructive de instalaţii cu SF6, bare duble şi întreruptor vertical: a – bare sus capsulate trifazate; b – bare jos capsulate monofazate; c – bare jos capsulate trifazate

bare colectoare (simplă, dublă, triplă), etc. Fiecare dispoziţie este avantajoasă din anumite puncte de vedere. În fig.8.52 sunt prezentate variante de instalaţii cu întreruptorul montat vertical, iar în

fig.8.53 o instalaţie cu întreruptorul (I) montat orizontal şi barele colectoare (B1 şi B2) aşezate jos şi capsulate trifazat.

Transformatorul de tensiune (TT) şi racordul cablului (RC) sunt amplasate unul deasupra altuia în spatele celulei.

La medie tensiune, introducerea instalaţiilor cu SF6 permite pe de o parte campactizarea instalaţiilor (dimensiuni ale instalaţiilor de 7,2-36 kV se dau în tabelul 8.5) iar pe de altă parte desensibilizarea acestora la agresivităţile mediului.


235

Fig.8.53. Instalaţie în SF6 cu bară dublă şi întreruptor montat orizontal sus

Fig.8.54. Vedere în perspectivă a unei instalaţii cu SF6 şi întreruptor cu vid: S – separator; I -întreruptor

În fig.8.54 se prezintă o vedere a unei instalaţii de medie tensiune cu SF6 care foloseşte întreruptor cu vid.

Tabelul 8.5. Schema Dimensiunea

Bară simplă Bară dublă

Lăţimea 600 600 Înălţimea 2120 2200 Adâncimea 1510 2430

Montarea unei instalaţii cu SF6 este relativ simplă deoarece constă din amplasarea

modulelor ce reprezintă componente ale instalaţiilor, module realizate şi încercate individual în fabrică.

În exploatare, esenţială este supravegherea continuă a etanşeităţii şi completarea pierderilor de gaz care se poate face şi automat. Instalaţia poate funcţiona la o presiune de minim 85% din cea nominală când instalaţia se scoate automat din funcţiune.

Starea instalaţiei inclusiv defectele pot fi evidenţiate pe căi clasice sau prin urmărirea presiunii gazului.

Pentru intervenţia la un modul component se execută următoarele operaţii:

- scoaterea de sub tensiune şi punerea la pământ;

- extragerea gazului din tronsonul în cauză (există o instalaţie specială de golire-depozitare-umplere);

- punerea modulului în contact cu aerul;

- demontarea flanşelor sau a gurilor de vizitare;

- intervenţia propriu-zisă; - montarea flanşelor sau/şi gurilor de

vizitare; - extragerea umidităţii şi aerului cu

pompa de vid; - umplerea cu SF6; - deconectarea punerilor la pământ şi

punerea sub tensiune; În concluzie, instalaţiile cu SF6 s-au

impus vertiginos la o plajă de tensiuni între 6 şi 750 kV fiind cerute de restricţii de spaţiu şi de necesitatea simplificării exploatării. Volumul cheltuielilor de investiţie este acum mai ridicat decât la soluţiile clasice dar această diferenţă poate fi compensată prin reducerea volumului de construcţii, a timpului de realizare, reducerea volumului operaţiilor de exploatare, simplificarea reţelelor de distribuţie.

Necesarul de suprafaţă este


236

Fig.8.55. Exemple de instalaţii de 245 kV rezultate din combinarea unor elemente capsulate cu altele în execuţie clasică exterioară: a – cu întreruptorul şi transformatorul de măsură capsulat; b – cu bare capsulate blindate

considerabil mai mic decât la soluţiile clasice. Faţă de instalaţiile de tip exterior, o instalaţie cu SF6 necesită, la 110 kV cca 6% suprafaţă, la 220 kV cca 4% şi la 380 kV cca 3%. Aceasta face oportună introducerea lor ori de câte ori există suprafaţă disponibilă limitată (de exemplu la centralele hidro subterane, la extinderea sau modernizarea unor instalaţii existente, etc.

Securitatea în funcţionare este cert mai ridicată decât la soluţiile clasice şi se datorează următoarelor particularităţi:

- posibilităţi mici de amorsare a unui arc electric în interiorul instalaţiei; - sensibilitate mult mai redusă faţă de agenţii externi (izolatoarele şi căile de curent

sunt practic inaccesibile pentru agenţii chimici din atmosferă iar dimensiunile reduse pe verticală a instalaţiilor le fac mai puţin vulnerabile la cutremure);

- sunt complet protejate la loviturile directe de trăsnet; - este înlăturat pericolul de incendiu; - sunt practic insensibile la praf şi murdărie, proprietate care le recomandă în unele

medii extreme (termocentrale). Avantaje au instalaţiile cu SF6 şi din punct de vedere al acţiunii lor asupra mediului

exterior şi a oamenilor, cum ar fi: - nu produc zgomot, câmpuri electromagnetice şi nu poluează estetic mediul; - pericolul de explozie a carcasei este practic inexistent;

- măsurile de electrosecuritate

sunt mai uşor de îndeplinit;

- volumul şi greutatea

modulelor de transport şi montaj le fac uşor de manipulat.

Există şi posibilitatea combinării unor module de instalaţii cu SF6 cu instalaţii clasice, situaţii care pot apărea la extinderi, modernizări sau să fie impuse de restricţii de suprafaţă. În fig.8.55 sunt prezentate două instalaţii de 245 kV combinate din module cu SF6 şi aparate montate în exterior.

În figurile următoare sunt arătate diferite tipuri de staţii izolate cu gaz (SF6) construite de diferite firme: MITSUBISHI (fig.8.56), ABB (fig.8.57), ALSTOM (fig.8.58) care pot fi montate în interior sau exterior.


237

a b

c Fig.8.56. Staţii izolate cu gaz, fabricaţie MITSUBISHI: a – izolaţie monofazată (72,5...300 kV); : a – izolaţie monofazată (362...800 kV); c - izolaţie trifazată (72,5...170 kV);

a b

c d Fig.8.57. Staţii izolate cu gaz, fabricaţie ABB: a – tip ELK0 (72,5...170 kV); b – tip ELK14 (220...300

kV); c – ELK3 (362...550 kV)


238

8.3. Soluţii constructive pentru montarea transformatoarelor de putere

O staţie de transformare este formată din două sau mai multe instalaţii electrice de distribuţie şi unul sau mai multe transformatoare de putere de interconexiune.

Numărul instalaţiilor de distribuţie este egal cu numărul nivelelor de tensiune din circuitele primare ale staţiei (de exemplu o staţie de transformare de 220/110/6 kV are trei instalaţii de distribuţie, una de 220 kV, a doua de 110 kV şi a treia de 6 kV).

Transformatoarele de forţă de interconexiune realizează legăturile electrice între instalaţiile de distribuţie şi transformă parametrii energiei electrice tranzitate.

Într-o staţie de transformare sunt obişnuit unul sau două transformatoare de interconexiune. Dacă staţia de transformare are două nivele de tensiune, transformatoarele de forţă sunt cu două înfăşurări. Dacă staţia are trei nivele de tensiune, transformatoarele de interconexiune sunt obişnuit cu trei înfăşurări dar pot fi utilizate şi mai multe transformatoare cu două înfăşurări; soluţia optimă depinde de tranzitul de putere între diferitele tensiuni, siguranţa în exploatare, etapizarea instalaţiei, etc.

Dacă staţia are mai mult de trei nivele de tensiune, de exemplu 220/110/20/6 kV, se folosesc alte transformatoare pentru legătura cu cea de a patra instalaţie de distribuţie (de exemplu de 110/20 kV pentru alimentarea instalaţiei de distribuţie de 20 kV de la care sunt racordate liniile electrice aeriene de electrificare rurală de 20 kV).

Transformatoarele de forţă pot fi montate în exterior sau dacă nu este posibil se montează în interiorul unei clădiri (ce poate fi comună cu instalaţia de distribuţie de medie tensiune). Obişnuit nu se montează în interior transformatoare cu o putere mai mare de câţiva zeci de MVA.

a b

c d Fig.8.58.Staţii izolate cu gaz, fabricaţie ALSTOM: a – tip B65 (145 kV); b – tip B95 (170...245 kV); c – tip T105 (245...362 kV); d- tip T155 (420...550 kV)


239

8.3.1. Montarea transformatoarelor de putere în exterior

Transformatoarele de putere se montează obişnuit în aer liber şi sunt echipate cu

izolatoarele necesare nivelelor de tensiune şi funcţionării în mediul exterior. Se montează în exterior deoarece au în cuvă cantităţi mari de ulei, deci prezintă pericol mare de incendiu.

Pentru reducerea pericolului de incendiere soluţiile constructive prevăd separări antifoc între două transformatoare alăturate pentru ca un eventual incendiu la un transformator să nu se transmită şi la transformatorul alăturat, precum şi sisteme de evacuare a uleiului. O altă soluţie este montarea transformatoarelor la distanţe relativ mari (de peste 15 m) între ele precum şi între ele şi bobine în ulei; de asemenea trebuie ca transformatoarele de forţă să fie amplasate la distanţe relativ mari de restul instalaţiilor de distribuţie.

Dacă transformatoarele au puteri mari, de peste 40 MVA şi sunt amplasate la distanţe reduse (sub 15 m) se realizează separări antifoc (pereţi) din materiale incombustibile, pereţi ce trebuie să depăşească cu cel puţin 1 m de fiecare parte gabaritul transformatorului şi să aibă înălţimea cel puţin egală cu a punctului cel mai înalt al său. Aceşti pereţi pot fi folosiţi şi pentru susţinerea de aparate sau conductoare aferente transformatorului. Dacă transformatoarele sunt prevăzute cu instalaţii fixe de stins incendiul, pereţii antifoc pot lipsi.

Instalaţiile de stingere a incendiului pot fi cu bioxid de carbon, cu apă pulverizată sau funcţionează pe principiul golire-spălare. Instalaţiile de stingere a incendiului se bazează în principal pe izolarea de aer a uleiului aprins.

Instalaţiile cu apă pulverizată trimit automat la intrarea în funcţie spre transformator o mare cantitate de apă pulverizată, picăturile au o suprafaţă mare de contact cu mediul şi astfel se absoarbe din uleiul incendiat o mare cantitate de căldură şi în plus se formează o pătură de vapori de apă ce împiedică pătrunderea aerului spre flacără. Repunerea în funcţie a transformatorului după stingerea incendiului se face fără dificultăţi, iar funcţionarea instalaţiei este fără pericol atât pentru personalul de exploatare cât şi pentru transformator. Acest tip de instalaţie se foloseşte şi la transformatoare montate în interior. Deasupra transformatorului sunt montate 2-3 conducte inelare cu foarte multe duze, care asigură la intrarea în funcţie a instalaţiei atât stropirea transformatorului cât şi pietrişului de sub el. Apa trebuie să aibă calităţile apei potabile. Instalaţiile cu apă pulverizată sunt prevăzute cu un mare rezervor de apă sub presiunea de 10 bar, comandă automată (dată de protecţia de gaze, cea diferenţială sau detectoarele de temperatură ale transformatorului) şi comandă manuală pentru intrarea în funcţie.

Instalaţiile ce funcţionează pe principiul golire-spălare la intrarea în funcţie golesc parţial cuva transformatorului, insuflă un jet de azot sub presiune în cuvă, uleiul rece de la baza cuvei este împins la partea sa superioară unde se formează o pătură de azot şi astfel scade temperatura uleiului din zona de flacără sub temperatura sa de aprindere şi se izolează uleiul de aer. După funcţionarea instalaţiei nu se poate imediat repune transformatorul în serviciu şi ca urmare nu se face automatizarea funcţionării instalaţiei. Acest tip de instalaţie se foloseşte şi la transformatoarele montate în interior.

Instalaţiile cu bioxid de carbon la intrarea în funcţie izolează cu bioxid de carbon (gaz ce împiedică izolarea transformatorului aprins de aer) ca urmare instalaţia de acest tip poate fi folosită numai la transformatoare montate în interior, într-o încăpere separată unde se poate înlocui repede aerul din încăpere cu CO2.


240

Fig.8.59. Poziţia unui transformator de bloc şi a transformatorului de servicii proprii la un bloc de 250 MW

Fig.8.60. Amenajări pentru evacuare în caz de avarie a uleiului la transformatoarele de putere în exterior (a) sau în clădiri (b): 1 – gabarit transformator; 2 – strat de pietriş pentru stingerea flăcării; 3 – grătar demontabil; 4 – recipient pentru extragerea apei şi uleiului; 5 – ţeavă pentru extragerea apei şi uleiului; 6 – colector pentru întreaga cantitate de ulei; 7 – nivelul maxim al acumulării de ulei; 8 – nivelul pardoselii; 9 – canal de aducţiune a aerului de ventilare

În staţiile electrice ridicătoare ale centralelor electrice, transformatoarele de bloc (ale

blocurilor generator-transformator) şi transformatoarele de servicii proprii (interne), se montează lângă peretele exterior al centralei electrice dinspre staţia ridicătoare, cu pereţi de separare antifoc între ei dacă este cazul, sau la o distanţă convenabilă pentru asigurarea unui drum de acces pentru personal şi utilaje între centrală şi staţia electrică ridicătoare, conform fig.8.59.

Transformatoarele de forţă sunt foarte grele şi ca urmare trebuie aşezate pe şine de cale ferată cu rolele calate, şine îngropate în grinzile de beton ale unei fundaţii independente (pentru a nu se transmite vibraţii). Grinzile sunt fixate într-o cuvă etanşă (de beton armat) ale cărei margini trebuie să depăşească cu cel puţin 1 m gabaritul orizontal al transformatorului (fig.8.60), formând astfel dispozitivul de captare a mediului. La partea superioară se află „stingătorul de flăcări” format dintr-un strat de pietriş cu grosime de cel puţin 20 cm în granulaţie de 3-5 cm, cuva are un „colector” etanş, amplasat obişnuit sub transformator, dimensionat obişnuit pentru a reţine întreaga cantitate de ulei. Este posibil ca sub transformator să se amplaseze un rezervor auxiliar care să poată reţine minimum 25% din


241

Fig.8.61. Ventilarea încăperilor pentru transformatoare. Determinarea suprafeţei ferestrei de intrare a aerului. Temperatura aerului proaspăt +200C, temperatura aerului la ieşire +350C: P – pierderile totale ale transformatorului, în kW; Q – secţiunea ferestrei de intrare a aerului, în m2; H –diferenţa de nivel dintre mijlocul ferestrei de ieşire şi mijlocul transformatorului, în m

ulei, legat de un rezervor principal prin o conductă de minimum Φ200 şi pantă suficientă (tgα>2%).

Fundaţiile transformatoarelor de putere trebuie astfel realizate încât capacul cuvelor transformatoarelor să aibă o uşoară pantă în sus la partea dinspre conservator (respectiv releul de gaze), pentru a evita apariţia unui strat de gaze sub cuvă şi a facilita evacuarea gazelor spre conservator.

Legăturile bornelor transformatoarelor de putere ale staţiilor de înaltă şi foarte înaltă tensiune/medie tensiune (IT/MT sau FIT/MT) se face obişnuit prin conductoare flexibile pe partea de IT (FIT) cu instalaţia de distribuţie corespunzătoare nivelului de tensiune (IT sau FIT) şi cu bare rigide pe partea de MT. Legăturile rigide trebuie realizate cu piese clasice intermediare pentru evitarea spargerii izolatoarelor transformatorului datorită vibraţiilor sale.

8.3.2. Montarea transformatoarelor de putere în interior

Montarea în interior a transformatoarelor de mare putere cere o soluţie complicată şi scumpă datorită necesităţii evacuării căldurii degajate în timpul funcţionării

transformatoarelor, măsurile de prevenire, combatere şi limitare ale efectelor eventualelor incendii şi măsurile necesare de împiedicare a propagării zgomotelor şi vibraţiilor, şi ca urmare obişnuit se montează în interior numai transformatoarele cu puteri de cel mult câţiva MVA.

Montarea în interior a transformatoarelor cu puteri mari, se face numai când nu este posibilă montarea lor în exterior din diferite motive cum sunt poluarea intensă, condiţii de sistematizare sau distanţă prea mare între instalaţia de medie tensiune, interioară şi cea de înaltă tensiune de tip exterior (de exemplu CHE Argeş unde transformatoarele sunt montate în subteran lângă sala maşinilor şi datorită lipsei de spaţiu, greutăţilor de transport şi de introducere în subteran s-au folosit 7 transformatoare monofazate, din care

unul de rezervă, iar celelalte 6 legate convenabil, formează două grupuri ce corespund da două transformatoare trifazate de MT/IT.

Transformatoarele cu puteri mici (până la câţiva MVA) ce se montează în interior, sunt de obicei de construcţie normală, deci pentru funcţionare în exterior. Ca urmare se montează obişnuit într-o boxă separată ce trebuie prevăzută cu ventilaţie naturală (fig.8.48), cu fereastră de intrare şi fereastră de ieşire. Ferestrele sunt prevăzute obişnuit cu jaluzele sau grătare (pentru evitarea pătrunderii ploii sau animalelor mici) şi în acest caz suprafaţa ferestrelor se majorează cu 10-50%.


242

Fig.8.62. Schema instalaţiei de răcire a unui transformator montat în interior, cu radiatoare aer-ulei plasate în exterior; 1 – vedere în plan; 2 – schema circuitului de ulei; R – radiator; P – pompă de ulei; I –indicator de circulaţie a uleiului; T - transformator

Fig.8.63. Schema instalaţiei de răcire a două transformatoare montate în interior, cu radiatoare apă-ulei plasate în interior: R – radiatoare apă-ulei; P – pompă ulei; T1, T2 - transformatoare

Transformatoarele de putere medie pot fi prevăzute şi cu radiatoare aer-ulei separate, în circuitul aerului realizându-se activarea ventilaţiei naturale prin creşterea importantă a diferenţei de nivel între transformator şi ferestrele de ieşire a aerului (la peste 8 m, prin construcţia unui coş vertical înalt pentru ventilaţie).

Transformatoarele de mare putere montate în interior sunt prevăzute obişnuit cu instalaţie de răcire forţată (când ventilaţia naturală nu este satisfăcătoare). Răcirea forţată se realizează cu ajutorul unor radiatoare aer-ulei sau apă-ulei, ce sunt montate în interiorul sau, când nu se pun condiţii de limitare a

zgomotului, în exteriorul boxei în care este montat transformatorul. În fig.8.62 este prezentată schema unei soluţii de răcire forţată a unui transformator de

mare putere montat în interior, în boxă separată, cu radiatoare aer-ulei montate în exterior. Circulaţia forţată a uleiului este asigurată de o pompă de ulei (P) iar supravegherea circulaţiei uleiului este făcută cu un indicator (I). Răcirea cu radiatoare apă-ulei este scumpă deoarece necesită instalaţii complicate. Pentru a nu pătrunde apa în ulei, radiatoarele trebuie să fie perfect etanşe iar în circuitul uleiului trebuie să o uşoară suprapresiune. Circulaţia apei trebuie să fie foarte sigură şi ca urmare instalaţia de răcire trebuie să aibă două surse de apă; una trimite apa filtrată cu un grup de pompe prin fascicolul de ţevi al radiatoarelor (din cupru sau alamă – metale bune conducătoare de căldură), în circuit deschis (sursa de bază), iar cealaltă (sursa de rezervă), este prevăzută cu un rezervor de apă dimensionat pentru asigurarea funcţionării transformatorului 12-24 ore (eventual situat la înălţime pentru asigurarea funcţionării instalaţiei de răcire în lipsa alimentări serviciilor proprii). Consumul serviciilor proprii (interne) ale staţiei este mai ridicat datorită consumului pompelor de apă de răcire (cu debit de cca.10-15 m3/h la un transformator de 40 MVA, 110/10 kV).

În fig.8.63 este prezentată schema unei astfel de instalaţii de răcire cu radiatoare apă-ulei.


243

Fig.8.64. Schiţa unei soluţii constructive pentru un transformator de putere montat în interior

Măsurile de prevenire, combatere şi limitare ale efectelor eventualelor incendii la transformatoarele de putere montate în interior, se bazează pe montarea fiecărui transformator într-o boxă separată, prevăzută cu porţi metalice spre exterior, dimensionate pentru a putea introduce sau scoate transformatorul. Restul măsurilor sunt asemănătoare cu cele din cazul montării transformatoarelor de putere în exterior.

Transformatoarele de mare putere montate în interior, pentru a nu transmite vibraţiile magneto-stricţiunii circuitului magnetic care produce forţe magnetice la îmbinările tolelor (vibraţii ce pot duce la rezonanţa unor elemente ale construcţiilor apropiate), se montează pe fundaţii complet separate de orice element al clădirii, între ele şi fundaţiile lor se introduc straturi de materiale antivibrante (pâslă, cauciuc, plută, etc.) iar racordurile (conductoarele rigide şi conductele de ulei) se prevăd cu piese elastice. Vibraţiile deranjează personalul staţiilor şi chiar locuitorii clădirilor vecine şi pot avaria instalaţiile de protecţie prin relee, aparatele cu mecanisme fine, etc.

Transformatoarele de mare putere ce se montează în interior produc zgomote supărătoare şi ca urmare pentru reducerea zgomotelor se pot folosi transformatoare speciale cu inducţie redusă în coloane şi juguri, tole omogene, îmbinări speciale la joanturi partea decuvabilă aşezată pe garnituri antivibrante şi bariere fonoabsorbante în interiorul cuvei (sau amortizoare de zgomot pe pereţii cuvei). Aceste transformatoare speciale antifonate sunt scumpe, reducerea zgomotului este relativ limitată şi ca urmare nu sunt folosite decât în

anumite cazuri. Pentru limitarea propagării zgomotelor, se montează în jurul transformatorului panouri fonoabsorbante demontabile (din vată minerală aşezată între un panou din tablă de aluminiu perforată spre transformator şi altul din tablă de oţel spre exterior) cu uşi spre elementele de vizitat, iar pe circuitul de ventilaţie se montează atenuatoare lamelare de zgomot (lame din vată minerală în cămaşă de tablă de aluminiu perforată) groase de cca 10 cm şi paralel cu sensul circulaţiei aerului. Deoarece pereţii din zidărie de cărămidă şi planşeele de beton ale boxei transformatorului asigură obişnuit izolaţie fonică satisfăcătoare, se izolează fonic suplimentar numai porţile metalice ale boxelor.

În fig.8.64 este prezentată o soluţie constructivă pentru un transformator de putere montat în interior.

Circuite secundare din staţii electrice

244

9. CIRCUITE SECUNDARE DIN STAŢII ELECTRICE

9.1. Principii, definiţii

Circuitele electrice secundare (denumite şi circuite auxiliare sau subsistemul secundar), deservesc circuitele electrice principale (primare) şi se caracterizează prin faptul că nu sunt parcurse de fluxul principal de energie care circulă spre consumatori. Circuitele secundare pot fi împărţite în următoarele grupe corespunzătoare principalelor categorii de funcţiuni:

- comandă - control

- informare - semnalizare

- de poziţie - de avarie - preventivă

- măsură - cu aparate indicatoare - cu aparate înregistratoare - cu aparate integratoare - înregistrări diverse (incidente, etc.)

- blocaj - sincronizare - protecţie prin relee - automatizare Circuitele de comandă (conform definiţiilor din PE 111/7) sunt acele circuite care servesc la acţionarea voită, de la faţa locului sau de la distanţă, a diverselor mecanisme aparţinând aparatelor de conectare şi de reglaj. Aparatele de conectare sunt aparatele care servesc la închiderea şi deschiderea voită a circuitelor electrice (întreruptoare, separatoare). Circuitele de control sunt acele circuite care deservesc instalaţiile de informare (semnalizare, măsurare, înregistrări diverse), blocaj, sincronizare, protecţie prin relee şi automatizare. Instalaţiile de blocaj sunt acele instalaţii care trebuie realizate în scopul evitării manevrelor greşite (blocaje operative), în scopul protejării integrităţii personalului de exploatare (blocaje de siguranţă) şi în scopul protejării instalaţiilor tehnologice (blocaje tehnologice). Principalele aparate ale circuitelor de comandă sunt amplasate în camera de comandă. Camera de comandă este acea încăpere separată, din care se face comanda şi controlul circuitelor primare şi în care este amplasat tabloul de comandă. Tabloul de comandă este ansamblul aparatelor şi dispozitivelor care servesc pentru efectuarea operaţiilor de comandă şi pentru informarea operativă (semnalizări şi măsurări) a personalului de deservire asupra unui număr mai mare de circuite primare sau asupra întregii instalaţii. Aparatele propriu-zise sunt montate pe tablouri numite şi panouri (panouri de comandă, panou de semnalizări centrale, panou de servicii interne, etc.) sau pe pupitre, ansamblul lor formând tabloul de comandă din camera de comandă. Poate exista de asemenea, cameră de supraveghere care este o încăpere


245

Fig.9.1. Schemă de principiu concentrată Fig.9.2. Schemă de

principiu desfăşurată

Fig.9.3. Schemă de principiu completă

separată în care este amplasat tabloul de supraveghere, camera din care nu se pot efectua comenzi de aparate de conectare.

Dispunerea instalaţiilor de comandă poate fi centralizată ceea ce corespunde amplasării lor într-o cameră unică sau descentralizată ceea ce corespunde amplasării lor în imediata vecinătate a fiecărei instalaţii (de circuite primare) sau a unui grup de instalaţii. Proiectarea, execuţia sau exploatarea circuitelor

secundare se realizează cu ajutorul schemelor electrice de conexiuni ce sunt desene cu reprezentarea convenţională a diverselor elemente şi a legăturilor lor. Aceste scheme se împart în scheme de principiu şi scheme de montaj. Schemele de principiu pot fi concentrate, desfăşurate (dezvoltate) sau complete (de depanaj). În schemele de principiu concentrate dispozitivele şi aparatele sunt reprezentate compact (exemplu fig.9.1), arătând modul de funcţionare al fiecărui aparat însă reprezentarea este greoaie şi astfel, pentru scheme complexe, atât lectura cât şi reprezentarea sunt foarte dificile. În schemele de principiu desfăşurate, părţile componente ale aparatelor sunt reprezentate în circuitele unde funcţionează (fig.9.2) şi astfel reprezentarea şi lectura sunt foarte simple. Schemele de principiu complete (fig.9.3) sunt realizate în acelaşi mod ca cele de principiu desfăşurate indicându-se în plus numerele bornelor contactelor şi bobinelor, caracteristicile tehnice ale aparatelor, etc. Pe baza lor se realizează schemele de montaj după care se execută circuitele secundare în instalaţii şi care cuprind numai bornele aparatelor, conductoarele de legătură, şirurile de cleme, etc.,

aşa cum se montează ele în tablouri, pupitre, etc., în camerele de comandă, instalaţiile de distribuţie, etc. Semnele convenţionale uzuale pentru circuitele secundare sunt date în STAS. Starea normală (de repaus) a unui întreruptor sau separator este poziţia deschis, la un releu situaţia când bobina sa nu este sub tensiune, la un contact normal deschis poziţia deschis iar la un contact normal închis poziţia închis. În scheme aparatele, contactele, etc. Se reprezintă în starea normală.

9.2. Tipuri de scheme de circuite secundare

Comanda şi controlul aparatelor poate fi realizată la faţa locului, de la distanţă sau prin telecomandă. Comanda şi controlul la faţa locului se execută din imediata apropiere a


246

Fig.9.4. Limitarea duratei impulsurilor de comandă Fig.9.5. Schema comenzilor

manuale şi automate

Fig.9.6. Blocajul contra anclanşărilor repetate, cu releu intermediar

aparatelor (de la cutiile de cleme de lângă aparate). Comanda şi controlul la distanţă se realizează prin conductoarele cablurilor de circuite secundare (cu secţiuni de 1,5 mm2 sau 2,5 mm2 Cu), la o distanţă limitată de căderile de tensiune din conductoare (deci de câteva sute de metri) din incinta centralei sau staţiei, din camerele de comandă sau cabinele de relee. Comanda şi controlul prin telecomandă (telemecanică) se foloseşte numai pentru distanţe mari. În staţiile electrice se utilizează foarte mult comanda şi controlul de la distanţă a aparatelor de comutaţie, în special a întreruptoarelor şi separatoarelor.

9.2.1. Schemele circuitelor secundare de comandă a întreruptoarelor şi separatoarelor

Comanda întreruptoarelor şi separatoarelor poate fi monofazată sau trifazată, directă sau indirectă (în trepte), individuală sau cu preselecţie. Cel mai frecvent se utilizează comanda trifazată, directă şi individuală. Caracteristicile schemelor de circuite secundare de comandă sunt funcţie, în special, de tipul aparatului şi al dispozitivului de acţionare.

9.2.1.1. Comanda întreruptoarelor Schema de principiu a circuitelor secundare de comandă a unui întreruptor trebuie să îndeplinească următoarele cerinţe:

1) Deoarece bobinele de anclanşare şi de declanşare ale dispozitivelor de acţionare ale întreruptoarelor sunt calculate pentru un curent de durată limitată, se cere ca impulsul de comandă (anclanşare sau declanşare) să aibă o durată limitată, deci să dureze până la terminarea operaţiei

comandate. Pentru aceasta întreruptorul este prevăzut cu contacte auxiliare, acţionate mecanic de întreruptor, contacte ce întrerup circuitul de comandă numai după terminarea anclanşării respectiv declanşării întreruptorului(fig.9.4). La comanda manuală de anclanşare prin cheia de comandă (CC) se transmite impuls bobinei de anclanşare (BA) care atunci când întreruptorul anclanşează, prin deschiderea contactului auxiliar (I1) va rămâne nealimentată. Dacă întreruptorul este anclanşat, I2 este închis (I1 este deschis) şi la impuls de declanşare (prin CC), când întreruptorul declanşează, I2 se deschide, întrerupând impulsul la bobina de declanşare (BD). 2) Schema de comandă trebuie să permită nu


247

Fig.9.7. Blocajul săriturilor, cu releu intermediar de blocaj

Fig.9.8. Blocajul săriturilor, cu releu de blocaj cu temporizare la revenire

Fig.9.9. Semnalizarea poziţiei întreruptorului, cu două lămpi

numai comanda manuală ci şi comanda automată de declanşare prin protecţie şi de declanşare automată (exemplu RAR). Pentru aceasta contactele cheii de comandă sunt dublate de contacte normal deschise ale teşirii instalaţiei de anclanşare automată (A), respectiv ale ieşirii instalaţiei de protecţie prin relee (P), conform fig.9.5. 3) Schema de comandă a întreruptorului trebuie să aibă un blocaj împotriva anclanşărilor repetate (numite sărituri), dacă dispozitivul de acţionare nu are un astfel de blocaj. Această situaţie apare de exemplu când există un impuls de lungă durată de anclanşare şi simultan acţionează şi protecţia prin relee deoarece întreruptorul se închide pe un

scurtcircuit. Sunt diverse soluţii pentru blocajul săriturilor. Astfel (fig.9.6), se poate utiliza un releu intermediar calculat pentru un curent de lungă durată. La impuls de anclanşare de lungă durată (automat sau manual), BA comandă anclanşarea, care dacă se produce pe scurtcircuit, apare un impuls de declanşare prin închiderea contactelor P şi întreruptorul declanşează. Prin închiderea lui P2, este însă excitat RI care-şi închide contactul de autoreţinere (în serie cu A), şi-l deschide pe cel din circuitul BA, deci următorul impuls de anclanşare este blocat. Altă soluţie este cu un releu intermediar de blocaj (RIB) cu două bobine, una derivaţie de tensiune (RIBU) şi alta serie de curent (RIBI), fig.9.7. Releul intermediar de blocaj se excită iniţial prin bobina sa de curent (când s-a închis P) şi apoi se autoreţine prin bobina sa de tensiune

(RIBU), blocând impulsul repetat la BA. O altă soluţie pentru blocajul săriturilor este cu un releu de blocaj (RB) cu temporizare la revenire, fig.9.8. Când Întreruptorul este deschis, bobina RB este sub tensiune şi are contactul ei din circuitul BA închis. La comandă de lungă durată de anclanşare RI scoate de sub tensiune bobina RB care-şi deschide temporizat contactul din circuitul BA blocând noi anclanşări. Temporizarea poate fi stabilită pentru a se putea realiza unul sau două cicluri RAR.


248

Fig.9.10. Schemă de semnalizare a poziţiei întreruptorului cu două lîmpi şi diferenţierea comenzilor prin cheie de cele automate

Fig.9.11. Schema de semnalizare a poziţiei întreruptorului cu o singură lampă inclusă în mânerul cheii

4) Schema de comandă a întreruptorului trebuie să aibă în camera de comandă semnalizările poziţiei acestuia deoarece obişnuit operatorul nu vede întreruptorul. Este necesar să existe semnal diferenţiat asupra comutărilor datorate comenzilor voite faţă de cele prin protecţie sau automate (RAR, sau AAR). Dacă comenzile voite pot fi date atât din camera de comandă şi supraveghere cât şi din alte părţi ale instalaţiei (cabina de relee, celula întreruptorului) se recomandă să fie de asemenea diferenţiate. Semnalizarea poziţiei întreruptorului se realizează cu ajutorul lămpilor de semnalizare ce se alimentează prin contacte auxiliare ale întreruptorului (bloc contacte) ce se comută solidar cu axa întreruptorului sau cu dispozitivul său de acţionare. Culoarea verde semnalizează poziţia declanşat iar cea roşie anclanşat. În fig.9.9 este prezentată cea mai simplă schemă ce semnalizează poziţia întreruptorului, care însă nu poate diferenţia comenzile voite (manuale prin cheie), de cele automate. Pentru diferenţierea semnalizării comenzilor voite (prin cheie), de cele automate, se utilizează în prezent curent semnalul pâlpâitor (lampa se stinge şi aprinde periodic) pentru comenzile automate. În fig.9.10 este prezentată o astfel de schemă cu două lămpi şi cheie cu două poziţii. Dacă o lampă, de exemplu LD pâlpâie (iar LA s-a stins), se semnalizează operatorului din camera de comandă că întreruptorul din instalaţie a declanşat, deci cheia a rămas pe poziţia anclanşat şi reciproc. Se utilizează în prezent foarte mult semnalizarea poziţiei întreruptorului şi a comutărilor prin cheie sau automate cu o singură lampă inclusă în mânerul cheii, dacă cheia prin poziţia sa indică diferenţiat situaţia de anclanşat de cea de declanşat, fig.9.11. Dacă cheia este în poziţie de corespondenţă cu întreruptorul (de exemplu cheia este în poziţie verticală indicând anclanşat şi întreruptorul este închis), lampa arde continuu iar la necorespondenţă arde intermitent indicând comutările automate. În fig. 9.12 este prezentată ca exemplu schema de principiu completă, pentru comanda cu trei mecanisme MOP-1 a întreruptorului IO-220 kV. Alimentarea circuitelor de comandă se face prin siguranţele e101, e102 iar supravegherea lor prin releul d101 (care la dispariţia tensiunii transmite semnal luminos în camera de comandă). Comenzile de comutare pot fi date din camera de comandă manual prin cheia cu şase poziţii (D- declanşat, Dc- comandă de declanşare, Dp-pregătit de declanşare, A-anclanşat, Ac-comandă de anclanşare, Ap-pregătit de anclanşare), şi lampă inclusă b401, sau prin telecomandă prin butoane (b101, b201) din cabina de relee şi de la faţa locului prin butoanele dispozitivului 3xMOP-1. La rămânerea în două faze, întreruptorul declanşează temporizat datorită excitării releului d201 cu temporizare la acţionare semnalizând declanşarea prin d501. Comutările pot fi de asemenea realizate prin


249

Fig.9.12. Schema de principiu completă, pentru comanda cu trei mecanisme MOP-1, a întreruptorului IO-220 kV

protecţie sau prin RAR. Schema de comandă este prevăzută şi cu relee pentru multiplicarea contactelor normal închise (d143, d145) şi normal deschise (d144, d146) ale mecanismelor, contacte necesare în alte scheme. Condiţiile ce trebuie îndeplinite de schema de comandă, menţionate anterior, se verifică în acest exemplu prin citirea schemei, fig.9.12 împreună cu cea a mecanismului 3xMOP-1, fig.9.20, şi cea de semnalizare, fig.9.14.


250

Fig.9.13. Schema de principiu pentru comanda unui separator SME (P) 220 kV cu trei dispozitive ASE

9.2.1.1. Comanda separatoarelor

Schemele de comandă ale separatoarelor sunt mult mai simple dar totuşi şi ele trebuie să menţină impulsurile de comandă o durată limitată, până la terminarea operaţiei comandate. În fig.9.13 este prezentată ca exemplu schema de principiu pentru comanda unui separator SME (P) 220 kV cu trei dispozitive ASE. Comanda poate fi dată manual prin cheia b402 din camera de comandă sau prin butoanele b102 (la anclanşare) şi b202 (la declanşare) din cabina de relee (la separatorul a1) sau numai prin butoane din cabina de relee (la separatorul a4).

9.2.2. Schemele circuitelor secundare de semnalizare

Semnalizările trebuie să fie optice şi acustice la toate locurile de unde se pot face operaţii de comandă şi reglaj şi optice la aparatul deservit. Semnalizările sunt de poziţie, de avarie sau preventive. Semnalizarea de poziţie a aparatelor trebuie să existe la toate punctele de unde se dă comandă la distanţă şi să diferenţieze optic poziţiile declanşat şi anclanşat precum şi comenzile manuale de cele


251

Fig.9.14. Schema de principiu completă a semnalizării de poziţie şi a declanşării de avarii pentru întreruptorul IO 220 kV

automate. Semnalizarea de avarie, optică şi acustică în camera de comandă, anunţă declanşarea automată a întreruptoarelor; semnalul acustic este comun tuturor întreruptoarelor (aceeaşi hupă) iar cel optic este individual (la fiecare circuit de comandă), pentru a se identifica întreruptorul ce a declanşat automat. Semnalizarea preventivă avertizează personalul din camera de comandă asupra abaterilor de la regimul normal de funcţionare, acustic (sonerie) prin semnalul unic şi optic, individual (casetă de semnalizare), pentru identificarea elementului şi naturii defectului (exemplu presiune scăzută întreruptor, ardere siguranţe, barete comandă, suprasarcină, etc.).

fig.9.14 este prezentată, ca exemplu, schema de principiu completă a semnalizării de poziţie (prin lampa inclusă în cheie în camera de comandă şi prin indicator de poziţie în cabina de relee) şi a declanşării de avarie (prin lampa din camera de comandă alimentată de la baretele semnalizării de avarie – BAS), pentru întreruptorul IO-220 kV. Când întreruptorul este deschis sunt închise contactele 54-16 la 3xMOP-1 şi d143 este alimentat fiind deci închise contactele sale 3-5 şi 10-13; când întreruptorul este deschis sunt închise contactele 55-16 la 3xMOP-1 şi d144 este alimentat, fiind deci închise contactele sale 3-5 şi 10-13. Punctele din diagrama cheii indică legăturile ce se fac la fiecare poziţie a sa. Dacă cheia este pe poziţia declanşat (D) şi întreruptorul este declanşat, este alimentată lampa continuu (BIL, 7-9, 5-3) şi indicatorul de poziţie h301 indică deschis (d143, 13-10). Pe poziţia pregătit de anclanşare (Ap), şi întreruptorul deschis, deci de necorespondenţă, lampa arde intermitent (BPL, 14-16,


252

Fig.9.15. Schema de principiu a semnalizării de poziţie a separatoarelor

54-16) până când întreruptorul anclanşează, când lampa începe să ardă continuu (BIL, 26-28, 5-3) iar indicatorul de poziţie h301 indică închis d144, 13-10). Pe poziţia anclanşat a cheii (A) şi întreruptorului, lampa arde continuu (BIL, 26-28, 5-3). Dacă întreruptorul declanşează automat (cheia rămânând pe A), se transmite semnal acustic general în camera de comandă (prin 22-24 şi 30-32 a cheii b401 şi contactele ce s-au închis ale 3xMOP-1 ale întreruptorului ao), semnal optic individual intermitent (BPL, 2-4, 54-16) şi h301 indică deschis. Dacă întreruptorul este închis şi se trece cheia pe poziţia pregătit de declanşare (Dp), lampa arde intermitent (BPL, 3-5, 55-16). La comanda de declanşare (Dc), când întreruptorul declanşează, lampa se aprinde continuu (BIL, 7-9, 5-3). În fig.9.15 este prezentată schema de principiu a semnalizării de poziţie a separatoarelor, cu lampă inclusă în cheie în camera de comandă (prin cheia de comandă b402 şi bloccontactele separatorului respectiv, a1, a2, .....a9) şi indicator de poziţie (h301) în cabina de relee.


253

Fig.9.16. Schema de principiu pentru măsurarea tensiunii şi controlul izolaţiei cu voltmetre indicatoare

Fig.9.17. Schema desfăşurată de măsurare a puterii şi energiei pentru celule de linii şi autotransformatoare

9.2.3. Schemele circuitelor secundare de măsurare

Partea de măsurare a schemelor de circuite secundare cuprinde măsurarea intensităţii curentului, tensiunii, puterii active şi reactive şi a energiei electrice active şi reactive. Intensitatea curentului se măsoară pe toate circuitele cu puteri de peste 40 kW, obişnuit pe o singură fază (cu excepţia cazurilor când se poate funcţiona timp îndelungat cu sarcini inegale pe faze). Măsurarea tensiunii se face pe toate secţiile de bare colectoare şi pe toate liniile. În majoritatea cazurilor se poate folosi un voltmetru indicator cu un comutator

voltmetric care permite şi controlul izolaţiei, fig.9.16. Măsurarea puterii active şi a puterii reactive se face prin wattmetre, respectiv varmetre montate pentru toate celulele de transformator şi autotransformator de 220 kV şi 400 kV şi liniile electrice importante. Măsurarea energiei electrice active respectiv reactive se face cu ajutorul contoarelor, pentru determinarea cantităţii de energie electrică vehiculată prin transformatoare, consumată de serviciile proprii,


254

Fig.9.18. Schema circuitului primar a unei celule cu două sisteme de bare şi un singur întreruptor pe circuit

Fig.9.19. Schema principială de sincronizare

transportată de linii, etc. Instrucţiunile prevăd pentru fiecare tip de circuit primar, ce aparate de măsură trebuie montate. În fig.9.17 este prezentat un exemplu de schemă de principiu de măsurare a puterii şi energiei pentru celulele de linii şi autotransformator.

9.2.4. Schemele circuitelor secundare de blocaj

În schemele de circuite secundare se folosesc blocaje operative, de siguranţă şi tehnologice. Blocajele operative, pentru evitarea manevrelor greşite, pot fi mecanice, pneumatice, electromecanice sau electrice. Instrucţiunile prevăd condiţiile ce se impun la realizarea blocajelor în circuitele elementelor de execuţie. Astfel, fig.9.18, separatoarele a1, a2 şi a9 pot fi comandate dacă întreruptorul ao este deschis (protecţia contra manevrării separatoarelor sub sarcină). Dacă întreruptorul ao este închis, un al doilea separator de bare a1 sau a2 din aceeaşi celulă poate fi închis numai când cupla transversală este închisă. După aceasta poate fi deschis unul din cele două separatoare ce au fost închise. Separatorul rămas în poziţia “închis” trebuie din nou blocat contra comenzii, când întreruptorul corespunzător este închis (trecerea de pe o bară pe alta sub sarcină). Blocajele de siguranţă pot fi mecanice (încuietori mecanice la uşile celulelor ce pot fi sub tensiune), sau electromagnetice (blocând uşile dacă aparatele din celulă sunt cuplate

sau dacă în celulă este tensiune).

Blocajele tehnologice sunt funcţie de condiţiile locale de funcţionare a instalaţiei (de exemplu pornirea într-o anumită

succesiune obligatorie a unor receptoare).


255

Fig.9.21. Circuitele electrice secundare ale mecanismului MOP-1

9.2.5. Schemele circuitelor secundare de sincronizare

Instalaţiile braţelor de sincronizare sunt prevăzute cu dublu voltmetru (VV), dublu frecvenţmetru (FF) şi sincronoscop (SI) şi trebuie montate pe toate circuitele ce vor fi puse în paralel. Braţul de sincronizare se alimentează prin comutatoarele de sincronizare (b605) şi bloccontactele separatoarelor de la baretele de sincronizare (1BSI, 2BSI), conform exemplului din fig.9.19.

9.3. Scheme uzuale de principiu complete de circuite secundare

9.3.1. Schema de principiu completă de comandă şi semnalizare

a întreruptorului IO-110 kV cu dispozitiv MOP-1 În fig.9.20 este prezentată schema de principiu completă pentru comanda trifazată cu un singur mecanism oleopneumatic (tip MOP-1) a întreruptorului ortojector de 110 kV (IO-110 kV) iar în fig.9.21 este prezentată schema de principiu de comandă a mecanismului MOP-1, reprezentată în poziţia întreruptor deschis şi presiune normală (a cărei funcţionare este explicată în anexa 9.1). Pentru comanda întreruptoarelor IO-220 kV se folosesc şi trei

mecanisme MOP-1 (3xMOP-1), ce au circuitele electrice conform fig.9.22. Circuite electrice secundare ale IO-110 kV. În schemele de comandă de principiu complete (ex,IO-110 kV cu MOP-1, fig.10.19), în stânga pe verticală sunt indicate locurile în care se montează diferitele aparate din schemă şi anume camera de comandă, cabina de relee sau staţie unde sunt montate circuitele primare. În partea de jos a acestor scheme de comandă se indică funcţia îndeplinită de diversele circuite reprezentate pe verticală pe aceeaşi direcţie, fiecare circuit fiind notat cu o cifră (C).


256

Fig.9.20. Schema de principiu completă, de comandă şi semnalizare a întreruptorului IO-110 kV cu MOP-1


257

Fig.9.20. (continuare)


258



259

Fig.9.22. Schema de principiu completă, de comandă şi semnalizare a trei mecanisme MPO-1, folosită pentru comanda întreruptoarelor IO 110 kV şi IO 220 kV


260

În partea dreaptă sunt date tabele cu aparatele de montat în diferite locuri şi caracteristicile lor. Fiind scheme de principiu complete (de depanaj) sunt indicate şi toate bornele aparatelor precum şi diagrama contactelor releelor (reprezentate în poziţia releu nealimentat, în partea inferioară a schemei). Alimentarea schemei se realizează de la buclele (baretele) de curent continuu (±BC) de 220 kV din cabina de relee, prin siguranţele fuzibile 1E1(C2) şi 1E2(C1). Pentru controlul integrităţii siguranţelor există un releu intermediar (simbol general 1D), 1D41-C2, ce este pus sub tensiune când schema este alimentată. Dacă s-a ars o siguranţă, bobina 1D41 eliberează armătura, se închide contactul 3-4 (din diagrama cheii respectiv C30) şi se aprind cele două becuri din caseta de semnalizare 2H4-C30. Pe capacul casetei de semnalizare (simbol general 2H) din instalaţia reală, este scros textul corespunzător casetei (la aceasta „declanşare sau ardere siguranţă”). În caseta de semnalizare sunt două becuri pentru ca în cazul când unul se arde, celălalt totuşi să rămână să semnalizeze. Caseta găsindu-se în camera de comandă, personalul de exploatare constată imediat că s-a ars o siguranţă la circuitul de comandă al întreruptorului respectiv. În circuitul 3 (C3) este reprezentată o parte din cheia de comandă a întreruptorului şi anume contactele sale EF legate la +BC şi QP legate la –BC şi o cheie de sincronizare (2B40). Cheia de comandă (1BO) este amplasată în camera de comandă, are lampă inclusă în mâner şi şase poziţii (1BO). Când cheia de comandă (1BO) este pusă manual de operatorul din camera de comandă, pe poziţia comandă de anclanşare (Ac), se închid contactele sale EF şi QP, dacă şi cheia de sincronizare (2B40) a fost pusă anterior pe poziţia închis, sunt transmise impulsurile atât de la plus cât şi de la minus curent continuu (±BC) la clemele 1 respectiv 21 ale MOP-1 şi este comandată închiderea prin punerea sub tensiune a bobinei Rii din MOP-1, fig.10.20. Când este pusă sub tensiune bobina RIi, se închide contactul ei RIi, 70-71 (C7) şi rămâne închis un timp mai îndelungat (cca 20s); acest contact blochează punerea în funcţiune a dispozitivului RAR pentru ca, dacă comanda manuală de anclanşare este de lungă durată şi întreruptorul anclanşează pe un scurtcircuit, după declanşare, întreruptorul să nu mai reanclanşeze din nou automat pe scurtcircuit, comandat de RAR. Cheia de sincronizare (2B40) se montează numai la întreruptoarele a căror cuplare poate necesita condiţii de închidere prin controlarea condiţiilor de sincronism. Comanda de închidere poate fi dată şi din cabina de relee prin apăsarea pe butonul de comandă verde 10BO (C4); acesta transmite (+) prin bornele 2-4 la clema 1 a MOP-1 şi prin bornele 6-8 (-) la clema 21 a MOP-1, comandând închiderea. Când cheia de comandă (1BO) a fost pusă de operator pe poziţia comandă de anclanşare (Ac), se închid şi contactele sale ML (C10) şi VW (C11). Prin contactele ML ale 1BO este luat un semnal pâlpâitor (+) de la bara de pâlpâire (BPL) şi transmis la becul de semnalizare din mânerul cheii (1BO-C10) prin siguranţa fuzibilă 1E5, contactul de semnalizare normal închis 1AO (52-53) al MOP-1, rezistenţa limitatoare R, siguranţa 1FE6(C12), minusul baretei de semnalizare (-BS). Când anclanşarea întreruptorului a fost executată se deschide contactul 1Ao, 52-53 al MOP-1(C10) şi se închide contactul 1A0, 50-51 al MOP-1 şi astfel lampa 1BC (C10) se aprinde continuu prin contactele cheii VW (1BO-C11), alimentată de la bara de iluminat continuu (+BIL), semnalizând astfel operatorului că întreruptorul s-a închis. Operatorul lasă cheia care revine automat în poziţia verticală anclanşat (A) şi prin contactele sale VW (1BO-C11) continuă să transmită semnal continuu la lampă (1BO-C10). Când cheia era pe poziţia deschis (D) şi întreruptorul era deschis, lampa ardea continuu prin contactele NO ale cheii (1BO-C10) şi contactul 1AO, 52-53 (C10) a MOP-1. Când cheia de comandă (1BO) în timpul operaţiei de anclanşare manuală a fost trecută de operator de pe poziţia orizontală deschis (D), pe poziţia verticală pregătit de


261

anclanşare (Ap), lampa inclusă 1BO (C10) începe să pâlpâie fiind alimentată de la +BPL prin contactele CD ale cheii (1BO-C10) şi contactul 1AO, 52-53 (C10) a MOP-1. Comanda de anclanşare poate fi dată şi automat de către instalaţia automată de reanclanşare automată rapidă (RAR), montată în cabina de relee, în apropierea întreruptorului (circuitul 7 din schemă). Când RAR comandă închiderea automată, atât semnul (+) cât şi (-) sunt transmise prin acest dispozitiv (C7) la clemele 1 şi 21 ale mecanismului MOP-1, care realizează anclanşarea întreruptorului. Comanda declanşării întreruptorului poate fi realizată de asemenea manual prin cheie (1BO-C5) din camera de comandă, prin butonul de declanşare de comandă roşu (11BO-C6) din cabina de relee precum şi automat de către protecţie prin relee (C7) din cabina de relee. La comandă de declanşare din camera de comandă (întreruptorul fiind anclanşat), operatorul pune cheia la început în poziţia orizontală, pregătit de declanşare (Do). Lampa inclusă (1BO-C10) începe să pâlpâie fiind alimentată de la +BPL prin contactele 1K ale cheii (1BO-C11) şi contactul auxiliar 1Ao, 50-51 a MOP-1. Operatorul comandă apoi declanşarea răsucind cheia cu încă 450 pe poziţia comandă de declanşare (Dc). Se închide contactul NG (1BO-G5) este transmis (+) de la +BC la clema 2 a MOP-1 şi acesta execută declanşarea întreruptorului. În poziţia (Dc) a cheii (1BO) sunt închise şi contactele sale NO(C10) şi 1k(C11). Cât timp întreruptorul încă nu a declanşat lampa inclusă (1BO-C10), arde pâlpâitor prin contactele 1BO-1k şi 1Ao, 50-51 iar când întreruptorul a declanşat începe să ardă continuu prin contactele 1BO-NO şi 1Ao, 52-53. Când lampa inclusă începe să ardă continuu, operatorul primeşte semnalul că întreruptorul a deconectat (manevra comandată a fost deci executată) şi eliberează cheia care revine automat în poziţia orizontală declanşat (D). Comanda de declanşare poate fi dată şi din cabina de relee prin apăsare pe butonul 11 BO(C6), transmiţând astfel direct (+) de la +BC la clema 2 a MOP-1 care va executa declanşarea întreruptorului. Declanşarea poate fi de asemenea comandată tot la clema 2 a MOP-1 direct de protecţia prin relee (C7) când aceasta funcţionează. Dacă întreruptorul anclanşat, declanşează prin protecţie datorită unui scurtcircuit în circuitul primar, intră în funcţie RAR şi este comandată reanclanşarea automată, deci este pusă sub tensiune bobina RIi a MOP-1, se închide contactul RIi, 70-71 (C7) şi astfel este blocată funcţionarea RAR; dacă întreruptorul a reanclanşat pe scurtcircuit, va declanşa din nou şi va rămâne deschis. Aşadar, prin contactul 70-71 al MOP-1 este blocată funcţionarea a doua oară a RAR în cazul unei comenzi de deschidere prin protecţie şi este blocată şi punerea sa în funcţie în cazul unei comenzi manuale de anclanşare. Schema de comandă este prevăzută cu două relee de multiplicare a contactelor auxiliare ale întreruptorului (1D45-C8 şi 1D46-C9), alimentate prin contactele auxiliare normal închis 1Ao,56-57 şi normal deschis 1Ao,58-59 ale MOP-1. Pentru semnalizarea poziţiei întreruptorului, în cabina de relee este un indicator de poziţie (3HD) alimentat prin siguranţele fuzibile 1E3, 1E4 şi contactele normal deschise ale releelor 1D45 şi 1D46. Când întreruptorul este deschis contactul auxiliar 1Ao,56-57 a MOP-1 este închis, releul 1D45 este sub tensiune, deci sunt închise contactele sale 3-5 din C12 şi astfel bobina 2-3 a indicatorului de poziţie 3HD este alimentată, armătura sa mobilă este pe poziţia orizontală indicând poziţia deschis a întreruptorului. Când întreruptorul este închis este sub tensiune 1D46 (prin 1Ao,58-59), deci este închis contactul său 3-5 (C13) şi cealaltă bobină (1-3) a lui 3HD este alimentată, armătura sa mobilă este pe poziţia verticală indicând poziţia închis a întreruptorului. Când 1D46 este alimentat, sunt închise şi contactele sale 9-12 (C37) ce sunt utilizate în schema de măsură. În circuitele 14-17 este prezentată schema semnalizărilor la defect în întreruptor. În afara semnalului local (Zi, Zd-C15), pentru această semnalizare în camera de comandă sunt utilizate relee intermediare 1D49, 1D50 şi 1D51. La funcţionarea releului de blocaj la închidere, închizându-se RIBi2 (C14), bobina releului 1D49 este pusă sub tensiune se închid


262

contactele 3-5 (C28) şi se aprind astfel becurile casetei de semnalizare 2H2 din camera de comandă indicând „presiune scăzută întreruptor anclanşare”, deci că închiderea întreruptorului este blocată. Dacă presiunea uleiului continuă să scadă bobina RIBi rămâne sub tensiune şi după cca 3 minute se închide RIBi3, este pusă sub tensiune bobina releului 1D51, aceasta stabileşte contactele 3-5 (C27) şi se aprind becurile casetei de semnalizare 2H1 (C27) indicând operatorului din camera de comandă „defect în întreruptor”. Dacă este blocată deschiderea, se închide RIBd2 (C16), este pusă sub tensiune bobina releului 1D50 care-şi închide contactele 3-5 (C29) şi se aprind becurile casetei de semnalizare 2H3, indicând în camera de comandă „presiune scăzută întreruptor declanşare”. Circuitele 18, 19 sunt de alimentare a baretei de semnalizare sonoră (cu hupă) de avarie (BSA) în camera de comandă. Dacă întreruptorul este anclanşat şi cheia este pe poziţia anclanşat (A), sunt închise contactele U-T şi xy (1BO-C19); când întreruptorul declanşează (de exemplu datorită protecţie prin relee) se închide 1Ao,60-61 (C19) şi este alimentată BSA la care este racordată hupa care dă semnal puternic sonor în camera de comandă. Astfel personalul ştie că în instalaţie a apărut o avarie, priveşte tablourile de comandă. Şi semnalizare, vede că lampa inclusă (1BO-C10) de pe tabloul unui anumit întreruptor pâlpâie, deci identifică imediat ce întreruptor a deconectat. În circuitele 20÷26 sunt prezentate circuitele de semnalizare a funcţionării diverselor instalaţii automate. Dacă a funcţionat RAR este alimentat 1D52 (C20) care-şi închide contactul 3-5 (C21) de autoreţinere prin butonul 4BI (C26) şi contactul 9-12 (C33) semnalizând astfel optic (2H7) în camera de comandă „a lucrat RAR”. Anularea semnalului luminos se face apăsând pe 4BI (C26). În acelaşi mod se semnalizează în camera de comandă „a funcţionat protecţia” prin 2H8 (34) şi 1D53 (C22) precum şi „lipsă tensiune la protecţia de distanţă” prin 2H5 (C31) şi 1D54 (C24). În cazul în care a funcţionat protecţia, este transmis de aceasta şi direct (+), la caseta 2H6 (C32) care va indica “bareta clapetă neridicată”, până când semnalul este anulat de operator (apăsând pe butonul clapetei respective ce indică care anume protecţie a funcţionat). Există de asemenea şi alte casete de semnalizare (CH9-C35 şi CH10-C36) ce sunt alimentate din alte scheme. Circuitele electrice secundare ale mecanismului MOP-1 Mecanismul MOP-1, fig.9.22, poate primi comenzi de închidere la clemele 1, 21 şi comenzi de deschidere la clema 2, fiind alimentat cu curent continuu la 220 V de la baretele de comandă (±BC) la clemele 6, 7. Comenzile de închidere pot fi date şi direct de la faţa locului (Bi), care are două contacte, unul ce acţionează pe (+) stabilind legătura între bornele 1-6 iar al doilea pe (-) stabilind legătura (7-21) alimentând astfel prin contactul normal închis RIBi (21-17) al releului intermediar de blocaj, la închidere, releul intermediar de închidere RIi (bornele 1-17). Releul intermediar de blocaj al închiderii (RIBi) blochează închiderea întreruptorului în cazul când presiunea uleiului sau a azotului în întreruptor sunt sub limitele admise, deci o eventuală comandă de închidere a întreruptorului ar putea conduce la avarierea sa. Bobina RIBi, alimentată între bornele (7-43), când presiunile uleiului şi azotului sunt normale nu este sub tensiune, deci contactul RIBi1 este închis. Dacă presiunea uleiului scade, este acţionat mecanicun micro-întrerupător ce închide contactul de blocaj al închiderii Cbi dintre bornele (6-43), bobina RIBi este pusă sub tensiune, deschide contactul RIBi1 (17-21) şi astfel releul intermediar de închidere (RIi, 1-17) nu poate fi pus sub tensiune. Dacă presiunea azotului este necorespunzătoare, se închide contactul normal deschis al presostatului (N, 6-39) şi de asemenea RIBi este pus sub tensiune blocând închiderea. Când bobina releului intermediar de blocaj al închiderii este pusă sub tensiune, se închide şi RIBi2 (24-26) şi astfel este pusă sub tensiune lampa de semnalizare a închiderii Zi (24-27), semnalizând optic, la faţa locului, că închiderea întreruptorului este blocată. Semnalizarea blocajului închiderii


263

întreruptorului este transmisă (+) şi în exterior (camera de comandă) prin clema 24, când RIBi2 se închide. Releul intermediar de blocaj al închiderii întreruptorului este prevăzut şi cu un contact normal deschis cu temporizare la închidere (RIBi3, 26-29), care se închide după cca 3 minute de la punerea sub tensiune a bobinei RIBi şi prin clema 29 transmite astfel semnalul (+) de defect în camera de comandă (semnalizând că întreruptorul este defect). Releul intermediar de închidere RIi fiind pus sub tensiune îşi comută contactele deci se închide RIi2 de autoreţinere precum şi RI3 (7-34) şi RI4 (6-30), alimentând bobina electroventilului de închidere (Evi, 32-33) prin contactele normal închise RAP2 (30-31), RAP3 (31-32) şi S2 (33-34). Contactele RAP sunt ale releului antipompaj, deci ale releului de blocaj împotriva săriturilor (anclanşărilor şi declanşărilor repetate ale întreruptorului) iar S2 este unul din contactele auxiliare ale întreruptorului, contacte ce fac parte din blocul de contacte ale acestuia şi care obişnuit sunt folosite pentru semnalizări. Acest contact S2 se deschide când întreruptorul a anclanşat, întrerupând astfel alimentarea la EVi când comanda a fost executată, ceea ce este necesar deoarece EVi este calculat pentru trecerea unui curent de scurtă durată. Electroventilul de închidere fiind alimentat, acţionează partea mecanică a întreruptorului care se închide. Pentru comanda de deschidere de la faţa locului, se apasă butonul de deschidere al mecanismului (Bd, 6-2) alimentând prin contactul normal închis al releului intermediar de blocaj al deschiderii (RIBd1, 2-38), bobina electroventilului de deschidere (Evd, 38-40). Bobina RIBd este pusă sub tensiune când presiunea uleiului scade foarte mult printr-un microîntrerupător acţionat mecanic şi care închide un contact normal deschis de blocaj la deschidere (CBd, 6-45). În acest caz se închide, de asemenea, şi RIBd3 (26-25) fiind pusă sub tensiune lampa de semnalizare a deschiderii Zd (25-27) ce semnalizează optic local că deschiderea întreruptorului este blocată, iar prin clema 25 transmite semnal (+) în exterior (camera de comandă), că deschiderea întreruptorului este blocată. Dacă bobina RIBd este pusă sub tensiune , se deschide RIBd1 (2-38) şi este blocată primirea tensiunii la Evd, deci deschiderea întreruptorului. Când bobina RIBd este pusă sub tensiune se închide RIBd2 (49-38) şi prin borna întreruptibilă W (6-49), bobina Evd va fi pusă sub tensiune (dacă W este închis) deci se va comanda deschiderea automată a întreruptorului. Aşadar dacă W este închis, releul intermediar de blocaj al deschiderii (RIBd) serveşte de fapt la comanda automată a deschiderii când se închide microcontactul CBd (la scăderi importante ale presiunii uleiului). Borna întreruptibilă W poate fi legată (închisă) sau nu, la montarea mecanismului MOP-1, după cum o cere schema circuitelor primare ale instalaţiei. Când se dă comandă de deschidere (de la faţa locului prin Bd sau din exterior prin clema 2), tensiunea pozitivă este aplicată şi bobinei releului antipompaj (RAP, 38-7) care îşi comută contactele. Dacă întreruptorul are simultancu comanda de deschidere şi comanda de închidere, bobina ERIi este sub tensiune şi deci RIi (6-30) este închis, formând astfel prin contactul RAP4 (30-38) care s-a închis, cele de autoreţinere pentru bobina RAP. Bobina RAP fiind sub tensiune s-au deschis şi contactele RAP2 (30-31) şi RAP3 (32-33). Bobina RAP fiind sub tensiune s-au deschis şi contactele RAP2 (30-31) şi RAP3 (32-33) blocând astfel transmiterea impulsului la EVi, deci blocând închiderea întreruptorului (blocând pompajul, respectiv săriturile). Dacă întreruptorul este închis, sunt închise şi contactele auxiliare S1 (6-35) ce pregăteşte autoreţinerea bobinei RAP prin contactul RAP5 şi S3 (40-7) ce pregăteşte punerea sub tensiune a bobinei EVd. Mecanismul MOP-1 este prevăzut şi cu o serie de contacte auxiliare de semnalizare de rezervă (S4:S12), unele cu contacte normal închise, altele normal deschise, contacte care se utilizează în schema de comandă şi semnalizare generală a întreruptorului IO-110 kV echipat cu acest mecanism.


264

Fig.9.23. Schema de principiu completă, de comandă, semnalizare, măsură şi blocaj a întreruptorului IUP 110 kV, cu dispozitiv MR-4


265



266



267

Fig.9.24. Schema de principiu a circuitelor secundare de comandă, semnalizare, măsură, blocaj şi protecţie a unui trafo 20/0,4 kV de servicii proprii, simplu sistem de bare


268

Fig.9.24.(continuare)


269



270

Fig.9.25. Vedere în plan, cameră de comandă, cu amplasarea panourilor şi stelajelor


271

9.3.2. Schema de principiu completă a circuitelor secundare

la o celulă prefabricată de transformator 20/0,4 kV de servicii proprii, simplu sistem de bare

În fig.9.24 este prezentat un exemplu de schemă pentru toate circuitele secundare ale unui transformator de servicii proprii. O astfel de schemă cuprinde în afara circuitelor secundare de comandă, semnalizare, măsură şi blocaj şi circuitele de protecţie. Schema cuprinde: circuitele de curent alternativ pentru măsură şi protecţie (C01÷C04), circuitele alternative pentru măsură (C05), circuitele de curent şi tensiune alternativă ale bobinei de stingere ce deserveşte transformatorul de servicii proprii (C06÷C10), circuitele de curent continuu pentru comandă, blocaj şi semnalizare a bobinei de stingere (C11÷C14), circuite de curent continuu pentru comandă (C15÷C17), protecţie (C18÷C22), supraveghere (C23) şi semnalizare (C24÷C28) precum şi cele de curent alternativ pentru armare iluminat şi încălzire a transformatorului de servicii proprii. Circuitele de măsură a energiei active şi reactive sunt obişnuit (C01, C05). Circuitele de protecţie (C02÷C04 şi C18÷C22), se studiază la “Protecţii prin relee”. Bobina de stingere (C06÷C14) este prevăzută cu circuite secundare simple şi anume: circuite de măsură directă (C06÷C09), comandă cu butoane a motorului bobinei (C10), blocare separator bobină (C11), comandă şi blocaj pentru separator nul bobină (C12), semnalizarea poziţiei separator nul bobină (C13) şi semnalizarea separator nul bobină blocat (C14). Acţiunea separatorului bobinei se face cu dispozitive ASE (la borna ASE-5 şi ASE-8 comanda de anclanşare şi la ASE-6 şi ASE-8 de declanşare). Circuitele de curent continuu de comandă, supraveghere şi semnalizare ale transformatorului (C15÷C17, C23÷C28) sunt obişnuite şi prevăzute cu blocaje ale fişelor de contacte (b1, b2) ale căruciorului întreruptorului. Din acest exemplu constatăm că circuitele de protecţie ocupă cca 25% din totalitatea circuitelor secundare (8 din 33).

9.4. Scheme de montaj ale circuitelor secundare Legătura între aparatele ce sunt montate pe panouri sau pupitre în camerele de comandă sau cabinele de relee se fac la aparatele din circuitele primare montate în instalaţie (întreruptoare, separatoare, etc.), cu ajutorul cablurilor de circuite secundare. Pentru sistematizarea acestor legături în vederea unei exploatări cât mai uşoare, a simplificării depanării defectelor şi micşorării volumului de lucru la montaj, legăturile de la aparatele de pe panouri se duc la şirurile de cleme ale fiecărui panou. De la acestea se face legătura prin cablurile de circuite secundare pozate în canale de cabluri, cu şirurile de cleme montate într-o cutie de cleme amplasată în imediata apropiere a aparatelor din circuitele primare. De la cutiile de cleme, tot prin cabluri de circuite secundare se face legătura la bornele dispozitivelor de acţionare. În fig.9.25 este prezentat un exemplu de cameră de comandă de la o staţie mică. În apropierea operatorilor (spre centrul camerei de comandă) sunt amplasate panourile de comandă (1PC, 2PC), panoul de semnalizări generale (PSG) şi principalele panouri de servicii proprii (1, 2 PSP, R1, R2). În spatele acestora (deoarece nu trebuie supravegheate permanent şi direct) sunt amplasate stelajele pe care se montează protecţiile (1PP1,2; 2PP1,2; 3PP1,2; 4PP1,2; 5PP1) şi restul panourilor de servicii proprii (1PSPca, 2PSPca, 3PSPca). Pentru montajul circuitelor secundare pe panourile din camerele de comandă se întocmesc planuri de amplasare a aparatelor pe panouri. În fig.9.26 este prezentat planul de


272

amplasare a aparatelor pe panourile de semnalizări centrale (PSC) şi panoul de comandă (1PC) din camera de comandă (fig.9.24), cu vederile, la fiecare, din faţă, din spate (interiorul panoului) şi laterale (stânga şi dreapta). Pe faţa panourilor de comandă (1PC) se găsesc schemele sinoptice ale circuitelor primare. În dreapta planului (fig.9.25) într-un tabel, este specificaţia unei părţi din aparatajul folosit. Restul specificaţiei de aparataj necesar pe panouri se dă în planuri separate, (ex.fig.9.26), specificaţie de aparataj, pe circuite, pentru panoul 1PC. Aceste planuri ale panourilor necesare staţiei, sunt trimise întreprinderii ce execută panouri, care pe confecţii metalice cu dimensiunile din planuri, decupează panourile, montează aparatele (conform specificaţiei) şi face legăturile (cu conductoare speciale de cupru izolate), la şirurile de cleme montate pe şine (10), situate la partea inferioară a panoului (sau şi pe părţile laterale dacă este necesar). Pentru ca executantul de panouri să poată face legăturile la şirurile de cleme, proiectantul întocmeşte un tabel de conexiuni (fig.9.27) în care se indică fiecare bornă a fiecărui aparat de pe panou, la ce clemă şi la ce nod trebuie legată şi prin ce fel de conductor. Conexiunile se grupează după funcţiile circuitelor primare deservite de panoul respectiv. În exemplu considerat, al panoului de comandă 1PC din camera de comandă, conexiunile sunt grupate în câmpuri şi anume:

I) Măsură 110 kV 1M, II) Trafo 1T III) Linie 1L IV) Secţionare – 110 kV V) Cupla longitudinală 20 kV Pe vederea din fig.10.24 sunt notate, pentru simplificarea identificării, simbolurile

aparatelor şi din ce câmp fac parte. Astfel indicatorul de poziţie pentru secţionare pe 110 kV are notat „IV/3H21”, deci face parte din câmpul IV (Secţionare 110 kV) şi are simbolul 3H21. În tabelul de conexiuni îl regăsim imediat la câmpul IV şi constatăm că trebuie legată borna sa nr.1 la clema nr.1151, nod 1151 iar borna nr.2 la clema nr.1152, nod 1152, cu conductor de 2,5 mm2. Pentru executarea montajului panourilor şi depanare în exploatare, proiectantul întocmeşte planurile şirurilor de cleme. În aceste planuri (fig.9.28) se arată punţile ce trebuie realizate între diferite cleme şi legăturile la cablurile de circuite secundare cu indicarea simbolului cablului de legătură, a numărului conductorului din acesta ce se foloseşte şi a elementelor ce leagă cablul respectiv. De exemplu (fig.9.28. II), cablul de circuite secundare XIT prin conductoarele nr.18, 19 şi altele face legătura între clema S111, N111 şi altele cu panoul de protecţie LPP. Proiectantul trebuie s întocmească şi tabelul de etichete care trebuie scrise pe sticla casetelor de semnalizare sau sub diferite lămpi de semnalizare (fig.9.29) de executantul panoului şi apoi urmărite în funcţionare de personalul de exploatare.

Din exemplele de mai sus, constatăm că schemele de montaj ale circuitelor secundare, scheme ce se folosesc în proiectele de execuţie sunt mult mai ample şi mai dificil de urmărit în totalitatea lor decât schemele de principiu. Aceste scheme de montaj sunt însă necesare celor ce execută circuitele secundare. Planurile de execuţie (de montaj) sunt astfel întocmite încât electricienii montatori pot executa pe porţiuni mici lucrările cu precizie, chiar dacă nu cunosc funcţionarea în ansamblu a tuturor instalaţiilor şi schemele de principiu.


273



274



275

Fig.9.27. Specificaţie de aparataj pe circuite – Panoul 1PC


276



277

Fig.9.28. Tabel de conexiuni – Panoul de comandă 1PC


278



279



280



281

Fig.9.29.II. Şir de cleme în 1PC (II)


282

Fig.9.29.II. (continuare)


283

Fig.9.29.I. Şir de cleme 1PC (I)

Fig.9.29.III. Şir de cleme în 1PC (III)

Fig.9.29.IV. Şir de cleme în 1PC (IV)


284

Fig.9.29.V. Şir de cleme în 1PC (V)


285

Fig.9.30. Tabel de etichete – Panoul de comandă 1PC


286

9.5. Sisteme integrate de protecţie, automatizare,

măsură, control şi supraveghere

9.5.1. Generalităţi

În mod tradiţional, echipamentul primar (partea de înaltă tensiune) şi cel secundar (protecţia, controlul, măsura şi automatizarea) au fost tratate ca sisteme separate. Interfaţa între cele două sisteme o reprezintă un număr de conexiuni între echipamentul primar şi cel secundar. Cele două sisteme – primar, respectiv secundar – au ajuns la un înalt nivel de maturitate, ceea ce face ca îmbunătăţiri funcţionale substanţiale să se poată face numai prin integrarea mutuală a acestora. Evoluţia integrării reciproce între tehnologiile echipamentelor primare şi secundare din staţiile de transformare, poate fi împărţită în trei etape majore: convenţională, modernă, inteligentă. În prima etapă, tehnologia releelor de protecţie şi automatizare electromagnetice a determinat schemele şi legăturile circuitelor secundare într-o staţie. Etapa se caracterizează prin existenţa unui număr mare de echipamente, fiecare dintre ele concepute pentru o aplicaţie distinctă, interconectate între ele prin fire conductoare în vederea îndeplinirii funcţiilor de protecţie, control şi măsură. Constatăm astfel un mare număr de conexiuni între echipamentul primar şi cel secundar aflate în locuri diferite – celula de înaltă sau medie tensiune, respectiv camera de protecţie sau cea de comandă. Progresul realizat în domeniul electronicii digitale face ca astăzi majoritatea funcţiunilor echipamentului secundar să poată fi implementată cu ajutorul modulelor software, care rulează pe o platformă bazată pe calculator. Asemenea unităţi multifuncţionale sunt utilizate atât pentru control, cât şi pentru protecţie. În anii din urmă, se constată tendinţa de integrare a echipamentului secundar al unei celule într-un singur dispozitiv. Comunicaţia între nivelul celulei şi cel al staţiei se realizează prin transmisie de date serială, înlocuind astfel conexiunile individuale tradiţionale pentru fiecare semnal. În ultimul timp, introducerea conexiunii pe fibră optică între echipamentul de protecţie şi cel de înaltă tensiune duce la mutarea delimitării tradiţionale între secundar şi primar. Funcţiuni de conversie analog-digitală, precum şi unele funcţiuni de preprocesare sunt descentralizate cât mai aproape de proces şi sunt integrate fizic în echipamentul primar. Funcţiile subsistemului secundar Subsistemul secundar trebuie să asigure:

- deconectarea porţiunilor de reţea în cazul defectelor. Subsistemul secundar trebuie să detecteze defectul şi să comande, cât mai repede posibil, întreruptoarele corespunzătoare pentru izolarea porţiunii defecte;

- echipamentul primar trebuie corect întreţinut pentru a fi menţinut operaţional. Subsistemul secundar colectează informaţii relative la starea echipamentelor primare;

- dispeceratele locale, zonale etc. Primesc informaţii de stare din staţii şi trebuie, totodată, să poată comanda echipamentele de comutaţie. Transferul acestor informaţii/comenzi este realizat tot de subsistemul secundar;

- controlul şi supravegherea locală a staţiilor trebuie asigurată atât pentru staţiile fără control de la distanţă, cât şi pentru cele telecomandate, ca o rezervă în cazul indisponibilităţii funcţiilor de telecomandă.

Funcţiile majore ale subsistemului secundar sunt:


287

- protecţia sistemului împotriva defectelor; - managementul stărilor anormale în sistem; - automatizare; - control local şi de la distanţă; - măsură; - osciloperturbografie; - monitorizare echipamente primare; - analiză automată a datelor. În fig.9.31 sunt prezentate funcţiunile şi interdependenţa acestora într-un sistem de

transport şi distribuţie a energiei electrice. În această abordare, toate funcţiunile care concură la buna funcţionare a sistemului energetic au la bază interfaţarea între subsistemul secundar al staţiilor şi echipamentele primare. De asemenea, există o strânsă legătură între diversele obiective ale subsistemului secundar.

Toate funcţiunile arătate mai sus trebuie îndeplinite în timp real. Pentru a utiliza eficient resursele de calcul necesare, diferitele funcţii software înglobate în echipamentele şi dispozitivele numerice, trebuie clasificate în funcţie de timpul de răspuns pe care trebuie să-l asigure. O unitate elementară de procesare (microprocesor, microcontroler, etc.) poate astfel

să execute, după priorităţi, mai mulţi algoritmi (funcţii) cu timpi de răspuns diferiţi. Trebuie remarcat că majoritatea funcţiilor subsistemului secundar sunt localizate la

nivelul celulei. Alte funcţii le regăsim la nivelul staţiei, iar unele acoperă atât zona celulei cât şi a staţiei.

9.5.2. Subsistemul secundar în staţiile de transformare moderne

Categoria echipamentelor electronice inteligente (EEI) utilizate în staţiile de

transformare includ calculatoarele de la nivelul staţiei, echipamentele de achiziţie şi comandă, controlere programabile, relee digitale de protecţie şi automatizare, înregistratoare secvenţiale de evenimente, osciloperturbografe digitale, echipamente de comunicaţie şi concentratoare de date.

Principalele aplicaţii ale EEI aflate în staţii sunt achiziţia şi procesarea datelor relativ la echipamentele electrice ale staţiei, precum şi transferul datelor către destinaţii interne sau externe staţiei. Aceste transferuri pot avea loc imediat – pentru informaţii de timp real – sau decalat, la cerere, pentru informaţii cum sunt listele de evenimente, istoricul de măsurători etc. Aplicaţiile asociate sunt legate de transferul datelor de control provenind din surse exterioare staţiei (spre exemplu de la dispecerul energetic) către EEI.

O a doua categorie de aplicaţii, aflată în plină dezvoltare pe plan mondial, se referă la monitorizarea digitală a echipamentelor electrice, respectiv la protecţia reţelelor şi echipamentelor electrice bazată pe relee digitale. Şi această categorie de aplicaţii implică transferuri de date între sistemul exterior staţiei şi EEI, precum şi între EEI din staţie.

În următorii ani staţiile tind să-şi mărească gradul de independenţă funcţională, cu preţul creşterii nevoii de coordonare la nivelul sistemului.

Fig.9.31. Funcţiile şi relaţiile acestora într-un sistem de transport şi distribuţie


288

Din punct de vedere al protecţiilor, se desprind câteva tendinţe: - o singură protecţie de bază şi o singură protecţie de rezervă, ambele cu facilităţi de

autotestare; - timpii de eliminare a defectelor sunt determinaţi de câţiva factori incluzând

stabilitatea sistemului, stabilitatea termică a componentelor în condiţii de scurtcircuit;

- pe lângă viteză, selectivitate şi disponibilitate, este necesar ca protecţiile să acopere o gamă mai largă de defecte şi să aibă capabilităţi adaptative;

- nevoia de protecţii novatoare, tendinţele de extindere a controlului de la distanţă, reclamă facilităţi de telecomunicaţie sporite, cu fiabilitate mărită a transmisiei datelor;

- tendinţa este de a coordona şi adapta protecţia la nivelul sistemului, în centrul de control. Tot aici se preconizează asigurarea protecţiei de rezervă;

- în viitoarele staţii de transport, arhitectura sistemului de control şi protecţie va fi bazată pe o abordare descentralizată şi deschisă. În echipamentele secundare (RTU, protecţii, automatizări) trebuie implementate protocoalele de comunicaţie standard, sau acestea trebuie să poată fi uşor adaptate la diferitele protocoale.

Din punct de vedere al controlului staţiilor sunt următoarele tendinţe: - durata morală de viaţă a dispozitivelor numerice va fi în continuare de aproximativ

5 ani; - media cerinţelor de disponibilitate ale sistemelor de control (bazate pe calculator)

ale staţiei este de 99,8% cu o medie a timpilor de reparaţie de 5 ore. Cerinţa poate fi îndeplinită, teoretic, de sisteme bazate pe un singur calculator, cu o bună eficacitate a funcţiilor de autotestare. Subsistemul secundar din staţiile actuale utilizează un mare număr de conexiuni.

Pentru a reduce drastic numărul acestor conexiuni, cu efecte importante asupra costurilor şi fiabilităţii, sistemele de control ale staţiilor viitoare vor trebui să utilizeze pe larg soluţii bazate pe reţele locale (LAN) de mare viteză la nivelul staţiei.

Apariţia echipamentelor digitale de automatizare şi protecţie este un fenomen de actualitate. Unele protecţii au nevoie nu numai de informaţii locale, din zona de proces cu care se interfaţează în mod direct, dar şi de informaţii globale, care por fi cunoscute numai prin prelungiri ale interfaţării în alte zone ale procesului tehnologic. Astfel, echipamentul de protecţie devine foarte complicat odată cu luarea în considerare a unei mai mari cantităţi de informaţii globale, pierzându-şi din flexibilitate şi disponibilitate. Multiplicarea interfeţelor de achiziţie, precum şi răspândirea lor în spaţiu este un fenomen nedorit, cu atât mai mult cu cât diferitele sisteme de protecţie folosesc adesea aceleaşi mărimi de intrare dinspre proces.

În mod normal, releele numerice au o interfaţă serială. Sistemele de control ale staţiei, bazate pe microprocesor, prevăd deopotrivă informaţii globale de proces, cât şi legături de comunicaţie. Apare astfel naturală preocuparea pentru conlucrarea între sistemele de protecţie şi cele de control.

Preocupările actuale privind tratarea unitară a protecţiei şi controlului, se pot împărţi în două categorii majore, şi anume:

a) Sisteme coordonate de protecţie şi de control. Sistemele de control şi de protecţie îşi păstrează autonomia unele faţă de celelalte, însă prevăd funcţiuni de „colaborare” reciprocă. Într-un asemenea concept, funcţia de protecţie este localizată, în general, în echipamente distincte de cele de comandă/control. Cele două subsisteme comunică însă, transmiţându-şi reciproc informaţii globale, rezultate, în general, în urma prelucrării mărimilor din proces.


289

b) Sisteme integrate de protecţie şi control. Subsistemele de control şi de protecţie sunt concepute ca un tot unitar, utilizând în comun anumite resurse hardware şi software. În acest caz asistăm la o descentralizare foarte puternică a funcţiunilor de comandă, control şi protecţie, elementul cheie în acest concept fiind comunicaţia de mare viteză între modulele componente.

Sisteme coordonate de protecţie şi control Coordonarea sistemelor de protecţie şi comandă este realizată cu ajutorul sistemului de

comunicaţie, folosind informaţia suplimentară din sistemul complet (întreg). Motivul principal pentru un asemenea concept coordonat nu este doar de a înlocui protecţia convenţională cu dispozitivele de control bazate pe microprocesoare, ci şi de a exploata toate facilităţile acestei noi tehnologii, pentru o mai bună performanţă a protecţiei şi controlului în staţie şi pentru un control îmbunătăţit al reţelei. Este prevăzut un sistem unificat care coordonează controlul staţiei şi protecţia staţiei, bazat pe microprocesoare, într-o arhitectură descentralizată. Coordonarea constă în combinarea controlului şi a protecţiei, fără a se pierde autonomia protecţiei. Unificarea înseamnă că toate datele şi informaţiile în sistem sunt accesibile în acelaşi mod prin sistemul comun de comunicaţie. Descentralizarea înseamnă că atât informaţiile (datele achiziţionate sau calculate), cât şi funcţiile sunt distribuite şi sunt folosite procesate, în cel mai apropiat loc de procesul tehnologic la care se referă.

Structura funcţiunilor unui sistem de control şi protecţie coordonat la nivelul unei staţii de transformare este reprezentată în fig.9.32.

O staţie de transformare este

întotdeauna constituită din celule, conţinând conexiunile de intrare-ieşire la una sau mai multe bare, care funcţionează ca noduri electrice şi definesc întreaga staţie. Există diferite sarcini de

control şi de protecţie realizate la nivelul celulei. Astfel, structura de bază este ierarhică şi constă în două niveluri: nivelul celulei şi nivelul staţiei.

La nivelul celulei sunt realizate acele sarcini care reclamă informaţii (date) numai de la nivelul celulei şi emit comenzi către dispozitivele şi echipamentele din această celulă. Aceste sarcini sunt: controlul celulei (comenzi, blocaje la nivelul celulei); interfaţa om-maşină, dacă este necesar; măsurători şi monitorizare la nivelul celulei (I, U, P, Q, evenimente, defecte); protecţia celulei (eliminarea defectelor şi măsuri preventive).

La nivelul staţiei se execută acele sarcini care au nevoie de informaţii de la mai mult de o celulă şi emit comenzi către dispozitivele situate în mai multe celule. Aceste sarcini sunt: controlul staţiei (baza de date centrală, supervizoare, coordonare comunicaţie, interblocaje la nivelul staţiei, procesare centrală a datelor culese de celule); protecţii la nivel de staţie

Fig.9.32. Structura unui sistem coordonat de control şi protecţie


290

(exemplu protecţia diferenţială de bare); interfaţa om-maşină pentru operatorul staţiei; comunicaţia dintre staţie şi nivelul superior de comandă şi control. În conformitate cu definiţia celulei de mai sus, nivelul staţiei nu presupune acces direct la proces. În acest context, protecţia de bare, de exemplu, este o funcţie la nivelul staţiei, cu interfeţe intrare/ieşire situate la distanţă, în celule.

Cel mai important, şi nou totodată, aspect într-un sistem coordonat este comunicaţia în sistem. Această comunicaţie susţine performanţele ambelor grupuri de funcţii (control, protecţie). Accesul facil la toate informaţiile sistemului asigură calitatea funcţiilor atât în situaţii normale de funcţionare a instalaţiilor, cât şi în caz de avarie. Comunicaţia „leagă” baza de date, care este descentralizată. Toţi parametrii modulelor celulei sunt memoraţi la nivelul celulei în aceste module şi sunt citiţi la cerere. Astfel, la nivelul staţiei sunt disponibile numai datele actuale în forma procesată ( nu se transmit valori instantanee ale mărimilor supravegheate, ci stări care reflectă încadrarea sau depăşirea anumitor limite, îndeplinirea anumitor condiţii). Comunicaţia este elementul de bază al coordonării diferitelor scheme de protecţie.

O facilitate a schemelor de control al staţiei coordonate cu protecţia este supravegherea continuă. Se obţine o disponibilitate ridicată a protecţiilor, disponibilitate care se bazează pe mai mult decât simpla supraveghere a curenţilor, tensiunilor, tensiunilor auxiliare şi logica de comandă prevăzute de releele convenţionale. Supravegherea continuă este realizată pentru toate elementele componente, la toate nivelurile. Având în vedere această posibilitate şi cu o proiectare corespunzătoare, avem şansa de a obţine un compromis mult mai bun între probabilitatea de nefuncţionare şi probabilitatea de funcţionare greşită a echipamentelor şi dispozitivelor de protecţie.

Verificările complicate, necesare în sistemele clasice pentru a avea siguranţa unei funcţionări corespunzătoare a sistemului de protecţie şi control, sunt acum înlocuite de conceptele de autosupraveghere şi autotestare a sistemului numeric. Acest concept diferă fundamental de cel tradiţional. Datorită autosupravegherii funcţiunilor şi posibilităţilor de afişare a valorilor actuale (măsurate şi calculate) corespunzătoare funcţiunilor implementate, sistemul de protecţie şi control nu mai are nevoie să fie testat periodic, ca dispozitivele tradiţionale, ci depinde numai de rezultatele autotestului continuu şi de supravegherea condiţiilor.

Reglajul releelor numerice dotate cu interfaţă serială se efectuează după o nouă procedură: reglajele pot fi calculate şi testate în laborator, iar apoi pot fi transmise direct spre releul de protecţie, folosind comunicaţia sistemului de comandă şi control. Acest mod de lucru previne în bună măsură reglajele incorecte datorate erorilor umane şi prevede o documentare completă a stării fiecărui releu.

Parametrizarea (schimbarea reglajelor, în funcţie de diferite condiţii de lucru ale reţelei) poate fi de mare interes pentru performanţa globală a reţelei electrice. Dacă se iau măsuri de siguranţă ca parametrizarea (schimbarea propriu-zisă) să aibă loc în afara condiţiilor de defect, se poate considera că această funcţiune îmbunătăţeşte semnificativ funcţionarea reţelei prin performanţa mai bună a elementelor care depind de încărcarea liniilor şi transformatoarelor sau de topologii particulare ale reţelei.

Putem imagina totodată şi îmbunătăţiri ale centrului de control (dispecer). Modificarea schemei de funcţionare a reţelei, restaurarea automată a reţelei după defect şi protecţia de rezervă centralizată sunt funcţiuni la nivelul centrului de control al reţelei. Nivelul staţiei efectuează toate funcţiunile posibile cu datele de la nivelul staţiei. Atunci când acest lucru nu este suficient, nivelul staţiei efectuează o preprocesare în folosul nivelului de control.


291

Sisteme integrate de control şi protecţie Dacă în sistemele clasice remarcăm existenţa unor echipamente distincte de control şi

respectiv de protecţie, sistemele integrate îşi propun să utilizeze mai eficient interfeţele şi funcţiile de achiziţie şi prelucrare, evitând suprapunerile de module similare (de exemplu funcţia de achiziţie a unui anumit semnal analogic poate apărea în mai multe echipamente clasice, pe când într-un sistem integrat este posibil ca mărimea de interes să fie culeasă de către o singură interfaţă şi transmisă celorlalte funcţiuni – chiar din echipamente distincte – prin intermediul comunicaţiei).

Subsistemul secundar din staţiile moderne se bazează din ce în ce mai mult pe un număr de echipamente digitale multifuncţionale. Tendinţa este de a integra la nivelul celulei în acelaşi echipament, funcţiuni care, istoric, sunt separate – protecţia, controlul, comunicaţia şi măsura.

Într-un sistem inteligent de protecţie, control şi monitorizare echipamentele primare şi cele secundare devin din ce în ce mai strâns legate. La această dată senzorii pentru supravegherea tuturor funcţiunilor importante ale echipamentelor primare şi aceştia devin parte integrantă din echipament. Datorită acestui fapt, cele mai probabile schimbări pe care le va aduce viitorul apropiat pentru echipamentul primar sunt:

Includerea senzorilor de măsură de curent şi tensiune. Noile tehnologii de realizare a senzorilor de curent şi tensiune reduc foarte mult dimensiunile acestora şi fac posibilă integrarea lor în echipamentul primar. Transmiterea valorilor măsurate se face prin intermediul unor canale de comunicaţie numerice către subsisteme externe.

Apariţia echipamentelor primare inteligente. Includerea senzorilor de măsură şi a capabilităţilor de prelucrare a datelor în echipamentele primare va provoca transformarea acestora în subsisteme inteligente, capabile să ducă la îndeplinire toate sarcinile de control şi supraveghere. Acest subsistem inteligent este platforma ideală pentru implementarea funcţiunilor de monitorizare şi diagnostic, inclusiv autotestarea echipamentului. Totodată devin posibile noi facilităţi cum ar fi conectarea/deconectarea sincronizată a întreruptorului la trecerea prin zero a curentului, cu profunde implicaţii asupra duratei de viaţă a întreruptorului şi chiar a reţelei prin reducerea nivelului supratensiunilor.

Integrarea. Echipamentele primare şi cele secundare vor deveni mult mai compacte datorită noilor tehnologii de realizare. În cele mai multe cazuri fabricanţii de echipamente vor putea asambla şi testa celule complete – inclusiv subsistemul secundar – înainte de expedierea lor la locul de montaj.

Descentralizarea funcţiunilor subsistemului secundar. Ideea principală a sistemelor integrate este de a descentraliza componentele subsistemului secundar ca efect al dezvoltării echipamentelor primare inteligente. Acestea din urmă vor asigura funcţiunile care reclamă informaţii locale, provenite de la senzorii proprii şi vor colabora, prin intermediul legăturilor de comunicaţie de mare viteză, pentru realizarea funcţiunilor care necesită informaţii externe echipamentului.

Tabelul 9.1. Implicaţiile sistemelor integrate asupra costului global

Componenta evaluată Efectul asupra costului global Control şi protecţie Reducere cu 5-10% Mentenanţă preventivă Reducere cu 5-10% Reparaţie Reducere cu 5-10% Exploatare Reducere cu 5-10% Retrageri din exploatare Reducere semnificativă >10%


292

Reducerea costurilor globale de instalare şi exploatare. Efortul tehnologic de realizare a echipamentelor primare inteligente şi de integrare a funcţiunilor subsistemului secundar este pe deplin răsplătit de reducerea costurilor globale. În tabelul 9.1 sunt prezentate implicaţiile sistemelor integrate de protecţie, control şi monitorizare asupra costurilor globale, considerate pe întreaga durată de viaţă a sistemelor.

9.5.3. Echipamente multifuncţionale de protecţie şi control

Utilizând cele mai noi realizări în domeniul tehnicii de prelucrare digitală şi mai ales

cele din domeniul comunicaţiilor de mare viteză, putem imagina un echipament complex de control şi protecţie la nivelul celulei, care se interconectează în aceeaşi reţea de date cu echipamentele de prelucrare de la nivelul staţiei.

Echipamentele de la nivelul celulei, îndeplinesc funcţii de protecţie şi comandă ale transformatoarelor şi liniilor electrice şi recepţionează cererile de comandă de la nivelul staţiei.

La nivelul staţiei sunt implementate funcţii de protecţie (de exemplu, protecţia diferenţială de bare), în care informaţiile de curent sunt prelevate la nivelul celulelor şi transmise prin reţeaua de date a staţiei.

Funcţionarea protecţiei de linie şi trafo se bazează pe informaţii locale, astfel încât acestea sunt independente de căderile reţelei de comunicaţie. În acelaşi timp, este recomandabil să fie implementată o magistrală duală de comunicaţie, pentru a îmbunătăţi fiabilitatea protecţiei de bare.

Informaţia curentă culeasă (eşantionată) de echipamentele de la nivelul celulelor trebuie transmisă în câteva milisecunde în reţea, pentru o funcţionare corectă a protecţiei de bare. Acest lucru reclamă legături de comunicaţie de mare viteză, de timp real, între echipamentele celulei şi echipamentul de la nivelul staţiei.

În cazul echipamentelor de protecţie şi control digitale, toate funcţiunile sunt implementate software, adesea pe platforme hardware asemănătoare. Devine justificată astfel preocuparea de a configura aceeaşi platformă harware astfel încât să poată duce la îndeplinire diferite sarcini, fie ele de protecţie, control sau monitorizare. Într-o oarecare măsură, echipamentele digitale multifuncţionale pot fi privite ele însele ca sisteme deschise.

O atenţie specială trebuie acordată independenţei diverselor funcţiuni de protecţie şi control, atâta timp cât ele sunt procesate în acelaşi dispozitiv. Astfel, ca şi în cazul echipamentelor clasice de protecţie, trebuie asigurată redundanţa în cazul funcţiunilor importante de protecţie.

Structura unui echipament digital multifuncţional configurabil Un echipament digital tipic reclamă, de fapt, o combinaţie de funcţiuni, precum şi un

număr de interfeţe de intrări (numerice şi analogice) şi ieşiri (în general numerice). Structura de bază este arătată în fig.9.33.

Numărul şi felul intrărilor şi ieşirilor sunt determinate fizic de partea hardware, pe când funcţionalitatea echipamentului este determinată în special de partea software. Unitatea de prelucrare determină în mod decisiv puterea de calcul.


293

Structura hardware este întotdeauna stabilită de către producătorul echipamentului, în concordanţă cu specificaţiile utilizatorului. Tot producătorul instalează componentele software de bază, cum sunt sistemul de operare şi biblioteca de funcţiuni. Configuraţia şi funcţionalitatea finală este însă stabilită de către utilizator în concordanţă cu specificul aplicaţiei.

Cerinţele hardware diferă în funcţie de sarcinile de protecţie şi control pe care urmează să le îndeplinească echipamentul:

- Intrări analogice. Configuraţiile tipice pornesc de la şase intrări (3 U, 3 I) până la 32 intrări, foarte rar mai mult.

- Intrări şi ieşiri numerice. Pot varia foarte mult de la doar câteva interfeţe la câteva zeci sau chiar sute. Modularizarea echipamentului, precum şi simplitatea constructivă a interfeţelor de intrare/ieşire numerice lasă însă suficientă libertate pentru acoperirea unei game largi de aplicaţii.

- Capacitatea de prelucrare. Este determinată decisiv de tipul şi numărul unităţilor de procesare (microprocesoare, microcontrolere, procesoare de semnal). La un moment dat, puterea de calcul necesară reprezintă în fapt suma timpilor de prelucrare a diferitelor funcţiuni din bibliotecă şi nu trebuie să depăşească limita teoretică, specifică unităţii (unităţilor) de prelucrare. Numărul intrărilor/ieşirilor, precum şi comunicaţia influenţează de asemenea, timpul de prelucrare necesar.

Funcţiile interfeţei om-maşină, respectiv ale comunicaţiei, trebuie să permită utilizatorului să definească funcţionalitatea echipamentului. Operaţiile principale în acest sens sunt:

- activitatea şi configurarea funcţiunilor de control, protecţie, automatizare, monitorizare;

- ataşarea intrărilor şi ieşirilor echipamentului la funcţiile activate; - specificarea tipului şi caracteristicilor intrărilor şi ieşirilor, respectiv stabilirea

corespondenţei acestora cu mărimile corespondente din procesul tehnologic; - funcţiuni de test şi informare.

Fig.9.33. Structura unui echipament digital multifuncţional


294

Teoretic, orice combinaţie de funcţiuni de bibliotecă este posibilă, la o anumită capacitate a intrărilor şi ieşirilor. În mod practic, însă, există câteva limitări de care trebuie ţinut cont:

- gama configuraţiei platformelor hardware (şi deci a costului acestora) trebuie să acopere de la aplicaţiile care reclamă cerinţe reduse la aplicaţiile complexe. Apar astfel limitări ale numărului de intrări/ieşiri şi ale puterii de calcul corespunzătoare fiecărui sortiment din această gamă;

- funcţiunile din biblioteca de funcţiuni nu sunt testate în orice combinaţie posibilă. Testele efectuate de fabricantul echipamentului (şi deci garanţia bunei funcţionări) se referă la o gamă de aplicaţii stabilită la un moment dat ca fiind cuprinzătoare. Biblioteca de funcţiuni este ea însăşi limitată.

Analiza interdependenţelor Complexitatea şi numărul procedurilor de testare cresc proporţional cu complexitatea

echipamentului. Complexitatea este dată, printre altele, de numărul şi felul interconectărilor şi interdependenţelor între părţile componente. Metodologia testării întregului sistem porneşte de la premisa că fiecare componentă a fost verificată în particular.

Distingem două mari categorii de dependenţe: funcţionale, cum ar fi circulaţia datelor între părţile componente, şi neintenţionate, cum este accesul concurent la resursele de memorie ale echipamentului. În general, cele neintenţionate pot fi reduse semnificativ, dacă sunt respectate anumite precauţii:

- utilizarea de limbaje de programare şi compilatoare cu un control corespunzător al tipurilor de date;

- utilizarea limitată a lucrului cu pointeri de memorie în programe; - evitarea tehnicilor de programare recursivă, care pot duce la probleme cu stiva de

memorie; - utilizarea unui management de memorie corespunzător lucrului în mod protejat; - evitarea buclelor de program cu repetare nelimitată. Respectarea următoarelor principii generale poate conduce la reducerea

interdependenţelor: - simplitate – păstrarea numărului de module şi funcţiuni la minimul necesar, pentru

un control strict al acestora; - resurse suficiente pentru cazul cel mai defavorabil – chiar dacă nu reprezintă un

panaceu, această prevedere este elementară; - stabilirea unor limite de aşteptare – atunci când diferitele componente hard/soft

colaborează în realizarea unei funcţiuni, pentru a evita blocarea prin întârzierea/căderea unei componente, trebuie limitat timpul de aşteptare la comunicarea între module;

- sistem de operare de timp real, matur şi bine testat. Toate funcţiunile şi resursele echipamentului sunt, în cele din urmă, lansate în execuţie şi controlate de către sistemul de operare, indiferent că este vorba de un sistem de operare complex sau un simplu nucleu de timp real. De stabilitatea şi robusteţea acestuia depinde esenţial performanţa ansamblului.

Funcţiunile de protecţie ale echipamentului necesită o consideraţie specială; ele trebuie să fie sigure, rapide şi să nu fie blocate niciodată de alte funcţii. Astfel spus, ele nu trebuie să depindă de alte funcţiuni care nu au legătură cu protecţia propriu-zisă, de exemplu funcţiile de control nu au voie să întrerupă sau să întârzie funcţiile de protecţie.

Funcţiunile cu rol de evaluare (măsură, perturbografie, jurnal de evenimente) nefiind esenţiale pentru realizarea funcţiilor de protecţie, trebuie să fie puse pe un nivel de prioritate


295

inferior în mecanismul concurenţei la resursele echipamentului (procesor, memorie, interfeţe, etc.). În principiu, se admite ca ele să fie întârziate sau chiar blocate de funcţiunile de protecţie, dar niciodată invers.

Funcţiunile de comunicaţie trebuie să respecte în general aceleaşi prevederi ca cele de mai sus. Atunci când realizarea funcţiilor de protecţie depinde esenţial tocmai de comunicaţie, aceasta devine ea însăşi o categorie prioritară alături de protecţie. Situaţia poate fi întâlnită în special în cazul distribuirii senzorilor de măsură în procesul tehnologic, când transmisia valorilor semnificative se face prin comunicaţia de date.

Funcţiunile de autotestare şi autodiagnosticare au rolul de a valida integritatea funcţională a echipamentului. Întrucât componentele supuse testului sunt cuprinse ele însele în funcţiunile de protecţie, autotestul şi autodiagnosticul nu trebuie să depindă, sau să fie întrerupte/blocate, de alte funcţiuni. Excepţia o constituie tot categoria funcţiunilor de protecţie care trebuie să aibă prioritate absolută.

Avantaje şi riscuri ale echipamentelor digitale multifuncţionale Combinarea unui număr de funcţiuni pe o aceeaşi platformă hardware aduce după sine

construcţii compacte, tipizate şi deci reduceri ale costurilor iniţiale. Influenţele se extind şi asupra costurilor de instalare şi exploatare, datorită numărului redus de echipamente de rezervă de care are nevoie un utilizator.

Posibilitatea configurării, de către utilizator, a echipamentului permite ca, oricând este nevoie (de la proiectarea unei instalaţii, punerea în funcţiune sau în exploatare), funcţiunile acestuia să poată fi adaptate diferitelor cerinţe care apar pe parcurs. Nu numai posibilitatea adăugării sau eliminării unor funcţiuni este importantă: chiar şi simpla redefinire a intrărilor şi ieşirilor reduce substanţial manopera pe care o reclamă diferitele modificări în schemele de protecţie.

Operaţiunile de mentenanţă sunt simplificate de faptul că trebuie efectuate asupra unui număr redus de tipuri – dictate în general de platformele hardware utilizate.

Fiind dată o anumită platformă harware, implementarea conceptului de sistem deschis poate fi realizată în trei moduri:

1-utilizând funcţii dintr-o bibliotecă de funcţiuni. Reprezintă procedura standard oferită de interfaţa om-maşină a echipamentului, care permite implementarea tuturor funcţiunilor importante, fără să fie nevoie ca utilizatorul să aibă cunoştinţe speciale în domeniul tehnicii de calcul;

2-programare prin diagrame funcţionale. Pentru completarea capabilităţilor funcţiilor din bibliotecă, poate fi utilizat un mediu grafic care să permită implementarea de funcţiuni suplimentare;

3-utilizând limbaje de programare dedicate, de nivel înalt. Echipamentul poate permite – prin intermediul unui mediu software adecvat – accesul la modificarea/extinderea funcţiunilor sale. Fără îndoială că această facilitate implică riscuri, întrucât permite utilizatorului să creeze funcţiuni ale căror performanţe nu mai sunt testate apriori de către fabricant. Pe de altă parte, reclamă cunoştinţe aprofundate în domeniul tehnicii de calcul, precum şi o cunoaştere amănunţită a echipamentului.

Cântărirea avantajelor şi riscurilor unei arhitecturi deschise la nivelul echipamentelor multifuncţionale de protecţie, monitorizare şi control trebuie făcută cu luarea în considerare a factorilor de cost.

Fiabilitatea echipamentelor digitale multifuncţionale Combinarea mai multor funcţiuni într-un singur echipament, presupune că, la o

eventuală cădere a echipamentului, toate funcţiunile sunt pierdute. Pe de altă parte, reducerea semnificativă a complexităţii hardware a ansamblului, prin integrarea funcţionalităţilor într-un


296

singur echipament, are efecte benefice asupra fiabilităţii. În esenţă problema nu este nouă, iar rezolvarea constă, ca şi la echipamentele clasice, în rezervarea funcţiunilor vitale.

Utilizarea echipamentelor multifuncţionale aduce şi alte avantaje: - autotestarea şi autodiagnosticarea este activ permanent şi detectează imediat

apariţia unui defect care poate conduce la funcţionarea incorectă; - testarea periodică nu mai este necesară sau poate fi efectuată la intervale mult mai

mari de timp. Astfel, mentenanţa preventivă este redusă la minimum, aplicându-se numai componentelor care nu intră în testarea automată sau asupra cărora eficacitatea acesteia este redusă;

- starea de bună funcţionare a echipamentului poate fi determinată în orice moment de la un punct central de control prin intermediul căilor de comunicaţie. Pot fi lansate în execuţie rutine suplimentare de test şi diagnostic, verificând, astfel, însăşi integritatea funcţiei de autotest;

- media timpului de bună funcţionare a sistemului compus din două echipamente în configuraţie redundantă este foarte mare (teoretic 18000...456000 ani) în comparaţie cu media timpului de bună funcţionare a echipamentului (teoretic 10...50 ani) datorită timpilor de reparaţie foarte mici (1 zi).

9.5.4. Comunicaţia

Conceptul unui sistem integrat de automatizare, protecţie şi control este ilustrat în

fig.9.34. Performanţa unui asemenea sistem depinde în mod decisiv de sistemul de

comunicaţie, ceea ce implică nu numai stabilirea unei arhitecturi corespunzătoare la nivel fizic şi logic, dar şi o atentă organizare a funcţiunilor la nivelul aplicaţiei. Astfel, abordarea propusă constă în structurarea pe obiecte şi clase a întregului sistem. Se definesc astfel clase care înglobează atât caracteristicile echipamentelor, cât şi funcţiunile pe care le îndeplinesc sau la care participă.

Fig.9.33. Comunicaţia într-un sistem integrat de achiziţie, protecţie şi control la nivelul staţiei de transformare


297

Interfeţele care definesc schimbul de informaţii între două sau mai multe entităţi la nivelul staţiei de transformare sunt arătate în fig.9.34. Interfaţa 9 asigură legătura între centrul de control şi nivelul staţiei. O legătură distinctă 7 este prevăzută pentru funcţiunile de configurare şi service ale sistemului.

Interfeţele 1 şi 6 formează legătura între nivelul staţiei şi nivelul echipamentelor de control şi protecţie ale celulei. În interiorul celulei se găsesc interfeţele între echipamentele din aceeaşi categorie de funcţiuni – 8 control/control respectiv 2 protecţie/protecţie. Între nivelul celulei şi procesul tehnologic se găsesc: interfeţele 4 pentru achiziţia valorilor analogice (de la trafo de curent, tensiune, etc.); interfeţele 5 care asigură legăturile necesare funcţiunilor de control; interfeţele 10 pentru legăturile necesare funcţiunilor de protecţie.

9.5.5. Exemple de sisteme integrate ale unor staţii moderne Staţiile izolate cu aer tip I-AIS fabricaţie ABB sunt prevăzute cu sisteme integrate de

comandă-control, protecţie şi supraveghere într-o structură arhitecturală ierarhizată, distribuită şi deschisă, fig.9.34.

În această configuraţie echipamentele modulare şi bazate pe tehnologie modernă sunt distribuite în staţie pe următoarele niveluri:

- celulă: cabina de relee; - staţie: camera de comandă a staţiei. La nivelul celulelor sunt distribuite echipamente terminale cu funcţii specializate, fig.9.35: - relee de protecţie, cu funcţiuni multiple de protecţie, de autosupraveghere şi de

monitorizare a datelor de avarie;

Fig.9.34. Definirea interfeţelor într-un sistem integrat


298

- echipamente numerice locale de comandă, blocaj, supraveghere, achiziţie date şi prelucrarea automată a datelor.

Fig.9.34. Sistem integrat la o staţie tip I-AIS (izolată cu aer) fabricaţie ABB: MMI – interfaţă (om-maşină) de comunicare cu operatorul

Fig.9.35. Echipamente la nivelul celulei: DOIT-traductor de curent-tensiune; ES-cuţit de legare la pământ; DS-separator; CB-intreruptor

Fig.9.36. Terminal control protecţie pentru legătura cu calculatorul


299

La magistrala de proces din staţie sunt conectate mai multe celule. Între magistrala de proces şi cea de calculatoare a staţiei este prevăzut terminalul protecţie comandă, fig.9.36. În fig.9.37 este prezentat modul de lucru al acestui bloc de comandă-protecţie prin succesiunea evenimentelor în cazul unui scurtcircuit pe bara colectoare.

La nivelul staţiei este prevăzută interfaţă de comunicare cu operatorul (MMI-Local) şi un procesor ce asigură servicii de conversie a protocoalelor pentru a permite comunicare cu sistemul mobil de calcul. Pe ecranul monitorului MMI-Local sunt accesibile toate informaţiile referitoare la exploatarea staţiei: schema, valori de stare (masurate in proces), valori de stare

a b Fig.9.38. Control şi supraveghere: a – vizualizare scheme pentru control; b – vizualizare evoluţii parametri

a b

c d Fig.9.37. Succesiunea evenimentelor: a-funcţionare normală; b-apariţie scurtcircuit pe bara colectoare; c-blocul comanda-protecţie comandă declanşare întreruptor; d-întreruptorul declanşează


300

(ex.temperatura uleiului în trafo.), informaţii de diagnoză şi supraveghere, evoluţii în timp a datelor, posibilitatea de a executa comenzi, fig.9.38 şi 9.39. Transmiterea informaţiilor de la nivelul celulei la cel al staţiei şi a comenzilor către celulă se realizează prin transmisiuni seriale, folosind fibre optice, insensibile la perturbaţii electromagnetice. Prin aceasta se realizează o mare economie de cabluri convenţionale , cu conductoare din cupru. În fig.9.40 sunt arătate traductoarele de curent şi de tensiune, care sunt integrate în modulul compact al întreruptorului, şi transmiterea informaţiilor de la acestea prin fibre optice.

Fig.9.39.Informaţii la nivelul magistralei calculatoarelor din staţie

Fig.9.40. Traductoare: DOCT – de curent; DOVT – de tensiune


301

Erorile de măsură ce apar la o măsură convenţională faţă de o măsură cu traductoare electronice şi transmitere semnal prin fibre optice sunt arătate în fig.9.41. Acestea se evidenţiază prin variaţii ale valorilor instantanee măsurate în regim normal de funcţionare şi prin valori mult peste cele reale în cazul unei avarii.

a

b Fig.9.41. Erori posibile in circuitul de măsură convenţional faţă de cel cu magistrală de proces din fibră optică: a – valori instantanee; b – valori în cazul unui defect in circuitul de măsura convenţional

Alimentarea serviciilor proprii şi instalaţiile auxiliare din staţiile electrice

302

10. ALIMENTAREA SERVICIILOR PRORII ŞI INSTALAŢIILE AUXILIARE DIN STAŢIILE ELECTRICE

Consumatorii de servicii proprii se alimentează în parte în curent alternativ la tensiunea pe 380/220 V (cu excepţia unor consumatori, la care din considerente de tehnica securităţii muncii se impune folosirea unor tensiuni mai mici) şi în parte în curent continuu, tensiunile posibile fiind 24, 48, (60), 110, 220 V. Consumatorii de servicii proprii care se alimentează în curent alternativ sunt: instalaţiile de răcire ale transformatoarelor şi autotransformatoarelor; instalaţiile de reglaj ale transformatoarelor şi autotransformatoarelor; instalaţiile de încărcare ale bateriei de acumulatoare; instalaţiile de ventilaţie ale bateriei de acumulatoare; dispozitivele de acţionare ale întreruptoarelor şi separatoarelor; instalaţiile de aer comprimat; instalaţiile de stingere a incendiilor; echipamentul de telecomunicaţii; instalaţiile de iluminat; instalaţiile de încălzit pentru asigurarea microclimatului necesar; prize pentru iluminat şi forţă; circuitele secundare de curent alternativ (măsurare, protecţie, automatizări, etc.). Consumatorii de servicii proprii în curent continuu sunt: anumite dispozitive de acţionare ale întreruptoarelor, separatoarelor, contactoarelor; circuitele secundare de curent continuu (protecţii, automatizări, blocaje, semnalizări, telecomandă, telecomunicaţii, etc.); iluminatul de siguranţă; consumatorii care nu permit de loc întreruperi în alimentare.

10.1. Alimentarea consumatorilor de servicii proprii de curent alternativ

În fig.10.1 se prezintă o variantă de bază de schemă de alimentare a serviciilor proprii. Instalaţia de distribuţie principală cuprinde un sistem simplu de bare secţionate. Alimentarea barelor de servicii proprii trebuie să aibă loc de la două surse independente, care pot furniza fiecare întreaga putere cerută de consumatorii de servicii proprii. Cele două surse pot funcţiona permanent conectate ca surse normale sau pot funcţiona cu o sursă normal deconectată, aceasta având rol de rezervă. În acest caz din urmă trebuie să existe posibilitatea inversării rolurilor celor două surse. Dacă cele două surse sunt permanent conectate, cele două secţii de bare pot funcţiona fie separat, fie cuplate între ele, în funcţie de nivelul curenţilor de scurtcircuit şi de stabilitatea echipamentului de scurtcircuit. Dacă în mod normal una din surse este conectată, cealaltă este în rezervă, secţiile de bare funcţionează cuplat între ele. Drept surse de alimentare ale serviciilor proprii ale unei staţii electrice se pot utiliza:

a) o secţie sau un sistem de bare colectoare de medie tensiune din staţia electrică respectivă sau de la o centrală sau staţie apropiată;

b) o secţie sau un sistem de bare colectoare de joasă tensiune pentru distribuţie, din staţia electrică respectivă sau de la o centrală sau staţie apropiată (în acest caz lipseşte TSP evidenţiat în fig.10.1);

c) o linie de medie tensiune din zona staţiei; d) o înfăşurare terţiară de medie tensiune (10-22 kV) a unui transformator din staţie,

respectiv a unui autotransformator de interconexiune a reţelelor de 110-220-400kV;

e) în cazuri excepţionale una din surse poate fi un grup electrogen.


303

Fig.10.1. Schemă de alimentare a consumatorilor de servicii proprii: TSP-transformator de servicii proprii; BSP-

bare de servicii proprii

Fig.10.2. Schema de alimentare a consumatorilor de servicii proprii cu

sursă de siguranţă

Receptoarele serviciilor proprii se clasifică în trei categorii în funcţie de durata de întrerupere pe care o admit. Receptoarele din categoria I admit întreruperea în alimentare doar câteva minute, în categoria III intră receptoarele care admit întrerupere pe toată durata unei avarii în circuitele de alimentare ale serviciilor proprii. Receptoarele care nu admit nici un fel de întrerupere în alimentare se racordează la instalaţia de curent continuu.

Alimentarea celor trei categorii de receptoare are loc astfel: Categoria I – dublă alimentare de la două secţii de bare ale instalaţiei de distribuţie principale (C1, C2, în fig.10.1); Categoria II – fie dublă alimentare ca la categoria I, fie alimentarea în bucla de la două secţii de bare ale instalaţiei de distribuţie principale (C3, C4, C5, C6), soluţia se stabileşte prin calcul tehnico-economic; Categoria III – simplă alimentare (C7, C8). În staţiile electrice de importanţă deosebită se prevede o a treia sursă de alimentare, care este sursă de siguranţă şi care de obicei este un grup electrogen (fig.10.2). Asemenea staţii sunt cele de 220 kV care sunt noduri de reţea şi staţii de 400 kV. Grupul electrogen trebuie să intre în funcţiune în câteva minute la dispariţia tensiunii pe barele instalaţiei de distribuţie principale şi să fie capabil să preia alimentarea consumatorilor din categoria I şi o parte din consumatorii de categoria II. În cazul existenţei a trei surse se poate crea a treia secţie de bare , barele de

siguranţă, pe care se racordează consumatorii a căror alimentare trebuie preluată de sursa de siguranţă în cazul căderii surselor normale şi de rezervă. La staţiile electrice de mică importanţă, la care sunt îndeplinite anumite condiţii precizate în normative, serviciile proprii se pot alimenta de la o singură sursă sau de la două surse, care nu sunt însă independente. În acest caz instalaţia principală de distribuţie poate fi cu simplu sistem de bare nesecţionat.

10.2. Alimentarea circuitelor secundare de curent alternativ. Măsurarea tensiunii

Circuitele secundare de curent alternativ sunt formate din circuitele secundare de tensiune (care sunt alimentate din secundarul transformatoarelor de tensiune) şi circuitele secundare de curent (care sunt alimentate din secundarul transformatoarelor de curent). Circuitele de curent alternativ de tensiune alimentează o parte din circuitele secundare de măsurare, protecţie, automatizare, sincronizare, etc. Probleme deosebite apar în staţiile şi posturile de transformare la măsurarea tensiunii.


304

Fig.10.3. Scheme de conexiuni pentru TT: a – TT monofazat; b – conexiunea

în V a două TT monofazate

Măsurarea tensiunilor reţelelor de medie şi înaltă tensiune în staţiile şi posturile de transformare se realizează prin transformatoare de tensiune (TT), care de fapt alimentează aparatul de măsură, relee de protecţie, aparate de automatizare, etc. Cele mai simple scheme de conexiuni pentru TT sunt reprezentate în fig.10.3. TT monofazat din fig.10.3.a, reproduce în secundar tensiunea dintre conductoarele R şi S ale reţelei primare. Conexiunea în V a două TT monofazate (fig.10.3,b) reproduce pe partea secundară toate cele trei tensiuni dintre conductoarele reţelei

primare. Se menţionează că TT se leagă la reţeaua primară prin separatoare şi în cazul reţelelor de MT şi prin siguranţe fuzibile care elimină perturbarea funcţionării reţelei primare la un eventual defect în TT. În circuitele din secundarele TT se prevăd siguranţe fuzibile pe conductoarele nelegate la pământ. Legarea la pământ a unui conductor pe partea înfăşurărilor secundare se realizează în scop de protecţie a personalului de exploatare. Utilizarea TT trifazate, respectiv a grupului de TT monofazate cu înfăşurările primare în conexiune stea ridică anumite probleme particulare.

10.2.1. Particularităţile utilizării transformatoarelor de tensiune trifazate Înfăşurările primare ale TT trifazat, respectiv ale TT monofazate conectate în grup transformatoric, se leagă în stea, neutrul poate fi izolat sau pus la pământ. TT poate fi legat la o reţea cu neutru izolat, sau cu neutru direct pus la pământ. Prin urmare apar cele patru situaţii posibile, reprezentate în fig.10.4. În aceste figuri s-au reprezentat înfăşurările transformatorului Tr, care alimentează reţeaua considerată şi înfăşurările primare ale TT. S-a considerat că înfăşurările transformatorului Tr sunt în conexiune stea. Cele ce urmează sunt valabile şi dacă înfăşurările acestui transformator, în cazul schemelor din fig.10.4.a şi c, în loc de conexiunea stea cu nulul nelegat la pământ sunt în conexiune triunghi. Se consideră că faza T din reţeaua primară are o punere la pământ şi se examinează posibilitatea reproducerii în această situaţie în secundarul TT a tensiunilor dintre conductoarele reţelei primare, respectiv a tensiunilor dintre aceste conductoare şi pământ, de asemenea se examinează unele consecinţe ale punerii la pământ a fazei T în reţeaua primară.

Pentru cele patru cazuri considerate în fig.10.4, s-au reprezentat diagramele fazoriale corespunzătoare în situaţia punerii la pământ a conductorului T din reţeaua primară. Astfel, s-au reprezentat tensiunile URS, UST şi UTR, sesizate la bornele TT şi care depind de modul de tratare a neutrului reţelei. Astfel dacă reţeaua este cu neutrul izolat (fig.10.4 a şi c), prin punerea la pământ a fazei T din reţea aceste tensiuni nu se modifică faţă de cele ce apar în regim normal de funcţionare; dacă reţeaua este cu neutrul direct pus la pământ, prin punerea la pământ a fazei T tensiunile URS, UST şi UTR se modifică faţă de cele din regimul normal de funcţionare. În diagramele fazoriale din fig.10.4 s-au reprezentat şi tensiunile UI, UII şi UIII care se aplică înfăşurărilor primare ale TT trifazat (respectiv înfăşurările primare ale TT monofazate din grupul transformatoric de 3 transformatoare). Examinând diagramele fazoriale din fig.10.4, rezultă că aceste tensiuni depind şi de faptul, dacă neutrul primarului TT este sau nu este legat la pământ.


305

Fig.10.4. Variante de legare la reţea a TT şi diagramele fazoriale corespunzătoare punerii la pământ a conductorului T din reţeaua primară: a, c – conexiuni în stea şi diagramele fazoriale corespunzătoare cazului când neutrul reţelei este

izolat iar neutrul TT este izolat, respectiv legat la pământ; b, d – conexiuni în stea şi diagrame fazoriale corespunzătoare cazului când neutrul reţelei este legat la pământ iar neutrul

TT este izolat, respectiv legat la pământ

Fig.10.5. Conexiunea în stea a

înfăşurărilor secundare ale TT cu modul de legare al voltmetrelor

În fig.10.5 s-au reprezentat înfăşurările secundare ale TT, care se leagă în conexiune stea. Voltmetrele V1, V2 şi V3 indică tensiunile U’I, U’II şi U’III unde

ui'

kUU = ku fiind

raportul de transformare al TT; voltmetrele V4, V5 şi V6 indică tensiunile U’RS, U’ST şi U’TR unde

u

jk'jk k

UU = . Este uşor de observat,

că în toate cele patru cazuri considerate URS, UST şi UTR reprezintă tensiunile între conductoarele reţelei primare, astfel voltmetrele V4, V5 şi V6 reproduc corect aceste tensiuni. Tensiunile UI, UII şi UIII corespund însă tensiunilor conductoarelor faţă de pământ numai în cazurile redate prin fig.10.4 c şi d, adică când neutrul înfăşurărilor primare ale TT este legat la pământ.

Astfel voltmetrele V1, V2 şi V3 reproduc corect tensiunile conductoarelor reţelei primare faţă de pământ în cazul unei puneri la pământ în reţea numai dacă neutrul primarului TT este legat la pământ. Ca urmare, dacă neutrul înfăşurărilor primare ale TT nu este legat la pământ, neutrul înfăşurărilor secundare nici nu se face accesibil prin bornă de legătură exterioară. Tensiunile UI, UII şi UIII nu prezintă componente homopolare dacă UI+ UII+UIII=0. Această condiţie este îndeplinită şi la punerea la pământ a unei faze din reţea în cazurile din fig.10.4 a şi b, dar nu este îndeplinită în cazurile din fig.10.4.c şi d. Astfel, dacă neutrul înfăşurărilor primare ale TT este legat la pământ, la punerea la pământ a unui conductor din reţeaua primară, celor trei înfăşurări primare ale TT li se aplică un sistem de tensiuni nesimetrice, care reprezintă şi componente homopolare.


306

Fig.10.6. Conexiunea TT când neutrul înfăşurării primare este legat la pământ: a – cazul legării în serie a celor două înfăşurări secundare

suplimentare; b – cazul când sunt trei înfăşurări secundare suplimentare legate în serie în “triunghi deschis”

Ştiind că componenta homopolară este: ( )IIIIII0 UUU

31U ++= (10.1)

este uşor de constatat , că în cazul din fig.10.4.c, tensiunea homopolară este 3

UU r0 = (unde

Ur este tensiunea între conductoarele reţelei în regim normal de funcţionare), adică de mărimea tensiunii nominale a înfăşurărilor TT, iar în cazul din fig.10.4.d ea este

3

U31U r

0 = ,

adică a treia parte din tensiunea nominală a înfăşurărilor. Tensiunilor homopolare le corespund fluxuri homopolare. Dacă TT trifazat ar fi cu miez magnetic cu trei coloane fluxurile homopolare s-ar închide prin aer şi cuvă, ceea ce ar duce la apariţia unor curenţi de magnetizare homopolari foarte mari, ce ar determina distrugerea prin efect termic a înfăşurărilor TT. Astfel, trebuie să se asigure închiderea fluxurilor homopolare prin mediu feromagnetic. Ca urmare, TT trifazate cu neutrul înfăşurărilor primare legat la pământ, se execută cu miez magnetic cu cinci coloane. În cazul grupului de 3 TT monofazate, închiderea prin mediu feromagnetic a fluxurilor homopolare, se asigură prin existenţa independentă a celor trei miezuri magnetice.

În cazul TT cu neutrul înfăşurărilor primare legat la pământ, pentru sesizarea tensiunilor homopolare ce apar la punerea la pământ a unui conductor al reţelei din primar, se prevăd înfăşurări secundare suplimentare. La TT trifazate cu miez magnetic cu cinci coloane pe fiecare coloană suplimentară se amplasează câte o înfăşurare suplimentară,

cele două înfăşurări suplimentare fiind legate în serie (fig.10.6.a). La grupul de trei TT monofazate, fiecare TT se prevede cu câte o înfăşurare secundară suplimentară, cele trei înfăşurări suplimentare se leagă în serie în „triunghi deschis” (fig.10.6.b).

10.2.2. Tensiunile nominale ale transformatoarelor de tensiune Tensiunea primară nominală a unui TT (U1n) este tensiunea nominală a unei înfăşurări primare. Notând cu Urn tensiunea nominală între bornele TT, care trebuie să corespundă tensiunii dintre conductoarele reţelei, rezultă în cazul schemelor din fig.10.3 U1n=Urn, iar în cazul TT trifazate (fig.10.6)

3

UU rn

n1 = .

Tensiunea secundară nominală U2n (tensiunea nominală a înfăşurărilor secundare principale) de asemenea este tensiunea nominală a unei înfăşurări secundare. Ea se alege astfel, ca la aplicarea tensiunii nominale la înfăşurările primare, între bornele secundare


307

tensiunea să fie de 100 V. Astfel, în cazul schemelor din fig.10.3 U2n=100 V, iar în cazul schemelor din fig. 10.6 3100U n2 = V. Pentru înfăşurările secundare suplimentare tensiunea nominală U2sn este tensiunea nominală a unei înfăşurări suplimentare şi ea se stabileşte astfel, ca la punerea la pământ a unui conductor în reţeaua primară între bornele exterioare ale ansamblului acestor înfăşurări tensiunea să fie de 100 V. Se reaminteşte, că numai TT cu neutrul înfăşurărilor primare pus la pământ au înfăşurări secundare suplimentare. Se consideră schema din fig.10.6.b. În cazul reţelelor cu neutrul izolat, la punerea la pământ a unui conductor în reţeaua primară, tensiunile homopolare aplicate înfăşurărilor primare sunt egale cu tensiunile nominale ale acestor înfăşurări. Prin urmare trebuie să fie îndeplinită condiţia 3U2sn=100 V, de unde rezultă U2sn=100/3 V. În cazul reţelelor cu neutrul direct legat la pământ, la punerea la pământ a unei faze în reţeaua primară, tensiunile homopolare aplicate înfăşurărilor primare sunt a treia parte din tensiunile nominale ale acestor înfăşurări. Prin urmare trebuie să fie îndeplinită condiţia

1003

U3 sn2 = V, deci U2sn=100 V. Rezultă, că de exemplu un TT cu tensiunile nominale de

3100|

3100|

3110000 V este destinat reţelelor de 100 kV cu neutrul izolat, iar unul de

100|3

100|3

110000 V este destinat reţelelor de 110 kV cu neutrul direct pus la pământ.

La TT trifazate cu cinci coloane (fig.10.6.a) definirea tensiunii nominale U2sn este convenţională, deoarece în regim normal de funcţionare a reţelei primare, când înfăşurărilor primare se aplică tensiuni simetrice de succesiune directă de valori nominale, tensiunile la bornele înfăşurărilor suplimentare amplasate pe coloanele suplimentare ale miezului magnetic sunt nule. Înfăşurările suplimentare trebuie să fie identice cu cele ce s-ar aplica, dacă ele s-ar aşeza pe coloanele principale, deoarece suma a trei tensiuni homopolare din trei înfăşurări amplasate pe coloanele principale ale transformatorului de tensiune este egală cu suma a două tensiuni homopolare din două înfăşurări identice cu cele de mai înainte, amplasate însă pe coloanele suplimentare, deoarece fluxul homopolar dintr-o coloană suplimentară este de 1,5 ori mai mare decât fluxul homopolar dintr-o coloană principală.

10.3. Alimentarea consumatorilor de servicii proprii de curent continuu

Pentru alimentarea consumatorilor de curent continuu, pe lângă redresoarele racordate la barele de servicii proprii de curent alternativ, se prevede şi o sursă independentă, baterie de acumulatoare. Bateria de acumulatoare satisface următoarele scopuri: alimentarea receptoarelor, a căror alimentare nu trebuie să fie întreruptă nici un moment; alimentarea receptoarelor de servicii proprii la dispariţia tensiunii alternative; preluarea consumurilor mari şi de scurtă durată, de ordinul secundelor (conectarea unor bobine de acţionare ale aparatelor de comutare), când alimentarea numai de la redresoare sau convertizoare ar duce la variaţii mari ale tensiunii de alimentare. Centralele electrice dispun de mai multe baterii de acumulatoare, de lucru şi de rezervă, staţiile electrice sunt prevăzute cu o singură baterie de lucru.


308

Fig.10.7. Schemă de alimentare a consumatorilor de curent continuu: SIO – sursă de încărcare ocazională; B – baterie de acumulatoare; Ci –

grupuri de consumatori

Fig.10.8. Acumulator cu plăci de plumb: a – în timpul descărcării; b – în timpul încărcării

10.3.1. Schema de alimentare a consumatorilor

Instalaţia de distribuţie principală în curent continuu este formată, de regulă, din sistem simplu de bare colectoare secţionat în două secţii printr-o cuplă longitudinală (fig.10.7). Pe secţia I de bare sunt racordate bateria de acumulatoare şi sursa de încărcare permanentă, iar pe secţia II de bare se leagă o sursă de încărcare ocazională. De regulă, cele două secţii funcţionează în permanenţă cuplate, dar alimentarea consumatorilor se face normal de la secţia I de bare. Deschiderea cuplei în exploatare se face pentru perioade scurte de timp, în vederea separării galvanice a unor consumatori pentru căutarea punerilor la

pământ sau în scop de efectuare a unor revizii, reparaţii. Alimentarea consumatorilor poate fi simplă (C1, C2 în fig.10.7), dublă (C3, C4) sau în buclă (C5, C6, C7). Modul de alimentare depinde de importanţa consumatorului. În cazul reparaţiilor la bateria de acumulatoare sau la secţia I de bare, consumatorii cu dublă alimentare şi cu alimentare în buclă se alimentează de la surse de încărcare ocazională prin secţia II de bare. De aici rezultă că sursa de încărcare ocazională trebuie să suporte şi consumurile de scurtă durată (de şoc) cu respectarea limitelor admisibile pentru scăderile de tensiune.

10.3.2. Bateria de acumulatoare În staţiile electrice se utilizează baterii de acumulatoare acide cu plumb şi acumulatoare alcaline. Cele mai răspândite sunt acumulatoarele acide (fig.10.8), de tip staţionar, care au un randament mai mare decât acumulatoarele alcaline, necesită un număr de

elemente mai redus, având o tensiune mai ridicată pe element, cu o variaţie relativă a tensiunii la încărcare şi descărcare mai mică şi un cost mai redus. Capacitatea acumulatorului reprezintă cantitatea de electricitate (în amperore) pe care o poate debita un acumulator încărcat, dacă este descărcat până la tensiunea minimă admisă. Aceasta depinde de curentul de descărcare (deci de timpul cât durează descărcarea), fiind cu atât mai mică cu cât curentul de descărcare este mai mare (deci timpul de descărcare este mai mic). În acest sens, acumulatoarele cu plăci de plumb construite în ţara noastră sunt de două tipuri:


309

Fig. 10.9. Redresor pentru

încadrarea bateriilor de acumulatoare

- tip L, pentru durate de descărcare de 3-10 h; - tip Ls, pentru durate de descărcare de 1-2 h.

În afara acestor litere, simbolul acumulatoarelor cuprinde un număr, care rezultă din împărţirea la 36 a capacităţii acumulatorului în regim de descărcare de 10 h. Se fabrică acumulatoare cu capacităţi de descărcare între 36 şi 444 Ah (deci curenţii lor de descărcare în regim de 10 h variind între 3,6 şi 446 A). Pentru obţinerea tensiunii necesare în serviciile interne ale staţiilor şi posturilor de transformare (de obicei între 24 şi 220 V), acumulatoarele se leagă în serie, iar pentru obţinerea unui curent mai mare ele se leagă în paralel, constituindu-se baterii de acumulatoare. În circuitul bateriei se instalează un comutator, cu ajutorul căruia în timpul încărcării şi al descărcării se scoate, respectiv se introduce în circuit un număr de acumulatoare, menţinându-se astfel tensiunea constantă. Acumulatoarele alcaline cele mai utilizate sunt cele cu fier-nichel şi cu cadmiu-nichel. Tensiunea acumulatorului încărcat este de circa 1,3 V, el putând fi descărcat până la circa 1 V. Capacitatea acumulatoarelor alcaline depinde foarte puţin de curentul de descărcare, în schimb ea scade odată cu temperatura. Sursele de încărcare a bateriilor de acumulatoare din staţiile electrice şi posturile de transformare sunt formate din convertizoare rotative, sunt redresoare statice. Grupurile convertizoare sunt alcătuite dintr-un motor asincron trifazat, alimentat de la barele serviciilor interne şi dintr-un generator de curent continuu cu excitaţia în derivaţie. Tensiunea generatorului poate fi variată între limite largi, cu ajutorul unui reostat legat în circuitul său de excitaţie. Generatorul este prevăzut cu o protecţie maximală de curent şi cu o protecţie direcţională, pentru a nu fi alimentat de baterie, în cazul când tensiunea la bornele sale scade dintr-un motiv oarecare. Convertizoarele rotative datorită uzurii şi întreţinerii mai complicate sunt înlocuite în prezent cu convertizoarele statice pe bază de redresoare. Redresoarele se pot folosi pentru încărcarea bateriilor de acumulatoare, în special ca surse de încărcare permanentă în funcţionare continuă. Ca redresoare statice se preferă cele cu semiconductoare (siliciu sau seleniu), care sunt mult mai simple decât cele cu vapori de mercur. Redresoarele cu seleniu, deşi au un randament mai redus, sunt utilizate pentru cazul puterilor mici, de ordinul kilovaţilor, pentru că sunt mai puţin sensibile la supratensiuni şi suprasarcini. Deoarece densitatea de curent admisă la redresoarele cu seleniu este de 0,2-0,3 A/cm2, iar tensiunea suportată de un element este de 16-18 V, se realizează un montaj cu mai multe

elemente legate în serie şi în paralel. În fig.10.9 se prezintă schema unui astfel de redresor. Autotransformatorul 1 are rolul de a regla tensiunea, prin variaţia numărului de spire. Transformatorul 2 transformă tensiunea reţelei de curent alternativ până la valoarea corespunzătoare tensiunii redresate şi asigură separaţia între reţeaua de curent alternativ şi cea de curent continuu. Reţelele de servicii proprii în curent continuu ale staţiilor electrice sunt în general complet izolate faţă de pământ. Aparatele de comutare şi de protecţie se montează pe ambele conductoare ale circuitelor. Protecţia circuitelor se realizează, de regulă, prin siguranţe fuzibile sau automate de protecţie cu funcţionare sigură. În reţelele de servicii proprii în curent continuu se


310

Fig.10.10. Acţionarea nedorită a unui releu în urma unei duble puneri la

pământ

măsoară tensiunea pe fiecare sistem de bare colectoare, la bornele bateriei şi pe fiecare secţie, precum şi la bornele surselor de încărcare. Curentul se măsoară în circuitul bateriei, în circuitul fiecărei surse de încărcare şi în toate circuitele în care este necesar controlul sistematic al regimului de lucru. În circuitul bateriei se montează de obicei un ampermetru suplimentar, cu un domeniu de măsurare redus, pentru măsurarea exactă a curentului de încărcare permanentă, şi care se introduce în circuit numai în momentul citirii. Ampermetrele montate în circuitul bateriei trebuie să fie cu zero la mijlocul scării. În toate punctele principale ale reţelei de curent continuu, cum sunt barele colectoare generale, tablourile intermediare şi consumatorii importanţi, se face supravegherea prezenţei tensiunii. De asemenea, este semnalizată arderea siguranţelor sau declanşarea întreruptoarelor automate, cel puţin în circuitele principale.

În reţelele de servicii proprii în curent continuu, care funcţionează izolat faţă de pământ, există pericolul ca o dublă punere la pământ accidentală să provoace o comandă nedorită sau alte neajunsuri. În fig.10.10 este indicat modul în care o dublă punere la pământ poate să conducă la acţionarea nedorită a unui releu. Pentru a se evita astfel de situaţii, este necesar să se ia măsuri de remediere imediată, la apariţia primei puneri la pământ. În acest scop, este realizată semnalizarea optică şi acustică a punerilor la pământ şi măsurarea periodică a rezistenţei de izolaţie faţă de pământ. Bateriile de acumulatoare se instalează în

încăperi special destinate acestui scop, de regulă cu intrarea printr-o antecameră. În aceeaşi încăpere se pot instala mai multe baterii de acelaşi tip (acide sau alcaline). Camerele în care se instalează baterii de acumulatoare trebuie să aibă înălţimea minimă de 2,1 m, pentru a se asigura o deservire comodă, şi trebuie asigurate contra pătrunderii corpurilor străine, a prafului, a impurităţilor şi a gazelor agresive. Pereţii, planşeele şi pardoselile vor fi din materiale incombustibile şi rezistente la umezeală şi electroliţi. În cazul instalării acumulatoarelor cu plumb, se recomandă vopsirea pereţilor, tavanului, uşilor şi ferestrelor cu vopsea antiacide. Ferestrele situate în bătaia soarelui vor avea geamuri mate. Uşile camerelor de acumulatoare şi ale antecamerelor se vor deschide spre exterior. Acumulatoarele se montează de regulă pe postamente, simplu sau dublu parter şi simplu sau dublu etaj, cu coridor de 0,8-1 m între şiruri şi se consolidează antiseismic. Elementele fiecărei baterii trebuie numerotate. Deoarece camerele acumulatoarelor, camera tampon şi depozitul de electrolit sunt încăperi umede şi cu mediu corosiv, iar din punct de vedere al pericolului de electrocutare sunt încăperi foarte periculoase, instalaţiile electrice vor fi de tip antiexploziv, întreruptoarele, prizele şi alte elemente care produc arcuri electrice nu vor fi montate în aceste încăperi, iar corpurile de iluminat se vor plasa deasupra culoarelor. Pentru a se asigura o temperatură minimă de +10 0C, în aceste încăperi se vor prevedea instalaţii de încălzire. Cu ajutorul acestora însă, nu se va depăşi +25C. Corpurile de încălzire vor fi rezistente la umiditate şi electroliţi, temperatura lor superficială nu va depăşi +200 0C, iar distanţa până la vasele acumulatoarelor nu va fi mai mică de 0,75 m. Camerele de acumulatoare trebuie să fie permanent ventilate.


311

Fig.10.11. Regimul de funcţionare al bateriei de acumulatoare: a – regim normal de încărcare permanentă; b – regim de încărcare ocazional; SIP, SIO – sursele de încărcare permanentă,

respectiv ocazională; C - consumatorii

Fig.10.12. Încărcarea bateriei de acumulatoare de curent constant

în trei trepte

10.3.3 Exploatarea bateriei de acumulatoare

În regim normal bateria de acumulatoare este conectată în paralel cu sursa de încărcare permanentă. Această sursă alimentează consumatorii de curent continuu şi în acelaşi timp furnizează bateriei un curent de încărcare permanentă, prin care se compensează autodescărcarea acesteia. Consumurile de scurtă durată, curenţi mari cu durata câtorva

secunde (consumuri de şoc) au loc pe seama bateriei de acumulatoare din cauza caracteristicii exterioare mai dure a acesteia decât a sursei de încărcare. Tensiunea în regimul de încărcare permanentă trebuie menţinută la 2,15...2,25 V/element. În cursul exploatării bateria de acumulatoare ajunge în starea descărcată în următoarele situaţii: în urma unei avarii, când consumatorii de curent continuu s-au alimentat de la baterie; în urma unei descărcări voite de întreţinere. La o descărcare ce intervine în urma unei avarii tensiunea pe element nu trebuie să scadă sub 1,75 V/element, dacă descărcarea a durat

mai puţin de 2 ore şi sub 1,8 V/element în cazul unei descărcări cu durată mai mare de 2 ore. Descărcarea voită de întreţinere a bateriei se efectuează deconectând sursa de încărcare permanentă şi lăsând ca bateria să alimenteze consumatorii. Descărcarea se consideră terminată când tensiunea ajunge la 1,93 V/element. Bateria descărcată este supusă încărcării ocazionale, care se efectuează cu sursa de încărcare ocazională. Tensiunea finală la încărcarea ocazională, când încărcarea se efectuează cu consumatorii conectaţi în paralel, este de 2,25...2,40 V/element când sursa de încărcare este automatizată şi 2,50...2,75 V/element când sursa de încărcare nu este automatizată. Tensiunea de 2,40 V/element este tensiunea de degajare a gazelor. Tensiunea finală de încărcare se limitează pentru a nu depăşi tensiunea maximă de alimentare a consumatorilor. Această problemă se mai poate rezolva executând bateria de acumulatoare cu o priză (fig.10.11). Regimurile de funcţionare ale bateriei sunt arătate în fig.10.11. Descărcarea de întreţinere se execută cu sursele deconectate, întreaga baterie alimentează consumatorii. Încărcarea

ocazională începe în poziţia din fig.10.11.b a comutatorului K. Când tensiunea la bornele consumatorului atinge valoarea maximă admisibilă, se comută comutatorul K. Conectarea în această fază a încărcării a SIP are rolul asigurării curenţilor de încărcare egali pe cele două secţii ale bateriei, care în lipsa SIP ar fi inegali din cauza prezenţei consumatorilor. Prezenţa diodei în schemă elimină întreruperea alimentării consumatorilor în timpul acţionării comutatorului K. Se deosebesc două metode diferite de încărcare ocazională a bateriei de acumulatoare: a) Încărcarea cu curent constant în trei trepte (fig.10.12). Curenţii pe cele trei trepte sunt:


312

Fig. 10.13. Corelaţie între curentul final de încărcare şi tensiunea finală la

borne

Fig.10.14. Încărcarea bateriilor de

acumulatoare cu caracteristică combinată

I1=(2...2,5)Id10; I2=0,4I1; I3=Nif unde Id10 este curentul de descărcare de 10 ore al bateriei iar if curentul de încărcare final al acumulatorului LP1.

( ) ( )N9...2,710C5,2...2I 10

1 == [A]

Curentul de 9 N este considerat curentul maxim de încărcare

admis.

Curentul de încărcare final al acumulatorului LP1 rezultă din fig.10.13 în funcţie de tensiunea finală de încărcare Uf. Treptele de curent I1 şi I2 se menţin până la atingerea tensiunii de degajare a gazelor Ud=2,4 V/element. Dacă curenţii I2 şi I3 sunt apropiaţi, se poate suprima treapta a doua realizând încărcarea în două trepte. b) Încărcarea combinată curent constant-tensiune constantă (fig.10.14). Încărcarea începe ca şi mai înainte cu curentul I1=(2...2,5)Id10= (7,2...9)N. La atingerea unei tensiuni de 2,25...2,40 V/element în continuare se menţine tensiunea de încărcare constantă. Curentul spre sfârşitul încărcării devine mic, astfel durata încărcării se măreşte. Această metodă de încărcare se aplică de obicei când se dispune de o sursă de încărcare automatizată. La sfârşitul unei încărcări ocazionale bateria se consideră complet încărcată când timp de două ore valorile tensiunii şi densităţii electrolitului rămân nemodificate, la aceeaşi temperatură. Redresoarele statice pot fi utilizate atât pentru încărcarea permanentă cât şi pentru încărcarea ocazională a unei baterii de acumulatoare.

10.4. Instalaţii de aer comprimat din staţiile electrice

În staţiile electrice aerul comprimat este utilizat pentru acţionarea întreruptoarelor şi separatoarelor, pentru comenzi la distanţă şi automatizări, iar uneori şi pentru stingerea arcului electric din întreruptoare. Când aerul comprimat nu se utilizează pentru stingerea arcului electric din întreruptoare, instalaţiile sunt cu consum mic de aer. În acest caz, presiunea de producere şi de acumulare a aerului comprimat este de cca.10 bar, iar presiunea de utilizare este de 4,5 bar. Când aerul comprimat serveşte şi la stingerea arcului electric din întreruptor, instalaţiile sunt cu consum mare de aer, presiunea de producere şi acumulare este de 25-40 bar, iar cea de utilizare 12-20 bar.


313

Componentele principale ale instalaţiilor de aer comprimat sunt compresoarele, recipienţii de acumulare, reductoarele de presiune şi conductele. O staţie electrică trebuie să aibă în stare de funcţionare cel puţin două compresoare, fiecare în parte trebuie să fie capabil să asigure consumul teoretic total al staţiei. Compresoarele utilizate sunt cele cu pistoane cu una sau mai multe trepte de compresiune în funcţie de volumul de aer şi presiunea maximă solicitată. Recipienţii de aer comprimat acumulează aerul comprimat şi reglează presiunea lui, eliminând pulsaţiile de presiune caracteristice compresoarelor cu piston, de asemenea asigură ca la consum variaţiile de presiune să fie mici. Reductoarele de presiune fac legătura între partea de înaltă presiune şi cea de joasă presiune a instalaţiei de aer comprimat. Reductoarele de presiune, în scopul siguranţei în funcţionare a instalaţiei, se dublează. Conductele de aer comprimat, în instalaţiile care deservesc numai acţionări, la care presiunea nu depăşeşte 10 bar, se confecţionează din oţel, iar în instalaţiile cu presiuni mai ridicate, ce deservesc şi stingerea arcului electric din întreruptoare, se execută din cupru. Presiunea de producere şi acumulare a aerului comprimat este totdeauna mult mai ridicată decât cea de utilizare. În cazul utilizării aerului comprimat pentru acţionări şi automatizări, raportul celor două presiuni este peste 2 şi numai după o avarie scade sub această valoare. Prin aducerea aerului aspirat de compresor la o presiune ridicată şi apoi reducerea presiunii pentru utilizare se obţin ca aerul comprimat la utilizare să aibă umiditate mai mică. Se ştie că umiditatea absolută maximă a aerului depinde numai de temperatură şi nu depinde de presiune. Compresorul aspiră aerul cu o anumită umiditate absolută. Prin comprimare umiditatea absolută creşte. Comprimarea este asociată în instalaţie cu răcirea aerului, încât după comprimare temperatura aerului, este aproximativ aceeaşi cu cea de la aspiraţie. Ca urmare umiditatea absolută a aerului comprimat ajunge peste umiditatea absolută maximă, ceea ce duce la condensarea vaporilor de apă. Se poate considera că aerul comprimat din recipienţii de acumulare se găseşte la umiditate absolută maximă. În urma destinderii aerului la presiunea de utilizare umiditatea lui absolută scade la : ua=uamaxVa/Vu; în care ua este umiditatea absolută de utilizare, ua umiditatea absolută la acumulare, iar cu V s-a notat volumul de aer. Cu toate modificările de temperatură la destinderea aerului, cu siguranţă uu<umax. Dacă presiunea compresorului şi deci cea de acumulare ar corespunde presiunii de utilizare, aerul la utilizare ar avea umiditatea absolută maximă, având în vedere că umiditatea relativă (u raportată la umax) în condiţiile ţării noastre este de 30-50% ceea ce prin comprimare la 4,5 bar în condiţiile menţinerii temperaturii prin răcire ar duce la creşterea umidităţii relative în aceeaşi proporţie, de fapt ar duce la atingerea umidităţii absolute maxime şi condensarea unei cantităţi de vapori de apă. Deoarece condensarea vaporilor de apă are loc după comprimare asociată cu răcire, umiditatea absolută a aerului la utilizare este cu atât mai mică cu cât presiunea de acumulare este mai mare şi temperatura de acumulare mai mică. În fig.10.15 se prezintă schema instalaţiei de aer comprimat dintr-o staţie electrică, în care aerul comprimat este utilizat numai pentru acţionări şi automatizări. Pe lângă elementele evidenţiate în schemă, instalaţia mai cuprinde colectoare de condensat cu robinete de purjare amplasate pe conductele principale în punctele cele mai joase ale acestora, de asemenea manometre pe conductele principale. În fig.10.15 se consideră grupul MC1în funcţiune, care prin oala de purjare menţine presiunea în recipienţii A1 şi A2 în jur de 10 bar. Reductorii de presiune RP11 şi RP21 sunt în


314

Fig.10.15. Schema unei instalaţii de aer comprimat: MC – grup motor-compresor; R – răcitor al aerului comprimat; P – oală de purjare; A – recipient de acumulare de înaltă presiune; B – recipient de

acumulare de joasă presiune; RP – reductor de presiune

funcţiune, ceilalţi doi reductori sunt de rezervă. Presiunea aerului din recipienţii B1 şi B2 este peste 4,5 bar. Menţinerea presiunii, atât în recipienţii de înaltă presiune cât şi în cei de joasă presiune, se produce automat cu ajutorul unor manometre cu contacte electrice. Astfel, presiunea din recipienţii de înaltă presiune este controlată de trei asemenea manometre, care se găsesc într-un dulap de comandă aferent agregatului compresor MC1.Unul din manometre

este reglat astfel încât comandă pornirea, respectiv oprirea agregatului compresor, când presiunea scade la 8 bar, respectiv creşte la 11,5 bar. Dacă din anumite motive la scăderea presiunii sub 8 bar MC1 nu porneşte, la 7,5 bar intervine al doilea manometru şi porneşte agregatul compresor MC2, pe care îl opreşte la atingerea presiunii de 11,5 bar. Dacă nici unul din cele două agregate compresor nu a pornit, la atingerea presiunii de 7 bar al treilea manometru pune în funcţiune o semnalizare optică şi acustică. Agregatul compresor MC2 are un dulap de comandă distinct, de asemenea cu trei manometre cu contacte, care în raport cu MC2 îndeplinesc aceleaşi funcţii ca cele descrise mai sus. Instalaţia de aer comprimat este astfel proiectată încât durata de funcţionare a compresorului la fiecare pornire să fie de aproximativ 20 min, iar între două porniri consecutive să treacă cel puţin 2 h. După fiecare oprire a compresorului se face purjarea automată a condensului din oala de purjare prin intermediul unui ventil acţionat electric. Presiunea în recipienţii de joasă presiune se reglează acţionând de regulă automat asupra reductorului de presiune, care este de tipul „totul sau nimic”. Un manometru cu contacte comandă la atingerea unei valori minime a presiunii acceptată la utilizare reductorul de presiune, mărind astfel presiunea la utilizare, iar la atingerea unei anumite presiuni sub cea minimă acceptată, un alt manometru cu contacte conectează un circuit de semnalizare. În cazul instalaţiilor de aer comprimat care deservesc şi stingerea arcului electric din întreruptoare, pretenţiile privind umiditatea relativă a aerului comprimat la utilizare sunt mult


315

mai ridicate. Ca urmare, se adoptă raport mult mai ridicat între presiunea de acumulare şi cea de utilizare şi anume pa/pu poate atinge valori de 5-7.

10.5. Instalaţii de legare la pământ

10.5.1. Generalităţi şi definiţii O instalaţie de legare la pământ este formată din prize de pământ (elemente metalice în contact direct cu solul) şi reţeaua de legătură între priză şi componentele instalaţiilor electrice care trebuie legate la pământ. Instalaţiile de legare la pământ se pot împărţi în următoarele categorii:

a) instalaţii de legare la pământ de protecţie împotriva electrocutărilor; b) instalaţii de legare la pământ de exploatare (destinate legării la pământ a unor

elemente ce fac parte din circuitele curenţilor normali de lucru); c) instalaţii de legare la pământ de protecţie împotriva supratensiunilor (atmosferice

sau de comutaţie); d) instalaţii de legare la pământ folosite în comun (destinate atât pentru scopuri de

protecţie cât şi pentru scopuri de exploatare). Elementele conductoare ce pot fi puse accidental sub tensiune dar nu fac parte din circuitele curenţilor de lucru, trebuie legate la pământ (carcasele echipamentelor instalaţiilor electrice, elemente de susţinere, îngrădirile de protecţie, etc.). Legarea la pământ a elementelor conductoare menţionate, trebuie făcută prin sudură sau înşurubare asigurată cu şaibă, cu dinţi sau evantai, deci printr-un contact de rezistenţă neglijabilă. Obişnuit se realizează o reţea generală de legare la pământ, obţinută prin legarea între ele a tuturor instalaţiilor de legare la pământ din incintă. Dacă rezistenţa de dispersie a prizei de pământ este de maxim 1Ω, este admisă folosirea sa în comun pentru protecţia împotriva electrocutărilor şi pentru instalaţii de paratrăsnet. Tabelul 10.1. Tensiuni de atingere şi tensiuni de pas (în V) maxime admise în instalaţiile electrice de înaltă tensiune

Timpul de deconectare (în secunde) la intensitatea maximă a curentului de punere la pământ calculat

Nr.crt.

Locul de utilizare

0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 3 1 În zone cu circulaţie frecventă 125 100 85 80 75 70 65 40*

2 În zone cu circulaţie redusă 250 200 165 150 140 130 125 125 3 În zone cu circulaţie redusă, cu folosirea

mijloacelor de protecţie electroizolante 500 400 330 300 280 260 250 250

* În zone cu circulaţie frecventă din afara incintelor agricole sau industriale (de exemplu în staţii, posturi de transformare, puncte de alimentare, centrale, etc.) pentru timpi mai mari de 3 secunde, tensiunea de atingere sau de pas maxim admisă este de 65 V Tensiunile de atingere (Ua) şi de pas (Upas) maxime admise pentru defectele pe partea de înaltî tensiune a echipamentelor electrice (de JT sau MT), sunt cele din tabelul 10.1. Coeficienţii de atingere (Ka) şi de pas (Kpas) sunt: Ka= Ua/ Up ; Kpas= Upas/ Up unde Up este tensiunea prizei de pământ (numită şi tensiune a instalaţiei de legare la pământ) ce se defineşte ca tensiune a instalaţiei de legare la pământ (prizei de pământ) faţă de un punct din zona de potenţial nul, deci un punct de pe pământ suficient de îndepărtat. Instalaţia de paratrăsnet trebuie să aibă obişnuit conductoare separate de legare la pământ faţă de celelalte categorii de instalaţii.


316

Prizele de exploatare sunt realizate cu electrozi special protejaţi împotriva corodării, deoarece sunt străbătute de curenţi de lucru în permanenţă. O priză de pământ poate fi naturală şi/sau artificială. Prizele de pământ naturale sunt formate din conductele metalice pentru fluide necombustibile, fundaţiile metalice, cămăşile metalice ale cablurilor, etc. Prizele artificiale se realizează când priza de pământ naturală are o rezistenţă de dispersie mai mare ca rezistenţa de dispersie maximă admisă şi sunt formate din benzi metalice îngropate la diverse adâncimi la care dacă este nevoie se leagă prin sudură şi alte elemente metalice (ce pot fi ţevi verticale). Conform STAS terminologia utilizată are următoarele definiţii:

- instalaţie de legare la pământ – ansamblul de conductoare, electrozi şi alte piese, prin care se realizează o legare la pământ;

- legare la pământ – racordare a unui element conductiv la o priză de pământ; - priză de pământ – ansamblul de elemente conductive în contact cu pământul,

caracterizat prin rezistenţa sa de dispersie în sol; - reţea generală de legare la pământ – reţea care cuprinde totalitatea instalaţiilor de

legare la pământ dintr-o incintă sau platformă industrială; - electrocutare – efect nociv care se datorează trecerii unui curent electric printr-un

organism; - legare la pământ de exploatare – legare la pământ a unui punct (element) făcând

parte din circuitele curenţilor de lucru; - legare la pământ de protecţie – legare la pământ a elementelor conductive care în

funcţionare normală nu sunt sub tensiune dar care pot intra accidental sub tensiune, pentru realizarea protecţiei împotriva electrocutării prin atingere indirectă;

- rezistenţă de dispersie a unei prize de pământ (Rp sau rp) mărime caracteristică pentru priza de pământ reprezentând raportul dintre tensiunea prizei de pământ (Up) şi curentul de punere la pământ prin priză (Ip): Rp=Up/Ip;

- tensiunea de atingere (Ua sau ua) – parte din tensiunea unei instalaţii de legare la pământ, la care este supus omul aflat la o distanţă de 0,8 m de obiectul atins;

- tensiunea de pas (Upas sau upas) – parte din tensiunea unei instalaţii de legare la pământ la care este supus omul când ating concomitent două puncte de pe sol (pardoseală) aflate la 0,8 m între ele, în apropierea unui obiect racordat la instalaţia respectivă de legare la pământ;

- curent de punere la pământ prin priză (Ip sau ip) parte a curentului de defect , care trece prin electrozii prizei de pământ;

- zonă de potenţial nul – zonă în care toate punctele de pe sol au un potenţial practic nul atunci când prin instalaţia de legare la pământ trece un curent;

- priză de pământ naturală – priză de pământ constituită din elementele conductive ale unor construcţii sau instalaţii destinate altor scopuri şi care sunt în contact permanent cu pământul, putând fi folosite în acelaşi timp pentru trecerea curentului de defect;

- priză de pământ artificială – priză de pământ ale cărui elemente componente (electrozi şi conductoare) sunt montate special pentru trecerea curentului de defect;

- atingere directă – atingere a unui obiect conductiv aflat normal sub tensiune, nemijlocit sau prin intermediul unui alt obiect conductiv;

- atingere indirectă – atingere a unui obiect conductiv intrat accidental sub tensiune datorită unui defect în instalaţia electrică;

- reţea electrică (sinonim reţea) – ansamblu de conductoare electrice legate conductiv între ele;


317

- reţea (electrică) legată la pământ – reţea electrică, ce în regim normal de funcţionare, are legat direct la pământ printr-o rezistenţă ohmică de maximum 50 Ω, cel puţin un punct ce face parte din circuitele curenţilor de lucru (de exemplu punctul neutru al sursei de alimentare);

- reţea (electrică) izolată faţă de pământ – reţea electrică ce, în regim normal de funcţionare, are izolate faţă de pământ toate punctele ce fac parte din circuitele curenţilor de lucru. În această categorie intră şi reţelele legate la pământ prin una sau mai multe bobine de compensare;

- echipament electric – totalitatea transformatoarelor, aparatelor şi materialelor electrice cu care se echipează o instalaţie electrică;

- punere la pământ – atingere accidentală între un element de circuitul curentului de lucru şi un corp conductiv în contact cu pământul ;

- punere la masă – atingere accidentală între un element din circuitul curentului de lucru şi un corp conductiv care aparţine unui echipament (instalaţii) electrice şi care în funcţionare normală nu este sub tensiune;

- curentul de defect (Id sau id) – curent electric apărut accidental în urma unui defect (curentul de defect se consideră la locul defectului);

- rezistenţă a unei instalaţii de legare la pământ (Rtp sau Rp) – mărime caracteristică pentru o instalaţie de legare la pământ, reprezentând raportul dintre tensiunea instalaţiei de legare la pământ (Up) şi curentul de legare la pământ prin priză (Ip): Rp=Up/Ip;

- rezistivitate a solului (ρ sau ρsol) – mărime caracteristică pentru sol, reprezentând rezistenţa specifică a unui cub din solul respectiv, având laturile egale cu unitatea şi aflat în condiţii naturale.

10.5.2. Condiţii ce trebuie îndeplinite de instalaţiile de legare la pământ din staţii şi posturi de transformare

În posturile de transformare se realizează instalaţii de legare la pământ locale a nulului transformatoarelor pa partea de JT a reţelei legate la pământ, cu o rezistenţă de dispersie de maximum 10 Ω. Dacă postul de transformare alimentează numai consumatori din incintă se realizează o instalaţie comună de legare la pământ pentru partea de JT şi pentru cea de IT cu o rezistenţă de dispersie de maximum 4 Ω. Dacă priza de pământ este folosită şi pentru instalaţia de paratrăsnet, rezistenţa de dispersie trebuie să fie de maximum 1 Ω. Instalaţia de legare la pământ trebuie să aibă o rezistenţă de dispersie Rp≤Ua/Ip, unde Ua este tensiunea de atingere maxim admisă iar Ip este curentul de punere la pământ. Dacă postul de transformare alimentează o reţea de JT izolată faţă de pământ, pentru protecţia împotriva atingerilor indirecte în afară de legarea la pământ trebuie să existe un control permanent al izolaţiei reţelei faţă de pământ precum şi un sistem de deconectare rapidă la apariţia unei duble puneri la pământ, a sectorului defect. La staţiile de conexiuni şi transformare exterioare la care sunt racordate reţele electrice de IT legate la pământ se realizează instalaţii de legare la pământ ce folosesc prizele de pământ naturale care, dacă este necesar, se completează cu prize de pământ artificiale, astfel încât să nu fie depăşite limitele admise pentru tensiunile de atingere şi de pas indicate în tabelul 10.1. Dacă tensiunea instalaţiei de legare la pământ (Up) depăşeşte tensiunea de atingere (Ua) şi de pas (Upas) maxime admise (tabelul 10.1), se realizează şi o instalaţie de


318

Fig.10.16. Exemplu de realizare a unei instalaţii de legare la pământ pentru o staţie electrică exterioară

dirijare a distribuţiei potenţialelor, în jurul echipamentelor electrice, instalaţie care reduce tensiunile de atingere şi de pas, a căror noi valori se calculează cu relaţiile: pa

'a UKU = ; ppas

'pas UKU = (10.1)

Dacă şi valorile 'aU şi '

pasU depăşesc tensiunile de atingere şi de pas admise (tab.10.1), se realizează izolarea amplasamentelor (prin acoperirea zonelor de circulaţie şi deservire a echipamentelor cu piatră sfărâmată sau asfalt) astfel încât:

α

≥ ppaa

IRKU ;

α≥ pppas

pas

IRKU (10.2)

unde: Ua(Upas) este tensiunea de atingere (de pas) maximă admisă, Rp este rezistenţa instalaţiei de legare la pământ de protecţie, în Ω, Ip este curentul de punere la pământ prin priză, în A, Ka(Kpas) este coeficientul de atingere (de pas) corespunzător prizelor de dirijare a distribuţiei potenţialelor iar α este coeficientul de izolare a amplasamentului (cu valori între 2 şi 5, precizate de normative în funcţie de materialul folosit – balast, dale de beton sau asfalt).

10.5.3 Soluţii constructive pentru instalaţiile de legare la pământ ale staţiilor de transformare

Prizele de pământ artificiale ale staţiilor de transformare exterioare se realizează din electrozi verticali situaţi la distanţe egale între ei (ce formează şi priza de pământ verticală), legaţi prin electrozi orizontali (ce formează priza de pământ orizontală) şi care sunt amplasaţi pe un contur din incinta staţiei la o distanţă minimă de 1,5 m de îngrădire. Electrozii verticali au lungimea l=1...3 m, se îngroapă la o adâncime h≥0,8 m (între suprafaţa solului şi capătul superior) obişnuit se confecţionează din ţeavă galvanizată cu diametrul φ=2”÷2.1/2” şi se

amplasează la o distanţă între ei a≥2l, distanţă ce se poate micşora în condiţii speciale până la a=l. Legăturile între electrozii verticali se execută obişnuit din oţel lat, prin sudare (priza orizontală), îngropată la adâncimea de 0,8÷1 m. Instalaţia de dirijare a distribuţiei potenţialelor se execută în interiorul conturului prizei artificiale (la minim 1,5 m de aceasta) cu electrozi orizontali (din oţel lat sau rotund) ce formează benzi paralele la cca 0,6 m de echipamente, îngropaţi la cel mult 0,6 m de echipamente, îngropaţi la cel mult 0,6 m; aceşti electrozi fac parte din instalaţia de legare la pământ


319

Fig.10.17. Exemplu de realizare a unei instalaţii de legare la pământ pentru o staţie electrică interioară

şi constituie şi reţeaua conductoarelor de legare la pământ, reţea ce se leagă atât la priza de pământ artificială cât şi la toate obiectele. La cca 0,8 m de fundaţiile clădirilor din incinta staţiilor exterioare, se realizează un contur de electrozi orizontali (la care se leagă conductoarele principale din interiorul clădirii) contur care şi el se leagă cu restul instalaţiei. În fig.10.16 este prezentat un exemplu de realizare a unei instalaţii de legare la pământ pentru o staţie electrică exterioară. O priză de pământ formată dintr-o priză de pământ artificială, priză de pământ naturală şi priză pentru dirijarea distribuţiei potenţialelor (legate între ele în paralel) se numeşte priză de pământ complexă.

Aceasta are o rezistenţă de dispersie formată din rezistenţele în paralel ale prizei de pământ artificială verticală (Rp sau Rpv), prizei de pământ artificială orizontală (Rpo), prizei de pământ pentru dirijarea distribuţiei potenţialelor (Rpd), prizei de pământ naturale (Rpn) şi sistemelor formate din conductoarele de protecţie şi prizele liniilor electrice aeriene. La staţiile de conexiuni şi transformare interioare la care sunt racordate reţele

electrice de IT legate la pământ se folosesc de asemenea prizele de pământ naturale, prizele de pământ artificiale, instalaţii de dirijare a distribuţiei potenţialelor în exteriorul clădirii şi izolarea amplasamentelor atât în interior cât şi în exterior. La 0,3 m de fundaţia clădirii şi adâncimea de 0,2-0,3 m se realizează un prim contur din oţel lat (sau rotund) în jurul clădirii şi un al doilea de 0,8 m de fundaţie şi adâncimea de 0,4-0,6 m. La 1,5-2 m de fundaţia clădirii se mai realizează o centură (a treia) din electrozi verticali (ţeavă de oţel cu φ=2”- 2 ½” şi lungimea 1-3 m), uniform distribuiţi la distanţa a≥2l (minimum a=l pentru condiţii speciale) la adâncimea h=0,8-1 m. Aceşti electrozi verticaţi sunt legaţi prin sudură cu electrozi orizontali, din oţel lat, îngropaţi până la 0,8 m. La 1,5 m de al treilea contur se mai realizează unul (al patrulea). Cele patru contururi se leagă între ele pe direcţii perpenticulare pe laturi şi pe direcţia diagonalelor conform fig.10.17. Aceste instalaţii formează priza de pământ artificială şi instalaţia de dirijare a distribuţiei potenţialelor din exteriorul clădirii. În interiorul clădirii se montează conductoarele principale de legare la pământ (circuite de-a lungul pereţilor) la care se racordează diferitele elemente metalice corespunzătoare ale echipamentelor, prizele de pământ naturale şi de care se fac legături (cel puţin două separate), la priza de pământ artificială. La staţiile de conexiuni şi transformare la care sunt racordate reţelele electrice izolate faţă de pământ (în această categorie se consideră staţiile de MT, 6-35V, ce nu alimentează consumatori de 0,4 kV aflaţi în afara incintei), trebuie ca tensiunile de atingere şi de pas să fie de asemenea mai mici ca cele maxime admise; se procedează în acelaşi mod ca la staţii de conexiuni la care sunt racordate reţele electrice de IT legate la pământ, considerând curentul


320

de punere simplă la pământ timp nelimitat (t>3s) sau timpul protecţiei (dacă la simpla punere la pământ instalaţia este prevăzută cu deconectare automată). Curentul de calcul trebuie să fie Ip≥10 A, egal cu a curentului de punere la pământ sau a curentului rezidual (în cazul compensării), dacă staţia este racordată la o reţea de cabluri din care minimum 66% (dar peste 10 km) cu înveliş exterior metalic; dacă staţia nu este racordată la astfel de reţele, curentul de calcul (ip) se consideră egal cu cel de simplă punere la pământ sau cu cel rezidual (în cazul compensării) şi de asemenea Ip≥10 A. Curentul de calcul Ip este egal cu suma curenţilor bobinelor de compensare (la staţiile cu bobine de compensare). După execuţia unei instalaţii de legare la pământ, înainte de darea în exploatare, este necesar să se verifice prin măsurători coeficienţii de atingere şi de pas obţinuţi.

10.5.4. Calculul instalaţiilor de legare la pământ

Instalaţia de legare la pământ a staţiilor pentru a fi stabilă termic trebuie să aibă rezistenţă:

p

p I12R

ρ≤ (10.3)

unde Ip este curentul de simplă punere la pământ. Trebuie îndeplinite condiţiile:

p

apa

IURK

≤α

; p

pasppas

IURK

≤α

(10.4)

Prizele de pământ, de asemenea, pentru stabilitate termică,trebuie să îndeplinească condiţiile:

1) p

p I12

Rρ

≤ 2) 'tt

I125R

rmp ≤ 3)

θγρ

≥tIS dpm (10.5)

unde Ip este curentul de calcul (determinat pentru cel de al doilea caz, respectiv când staţia nu este racordată la reţele de cabluri cu înveliş exterior metalic, etc.); Irm – curentul minim prin priză (când acţionează protecţia contra dublelor puneri la pământ), Idpm – curentul maxim la dublă punere la pământ (pentru o rezistenţă de trecere la pământ de calcul de 4Ω), t – timpul considerat pentru înlăturarea simplelor puneri la pământ; ρ - rezistivitatea solului (Ωm), γ căldura specifică medie a pământului iar θ - creşterea de temperatură (0C). La postul de transformare, instalaţia de legare la pământ pentru a respecta condiţia de stabilitate termică trebuie să aibă o rezistenţă Rp≤4Ω care să satisfacă aceeaşi condiţie ca în cazul anterior al staţiilor. Rezistenţa de dispersie a unei prize de pământ complexe se calculează cu relaţia:

cscpdpapn

p

R1

R1

R1

R1

R1

1R++++

= (10.6)

unde: Rpa este rezistenţa echivalentă a prizelor de pământ naturale; Rpa – rezistenţa echivalentă a prizelor de pământ artificiale; Rpd – rezistenţa echivalentă a prizelor de pământ pentru distribuţia potenţialelor; Rsc – rezistenţa de dispersie a sistemelor formate din conductoarele de protecţie ale LEA racordate la instalaţia de legare la pământ şi prizele de pământ ale stâlpilor LEA; Rc – rezistenţa de dispersie rezultantă a altor proze din incinta staţiei. Dacă priza de pământ artificială este formată din prize de pământ artificiale singulare:


321

∑= γη

= n

1k pk

kpa

1R (10.7)

unde: ηk, γpk sunt coeficienţii de utilizare, respectiv rezistenţele prizelor singulare de rang k. Dacă electrozii prizelor singulare sunt identici:

η

=nr

R ppa (10.8)

Coeficienţii de atingere şi de pas la posturi de transformare zidite sau în cabine metalice trebuie să fie ka=kpas=0,333 şi pentru aceasta în afara prizei de pământ artificiale se mai execută două contururi de prize orizontale, primul la 0,3 m de fundaţie şi 0,2-0,3 m adâncime iar al doilea la 0,8 m de fundaţie şi 0,4-0,8 m adâncime. Dacă posturile de transformare sunt racordate pe medie tensiune la linii electrice aeriene sau în cablu din a doua categorie (fără înveliş metalic, etc.), se poate realiza o instalaţie comună pentru partea de MT şi cea de JT, de legare la pământ sau două separate (câte una pe fiecare nivel de tensiune). Dacă instalaţia de legare la pământ este comună, priza de pământ artificială trebuie să aibă o rezistenţă Rp≤10 Ω, iar rezistenţa de dispersie a sistemului de pe partea de JT (conductor de nul) şi prizele de pământ la care sunt legate să fie mai mici de 4 Ω. Rezistenţa de dispersie totală (inclusiv a prizei naturale), trebuie să fie Rp≤Ua/Ip unde U=40 V dacă există deconectare automată la simpla punere la pământ cu t≤3s iar Ip<10 A 8pentru simpla punere la pământ). Dacă se realizează instalaţii separate de legare la pământ pentru părţile de MT şi JT se procedează ca la staţiile de transformare. Dacă pe MT intrarea în postul de transformare are descărcătoare cu coarne, descărcătorul se racordează la priza de pământ locală cu o rezistenţă de dispersie de maximum 4 Ω.

10.5.5. Instalaţii de legare la pământ de protecţie împotriva supratensiunilor

Prizele de pământ pentru instalaţiile de protecţie împotriva descărcărilor atmosferice trebuie să aibă o rezistenţă de impuls Ri=αiRp – unde αi este coeficientul de impuls al prizei iar Rp este rezistenţa de trecere la pământ a prizei pentru regim staţionar care se iau din tabele respectiv se calculează conform normativelor. Rezistenţa de impuls (Ri) pentru prize de pământ multiple sau complexe se calculează cu relaţia:

pk

n

1k ik

iki

R

1R∑= α

γ= (10.9)

unde indicele k se referă la priza de rang k iar η este coeficientul de utilizare al prizei. Dacă priza de pământ complexă este formată din m prize verticale (v) şi n prize orizontale (o) simple şi se consideră coeficienţii de utilizare medii:

ioiv

ioivi RR

RRR+

= ; m

Rv

vpiviv η

γα= ;

nR

0

poioio η

γα= (10.10)

Obişnuit se utilizează prize de pământ concentrate cu distanţă mică între electrozii principali ai prizei şi conductorul de coborâre (respectiv conductoarele de legătură de la obiectele ce se racordează la priză). De obicei, marginea superioară a acestor prize de pământ are adâncimea de 0,5-1 m, electrozii verticali sunt ţevi din oţel zincat cu grosimea de 3,5 mm


322

şi lungimea de 1,5-3 m, electrozii orizontali sunt benzi de oţel rotund sau alte profile, iar îmbinările subterane sunt suduri prin suprapunere. Paratrăsnetele se racordează prin mai multe căi radiale cu centura de legare la pământ a staţiei, cu electrozi suplimentari locali, astfel încât rezistenţa maximă la frecvenţa industrială se fie 25 Ω. Coborârea între paratrăsnet şi pământ se face direct prin stâlpi dacă sunt metalici, iar dacă sunt din beton armat trebuie să aibă continuitate (prin sudură) pe toată înălţimea stâlpului. Secţiunea minimă a conductorului de coborâre din oţel este de 50 mm2. Descărcătoarele trebuie să aibă o priză suplimentară individuală lângă locul demontare cu o rezistenţă de maximum 25 Ω, priză ce se leagă în paralel la cea a staţiei.

10.6. Instalaţia de protecţie împotriva supratensiunilor

Protecţia staţiilor electrice împotriva supratensiunilor se face prin alegerea şi coordonarea izolaţiei precum şi prin instalaţii speciale. Izolaţia externă a instalaţiilor electrice din staţiile electrice se alege în funcţie de tensiunea nominală de ţinere şi de lungimea liniei de fugă specifică minimă. Noţiunile referitoare la lungimea liniei de fugă specifică minimă pentru izolaţia externă a echipamentelor lanţurilor de izolatoare şi izolatoarelor suport ale staţiilor electrice din staţiile electrice sunt prezentate în PE109/81. Conform acestui normativ există următoarele definiţii:

- tensiunea nominală de ţinere la impuls de comutaţie (trăsnet) este valoarea la vârf a tensiunii de ţinere la impuls de comutaţie (trăsnet) prescrisă pentru echipament, care caracterizează izolaţia acestui echipament în ceea ce priveşte încercările de ţinere;

- tensiunea nominală de ţinere de scurtă durată la frecvenţa industrială este valoarea eficace a tensiunii sinusoidale de frecvenţă industrială pe care echipamentul trebuie să o suporte în timpul încercărilor efectuate în condiţii specifice şi pentru o durată specificată, care în general nu depăşeşte 1 minut;

- lungimea liniei de fugă specifică este definită de raportul dintre lungimea totală a liniei de fugă a izolatorului, exprimată în centimetri şi tensiunea cea mai ridicată a reţelei între faze, exprimată în kV.

Coordonarea izolaţiei echipamentului din staţiile electrice se face pentru reducerea probabilităţii deteriorării izolaţiei sale (sau afectării continuităţii de funcţionare) datorită solicitării dielectrice. Coordonarea izolaţiei se realizează prin corelarea nivelurilor nominale de izolaţie a echipamentului cu nivelul de protecţie în raport cu supratensiunile de trăsnet (la staţii cu tensiunea până la 235 kV) precum şi cu supratensiunile de comutaţie (la 420 kV). Nivelurile nominale de izolaţie între faze se definesc prin tensiunea nominală de ţinere la impuls de trăsnet (comutaţie) şi tensiunea nominală de ţinere de scurtă durată la frecvenţa industrială, conform PE109/81, unde sunt date şi nivelurile de protecţie necesare. Prin coordonarea izolaţiei la supratensiuni de trăsnet se stabileşte numărul aparatelor de protecţie şi amplasarea lor astfel încât tot echipamentul staţiei electrice să fie cuprins în zona de protecţie a aparatajului de protecţie. Se face, de asemenea, coordonarea izolaţiei la supratensiuni de comutaţie. Împotriva loviturilor de trăsnet nu trebuie protejate special staţiile electrice exterioare cu tensiuni nominale mai mici sau egale cu 20 kV. Staţiile electrice exterioare cu tensiuni nominale mai mari de 20 kV se protejează împotriva loviturilor directe de trăsnet prin paratrăsnete.


323

Fig.10.18. Zona de protecţie a

unui singur paratrăsnet vertical: h – înălţimea paratrăsnetului; ha=h-hx – înălţimea activă a

paratrăsnetului

La staţiile electrice se folosesc obişnuit paratrăsnete verticale, montate pe cadrele instalaţiei respective (la 110-400 kV) cu excepţia cadrelor transformatoarelor , sau pe stâlpi speciali. În anumite condiţii se montează şi descărcătoare cu rezistenţă variabilă la bornele cu tensiuni de 35 kV sau mai mici ale transformatoarelor. Calculul zonelor de protecţie se face considerând şi efectul de protecţie al stâlpilor terminali ai LEA. Staţiile electrice cu tensiuni peste 20 kV se protejează parţial şi prin conductoare de protecţie montate pe intrările liniei electrice aeriene pe distanţa minimă de 1,5-2 km; dacă tensiunea LEA este de peste 35 kV, conductoarele de protecţie se leagă obişnuit la cadrela staţiei. Clădirile de pe teritoriul staţiilor se protejează contra loviturilor directe de trăsnet prin paratrăsnete orizontale sau verticale. Staţiile electrice trebuie de asemenea protejate împotriva undelor de supratensiune de trăsnet ce se propagă pe liniile electrice aeriene. Pentru aceasta se realizează coordonarea izolaţiei şi se iau măsuri de protecţie de bază (prin montarea de DRV sau descărcătoare cu coarne –DC) şi măsuri de protecţie suplimentare pe LEA la intrările în staţii (prin montare pe linii a conductoarelor de protecţie, de paratrăsnete la intrarea în staţie şi de DC). Autotransformatoarele se protejează prin DRV montate direct la bornele fiecărei înfăşurări. Schemele de protecţie şi condiţiile de montare sunt stabilite de PE109/81. Posturile de transformare (3-35 kV) se protejează cu DRV sau DC cu respectarea prevederilor din normative. Staţiile electrice se protejează, de asemenea, împotriva supratensiunilor de comutaţie şi a celor temporare. Protecţia împotriva loviturilor directe de trăsnet a staţiilor electrice se realizează cu paratrăsnete iar a echipamentului din staţie (împotriva conturnărilor inverse datorate loviturilor directe de trăsnet), prin alegerea unor distanţe în aer suficient de mari, pentru împiedicarea descărcărilor între elementele sub tensiune din staţie şi cele legate la pământ pe care sunt montate paratrăsnetele. Paratrăsnetul este un dispozitiv de protecţie a construcţiilor împotriva loviturilor directe de trăsnet, care este alcătuit din elemente de captare amplasate deasupra construcţiei protejate, elemente de coborâre şi elemente de legare la pământ.

În staţiile electrice paratrăsnetele folosite sunt obişnuit verticale cu elemente de captare realizate din o ţeavă de oţel zincat (terminată cu o tijă metalică de captare) montată în vârful unui stâlp de beton armat sau metalic şi elemente de coborâre (metalic ce asigură continuitatea pe toată înălţimea stâlpului). Aceste elemente se leagă foarte sigur între ele şi apoi la priza de pământ. Mai rar (pentru protecţia clădirilor), se folosesc paratrăsnete orizontale, ca la LEA (din conductoare funie sau benzi de oţel sau oţel-aluminiu). În fig.10.17 este prezentată zona de protecţie a unui singur≤≤ paratrăsnet vertical. Înălţimea activă a

paratrăsnetului ha=h-hx, respectiv raza zonei de protecţie rx la nivelul cercetat hx, se calculează cu una din relaţiile:

hh1

hhr

xa

x

+= ;

h5,5

hh1

6,1hr

xa

x

+= (10.7)

unde prima relaţie se foloseşte pentru paratrăsnete verticale cu înălţimea h≤30 m, iar a doua dacă 30 m≤h≤100 m.


324

Fig.10.19. Nomograma pentru calculul zonei de protecţie a unui paratrăsnet vertical: a – cu înălţimea h<30 m; b – cu înălţimea 30

m<h≤100 m

Fig.10.20. Zona de protecţie a două paratrăsnete verticale situate în apropiere cu înălţimi egale

Calculul zonelor de protecţie ale paratrăsnetelor se face cu ajutorul nomogramelor din fig.10.19 cu ajutorul cărora se determină mărimea z=hx/h, unind printr-o dreaptă punctele hx şi rx. De exemplu dacă hx=16 m şi ra=13 m se obţine punctul A (fig.10.18.a) pentru care z=0,56 respectiv h=16/0,56=28,6 m, iar dacă hx=34 m şi ra=35 m (fig.10.18.b) se găseşte h=34/0,4=85 m. Dacă sunt două paratrăsnet verticale în apropiere, egale cu înălţimea, zona lor de protecţie are forma din fig.10.20, unde a este distanţa între paratrăsnete, 2bx – lăţimea minimă a zonei de protecţie la nivelul cercetat hx iar R este raza circumferinţei ce trece prin vârfurile paratrăsnetelor şi punctul 0, de la nivelul h0. Când bx=0, dacă h≤30 m, a=75h iar dacă h>30 m, a=7pha. Lăţimea minimă bx se determină cu ajutorul nomogramelor din fig.10.20. Dacă sunt trei sau patru paratrăsnete verticale de înălţimi egale, zonele de protecţie au forma din fig.10.21 şi pentru ca întreaga suprafaţă interioară să fie protejată D≤8hap.

În toate cazurile, rx se determină ca pentru un singur paratrăsnet vertical. Dacă paratrăsnetele sunt de înălţimi diferite, pentru determinarea zonei de protecţie se foloseşte metoda paratrăsnetului fictiv, respectiv conform fig.10.22 se consideră un paratrăsnet fictiv (1’) de înălţime egală cu a unui paratrăsnet mai scurt (2) situat la distanţa a’, unde orizontala din vârful paratrăsnetului 2 întâlneşte zona de protecţie a paratrăsnetului 1. În cazul paratrăsnetelor orizontale, zona de protecţie are forma din fig.10.23 iar rx se calculează cu relaţia:

hh1

khr

xa

x

+= (10.8)

unde k=1,8 în cazul protecţiei construcţiilor de pe teritoriul staţiilor electrice, iar ha=h-a/4 .


325

Fig.10.21. Graficul valorii lăţimii minime bx a zonei de protecţie a două paratrăsnete verticale: a – cu înălţimea h≤30 m, pentru a/ha=0,7; b – cu înălţimea

h≤30 m, pentru a/ha=5-7 Notă:Pentru paratrăsnete cu înălţimea 30 m<h<100 m, valorile ambelor coordonate

trebuie înmulţite cu coeficientul p=5,5/√h

Fig.10.22. Zona de protecţie în cazul a 3 sau 4 paratrăsnete verticale de înălţimi egale: a – 4 paratrăsnete amplasate în pământ; b – 3 paratrăsnete amplasate în

triunghi echilateral; c – 4 paratrăsnete amplasate în paralelogram

Între un paratrăsnet

independent şi instalaţia ce se protejează trebuie să existe o distanţă în aer (Sa) de minimum 5 m iar Sa≥0,3 Ri+0,1L, unde R este rezistenţa de legare la pământ la impuls a prizei paratrăsnetului (Ω) şi L este înălţimea instalaţiei protejate (mm); între priza separată a paratrăsnetului şi instalaţi de legare la pământ a staţiei trebuie să existe o distanţă (Sp) de minimum 3 m iar Sp≥0,3 Ri. Rezistenţa la impuls a unei instalaţii de legare la pământ este produsul dintre rezistenţa calculată sau măsurată în regim staţionar şi coeficientul de impuls (ce se determină conform STAS 7334). În staţiile electrice în afară de paratrăsnete independente, se pot monta

paratrăsnete pe construcţiile staţiilor sau pe stâlpi de susţinere a reflectoarelor de iluminat (a căror cabluri de alimentare trebuie să fie armate şi de la baza stâlpului să fie pozate cel puţin 10 m în pământ până la intrarea lor în canalele de cabluri).


326

Fig.10.23. Zona de protecţie în cazul paratrăsnetelor de înălţimi diferite

Fig.10.24. Zona de protecţie în cazul paratrăsnetelor orizontale

10.7. Instalaţii de telecomunicaţii

Staţiile electrice de transformare pentru exploatare se echipează cu instalaţii de telecomunicaţii: telefonie, (telemăsură, telecomenzi) interfon, radio, televiziune în circuit închis, ceasoficare şi instalaţii pentru detectare şi semnalizare a incendiilor. Aceste diverse tipuri de instalaţii de telecomunicaţii se instalează sau nu şi se dimensionează în funcţie de amplasarea staţiei şi de importanţa staţiei pentru sistem. Cele mai utilizate instalaţii de telecomunicaţii sunt cele de telefonie (care există în fiecare staţie). Posturile de transformare nu sunt de obicei dotate cu instalaţii de telecomunicaţii. Instalaţiile de telefonie ale staţiilor electrice sunt pentru telefonie tehnologică (de dispecer) şi de telefonie generală (administrativă). Pentru conducerea sistemului energetic, staţiile de înaltă şi foarte înaltă tensiune se echipează obişnuit cu cel puţin două legături operative de telecomunicaţii cu dispecerul coordonator, una de bază şi a doua de rezervă care poate fi folosită şi pentru legăturile tehnico-administrative, dacă staţia este subordonată la două trepte de dispecer trebuie să aibă legături telefonice directe cu fiecare din acestea. La staţiile de racord adânc (SRA) de 110 kV poate exista o singură legătură telefonică cu treapta superioară (staţia de alimentare sau dispecer). Aceste legături telefonice operative trebuie să fie directe şi sigure. Instalaţiile de telefonie generală (administrative) ale staţiilor electrice se realizează prin circuite telefonice obişnuite închiriate de la PTTc. Legăturile telefonice operative directe ale staţiilor electrice pot fi cu echipamente de joasă frecvenţă (tip BL - baterie locală sau BC – baterie centrală) sau cu oficiul PTTc apropiat cu program de lucru permanent cu echipamente de înaltă frecvenţă cuplate la LEA de ÎT, cu radio-telefoane (la staţiile de 220 şi 400 kV şi cele cu pericol de inundaţii) sau cu radio-relee proprii. La staţiile importante de 110 kV şi la toate staţiile de 220 şi 400 kV se realizează legături telefonice de incintă (prin o mică centrală telefonică manuală de 5-15 linii între camera de comandă şi diverse posturi telefonice (din cabine de relee, locuinţa din apropiere a


327

personalului de exploatare)); echipamentele aferente acestor legături telefonice interioare sunt de joasă frecvenţă. În staţia exterioară şi la locuinţa din apropierea staţiei a personalului de exploatare (la staţii cu personal la domiciliu) se prevăd semnalizări acustice pentru legăturile telefonice operative cu dispecerul coordonator. La staţiile ridicătoare de lângă centralele electrice, la cele amplasate în oraşul unde dispecerul coordonator precum şi la cele exploatate prin telecomandă sau prevăzute cu echipamente de înaltă frecvenţă se utilizează legături directe cu cabluri telefonice (cu centrala electrică respectiv cu dispecerul coordonator). Între staţiile electrice importante ale sistemului energetic se utilizează frecvent legături telefonice (telecomunicaţii) operative directe cu echipamente de înaltă frecvenţă propriu-zise, centrale telefonice automate şi echipamente de cuplaj la liniile de ÎT. Într-o cameră specială (numită cameră de telecomunicaţie) se montează echipamentul propriu zis de telecomunicaţii de înaltă frecvenţă; acest echipament poate fi utilizat şi pentru telemăsurări, telecomenzi, telesemnalizări, etc. În această încăpere se mai montează obişnuit şi instalaţiile de semnalizare a defectării echipamentelor de telecomunicaţii precum şi instalaţiile de electroalimentare pentru echipamentele de telecomunicaţii, instalaţii ce fac parte tot din categoria echipamentelor de înaltă frecvenţă propriu-zisă. De la instalaţia de semnalizare a defectării echipamentelor de telecomunicaţii se transmit în camera de comandă a staţiei electrice, pe panoul de semnalizări centrale ale acesteia, câteva semnale cumulative (defect în camera de telecomunicaţii, lipsă tensiune alternativă, etc.) În camerele de telecomunicaţii trebuie păstrată o temperatură de +50C până la +400C, şi o umiditate relativă maximă de 85%; aceste camere se feresc de praf, agenţi chimic agresivi, pericol de incendiu, pereţii se vopsesc în ulei, pardoseala este acoperită cu PVC, iar în pardoseală sunt canale de cabluri cu capace din tablă striată. Dacă echipamentele de telecomunicaţii sunt cu alimentare în curent continuu, alimentarea lor se face direct de la panourile corespunzătoare de servicii proprii ale staţiei sau dacă nu este posibil de la instalaţii separate (baterie şi redresor). Dacă echipamentele de telecomunicaţii sunt cu alimentare în curent alternativ, alimentarea lor se face de la sursa cea mai sigură a staţiei iar la dispariţia tensiunii alternative se trece automat pe sursa de rezervă (convertizor rotativ – mai rar folosit, sau invertor static). Alimentarea de rezervă (invertoare statice sau grupuri convertizoare rotative) se montează obişnuit în camera de telecomunicaţii împreună cu instalaţiile de distribuţie aferente. Alimentarea echipamentelor de telecomunicaţii trebuie să fie foarte sigură şi ca urmare se iau o serie de măsuri speciale. Legăturile telefonice automate de înaltă frecvenţă se fac cu centrale telefonice automate de mică capacitate, montate obişnuit în camera de telecomunicaţii. Pentru realizarea legăturilor de înaltă frecvenţă se utilizează elemente de cuplaj, ce se montează în celulele de linie ale staţiilor şi care fac cuplajul între elementul de înaltă frecvenţă şi liniile de înaltă tensiune. Un element de cuplaj este format dintr-un filtru de cuplaj (Fc) – pentru adaptarea impedanţei echipamentului şi cablului de înaltă frecvenţă la impedanţa liniei de ÎT – un condensator de cuplaj (C) care asigură blocarea curentului de 50 Hz spre echipamentul de înaltă frecvenţă prin caracteristicile de impedanţă (şi care poate fi un condensator sau un transformator de tensiune capacitiv montat obişnuit împreună cu filtrul de blocaj pe suporţi de beton în celula de linie) şi o bobină de blocare (B) – de tip „suspendat” sau de tip „aşezat” pe suport izolant – care se montează în serie cu conductorul activ al LEA şi este formată dintr-o bobină de putere (inductanţa), un element de acord şi un element de protecţie al bobinei (obişnuit un descărcător de tensiune).


328

Fig.10.25. Schema de cuplare a echipamentului de înaltă frecvenţă la LEA de înaltă tensiune

În fig.10.25 sunt prezentate diferite scheme uzuale de cuplare a echipamentelor de înaltă frecvenţă la LEA de ÎT.

Prin echipamentele de înaltă frecvenţă pot fi realizate transmisiuni de

telefonie, teledeclanşare,

teleprotecţie, telemecanică,

telex, etc. În

camerele de comandă ale staţiilor electrice sunt amplasate în mod obişnuit

centrale telefonice

manuale tip pupitru şi staţiile fixe de radio-telefon; este posibil să fie amplasate aici şi alte echipamente de telefonie, cu

condiţia respectării

condiţiilor de bună funcţionare şi exploatare a lor.

Instalaţiile de telefonie se montează pe construcţii din materiale incombustibile (panouri, stelaje, etc.). Carcasele metalice ale echipamentelor instalaţiilor de telecomunicaţie se leagă la pământ. Cablurile de telefonie şi cele pe circuite secundare din camera de telecomunicaţie se pozează în canalele de cabluri din pardoseală, iar trecerea cablurilor prin pereţii şi planşeul acestei camere se etanşează împotriva fumului, gazelor şi rozătoarelor. În staţia electrică exterioară se montează elementele de cuplaj de înaltă frecvenţă numite din acest motiv şi instalaţii exterioare de telefonie. Bobinele de blocaj de înaltă frecvenţă sunt obişnuit suspendate de rigla cadrului de plecare a LEA respective, iar dacă nu este posibil, se montează pe suporţi speciali sau sunt suspendate de stâlpi prevăzuţi cu console


329

speciale. Condensatoarele de cuplaj la LEA sunt obişnuit transformatoarele de tensiune capacitive ce se montează pe suporţi de beton împreună cu elementele de protecţie aferente, suporţi ce se împrejmuiesc cu plasă de sârmă. Carcasele metalice ale elementelor de cuplaj şi armăturile suporţilor de beton se leagă la pământ. Cablurile telefonice de înaltă frecvenţă dintre camera de telecomunicaţii şi elementele de cuplaj se instalează în canale de cabluri sau în săpături. Instalaţia de interfon este utilizată în special la staţiile ridicătoare ale centralelor electrice pentru legătura cu inginerul de serviciu pe centrală (ce conduce direct procesul tehnologic al întregii centrale, inclusiv staţia ridicătoare) şi este utilizată pentru comunicări operative şi anumite dispoziţii cât şi pentru conferinţe, etc. Această instalaţie este formată dintr-un post principal şi mai multe posturi secundare şi se pot efectua convorbiri cu un alt abonat precum şi cu o parte sau cu toţi abonaţii conectaţi. Postul principal poate fi instalat în camera de comandă a centralei (în camera de comandă a staţiei ridicătoare este instalat un post secundar), în camera inginerului de serviciu pe centrală sau în birourile conducerii administrative. Instalaţia radio poate fi de radioficare sau radiotelefonie. Instalaţia de radioficare este utilizată pentru dispoziţii, comunicări, căutări de persoane precum şi pentru retransmiterea programelor posturilor de radio centrale , muzică, etc. de la un post central la diverse locuri de muncă unde sunt instalate difuzoare. Instalaţia de radiotelefonie poate fi formată dintr-o staţie fixă instalată în camera de comandă a staţiei (sau a centralei dacă staţia este ridicătoare şi lângă centrală), şi staţie portabilă sau numai din staţii portabile de greutăţi reduse (sub 2 kg). Instalaţia de televiziune în circuit închis este utilizată pentru urmărirea procesului tehnologic de exploatare (curentă şi revizie sau reparaţie) a echipamentului staţiei electrice. Această instalaţie este relativ simplă şi ieftină şi este formată din mai multe camere videocaptoare (ce pot fi orientate prin comandă de la distanţă dacă este cazul) instalate în diferite puncte importante ale staţiei electrice şi 1-2 instalaţii de reproducere a imaginilor. Instalaţia de ceasoficare este utilizată în special la staţiile electrice ridicătoare ale centralelor electrice. Această instalaţie este formată dintr-un ceas principal, o reţea de ceasoficare şi ceasuri secundare. De la un ceas principal se transmite periodic (de exemplu la fiecare minut), prin reţeaua de ceasoficare câte un impuls electric tuturor ceasurilor secundare (foarte simple) şi acestea înaintează minutarul cu câte un minut. În acest fel toate ceasurile de la diferite locuri de muncă indică aceeaşi oră şi astfel se conduce şi realizează mai uşor procesul de exploatare. Instalaţia de detectare şi semnalizare a incendiilor poate îndeplini funcţia de supraveghere automată permanentă a locurilor cu pericol ridicat de incendiu (de exemplu boxele transformatoarelor), prin controlul temperaturii apariţiei gazelor de ardere şi apariţiei flăcării; detectoarele acţionează şi sub influenţa unui singur element din cele trei. Instalaţia poate doar să semnalizeze incendiul în camera de comandă a staţiei electrice şi să indice locul (optic şi acustic) sau poate executa şi comanda de intrare în funcţie a instalaţiei automate de stins incendii. Aceste instalaţii trebuie să aibă un timp scurt de intrare în funcţie şi trebuie controlată, verificată şi revizuită la intervale relativ scurte de timp deoarece trebuie să aibă o fiabilitate foarte ridicată. Instalaţiile de detectare şi semnalizare a incendiilor pot fi realizate în diferite variante mai simple (ieftine) sau mai complicate (scumpe) în funcţie de importanţa obiectului protejat. Normativele precizează condiţiile de realizare a unor astfel de instalaţii.

Transformatoarele din staţiile şi posturile de transformare

298

10. TRANSFORMATOARELE DIN STAŢIILE ŞI POSTURILE DE TRANSFORMARE

Transformatoarele şi autotransformatoarele de putere sunt aparate, fără piese în mişcare, în care are loc modificarea unor parametri electrici ai energiei primite. Transformatoarele şi autotransformatoarele montate în staţiile electrice, în posturi de transformare sau în puncte de alimentare transformă un curent alternativ de o anumită tensiune în curent alternativ de o altă tensiune, fără a-i modifica frecvenţa. Ele reprezintă echipamentele de cea mai mare valoare din staţiile electrice sau din posturile de transformare. În fig.10.1 este prezentată o vedere laterală a unu transformator de putere iar în fig.10.2 iaginea unui transformator dintr-o staţie electrică.

Fig.10.1. Transformator de putere – vedere laterală: 1-cuva transformatorului; 2-roată de cărucior; 3-radiator; 4-conservator; 5-supapă de siguranţă; 6-suport conservator; 7-suport cric; 8-robinet de golire; 9-robinet de filtrare; 10-dispozitiv de acţionare; 11-izolator nul; 12-cutia cu contactoare; 13-izolator de ÎT; 14-izolator de JT; 15-izolator de JT; 16-fanion izolator de JT; 17-robinet de golire; 18-bornă de punere la pământ; 19-gresor; 20-robinet radiator; 21-filtru de aer; 22-releu Buchholz; 23-robinet izolare conservator; 24-nivel de ulei.


299

Principalele elemente constructive ale transformatoarelor şi autotransformatoarelor sunt: circuitul magnetic (miezul), înfăşurările, cuva şi capacul, conservatorul, comutatorul pentru reglajul tensiunii, izolatoarele de trecere, instalaţiile de răcire, releele de gaze şi alte accesorii.

10.1. Stabilirea puterii nominale economice Conform normativului de proiectare PE145/85 se definesc:

- Puterea nominală a transformatorului – este valoarea convenţională a puterii aparente luată ca bază la construcţie, la garanţii şi la încercările transformatorului;

- Puterea nominală economică (Snec) – este valoarea, din scala puterilor nominale normalizate pentru transformatoarele din posturi, cu care în condiţii de exploatare date se obţine un minim al eforturilor de investiţii, cumulate cu totalul cheltuielilor actualizate, datorate consumurilor proprii tehnologice;

- Sarcina maximă anuală a transformatorului (SM) – este puterea aparentă maximă de durată din anul considerat cu care transformatorul se încarcă în condiţiile unei funcţionări în regim normal;

- Coeficientul de încărcare la sarcină maximă anuală (k, K) – este raportul dintre sarcina anuală maximă a transformatorului şi puterea sa nominală;

Fig.10.2. Vedere a unui transformator de putere într-o staţie electrică


300

- Durata de utilizare a sarcinii maxime anuale(TSM). Acest indicator poate fi estimat cu relaţia:

1

21

21031

M

QPSM S

WW,T

+⋅= (10.1)

în care: WP1 şi WQ1 reprezintă estimările cu privire la totalul energiei active şi, respectiv, totalul energiei reactive care se aşteaptă a fi tranzitate prin transformator în primul său an de exploatare.

10.1.1 Stabilirea puterii nominale economice a transformatoarelor în proiectare

Pentru stabilirea puterii nominale economice a transformatoarelor trebuie să fie precizate:

- sarcina maximă anuală (SM1) care este de aşteptat să revină în primul an de exploatare fiecăruia dintre transformatoarele instalate în post;

- durata de utilizare anuală a sarcinii maxime TSM şi, pe această bază, din tabelul 10.1 se determină domeniul în care este economic să se încadreze la sarcină maximă SM1, din primul an de exploatare al transformatorului.

În tabelul 10.1 (coloanele 2 şi 3) fiecare dintre aceste domenii economice, pentru primul an de exploatare, este definit prin coeficienţii de încărcare la frontiera sa inferioară (k1 inf) şi, respectiv, la frontiera sa superioară (k1 sup). Tabelul 10.1. Coeficienţi de încărcare ai transformatoarelor la sarcinile lor maxime anuale

Frontierele domeniilor de încărcări maxime anuale între care este economic să se încadreze

Încărcarea la sarcina SM1 din primul an de exploatare

Încărcările la sarcinile maxime din toţi anii de exploatare

Durata de utilizare a sarcinii maxime anuale,

TSM, [h/an] k1 inf k1 sup=1,6 k1 inf KINF KSUP

≤ 2000 0,60 0,96 3000 0,55 0,88

0,50 1,00

4000 0,50 0,80 0,45 0,90 5000 0,45 0,72 0,40 0,80 6000 0,40 0,64 0,35 0,70 7000 0,35 0,56 0,30 0,60 8000 0,30 0,48 0,25 0,50

Se determină puterea nominală economică (Snec), folosind una din

următoarele două variante de calcul care, ambele, conduc la o aceeaşi treaptă de putere nominală. Se determină o putere teoretică maximă:

inf

MMAXn k

SS1

1= (10.2)


301

În continuare, din scala valorilor standardizate, se adoptă transformatorul cu puterea nominală imediat inferioară valorii teoretice Sn

MAX. Se determină o putere teoretică minimă:

sup

Mminn k

SS1

1= (10.3)

şi, spre deosebire de varianta de calcul precedentă, se adoptă transformatorul cu puterea nominală imediat superioară valorii teoretice Sn min. Alegerea puterilor nominale economice poate fi făcută direct cu ajutorul diagramei din fig.10.3.

10.1.2. Înlocuirea transformatoarelor din posturile în exploatare

În decursul exploatării, un transformator poate fi menţinut într-un acelaşi

post atât timp cât încărcările sale maxime anuale se menţin în domeniul delimitat de coeficienţii de încărcare KINF şi KSUP indicaţi în tabelul 10.1. Aceşti doi coeficienţi s

e aleg pe baza duratei de utilizare a sarcinii maxime anuale TSM, care se înregistrează efectiv în exploatarea transformatorului respectiv.

Dacă, în exploatare, încărcarea maximă anuală ajunge să coboare la valoarea KINF, se recomandă ca în cel mult un an, transformatorul respectiv să fie înlocuit cu o unitate având o putere nominală mai mică.

Puterea nominală a noului transformator se alege aşa fel încât, în primul an după înlocuire, încărcarea sa maximă anuală să se încadreze între frontierele k1 inf şi k2 sup, indicate în tabelul 10.1.

Fig.10.3. Diagramă pentru alegerea puterii nominale economice (Snec) din cadrul seriei de transformatoare cu puterile cuprinse între 100...1600 kVA.


302

Dacă, în exploatare, încărcarea maximă anuală creşte până la valoarea KSUP, se recomandă ca în cel mult un an transformatorul respectiv să fie înlocuit cu o unitate de putere mai mare.

Puterea nominală a noului transformator se alege aşa fel încât, în primul an după înlocuire, încărcarea sa maximă să se încadreze între frontierele k1 inf şi k1 sup, indicate în tabelul 10.1.

Trebuie remarcat că: 1 - domeniile încărcărilor maxime anuale admise pentru toţi anii de

exploatare (KINF, KSUP) sunt mai cuprinzătoare decât domeniile (k1 inf , k1 sup) pentru stabilirea puterilor nominale întrucât s-au luat în considerare următoarele două aspecte:

- costul înlocuirilor; - eventualitatea unor variaţii relativ mici şi pe termen scurt ale

încărcărilor în zonele coeficienţilor frontieră. 2 – la diferitele serii de transformatoare uscate, costurile acestora şi

pierderile lor de mers în gol sunt mai mari, în timp ce pierderile de scurtcircuit sunt aproximativ egale sau mai mici decât în cazul transformatoarelor cu ulei. Ca urmare, valorile economice pentru încărcările anuale maxime ale transformatoarelor cu izolaţie uscată sunt, de obicei, sensibil mai mari decât cele indicate în tabelul 10.1 pentru transformatoarele cu ulei.

10.2. Soluţii constructive pentru montarea transformatoarelor de putere

O staţie de transformare este formată din două sau mai multe instalaţii

electrice de distribuţie şi unul sau mai multe transformatoare de putere de interconexiune.

Numărul instalaţiilor de distribuţie este egal cu numărul nivelelor de tensiune din circuitele primare ale staţiei (de exemplu o staţie de transformare de 220/110/6 kV are trei instalaţii de distribuţie, una de 220 kV, a doua de 110 kV şi a treia de 6 kV).

Transformatoarele de forţă de interconexiune realizează legăturile electrice între instalaţiile de distribuţie şi transformă parametrii energiei electrice tranzitate.

Într-o staţie de transformare sunt obişnuit unul sau două transformatoare de interconexiune. Dacă staţia de transformare are două nivele de tensiune, transformatoarele de forţă sunt cu două înfăşurări. Dacă staţia are trei nivele de tensiune, transformatoarele de interconexiune sunt obişnuit cu trei înfăşurări dar pot fi utilizate şi mai multe transformatoare cu două înfăşurări; soluţia optimă depinde de tranzitul de putere între diferitele tensiuni, siguranţa în exploatare, etapizarea instalaţiei, etc.

Dacă staţia are mai mult de trei nivele de tensiune, de exemplu 220/110/20/6 kV, se folosesc alte transformatoare pentru legătura cu cea de a patra instalaţie de distribuţie (de exemplu de 110/20 kV pentru alimentarea instalaţiei de


303

distribuţie de 20 kV de la care sunt racordate liniile electrice aeriene de electrificare rurală de 20 kV).

Transformatoarele de forţă pot fi montate în exterior sau dacă nu este posibil se montează în interiorul unei clădiri (ce poate fi comună cu instalaţia de distribuţie de medie tensiune). Obişnuit nu se montează în interior transformatoare cu o putere mai mare de câţiva zeci de MVA.

10.2.1. Montarea transformatoarelor de putere în exterior Transformatoarele de putere se montează obişnuit în aer liber şi sunt

echipate cu izolatoarele necesare nivelelor de tensiune şi funcţionării în mediul exterior. Se montează în exterior deoarece au în cuvă cantităţi mari de ulei, deci prezintă pericol mare de incendiu.

Pentru reducerea pericolului de incendiere soluţiile constructive prevăd separări antifoc între două transformatoare alăturate pentru ca un eventual incendiu la un transformator să nu se transmită şi la transformatorul alăturat, precum şi sisteme de evacuare a uleiului. O altă soluţie este montarea transformatoarelor la distanţe relativ mari (de peste 15 m) între ele precum şi între ele şi bobine în ulei; de asemenea trebuie ca transformatoarele de forţă să fie amplasate la distanţe relativ mari de restul instalaţiilor de distribuţie.

Dacă transformatoarele au puteri mari, de peste 40 MVA şi sunt amplasate la distanţe reduse (sub 15 m) se realizează separări antifoc (pereţi) din materiale incombustibile, pereţi ce trebuie să depăşească cu cel puţin 1 m de fiecare parte gabaritul transformatorului şi să aibă înălţimea cel puţin egală cu a punctului cel mai înalt al său. Aceşti pereţi pot fi folosiţi şi pentru susţinerea de aparate sau conductoare aferente transformatorului. Dacă transformatoarele sunt prevăzute cu instalaţii fixe de stins incendiul, pereţii antifoc pot lipsi.

Instalaţiile de stingere a incendiului pot fi cu bioxid de carbon, cu apă pulverizată sau funcţionează pe principiul golire-spălare. Instalaţiile de stingere a incendiului se bazează în principal pe izolarea de aer a uleiului aprins.

Instalaţiile cu apă pulverizată trimit automat la intrarea în funcţie spre transformator o mare cantitate de apă pulverizată, picăturile au o suprafaţă mare de contact cu mediul şi astfel se absoarbe din uleiul incendiat o mare cantitate de căldură şi în plus se formează o pătură de vapori de apă ce împiedică pătrunderea aerului spre flacără. Repunerea în funcţie a transformatorului după stingerea incendiului se face fără dificultăţi, iar funcţionarea instalaţiei este fără pericol atât pentru personalul de exploatare cât şi pentru transformator. Acest tip de instalaţie se foloseşte şi la transformatoare montate în interior. Deasupra transformatorului sunt montate 2-3 conducte inelare cu foarte multe duze, care asigură la intrarea în funcţie a instalaţiei atât stropirea transformatorului cât şi pietrişului de sub el. Apa trebuie să aibă calităţile apei potabile. Instalaţiile cu apă pulverizată sunt prevăzute cu un mare rezervor de apă sub presiunea de 10 bar, comandă automată (dată de


304

Fig.10.4. Poziţia unui transformator de bloc şi a transformatorului de servicii proprii la un bloc de 250 MW

Fig.10.5. Amenajări pentru evacuare în caz de avarie a uleiului la transformatoarele de putere în exterior (a) sau în clădiri (b): 1 – gabarit transformator; 2 – strat de pietriş pentru stingerea flăcării; 3 – grătar demontabil; 4 – recipient pentru extragerea apei şi uleiului; 5 – ţeavă pentru extragerea apei şi uleiului; 6 – colector pentru întreaga cantitate de ulei; 7 – nivelul maxim al acumulării de ulei; 8 – nivelul pardoselii; 9 – canal de aducţiune a aerului de ventilare

protecţia de gaze, cea diferenţială sau detectoarele de temperatură ale transformatorului) şi comandă manuală pentru intrarea în funcţie.

Instalaţiile ce funcţionează pe principiul golire-spălare la intrarea în funcţie golesc parţial cuva transformatorului, insuflă un jet de azot sub presiune în cuvă, uleiul rece de la baza cuvei este împins la partea sa superioară unde se formează o pătură de azot şi astfel scade temperatura uleiului din zona de flacără sub temperatura sa de aprindere şi se izolează uleiul de aer. După funcţionarea instalaţiei nu se poate imediat repune transformatorul în serviciu şi ca urmare nu se face automatizarea funcţionării instalaţiei. Acest tip de instalaţie se foloseşte şi la transformatoarele montate în interior.

Instalaţiile cu bioxid de carbon la intrarea în funcţie izolează cu bioxid de carbon (gaz ce împiedică izolarea transformatorului aprins de aer) ca urmare


305

instalaţia de acest tip poate fi folosită numai la transformatoare montate în interior, într-o încăpere separată unde se poate înlocui repede aerul din încăpere cu CO2.

În staţiile electrice ridicătoare ale centralelor electrice, transformatoarele de bloc (ale blocurilor generator-transformator) şi transformatoarele de servicii proprii (interne), se montează lângă peretele exterior al centralei electrice dinspre staţia ridicătoare, cu pereţi de separare antifoc între ei dacă este cazul, sau la o distanţă convenabilă pentru asigurarea unui drum de acces pentru personal şi utilaje între centrală şi staţia electrică ridicătoare, conform fig.10.4.

Transformatoarele de forţă sunt foarte grele şi ca urmare trebuie aşezate pe şine de cale ferată cu rolele calate, şine îngropate în grinzile de beton ale unei fundaţii independente (pentru a nu se transmite vibraţii). Grinzile sunt fixate într-o cuvă etanşă (de beton armat) ale cărei margini trebuie să depăşească cu cel puţin 1 m gabaritul orizontal al transformatorului (fig.10.5), formând astfel dispozitivul de captare a mediului. La partea superioară se află „stingătorul de flăcări” format dintr-un strat de pietriş cu grosime de cel puţin 20 cm în granulaţie de 3-5 cm, cuva are un „colector” etanş, amplasat obişnuit sub transformator, dimensionat obişnuit pentru a reţine întreaga cantitate de ulei. Este posibil ca sub transformator să se amplaseze un rezervor auxiliar care să poată reţine minimum 25% din ulei, legat de un rezervor principal prin o conductă de minimum Φ200 şi pantă suficientă (tgα>2%).

Fundaţiile transformatoarelor de putere trebuie astfel realizate încât capacul cuvelor transformatoarelor să aibă o uşoară pantă în sus la partea dinspre conservator (respectiv releul de gaze), pentru a evita apariţia unui strat de gaze sub cuvă şi a facilita evacuarea gazelor spre conservator.

Legăturile bornelor transformatoarelor de putere ale staţiilor de înaltă şi foarte înaltă tensiune/medie tensiune (IT/MT sau FIT/MT) se face obişnuit prin conductoare flexibile pe partea de IT (FIT) cu instalaţia de distribuţie corespunzătoare nivelului de tensiune (IT sau FIT) şi cu bare rigide pe partea de MT. Legăturile rigide trebuie realizate cu piese clasice intermediare pentru evitarea spargerii izolatoarelor transformatorului datorită vibraţiilor sale.

10.2.2. Montarea transformatoarelor de putere în interior

Montarea în interior a transformatoarelor de mare putere cere o soluţie complicată şi scumpă datorită necesităţii evacuării căldurii degajate în timpul funcţionării transformatoarelor, măsurile de prevenire, combatere şi limitare ale efectelor eventualelor incendii şi măsurile necesare de împiedicare a propagării zgomotelor şi vibraţiilor, şi ca urmare obişnuit se montează în interior numai transformatoarele cu puteri de cel mult câţiva MVA.


306

Fig.10.7. Schema instalaţiei de răcire a unui transformator montat în interior, cu radiatoare aer-ulei plasate în exterior; 1 – vedere în plan; 2 – schema circuitului de ulei; R – radiator; P – pompă de ulei; I –indicator de circulaţie a uleiului; T - transformator

Fig.10.6. Ventilarea încăperilor pentru transformatoare. Determinarea suprafeţei ferestrei de intrare a aerului. Temperatura aerului proaspăt +200C, temperatura aerului la ieşire +350C: P – pierderile totale ale transformatorului, în kW; Q – secţiunea ferestrei de intrare a aerului, în m2; H –diferenţa de nivel dintre mijlocul ferestrei de ieşire şi mijlocul transformatorului, în m

Montarea în interior a transformatoarelor cu puteri mari, se face numai când nu este posibilă montarea lor în exterior din diferite motive cum sunt poluarea intensă, condiţii de sistematizare sau distanţă prea mare între instalaţia de medie tensiune, interioară şi cea de înaltă tensiune de tip exterior (de exemplu CHE Argeş unde transformatoarele sunt montate în subteran lângă sala maşinilor şi datorită lipsei de spaţiu, greutăţilor de transport şi de introducere în subteran s-au folosit 7

transformatoare monofazate, din care unul de rezervă, iar celelalte 6 legate convenabil, formează două grupuri ce corespund da două transformatoare trifazate de MT/IT.

Transformatoarele cu puteri mici (până la câţiva MVA) ce se montează în interior, sunt de obicei de construcţie normală, deci pentru funcţionare în exterior. Ca urmare se montează obişnuit într-o boxă separată ce trebuie prevăzută cu ventilaţie naturală (fig.10.6), cu fereastră de intrare şi fereastră de ieşire. Ferestrele sunt prevăzute obişnuit cu jaluzele sau grătare (pentru evitarea pătrunderii ploii sau animalelor mici) şi în acest caz suprafaţa ferestrelor se majorează cu 10-50%.

Transformatoarele de putere medie pot fi prevăzute şi cu radiatoare aer-ulei separate, în circuitul aerului

realizându-se activarea ventilaţiei naturale prin

creşterea importantă a diferenţei de nivel între transformator şi ferestrele de ieşire a aerului (la peste 8 m, prin


307

Fig.10.8. Schema instalaţiei de răcire a două transformatoare montate în interior, cu radiatoare apă-ulei plasate în interior: R – radiatoare apă-ulei; P – pompă ulei; T1, T2 - transformatoare

construcţia unui coş vertical înalt pentru ventilaţie). Transformatoarele de mare putere montate în interior sunt prevăzute

obişnuit cu instalaţie de răcire forţată (când ventilaţia naturală nu este satisfăcătoare). Răcirea forţată se realizează cu ajutorul unor radiatoare aer-ulei sau apă-ulei, ce sunt montate în interiorul sau, când nu se pun condiţii de limitare a zgomotului, în exteriorul boxei în care este montat transformatorul.

În fig.10.7 este prezentată schema unei soluţii de răcire forţată a unui transformator de mare putere montat în interior, în boxă separată, cu radiatoare aer-ulei montate în exterior. Circulaţia forţată a uleiului este asigurată de o pompă de ulei (P) iar supravegherea circulaţiei uleiului este făcută cu un indicator (I). Răcirea cu radiatoare apă-ulei este scumpă deoarece necesită instalaţii complicate. Pentru a nu pătrunde apa în ulei, radiatoarele trebuie să fie perfect etanşe iar în circuitul uleiului trebuie să o uşoară suprapresiune. Circulaţia apei trebuie să fie foarte sigură şi ca urmare instalaţia de răcire trebuie să aibă două surse de apă; una trimite apa filtrată cu un grup de pompe prin fascicolul de ţevi al radiatoarelor (din cupru sau alamă – metale bune conducătoare de căldură), în circuit deschis (sursa de bază), iar cealaltă (sursa de rezervă), este prevăzută cu un rezervor de apă dimensionat pentru asigurarea funcţionării transformatorului 12-24 ore (eventual situat la înălţime pentru asigurarea funcţionării instalaţiei de răcire în lipsa alimentări serviciilor proprii). Consumul serviciilor proprii (interne) ale staţiei este mai ridicat datorită consumului pompelor de apă de răcire (cu debit de cca.10-15 m3/h la un transformator de 40 MVA, 110/10 kV).

În fig.10.8 este prezentată schema unei astfel de instalaţii de răcire cu radiatoare apă-ulei.

Măsurile de prevenire, combatere şi limitare ale efectelor eventualelor incendii la transformatoarele de putere montate în interior, se bazează pe montarea fiecărui transformator într-o boxă separată, prevăzută cu porţi metalice spre


308

Fig.10.9. Schiţa unei soluţii constructive pentru un transformator de putere montat în interior

exterior, dimensionate pentru a putea introduce sau scoate transformatorul. Restul măsurilor sunt asemănătoare cu cele din cazul montării transformatoarelor de putere în exterior.

Transformatoarele de mare putere montate în interior, pentru a nu transmite vibraţiile magneto-stricţiunii circuitului magnetic care produce forţe magnetice la îmbinările tolelor (vibraţii ce pot duce la rezonanţa unor elemente ale construcţiilor apropiate), se montează pe fundaţii complet separate de orice element al clădirii, între ele şi fundaţiile lor se introduc straturi de materiale antivibrante (pâslă, cauciuc, plută, etc.) iar racordurile (conductoarele rigide şi conductele de ulei) se prevăd cu piese elastice. Vibraţiile deranjează personalul staţiilor şi chiar locuitorii clădirilor vecine şi pot avaria instalaţiile de protecţie prin relee, aparatele cu mecanisme fine, etc.

Transformatoarele de mare putere ce se montează în interior produc zgomote supărătoare şi ca urmare pentru reducerea zgomotelor se pot folosi transformatoare speciale cu inducţie redusă în coloane şi juguri, tole omogene, îmbinări speciale la joanturi partea decuvabilă aşezată pe garnituri antivibrante şi bariere fonoabsorbante în interiorul cuvei (sau amortizoare de zgomot pe pereţii cuvei). Aceste transformatoare speciale antifonate sunt scumpe, reducerea zgomotului este relativ limitată şi ca urmare nu sunt folosite decât în anumite

cazuri. Pentru limitarea propagării zgomotelor, se montează în jurul transformatorului panouri fonoabsorbante demontabile (din vată minerală aşezată între un panou din tablă de aluminiu perforată spre transformator şi altul din tablă de oţel spre exterior) cu uşi spre elementele de vizitat, iar pe circuitul de ventilaţie se montează atenuatoare lamelare de zgomot (lame din vată minerală în cămaşă de tablă de aluminiu perforată) groase de cca 10 cm şi paralel cu sensul circulaţiei aerului. Deoarece pereţii din zidărie de cărămidă şi planşeele de beton ale boxei transformatorului asigură obişnuit izolaţie fonică satisfăcătoare, se izolează


309

fonic suplimentar numai porţile metalice ale boxelor. În fig.10.9 este prezentată o soluţie constructivă pentru un transformator de

putere montat în interior.

10.3. Exploatarea transformatoarelor de putere

10.3.1. Reguli generale de exploatare a transformatoarelor În exploatarea transformatoarelor (autotransformatoarelor) montate în staţii şi posturi de transformare trebuie să fie respectate următoarele reguli generale de funcţionare (în lipsa unor indicaţii speciale ale fabricii constructoare): a) Funcţionarea de lungă durată a transformatorului , încărcat la puterea nominală, este asigurată pe toate prizele plus, iar pe cele minus până la priza de -5%, la celelalte prize minus curentul putând avea valoarea egală cu al prizei de –5% şi puterea scăzând corespunzător micşorării tensiunii. b) La transformatoarele cu circulaţie naturală a uleiului şi suflaj de aer (NS)se admite funcţionarea de lungă durată la 60% din puterea nominală, în cazul absenţei suflajului de aer pentru transformatoarele fabricate până în 1981. Pentru cele fabricate după 1981, funcţionarea fără suflaj de aer se stabileşte în cartea tehnică a transformatorului. c) În cazul transformatoarelor cu circulaţie forţată a uleiului şi răcire cu suflaj de aer sau cu apă (FS sau FA) se admite funcţionarea transformatorului în cazul opririi pompelor sau a ventilatoarelor pe o durată de maximum 10 minute la plină sarcină sau o oră la mersul în gol. d) La transformatoarele fabricate până în 1981 funcţionând bloc cu generatorul se admite funcţionarea de lungă durată la puterea nominală, la o tensiune ce nu depăşeşte pe cea nominală cu mai mult de 10%. Transformatoarele fabricate începând din 1981 cu puteri peste 40 MVA, destinate a fi legate direct la bornele generatorului, rezistă timp de 5 s unei tensiuni egale cu de 1,4 ori tensiunea nominală la bornele transformatorului; cele cu puteri până la 40 MVA inclusiv rezistă la aplicarea timp de 4 min a unei tensiuni egale cu de 1,3 ori tensiunea nominală la bornele transformatorului. e) Temperaturile de funcţionare admise la transformatoarele cu ulei sunt: ulei maximum 100 0C; înfăşurările maximum 105 0C; dacă temperatura aerului de răcire depăşeşte 40 0C cu până la 5 0C, temperaturile maxime admise pentru ulei şi înfăşurări se reduc cu 50C, iar dacă depăşirea este cuprinsă între 50C şi 100C, temperaturile admise pentru ulei şi înfăşurări se reduc la 100C. Pentru transformatoarele răcite cu apă, aceste prevederi se completează cu cele ale fabricii constructoare. f) Nivelul uleiului în transformator, în funcţie de temperatura mediului exterior, se supraveghează la sticla de nivel sau alt dispozitiv, pe care se indică nivelurile corespunzătoare unor temperaturi ale mediului exterior de: -35 0C, +150C, +350C.


310

g) Abateri limită admise de la unele caracteristici electrice: - raport de transformare în gol: ±0,5% din raportul de transformare

garantat sau ±10% din tensiunea de scurtcircuit în procente, măsurate la curentul nominal;

- tensiunea de scurtcircuit: ±10% la transformatoare cu două înfăşurări şi ±15% la transformatoare cu trei înfăşurări, numai pentru una din înfăşurări şi ±10% pentru celelalte.

h) Conexiunile transformatoarelor şi autotransformatoarelor sunt cele prevăzute în STAS.

i) Condiţiile de funcţionare în paralel a transformatoarelor sunt următoarele: - transformatoarele să aibă aceleaşi tensiuni nominale primare şi

secundare; - să aibă aceleaşi tensiuni de scurtcircuit, cu abateri în limitele de la

punctul g; - să aibă aceeaşi grupă de conexiuni sau grupe de conexiuni admise să

funcţioneze în paralel; - să aibă raportul între puterea celui mai mare şi a celui mai mic

transformator, cu valoarea maxim 2. j) La transformatoarele cu trei înfăşurări, funcţionarea este garantată atunci

când condiţiile de funcţionare în paralel sunt îndeplinite pentru fiecare din perechile de înfăşurări în paralel şi dacă au puse în paralel toate înfăşurările sau au câte o înfăşurare în gol (tensiunile nominale ale celor trei înfăşurări fiind identice).

k) Transformatoarele din grupele de conexiuni 11 pot funcţiona în paralel cu transformatoarele care aparţin grupei de conexiuni 5, dacă sunt satisfăcute celelalte condiţii de funcţionare în paralel şi dacă legarea bornelor celor două transformatoare este realizată după una din variantele din tabelul 10.2. Tabelul 10.2. Legarea bornelor transformatoarelor din grupe de conexiuni diferite în vederea funcţionării în paralel

Tensiunea Varianta Grupa de conexiuni înaltă joasă

I Dy5: Yd5 :Yz5 Dy11: Yd11: Yz11

A B C A B C

a b c c b a

II Dy5: Yd5 :Yz5 Dy11: Yd11: Yz11

A B C C B A

a b c b a c

III Dy5: Yd5 :Yz5 Dy11: Yd11: Yz11

A B C B A C

a b c a c b

l) Capacitatea de supraîncărcare a transformatoarelor în regim normal de funcţionare, în cazul în care fabrica constructoare nu face alte precizări, se dă în tabelul 10.3. În caz de avarii, cu riscul scurtării duratei de viaţă a transformatorului, se admite supraîncărcarea transformatoarelor în următoarea proporţie: 30% pe timp de 2 ore, 60% timp de 30 min, 75% timp de 15 min, 100% timp de 7,5 min, 140% timp de 3,5 min.


311

Tabelul 10.3. Capacitatea de supraîncărcare a transformatoarelor în regim normal de funcţionare

Sarcina anterioară de durată, % din sarcina nominală

Temperatura iniţială a uleiului în funcţie de modul de răcire, [0C]

Durata admisibilă a sarcinii de:

% NL; NS FS; FA 10% ore

20% ore

30% min

40% min

50% min

50 55 49 3 1,5 60 30 15 75 68 60 2 1 30 15 8 90 75 65 1 0,5 15 8 4

10.3.2. Protecţia uleiului de transformator

Siguranţa în funcţionare şi durata de viaţă a unui transformator depind în mare măsură de starea uleiului din cuva transformatorului. Proprietăţile fizice ale uleiului se modifică în decursul exploatării, uleiul îmbătrâneşte. Cele mai importante caracteristici ale uleiului din punct de vedere al exploatării sunt rigiditatea dielectrică şi tangenta unghiului de pierderi. Orice impuritate care pătrunde în ulei influenţează negativ rigiditatea lui dielectrică. Impurităţile din ulei pot fi solide, lichide sau gazoase. Impurităţile solide provin mai ales din procesul de fabricaţie al transformatorului, ele sunt particule de hârtie, lemn, rugină, vopsea, etc. Unele particule de impurităţi absorb umezeala, formează particule cu permitivitate ridicată, se grupează şi se orientează în direcţia câmpului electric, realizând punţi de străpungere prin ulei. Dintre impurităţile gazoase şi lichide, importanţă deosebită prezintă oxigenul şi apa, care degradează uleiul şi acţionează defavorabil şi asupra izolaţiilor solide ale transformatorului. Contactul, sub orice formă, dintre ulei şi aer duce la procesul de oxidare a uleiului. Apa din ulei provine din umiditatea aerului din mediul înconjurător şi în urma proceselor de descompunere ale uleiului. Consecinţa imediată a creşterii umidităţii uleiului este micşorarea rigidităţii lui dielectrice. În acelaşi timp umiditatea micşorează rigiditatea dielectrică a izolaţiei de hârtie, accelerează pierderea calităţilor mecanice ale hârtiei, adică accelerează îmbătrânirea izolaţiei de hârtie. Este necesară protejarea uleiului faţă de umiditatea şi oxigenul din aerul mediului înconjurător. Cea mai simplă protecţie este aplicarea conservatorului de ulei, prin care se realizează o suprafaţă de contact micşorată dintre ulei şi aer. Atât procesul de oxidare, cât şi procesul de absorbţie a umidităţii sunt favorizate de o temperatură mai ridicată. De aceea se urmăreşte menţinerea temperaturii uleiului din conservator la valori scăzute. În acest scop conservatorul se leagă cu cuva transformatorului printr-o ţeavă relativ subţire, care asigură răcirea uleiului, care datorită dilataţiei termice trece din cuvă în conservator.


312

Spaţiul de aer din conservator comunică cu exteriorul printr-o ţeavă pe care sunt filtre de oxigen şi de apă. Un procedeu răspândit de încetinire a procesului de îmbătrânire a uleiului este introducerea în ulei a unor substanţe, denumite inhibitori, care împiedică direct desfăşurarea procesului chimic de oxidare a uleiului. Încă în procesul de fabricaţie al transformatorului trebuie să se aibă în vedere acţiunea catalitică a metalelor în procesul de oxidare a uleiului. De aceea, se prevăd metode de pasivizare a suprafeţelor metalice din transformator, cum ar fi acoperirea acestora cu un lac special. Măsurile indicate de protecţie a uleiului de transformator încetinesc procesul de îmbătrânire a uleiului, dar nu îl elimină complet. Astfel se impun măsuri de control şi întreţinere a uleiului. Periodic, se verifică aspectul (culoarea) uleiului, prezenţa cărbunelui în suspensie, prezenţa apei, punctul de inflamabilitate, aciditatea organică, impurităţile mecanice, rigiditatea dielectrică şi tangenta unghiului de pierderi. Întreţinerea uleiului de transformator înseamnă îndepărtarea impurităţilor, a produselor de oxidare şi a apei din ulei. Procedeele de întreţinere sunt: decantarea, filtrarea, centrifugarea, uscarea sau tratarea în vid a uleiului. Dacă uleiul este pronunţat oxidat, el trebuie regenerat. Metodele de regenerare sunt similare cu metodele de rafinare ale uleiului. Prin ele se îndepărtează din ulei acizii, hidrocarburile nesaturate şi apa. La schimbarea uleiului trebuie luate măsuri de îndepărtare a produselor de oxidare ale uleiului din izolaţiile solide ale transformatorului. O protecţie mult superioară a uleiului se realizează prin interpunerea între uleiul din transformator şi atmosferă a unei perne de azot. Astfel, se elimină procesul de oxidare a uleiului şi de asemenea, se elimină aproape complet şi procesul de absorbţie a umidităţii, ceea ce duce la mărimea considerabilă a duratei de viaţă a uleiului, precum şi a materialelor izolante solide ale înfăşurărilor şi deci a transformatorului. O altă modalitate de eliminare a contactului dintre uleiul din transformator şi aerul din mediul înconjurător este separarea uleiului de aer în conservator printr-o membrană elastică, care urmăreşte variaţiile de volum ale uleiului. Sau, în cuva transformatorului umplută complet cu ulei se introduce un balon elastic, de asemenea umplut cu ulei. Balonul elastic comunică cu un expandor.

10.3.3. Exploatarea transformatoarelor după criteriul pierderilor minime

10.3.3.1. Exploatarea economică a unui transformator

În raport cu un singur transformator se poate defini o sarcină economică, ca fiind sarcina la care pierderile raportate la puterea cedată reţelei alimentate sunt minime. Pierderile de putere activă care apar în urma funcţionării transformatorului sunt:


313

2

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+=∑

niFe S

Spppntnt

(10.4)

cu:

nnnt

nnnt

ieii

FeeFFe

qkpP

qkpp

⋅+=

⋅+= (10.5)

în care:ntFep sunt pierderile nominale în fierul transformatorului;

ntip - pierderile

nominale în înfăşurările transformatorului; nFeq - puterea reactivă ce corespunde

magnetizării miezului de fier al transformatorului, la tensiunea de alimentare nominală;

niq - puterea reactivă ce corespunde câmpurilor magnetice de dispersie ale înfăşurărilor la sarcina nominală a transformatorului; ke – echivalentul energetic al puterii reactive, având valori cuprinse în limitele ke=0,02...0,15. Mărimile

nFep şi nip sunt mărimi de catalog ale transformatoarelor.

Mărimile nFeq şi

niq se calculează din alte mărimi de catalog ale

transformatoarelor şi anume din 0i şi nscu .

Pierderile raportate la puterea cedată de transformator reţelei alimentate ţinând cont de relaţia (10.4) se exprimă prin:

SS

pS

pS

p

n

iFe ntnt2+=∑ (10.6)

Minimul pierderilor raportate se obţine la sarcina care rezultă din condiţia:

0=∂

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛∂ ∑

SS

p

(10.7)

Efectuând calculele, rezultă:

nt

nt

i

Fenec p

pSS ⋅= (10.8)

Scriind relaţia (10.7) sub formă explicită:

nn

nn

iei

FeeFnec qkp

qkpSS

⋅+

⋅+⋅= (10.9)

iese în evidenţă, că sarcina economică a unui transformator depinde nu numai de caracteristicile transformatorului, ci prin factorul ke şi de locul unde el este instalat în cadrul sistemului energetic.


314

10.3.3.2. Exploatarea mai multor transformatoare identice instalate în paralel

Se consideră m transformatoare identice instalate în paralel. Dacă funcţionează k transformatoare (k<m), pierderile ce apar în urma funcţionării acestor transformatoare se exprimă prin:

( )2

1⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+⋅=∑

niFek S

Spk

pkpntnt

(10.10)

în care ntFep ,

ntip , Sn sunt mărimile caracteristice ale unui transformator, S este puterea totală cu care se încarcă cele k transformatoare în paralel. La funcţionarea a k+1 transformatoare în paralel, pierderile se exprimă prin:

( ) ( )2

1 111 ⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+

+⋅+=+∑n

iFek SSp

kpkp

ntnt (10.11)

Reprezentarea grafică a relaţiilor (10.10) şi (10.11) se arată în fig.10.10. Se observă că cele două curbe se intersectează, punctul de intersecţie apare la o anumită putere, denumită putere critică. De asemenea se observă, că la

1+<

k;kcrSS rezultă pierderi mai mici dacă

funcţionează k transformatoare, iar la

1+>

k;kcrSS pierderile sunt mai mici la

funcţionarea a k+1 transformatoare. Puterea critică se deduce prin egalarea expresiilor (10.10) şi (10.11):

( )nt

ntk;k

i

Fencr p

pkkSS 1

1+⋅⋅=

+ (10.12)

Considerând pentru k valorile k=1...m-1, rezultă toate puterile critice care interesează în cazul a m transformatoare în paralel.

10.3.3.2. Exploatarea mai multor transformatoare diferite instalate în paralel

Se consideră două transformatoare diferite instalate în paralel. Transformatoarele se deosebesc prin puterile lor nominale, tensiunile lor de scurtcircuit, pierderile în fier nominale şi pierderile în înfăşurări nominale, ele au însă acelaşi raport de transformare.

Fig.11.10. Variaţia pierderilor la funcţionarea a k (2), respectiv k+1 (1) transformatoare identice în paralel.


315

Se atribuie indicele I transformatorului care prezintă pierderi în fier nominale totale mai mici. Deci,

ntIIntI FeFe pp < . Se deosebesc două cazuri:

a) La aceeaşi putere, pierderile în înfăşurările totale corespunzătoare transformatorului I sunt mai mici decât cele corespunzătoare transformatorului II, deci:

22nII

i

nI

i

S

p

S

pntIIntI < (10.13)

b) La aceeaşi putere, pierderile în înfăşurări totale corespunzătoare transformatorului I sunt mai mari decât cele corespunzătoare transformatorului II, deci:

22nII

i

nI

i

S

p

S

pntIIntI > (10.14)

Pierderile totale la funcţionarea numai a transformatorului I se exprimă prin:

( )2

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+=∑

nIiFeI S

SpppntIntI

(10.15)

La funcţionarea numai a transformatorului II:

( )2

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+=∑

nIIiFeII S

SpppntIIntII

(10.16)

Dacă funcţionează ambele transformatoare:

( )22

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛ ⋅λ+⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛ ⋅λ++=+∑

nII

IIi

nI

IiFeFeIII S

SpS

SppppntIIntIntIntI

(10.17)

în care: Iλ şi IIλ sunt coeficienţii de repartizare a puterii totale pe cele două transformatoare în paralel. Dacă cele două transformatoare au acelaşi sccosϕ , S fiind puterea totală cu care se încarcă cele două transformatoare, rezultă SS II λ= ,

SS IIII λ= , având 1=λ+λ III . La scIIscI coscos ϕ≠ϕ apare o circulaţie de putere suplimentară între cele două transformatoare, ceea ce face ca 1>λ+λ III . Puterile critice se obţin prin egalarea relaţiilor (10.15) cu (10.17):

( ) 2

22

21nII

iII

nI

iI

FeIIcrIcr

S

p

S

pp

SSntIIntI

ntII

λ−λ−== + (10.18)

şi a expresiilor (10.15) cu (10.16) respectiv (10.16) cu (10.17):


316

22nII

i

nI

i

FeFeIIcrI

S

p

S

ppp

SntIIntI

ntIntII

−

−=+ (10.19)

( ) 2

22

21nI

iI

nII

iII

FeIII;crII

S

p

S

pp

SntIntII

ntI

λ−λ−=+ (10.20)

Se observă, că în cazul (a) expresia (10.19) duce la o valoare imaginară, ceea ce reflectă că în acest caz Scr I;II nu există. Pentru a obţine pierderi minime la exploatarea celor două transformatoare diferite în paralel, trebuie să se respecte regulile de exploatare sintetizate în tabelul 10.4. Dacă numărul transformatoarelor în paralel este trei sau mai mare, pe baza principiilor enunţate mai înainte se pot stabili reguli de exploatare similare. Pentru diferite domenii ale puterii totale se deduc numărul transformatoarelor care trebuie să fie în funcţiune, precizând totodată care anume din transformatoarele instalate să fie cele care funcţionează. Tabelul 10.4. Reguli de exploatare a două transformatoare diferite în paralel Condiţiile pe care le satisfac cele două transformatoare

Puterea totală Transformatoarele în funcţiune

ntIIntI FeFe pp < III;crISS +< I

Cazul a

22nII

i

nI

i

S

p

S

pntIIntI <

ntIIntI FeFe pp <

II;crISS >

III;crISS +<

III;crIIII;crI SSS +<<

I+II I II

Cazul b

22nII

i

nI

i

S

p

S

pntIIntI >

III;crIISS +> I+II

Coeficienţii de repartizare a puterii totale pe m transformatoare diferite în paralel se pot calcula, ţinând cont că este satisfăcută relaţia: scmmscIIIIscII ZI...ZIZI === (10.21) Transformatoarele având aceleaşi tensiuni la borne, se poate scrie: scmmscIIIIscII ZS...ZSZS === (10.22) De asemenea: SS...SS mIII =+++ (10.23)


317

Dacă se admite, că cele m transformatoare au acelaşi sccosϕ , ceea ce este foarte aproape de realitate pentru transformatoarele din staţiile şi posturile de transformare la care scsc RX >> , relaţiile (10.22) şi (10.23) se transformă în relaţii algebrice: scmmscIIIIscII ZS...ZSZS == (10.24) SS...SS mIII =+++ (10.25) Din relaţiile (10.24) şi (10.25) rezultă pentru transformatorul k:

∑=

==λ m

i sci

ni

nk

sck

kk

uS

SuS

S

1

1 (10.26)

10.3.4. Exploatarea transformatoarelor după criteriul duratei de viaţă

Sarcina transformatoarelor din staţiile şi posturile de transformare variază în raport cu timpul. Stabilirea suprasarcinii admisibile şi a duratei acesteia în perioada de vârf de sarcină sistematică sau accidentală este de importanţă practică deosebită. Elaborarea unor reguli de supraîncărcare a transformatoarelor pe baza criteriului duratei de viaţă necesită încercări de materiale şi identificarea unor caracteristici termice ale transformatoarelor. Durata de viaţă a unui transformator este determinată de durata de viaţă a izolaţiei de hârtie îmbibată cu ulei, care este izolaţia electrică a înfăşurărilor. Proprietăţile fizice ale materialelor electroizolante se schimbă în decursul exploatării în sensul înrăutăţirii lor. Acest proces se denumeşte proces de îmbătrânire, care este un proces foarte complex şi se desfăşoară sub influenţa multor factori: temperatura, umiditatea, oxigenul, solicitările mecanice, etc. Dintre aceşti factori, temperatura poate fi influenţată prin regimul de exploatare a transformatorului, totodată ea este şi cel mai important factor care determină procesul de îmbătrânire. Timpul de funcţionare continuă a unui material electroizolant, în care proprietatea lui fizică, caracteristică din punctul de vedere al îmbătrânirii, atinge valoarea la care acesta trebuie considerat complet uzat, se cheamă durată de viaţă. Exprimarea matematică a dependenţei dintre durata de viaţă şi temperatură este legea duratei de viaţă. Pentru materialele electroizolante, se utilizează o lege stabilită pe cale empirică: θ⋅β−⋅α= eD (10.27) şi una fundamentată teoretic:

TB

eAD ⋅= (10.28)


318

în care: D este durata de viaţă a materialului electroizolant; θ şi T – temperatura la care se expune materialul electroizolant, în 0C, respectiv în 0K; α, β, A şi B – constante caracteristice materialului electroizolant. Legile duratei de viaţă nu permit însă aprecierea în practică a gradului de utilizare a izolaţiei unui transformator din punctul de vedere al îmbătrânirii termice. Pentru a aprecia gradul de utilizare a materialelor electroizolante pe o perioadă de timp, se defineşte îmbătrânirea termică relativă sau uzura termică relativă u. Se introduc mărimile raportate:

t

*

*

Ttt ∆

=∆

θ⋅β=θ (10.29)

unde: β=0,008664 0C-1; ∆t – durata procesului termic; Tt – constanta de timp a procesului termic cu care se modifică supratemperatura uleiului faţă de mediul ambiant.

Pentru un proces de încălzire, când 0>θ∆ * ,se notează: ** tlnx ∆−θ∆= (10.30) Se obţine o funcţie f(x), reprezentată în fig.10.11, cu ajutorul căreia se calculează u:

( ) ( ) ( )[ ]***

* lnftlnft

eu*N

*rs

θ∆−∆−θ∆∆

=θ−θ

(10.31)

unde *N

*rs

* θ−θ=θ∆ este diferenţa

dintre temperatura de regim staţionar

*rsθ şi

temperatura iniţială *

Nθ , în 0C.

Pentru un proces de încălzire, când

0<θ∆ * ,se notează: ** t)ln(x ∆−θ∆−= (10.32) Se obţine o funcţie ϕ(x), reprezentată în fig.10.12, cu ajutorul căreia se calculează u:

Fig.10.11. Funcţia ajutătoare f(x) pentru calculul uzurii relative u


319

( ) ( )[ ] ( )[ ] ****

* ttlnlnt

eu*N

*rs

∆+∆−θ∆−ϕ−θ∆−ϕ∆

=θ−θ

(10.33)

Temperatura la sfârşitul procesului termic se determină din relaţia: ***

f tlnln ∆−θ∆=θ∆ (10.34)

unde ∆θf reprezintă diferenţa dintre temperatura de regim staţionar şi temperatura finală de la sfârşitul procesului termic considerat, de urată ∆t. Rezultă temperatura finală:

β

−θ=θθ∆ *

fln

rsfe (10.35)

10.3.5. Transformatoare şi autotransformatoare cu reglarea tensiunii sub sarcină

O metodă eficace de reglare a tensiunii şi circulaţiei de puteri în reţelele electrice este modificarea în trepte a raportului de transformare a transformatoarelor şi autotransformatoarelor, care se realizează prin:

- înserierea cu o înfăşurare de bază, fie primară, fie secundară, a unor trepte delimitate prin prize ale unei înfăşurări suplimentare, numită înfăşurare de reglare;

- prin transformator de reglare distinct, care are una din cele două înfăşurări divizată prin prize în trepte, având rol de înfăşurare de

Fig.10.12. Funcţia ajutătoare ϕ(x) pentru calculul uzurii relative u


320

reglare. Această înfăşurare se înseriază cu înfăşurarea corespunzătoare a transformatorului principal nereglabil.

Dacă tensiunea înfăşurării de reglare este în fază sau în opoziţie de fază cu tensiunea înfăşurării de bază cu care se înseriază, reglajul se denumeşte longitudinal, care este cel mai des utilizat. La un defazaj de 900 dintre tensiunea de reglare şi cea de bază, reglajul este transversal, prin care se realizează şi un defazaj variabil între tensiunea primară şi cea secundară a transformatorului. La un defazaj de ±1200 a tensiunii de reglare faţă de cea de bază, reglajul este longo-transversal. Reglajul transversal sau longo-transversal se poate realiza numai la transformatoarele trifazate.

În cazul transformatoarelor trifazate, pe fiecare fază se prevede câte o înfăşurare de reglare, cu prize. De obicei reglarea se execută concomitent pe cele trei faze, dar se poate executa individual şi independent pe fiecare fază.

Transformatoarele în schemă bloc cu generatoarele sincrone din centralele electrice şi transformatoarele ridicătoare, precum şi transformatoarele din posturile de transformare de medie tensiune-joasă tensiune, în general, se prevăd cu prize de reglare de ±5%, respectiv de ±2x2,5%, reglajul executându-se cu transformatorul deconectat.

Transformatoarele coborâtoare din staţiile sistemului electroenergetic şi autotransformatoarele de interconexiune se prevăd însă cu reglaj mult mai larg, realizat cu un număr mare de prize, iar reglajul se execută cu transformatorul, respectiv autotransformatorul în sarcină.

În tabelul 10.5 se indică domeniile şi prizele de reglare pentru transformatoarele şi autotransformatoarele fabricate în România. Tabelul 10.5. Domenii de reglare

Un a înfăşurării cu tensiunea cea mai mare, [kV]

Domenii şi prize de reglare, [%]

Un a înfăşurării prevăzute cu reglare, [kV]

MT ±9x1,33% MT 110; 115 ±9x1,78% 110; 115 220; 231 ±12x1,25% 220; 231

400 ±12x1,25% 231

Exprimarea procentuală a domeniilor şi prizelor de reglare raportează tensiunea, respectiv numărul de spire al treptelor de reglare la tensiunea, respectiv numărul de spire al înfăşurării de bază.

La transformatoarele cu trei înfăşurări, fie ridicătoare, fie coborâtoare, se prevede reglaj la două înfăşurări. La una din înfăşurări reglajul este de ±5% şi se execută cu transformatorul deconectat. La înfăşurarea cu tensiunea cea mai ridicată reglajul este larg, corespunde celor arătate în tabelul 10.5, şi se execută cu transformatorul în sarcină.

Există cazuri care nu se încadrează în cele arătate mai sus. Echipamentul de comutare sub sarcină se compune din: - selector, care alege priza pe care urmează să se producă comutarea;


321

- comutatorul propriu-zis, care asigură trecerea de pe o priză pe alta; - dispozitivul de acţionare, care în urma unei comenzi manuale sau

automate asigură funcţionarea selectorului şi a comutatorului. Selectorul şi comutatorul sunt simbolizate în fig.10.13,a. Cele două

cursoare K1 şi K2 cu ploturile pe care calcă ele simbolizează selectorul iar partea încadrată cu linie punctată şi notată C simbolizează comutatorul. În fig.10.13 se

arată trecerea funcţionării transformatorului de pe priza 5 pe priza 6. Dispozitivul de acţionare pune în funcţiune selectorul, asigurând comutarea cursorului K2 de pe priza 4 pe priza 6, după care se produce mişcarea părţii mobile a comutatorului C, trecerea acesteia de pe elementul de contact m pe cel n.

În fig.10.13,b se arată forma de realizare a selectorului.

Acesta se compune din două câmpuri de ploturi amplasate circular, pe care calcă cursoarele K1 şi K2. Prizele înfăşurării de reglare sunt legate alternativ la cele două câmpuri de ploturi. Cursoarele rotative K1 şi K2 sunt acţionate printr-un ax comun de dispozitivul de acţionare. În fig.10.13, b1 se arată poziţia selectorului corespunzător situaţiei din fig.10.13, a, iar în fig.10.13, b2 se arată poziţia când cursorul K2 deja se găseşte pe priza 6. Noua poziţie s-a obţinut prin rotirea celor două cursoare K1 şi K2 cu unghiul α.

Selectorul acţionează sub tensiune, dar la trecerea unui contact mobil al lui de pe un plot pe altul, acest contact mobil nu este străbătut de curent. Astfel, uzura contactelor selectorului este neglijabilă. Selectorul poate fi amplasat în cuva transformatorului în imediata apropiere a bobinajului, deoarece nu provoacă deteriorarea uleiului.

Comutatorul efectuează trecerea de pe contactul m pe cel n sau invers (fig.10.13, a) sub sarcină, fiind astfel elementul de importanţă majoră al echipamentului de comutare. Această trecere trebuie să aibă loc în aşa fel, încât faţă de bornele transformatorului, circuitul să nu se întrerupă. De aici rezultă că în perioada comutării comutatorul scurtcircuitează o treaptă a bobinajului de reglare, cuprinsă între două prize alăturate. Pentru ca să nu apară o scurtcircuitare directă a treptei de bobinaj respective, însoţită de apariţia curentului de scurtcircuit şi a efectului termic corespunzător, comutatoarele se prevăd cu rezistenţe sau cu bobine de reactanţă.

Dispozitivul de acţionare al sistemului de comutare cuprinde un motor asincron, care prin angrenaje şi reductoare de turaţie pune în mişcare sistemul de comutare, realizând la o comandă manuală sau automată un pas de comutare, adică trecerea de pe o priză pe alta a înfăşurării de reglare a transformatorului.

Fig.10.13. Echipament de comutare sub sarcină: a – schemă de principiu; b - selectorul


322

Dispozitivul de acţionare cu motor este amplasat într-o carcasă metalică şi se instalează lângă transformatorul prevăzut cu sistemul de comutare.

10.4. Mentenanţa transformatoarelor de putere În SEN se află în exploatare (la nivelul anului 2003) un număr de 339 transformatoare şi autotransformatoare de putere nominală cuprinsă între 63 şi 440MVA şi cu tensiunile nominale cuprinse între 110 şi 750 kV. Marea majoritate dintre acestea au durata de funcţionare mai mare de 25 de ani, perioadă considerată ca fiind „durata de viaţă standard”. La transformatoarele de putere punctele critice sunt:

a) înfăşurările: - scăderea parametrilor de izolaţie sub limitele minime admise ceea ce

poate conduce la străpungerea izolaţiei la supratensiuni; - slăbirea rezistenţei la eforturi electrodinamice. b) trecerile izolate – se datorează calităţii inferioare a acestora; c) sistemul de consolidare a înfăşurărilor realizat din materiale magnetice - supraîncălzirea puternică a pieselor de presare (prezon-şaibă), ceea ce

conduce la deformarea lor termică şi la degradarea termică a materialelor izolante;

d) comutatoarele cu reglaj sub sarcină; e) circuitul magnetic – se datorează cantităţii relativ mari de impurităţi

mecanice şi de umiditate din ulei care determină scăderea izolaţiei tolelor, a pachetelor de tole, a schelelor;

f) sistemul de răcire: - reducerea capacităţii de răcire prin înfundarea canalelor de circulaţie a

aerului sau uleiului. În cursul exploatării transformatoarelor se execută următoarele lucrări de

întreţinere curentă: - înlocuiri de siguranţe la transformatoarele protejate prin siguranţe

(înlocuirea se face cu transformatoarele deconectate de la reţea şi cu instalaţiile legate la pământ);

- măsurători de sarcină şi tensiune în conformitate cu reglementările în vigoare;

- dacă sub transformatoarele montate în exterior există pat de piatră, afânarea şi greblarea periodică a acestuia pentru a permite scurgerea şi depistarea scurgerii uleiului;

- verificarea fundaţiilor şi a îngrădirilor; punerea la punct a dispozitivelor de închidere şi încuiere;

- completarea cu cerneală a aparatelor înregistratoare; - demontări şi montări de aparate de măsurat aparţinând instalaţiei

transformatorului; - înlocuirea silicagelului.


323

În cadrul activităţii de exploatare-întreţinere, în care se stabilesc lucrările care trebuie să readucă şi să menţină instalaţiile în starea tehnică prescrisă, pe lângă lucrările din activitatea de exploatare şi întreţinere curentă, un rol deosebit îl au lucrările din activitatea de revizii şi reparaţii (programare sau accidentale).

Aceste lucrări sunt: revizia tehnică (RT), reparaţia curentă (RC), reparaţia capitală (RK).

Încercările şi măsurătorile care se efectuează la transformatoarele de putere sunt prezentate în tabelul 10.6. Tabelul 10.6. Încercări şi măsurători care se efectuează la transformatoarele de putere

Nr.crt.

Denumirea probei Momentul efectuării probei

1 Încercarea uleiului - conform normelor în ceea ce priveşte uleiurile pentru transformatoarele în sarcină; - anual la transformatoarele aflate în starea operativă „rezervă rece”

2 Măsurarea rezistenţei de izolaţie a înfăşurărilor şi a coeficientului de absorbţie

- PIF, RT, RC, RK - la schimbarea uleiului - la fiecare doi ani la transformatoarele aflate în starea operativă „rezervă rece”

3 Măsurarea tangentei unghiului de pierderi dielectrice şi a capacităţii izolaţiei complexe a înfăşurărilor

- PIF, RT, RC, RK - la schimbarea uleiului - la fiecare doi ani la transformatoarele aflate în starea operativă „rezervă rece”

4 Verificarea trecerilor izolate tip condensator prevăzute cu bornă de măsură a capacităţii şi tgϕ

- PIF - la intervenţii cu decuvare

5 Măsurarea rezistenţei ohmice a înfăşurărilor

- RT, RG, RK - la modificarea poziţiei comutatorului la transformatoarele cu comutator de reglaj în absenţa sarcinii

6 Verificarea transformatoarelor de curent de tip inclus

- PIF, RT, RC, RK

7 Verificarea comutatorului de reglaj sub tensiune

- PIF, RT, RC, RK - cu prilejul RT se va manevra comutatorul pe toate poziţiile de câteva ori consecutiv, pentru a curăţi suprafaţa contactelor

8 Verificarea comutatorului la transformatoarele fără reglaj sub sarcină

- RC, RK cu decuvare - la orice decuvare

9 Verificarea grupei de conexiuni şi a polarităţii

- PIF - intervenţii la înfăşurări şi la conexiuni - la modificarea conexiunilor sau a raportului de transformare

10 Măsurarea raportului de transformare

- PIF - intervenţii la înfăşurări şi la conexiuni - la modificarea conexiunilor sau a raportului de transformare - după declanşări prin protecţii la defecte interne


324

11 Măsurarea pierderilor şi a

curentului de mers în gol la tensiune scăzută

- PIF - după reparaţie

12 Măsurarea pierderilor şi a curentului de mers în gol la tensiune nominală

- PIF - după RK care a presupus demontarea înfăşurărilor sau intervenţii la miezul magnetic

13 Măsurarea tensiunii şi a pierderilor de scurtcircuit

- PIF - după RK care a presupus demontarea înfăşurărilor sau intervenţii la miezul magnetic

14 Încercarea izolaţiei cu tensiune aplicată de frecvenţă 50 Hz, 1min

- PIF - la livrare după RK - la transformatoarele aflate în stare de depozitare o perioadă de timp de minimum 3 ani

15 Încercarea izolaţiei cu tensiune indusă mărită

- la livrare după RK - la transformatoarele aflate în stare de depozitare o perioadă de timp de minimum 3 ani, la expirarea perioadei de depozitare

16 Încercarea izolaţiei cu tensiune indusă mărită trifazată de 50 Hz

- PIF

17 Verificarea corespondenţei fazelor

- PIF, RK - demontarea/înlocuirea barelor şi a transformatorului

18 Verificarea continuităţii şi măsurarea rezistenţei legăturilor interioare

- PIF cu sau fără decuvare în funcţie de transformator

19 Măsurarea rezistenţei de izolaţie a jugului, buloanelor, schelelor, pachetelor de tole

- PIF - RC, RK

20 Încercarea etanşeităţii la ulei a cuvei şi a accesoriilor transformatorului

- PIF - RK

21 Încercarea etanşeităţii la vacuum înainte de umplerea sau completarea cu ulei

- PIF - RC, RK

22 Verificarea înclinării conductelor de legătură între transformator şi conservator şi a capacului

- PIF - după intervenţii cu demontări ale conductelor de aerisire

23 Verificarea traductoarelor de temperatură

- PIF, RT, RC, RK - lucrări la circuitele respective

24 Verificarea sistemului de răcire - PIF, RT, RC, RK - lucrări în circuitele de comandă, protecţie, semnalizare

25 Verificarea protecţiei de cuvă - PIF - RT

26 Verificarea elementelor de protecţie la supratensiuni atmosferice

- PIF - RT

Pentru reducerea riscului de apariţie a unui defect în funcţionare trebuie să fie achiziţionate sisteme de avertizare şi să se întreprindă acţiuni de mentenanţă care să implice proceduri de diagnosticare.

Organizarea exploatării şi întreţinerii staţiilor electrice şi posturilor de transformare

330

11. ORGANIZAREA EXPLOATĂRII ŞI ÎNTREŢINERII STAŢIILOR ELECTRICE ŞI

POSTURILOR DE TRANSFORMARE

11.1. Exploatarea staţiilor electrice şi a posturilor de transformare


Staţiile electrice şi posturile de transformare sunt instalaţii energetice complexe, care cuprind un număr variat de fonduri fixe: construcţii, aparataje, echipamente, utilaje, etc. de a căror funcţionare normală depinde continuitatea alimentării cu energie electrică a consumatorilor. Siguranţa în funcţionare a instalaţiilor energetice nu înseamnă numai fiabilitatea potenţială (de proiect) ci şi fiabilitatea operaţională (în funcţiune) care depinde în mod direct de modul în care sunt exploatate şi întreţinute aceste instalaţii. Pentru o funcţionare sigură şi economică a staţiilor şi posturilor de transformare, ca de altfel a tuturor instalaţiilor energetice, este necesar să se desfăşoare o activitate atentă de exploatare şi să se aplice un sistem preventiv planificat de întreţinere şi reparaţii. Consecinţa aplicării unui astfel de sistem este reducerea duratelor totale de indisponibilitate, respectiv creşterea capacităţilor de funcţionare a instalaţiilor. Pentru menţinerea în stare de funcţionare şi pentru evitarea avariilor şi a întreruperilor accidentale, la instalaţiile energetice se efectuează:

- lucrări de exploatare (E); - lucrări de reparaţii (R).

Desfăşurarea activităţii de exploatare şi întreţinere în cadrul unui astfel de sistem organizat, în continuă perfecţionare, asigurarea dezvoltării capacităţilor de reparare în funcţie de starea fizică a instalaţiilor respective, programarea, pregătirea din timp şi executarea, cu caracter preventiv, a lucrărilor, precum şi ţinerea unei evidenţe statistice complete privind lucrările de exploatare şi întreţinere, asigură prevenirea unei uzuri premature şi a defecţiunilor accidentale şi conferă staţiilor şi posturilor de transformare un grad ridicat de siguranţă în funcţionare.

11.1.2. Principiile de organizare a exploatării

Exploatarea (E) cuprinde ansamblul de operaţii şi activităţi care au drept scop asigurarea continuităţii proceselor de producere, transport, distribuţie şi furnizare a energiei electrice în condiţii tehnico-economice şi de siguranţă corespunzătoare. Lucrările de exploatare (E) constau din:

- lucrări operative (LO); - întreţinere curentă (IC); - intervenţie accidentală (IA). Lucrările operative cuprind:


331

- supravegherea instalaţiilor (S); - executarea manevrelor programate şi accidentale (M); - executarea controlului curent în instalaţii (C).

În afara acestor lucrări operative, în sarcina personalului de exploatare mai stau lucrările de întreţinere curentă care cuprind:

- lucrările de întreţinere curentă periodică (ICp); - lucrările de întreţinere curentă neperiodică (ICn).

Întreţinerea curentă (IC) cuprinde ansamblul de operaţii, de volum redus, executate periodic sau nepragramat în exploatare, având drept scop prevenirea unor deteriorări, avarii sau incidente. Lucrările de întreţinere curentă periodice sunt cele prevăzute în instrucţiunile furnizorilor de echipamente, regulamentele de exploatare tehnică, instrucţiunile tehnice interne, cuprinzând, de exemplu: completări ale nivelului de lubrifianţi sau fluide izolante, curăţiri exterioare sau interioare ale elementelor componente ale instalaţiilor, măsurători şi încercări profilactice ale instalaţiilor, etc. Lucrările de întreţinere curentă neperiodice sunt lucrări de mică amploare, executate în scopul prevenirii sau eliminării deteriorărilor, avariilor sau incidentelor, cum ar fi, de exemplu: lucrări de remediere la unele subansambluri, reglări, strângeri de contacte, înlocuiri de siguranţe, eliminări de neetanşeităţi, etc. Intervenţia accidentală cuprinde complexul de lucrări ce se execută pentru remedierea deranjamentelor, incidentelor şi avariilor care apar accidental în instalaţiile aflate în regim normal de exploatare sau ca urmare a efectelor produse de fenomene naturale deosebite (cutremur, incendii, furtuni distrugătoare, inundaţii, alunecări de teren, etc.).Intervenţiile accidentale, funcţie de volumul lor, pot avea şi caracterul lucrărilor de reparaţii, însă cele de volum mic intră în categoria lucrărilor de exploatare. După felul deservirii cu personal, staţiile electrice şi posturile de transformare se împart în:

- instalaţii cu personal permanent de exploatare; - instalaţii cu personal de exploatare la domiciliu; - instalaţii fără personal de exploatare.

În timpul funcţionării acestor instalaţii se efectuează următoarele operaţii de supraveghere şi controale:

a) Supraveghere curentă, asigurată prin personalul permanent de exploatare şi care se referă la:

- gradul de încălzire; - tensiuni; - sarcini active, reactive, frecvenţă; - presiunea aerului în conductele pentru instalaţii cu aer comprimat; - temperaturi; - relee de protecţie şi semnalizare; - citirea instrumentelor de măsurat; - supravegherea instalaţiilor de climatizare în funcţie de starea timpului şi controlul

gradului de poluare a instalaţiilor; - existenţa efluviilor pe timp de ceaţă. b) Supravegheri periodice, prin examinare vizuală, la care se verifică: - starea cuvelor la aparatele cu ulei; - nivelul uleiului în cuve; - starea silicagelului din filtrul de aer;


332

- starea aparatelor de conectare (dacă sunt bine închise); - starea izolatoarelor (dacă nu se produc pe ele efluvii, dacă au urme de conturnări,

murdărirea izolatoarelor, etc.); - zgomote produse în funcţionarea echipamentelor şi caracterul acestor zgomote; - starea elementelor de legătură (bare, cabluri), încălziri locale, scurgeri de ulei,

ciupituri provocate de arcul electric, etc; - buna funcţionare a sistemelor de răcire; - starea încăperilor, a uşilor, a ferestrelor, a încuietorilor, a iluminatului, a curăţeniei

încăperilor; - starea legăturilor la pământ de protecţie sau de exploatare; - starea legăturilor telefonice; - încărcarea instalaţiilor care nu au personal de tură; - grosimea depunerilor de chiciură. c) Controale efectuate de personalul tehnic şi ingineresc. d) Controale neperiodice.

În funcţie de categoria de deservire cu personal a instalaţiilor respective, de importanţa şi complexitatea instalaţiilor se stabilesc periodicităţile pentru supraveghere şi control, în condiţii de exploatare normală a instalaţiilor. Controalele neperiodice se efectuează cu ocazia unor evenimente deosebite, cum sunt:

- incidente sistematice sau avarii în instalaţie; - manevre în instalaţie; - fenomene naturale deosebite în zona instalaţiei.

Aceste controale se execută din iniţiativă proprie de către personalul din tură în cazul deservirii permanente sau de la domiciliu, iar cele fără personal permanent, la dispoziţia dispecerului sau a organelor de conducere a exploatării. Personalul de exploatare în tură răspunde nemijlocit de funcţionarea, în condiţii de siguranţă şi potrivit regimului de lucru stabilit, a instalaţiilor, a utilajelor şi maşinilor pe care le are în primire, în care scop are obligaţii precise. La fiecare unitate importantă de exploatare (staţie electrică, secţie sau centru de ÎT şi de distribuţie) trebuie să existe o serie de documente necesare exploatării, referitoare la: investiţie, scheme de funcţionare a instalaţiilor, instrucţiunile fabricilor furnizoare, regulamente de ordine interioară, instruire, examinare şi autorizare personal, convenţie de exploatare, etc. La fiecare staţie cu personal permanent sau staţie cu personal la domiciliu, trebuie să existe documentaţia operativă care cuprinde:

1) registrul operativ; 2) fişele cu datele orare; 3) registrul pentru citirea contoarelor de energie activă şi reactivă; 4) registrul pentru efectuarea balanţelor; 5) registrul de evidenţă a autorizaţiilor de lucru; 6) dosarul pentru păstrarea autorizaţiilor de lucru; 7) registrul de evidenţă a foilor de manevră; 8) dosarul pentru păstrarea foilor de manevră; 9) registrul de defecţiuni în instalaţii; 10) registrul de dispoziţii şi note telefonice; 11) registrul de control; 12) registrul pentru urmărirea declanşării întreruptoarelor prin protecţii şi evidenţa

reviziilor tehnice;


333

13) schema normală (circuite primare, servicii interne, aer comprimat); 14) programul nivelelor de tensiune; 15) planul reglajelor protecţiilor prin relee; 16) tabelul tranşelor de sacrificiu; 17) mapa cu scheme; 18) schema de amplasare a mijloacelor P.S.I. şi pentru controlul în instalaţii 19) programul de serviciu al personalului; 20) dosarul cu instrucţiunile tehnice interne; 21) dosarul N.P.M.: - evidenţierea scurtcircuitoarelor mobile din staţie; - buletinele de verificări ale echipamentului de protecţie şi mijloacele de protecţie; - lista echipamentului de lucru şi de protecţie; 22) registrul pentru urmărirea densităţii şi tensiunii la bateria de acumulatoare; 23) opis documentaţii în staţii; 24) lista personalului de conducere, control şi cu drept de acordare a asistenţei tehnice

cu adrese şi numere de telefon; 25) tabelul cu numărul de deconectări pe scurcircuit admise pentru întreruptoarele din

staţie; 26) registrul PRAM;

11.2. Executarea manevrelor în staţii şi posturi de transformare

11.2.1. Consideraţii generale În timpul funcţionării staţiilor electrice, a punctelor de alimentare şi a posturilor de transformare intervin situaţii în care sunt necesare efectuări de manevre. Manevrele sunt operaţiile ce se execută în instalaţiile electrice pentru schimbarea schemei în care funcţionează acestea, precum şi pentru retragerea din exploatare a unor echipamente în scopul de a fi reparate, revizuite, încercate sau trecute în rezervă. Tabelul.11.1. Tabel recapitulativ cu privire la situaţiile şi stările operative ale echipamentelor

Situaţii în care se pot afla echipamentele Stările operative în care se pot afla echipamentele

disponibile1 - în funcţiune - în rezervă caldă - în rezervă rece - în stare operativă nenominalizabilă

În exploatare

indisponibile - în stare caldă - în stare rece - în stare operativă nenominalizabilă

Retras din exploatare - în stare deconectat - în stare separat vizibilă - în stare legat la pământ - în stare operativă nenominalizabilă

1 Situaţia echipamentelor disponibile se poate indica prin termenii “în funcţiune” sau “în rezervă”, atunci când nu este necesară precizarea stării operative sau aceasta urmează a fi nominalizată detaliat Manevrele în staţiile electrice şi posturile de transformare se execută în conformitate cu „Regulamentul general de manevre în instalaţiile electrice”. Pentru a unifica exprimarea, în


334

acest regulament sunt definite situaţiile şi stările operative în care se pot afla echipamentele din staţiile şi posturile de transformare. În tabelul 11.1 sunt indicate în rezumat aceste situaţii şi stări operative. De o importanţă deosebită este cunoaşterea scopului manevrei de către toate formaţiile angrenate în pregătirea şi executarea manevrelor. De aceea tot personalul angrenat în pregătirea şi executarea manevrelor trebuie să fie informat de scopul acestora. Prin operaţie se înţelege acţionarea detaliată de către personalul de deservire operativă a elementelor de comutaţie primară şi reglaj ale unui echipament, celulă, element, a elementelor de comutaţie secundară, precum şi executarea unor măsuri speciale sau formalităţi ce derivă din aceste acţionări. La executarea operaţiilor personalul nu are voie să atingă direct părţile conductoare aflate sau destinate a se afla sub tensiune. Prin grupă distinctă de operaţii se înţelege ansamblul acelor operaţii din cuprinsul unei manevre ce se execută la un echipament care îndeplinesc simultan condiţiile:

- au o succesiune bine determinată în cadrul grupei respective; - operaţiile din grupa respectivă se execută în totalitate de aceeaşi formaţie de

deservire operativă; - succesiunea operaţiilor din grupă nu se afectează reciproc cu succesiunea

operaţiilor dintr-o grupă identică, ce se efectuează în acelaşi timp de altă formaţie de deservire operativă, în cadrul manevrei de coordonare respective;

- operaţiile de grupă nu necesită coordonare în timp cu alte formaţii de deservire operativă, care execută la echipamentul respectiv operaţiile din grupe identice.

Prin operaţie distinctă se înţelege operaţia din cadrul unei manevre de execuţie care necesită coordonare în timp (al cărei moment de execuţie se precizează prin coordonare) cu grupe distincte de operaţii sau operaţii distincte, care au loc în cadrul aceleiaşi manevre de coordonare. Manevrele care se execută în staţii şi posturi de transformare pot fi:

- Manevre curente – respectiv manevrele care au ca scop modificarea regimului de funcţionare a sistemului energetic, a reţelei sau a unei instalaţii (realizarea unor nivele de tensiuni, reducerea unor circulaţii de putere, reducerea pierderilor, etc.), sau sunt determinate de schimbarea regimului de funcţionare a sistemului energetic (vârf de sarcină, gol de sarcină). Aceste manevre au un caracter frecvent, se execută mereu în acelaşi fel şi trec echipamentul din rezervă (rece sau caldă) în funcţiune sau invers, sau invers.

Nu se consideră manevră curentă aceea care are drept scop retragerea echipamentului din exploatare. - Manevre programate, respectiv manevrele care au drept scop modificarea

configuraţiei sistemului, instalaţiei, reţelei, fără ca acestea să aibă un caracter frecvent sau periodic, precum şi cele care au drept scop retragerea din exploatare a echipamentelor, elementelor, celulelor, pentru lucrări sau probe.

Manevrele programate, după felul cum au fost cerute, se consideră de două feluri: a) manevre programate normal: cele care sunt programate la intervale de timp

stabilite; b) manevre programate accidental: cele care se programează în afara intervalelor de

timp stabilite. - Manevre de lichidare a incidentelor şi avariilor, respectiv manevrele ce se execută

cu ocazia apariţiei unui incident (avarie) pentru izolarea defectului şi restabilirea


335

alimentării consumatorilor. Tot în această categorie se încadrează şi manevrele ce trebuie executate fără amânare pentru prevenirea unui incident (avarie).

- Manevre cauzate de accident, respectiv manevrele ce se execută pentru scoaterea victimei de sub acţiunea curentului electric.

- Manevre de execuţie sunt acele manevre ale căror operaţii se desfăşoară în cadrul unei instalaţii (staţie, post de transformare, etc.) şi sunt îndeplinite în totalitate nemijlocit de acelaşi personal de deservire operativă aflat în instalaţia respectivă (sau acelaşi personal delegat special în acest scop).

- Manevre de coordonare, respectiv manevrele ale căror grupe distincte de operaţii sau operaţii distincte afectează un ansamblu de staţii şi zone de reţea, fiind executate în două sau mai multe staţii sau zone de reţea, de către două sau mai multe formaţii de deservire operativă diferite. Coordonarea executării în timp a grupelor distincte de operaţii sau operaţii distincte se efectuează telefonic sau prin radio, de către personalul de comandă operativă al treptei de conducere operativă aflat într-o cameră de comandă independentă de instalaţiile coordonate. În cadrul unei manevre de coordonare pot avea loc multiple manevre de execuţie.

Manevrele în staţii electrice şi posturi de transformare se execută pe baza unor foi de manevră. Foaia de manevră este un document scris care stabileşte următoarele:

- tema manevrei (starea operativă finală a instalaţiei, echipamentului, etc.); - scopul manevrei; - starea operativă iniţială a instalaţie, echipamentului, etc; - succesiunea grupelor distincte de operaţii şi a operaţiilor distincte ce urmează a se

efectua; - concepţia manevrei; - notaţii în legătură cu dispunerea şi îndeplinirea operaţiilor; - persoanele care au legătură cu manevra şi responsabilitatea acestora. După scopul manevrei, foaia de manevră poate fi: a) foaie de manevră permanentă este foaia de manevră al cărei conţinut este

prestabilit într-un formular sau în instrucţiunile tehnice interne şi care se poate folosi la manevrele curente sau la anumite manevre curente sau la anumite manevre programate şi la anumite manevre în caz de incidente şi avarii, care se execută în baza instrucţiunilor tehnice interne respective;

b) foaie de manevră programată normal este foaia de manevră care se întocmeşte pentru manevrele programate normal, având un regim de întocmire, verificare şi aprobare normal;

c) foaie de manevră programată accidental este foaia de manevră ce se întocmeşte pentru manevrele programate accidental având un regim de întocmire, verificare şi aprobare special.

După personalul care o foloseşte şi felul manevrei conţinute, foaia de manevră poate fi: a) foaie de manevră de execuţie este foaia de manevră folosită de personalul de

deservire operativă (sau personalul delegat special în acest scop), după care acesta execută manevra (manevra de execuţie) într-o instalaţie sau zonă de reţea aflate în deservirea sa. Foaia de manevră de execuţie cuprinde înscrierea detaliată a tuturor operaţiilor ce se execută.

b) foaie de manevră de coordonare este foaia de manevră folosită de personalul de comandă operativă al unei trepte de conducere operativă, după care acesta


336

coordonează executarea în timp a grupelor distincte de operaţii şi a operaţiilor distincte ce se execută în cadrul manevrei de coordonare. Foaia de manevră de coordonare cuprinde înscrierea grupelor distincte de operaţii şi a operaţiilor ce urmează a se coordona.

Foile de manevră de execuţie se întocmesc de personalul de deservire operativă, se verifică şi se aprobă de şeful instalaţiei (staţiei, zonei de reţea, centrului, etc.), se controlează de persoana de serviciu la treapta de conducere operativă şi se verifică şi se acceptă de către responsabilul manevrei de execuţie. Foile de manevră de coordonare se întocmesc de către o persoană din tură de la compartimentul de comandă operativă, se verifică şi se aprobă de către şeful compartimentului de comandă operativă şi se verifică şi se acceptă de persoana în tură de serviciu din compartimentul de comandă operativă care coordonează manevra. Persoana care întocmeşte foaia de manevră răspunde de corectitudinea concepţiei acesteia (în cazul foilor de manevră de execuţie care fac parte dintr-o manevră de coordonare şi de corespondenţa concepţiei acesteia în raport cu indicaţiile primite de la persoana care are comanda de coordonare), de corecta înscriere a punctelor respective în foaia de manevră şi succesiunea lor corectă, de respectarea prevederilor normelor de protecţie a muncii, ale regulamentelor de exploatare tehnică, a prescripţiilor, instrucţiunilor tehnice interne, dispoziţiilor, etc. privind manevra respectivă, de aspectul foii de manevră, de utilizarea unor termeni şi expresii corecte şi a limbajului tehnic adecvat, de întocmirea la timp a foii de manevră respective. Persoana care verifică şi aprobă foaia de manevră răspunde de aceleaşi lucrări ca şi persoana care o întocmeşte şi în plus de corectarea eventualelor greşeli, de verificarea şi aprobarea la timp a acesteia. Prin aprobarea foii de manevră respective se certifică corectitudinea şi posibilitatea de folosire a acesteia, în condiţiile pentru care a fost concepută. Persoana care controlează foaia de manevră de execuţie răspunde de corespondenţa concepţiei acesteia cu concepţia foii de manevră de coordonare (sau de corectitudinea concepţiei acesteia în raport cu coordonarea), de corectitudinea concepţiei acesteia în raport cu coordonarea), de corectitudinea grupelor distincte de operaţii şi operaţiilor distincte înscrise şi succesiunea lor corectă, de respectarea prevederilor NPM, ale regulamentelor de exploatare tehnică, a prescripţiilor, instrucţiunilor tehnice interne, dispoziţiilor, etc. privind punctele controlate, de utilizarea unor termeni şi expresii corecte şi a limbajului tehnic adecvat, de corectarea eventualelor greşeli ale punctelor controlate, de respectarea prevederilor privind aprobarea foii de manevră (va cere totdeauna celui care citeşte foaia de manevră să precizeze cine a aprobat-o şi data aprobării), de controlarea la timp a acesteia. Persoana care controlează foaia de manevră nu răspunde de corectitudinea şi succesiunea corectă a operaţiilor care fac parte din grupa distinctă de operaţii (operaţia distinctă respectivă), precum şi de operaţiile complementare operaţiilor distincte respective. La controlarea foii de manevră, persoanei care o controlează nu i se vor citi toate operaţiile, ci numai punctele la care sunt înscrise grupe distincte de operaţii şi operaţii distincte. Persoana care controlează va acorda o atenţie deosebită înscrierii corecte în foaia de manevră controlată a temei manevrei, scopul acesteia şi stării operative iniţiale (pentru aceasta din urmă, în limita responsabilităţilor comenzii de coordonare), răspunzând de corectitudinea acestora. Persoana care controlează foaia de manevră de execuţie va înscrie în evidenţele operative (registrul operativ) numărul foii de manevră controlată, ora controlării şi numele persoanei care o citeşte pentru controlare.


337

Persoana care verifică şi acceptă foaia de manevră (responsabilul manevrei), fiind ultima persoană care citeşte foaia de manevră, răspunde de verificarea conţinutului foii de manevră în raport cu situaţia existentă în momentul începerii manevrei şi de posibilitatea desfăşurării normale a manevrei. Prin semnarea foii de manevră la rubrica rezervată responsabilului de manevră, acesta confirmă că a făcut şi verificarea şi acceptarea foii de manevră respective. Retragerea din exploatare a echipamentelor din staţii şi posturi de transformare se aprobă de organul care are echipamentul în autoritate de decizie, pe baza unei cereri înaintate de unitatea care are echipamentul în gestiune, prin treptele care au echipamentul în competenţă. Înaintarea unei cereri este obligatorie, chiar dacă există un plan aprobat anterior.

11.2.2. Reguli tehnice generale privind concepţia manevrelor

Prin concepţia manevrelor se înţelege aranjarea succesiunii grupelor distincte, operaţiilor distincte şi operaţiilor din cadrul manevrei, în aşa fel încât să se asigure desfăşurarea normală a acestora. Întreruperea şi stabilirea curenţilor de sarcină în circuitele de ÎT şi MT trebuie să se facă numai cu ajutorul întreruptoarelor sau al separatoarelor de sarcină, ordinea acţionării întreruptoarelor şi separatoarelor este: deconectarea întâi a întreruptoarelor şi apoi deschiderea separatoarelor. La conectarea ordinea este inversă. Ordinea de acţionare a separatoarelor este: la deschidere întâi separatoarele de linie, trafo sau borne şi apoi cele de bare; la închidere ordinea este inversă. Pentru a preveni ca în momentul acţionării unui separator (broşării sau debroşării unui întreruptor) să se producă conectarea accidentală a întreruptorului din circuitul respectiv (spre exemplu, anclanşarea prin scheme de automatizare, comanda accidentală a conectării, etc.) toate automatizările care pot provoca anclanşarea acestuia vor fi anulate. Orice acţionare a unui aparat de comutaţie trebuie urmată de verificarea poziţiei acestuia, pentru a căpăta certitudinea că aparatul respectiv a acţionat corect. Ca principii generale, nu se va acţiona un aparat cu ajutorul căruia este interzis să se întrerupă sau să se stabilească curenţii de sarcină, până când nu se va executa verificarea poziţiei deconectat (deschis) a aparatului din circuitul respectiv care are rolul de a întrerupe sau stabili aceşti curenţi; de asemenea, nu se va conecta (închide) un aparat prin care se stabilesc curenţii de sarcină (aparat care are acest rol),până când nu se va executa verificarea poziţiei închis a aparatelor din circuitul respectiv care au fost acţionate în prealabil şi care nu au rolul de a stabili aceşti curenţi. Astfel: a) Înaintea acţionării separatoarelor (debroşării sau broşării întreruptoarelor) se va verifica poziţia deconectată a întreruptorului din circuitul respectiv, pe toate fazele, pentru a preveni acţionarea în sarcină a acestora în cazul în care întreruptorul ne este deconectat corect pe una sau mai multe faze. b) Înaintea conectării unui întreruptor, prin care se stabileşte continuitatea unui circuit, se va verifica poziţia închis a separatoarelor din circuitul respectiv, care au fost acţionate în prealabil, pentru a preveni formarea arcului electric şi distrugerea separatoarelor respective la trecerea curentului, în cazul în care acestea nu sunt închise corect. c) Înaintea acţionării separatoarelor prin care se întrerupe (stabileşte) continuitatea unui circuit, atunci când s-a creat o altă cale de curent în paralel cu aceea care va fi întreruptă (stabilită), se va verifica poziţia închis (conectat) a aparatelor prin care s-a stabilit continuitatea căii de curent în paralel.


338

d) Înaintea verificării lipsei de tensiune în vederea executării legărilor la pământ, se va verifica poziţia deschis a tuturor separatoarelor prin care se realizează separarea vizibilă a echipamentului sau elementului respectiv (şi blocarea acestora). În cazul în care circuitul care trebuie întrerupt sau stabilit nu are întreruptor, se admite să se facă următoarele operaţii cu ajutorul separatoarelor normale: a) Stabilirea şi întreruperea circuitului transformatoarelor de tensiune. b) Stabilirea şi întreruperea curentului pentru punerea sub tensiune, în gol, a barelor colectoare şi elementelor aferente acestora. c) Stabilirea şi întreruperea circuitelor liniilor aeriene sau subterane, precum şi ale transformatoarelor de putere, cu condiţia ca valoarea curentului să nu depăşească valorile maxime admisibile rezultate di calcule sau cercetări experimentale, în funcţie de dimensiunile şi tipul constructiv al separatorului.

d) Întreruperea şi stabilirea legăturii la pământ a neutrului transformatoarelor. e) Închiderea şi deschiderea separatoarelor de şuntare şi ocolire, dacă aparatele din

circuitul şuntat sau ocolit de acestea sunt închise (conectate) şi tensiunile la contactele separatorului respectiv nu prezintă decalaj de fază şi diferenţă de valoare între ele.

f) Închiderea sau deschiderea în buclă a separatoarelor se va face numai în condiţiile prevăzute în instrucţiunile tehnice interne ale unităţii, care vor fi întocmite în baza unor calcule din care să rezulte că acestea pot fi acţionate în buclă.

Se vor lua măsurile tehnice necesare pentru a preveni deschiderea accidentală a buclei în alt punct, în timpul închiderii sau deschiderii în buclă a separatorului respectiv. În cazul în care nu se pot lua aceste măsuri se vor lua toate măsurile tehnice şi organizatorice necesare pentru ca, în cazul în care bucla se deschide accidental într-o parte a separatorului, aceasta să fie deschisă şi dinspre cealaltă parte a separatorului respectiv, astfel ca separatorul să fie acţionat fără tensiune.

În cazul în care nu se pot asigura măsurile de mai sus, se vor lua toate măsurile tehnice şi de organizare necesare pentru ca, în cazul în care bucla se deschide accidental într-o parte a separatorului, dispoziţia de executare a manevrei să poată fi anulată imediat.

Este interzisă deschiderea sau închiderea unui separator prin care s-ar putea întrerupe sau stabili curenţii capacitivi în cazul în care există o punere la pământ a unei faze în reţeaua respectivă.

Punerea sub tensiune în gol a unei bare, care a stat în rezervă sau a fost retrasă din exploatare, se recomandă să se facă prin conectarea întreruptorului unui echipament legat la bară (linie, transformator, cuplă) şi la care pe timpul manevrei s-a sensibilizat protecţia (curent minim, timp minim, nedirecţionată etc.). Înainte de conectare se va controla lipsa de tensiune pe bara respectivă la voltmetrele acesteia.

În cazul barelor de transfer, punerea sub tensiune pentru probarea acestora se va face prin cupla de transfer, cu protecţia sensibilizată, din bara pe care se află echipamentul ce va fi trecut pe transfer, urmând ca după deconectarea cuplei să se închidă separatorul la bara de transfer al echipamentului respectiv.

Liniile, porţiunile de linie, transformatoarele, barele, etc. Pentru care nu există certitudinea că sunt în bună stare (că nu au defecţiuni care pot da naştere la scurtcircuite) nu se vor pune sub tensiune cu ajutorul unui separator, chiar dacă se încadrează în cazurile admise. Punerea lor sub tensiune se va face cu ajutorul unui întreruptor al unui echipament legat de acesta.

La conectarea unui întreruptor cu tensiune din ambele părţi, este obligatoriu controlul sincronismului sau, în lipsa posibilităţilor de control al sincronismului, verificarea existenţei altor circuite în paralel care să asigure posibilitatea conectării în buclă.


339

La redarea în exploatare a unor linii sau echipamente după lucrări în cursul cărora ar fi putut apărea o modificare a legării fazelor, trebuie verificate succesiunea şi concordanţa acestora prin verificare vizuală şi prin măsurători.

În cazul sistemelor de bare duble, la trecerea unor echipamente sau elemente de pe o bară pe cealaltă, ordinea operaţiilor va fi aşa fel aleasă, încât să nu se întrerupă sau să se stabilească legătura între bare printr-un separator, cu excepţia cazului când prin acel separator se pune sub tensiune în gol (sau se scoate de sub tensiune, dacă este sub tensiune în gol) una din bare.

Atunci când legătura între bare este asigurată printr-o cuplă, se vor lua măsurile tehnice necesare pentru a preveni declanşarea (deschiderea) aparatelor din circuitul cuplei în timpul manevrelor de trecere şi a se evita astfel întreruperea sau stabilirea legăturii între bare printr-un separator.

De asemenea, se recomandă ca pe toată durata manevrelor de trecere de pe o bară pe alta, legătura dintre bare, realizată prin cuplă, să fie dublată prin separatoarele de bară menţinute închise ale unui echipament, care prin legătura respectivă (separatoare, conductoare etc.) să poată asigura trecerea unui curent cât mai mare posibil; manevra de trecere a echipamentului (elementelor) se va începe şi termina cu separatorul acestui echipament.

În cazul în care este prevăzută protecţie diferenţială de bare, efectuarea manevrei în acest mod se impune, pentru a se crea condiţii de lucru la protecţia diferenţială de pe ambele bare, la defect pe una din acestea.

Este interzisă trecerea la executarea verificării lipsei de tensiune şi executarea legăturilor la pământ la un capăt al unui echipament, fără ca în prealabil să se fi executat toate separările vizibile (inclusiv luarea tuturor măsurilor care să înlăture posibilitatea reapariţiei tensiunii) la toate celelalte capete ale echipamentului respectiv, de unde s-ar putea primi tensiune.

La executarea legăturilor la pământ la un echipament care are mai multe capete de unde se poate primi tensiune şi unde trebuie să fie executate legături la pământ, ordinea de preferinţă a executării va fi:

- pentru legăturile la pământ, întâi se vor executa cele care se fac prin închiderea cuţitelor de legare la pământ şi după aceea cele care se fac prin montarea de scurtcircuitoare mobile;

- pentru dezlegările de la pământ, întâi se vor executa cele care se fac prin demontarea scurtcircuitoarelor mobile şi după aceea cele care se fac prin deschiderea cuţitelor de legare la pământ.

În general, întreruptorul care a declanşat poate fi conectat fără a fi verificat. Reconectarea unei linii care a declanşat se poate face, în general, fără executarea în

prealabil a controlului liniei respective. În alegerea întreruptorului prin care se va pune sub tensiune linia declanşată (în cazul

liniilor care au posibilitatea de a fi puse sub tensiune din mai multe capete), se va prefera conectarea pentru probă de la capătul unde puterea de scurtcircuit este mai mică.

În caz de incident, o instalaţie care a rămas fără tensiune poate primi în orice moment tensiune, fără nici o anunţare prealabilă, dacă nu există alte precizări.

Personalul de deservire operativă care este de serviciu în tură în instalaţia respectivă trebuie să o pregătească în aşa fel încât să poată primi tensiune în orice moment, chiar fără prevenire.

La conceperea tuturor manevrelor se va ţine seamă în mod obligatoriu şi de prevederile N.P.M în vigoare.


340

11.3. Organizarea întreţinerii staţiilor şi posturilor de transformare

Funcţionarea staţiilor electrice şi a posturilor de transformare se caracterizează prin numărul mare de ore de utilizare a echipamentelor şi aparatelor. Totodată, la majoritatea instalaţiilor sau a părţilor din instalaţii, scoaterea lor din funcţiune conduce la întreruperea în alimentarea cu energie electrică a unui anumit număr de consumatori sau la scăderea siguranţei în alimentare. De aceea, în cazul staţiilor electrice şi a posturilor de transformare reparaţiile accidentale, neplanificate, dezorganizează exploatarea şi pot conduce la pierderi importante în economia naţională. Ca urmare, în instalaţiile electrice sunt întreţinute şi reparate în mod organizat, respectiv preventiv şi planificat. Acest mod de întreţinere şi reparaţie, care se bazează pe studiul uzurii echipamentelor în raport cu intensitatea folosirii lor în exploatare, dă posibilitatea prevenirii apariţiei unor avarii accidentale prin executarea la timp a controlului şi a reviziilor-reparaţiilor planificate, permite determinarea capacităţii personalului de întreţinere şi a atelierelor de reparaţii, şi asigură posibilitatea planificării raţionale cu materiale şi piese de schimb. Echipamentele şi aparatele electrice din staţii şi posturi de transformare au în componenţa lor o mare diversitate de piese. Uzura pieselor în timpul exploatării se produce în mod diferit. Sunt piese care se uzează rapid, datorită unor acţiuni mecanice, termice sau chimice de mare intensitate şi frecvenţă ridicată. Altele au o uzură lentă ca urmare a solicitărilor reduse. În această situaţie, în componenţa echipamentelor şi aparatelor electrice există piese care au grade diferite de uzură. Unele piese pot funcţiona un timp mai îndelungat, iar altele funcţionează un timp mult mai scurt. Înlocuirea sau repararea la timp a elementelor şi a pieselor care au ajuns la capătul vieţii lor constituie factorul esenţial în sistemul reparaţiilor preventive, deoarece prin aceasta se evită scoaterea din funcţiune accidentală a unui ansamblu. De aici rezultă necesitatea ca în cursul exploatării unui echipament sau aparat, unele din piesele sale să fie înlocuite sau reparate de mai multe ori decât alte piese, a căror uzură se produce mai lent. Bazaţi pe aceste constatări, în afara lucrărilor de întreţinere curentă, instalaţiile din staţii şi posturi de transformare se supun la următoarele categorii de lucrări de reparaţii (R): Revizie tehnică (RT) cuprinde ansamblul de operaţii executate periodic pentru verificarea, curăţirea, eliminarea unor defecţiuni, măsurători profilactice, înlocuirea unor elemente, piese uzate sau subansambluri, având scopul de a constata starea tehnică a instalaţiilor, înainte de executarea reparaţiei planificate. Revizia tehnică se execută la locul de amplasare a instalaţiei, de către echipe specializate. Dacă cu ocazia reviziei tehnice se constată un defect care ar provoca întreruperea în funcţionare a instalaţiei, iar pentru eliminarea deficienţelor constatate este necesară înlocuirea de părţi, elemente sau piese etc. şi dacă pentru aceasta se depăşeşte valoarea normată pentru revizia tehnică, atunci se va executa în continuare reparaţia curentă necesară. Prima revizie tehnică se execută, indiferent de ciclul de funcţionare normat, la un an de la punerea în funcţiune a mijlocului fix respectiv. Reparaţia curentă (RC) cuprinde ansamblul de operaţii prin care se urmăreşte aducerea tuturor părţilor fondului fix la parametrii proiectaţi, remediindu-se toate defecţiunile constatate în timpul exploatării instalaţiilor electromagnetice, pentru asigurarea funcţionării, în condiţii de siguranţă, până la următoarea reparaţie capitală.


341

În funcţie de mărimea ciclului de reparaţii, de volumul de lucrări care se execută şi de valoarea pieselor şi subansamblurilor reparate, recondiţionate sau înlocuite, reparaţiile curente se împart în:

- reparaţii curente de gradul I (RC1); - reparaţii curente de gradul II (RC2). Cu ocazia lucrărilor de reparaţii curente se execută şi lucrările de revizie, valoarea

acestora cuprinzându-se în documentaţia pentru lucrările de reparaţii curente. În cazul în care cu ocazia lucrărilor de reparaţii curente se constată unele defecte care

ar putea provoca întreruperea în funcţionare a instalaţiei, iar volumul de lucrări depăşeşte plafonul valoric normat, se va executa reparaţia capitală prin restructurarea plafonului de reparaţii capitale, cu respectarea prevederilor legale.

Reparaţia capitală (RK) reprezintă complexul de lucrări ce se execută periodic asupra fondurilor fixe, după expirarea fiecărui ciclu de funcţionare prevăzut, şi care are drept scop să asigure readucerea caracteristicilor tehnico-economice ale acestora la parametrii proiectaţi.

În cadrul reparaţilor capitale se efectuează înlocuirea totală sau parţială a unor elemente structurale deteriorate ca urmare a uzurii fizice. De asemenea, în cadrul reparaţiilor capitale se pot executa modernizări menite să îmbunătăţească starea tehnică a instalaţiei sau să ridice calitatea parametrilor tehnico-funcţionali.

O dată cu reparaţiile capitale se vor executa şi lucrările de revizie şi reparaţie curentă necesare, valoarea lor cuprinzându-se în documentaţia pentru reparaţia capitală.

Reconstrucţiile şi modernizările (RM) reprezintă ansamblul de lucrări care necesită modernizări şi înlocuiri ale unor elemente componente şi agregate energetice, pentru execuţia cărora sunt necesare durate şi costuri superioare celor normate pentru reparaţiile capitale, dar se încadrează în prevederile legale în privinţa costurilor şi a surselor de finanţare (reparaţii sau investiţii).

Intervenţiile accidentale (IA) reprezintă complexul de lucrări ce se execută pentru remedierea deranjamentelor, incidentelor şi avariilor care apar accidental în instalaţiile aflate în regim normal de exploatare sau ca urmare a efectelor produse de fenomene naturale deosebite (cutremure, incendii, explozii, furtuni distrugătoare, inundaţii, alunecări de terenuri, prăbuşiri, etc.).

Intervenţiile accidentale comportă urgenţă şi nu se pot amâna în cazul în care neefectuarea lor periclitează siguranţa instalaţiilor electroenergetice sau duce la pagube în economia naţională.

Intervenţiile accidentale care nu comportă urgenţă se vor putea amâna până la prima reparaţie curentă sau reparaţie capitală.

Intervenţiile accidentale pot avea şi caracterul lucrărilor de revizii sau reparaţii. Intervenţiile accidentale care necesită un volum de lucrări similare cu cel prevăzut la

lucrările de revizie tehnică nu se introduc în plan şi vor fi executate imediat. Intervenţiile accidentale care necesită un volum de lucrări similar cu cel prevăzut la

lucrările de reparaţii curente sau reparaţii capitale se vor executa pe baza procesului verbal de constatare şi, în cazul reparaţiilor capitale, a aprobării date, dacă valoarea reparaţiei se încadrează în limita prevăzută de normativul valoric pentru costurile şi valoarea reparaţiei planificate.

Opririle tehnologice (OT) sunt întreruperi în funcţionarea unuia sau mai multor fonduri fixe, pentru executarea unor lucrări planificate la un alt fond fix. Tot în cadrul opririlor tehnologice intră şi lucrările planificate care se fac la instalaţii comune, ce impun oprirea a două sau mai multe fonduri fixe şi care nu pot funcţiona în această perioadă. În


342

timpul OT se pot executa lucrări de întreţinere, revizie sau reparaţie la fondurile fixe afectate, chiar dacă acestea nu se înscriu în graficul planificat.

Duratele şi periodicitatea opririlor tehnologice nu se normează, acesta se stabilesc pe baza graficelor anuale aprobate de organul tutelar, în funcţie de rolul fondului fix în ansamblul instalaţiilor din cadrul sistemului energetic naţional.

Cu ocazia reparaţiilor curente şi capitale, se pot executa lucrări de modernizare şi de îmbunătăţire a anumitor părţi ale mijloacelor fixe în scopul de a li se reda parametrii iniţiali de funcţionare, îmbunătăţirea randamentului, nivelului de tensiune, etc. Corespunzător condiţiilor de funcţionare. De asemenea, în scopul aducerii echipamentului în concordanţă cu noile condiţii de exploatare şi siguranţă impuse, se pot înlocui aparatele uzate cu altele corespunzătoare stadiului tehnicii în momentul executării reparaţiei.

Lucrările de revizii tehnice şi reparaţii curente se efectuează pe baza programelor şi graficelor aprobate de organul de conducere al unităţii care deţine fondul fix şi trebuie să asigure exploatarea în condiţii de siguranţă şi la nivelul parametrilor proiectaţi ai maşinilor, utilajelor şi instalaţiilor, până la perioada de efectuare a reparaţiilor capitale.

Documentaţiile tehnico-economice pentru lucrările de revizii, reparaţii curente şi reparaţii capitale se întocmesc de către compartimentele unităţilor deţinătoare de fonduri fixe sau, după caz, de unităţile specializate şi se aprobă conform competenţelor.

Recepţia lucrărilor de revizii tehnice, reparaţii curente şi reparaţii capitale se efectuează de către comisii de recepţie aprobate de organele de conducere colectivă ale organelor ierarhice superioare, potrivit competenţelor de aprobare, în funcţie de importanţa economică şi de valoarea fondurilor fixe reparate.

Răspunderea pentru calitatea reparaţiilor capitale revine în întregime executanţilor lucrărilor, comisiile de recepţie răspunzând pentru admiterea recepţiei executate necorespunzător.

11.4. Strategii de retehnologizare a staţiilor de transformare

În contextul interconectării Sistemului Energetic Naţional (SEN) la sistemele energetice ale Uniunii pentru Coordonarea Transportului Energiei Electrice (UCTE) – obiectiv prioritar al sectorului energetic din România în cadrul acţiunii de aderare a ţării la Uniunea Europeană, realizarea lucrărilor de retehnologizare/reparaţii aferente staţiilor electrice impune o nouă abordare ce se aliniază la Planul de perspectivă de dezvoltare 2001-2010.

Premisele elaborării unei strategii de retehnologizare pentru staţiile electrice din cadrul SEN sunt:

- saltul tehnologic din ultimii ani, atât în domeniul echipamentelor primare aferente staţiilor, cât mai ales în cel al sistemelor de comandă, control, protecţie şi telecomunicaţii;

- durata de viaţă depăşită şi starea actuală a staţiilor electrice în ceea ce priveşte echipamentul primar şi secundar, conceptul de comandă, control, protecţie, inclusiv modul de asigurare a comunicaţiei;

- creşterea gradului de informatizare a activităţilor legate de operare, mentenanţă, urmărire a comportării în exploatare a echipamentelor din staţiile electrice.

Metodele de retehnologizare aplicate vizează soluţii globale, ce cuprind: a) Reconsiderarea schemelor electrice monofilare ale staţiilor din perspectiva

modificărilor structurale ce au loc în mediul industrial adiacent, al priorităţilor


343

legate de interconexiune la sistemele energetice ale UCTE şi, nu în cele din urmă, al fiabilităţii noilor echipamente (permiţând o simplificare a schemei de conexiuni);

b) Înlocuirea echipamentului primar şi a celui de comandă-control-protecţie la nivel descentralizat;

c) Reconsiderarea conceptului de comandă-control la nivelul tehnologiei secolului XXI (camere de comandă în tehnica vizuală avansată, utilizând SCADA (Suppervisory Control And Data Acquisition – procesul prin care se vehiculează în timp real informaţii provenite din localizări îndepărtate geografic la un centru de control, pentru scopuri de prelucrare, analiză şi telecomandă) şi principii moderne de comandă-supraveghere proces), aşa numitul „next generation control”;

d) Refacerea sistemului de servicii proprii în concordanţă cu cerinţe stabilite prin normative şi la nivelul de performanţă necesar a susţine sub raportul fiabilităţii sistemul tehnologic electric;

e) Refacerea părţii de construcţie şi a sistemului de cabluri. În cadrul proiectelor de retehnologizare sunt puse în operă cele mai noi tehnologii

existente în prezent în lume, incluzând: - pe partea primară: soluţii utilizând echipament performant clasic, compact,

combinat sau staţii cu izolaţie în SF6 (Gas-Insulated-Switchgear); - pe partea secundară: terminale de comandă-control-protecţie realizate în tehnica

digitală, cu facilităţi în ce priveşte comunicaţia serială cu nivelul ierarhic superior; - sistemul de comandă-control centralizat (camera de comandă) realizat pe baza

celor mai noi principii în ceea ce priveşte HMI (Human-Machine Interface), sistemul de ierarhizare a informaţiei, înregistrarea evenimentelor, etc.

De exemplu, o strategie de retehnologizare a staţiilor de transformare bazată pe metoda de importanţă şi fiabilitate a fost stabilită Reţeaua Electrică de Transport (RET) Aceasta are la bază o analiză multicriterială de ierarhizare a staţiilor ce urmează a fi reabilitate, dar luând în considerare de asemenea:

a) Tehnologia avansată şi conceptele noi de exploatare şi conducere proces tehnologic electric existente pe plan mondial la nivelul staţiilor electrice;

b) Corelarea (informatizată) a programului de reparaţii aferent staţiilor electrice (pe niveluri de tensiune) cu programul de retehnologizare evidenţiat în Planul Director 2001-2004;

c) Experienţa acumulată în retehnologizarea altor staţii (Porţile de Fier, Urecheşti, Arad, Mintia), experienţă materializată în principal în contractarea „la cheie”;

d) Protejarea mediului înconjurător prin aplicarea unor tehnologii cu impact minim.

Ierarhizarea în perioada 2001-2004 şi orientativ până în 2010 a lucrărilor de retehnologizare a staţiilor s-a realizat pe baza următoarelor criterii:

1. Interconexiunea sincronă şi asincronă cu sisteme electroenergetice vecine; acest criteriu răspunde obiectivului de asigurare a condiţiilor tehnice impuse de interconexiunea cu sistemele UCTE;

2. Starea tehnică a instalaţiilor este determinată de uzura fizică şi morală a instalaţiilor – apreciată funcţie de numărul de incidente din staţii, de gradul de poluare al zonei şi de executarea sistematică a programelor de mentenanţă. Acest criteriu cuantifică obiectivul de creştere a calităţii şi disponibilităţii serviciilor oferite utilizatorilor reţelei de transport. Ca element nou al metodei propuse, evaluarea stării tehnice a instalaţiilor din staţii se va face pe baza măsurătorilor,


344

expertizelor tehnice privind evoluţia parametrilor funcţionali ai echipamentelor electroenergetice, date preluate din aplicarea mentenanţei bazate pe fiabilitate (MBF). Datele furnizate de această evaluare permit calculul indicatorilor de fiabilitate ai ansamblului staţie de transformare ca element esenţial în ierarhizarea staţiilor de retehnologizat.

3. Importanţa staţiilor pentru funcţionarea în siguranţă a SEN este un criteriu ce răspunde cerinţelor de calitate a serviciilor pentru utilizatorii RET, cât şi obiectivul de creştere a cifrei de afaceri a companiei. Pentru a determina ordinea de prioritate a retehnologizărilor staţiilor este necesar ca, alături de cunoaşterea stării tehnice, să se stabilească importanţa acestora în SEN. Pentru a stabili modul de evaluare a importanţei diferitelor staţii din RET este necesar să se determine mai întâi importanţa fiecărei linii sau transformator conectat în staţia respectivă precum şi importanţa nodului ce reprezintă staţia în reţeaua SEN.

4. Energia electrică transportată anual prin staţii este criteriul de referinţă ce reflectă nemijlocit obiectivul creşterii cifrei de afaceri a companiei de transport a energiei. Valoarea energiei transportate s-a calculat pentru fiecare staţie în vederea stabilirii ierarhizărilor prin MIF utilizând regimuri caracteristice de funcţionare în anul precedent, pe sezoane şi zile calendaristice.

5. Criteriul economico-financiar este un criteriu ce cuantifică eforturile de eficientizare a întregii acţiuni de retehnologizare a staţiilor electrice la nivelul companiei.

Ierarhizarea prin MIF oferă suportul decizional pentru stabilirea ordinii de demarare a proiectelor de retehnologizare a staţiilor RET. Metoda permite stabilirea momentului şi a gradului de retehnologizare, pe următoarele niveluri:

1. Înlocuirea completă a echipamentului primar şi secundar; 2. Înlocuirea sistemului de comandă-control; 3. Înlocuirea sistemului de protecţii, comandă, control; 4. Montarea sistemului de monitorizare a parametrilor echipamentelor staţiei; 5. Fără intervenţie. Un aspect important de menţionat este corelarea strategiei de retehnologizare cu

programul de reparaţii, program care, prin prisma unei abordări mai realiste a noţiunii de reparaţii capitale (în contextul saltului tehnologic, al duratei de viaţă depăşite a echipamentelor din staţii, al lipsei pieselor de schimb şi al cerinţelor de utilizare eficientă a fondurilor de producţie), completează şi determină aplicarea programului de retehnologizare.

Această abordare nouă a noţiunii de reparaţie capitală oferită de cadrul economic şi legislativ, alături de cel al dezvoltării tehnologice este o componentă fundamentată, de mare actualitate a strategiei de reabilitare a staţiilor electrice.

11.5. Incidente şi avarii în staţii şi posturi de transformare


În scopul cunoaşterii şi măririi gradului de siguranţă în funcţionarea staţiilor electrice,

posturilor de transformare şi a punctelor de alimentare, precum şi în scopul cunoaşterii modului de satisfacere a necesităţilor consumatorilor, se analizează, se înregistrează şi se prelucrează informaţiile privind:

- defecţiunile curente care se elimină prin activitatea obişnuită de exploatare şi întreţinere fără oprirea instalaţiei de bază;


345

- deranjamentele constând din defecţiuni în reţeaua de distribuţie sub 1 kV, care duce la întreruperea consumatorilor alimentaţi din această reţea;

- acţionarea corectă a dispozitivelor de automatizare destinate prevenirii extinderii unor perturbaţii (reanclanşare automată rapidă – RAR, anclanşare automată a rezervei – AAR, descărcare automată a sarcinii – DAS, etc.);

- perturbaţiile, incidentele, avariile, deteriorările de echipamente care au loc în funcţionarea instalaţiilor;

- sacrificiile şi limitările de consum de energie electrică impuse de anumite situaţii existente la un moment dat în sistem sau în unele zone ale acestuia;

- abaterile de durată ale parametrilor energiei electrice. Informaţiile respective se analizează în mod sistematic de către organizaţiile care

cercetează, proiectează, execută şi exploatează instalaţiile şi obiectele sistemului energetic, precum şi de către organele ierarhice superioare ale acestora, stabilindu-se măsuri pentru ridicarea gradului de siguranţă.

Noţiunile utilizate în acest sistem informaţional au următorul înţeles: Incident este evenimentul sau succesiunea de evenimente care duce, la un moment dat,

la modificarea stării anterioare de funcţionare a unei instalaţii sau a unui obiect, cu consecinţe nedorite asupra duratei de funcţionare sau parametrilor funcţionali (stabiliţi prin instrucţiuni) ai acestora, indiferent dacă au afectat sau nu consumatorii.

Nu sunt considerate incidente următoarele evenimente: - ieşirea din funcţiune a unei instalaţii ca urmare a acţionării corecte a elementelor

de protecţie şi automatizare. În cazul unor evenimente nedorite care au avut loc în altă instalaţie: ieşirea din funcţiune a unei instalaţii, care este o consecinţă a incidentului localizat în altă instalaţie, se evidenţiază la acestea din urmă;

- ieşirea din funcţiune sau retragerea din exploatare a unei instalaţii sau a unei părţi a acesteia datorită unor defecţiuni care pot să apară în timpul efectuării asupra acesteia a încercărilor profilactice; pentru aceste defecţiuni se evidenţiază numai echipamentul deteriorat;

- reanclanşarea automată a liniilor electrice aeriene datorită funcţionării reuşite a dispozitivelor RAR, de la toate capetele acestora;

- deconectarea manuală a liniilor electrice aeriene cu neutrul izolat pentru depistarea punerilor la pământ (energie electrică nelivrată ca urmare a deconectării liniilor pentru manevrele de depistare a defectului se înregistrează la incidentul liniei cu defect);

- retragerea din exploatare – cu aprobare – a întreruptoarelor al căror număr de declanşări pe scurtcircuit a atins numărul admis prin instrucţiunile de exploatare;

- ieşirea din funcţiune a unei instalaţii auxiliare sau a unui element al acesteia din cadrul staţiilor electrice, dacă au fost înlocuite cu rezerva prin funcţionarea corectă a AAR-ului şi nu au avut ca efect reducerea puterii efectiv utilizabile sau alimentarea consumatorilor;

- retragerea accidentală din funcţiune a unei instalaţii sau a unui element al acesteia din cadrul staţiilor, în scopul eliminării unor defecţiuni, dacă au fost înlocuite cu rezerva şi nu au afectat puterea efectiv utilizabilă, sau alimentarea consumatorilor;

- retragerea din exploatare aprobată de dispecer a unor instalaţii pentru eliminarea unor defecţiuni, când aceasta se efectuează în perioada golurilor de sarcină, fără afectarea consumatorilor;

- retragerea din exploatare în mod voit a unor instalaţii pentru prevenirea de accidente umane şi în caz de pericol iminent de incendiu, explozie sau calamităţi;


346

- retragerea din exploatare a instalaţiilor ca urmare a dispoziţiei operative a dispecerului.

Un incident, în sens de unitate de înregistrare, se consideră acela care: - are loc într-o singură instalaţie; - se manifestă cu un singur prilej; - este determinat de o singură cauză. De asemenea, se consideră un singur incident declanşările rezultate într-o perioadă de

cel mult 30 min. Ale unei linii electrice, datorită unei aceleiaşi cauze şi cu un acelaşi prilej, precum şi declanşarea a două întreruptoare, când între ele nu se poate asigura un reglaj al protecţiei cu o treaptă de timp corespunzătoare.

Pentru incidentul care nu se poate localiza la o singură instalaţie sau obiect, însă se manifestă cu un singur prilej şi este determinat de o singură cauză, unitatea de înregistrare se stabileşte la obiectivul care cuprinde respectivele instalaţii.

Pentru fiecare incident considerat unitate de înregistrare se atribuie un număr de ordine distinct la nivelul unităţii administrative, pe fiecare an calendaristic.

Incidentul izolat este incidentul care are loc la un moment dat într-una din instalaţiile sau obiectele staţiei electrice şi care:

- nu duce şi la apariţia altor incidente; - afectează starea de funcţionare a altor instalaţii sau obiecte, dar numai ca urmare a

acţionării corecte a elementelor de protecţie sau automatizare cu care acestea sunt prevăzute.

Incident primar este incidentul de exploatare dintr-o instalaţie sau obiect, care duce la apariţia altor evenimente definite la rândul lor ca incidente, dar care au fiecare cauze distincte.

Incident asociat este incidentul de exploatare care are loc într-o instalaţie sau obiect cu prilejul incidentului primar.

Avarie este incidentul de amploare sau o succesiune de incidente ce au loc la un moment dat într-un obiectiv, într-o zonă din sistem sau în sistemul energetic luat în ansamblu, şi care are drept consecinţă deteriorări de echipamente importante sau întreruperi în alimentarea cu energie electrică a unor platforme industriale sau zone de consum.

Se consideră avarie în cadrul reţelelor şi staţiilor electrice: - ieşirea accidentală din funcţiune a unui circuit al liniilor electrice, a unui

transformator sau autotransformator din reţeaua de 220 kV sau mai mare pe o durată mai mare de 30 min;

- ieşirea totală, accidentală, din funcţiune a unei staţii de transformare cu tensiunea de 110 kV sau mai mult pe o durată mai mare de 30 min însoţită de deteriorări de echipamente sau de întreruperea alimentării unor consumatori speciali;

- întreruperea totală sau parţială a alimentării cu energie electrică a platformelor industriale şi altor consumatori importanţi nominalizaţi pe o perioadă mai mare decât timpul de funcţionare al automaticii de sistem;

- defectarea compensatoarelor sincrone cu puteri de 50 MVar sau mai mari, care le face indisponibile pe o durată mai mare de 5 zile;

- ieşirea totală din funcţiune a unei staţii de transformare cu tensiune sub 110 kV, datorită unor defecţiuni care o fac indisponibilă pe o durată mai mare de 5 zile.

Pentru fiecare avarie se va atribui la nivelul sistemului energetic şi pe fiecare an calendaristic un număr de ordine.

Fiecărui incident component al avariei i se va atribui şi numărul de ordine al avariei. Cauza incidentului este deficienţa sau fenomenul care provoacă la un moment dat, în

anumite condiţii, apariţia incidentului sau a avariei.


347

Cauza care determină apariţia unui incident poate să aparţină uneia dintre următoarele categorii:

- lucrarea de cercetare pe baza căreia s-a adoptat soluţia de proiectare; - concepţia de proiectare; - execuţia instalaţiei; - calitatea echipamentelor; - calitatea materialelor din care au fost realizate instalaţiile sau părţi din instalaţii; - uzura instalaţiilor sau a unor elemente din instalaţii; - defecte ascunse care nu pot fi depistate prin profilaxia normală; - lipsa unor materiale sau piese de schimb; - calitatea unor materiale sau piese de schimb; - depăşirea solicitărilor pentru care au fost dimensionate instalaţiile, datorită forţei

majore; - modificări sau provizorate executate fără respectarea prevederilor normelor; - modul de exploatare a instalaţiilor; - modul de realizare a lucrărilor de reparaţii şi întreţinere; - modul de realizare a profilaxiei; - modul de pregătire a personalului de exploatare şi întreţinere; - încadrarea cu personal de nivel sau în număr necorespunzător; - nerealizarea sau realizarea necorespunzătoare a unor măsuri tehnice sau

organizatorice stabilite anterior; - instalaţiile consumatorilor; - factori întâmplătorii; - forţele naturii sau alte elemente naturale; - alte cauze. Pentru fiecare incident se va atribui o cauză distinctă. Analiza va trebui însă să

evidenţieze dacă au existat şi alţi factori, deficienţe sau fenomene care au favorizat apariţia incidentului, pentru a se putea stabili şi măsurile necesare eliminării lor.

Avaria poate avea mai multe cauze, în funcţie de numărul incidentelor care o compun. Prilejul incidentului reprezintă o împrejurare momentană, evidentă şi inevitabilă, în

care o anumită cauză provoacă apariţia incidentului. În această împrejurare instalaţia ar fi funcţionat normal dacă nu ar fi existat cauza.

Cauza şi prilejul unui incident sunt elemente distincte şi se evidenţiază separat. Dacă un incident reprezintă prilej de apariţie a altor incidente asociate, fiecare dintre

acestea se analizează, evidenţiindu-se separat cauza şi prilejul lor. Forma de manifestare a avariei sau a incidentului este totalitatea fenomenelor care

caracterizează avaria sau incidentul respectiv. Locul incidentului este obiectivul, instalaţia, obiectul şi echipamentul sau partea

componentă a unei instalaţii ori a unui obiect la care s-a produs incidentul. Locul avariei este totalitatea obiectivelor sau a instalaţiilor în care au avut loc

incidentele ce o compun. Obiectivul în care apare avaria sau incidentul este ansamblul de instalaţii sau obiective

având una sau mai multe funcţii de producere, transport şi distribuţie a energiei electrice. Instalaţia este ansamblul de echipamente, elemente, dispozitive şi aparate amplasate

într-un singur loc, care au un scop funcţional determinat. Obiectul este ansamblul de amenajări şi construcţii specifice obiectivelor energetice,

având un scop funcţional determinat în procesul de producere, transport sau distribuţie a energiei electrice.


348

Durata incidentului este cel mai mare interval de timp cuprins între momentul apariţiei incidentului şi momentul rezolvării uneia dintre următoarele situaţii corespunzătoare incidentului respectiv:

- crearea posibilităţilor de alimentare cu energie electrică sau cu căldură a consumatorilor la parametrii existenţi în momentul anterior producerii incidentului;

- eliminarea reducerii sub valoarea de contract sau a graficului de livrare a puterii efectiv utilizabile, ca urmare a defectării sau ieşirii accidentale din funcţiune a uneia sau mai multor elemente componente ale unei instalaţii.

Durata avariei este intervalul de timp dintre momentul apariţiei incidentului primar până în momentul lichidării incidentului component – primar sau asociat – cu durata cea mai mare; în cazul în care avaria se compune dintr-un singur incident, durata acestuia este identică cu durata incidentului respectiv (izolat).

În cazul în care readucerea în starea de funcţionare a unor instalaţii necesită reparaţii, dar lipsa lor a fost suplinită prin funcţionarea altor instalaţii din cadrul sistemului energetic, durata avariei se consideră până în momentul când noul regim de funcţionare a fost aprobat de conducerea operativă a sistemului energetic.

Durata întreruperii în alimentarea consumatorilor (parţială sau totală) este intervalul de timp cuprins între momentul în care, din cauza unei indisponibilităţi temporare ca urmare a unui incident sau a unei avarii, consumatorului nu i s-a putut livra energia electrică sau debitul de căldură la parametrii stabiliţi şi momentul restabilirii alimentării la parametrii solicitaţi de consumator, dar nu mai mari decât parametrii limită minimi stabiliţi prin contract.

Durata indisponibilităţii unei instalaţii sau obiect este intervalul de timp dintre momentul ieşirii accidentale din funcţiune a instalaţiei respective şi momentul repunerii ei în disponibilitate (în funcţiune sau în rezervă) indiferent dacă aceasta s-a făcut prin repararea sau prin înlocuirea lui sau a părţii componente defecte.

Energia electrică nelivrată este energia electrică care ar fi fost livrată consumatorilor în condiţii normale de funcţionare, pe durata întreruperii sau limitării în alimentare ca urmare a unui incident sau a unei avarii.

Deteriorarea echipamentului este modificarea caracteristicilor fizice (electrice sau mecanice) ale echipamentului, care duce la scoaterea acestuia din funcţiune sau din starea de disponibilitate, echipamentul necesitând o reparaţie.

Cauza deteriorării echipamentului este deficienţa tehnică de fabricaţie, proiectare, montaj, exploatare sau acţiunea unor factori externi care provoacă la un moment dat deteriorarea unui echipament. Cauza deteriorării poate să coincidă cu cauza incidentului.

Durata indisponibilităţii echipamentului ca urmare a deteriorării este timpul calendaristic în ore din momentul producerii deteriorării până în momentul remedierii acesteia şi al repunerii în funcţiune sau în stare de rezervă, se compune din timpul de aşteptare şi timpul efectiv de reparaţie.

Personalul de deservire operativă din tură care supraveghează direct instalaţiile este obligat ca, la constatarea oricărui incident sau avarie, să raporteze imediat aceasta şefului său ierarhic superior pe linie operativă şi să înregistreze aceasta în registrul operativ.

Personalul de conducere operativă (dispecerul de la diferitele trepte de comandă ale sistemului energetic) consemnează incidentul sau avaria şi, în funcţie de amploarea acestora, comunică imediat conducerii administrative şi inspectoratului de avarii din unitatea respectivă precum şi treptei superioare de dispecer.


349

Analiza avariei sau a incidentului se face la nivelul unităţii organizatorice care are în gestiune instalaţiile respective, cu participarea, dacă este necesar, a reprezentanţilor fabricantului, proiectantului şi executantului obiectivului.

Conducătorului unităţii organizatorice îi revine răspunderea pentru efectuarea complexă, exactă şi în termen a analizei avariei sau incidentului.

11.5.2. Incidente şi avarii caracteristice la staţii sau posturi de transformare

şi măsuri de prevenire

Determinarea cauzelor reale ale incidentelor şi avariilor şi analiza corectă din punct de vedere tehnico-ştiinţific a acestora constituie o sarcină principală a personalului de exploatare, deoarece în acest mod se pot stabili măsuri care să conducă la reducerea sau la eliminarea unor astfel de evenimente directe, cu consecinţe asupra siguranţei în alimentarea cu energie electrică a consumatorilor.

Printre incidentele şi avariile care se înregistrează la staţii şi posturi de transformare, o categorie separată o constituie cele din vina personalului.

Insuficienta pregătire profesională, neatenţia, indisciplina în muncă, nerespectarea normelor tehnice şi de protecţia muncii conduc în unele situaţii la producerea unor incidente şi avarii din vina personalului, care pot fi fie manevre greşite, fie lucrări de întreţinere, încerări profilactice etc. executate necorespunzător. Dintre cele mai des întâlnite exemplificăm:

- Deschiderea unor separatoare sub sarcină se produce acolo unde nu există dispozitive de blocaj între întreruptoare şi separatoare, sau unde personalul anulează în timpul manevrei blocajele existente.

Deschiderea separatoarelor în sarcină se mai poate face şi datorită efectuării manevrei în altă celulă decât în cea în care condiţiile de deconectare a separatorului sunt îndeplinite. Acest gen de incidente este mai răspândit în general la instalaţiile de distribuţie construite pe mai multe nivele.

- Punerea sub tensiune a unor instalaţii electrice din care nu s-au scos toate scurtcircuitoarele mobile sau la care nu s-au deschis separatoarele de punere la pământ conduce la incidente datorate închiderii pe scurcircuit a unor aparate de manevră. Dat fiind că scurtcircuitoarele se montează în general pe barele staţiilor sau în imediata apropiere a acestora, unde puterile de scurtcircuit au valori relativ ridicate, efectele produse sunt deosebit de grave. Astfel, la barele de distribuţie de 20 kV ale unei staţii alimentate de un transformator cu o putere de 25 MVA puterea de scurtcircuit pe bare fiind de circa 210 MVA, o avarie de acest fel conduce la distrugerea completă a celulei şi la extinderea arcului electric la ambele sisteme de bare colectoare, dacă staţia are două sisteme de bare.

- Deconectarea eronată a unor elemente ale instalaţiei o fac electricienii care plecând din camera de comandă spre staţie să deconecteze un anumit element, deconectează altul, ducând astfel la întreruperea unor consumatori. Nu se produc în acest caz avarii în instalaţiile energetice, dar se produc uneori perturbaţii grave la consumatori.

- Efectuarea de manevre incorecte, cum ar fi de exemplu, neutilizarea cuplei la trecerea unor celule de pe un sistem de bare pe celălalt, ceea ce poate conduce la incidente şi avarii grave la barele colectoare.

- Conexiuni electrice greşite, cum ar fi legarea greşită în paralel a două transformatoare, legarea incorectă a fazelor la două linii sau cabluri care funcţionează în paralel, transformatoare de curent lăsate cu secundarul deschis, etc.


350

- Neluarea unor măsuri de ermetizare a instalaţiilor în scopul împiedicării pătrunderii păsărilor sau animalelor în instalaţiile de distribuţie duce de asemenea la incidente şi avarii, datorită scurtcircuitelor provocate de acestea.

- Neefectuarea la termen a verificărilor şi încercărilor profilactice ale instalaţiilor face ca anumite puncte slabe ale instalaţiilor să nu fie puse în evidenţă şi să conducă la incidente şi avarii. Încercarea profilactică a instalaţiilor făcută la termenele prescrise reduce substanţial probabilitatea de avarie a acestora, conducând la evidenţierea elementelor cu izolaţie scăzută sau ale căror caracteristici s-au modificat în timp din diferite cauze (pătrunderea umidităţii, depunerea prafului, fisurarea unor izolatoare, etc.). O mare importanţă are verificarea funcţionării corecte a instalaţiilor de protecţie prin relee, a dispozitivelor de automatizare şi a aparatelor de comutare. Verificarea instalaţiilor de protecţie contra supratensiunilor atmosferice şi a instalaţiilor de legare la pământ reduce de asemenea probabilitatea de producere a incidentelor şi avariilor.

O altă categorie importantă de incidente şi avarii ce se înregistrează în staţii şi posturi de transformare se referă la cele provocate de calitatea necorespunzătoare a aparatelor şi materialelor furnizate de constructori. Cele mai frecvente sunt:

- Întreruptoarele cu o putere de rupere reală inferioară celei înscrise pe placa cu caracteristici conduc la numeroase cazuri de explozii de întreruptoare, de sudare a contactelor acestora, de blocare a contactelor.

- Separatoare de tip exterior cu insuficientă rezistenţă mecanică, ale căror izolatoare se rup cu ocazia manevrelor, producând avarii.

- Transformatoarele de tensiune, cu circuitul magnetic subdimensionat, conduc la încălziri exagerate, respectiv la explozii şi incendii.

- Transformatoarele de forţă cu defecte de concepţie şi de execuţie, care conduc la scoaterea lor din funcţiune pe termene lungi.

- Dispozitive de acţionare de la distanţă nesigure în funcţionare, ceea ce face ca instalaţiile de automatizare cu care se cuplează să nu-şi atingă scopul.

În afara acestor incidente, cu o pondere mai mică sunt şi incidentele provocate de lucrări executate necorespunzător de unităţile de construcţii-montaj, cele provocate de forţe ale naturii (descărcări atmosferice, vânt, chiciură, viscol etc.) cele datorite poluării instalaţiilor de tip exterior, cele provocate de acţiuni ale unor persoane străine, de păsări şi animale etc.

Pe baza experienţei de exploatare, în urma analizelor ce se fac, sunt stabilite măsurile tehnice şi organizatorice care asigură reducerea numărului şi efectele acestor incidente şi avarii.

O atenţie deosebită trebuie acordată măsurilor de prevenire a incidentelor din vina personalului. Dintre aceste măsuri cele mai importante sunt:

- Instruirea personalului de exploatare ca o activitate permanentă, dusă în mod continuu şi sistematic şi care se desfăşoară sub mai multe aspecte.

- Însuşirea de către personal a cunoştinţelor tehnice de specialitate prin instruirea la locul de muncă sau prin cursuri de perfecţionare cu scoatere din producţie pe intervale determinate, în funcţie de complexitatea cunoştinţelor care trebuie să fie asimilate.

- Însuşirea de către personal a instrucţiunilor tehnice generale şi interne. - Efectuarea exerciţiilor de avarii, cu care ocazie se simulează diferite situaţii de avarii

şi se verifică comportarea personalului de exploatare în asemenea ocazii. - Cunoaşterea de către personal a instalaţiilor deservite, a caracteristicilor şi a

posibilităţilor de supraîncărcare a elementelor conductoare de curent a aparatajului, a schemei normale de funcţionare, a interpretării funcţionării instalaţiilor de protecţie prin relee, a


351

dispozitivelor de automatizare şi a semnalizărilor, a instalaţiilor de rezervă şi modul lor de utilizare etc.

- Verificarea aptitudinilor fizice şi psihice ale personalului de exploatare. - Controlul periodic al instalaţiilor este cel mai important mijloc de prevenire a

incidentelor şi avariilor. - Revizia instalaţiilor se execută periodic la toate elementele instalaţiilor energetice.

Este foarte important ca acestea să se efectueze la timp şi cu multă conştiinciozitate profesională.

- Încercarea profilactică a instalaţiilor se efectuează periodic şi astfel se realizează eliminarea punctelor slabe care se pun în evidenţă cu ocazia controalelor.

Deoarece avariile provocate din vina furnizorilor şi a întreprinderilor de montaj au totuşi o pondere importantă şi au uneori urmări grave, măsurile pentru prevenirea acestora sunt deosebit de importante. Dintre cele mai importante măsuri se pot cita următoarele:

- Îmbunătăţirea calităţii aparatajului şi a materialelor care se introduc în instalaţii de către furnizori.

- Utilizarea unor tehnologii necorespunzătoare la lucrările de montaj, a unor tehnologii insuficient puse la punct sau insuficient cunoscute de personalul de execuţie nu trebuie admisă. Toate operaţiile importante trebuie executate în baza unor fişe tehnologice sau a unor instrucţiuni detaliate, cu indicarea tuturor fazelor de execuţie, a caracteristicilor materialelor utilizate, a dozajelor etc.

- Recepţia instalaţiilor după montaj şi probele de punere în funcţiune se face după ce, pe parcursul efectuării lucrărilor de montaj şi la sfârşitul acestora, unităţile de exploatare au sesizat toate deficienţele constatate şi au controlat în permanenţă calitatea lucrărilor.

Dat fiind că majoritatea incidentelor şi avariilor provocate de forţele naturii sunt cauzate de supratensiuni atmosferice şi de depuneri de chiciură, măsurile de prevenire trebuie să fie îndreptate în aceste două direcţii principale.

Pentru prevenirea incidentelor şi avariilor datorate supratensiunilor atmosferice trebuie luate următoarele măsuri:

- Instalarea de dispozitive de reanclanşare automată rapidă monofazată (RAR-M) sau trifazată (RAR-T) cu unul sau două circuite pe toate liniile aeriene, constatându-se din experienţă că prin acestea se reuşeşte menţinerea sub tensiune a liniilor în 80-90% din numărul total al declanşărilor acestora.

Completarea schemelor de protecţie contra supratensiunilor ale staţiilor, posturilor de transformare şi ale intrării liniilor aeriene. În acest sens trebuie să se prevadă, conform prescripţiilor în vigoare, instalarea descărcătoarelor cu rezistenţă variabilă, a celor cu coarne şi a paratrăsnetelor, la instalaţiile de distribuţie. Trebuie, de asemenea, să se măsoare prizele de pământ la care sunt legate instalaţiile de protecţie contra supratensiunilor atmosferice, în scopul verificării încadrării lor în prevederile din norme. Toate instalaţiile de protecţie contra supratensiunilor trebuie verificate şi conectate la instalaţiile pe care le protejează.

Pentru prevenirea incidentelor şi avariilor datorate depunerilor de chiciură este necesară pregătirea şi verificarea, înaintea începerii sezonului de iarnă, a instalaţiilor de topire a chiciurei. De asemenea, se vor verifica şi pune în funcţiune punctele meteorologice cu care sunt dotate staţiile electrice. Se vor verifica şi pune în funcţiune avertizoarele de chiciură, canalele de transmisie şi de recepţie a semnalelor în cazul în care există.

În zonele în care există pericolul contaminării izolaţiei instalaţiilor montate în aer liber, fie prin poluare granulară (depuneri degajate de diferite întreprinderi industriale), fie prin poluare electrolitică (emanarea unor gaze care, în prezenţa ceţii, umezelii, formează substanţe bune conductoare), este necesar să se asigure o curăţire a izolaţiei şi, după caz, să se


352

trateze izolaţia cu unsori siliconice sau minerale. Aceste măsuri trebuie aplicate o dată sau de două ori pe an, în funcţie de gradul de poluare, liniei de fugă a izolaţiei, microclimatului zonei, etc., însă se recomandă aplicarea lor în luna octombrie şi respectiv în luna octombrie şi aprilie.

Aceste măsuri, precum şu multe altele stabilite în urma analizelor de incidente şi avarii, aplicate cu corectitudine, conduc la eliminarea punctelor slabe şi la mărirea siguranţei în funcţionare a staţiilor şi posturilor de transformare.

11.6. Prevederi ale normelor de protecţia muncii (NPM) la exploatarea staţiilor electrice şi posturilor de transformare

În staţiile şi posturile de transformare, ca şi în celelalte instalaţii electrice, regulile de

tehnică a securităţii trebuie respectate întocmai, orice abatere putând duce la accidente grave, adeseori mortale.

Accidentele datorită curentului electric pot fi complet evitate, dacă instalaţiile şi aparatajul sunt construite conform normelor tehnice, dacă instalaţiile şi aparatajul sunt construite conform normelor tehnice, dacă în timpul exploatării se păstrează distanţele minime şi toate îngrădirile prevăzute în construcţia instalaţiei, dacă părţile metalice ale instalaţiei şi echipamentului, care în mod normal nu se află sub tensiune, sunt legate la o bună priză de pământ, dacă personalul de exploatare foloseşte mijloacele de protecţie corespunzătoare fiecărei activităţi în parte, dacă mijloacele de protecţie sunt bine păstrate, astfel încât folosirea lor să apere de pericol şi dacă personalul de întreţinere şi exploatare este disciplinat la lucrări.

Personalul care îşi desfăşoară activitatea în staţiile electrice şi posturile de transformare trebuie să îndeplinească condiţiile prevăzute de normativul PE119.

Din punct de vedere al măsurilor de securitate, lucrările care se execută în instalaţiile electrice se împart în două categorii:

- lucrări cu scoaterea de sub tensiune; - lucrări fără scoaterea de sub tensiune. Se consideră lucrări cu scoaterea de sub tensiune acele lucrări la care, în funcţie de

tehnologia adoptată, se scoate de sub tensiune întreaga instalaţie sau doar acea parte a instalaţiei la care urmează a se lucra în condiţii de securitate.

Pentru executarea lucrărilor cu scoaterea de sub tensiune a instalaţiilor sunt necesare luarea unor măsuri tehnice pentru delimitarea zonelor protejate şi a zonelor de lucru.

Prin zonă protejată se înţelege zona care conţine instalaţia sau instalaţiile la care se execută lucrări şi în care s-au luat măsuri de către personalul unităţii de exploatare menite să împiedice apariţia accidentală a tensiunii.

Mărimea zonei protejate se stabileşte în funcţie de complexitatea instalaţiei şi de condiţiile în care se execută lucrările, fiind cuprinsă între punctele de unde s-a făcut separaţia vizibilă, respectiv de unde s-au scos de sub tensiune instalaţia sau instalaţiile la care se lucrează.

Prin zonă de lucru se înţelege zona în care personalul execută lucrări la un moment dat. În vederea realizării zonei protejate trebuie luate următoarele măsuri tehnice, în ordinea indicată mai jos:

a) întreruperea tensiunii şi separarea vizibilă a instalaţiei;


353

b) blocarea aparatelor de comutaţie prin care s-a făcut separaţia vizibilă şi mntarea indicatoarelor de securitate cu caracter de interzicere;

c) verificarea lipsei de tensiune; d) legarea instalaţiei la pământ şi în scurtcircuit. Numai după luarea acestor măsuri, instalaţia se consideră scoasă de sub tensiune. În vederea realizării zonei de lucru, trebuie luate următoarele măsuri tehnice, în

ordinea indicată mai jos: a) verificarea lipsei de tensiune; b) legarea instalaţiei la pământ şi în scurtcircuit (operaţie care cuprinde şi descărcarea

sarcinilor capacitive); c) delimitarea materială a zonei de lucru; d) măsuri tehnice de asigurare împotriva accidentelor de natură neelectrică. Instalaţiile electrice sunt supravegheate în mod permanent de către o categorie de

personal operativ (denumit şi personal de supraveghere), care are sarcina de a urmări mărimi fizice, semnalizări sau alte informaţii, în scopul de a interveni operativ, în caz de necesitate, pentru menţinerea funcţionalităţii sistemului energetic, prin eliminarea sau izolarea defecţiunilor apărute. În aceste situaţii, personalul de supraveghere execută controlul pentru depistarea defectelor, manevrelor şi remedierea (totală, parţială sau prin provizorate) acestor defecte, precum şi înregistrarea semnalizărilor.

Personalul de supraveghere a instalaţiilor electrice îşi exercită activitatea în tură, fie cu prezenţă directă în instalaţiile pe care le deserveşte, sau la domiciliu (aflat în imediata apropiere), fie la distanţă, primind informaţii telefonice sau cu ajutorul instalaţiilor de telesemnalizare, telemăsură sau telecomandă.

Instalaţiile supravegheate de personalul aflat chiar în interiorul acestora sau la domiciliu în apropiere se numesc instalaţii cu personal permanent, iar cele supravegheate de la distanţă, instalaţii fără personal permanent.

Personalul de supraveghere a instalaţiilor electrice execută în afara sarcinilor de mai sus şi lucrări pe bază de atribuţii de serviciu (AS) sau de instrucţiuni tehnice interne (ITI-P).

De asemenea, în cazul în care supravegherea este exercitată în ture formate din două sau mai multe persoane, în instalaţii cu personal permanent, la dispoziţia emitentului personalul de supraveghere (în afara şefului de tură) poate participa la lucrările de revizii sau de reparaţii, prin includerea sa în formaţiile de lucru de specialitate. În timpul lucrărilor, personalul de supraveghere introdus în formaţiile de lucru de revizii sau reparaţii se subordonează şefului de lucrare. Acest personal poate fi scos din formaţia respectivă, la cererea şefului de tură, în cazuri bine justificate.

Controlul instalaţiilor electrice poate fi efectuat de: a) personalul de deservire operativă, constituind atribuţie de serviciu; b) personalul tehnico-ingineresc care are ca sarcină executarea acestui control şi care

în talonul de autorizare are precizat dreptul de control în instalaţia respectivă; c) personalul echipelor de intervenţie, special instruit şi autorizat, pentru controlul

instalaţiilor fără personal permanent. Manevrele în instalaţiile electrice se execută de două persoane, având grupa a IV-a,

respectiv a II-a de autorizare. La executarea lucrărilor în staţiile electrice, posturile de transformare sau puncte de

alimentare pot avea loc următoarele categorii de accidente: - electrocutări; - arsuri; - mecanice.


354

La trecerea unui curent electric prin corpul omenesc are loc fenomenul de electrocutare, cu influenţe din cele mai puternice asupra sistemului nervos şi a inimii.

Efectele electrocutării sunt influenţate de mai mulţi factori, printre care şi frecvenţa curentului electric. S-a stabilit că frecvenţa de 50 Hz, deci frecvenţa utilizată şi în ţara noastră este foarte periculoasă.

Luând în considerare rezultatele obţinute de diferiţi cercetători, se poate considera că limita maximă a curentului nepericulos este de 10 mA, pentru curentul alternativ şi de 50 mA, pentru curentul continuu.

Valoarea curentului electric care trece prin corpul omenesc depinde de doi factori: - tensiunea la care este supus omul; - rezistenţa electrică a corpului omenesc în momentul atingerii. Măsurile de prim-ajutor depind de starea în care se află accidentatul după scoaterea lui

de sub tensiune. Efectul de electrocutare este însoţit în toate cazurile de arsuri provocate fie prin

atingere directă cu conductoarele neizolate, fie prin acţiunea arcului electric, ce se poate amorsa între conductoare şi diferite părţi ale corpului victimei.

11.7. Prevederi ale normelor de prevenire şi stingere a incendiilor (PSI) la exploatarea staţiilor electrice şi posturilor de transformare

Staţiile electrice şi posturile de transformare sunt obiective care se încadrează în

categoria C şi D de pericol de incendiu, în conformitate cu normele republicane de pază şi stingere a incendiilor.

În aceste condiţii, atât la construcţiile cât şi instalaţiile obiectivelor energetice respective se impun luarea unor măsuri severe referitoare la organizarea activităţii de prevenire şi stingere a incendiilor.

Obligaţia şi răspunderea pentru realizarea deplină a măsurilor de pază contra incendiilor, a instructajului şi personalului în acest sens o au cei ce conduc, organizează şi controlează activitatea.

Este interzis cu desăvârşire fumatul şi folosirea focului deschis în locurile unde există pericol de incendiu şi explozie, ca de exemplu: încăperile bateriilor de acumulatoare, încăperile secţiilor de epurare chimică a apei unde se foloseşte hidrazina, magazii, depozite, laboratoare, poduri de cabluri, canale şi puţuri de cabluri, tuneluri, camere de telecomunicaţii, panouri de comandă şi automatizări, instalaţiile reţelelor de apă, abur, turnuri de decuvare a transformatoarelor, garaje, depozite exterioare de acetilenă, carbid şi carburanţi lichizi, în apropierea rezervoarelor de ulei, depozite cu hidrogen, staţiile de alimentare a maşinilor cu carburanţi, etc.

În celelalte încăperi din staţiile electrice, cum este de exemplu camera de comandă, fumatul va fi permis în puncte special amenajate şi dotate, care nu prezintă pericol de incendiu.

Regulile cu caracter special pentru prevenirea incendiilor la principalele instalaţii energetice sunt:

La transformatoarele aflate sub tensiune se va urmări respectarea întocmai a instrucţiunilor de exploatare şi a controalelor periodice ţinând seama că pericolul de incendiu constă în faptul că uleiul se descompune la apariţia unui arc electric, iar gazul rezltat în cntact cu aerul, în proporţie de 8-40%, este exploziv. Întrucât în general, incendierea uleiului de transformatoare se datorează defectelor interne, ale funcţionării în suprasarcină sau cu


355

sistemul de răcire deconectat, respectarea instrucţiunilor de exploatare şi a normelor privind controalele şi întreţinerea instalaţiilor este de primă importanţă.

La instalaţiile electrice de distribuţie (circuite primare) pericol de incendiu prezintă echipamentele care conţin ulei sau izolaţia combustibilă (întreruptoare şi transformatoare de măsură) şi care, datorită unor defecte în interior sau la depăşirea parametrilor de funcţionare, pot provoca explozii urmate de aprinderea substanţelor combustibile.

Deoarece bateriile de acumulatoare sunt instalaţii care pot prezenta pericol de incendiu sau explozii, personalul operativ va acorda o atenţie deosebită regulilor de exploatare şi întreţinere a acestora. Concentraţia maximă admisibilă la acid sulfuric, anhidridă sulfurică şi hidroxizi alcalini în aer este de 1 mg/m3 aer. Această limită se consideră respectată, dacă se asigură debitul de aer necesar pentru ventilaţia prevăzută în proiect.

În instalaţii de măsurat, protecţie, automatizări, control şi telecomandă, păentru înlăturarea pericolului de incendiu, la lucrările de reparaţii şi modificări în instalaţiile existente, este interzisă utilizarea cablurilor de comandă, control şi a conductoarelor izolate în învelişuri din materiale combustibile, precum şirurilor de cleme şi tilelor combustibile.

Pentru evitarea pericolului de incendiu la gospodăriile de cabluri, atenţia personalului de exploatare se va îndrepta asupra principalelor cauze ale incendiilor; defecte interioare ale cablurilor, supraîncălzire a acestora, căderi peste cabluri a materialelor incandescente, apropierea de surse exterioare de căldură, etc. Din punct de vedere PSI, toate cablurile normale se consideră materiale combustibile.

În instalaţiile de producere şi distribuţie a aerului comprimat, la rezervoarele de aer comprimat se vor lua măsuri pentru a se evita scăpările de ulei de la supapele compresoarelor, care în combinaţie cu oxigenul, în prezenţa particulelor silicioase şi feruginoase, formează un amestec foarte inflamabil.

La motoarele electrice, pentru evitarea pericolelor de incendiu datorate încălzirii înfăşurărilor, a fierului statorului şi rotorului, ca rezultat al scurcircuitării înfăşurărilor, al funcţionării în suprasarcină a motorului electric, al funcţionării motoarelor trifazate în două faze, al gripării arborelui motorului şi al frecării rotorului de stator şi ca urmare a uzurii lagărelor, se va da o atenţie deosebită respectării instrucţiunilor de exploatare şi controlului periodic al instalaţiilor.

La gospodăriile de ulei, pentru prevenirea incendiilor la rezervoarele de ulei, accesul la rezervoarele exterioare va fi interzis persoanelor străine, prin îmorejmuiri prevăzute cu uşi încuiate. Toate instalaţiile unei gospodării de ulei vor fi prevăzute cu indicatoare de securitate asupra pericolului de incendiu.

Dotarea obiectivelor energetice cu materiale tehnice şi produse pentru combaterea incendiilor se face conform normativului PSI, PE009.

Bibliografie

356

BIBLIOGRAFIE

1. Baraboi, A., Adam, M., ş.a. Prezent şi perspective în dezvoltarea tehnicilor de comutaţie, Simpozionul Naţional de Reţele Electrice, Ediţia a X-a, 25-26 mai 2000, Iaşi;

2. Bobi, A. Transformatoare de măsură neconvenţionale, Simpozionul Naţional de Reţele Electrice, Ediţia a X-a, 25-26 mai 2000, Iaşi;

3. Buhuş, P., Heinrich, I., Preda, L., Selischi, A. Partea electrică a centralelor electrice, Ed. Didactică şi Pedagogică, Bucureşti, 1983;

4. Conecini, I., Răşanu, S., Tomescu, I. Cartea electricianului din staţii electrice şi posturi de transformare, Ed. Tehnică, Bucureşti, 1986;

5. Curelaru, A. Probleme de staţii şi reţele electrice, Ed. Scrisul Românesc, Craiova, 1979;

6. Cîrlan, M., Poenaru, G. Elaboration and aplication of a decision model through risk conditions in order to perform naintenance to the electric equipment and installation, Regional Energy Forum FOREN2002, June 09-13, 2002, Neptun-Olimp;

7. Diaconescu, M., Huch, R., ş.a. Moderizarea instalaţiilor de comandă-control şi protecţie prin relee într-o staţie de sistem de 110 kV – studiu de caz pentru staţia 110 kV F.A. Iaşi, Simpozionul Naţional de Reţele Electrice, Ediţia a X-a, 25-26 mai 2000, Iaşi;

8. Dumitru, I., Pispiris, C., Bădan, G. Tendinţe actuale şi de perspectivă pentru controlul şi monitorizarea on-line a instalaţiilor electroenergetice, Simpozionul Naţional de Reţele Electrice, Ediţia a X-a, 25-26 mai 2000, Iaşi;

9. Gal, S., Bălaşiu, F., Făgărăşan, T. Sisteme integrate de protecţie, automatizare, măsură, control şi supraveghere, Energetica, nr.3, martie 1998;

10. Gal, S., Bălaşiu, F., Făgărăşan, T. Tendinţe în integrarea funcţiilor de protecţie, control şi monitorizare în staţiile de foarte înaltă tensiune, Energetica, nr.8-9, august-septembrie 2000;

11. Gal, S., Pomârleanu, M., Viziteu, I., Diaconu, C., Marciuc, R. Rehabilitation strategy of the existing substations in the Transmision Grid, Regional Energy Forum FOREN2002, June 09-13, 2002, Neptun-Olimp;

12. Gavrilă, M., Georgescu, E., Orezeanu, C. The analysis of economic use of power transformers, Regional Energy Forum FOREN2002, June 09-13, 2002, Neptun-Olimp;

13. Gheorghe, O., Minteanschi, B., Lavrov, G. The development of the national electrical transmission network with a view to interconnection with UCTE, Regional Energy Forum FOREN2002, June 09-13, 2002, Neptun-Olimp;

14. Păduraru, N., Leoveanu, S., ş.a. Evoluţia construcţiei de transformatoare de măsură de medie tensiune. Construcţii noi. Perspective, Simpozionul Naţional de Reţele Electrice, Ediţia a X-a, 25-26 mai 2000, Iaşi;

15. Preda, L., Heinrich, I., Buhuş, P., Ivas, D., Gheju, P. Staţii şi posturi electrice de transformare, Ed.Tehnică, Bucureşti, 1988;

16. Solomon, P. Staţii şi posturi de transformare, Note de curs- Universitatea din Bacău, 1995;

17. Şchiopu, Gh. 50 de ani de energetică instituţionalizată în Moldova, Monografie, Bacău, 2001;

Bibliografie

357

18. Agenţia Internaţională de Energie, Politici energetice ale României, Studiu general, 1993;

19. PE111-4/93, Instrucţiuni pentru proiectarea staţiilor de conexiuni şi transformare. Conductoare neizolate rigide, ICEMENERG, Bucureşti, 1994;

20. PE111-11/94, Instrucţiuni pentru proiectarea staţiilor de conexiuni şi transformare. Baterii de condensatoare şunt, ICEMENERG, Bucureşti, 1994;

21. PE111-5/92, Instrucţiuni pentru proiectarea staţiilor de conexiuni şi transformare. Separatoare de înaltă tensiune, ICEMENERG, Bucureşti, 1992;

22. PE111-1/92, Instrucţiuni pentru proiectarea staţiilor de conexiuni şi transformare. Întreruptoare de înaltă tensiune, ICEMENERG, Bucureşti, 1993;

23. E-Ip39-90, Îndreptar pentru proiectarea staţiilor de conexiuni şi transformare. Transformatoare de curent, ICEMENERG, Bucureşti, 1991;

24. E-Ip39-90, Îndreptar pentru proiectarea staţiilor de conexiuni şi transformare. Transformatoare de tensiune, ICEMENERG, Bucureşti, 1993;

25. 1E-Ip-35/1-86, Îndreptar de proiectare pentru reţele de medie tensiune cu neutrul legat la pământ prin rezistenţă. Staţii electrice. Circuite primare şi secundare, ICEMENERG, Bucureşti, 1988;

26. 1E-Ip-32/86, Îndreptar de proiectare pentru staţii de 110 kV cu bare simple şi fără bare, ICEMENERG, Bucureşti, 1989;

27. 1RE-Ip30-90, Îndreptar de proiectare şi execuţie a instalaţiilor de legare la pământ, ICEMENERG, Bucureşti, 1992;

28. 3RE-I23-88, Instrucţiuni de exploatare şi întreţinere a instalaţiilor de legare la pământ, ICEMENERG, Bucureşti, 1990;

29. 1E-Ip34-89, Instrucţiuni privind dotările necesare în staţiile de transformare din punctul de vedere al PSI şi NPM, ICEMENERG, Bucureşti, 1991.

statii si posturi de transformare - curs 2006

Documents