transportul si distributia energiei electrice

Consideraţii generale privind transportul şi distribuţia energiei electrice

CUPRINS

1. Consideraţii generale privind transportul şi distribuţia energiei electrice (TDEE).............................................................................................2

1.1. Obiectul cursului..................................................................................21.2. Cerinţele impuse instalaţiilor de transport şi distribuţie......................41.3. Clasificarea reţelelor electrice.............................................................7

1.3.1. Clasificarea RE din punct de vedere al tensiunii nominale..........81.3.2. Clasificarea reţelelor electrice din punct de vedere al destinaţiei..........................................................................................121.3.3. Clasificarea reţelelor electrice din punct de vedere al teritoriului pe care îl ocupă.....................................................................................131.3.4. Clasificarea reţelelor electrice din punct de vedere al structurii (configuraţiei).......................................................................................131.3.5. Clasificarea reţelelor electrice din punct de vedere al situaţiei neutrului faţă de pământ.......................................................................14

1.3.5.1 Reţea cu neutrul izolat..........................................................151.3.5.2 Reţea cu neutrul legat direct la pământ................................161.3.5.3 Reţele cu neutrul legat la pământ prin impedanţe................171.3.5.4 Situaţia neutrului pentru reţele de diverse tensiuni ale SEE.22

1.3.6. Clasificarea reţelelor electrice după frecvenţa de lucru..............231.4. Regimurile de funcţionare ale reţelelor electrice..............................241.5. Alegerea tensiunii nominale a reţelelor electrice..............................251.6. Arhitectura sistemelor electroenergetice...........................................271.7. Dezvoltarea instalaţiilor de transport şi distribuţie în România........29

Consideraţii generale privind transportul şi distribuţia energiei electrice (TDEE)

1.1. OBIECTUL CURSULUI

Dintre formele sub care se consumă energia, un loc deosebit îl ocupă energia electrică, fapt dovedit şi de creşterea continuă a ponderii energiei primare transformată în energie electrică (peste 40%, în prezent).

1

Transportul şi distribuţia energiei electrice

Avantajele deosebite pe care le prezintă energia electrică în raport cu alte forme de energie - poate fi obţinută, cu randamente bune, din oricare altă formă de energie, poate fi transmisă rapid şi economic la distanţe mari, se poate distribui la un număr mare de consumatori de puteri diverse, se poate transforma în alte forme de energie, în condiţii avantajoase, este "curată", adică odată produsă nu este poluantă, se pretează bine la automatizări, se poate măsura cu precizie etc. - au determinat extinderea continuă a domeniilor de utilizare a acesteia şi implicit a crescut numărul şi puterea instalaţiilor destinate acestui scop.

Deoarece energia electrică solicitată de consumatori nu poate fi stocată, ea trebuie utilizată chiar în momentul producerii sale. Această condiţie este îndeplinită întrucât producerea, transportul, distribuţia şi utilizarea energiei electrice sunt legate una de alta şi decurg în cadrul unui ansamblu de insta-laţii ce alcătuiesc sistemul energetic (SE), prezentat schematic în figura 1.1.

Prin sistem electroenergetic (SEE) sau sistem electric se înţelege partea electrică a sistemului energetic, începând cu generatoarele electrice până la receptoarele electrice inclusiv. În cadrul SEE, instalaţiile de producere, transport distribuţie şi utilizare a energiei electrice sunt interconectate într-un anumit mod şi au un regim comun şi continuu de producere şi consum a energiei electrice.

Energia electrică necesară alimentării consumatorilor din sistemele electroenergetice este produsă de generatoarele din centralele electrice, la nivel de medie tensiune (6-24) kV. Generatoarele sincrone transformă energia mecanică a motoarelor primare care le antrenează (turbine cu abur, turbine hidraulice etc.) în energie electrică. Pentru a obţine energia mecanică necesară antrenării generatoarelor electrice se consumă o altă formă de energie (termică, hidraulică, nucleară, eoliană etc.). În concluzie, în centralele electrice, diverse forme de energie din resursele primare se transformă succesiv, cu ajutorul unor maşini şi agregate, în energie mecanică şi ulterior în energie electrică.

Fig. 1.1

2

~EP IP MP

CJT

ITr

GS SEV

LT

SD

PTLD

CMT

SEE

RE

CE


EP-energie primară; IP-instalaţie primară; ITr-instalaţie de transport; MP-maşină primară; GS-generator sincron; CE-centrală electrică; SEV-staţie de evacuare; LT-linie de transport; SD-staţie de distribuţie; LD-linie de distribuţie; PT-post de transformare; CMT-consumator de medie tensiune; CMJ- consumator de joasă tensiune.

Legătura dintre sursele de energie electrică (generatoare) şi consumatori este asigurată de instalaţiile de transport şi distribuţie a energiei electrice, adică de reţeaua electrică (RE). Reţeaua electrică este alcătuită din următoarele elemente principale: linii electrice aeriene (LEA) şi în cabluri (LEC), staţii şi posturi de transformare, la care se adaugă: baterii de compensare a puterii reactive, bobine de reactanţă, rezistoare de limitare, elemente secundare etc.

Obiectul cursului îl reprezintă instalaţiile de transport şi distribuţie a energiei electrice, adică reţeaua electrică, cu toate elementele sale constructive şi funcţionale, ţinând seama că aceste instalaţii sunt parte componentă a SEE.

Prezenţa în SEE a instalaţiilor de transport şi distribuţie a energiei electrice este necesară din următoarele considerente:

- asigură transportul energiei la distanţe mari, din zonele de producere spre centrele de consum, transportul sub formă de energie electrică fiind soluţia economică;

- diferenţa dintre tensiunea nominală a generatoarelor şi cea a consumatorilor;

- diferenţa dintre tensiunea nominală a liniilor de transport şi cea a consumatorilor;

- diferenţa dintre puterea transportată şi cea solicitată individual de către receptoare;

- funcţionarea interconectată a centralelor din SEE sau funcţionarea interconectată a SEE aparţinând unor zone teritoriale diferite impun existenţa unei reţele de legătură etc.

1.2. CERINŢELE IMPUSE INSTALAŢIILOR DE TRANSPORT ŞI DISTRIBUŢIE

Dintre aceste cerinţe, unele trebuie să fie satisfăcute de SEE în totalitatea lui, deci şi de reţelele electrice ca parte componentă a sistemului, iar altele se referă numai la reţelele electrice, în măsura în care acestea constituie elemente mai mult sau mai puţin independente de restul elementelor componente ale sistemului. Principalele cerinţe impuse reţelelor electrice sunt:

- continuitatea alimentării cu energie electrică a consumatorilor;

3


- siguranţa în funcţionare;- calitatea energiei electrice furnizate consumatorilor;- dezvoltarea ulterioară a reţelei;- eficienţa economică a investiţiilor;- cerinţe suplimentare impuse de impactul cu mediul înconjurător.Continuitatea alimentării cu energie electrică a consumatorilor este o

cerinţă esenţială pe care trebuie să o îndeplinească o reţea electrică. Alimentarea consumatorilor trebuie asigurată practic fără întrerupere (sau la un nivel de întrerupere admis, de valoare mică), indiferent de regimul şi starea sistemului. Acest deziderat se realizează în primul rând prin alegerea unei configuraţii adecvate a reţelei dar depinde direct de siguranţa în funcţionare a reţelei.

Întreruperea alimentării cu energie electrică afectează consumatorii în mod diferit. În funcţie de natura efectelor produse de întreruperea alimentării cu energie electrică, receptoarele se încadrează în următoarele categorii:

- categoria zero, la care întreruperea în alimentarea cu energie electrică poate duce la explozii, incendii, distrugeri de utilaje sau pierderi de vieţi omeneşti. În această categorie intră, spre exemplu: calculatoarele de proces, instalaţiile de ventilaţie şi evacuare a gazelor nocive sau a amestecurilor explozive, instalaţiile de răcire la cuptoarele de inducţie etc.;

- categoria I, la care întreruperea alimentării conduce la dereglarea proceselor tehnologice în flux continuu, necesitând perioade lungi pentru reluarea activităţii la parametrii cantitativi şi calitativi existenţi în momentul întreruperii, sau la rebuturi importante de materii prime, materiale auxiliare etc., fără a exista posibilitatea recuperării producţiei nerealizate. Se pot încadra în această categorie: podurile rulante de turnare în oţelării, cuptoarele de topit sticlă, incubatoarele, staţiile de pompe pentru evacuarea apelor din mine etc.;

- categoria a II-a cuprinde receptoarele la care întreruperea alimentării conduce la nerealizări de producţie, practic numai pe durata întreruperii, iar producţia nerealizată poate fi, de regulă, recuperată. În această categorie se pot încadra: cuptoarele pentru tratamente chimice, compresoarele de aer, instalaţiile de extracţie, maşinile prelucrătoare pentru producţia de serie etc.;

- categoria a III-a cuprinde receptoarele de mică importanţă care nu se încadrează în categoriile precedente, cum ar fi: receptoarele din ateliere, depozite, secţii auxiliare, cum şi cele aparţinând consumatorilor casnici şi rurali.

În funcţie de categoria din care fac parte, receptoarelor trebuie să li se asigure rezerva necesară în alimentarea cu energie electrică, prin scheme de alimentare adecvate. Astfel, există consumatori, respectiv receptoare, cum

4


sunt cele din categoria zero, care necesită rezervă de 100%, căile de alimentare fiind independente şi racordate în puncte de alimentare distincte. Pentru aceşti consumatori, dacă în întreprindere nu există o centrală electrică de termoficare, se prevede o sursă separată de energie (grup electrogen).

Pentru receptoarele din categoria I sunt necesare două căi de alimentare cu rezervă de 100% care pot să nu fie independente şi să fie racordate în puncte nedistincte de alimentare. Durata de întrerupere a alimentării este de maximum 3 s şi corespunde timpului de acţionare a automaticii din staţii.

Pentru alimentarea receptoarelor din categoria a II-a se asigură de asemenea rezervă de 100%, dar durata întreruperii, adică de trecere de la alimentarea de bază la cea de rezervă, poate varia de la 30 min. la 16 ore Aceste intervale de timp sunt necesare pentru efectuarea manevrelor de izolare a defectului şi de stabilire a unei noi scheme pentru alimentarea pe calea de rezervă.

Pentru receptoarele din categoria a III-a nu este obligatorie asigurarea unei alimentări de rezervă.

În privinţa noţiunii de puncte distincte de alimentare se precizează că acestea pot fi două staţii de transformare sau două centrale diferite, racordarea făcându-se prin linii diferite. Se consideră, de asemenea, puncte diferite două secţii de bare dintr-o staţie, dacă fiecare secţie este alimentată prin căi distincte (generatoare, linii, transformatoare) şi dacă nu sunt unite între ele, sau sunt unite printr-un întreruptor cu declanşare rapidă, în cazul perturbării regimului normal de funcţionare pe una din secţii.

Două căi de alimentare se consideră independente dacă un defect unic sau lucrările de reparaţii şi întreţinere la elementele unei căi nu conduc la scoaterea din funcţiune a celeilalte căi. Se consideră căi de alimentare independente două linii pe stâlpi separaţi sau cele două circuite ale unei linii cu dublu circuit, în ipoteza că nu se ia în considerare, pentru a doua variantă, avarierea gravă a unui stâlp, acesta fiind, de obicei, un element sigur al liniei.

Prin siguranţa în funcţionare a unei reţele electrice se înţelege capacitatea acesteia de a suporta solicitările care apar în funcţionarea ei fără consecinţe inacceptabile pentru instalaţiile şi aparatele ce o compun, fără prejudicii pentru personalul de deservire, pentru construcţiile sau obiectivele învecinate.

Datorită diversităţii elementelor care alcătuiesc reţeaua electrică şi a numeroaselor incidente care apar în exploatarea acesteia, realizarea unei siguranţe absolute în funcţionarea unei reţele electrice este deosebit de dificilă şi iraţională. În exploatarea unei reţele electrice pot apare solicitări foarte mari sau mai multe avarii simultane, independente unele de altele,

5


frecvenţa de apariţie în ambele situaţii fiind foarte mică. A supradimensiona toate elementele componente ale reţelei pentru a suporta astfel de solicitări ar însemna un efort financiar deosebit de mare. De aceea este necesară corelarea judicioasă a siguranţei în funcţionare cu economicitatea instalaţiilor ce compun reţeaua, ceea ce va conduce la o soluţie optimă din punct de vedere tehnico-economic.

Calitatea energiei electrice furnizate consumatorilor reprezintă o cerinţă esenţială în exploatarea reţelelor electrice şi se apreciază în funcţie de următorii parametri: tensiunea de alimentare, frecvenţa, gradul de simetrie al sistemului trifazat de tensiuni şi puritatea undei de tensiune, dorită de formă sinusoidală.

O bună calitate a energie furnizate impune ca tensiunea de alimentare şi frecvenţa să fie cât mai apropiate de valorile nominale, iar fluctuaţiile de tensiune şi frecvenţă în jurul acestor valori să fie cât mai reduse atât ca valoare cât şi ca frecvenţă. Abaterile admise sunt de cca. ±5% pentru tensiuni, respectiv ±0,5% pentru frecvenţă. Menţinerea frecvenţei în limitele admise depinde de circulaţia puterilor active în sistem, fiind o problemă de exploatare a centralelor electrice. Valoarea tensiunii în nodurile sistemului depinde în primul rând de circulaţia puterilor reactive. Menţinerea ei între limitele admise reprezintă o problemă esenţială în proiectare şi exploatarea RE, fiind cunoscută sub denumirea de reglarea tensiunii.

Gradul de simetrie al sistemului trifazat de tensiuni este o cerinţă de calitate, ce impune ca în toate nodurile sistemului să existe un sistem trifazat simetric de tensiuni. Pentru asigurarea acestui deziderat este necesar ca generatoarele sincrone din sistem să furnizeze un sistem trifazat simetric de tensiuni, iar elementele din sistem să fie echilibrate trifazat. În acest sens, la transformatoare se acţionează asupra formei miezului magnetic, la linii se efectuează transpunerea fazelor, receptoarele trifazate se construiesc echilibrate, cele monofazate se distribuie pe cele trei faze astfel încât să asigure o încărcare echilibrată a reţelei. În general, cerinţa de simetrie a tensiunilor este practic realizată în SEE.

Cerinţa de puritate a undei de tensiune impune lipsa armonicilor de tensiune (şi curent) sau limitarea acestora la un nivel redus. Pentru aceasta, prin construcţie, generatoarele trebuie să furnizeze tensiuni electromotoare lipsite de armonici. Apoi, prin proiectare, construcţie şi exploatare trebuie să se evite domeniile neliniare de funcţionare a elementelor din sistem (exemplu saturaţia la transformatoare) şi să se evite configuraţiile ce pot forma circuite rezonante pentru armonicile cele mai probabil existente în sistem (de ex. linie aeriană lungă conectată cu o reţea extinsă de cabluri). În fine, la consumatorii importanţi, care constituie surse de armonici (de exemplu staţii de redresare) se vor utiliza scheme de compensare.

6


Dezvoltarea ulterioară a reţelei este o cerinţă potrivit căreia reţeaua electrică existentă trebuie să permită o extindere (dezvoltare) viitoare fără ca prin aceasta gradul ei de siguranţă şi simplitatea manevrelor să sufere modificări esenţiale.

Eficienţa economică a investiţiilor este cerinţa care impune ca transportul şi distribuţia energiei electrice să se realizeze cu cheltuieli minime la o anumită putere transferată. Creşterea eficienţei economice a investiţiilor se realizează prin:

- reducerea la maxim a cheltuielilor de investiţii prin adoptarea soluţii-lor celor mai ieftine dintr-un număr de soluţii posibile, care satisfac condiţiile tehnice impuse;

- reducerea pierderilor de putere pe elementele reţelei, prin alegerea unor aparate şi instalaţii ce prezintă randamente ridicate şi prin exploatarea raţională a acestora.

Cerinţele suplimentare impuse de impactul cu mediul înconjurător acţionează ca restricţii, care trebuie respectate în mod obligatoriu. De exemplu, se impun restricţii de poluare estetică, fonică, atmosferică sau de deviere a traseelor în cazul unor zone urbane (chiar dacă soluţia tehnico-economică recomandă ca o linie de înaltă tensiune să treacă prin centrul unei zone urbane, această soluţie nu poate fi acceptată şi traseul se modifică corespunzător).

1.3. CLASIFICAREA REŢELELOR ELECTRICE

Există diferite criterii de clasificare a reţelelor electrice. O clasificare rezultată din practica de exploatare a reţelelor electrice este prezentată schematic în figura 1.2.

7


Fig. 1.2

1.3.1. Clasificarea RE din punct de vedere al tensiunii nominale

Tensiunile de lucru ale instalaţiilor de transport şi distribuţie sunt standardizate la nivelul fiecărei ţări şi diferă, în general, de la o ţară la alta. Normalizarea tensiunilor a fost impusă de necesitatea producerii şi utilizării cât mai raţionale a echipamentelor componente ale reţelelor electrice. Valorile standardizate ale tensiunilor sunt în concordanţă cu valorile recomandate de Comisia Electrotehnică Internaţională (CEI).

Valorile normalizate ale tensiunilor utilizate în ţara noastră sunt: 400 V pentru JT, 6, 10, (15), 20, (35) kV pentru MT, 110, 220 kV pentru IT şi 400,

8

ClasificareaRE după

tensiuneanominală

de joasă tensiune (JT)de medie tensiune (MT)de înaltă tensiune (IT)de foarte înaltă tensiune (FIT)

destinaţiede transportde distribuţiede utilizare casnice

industriale

teritoriul pe care îl ocupă

nominală

republicaneregionaleurbanerurale

configuraţie(structură)

radialebuclatecomplex buclate

situaţia neu-trului faţă de pământ

izolat

legatdirectprin impe-danţă (tratat)

bobină de stingererezistenţă de limitare

frecvenţa de lucru

de curent continuude curent alternativ


750 kV pentru FIT. Valorile tensiunilor standardizate se referă la tensiunile între faze, iar valorile puse în paranteză nu sunt preferate, fiind în curs de lichidare.

S-a constatat că raportul optim dintre două tensiuni normalizate succesive este de 2÷3, pentru tensiuni medii şi 1,5÷2, pentru tensiuni înalte şi foarte înalte.

Deşi există o mare diversitate de niveluri de tensiune standardizate în diferite ţări, există o preocupare continuă pe plan mondial de a elimina aceste diferenţe, în special la nivelurile de înaltă şi foarte înaltă tensiune, prin intermediul cărora se realizează interconexiunea sistemelor din ţările învecinate.

Tensiunea nominală a unei instalaţii, echipament sau aparat este valoarea tensiunii pentru care acestea funcţionează normal şi cu randament maxim. Tensiunea nominală este o mărime caracteristică echipamentului şi se stabileşte în corelaţie cu tensiunea normalizată a treptei respective de tensiune, de care poate diferi puţin, în funcţie de locul pe care îl ocupă elementul respectiv în sistem.

La stabilirea tensiunii nominale a echipamentelor se ţine seama de faptul că pe reţelele electrice apar pierderi de tensiune de până la 10% şi pentru a le putea acoperi este necesar ca tensiunea la începutul liniei să fie mai mare decât cea de la bornele consumatorilor. Astfel, elementele dispuse la începutul reţelei, deci care funcţionează în regim de „surse” (generatoare, înfăşurările secundare ale transformatoarelor şi autotransformatoarelor) vor avea tensiunea nominală cu (5÷10)% mai mare decât valoarea standardizată a treptei respective, în timp ce elementele dispuse la sfârşitul reţelei şi care funcţionează în regim de „consumator” faţă de elementele din amonte (primarul transformatoarelor de distribuţie, consumatorii), vor avea tensiunea nominală egală cu valoarea standardizată a treptei respective.

Pentru o utilizarea eficientă a izolaţiei liniilor electrice este de dorit ca pierderile de tensiune pe linii să fie repartizate simetric faţă de mijlocul lor. Astfel, tensiunea nominală a liniilor electrice este egală cu tensiunea standardizată respectivă şi se atinge la mijlocul acestora.

Tensiune nominală a receptoarelor este egală cu tensiunea normalizată a treptei la care funcţionează.

Tensiunea nominală a generatoarelor este cu 5% mai mare decât tensiunea standardizată a treptei la care sunt conectate.

În legătură cu transformatoarele şi autotransformatoarele din reţea se evidenţiază următoarele situaţii:

- primarul transformatoarelor de distribuţie, care funcţionează în regim de „consumator” va avea tensiunea nominală egală cu tensiunea standardi-zată a treptei respective;

9


- primarul autotransformatoarelor bloc sau a autotransformatoarelor (AT) din imediata apropiere a generatoarelor va avea aceeaşi tensiune nominală cu a generatoarelor, adică cu 5% mai mare decât tensiunea standardizată a treptei respective;

- secundarele transformatoarelor şi autotransformatoarelor funcţionează în regim de “sursă”. Tensiunea nominală a acestora este definită pentru regimul de mers în gol şi se alege cu 10% mai mare decât valoarea standardizată a treptei la care sunt conectate, din care 5% acoperă pierderile de tensiune în transformatoare la funcţionarea în sarcină, astfel că la începutul liniilor alimentate de acestea tensiunea va fi cu 5% mai ridicată decât tensiunea normalizată a treptei respective. În cazul autotransforma-toarelor care alimentează reţele scurte, cu pierderi de tensiune neglijabile, tensiunea nominală a secundarelor se va stabili doar cu 5% mai mare decât valoarea standardizată a treptei respective.

În concluzie, tensiunile nominale cu care se calculează parametrii electrici ai elementelor de sistem se determină cu relaţia:

(1.1)

unde: k=1 pentru consumatori, linii, primarul transformatoarelor de distribuţie;

k=1,05 pentru generatoare, primarul transformatoarelor bloc, primarul autotransformatoarelor;

k=1,1 pentru secundarul transformatoarelor şi AT.Pentru valorile lui k, în exploatarea reţelelor electrice pot apare abateri

cantitative, dar principiile calitative prezentate mai sus rămân valabile.Stabilirea tensiunilor nominale pentru elementele unei RE este

prezentată în figura 1.3.O altă problemă

legată de tensiunea reţelelor electrice se referă la stabilirea benzilor de tensiune ale acestora, având în vedere faptul că în exploatarea RE apar abateri ale tensiunii faţă de nivelul

stabilit. La stabilirea benzilor de tensiune este hotărâtor modul de comportare a echipamentului. Astfel, tensiunea maximă admisă este impusă de nivelul de izolaţie a echipamentului. La această tensiune se asigură încă funcţionarea de lungă durată a reţelei în condiţii normale de siguranţă şi de

Fig. 1.3

10

~10,5 kV 10/121 kV

110 kV

110/22 kV

20 kV

10 kV

10/0,42 kV

0,4 kV


continuitate în alimentarea consumatorilor cu energie electrică la parametrii de calitate impuşi.

În timpul exploatării, ca urmare a unor incidente, nivelul de tensiune poate scădea, tensiunea minimă admisă fiind impusă de funcţionarea normală, din punct de vedere tehnic, a echipamentelor.

În legătură cu benzile de tensiune se fixează trei zone:- zona favorabilă este aceea în care echipamentele funcţionează în cele

mai bune condiţii sub aspectul solicitărilor electrice şi mecanice. Majoritatea valorilor tensiunilor trebuie să se găsească în această zonă;

- zona admisibilă, conţine valori care se situează în afara zonei favorabile, fiind mărginite de valorile minime şi maxime admisibile ale tensiunii. Valorile din zona admisibilă, care pot fi atinse în exploatarea reţelei în situaţii mai deosebite, nu sunt de dorit cu toate că pot fi considerate ca valori normale ale tensiunilor. Echipamentul trebuie să se comporte corect în această zonă, chiar dacă performanţele realizate sunt inferioare celor din zona favorabilă;

- zona extremă mărgineşte în exterior zona admisibilă şi cuprinde situaţii foarte grele care apar ca urmare a unor incidente grave, dar rare. Astfel de situaţii urmează să se normalizeze în timp foarte scurt. Este de dorit ca echipamentele să funcţioneze pe cât posibil corect şi în asemenea condiţii. Pentru delimitarea corectă şi realistă a acestor zone, în cadrul SEE se efectuează permanent studii, se elaborează normative care ţin cont de specificul SEE, de performanţele echipamentelor din componenţa sa, de cerinţele consumatorilor privind calitatea energiei electrice şi de aspectul economic.

În tabelul 1.1 se indică orientativ zonele favorabile şi admisibile pe niveluri de tensiune pentru SEE naţional.

Tabelul 1.1Nivelul de tensiune [kV] 110 220 400

Zona favorabilă [kV] 118÷123 235÷242 410÷420Zona admisibilă [kV] 115÷123 220÷242 400÷420După tensiunea nominală reţelele electrice sunt de joasă, medie, înaltă

şi foarte înaltă tensiune. Încadrarea tensiunilor în aceste categorii se face în concordanţă cu practica şi experienţa internaţională, CEI nedefinind încă o asemenea clasificare.

Reţelele de joasă tensiune au tensiunea nominală mai mică de 1 kV (0,4 kV în SEN). Se folosesc pentru alimentarea receptoarelor de mică putere din instalaţiile interioare ale construcţiilor civile şi industriale, cum şi în distribuţia comunală şi industrială.

Reţelele de medie tensiune, având tensiunea nominală 1 kV Un35

11


kV (6,10,(15), 20 (35) kV în SEN) sunt specifice distribuţiei urbane, rurale şi industriale. Ele asigură alimentarea unuia sau mai multor transformatoare, având puterea de ordinul a câtorva zeci de kVA până la câteva sute de kVA; pot alimenta direct motoare de mare putere (sute de kVA).

Reţelele de înaltă tensiune, cu 35 kV<Un275 kV (110 şi 220 kV în SEN), asigură transferul unor puteri de ordinul zecilor de MVA până la (100÷200) MVA şi distribuirea energiei electrice marilor aglomerări urbane şi marilor consumatori industriali. În timp ce liniile de 220 kV sunt cu precădere linii de transport, cele de 110 kV sunt tot mai mult linii de distribuţie de înaltă tensiune.

Reţelele de foarte înaltă tensiune, având Un300 kV (400 şi 750 kV în SEN) servesc la transportul pe distanţe mari (sute de km) a unor puteri de ordinul sutelor sau chiar miilor de MVA. Ele au adesea funcţia de legătură sau de tranzit între sisteme.

1.3.2. Clasificarea reţelelor electrice din punct de vedere al destinaţiei

Potrivit acestui criteriu se deosebesc următoarele tipuri de reţele: de transport, de distribuţie şi de utilizare.

Reţelele de transport asigură transportul unor cantităţi însemnate de energie electrică (zeci sau sute de MVA) la distanţe mari (sute de km) din zonele de producere spre cele de consum, realizând legături între principalele noduri ale SEE.

Transportul energiei electrice se face la înaltă şi foarte înaltă tensiune (220 kV, respectiv 400 şi 750 kV). Odată cu dezvoltarea SEN şi introducerea treptelor de tensiune menţionate, reţeaua de 110 kV s-a transformat treptat din reţea de transport în reţea de distribuţie. Creşterea tensiunii în vederea transportului energiei electrice conduce la micşorarea pierderilor de energie şi tensiune pe liniile de transport.

Reţelele de distribuţie au o configuraţie mai complexă şi transferă cantităţi mai reduse de energie electrică, pe distanţe mai scurte, asigurând distribuirea acesteia consumatorilor. Distribuţia energiei la consumatori se face la înaltă tensiune (110 kV), medie tensiune (6÷20 kV) şi joasă tensiune (0,4 kV), reducerea nivelului de tensiune realizându-se în staţiile de distribuţie (110 kV/MT) şi în posturile de transformare (MT/0,4 kV).

Conform ultimelor reglementări, reţeaua de distribuţie de înaltă tensiune se numeşte reţea de repartiţie, ea asigurând repartiţia teritorială a energiei electrice precum şi alimentarea unor consumatori mari, care au puncte de delimitare cu furnizorul la această tensiune.

Reţelele de utilizare asigură alimentarea cu energie electrică a receptoarelor. Ele pot fi casnice, când alimentează un mare număr de receptoare casnice de JT şi mici motoare cu puteri cuprinse între câţiva W

12


până la câţiva kW şi industriale, când alimentează direct receptoare de JT şi de MT, de puteri relativ mari.

În mod curent, la noi, prin reţele industriale se înţeleg reţelele de toate tensiunile, care servesc la alimentarea cu energie electrică a consumatorilor industriali.

1.3.3. Clasificarea reţelelor electrice din punct de vedere al teritoriului pe care îl ocupă

Clasificarea reţelelor din acest punct de vedere ţine seama de zona deservită de o anumită reţea legată galvanic. Se disting următoarele categorii de reţele: republicane (magistrale), regionale, urbane şi rurale.

Reţelele republicane sunt îndeosebi reţele de transport de 220 şi 400 kV, extinse la nivelul ţării, iar cele regionale sunt reţelele de 110 kV, cu o extindere mai redusă.

Reţelele urbane (de 6, 10, 20 şi 110 kV) se extind pe teritoriul oraşelor, asigurând alimentarea cu energie electrică a tuturor consumatorilor acestora, cu excepţia întreprinderilor care posedă reţele electrice proprii (industriale), iar cele rurale (de 10 şi 20 kV) asigură distribuţia energiei electrice în mediul rural.

1.3.4. Clasificarea reţelelor electrice din punct de vedere al structurii (configuraţiei)

Sub aspectul configuraţiei există reţele: radiale, buclate şi complex buclate.

Reţelele radiale au structura cea mai simplă, fiind alimentate la un singur capăt, consumatorii primind energia electrică pe o singură cale. Aceste reţele au o siguranţă în funcţionare redusă, dar sunt ieftine, uşor de exploatat, necesitând aparatură de protecţie simplă.

Reţeaua buclată se caracterizează prin faptul că fiecare consumator poate primi energia din două părţi. Reţeaua este alimentată la mai multe capete, în general de la două sau trei surse de energie. Cea mai simplă reţea buclată este reprezentată de o linie alimentată la ambele capete. În reţelele buclate, continuitatea în alimentare este asigurată atât la întreruperea unei surse cât şi la defectarea unei porţiuni de reţea. Aceste reţele sunt însă mai scumpe decât cele radiale, necesitând elemente constructive mai numeroase şi protecţie mai complexă.

Reţelele radiale şi buclate se utilizează la toate nivelurile de tensiune (joasă, medie şi înaltă).

Reţelele complex buclate sunt acelea în care consumatorii primesc energia electrică din mai mult decât două părţi, deci pe mai multe căi şi de la mai multe surse. Structura lor este analogă ochiurilor unei plase. Siguranţa

13


în alimentare este foarte bună, regimurile de funcţionare sunt economice, dar necesită aparatură mai multă şi mai scumpă.

1.3.5. Clasificarea reţelelor electrice din punct de vedere al situaţiei neutrului faţă de pământ

Din acest punct de vedere reţelele electrice pot fi cu neutrul izolat faţă de pământ sau cu neutrul legat la pământ. Legarea neutrului la pământ se poate face direct sau printr-o impedanţă (reactanţă sau rezistenţă). Reţelele cu neutrul legat la pământ printr-o impedanţă se numesc reţele cu neutrul tratat.

Orice sistem trifazat de tensiuni are un neutru electric situat în centrul de greutate al triunghiului echilateral format din tensiunile de linie.

Neutrul fizic este reprezentat de punctul comun al conexiunii în stea a înfăşurărilor generatoarelor sau transformatoarelor. Acest neutru poate fi scos la bornă şi eventual distribuit în reţea prin intermediul conductorului de nul sau poate rămâne izolat.

Se menţionează că neutrul electric există întotdeauna chiar dacă, de exemplu, reţeaua este alimentată din secundarul în triunghi al unui transformator, când neutrul fizic este inexistent. În lipsa neutrului fizic sau dacă acesta este inaccesibil, el poate fi creat în mod artificial.

În cazul unei reţele simetrice şi echilibrate, care nu prezintă defecte, potenţialul punctului neutru coincide cu potenţialul pământului. Toate cele trei faze au aceleaşi capacităţi şi rezistenţe de izolaţie faţă de pământ, iar tensiunile fazelor faţă de pământ sunt egale şi formează un sistem simetric. În aceste condiţii, conductoarele neutre (în cazul când există) nu vor fi parcurse de curent, iar punctele neutre ale transformatoarelor din reţea, cu înfăşurările conectate în stea, vor avea potenţialul nul al pământului. În consecinţă, la funcţionarea reţelelor în regimuri normale, simetrice, este indiferent dacă neutrul transformatoarelor este izolat sau legat la pământ.

Într-o reţea trifazată, punerea la pământ a unei faze (cel mai frecvent incident), ca prim defect de izolaţie în reţea, apare în mod independent de modul de funcţionare a neutrului. În schimb, evoluţia fenomenelor, consecutiv apariţiei primului defect, depinde de modul de funcţionare a neutrului reţelei.

Prin tratarea neutrului se urmăreşte ca în cazul punerii la pământ a unei faze să nu se întrerupă alimentarea consumatorilor şi să se asigure condiţii de stingere, într-un timp cât mai scurt, a arcului electric ce apare la locul defectului.

14


1.3.5.1 Reţea cu neutrul izolatSe consideră o reţea trifazată cu neutrul izolat (fig. 1.4, a) în care se

produce o punere accidentală la pământ netă a unei faze. Potenţialul fazei puse la pământ devine egal cu potenţialul acestuia.

Fig. 1.4Considerând reţeaua simetrică şi echilibrată, iar capacităţile de serviciu

faţă de pământ ale fazelor egale (se neglijează rezistenţele de izolaţie pentru a nu complica expunerea), în regim normal de funcţionare prin aceste capacităţi circulă un sistem simetric de curenţi şi curentul prin pământ este nul; tensiunile fazelor faţă de pământ formează un sistem simetric şi sunt practic egale cu tensiunea de fază a sistemului.

În cazul punerii la pământ a fazei 1, de exemplu, se produce o modificare a tensiunilor faţă de pământ ale tuturor fazelor şi a punctului neutru al sistemului (fig. 1.4, b). Astfel tensiunea fazei defecte faţă de pământ devine egală cu 0 (U10=0), în timp ce tensiunile fazelor sănătoase cresc de la valoarea tensiunii de fază Uf la valoarea tensiunii de linie (

; punctul neutru, care înainte de defect avea, din motive de simetrie, potenţialul pământului, capătă acum faţă de acesta o tensiune egală cu tensiunea de fază UN0=Uf.

Prin urmare, la apariţia unei puneri la pământ, izolaţia fazelor sănătoase faţă de pământ va fi solicitată mai mult decât în condiţii normale, ceea ce poate determina străpungerea izolaţiei pe una din fazele sănătoase. Din acest motiv izolaţia acestor linii trebuie întărită.

În cazul punerii la pământ a fazei 1 prin capacităţile faţă de pământ ale fazelor sănătoase vor circula curenţii I20 şi I30, determinaţi de tensiunile faţă de pământ ale acestora U20 şi U30; prin pământ şi locul de defect va trece curentul rezultant I0, care se va închide prin faza defectă (fig.1.4, a).

15

N

I20 I30

UN0

1

2

3

U3N

U2N

U1N

U10 U20 U30

I0

I0

I0=I20+I30

U20

U30

U1N

U2N

N

I30 I20

I0

10

2

3

UN0

U3N

a) b)

3UN0

C0 C0 C0

0


Deoarece cei doi curenţi capacitivi I20 şi I30 sunt în general mici faţă de curenţii de sarcină ai liniei, se poate considera că simetria tensiunilor pe faze (U1N, U2N, U3N) nu este afectată în mod sensibil şi linia va continua să alimenteze consumatorii trifazaţi cu toate că una din faze este pusă la pământ. Acesta este de fapt principalul avantaj al reţelelor cu neutrul izolat.

În practică se prevăd instalaţii speciale de control şi avertizare asupra stării izolaţiei; se recomandă ca un defect de punere monofazată la pământ care a fost depistat să fie înlăturat cât mai repede (unele norme prevăd o durată maximă de 30 min.), pentru a evita apariţia unei duble puneri la pământ, care reprezintă, de fapt, un scurtcircuit bifazat cu punere la pământ.

Considerând capacităţile fazelor faţă de pământ egale cu C0, curenţii capacitivi au expresia:

,

iar curentul de punere la pământ:

, (1.2)

Din diagrama fazorială reprezentată în figura 1.4, b, obţinem:

,

iar relaţia (1.2) devine:

, (1.3)

deci curentul de punere la pământ I0 este defazat cu 900 înaintea tensiunii UN0.

Dacă curentul capacitiv depăşeşte valorile admisibile (normele noastre impun compensarea curenţilor capacitivi mai mari de 10 A), arcul electric amorsat la apariţia defectului poate persista mai mult timp, determinând apariţia unor supratensiuni periculoase.

Se poate menţiona, de asemenea, influenţa redusă pe care o au aceste linii, în cazul punerilor simple la pământ, asupra liniilor de telecomunicaţii din vecinătate.

1.3.5.2 Reţea cu neutrul legat direct la pământAcest tip de reţea prezintă o legătură galvanică a neutrului cu pământul

de impedanţă practic nulă (fig. 1.5). În regim normal de funcţionare situaţia este identică cu aceea de la reţeaua cu neutrul izolat. Prin punerea la pământ a fazei 1, de exemplu, această fază este scurtcircuitată prin pământ, iar tensiunea U1N determină apariţia unui curent de valoare mare pe faza respectivă, numit curent de scurtcircuit ( ), care trebuie deconectat cât mai rapid pentru a evita deteriorarea echipamentului. Pentru aceste reţele

16


punerea la pământ a unei faze se numeşte scurtcircuit. În timpul scurtcircuitului, datorită legăturii rigide a neutrului la pământ, potenţialul neutrului rămâne egal cu al pământului, deci tensiunile fazelor sănătoase

faţă de pământ rămân egale cu tensiunea de fază a reţelei. Prin urmare, la aceste reţele nu este necesară întărirea izolaţiei, dar ele trebuie prevăzute cu dispozitive suplimentare de protecţie, care să comande deconectarea curenţilor de scurtcircuit. Prin deconectare, consumatorii racordaţi la linia respectivă rămân nealimentaţi. Pentru corectarea acestui neajuns, aceste reţele se prevăd cu dispozitive de reanclanşare automată rapidă RAR.

Un alt dezavantaj se referă la influenţa mult mai puternică pe care o au reţelele cu neutrul legat direct la pământ, în cazul unui scurtcircuit, asupra liniilor de telecomunicaţii vecine (zgomote neplăcute în aparatele telefonice, străpungeri etc.).

Trebuie menţionat, de asemenea, costul ridicat al instalaţiilor de legare la pământ (investiţie şi exploatare). Este obligatorie verificarea periodică a prizei de legare la pământ a neutrului deoarece, în timp, rezistenţa acesteia poate creşte prin „coacere”, datorită trecerii curenţilor de scurtcircuit prin pământ, astfel că neutrul riscă să fie legat la pământ printr-o impedanţă ridicată, ceea ce modifică condiţiile de funcţionare şi exploatare.

1.3.5.3 Reţele cu neutrul legat la pământ prin impedanţeLegarea la pământ a neutrului reţelei printr-o impedanţă conduce la

reducerea curentului de punere la pământ. În regim normal de funcţionare, potenţialul neutrului fiind egal cu al pământului, impedanţa de legare la pământ nu este parcursă de curent. La stabilirea unui contact accidental între o fază şi pământ, tensiunea punctului neutru se apropie de tensiunea de fază, iar tensiunile fazelor sănătoase de tensiunea de linie, în funcţie de valoarea impedanţei conectate în neutrul reţelei; cu cât impedanţa de legare la pământ a neutrului reţelei va fi mai mare, tensiunea neutrului se va apropia de tensiunea de fază, iar curentul care o străbate va fi mai mic. Dacă se doreşte evitarea unor tensiuni ridicate ale neutrului transformatoarelor, se aleg impedanţe de valori reduse, însă, în acest caz, curentul de defect poate atinge valori însemnate.

În practică, legarea la pământ a neutrului prin impedanţe se realizează

Fig. 1.5

17

U1N

1

2

3

U10 U20 U30

(1)kI

N U2N

U3N

0


în două moduri:- prin reactanţă acordată (bobină de stingere);- prin rezistor de limitare a valorii curenţilor de scurtcircuit monofazat.Reţele cu neutrul legat la pământ prin reactanţă acordată (bobină

de stingere). Fie reţeaua trifazată din figura 1.6, cu neutrul legat la pământ printr-o bobină ideală cu inductivitatea L, în care se produce o punere la pământ netă pe faza 1.

Fig. 1.6Considerând infinite rezistenţele de izolaţie ale liniei faţă de pământ şi

reactanţa bobinei suficient de mare pentru a avea UN0=Uf, se constată că prin bobină va circula curentul IL=UN0/jL, defazat cu 900 în urma tensiunii UN0

a punctului neutru faţă de pământ, iar prin capacităţile fazelor sănătoase este debitat spre pământ curentul capacitiv total (rel. 1.3) , defazat cu 900 înaintea tensiunii UN0. Prin locul de defect trece suma acestor doi curenţi, defazaţi între ei cu 1800; dacă IL=IC, rezultă I0=IL+IC=0, deci la locul de defect curentul este nul şi arcul se poate stinge la prima sa trecere prin zero. Condiţia de anulare a curentului la locul de defect este:

, (1.4)

care reprezintă condiţia de rezonanţă sau de acordare a bobinei de stingere (denumirea sa este legată de contribuţia pe care o are la stingerea arcului la locul de defect).

Bobina de stingere (Petersen) este construită cu miez de fier şi cu întrefier şi are o inductanţă foarte mare, care poate fi modificată, fie prin schimbarea numărului de spire, fie prin modificarea întrefierului. Alegând inductanţa ei conform relaţiei (1.4), rezultă că în cazul punerii la pământ a unei faze, bobina poate compensa teoretic în totalitate curentul capacitiv, iar

18

N

UN0

1

2

3

I0=IL+IC0

IL

C0 C0

IL IL+IC

C0

IL

UN0

IC IC IL

L

0

UN0 UN0


arcul se stinge şi se elimină posibilitatea apariţiei arcului electric intermitent; în schimb, pe durata punerii la pământ a unei faze, tensiunile fazelor sănătoase faţă de pământ cresc până la valoarea tensiunii de linie, la fel ca la reţelele cu neutrul izolat.

Deoarece fazele reţelei prezintă faţă de pământ în afară de capacităţi şi rezistenţe (r), care, practic, nu sunt infinite, iar bobina de compensare are şi ea o rezistenţă de valoare finită (RL), este evident că bobina va putea com-pensa numai curentul capacitiv al reţelei, care apare în cazul unei puneri la pământ. Curentul activ, determinat de tensiunile faţă de pământ ale fazelor sănătoase, nu poate fi compensat ci, dimpotrivă, se însumează cu curentul activ determinat de tensiunea UN0 prin rezistenţa activă a bobinei de stingere; curentul activ al bobinei şi cel activ rezultant al reţelei sunt în fază (fig. 1.7).

Fig. 1.7Se menţionează că, practic, nu se realizează niciodată acordul perfect al

bobinei de stingere (1.4), ci se merge cu un dezacord de (15÷25)%, în sensul supracompensării (IL>IC). Experienţa arată că arcul nu devine intermitent la funcţionarea cu bobina dezacordată, chiar dacă curentul rezultant prin locul de defect ajunge până la valori de (30÷50) A.

Explicaţia constă în faptul că bobina dezacordată favorizează stingerea arcului electric nu numai datorită limitării curentului, ci şi datorită limitării tensiunii de revenire la bornele canalului de arc.

Necesitatea unui dezacord al bobinei se impune pentru prevenirea creşterii potenţialului punctului neutru al reţelei, la funcţionarea în regim

19

N

UN0

1

2

3

I0=IRL+Ir

IL

C0 C0 IXL

IXL+IC=0

C0

IXL

UN0

IC

UN0

XL RL

IRL

r r r

IRL+Ir

IRL

IXL

Ir IC IRL+Ir

IRL Ir

UN0

0

IL IC+Ir

IC IXL

IC+Ir IL

IRL

I0

Ir


normal cu bobina acordată, datorită faptului că niciodată capacităţile fazelor faţă de pământ nu sunt perfect egale. Tensiunea punctului neutru al reţelei faţă de pământ se determină cu relaţia cunoscută din electrotehnică:

, (1.5)

în care: U1N, U2N, U3N sunt tensiunile pe faze ale reţelei (formează un sistem simetric); Y1, Y2, Y3, admitanţele neegale ale fazelor faţă de pământ, iar YN

este admitanţa bobinei de stingere. Dacă în (1.5) considerăm că admitanţele Y1, Y2, Y3 sunt pur capacitive, iar admitanţa bobinei YN este pur inductivă, când bobina este acordată, numitorul acestei relaţii este foarte mic. Deoarece numărătorul este nenul (Y1Y2Y3), tensiunea U0 poate căpăta valori ridicate, la funcţionarea în regim normal.

Dintre avantajele tratării neutrului prin bobină de stingere se menţionează:

- asigură continuitatea alimentării consumatorilor în cazul punerilor la pământ monofazate (cca. 70 % din defectele pasagere nu sunt sesizate decât de aparatele înregistratoare);

- curentul la locul de defect este redus la câteva procente din valoarea curentului capacitiv al reţelei;

- se exclude posibilitatea apariţiei scurtcircuitelor cu arc persistent;- influenţe mai reduse asupra liniilor de telecomunicaţii decât în cazul

reţelelor cu neutrul izolat.Principalele dezavantaje ale acestui sistem de tratare a neutrului sunt:- necesită nivel de izolaţie mai ridicat în instalaţii, deoarece supratensiu-

nile sunt similare cu cele din reţelele cu neutrul izolat;- complicarea instalaţiilor de protecţie;- nu compensează componenta activă a curentului rezidual al cablurilor

(care poate avea o valoare importantă la cablurile din PVC) şi, ca urmare, stingerea arcului la locul de defect nu mai poate fi asigurată în reţelele extinse;

- dificultatea identificării locului avariei;- exploatare mai dificilă în absenţa reglajului automat;- nu este eficient în prezenţa unor consumatori deformanţi, când curen-

tul capacitiv are un conţinut ridicat de armonici.Modul de tratare a reţelelor prin bobina de stingere se întâlneşte curent

în multe ţări din Europa şi în ţara noastră, fiind considerat ca o soluţie optimă pentru reţelele aeriene de MT în care curenţii capacitivi depăşesc valorile admise (cca. 10 A).

Reţele cu neutrul legat la pământ prin rezistenţă. Valoarea relativ

20


scăzută a rezistenţei de legare la pământ face ca, în cazul unei puneri la pământ, reţelele tratate cu rezistor de limitare să aibă o comportare asemă-nătoare cu reţelele cu neutrul legat direct la pământ. Legarea la pământ a neutrului reţelei printr-un rezistor are rolul de a limita valoarea curentului de scurtcircuit monofazat la o fracţiune din valoarea curentului de

scurtcircuit trifazat .Gradul de limitare prin rezistenţă a curentului de scurtcircuit monofazat

depinde de mai mulţi factori de care trebuie să se ţină seama în calcule şi anume:

- stabilitatea termică a rezistorului de limitare (asigurarea disipării pierderilor de energie în rezistenţă pe durata scurtcircuitului monofazat);

- căderea de tensiune pe rezistenţă, în caz de defect;- funcţionarea selectivă a instalaţiilor de protecţie (valoarea curentului

de scurtcircuit monofazat trebuie să fie suficient de mare în raport cu valoarea curentului maxim de sarcină).

Alegerea unui raport cât mai mic duce la micşorarea pierderilor de energie în rezistor, fapt ce simplifică problemele de dimensionare a acesteia, dar conduce la o deplasare importantă a punctului neutru, la supratensionarea fazelor sănătoase şi dificultăţi în reglarea protecţiilor, în cazul unor curenţi importanţi de sarcină.

Adoptarea unui grad mai redus de limitare, de exemplu , conduce la supratensiuni mai mici pe fazele sănătoase, dar pune probleme deosebite pentru dimensionarea rezistorului.

Pe de altă parte, tratarea prin rezistor implică unele cheltuieli suplimentare pentru rezolvarea protecţiei de curent pe trei faze şi asigurarea unor valori reduse pentru prizele de pământ din reţea.

Valorile optime ale curenţilor de defect se determină astfel încât să se respecte factorii restrictivi menţionaţi mai sus şi, în acelaşi timp, să conducă la cheltuieli minime în reţele. Pentru reţelele de MT din ţara noastră, valorile recomandate ale curentului de defect ( ), calculate pe baza variaţiei tensiunii neutrului reţelei şi analizei statistice a rezistivităţii prizelor de pământ, sunt de (200÷250) A, pentru reţelele aeriene şi de (800÷1000) A, pentru reţelele în cablu.

Mărimea rezistenţei de tratare se poate determina aproximativ, utilizând relaţia:

, (1.6)

21


în care: Ikdorit este curentul de scurtcircuit dorit (recomandat), iar curentul de defect monofazat în reţea, dacă neutrul ar fi legat direct la pământ. În această relaţie, este suficient de mare pentru ca ultimul termen să poată fi neglijat. Pentru rezistenţele de tratare din reţelele de (6-20) kV rezultă valori de ordinul ohmilor sau a zecilor de ohmi.

Avantajele sistemului de tratare a neutrului prin rezistenţă sunt:- exploatarea simplă a reţelei, care poate fi extinsă fără modificarea

modului de tratare (valoarea curenţilor capacitivi este mică în comparaţie cu Ik

(1) şi aceştia pot fi neglijaţi în calcul);- detectarea şi localizarea rapidă a defectelor;- amortizarea rapidă a oscilaţiilor libere care apar în timpul proceselor

tranzitorii, care însoţesc scurcircuitele cu arc;- diminuarea solicitărilor izolaţiei la supratensiuni tranzitorii;- costuri mai reduse decât în cazul tratării prin bobine de stingere.Dintre dezavantaje se menţionează:- majorarea investiţiilor în reţea (rezistoare, transformatoare de curent

individuale, prize de pământ, instalaţii RAR);- creşterea numărului de deconectări faţă de reţeaua cu neutrul izolat.Tratarea neutrului prin rezistor se aplică cu rezultate bune în cazul

reţelelor extinse de cabluri şi în prezenţa consumatorilor deformanţi, dar prezintă unele dificultăţi în cazul liniilor aeriene la care se impune realizarea unor valori stabile ale rezistenţei prizelor de pământ ale stâlpilor sau instalarea unui conductor suplimentar care să preia rolul mantalei cablurilor.

1.3.5.4 Situaţia neutrului pentru reţele de diverse tensiuni ale SEEModul de funcţionare a neutrului reţelelor electrice de diverse tensiuni

se stabileşte în funcţie de avantajele şi dezavantajele prezentate în paragrafele anterioare.

Astfel, în cazul reţelelor de înaltă şi foarte înaltă tensiune (110, 220, 400 kV) soluţia generală adoptată în ţara noastră este legarea directă la pământ a neutrului transformatoarelor şi autotransformatoarelor. În acest caz se evită supratensionarea izolaţiei, ceea ce ar impune întărirea acesteia şi creşterea costului izolaţiei, care şi în mod normal are o pondere însemnată în costul reţelei.

Necesitatea utilizării în aceste reţele a unui aparataj complex de protecţie şi comutaţie, deci o majorare a cheltuielilor, este justificat de puterile mari transportate, construcţia acestor reţele reclamând investiţii mari.

Dacă prin legarea la pământ a neutrului transformatoarelor şi autotransformatoarelor, care funcţionează în paralel, curentul de scurtcircuit

22


monofazat devine mai mare decât cel trifazat, pentru care sunt dimensionate aparatele electrice de comutaţie din reţea, se vor lega la pământ numai neutrele unor transformatoare (AT), celelalte rămânând izolate; se recomandă ca în fiecare reţea cel puţin un transformator (AT) să aibă neutrul legat la pământ.

În reţelele de medie tensiune, datorită costului redus al izolaţiei, se funcţionează, în principiu, cu neutrul izolat dacă curentul de punere la pământ este mai mic decât cel admisibil (10 A). Când nu se poate realiza această condiţie (în cazul liniilor extinse, în special în cablu), neutrul reţelei se tratează prin bobină de stingere sau rezistenţă de limitare.

Pentru reţelele de joasă tensiune, soluţia adoptată este legarea directă la pământ a neutrului reţelei. În cazul acestor reţele nu se ridică probleme de izolaţie (din acest punct de vedere reţeaua ar putea funcţiona cu neutrul izolat) dar ele sunt accesibile personalului de deservire şi pentru a evita apariţia unor tensiuni periculoase s-a ales soluţia menţionată.

Deoarece aceste reţele alimentează şi consumatori monofazaţi ele sunt prevăzute cu un conductor suplimentar de nul, legat la neutrul înfăşurării de JT a transformatoarelor, deci la pământ.

1.3.6. Clasificarea reţelelor electrice după frecvenţa de lucru

Sub acest aspect, reţelele electrice pot fi de curent continuu sau de curent alternativ, cele din urmă fiind mono- sau polifazate.

Cele mai răspândite reţele de transport şi distribuţie sunt cele trifazate, care s-au impus datorită posibilităţilor uşoare de a lega diferite trepte de tensiune prin intermediul transformatoarelor. Deşi iniţial frecvenţa acestora era redusă (16 2/3 Hz şi 25 Hz) pentru a obţine valori reduse ale reactanţelor, ulterior s-au ales frecvenţe mai mari pentru a micşora dimensiunile maşinilor şi a altor aparate cu miez de fier. În prezent se utilizează frecvenţa de 50 Hz în majoritatea ţărilor, mai puţin în America, unde se foloseşte frecvenţa de 60 Hz.

Există preocupări, în prezent, pentru sisteme de transport prin microunde, prin curenţi turbionari etc., fără perspective certe de aplicare practică.

23


1.4. REGIMURILE DE FUNCŢIONARE ALE REŢELELOR ELECTRICE

Prin regimul de funcţionare al unei reţele electrice se înţelege starea ei la un moment dat, caracterizată prin valorile unor mărimi fizice (parametrii regimului), în diferite puncte, precum şi prin condiţiile de funcţionare.

Parametrii regimului se pot clasifica în: cantitativi (valorile puterilor active şi reactive, valorile curenţilor, a factorului de putere etc.) şi calitativi (valoarea tensiunii şi a frecvenţei, simetria sistemului de tensiuni şi curenţi, valoarea armonicilor etc.).

Referitor la condiţiile de funcţionare, este posibil ca reţeaua să funcţioneze cu toate elementele sau, în urma unui incident care a avut loc în reţea, o parte din elementele reţelei să fie scoase din funcţiune dar reţeaua să continue să funcţioneze.

Calculul regimurilor de funcţionare reprezintă o problemă esenţială în studiul reţelelor electrice şi presupune, în principiu, determinarea puterilor şi a tensiunii în punctele caracteristice ale reţelei, cunoscând sarcina pe care o transferă şi caracteristicile de material ale conductoarelor şi transformatoare-lor. Calculele de regim se efectuează pentru diferite condiţii de funcţionare (regim de sarcină maximă, regim de sarcină minimă, regim normal, de avarie etc.). Dificultatea acestor calcule creşte odată cu complexitatea reţelei. Clasificare regimurilor de funcţionare ale reţelelor electrice este prezentată în tabelul 1.2.

Tabelul 1.2

Criteriul de clasificare

Modul de variaţie a mărimilor în timp

Gradul în care este afectată simetria

celor trei faze

Natura regimului în raport cu intenţia

operatorului

Regimurile RE

- staţionare (permanente)- nestaţionare lente- nestaţionare rapide

- simetrice- nesimetrice

- normale- de avarie

În funcţie de solicitarea şi comportarea elementelor componente, în exploatarea reţelelor electrice se evidenţiază următoarele regimuri de funcţionare:

- regimul permanent normal;- regimul nestaţionar (tranzitoriu) normal;- regimul nestaţionar (tranzitoriu) de avarie;- regimul permanent de avarie.Regimul permanent normal este regimul normal şi simetric de

exploatare a reţelelor electrice. Este un regim de lungă durată, în care parametrii reţelei au valori egale sau foarte apropiate de cele nominale. Pe baza acestui regim se efectuează calculul şi proiectarea elementelor reţelei.

24


El impune condiţiile cele mai severe privind: solicitările maxime admisibile, calitate energiei furnizate, economicitatea funcţionării etc.

În această categorie de regim se includ şi regimurile cu o modificare foarte lentă a mărimilor, determinată de modificările lente ale graficelor de sarcină ale consumatorilor.

Regimul nestaţionar (tranzitoriu) normal cuprinde stările de trecere între două regimuri normale. Aceste stări tranzitorii pot fi lente sau rapide, dependent de propagarea în sistem a undelor electromagnetice şi pot fi simultane sau consecutive unor modificări normale în structura reţelelor şi sistemelor electrice: conectarea şi deconectare voită (de serviciu) a unor elemente componente (linii, transformatoare, baterii de compensare etc.), trecerea de la funcţionarea în sarcină la funcţionarea în gol şi invers etc.

Acest regim se caracterizează prin supratensiuni, numite supratensiuni interne sau de comutaţie şi supracurenţi. Supratensiunile solicită suplimentar izolaţia, iar supracurenţii, căile de curent.

Regimul nestaţionar (tranzitoriu) de avarie cuprinde stările nestaţionare (lente sau rapide), care apar în urma unei avarii de natură electrică sau mecanică la unul din elementele componente ale reţelei. Aceste regimuri sunt provocate de: scurtcircuite, puneri la pământ, ruperea conductoarelor cu întreruperea fazelor etc.

Toate aceste avarii, cu excepţia punerilor simple la pământ, determină în elementele componente ale reţelei curenţi de scurtcircuit, care depăşesc de câteva ori valorile nominale, scăderea tensiunii în nodurile reţelei sau apariţia unor supratensiuni.

Regimul permanent de avarie este regimul care se stabileşte după eliminarea avariei de către protecţii; de aceea unii autori îl numesc regim staţionar de după avarie. În timp ce regimul tranzitoriu de avarie durează cel mult câteva secunde, până la acţionarea protecţiilor, regimul permanent de avarie poate dura câteva minute, până la câteva ore.

În acest regim, cu durată limitată, se admit abateri mai mari ale tensiunii, frecvenţei etc. faţă de valorile nominale, în comparaţie cu regimul permanent normal.

Se menţionează că regimul staţionar simetric normal stă la baza proiectării şi exploatării elementelor reţelei electrice, iar celelalte regimuri stau la baza verificării lor.

1.5. ALEGEREA TENSIUNII NOMINALE A REŢELELOR ELECTRICE

Alegerea tensiunii optime de funcţionare a unei reţele electrice se face prin compararea mai multor variante de tensiune după criterii tehnico-

25


economice. Această problemă este deosebit de complexă deoarece odată cu modificarea tensiunii nominale trebuie să se ţină seama de variaţia altor parametri cum ar fi secţiunea conductoarelor, numărul de circuite, numărul şi felul staţiilor de transformare şi conexiuni etc. În cazul unor variante cu indici tehnico-economici apropiaţi se preferă soluţia corespunzătoare tensiunii nominale mai ridicate deoarece aceasta oferă rezerve mai mari în ce priveşte capacitatea de transport şi posibilităţi de extindere a reţelei în viitor.

Orientativ, tensiunea optimă U [kV], pentru o anumită putere transmisă P [MW] la o anumită distanţă L [km], poate fi determinată cu ajutorul unor relaţii mai mult sau mai puţin empirice. Dintre acestea se pot menţiona:

- relaţia lui Still:

, (1.7)

valabilă pentru L≤250 km şi P≤6o MW;- relaţia lui Zaleski:

, (1.8)

valabilă pentru puteri mari şi L≥1000 km;- relaţia lui Nikogosov:

. (1.9)

La stabilirea tensiunii nominale a liniilor de transport şi distribuţie a energiei electrice este utilă cunoaşterea, la diferite niveluri de tensiune, a puterii maxime şi a distanţei de transport a acestora (tabelul 1.3).

Tabelul 1.3Tensiunea

nominală [kV]Tipul liniei

Puterea maximă transportabilă [MW]

Lungimea maximă a liniei [km]

6 LEA 2 10÷36 LEC 3 ≤810 LEA 3 15÷510 LEC 5 ≤1020 LEA, LEC 2÷10 35÷8110 LEA s.c. 10÷40 80÷60110 LEA d.c. 50÷60 80÷60220 LEA s.c. 100÷150 200÷100220 LEA d.c. 180÷240 200÷100400 LEA 500÷700 800÷400750 LEA 1800÷2000 2000÷1200

26


1.6. ARHITECTURA SISTEMELOR ELECTROENERGETICE

Arhitectura unui sistem electroenergetic este redată în figura 1.8. În cadrul unui sistem electroenergetic există mai multe trepte de tensiune. Toate elementele sistemului care funcţionează la aceeaşi tensiune sunt dispuse într-un plan. Planurile corespunzătoare nivelurilor diferite de tensiune sunt paralele între ele şi aşezate la distanţe determinate de diferenţa între nivelurile de tensiune învecinate. În interiorul unui plan sunt cuprinse elementele longitudinale ale reţelelor, iar între aceste planuri şi punctul neutre sunt conectate elementele transversale. Legătura dintre planuri este realizată prin intermediul cuplajelor electromagnetice ale transformatoarelor şi autotransformatoarelor.

Reţelele din planurile superioare servesc transportului energiei electrice, iar cele din planurile inferioare distribuţiei acesteia.

Injecţia de putere în sistem se face în reţeaua de transport de la sursele, care generează la medie tensiune, prin intermediul transformatoarelor sau autotransformatoarelor.

Consumul de energie în sistem are loc la nivelul de înaltă, medie şi joasă tensiune, prin intermediul transformatoarelor de cuplaj cu reţeaua. Nodurile şi reţeaua de treaptă inferioară racordate la aceste noduri constituie un consumator pentru reţeaua de treaptă superioară, cu excepţia generatoarelor.

Reţelele de la nivelurile inferioare sunt mai dese, în timp ce, pe măsura deplasării spre nivelurile superioare de tensiune, reţelele racordate la un nod acoperă teritorii tot mai întinse.

Stabilirea configuraţiei reţelei la un anumit nivel se face pe baza unui studiu tehnico-economic, în care cerinţa asigurării continuităţii în alimentarea cu energie electrică a consumatorilor deţine rolul central.

27


Fig. 1.8

28


1.7. DEZVOLTAREA INSTALAŢIILOR DE TRANSPORT ŞI DISTRIBUŢIE ÎN ROMÂNIA

Dezvoltarea instalaţiilor de transport şi distribuţie a energiei electrice în ţara noastră a urmat îndeaproape dezvoltarea aceloraşi domenii pe plan mondial. Astfel, în anul 1882, în acelaşi an cu construirea primei centrale electrice publice din lume de către Edison, la New York, se realizează în Bucureşti primele instalaţii demonstrative de iluminat electric, alimentate de la o uzină electrică special construită în acest scop.

În 1884 Timişoara devine primul oraş din Europa cu iluminat electric stradal extins (60 km de străzi cu 731 corpuri de iluminat). Reţeaua de ilu-minat era alimentată de la o uzină electrică cu patru grupuri de câte 30 kW.

Prima centrală şi reţea de distribuţie în curent alternativ monofazat din ţara noastră s-a construit la Caransebeş în 1888-1889, având frecvenţa de 42 Hz şi tensiunea de 2kV.

În 1897 s-a pus în funcţiune la Doftana prima instalaţie pentru alimen-tarea cu energie electrică a schelelor petroliere cu curent alternativ trifazat de 500 V, de la uzina hidroelectrică din Sinaia, printr-o linie de 10 kV şi un post de transformare de 10/0,5 kV.

Prima linie de 25 kV s-a pus în funcţiune în anul 1900, pe traseul Câmpina-Sinaia. Ea avea o lungime de 31,5 km, fiind realizată din conductoare de cupru de 35 mm2, pe stâlpi metalici. Până în anul 1900 s-au construit centrale electrice cu reţelele de distribuţie respective şi în oraşele Galaţi (1892), Craiova şi Sibiu (1896), Brăila, Iaşi şi Arad (1897), Sinaia şi Alba Iulia (1890), Piatra Neamţ (1895), Bacău (1900). În perioada 1906-1908 s-a realizat reţeaua de 5 kV în cablu a oraşului Bucureşti.

În 1915 a fost pusă în funcţiune linia trifazată de 55 kV Reşiţa-Anina, cu o lungime de 25 km, iar în 1924 s-a construit prima linie trifazată la tensiunea de 60 kV, între Ploieşti şi Bucureşti.

Prima linie de 110 kV între hidrocentrala Dobreşti şi staţia Grozăveşti (Bucureşti) a intrat în exploatare în 1930.

Prima linie în cablu subteran de 60 kV, utilizată la traversarea Dunării, între Giurgiu şi Russe, s-a realizat în 1950.

În anul 1963, prin trecerea de la 110 kV la 220 kV, LEA Stejaru (Bicaz)-Fântânele (Sângiorgiu de Pădure)-Iernut (Luduş) devine prima linie de 220 kV din ţara noastră. Doi ani mai târziu s-a realizat trecerea la 400 kV a liniei electrice Iernut-Mukacevo (Ucraina), care fusese dată în exploatare în anul 1963 la tensiunea de 220 kV. Aceasta devine prima linie de 400 kV din ţara noastră şi prin intermediul ei s-a realizat prima interconexiune europeană la tensiunea de 400 kV între sisteme electroenergetice naţionale.

29


În aceeaşi perioadă s-au realizat linii în cablu de 110, 220 şi 400 kV pentru traversarea Dunării, între Gura Ialomiţei şi Hârşova, la hidrocentralele Argeş şi Porţile de Fier.

În 1985 a intrat în funcţiune linia de 750 kV ce uneşte CNE Ucraina de Sud, staţia Isaccea (România) şi CNE Kozlodui (Bulgaria). Ţara noastră a construit un tronson de linie de 154 km, staţia de 750/400 kV Isaccea şi a realizat traversarea Dunării. Sistemul energetic naţional dispune astfel de cea mai ridicată tensiune de transport utilizată industrial, până în prezent.

Puterea electrică instalată în centralele din sistem, este de cca. 20000 MW. În anul 1998, producţia de energie electrică a României a fost de 52485 GWh, din care cca. 54 % s-a produs în termocentrale, cca. 36 % în hidrocentrale şi cca. 10 % în centrala nuclearoelectrică. Se remarcă în ultimii zece ani o creştere a ponderii consumului de energie electrică de către populaţie, ajungând în 1998 la cca. 17 %.

În ce priveşte sistemul de transport şi distribuţie, la sfârşitul anului 1993 acesta era constituit din: 937 staţii de transformare (868 de 110 kV, 44 de 220 kV, 24 de 400 kV şi 1 de 750 kV), cca. 26500 km de LEA (18000 km de 110 kV, 3600 km de 220 kV şi 4900 km de 400 kV) şi 270 km LEC de 110 kV, cca. 90000 km de LEA de MT şi 28000 km de LEC de MT, cca. 64800 posturi de transformare de MT/0,4 kV, cca. 120000 km LEA de JT şi 45000 km de LEC de JT.

Se apreciază că volumul actual de reţele electrice acoperă necesităţile de transport şi distribuţie, în următorii ani fiind necesare doar lucrări de modernizare şi întreţinere.

În contextul evoluţiei structurii SEN, se vor menţiona în continuare principalele puncte de reper pentru zona Baia Mare. Astfel, în anul 1959 prin punerea în funcţiune a LEA 110 kV Cluj-Baia Mare s-a realizat racordarea la SEN a zonei Baia Mare. Zece ani mai târziu se pun în funcţiune LEA 220 kV Iernut-Baia Mare 3 şi staţia de 220/110 kV Baia Mare 3. În anul 1977 se pune în funcţiune staţia de 400/220 kV Roşiori, unica din zona Baia Mare, intercalată în LEA 400 kV Iernut-Mukacevo.

30

transportul si distributia energiei electrice

Documents

baterii de

liniilor de

distribuia

foarte nalt

alegerea tensiunii

energiei electrice

reelelor electrice

la funcionarea