Proiectarea Unei Statii Electrice de Transform Are

UNIVERSITATEA “ TRANSILVANIA” BRAŞOVFACULTATEA DE INGINERIE ELECTRICĂ SI ŞTIINŢA

CALCULATOARELOR

PROIECT DE STAŢII ELECTRICE

PROIECTAREA UNEI STAŢII ELECTRICE DE TRANSFORMARE 110/20 kV

UNIVERSITATEA “TRANSILVANIA” BRAŞOVFACULTATEA DE INGINERIE ELECTRICĂ ŞI ŞTIINŢA CALCULATOARELOR Pag. 1

Cuprins

1. INTRODUCERE . SISTEMUL ELECTROENERGETIC…….…………………………………3

2. CONSIDERAŢII GENERALE ASUPRA INSTALAŢIILOR ELECTRICE ALE STAŢIILOR

DE TRANSFORMARE ………………………………………………………………………....4

2.1. Definiţii …………………………………………………………………………..…..6

2.2. Proiectarea staţiilor electrice de înalta tensiune ………………………………………7

2.3. Condiţiile amplasării instalaţiilor electrice ………………………………………..…10

2.4. Condiţii ce trebuiesc îndeplinite la alegerea schemelor de conexiuni şi a

echipamentului din staţiile de transformare .................................................................11

2.5. Scheme electrice de conexiuni. Tipuri de scheme de conexiuni …………………….17

3. TEMA DE PROIECTARE …………………………………………………………..……….....26

4. CALCULUL CURENŢILOR DE SCURTCIRCUIT …………………………………………...28

4.1. Consideraţii generale privind calculul curenţilor la scurtcircuit …………………......28

4.2. Calculul curenţilor de scurtcircuit în staţia electrică de transformare 110 / 20 kV Triaj

…...................................................................................................................................30

5. STABILIREA REGIMULUI OPTIM DE FUNCŢIONARE A TRANSFORMATOARELOR ..41

5.1. Calculul curenţilor în regim nominal ……………………………….……………….46

6. CIRCUITE ELECTRICE PRIMARE …………………………………………….……………..47

6.1. Alegerea barelor şi a izolatoarelor …………………………....……………………...47

6.2. Alegerea întreruptoarelor de înalta tensiune ………………………………………....55

6.3. Alegerea separatoarelor de înalta tensiune …………………………………..............63

6.4. Alegerea transformatoarelor de măsură ……………………………………………...64

6.5. Alegerea celulelor de medie tensiune prefabricate …………………………………..70

7. ALIMENTAREA SERVICIILOR PROPRII DE CURENT CONTINUU ŞI CURENT

ALTERNATIV …………………………………………………………………………………..71

8. INSTALAŢII DE LEGARE LA PĂMÂNT ………………………………………………….....73

PROIECTAREA UNEI STAŢII ELECTRICE DE TRANSFORMARE 110/20 KV


9. DETERMINAREA INDICATORILOR DE FIABILITATE LA ALIMENTAREA CU

ENERGIE ELECTRICĂ A CONSUMATORILOR …………………………………………….78

10. BIBLIOGRAFIE ……………………………………………………………...…………………85

11. ANEXE. PARTEA DESENATĂ …………………………………………….…………………86

Planşa 1 – Planul clădirii corpului de comandă;

Planşa 2 – Schema monofilară a substaţiei 110 kV Triaj;

Planşa 3 – Schema monofilară a substaţiei 20 kV Triaj;

Planşa 3a – Secţiunea celulei 110 kV Cuplă Longitudinală;

Planşa 3b – Secţiunea celulei 110 kV Braşov 1 şi Măsura 1A 110 kV;

Planşa 4 – Secţiunea celulelor de 20 kV;

Planşa 5 – Schema bloc a circuitelor secundare de protecţii şi automatizări în celula 110 kV CL;

Planşa 6 – Schema de servicii interne curent alternativ;

Planşa 7 – Schema de alimentare servicii interne curent continuu şi curent alternativ.



1. INTRODUCERE. SISTEMUL ELECTROENERGETIC

Sistemul electroenergetic cuprinde ansamblul instalaţiilor în care se produce, se transformă şi

se consumă diferite forme de energie mecanică, termică. Sistemul energetic conţine mai multe

subsisteme, corespunzătoare diferitelor forme de energie şi o mare complexitate de instalaţii,

începând cu amenajările pentru extragerea sau captarea resurselor energetice naturale, continuând cu

sistemul de linii şi reţele pentru transportul combustibililor şi sfârşind cu instalaţiile de transformare

a energiei în forma necesară consumatorilor.

Se numeşte sistem elecroenergetic partea unui sistem energetic alcătuită din generatoare

electrice, instalaţiile de distribuţie din centralele electrice, staţiile ridicătoare de tensiune din

centralele şi reţelele electrice, staţiile coborâtoare de tensiune din reţelele electrice, posturile de

transformare la abonaţi şi staţiile de conexiune, punctele de alimentare şi receptoarele de energie

electrică, toate fiind legate între ele prin linii şi reţele electrice. Sistemul electric cuprinde deci partea

sistemului energetic dintre arborele de acţionare al fiecărui generator electric al grupurilor

generatoare de energie ale centralelor electrice şi ultimul receptor de energie electrică de la

consumatori, toate elementele cuprinse între aceste limite fiind legate între ele fie galvanic, fie

magnetic.

Fazele principale prin care trece energia electrică în transformările ei sunt : producerea,

transportul, distribuţia şi utilizarea ei.

Centralele electrice sunt formate dintr-un ansamblu de instalaţii mecanice şi electrice,

construcţii şi amenajări pentru producerea de energie electrică sau, uneori, pentru producerea

combinată de energie electrică şi termică.

Reţelele electrice cuprind instalaţiile care servesc la transmiterea energiei electrice de la

centralele de producere la consumatori. Reţelele electrice cuprind liniile electrice, staţiile electrice,

staţiile electrice de transformare, staţiile electrice de conexiuni.

Consumatorii de energie electrică consumă energia electrică transformată în alte forme de

energie : mecanică, termică, chimică, luminoasă, e.t.c.

Sistemele electrice au următoarele caracteristici mai importante: schema de conexiuni, nivelul

tensiunilor, frecvenţa, circulaţia puterilor active şi reactive şi situaţia rezervelor de putere.

Schema de conexiuni cuprinde schema de legături a părţilor electrice ale centralelor, inclusiv a

grupurilor generatoare, schemele staţiilor şi posturilor de transformare şi de conexiuni, se indică şi

poziţia aparatelor electrice de comutaţie, precum şi alte aparate limitatoare de curent sau de

supratensiuni, cum ar fi bobinele de reactanţă sau descărcătoarele electrice.



Nivelul tensiunilor impune existenţa unor valori determinat de tensiune în nodurile sistemului.

Aceste valori se menţin constante, reglându-se tensiunea prin diferite mijloace. În acest scop se

folosesc regulatoare automate de tensiune la generatoare, prizele transformatoarelor şi

autotransformatoarelor din staţiile de transformare, maşini şi aparate producătoare sau consumatoare

de putere reactivă e.t.c.

Frecvenţa curentului alternativ din sistem este unică în tot sistemul, cu excepţia unor părţi din

sistem care se leagă prin intermediul unor grupuri convertizoare de frecvenţă. În sistemul electric al

ţării noastre, precum şi în toate sistemele electrice ale ţărilor europene, frecvenţa curentului

alternative are valoarea de 50 Hz. Ea trebuie menţinută constantă, cu toleranţe de 0,5 Hz, prin

reglarea puterii active din sistem.

Circulaţia puterilor active şi reactive într-un sistem electric trebuie cunoscută şi se trece în

schema de conexiuni marcându-se de o parte puterile produse în centrale, iar de altă parte cele

consumate în diferite noduri.

Rezerva de putere într-un sistem electric este absolut necesară, fiind, de regulă, egală cel puţin

cu puterea celui mai mare grup electrogen din sistem. Această rezervă este folosită în toate cazurile

neprevăzute din sistem, care au drept urmare scoaterea din funcţiune a unor părţi din sistemul

electric.

Comanda sistemelor electrice se realizează prin dispecerat. Ea coordonează, transmite

dispoziţiile necesare pentru menţinerea regimului de funcţionare optim, stabilit sau pentru eliminarea

unor situaţii de avarie.

2. CONSIDERAŢII GENERALE ASUPRA INSTALAŢIILOR ELECTRICE

ALE STAŢIILOR DE TRANSFORMARE

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 la

consumatori. Transportul energiei electrice la distanţe mari şi foarte mari trebuie făcut pe linii

electrice de înaltă şi foarte înaltă tensiune ( 110, 220, 400, 750 kV). Transportul energiei electrice la

distanţe relativ mici se face cu ajutorul liniilor de medie tensiune ( 6, 20 kV) iar la distanţe foarte

mici pe linii de joasă tensiune. Cu cât tensiunea este mai mare cu atât curentul este mai mic şi ca

urmare pierderile pentru transportul energiei electrice, scad foarte mult deoarece sunt proporţionale

cu pătratul curentului. Transformarea nivelurilor de tensiune 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 de transformare pot fi împărţite în următoarele categorii :

- circuite primare ;

- circuite secundare ;

- servicii proprii ;

- 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 circuitele 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. 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 aparatelor electrice din circuitele

primare ale staţiilor electrice, se face comparându-se caracteristicile părţii din instalaţie unde

urmează să fie montate cu caracteristicile de catalog.

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 ( 230 V ) şi foarte reduse ale curentului ( 5 A sau 1 A ). 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 comutaţie (întreruptoare, separatoare ) şi de reglaj. Circuitele de control sunt cele care deservesc

instalaţiile de informare ( semnalizare, măsurare, înregistrări diverse ), blocaje ( pentru evitarea

manevrelor greşite), sincronizare, protecţie prin relee şi automatizare.

Serviciile proprii ale staţiilor electrice 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, instalaţiile de reglaj ale transformatoarelor, instalaţiile de încărcare ale bateriei de

acumulatoare, instalaţiile de ventilaţie a încăperii bateriei de acumulatoare, dispozitivele de acţionare

ale întreruptoarelor şi separatoarelor, instalaţia de aer comprimat, instalaţia de telecomunicaţii,

instalaţia de iluminat şi forţă e.t.c. Serviciile proprii de curent continuu sunt formate din iluminatul

de siguranţă, consumatorii ce nu admit întreruperi în funcţionare.

Instalaţiile auxiliare din staţiile electrice sunt formate din instalaţiile de legare la pământ,

instalaţia de protecţie împotriva loviturilor directe de trăsnet e.t.c.

La elaborarea proiectelor de investiţii pentru staţiile de transformare de 110 kV/MT, o fază

importantă o constituie alegerea dispoziţiei constructive optime care să satisfacă atât realizarea



schemei electrice adoptate, cât şi încadrarea instalaţiilor pe o suprafaţă minimă de teren şi cu un

consum minim de materiale atunci când zona respectivă se dezvoltă economic.

2.1. Definiţii

1. Instalaţia electrică 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

electrice, transformatoare de putere, materiale electrice, diferite instalaţii auxiliare, precum şi

construcţiile aferente. Instalaţiile electrice includ staţiile electrice, precum şi instalaţiile

electrice de evacuare a puterii produse de generatoare.

2. Instalaţia electrică de exterior este o instalaţie electrică sau o parte dintr-o instalaţie

electrică în care aparatele electrice, transformatoarele şi materialele electrice sunt amplasate

într-un spaţiu deschis şi sunt expuse intemperiilor atmosferice.

3. Instalaţia electrică de interior este o instalaţie electrică sau o parte dintr-o instalaţie

electrică în care aparatele electrice sunt amplasate într-un spaţiu închis şi sunt protejate

împotriva influenţei directe a intemperiilor atmosferice.

4. Staţia electrică este un ansamblu de instalaţii electrice şi construcţii anexe, destinat

conversiei parametrilor energiei electrice şi conectării a două sau mai multor surse de energie

electrică ori a două sau mai multor căi de curent.

5. Staţia de transformare este o staţie electrică care realizează transformarea parametrilor

energiei electrice prin transformatoare de putere.

6. Staţia de racord adânc este o staţie de transformare amplasată în apropierea centrului de

sarcină, echipată cu un număr minim de aparate de comutaţie.

7. Celula este un ansamblu de echipamente, elemente, dispozitive şi aparate amplasate într-un

singur loc, care are un scop funcţional determinat.

2.2. Proiectarea staţiilor electrice de înalta tensiune

Datele de bază necesare pentru elaborarea proiectului unei staţii electrice sunt următoarele :

1. Stadiul tehnic de profil şi amplasare, aprobat, care va trebui să cuprindă ca piesă distinctă

tema de proiectare pentru :

- profilul şi încadrarea în sistem a staţiei ;

- regimurile caracteristice de funcţionare a instalaţiei;

- amplasamentul în microzonă;



- nivelul maxim/minim al curenţilor de scurtcircuit şi de punere la pământ;

- încadrarea în sistemul de automatizare şi protecţie prin relee la nivelul SEN ;

- încadrarea în sistemul de conducere prin dispecer ;

- modul de exploatare, cu sau fără personal permanent ;

- clasa de importanţă a obiectivului.

2. Proiectele tip aprobate, aplicabile la lucrarea respectivă.

3. Prescripţiile tehnice în vigoare, aplicabile la lucrarea respectivă.

4. Caracteristicile tehnice la echipamentele ce urmează a fi folosite la lucrarea respectivă.

5. Studiile de teren.

6. Datele referitoare la nivelul de poluare în zona de amplasare.

7. Datele meteorologice şi seismologice pentru zona de amplasare a staţiei.

8. Datele de înscriere în plan a investiţiei respective.

Date necesare pentru proiectare :

- schema electrică a staţiei ;

- amplasamentul staţiei ;

- mărimile caracteristice pentru determinarea stabilităţii termice şi dinamice la acţiunea

curenţilor de scurtcircuit a căilor de curent ;

- zona geografică ;

- condiţii climato-meteorologice ;

- surse de poluare ;

- echipamentul electroenergetic pentru staţii electrice de 6 – 110 kV ( gabarite, borne,

izolaţie) ;

- modul de tratare a neutrului reţelelor de medie tensiune ;

- elemente de îmbinare pentru realizarea căilor de curent ;

- elemente de construcţii ;

- condiţiile de lucru şi utilajele de intervenţie în staţii electrice de 6 – 110 kV.

Determinarea soluţiei optime a celei mai indicate scheme de conexiuni implică estimarea a

numeroase criterii tehnice şi economice :

- concepţia sistemului electroenergetic din care face parte staţia, influenţează schema de

conexiuni utilizată, prin regimurile de tensiune şi eventual, prin necesitatea unor instalaţii

de reglaj, puterile şi curenţii de scurtcircuit, circulaţiile de curenţi, precum şi anumite

situaţii speciale de funcţionare ;

- funcţionarea staţiei în cadrul reţelei şi caracteristicile consumatorilor ;



- caracteristicile echipamentelor ( utilizarea echipamentelor cu o fiabilitate ridicată poate

influenţa structural schema de conexiune, poate conduce la alegerea unor scheme de

conexiuni simple) ;

- elasticitatea în funcţionare se realizează prin posibilitatea de revizie a echipamentelor şi în

special, a întreruptoarelor, fără scoaterea din funcţiune a circuitelor respective şi

posibilitatea de grupare a circuitelor în cât mai multe configuraţii solicitate de

împrejurări ;

- simplitatea conexiunilor schemei electrice, ca urmare a dispoziţiilor constructive, se

urmăreşte în scopul obţinerii unei clarităţi cât mai mari a instalaţiilor, unui număr minim

de manevre greşite efectuate în exploatare ;

- capacitatea de a permite echipări în etape succesive ( posibilităţi uşoare de extindere,

posibilităţi de schimbări ulterioare ale schemei) ;

- impactul cu mediul ambiant ;

- siguranţa în funcţionare.

Schemele cele mai frecvente pentru staţiile de 110 kV sunt cu bare colectoare, cu un singur

întreruptor pe circuit, datorită elasticităţii pe care acestea le oferă în realizarea diferitelor configuraţii

de reţea în timpul exploatării. Pentru diferitele funcţii pe care le îndeplinesc staţiile de transformare

de 110 kV/MT pentru partea de 110 kV, se deosebesc următoarele tipuri de scheme mai des

utilizate :

- schema electrică pentru staţia de distribuţie de tip racord adânc (figura 2.2.1.);


Fig. 2.2.1. Staţie electrică de 110 kV, racord adânc, fără întreruptor


- schema electrică pentru staţii cu bare simple secţionate cu profil maxim, patru linii şi două

transformatoare ;

- schema electrică pentru staţii cu funcţii multiple, staţie cu bare duble (figura 2.2.2.).


1 2

Cabină relee

Fig. 2.2.2. Staţie electrică de 110 kV cu bare duble


2.3. Condiţiile amplasării instalaţiilor electrice

Alegerea locurilor de amplasare a instalaţiilor electrice trebuie făcută luând în considerare toţi

factorii care condiţionează din punct de vedere tehnic, economic şi social diferitele variante posibile,

cu respectarea simultană a regulilor de protecţie a muncii şi de prevenire şi stingere a incendiilor.

Amplasarea staţiilor trebuie făcută prin economisirea la maxim a terenurilor agricole şi forestiere,

evitându-se terenurile periculoase, 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.

Amplasarea instalaţiilor electrice trebuie făcute 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 deteriorări mecanice. La amplasarea instalaţiilor electrice se va

ţine seama de posibilitatea de extindere a acestora. De regulă, intervalul de timp pentru care se va

asigura această posibilitate va fi de circa 10 – 15 ani.

Principalele criterii care trebuie să fie avute în vedere la alegerea amplasamentului staţiilor

electrice sunt următoarele :

1. amplasarea cât mai aproape de centrul de greutate a consumului în cazul staţiilor coborâtoare,

respectiv conexiunea optimă a reţelelor electrice de înaltă tensiune, în cazul staţiilor de

sistem ;

2. amplasarea cât mai aproape de localităţi ;

3. efectuarea de lucrări minime pentru asigurarea alimentării cu energie electrică a serviciilor

proprii şi a utilităţilor : alimentarea cu apă şi căldură, canalizarea apelor menajere,

telecomunicaţiilor, drumul de acces e.t.c. ;

4. depărtarea, în limitele prescrise, de sursele de poluare a atmosferei cu substanţe care au o

acţiune nocivă asupra construcţiilor ;

5. încadrarea în limitele de spaţiu stabilite prin planurile de sistematizare aprobate ; se vor

evita : ocuparea de terenuri agricole, demolările de construcţii existente, fie pe terenul staţiei,

fie pe culoarele liniilor electrice de racord, amplasarea pe terenuri destinate exploatărilor

subterane de orice fel sau subtraversate de conducte pentru diferite utilităţi nelegate de

exploatarea staţiei ;

6. asigurarea posibilităţii de dezvoltare a staţiei ;



7. utilizarea terenurilor favorabile din punctul de vedere al configuraţiei topografice, al

caracteristicilor geologice .

La alcătuirea planului general al unei staţii electrice se vor avea în vedere următoarele cerinţe de

bază :

1. ocuparea unor suprafeţe de teren cât mai reduse şi care să se înscrie cât mai bine în forma şi

dimensiunile terenului disponibil, atât în etapa finală, cât şi în diferitele etape de dezvoltare a

instalaţiilor ;

2. realizarea de legături electrice şi conducte de aer comprimat, apă e.t.c. cât mai scurte şi, pe

cât posibil, fără încrucişări, între diferitele obiecte ale staţiei ;

3. asigurarea posibilităţilor de extindere pentru toate obiectele, în conformitate cu profilul de

perspectivă avizat ;

4. asigurarea unei circulaţii simple şi comode, atât pentru transportul echipamentelor, cât şi

pentru transportul echipamentelor, cât şi pentru operaţiile de revizie şi control ;

5. racordarea liniilor electrice aeriene cu minimum de încrucişări ;

6. adoptarea unei forme geometrice regulate pentru terenul împrejmuit şi asigurarea unei cât mai

bune folosiri a terenului din vecinătatea staţiei ;

7. dispunerea blocului de comandă cât mai aproape posibil de accesul principal în incinta staţiei.

2.4. Condiţiile ce trebuie îndeplinite la alegerea schemelor de conexiuni şi a echipamentului din

staţiile de transformare

La stabilirea structurii schemelor electrice primare de înalta tensiune, se vor avea în vedere

următoarele cerinţe de bază :

a) Securitatea în funcţionare

Prin schemă se va asigura ca un defect simplu pe un circuit primar de linie, transformator, generator :

- să conducă la scoaterea din funcţiune numai a circuitului respectiv ;

- să poate fi izolat printr-un număr minim de întreruptoare ;

De asemenea, scoaterea în revizie sau reparaţie a unui echipament tehnologic trebuie să poată

fi făcută fără a perturba inadmisibil funcţionarea restului instalaţiei. În vederea reducerii riscului unor

manevre greşite, se recomandă prevederea limitată în schemele electrice primare a separatoarelor cu

rol de comutare.

b) Elasticitatea în exploatare

Schema de conexiuni va permite :



- asocierea circuitelor pe structuri de schemă care pot funcţiona separat de restul instalaţiei,

în toate combinaţiile cerute de regimurile de lucru prevăzute ;

- efectuarea operaţiilor de întreţinere a unui echipament, precum şi executarea lucrărilor de

extindere a staţiei, prin scoaterea de sub tensiune a unei părţi cât mai restrânse din

instalaţie ;

c) Claritatea structurii conexiunilor electrice

Se va asigura posibilitatea ca personalul de exploatare să evalueze corect şi cât mai rapid

consecinţele oricărei manevre operative necesare realizării unei anumite configuraţii de schemă, şi

anume :

- modificarea circulaţiei de putere pe diferitele circuite ;

- modificarea valorilor de scurtcircuit în raport cu nivelul maxim admis ;

- condiţiile de securitate la lucrările ce urmează a se efectua în instalaţie ;

- comportarea instalaţiei în cazul apariţiei unui defect.

La alegerea echipamentelor electrice, se va ţine seama de următoarele cerinţe principale :

1. parametrii tehnici ai echipamentelor trebuie să asigure funcţionarea schemelor electrice din

care fac parte ;

2. caracteristicile constructive trebuie să permită realizarea unor instalaţii corespunzătoare sub

aspect economic, al condiţiilor de execuţie şi exploatare şi al spaţiului ocupat;

3. gradul de siguranţă în exploatare trebuie să fie satisfăcător, atât pentru regimul normal, cât şi

pentru regimurile anormale de funcţionare, stabilite prin tema de proiectare.

Schema electrică de conexiuni a unei instalaţii electrice trebuie să fie simplă şi clară şi să

permită o efectuare a manevrelor rapidă şi lipsită de pericole de accidentare.

Se admite ca părţi ale instalaţiei, care sunt în mod normal separate, să fie conectate pentru

scurte intervale de timp (de exemplu, în cursul executării unor manevre), chiar dacă în aceste

intervale de timp puterea de scurtcircuit depăşeşte valoarea nominală pentru care este dimensionată

instalaţia.

În astfel de situaţii trebuie să se prevadă măsuri în vederea evitării eventualelor accidente de

persoane în cazul unui scurtcircuit.

Întreruptoarele vor fi prevăzute, de regulă, pe acele circuite pentru care nu se pot asigura cu

alte aparate mai ieftine condiţiile de deconectare a curenţilor de scurtcircuit, selectivitatea protecţiei

şi operaţiile de automatizare necesare (separatoare de sarcină, siguranţe de înaltă tensiune,

dispozitive de scurtcircuitare automată e.t.c.).



Schema electrică a instalaţiilor şi echipamentului prevăzut trebuie să permită realizarea şi

exploatarea instalaţiilor pentru măsură şi protecţie, precum şi a altor instalaţii necesare (de exemplu :

automatizare, telemecanică e.t.c.), în condiţii lipsite de pericol pentru personal.

Schema electrică de conexiuni trebuie să permită separarea de lucru atât a întregii instalaţii,

cât şi a unor părţi ale instalaţiei, dacă acest lucru este necesar pentru executarea lucrărilor fără

întreruperea funcţionării întregii instalaţii (figura 2.4.1.).

Se admite să nu se prevadă o separare de lucru specială pentru următoarele elemente din

schema electrică :

a) transformatoarele de tensiune şi descărcătoarele de pe linii a căror separare de lucru se

poate face odată cu linia respectivă ;

b) transformatoarele de tensiune şi descărcătoarele de pe barele colectoare atunci când

separarea de lucru a acestor echipamente se acceptă să fie făcută prin scoaterea din funcţiune a

sistemului de bare respectiv ;

c) descărcătoarele montate la bornele transformatoarelor şi ale autotransformatoarelor şi la

punctele neutre ale acestora, a căror separare de lucru se poate face odată cu transformatoarele şi

autotransformatoarele respective ;

d) bobinele şi condensatoarele pentru instalaţia de înaltă frecvenţă pentru telecomunicaţii, a

căror separare de lucru se poate face odată cu linia ;

e) transformatoarele de forţă prevăzute cu racordarea directă a cablurilor la capetele

înfăşurărilor principale.

În unele cazuri, condiţionate de considerente constructive şi de schemă, se admite montarea

transformatoarelor de curent după separatorul de linie spre linie, astfel încât separarea de lucru a

acestuia să se facă odată cu linia.


Fig. 2.4.1. Marcarea separărilor vizibile la celulele de linie si la celula unei cuple transversale


Dacă punctele de separare aparţin unor organizaţii de exploatare diferite sau dacă ele nu se

găsesc în aceeaşi instalaţie, ci se află la distanţă, condiţia de separare de lucru se consideră

îndeplinită numai dacă poate fi asigurată o responsabilitate unică pe timpul separării de lucru la toate

punctele de separaţie.

De regulă, separarea de lucru trebuie să fie făcută pe toate părţile. O separare de lucru numai pe

o singură parte (spre alimentare) este admisă în cazurile în care nu poate să apară tensiunea inversă

pe partea din instalaţie care nu a fost separată.

Acesta este cazul, de exemplu, al liniilor radiale, al circuitelor de motoare electrice, al

generatoarelor care nu sunt prevăzute să fie conectate la o reţea publică. În asemenea cazuri se vor

lua măsuri corespunzătoare pentru prevenirea apariţiei unor tensiuni inverse prin intermediul

transformatoarelor de măsură (figura 2.4.2. şi 2.4.3.).


M

Fig. 2.4.2. Marcarea separaţiei vizibile la circuitul de alimentare a unui motor

Fig. 2.4.3. Realizarea separaţiilor vizibile în ambele parţi ale instalatiei


Ca elemente de separare urmează a fi folosite numai aparatele sau dispozitivele cu întreruperea

vizibilă a circuitului, cu spaţiul de întrerupere dimensionat în conformitate cu STAS 6489 :

Coordonarea izolaţiei în instalaţii electrice cu tensiuni peste 1 kV şi îndeplinind condiţiile de

rigiditate dielectrică prevăzute în acest standard pentru intervalele de separare ale separatoarelor.

Se admit separări de lucru fără întreruperea vizibilă a circuitului, dar cu semnalizări de poziţie

sigure, numai la instalaţiile capsulate şi la instalaţiile interioare de tip închis.

Orice parte a unei instalaţii trebuie să poată fi scurtcircuitată şi legată la pământ. În acest scop

se pot folosi fie dispozitive fixe (separatoare de legare la pământ sau cuţite de legare la pământ), fie

scurtcircuitoare mobile.

Teritoriul ţării noastre se împarte în două zone care diferă din punctul de vedere al intensităţii

şi al frecvenţei de manifestare a principalilor factori climato-meteorologici ce interesează la

construcţia instalaţiilor electrice cu tensiunea peste 1 kV : vântul, depunerile de chiciură, temperatura

aerului.

Nivelul de izolaţie al echipamentului instalaţiilor electrice trebuie să fie verificat prin încercări

fie în laborator, fie la locul de montare, în conformitate cu standardele în vigoare.

Echipamentul instalaţiilor electrice trebuie să corespundă condiţiilor de la locul de instalare, în

ceea ce priveşte caracteristicile specifice fiecărui tip de echipamente, conform instrucţiunilor de

proiectare departamentale corespunzătoare.

Căile de curent din instalaţiile electrice de înaltă tensiune se vor realiza, de regulă, din oţel-aluminiu,

aluminiu şi aliaje de aluminiu :

1. conductoare neizolate flexibile : în instalaţii exterioare de 6-400 kV şi în cele interioare de

110 kV ;

2. conductoare neizolate rigide : sub formă de bare în staţiile de 6-20 kV şi de ţevi în instalaţiile

interioare 110 kV ;

3. bare capsulate în aer la presiunea atmosferică, monofazate sau trifazate : pentru căile de

curent de mare amperaj ( peste 2000 ), în instalaţiile de medie tensiune ;

4. conductoare izolate : în condiţii speciale de traseu, când aceste legături devin mai avantajoase

din punct de vedere tehnic şi economic în raport cu conductoarele neizolate.

Întreruptoarele şi separatoarele de sarcină, a căror capacitate de rupere şi de închidere

nominală este mai mică decât puterea de scurtcircuit de la locul de instalare, pot fi folosite

dacă se iau măsuri ca ele să nu fie puse în situaţia de a întrerupe în mod automat curenţii de

scurtcircuit, depăşind capacitatea lor de rupere nominală, precum şi măsuri de protecţie a



personalului de exploatare pentru cazul închiderii pe un scurtcircuit ( de exemplu : comandă

la distantă, ecrane de protecţie, testarea circuitului care urmează a fi pus sub tensiune).

În instalaţiile electrice cu tensiunea nominală până la 35 kV inclusiv, transformatoarele de

tensiune racordate la barele colectoare vor fi, de regulă, protejate cu siguranţe fuzibile.

Electropompele de înaltă tensiune pentru apa de incendiu atât cele de lucru, cât şi cele de

rezervă, alimentate electric, se vor racorda la două secţii de bare distincte, având fiecare câte o

alimentare independentă, astfel încât la avarierea uneia dintre alimentări sau a unei pompe de

incendiu să se asigure debitul de calcul necesar stingerii incendiului. Cele două secţii de bare vor fi

separate antifoc, astfel încât avarierea uneia să nu afecteze funcţionarea celeilalte.

Dispunerea constructivă a instalaţiilor electrice exterioare trebuie să fie astfel aleasă, încât :

a) să permită efectuarea lucrărilor de deservire a instalaţiilor cu dispozitive şi utilaje mecanizate ;

b) să se evite posibilitatea producerii şi extinderii incendiilor ;

c) în caz de necesitate să se poată face scoaterea parţială de sub tensiune a instalaţiei, în vederea

executării unor lucrări, cu respectarea măsurilor prevăzute în normele de protecţie a muncii pentru

instalaţii electrice.

Se vor prevedea lanţuri duble de izolatoare pentru suspendarea conductoarelor flexibile în

următoarele cazuri :

a) în toate deschiderile care, indiferent de tensiune, supratraversează barele colectoare ;

b) în toate deschiderile care, indiferent de tensiune, supratraversează clădirile din incinta pe care

o străbat (centrale electrice, staţii electrice e.t.c.) ;

c) în toate deschiderile care, indiferent de tensiune, supratraversează drumuri şi căi ferate,

conducte cu fluide combustibile, conducte de termoficare sau apa de răcire din incinta centralelor

electrice sau din afara acestora, cu respectarea prevederilor normativului pentru construcţia liniilor

electrice aeriene cu o tensiune mai mare de 1000 V ;

d) în toate deschiderile din staţiile electrice de 400 kV ;

e) în deschiderile cu lanţuri tip tijă, care supratraversează echipamente electrice aparţinând altor

circuite ;

f) dacă tipul de lanţ simplu de izolatoare nu corespunde condiţiilor de rezistenţă mecanică cerute

în instalaţie.

În proiect se vor indica locurile unde se prevede a fi racordate scurtcircuitoarele mobile ; aceste

locuri vor avea suprafeţe de contact corespunzătoare.

Toate părţile metalice de susţinere ale unei instalaţii electrice trebuie să fie protejate împotriva

coroziunii. Această prevedere se aplică şi pentru părţile subterane ale construcţiilor metalice şi de

beton armat.



În cazul aparatelor electrice care necesită îngrădiri de protecţie este necesar să se ia măsuri

pentru evitarea pericolului pe care îl poate prezenta dezvoltarea unei vegetaţii înalte în interiorul

îngrădirii. În spaţiile de producţie electrică, protecţia personalului împotriva atingerii accidentale a

elementelor aflate sub tensiune, în timpul executării lucrărilor curente de exploatare, se asigură

printr-una dintre următoarele măsuri :

a) amplasarea la înălţime corespunzătoare, în zone inaccesibile atingerilor accidentale ;

b) îngrădiri de protecţie definitive, pline sau din plasă ( se admite şi folosirea

balustradelor).

2.5. Scheme electrice de conexiuni. Tipuri de scheme de conexiuni

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 sens se va ţine seama de :

a) condiţiile de funcţionare ale sistemului energetic, care se referă la tensiuni, circulaţie de

curenţi, puteri şi curent de scurtcircuit ;

b) caracteristicile consumatorilor alimentaţi, se referă la siguranţa în funcţionare a acestora,

respectiv la exigenţa cu privire la frecvenţa şi durata întreruperilor ;

c) caracteristicile echipamentului, pot influenţa structural schema de conexiuni şi în special

siguranţa în funcţionare a întreruptoarelor, a transformatoarelor şi autotransformatoarelor ;

d) condiţiile de exploatare, care se referă la amplasarea pe teren şi la claritatea schemei pe care

trebuie să o ofere personalului de exploatare ;

e) criteriul economicităţii, indicator de eficienţă economică, cel al cheltuielilor anuale minime

de calcul.



Tipuri de scheme de conexiuni utilizate în staţiile electrice

a) Scheme cu bare colectoare simple

Aparatele de comutaţie întâlnite în schemele de conexiuni din staţiile electrice sunt

întreruptoarele, separatoarele, separatoarele de sarcină, siguranţe fuzibile. Bara colectoare apare ca

un nod electric, fiind dispusă transversal pe direcţia circuitelor aferente de linie, transformator e.t.c.

permite exploatarea comodă a staţiei. Denumirea este legată de faptul că aici se colectează energia de

la circuitele de injecţie, redistribuindu-se apoi de exemplu pe linii electrice ca în figură. 2.5.1.

Întreruptorul este un aparat electric de comutaţie capabil să stabilească, să suporte şi să

întrerupă curenţii în condiţiile normale ale circuitului şi în condiţiile anormale determinate

( scurtcircuit, suprasarcini e.t.c.). Rolul principal al unui întreruptor este acela de a rupe şi a stabili

curentul electric din circuit, precum şi de a stinge arcul electric format în timpul acestui proces.


Fig. 2.5.1. Schema unei staţii cu bare colectoare simple.


Separatorul este un aparat mecanic de comutaţie, care în poziţia închis asigură trecerea

curenţilor în condiţii normale şi de avarie, iar în poziţia deschis, pentru motive de securitate, asigură

o distanţă de izolare predeterminată între bornele fiecărui pol.

b) Secţionarea barelor colectoare

Secţionarea longitudinală a barei colectoare în două secţii de bare colectoare, se fac cu unul,

două separatoare sau cu o cuplă longitudinală, în funcţie de gradul de elasticitate dorit.

Revizia secţiilor de bare se face pe rând prin deconectarea prealabilă a circuitelor aferente

secţiei respective şi a cuplei longitudinale ( figura 2.5.2.).

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.


Fig. 2.5.2. Schema unei staţii cu bare colectoare simple, sectionate.


c) Schema cu o bară colectoare şi o bară de ocolire

Introducerea barei de ocolire şi a circuitului de cuplă de ocolire se face pentru a înlătura

dezavantajul schemelor de comutaţie cu bare colectoare simple, de a întrerupe alimentarea

consumatorilor pe perioada lucrărilor de întreţinere. În figura 2.5.3. de mai jos se prezintă schema de

conexiune a unei astfel de staţii.

Se poate retrage din exploatare orice celulă pentru revizie tehnică fără să fie întrerupt

alimentarea consumatorului, prin înserierea cuplei de ocolire (cupla de transfer).


Fig. 2.5.3. Schema unei staţii cu bare colectoare simple şi cu bară de transfer


d) Scheme cu sistem dublu de bare colectoare

Este schema cea mai răspândită în instalaţiile de comutaţie electroenergetică de unde se

alimentează consumatorii mai importanţi. În comparaţie cu schema cu sistem simplu de bare

colectoare oferă un grad de elasticitate sporită prin posibilitatea racordării circuitelor aferente la

oricare din cele două noduri electrice.

Fiecare circuit se racordează la sistemul dublu de bare colectoare prin intermediul

întreruptorului şi a două separatoare de bare ca în figura 2.5.4. de mai jos.

Legătura dintre cele două bare colectoare se face prin cupla transversală (CT). La rândul lor

barele pot fi secţionate, legătura între secţiuni făcându-se prin cupla longitudinală (CL) sau printr-un

separator ( separator secţioner).


Fig. 2.5.4. Schema unei staţii cu bare colectoare duble.


e) Schema cu bare colectoare duble şi bara de transfer

Introducerea barei de transfer nu se justifică decât pentru staţii importante care vehiculează

mari cantităţi de energie pe mai multe linii.

Presupunând că se doreşte scoaterea pentru revizie a celulei unei linii, se poate trece linia

respectivă pe bara de transfer fără să se întrerupă alimentarea consumatorului şi se retrage din

exploatare doar celula liniei unde se lucrează.

Cuplele de transfer pot fi simple ( folosite numai pentru bara de transfer) sau combinate (când

se poate folosi şi ca cuplă transversală) conform figurii 2.5.5. de mai jos.


Fig. 2.5.5. Schema unei staţii cu bare colectoare duble şi cu bară de transfer.


f) Scheme cu bare duble şi două întreruptoare pe circuit

Se obţine o siguranţă mai mare în funcţionare. Cu cele două întreruptoare fiecare circuit îşi

continuă funcţionarea neîntreruptă cu ocazia reviziei unui întreruptor. Schema face economie de un

circuit de cuplă, în schimb oricare din celulele racordate prin două întreruptoare putând realiza

performanţele cuplei.

În funcţionare normală, ambele sisteme de bare sunt sub tensiune şi toate întreruptoarele sunt

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

numai pentru scoateri în revizie, fapt care contribuie la creşterea siguranţei în funcţionare ( figura

2.5.6.).



g) Schema cu bare colectoare duble şi un număr fracţionar de întreruptoare pe circuit

Este denumit schema cu 1 ½ întreruptoare pe circuit. Cumulează principalele avantaje ale

schemei cu două întreruptoare pe circuit ( figura 2.5.7.).

h) Scheme în puncte, fără bara colectoare

Sunt denumite şi scheme H, se folosesc acolo unde există o configuraţie cunoscută a staţiei,

pentru care nu se prevăd extinderi în viitor.


Fig. 2.5.6. Schema unei staţii cu bare colectoare duble şi două întreruptoare pe circuit.

Fig. 2.5.7. Schema unei staţii cu bare colectoare duble şi 1,5 întreruptoare pe circuit.


La producerea unui defect pe una din linii, deconectează întreruptorul ramurii respective şi cea

a cuplei. Din acest motiv, este indicată folosirea schemelor cu punte spre transformator în cazul

staţiilor cu linii lungi cu probabilitatea 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 în suprasarcina a celeilalt, 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 posibilitatea 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.

i) Scheme poligonale

Se numesc şi scheme în inel. Sunt denumite şi scheme în pătrat, hexagon, decagon e.t.c., după

cum numărul întreruptoarelor este 4, 6, 10 e.t.c.

Ca şi schemele cu bare duble şi două întreruptoare pe circuit, şi schemele în inel permit revizia

întreruptoarelor fără întreruperea alimentării. În funcţionare normală inelul este închis.

Datorită avantajelor remarcabile, schemele poligonal 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 ( figula 2.5.8. ).



3. TEMA DE PROIECTARE

Proiectarea unei staţii electrice de transformare 110/20 kV, amplasată în apropierea Staţiei 400/110 kV Braşov, pentru alimentarea zonei Triaj – Hărman, zonă care va cunoaşte o puternică dezvoltare industrială, comercială, prestări servicii şi construcţii locuinţe. Staţia va fi denumită „Staţia 110/20 kV Triaj” şi va avea următoarele caracteristici tehnice:

- staţia va fi racordată la barele 110 kV ( secţiunea 1A si 2A) din staţia Braşov, prin două linii electrice aeriene ( L=2 km, 3x185 mm2 OLAL);

- staţia va fi prevăzută pe partea de 110 kV şi 20 kV cu sistem simplu de bară, secţionată, legătura între secţiuni fiind realizată cu cupla longitudinală ( plansele 2 si 3);

- staţia va fi dotată cu două transformatoare de putere 110/22 kV, S=25 MVA ( uk=10,9 %, Psc=143 kW, P0=21 kW, YNd-11);

- substaţia de 110 kV va fi amplasată în exterior, iar substaţia de 20 kV în interior;- staţia va avea şi un corp de comandă, prevăzut cu mai multe încăperi: camera de

comandă, camera pentru protecţii, sala cu celulele de 20 kV, camera bateriilor de acumulatori, camera transformatoarelor de servicii interne ( plansa 1);

- LEA 110 kV Braşov 1 - Triaj 1 va fi racordat în staţia 400/110 kV Braşov, la secţiunea 1A 110 kV, iar în staţia 110/20 kV Triaj la bara 1A 110 kV prin aparate de comutaţie moderne, performante;


Fig. 2.5.8. Schema unei staţii poligonale.


- LEA 110 kV Braşov 2 - Triaj 2 va fi racordat în staţia 400/110 kV Braşov, la secţiunea 2A 110 kV, iar în staţia 110/20 kV Triaj la bara 1B 110 kV prin aparate de comutaţie moderne, performante;

- celulele de 110 kV vor cuprinde: separator de bare, întreruptor, separator de linie, transformator de curent, transformator de tensiune, descărcător;

- celula cuplei longitudinale 110 kV va avea separatori de bare, întreruptor, transformator de curent;

- celulele Trafo1 şi 2 110 kV vor avea separatori de bare, separatori de borne, întreruptoare, transformatoare de curent şi de tensiune, descărcători;

- celulele de 20 kV vor fi celule prefabricate, prevăzute cu întreruptor debroşabil, transformator de curent si de tensiune.

Date electrice de sistem pentru dimensionare

Nr. crt.

Descriere U/M IT

1. Tensiunea nominală kV 1102. Tensiunea maximă de serviciu kV 1233. Frecvenţa Hz 504. Tratarea neutrului - Legat la

pământ/izolat5. Tensiune nominală pentru

dispozitivele de acţionareV. c.a. 220

6. Tensiune nominală pentru protecţie, comandă, control, semnalizări, alarme

V.c.c. 22o

7. Curent de scurtcircuit maxim kA 31,5/40 8. Curent limită dinamic kAmax. 80/1009. Putere de scurtcircuit maxim MVA 600010. Timpii de acţionare ai protecţiilor Se vor stabili de DET Cluj11. Tensiunea de ţinere la impuls 1,2/s kVmax. 55012. Tensiunea de ţinere la frecvenţă

industrialăkV 230

Condiţii de compatibilitate electromagnetică (CEM)

La alegerea echipamentului aferent s-a acordat atenţie deosebită asigurării cât mai bine a condiţiilor de compatibilitate electromagnetică.

Se vor respecta limitele impuse în Normele Generale de Protecţia Muncii ale MMSS – MSF din 2002 şi recomandările de atenuare a influenţelor şi instrucţiuni de instalare, legare la pământ şi cablare pe şantier, conform CEI.

Date meteo, climă , poluare , seisme

Oraşul Braşov este situat într-o zonă cu climat temperat. Din datele statistice meteo se poate aştepta ca: temperaturi de sub 10 0C înregistrate 196 zile/an.

Temperaturi minime şi maxime înregistrate au fost de -420C şi respectiv +40 0C;



Condiţii climaterice nefavorabile (căderi masive de zăpadă şi teren îngheţat), care să împiedice lucrul în aer liber s-au înregistrat aproximativ în 60 zile/an (între decembrie şi februarie).

Datele meteo sunt înregistrări ale măsurătorilor Institutului de Meteorologie şi Hidrologie Bucureşti – Staţia Braşov.

Echipamentele şi instalaţiile tehnologice s-au ales, respectiv dimensionat pentru funcţionare în următoarele condiţii de mediu ambiant:

- zona meteo A;- altitudine (peste nivelul mării) < 1000 m (620 m.)- temperaturi ale mediului ambiant conf.CEI 60068-2-1 si 60068-2-2:

la exterior max. + 40 0Cmin. – 30 0Cmax. a mediei în 24 h +35 0C

la interior max. + 40 0Cmin. – 5 0C

- umiditate relativ a conf.CEI 60068-2-3 max. 95 %- grosimea stratului de chiciură 16 mm- viteza maximă a vântului

- fără chiciură 26 m/s- cu chiciură 14 m/s

- numărul mediu de zile de furtună cu descărcări electrice 51/an;- nivelul de poluare al zonei II – mediu Conform STAS 11.100/1-77 amplasamentul face parte dintr-o zonă cu grad de seismicitate 7.

4. CALCULUL CURENŢILOR DE SCURTCIRCUIT

4.1. Consideraţii generale privind calculul curenţilor de scurtcircuit

Scurtcircuitul este legătura galvanică, accidentală sau voită printr-o impedanţă de valoare relativ redusă, între două sau mai multe puncte ale unui circuit care, în regim normal, au tensiuni diferite.

Curenţii de scurtcircuit apar în reţelele electrice în urma contactului între conductoarele fazelor diferite sau între conductoare şi pământ, printr-o impedanţă relativ mică, care în majoritatea cazurilor se consideră egală cu zero.

Valoarea curentului de scurtcircuit depinde de :- puterea surselor care alimentează locul de scurtcircuit ;- distanţa electrică dintre surse şi locul de scurtcircuit, adică impedanţa elementelor

circuitului electric cuprins între surse şi locul de scurtcircuit ;- tipul scurtcircuitului ;- timpul scurs din momentul apariţiei scurtcircuitului ;

Se deosebesc următoarele tipuri de scurtcircuit :- trifazat, în cazul contactului dintre cele trei faze ;



- bifazat, în cazul contactului între două faze, fără punere la pământ ;- bifazat, cu punere la pământ, în cazul contactului dintre două faze şi pământ ;- monofazat, în cazul contactului unei faze, prin pământ, cu neutrul sursei.

În cazul unui scurtcircuit în punctul k, impedanţa circuitului scade brusc, iar ca urmare curentul va creşte tot brusc până la valoarea Ip:

(1)

în care : U – este tensiunea medie pe bare; X1 – reactanţa circuitului de la generator până în punctul scurtcircuitului; R1 – rezistenţa circuitului de la generator până în punctul scurtcircuitului;

Rezultă în aceste condiţii, o creştere a curentului şi o defazare în raport cu tensiunea cu un unghi aproximativ egal cu 90 de grade. Având în vedere că R1<X1 , valoarea instantanee a curentului va fi :

(2)

Trecerea de la regimul permanent precedent avariei la regimul permanent care urmează avariei se face printr-un regim tranzitoriu. În orice moment pentru o fază se poate scrie relaţia :

(3)

în care cu L s-a notat inductivitatea totală a unei faze.

Soluţia ecuaţiei (3) este :

(4)

în care :

(5)


Consumator

G

BCStaţia A

LEA LEA

BCStaţia B

BCStaţia Ck

Fig. 4.1.1. Schema simplificată a unei reţele electrice


Determinarea constantei i’o se face din condiţia iniţială :

i(0)=iso (6) Rezultă :

(7)

Se obţine înlocuind constanta :

(8)

in care primul termen reprezintă componenta periodică a curentului de scurtcircuit şi constituie

curentul stabilizat de scurtcircuit, iar termenul al doilea este componenta aperiodică a curentului de

scurtcircuit, componentă care scade treptat către zero în funcţie de raportul rezistenţă şi inductivitatea

reţelei.

Se observă că, în cazul unui scurtcircuit, curentul care apare i(t) are o perioadă tranzitorie, cât

timp durează componenta aperiodică, după care urmează regimul stabilizat de scurtcircuit în care

intervine numai componenta periodică. De asemenea, în perioada tranzitorie curentul de scurtcircuit

nu este simetric faţă de axa timpului şi devine simetric în regim stabilizat.

Valoarea iniţială i’o depinde de iso (regimul anterior) şi de faza de conectare.

Cea mai mare valoare a curentului de scurtcircuit se atinge atunci când regimul anterior este

fără sarcină.

Pentru fazele B şi C variaţia curentului de scurtcircuit va fi analoagă, dar datorită fazei diferite

a curenţilor curbele rezultă modificate.

Examinând curba curentului de scurtcircuit se observă că acesta atinge valoarea instantanee

maximă după o semiperioadă (0.01s). Valoarea maximă a curentului de scurtcircuit în perioada

tranzitorie se numeşte curent de şa şi se ia în considerare în calculul stabilităţii dinamice a aparatelor

şi barelor :

(9)

Calculând i’ în condiţiile cele mai dezavantajoase iso=0 rezultă :

(10)

unde :

(11)



se numeşte coeficient de şoc şi arată de câte ori este mai mare curentul de şoc valoarea maximă a

componentei periodice a curentului de scurtcircuit.

Deoarece constanta de timp T variază între zero pentru L = 0 şi infinit pentru r = 0, coeficientul

de şoc va avea ca limite : 1<ksoc<2.

Expresia practică de calcul a valorii maxime a curentului de şoc :

(12)

Valoarea efectivă a curentului de şoc :

(13)

4.2. Calculul curenţilor de scurtcircuit în staţia electrică de transformare 110/20 kV

Triaj

Evoluţia curentului de scurtcircuit este direct influenţată de poziţia locului de scurtcircuit faţă

de generatoare:

a). Scurtcircuit departe de generator, caz în care componenta periodică, alternativă a curentului de

scurtcircuit, are o valoare practic constantă pe toată durata scurtcircuitului;

b). Scurtcircuit aproape de generator, caz în care componenta periodică, alternativă a curentului de

scurtcircuit are o valoare ce variază în timp, variaţie ce trebuie avută în vedere la stabilirea valorii

curentului de rupere şi permanent.

Calculul curenţilor de scurtcircuit simetrici şi nesimetrici se face utilizând metoda

componentelor simetrice.

Metoda componentelor simetrice necesită calculul a trei componente independente ( de

secvenţă directă, inversă şi homopolară), fără legături între ele în afara condiţiilor de la locul de

scurtcircuit. Determinarea curentului de scurtcircuit la locul de defect K este posibilă cu ajutorul unui



generator echivalent de tensiune. Generatorul echivalent de tensiune reprezintă tensiunea reală la

locul de scurtcircuit înainte de apariţia acestuia.

Schema echivalentă pentru calculul curenţilor de scurtcircuit cu componente simetrice în cazul

unui scurtcircuit trifazat ( figura 4.2.1.)

Schema echivalentă pentru calculul curenţilor de scurtcircuit cu componente simetrice în cazul

unui scurtcircuit monofazat ( figura 4.2.2.):


Z

RST

Ud

Ui

Uh

IdZ

d

i

h

Ui=Uh=0

Ud=Id*Z

Id=E/(Zd+Z)

Ii=Ih=0

Z

RST

Ud

Ui

Uh

Id

3Z

d

i

h

Ud=(Zi+Zh+3Z)*Id

Ui=-Zi*Id

Uh=-Zh*Id

Id=Ii=Ih=E/(Zd+Zi+Zh+3Z)

Ih

Ii

LES 20 kV LES 20 kV

ST. 110/20 kV Triaj

ST. 400/110 kV Brasov

Trafo 1110/22 kV

Trafo 2110/22 kV

CL 110 kV

CL 20 kV

LEA 1110 kV

LEA 2110 kV

Sect. 1A 110 kV Sect. 2A 110 kV

Bara 1A 110 kV Bara 1B 110 kV

Sectiunea 1 20 kV Sectiunea 2 20 kV

K1

K2

Fig. 4.2.1. Schema echivalentă pentru calculul curenţilor de scurtcircuit trifazat

Fig. 4.2.2. Schema echivalentă pentru calculul curenţilor de scurtcircuit monofazat


Se vor calcula curenţii de scurtcircuit trifazaţi în punctele K1, K2 în diferite situaţii:

a). Curentul de scurtcircuit în punctul K1, când este în funcţiune o singură linie de 110 kV ( figura

4.2.4.)

Parametrii cunoscuţi:

- puterea de scurtcircuit pe barele de 110 kV din staţia Braşov Sk=5442 MVA;

- lungimea liniei L=2 km, conductorul liniei fiind din OLAL 3x185 mm2, rezistenţa liniei

r0=0,16 /km, reactanţa liniei x0=0,4 /km ( conform tabelului din anexa 11, din PE

134/95);

- factorul de tensiune c=1,1 pentru tensiuni nominale între 20 – 220 kV ( conform tabelului

2 din pagina 84, din PE 134/95). Factorul de tensiune este raportul dintre tensiunea sursei

echivalente şi tensiunea Un/3. El are rolul unui factor de corecţie.

Se desenează schema de secvenţă directă pentru scurtcircuit în punctul K1:


Zs ZLK1 ZT

Fig. 4.2.3. Schema electrică a staţiei de transformare 110/20 kV


Se calculează impedanţa sistemului şi a liniei:

- impedanţa sistemului, a reţelei de alimentare:

;

- impedanţa liniei electrice aeriene:

- impedanţa totală până la defect:

- se calculează curentul de scurtcircuit trifazat în punctul K1:

- se calculează curentul de şoc:

- factorul de şoc, se ia din grafic (fig.5, pag. 89 din PE 134/95) în funcţie de raportul R/X, sau se

poate calcula aproximativ cu formula:


Fig. 4.2.4. Schema echivalentă de secvenţă directă pentru calculul curentului de scurtcircuit în punctul K1


b). Curentul de scurtcircuit în punctul K1, când sunt în funcţiune ambele linii de 110 kV( figura

4.2.5.):





c). Curentul de scurtcircuit în punctul K2, când este în funcţiune o singură linie de 110 kV şi un

singur transformator de putere ( figura 4.2.6.):


Zs

ZL1K1

ZT

ZL2

Fig. 4.2.5. Schema echivalentă de secvenţă directă pentru calculul curentului de scurtcircuit în punctul K1 când sunt în funcţiune ambele linii de 110 kV



- cunoscând caracteristicile transformatorului de putere, se calculează impedanţa:

SN=25 MVA, UN1=110 kV, UN2=22 kV, uk%=10,9 %, Psc=143 kW, P0=21 kW


- deoarece defectul este pe partea de 20 kV, rezistenţele, reactanţele şi impedanţele trebuie să le

raportăm la tensiunea de bază cu relaţia: ;

R=3,513 ;

X=55,773 ;


Zs ZL

K2

ZT





;

d). Curentul de scurtcircuit în punctul K2, când este în funcţiune o singură linie de 110 kV şi două

transformatoare de putere ( figura 4.2.7.):






Zs ZL

K2ZT1

ZT2

Fig. 4.2.7. Schema echivalentă de secvenţă directă pentru calculul curentului de scurtcircuit în punctul K2 când sunt în funcţiune ambele transformatoare


R=2,133 ;

X=29,393 ;



;

e). Curentul de scurtcircuit în punctul K2, când sunt în funcţiune două linii de 110 kV şi două

transformatoare de putere ( figura 4.2.8.):




Zs

ZL

1K2

ZT1

ZT2ZL2





R=1,973 ;

X=28,993 ;



;

f). Curentul de scurtcircuit în punctul K2, când sunt în funcţiune două linii de 110 kV şi un

transformator de putere ( figura 4.2.9. ):




Zs

ZL

1K2

ZT1

ZL2

Fig. 4.2.9. Schema echivalentă de secvenţă directă pentru calculul curentului de scurtcircuit în punctul K2 cu două linii şi un transformator în funcţiune




R=3,353 ;

X=55,373 ;



;

Calculul curentului de scurtcircuit monofazat pe barele de 20 kV, în situaţia în care sunt în funcţiune

cele două linii şi cele două transformatoare ( figura 4.2.10. ):

- se desenează schemele echivalente de secvenţă directă, inversă şi homopolară pentru un scurtcircuit

în punctul K2.


Z ds

ZdL1 ZdT1

ZdT2ZdL

2

K2ZhT1

ZhT2

Zis

ZiL1 ZiT1

ZiT2ZiL

2

ZL

1

ZL

1

ZL

1

Uh

Ui

Ud

cUN/1,73

Ih

Ii

Id




R=5,32 ;

X=84,35 ;

- se calculează curentul de scurtcircuit monofazat în punctul K2:



Fig. 4.2.10. Schema echivalentă de secvenţă directă, inversă şi homopolară pentru un scurtcircuit în punctul K2


;

5. STABILIREA REGIMULUI OPTIM DE FUNCŢIONARE A

TRANSFORMATOARELOR

Transformatoarele de putere, din staţiile de transformare pot funcţiona în paralel dacă

îndeplinesc următoarele condiţii:

- să aibă aceleaşi tensiuni nominale primare şi secundare;

- să aibă aceleaşi tensiuni de scurtcircuit, cu abateri în limitele 10%;

- să aibă aceeaşi grupă de conexiune sau aceleaşi grupe de conexiuni admise să funcţioneze în

paralel;

- să aibă raportul între puterea celui mai mare şi a celui mai mic transformator de maximum 2.

Funcţionarea în paralel a transformatoarelor este economică dacă pierderile totale de putere

activă sunt mai mici decât în cazul funcţionării separate.

Stabilirea regimului optim de funcţionare al transformatoarelor T1 şi T2 când sarcina este

variabilă, pentru aceasta folosim schema în a transformatorului ( figur 5.1. ):

RT şi XT – rezistenţa şi reactanţa transformatorului constituind elemente ale transformatorului, în .

GT şi BT – conductanţa şi susceptanţa transformatorului constituind elemente transversale ale

transformatorului, în S.

Pentru a calcula elementele transversale şi longitudinale ale transformatorului avem nevoie de

caracteristicile transformatoarelor: SnT, U1n, U2n, usc%, i0%, P0, Psc.


RT XT

BTGTU1N/3U2N/3

Fig. 5.1. Schema în a transformatorului


Caracteristicile transformatoarelor: YNd – 11, 1109x1,78%/22 kV, SN=25 MVA, U1n=110 kV,

U2n=22 kV, usc%= 10,9%, i0%=4%, P0=21 kW, Psc=143 kW.

Calculul elementelor longitudinale:

Reactanţa transformatorului se calculează cu relaţia:

usc* - este tensiunea de scurtcircuit raportată;

Rezistenţa transformatorului se determină din expresia puterii absorbită de transformator la

încercarea în scurtcircuit:

psc* - pierderile de scurtcircuit raportate;

Calculul elementelor transversale:

Admitanţa transformatorului se calculează cu relaţia:

i0* - curentul de mers în gol raportat;



Conductanţa transformatorului se poate calcula din expresia pierderilor de mers în gol ale

transformatorului:

p0* - pierderile de mers în gol raportate;

Susceptanţa transformatorului se poate determina din expresia admitanţei:

Determinarea pierderilor

- de putere activă:

p0 – pierderi la mers în gol;

ps – pierderi datorate traversării transformatorului de către sarcină;

- de putere reactivă:

q0 – pierderi la mers în gol;

qs – pierderi datorate traversării transformatorului de către sarcină;



- coeficient de încărcare a transformatorului: 1=I1/I1n;

- pierderi totale:

ke – echivalentul energetic al puterii reactive, care se calculează cu formula următoare:

Pentru un transformator pierderile se pot scrie sub forma următoare care este de fapt expresia unei

parabole:

Pentru doua transformatoare de puteri egale avem relaţiile următoare:



Din reprezentarea grafică a celor două ecuaţii care reprezintă două parabole deducem punctul de

intersecţie al celor două parabole, care are valoarea SA.

Din grafic se observă că pentru o sarcină cuprinsă între 0 şi SA este avantajoasă funcţionarea doar a

transformatorului T1 ( figura 5.2.).

Pentru sarcini mai mari decât SA pierderile totale de putere sunt minime la funcţionarea cu două

transformatoare.


S[MVA] 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60pt1 137.6 187.4 270.4 386.6 536 718.7 934.5 1184 1466 1781 2130 2512pt2 250.3 275.2 316.7 374.8 449.5 540.8 648.7 773.2 914.3 1072 1246 1437


5.1. Calculul curenţilor în regim nominal

Parametrii transformatoarelor 110/22 kV sunt:

-Sn=25 MVA;

-Usc%=10,9%;

-U1n=110 kV;

-U2n=22 kV;

Curentul nominal al celulelor transformatoarelor vom calcula cu relaţia:


Fig. 5.2. Graficul pierderilor de putere activăseria 1 - cu un transformator în funcţiune, seria 2 - cu doi transformatori în funcţiune


(curentul nominal din primarul transformatorului de

putere).

(curentul nominal din secundarul transformatorului de putere).

Curentul nominal al barelor de 110 kV: IBare110=2*I1n=262,4 A.

Pentru calculul curentului de durată pe barele de 20 kV, se consideră situaţia când

transformatoarele de putere funcţionează în suprasarcină cu 30% timp de 30 minute.

Curentul maxim de durată la 20 kV se calculează cu expresia:

.

Curentul nominal pe barele de 20 kV: IBare20=2*852,8=1705,6 A.

6. CIRCUITE ELECTRICE PRIMARE

6.1. Alegerea barelor şi a izolatoarelor

Creşterea tensiunii nominale a reţelelor electrice a fost posibilă în măsura în care tehnica a

putut realiza izolatoare corespunzătoare.

Izolatoarele se folosesc în instalaţiile electrice şi servesc la fixarea elementelor conducătoare de

curent, la izolarea lor faţă de pământ şi de alte părţi ale instalaţiilor care se găsesc la altă tensiune,

precum şi la îmbinarea mecanică a părţilor aflate la potenţiale diferite.

Din punct de vedere al destinaţiei, izolatoarele se construiesc pentru a fi folosite la liniile

electrice aeriene, precum şi ca izolatoare de trecere şi izolatoare suport.

Izolatoarele pentru linii sunt destinate funcţionării în aer liber, iar cele de trecere şi suport –

pentru funcţionarea în instalaţii exterioare sau interioare.

Caracteristicile principale ale izolatoarelor sunt următoarele :

- izolatorul străpungibil (St) este izolatorul la care distanţa disruptivă (distanţa disruptivă este

distanţa cea mai mică prin materialul izolatorului între elementele metalice cu potenţiale

electrice diferite) este mai mică decât jumătate din distanţa disruptivă (prin aer) ;

- izolatorul nestrăpungibil (Ns) este izolatorul la care distanţa disruptivă prin corpul

izolatorului este cel puţin egală cu jumătate din distanţa disruptivă exterioară (prin aer) ;

- distanţa disruptivă exterioară izolatorului este distanţa cea mai mică între părţile metalice

sub o tensiune pe o cale care nu trece prin materialul izolatorului ;



- linia de fugă este cea mai mică distanţă pe suprafaţa izolatorului între părţile metalice aflate

la potenţiale electrice diferite. În cazul izolatoarelor compuse din mai multe elemente, linia de

fugă este egală cu suma liniilor de fugă ale elementelor componente ;

- linia de fugă specifică este raportul dintre lungimea liniei de fugă exprimată în cm şi

tensiune maximă de serviciu între faze exprimată în kV ;

- străpungerea reprezintă descărcarea disruptivă prin corpul izolant solid al izolatorului ;

- conturnarea reprezintă descărcarea disruptivă exterioară izolatorului, producându-se între

părţile ce sunt supuse în mod obişnuit la potenţiale diferite ;

- tensiunea minimă de conturnare la frecvenţă industrială (50 Hz) în stare uscată sau umedă

(sub ploaie) este cea mai mică tensiune de frecvenţă industrială care produce conturnarea

izolaţiei ;

- tensiunea de ţinere 1 minut la frecvenţă industrială în stare uscată sau sub ploaie este

tensiunea maximă prescrisă la frecvenţă industrială aplicată în stare uscată sau sub ploaie pe

izolator timp de un minut, fără a produce conturnarea sau străpungerea ;

- tensiunea de 50% conturnări la tensiune de impuls în stare uscată este tensiunea de impuls

care produce conturnarea izolaţiei pentru jumătate din numărul impulsurilor aplicate.

Pentru a asigura izolaţia corespunzătoare tensiunii instalaţiei, izolatoarele nu trebuie să permită

străpungerea nici conturarea izolatorului. În general, probabilitatea de conturnare este mai mare decât

probabilitatea de străpungere. Acest lucru depinde de construcţia izolatorului şi de starea mediului

ambiant.

În funcţie de destinaţia lor, izolatoarele pot prelua eforturi mecanice diferite. De exemplu, la

liniile electrice aeriene, izolatoarele de susţinere preiau numai greutatea conductorului, a chiciurii şi

presiunea vântului, iar izolatoarele de tracţiune preiau în plus şi eforturile de tracţiune din

conductoare.

În plus, izolatoarele de exterior sunt supuse la variaţii de temperatură lente sau bruşte. Astfel,

când un izolator este încălzit de razele soarelui şi apoi este udat brusc de o ploaie rece, sau când un

izolator la suprafaţa căruia se produce o conturnare este răcit sub influenţa variaţiilor de

temperatură, în special a celor bruşte, iau naştere în masa izolatorului eforturi interne care pot

conduce la distrugerea acestuia.

Creşterea temperaturii izolatorului poate influenţa şi asupra calităţii lui electrice, favorizând

deteriorarea izolatorului prin străpungere ca urmare a efectului de instabilitate termică.

Barele colectoare reprezintă în circuitele primare ale staţiilor şi posturilor de transformare calea

de curent care primeşte şi distribuie energia în diferite circuite ale instalaţiei, constituind partea din

circuitul primar prin care se leagă între ele diferitele echipamente.



Din punct de vedere al execuţiei, barele colectoare pot fi : rigide, flexibile şi capsulate, iar

după locul de montaj : de interior sau de exterior.

Barele colectoare pot fi formate din unul sau mai multe sisteme de bare, fiecare sistem putând

fi format din unul sau mai multe secţii.

Barele colectoare trebuie prevăzute cu inscripţii clare şi vizibile care să indice : denumirea

fazei, sistemului de bare, secţiei de bare.

Denumirea fazei va fi indicată prin literele R, S, T, respectiv culorile roşu, galben, albastru.

Marcarea sistemelor de bare se va face cu cifre arabe, iar cea a secţiilor aceluiaşi sistem de bare, cu

litere majuscule. Ordinea de marcare la exterior şi la interior se va face, de regulă, începând de la

calea de rulare a transformatoarelor principale, iar în interior dinspre culoarul de deservire. Se va

păstra aceeaşi ordine în întreaga instalaţie. La extinderi de instalaţii se vor păstra marcajele

existente.

Barele colectoare şi de derivaţie rigide se vopsesc pe tot traseul, mai puţin îmbinările şi locul

de montare a scurtcircuitoarelor. Barele colectoare şi de derivaţie flexibile vor fi marcate în punctele

de fixare pe izolatoare şi aparate.

Barele colectoare rigide vor fi prevăzute cu racorduri electrice pentru legături la bornele

aparatelor şi cu piese de dilatare pe traseu. Îmbinările barelor colectoare se vor face numai prin

sudură sau şuruburi, fiind interzisă lipirea.

Barele colectoare vor fi prevăzute cu cuţite de legare la pământ pe fiecare sistem şi secţie.

Excepţie pot face barele de medie şi joasă tensiune, care în loc de cuţite de legare la pământ se pot

pune cu ajutorul scurtcircuitoarelor mobile. În acest scop ele vor fi prevăzute cu puncte accesibile

marcate pentru montarea scurtcircuitoarelor.

Legăturile la pământ ale elementelor barelor colectoare se vopsesc cu culoare neagră,

exceptând îmbinările.

Distanţele între faze şi între sistemele de bare vor fi alese conform normelor în vigoare. Izolaţia

barelor colectoare se va alege în concordanţă cu gradul de poluare al zonei.

Atât conductorul, cât şi elementele de susţinere şi îmbinare a barelor colectoare vor fi verificate

la solicitările mecanice şi electrodinamice, atât la proiectare, cât şi în exploatare, ori de căte ori se

schimbă condiţiile de calcul. De asemenea, barele colectoare şi elementele componente vor fi

verificate la solicitări termice la proiectare şi în exploatare când se schimbă condiţiile de calcul

(puteri de scurtcircuit, circulaţii de puteri). Temperatura maximă de regim a barelor nu trebuie să

depăşească 70 ºC. Barele colectoare vor fi prevăzute cu cleme şi armături corespunzătoare

materialului şi secţiunii conductorului din care sunt confecţionate.



La preluarea în exploatare a barelor colectoare se va urmări respectarea condiţiilor de utilizare

şi se vor face următoarele verificări şi probe :

- măsurarea rezistenţei de izolaţie ;

- verificarea cu tensiune mărită ;

- verificarea continuităţii legăturilor la priza de pământ a izolatoarelor suport şi a

ecranelor ;

- verificarea fazelor instalaţiei ;

- verificarea distanţelor minime dintre elementele aflate sub tensiune a diferitelor faze,

precum şi până la construcţiile puse la masă ;

- măsurarea tangentei unghiului de pierderi dielectrice şi a capacităţii trecerilor izolate de

110 kV şi mai mult, umplute cu ulei şi a trecerilor izolate din materiale izolante organice ;

- verificarea continuităţii barelor ;

- verificarea existenţei armăturilor de protecţie la lanţurile 110, 220, 400 kV ;

- încercarea etanşeităţii barelor capsulate prin verificarea stării garniturilor. La barele

colectoare capsulate se va verifica dacă sunt îndeplinite indicaţiile furnizorului.

În exploatarea curentă a barelor colectoare se va urmării :

- încălzirea căilor de curent şi în special a îmbinărilor dintre diferitele elemente ale barelor,

dintre barele colectoare şi cele de derivaţie, dintre barele de derivaţie şi echipamente ;

- integritatea legăturilor la pământ ale elementelor barelor colectoare ;

- integritatea izolatoarelor de susţinere şi de trecere, urme de conturnări – străpungeri ;

- integritatea conductoarelor barei şi a ramificaţiilor, în special în jurul îmbinărilor ; se va

urmării dacă există urme de material topit, ciupituri, fire rupte sau desfăcute din

conductorul multifilar ;

- prezenţa unor obiecte sau materiale aruncate pe bare ;

- integritatea şi strângerea îmbinărilor şi clemelor ;

- gradul de corodare, în special la conductoarele funie OLAL ;

- starea stratului de unsoare de protecţie la izolatoarele de exterior, la staţiile din zone

poluate care necesită ungerea izolaţiei ;

- distanţa dintre faze în special la exterior ;

- starea elementelor de susţinere a barelor, în sensul de a nu prezenta fisuri, înclinări,

ancore rupte parţial sau total ;

- starea de curăţenie a barei şi curăţirea periodică, în funcţie de gradul de poluare din zonă.

Curentul nominal pe barele de 20 kV: IBare20=2*852,8=1705,6 A.



Alegerea barelor rigide de 20 kV se face din tabel (tabelul 5.4, pag.72 din PE 111-4/93),

ţinând cont de coeficientul de corecţie k2 ( coeficient care depinde de temperatură). În cazul nostru

am ales k2=0,68, pentru temperatura =35+15=50 C ( se consideră temperatura barelor 50 C, din

tabel se poate alege secţiunea barelor pentru temperatura de 35 C).

Conductorul care se va alege trebuie sa permită vehicularea unui curent de durată, egal cu:

Din tabel (5.4 din PE 111-4/93) se găsesc următoarele soluţii posibile:

Numărul de bare

(AL) în pachet

Lăţimea x grosimea

[mm]

Secţiunea

[mm2]

Curentul maxim

admis

[A]

1 160x15 2400 2670

2 120x10 2400 2750

3 80x10 2397 2660

Se alege soluţia cea mai economică (consum minim de material), conductor format dintr-un

pachet de trei bare cu secţiunea dreptunghiulară 80x10, care în condiţiile din tabel admite în curent

maxim:

Itabel=2660 A > 2508,2 A.

Pentru condiţiile reale din instalaţie, pachetul de conductoare va admite:

Idurata=Itabel*k2=2660*0,68=1808,8 A > 1705,6 A.

Barele alese se verifică în funcţie de condiţiile de rezistenţa mecanică la scurtcircuit.

Barele sunt alcătuite din câte 3 benzi de aluminiu cu secţiunea 80 x 10 mm fiecare. Distanţa

dintre izolatoare în lungul benzii este de 675 mm, distanţa dintre faze 100 mm, iar distanţa dintre

distanţiere de 450 mm. Valoarea de şoc a curentului de scurtcircuit este de 30,22 kA.

Forţa care solicită bara datorită acţiunii reciproce a barelor vecine, deci a interacţiunii dintre

faze este :

[Kgf]

în care :

a - este distanţa dintre axele barelor a două faze vecine, în cm ;



l – distanţa (deschiderea în lungul unei faze, între punctele de fixare a barelor pe izolatoare,

în cm ;

isoc – valoarea de şoc a curentului de scurtcircuit, în kA.

[Kgf]

F=109,11 [Kgf]

Considerând bara ca o grindă simplu rezemată, cu multe deschideri şi sarcina uniform

distribuită momentul de încovoiere rezultă :

[Kgfcm]

[Kgfcm]

Componenta efortului care ia naştere în bare datorită interacţiunilor dintre faze va fi :

[Kgf/cm2]

în care :

M – este momentul de încovoiere ;

W – modulul de rezistenţă al secţiunii barei în raport cu axa principală de inerţie

perpendiculară pe planul de dispoziţie a fazelor.

în care : b= 1 cm, n=8 cm.

[cm3]

[Kgf/cm2]

Forţa datorită interacţiunii dintre benzile pachetului :

în care :

b - grosimea benzii, în cm ;

lb - distanţa dintre axele pieselor de distanţare ale pachetului, în cm ;



isoc - valoarea de şoc a curentului de scurtcircuit trifazat, în kA ;

k1, k2 - coeficienţi de formă, k1 se referă la interacţiunea dintre banda extremă şi cea de

mijloc, iar k2 la interacţiunea între benzile extreme.

k1 şi k2 se găsesc în funcţie de valorile :

fb=40,43 [Kgf]

Momentul de încovoiere datorat forţei fb pentru grinzile sprijinite la capete :

[Kgfcm]

Componenta efortului care ia naştere în material datorită interacţiunii dintre benzile

pachetului :

în care caz modulul de rezistenţă este :

[cm3]

[Kgf/cm2]

Valoarea totală de calcul a efortului din material :

[Kgf/cm2]

Pentru asigurarea stabilităţii mecanice a barelor este necesar să se respecte condiţia :

în care :

a - rezistenţa la încovoiere admisibilă pentru materialul barelor.



În cazul de faţă, cu barele executate din aluminiu rezistenţa la încovoiere admisibilă este :

a=650 [Kgf/cm2]

136,58 < 650

Barele alese verifică condiţia stabilităţii mecanice.

Forţa care acţionează asupra izolatorului de susţinere este egală cu F :

F = 109,11 Kgf.

Pentru această solicitare, este necesar ca pentru bare să se aleagă izolatoare de susţinere tip I 3,

75–75–195 STAS 5852–72, care admit o solicitare de 375 kgf.

Verificarea stabilităţii termice

Deşi sunt de scurtă durată, trecând prin conductoare curenţii de scurtcircuit, le pot încălzii până

la temperaturi înalte, inadmisibile. Verificarea conductoarelor, în cazul de faţă barele, la stabilitate

termică constă în determinarea temperaturii lor de încălzire sub acţiunea curenţilor de scurtcircuit şi

în compararea acesteia cu temperatura de calcul, maximă admisibilă a conductorului respectiv :

maxadm= 200 C pentru bare de aluminiu.

Temperatura finală f , până la care conductorul este încălzit sub acţiunea curenţilor de

scurtcircuit se calculează cu ajutorul curbelor din figura 46, pagina 137. Pentru aceasta mai întâi

trebuie determinată mărimea :

în care :

Ai - se determină după aceleaşi curbe pentru temperatura iniţială a conductorului (înainte de

scurtcircuit) ;

I - curentul permanent de scurtcircuit ;

tf - timpul fictiv, în s ;

s - secţiunea conductorului, în mm2.

Dar stabilitatea termică poate fi determinată şi pe baza secţiunii minime a conductorului,

corespunzător temperaturii maxime admisibile max în care cazul unei temperaturi iniţiale i :

în care :



Am şi Ai sunt valorile determinate pentru temperatura maximă admisibilă maxadm şi

temperatura iniţială i.

6.2. Alegerea întreruptoarelor de înaltă tensiune

Întreruptoarele sunt aparate electrice de comutaţie destinate să conecteze, să suporte şi să

întrerupă curenţii de sarcină şi de defect care apar în reţea.

Funcţiunea cea mai importantă a întreruptoarelor este întreruperea automată a circuitelor

electrice în momentul apariţiei curenţilor de scurtcircuit. Întreruperea curenţilor de defect se

realizează de regulă folosind momentul trecerii naturale a acestui curent prin zero.

Este deosebit de important ca stingerea arcului electric să se facă pe cât posibil la prima trecere

a curentului de defect prin zero, deoarece energia degajată de arc este teoretic nulă în acest moment.

Acest lucru este posibil numai prin obţinerea unei rigidităţi cât mai mari a spaţiului dintre contactele

întreruptorului în momentul deschiderii acestuia.

Principalele caracteristici tehnice ale întreruptoarelor sunt :

- Tensiunea nominală [ kV ]. Este tensiunea de funcţionare în regim nominal. Ea poate lua

una din valorile : (3) ; 6 ; 10 ; (15) ; 20 ; (25) ; (30) ; (60) ; 110 ; 120 ; 400 kV. Valorile

din paranteză se vor evita, ele nefiind mărimi standardizate.

- Curentul nominal [A]. Este curentul de funcţionare în serviciu continuu. El poate lua una

din valorile : 400 ; 630 ; 800 ; 1250 ; 1600 ; 2000 ; 2500 ; 3150 ; 4000 ; 5000 ; 6300 A.

- Frecvenţa nominală [ Hz]. Este frecvenţa de lucru în serviciu continuu. La noi în ţară

frecvenţa standardizată este de 50 Hz.

- Nivelul de izolaţie nominal. Reprezintă valoarea tensiunii de ţinere la impuls normalizat

pozitiv şi negativ şi de ţinere 1 minut la frecvenţă industrială, pe care trebuie s-o suporte

izolaţia unui întreruptor destinat a fi utilizat într-o reţea expusă la supratensiuni de origine

atmosferică.

- Capacitatea nominală de rupere a curenţilor de scurtcircuit. Reprezintă curentul cel mai

mare pe care întreruptorul este capabil să-l întrerupă în cazul unui scurtcircuit.

Capacitatea nominală de rupere la scurtcircuit se exprimă prin două valori ale curentului

de rupere măsurate în momentul separării contactelor întreruptorului :

a) valoarea eficace a componentei periodice [kA], care poate avea una din valorile : 6,3 ;

8 ; 10 ; 12,5 ; 16 ; 20 ; 35 ; 40 ; 50 ; 63 ; 80 ; 100 ;

b) valoarea procentuală a componentei aperiodice, care se determină conform STAS

3684.



- Capacitatea nominală de închidere la scurtcircuit. Reprezintă de 2,5 ori valoarea eficace a

componentei periodice a capacităţii sale de rupere nominale la scurtcircuit.

- Secvenţa nominală de manevră. Reprezintă posibilităţile de acţiune ale întreruptorului în

caz de defect. Pentru întreruptoarele de construcţie românească sunt adoptate de regulă

următoarele două secvenţe nominale :

D – 3 min – ID – 3 min – ID, la întreruptoarele ce nu vor funcţiona în regim de RAR.

D – 0,3 s – ID – 3 min – ID, la întreruptoarele ce vor funcţiona în regim de RAR. În

ambele secvenţe, D reprezintă operaţia de deschidere, iar ID – operaţia de închidere

urmată imediat de operaţia de deschidere.

- Durata admisibilă nominală a curentului de scurtcircuit. Reprezintă timpul în care

întreruptorul fiind închis, poate suporta fără deteriorări un curent egal cu capacitatea sa

nominală de rupere la scurtcircuit.

- Durata nominală de închidere. Reprezintă intervalul de timp dintre momentul în care

mărimea care lucrează asupra dispozitivului de acţionare a întreruptorului atinge valoarea

de lucru şi momentul în care contactele întreruptorului se închid, stabilind circuitele la toţi

polii.

- Durata nominală de deschidere. Este intervalul de timp dintre momentul în care mărimea

care lucrează asupra dispozitivului de acţionare a întreruptorului atinge valoarea de lucru

şi momentul în care contactele întreruptorului se separă, întrerupând circuitele la toţi polii.

- Durata nominală de întrerupere. Reprezintă intervalul de timp dintre momentul în care

mărimea care lucrează asupra dispozitivului de acţionare a întreruptorului atinge valoarea

de lucru şi sfârşitul circulaţiei de curent la toţi polii.

Întreruptoarele pot fi clasificate după mai multe criterii :

a) După numărul de poli : întreruptoare mono-, bi- sau tripolare.

b) După felul instalaţiei : întreruptoare de interior sau de exterior.

c) După nivelul de izolaţie : întreruptoare cu izolaţie normală şi cu izolaţie întărită.

d) După modul de acţionare : cu acţionare monofazică sau cu acţionare trifazică.

e) După mediul de stingere a arcului electric, întreruptoarele pot fi :

-întreruptoare cu mediu de stingere lichid (ulei) ;

-întreruptoare cu mediu de stingere gazos (hexafluorură de sulf, aer comprimat) ;

-întreruptoare cu vid ;

-întreruptoare cu mediu de stingere gazogenerator ;

-întreruptoare cu suflaj magnetic.



Alegerea întreruptoarelor de înaltă tensiune se face pe baza următoarelor principii : principiul

de stingere al arcului, valorile nominale ale frecvenţei, tensiunii (inclusiv nivelul de izolaţie) şi

curentului, ciclul de funcţionare nominal, duratele proprii de funcţionare, capacitatea de rupere şi

capacitatea de închidere nominale, posibilitatea de manevră în situaţii speciale, stabilitate termică şi

electrodinamică la scurtcircuit, condiţiile de mediu, sistemul de acţionare, detaliile constructive de

întreţinere şi exploatare, zgomotul în timpul manevrării. Întreruptoarele cu ulei puţin sunt foarte

răspândite, până la cele mai mari tensiuni şi puteri de rupere. Ele sunt de o construcţie simplă şi

robustă, au o foarte bună comportare în exploatare, iar revizia este rapidă şi uşoară.

Viteza de rupere a arcului fiind moderată, supratensiunile produse sunt mici. Aceste aparate

fiind foarte potrivite pentru condiţiile de echipare a unei staţii de distribuţie vor fi folosite în

exclusivitate.

Alegerea întreruptoarelor, se face în funcţie de îndeplinirea următoarelor condiţii :

- felul instalaţiei : interior sau exterior ;

- ;

- , unde ;

- , unde (Ssc puterea aparentă de rupere) ;

- timpul de rupere : , unde , (k coeficient ce depinde de tipul

conductorului ales) ;

- verificarea la stabilitatea termică : ;

- verificarea la solicitare dinamică : .

Întreruptoare de 110 kV

Pentru celulele de 110 kV alegem un întreruptor performant, cu mediu de stingere al arcului

electric cu SF6, de construcţie ABB (conform graficului prezentat mai jos), tip LTB D1/B ( din figura

6.2.1. şi 6.2.2. ).



Caracteristici principale şi avantaje

Întreruptorul LTB D se bazează pe o tehnologie de întrerupere verificată, şi prezintă

următoarele avantaje:

- Întreruperea uşoară a curenţilor capacitivi datorită puterii mari a dielectricului gazului şi

optimizării deplasării contactelor (fără reaprindere).


Fig. 6.2.1. Tipurile constructive a întreruptoarelor ABB in funcţie de tensiunea nominală şi a capacităţii de rupere

Fig. 6.2.2. Intreruptoare tip LTB D1/B


- Rigiditatea dielectrică asigurată la presiunea atmosferică a gazului SF6 datorită unei

distanţe mari între contacte.

- Nivel de zgomot redus, se poate monta în zone rezidenţiale.

- Rezistenţa crescută la seism datorită optimizării designului polului şi structurii (0,5 g cu

spectru de răspuns în cf. cu IEC 61166).

- Fiabilitate ridicată şi durată mare de viaţă.

- Forţe mici de acţionare.

- Teste dovedind 10 000 operaţii (închis-deschis).

- Contacte principale distincte de cele de rupere.

- Garnituri duble pentru a asigura o rată scăzută de scăpări (<< 1% pe an).

- Componente proiectate modular, asamblate şi testate.

- Proiectate pentru condiţii extreme ale mediului.

- Uşor de instalat, bună funcţionare.

Mecanismul de acţionare tip BLK

Întreruptorul tip LTB D este acţionat de un macanism de acţionare cu arcuri şi motor electric

de tip BLK.

Un BLK este folosit pentru acţionări trifazate şi trei BLK se folosesc pentru acţionare

monofazată.

Întreruptorul are următoarele caracteristici ( conform tabelului de mai jos):

- tensiunea nominală 145 kV;

- curentul nominal 3150 A;

- capacitatea nominală de rupere 40 kA;

- timpul total de rupere t=40 ms;



Întreruptoare de 20 kV

Pentru celulele de 20 kV alegem un întreruptor performant, cu mediu de stingere al arcului

electric în vid, de construcţie ABB, tip VD4 .

Întreruptoarele cu vid de tip VD4 sunt concepute pentru a fi utilizate în interior, în sisteme de

comutaţie izolate în aer. Capacitatea lor de comutaţie este suficientă pentru a face faţă oricăror

cerinţe ce decurg din comutaţia echipamentelor şi componentelor sistemului, în condiţii normale şi

anormale de lucru, în particular scurtcircuite, în limitele impuse de parametrii tehnici ai acestora.

Întreruptoarele în vid au avantaje speciale când sunt utilizate în reţele unde este o frecvenţă de

comutaţie mare la curenţi nominali şi/sau unde sunt de aşteptat un număr de condiţii de producere a

scurtcircuitelor. Întreruptoarele de tip VD4 sunt potrivite pentru operaţii de reanclanşare şi au o



fiabilitate şi o durată de viaţă excepţionale. Întreruptoarele de tip VD4, proiectate sub formă de

coloane, pot fi livrate fie ca unităţi individuale, pentru instalaţii fixe, fie montate pe un şasiu.

Structura lor de bază este reprezentată în figurile 2/1 şi 2/2.

• Temperatura mediului ambiant:

- Maxima +40°C

- Maxima mediilor pe 24 de ore +35°C

- Minima -5°C

• Umiditate:

- Maxima mediilor, măsurată în 24 de ore 95%

- Maxima mediilor, măsurată într-o lună 90%

• Altitudinea maximă de operare:

- <1000 m deasupra nivelului mării.

Principiul de stingere al întreruptorului cu vid

Datorită presiunii statice foarte scăzute în camera de stingere, de la 10-4 la 10-8 mbar, este

nevoie doar de o mică distanţă între contacte pentru a obţine o rigiditate dielectrică mare.

Arcul este stins la una dintre primele treceri naturale prin zero.

Datorită spaţiului mic dintre contacte şi a conductivităţii mari a plasmei formată din vapori

metalici, tensiunea pe arc şi în plus – datorită timpului scurt de ardere – energia din arc asociată, sunt

foarte mici, fapt ce are efecte benefice asupra vieţii contactelor şi astfel asupra vieţii întregii camere

de stingere.





Principalele caracteristici ale întreruptorului VD4, sunt următoarele:



- capacitatea nominală de rupere la scurtcircuit simetric 25 kA;

- capacitatea nominală de rupere la scurtcircuit asimetric 27,3 kA;

- durata nominală a scurtcircuitului 3 s;

- timp de rupere <60 ms.

6.3. Alegerea separatoarelor de înaltă tensiune

Separatoarele sunt aparate de comutaţie care în poziţia deschis asigură o întrerupere vizibilă a

circuitelor electrice din care fac parte.

Separatoarele sunt constituite din următoarele elemente principale :

a) Sistemul de contacte, care poate fi alcătuit dintr-un contact fix şi unul mobil, sau două

contacte mobile, constituind calea de curent a separatorului.

b) Sistemul izolator, care este format din izolatoarele suport ale contactelor precum şi din

tija sau tijele izolante care transmit mişcarea de la dispozitivul de acţionare la contacte.

c) Dispozitivul de acţionare, care asigură închiderea sau deschiderea separatoarelor.

Acestea pot fi cu acţionare manuală pneumatică sau electrică.

d) Construcţia metalică de asamblare şi susţinere, care realizează asamblarea şi susţinerea

din punct de vedere mecanic a elementelor de mai sus.

Principalele caracteristici tehnice ale separatoarelor sunt :

- tensiunea nominală [kV] reprezintă tensiunea de funcţionare în regim nominal ;

- curentul nominal [A] este curentul de funcţionare în regim nominal ;

- valoarea efectivă a curentului limită termic [kA] reprezintă valoarea maximă a curentului

de defect ce poate trece prin separator timp de o secundă, fără ca să se depăşească limita

de încălzire admisibilă ;

- valoarea de vârf a curentului limită dinamic [kA max] reprezintă valoarea de vârf a primei

alternante a curentului de scurtcircuit pe care separatorul îl suportă din punct de vedere

dinamic.

Separatoarele pot fi clasificate după mai multe criterii :

a) după numărul de poli : separatoare mono-, bi- sau tripolare ;

b) după felul instalaţiei : separatoare de interior sau de exterior ;



c) după modul de instalare : separatoare montate în paralel, montate în linie ;

d) după modul de deplasare a contactelor : separatoare cuţit, rotative, basculante, de

translaţie, pantograf e.t.c. ;

e) după poziţia de instalare : separatoare pentru montare în plan vertical, orizontal, sau

atât în plan vertical cât şi în plan orizontal ;

f) după prezenţa sau absenţa dispozitivelor de legare la pământ a polilor : separatoare

fără dispozitive de legare la pământ, cu un dispozitiv de legare la pământ sau două

dispozitive de legare la pământ ;

g) după nivelul de izolaţie : cu izolaţie normală sau întărită.

Pentru instalaţiile de 110 kV, separatoarele alese sunt de tip STEP, tensiunea nominală 123

kV, curentul nominal 1600 A, curentul de stabilitate termică 40 kA, curentul de stabilitate dinamică

80 kA.

6.4. Alegerea transformatoarelor de măsură

6.4.1. Transformatoare de curent

La alegerea reductorilor de curent se vor ţine seama de următoarele criterii: frecvenţa şi

tensiunea nominală, numărul fazelor, curentul nominal primar şi secundar, conexiunea înfăşurărilor

secundare, clasa de precizie, numărul înfăşurărilor secundare, raportul de transformare, coeficientul

de saturaţie nominal, sarcina secundară nominală, detalii constructive, condiţii de mediu.

Transformatoare de curent pentru instalaţiile de 20 kV

Transformatoarele de măsură de curent de tip TPU ( figura 6.4.1.) servesc pentru transformarea

valorii curenţilor primari la o valoare a curentului secundar de 1A sau 5A, valori prescrise în

standarde.

Aceşti curenţi sunt potriviţi pentru echipamentele de măsură şi protecţie. În acelaşi timp,

transformatoarele fac o separare între circuitul de tensiune medie din primar faţă de circuitul de joasă

tensiune din secundar, asigurându-se în acest fel siguranţa personalului operator.

Aceste transformatoare sunt utilizate în reţele de medie tensiune (de la 3.6 kV la 25 kV), la un

curent primar de la 10 A la 3200 A. Tipul TP6U, poate fi folosit pentru tensiuni de până la 25 kV.



Corespunzător, acesta corespunde testului în tensiune alternativă şi valorii de impuls de

tensiune de străpungere.

Curentul din secundar este de obicei de 1 A sau 5 A. De asemenea pot fi livrate şi

transformatoare cu două înfăşurări, curenţii din secundar având valorile de 1 A respectiv 5 A.

Curenţii termici de scurtă durată (Tthn=1s) sunt luaţi din seria de curenţi de: 4; 6,3; 8; 12,5; 16;

20; 25; 31,5; 40; 50; 63; 80; 100 kA. Există o strânsă legătură între valoarea curentului de scurtcircuit

şi precizia de măsurare cerută a transformatorului.

Curentul dinamic este de cel puţin 2,5 ori mai mare decât curentul de scurtă durată (2,5xIthn)

(kA).

Puterea de ieşire este luată din seria recomandată de valori a puterii: 5 VA; 10 VA; 15 VA;

20 VA; 30 VA; 40 VA; 45 VA; 60 VA.

Clasele de precizie pentru înfăşurările de măsură sunt 0,2; 0,5; 1; 3 şi 5 P şi 10 P pentru

înfăşurările de protecţie.

Transformatoarele satisfac clasa de precizie pentru o încărcare între 25% şi 100%.

Transformatoarele operând în subsarcină sau suprasarcină au o reducere de precizie corespunzătoare.

Transformatoarele de măsură de acest tip reprezintă transformatoare cu o singură înfăşurare sau

cu o înfăşurare primară multiplă care, împreună cu alte părţi constructive active este acoperită cu

răşină epoxidică (de exemplu înfăşurarea şi circuitele magnetice).

Răşina epoxidică îndeplineşte ambele funcţii de izolare şi structură de rezistenţă.

Transformatoarele pot fi montate în orice poziţie care este considerată mai potrivită.


Fig. 6.4.1. Transformator de curent de 20 kV de tip TPU.


Transformatoare de curent pentru instalaţiile de 110 kV

Transformatorul ales este de tip IMB, de fabricaţie ABB. Transformatoarele sunt umplute cu

cuarţ granulat impregnat în ulei, ceea ce asigură izolaţia electrică într-un design compact şi cu o

cantitate minimă de ulei.

Transformatoarele IMB au o construcţie flexibilă ceea ce permite, de exemplu, o înfăşurare

mai mare şi / sau altele mai mici (sarcină în secundar).

Înfăşurarea primară este alcătuită din unul sau mai multe conductoare paralele de Al sau Cu, în

formă de U, şi mai multe straturi izolante. Straturile de izolaţie sunt realizate din hârtie specială

asigurând o rezistenţă mecanică şi de izolaţie mărită, pierderi dielectrice reduse şi o bună comportare

la îmbătrânire. Transformatoarele pot avea până la 4 înfăşurări secundare.

Parametrii transformatorului de curent sunt următoarele:- tensiunea nominală 123 kV;- linia de fugă 3160 mm;- curentul nominal din secundar 5A;



- curentul nominal din primar 600 A;- curentul maxim de scurtcircuit 31,5 kA;- curentul maxim dinamic 63 kA;- clasa de precizie 0,2; 0,5; 1;- puterea secundară nominală 20, 40, 60 VA.

6.4.2. Transformatoare de tensiune

Alegerea transformatoarelor de tensiune se face pe baza următoarelor criterii: tensiunea

nominală primară şi secundară, clasa de precizie, puterea secundară, detalii constructive, condiţii de

mediu, schema de conexiuni, principiul de funcţionare.

Transformatoare de tensiune pentru instalaţiile de 20 kV

Transformatoarele de tensiune tip TJP pentru instalaţiile de 20 kV sunt complet izolate

deoarece sunt încapsulate într-o răşină termoepoxidică. Fiabilitatea funcţionării şi durata lungă de

viaţă este realizată prin condiţiile ridicate de vid atinse în timpul procesului de impregnare când

transformatorul este încapsulat în răşina epoxidică întărită la temperaturi înalte. Rezistenţa la

temperatură a izolaţiei ca şi alte părţi ale ansamblului sunt conforme cu specificaţiile clasei de

izolaţie E.

Transformatoarele de măsură de tensiune de tip TJP sunt transformatoare monofazate cu un

singur pol izolat (de exemplu ele au un capăt al înfăşurării primare şi bornele acesteia izolate faţă de

pământ la nivelul de izolare standard. Când este operaţional, celălalt capăt al înfăşurării primare este

legat la pământ. Pentru aplicaţii pentru care împământarea sistemului trifazat este ineficientă,

transformatoarele se furnizează de obicei cu două înfăşurări secundare din care una este folosită

pentru măsurare şi protecţie şi a doua este folosită pentru monitorizarea defectelor la pământ. Pentru

sistemele trifazate, transformatoarele sunt aranjate în grupuri de câte 3 şi sunt conectate astfel:

înfăşurările primare şi secundare sunt conectate în stea, iar înfăşurarea auxiliară este conectată în

conexiune triunghi deschisă. Un terminal al înfăşurării primare, un terminal al înfăşurării secundare

şi un terminal al înfăşurării auxiliare triunghi deschisă trebuie împământate când transformatorul

lucrează în sarcină. Pentru a da posibilitatea testării izolaţiei în înfăşurări, prizele fiecărei înfăşurări

primare este scoasă la o bornă separată, testată la tensiunea de 3kV. Acest terminal este situat în

partea opusă blocului de terminale secundar şi legat la un bloc de terminale auxiliar conectat la

rândul lui la terminalul de împământare al transformatorului.

Transformatoarele de măsură de tensiune de tipul TDP sunt monofazate proiectate să aibă doi

poli izolaţi. Toate componentele aparţinând înfăşurării primare, inclusiv terminalele sunt izolate faţă

de pământ la nivelul care coincide cu nivelul tensiunii de izolaţie nominale a acestei înfăşurări. Într-

un sistem trifazat, conductorii primari sunt conectaţi între fazele individuale la tensiunea de linie, în



cele mai multe cazuri într-un grup de 2 unităţi (conexiunea “V”). În timpul funcţionării, unul din

terminalele secundarului transformatorului trebuie să fie împământat.

Parametrii tehnici principali al transformatorului de tensiune 20 kV ales, sunt:

- tip TJP 6;

- Tensiunea de testare (efectiva) (kV) 50 kV;

- Cea mai înaltă tensiune a echipamentului (efectivă) (kV) 24 kV;

- Tensiunea nominală primară (V) 22000/3;

- Tensiunea nominală secundară (V) 100/3; 110/3;

- Frecvenţa nominală (Hz) 50;

- Clasa de precizie 0.5/1/3/3P/5P;

- Puterea nominală a înfăşurărilor secundare (VA) 50/100/200/400;

Transformatoare de tensiune pentru instalaţiile de 110 kV

Transformatorul de tensiune ales este de tip CPA, capacitiv. Divizorul capacitiv de tensiune

constă din unul sau mai multe izolatoare de porţelan maro sau gri deschis montate suprapus. Fiecare

unitate conţine un mare număr de condensatoare montate în serie, impregnate în ulei. Izolatorul este

complet umplut cu ulei de impregnare, ţinut sub o uşoară suprapresiune de către sistemul de


Fig. 6.4.2. Transformatoare de tensiune de 20 kV tip TJP 6


expansiune. Divizorul capacitiv standard, de tip CSA este montată pe o unitate electromagnetică ,

rezultând un transformator de tensiune capacitiv complet de tip CPA sau CPB.

Divizorul capacitiv şi unitatea electromagnetică sunt conectate intern, izolate în ulei, ceea ce

asigură o clasă de precizie ridicată. Transformatorul are un miez magnetic din oţel magnetic de înaltă

calitate, pe care este bobinată o înfăşurare din conductor de cupru dublu bobinat şi emailat.

Înfăşurarea primară este divizată într-o înfăşurare principală şi un set de înfăşurări de echilibrare

disponibile în exterior. Tensiunea nominală intermediară este de aproximativ 22/3 kV.

Parametrii transformatorului de tensiune sunt următoarele:- tip CPA/CPB 123;- numărul de capacitori de porţelan 1;- capacitatea nominală 14300 pF;- linia de fugă total 3160 mm;- tensiunea nominală primară 123 kV;- clasa de precizie 0,2; 0,5; 1; 3P;- tensiunea infăşurărilor secundare 100/3; 110/3;

6.5. Alegerea celulelor de medie tensiune prefabricate



Pentru amenajarea staţiei de 20 kV se folosesc celule prefabricate de tip ZS1 prevăzute cu

întreruptor debroşabil cu vid , de tip VD 4, cu transformatoare de curent şi de tensiune, panou de

comandă tip MMI. Celulele sunt fabricate pentru diverse nivele de tensiune şi pot fi dotate şi cu alte

aparataje (separatoare de linie, de bare, siguranţe fuzibile etc.).

Celulele prefabricate sunt destinate să funcţioneze în următoarele condiţii:

- temperatura aerului cuprins între –15 C şi +40 C;

- altitudine până la 1000 m;

- umiditatea relativă maximă a aerului este de 65% la temperatură de 25 C;

Celulele de 20 kV alese au următoarele caracteristici :



- curentul maxim de scurtcircuit 25 kA.

A – compartiment pentru barele 20 kV;B – compartimentul întreruptorului;C – compartimentul pentru cablu;D – compartimentul de joasă tensiune;1 – bare de 20 kV;2 – contacte fixe;3 – întreruptor debroşabil;



4 – cuţit de legare la pământ a cablului;5 – transformator de curent;6 – transformator de tensiune;7 – panou de comandă, interfaţă de comunicare om-maşină.

7. ALIMENTAREA SERVICIILOR PROPRII DE CURENT CONTINUU SI

CURENT ALTERNATIV

7.1. Servicii interne de curent continuu

Instalaţia de servicii proprii va asigura întregul consum aferent consumatorilor de curent

continuu ai staţiei de 110 kV şi 20 kV.

Schema monofilară a serviciilor interne (serviciilor proprii) ale staţiei Triaj este prezentată în

planşa nr. 7.

Tensiunea nominală (Un) de alimentare a consumatorilor de curent continuu este de 220 V

+10%, - 15%, cu ambii poli izolaţi faţă de pământ.

Sursa de alimentare de bază a serviciilor proprii de curent continuu este constituită de 2

redresoare tip Thyrotronic D400. Redresoarele sunt cu stabilizare automată a tensiunii şi limitarea

curentului. Fiecare redresor va fi conectat la câte o secţie de bare şi va putea asigura, în proporţie de

100%, curentul necesar consumatorilor şi încărcării bateriei.

Sursa de alimentare de rezervă este constituită de o baterie de acumulatoare formată din 35 de

blocuri de 6V, tip 4OpzV 200, de 200 Ah, produse de firma Sonnenschein. Fiecare bloc al bateriei

este alcătuit din câte trei elemente a 2 V (3 x 2 V = 6 V). Blocurile din care este alcătuită bateria sunt

etanşe iar electrolitul este fixat în gel. Ca urmare nu se produc scurgeri de lichid sau degajări de

vapori, iar degajările de gaze sunt extrem de reduse. În consecinţă bateria este fără întreţinere şi nu

necesită cheltuieli pentru: reumplere cu apă, amenajări speciale de instalare şi nici instalaţie de

ventilare forţată. Pentru protecţie antiseismică blocurile bateriei de acumulatoare vor fi susţinute de

stelaje metalice.

Bateria este conectată la ambele secţii de bare. Cele 2 secţii de bare de la care se alimentează

radial consumatorii de curent continuu sunt realizate în dulapuri de curent continuu amplasate în

camera de comandă.

Bateria de acumulatoare se va amplasa în camera destinată acestui scop, situată lângă camera

de comandă (vezi planul nr.1).



Redresoarele şi dulapurile de distribuţie de curent continuu vor fi instalate în camera de

comandă, în locurile indicate în planul nr.1 şi trebuie să funcţioneze în următoarele condiţii:

Condiţii de mediu:

- temperatura: maximă + 40 C

minimă -5 C

- temperatura de stocare / transport -40 C la +70 C

- umiditatea relativă fără condens 35 75%

- condiţii de praf normale

Altitudine < 1000 m

7.2. Servicii interne de curent alternativ

Instalaţia de servicii interne va asigura întregul consum aferent consumatorilor de curent

alternativ ai staţiei de 110 kV şi 20 kV.

Schema de alimentare a serviciilor interne ale staţiei Triaj este prezentată în planul nr. 7 şi 8.

Tensiunea nominală (Un) de alimentare a consumatorilor de curent alternativ este de 400/230

V, cu neutrul legat ferm la pământ.

Sursa de alimentare a serviciilor interne (SI) este constituită din două transformatoare de 100

kVA, 20/0,4 kV, care asigură, fiecare, 100 % consumul necesar serviciilor interne. Fiecare

transformator este conectat la câte o secţie de bare, atât pe partea de medie tensiune cât şi pe partea

de joasă tensiune. Pentru protecţia transformatoarelor de S.I. au fost prevăzute siguranţe fuzibile în

celulele aferente din staţia de 20 kV şi întreruptoare automate, echipate cu relee electronice, în

dulapurile de SI de 0,4 kV. Cele două secţii de bare de pe partea de joasă tensiune sunt legate între

ele cu o cuplă cu întreruptor.

Întreruptoarele de 0,4 kV ale transformatoarelor de SI ca şi întreruptorul cuplei sunt acţionate

cu electromotor. Aceste trei întreruptoare sunt conectate într-o schemă care permite Anclanşarea

Automată a Rezervei (AAR). În regim de funcţionare normală fiecare transformator alimentează

câte o secţie de bare a SI de curent alternativ. Dacă se va produce o întrerupere în funcţionarea unui

transformator, acesta va fi deconectat automat de la barele de 0,4 kV şi se va închide cupla,

asigurându-se alimentarea ambelor secţii de bare de la transformatorul aflat în funcţiune.

Transformatoarele de 100 kVA se vor instala fiecare în câte o boxă special destinată acestui

scop. Boxele respective sunt situate în clădirea blocului de comandă (vezi planul nr.1).

Dulapurile de distribuţie de curent alternativ vor fi instalate în interior, în camera de comandă,

în locurile indicate în planul nr.1 şi trebuie să funcţioneze în următoarele condiţii:

Condiţii de mediu:



- temperatura: maximă + 40 C

minimă -5 C

- temperatura de stocare / transport -40 C la +70 C

- umiditatea relativă fără condens 35 75%

- condiţii de praf normale

Altitudine < 1000 m

8. INSTALAŢII DE LEGARE LA PĂMÂNT

Pentru asigurarea securităţii oamenilor în instalaţiile electrice cu tensiunea până la şi peste

1000 V se construiesc instalaţii de legare la pământ.

Toate părţile metalice ale instalaţiilor sau ale echipamentului electric, care în mod normal nu

sunt sub tensiune, dar care ar putea fi puse sub tensiune în urma unei deteriorări a izolaţiei se leagă la

pământ. Instalaţiile de legare la pământ sunt destinate unor funcţii multiple în staţiile electrice şi

posturile de transformare, printre care se pot enumera următoarele :

a) asigurarea securităţii personalului de deservire sau a altor persoane care ating diferite

carcase, elemente de susţinere sau de îngrădire a instalaţiilor şi echipamentelor care pot intra

accidental sub tensiune ; se urmăreşte realizarea deconectării rapide a sectorului în care a avut loc

defectul şi limitarea tensiunilor de atingere şi de pas sub valorile maxime admise ;

b) stabilirea potenţialelor faţă de pământ a unor puncte aparţinând circuitelor normale de

lucru, ca de exemplu legarea la pământ a punctelor neutre a unor reţele trifazate, a punctelor unor

transformatoare de măsură, e.t.c. ;

c) crearea unor circuite pentru funcţionarea protecţiei împotriva punerilor la pământ în

reţele ;

d) realizarea protecţiei împotriva supratensiunilor atmosferice sau datorită unor cauze

interne (de exemplu, supratensiunilor de comutaţie) ;

e) legarea la pământ a unor elemente, făcând parte din circuitele curenţilor de lucru ale

instalaţiei, scoase de sub tensiune pentru lucrări, în vederea descărcării de sarcinile capacitive şi

pentru evitarea apariţiei unor tensiuni periculoase (neprevăzute) în timpul executării lucrării.

Instalaţiile de legare la pământ destinate scopurilor de mai sus se încadrează în următoarele

patru categorii :

- instalaţiile de legare la pământ de protecţie împotriva electrocutărilor (cele de la punctele

a şi e) ;

- instalaţiile de legare la pământ de exploatare (cele de la punctele b şi c)



- instalaţiile de legare la pământ de protecţie împotriva supratensiunilor (cele de la punctul

d) ;

- instalaţii de legare la pământ folosite în comun pentru protecţie şi pentru exploatare.

În cele mai numeroase cazuri, condiţiile cele mai grele de dimensionare rezultă pentru

instalaţiile de legare la pământ de protecţie împotriva electrocutărilor.

În marea majoritate a cazurilor întâlnite în practică, instalaţiile de legare la pământ sunt folosite

în comun, iar dimensionarea lor este determinată de protecţia împotriva electrocutărilor.

O instalaţie de legare la pământ la o staţie electrică sau post de transformare este constituită

din :

1. prize de pământ ;

2. reţeaua conductoarelor principale de legare la pământ ;

3. conductoarele de ramificaţie racordate la conductoarele principale ;

4. legăturile dintre reţeaua conductoarelor principale şi prizele de pământ,

prevăzute cu piesele de separaţie necesare pentru verificări.

Piesele de separaţie pentru măsurări se montează între conductoarele principale (sau de

ramificaţie) şi de priza de pământ artificială.

Dacă electrozii prizelor destinate dirijării distribuţiei potenţialelor constituie şi conductoare

principale de legare la pământ, piesele de separaţie pentru măsurări se montează între aceştia şi priza

de pământ artificială.

Reţeaua conductoarelor principale se va racorda la priza (prizele) de pământ prin cel puţin două

legături separate. Excepţie fac prizele de pământ naturale singulare, care se pot lega la conductoarele

principale printr-o singură legătură.

Legarea la pământ urmează să fie realizată pentru toate elementele metalice care nu fac parte

din circuitele curenţilor de lucru, dar care, în mod accidental, ar putea intra sub tensiune printr-un

contact direct, prin defecte de izolaţie sau prin intermediul unui arc electric, cum sunt :

- carcasele echipamentelor şi elementele metalice sau de beton armat de susţinere a

acestora (inclusiv tuburile metalice de protecţie a conductoarelor electrice) ;

- îngrădirile de protecţie, atât cele fixe cât şi cele mobile (demontabile), dacă nu au o

legătură electrică sigură în exploatare cu alte elemente legate intenţionat la pământ ( prin

sudare sau înşurubare asigurată) ;

- elementele metalice, inclusiv armăturile metalice ale construcţiilor de beton armat ale

clădirilor, în care pot fi atinse din interiorul sau exteriorul încăperii respective ; se au în



vedere în special instalaţiile de înaltă tensiune, unde ramificaţii importante ale curenţilor

de defect se pot scurge în pământ prin astfel de elemente, precum şi faptul că prin

racordarea acestora la instalaţia de legare la pământ generală se evită diferenţe de

potenţiale periculoase în incinta instalaţiei respective ;

- părţile metalice ale stâlpilor (inclusiv armăturile metalice ale stâlpilor de beton armat) pe

care există aparataj electric ; se leagă, de asemenea, la pământ stâlpii metalici şi de beton

armat fără aparataj, care se află în zone cu circulaţie frecventă de persoane în apropiere ;

prin aparataj electric se înţelege unul sau mai multe echipamente din următoarele

categorii : transformatoare de forţă şi de măsură, bobine, condensatoare, descărcătoare,

siguranţe, întreruptoare, separatoare e.t.c. ;

- suporturile de fixare ale izolatoarelor la intrările conductoarelor în clădiri şi armăturile

(flanşele metalice) izolatoarelor de trecere prin pereţi, este de asemenea, necesar ca

plăcile din material izolant destinate traversării conductoarelor prin perete să fie încadrate

(individual sau în comun) de către o ramă metalică legată de pământ ;

- armăturile şi învelişurile metalice ale cablurilor electrice, atât ale celor de energie (forţa şi

lumina), cât şi ale celor de control, comandă, teletransmisii e.t.c., acestea din urmă în

special pentru egalizarea potenţialelor în instalaţie ;

- elementele de acţionare a aparatelor ; se exceptează desigur cele din material izolant

corespunzător tensiunii nominale de serviciu a instalaţiei ;

- conductoarele de protecţie ale liniilor electrice aeriene cu stâlpi metalici sau din beton

armat, precum şi descărcătoarele de orice tip ;

- bornele speciale destinate legăturilor la pământ ale transformatoarelor de măsură şi care

sunt marcate cu semnul legăturilor la pământ.

Ca regulă generală, fiecare obiect în parte se racordează la instalaţia de legare la pământ

de protecţie printr-o ramificaţie separată, individuală ; nu se acceptă legarea între ele a

două sau mai multor obiecte şi numai a unuia dintre acestea la instalaţia de legare la

pământ de protecţie. Nu este obligatorie racordarea directă la instalaţia de legare la

pământ prin conductor de ramificaţie individual a următoarelor categorii :

- carcasele metalice ale utilajelor şi ale aparatelor electrice montate pe panouri, tablouri,

pupitre sau alte construcţii metalice sau de beton armat, dacă sunt în contact electric

permanent, de rezistenţă neglijabilă (prin sudură sau înşurubări asigurate) cu elemente de

susţinere, iar acestea din urmă sunt legate la pământ prin ramificaţii separate ;



- suporturile sau armăturile metalice ale izolatoarelor, traversele şi consolele aflate prin

construcţie în contact electric cu stâlpul metalic sau cu armătura metalică a stâlpului de

beton armat, care se leagă obligatoriu la pământ în condiţiile arătate mai sus.

Nu este obligatorie legarea la pământ a suporturilor sau a armăturilor izolatoarelor, a

traverselor, consolelor şi a corpurilor de iluminat montate pe stâlpi de lemn sau alte

construcţii din lemn ale liniilor sau staţiilor electrice exterioare, dacă se îndeplinesc

următoarele condiţii : legarea acestor elemente la pământ nu este condiţionată de protecţia

împotriva supratensiunilor atmosferice, porţiunea de stâlp dintre ele şi sol nu este şuntată

prin elemente conducătoare (cum ar fi învelişul metalic al unui cablu, tubul de protecţie

metalic al unor conductoare e.t.c.), iar stâlpul nu se află la o încrucişare aeriană cu altă

linie.

Nu este, de asemenea, obligatorie legarea la pământ a obiectelor aparţinând instalaţiilor şi

echipamentelor electrice cu tensiuni nominale până la cel mult 380 V curent alternativ (între faze) şi

440 V curent continuu, dacă se respectă următoarele condiţii :

- obiectele respective se află în încăperi cu grad mic de pericol caracterizate prin aceea că

sunt uscate (umiditate relativă sub 75%), sunt încălzite şi ventilate, sunt prevăzute cu

pardoseli uscate izolante (ca de exemplu, cele din lemn, asfalt e.t.c.) sau sunt acoperite cu

materiale electroizolante verificate periodic ;

- distanţa minimă pe orizontală între carcasele sau elementele metalice de susţinere a

echipamentelor electrice, precum şi cea dintre acestea şi alte obiecte metalice în contact

cu pământul, conducte de apă sau gaze, elemente de calorifer, este de 0,8 m, în cazul

locuinţelor şi ale încăperilor social-administrative şi de 1,25 m, pentru încăperile

industriale.

Rezistenta instalaţiei de legare la pământ depinde de proprietăţile şi starea solului în care se

află prizele de pământ, de caracterul, numărul şi amplasarea electrozilor, cum şi de adâncimea lor.

Rezistenţa prizelor de pământ situate în apropiere de suprafaţa solului, are variaţii importante

în decursul anului. Sunt supuse unei influenţe mai mici prizele din ţevi si bare profilate de oţel

(cornier), care se plantează în pământ la o adâncime la care distanţa de la partea superioară a

electrodului până la suprafaţa solului este de 1 m. În cazuri excepţionale această distanţă se poate

reduce la 0,5 m.

Prizele de pământ au rezistenţa cea mai mare iarna la îngheţarea solului sau, în anotimpul uscat

la uscarea lui.

Pentru realizarea prizei de pământ a staţiei de 20 kV s-au folosit 20 de electrozi din ţeavă cu

diametrul de 6 cm şi de lungime 3 m, îngropaţi la intervale de 6 m pe un contur închis.



Amplasarea elementelor prizei de pământ artificiale se face astfel încât să se obţină pe cât

posibil repartiţia uniformă a tensiunii în raport cu pământul pe suprafaţa ocupată de instalaţia

electrică.

Pentru micşorarea variaţiei valorii rezistenţei electrozilor tubulari, provocată de variaţiile

temperaturii exterioare, ei se plantează în pământ cu capătul lor superior la distanţă de 0,7 m sub

nivelul solului.

Rezistivitatea solului se poate considera, priza fiind executata în pământ argilos, pentru care

limitele valorilor în funcţie de umiditate şi conţinutul de săruri, variază între (0,4 1,6) 104 cm.

Legătura galvanică între cei 20 de electrozi se realizează cu ajutorul unei benzi metalice cu

lăţimea de 4 cm.

Calculul rezistenţei prizei de pământ

Rezistenţa prizei de pământare, cu electrozi verticali din ţeavă se calculează cu relaţia :

în care : - rezistivitatea solului, în m l - lungimea electrodului, în cm t=q+0.5*l, q fiind distanţa, în cm, de la partea superioară a electrodului până la suprafaţa solului ; d – diametrul electrodului, în cm.

t=70+300*0,5 [cm]

La o priză formată din mai mulţi electrozi rezistenţa de trecere la pământ R p , a prizelor formate din n electrozi identici legaţi între ei este :

în care : - u este coeficientul de utilizare a electrozilor, u = 0,61

Rezistenţa de trecere la pământ a benzilor metalice de legătură.

în care : h - adâncimea de îngropare, în cm ;



Ib - lungimea benzii, în cm ; b - lăţimea benzii, în cm.

lb=20*6=120 m

Rezistenţa echivalentă Rechiv a prizei de pământ formată din electrozii verticali legaţi între ei printr-o bandă de legătură este :

9. DETERMINAREA INDICATORILOR DE FIABILITATE LA

ALIMENTAREA CU ENERGIE ELECTRICĂ A CONSUMATORILOR

La efectuarea calculelor de fiabilitate sunt necesare următoarele informaţii referitoare la

instalaţia care urmează a fi studiat:

- schema tehnologică;

- caracteristicile funcţionale şi parametrii de fiabilitate pentru elementele componente ale

schemei tehnologice;

- starea de succes, respectiv de insucces, impuse schemei tehnologice, rezultate din

funcţiunea specifică pentru dispozitivul respectiv;

- perioada de referinţă şi durata de funcţionare planificată în perioada de referinţă;

- indicatorii de fiabilitate urmărit prin calcul.

Orice element component al unei instalaţii energetice se poate afla într-una din următoarele

situaţii:

- funcţionare;

- reparaţie sau înlocuire în urma unui defect;

- reparaţie planificată (revizie);

- în rezervă sau aşteptare.

După defectare, elementul intră imediat în reparaţie sau se înlocuieşte, iar în urma reparaţiei îşi

recapătă integral toate proprietăţile pe care le-a avut înainte de apariţia defectului. Revenirea în stare

de funcţiune a unui element, instalaţie în urma unui defect se poate realiza prin:

- reparaţii, înlocuiri;

- manevre manuale;



- manevre automate.

Indicatorii de fiabilitate urmăriţi prin calcul, pentru o perioadă de referinţă T, sunt:

- numărul mediu anual de întreruperi eliminate prin reparaţii, M[vR(T)];

- numărul mediu anual de întreruperi eliminate prin manevre, M[vM(T)];

- durata medie a unei întreruperi eliminate prin reparaţii, M[Td];

- durata medie totală de insucces, M[B(T)];

- numărul maxim anual de întreruperi eliminate prin reparaţii, NRmax;

- numărul maxim anual de întreruperi eliminate prin manevre,NMmax;

- numărul maxim anual total de întreruperi, Nmax;

- durata maximă de restabilire a unei întreruperi, Tdmax.

Schema de alimentare a consumatorilor se transpune într-o diagramă bloc. Fiecare element

component al diagramei bloc este caracterizat prin parametrii de fiabilitate următori:

- - intensitatea de defectare asociată defectelor din care se revine prin reparaţii, [h-1];

- ’ - intensitatea de defectare asociată defectelor din care se revine prin manevre manuale,

[h-1];

- - intensitatea de reparare, înlocuire, [h-1].

Indicatorii de fiabilitate se determină cu următoarele relaţii:

Se calculează indicatorii de fiabilitate pentru un consumator de 20 kV, pe o perioadă de

referinţă T=1 an (8760 ore).

Elementele A1 şi A2 din figura 9.1.de mai jos sunt elementele echivalente ale staţiei de 110/20 kV.


110 kV 110 kV

A2A1

1’ 1

2

3

4

5

2’

3’

4’

5’

20 kV8

7

9

11

10

12

13

14

7’

6’20 kV

T1T2

Consumator


Valorile parametrilor de fiabilitate pentru diferitele elemente ale schemei se iau din tabel

(conform anexei 1 din PE 013/94):

- elementele A1, A2:

A1=1,3*10-4 h-1;

’A1=0,3*10-4 h-1;

A1=480*10-4 h-1;


Fig. 9.1. Schema staţiei 110/20 kV Triaj pentru determinarea fiabilităţii alimentării consumatorilor de 20 kV


A2=0,97*10-4 h-1;

’A2=0,002*10-4 h-1;

A2=485*10-4 h-1;

- elementele 1 şi 1’ (întreruptoare 110 kV, inclusiv dispozitivul de acţionare):

1=1’=(0,02+0,07)*10-4 =0,09*10-4 h-1;

1=1’=(0,09*10-4 )/[(0,02/678)+(0,07/177)]=212*10-4 h-1;

- elementele 2 şi 2’ (transformatoare de curent 110 kV):

2=2’=3*0,002*10-4 =0,09*10-4 h-1;

2=2’=150*10-4 h-1;

- elementele 3 şi 3’ (transformatoare 110/22 kV):

3=3’=0,057*10-4 h-1;

3=3’=32*10-4 h-1;

- elementele 4, 4’, 9, 12 (transformatoare de curent 20 kV):

4=4’=9 =12= 3*0,003*10-4 =0,009*10-4 h-1;

4=4’= 9=12= 550*10-4 h-1;

- elementele 5, 5’, 7 ,7’, 8, 14 (întreruptoare debroşabile de 20 kV, inclusiv dispozitivul de

acţionare):

5=5’=7=7’=8 =14= (0,016+0,016)*10-4 =0,032*10-4 h-1;

4=4’=7=7’= 8=14=(0,032*10-4 )/[(0,016/559)+(0,016/772)]= 648*10-4 h-1;

- elementele 6 şi 6’ (barele colectoare de 20 kV):

6=6’=0,012*10-4 h-1;

6=6’=597*10-4 h-1;

’6=’6’=10*k1*5=0,032*10-4 h-1; (k1=0,1 conform pct. 6.4. din PE 013/94).

- elementele 10 şi 13 (separator tripolar 20 kV):

10=13=0,003*10-4 h-1;

10=13=588*10-4 h-1;

- elementele 11 (LES 20 kV):

11=0,26*2*10-4 =0,52*10-4 h-1;

11=111*10-4 h-1;

În regim normal, consumatorul este alimentat din nodul A1 prin celula de transformator 3, bare

colectoare 6 şi LES 20 kV. În cazul defectării elementelor cuprinse între nodul A1 şi barele de 20 kV

se produce o întrerupere în alimentarea consumatorilor din care se revine prin conectarea cuplei

longitudinale de 20 kV, restabilindu-se alimentarea prin celula de transformator 3’ şi barele

colectoare 6’, durata de restabilire fiind de 20 minute.



Defecte urmate de reparaţii:

Defecte urmate de manevre:

Schema de alimentare se transpune într-o diagramă bloc constituită din conexiuni de elemente

serie şi paralel, care se va reduce în etape succesive la elementul echivalent „e” ai cărui parametrii de

fiabilitate se calculează pe baza următoarelor relaţii:


321A1 5

3’2’1’A2 86’5’4’

10976 14131211

I

II

III

IVII

I

III IIIIVe

321A1 5 6e


Rezultă:

Intensitatea de defectare echivalentă pentru defectele eliminate prin manevre este:

Indicatorii de performantă se calculează cu formulele:

Indicatorii de fiabilitate NRmax , NMmax , Nmax si Tdmax se determină pentru trei valori ale riscului

„r” : 0.1, 0.05, 0.02 ;

Pentru determinarea numărului maxim de întreruperi eliminate prin reparaţii sau/şi manevre, se

utilizează tabele cu funcţia de distribuţie Poisson pentru următoarele valori ale produsului T

(T=8760):

eT=0,55 pentru determinarea lui „NRmax”;

’eT=0,46 pentru determinarea lui „NRmax”;

(e+’e) T=1,01 pentru determinarea lui „NRmax”;

Durata maximă anuală a unei întreruperi urmată de reparaţii „Tdmax” se determină utilizând

relaţia:

verificând condiţia:



Rezultatele obţinute sunt centralizate în tabelul de mai jos:

Riscul de depăşire a

valorilor garantate „r”

Indicatori de garanţie

NRmax NMmax Nmax Tdmax [ore]

0,1 1 1 2 127,7

0,05 2 1 2 183,3

0,02 2 2 3 254,8

10.BIBLIOGRAFIE

1. PIETRĂREANU, E. : Agenda electricianului. Bucureşti, Editura Tehnică, 1986.

2. PREDA, L. s.a. : Staţii şi posturi electrice de transformare. Bucureşti, Editura Tehnică, 1988.

3. LUPU, I. : Exploatarea staţiilor de transformare. Piatra Neamţ, Editura „CRY SERV”, 1999.

4. BĂDULESCU, N. : Linii şi staţii electrice. Bucureşti, Editura Tehnică, 1962.



5. IACOBESCU, Ghe.: Instalaţii electroenergetice. Bucureşti, Editura Didactică şi Pedagogică1984.

6. IORDACHE, M. şi CONECINI, I. : Calitatea energiei electrice. Bucureşti, Editura Tehnică,

1997.

7. PE 111-9/86. Instrucţiuni pentru proiectarea staţiilor de conexiuni şi transformare. Elemente de

construcţii din staţiile exterioare. Bucureşti, ICEMENERG, 2000.

8. PE 111-4/93. Instrucţiuni pentru proiectarea staţiilor de conexiuni şi transformare. Conductoare

neizolate rigide. Bucureşti, ICEMENERG, 1994.

9. PE 111-1/92. Instrucţiuni pentru proiectarea staţiilor de conexiuni şi transformare. Întreruptoare

de înaltă tensiune. Bucureşti, ICEMENERG, 1993.

10. PE 126/82. Regulament de exploatare tehnică a echipamentelor electrice din distribuţia primară.

Bucureşti, ICEMENERG, 2003.

11. PE 103/92. Instrucţiuni pentru dimensionarea şi verificarea instalaţiilor electroenergetice la

solicitări mecanice şi termice în condiţiile curenţilor de scurtcircuit. Bucureşti, ICEMENERG,

2002.

12. 1.E.-Ip24/86. Instrucţiuni de proiectare a staţiilor electrice de 6-110 kV. Dispoziţii constructive.

Bucureşti, ICEMENERG, 2002.

13. PE 026/92. Normativ privind proiectarea sistemului energetic naţional. Bucureşti, ICEMENERG,

2002.

14. PE 022-3/87. Prescripţii generale de proiectare a reţelelor electrice. Bucureşti, ICEMENERG,

2002.

15. PE 101/85. Normativ pentru construcţia instalaţiilor electrice de conexiuni şi transformare cu

tensiuni peste 1 kV. Bucureşti, ICEMENERG, 1999.

16. PE 101A/85. Instrucţiuni privind stabilirea distanţelor normate de amplasare a instalaţiilor

electrice cu tensiuni peste 1 kV, în raport cu alte construcţii. Bucureşti, ICEMENERG, 1999.

17. PE 134/95. Normativ privind metodologia de calcul al curenţilor de scurtcircuit în reţelele

electrice cu tensiunea peste 1 kV. Bucureşti, ICEMENERG, 1997.

18. PE 013/94. Normativ privind metodele şi elementele de calcul al siguranţei în funcţionare a

instalaţiilor energetice. Bucureşti, ICEMENERG, 1995.


Documents

Proiectarea Unei Statii Electrice de Transform Are