Basarab GUZUN George DARIE
Stelian Al. GAL Dan OLOVINARU
CENTRALE , STAII şi REELE ELECTRICE CSRE Elemente de baz ă
EDITURA ACADEMIEI ROMÂNE 2005 65
C U V Â N T Î N A I N T E ele Electrice-CSRE tratează Lucrarea de Centrale, Sta iiii şi Re ele tratează un domeniu deosebit vast aflat la confluen confluen a şi supraveghere-control a cunoş cunoştin tinelor de bază bază din ingineria de sistem electroenergetic, cu bază bază electromecanică electromecanică şi instala instalaiilor, prin umbrela dedicată dedicată de automatiză baz ă înseriate, participă participă la automatiză ri ri de sistem; CSRE – prin componentele sale de bază vehicularea unor puteri masive de nivel regional, continental chiar; rezult ă de aici - rigoarea cunoş cuno ştin tinelor, a selectă select ării solu soluiilor tehnice şi politici energetice responsabile pentru supravie supravie uirea/calitatea vie vieii – în condi condiii de prietenie cu mediul ambiant . Electroenergetica sectorului energetic reprezintă reprezint ă un segment strategic al unei comunită comunit ăii responsabile; este bine conturată conturată de dezvoltarea de ansamblu a sistemului energetic na na ional SEN ; evolu evoluia socială socială şi economică economică a ării ării noastre fiind direct dependentă dependentă de acesta, dezvoltarea SEN se află află la baza progresului economiei româneş române şti moderne, ce nu poate func func iona ă ii astfel în afara unei industrii energetice IE independente, performante. În acest fel, dezvoltarea durabilă durabilă a societ ă ii, este fundamentată fundamentată de existen existena unui SEN modern: performant echipat, automatizat, informatizat. Deoarece industria energetică energetică în ansamblu se doreş doreşte a fi stabilă stabilă în toate cele trei puncte de sprijin: capitalul construit , prin echipamente; consumul energiei din centrale electrice şi, capitalul resurse umane competent format – ca al treilea punct ! Acesta din urmă urm ă cade in sarcina şcolii energetice, şi prin lucră lucrări de tipul celei de fa fa a – contând din plin pe sus susinerea reală real ă din partea unor laboratoare continuu modernizate, aplica aplica ii numerice pe probleme de alegere ş alegere şii dimensionare specifice, precum şi elaborare de proiecte modernizate în domeniu. Cei implica implicai în domeniul ingineriei electroenergetice: tehnicieni – specialiş speciali şti din proiectare, montaj-exploatare a obiectivelor specifice CSRE apar apar inând Sistemului Energetic Na Naional SEN , studen studeni ai anilor terminali din facultă facult ăile ile de profil electroenergetic/electromecanic, vor gă g ăsi în lucrarea de faă fa ă un sprijin competent. In acelaş acelaşi timp, ea poate fi considerată considerată un ajutor eficient pentru cursan cursan ii centrelor de formare a personalului CFP tehnico-ingineresc din orice verigă verig ă specifică specifică lan lanului CSRE , domeniul electroenergetic. Experien Experiena autorilor – didactică didactică şi practică practică /pragmatică /pragmatică de rezolvare de la proiectare - la teste sau încerc ări pe viu în producie, cercetare, respectiv de exploatare şi management energetic, certifică certific ă astfel calitatea CSRE a unor sarcini de produc lucră lucrării; S-a realizat astfel un colectiv închegat de specialiş speciali şti direct lega legai prin activitatea lor curentă curent ă, de specificul capitolelor componente. Astfel, şi automatizare PEA în centrale Dr. ing. Basarab D. Guzun, cu experienă experien ă semnificativă semnificativă practică practică de partea electrică electrică şi (hidro)electrice precum şi în î n transmiterea fundamentelor teoretice de PEA atent selectate mediului studen studenesc - ca profesor universitar şi apoi lector-formator în industria energetică energetică, a realizat atent coordonarea general ă a lucră lucrării, scrierea capitolelor 1–3 şi 5 (acoperind peste ½ din lucrare). Logistica machetă machet ării capitolelor a avut în vedere considera considera ii introductive generale ă ii, referitoare la evolu ia ia energetică energetică a societ ă ii, continuând cu fundamente de calcul simplificat al curen ilor ilor de scurt circuit şi legă pentru o corectă corect ă alegere de echipamente şi legă turi turi electrice conductoare; s-au creat, capitolul 3, premisele detalierii la obiect a specificului electroenergetic al elementelor de bază baz ă din partea electrică electrică a centralelor ş centralelor şii sta iilor iilor electrice PECS, adică adică - alternatoare, transformatoare, motoare; sec seciunii de centrale electrice îi urmează urmează firesc elemente de sta sta ii ş ii şii posturi de transformare SPT .
Dr. Ing. Stelian Al. Gal de la CN TransElectrica Sibiu, conferen iar la universitatea sibiană sibiană, acumulând o îndelungată îndelungată experienă experienă în managementul transportului energiei electrice este autorul capitolului 6 (aproximativ 1/3 din lucrare) tratând competent într-o forma condensat ă, problematica specifică specifică pentru Re ele distribuie; ele electrice de transport şi distribu prof.dr.ing. Geo Darie – Catedra de Centrale electrice şi Energetică Energetică industrială industrială, Universitatea Politehnica din Bucureş Bucureşti UPB, este autorul sec seciunii termoenergetice din capitolul 4 de Centrale electrice: Centrale electrice conven conven ionale ionale cu abur, cu turbine cu gaze, pe cicluri combinate gaze-abur, nuclearo-electrice, cu motoare Diesel (circa 10%); Drd. Ing. Dan Olovinaru – manager la HidroElectrica Sibiu este autorul sec iunii aceluiaşi capitol (aproximativ 5%); iunii hidroenergetice – din cadrul aceluiaş Ca referent ştiin tiinific şi în trecut, autor de manuale în acest domeniu, subliniez utilitatea lucră lucr ării: se acoperă acoperă un gol actual existent în literatura tehnică tehnică-academică -academică de specialitate, iar prin structurarea îngrijită îngrijit ă a materialului informativ vast, sunt aduse la zi cunoş cunoştin tine în domeniul de vârf al ingineriei de sistem electroenergetic, prezentate elegant şi eficient, într-o viziune pragmatică pragmatică-inginerească -inginerească; felicit cu această aceast ă ocazie colectivul de autori, precum şi ini iniiativa prestigioasei Editura Academiei reac iile publicului cititor tehnic cu efect de feed-back util unor reedită reeditări Române care a realizat publicarea, a şteptând firesc reac viitoare. şti, mai 2005 Bucure şti,
Dr.Ing. Eugeniu Potolea, Profesor la Catedra de Electroenergetic ă , UPB
66
PREFAĂ ele Electrice CSRE aflat la intersec Domeniul lucră lucrării de Centrale, Sta iiii şi Re ele intersec ia cunoş cunoştin tinelor de bază baz ă de inginerie de sistem electroenergetic – electromecanic cu supraveghere-control a instala instalaiilor prin umbrela dedicată dedicată de automatiză automatiză ri ri, nu este doar unul vast referindu-ne la cele mai vaste sisteme (energetice) create de om; aici rigoarea cuno ştin tinelor balansează balansează cert alte domenii, legat de seriozitatea/riscul generă gener ării şi transportului unor puteri masive de nivel regional, continental chiar, a selectă selectării solu soluiilor tehnice şi politici energetice reponsabile pentru supravie supravieuirea/calitatea vie vieii unei ări condiii de ări – în condi respect, protec protec ie şi conservare mediu ambiant . Importanta CSRE , ca sector energetic şi strategic pentru orice comunitate responsabilă responsabil ă, este bine reliefată reliefată şi de tabloul românesc in domeniu, evolu evolu ia socială socială şi economică economică a ării dependentă de acesta; e de neconceput o ării fiind direct dependentă economie modernă modernă în afara unei industrii energetice independente, performante – reală real ă coloană coloană vertebrală vertebrală de sus susinere ă ii energetică energetică a celorlalte ramuri ale economiei na na ionale, de dezvoltare durabilă durabilă aa societ ă ii. Industria energetică energetică stabilă stabilă şi eficientă eficientă este sprijinită sprijinită de trei piloni tradi tradiionali ce nu-i apar apar in direct: capitalul construit , prin echipamentele tehnice din dotare; consumul energiei rezultate din conversia în centrale electrice – sunt opera unei na naiuni întregi; însă însă, capitalul resurse umane competent formate – ca al treilea pilon – cade preponderent in sarcina lucrări de tipul celei de fa fa a - cu sus susinerea reală reală a unor versatile laboratoare continuu modernizate, şcolii energetice, şi prin lucră promovate cu dă dăruire de profesori/specialiş profesori/specialişti experimenta experimentai. Lucrarea se adresează adreseaz ă prin natura sa celor implica implica i în domeniul ingineriei electroenergetice: tehnicienilor – specialiş specialiştilor din proiectare, montaj-exploatare a obiectivelor specifice CSRE apar aparinând Sistemului Energetic National SEN , precum şi studen studenilor anilor terminali ai faculta faculta ilor de profil electroenergetic/electromecanic. In acelaş acela şi timp, se constituie ca un excelent manual pentru cursan cursan ii centrelor de formare a personalului CFP, precum şi cadru-suport la testarea periodică periodică a personalului lucră lucrător tehnic, necesar orică oricărui program up-grade de creş creştere şi continuă continuă perfec perfecionare profesională profesională. Calitatea lucră lucrării este rezultatul experien experienei autorilor – didactică didactică şi practică practică /pragmatică /pragmatică de rezolvare în diapazonul larg, de la proiectare şi pâna la teste/încercari pe viu în CSRE a unor sarcini de produc produc ie, cercetare, respectiv de exploatare şi management energetic; în definitiv, aici a primat ideea încheg ării unui colectiv de specialiş specialişti direct lega legai prin activitatea lor curentă curentă, de coloratura capitolelor componente componente ale lucrarii de faă faă.. Astfel, Conf. Dr. Ing. Stelian Al. Gal de la CN TransElectrica SB este autorul întregului capitol 6 (aprox. 30% din lucrare) tratând competent într-o forma condensată condensat ă, problematica specifică specifică pentru Re ele distribuie; ele electrice de transport şi distribu prof.dr.ing. Geo Darie – Catedra de Centrale electrice şi energetică energetică industrială industrială, UPB, este autorul sec sec iunii termoenergetice din capitolul 4 de Centrale electrice: Centrale electrice conven ionale ionale cu abur, cu turbine cu gaze, pe cicluri combinate gazeabur, nuclearo-electrice, cu motoare Diesel (circa 10%); Drd. Ing. Dan Olovinaru de la HidroElectrica SB este autorul aceluiaş capitol (aprox. 5%); sectiunii hidroenergetice – din cadrul aceluiaş Coordonarea generală general ă a lucră lucrării, scrierea capitolelor 1 – 3 şi 5 (acoperind aprox. 55%) este f ăcută cută de subsemnatul, dr. ing. Basarab D. Guzun, profesor asociat la aceea şi catedră catedră. Machetarea capitolelor a avut în vedere considera considera ii ă ii şi române şti, şti, continuând cu fundamente de introductive generale referitoare la evolu ia ia energetică energetică a societ ă ii mondiale şi corect ă alegere de echipamente ş calcul simplificat al curen ilor ilor de sc.circuit ce permit o corectă echipamente şii legă legă turi turi electrice conductoare; sau creat astfel, capitolul 3, premisele detalierii la obiect a specificului electroenergetic al elementelor de bază bază din partea adică - alternatoare, transformatoare, motoare; sec seciunii de centrale electrică electrică a centralelor ş centralelor şii sta iilor iilor electrice PECS, adică urmează firesc elemente de sta ii ş electrice îi urmează ii şii posturi de transformare SPT . Aplica Aplicaiile numerice, evident necesare aprofundă aprofund ării şi fixă fixării cunoş cunoştin tinelor sunt atent selectate în lucrarea adiacentă adiacent ă şi dimensionare specifice PECS“ - Editura Universită “Selischi, A., Dedu,G., Guzun, B. D. - Probleme de alegere şi Universităii ii Bucureşti, UPB – 1997. Politehnica din Bucureş Autorii î şi exprimă exprimă şi pe această aceast ă cale respectul şi gratitudinea faă faă de foş foştii şi actualii lor profesori din domeniul tratat, cu care au colaborat în timp, influen influen ând într-un fel sau altul această aceast ă formă formă finală finală, d-lui prof.dr.ing. Eugeniu Potolea pentru controlul ştiin tiinific al lucră lucrării; mul mulumesc că călduros foş foştilor studen studeni şi actualilor doctoranzi care, prin aportul lor entuziast au contribuit la definitivarea redactă redact ării în formă formă finală finală, a graficii digitale îngrijite şi, evident, celor care au sponsorizat generos apari apariia lucră lucrării ! De asemenea, autorii mul mul umesc prestigioasei Editura Academiei Române care a realizat publicarea.
In fine, şi nu în ultimul rând, autorii mul mul umesc anticipat specialiş specialiştilor implica implicai în industria conversiei, transportului şi distribu distribuiei inteligente electro-energetice a energiei, colegilor din înva învaamântul superior energetic /electromecanic, studen studenilor, tuturor cititorilor – in general, pentru eventuale observa observa ii, sugestii cu efect de feed back util unei reedită ri viitoare, în perspectiva progresului tehnic remarcabil din domeniul vast/complex al CSRE. Din partea colectivului de autori, şti, martie 2004. Dr. Ing. Basarab D. Guzun, p rofesor-asociat rofesor-asociat de Partea electrică electrică şşi Automatiză Automatiz ă ri ri în Centrale (hidro)electrice.Bucure (hidro)electrice.Bucure şti,
67
CUPRINS
Capitolul 1. EVOLU EVOLUIA ENERGETICĂ ENERGETICĂ A SOCIETĂ SOCIETĂII II
1.1.RESURSE ENERGETICE. CONSUM.
1
1.2.ACCESIBILITATE 1.2.ACCESIBILITATE 1A RESURSE ENERGETICE PRIMARE 1.2.1.Tabloul produc iei de resurse energetice poten iale 1.2.2.Totalul energiei anuale
1 1 2
1.3.PROGNOZE 1.3.1.Conservarea energiei 1.3.2.Strategii
3 4 4
1.4.ELEMENTE DE POLITICĂ POLITICĂ ENERGETICĂ ENERGETICĂ ÎN VIITOR
4
1.5.STRUCTURA RESURSELOR
5
1.6.SISTEM ENERGETIC 1.6.1.Situaia energetică a României 1.6.2.Structura puterii electrice instalate 1.6.3.Dezvoltarea Sistemului Energetic Na ional
6 7 8 8
1.7.CURBE DE SARCINĂ SARCINĂ 1.7.1.Generalităi 1.7.2.Clasificare 1.7.3.Utilitate 1.7.4.Definiii 1.7.5.Iindici caracteristici pentru centralele electrice 1.7.6.Aplatizarea Curbelor de Sarcin ă 1.7.7.Disponibilitatea 1.7.8.Fiabilitate
11 11 11 11 11 12 17 17 17
Capitolul 2. CALCULUL CUREN CURENILOR DE SCURTCIRCUIT
2.1. CONSIDERA CONSIDERAII GENERALE
19
2.2. VARIA VARIAIA ÎN TIMP A CURENTULUI DE SCURTCIRCUIT 2.2.1.Alimentarea scurtcircuitului de la o surs ă de tensiune constant ă
19 19
2.3. COMPORTAREA MAŞ MAŞINII SINCRONE LA SCURTCIRCUIT TRIFAZAT 22 BRUSC, APROPIAT 2.4. INFLUEN INFLUENA CONSUMULUI ASUPRA CURENTULUI DE SCURTCIRCUIT
26
2.5. CONSIDERAREA SISTEMULUI ELECTROENERGETIC ÎN CALCUL
26
68
2.6. METODOLOGIE PRIVIND CALCULUL CUREN CURENILOR DE SCURTCIRCUIT 2.6.1.Generalităi 2.6.2.Curenii de scurtcircuit 2.6.3.Metode de calcul 2.6.4.Elemente şi scheme de calcul 2.6.5.Calculul impedan elor echivalente. Reguli 2.6.6.Concluzii privind metoda vde de calcul a curen ilor de scurtcircuit
26 26 27 31 32 34 37
2.7. APLICA IA 1: ALEGEREA APARATAJULUI PRIMAR
38
IA 2: ALEGEREA UNOR LEGĂ 2.8. APLICA IA 2 LEGĂTURI CONDUCTOARE 2.8.1.Tipuri de conductoare 2.8.2.Verificarea stabilit ăii termice în regim de lung ă durată 2.8.3.Verificarea stabilit ăii termice în regim de scurt ă durată 2.8.4.Verificarea la c ăderea de tensiune 2.8.5.Verificarea la desc ărcarea corona se reduce în esen ă 2.8.6.Verificarea la solicit ări mecanice Anexa 2.1. Valori uzuale ale impedan elor (reactanelor) elementelor re elelor Anexa 2.2. Scheme şi relaii de calcul ale reactan elor (auto)transformatoarelor ăşurări şi ale bobinelor de reactan ă jumelate cu trei înf ăş
39 39 39 40 40 40 41 42 43
Capitolul 3. ELEMENTE DE BAZĂ BAZĂ DIN PARTEA ELECTRICĂ ELECTRICĂ A CENTRALELOR ŞI STA STAIILOR ELECTRICE PECS
3.1. ALTERNATOARE ÎN CENTRALE ELECTRICE 3.1.1. Generalit ăi 3.1.2. Principalele limit ări în proiectarea alternatoarelor de mare putere 3.1.3. Perfec ionări constructive 3. l.4. Evacuarea pierderilor de putere din turbogeneratoare 3.1.5. Răcirea turboalternatoarelor destinate Centrale Nuclear Electrice CNE 3.1.6. Evacuarea pierderilor de energie din hidroalternatoare 3.1.7. Sisteme de de excita ie / dezexcita ie 3.1.8. Sisteme de dezexcitare rapid rapid ă 3.1.9. Cuplarea cu reeaua 3.1.10.Sisteme de protec ie prin relee pentru alternatoare
44 44 44 48 55 68 68 70 73 75 77
3.2. TRANSFORMATOARE ŞI AUTOTRANSFORMATOARE 3.2.1. Generalităi 3.2.2. Parametrii şi alegerea corectă 3.2.3. Simbolizare 3.2.4. Transformator sau autotransformator? 3.2.5. Reglajul tensiunii 3.2.6. Evaluarea pierderilor
85 85 86 87 88 90
3.3. MOTOARE ELECTRICE ELECTRICE ÎN SERVICIILE SERVICIILE PROPRII ALE CENTRALELOR 3.3.1. Considera ii generale 91 3.3.2. Sursele de alimentare alimentare cu energie energie electrică a serviciilor proprii 92 3.3.3. Alegerea tipurilor de motoare electrice 95 3.3.4. Caracteristicile mecanismelor serviciilor proprii 97 69
3.3.5. Alegerea motoarelor pentru antrenarea mecanismelor 3.3.6. Influen a variaiilor de tensiune şi frecvenă asupra motoarelor asincrone 3.3.7. Autopornirea motoarelor electrice ale serviciilor proprii 3.3.8. Clasificarea receptoarelor din serviciile proprii proprii şi sursele de alimentare 3.3.9. Schemele electrice de alimentare în curent alternativ 3.3.10.Alegerea puterii transformatoarelor sau a capacit ăii de trecere a bobinelor de reactană 3.3.11.Nivelul puterii de scurtcircuit pe barele de servicii proprii 3.3.12.Reglajul productivit ăii mecanismelor serviciilor proprii
99 102 103 105 106 112 114 115
Capitolul 4. ELEMENTE DE TEHNOLOGIA CONVERSIEI ENERGETICE ÎN CENTRALE ELECTRICE
4.1. ENERGII PRIMARE. CATEGORII DE CENTRALE ELECTRICE
117
4.2. CENTRALE CONVEN CONVENIONALE CU ABUR CCA 4.2.1. Alc ătuirea circuitului termic 4.2.2. Bilanul energetic. Randamente 4.2.3. Soluii de creştere ale performan elor 4.2.4. Nivelul de de performan e
119 121 122 127
4.3 INSTALA INSTALAII DE TURBINE CU GAZE ITG 4.3.l. Prezentarea instalaiei 4.3.2. Bilanul energetic. Randamente 4.3.3. Posibilit ăi de creştere a randamentului termic 4.3.4. Nivelul de de performan e
127 129 130 132
4.4 CICLURI COMBINATE GAZE-ABUR 4.4.1. Considera ii termodinamice 4.4.2. Ciclul combinat combinat gaze-abur f ără postcombustie 4.4.3. Ciclul combinat gaze-abur cu postcombustie 4.4.4. Ciclul combinat gaze-abur gaze-abur cu arderea arderea c ărbunelui în pat pat fluidizat fluidizat sub presiune 4.4.5. Ciclul combinat gaze-abur gaze-abur cu gazeificarea gazeificarea integrat ă a cărbunelui 4.4.6. Ciclul combinat gaze-abur cu injec ie de abur
133 134 138 139 140 141
4.5 CENTRALE NECLEAR ELECTRICE CNE 4.5.1. Structur ă 4.5.2. Elemente caracteristice ale pării clasice 4.5.3. Performan e
142 144 145
4.6 CENTRALE ELECTRICE ECHIPATE CU MOTOARE DIESEL CDE 4.6.1. Caracteristici 4.6.2. Bilan energetic
146 147
4.7. CENTRALE HIDROELECTRICE CHE 4.7.1. Considera ii generale 4.7.2. Amenaj ările centralelor hidroelectrice 4.7.3. Principalele construc ii ale amenajărilor hidroenergetice AH 4.7.4. Turbine hidraulice
148 149 152 157
70
Capitolul 5. SCHEME ELECTRICE DE CENTRALE ŞI STAII ELECTRICE
5.1 SCHEME ELECTRICE DE COMUTA COMUTAIE 5.1.1. Defini ie. Clasificare 5.1.2. Criterii de selectare 5.1.3. Aparatajul de comuta ie utilizat 5.1.4. Bare colectoare simple simple BCS 5.1.5. Bare colectoare duble duble BCD 5.1.6. Bare colectoare triple BCT 5.1.7. Scheme f ără bare colectoare 5.1.8. Scheme cu num ăr redus de întreruptoare
164 164 165 166 170 183 184 189
5.2 SCHEME ELECTRICE DE CONEXIUNI 5.2.1. Considera ii generale 5.2.2. Scheme pentru Centrale Termo Eelectrice 5.2.3. Scheme pentru Centrale Electrice de Termoficare 5.2.4. Scheme ale Centrale Hidro Electrice 5.2.5. Limitarea curen ilor de scurtcircuit 5.2.6. Scheme de sta ii de distribu ie de înalt ă şi medie tensiune 5.2.7. Exemple de scheme de centrale din România
196 196 202 208 210 212 215
5.3 DISPOZI DISPOZIII CONSTRUCTIVE DC 5.3.1. Condi ii generale 5.3.2. DC de sta ii exterioare 5.3.3. DC de sta ii interioare în mediu izolant aer 5.3.4. DC capsulate în alte medii izolante
218 226 234 243
5.4 INSTALA INSTALAII DE LEGARE LA PAMÂNT 5.4.1. Generalităi 5.4.2. Tensiuni de atingere şi de pas 5.4.3. Calculul rezisten ei de dispersie 5.4.4. Determinarea coeficienilor de atingere şi pas 5.4.5. Sec iuni şi grosimi minime de electrozi 5.4.6. Exemplu numeric
245 250 255 263 265 266
Capitolul 6 . RE REELE ELECTRICE
6.1 ELEMENTE COMPONENTE ALE LINIILOR ELECTRICE 6.1.1. Generalit ăi 6. l.2. Linii Electrice Aeriene (LEA) 6.1.3. Linii Electrice Subterane (LES)
274 276 296
6.2 TRATAREA NEUTRULUI 6.2.1. Generalităi 6.2.2. Re ele cu neutrul izolat 6.2.3. Re ele cu neutrul tratat cu bobin ă de stingere 6.2.4. Re ele cu neutrul tratat prin rezistor 6.2.5. Re ele cu neutrul tratat combinat 6.2.6. Re ele cu neutrul legat direct la p ământ
303 305 306 307 308 308
71
6.3 PROTEC PROTECIA PRIN RELEE ÎN RE REELE ELECTRICE 6.3.1. Protec ia transformatoarelor şi autotransformatoarelor 6.3.2. Protec ia liniilor electrice 6.3.3. Protec ia barelor colectoare 6.3.4. Protec ia motoarelor electrice 6.3.5. Protec ii statice şi numerice. Principii
310 316 330 331 335
6.4. CIRCUITE DE COMANDĂ COMANDĂ ŞI CONTROL 6.4.1. Circuite secundare 6.4.2. Circuite de comand ă 6.4.3. Circuite de control
337 345 349
6.5 PARAMETRII ŞI SCHEME ECHIVALENTE ALE ELEMENTELOR COMPONENTE DIN RE REELE ELECTRICE 6.5.l. Parametrii liniilor electrice 6.5.2. Parametrii transformatoarelor
357 364
6.6 CALCULUL CIRCULA CIRCULAIEI DE CUREN CURENI ŞI A CĂ CĂDERILOR DE TENSIUNE ÎN RE REELELE ELECTRICE 6.6.1. Calculul electric al liniilor de curent alternativ radiale 370 6.6.2. Calculul circula iei de cureni şi al căderilor de tensiune în re ele buclate 376 6.7 CALCULUL PIERDERILOR PIERDERILOR DE PUTERE PUTERE ŞI ENERGIE 6.7.1. Generalităi 6.7.2. Calculul Consumului Propriu Tehnologic CPT de energie electric ă 6.7.3. Reducerea pierderilor pierderilor de de energie în re ele
382 383 386
6.8 DETERMINAREA SEC SECIUNII CONDUCTOARELOR LINIILOR ELECTRICE 6.8.1. Pe baza încălzirii admisibile 388 6.8.2. Pe baza criteriului pierderilor de tensiune 389 6.8.3. Pe baza ipotezei sec iunii economice 392 Bibliografie
394
72
1. EVOLUIA ENERGETICĂ A SOCIETĂII MONDIALE ŞI ROMÂNEŞTI 1.1. RESURSE ENERGETICE. CONSUM Generalităi. Pentru început, este util a trece în revist ă o serie de no iuni elementare; astfel, Resursele energetice sunt date de totalitatea purt ătorilor de energie de toate felurile, minerale neregenerabile – cărbune, petrol etc. şi formele de energie regenerabile ca de ex. cea solară; rezervele se referă doar la o parte din resurse, exploatabile cu ajutorul tehnologiilor actuale la costuri rezonabile economic. În cazul resurselor regenerabile ca de exemplu hidraulică, solară şi biomasă, este uzual a se referi doar la ratele anuale de exploatare ale acestora şi, în acest sens termenul de resurse poate fi perceput ca ultima rat ă de produc ie ce poate fi potenial obinută, în timp ce rezervele semnifică rata produciei realizabilă comercial la o anumită dată. Forumul interna ional pentru dezbaterea problemelor energetice mondiale a fost, începând cu anul 1924, Conferina Mondială a Energiei CME. De şi actualmente resursele energetice cunoscute sunt cele mai mari ast ăzi comparativ cu orice alt ă perioadă istorică, iar lucrurile au evoluat semnificativ în ultimul timp, dup ă declanşarea crizei energetice mondiale – o realistă abordare global ă a problemei a început cu CME de la Istanbul, 1977 – prin raportul Comisiei de Conservare a Energiei, întocmit între al i experi şi de prof. român Ioan D. St ă ncescu (Centrul de Resurse Naturale, Energie şi Transport, ONU), cu concluzii şi previziuni până în anul 2020, [1]. Observa iile desprinse privesc • a. căile prin care ar trebui îmbun ătăită alimentarea cu energie din resurse regenerabile şi neregenerabile; sunt cuprinse aici atât resursele conven ionale ca de ex. alimentarea cu petrol, gaze naturale, c ărbune, energie hidraulic ă şi resurse nucleare, cât şi resurse neconven ionale precum solar, geotermal şi fuziune nuclear ă, • b. limitele probabile şi rezonabile pân ă la care măsurile de conservare ar putea reduce cererea de energie, cu aten ie sporită îndreptată pentru conservarea resurselor de gaz şi de petrol prin înlocuire cu alte resurse mai abundente fie re- sau neregenerabile. Semnificaie. Se pot lua deciziile cruciale pentru stabilitatea energetic ă a societăii pe perioada analizei efectuate, ştiind că problema energetică ocupă locul secund în lista problemelor globale ale omenirii, după problema pă cii. Potenial de conservare. Rezultă din implementarea mai multor factori, astfel creşterea preului energiei, îmbun ătăiri tehnologice, substituirea tipului de combustibil, schimbări posibile ale stilului de via ă, în general tot ce poate fi reunit sub adev ărul de “folosirea inteligentă a energiei”(wiser use of energy). 1.2. ACCESIBILITATE LA RESURSE ENERGETICE PRIMARE 1.2.1. TABLOUL PRODUCIEI DE RESURSE ENERGETICE POTENIALE Tabloul produc iei de resurse energetice poten iale neregenerabile proiectate pân ă în anul 2020 este dat în tabelul 1.1. şi fig. 1.1. Cărbunele şi resursele nucleare sunt a şteptate la o cotă de participare de peste 55% din total – în fapt formula de supravie uire energetică în viitor este 2C , cu referire la extrac ia sporită de C ă rbune şi energice m ăsuri de Conservare, extraciile de gaze şi petrol vor atinge‚ probabil nivelul maxim imediat dup ă anul 2000 cu o participare de aprox. 1/3 din totalul produc iei de energie, iar resursele neconven ionale de petrol şi gaze vor avea probabil o mic ă cotă de participare de câteva procente la nivelul anului 73
de proiecie 2020. În total resursele probabile neregenerabile vor fi responsabile cu aprox. 80% din alimentarea cu energie a lumii la nivelul anului 2020.
Fig. 1. 1. Produc ia anuală mondială din resurse neregenerabile.
Fig. 1 .2. Produc ia mondială de energie din resurse regenerabile. Tabel 1.1 Producia potenială de energie primar ă pe Terra Resursa 1972 1985 2000 2020 Cărbune 66 115 170 259 Petrol 115 216 195 106 Gaze 46 77 143 125 Nuclear 2 23 88 314 Hidraulic 14 24 34 56 ş Petrol i gaze neconven ionale 0 0 4 40 Regenerabile, solar, geotermal, biomasă 26 33 56 100 Total 269 488 690 1000 18 exajouli (1 EJ = 10 J)
1.2.2. TOTALUL ENERGIEI ANUALE Totalul energiei anuale ob inute din resurse regenerabile — hidraulic ă, biomasă şi solar — este de ordinul a 15%, fig. 1.2; de remarcat c ă energia din resurse hidraulice va creşte, dar cota sa parte la produc ia mondială de energie se estimează a se stabiliza la circa 5% la nivelul anului 2020. Energia solar ă şi biomasa vor r ămâne la nivele nesemnificative, 74
probabil, de şi se spera într-o participare de aproximativ 7% din totalul aliment ării cu energie pe plan mondial; la fel şi cu energia obinută din resurse geotermale (circa 2%, dar, probabil previziunile au fost optimiste).
1.3. PROGNOZE Extrapolarea tendinei de creştere reprezintă una din tehnicile curente utilizate în a evalua necesarul de energie la finele unei perioade; pentru modelul Cavendish al Univ. Cambridge s-au încercat evalu ări înalte de 4,1 %‚ respective coborâte de 3% ale ratei de creştere a cereri mondiale de energie; ori se ştie că trebuie să existe o corelare necesară între cererea de energie şi creşterea economică şi că, probabil, se va satura progresiv la ările industrializate cererea de energie, în timp ce standardul de via ă al ărilor în dezvoltare va atinge relaia necesară dintre creşterea economică şi consumul energetic la nivelul care exist ă în ările dezvoltate. Extrapolarea tendin elor de cre ştere a consumului de energie în diverse perioade istorice ale omenirii conduce la rezultate cu dispersie exagerat ă pentru consumul energetic al anului 2020. În primul rând, o cre ştere a ratei cererii de energie de numai 2 %/an (1860 la 1975) conduce la o cerere de numai 700 EJ, care cu greu ar acoperi nevoile decente de trai ale popula iei planetei; pe de alt ă parte, efectul unei cre şteri de 4,3%/an /1960 la 1975) conduce la un necesar de circa 2100 EJ ce întrece cu mult estim ările optimiste de soluionare posibilă la nivelul anului 2020 a consumului de energie. Concluzia este că, această tehnică de extrapolare conduce la a delimita nivelul sub care nu trebuie s ă scadă cererea de energie mondial ă. Se consideră raional ca cererea de energie la nivelului anului 2020 s ă nu întreacă, rezonabil, nivelul de 1000 EJ‚ fig. 1.3. (de sus în jos: cererea totală de energie la nivel mondial, OECD – ări dezvoltate bazate pe economia liberului schimb, cu aprox. – ările actualmente în tranzi ie, ări în curs de dezvoltare ini ial modeste apoi cu tendin ă de majorare a consumului energetic dup ă anul 2000).
Fig. 1.3. Scenariu probabil privind evolu ia mondială a consumului energetic. 1.3.1. CONSERVAREA ENERGIEI
75
Conservarea energiei este termenul desemnat pentru a descrie toate eforturile îndreptate spre diminuarea intensităii consumului energetic şi sumează o serie de măsuri rezonabile ce se pot lua astfel încât s ă se elimine toate c ăile curente de utilizare nera ională a energiei, precum şi utilizarea poten ialului care încă mai există în limitele permise de legile privind prezervarea mediului ambiant; acestea se pot rezuma astfel: • • •
“a face mai bine”, adică ameliorări tehnologice, “a face cu altceva”, adică a înlocui cu noi resurse energetice pe cele aflate în epuizare, “a face cu mai puin”, adică a opera schimbări în stilul de via ă (energetic).
Cu alte cuvinte, obiectivul principal al politicii de conservare a energiei este de a realiza cel mai economic mod posibil de produc ie incluzând şi pe cel al energiei, în vederea optimizării la nivel global a rela iei de ordine care trebuie s ă existe între consumul de energie şi cre şterea economică ; se tinde deci, în toate sectoarele a se diminua cantitatea de energie încorporată per unitatea de produs intern brut PIB, adic ă aşa-numita intensitate energetic ă .
1.3.2. STRATEGII Dezvoltarea strategiilor curente la scar ă globală de asigurare a aliment ării cu energie pe o perioad ă de câteva decade de aici înainte, reprezint ă un merit incontestabil; problema multi-faetă de alimentare sigură a lumii cu energie cuprinde acele aspecte ale incertitudinii creşterii economice mondiale, rela iile de ordine referitor la energia înglobat ă per unitatea de produs, posibile tendin e ale preului energiei şi cererii de energie, problema elasticit ăii preurilor, viteza cu care resursele tradi ionale pot fi produse şi timpul necesar pentru dezvoltarea tehnologiilor pentru noi resurse, viteza cu care gazele şi petrolul pot fi înlocuite pe piaa energiei cu noi resurse, poten ialul pentru conservarea energiei, impactul asupra mediului al produc iei de energie şi utilizarea sistemelor energetice na ionale şi implicaiile asupra securităii naionale în legătură cu alimentarea sigură /nesigură de energie. În ciuda tuturor acestor nesiguran e, planificarea trebuie să meargă înainte, bazată pe cele mai bune surse accesibile de informare. Componentele sunt urm ătoarele (până în anul 2020 înlocuirea extensivă cu alte resurse primare a petrolului şi gazelor – va deveni obligatorie ! fiind ob inute din categoria resurselor regenerabile ca de ex. solar): • conservarea dată de eficientizarea utilizării energiei este un factor cheie al politicii energetice în viitor, dar • cererea masivă prognozată de energie în viitor nu poate fi satisf ăcută simplu prin utilizarea mai eficient ă a resurselor accesibile de energie şi, în consecin ă se impun următoarele elemente de spectru al strategiei privind alimentarea cu energie, legat de: • producia maximă de resurse neregenerabile - c ărbune, petrol, gaze şi material nuclear fisionabil, • dezvoltarea semnificativă a resurselor de gaze şi petrol neconven ional, • dezvoltarea în timp util a resurselor regenerabile ca hidro, solar, geotermal, biomas ă şi fuziune.
1.4. ELEMENTE DE POLITICĂ ENERGETICĂ ÎN VIITOR Aceste elemente prioritare sunt urm ătoarele [2,3]: 1. Decizii prompte cu privire la asigurarea aliment ării cu resurse energetice, elementul timp fiind critic. 2. Elementul top de prioritate trebuie s ă fie eficientizarea utiliză rii energiei. 3. Politica de conservare trebuie să fie condusă cu fermitate, folosind posibile mijloace 76
legislative şi fiscale. 4. Dezvoltarea susinută a programelor de substituire a petrolului şi gazelor cu c ărbune şi resurse nucleare trebuie ini iată cât mai curând. 5. Acorduri corespunză toare între guverne şi industria de asigurare cu resurse energetice pentru procurarea adecvat ă de capital. Tabelul 1.2 Resursele energetice ale planetei Re s u r s a Cantitatea Neregenerabile Combustibili fosili Cărbune 10125 * 109 t Petrol 260Gt Gaze naturale 10500 EJ Petrol sintetic 1125 Gt Gaz sintetic 100000 EJ Nuclear Uraniu 3 * 106 t Thoriu 0,6* 10 6t Regenerabile Hidroelectric 35 EJ/an Solar 5 *106 EJ/an Geotermal 10 EJ/an
1.5. STRUCTURA RESURSELOR Energiile dense , sunt acelea stocate deja în scoara terestră şi concentrate: cărbunele, petrolul, gazele naturale, uraniul; energiile difuzate şi intermitente sunt soarele, vântul, mările, care sunt şi regenerabile relativ rapid, fa ă de energiile intermitente - lemnul, apa, energia geotermală - regenerabile într-un ritm mai lent. Tabloul condensat al discu iei resurselor este următorul: Cărbunele este legat de supravie uirea energetică a planetei noastre, prin aplicarea formulei 2C, comentată şi anterior. Se fac eforturi pentru transformarea acestei resurse valoroase întruna curată, prin gazeificare şi lichefiere, atenie sporită la transportul pe calea ferat ă şi maritimă spre marile termocentrale. Pentru anul 2020 este prognozat ă o produc ie de 8,8 mld.t. Petrolul este încă o sperană pentru viitorul nu prea îndep ărtat cu rezervele sale evaluate spre 300 Gt, fiind resursa cea mai intens exploatat ă în ultimele decenii. Continu ă dinamica descoperirilor de noi pu uri de petrol şi coeficientul de recuperare din z ăcământ. Gazele naturale sunt estimate la un total mondial de 10.500 EJ, principalele zone producătoare fiind ările OPEC. SUA, fosta URSS. Concuren a pentru alternativa chimiz ării este evidentă. Energia nucleară a pierdut în contextul actual caracterul s ău de sursă foarte dinamică de energie primară, ca urmare a accidentelor cu urm ări de lungă durată de tip CNE Cernobîl, probleme legate de depozitarea de şeurilor; rezervele de thoriu sunt de aprox. 630 kt, iar de uraniu de 3 Gt. Hidroenergia este estimabilă la scară planetară cu 35*1018 J şi reprezintă o sursă primară teoretic inepuizabilă şi concomitent asigur ă apa necesară centrelor populate. Energia solară recepionată la o putere care întrece de peste 13 000 ori puterea tuturor centralelor electrice ale planetei!! Se preconizeaz ă continuarea centralelor electrice solare CES de tipul Solar - One de 10 MW, SUA; pentru aplica ii curente de apă caldă menajeră se utilizează efectul de seră, obinând un randament de pân ă la 60%. Este însă o energie difuz ă şi intermitentă. Bioconversia realizeaz ă conversia energetică a produselor fotosintezei prin 77
fermentare anaerob ă, tratamente termochimice etc. ob inând combustibili solizi sau lichizi. Energia eoliană, energia valurilor, mareelor, energia termică a mărilor şi oceanelor sunt exploatabile în zone care se preteaz ă bine la acest gen de conversie – ărmul mării; sunt prin excelenă energii difuze, regenerabile. Energia geotermală este adusă la suprafaă prin agentul apă fierbinte sau abur, recuperând căldura din roci; sunt pu ine centrale termice în lume care exploateaz ă acest gen de conversie energetică (Larderello, Italia). Resursele energetice secundare sunt date de ceea ce se poate recupera din c ăldura disipată mediului ambiant, cu scopul reutiliz ării în circuitul energetic util, principal: recuperarea căldurii gazelor de evacuare, c ăldura cedată mediului ambiant la toate instala iile industriale în vederea ameliorării randamentului etc.
1.6. SISTEM ENERGETIC Se defineşte curent ca fiind ansamblul instala iilor de extracie, prelucrare, conversie, transport şi distribuie – extinse pe întreg teritoriul ării este un sistem cibernetic cu legătură directă între produc ie şi consum, reprezentând în mod firesc o parte a economiei na ionale. Sistemul Energetic Na ional SEN este extins pe orizontal ă la nivelul întregii ări; se sprijină pe subsistemele specifice formelor sau put ătorilor de energie; rezult ă că există deci subsistemul energetic al petrolului SEP, al cărbunelui SEC , al gazelor naturale SEG şi respectiv electroenergetic SEE . Principalele componente ale sectorului energetic şi relaiile de interdependenă sunt indicate în fig. 1.4., [4].
Fig. 1.4. Schema de principiu a conexiunilor dintre componentele sectorului energetic şi problematica asociată acestora. În consecină, energetica ca ştiin ă tehnică interdisciplinara, elaborează prognoze energetice, efectuează studiul resurselor energetice, optimizeaz ă funcionarea centralelor
78
electrice şi respectiv alimentarea cu energie a consumatorilor în condi iile optimizării reelei de transport şi distribuie.
1.6.1. SITUAIA ENERGETICĂ A ROMÂNIEI Plecând de la mici uzine locale care asigurau atât producerea cât şi distribuia energiei produse – apărute încă din 1884, în diferite zone ale t ării s-au conturat sisteme energetice locale, ulterior interconectate în anul 1958 în cadrul Sistemului Energetic Na ional SEN. Astăzi puterea electric ă instalată în SEN totalizează peste 20 GW, administrativ fiind în subordinea a 36 de filiale electrocentrale (deocamdat ă deservite de aproximativ 50.000 de tehnicieni). România a fost o ară bogat ă în resurse energetice pe care le-a şi exportat pân ă în anii ‘70 (resursele bogate de uraniu au fost practic epuizate la nivelul anului 1965 ), devenind apoi importator de energie electric ă şi resurse energetice primare. Rezumativ, se pot prezenta următoarele informa ii grafice, astfel [5]: Tabloul produc iei şi prognozei produc iei din resurselor energetice interne aflate în declin, este ilustrat în fig. 1 .5; produc ia de energie electrică este sugestiv indicată în tabelul 1.3.
Fig. 1 .5. Dinamica resurselor energetice primare din România Tabelul 1.3 Generare şi consum de electricitate Sursa de acoperire 1.Producie, %‚ din care:
89,8
94,1
1994 95.9
35,9 36,1 15,0 3,6
37,9 31,9 20,0 3,0
39,7 32,3 22, 1 2,6
41,9 30,8 23,2 2,8
39,3 27,6 27,0 2,3
3.Import de kWh, %
9,4
7,2
3,3
1,3
3,8
Consum intern %
100
100
100
100
100
83,66 9.550
58,62 6.692
58,47 6.675
56,93 6.499
61,54 7.025
• CTE/cărbune, % • CTE/hidrocarb.,% • CHE,% 2. Autoproducători, %
total TWh Putere medie/an, MW
1989 87,0
1992
1993
1.995 93,9
1.6.2. STRUCTURA PUTERII ELECTRICE INSTALATE
79
În centralele electrice din SEN este urm ătoarea: la un total de 21,8 GW-100% (aprox. 1kW/locuitor!), CTE pe hidrocarburi contribuie cu 7,38 GW-33,8%, cele pe c ărbune cu 8,61 GW — 39,5%, iar CHE cu 5,8 GW — 26,7%. Repartizarea geografic ă a SEN- fig. 1.6 relev ă şi o reea puternică de linii de transport, sta ii şi posturi de transformare - conform şi tabelului 4 de mai jos:
Reeaua de transport şi distribuie Nivel tens.,kV 750 Linii,total km 154 LEC,km Staii+ PT 1 Putere,MVA
400 4474 26 35690,6
220 4134 49
110 17.900 200 968 50.010
Fig. 1 .6. Amplasarea geografic ă a SEN al României Referitor la energia de origine hidro, aceasta este de aprox. un sfert, excep ie f ăcând anii foarte ploio şi precum 1997, când ponderea hidroenergiei s-a ridicat la circa 40% din total. Prin coincidenă, tot aprox. un sfert este şi ponderea hidroenergiei la scar ă mondială.
1.6.3. DEZVOLTAREA SISTEMULUI ENERGETIC NAIONAL Dezvoltarea Sistemului Energetic Na ional (SEN) într-o concep ie logică, sistemică inând cont de op iunile de dezvoltare a sectorului energetic este indicat ă în fig. 1.7, iar elaborarea unei strategii, în general, parcurge schema logic ă de principiu conform fig. 1.8.
80
Fig. 1 . 7. Schema logic ă a elaborării studiilor privind dezvoltarea energetică într-o concepie sistemică
81
Fig. 1. 8. Schema logic ă generală a unei strategii
1.7. CURBE DE SARCINĂ
82
1.7.1. GENERALITĂI Supervizarea corectă a SEN implică cunoaşterea modului de consum al energiei de către consumatori şi respectiv de sistem în ansamblul s ău; cu alte cuvinte, trebuie cunoscute curbele de sarcin ă respective pentru a putea programa/prevedea în linii mari energia ce urmează a fi generată [6,7]. Curba de sarcin ă CS electrică este reprezentarea grafic ă a regimului de func ionare a instalaiilor electroenergetice, fiind şi un excelent mijloc de caracterizare energetic ă a unui produc ător sau consumator de energie electric ă; toate elementele sistemului — generatoare, transformatoare, motoare etc. precum şi staiile electrice, reelele şi chiar sistemul energetic na ional SEN în ansamblu - au propriile CS.
1.7.2. CLASIFICARE După intervalul de timp şi puterea înregistrată se disting CS zilnice, săptămânale, anuale — de vară sau de iarn ă, şi respectiv de putere activă sau reactivă (de regulă ultima urmăreşte îndeaproape pe prima, iar pierderile de energie activ ă rezultă din considerarea ambelor înregistrări). CS sunt date direct de înregistratoarele de putere activ ă P şi reactivă Q, respectiv indirect prin citiri orare de aparate indicatoare (P, Q, sau P, U, I) sau contoare (Wh, VArh).
1.7.3. UTILITATE CS sunt remarcabile prin efectuarea eviden ei circulaiei de energie, depistarea de anomalii — cum ar fi sporirea energiei absorbite la aceea şi producie ca urmare a deterior ării agregatelor tehnologice etc. se poate trasa curba puterilor maxime cerute, rezultând date utile pentru proiectantul de sistem energetic referitor la dinamica de cre ştere a consumului energiei absorbite de consumatori şi care trebuie acoperit ă prin montarea de noi grupuri. În func ie de studiul efectuat, se pot face detalieri: bunăoară, consumul industrial include şi iluminatul, iar ponderea important ă revine câtorva sec ii de produc ie energofage şi în consecină se ridică curba de sarcin ă pe fiecare sec ie şi, dacă este cazul, pe fiecare agregat mai important în parte etc.
1.7.4. DEFINIII Referitor la puterile livrate de un agregat energetic se pot face cunoscute urm ătoarele relaii de defini ie uzitate curent de speciali ştii energeticieni; astfel, conform figurii 1.9 (STAS 2551-69) este vorba de [8,9]: • Pi este puterea instalată, marcată pe plăcua indicatoare, • Pd – puterea disponibilă (maximul de putere activ ă în regim de func ionare de durat ă), • Pind = Pi- Pd – puterea indisponibil ă, • Ped – puterea efectiv disponibil ă (maximul de putere activ ă în regim de durat ă luând în considerare puterea indisponibil ă şi reducerile trecătoare de putere), • Pred, d = Pd – Ped - reducerea de putere disponibil ă, • Pe,ind = Pind + Pred, d - puterea efectiv indisponibil ă, • Pu - puterea utilizată (maximul de putere activă posibilă de dezvoltat de grupurile ce nu sunt în reparaie în condi iile definitorii pentru Pd), • Pd, rep = Pd – Pu – puterea disponibil ă în reparaie, • Pinu = Pi – Pu = Pind + Pd, rep - puterea inutilizabilă, • Peu - puterea efectiv utilizat ă (maximul de putere activ ă posibilă de dezvoltat de grupurile 83
• • • • • • • • • •
ce nu sunt în repara ie în condiiile definitorii pentru Ped), Pe d rep = Ped - Peu - putere efectiv disponibil ă în repara ie, Pred s = Pu - Peu - reducerea de putere utilizabil ă, Pe, inu = Pi - Peu = Pe ind + Ped s – puterea efectiv inutilizabil ă, Pnf – puterea nominal ă în funciune, Pe uf – puterea efectiv utilizabil ă în funciune, Pp – puterea produs ă momentan, Prt = Peuf - Pp - puterea în rezerv ă turnantă, Prs = Peu - Peuf - puterea în rezerv ă statică, Preu = Peu - Pp - puterea în rezerv ă efectiv utilizabilă, Ps - puterea de suprasarcin ă (produsă peste puterea Pi).
Fig. 1.9. Schema defini iilor puterilor
1.7.5. INDICI CARACTERISTICI PENTRU CENTRALELE ELECTRICE •
Energia activă Ea , reactivă Er - este integrala puterii active produse Pp, respectiv reactive Qp în intervalul de timp t considerat (24 h — diurn, 8760 h — anual etc.), astfel: t
E a =
∫ 0 P pdt
t
E a = ∫ Q p dt [MWh, MVArh] 0
84
•
Puterea medie rezultă prin împărirea energiei la intervalul de timp respectiv, astfel
Pmed zi = E zi / 24 ; Pmed an = E an / 8760, [kW, MW] Aşadar, puterea medie este un nivel de putere fictiv, constant, la care dac ă s-ar funciona s-ar genera aceea şi energie ca şi în cazul înregistr ării reale. • Puterea medie p ă tratică extinsă la intervalul temporal T , este: 1 2
Pmed p = (1 / T )∫ P p2 dt 0 T
• Curba puterilor clasate anuale se construiesc pe baza înregistr ărilor diurne considerate tipice pentru un anumit num ăr de zile; fiecare punct al acestei curbe clasate de coordonate (P, t) - indică faptul că în anul respectiv s-a func ionat intervalul de timp t la o putere mai mare decât valoarea P , conform figurii 1.10.
Fig. 1 .10. Ridicarea curbei puterilor clasate anuale din CS diurne. •
Coeficientul de utilizare al puterii instalate k Pi k Pi = E an(8760 PI) = Pmed / Pi
•
Coeficientul de utilizare al puterii maxime k pmax (înnegrire CS) k pmax = Pmed / Pmax
•
Durata utiliză rii puterii instalate T P ,i respectiv maxime, T p max T p i = E an / Pi ; T p max = E an / Pmax
În fig. 1.11. se dau exemple ridicate prin metode statistice de CS clasate anuale pentru diferite valori ale parametrului T pi, folosite atunci când CS diurne variază de la o zi la alta.
85
Fig. 1.11. CS clasate anual, în func ie de diverse durate de utilizare a puterii instalate. •
Coeficien ii de formă ai CS, după curent I respectiv putere aparent ă S — indică gradul de neuniformitate al înregistr ării, astfel: k f = I med p / I med ; k f = Smed p / Smed
•
Curba anual ă a puterilor maxime lunare cerute de consumatori indic ă perioadele în care se pot executa reviziile grupurilor energetice, fig. 1.12, astfel: la puterile maxime cerute de consumatori se adaug ă consumul serviciilor interne din centrale — rezultând linia punctată a puterii maxime la borne Pp distana pe verticală între puterea efectiv disponibilă şi puterea la borne indic ă suma puterilor pentru rezerva turnant ă statică şi respectiv puterea existent ă în reparaie. În fine, suprafa a haşurată SA marchează diferena dintre puterea efectiv disponibil ă Ped şi puterea efectiv utilizat ă în func iune Peuf
86
Fig. 1. 12. Machetarea CS anuale a puterilor maxime apelate de consumatori de la o central ă electrică Observaie: 1 - În lipsa unui aparat înregistrator de calitate, CS diurnă poate fi aproximat ă printr-o medie a puterii produse în intervalul dintre dou ă măsurători succesive culese de tablotar. Tipic CS se caracterizează printr-un vârf de putere apelat de re ea dimineaa şi seara Ppv şi respectiv un gol de noapte şi de prânz Pp min - astfel încât raportul lor subunitar reprezentând o caracteristic ă a modului de func ionare, cu atât mai echilibrat cu cât se apropie de valoarea unitate; consumul urban, cel casnic şi comercial conduc de regul ă la coeficieni ce indică un dezechilibru accentuat, coeficientul respectiv putând coborî spre 0,2 (v. şi fig. 1.13). 2 - Acoperirea CS are loc, într-o situa ie normală de funcionare a SEN, astfel: la bază operează CNE‚ CTE şi CHE pe firul apei, zona 1; ceva mai sus, CET cu grafic de producere de energie termică în sistemul de termoficare (cogenerare de energie termic ă şi electrică) zona 2; zona 3 este acoperit ă de CTE cu grupuri de putere medie şi de CET care produc în regim de condensa ie, vârfurile CS revin ca acoperire CHE cu lac de acumulare zilnic ă, zona 4 precum şi CTG (în m ăsură mai mică), fig. 1.14. 3 - Puterea cerut ă de serviciile proprii la CTE este de 4-6-8% dup ă cum este folosit gazul, păcura sau cărbunele, iar la CET aceste consumuri se suplimenteaz ă cu circa 2%; de remarcat, la CHE acest consum este cu un ordin de m ărime mai redus, deci - practic neglijabil.
.
87
Fig. 1.13. Ridicarea CS diurne prin puncte luate ca valori de putere medie. 1 — puterea la borne; 2 — puterea necesară a fi în func iune; 3 — puterea apelată de consumatori.
Fig. 1.14 Modul de acoperire a CS la nivelul SEN.
88
1.7.6. APLATIZAREA CURBELOR DE SARCINĂ Aplatizarea Curbelor de Sarcin ă (CS) reprezint ă un deziderat pentru func ionarea economică a SEN. rezolvabil în bun ă măsură prin disciplinarea consumatorilor: planificarea funcionării seciilor de produc ie energofage în sensul exploat ării golurilor de sarcin ă, trecerea la lucrul în trei schimburi, aplicarea de tarife diferen iate de noapte/zi, interconectarea cu sisteme energetice vecine (actualmente la re eaua europeană prin sistemul UCPTE — în particular LEA 400 kV Mintia — Sibiu dotată cu aparataj primar ultramodern şi protecii numerice – realizează în prezent tocmai o astfel de leg ătură). Doar aparent, selectarea prin punctul de dispecer energetic na ional (central) DEN şi cele cinci subunităi teritoriale DET a centralelor electrice destinate func ionării spre un regim optim de bază, semibază, semivârf şi vârf - caută, prin machetarea CS, satisfacerea preten iilor unui consum mai mult sau mai pu in disciplinat; în ultimul timp în lume s-au depus eforturi pentru implantarea CHE cu acumulare prin pompare CHEAP. Acestea din urm ă consumă energie de la re ea pe timp de noapte, pompând apa în rezervorul amonte, alternatorul operând în regim de motor sincron; dimineaa şi seara, o parte din această energie stocată hidraulic este returnată reelei electrice de interconexiune prin turbinare (randamentul<0,6), alternatorul operând în regim de generator sincron. Se preconizeaz ă şi la noi construirea de asemenea centrale acumulatoare de energie în viitorul apropiat, legat şi de dinamica instal ării CNE [10].
1.7.7. DISPONIBILITATEA Disponibilitatea alături de fiabilitate certifică starea tehnică printr-o serie de parametri, astfel: • Coeficientul de disponibilitate al timpului este dat de poriunea din timpul de observa ie cât instalaia este capabilă să livreze energie electric ă D τ =
8760 − τ d − τ rp , unde τd este timpul total de defectare, τrp este timpul total de 8760
reparaii planificat. • Coeficientul de disponibilitate al puterii este segmentul din puterea instalat ă a centralei care poate fi livrat ă de agregatele din central ă la un anumit moment (indiferent dac ă sunt în funciune, rezervă statică şi turnantă); este o valoare instantanee, iar pentru calculul valorii medii a disponibilit ăii de putere se efectueaz ă media ponderat ă: D p =
•
Pi − Pe Peu = Pi Pi
inu
,
Coeficientul de disponibilitate al energiei este de forma Dw = D p ⋅ Dτ
Evident, disponibilitatea centralei este limitat ă la nivelul instalaiei cu parametrii cei mai reduşi de disponibilitate.
1.7.8. FIABILITATE Fiabilitate — ca noiune ataşată unei centrale electrice — se referă la cuantificarea cantitativă şi calitativă a potenialului instalaiilor componente de a genera energie de acord cu restriciile de proiectare şi preteniile de calitate ale consumatorilor. Este caracterizat ă de următorii indicatori referitor atât la ansamblu cât şi la fiecare element. •
Intensitatea de defectare λ , respectiv de restabilire µ reprezintă numărul mediu de defectări, respectiv de restabiliri în unitatea de timp, conform rela iilor:
89
λ=
n τ F
;
µ=
n τd
,
[s ]
unde - n este numărul de elemente ce s-au defectat, respectiv s-au restabilit în intervalul de timp τ de testare; τF şi τd reprezintă timpul total de func ionare, respectiv de oprire în avarie. •
Coeficien ii de succes p respectiv de insucces q în regim sta ionar, precum şi numă rul mediu de defect ăr i şi restabiliri n’ în intervalul de testare τ – sunt dai de relaiile: p =
µ ; (λ + µ )
q=
λ λµτ . ; n' = (λ + µ ) (λ + µ )
Analiza atentă a acestor indici sintetici indic ă direcia de urmat privind o exploatare atentă şi, în consecin ă, o proiectare ameliorat ă; spre exemplu, disponibilitatea cazanelor este inferioară turbinelor, iar cre şterea parametrilor conduce la accentuarea diferen ei etc.
90
2. CALCULUL CUREN ILOR DE SCURTCIRCUIT 2.1. CONSIDERAII GENERALE Alegerea şi verificarea aparatajului primar de comuta ie şi m ăsurat, a căilor de curent precum şi stabilirea reglajelor protec iilor prin relee este precedat ă în mod esenial de evaluarea prin calcul a curen ilor de scurtcircuit. Deşi majoritatea scurtcircuitelor care au loc în practic ă într-un sistem electroenergetic sunt nesimetrice, scurtcircuitul simetric (trifazat) este important, deoarece conduce de regul ă la solicitări dinamice şi termice mai severe (acoperitor). Regimul tranzitoriu determinat de scurtcircuit este complicat de descris prin rela ii matematice exacte. Un calcul tehnic, ingineresc, se efectueaz ă în anumite ipoteze simplificatoare, ce reduc întrucâtva precizia rezultatelor. Se admit în general, urm ătoarele ipoteze simplificatoare: - miezurile sistemelor magnetice se consider ă nesaturate; - se neglijează curenii de magnetizare ai transformatoarelor şi autotransformatoarelor; - sistemul trifazat este perfect simetric; - t.e.m. ale surselor din sistem se consider ă în fază; - se neglijează constantele transversale - capacit ăile fazelor, rezistentele de izola ie etc; - se neglijează rezistenele pentru circuitele de î.t.; se iau în considerare numai atunci când sunt peste 1/3 din valoarea reactan ei echivalente; - nu se ine seama de apari ia arcului electrice la conectarea sau deconectarea aparatelor electrice (Z arc ≈ 0); stabilirea contactului şi întreruperea lui se consider ă instantanee, iar elementele schemei se presupun concentrate; - consumatorii se introduc în calcule cu aproxima ie; - se ignoră pendulările generatoarelor sincrone etc. Suplimentar, func ie de scopul pentru care se efectueaz ă calculul curenilor de scurtcircuit, se mai iau în considerare şi alte ipoteze. Astfel de exemplu, la reglarea protec iei prin relee, intereseaz ă în mod deosebit valorile minime ale curen ilor de scurtcircuit, fapt pentru care nu se admit acele ipoteze care conduc la minimizarea valorilor numerice. Dimpotrivă, la alegerea elementelor instala iilor electroenergetice trebuie s ă se cunoască cele mai mari valori ale curen ilor de scurtcircuit; prin urmare se pot admite ipoteze de calcul care conduc la rezultate numerice mai mari.
2.2. VARIAIA ÎN TIMP A CURENTULUI DE SCURTCIRCUIT Diagrama de varia ie în timp a curentului de scurtcircuit este complex ă pentru că descrie un fenomen complex. Unele aspecte ale fenomenului se explic ă prin însuşi procesul de scurtcircuit, iar altele prin comportarea bizară a generatoarelor sincrone la scurtcircuit. În vederea în elegerii fenomenului determinat de procesul de scurtcircuit, se va admite iniial o surs ă de tensiune constantă, după care se vor analiza particularit ăile legate de comportarea alternatoarelor la scurtcircuit.
2.2.1.ALIMENTAREA SCURTCIRCUITULUI DE LA O SURSĂ DE TENSIUNE CONSTANTĂ În fig. 2.1.a s-a reprezentat un circuit simplu, racordabil la o surs ă de tensiune constantă printr-un întreruptor D. Se presupune c ă înainte de închiderea lui D, a avut loc un 91
scurtcircuit între punctele a - a’, astfel c ă între sursă şi locul de scurtcircuit apare o impedan ă Z mult mai mică decât impedana de sarcină Zs. Dacă închiderea întreruptorului D are loc la un unghi ψ , după trecerea prin zero a tensiunii alternative u, conform figurii 2.1.b, pentru deducerea regimului tranzitoriu al curentului, se scrie ecua ia diferenială: ∧
u = U sin(ωt + ψ ) = R i + L
di dt
(2.1)
Soluia ecuaiei (2. 1) conine componentele for ată şi liberă: i(t ) = i f (t ) + i1 (t ) = i f (t ) + Ae
−
t τ
unde: reprezintă constanta de timp a circuitului.
τ = L / R = X / (ω R )
Fig. 2. 1. Închiderea pe scurtcircuit a unei surse de curent alternativ. Pentru t = 0, i(0 ) = i f (0) + A deci A = −i f (0 ) ∧
Dar
U
i f (t ) = i f (0 )
∧
sin(ωt + ψ − ϕ) = I sin (ωt − α )
R 2 + ω 2 t 2 = − I sin α = − A,
α = ϕ − ψ
În consecină, expresia general ă a curentului este: ∧
i(t ) = I sin α e
− t τ
∧
(2.2)
+ I sin (ωt − α ) = i s (t ) + i p (t )
conine componentele aperiodică şi periodică . Discu ie: 1o În cazul general, momentul închiderii lui D (caracterizat prin unghiul α pentru ϕ = arctgL / R = const . ) este oarecare; interesează momentele extreme de timp. Astfel la: t = 0 + : iap = I sin α, t = ∞ : iap = 0
i p = − I sin α,
i=0
∧
i p = I sin (ωt − α ), i = i p
92
deci în momentul producerii scurtcircuitului - apare ca o reac ie instantanee a circuitului, componenta aperiodic ă (de curent continuu) care se opune valorii corespunz ătoare a componentei periodice, astfel încât în primul moment curentul din circuit este nul. Adunând punct cu punct ordonatele celor dou ă componente, rezultă curba reală a curentului de scurtcircuit aşa cum s-ar ob ine dacă s-ar oscilografia fenomenul, fig. 2.2.a. Primul maxim al curbei se nume şte curentul de şoc. Durează doar o semiperioad ă deci nu poate produce efecte termice; în schimb, determin ă solicitări electrodinamice datorit ă amplitudinii sale. De efectele termice este r ăspunzătoare componenta alternativ ă care durează practic cât timp dureaz ă scurtcircuitul, întrucât componenta continu ă se stinge repede, în câteva perioade; dup ă aceasta urmează poriunea stabilizată. 2o Cazul α = 0, (ψ = ϕ) , deci închiderea circuitului se face când curentul ar trece prin zero. Se constat ă că dispare componenta de curent continuu, unda curentului de scurtcircuit având o alură simetrică în raport cu axa timpului (fig. 2.2.b) deci: ∧
i(t ) = I sin ωt
3o Pentru α =
π
2
, ϕ − ψ =
π
, componenta aperiodic ă are valoarea maxim ă şi
2
determină în acest fel şi valoarea maximă pentru curentul de şoc. Astfel curentul de scurtcircuit este: ∧
i = I (e − t / τ − cos ωt )
iar curentul de şoc este: ∧
i şoc = t t = 0,01s = I (e − 0,01 / τ + 1) = I 2 κ
(2.3)
unde: κ = (1 + e −0,01 / τ ) este factorul de şoc care depinde de constanta τ a circuitului în discu ie; în mod normal pentru scurtcircuit în instalaiile de înaltă tensiune în imediata vecinătate a sursei κ = 1,8 pentru un raport R / X ≈0,07. Gama de varia ie posibilă este dată mai jos: R / X
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 2.0 1.75 1.55 1.4 1.32 1.24 κ 0.6 0.7 0.8 1.0 1.2 R / X 1.18 1.14 1.1 1.06 1.04 κ Observa ie. La determinarea lui işoc se consideră de obicei numai amortizarea componentei periodice a curentului de scurtcircuit şi se presupune c ă amplitudinea curentului periodic de scurtcircuit î şi păstrează valoarea iniială supratranzitorie în timpul primei semiperioade, ceea ce este foarte aproape de realitate. 4o Cazul practic al circuitelor de înalt ă tensiune este că acestea pot fi considerate pur inductive în bucle de scurtcircuit, caracterul activ fiind dat de sarcina normal ă care este scurtcircuitată şi deci ϕ ≈ π / 2, în consecin ă: - pentru ca işoc = max, trebuie ca α = π / 2, deci Ψ = π adică momentul de conectare al scurtcircuitului să aibă loc la trecerea prin zero a tensiunii de alimentare; - dimpotrivă, dacă momentul închiderii are loc când curentul trece prin zero, dispare componenta continu ă şi curba curentului de scurtcircuit este simetric ă (nu există curent de şoc); 93
Caracteristic scurtcircuitului alimentat de o surs ă de tensiune constant ă este faptul că amplitudinea componentei sinusoidale nu se modific ă în timp (ideal). Notă: Pentru cazul scurtcircuitului trifazat situaia expusă mai sus corespunde cu situaia unei faze, curenii pe celelalte două faze fiind decalai în timp cu 2/3 rad.el. Valorile caracteristice ale curentului de scurtcircuit sunt detaliate în figura de mai jos.
Fig. 2.2. Diagrama curentului de scurtcircuit în cazuri particulare. a. închiderea circuitului are loc într-un moment oarecare (cazul general);
b. scurtcircuitul se produce când curentul ar trece prin zero (se observ ă absena componentei de curent continuu); c. scurtcircuitul are loc în momentul trecerii prin zero a tensiunii de alimentare, rezultând un curent de şoc de valoare maximă
2.3. COMPORTAREA MAŞINII SINCRONE LA SCURTCIRCUIT TRIFAZAT BRUSC, APROPIAT Scurtcircuitul trifazat brusc la bornele înf ăşurărilor statorice ale unei ma şini sincrone reprezintă, în ciuda duratei sale relativ scurte, un regim tranzitoriu greu pentru ma şină ca şi pentru aparataj inclusiv re eaua de legătură cu maşina, circulaiile de curent în acest caz pot întrece valorile nominale de 10 – 15 ori. (Scurtcircuitul apropiat de generator - scurtcircuitul pe barele staiei de racord, pe liniile de transport din vecin ătatea staiei centralei electrice etc. pot fi asimilate cu un scurtcircuit la bornele ma şinii). De remarcat c ă fenomenul unui scurtcircuit trifazat brusc difer ă considerabil de cel al unui scurtcircuit permanent. Aceasta deoarece în timpul unui scurtcircuit simetric permanent, t.m.m. de reacie a indusului are o amplitudine constant ă în timp, motiv pentru care nu induce cureni în rotor. În timpul unui scurtcircuit brusc curen ii statorici înregistrează un salt rapid, la fel şi aciunea lor demagnetizant ă asupra rotorului, scurtcircuitul fiind o sarcin ă practic total inductivă pentru alternator. La fel de repede se manifest ă reacia indusului care induce curen i liberi în înf ăşurarea de excitaie şi în circuitele amortizoare astfel încât în întrefier fluxul âne neschimbat în momentul producerii scurtcircuitului. La rândul lor, curen ii rezultat r ăm liberi din rotor influen ează curenii din stator. Cuplajele magnetice stator - rotor, variabile în timp, datorită saturaiei care are loc, face ca fenomenul de scurtcircuit brusc la borne s ă fie foarte complex. Pentru a explica calitativ fenomenele, situa ia se poate discuta pe o ma şină cu poli apareni cu o singur ă înf ăşurare statorică şi care comportă de lângă înf ăşurările de excitaie propriu-zise şi o înf ăşurare amortizoare dup ă axa longitudinal ă. Iniial maşina era în gol, iar la momentul t=0 apare brusc un scurtcircuit la bornele înf ăşurării statorice.
94
Fig. 2.3. Fluxul magnetic al unei ma şini sincrone şi schema pasivă de reactană în momentul iniial al unui scurtcircuit. În vederea determinării reactanei echivalente variabile a ma şinii începând din momentul producerii scurtcircuitului, se examineaz ă cu ajutorul figurii 2.3 permean a echivalentă a drumului urmat de fluxul care îmbr ăişează spira unică a fazei A-A’; dar, permeana Λ este proporională cu reactana X . Se observă că fluxul amintit este format din dou ă componente: unu care urmeaz ă drumul fluxului propriu de sc ăpări al înf ăşurării statorice notat cu Λσ şi altul care străbate întrefierul Λad, pătrunde mai greu în fierul rotoric care s-a saturat între timp şi urmează, înseriate, căile fluxului de scăpări a excitaiei Λex şi al amortizorului Λy, plasat pe axa longitudinală, pentru ca apoi s ă străbată din nou întrefierul, îmbr ăişând faza statoric ă unică. În mod normal, fluxul ma şinii se închide prin miezul rotoric dar în situa ia de faă fluxul se închide mai mult prin aer decât în situaia de regim stabilizat. Din acest motiv reactan a echivalentă a maşinii scade cu aproximativ un ordin de m ărime pentru primele momente ale scurtcircuitului. Se pot scrie rela iile: (căi în serie) (2.4) Λ ech = Λ1 + Λ 2 Λ2 =
1 Λ ad
+
1 1 Λ ex
+
1
(căi în paralel)
(2.5)
Λ y
iar Λ 1 ≈ xσ
deci X ech = X d " = X σ +
1 1 1 1 + + X ad X ex X y
(2.6.)
ceea ce conduce la schema pasiv ă cu reactane din fig. 2.3 .b. Reactana supratranzitorie X "d caracterizează maşina în primele momente şi e de valoare redusă, de circa 15 – 20%. Pe măsură ce se sting curen ii liberi din rotor, fluxul pătrunde din ce în ce mai mult în fierul rotoric, deci pe un drum cu permean ă sporită. Rezultatul este creşterea reactanei maşinii la valoarea tranzitorie X 'd ≈ 28-30% şi apoi la valoarea sincronă X d ≈200%. Aşadar, apar trei regimuri distincte, astfel: a. Supratranzitoriu caracterizat de X "d şi care este cel mai scurt, aproximativ cât durează curenii liberi din amortizor. Descre şterea curentului se face cu constanta de timp
95
supratranzitorie T d " . Aşadar reactana supratranzitorie este reactan a efectivă a generatorului determinând valoarea ini ială a componentei alternative a curentului de scurtcircuit. b. Tranzitoriu. caracterizat de X d ' = X σ + ( X ad X ex ) care este reactana efectivă determinând curentul ini ial care ar circula dac ă nu ar exista rapida descre ştere a componentei supratranzitorii. Corespunde perioadei mai lungi de stingere a curen ilor liberi din rotor cu constanta de timp Td0’, după ce s-au stins rapid curen ii liberi din amortizor, X y → ∞ . c. Stabilizat de scurtcircuit, caracterizat de X d ' = X σ + X ad când fluxul reintr ă pe drumul normal prin fierul rotoric, X ex , X y → ∞ ; începe la terminarea regimului tranzitoriu şi sfârşeşte atunci când este eliminat scurtcircuitul (v. şi fig 2.4.).
Fig. 2.4 Componenta alternativ ă (valoare efectivă) a curentului de scurtcircuit din înf ăşurarea statorică a unui compensator sincron 30 MVA. În teoria ma şinii sincrone se d ă expresia curentului de scurtcircuit trifazat brusc la borne din faza a, ma şina fiind anterior în gol: 1 1 1 − t / T 'd 1 1 − t / T "d + − + − i a = U m e cos(ω0 t + λ ) X " e X X d X ' d X d d d U 1 1 − t / T a (2.7) − m + e cos λ 2 X " d X " q U 1 1 − t / T a − m + e cos(2ω0 t + λ ) 2 X " d X " q
în care : U m este tensiunea pe fază; X d, X q sunt reactanele longitudinal ă şi transversală; T , λ sunt constanta de timp, respectiv unghiulară. Astfel, curentul dat de curba AB din fig. 2.4. poate fi împ ărit în trei regimuri, corespunzător celor trei termeni din interiorul parantezei p ătrate din expresia (2.7). Curentul stabilizat de scurtcircuit, indicat prin linia punctat ă EF, este U mlX d , Componenta tranzitorie, indicat ă prin linia întrerupt ă CB, are o valoare ini ială EC = U m / X d’ U m / X d şi descreşte cu constanta de timp T d’. Componenta supratranzitorie, dat ă de intersecia între AB şi CB, are o valoare ini ială CA = U m / X d” - U m / X d’ şi descreşte cu constante de timp T d”. Cele cinci componente ale curentului de scurtcircuit sunt consemnate în tabelul 2.1. Deşi faza curentului alternativ de scurtcircuit este dependent ă de parametrul λ, şi diferă în cele trei faze, valoarea efectiv ă este însă aceeaşi în toate cele trei faze. Valoarea iniială, ob inută pentru t = 0, este U m / X d”. O dat ă cu trecerea timpului, curentul descre şte, la început rapid (zona supratranzitorie), apoi mult mai încet (zona tranzitorie) şi în final se 96
stabilizează la o valoare de regim permanent de scurtcircuit. De regulă componenta ultim ă se neglijează, ea fiind func ie de disimetria ma şinii după axele d, q. Componenta continu ă din unda curentului de scurtcircuit statoric induce în înf ăşurarea de excitaie (rotativă) o t.e.m. alternativă care se regăseşte în oscilograma curentului rotoric în timpul scurtcircuitului statoric, fig. 2.5.
Fig.2.5 . Oscilograma curentului de excita ie după un scurtcircuit statoric. Expresia curentului de excita ie începând din momentul producerii scurtcircuitului statoric este dată sub forma: X − X ' d − t / T 'd T Kd − t / T "d T Kd − t / T a ⋅ e e cos ω 0 t (2.8) − 1 − − ie = i∞ + i∞ d e T " d X ' d T " d
Componenta
Tabelul 2.1. Componentele curentului de scurtcircuit Valoare iniială Frecvena
Constanta de timp
Componente alternative 1. Stabilizată 2. Tranzitorie 3. Subtranzitorie Alte componente 4. Asimetrică 5. De armonică 2
U m X d U m U m − X d ' X d U m U m − X d ' ' X d "
fundamentală
-
fundamentală
T d’
fundamentală
T d’’
U m cos λ X m U m X n
zero
T a
dublă
T a
Observaie: Rezultă deci, că în calculele de scurtcircuit, ma şinile sincrone se consider ă prin reactana lor supratranzitorie X d’’ << X d şi respectiv prin t.e.m. supratranzitorie U e”. Valorile lor se indică în cataloage. În lipsa lor se pot admite valori medii, precum sunt cele din tabelul 2.2 de mai jos. Tabelul 2.2. Valori medii pentru reactan ele de bază ale maşinilor sincrone Tipul generatorului sincron / reactan e, [u.r.] xd’’ xd’ xd Turbogenerator 0,l25 0‚40 2,1 Hidrogenerator cu înf ăşurări de amortizare 0,20 0 ‚37 1,2 Hidrogenerator f ără înf ăşurări de amortizare 0,27 0‚35 1,2 Compensatoare sincrone 0,12 0,18 1,3 97
În concluzie: În timpul procesului tranzitoriu de scurtcircuit, generatorul sincron intervine cu o reactan ă variabilă care, în momentul producerii scurtcircuitului are valoarea minimă ( X d”), iar după amortizarea proceselor tranzitorii din ma şină ajunge la valoarea maximă, ( X d). La fel şi t.e.m a maşinii trebuie considerat ă ca o mărime variabilă în raport cu timpul pe perioada scurtcircuitului. Diferena între curentul de scurtcircuit supratranzitoriu şi cel stabilizat este cu atât mai mare, cu cât scurtcircuitul are loc, mai aproape de alternator. Dimpotriv ă, dacă distana electrică între alternator şi punctul de scurtcircuit este mare, reactan a generatorului devine neglijabil ă faă de reactana exterioară dintre generator şi locul de scurtcircuit astfel încât curentul supratranzitoriu devine practic egal cu cel stabilizat.
2.4. INFLUENA CONSUMULUI ASUPRA CURENTULUI DE SCURTCIRCUIT Pentru motoare şi compensatoare sincrone se aplic ă aceleaşi consideraii ca mai sus; pentru motoarele asincrone, care alc ătuiesc majoritatea consumatorilor, contribu ia lor este sensibilă la curentul de şoc şi la curentul tranzitoriu care urmeaz ă a fi rupt de un eventual întreruptor aşa cum se indic ă în paragraful 2.6. privind metodologia practic ă de calcul a curenilor de scurtcircuit. În orice caz, contribu ia motoarelor asincrone este vizibil ă în prima parte a curentului de scurtcircuit datorit ă stingerii rapide a câmpului propriu începând din momentul producerii scurtcircuitului.
2.5. CONSIDERAREA SISTEMULUI ELECTROENERGETIC ÎN CALCULUL CURENILOR DE SCURTCIRCUIT Aportul sistemului trebuie judecat numai în raport cu punctul de scurtcircuit. Dac ă se cunoaşte curentul I K” sau puterea supratranzitorie SK” la un scurtcircuit trifazat într-un punct oarecare al sistemului, se poate determina reactan a echivalentă în raport cu acest punct pentru sistem: CU n CU n2 X S = = " 3 I K 3S K "
(2.9)
unde C = 1,1 pentru re ele cu U n < 400 kV; C=1, dacă U n = 400 kV. Sistemul se introduce în schema de calcul printr-o reactan ă Xs determinată prin relaia (2.9), având în spatele ei o t.e.m. C U n . Sistemul electroenergetic se consider ă în acelaşi fel atât la calculul curentului de scurtcircuit cât şi la calculele curentului de scurtcircuit stabilizat.
2.6. METODOLOGIE PRIVIND CALCULUL CURENILOR DE SCURTCIRCUIT 2.6.1. GENERALITĂI Calculul curenilor de scurtcircuit este necesar pentru: a) dimensionarea instalaiilor energetice noi şi verificarea celor existente în condi iile dezvoltării sistemului energetic; b) stabilirea reglajelor protec iei prin relee din instala iile electrice; c) determinarea influenei liniilor electrice de înalt ă tensiune asupra liniilor de telecomunicaii Curenii de scurtcircuit au, în general, valori mult mai mari decât curen ii nominali ai circuitelor şi se manifestă prin efecte termice, dinamice şi de induc ie prin cuplaj; a ignora aceste efecte înseamnă a pune în pericol stabilitatea echipamentelor şi instalaiilor, a neglija securitatea personalului de exploatare. 98
Pentru a putea evalua aceste efecte ale curen ilor de scurtcircuit este necesar de a cunoaşte ce sunt curenii de scurtcircuit, metodologia de calcul.
2.6.2. CURENII DE SCURTCIRCUIT Scurtcircuitul reprezintă legă tura galvanic ă , voită sau întâmplătoare, între dou ă puncte ale unei instalaii electrice cu poteniale diferite în regimul anterior. Curentul de scurtcircuit este curentul care trece prin locul de defect în timpul scurtcircuitului. Dup ă cum rezultă din fig.2.6. Curentul de scurtcircuit variaz ă diferit în timp, func ie de depărtarea electrică a sursei (generatorul) fa ă de locul de defect. În general se remarc ă faptul că iniial curentul de scurtcircuit este asimetric fa ă de axa de timp şi poate fi descompus într-o component ă periodică (simetrică) şi o component ă aperiodică sau de curent continuu [1,2].
a) Scurtcircuit apropiat de generator
b) Scurt generator
circuit
dep ărtat
de
Fig. 2.6. Variaia în timp a curentului de scurtcircuit. Componenta periodic ă are o frecven ă egală cu cea de exploatare şi scade de la o valoare iniială I k” până la o valoare permanent ă I k în cazul unui scurtcircuit apropiat de generator şi este aproximativ constant ă pe durata scurtcircuitului ( I k” = I k), în cazul unui scurtcircuit depărtat de generator. Componenta aperiodic ă - I o - este componenta curentului de frecven ă nulă (de curent continuu), determinat ă de variaia fluxului statorului. Valoarea ini ială a componentei periodice I k” - este valoarea sa efectivă în momentul producerii scurtcircuitului. Pentru dimensionarea şi verificarea instalaiilor electrice la solicitările de scurtcircuit este necesar calculul curenilor de scurtcircuit trifazat sau monofazat cu ajutorul următoarelor formule: I k "3 = I k "1 =
C ⋅ U N 3 ⋅ Z d
3 ⋅ C ⋅ U N Z d + Z i + Z h + 3 Z
(2.10) (2.11)
în care: C – este factor care ine seama de diferena între tensiunea aplicat ă la locul de defect (în momentul anterior defectului) şi tensiunea nominal ă (U N),
99
C = 1,1 pentru tensiunile de 6 - 220 kV, C = 1,0 pentru tensiunea de 400 kV. Z d, Z i, Z h - sunt impedan ele echivalente direct ă , inversă şi homopolar ă la locul de defect, exprimate în ohmi; Z - este impedana arcului electric (se consider ă numai în anumite cazuri, cum ar fi calculele de influen ă sau la verificarea stabilităii termice a LEA). Dacă în locul impedanelor se iau reactanele şi cum în general, avem X d = X i. Z = 0, funcie de raportul X h / X d, în calcule se va considera: I k” = I k3”, când X h / X d > 1 ( I k3” > I k1”) - (cazul general) Ik” = Ik1” când Xh /Xd < 1 ( I k3” < I k1”) Curentul de şoc – iş - este cea mai mare valoare instantanee a curentului dup ă producerea scurtcircuitului. Aceast ă valoare depinde de valoarea şi faza tensiunii electromotoare în momentul producerii scurtcircuitului. Curentul de şoc, de care se ine seama la verificarea stabilit ăii dinamice a aparatelor electrice şi a căilor de curent, se determin ă cu formula: i = κ ⋅ 2 ⋅ I k " i ş = κ ⋅ 2 ⋅ I k "
(2.12)
în care: - κ este coeficientul de şoc sau factorul de amortizare a componentei de curent continuu (se determin ă conform fig.2.7, func ie de raportul R / X al impedanei echivalente de la sursă la locul de scurtcircuit; de regul ă, raportul R / X = 0,1 , rezultând pentru κ valoarea de 1,8).
Fig. 2.7. Determinarea coeficientului de şoc κ Valoarea permanent ă - I k - a curentului de scurtcircuit este valoarea sa efectiv ă, care se stabileşte după trecerea regimului tranzitoriu. Aceast ă valoare depinde de reactan ele maşinilor generatoare şi ale reelei, precum şi de caracteristicile sistemului de reglaj al excitaiei generatoarelor. În cazul scurtcircuitului trifazat, curentul permanent se determin ă cu formula: (2. 13) I k = λ I N în care: λ - este un factor care ine seama de plafonul excita iei generatorului şi are valorile indicate în fig. 2.8 (pentru turbogeneratoare TG) şi fig. 2.9. (pentru hidrogeneratoarele HG cu poli apareni). λmax - corespunde plafonului maxim de excita ie considerat de 1‚3 u.r. pentru TG şi de 1,6u.r. pentru HG; 100
λmin - corespunde mersului în gol (lipse şte tensiunea de excitaie) - ( se folose şte în
cazuri speciale – Calcule de reglaje protec ii) X d - reactana sincronă a maşinii.
Fig.2.8. Factorul λ max , λ min la TG Fig.2.9. Factorul λ max , λ min la HG. În cazul surselor puternice, îndep ărtate de locul de defect (sistemul din punctul de racord): I k = I k (2. 14) În afara curenilor de scurtcircuit de mai sus, pentru dimensionarea şi verificarea instalaiilor energetice este necesar şi calculul urm ătoarelor valori: Curentul de declan şare - I a - care este valoarea efectivă a componentelor periodice a curentului de scurtcircuit care trece prin întreruptor în momentul primei separ ării a contactelor. În cazul scurtcircuitului trifazat, curentul de declan şare se calculează cu formulele: - pentru curentul de declan şare furnizat de generatoare, motor şi compensatoare sincrone: (2. 15) I a = µ I k " - pentru curentul de declan şare furnizat de motoare asincrone: (2. 16) I a = µ qI k " - pentru curentul de declan şare furnizat de surse puternice îndep ărtate de locul de defect (sistemul): (2. 17) I a = I k " În formulele de mai sus, µ şi q sunt definii astfel: µ - este un factor de atenuare a componentei periodice a curentului de scurtcircuit inând seama de timpul de declan şare ”tm” (fig. 2.10); q - este un factor ce ine seama de stingerea rapid ă a curentului debitat de motoare ca urmare a lipsei câmpului propriu de excita ie (fig.2.11). Timpul de declan şare se va considera, de regul ă - 0,1 s. Curentul mediu echivalent - I m - al scurtcircuitului care are acela şi efect termic în timp de 1s, ca şi curentul de scurtcircuit real pe durata cuprins ă între apariia scurtcircuitului şi până la întreruperea curentului (timpul de declan şare total).
101
Fig.2.10. Factorul ” µ” Pn - puterea motorului
Fig.2.11. Factorul ” q” p - nr. de perechi de poli
Curentul mediu echivalent de care se ine seama la verificarea stabilit ăii termice a aparatelor electrice şi a căilor de curent, se determin ă cu formula: (2.18) I m = I k ' ⋅ (m + n ) ⋅ t în care: m - este un coeficient care ine seama de aportul componentei aperiodice a curentului de scurtcircuit (fig. 2.12), n - este un coeficient care ine seama de variaia în timp a valorii eficace a componentei periodice (fig. 2.13), t - timpul de declanşare total corespunzător protec iei de bază, dar nu mai mic de 1 s pentru căile de curent din centrale şi staii (exclusiv linii). În cazurile în care, dup ă declanşarea întreruptorului la defect, urmeaz ă una sau mai multe anclanşări succesive, curentul mediu echivalent total este dat de rela ia: (2.19) I mi = I m21 + I m2 2 + ... + I m2 n în care: I m1 , I m2 , ... , I mn - sunt curen ii medii echivalen i pentru intervalele de timp în care întreruptorul este str ăbătut de curentul de defect.
Fig. 2.12. Coeficientul “m”
Fig 2.13. Coeficientul “n”
Curentul prin p ă mânt - I p, - de care se ine seama la dimensionarea prizelor de p ământ şi la verificarea influen elor prin cuplaj şi care este: - un curent de scurtcircuit, în cazul re elelor cu neutrul legat direct la p ământ; - un curent capacitiv sau de dubl ă punere la pământ, în cazul re elelor cu neutrul izolat sau tratat cu bobină de stingere. În cazul reelelor cu neutrul legat direct la p ământ, curentul prin p ământ se determină cu formulele: - în cazul scurtcircuitului bifazat, cu p ământul:
102
I p = I k "2 p =
3 ⋅ C ⋅ U N
(2.20)
Z Z d + ( Z h + 3 Z ) ⋅ 1 + d Z i
- în cazul scurtcircuitului monofazat: I p = I k "1 =
3 ⋅ C ⋅ U N Z d + Z i + Z h + 3 Z
(2.21)
Dacă în locul impedanei se iau reactanele şi cum, în cazul general, X d = X i, z=0, funcie de raportul X h / X d - în calcule se va considera: I p = I k "2 p când
X h < 1 I k "2 > I k "1 p X d
şi
I p = I k "1 când
X h > 1 I k "2 > I k "1 p X d
În tabelul 2.3. se indic ă recapitulativ formulele pentru calculul principalelor valori ale curenilor de scurtcircuit I k”, I a, I k şi iş pentru scurtcircuite simetrice şi nesimetrice, impedanele fiind exprimate în ohmi şi respectiv în u.r. (vezi capitolul 2.6.4.) Tabelul 2.3. Formule pentru calculul curen ilor de scurtcircuit Tipul scurtcircuitului
Schema " = S k R
" 3U N ⋅ I k
T
" = I k 2
S T
" = I k 2
S
Z d + Z i
" I k 2 p =
" = I k 1
T
Monofazat Z
i ş 3 = χ ⋅
2 ⋅ I " k 3
I k 2 = λ ⋅ 3 ⋅ I N i ş 2 = χ ⋅
2 ⋅ I " k 2
I k3=λ I N
U b ⋅ Z d + Z i c ⋅ U N Z ⋅ Z h Z d + i Z i + Z h
Nu sunt concludente
c ⋅ Sb U b Z d +
S
I a2=µ I k2"
c ⋅ Sb
Bifazat cu pământ
R
iş
3U N ⋅ I k
c ⋅ U N
T
Z
S k =
3 ⋅ U b ⋅ Z d
" I k 2 p =
R
3U N ⋅ I a
I a3=µ I k3"
c ⋅ Sb
" = I k 3 R
Bifazat f ără pământ
Sa =
" = c ⋅ U N I k 3 3 ⋅ Z d
S
Trifazat cu sau f ără punere la pământ
Curentul (puterea) de scurtcircuit I k I a
I k"
Z i ⋅ Z h Z i + Z h
3 ⋅ c ⋅ U N Z d + Z i + Z h
I a1 ≈ I k1"
I k1=λ 3 I N
3 ⋅ c ⋅ Sb " = I k 1 U b Z d + Z i + Z h
i ş1 = χ ⋅
2 ⋅ I " k 1
U b = U n (tensiunea nominală la care se calculează scurtcircuitul)
2.6.3. METODE DE CALCUL Pentru calculul curenilor de scurtcircuit, în func ie de scopul acestora, se utilizeaz ă fie metoda completă de calcul, fie cea simplificat ă. 103
Metoda completă de calcul se utilizează la verificarea instala iilor la care puterea de scurtcircuit rezultată prin metoda simplificat ă este apropiată de puterea pentru care au fost dimensionate instalaiile respective, precum şi pentru unele cazuri particulare de reglaj sau alegerea tipurilor de protec ie pentru instala iile noi. În calculele de scurtcircuit cu metoda complet ă se iau în considera ie următoarele: - tensiunile în toate nodurile re elei în regimul anterior apari iei scurtcircuitului, - liniile aeriene şi cablurile electrice se reprezint ă prin rezistena, reactana inductivă şi cea capacitivă; - transformatoarele şi autotransformatoarele se reprezint ă prin reactanele lor calculate inând seama de plotul de func ionare anterior scurtcircuitului; - generatoarele se reprezint ă ca injectoare de curent în noduri (în regimul anterior scurtcircuitului) şi prin reactana supratranzitorie; - consumatorii se reprezint ă ca impedane. Metoda simplificat ă de calcul se utilizează la dimensionarea instala iilor electrice, la calculele curente de reglaj al protec iei, precum şi la determinarea influen ei liniilor electrice de înaltă tensiune asupra liniilor de telecomunica ii. În calculele de scurtcircuit cu metoda simplificat ă se fac următoarele ipoteze: -se consideră aceeaşi tensiune “U ” în toate nodurile re elei; -liniile aeriene şi cablurile de înalt ă tensiune (U N ≥ 110 kV) se reprezint ă numai prin reactana inductivă (la medie tensiune se ine seama şi de rezistenă); -transformatoarele şi autotransformatoarele se reprezint ă numai prin reactana lor considerând func ionarea pe plotul mediu; -sarcinile se neglijează, cu excepia compensatoarelor şi a motoarelor sincrone şi asincrone (motoarele asincrone contribuie la curen ii I k”, iş şi I a în cazul scurtcircuitelor la borne şi în anumite situa ii şi la curenii de şoc – iş - în cazul scurtcircuitelor pe partea de înaltă tensiune a transformatoarelor prin care se alimenteaz ă motoarele respective).
2.6.4. ELEMENTE ŞI SCHEME DE CALCUL Pentru calculul curenilor de scurtcircuit se întocme şte o schemă de calcul care cuprinde toate sursele care contribuie la alimentarea scurtcircuitului (generatoare, motoare) şi toate celelalte elemente ale re elei (linii, transformatoare, bobine de reactan ă). Centralele depărtate de locul scurtcircuitului se vor introduce în schema de calcul ca un bloc – generator - transformator, considerându-se puterea acestui bloc egal ă cu puterea întregii centrale. Sursele foarte mari (de exemplu sistemul) vor fi introduse in schem ă ca surse de putere infinită, adică se poate considera c ă tensiunile în punctele lor de leg ătură cu schema rămân constante în cursul întregului proces de scurtcircuit. Motoarele şi compensatoarele sincrone se comport ă la scurtcircuit identic cu generatoarele sincrone. Motoarele asincrone - a şa cum s-a ar ătat - contribuie la scurtcircuitul la borne la curenii I k”, iş şi I a. Elementele reelei se introduc în schema de calcul prin impedan a “ Z” sau prin reactana “ X ”, exprimate în unit ăi absolute (Ω) sau în unităi relative. Prin valoare relativă a unei mărimi fizice se înelege raportul acesteia fa ă de o altă mărime fizică de aceeaşi natură, aleasă ca unitate de baz ă. În calculele ce se efectueaz ă se alege o putere de baz ă “Sb” şi o tensiune de baz ă “U b”. Rezultă: I b =
Sb 3 U b
(2.22)
104
şi Z b =
U b U 2 = b Sb 3 I b
(2.23)
Impedanele se exprimă în unităi relative în func ie de condi iile de bază alese, astfel: Z (u .r .) =
S Z (Ω ) = Z (Ω ) b2 Z b U b
(2.24)
- Sb se alege de obicei egal ă cu 100 MVA, 1000 MVA; - U b se consideră de obicei valoarea tensiunii re elei în care are loc scurtcircuitul. În cazul schemelor care con in mai multe trepte de tensiune, legate între ele prin transformatoare, este necesar ca: - în cazul în care impedan ele sunt exprimate în valori absolute ( Ω) ele trebuie s ă fie raportate la aceea şi treaptă de tensiune (de obicei, cea în care are loc scurtcircuitul); - în cazul în care impedan ele (reactanele) sunt exprimate în unit ăi relative, ele se raportează la o aceeaşi putere de bază şi aceeaşi tensiune de baz ă, astfel că valorile rămân aceleaşi indiferent de treapta de tensiune la care se calculeaz ă scurtcircuitul (aceasta reprezintă un avantaj important care a condus la extinderea şi chiar generalizarea calculului în unităi relative). Tabelul 2.4. Relaiile de calcul ale impedan ei Impedana (reactana) [u.r.] (Sb=100MVA) [Ω]
Elementul 1 Generator (compensator, motor sincron) Motoare asincrone Transformatoare Linii electrice Bobine de reactană
2 U N 2
X ' d ⋅ 100 S N
3 ' X d S N
I N U N ⋅ I p 3 ⋅ I N
I N 100 ⋅ I p S N
u K U N ⋅ 100 S N x0·l' sau (r 0+j x0)·l
u K S N x 0 ⋅ l ⋅ 100 U N 2
ε
100
⋅
U N 3 ⋅ I N
Reeaua de alimentare (în punctul K)
U N 2 S " K
Sarcina
U N 2 U 2 (P + jQ ) ⋅ N P − jQ S 2
ε
Sε
C ⋅ S b S " K
1 U N S ⋅ ∞1 = P − jQ U 0 S = 01 (P + jQ ) S
OBSERVAII U N - tensiunea nominală a elementului de reea [kV] 4 X "d - reactana supratranzitorie, [%] SN - puterea nominală, [MVA] I N - curentul nominal, [A] I p - curentul de pornire, [A] SN - puterea nominală, [MVA] uK - tensiunea de scurtcircuit, [%] SN - puterea nominală, [MVA] x0 - reactana liniară, [Ω /km] l - lungimea liniei, [km] ε - căderea de tensiunea
nominală, [%] I N - curentul nominal, [A] Sε - puterea de trecere, [MVA] (S ε = 3 ⋅ U N ⋅ I N ⋅ 10 3 C - coeficient egal cu: 1,1 pentru reelele de 6...220kV 1 pentru reelele de 400kV S"K - puterea de scurtcircuit debitată în reea în punctul K, [MVA] P, Q, S - puterea activă, reactană şi aparentă a sarcinii, [MVA]
105
În tabelul 2.4. se dau rela iile de calcul ale impedan ei (reactanei) directe a elementelor unei re ele. Schema echivalentă pentru calculul curen ilor de scurtcircuit se întocme şte pentru o singură fază, atât în calculul scurtcircuitelor simetrice cât şi în cazul scurtcircuitelor nesimetrice, intercalând o surs ă echivalentă între punctul comun al surselor şi punctul considerat de scurtcircuit. Pentru scurtcircuitele simetrice este necesar ă numai schema de succesiune direct ă; pentru scurtcircuite nesimetrice se întocmesc scheme echivalente separate pentru succesiunile directă, inversă şi - după caz - şi cea homopolar ă, care se conectează între ele func ie de tipul scurtcircuitului (pentru cazul scurtcircuitului monofazat cele trei scheme se conecteaz ă în serie - se va vedea exemplul de calcul). Dacă calculul se face la o tensiune ( U 2) diferită de cea a liniei (U 1), impedana x2 în valori absolute raportat ă la tensiunea U 2 va fi: 2
U x2 = x1 2 , U 1
în care x1 = x 0 ⋅ l
În calculele de scurtcircuit reactana directă se consideră egală, de regulă, cu cea inversă pentru toate elementele de re ea. Reactanele homopolare ale (auto)transformatoarelor sunt determinate de construc ia lor (trifazate cu 3 sau 5 coloane, monofazate), de schema de conexiuni a înf ăşurărilor şi de modul de tratare a neutrului. Impedanele homopolare ale liniilor electrice aeriene şi ale cablurilor sunt determinate de tipul constructiv, de dispozi ia conductoarelor pe stâlpi şi respectiv a fazelor cablurilor în şan, de caracteristicile conductorului de protec ie, a mantalelor cablurilor, precum şi ale solului. În anexa 2.1. sunt indicate informativ valorile uzuale ale impedan elor (reactanelor) de secvenă directă, inversă şi homopolară a principalelor elemente de re ea. În anexa 2.2. sunt indicate schemele şi relaiile pentru determinarea reactan elor directe ale (auto)transformatoarelor cu trei înf ăşurări şi pentru bobine de reactan ă jumelate.
2.6.5.CALCULUL IMPEDANELOR ECHIVALENTE. REGULI Schema de calcul, cuprinzând sursele şi impedanele intercalate între aceste surse şi locul considerat de scurtcircuit, trebuie reduse prin transfigur ări succesive la o sursă echivalentă şi o impedană echivalentă sau la mai multe surse care alimenteaz ă locul de scurtcircuit prin c ăi de curent (impedan e) separate sau printr-o cale de curent (impedan ă) comună. Pentru calculul valorii ini iale a curentului de scurtcircuit “ I k” şi uneori şi a curentului ş de oc iş (când raportul R / X = ct. pe toate ramurile prin care se alimenteaz ă scurtcircuitul), toate sursele pot fi legate în paralel. În schimb, pentru celelalte valori ale curentului de scurtcircuit (exemplu: I a, I k, I m) trebuie calculat separat aportul fiec ărei surse, ceea ce conduce la necesitatea reducerii schemei de calcul la un num ăr de ramuri egal, de regul ă, cu num ărul de surse. Transfigurările uzuale sunt cele de înlocuire a impedan elor legate în serie şi respectiv în paralel printr-o impedană echivalentă (în cazul a dou ă circuite legate în paralel, care cuprind fiecare din impedan ele legate în serie, se execut ă întâi transfigurarea serie şi apoi cea paralel) şi transfigurarea triunghi-stea şi invers. În continuare se indic ă câteva cazuri uzuale de transfigurare a schemelor de calcul a impedanelor echivalente şi a curentului (puterii) de scurtcircuit trifazat ini ial.
106
A. Cazul scurtcircuitului alimentat dintr-o singur ă sursă.
Fig. 2.14. Scurtcircuit alimentat dintr-o singur ă sursă Impedana echivalentă: Z e = Z G + Z T + Z L = R + j X (2.25) Factorul de şoc κ se calculează conform fig.2.7., func ie de raportul R / X , iar puterea de scurtcircuit trifazată iniială cu formula: S k " =
c ⋅ Sb , Z e fiind exprimat ă în u.r. Z a
(2.26)
B. Cazul scurtcircuitului alimentat din mai multe surse prin c ăi de curent separate
Fig. 2.15. Scurtcircuit alimentat din mai multe surse Impedanele echivalente: Z I = Z G1 + Z T1 + Z LI (2.27) Z II = Z G2 + Z T2 + Z L2 (2.28) Curenii (puterile) de scurtcircuit se calculeaz ă separat prin cele dou ă ramuri. cI b cS b = Z I 3U N Z I cI cS b I k " II = b = Z I 3U N Z II cS S k " I = b Z I cS S k " II = b Z II I k " I =
(2.29) (2.30) (2.31) (2.32)
Curentul (puterea) de scurtcircuit total al mai multor ramuri va fi: I k” = I kl” + I kII + I kII” + ... (2.33) ” ” ” ” Sk = SkI + SkII + SkIII + ... (2.34) De asemenea: iş = işI + işII + işIII + ... (2.35)
107
C. Cazul scurtcircuitului alimentat de la mai multe surse printr-o cale de curent comună
Fig. 2.16. Scurtcircuitului alimentat de la mai multe surse printr-o cale de curent comună Z I = Z G1 + Z T1 + Z L1 = RI +j X I (2.36) Z II = Z G2 + Z T2 + Z L2 = RII +j X II (2.37) Se pun în paralel impedanele I şi II de pe cele dou ă ramuri: 1 1 1 = + + ... X e Z I Z II
(2.38)
Z e = Re +j X e Puterea totală de scurtcircuit va fi:
(2.39)
S k " =
cS b Z e + Z c
(2.40)
Aportul fiecărei surse la scurtcircuit se determin ă cu formula: Z e " S Z I k Z = e S k " Z II
S k "1 =
(2.41)
S k "2
(2.42)
În cazul în care raportul R1 / X 1 ≈ RII / X II ≈ Re / X c, factorul de şoc κ se calculează conform fig. 2.7. D. Cazul scurtcircuitului în re ele buclate.
a) Schema de conectare a impedan ei; b) Schema impedan elor după transformarea ∆ - Y a impedanelor Z L1 , Z L2 , Z L3 108
c) După transfigurare, schema se rezolv ă în continuare ca în cazul “C” de mai sus. Fig. 2.17. scurtcircuitului în re ele buclate Relaii pentru transfigurarea ∆ - Y:
Fig. 2.18. Transfigurarea ∆ - Y Z 12 ⋅ Z 31 Z 12 + Z 23 + Z 31 Z 12 ⋅ Z 23 Z 2 = Z 12 + Z 23 + Z 31 Z 23 ⋅ Z 31 Z 3 = Z 12 + Z 23 + Z 31 Z Z Z 12 = Z 1 + Z 2 + 1 2 Z 3 Z Z Z 23 = Z 2 + Z 3 + 2 3 Z 1 Z Z Z 31 = Z 3 + Z 1 + 3 1 Z 2
(2.43)
Z 1 =
(2.44) (2.45) (2.46) (2.47) (2.48)
2.6.6. CONCLUZII PRIVIND METODA VDE DE CALCUL A CURENILOR DE SCURTCIRCUIT 1. Valoarea supratranzitorie este superioar ă valorii stabilite a curentului de scurtcircuit I sc.c ≤ I k " (în metoda care folose şte curbele de decrement este posibil ca I K > I scc pentru X calcul =0,55 … 3). 2. Metoda se remarc ă prin simplitate. 3. Se ine cont de valoarea real ă a caracteristicilor generatoarelor prin reactan a sincronă X d şi plafonul de supraexcitare (1,3 + 20% pentru TG şi 1,6 ± 20% pentru HG). 4. Permit calcularea cu acurate e a aportului motoarelor la scurtcircuit prin valoarea: I a = µ ⋅ q ⋅ I k "
5. Calculul valorii echivalente din punct de vedere termic a curentului de scurtcircuit la 1s se deduce simplu cu rela ia: I m = I sc" .c (m + n )t , iar S sc" .c =
C ⋅ S b Z e
unde: C = 1, la 400kV; C = 1,1 la 6-20kV 6. Metodologia oficial ă de calcul a curenilor de scurtcircuit din PE 134/81 foloseşte practic prescrip ia germană VDE-0102 , expusă pe scurt în acest capitol. 7. Aprofundarea efectiv ă a problemelor legate de calculul clasic şi cu ajutorul 109
calculatorului pentru scurtcircuite în instala iile electroenergetice - se face eficient consultând în special lucrările [3,4]. 2.7. APLICAIA 1: ALEGEREA APARATAJULUI PRIMAR Calculul curen ilor de scurtcircuit odat ă terminat, împreună cu o serie de criterii economice şi ambientale, creeaz ă premize pentru alegerea corect ă a aparatajului primar din centrale şi staii electrice, listarea principalelor criterii tehnice fiind: • Condi ii de mediu, conf. normativului PE 101 , implică la rândul lor: 1-tipul constructiv al instalaiei (de interior / exterior.), 2 - altitudinea (<,> 1000 m), 3condiii climatice func ie de factorii meteo, 4 - gradul de poluare etc. • Caracteristici constructive, implică 1 - tipul constructiv al aparatului, 2 - nr. de poli sau subansambluri constructive. Componente‚ 3 - destina ia aparatului etc., • Caracteristici de izola ie se referă la 1 - tensiunea nominal ă a instalaiei, 2 tensiunea maximă suportată de echipament, 3 - nivelul de izola ie ce include tensiunea nominală de inere la frecven ă industrială şi respectiv la impuls standard, lungimea specifică a liniei de fugă etc. • Comportarea în regim de lung ă durat ă este dată de curentul maxim de durat ă (nominal) suportabil, indicat de firma constructoare; excep ie face reductorul de curent ce admite o suprasarcin ă de 20% • Comportarea de regim de scurt circuit implică în general două puncte importante: 1 - stabilitatea electrodinamic ă la curentul de şoc (lovitură) işoc determinat de caracteristica reelei X / R din factorul de şoc k şoc şi de valoarea componentei periodice iniiale a curentului de scurtcircuit total I po tot , astfel: i şoc = 2k şoc I po tot , [kA max] şi respectiv 2- stabilitatea termică , determinată de curentul echivalent termic I et timp de o secundă, I et = I po [(m + n )t d ] , [kA] în care coeficienii m, n (valori tabelate) in cont de aportul componentelor aperiodică, perioadă a curentului de scurtcircuit, iar t d este timpul total de declan şare (proteciei prin relee + timpul propriu întreruptor); evident, fiecare din datele de mai sus calculate trebuie s ă fie inferioare (rezonabil!) valorilor respective garantate de fabricant (altminteri aparatele fie clacheaz ă tehnic, fie - economic vorbind - sunt la costuri oneroase). • Frecven a nominal ă este de 50 Hz pentru Europa, de 60 Hz pentru America de Nord şi Brazilia • Criterii specifice trebuiesc separat verificate şi deci adăugate pentru fiecare tip de aparat în parte, astfel : l - pentru întreruptoare sunt: capacitatea de rupere la scurt circuit I kr, fiind curentul maxim pe care-l poate declan şa întreruptorul în condi ii de scurtcircuit prescrise, capacitatea de conectare la scurtcircuit ce poate fi diferit ă de precedenta, sistemul de ac ionare indicat de regul ă de fabricant sau echivalent etc. 2 - pentru separatoare sunt: capacitatea de închidere şi de conectare pentru curenii de mers în gol ai transformatoarelor, LEA, LEC, baterii de condensatoare, închidere pe scurtcircuit în cazul separatoarelor de scurtcircuitare SSC, dispozitivul de ac ionare pentru separatoare banale (cu itele principale şi/sau de pământare) sau deosebite - ca cele de sarcină sau cu deconectare automat ă SDA, sau SSC etc. 3 - pentru reductoare de curent sunt: curentul secundar nominal de 1A sau 5A , raportul de transformare nominal, clasa de precizie, nr. înf ăşur ă rilor secundare ă , distinct pentru m ăsură, protecie şi protecie diferenială, puterea secundar
110
coeficientul de satura ie, conexiunea înf ăşur ă rilor etc. 4 - pentru reductoare de tensiune, sunt similare celor de curent Not ă : În general aceste elemente sunt cunoscute de la cursurile de strict ă specialitate pe de o parte, iar pe de alt ă parte noiunile respective se pot fixa excelent, parcurgând lucrarea adiacentă cursului, Probleme specifice instala iilor electrice din centralele electrice [3] şi Proiectarea sta iilor electrice consemnate mai jos [5, p.313], motiv pentru care nu se insist ă aici asupra lor; idem, pentru paragraful urm ător.
2.8. APLICAIA 2: ALEGEREA UNOR LEGĂTURI CONDUCTOARE 2.8.1. TIPURI DE CONDUCTOARE Legăturile conductoare formeaz ă căile de curent din PECS, iar alegerea şi verificarea lor are loc în baza unor judicioase criterii formulate de normative în vigoare, [6]. a. Preponderente sunt leg ăturile flexibile neizolate din sta iile şi liniile electrice aeriene LEA din Cu, Al, Ol-Al comentate pe larg în capitolul 6; b. Liniile electrice în cablu LEC reprezint ă legături electrice flexibile izolate caracterizate prin: • partea conductoare din Al (notat cu A în denumirea cablurilor), sau din Cu (notat cu C în denumirea cablurilor) atunci când urmeaz ă aplicaii speciale cum sunt mediile corozive, de ex. • partea de izola ie realizată din PVC (notată Y), polietilenă (notată YY), hârtie impregnată (simbolizată HP); selectarea tipului de izola ie urmează criterii economice, tehnice - comportarea în regim normal şi de scurtcircuit, calit ăi ignifuge etc. c. Conductoarele rigide se realizeaz ă tipic din Cu sau Al (şi mai rar din Al îmbrăcat în coajă de Cu , cu efect calitativ superior dar dificil de realizat tehnologic) cu sec iuni de formă diferită, dreptunghiulare, tubulare, în form ă de C etc.; se utilizează acolo unde nivelul curenilor de defect este mai ridicat (de ex. leg ătura rigidă generator transformator de regul ă se capsulează în ecrane tubulare de Al din motive de siguran ă în exploatare), alteori din motive de facilitare a dispoziiilor constructive — aspecte comentate pe larg în capitolul 6.
2.8.2. VERIFICAREA STABILITĂII TERMICE ÎN REGIM DE LUNGĂ DURATĂ Verificarea stabilităii termice în regim de lung ă durată este de fapt criteriul curentului nominal (maxim de durat ă) . Nu se admite dep ăşirea nivelului termic de 70 0C la suprafaa conductoarelor şi, în mod implicit sec iunea conductorului rezult ă din satisfacerea relaiei I max durata ≤ I max adm [ A] în care: I max durata este curentul maxim de durat ă al circuitului respectiv, I max adm curentul max. admisibil al conductorului respectiv. În particular pentru LEC se ia seciunea necesară tehnic Sth , din tabele [4 - 7], astfel încât să se respecte relaia: I max durata ≤ KI ft (S th ) [A], în care, I ft este curentul maxim admisibil (frontier ă) din punct de vedere tehnic, pentru seciunea aleasă, K - coeficient de corec ie funcie de modul de pozare al cablului - de regul ă îngropate în pământ; LEC pentru generatoare, transformatoare pe partea de servicii proprii comportă lungimi modeste, motiv pentru care sunt pozate în aer liber (la unele CHE 111
chiar prin galeria de acces, sau prin galeria de cabluri separat ă urmând o raz ă de curbură normată pentru LEC de m.t, sau î.t. etc). 2.8.3. VERIFICAREA STABILITĂII TERMICE ÎN REGIM DE SCURTĂ DURATĂ Verificarea stabilităii termice în regim de scurt ă durată este de fapt criteriul comport ăr ii la scurtcircuit; conf. PE 103, toate LEC şi numai LEA ≥ 110 kV, sunt stabile termic la cureni de scurtcircuit, dac ă se respectă condiia: s ≥ I et / j adm sc.c. [mmp], în care, s - seciunea conductorului aleas ă deja pentru regimul termic de lung ă durată, [mmp], I et - curentul echivalent termic corespunz ător circuitului respectiv, [A], J adm sc.c.- densitatea de curent la scurtcircuit pentru conductorul respectiv, ce depinde de temperatura de regim normal anterior scurt circuitului şi de temperatura admisibil ă a conductorului la finele scurtcircuitului, [A/mmp], consemnate în lucr ările [3-7]. Nivelul termic θc pentru conductor anterior scurtcircuitului depinde p ătratic de încărcarea acestuia şi liniar de ecartul temperaturii mediului ambiant θ faă de limita constructiv tolerat ă de 700C, astfel: θc= θ + (70 - θ )( I max durata / I max adm)2 [0C]. În general temperaturile maxime admise conductoarelor la finele scurtcircuitului sunt mai ridicate pentru Cu, iar printre izolaiile standard - hârtia are comportarea mai bun ă, astfel: • 1800C/A1, 2000C/Cu - la conductoare rigide neizolate, • 1600C/Ol-Al, 1800C/Al, 170-200 0C/Cu - la conductoare flexibile neizolate, • 250 0C/j .t., respectiv 170 0C/m.t. pentru hârtie, • 160 0C/j.t., m.t. (s ≤ 300 mmp) pentru PVC etc.,
2.8.4. VERIFICAREA LA CĂDEREA DE TENSIUNE Verificarea la căderea de tensiune relativ ă are valori normate în jurul valorii de 5%, conform normativelor PE 107 şi Ip 27-87, de exemplu. Astfel [8,9]: • în cazul alimentărilor directe din re elele de j.t. ale furnizorului — 3 % pentru iluminat şi 5% pentru alte receptoare • în cazul alimentărilor din PT sau centrale proprii — 8% la iluminat şi 10% pentru alte receptoare, inclusiv aliment ări de lămpi îndepărtate şi izolate • 12% se admite pentru regimul de pornire al motoarelor, în afara altor preciz ări • conform cu PE 113, pentru reeaua de servicii proprii din centralele electrice: 8% la iluminat şi 5 % pentru motoarele electrice de j.t. şi m.t. — în regim normal de funcionare, iar în caz de avarie se admite 10%; în fine, se admit chiar • 15% pentru j.t. şi 20% pentru m.t. — cu ocazia regimului de pornire a motoarelor. Formula de calcul a c ăderii de tensiune pe o linie electric ă (explicată în capitolul 6), este de forma [kV ] ∆U = 3l (r 0 cos ϕ + x0 sin ϕ) I max durat ă 10 3 în care, r 0, x0 sunt rezistena respectiv reactana specifică în ohm/km, l – lungimea liniei electrice, în km. Căderea de tensiune procentual ă este prin defini ie dată de ∆U = (∆U / U n )100 [%]
2.8.5. VERIFICAREA LA DESCĂRCAREA CORONA SE REDUCE ÎN ESENĂ Verificarea la desc ărcarea corona se reduce în esen ă la a constata dacă valoarea câmpului maxim la suprafa a conductorului este sub valoarea critic ă, de la care pierderile 112
devin prohibitive prin efectul desc ărcării incomplete dintre conductor şi pământ (efectul corona), astfel: E max cond ≤ E cor [kV / cm] , discuia fiind detaliată în capitolul 6. Observa ie: în general, la 110 kV mai multe conductoare pe faz ă indică cureni importani pentru care s-a majorat sec iunea; începând cu nivelul superior de 220 kV jumelarea conductoarelor se realizeaz ă în special din motive de reducere a razei echivalente a conductorului pe faz ă, limitându-se efecte1e de pierderi de putere prin efect corona.
2.8.6. VERIFICAREA LA SOLICITĂRI MECANICE Verificarea la solicit ări mecanice se face diferit pentru conductoare rigide fa ă de cele flexibile, astfel: a) conductoare flexibile din instala ii exterioare sunt supuse for ei vântului, greut ăii chiciurii, eforturilor electrodinamice la scurtcircuit, tensiunii mecanice din fire dup ă montaj etc.; este un calcul cu un volum de munc ă apreciabil care astăzi s-a simplificat prin introducerea tehnicii de calcul specializate, conform cu PE 111 . Se dă ca exemplu de calcul simplificat cazul mai simplu b) conductoare rigide din instala ii interioare fixate pe fază prin izolatoare cu lungimea deschiderii L, cu distana între faze a, parcurse de un curent de valoare işoc sunt solicitate de o for ă electrodinamică care se calculează cu relaia 2 işoc F = 2 L 10− 2 [daN] a Rezistena mecanică specifică pentru un conductor caracterizat de un anumit modul de rezistenă W [cmc] şi de un efort admisibil σadm (la Al valoarea este de 700 daN/cm 2) este dată de expresia: 2 σ = FL / (12W ) [daN/cm ] Conductorul va rezista dac ă se îndeplineşte condiia σ ≤ σ adm
Observa ie: Dacă pe fază se află un pachet de conductoare, atunci în mod adi ional se consideră şi efortul care apare datorit ă interaciunii dintre conductoarele de pe aceea şi fază. Anexa 2.1.
VALORI UZUALE ALE IMPEDAN ELOR (REACTANELOR) ELEMENTELOR REELELOR
A. MAŞINI SINCRONE
k c 23MW Turbogeneratoare 30-100 MW 100-300 MW Hidrogeneratoare cu înf ăşurare de amortizare f ără înf ăşurare de amortizare Compensatoare şi motoare sincrone
Valoarea reactanei (%) xd" xd' xd 12,5 19 170 14,5 22 165 19,5 27 185 20,0 35 115 27,0 27 115 20,0 35 180
B. TRANSFORMATOARE Reactana directă şi inversă (trafo cu dou ă înf ăşurări) Tensiunea [kV] 6-20 U k [%] 4-6
35 7,5
Tipul
110 10,5
220 10,5 113
Reactana homopolar ă I
II
III
I
II
III
I
III (AT)
a m e h c S
N
X d II X d III X d I +____________ X d II + X d III ⋅
X h*
)
10 X d
X d
X d
X d 3π
∞
I
xdI
x Id
x
d I I I
*) În schema de calcul se introduce schema echivalent ă a AT (vezi exemplul) C. LINII AERIENE Tipul liniei f ără conductor de protec ie cu conductor de protec ie din OL cu conductor de protec ie din OL-Al f ără conductor de protec ie cu conductor de protec ie din OL cu conductor de protec ie din OL-Al
Simplu circuit Dublu circuit
xd= xi [Ω /km]
0,4 0,2
x1 3,5 xd 3 xd 2 xd 5,5 xd 4,7 xd 3 xd
D. LINII ÎN CABLU
110kV 20kV
r d=r i [Ω /km] 0,14 0,08 0,06 0,05 0,3 0,24 0,2
Tipul liniei 3x170 mm2 Cu 3x240 mm2 Cu 3x300 mm2 Cu 3x400 mm2 Cu 3x95 mm2 Al 3x120 mm2 Al 3x150 mm2 Al
xd= xi [Ω /km]
0,2
0,1
r k [Ω /km] 0,7 0,65 0,6 0,58
xk [Ω /km]
∞
∞
0,3
ANEXA 2.2. LOR SCHEME Ş I RELA II DE CALCUL ALE REACTAN E (AUTO)TRANSFORMATOARELOR CU TREI ÎNFĂŞURĂRI Ş I ALE BOBINELOR DE REACTAN Ă JUMELATE
A. Transformatoare cu trei înf ăşurări
I
I SI
U xIII-I
SIII
III
X I
U xI-II
U xII-III
X III
X II
III
II
SII
II
114
II
U x U x 1 U x X I = I − II + III − I − II − III ⋅ [u.r.] S I − II S III − I S II − III 2 U x U x 1 U x X II = II − III + I − II − III − I ⋅ [u.r.] S II − III S I − II S III − I 2
U x U x 1 U x X III = III − I + II − III − I − II ⋅ [u.r.] S III − I S II − III S I − II 2
în care: SI-II, SII-III, SIII-I sunt puterile de trecere ale transformatorului B. Bobine de reactan ă jumelate
X I = - ε· X ε X II = X III = X ε · (1 + ε)
în care: X ε - reactana unei ramuri a bobinei de reactan ă când cealaltă ramură este în gol ε - coeficientul de cuplaj între ramurile bobinei (de regul ă ε = 0,5)
115
3. ELEMENTE DE BAZ Ă DIN PARTEA ELECTRIC Ă A CENTRALELOR ŞI STAIILOR PECS 3.1. ALTERNATOARE ÎN CENTRALE ELECTRICE 3.1.1 GENERALITĂI Stadiul actual al dezvoltării civilizaiei mondiale, are la baz ă producerea industrial ă a energiei electrice cu ajutorul generatoarelor sincrone, denumite alternatoare; se bazează pe principiul induc iei electromagnetice descoperit de cercet ătorii Faraday şi Henry în 1831, în mod independent. Ulterior, în anul 1888, Parsons a construit primul turboalternator de tura ie redusă, iar la scurt timp au ap ărut maşini de tura ie ridicată. În jurul anului 1922, ca urmare a introducerii rotorului forjat, îmbun ătăirii tehnicilor de fabrica ie, puterea alternatoarelor a atins 20 MW la 3000 de ture/minut. iar la începutul celui de al doilea r ăzboi mondial cele mai mari grupuri aveau puteri cuprinse între 30 şi 50MW la 3000 ture/minut. În primii ani de dup ă război, s-au construit un mare num ăr de turboalternatoare de puteri de 30 pân ă la 60 MW, bipolare, iar îmbun ătăirile tehnologice aduse erau modeste; s-a introdus totuşi hidrogenul în locul aerului ca mediu de r ăcire, fapt ce a permis cre şterea puterii unitare a grupurilor turbogeneratoare. În ultimul timp alternatoare de mare putere (200 - 300 MW) şi foarte mare putere (în jur de 1000 MW şi mai mult) au adus în fa a proiectantului mari probleme contradictorii legate de cre şterea vertiginoasă a puterii unitare pe de o parte şi de limitările tehnologice de realizare şi de transport de la fabrica constructoare la centrala electric ă, pe de alt ă parte. A devenit evident faptul c ă modificări importante numai pot fi ob inute pe seama circuitului magnetic ci pe seama cre şterii densităii de curent în înf ăşurările maşinii, astfel încât sporirea puterii unitare să se facă f ără o creştere propor ională în volum şi greutate a alternatorului. Creşterea curentului în înf ăşurări a sporit însă pierderile prin efect Joule care nu au mai putut fi evacuate adecvat prin sistemele conven ionale de răcire cu aer. Răcirea directă cu hidrogen a înf ăşurărilor a diminuat solicit ările termice la care era expus ă izolaia din crestătură, dinii statorici şi rotorici la grupurile de 100 - 300 MW. Progrese importante s-au ob inut prin introducerea apei ca mediu de r ăcire directă a înf ăşurărilor în locul hidrogenului; în general maşinile cu puteri de 200 MW şi mai mult au cel pu in înf ăşurarea indus ă răcită direct cu apă. Observa ie: Actualmente pentru puteri unitare de pân ă la 1 MW se folosesc pe scar ă largă generatoare de induc ie (asincrone) deoarece nu necesit ă un sistem de excitaie propriuzis; energia de magnetizare este luat ă direct din re ea sau de la o baterie de condensatoare. În continuare se prezint ă pe scurt principalii parametri ai generatorului, alegerea lor corectă şi influena lor asupra performan elor generale ale ma şinii; principalele progrese care s-au realizat în domeniul construc iei maşinilor de mare putere, explic ă evoluia rapidă a alternatoarelor. Se vor prezenta paralel cu studiul actual de dezvoltare şi unele tendine probabile de viitor în domeniul alternatoarelor din centralele termo şi hidroelectrice.
3.1.2. PRINCIPALELE LIMITĂRI ÎN PROIECTAREA ALTERNATOARELOR DE MARE PUTERE Placa indicatoare a oric ărui turboalternator consemneaz ă parametrii nominali ai maşinii, adică parametrii la cere se poate func iona sigur timp îndelungat în condi ii date pentru mediul ambiant. Astfel se indică: tipul generatorului; numărul de faze; 116
-
frecvena curentului alternativ produs, f, în Hz; curentul pe Fază în stator ( I n ) în [A] ; puterea aparentă (S n = 3U n I n în [kVA]; factorul de putere (cos ϕn); schema de conexiuni a fazelor statorului ( λ, ∆); curentul de excita ie, I en , în [A]; tensiunea de excita ie, U en ‚ în [V]; turaia de sincronism n, în [rot/min]; clasa de izolaie a statorului şi rotorului; randamentul alternatorului; presiunea agentului de r ăcire.
Realizarea acestor parametrii vizeaz ă un optim tehnico–economic de folosire a materialelor în construc ia alternatorului prin intermediul unor indicatori sintetici cum sunt reactanele, constantele de timp, momentul de iner ie etc. cu care studentul este familiarizat de la cursul de ma şini electrice. Este util a privi ma şina prin prisma principalelor elemente limitative de proiectare determinate de stadiul actual al tehnicii, de a schi a direciile de modernizare probabile de viitor. Este cunoscut c ă puterea aparent ă schimbată de alternator cu re eaua este S n = 3U n I n . Scriind explicit tensiunea şi curentul func ie de anumite mărimi caracteristice ale maşinii, (3.1) U n = K 1 ⋅ LD1 ⋅ B ⋅ N şi (3.2) I n = K 2 ⋅ D ⋅ A în care: L - este lungimea activă a fierului; D1 - diametrul interior al statorului ; B - induc ia magnetică în întrefier; N - turaia de sincronism a ma şinii; A - densitatea (pânza) de curent din întrefier, A = ac, unde: a -curentul statoric pe conductor; c - numărul efectiv de conductoare statorice pe unitatea de lungime la periferia interioar ă a statorului; K 1,2 - constante de proporionalitate. Astfel rezultă: (3.3) S = K ⋅ D12 ⋅ L ⋅ A ⋅ B ⋅ N Dacă se notează cu φ fluxul pe pol şi cu p numărul de perechi de poli se poate deduce o expresie similară funcie de flux. Astfel: φ=
π ⋅ D ⋅ L
2 p
B ;
Prin urmare: B =
şi deci:
2 pφ ; π DL
S = K ` ⋅ p ⋅ φ ⋅ A ⋅ D ⋅ N 2 K unde constanta K ' =
(3.4)
π
Aceste două expresii, (3.3) şi (3.4), sunt formele generale ale ecua iei puterii evacuate de alternator. Se observ ă că folosirea eficient ă a materialelor reprezentate de volumul rotoric D2 L poate fi sporit ă pe două căi: prin cre şterea încărcării magnetice B şi prin mărirea lui A, adic ă a încărcării electrice. Dacă se măresc toate dimensiunile geometrice ale ma şinii de k ori, solicit ările A şi B rămânând neschimbate, se constat ă că: 117
- puterea maşinii creşte de k4 ori; - pierderile cresc de k 3 ori, în timp ce - suprafe ele de răcire cresc numai de k 2 ori. În adevăr punând curentul sub forma: I = K 2 ⋅ S cu ⋅ J
în care: Scu este seciunea barei înf ăşurării statorice, J - densitatea de curent în înf ăşurarea statorică, rezultă: S = K ⋅ DL ⋅ S Cu ⋅ B ⋅ J
iar pierderile în fier şi cupru se pot scrie propor ional cu volumele respective: pCu = K ' ⋅ V Cu ⋅ J 2 ;
p Fe = K ' ' ⋅ V Fe ⋅ B 2
De fapt la o frecven ă dată n şi la o induc ie în întrefier de max. 0,5 ÷ 1,1 T limitată de saturaia dinilor ancoşelor statorice, factorii esen iali care pot varia pentru cre şterea puterii sunt dimensiunile geometrice D2 L, precum şi sarcina liniară statorică şi implicit cea rotorică de care depinde. Trebuie subliniat că rotorul este principalul element limitativ în stabilirea valorilor maxime pentru Ac şi Bg. Aceasta deoarece la func ionarea obi şnuită, în regim inductiv a alternatorului, solena ia inductoare trebuie s ă facă faă atât reactanei de magnetizante a indusului (care este propor ională cu A) cât şi reluctanei întrefierului şi remanenei circuitului magnetic. Densitatea de flux magnetic din întrefier este limitat ă de fenomenul de satura ie al fluxului generatorului. În rotor spa iul avut la dispoziie este limitat de suprafa a polară, de unde rezultă că saturaia magnetică în rotor este un important factor limitativ pentru valoarea permisă a densităii de flux din întrefier, Bg. La o anumită turaie, majorarea diametrului D1 al rotorului şi corespunzător a diametrului D2 al statorului conduce al cre şterea sarcinilor mecanice în corpul rotorului masiv al turbogeneratorului‚ respectiv în obada rotorului hidrogeneratorului. Din aceast ă cauză diametrul maşinilor sincrone este dictat de rezisten a materialului rotorului, fiind mai mic la turbogeneratoare care de regul ă sunt bi sau tetrapolare. În general, ca şi valoarea induc iei, diametrul este o m ărime restrictivă. Proiectarea corect ă a rotorului realizat ă în ultimul timp cu ajutorul sistemelor electronice de calcul - la care se adaug ă şi eficiena sistemului de răcire folosit, stabilesc limitele pentru Ac şi Bg şi, de aici, rezult ă volumul activ al rotorului la tura ia de sincronism, în reea. Aceasta, stabileşte de asemenea gabaritul statorului, care este partea cea mai grea a alternatorului care trebuie transportat ă de la fabrica constructoare la centrala termoelectrică. Scala puterilor nominale ale alternatoarelor mari este exprimat ă în [MW], având la bază valorile nominale de tensiune, curent şi factor de putere pentru care ma şina a fost proiectată ( Pn = 3 ⋅ U n ⋅ I n ⋅ cos ϕ n ). Exprimarea se poate face şi în [MVA] în care caz încărcarea maşinii este determinată de limitele admise pentru curentul statoric şi rotoric. Aceste limite nu pot fi dep ăşite, deoarece pierderile de putere suplimentare în cupru vor cauza supraîncălzirea înf ăşurărilor, de fapt ce poate cauza deteriorarea izola iei. Când factorul de putere al maşinii ce funcionează în regim inductiv, este coborât, generatorul evacueaz ă în reea o cantitate sporit ă de putere reactiv ă [MVAr], iar elementul limitativ al înc ărcării este curentul rotoric. Dac ă însă factorul de putere este ridicat prin cre şterea puterii active evacuate în reea, sau dacă se funcionează în regim capacitiv, elementul limitativ al înc ărcării este curentul statoric pân ă când unghiul intern al ma şinii atinge o valoare dincolo de care stabilitatea dinamică condiionată de regulatorul de excita ie nu mai poate fi asigurat ă (circa 85o el). Alternatorul şi turbina care îl ac ionează constituie un agregat electrogen pentru care parametrii sunt ale şi din considerente tehnice şi mai ales economice. Astfel turbogeneratoarele sunt în general constituite pentru tura ia ridicată de 3000 ture/minut dar, 118
uneori, în cazul CNE. sunt mai potrivite tura ii de 1500 ture/minut. Generatorul trebuie s ă facă faă necesităilor de putere reactiv ă din punctul din sistem în care a fost conectat, la puterea activă nominală se alege astfel încât, racordat la un sistem puternic, agregatul electrogen să funcioneze în condi ii de stabilitate. Reactan ele tranzitorie şi în special supratranzitorie împreună cu constantele lor de timp care influen ează direct comportarea ma şinii în regimuri tranzitorii - se aleg de asemenea din condi ii de func ionare stabilă. Alegerea lor afectează şi caracteristicile întreruptorului de racord. Curentul de secven a inversă pe care-l poate suporta ma şina este limitat, aceasta deoarece rotorul nu poate suporta o înc ălzire peste o anumit ă limită în condiii de funcionare asimetrică. Momentul de iner ie al maselor în mi şcare (rotorul turbinei + masa de fluid motor, împreună cu rotorul alternatorului şi cel al excitatricei - dacă există) este o mărime importantă privind comportarea grupului în regim dinamic. Din punct de vedere fizic constanta iner ie a grupului poate fi privit ă ca masa elementelor turnante (dinamic ă) raportată la puterea aparent ă a maşinii. Cu cât va fi mai mare aceast ă masă, cu atât func ionarea va fi mai stabil ă, iar maşina va răspunde mai încet la lestări şi delestări de sarcină activă. Este uşor de îneles că pentru a func iona cu o rezerv ă de stabilitate acceptabilă, constanta de iner ie a grupului trebuie meninută la o valoare rezonabil ă ridicată. Raportul de scurtcircuit R.S.C. al maşinii (de valoare egal ă cu inversul reactan ei sincrone saturate) este un parametru sintetic dintre cei mai reprezentativi privind alegerea corectă a maşinii. Se defineşte ca raportul dintre curentul de excita ie necesar pentru a produce tensiunea nominal ă în gol, fa ă de curentul de excita ie necesar pentru a înc ărca maşina la sarcina nominal ă în regim de func ionare de scurtcircuit trifazat permanent. O dat ă stabilită prin activitatea de proiectare m ărimea şi tensiunea nominal ă a alternatorului, trebuie R. S .C. s ă nu coboare sub o anumit ă limită minimă acceptabilă, din condi ii economice şi tehnice. Se ştie că funcionând la putere activ ă constantă şi trecând factorul de putere, rezult ă o sporire a decalajului unghiular intern şi maşina poate ajunge la limita stabilit ăii dinamice condiionate (de regulatorul de excita ie). Pentru a compensa acest efect periculos pentru funcionarea stabilă trebuie ca o ma şină care are un factor de putere nominal ridicat s ă aibă şi un R.S.C. de valoare corespunz ător ridicată. Astfel pentru alternatorul de 500 MW, R.S.C. = 0,4 pentru cos ϕn = 0,85 (inductiv). se prevede sporirea R.S.C. la valoarea de 0,6 - 0,7 dacă cos ϕn creşte la 0,9. Dacă valoarea R.S.C. se reduce sub limitele uzuale, func ionarea stabilă a maşinii devine şi mai mult dependent ă de sistemul de reglare al excita iei. Cu cât R. S. C. este de o valoare mai mic ă cu atât reactana sincronă este mai mare, adic ă întrefierul este mai redus. Acesta înseamnă o solenaie de excitaie corespunzător redusă, de aici un volum mai mic pentru rotor şi, implicit, pentru statorul alternatorului, cu alte cuvinte, o ma şină mai ieftină, cu parametri înr ăutăii - legat de asigurarea stabilit ă ii în func ionare. Deocamdată, tensiunile nominale înalte şi foarte înalte pentru sistemul electroenergetic al României sunt limitate superior la 400 kV, cu treptele intermediare de 220 kV şi 110 kV. La noi în ară şi de altfel în practica mondial ă actuală, alternatoarele mari sunt legate la sistemul de bare colectoare al sta iei electrice a centralei printr-un transformator ridicător, de regul ă integrat într-o schem ă bloc în sistemul de producere al energiei. Tensiunea nominală a alternatorului se alege astfel încât s ă rezulte o variant ă constructivă optimă din punct de vedere al leg ăturilor, al pieselor de conectare şi al izolaiei. Aceste condiii sunt contradictorii. Într-adev ăr din punct de vedere al problemelor legate de izola ia alternatorului este de aşteptat să se evacueze puterea la o tensiune mai sc ăzută a statorului, dar standardele stabilesc tensiuni de 10 - 18 kV (respectiv 10,5 kV, 15,75 kV şi 18,3 kV) pentru alternatoarele până la 250 MW şi 24 - 27 kV pentru puteri unitare mai mari pentru a limita superior seciunea barelor statorice. 119
3.1.3. PERFECIONĂRI CONSTRUCTIVE În programele de perfec ionări constructive aduse alternatoarelor de mare putere, firmele constructoare au inut cont în primul rând de costurile materialelor şi de cantitatea de muncă necesară atât în fabrica constructoare cât şi la montaj în centrala electric ă. În strânsă legătură cu aceste aspecte au intervenit, în scurt timp, restric iile în gabarit şi greutate impuse de limitările în transporturi (în jur de 300 tone la un gabarit de circa 8 m lungime şi 4 m diametru). Pentru a face fa ă acestor limitări, alternatoarele foarte mari de peste 500 MW nu sunt transportate pe calea ferat ă ci pe platform ă cu pneuri. Ma şina se transportă f ără rotor şi pentru a uşura şi mai mult condiiile de transport, statorul se segmenteaz ă în trei pări. Partea centrală se întinde pe lungimea înf ăşurărilor, iar cele dou ă pări frontale demontabile care protejează capetele de bobin ă conin şi schimbătoarele de căldură pentru hidrogen. Sporirea continuă a puterii unitare a ar ătat clar că peste 50 MW alternatoarele r ăcite cu aer necesitau o putere de ventila ie prea mare pentru a fi acceptat ă în condiii de economicitate. De şi s-au realizat în Anglia câteva ma şini răcite complet cu aer de 60 MW, s-a văzut avantajul net al răcirii cu hidrogen; astfel prima ma şină de această putere unitară s-a răcit cu hidrogen în loc de aer, în jurul anului 1950. Ceva mai târziu avantajele legate de această înlocuire au determinat constructorii s ă folosească hidrogen şi pentru maşini de putere unitară mai redusă (de exemplu grupul de 25 MW. r ăcit cu hidrogen). Hidrogenul s-a introdus în maşină la o uşoară suprapresiune pentru a evita riscul p ătrunderii aerului din exterior în carcasa alternatorului şi a forma un amestec exploziv. Ini ial suprapresiunea era cu mult sub un bar, dar curând s-a g ăsit că pentru un gabarit dat puterea evacuat ă de alternator în limitele admise de temperatură, poate fi crescut ă, mărind presiunea hidrogenului la circa 2 - 4 bari. Pentru treapta de putere unitar ă de 200 MW s-a f ăcut şi un salt calitativ prin introducerea principiului r ăcirii directe cu hidrogen. De la metodele conven ionale în care alternatorul era r ăcit indirect prin hidrogenul care ”spal ă” suprafeele exterioare ale înf ăşurărilor s-a trecut la răcirea directă a conductoarelor statorice şi rotorice, obligând hidrogenul s ă circule în înf ăşurări şi în crestăturile în care sunt dispuse înf ăşurările; s-au realizat maşini până la puteri unitare de 275 MW dup ă acest principiu superior de r ăcire introdus şi în cazul răcirii maşinii cu ajutorul unui lichid (ap ă sau ulei). Eforturile s-au concentrat asupra ma şinii bipolare deoarece din condi ii de economicitate a turbinei, tura ia de 3000 ture/minut convine cel mai mult (realizarea la tura ii şi mai mari a turbinei ar fi mai avantajoas ă dar realizarea unui alternator în condi ii practice peste 3000 de ture nu s-a materializat înc ă). În centralele nucleare, aburul ob inut la parametrii mai pu in înali face oportun ă o turbină de 1500/ 1800 rota ii/minut deci o maşină tetrapolară care oferă condiii mai uşoare de răcire în compara ie cu o ma şină bipolară, deoarece diametrul este mai mare. [1, p.339], [2] În ultimul timp pentru ma şini peste 200 MW s-a introdus r ăcirea completă cu apă avantajele certe legate de acest sistem de r ăcirea fiind demonstrate şi prin apari ia primelor hidroalternatoare de 80 MVA complet r ăcite cu apă (ori, se ştie că hidroalternatoarelor sunt mult mai uşor de răcit deoarece la aceeaşi putere unitar ă comportă un gabarit substan ial mărit comparativ cu un turboalternator). [3, p.169] Se impunea a fi solu ionate rapid o serie de probleme de natur ă electrică, termică sau mecanică. Din punct de vedere electric, sporirea puterii unitare este condi ionată în mare măsură de valoarea raportului de scurtcircuit şi de reactanele tranzitorii care influen ează stabilitatea maşinii în regimuri de func ionare capacitivă, în regimurile de varia ie bruscă a sarcinii şi în mod particular în cazul arunc ărilor de sarcin ă. Din punct de vedere termic pentru sistemele de răcire care folosesc circula ia de hidrogen în întrefier se impune sporirea eficienei acesteia în vederea reducerii gradientului de temperatur ă în izolaia crestăturii. Din punct de vedere mecanic se impune cre şterea momentului de iner ie prin cre şterea 120
diametrului rotorului ceea ce ar facilita r ăcirea acestuia şi ar conduce la un grad de stabilitate în funcionare superior. Pe de alt ă parte, s-a ajuns la dimensiuni limit ă în ultimul timp pentru diametrul rotorului (1,30 m la 3000 ture/minut şi 1,8 m la 1500 ture/minut), inând cont de forele centrifuge enorme care se dezvolt ă în înf ăşurări, lungimea rotorului s-a limitat şi ea datorită pericolului prezentat de apari ia deformărilor statice ce pot apare cu rotorul în repaus la calitatea actuală a oelului forjat (garantat la circa 5 tone/cm 2) alcătuit din Ni - Cr - Mo - Vn şi atingând peste 100 tone cu o mas ă finisată de 60 - 70 tone pentru un generator de 500 MW. Din punct de vedere mecanic, solicitarea centrifug ă maximă este preluată de inelele rotorice care presează capetele bobinajului rotoric şi nu s-a găsit până în prezent un o el forjat care să facă faă mai bine solicitărilor actuale; cercetarea de viitor pentru tehnologia uneltelor rotorice se desf ăşoară pe două direcii şi anume se caută un material cu greutate specific ă mai mică în paralel cu un mai bun sistem de fixare a capetelor bobinajului rotoric astfel c ă forele centrifuge exercitate de ele asupra inelelor s ă fie mai mici. În proiectarea actual ă inelele rotorice au o rezistenă mecanică de circa 9 t/cm2 la un factor de siguran ă cel puin de 1‚4 la supraturaia de 20 %. Alternatoarele moderne func ionează în poriunea. puternic saturat ă a curbei de magnetizare şi folosesc oeluri silicioase de mare permeabilitate magnetică, de mare rezistenă electrică pentru reducerea curen ilor turbionari şi un ciclu histerezis redus ca suprafa ă, deci cu pierderi de magnetizare minime. În .acest fel circuitul magnetic permite o valoare ridicat ă de flux magnetic şi de putere de excita ie pe unitatea de suprafa ă de material f ără ca să rezulte pierderi exagerate. Astfel într-un generator de 500 MW pierderile în fler se ridic ă la 6 7 % din totalul pierderilor din ma şină. Perfecionările actuale sunt ilustrate semnificativ, de folosirea tot mai bună a materialelor folosite; în tabelul 3.1. se arată comparativ greutăile statoarelor unor alternatoare de medie şi de mare putere care folosesc diferite sisteme de răcire. Se observă o îmbunătăire de aproape 4 ori în acest domeniu. Tabelul 3.1. Greutăile statoarelor unor alternatoare de medie şi de mare putere Putere unitară, [MW] 30 60 120 200 500 Factorul de putere nominal 0,8 0,8 0,9 0,9 0,85 Puterea aparentă nominală, [MVA] 37,5 75 133,3 222,2 588 Agentul de răcire al statorului Aer H2 H2 H2 apă Tipul de sistem de r ăcire conven- conven- conven- direct direct ional ional ional Greutate stator complet 70 100 160 200 320 Greutate stator/putere nominal ă [daN/kVA] 1,9 1,36 1,22 0,92 0,55 Înf ăşurările conductoare. Răcirea Răcirea prin sisteme adecvate men ine temperatura cuprului din înf ăşurări şi a oelului din circuitele magnetice în limite admise; bun ăoară la izolaii de clasă B se admit 100-130 0C la rotor, 95-105 0C pentru stator. În fig. 3.1 se arat ă avantajele răcirii directe cu hidrogen a înf ăşurării rotorului, fa ă de răcirea de suprafa ă în mod direct (conven ional) a înf ăşurării. S-a permis astfel sporirea puterii unitare, deoarece se elimin ă gradientul de temperatur ă care există în cazul răcirii convenionale între suprafe ele răcite şi înf ăşurările conductoare; func ionarea în regim inductiv la factori de putere inferiori a fost substan ial îmbunătăită. Conductoarele de cupru sunt tubulare, iar hidrogenul p ătrunde direct în înf ăşurări atât axial prin zona capetelor de bobin ă cât şi radial, pe parcursul înf ăşurării datorită perforaiilor practicate din loc în loc, a şa cum se arată în fig. 3.2. Acest sistem ingenios de r ăcire directă cu H2 este prezent la toate maşinile din ară începând cu palierul de 50 MW. De-a lungul înf ăşurării rotorice canalele practicate pe direc ia razei prin toate conductoarele fasciculare ale 121
spirei rotorice sunt prev ăzute la suprafa a rotorului la nivelul penei cu mici ajutaje. O parte din aceste ajutaje sunt de intrare şi profilul lor aerodinamic le permite preluarea unui f1ux de hidrogen. Acesta p ătrunde până la baza înf ăşurării şi este refulat la suprafa a rotorului prin canalele radiale vecine prev ăzute la nivelul penei de fixare cu ajutaj de ie şire. În cazul ventila iei rotorice de tip exclusiv axial, H 2 intră în canalele de r ăcire din conductoarele elementare la capetele rotorului prin deschiz ăturile din capetele de bobin ă, parcurge axial conductoarele şi este refulat la mijlocul rotorului prin canalele radiale unde se reintegrează în circuitul general de ventila ie. Rotoarele lungi se pot diviza dup ă lungimea lor în mai multe tronsoane r ăcite combinat, axial şi radial. Răcirea în sistem radial al rotorului prezint ă avantajul că necesită palete mai mici pentru ventilatoarele dispuse axial pe rotor şi întrucât lungimea por iunii străbătută din înf ăşurare este mică, rezultă temperaturi uniforme de-a lungul rotorului. Pe de alt ă parte însă fiecare canal radial de captare al hidrogenului jucând rol de palet ă de ventilator, diminueaz ă randamentul general al ventila iei. În plus, perforarea la intervale mici a rotorului poate periclita integritatea izolaiei rotorice. Statorul pune probleme mai serioase din punct de vedere a r ăcirii faă de rotor, din două motive: - datorită mişcării de rotaie, rotorul î şi ventilează mai uşor înf ăşurările atât cu ajutorul ventilatoarelor dispuse la extremit ăi, care pompeaz ă gazul de răcire spre seciunea mediană a maşinii cât şi datorită ajutajelor intrare - ieşire care răcesc radial înf ăşurările; - datorită tensiunii electrice mai reduse (max. 600 V), distan ele de izolaie între conductoare sunt mai mici şi perforaiile de comunicare cu zona întrefierului pot fi practicate oricât de apropiat. Înf ăşurarea statorului comport ă de asemenea conductoare tubulare fasciculare izolate şi dispuse simetric în câmp dup ă metoda ROEBEL, pentru a se uniformiza solicit ările în câmp. Mai multe conductoare formeaz ă o bară statorică. Uneori conductoarele pline fasciculare sunt dispuse astfel în crest ătura statorică încât să lase liber în centrul înf ăşurării un canal pentru circula ia hidrogenului de r ăcire. Răcirea cu hidrogen este par ial directă deoarece energia termică este transferată de la înf ăşurare la mediu de r ăcire, trecând prin izolaia conductoarelor elementare, prin peretele tuburilor de r ăcire. Semnificativ este faptul că fluxul termic de r ăcire forată nu mai trece şi prin izola ia crestăturii ca în cazul r ăcirii indirecte cu aer; testele au demonstrat c ă la o străbatere a canalelor de ventila ie de c ătre hidrogen cu aproximativ 30 m/s, diferen a de temperatură între Cu şi H2 este redusă la circa 6oC. În cazul r ăcirii directe cu un lichid aceasta circul ă prin toate conductoarele fasciculare tubulare, sau numai prin o parte a acestora - depinzând de gradientul de temperatur ă admis. De regulă într-o crestătură statorică se aşează două bare statorice, fig. 3 .3. Cuprul rafinat electrolitic este materialul invariabil folosit pentru înf ăşurările maşinilor mari, iar faptul c ă aceste înf ăşurări sunt răcite direct în ultimul timp, a condus la ob inerea unor densit ăi de curent în stator, foarte mari dup ă cum se poate observa în tabelul 3.2. Tabelul 3. 2. Evoluia metodelor de r ăcire cu cre şterea puterii unitare
Putere nominală, [MW] Curentul nominal, [A] Tipul de conductor statoric
60 3670 Plin
120 5580 Plin
200 7780 Tub.
500 15440 Tub.
Mediul de răcire al statorului
H2
H2
H2
Apă
Densitate de curent, [A/mm2]
3,10
3,41
4,65
8,37
122
Fig. 3.1. Varia ia temperaturii conductoarelor din anco şa rotorică în raport cu varianta constructiv ă.
Fig.3 .2. Răcirea directă a bobinelor rotorice.
Fig 3.3. Sec iuni prin anco şe statorice, înf ăşurările fiind răcite direct cu hidrogen A – canal de r ăcire B – bara elementară a barei înf ăşurării statorice C – izolaia ancoşei D – pană 123
Pentru rotor, materialul conductor con ine şi argint în propor ie de 0,1 - 0,6 % pentru a evita variaiile de lungime cu ocazia dilat ărilor în prezen a forelor centrifuge, cu efect final deteriorarea izola iei. Sarcinile liniare ale rotorului sunt direct propor ionale cu sarcinile liniare ale statorului: (3.5) A2 = α A1 unde: α e un coeficient de proporionalitate, care de obicei este supraunitar, conform fig. 3.4.
Fig 3.4. Curbele de varia ie a densităii de curent statorice J 1 şi rotorice J2 funcie de puterea nominală a turbogeneratorului Sarcina liniară a rotorului se determin ă cu relaia: J 2 Σ q D2 unde: Σq - este suma sec iunile conductoarelor înf ăşurătorilor de excitaie în toate
A2 =
crestăturile rotorului mm2 J 2 - densitatea de curent a înf ăşurării rotorului, [A/mm 2] D2 - diametrul rotorului, m. La turbogeneratoare sec iunea transversală a canalelor rotorului şi în consecină seciunea conductoarelor înf ăşurării de excitaie, în condi iile limitării diametrului D2, nu poate fi mărită. Dimensiunile limită ale statorului de asemenea nu permit cre şterea seciunilor conductoarelor. A şadar, mărirea sarcinilor liniare ale rotorului şi statorului, nu sunt posibile decât prin mărirea densităii de curent în înf ăşurări. Aceasta duce îns ă la creşterea încălzirii înf ăşurărilor şi a necesităii folosirii unor sisteme intensive de r ăcire a căror perfec ionare este de mare interes practic.
Izolaia Dezvoltarea produc iei de alternatoare s-a f ăcut deopotrivă şi pe baza succeselor înregistrate în tehnica izola iei de calitate caracterizată prin: - rigiditate dielectrică; - rezistenă mecanică; - termostabilitate. Tendina actuală este folosirea clasei de izola ie B. S-au f ăcut încercări cu materiale izolante ca: mică, azbest, sticlă împreună cu mase de compundare adecvate. Izola ii bune care să permită dilatarea cuprului conductorului f ără să crape şi f ără să sufere vreo deformare plastică sunt materialele izolante anorganice care folosesc mase liant din r ăşini termostabile. Actualmente se experimenteaz ă materiale izolante de tip film cu calit ăi remarcabile - captoni. Izolaia rotorului este mai pu in supusă solicitărilor electrice faă de izolaia statorului. În schimb, trebuie s ă reziste la solicitări dinamice deosebite şi în această direcie progrese
124
bune s-au f ăcut prin folosirea amestecurilor din azbest, fibr ă de sticlă şi răşini epoxidice. Circuitul magnetic Maşinile moderne func ionează în poriunea saturată a curbei de magnetizare, deoarece se doreşte o valoare ridicat ă a fluxului pe pol, ceea ce solicit ă din plin sistemul de excita ie al maşinii care furnizează solenaia inductoare a alternatorului, din care cea mai mare parte este folosită pentru a compensa reluctan a întrefierului şi reacia demagnetizantă a indusului la funcionarea în sarcina inductiv ă. La o aceeaşi inducie rezultantă în întrefier pentru un acela şi regim de func ionare al maşinii, sistemul de excita ie va fi mai pu in solicitat dacă circuitul magnetic comport ă oeluri de înaltă permeabilitate magnetică cu pierderi reduse prin histerezis şi care necesită o tensiune magnetomotoare (t.m.m.) de magnetizare general ă. În prezent se folosesc o elurile cu siliciu laminate la rece. Tola rezultat ă are o structură cristalină. Prin laminarea la rece rezult ă o mai bună orientare a cristalelor în form ă de cuburi, deci pierderi prin histerezis mai mici, în compara ie cu laminarea la cald. De asemenea prin laminare la rece, varia iile de grosime ale tolei sunt mai mici, rezultând un factor superior de împachetare a circuitului magnetic statoric. Prin ad ăugare de circa 4% siliciu, rezultă un nivel mai sc ăzut pentru t.m.m. de magnetizare. Sistemul de cristalizare pentru o elurile silicioase este cel cubic centrat, iar magnetizarea are loc dup ă muchiile acestor cuburi, a şa cum se arat ă în figura 3.5.a. Printr-o laminare atentă se reuşeşte ca direc ia de magnetizare u şoară să coincidă cu direcia de laminare astfel că t.m.m. necesară pe această direcie este de cel puin 30 de ori mai mic ă decât pe direc ia diagonalei cuburilor. Tolele au o grosime de circa 0,33 mm, izolate cu substane speciale (varnish, carlit). Grosimea stratului izolant se ridic ă la circa 0,006 mm rezultând un factor de împachetare de 95% pentru miezul statoric f ără ca nivelul de izola ie să fie insuficient. Oelurile cu nichel au avantajul c ă, în sistemul de cristalizare în cuburi cu fe e centrate, prezintă două direcii de egală magnetizare de-a lungul muchiilor, una fiind în direcia laminării, a doua perpendicular ă pe aceasta. În ciuda acestui avantaj (fig. 3.5.b) tola este apreciată prea fiabilă pentru a putea fi folosit ă în construcia marilor turbogeneratoare.
Fig. 3.5. Orientarea cristalelor în table laminate la rece din oeluri magnetice Zonele cele mai solicitate sunt cele ale din ilor statorici marginali, unde, în special în regimuri de func ionare capacitivă când fluxul rezultant din întrefier este sporit, iar o parte din 125
fluxul de scăpări atacă axial pachetul de tole, rezultând o înc ălzire locală puternică (în mod normal în întrefier fluxul în cauz ă atacă tolele radial, în sub irimea lor). Evacuarea pierderilor din miezul statoric se efectuează prin circulaia hidrogenului printre pachetele de tole statorice între care există special prevăzute piese de distan are pentru crearea de canale radiale de ventilaie.
Partea mecanică Rotorul turbogeneratorului este elementul cel mai solicitat datorit ă eforturilor centripete considerabile, motiv pentru care se execut ă dintr-o singură piesă forjată. S-a ajuns azi la rotoare forjate de peste 100 t cu propriet ăi mecanice îmbunătăite (oeluri speciale cu Cr, Mo, Vn) care rezist ă la eforturi unitare de aproape 60000 daN/cm 2. S-au f ăcut progrese în defectoscopia ultrasonor ă în verificarea calităii. Ca ordin de m ărime, pentru un rotor de 6,5 m şi 1 m diametru de 3000 de ture, rezult ă o foră centrifugă impresionantă de circa 200 kt. Prin folosirea mijloacelor speciale de turnare, diametrul rotoarelor poate ajunge pân ă la 1200 - 1300 mm la 3000 rot/min. Cele mai solicitate elemente ale rotorului sunt inelele marginale care fixeaz ă capetele de bobină care altminteri nu ar rezista la asemenea for e centripete. Materialele din care se confecionează inelele pentru capetele înf ăşurărilor rotorice au eforturi admisibile de circa 1‚5 ori mai mari fa ă de materialul folosit în confec ionarea rotorului însu şi. În plus inelele trebuie să fie din oeluri amagnetice, altminteri se spore şte reactana de scăpări a ma şinii şi pierderile electrice în zona capetelor de bobină (oeluri cu Mo şi Cr cu sau f ără Ni). Lungimea cilindrului rotorului turbogeneratorului este limitat ă de încovoierea statică şi de caracteristica de vibra ii. Pentru evitarea vibra iilor periculoase, turbogeneratoarele se proiectează în a şa fel încât la frecven a lor nominal ă de rotaie s ă se g ăsească între lungimea activă a maşinii şi diametrul rotorului, L / D2 <5,5 - 6,5 şi în consecină L < 6500 - 7000 mm . În concluzie, la stadiul actual al tehnicii, sporirea puterii turbogeneratoarelor nu mai este posibilă decât prin creşterea sarcinii liniare ale statorului şi rotorului. Deoarece până la 2/3 din eforturile care solicită inelele rotorului se datorează însuşi greutăii lor proprii, s-au efectuat cercetări în vederea găsirii unor materiale cu greutatea specifică mai redusă. În acest sens s-au încercat aliaje pe bază de titan ‚ dar acesta este un material foarte scump azi şi în plus comportă coeficieni de dilatare şi de elasticitate reduşi, ceea ce face riscantă deocamdată introducerea sa la maşini mai mari, deşi greutatea inelului se reduce aproape la jumătate. O altă direcie interesantă în care au mers cercetările o reprezintă materialele nemetalice, ca de exemplu, fibrele de sticlă cu care s-ar putea bandaja capetele de bobină rotorică oarecum similar cu cazul motoarelor cu rotorul bobinat. Deocamdată aceste cercetări sunt în stadiul experimental testarea având loc pe maşini de putere redusă. Puterile unitare din ce în ce mai mari pentru alternatoare cu sisteme de răcire tot mai perfecionate, impun a fi asigurate corespunzător din punct de vedere al rezistenei mecanice cu care este realizat alternatorul. În acest sens rigidizarea carcasei statorului şi, în interior a miezului magnetic trebuie să fie suficient de solid realizată pentru a permite un grad ridicat de sigurană în general şi pentru a împiedica vibraiile parazite în particular. La maşini mari de peste 200 MW carcasa se segmentează în trei pări pentru a facilita transportul pe căile rutiere, limita transportabilă azi pe pneuri fiind în jur de 300 tone foră. Datorită forelor dinamice enorme implicate, nivelul vibraiilor trebuie riguros limitat, iar rotorul foarte bine echilibrat. Dezvoltarea marilor alternatoare va fi însoită de dezvoltarea unor tehnici superioare de echilibrare dinamică şi de calculare exactă a treptelor critice de turaie. La noi în ară la Întreprinderea Ma şini grele - Bucure şti IMGB, există un modern stand de echilibrat rotoare corespunz ătoare unor trepte de putere unitar ă până la 1 000 MW. 126
Etanşarea bună a lagărelor pentru ma şinile răcite cu hidrogen este de mare importan ă şi se realizează cu lagăre de etan şare speciale. Dintre variantele experimentale pân ă azi s-a impus în special lagărul de tip inelar, a c ărui prezentare schematică este dată în fig. 3.6. Acest tip de lagăr s-a folosit cu succes şi la CNE cu grupuri de 1200 MW deoarece grosimea filmului de ulei este de câteva ori mai mare fa ă de alte tipuri de etan şare [1, p.339].
Fig. 3.6. Etan şări pentru H2 de tip inelar
3.1.4. EVACUAREA PIERDERILOR DE PUTERE DIN TURBOGENERATOARE În ultimele decenii, puterea alternatoarelor a crescut de câteva ori mai repede decât greutatea şi volumul lor, impuse de limit ările în transporturi, gra ie metodelor de r ăcire tot mai perfecionate, s-a ajuns la o cre ştere exponen ială a eficienei cu care sunt utilizate materialele într-un alternator de mare putere. Astfel dac ă în 1940, puterea specific ă a alternatoarelor era de circa 0,5 kW/kg, s-a ajuns la 0,1 kW/kg. în 1960, respectiv la 2,5 kW/kg în anul 1980. Această stare de fapt a adus la creşterea în aceeaşi proporie a pierderilor de putere şi care sunt azi în jur de 30 W/kg, raportarea f ăcându-se la maşina completă. Pentru maşini de putere mai mare s-a depăşit cu mult această valoare, în special pentru înf ăşurarea rotorică deoarece rotorul are posibilităi sporite de răcire ca element turnant al maşinii. Se doreşte ca rotorul să poată produce o solenaie de excitaie cât mai mare pentru a permite funcionarea maşinii cu factor de putere inductiv de valoare redusă, dar în acelaşi timp, datorită solicitărilor dinamice excepionale din zona capetelor de bobină nu se poate spori volumul rotorului peste o valoare limită, menionată anterior. În tabelul 3.3, se dau pierderi1e în cuprul marilor alternatoare raportate la unitatea de greutate [4]. Tabelul 3.3 Pierderi1e în cuprul marilor alternatoare Puterea unitară, [MW] Pierderi specifice, [W/kg] Înf ăşurarea statorică Înf ăşurarea rotoric ă 800 150 500 1500 320 1100
Scoaterea din uz a alternatoarelor se face în mod normal datorit ă îmbătrânirii izolaiei. Pentru a preveni îmb ătrânirea rapidă a izolaiei, temperatura maxim ă din maşină trebuie limitată superior, evitate cu stricte e supratemperaturile accidentale. Din acest motiv varia ia temperaturilor ma şinii se ine sub observa ie de c ătre personalul de exploatare. Măsura temperaturilor înf ăşurărilor statorice şi a dinilor statorici ai circuitului magnetic se face, pentru ma şinile mari cu 6 - 9 termocuple. Temperatura rotorului se deduce 127
comparând tensiunea şi curentul de excita ie cu o scară ohmetrică gradată în centigrade. O caracteristică a marilor maşini este întrefierul destul de mare pentru a putea realiza un raport de scurtcircuit limitat inferior din motive de stabilitate a func ionării. Un întrefier mărit necesită o solenaie de excitaie sporită, deci o înc ălzire a rotorului mai mare. Un efect pozitiv în mărirea întrefierului este totu şi faptul că ventilaia gazului de r ăcire se face mai eficient.
Răcirea indirectă cu aer Aerul preia temperatura, în mod indirect, de la suprafa a rotorului şi statorului. Aceste suprafee sunt încălzite la rândul lor de conductoare prin intermediul izola iei, transmisia căldurii f ăcându-se printr-o serie de rezisten e termice atât pentru stator cât şi pentru rotor, a şa cum se arată în diagrama din fig. 3.7. a şi b. Tolele statorice sunt r ăcite mai uşor deoarece sunt prevăzute din loc în loc canale circulare radiale printre pachetele de tole. Se vede c ă există o cădere de temperatură considerabilă între conductorul din cupru şi mediul de răcire în cazul răcirii convenionale (indirecte) pentru care se pot trage câteva concluzii generale în vederea reducerii acestei căderi de temperatur ă: a) Variaia grosimii izolaiei influenează în acelaşi sens variaia gradientului de temperatură. Reducerea grosimii izola iei nu se poate face decât pân ă la limita la care rigiditatea dielectrică pentru materialul respectiv mai este asigurat ă.
Fig. 3 7 Supratemperaturile dintr-un alternator r ăcit cu aer a)- pentru stator b)- pentru rotor b) Căderea de temperatură între curentul de aer şi suprafaa rotorului reprezint ă bariera de transfer de c ăldură şi poate fi redusă prin cre şterea turbulenei sau şi prin cre şterea coeficientului de transfer al gazului folosit. Exist ă un compromis pe care proiectantul trebuie să îl realizeze între volumul pierderilor Joule şi prin curen i turbionari şi histerezis care trebuie evacuate din ma şină. Circulaia aerului este asigurată de cele două ventilatoare axiale dispuse la capetele rotorului. Dac ă puterea de ventila ie este insuficientă în acest fel se folose şte adiacent încă un ventilator buster plasat sub alternator c ătre limita de putere pentru care aerul ca mediu de răcire mai poate fi acceptat şi care a fost de 60 MW. Aerul de ventila ie este absorbit de la ieşirea din schimbătoarele de căldură cu apă plasate sub alternator, în zona median ă, urmând un circuit închis. O parte ajunge în întrefier r ăcind suprafaa rotorului, suprafe ele interioară şi exterioară a statorului, pachetele de tole statorice. O parte din aerul vehiculat este folosit pentru etanşarea lagărelor pentru ca s ă nu pătrundă aer cu impurităi (praf de cărbune de la excitatrice) din sala maşinilor în alternator. Pierderile de aer sunt suplimentate totu şi cu aer 128
din exteriorul ma şinii admis în ma şină însă printr-un filtru. Zonele depresionare din p ările laterale interioare şi zonele de suprapresiune create de ventilator în zona median ă a alternatorului trebuie în elese ca fiind cilindrice, de jur împrejurul rotorului, fig. 3.8. a, b.
Fig. 3.8. R ăcirea rotorului a)Răcirea indirectă cu aer în circuit închis 1.Răcitorul cu apă 2.Filtrul de aer 3.Rotorul generatorului 4.Înf ăşurarea statorică 5.Uşa de vizitare 6.Etanşarea cu apă A.depresiune B.suprapresiune C.camera aerului cald E.etanşarea b)Schema de circula ie a H2 la răcirea directă a rotorului în sistemul transversal M.pachet de tole statorice N.rotorul
129
Răcirea directă cu gaz Răcirea cu aer nu trebuie privit ă ca învechită. Dimpotrivă, sunt în func iune o mulime de alternatoare de 30 MW şi astăzi chiar de 330 MW, complet r ăcite cu aer. La aceste ma şini conductoarele sunt tubulare, permi ând evacuarea căldurii în mod direct. Construirea unor maşini atât de mari răcite complet cu aer în mod direct a adus o bogat ă experienă şi o mai bună înelegere a fenomenului aerodinamic de evacuare a pierderilor; s-au eviden iat calităile superioare şi ale altor medii de r ăcire, comparativ cu aerul, fapt ce a dus la înlocuirea acestuia din urmă, tabelele 3.4.1, 3.4.2. Tendin a modernă este de a reveni la r ăcirea clasică cu aer, după un studiu intens al rezisten elor aerodinamice efectuat pe modele. Răcirea directă cu hidrogen Din tabel rezultă o serie de avantaje legate de folosirea hidrogenului: a) Prin folosirea H 2 pur, pierderile prin ventila ie se reduc de 14,3 ori fa ă de aer, în condiii identice de presiune şi temperatură. În realitate amestecul gazos în corpul generatoarelor con ine circa 3 % aer, vapori de ap ă etc., fiind numai de aproximativ 10 ori mai uşor decât aerul. Cu toate acestea reducerea pierderilor de putere prin ventila ie în cazul H 2, (la TG răcite cu aer aceste pierderi înseamn ă 0,3 - 0,5 din pierderile totale) conduc la o creştere de aproximativ 1% a randamentului generatorului. Tabelul 3.4.1 Sisteme de răcire
Obs. 1. Viteza de circulaie de referină a aerului este de 40 m/s. Obs. 2. Principalele caracteristici fizice ale diferitelor medii de r ăcire utilizate, sunt raportate la caracteristicile fizice ale aerului, considerat la presiunea de 760 mm col Hg şi 20oC.
130
Tabelul 3.4.2. Răcirea statorului şi a rotorului
b) Faptul c ă hidrogenul are c ăldura specifică de 14,3 ori mai mare decât aerul, este compensat de greutatea sa specific ă de 14,3 ori mai mic ă astfel că în condiii egale de debit volumetric, temperatur ă, capacitatea de evacuare a H 2 este egală cu cea a aerului. În realitate însă H2 este puin dezavantajat din cauz ă că nu este 100 % pur. c) Coeficientul de transmitere a c ăldurii de 1,33 - 1,35 dă posibilitatea sporirii încărcării generatorului la aproape 125 % fa ă de cea corespunz ătoare răcirii cu aer.
Fig. 3.9 Componentele supratemperaturii dintr-un alternator r ăcit cu H2 d) Prin răcirea cu H2, sporeşte securitatea în exploatare a materialelor electroizolante şi durata lor de viat ă creşte pentru că nu mai sunt atacate de oxigenul din aer şi de vaporii de apă, iar în cazul unui scurtcircuit intern, arderea nu este între inută de H 2 curat. Trebuie avut în vedere că pătrunderea aerului în propor ie începând cu 25% formeaz ă un amestec puternic exploziv cu hidrogenul, motiv pentru care exist ă întotdeauna o suprapresiune de cel pu in 0,035 x 10 5 N/m2 în interiorul alternatorului. e) Eficiena răcirii cu H2 sporeşte dacă presiunea creşte în intervalul 1‚5...3 5 x 105 N/m2. Peste acest interval, cresc pierderile prin ventila ie şi se accentuează problema etanşării. 131
Spre exemplu folosirea H 2 la o presiune de 3 x 10 5N/m2 permite creşterea sarcinii alternatorului la 125% ‚ faă de sarcina corespunz ătoare presiunii de 1,033 10 5 N/m2 Există totuşi şi unele dezavantaje în cazul utiliz ării hidrogenului, astfel: a) Blindarea carcasei care trebuie s ă reziste unei eventuale explozii şi care devine mai grea cu 50 - 80 %‚ iar toate etanşările trebuiesc executate şi controlate. b) Sunt necesare instala ii suplimentare: de CO 2 sub protecia cărora se împiedică ca H2 să ajungă în contact cu aerul prin ulei pentru asigurarea func ionării etanşărilor axiale cu ulei. c) Spaiile închise în care se poate acumula hidrogenul care scap ă prin neetanşeităi pot fi sediul unor explozii (de ex. tubulatura barelor capsulate). Avantajul răcirii directe cu hidrogen, fa ă de răcirea indirectă este ilustrat sugestiv în fig. 3.9. In plus se vede c ă eficiena răcirii creşte o dată cu creşterea presiuni gazului.
Răcirea directă cu lichid. Răcirea completă cu apă Pentru maşinile de putere limit ă ca şi pentru cele de puteri relativ mai mici, utilizarea apei ca mediu de răcire în locul hidrogenului conduce la avantaje remarcabile, astfel: - carcasa este de construc ie uşoară; - lagărele de etan şare sunt de construc ie simplă cu labirini; - rotorul nu are ventilator; - întrefierul comport ă un cilindru care separ ă util spaiul statorului de cel al rotorului. Apa este folosită pentru răcirea directă a înf ăşurărilor şi indirect pentru r ăcirea pachetului de tole statorice. Folosirea avantajelor sporite pe care le prezint ă apa, legat de evacuarea eficientă a pierderilor din alternator este evident ă; în fapt puterea de pompare necesară circulaiei apei de răcire este neglijabilă în comparaie cu puterea de ventilare la maşinile răcite cu hidrogen, iar pierderile prin frecare cu gazul sunt aici reduse. Astfel, de exemplu, pierderile pentru un alternator de 1000 MW se cifreaz ă la 14 MW. Pentru evacuarea acestor pierderi prin hidrogenul circulând axial prin rotor, trebuie utilizat ă o putere de ventila ie de aproximativ 1400 kW. Dac ă însă se foloseşte r ăcirea cu apă directă a înf ăşurărilor, evacuarea acelora şi pierderi necesită o putere de pompare sub 100 kW. Tendina de compactizare a construc iei alternatoarelor moderne este de mult facilitat ă de introducerea apei ca mediu de r ăcire, prin suprimarea schimb ătoarelor de c ăldură din interiorul carcasei care trebuia s ă fie şi rezistentă la explozie. Astfel, de exemplu, în 1940 puterea specifică a celor mai mari alternatoare a fost de aproximativ 0,5 kW/kg şi a atins 1kW/kg în 1960. La noile ma şini realizate în anul 1980 aceast ă putere specifică va depăşi 2,5 kW/kg. Factorul de utilizare al p ărilor active poate fi net crescut, iar realizarea de ma şini de 2 - 3 GVA este absolut posibilă prin acest sistem nou de r ăcire prin care practic se dubleaz ă şi chiar triplează densităile de curent în înf ăşurări (20 - 30 A/mm 2). Perfecionarea construc iei alternatoarelor a atras îns ă după sine şi o creştere rapidă a pierderilor specifice care la ma şinile de mare putere au atins valori remarcabile, conform tabelului 3.3. Apa de răcire este o apă foarte curată cu conductibilitate electric ă de circa 0,3 µS/cm (de regulă sub 2.5 µS/cm). În fig. 3.10. se dau seciuni prin ancoşele statorice răcite direct cu apă pentru cazurile în care toate, sau numai o parte din conductoarele fasciculare sunt tubulare. Exist ă mai multe soluii pentru aducerea apei la conductoarele fasciculare. Una din cele mai folosite de marile alternatoare, printre care şi cel românesc de 330 MW, este acela în care cele dou ă bare statorice pe ancoşă reprezintă şi un drum hidraulic pentru apa de r ăcire, fiind racordate prin câte două conducte elastice din teflon la dou ă colectoare inelare dispuse în zona frontal ă a maşinii, aşa cum se indică în detaliu în fig. 3.11. 132
Alimentarea cu ap ă a rotorului se realizeaz ă printr-un canal dublu, coaxial practicat în arbore, din care se alimenteaz ă în paralel toate conductele anco şelor rotorice, în mod echilibrat. Notă: Pachetul de tole statorice este răcit indirect prin tuburi de oel inoxidabil introduse presat, prin care circulă apa de răcire. În stadiul actual al tehnicii, răcirea directă cu apă a tolelor este exclusă deoarece sporeşte pericolul degradării izolaiei statorice şi poate provoca coroziunea tolelor. Este unul din dezavantajele sistemului la care se adaugă nivelul de realizare tehnică care este de o înaltă tehnicitate.
Fig. 3.10 Seciuni prin ancoşe statorice înf ăşurate fiind răcite direct cu ap ă A - conductor elementar cu canal de r ăcire interior; B - conductor elementar de sec iune plină C - izola ia ancoşei; D - pană
Fig. 3. 11. Sistem de aducere a apei de r ăcire la barele înf ăşurărilor statorice A - colector inelar de apă; B - conducte elastice din teflon; C - cameră de apă; D - bare elementare
Fig. 3.12. Schema r ăcirii complete cu ap ă a unui turbogenerator tetrapolar destinat unei CNE: - filtru. - pompă principală; - măsura conductivit ăii electrice; - răcirea apei de retur; - pompele pentru circuitul hidraulic rotoric; - reglarea temperaturii;
133
- etanşarea frontală a circuitului hidraulic folosită; rotoric; - cilindrul izolant din întrefier; - rezervor tampon; - spaiul umplut cu N2. - circuitul de purificare a unei cote din apa În fig. 3.12 se prezint ă un alternator r ăcit complet cu apă. O noutate adusă de acest sistem de răcire este folosirea unui cilindru izolant rezistent plasat în întrefier; etan ş la gaz, el separă spaiul cuprinzând rotorul, de spa iul statorului. În plus el evită ca eventualele scăpări de apă rotorice să pună în pericol statorul şi permite de asemenea ca în spa iul rotoric să se facă un vid parial de circa 0,35 x 10 5 N/m2, diminuând astfel net pierderile prin frecarea aerului cu rotorul (suprafa a sa interioară este de altfel mai puin rugoas ă comparativ cu cea a statorului). Statorul poate fi astfel imersat într-un gaz inert, de pildă azot care să împiedice întreinerea oricărui incendiu; a şadar, cilindrul din întrefier d ă posibilitatea de a utiliza, în cele dou ă spaii, fluide diferite şi sub presiuni diferite. De remarcat că sistemul prezentat poate fi optimizat, dacă este cazul prin folosirea: - tehnicii frigului, cu o temperatur ă de intrare apropiat ă de 00C, - creşterea punctului de fierbere al apei, presurizând superior circuitul apei din rotor. Datorită calităilor sale, sistemul răcirii complete cu ap ă prezintă avantaje atât pentru maşinile mari cât şi pentru ma şinile mai mici pân ă la cele răcite cu aer. Mai mult decât atât, sa introdus chiar şi la maşini hidrogeneratoare cu puteri începând cu 80 MW, de şi hidroagregatele au condi ii de răcire cu aer net avantajoase turbogeneratoarelor datorit ă spaiului şi deci a suprafeelor de schimb de c ăldură mult sporite.
Răcirea directă cu lichid. Răcirea cu apă şi ulei Se referă la răcirea cu ulei doar a pachetului de tole statorice, în mod direct prin canale longitudinale. Uleiul care se infiltreaz ă între tole este oprit de cilindrul din întrefier de a ajunge la rotor. De fapt uleiul care se infiltreaz ă la începutul tolelor, colmateaz ă, consolidând canalul principal de r ăcire. Folosirea uleiului este justificat ă nu numai pentru r ăcirea tolelor dar şi pentru proprietăilor sale de amortizare a vibra iilor. Pe de altă parte, riscul unui incendiu este exclus, deoarece statorul este imersat în azot. Introducerea uleiului trebuie privit ă ca o extrapolare a posibilit ăilor de răcire completă şi directă prin lichide. Folosirea uleiului şi pentru înf ăşurări nu este oportun ă. puterea instalată în unităile de pompare s ărind de aproximativ 6 ori, datorit ă creşterii vâscozităii în raport cu apa. Răcirea directă cu lichid. Răcirea combinată cu gaz şi lichid Pentru stadiul actual al construc iei de alternatoare, majoritatea unit ăilor mijlocii şi mari sunt răcite direct cu ap ă - în înf ăşurările statorice - şi cu hidrogen - înf ăşurarea rotorică în mod direct şi fierul statoric, indirect. Practic toate ma şinile începând cu puterea unitar ă de 200 MW beneficiază de acest sistem de răcire combinată, cu toate avantajele şi dezavantajele care decurg de aici, men ionate anterior. Principial, o sec iune printr-o ma şină răcită cu apă, este prezentat în figura 3.13. Acest sistem de r ăcire este oportun şi pentru ma şini de putere foarte mare de peste 1 GVA, tetrapolare, pentru CNE, spa iul mai mare la astfel de ma şini pentru rotor nu face absolut necesar ă introducerea apei în înf ăşurarea rotoric ă. Acest sistem de răcire combinat este, dup ă unii specialişti, o direc ie sigură de urmat în construcia alternatoarelor care elimin ă pierderile în mod eficient. Astfel hidrogenul r ăceşte miezul statoric în mod direct evacuând energia termic ă care este func ie numai de tensiunea generatorului, nu şi de sarcina lui. Pierderile din înf ăşurarea statoric ă sunt, la rândul lor evacuate eficient prin răcire directă cu apă. Răcitoarele de hidrogen au presiunea apei de r ăcire inferioară presiunii hidrogenului 66
deoarece pătrunderea apei în ma şină ar putea provoca coroziunea pachetului de tole statorice şi deci pierderi prin cureni turbionari.
Instalaii anexe sistemului de răcire Răcirea alternatoarelor implic ă şi existena unor instala ii auxiliare care asigur ă: - supravegherea echipamentului; - alimentarea cu H2, respectiv CO 2 şi etanşarea lagărelor; - alimentarea cu ap ă de răcire directă a înf ăşurărilor. Instalaiile de supraveghere şi control Instalaiile de supraveghere şi control sunt necesare pentru a ine sub observa ie parametrii sistemului de răcire folosit cu ajutorul unor aparate şi instrumente specializate acestui scop. Mărimile urmărite sunt urm ătoarele:
Fig. 3.13. Schema de r ăcire simplificată a unui TG: - răcire cu H2 a rotorului şi flerului statoric, şi - răcire directă cu apă a barelor statorice. 1- sistemul de etan şare a lagărelor; 2- ventilator axial; 3- colectoarele de apă caldă; 4- colectoarele de apă rece; 5- capetele de bobine statorice;
6- pachete de tole statorice; 7- schimbătoarele de c ăldură apă /hidrogen; 8- carcasa alternatorului rezistent ă la o eventuală explozie.
a.Temperaturile, obinute cu ajutorul termocuplelor, termorezisten elor sau a termometrelor, plasate la ieşirea agentului de r ăcire din schimbătorul de căldură (răcitori), valoarea respectiv ă fiind citită pe un instrument de pe panoul de control al fluidului de r ăcire folosit. b.Presiunile sunt m ăsurate în montaj obi şnuit sau diferen ial pentru sistemul de etanşare, fluidul de răcire şi respectiv pentru fluidul secundar de r ăcire din schimbătoarele de c ăldură. Manometre difereniale cu contacte m ăsoară diferena de presiune între dou ă puncte în acela şi circuit sau între dou ă circuite separate. De exemplu: Presiunea diferen ială între H2 din carcasa alternatorului şi apa de răcire din înf ăşurarea statorică apare pentru c ă în orice moment presiunea apei trebuie s ă fie inferioară şi această diferenă de presiune este mai sigur indicat ă de manometre separate. În plus, manometrele diferen iale facilitează acionarea unei alarme. c.Puritatea agentului principal de r ăcire se referă la securitatea exploatării alternatoarelor care folosesc H2, dedusă prin mai multe metode. În una dintre acestea se compar ă conductivitatea termică a hidrogenului de m ăsurat cu cea a hidrogenului presupus pur 100% şi care este stocat în cilindri speciali. Măsurătoarea indică abaterea amestecului gazos din alternator fa ă de cel 66
standard care nu trebuie s ă fie sub 95 %. d.Conductivitatea apei de r ăcire, la temperatura normal ă de lucru nu trebuie s ă întreacă 2 µS/cm. Impurităile afectează sensibil conductivitatea dincolo de parametrii normali ai apei de răcire a înf ăşurări lor, de exemplu temperaturile peste punctul de fierbere al apei au acela şi efect nefavorabil. În acest fel, analizorul de conductivitate al apei este un indicator direct al purităii şi indirect al temperaturii. Exist ă de asemenea indicatoare permanente de vitez ă a apei şi uleiului în sistemele respective precum şi ocazional, pentru fluxul de H 2. Conductivitatea electrică a apei se controlează de regul ă în trei puncte ale circuitelor de ap ă: la intrarea apei în generator, la ie şirea din generator şi la ieşirea din instalaia de demineralizare şi deionizare. În felul acesta se identific ă mai uşor cauzele unei eventuale modificări survenite în conductivitatea electric ă a apei. e.Gradul de uscare al H 2 este ameliorat prin folosirea usc ătoarelor de gaz conectate la sistemul de circulaie al H2: o anumită cantitate de H2 din alternator este by-passat din fluxul principal în uscătorul de gaz unde se înl ătură umiditatea, iar gazul uscat este returnat sistemului. Umezeala poate apare la umplerea cu H 2 a alternatorului precum şi din alternatorul însu şi. Toate aceste elemente de supraveghere sunt capabile s ă iniieze o alarmă, să declanşeze pornirea de elemente de rezerv ă ale sistemului de răcire, respectiv să declanşeze grupul dacă parametrii controla i întrec limitele domeniului.
Instalaii de alimentare cu H2, CO2 şi aer comprimat În mod obi şnuit, în centralele electrice hidrogenul şi respectiv bioxidul de carbon sunt aduse în butelii la presiune ridicat ă (150 x 10 3 Pa). Mai rar H 2 se aduce în autocisterne sau se fabrică în centrală prin electroliza apei. Normativele cer ca fiecare generator s ă se poată alimenta de la un grup propriu de butelii care se monteaz ă pe un stelaj în afara s ălii maşinilor; rezerva de hidrogen pe 10 zile asigur ă o umplere a celui mai mare generator din central ă. Reducerea presiunii H 2 de la 150 1a 2 - bari se face prin dou ă trepte de reductoare de presiune care realizează automat reducerea şi reglarea presiunii. Evacuarea hidrogenului se face cu CO 2 după care generatorul se sufl ă cu aer comprimat. La umplerea ma şinii din nou cu H 2 se introduce CO 2 până la umplerea complet ă a maşinii, conform schemei din fig. 3.14.
Fig. 3.14. Schema de alimentare a generatoarelor de H 2, CO2 şi aer comprimat
66
A - butelii de H 2; B - butelii de CO 2; C - generatoarele centralei; D - conductă de aer comprimat (5-8 ata); E - decongelator de CO 2; F - ventil reductor de presiune 140/6-10 ata; G - ventil automat pentru reducerea şi reglarea presiunii 6-10/2-5 ata; H - e şapare în atmosfer ă.
Fig. 3.15. Sistem de etanşare cu ulei al arborelui generatorului împotriva scăpărilor de H2 Legenda: a)etanşare de tip inelară; b)etanşare de tip axial ă; c)instalaiile uleiului de etan şare; A-generatorul; B-dispozitive de etanşare prin ulei sub presiune; C-rezervor de ulei pentru turbină; D-rezervor intermediar de ulei; E-rezervor cu vid; F-degazoare cu hidrogen; G-răcitoare de ulei; H-filtre; I,K-traductoare difereaiale de presiune;
O,P-ventile comandate de plutitoarele rezervoarelor; L,N-ventile comandate de traductoarele de diferenă de presiune; M-motoare; R-pompe; S-pompă de vid; T-conducta uleiului de comandă şi reglare a turbinei; V-conducte de umplere;
67
- conducta de ulei parcurs ă în regim normal de func ionare; - conducta de ulei care nu este parcurs ă de ulei în regim normal de func ionare; - ventil.
Etanşarea arborelui generatorului Etanşarea arborelui generatorului împotriva sc ăpărilor de H2 este un element de securitate deosebită în func ionarea generatorului. Sunt dou ă tipuri principiale diferite de etan şare a arborelui (respectiv a lagărelor rotorului): de tip inelar cu fa ă cilindrică şi de tip inelar cu fa ă plană, scopul final fiind minimizarea pierderilor de H 2 în mod obi şnuit se foloseşte ulei pentru etanşare. O mică tolerană este prevăzută între suprafa a de etanşare şi suprafaa arborelui rotoric, iar uleiul sub presiune este for at s ă pătrundă în spaiul circular astfel creat, rezultând efectul de etan şare. Figura 3.15 indic ă principiul de func ionare al sistemelor de etan şare. În sistemul de etan şare cu inel mobil, cu fa ă cilindrică, figura 3.15.a., inelele de etan şare sunt dou ă elemente de lagăr în miniatură în bun contact radial cu suprafa a arborelui, dar inute separate de un arc de sigurană. Uleiul de etanşare este forat să pătrundă în spaiul dintre cele dou ă elemente inelare de lagăr şi trece în dou ă direcii opuse axial de-a lungul arborelui. în fig. 3.15.b., unde se arată al doilea sistem, elementul de etan şare este realizat printr-un mic lag ăr care este în contact bun axial cu un um ăr plat strunjit pe arbore, fiind astfel presat de resoarte spirale sau de presiunea uleiului însu şi. Uleiul de etanşare este forat să pătrundă de data asta radial, între arbore şi inelul de etanşare presat axial. Pentru marile alternatoare este mai potrivit primul sistem, deoarece: - filmul de ulei între inelul de etanşare şi arbore este de câteva ori mai sub ire faă de filmul de ulei în cazul celui de al doilea sistem, ceea ce face s ă crească sigurana în funcionare chiar şi atunci când există pierderi momentane de presiune de ulei la trecerea de pe alimentarea principal ă pe cea de rezervă; - deplasarea axială care datorită dilatărilor arborilor poate atinge câ iva cm la marile grupuri, fac inadecvat pentru aceste ma şini de mare putere, tipul de etan şare axială. Meninerea unei suprapresiuni a uleiului de etan şare a generatorului, fa ă de hidrogen conduce la pătrunderea axială în generator a unei cantit ăi de ulei care absoarbe circa 10% din volumul său, hidrogen. La ie şire absoarbe circa 10% aer pe care-l introduce în ma şină amestecându-l cu hidrogenul. Acest fenomen creeaz ă probleme serioase exploat ării care deocamdată se rezolvă prin introducerea de H 2 pur în ma şină care să înlocuiască amestecul H2 + aer, pătruns în mod nedorit în alternator. Prin perfec ionarea etanşărilor cu ulei se urm ăreşte diminuarea H2 de completare pur introdus în alternator. (De aceea pentru un alternator de 315 MW se introduce la 24 h, ≈17 Nm3 H2). Instalaiile uleiului de etan şare sunt prezentate schematic în fig. 3.15 c. Din spa iul de hidrogen, se trece la bateria de degazare F, unde se elimin ă H2 absorbit; în continuare, împreună cu uleiul din spa iul de aer al alternatorului, ajunge în rezervorul cu vid E, unde gazele părăsesc uleiul. Reglajul debitului de ulei se face de ventilul 0 comandat de plutitorul rezervorului D. Uleiul filtrat şi răcit intră în sistemul de etanşare, antrenat fiind de grupul de 2 pompe, una alimentată în curent alternativ, alta alimentat ă în curent continuu. Prin ventilul (1) comandat de traductorul diferen ial de presiune se regleaz ă presiunea uleiului astfel ca să fie superioară presiunii H2. Instalaii de alimentare cu apă de răcire directă Instalaii de alimentare cu ap ă de r ăcire directă sunt prezentate schematic în fig. 3.16. 149
Două pompe dimensionate 100% fiecare asigur ă circulaia apei de r ăcire prin dou ă schimbătoare de căldură de tip apă - apă, de asemenea calibrate 100% fiecare. Aproximativ 1% din fluxul de ap ă este derivat prin instala ia de deionizare şi demineralizare în scopul meninerii conductivităii electrice a apei sub 2 µS/cm. La ieşirea din instalaia de demineralizare şi deionizare, apa este trecut ă printr-un filtru, dublat la rândul s ău printr-un filtru de rezervă, după care toată apa înainte de intrare în tubulatura fin ă a barelor statorice ( şi eventual rotorice) este filtrat ă. De fapt, introducerea pentru prima dat ă a apei în alternator se face prin trecerea prin filtru şi instalaia de demineralizare şi deionizare şi numai după ce alternatorul şi-a umplut înf ăşurările în acest fel, apa intr ă în circuitul general descris mai sus. H2 care pătrunde în apă este îndepărtat prin partea superioar ă a rezervorului de ap ă, prin contorul de gaz. De remarcat că pentru men inerea unei purită i înalte a apei tot circuitul este executat îngrijit şi din materialele necorodabile: cupru, o el inoxidabil, teflon, iar rotoarele pompelor din aliaj special de Ni, cur ă ite ini ial prin metode chimice.
Fig. 3.16. Instala iile sistemului de răcire cu apă a înf ăşurărilor statorice ale unui generator sincron. A - generator sincron: B - colectoare de apă; C - rezervor tampon de apă; D - filtre; E - instalaie de demineralizare şi deionizare a apei; F – răcitoare (schimbătoare de căldură apă - ap ă; G - reductor de presiune; H - contor de gaze; I - ventil de sigurană; K - debitmetre; L - indicatoare de conductibilitate electrică a apei; M - manometre; N - termometre cu rezistenă; P - pompe; R - ventile antiretur; S servomotoare de acionare a ventilelor de reglare; T - conductă de apă de adaos; U - conductă de ocolire;
- ventil deschis; - ventil închis; Presiunea statică în circuitul de ap ă este stabilizată prin regulatorul de presiune amplasat între rezervorul de ap ă tampon şi contorul de gaz. 150
Prin termometre cu rezisten ă amplasată la intrarea şi ieşirea apei din generator se urmăreşte meninerea temperaturii înf ăşurărilor cât mai aproape de temperatura fierului statoric în vederea reducerii solicit ărilor termice a izola iei crestăturii. În final regulatorul de temperatură acionează asupra unei vane prin care este reglat debitul de ap ă care ocoleşte schimbătoarele de c ăldură. La delest ări bruşte ale generatorului cu sistemul descris mai sus nu se poate face un reglaj rapid, inând cont de cantitatea mare de ap ă din înf ăşurări şi de faptul că viteza de circula ie este relativ redus ă. Astfel se aplică o a doua by-passare în paralel cu circuitul apei din generator, prev ăzută cu un ventil de reglare ac ionat de un servomotor electric prin manevrarea c ăruia se reduce brusc debitul de ap ă de răcire prin generator.
3.1.5. RĂCIREA TURBOALTERNATOARELOR DESTINATE CNE Dezvoltarea tehnicilor de conversie electric ă a energiei cu ajutorul CNE a condus la anumite condiii pentru partea electric ă, la generator în primul rând. Reactoarele nucleare folosite pe scară largă sunt cele de tip PWR sau BWR respectiv func ionând cu ap ă în fierbere, având o putere termic ă la ieşire de până la 3800 MWt. Ele produc abur cu parametri de ordinul a 6 MPa presiune absolut ă şi temperatură de 2800 C şi pot aciona turbine până la 1350 MW. Datorită parametrilor coborâ i ai aburului şi a marii cantităi de abur umed la ieşire, se preferă turbine pentru 1500/1800 ture/min. Generatoarele sunt de tipul rotor cilindric cu 4 poli. Spa iul rotoric mai mare oferit de aceste ma şini tetrapolare fa ă de cele bipolare fac ca sistemul de răcire combinată cu apă şi hidrogen s ă fie adecvat. Cu vâscozitatea sa coborât ă‚ capacitate termică înaltă şi absena pericolului incendiilor, apa este în mod deosebit indicat ă pentru răcirea multiplelor conductoare sub iri şi tubulare transpuse în interiorul barei statorice. Crestăturile rotorice relativ adânci şi solenaia relativ redus ă pe pol rotoric cerut ă în proiectarea unei ma şini tetrapolare a f ăcut posibilă limitarea pierderilor de putere de excita ie. Pentru compara ie, aceste pierderi rotorice la o ma şină de 1 200 MW tetrapolar ă (rotorul cânt ăreşte 175 tone) sunt doar cu pu in mai mari decât ale unei ma şini bipolare de 500 MW. Densitatea de putere în înf ăşurarea rotoric ă este prin urmare mult mai mic ă decât în cazul corespunzător al unui rotor bipolar (care ar fi şi de un volum mai redus) şi în consecină răcirea cu hidrogen este foarte indicată pentru rotoare chiar şi de această putere mare. Răcirea cu hidrogen este folosit ă de asemenea pentru r ăcirea miezului statoric, a plăcilor frontale care preseaz ă miezul, precum şi ecranele din cupru extinse deasupra pl ăcilor frontale (acestea din urm ă se folosesc pentru minimizarea pierderilor suplimentare în zona capetelor de bobin ă). Tura ia pe jumătate faă de maşinile bipolare permite folosirea unor parametri superiori ai hidrogenului de r ăcire. Bunăoară, pentru exemplu citat al ma şinii de 1200 MW rot/min. presiunea absolut ă a hidrogenului este de 618 kPa (6,18 bari). Spa iul din întrefier lucrează ca o cameră de colectare a gazului fierbinte de unde este extras de ventilatoarele axiale de pe rotor şi recirculat prin r ăcitorii de hidrogen (conform descrierii anterior f ăcută în capitolul 3.4.4.).
3.1.6. EVACUAREA PIERDERILOR DE ENERGIE DIN HIDROALTERNATOARE În ultimul timp, hidroalternatoare (HG) de mare putere (75 ÷175 MW) şi foarte mare putere (500÷700 MW), precum şi de putere unitar ă mai mică dar cu complica ii tehnologice deosebite - cum sunt grupurile bulb - au adus în fa a proiectantului de ma şini electrice probleme contradictorii legate de cre şterea vertiginoasă a puterii unitare pe de o parte şi de limitările tehnologice de realizare şi de transport de la fabrica constructoare la CHE, pe de alt ă parte. La HG însă, anumite particularit ăi constructive au f ăcut ca sistemele de răcire aferente 151
să difere uneori substan ial sau pur şi simplu să fie inadecvate, comparativ cu cele întâlnite la turboalternatoarele (TG). Progrese importante s-au f ăcut prin introducerea şi a apei ca mediu de răcire directă a înf ăşurărilor în locul aerului.
Oportunitatea răcirii cu H2 La HG, datorită roii polare ancombrante, raportul MW/tf este cu mult inferior fa ă de cel de la un TG de putere similar ă şi deci este clar c ă introducerea H2 ca mediu de răcire ar spori enorm greutatea ma şinii prin consolidarea carcasei astfel încât aceasta s ă reziste unei eventuale explozii interne. La acest dezavantaj esen ial se adaugă şi cel legat de costul şi spaiul afectat instalaiilor suplimentare privind gospod ăria de H2, şi C0 2. A şadar pentru HG, introducerea H2 în locul aerului nu justifică nici pe departe avantajele citate în mod curent pentru TG, fa ă de dezavantajele mai sus semnalate. Răcirea clasică cu aer Pentru marea majoritate a HG mici şi mijlocii acest sistem a fost şi este încă privit ca foarte simplu şi eficient. Drumul curentului de aer este aproximativ toroidal, trecând printre stator şi rotor şi exteriorul statorului, aerul str ăbate schimbătoarele de c ăldură (bateriile de răcire) cu apă, fiind propulsat de ventilatoarele axiale ale rotorului, ca în fig. 3.17. Atunci când rezult ă o temperatură prea scăzută pentru aerul de r ăcire, se pot scoate din circuitul hidraulic o parte din fluxul de aer cald fiind folosit practic în exclusivitate la HG din S.E.N. al României. Marile hidrogeneratoare de la CHE „Porile de Fier” sunt răcite tot în circuit închis cu aer trecut prin baterii de răcire.
Fig.3.17. Scheme de r ăcire cu aer a) în circuit deshis; b)în circuit închis; c) curbele puterilor limit ă pentru hidrogeneratoare; I - răcire indirectă cu aer; II - r ăcire directă cu apă;(K a = factorul de ambalare).
Răcirea cu apă a statorului şi cu aer a rotorului Răcirea cu apă a statorului HG nu difer ă, principial vorbind de r ăcirea cu apă a statorului TG, şi toată experiena deja câştigată se foloseşte şi la HG. Trebuie menionat că, datorită puterii specifice mai reduse (MW/tf), evolu ia metodelor de r ăcire la HG a fost mai lent ă. În ultimul timp însă, au apărut grupuri gigant şi în CHE, (Itaipu, Brazilia; recent, China) speciali ştii în domeniu convingându-se de avantajele certe ale r ăcirii cu apă, de la colegii proiectan i de TG. Rotorul este răcit în continuare ca aer, situa ia fiind mai simpl ă faă de cazul TG datorită 152
spaiului mai mare disponibil de pe rotor. Se practic ă canale pe sub piesele polare prin care circula aerul de r ăcire f ăcându-se într-un schimb ător aer/apă intern sau extern. Cu acest sistem de răcire s-au realizat grupurile gigant ale CHE siberiene de la Krasnoiarsk, 12 x 500 MW, 15,75/500 kV. Sistemul men ine însă dezavantajul legat de pierderile suplimentare rezultate din frecarea cu aerul a rotorului, dimensionarea mai dificil ă pentru cazul func ionării în regimuri puternic inductive, ceea ce se şi întâmplă la un transport pe linii lungi, puternic încărcate.
Răcirea completă cu apă Deşi apar unele complica ii, specialiştii apreciază că pentru grupuri cu puteri superioare palierului de 50 MW şi la turaii ridicate, răcirea completă cu apă este competitivă şi capătă aspecte particulare interesante la HG. Limita la care se justific ă introducerea răcirii complete cu apă este în scădere inând cont de pre ul de cost în cre ştere al energiei (deci şi al pierderilor de energie). Astfel, acest sistem care conduce la o compactizare sensibil ă a grupului este foarte indicat pentru grupurile bulb. Puterea cerut ă pentru răcire este substanial redusă, deci randamentul se îmbun ătăeşte. Aceasta deoarece cantitatea de c ăldură absorbită de o anumită masă de apă este de 4 ori mai mare decât cea absorbit ă de aceeaşi masă de aer la presiune atmosferică, pentru o aceea şi încălzire a maşinii etc. Statorul realizat din bare Roebel, comport ă doar câteva conductoare tubulare pe bar ă, eventual din oel amagnetic, pe când înf ăşurarea rotoric ă are toate conductoarele tubulare, având câte două bobine pe pol legate în serie electric dar din punct de vedere hidraulic - în paralel, realizate din cupru dar rezistent la presiuni suplimentare enorme datorit ă acceleraiei centripete a apei, de ordinul a 100 bari. Din punct de vedere hidraulic, se leag ă în paralel drumurile de r ăcire cu ap ă pentru stator, rotor, piesele de strângere a circuitului magnetic, eventual circuitul magnetic însu şi (răcit în orice caz în mod indirect, prin tuburi de o el inoxidabil); grupuri de pompare cu rezerv ă 100% conduc apa prin schimb ătoare de căldură, schimbătoare de ioni (conductivitatea electric ă admisă este ca şi 1a TG de max. 5 µS/cm, filtre, regulatoare de debit). 3.1.7. SISTEME DE EXCITAIE / DEZEXCITAIE În fig. 3.18 se indic ă schema simplă principială care stă la baza producerii industriale a energiei electrice. Sistemul de reglare automat ă a excitaiei SRE reprezintă totalitatea maşinilor, aparatelor prin care se asigur ă furnizarea energiei de magnetizare a generatorului sincron GS —sistemul de excita ie propriu-zis SE, dup ă un program dat de regulatorul automat de excitaie (tensiune) RAE. Este poate zona din central ă cu cea mai spectaculoasă dezvoltare legat de stabilizarea func ionării şi la peste 900- valori ale decalajului unghiular intern δ, şi de asigurarea performan elor ridicate statice şi dinamice. Parametrii SE au evoluat mult în ultimele decenii, ajungându-se la curen i de zeci de kA sub tensiuni relativ modeste de pân ă la pragul 500 V, fig.3.19. Există criterii simple de apreciere a func ionării dinamice a buclei SRE şi ele se referă la: tensiunea de excitaie plafon uep ca tensiune maximă de excitaie la forare, cu valori uzuale de 1,6 – 2 u.r. prin raportare la tensiunea nominal ă uen, factorul de amplificare global G indicând cota cu care variaz ă tensiunea de excitaie la o varia ie de l % a tensiuni la bornele generatorului, cu valori uzuale de 10-50 u.r. viteza de cre ştere a excitaiei V r, este cre şterea relativă a tensiunii de excita ie la forare într-un interval conven ional de 0,5 s (uzual 3~5 s).
153
SE realizate cu maşini de c.c. Reprezintă stadiul iniial de realizare în domeniu şi astăzi nu mai este o tendin ă de viitor, ca urmare a triplului dezavantaj legat de prezen a redresorului mecanic, a vitezei de r ăspuns modeste, a focului la colector cu ocazia for ării şi deci implicarea unui reductor de tura ie ca element nefiabil.
Fig. 3.18. Schema sistemului electric regulat - generator sincron racordat la o bar ă de tensiune constantă printr-o reactană exterioară
Fig. 3.19. Curentul I e şi tensiunea U e de excitaie a unui turboalternator de mare putere funcie de puterea nominal ă Pn
Fig 3.20. Func ionarea stabilă condiionată (dinamică) la mici perturba ii În fig.3.21 se d ă o schemă larg folosită în care excitatricea principal ă EP este cu excitaie independentă pentru reducerea vitezei de r ăspuns, în timp ce excitatricea pilot P de putere considerabil redus ă este autoexcitată. Corectorul de tensiune urm ăreşte meninerea unei tensiuni constante la borne pe 154
principiul diferen ierii a doi curen i capacitiv, respectiv inductiv. La atingerea tensiunii nominale la borne, influen a corectorului este nul ă; la deteriorarea accentuat ă a acestei tensiuni, intervine bucla de for are a excitaiei FE prin releul de minim ă tensiune U< şi cel intermediar RI.
Fig. 3.21. Sisteme de excita ie a) Sistem de excitaie cu maşina de curent continuu cu compundaj dup ă curentul de sarcină şi corector de tensiune P – excitatoare pilot EP – excitatoare principal ă GS – generator sincron RI – releu intermediar U – releu de tensiune minim ă b) Principiul de funcionare a corectorului de tensiune c) Variaia curentului de excita ie la scurtcircuit
SE realizate cu alternatoare de excitaie Realizează aceleaşi sarcini dar la parametrii superiori şi la un nivel de mentenan ă redus prin renun area la redresorul mecanic înlocuit de redresoarele cu semiconductoare comandate (tiristoare, tranzistoare etc.), fig. 3.22. variantele 1-4. Alternatorul de excita ie AE este de construc ie clasică la frecvenă industrială, de construcie inversată, cu rotorul frezat şi f ără înf ăşurări sau pur şi simplu înglobat în alternatorul principal ca în cazul sistemului fiabiliat şi prin compundaj, de tip Generrex CPS de la CNE Cernavod ă. Fiecare din aceste soluii prezintă o serie de particularit ăi remarcabile; bun ăoară cel cu AE de medie frecven ă şi rotor frezat elimin ă periile proprii, în timp ce AE inversat elimin ă şi periile de la alternatorul principal. La avantajele AE trebuie men ionat şi acela al independenei puterii de excita ie de perturba iile din reeaua electrică de racord. Aceste avantaje ascund la rândul lor şi unele dezavantaje legate de viteza de r ăspuns. de capacitatea 155
de dezexcitare etc. Rămâne în continuare dezavantajul inerent legat de piesele rotative în mişcare.
Fig. 3.22, 1-6. SE reprezentative utilizate în România şi în lume.
Sisteme de autoexcitaie statică Ultimele două SE sunt de tipul cu autoexcita ie statică AS care şterg ultimul dezavantaj al pieselor în mişcare din lista celor de mai sus r ămâne dependen a de regimurile tranzitorii ale reelei de la bornele alternatorului principal. Acestea din urm ă pot fi întrucâtva ignorate dac ă se ine cont că transformatorul de excita ie este larg dimensionat şi regulatoarele automate sunt cu ac iune intensivă (performante). Varianta a 7-a este o premier ă mondială şi constă în excitarea trifazată prin cicloconvertor a rotorului alternatorului folosind o frecvent ă de 0,25 — 4,6 Hz. Rezult ă un nivel de excitare variabil cerut de regulator, dar mai ales o tura ie variabilă prin care hidrogeneratorul coboar ă la nivelul cerin elor turbinei în vederea atingerii punctului de turbinare optim.
156
3.1.8. SISTEME DE DEZEXCITARE RAPIDĂ Extragerea energiei magnetice rotorice apreciabile la un defect în alternator, înseamn ă minimizarea avariei şi menajarea circuitului magnetic al tolelor; ini ierea comenzii este realizată de automatul de stingere al câmpului ASC care, la cre şterea curentului statoric de defect, comandă deschiderea întreruptorului de re ea şi descărcarea energiei magnetice rotorice W m = 0,5 Le ie2 , proporională cu inductana înf ăşurării şi cu pătratul curentului rotoric. Dintre schemele uzuale se citează descărcarea pe un rezistor constant sau în caz ideal, variabil de valoare cresc ătoare în timp, montat în paralel cu rotorul şi, respectiv, desc ărcarea pe grătarul întreruptorului de câmp montat serie cu rotorul. a) În cazul primei metode, notând parametrii rotorului L f , Rf şi ai rezistorului de stingere Rs, se pot scrie rela iile simple după conectarea lui k 2 urmat de deconectarea lui k 1. astfel (fig. 3.23)
unde
Ltdi /dt + ( Rf +RS)·if = 0 f U r = -if · RS = - I fo RS exp(-t / Tf ) ,
= > I foexp(-t / T f)
I fo = U eo / Rf , este curentul de excita ie anterior interven iei ASC, T f= Lf /( Rf + RS), este constanta de timp a circuitului de stingere. Se observă că tensiunea aplicată rotorului schimbă de semn şi este crescută în primul moment de Rs / Rt ori; în consecină, pentru a nu pune în pericol izolaia rotorului încercat ă max. la U încerc =2 kV, se limitează raportul RS / Rf ≅10 u.r. ‚ adică U r= I fo RS = (U fo / Rf ) RS < 0,7U încerc => RS <0, 7· U încerc / U fo≅10 u .r.
Fig. 3.23. Stingerea câmpului inductor rotoric prin descărcare pe un rezistor de rezistent ă constantă. K1,2 - întreruptoare de c.c.; P 1,2 perii şi inele colectoare.
Fig. 3.24. Stingerea rapidă a câmpului rotoric folosind întreruptoare de c.c. cu grătar,
b) Pentru metoda a doua mai eficientă dar cu investiii superioare şi deci justificabilă economic la ma şini de putere mai mare, excitatricea nu se deconecteaz ă furnizând în continuare tensiunea sa U 0: rotorului i se aplic ă forat la deschiderea gr ătarului întreruptorului serie de c.c. tensiunea negativ ă U r=U g-U e, iar curentul tranzitoriu if este suma componentelor liberă jf şi respectiv forată if2, astfel L f di f / dt + R f i f = Ue − U g ⇒ i f = C exp (−t / T f ) + U e − U g / R f i f 0 = U e / R f = C + (U e − U g / R f ) ⇒ C = U e / R f − (U e − U g ) / R f
În consecină, curentul din rotorul alternatorului are expresia
157
i f (t ) = (U e − U g ) / R f + [U e / R f − (U e − U g ) / R f ]e
t − T f
evoluând între dou ă valori extreme, I fo = U 0 / Rf şi i f = U e − U g / R f < 0 , conform fig. 3.24; fiind vorba de o func ie continuă, curba if (t) va intersecta axa timpului şi va schimba de semn, moment în care curentul respectiv se va stinge deosebit de eficient în 0,7 – l s deoarece cele n intervale disruptive ale gr ătarului întreruptorului ac ionează ca un rezistor neliniar, dezvoltând fiecare tensiunea constant ă uk în jurul a 30 V. Condi ia de limitare a supratensiunii se scrie şi aici adaptat. similar cu cazul anterior, rezultând astfel num ărul necesar de intervale disruptive elementare ∞
nu k − U e ≤ 0,7U încerc ⇒ n ≤ 0,7(U încerc + U c ) / u k
3.1.9. CUPLAREA CU REEAUA Reia lecia clasică de maşini electrice (sincrone) în condi ii tehnice specifice din centrala electrică; se are în vedere riscul de a distruge ma şina şi de aici implementarea unui automat este aproape peste tot întâlnit ă, iar pe de alt ă parte manevra nu reclamă o precizie exagerată care să conducă la un interval mare de timp în care s-ar face risip ă nedorită de fluid motor. Etapa de sincronizare: se aduc la îndeplinire cele trei condi ii specifice legate de realizarea strictă a condiiilor de sincronizare: • egalitatea ca modul a fazorilor tensiunilor corespondente de la re ea (fixă) şi de la generator (variabil ă), • unghi δ de defazaj nul, • frecvene f G,S egale cu identitatea sensului de rota ie; Not ă : se admit totuşi pentru operativitate, abateri U ∆ de max. 10% pentru diferen a de modul a tensiunilor, o mic ă diferenă de frecvenă f ∆, ce asigură rotaia lentă a acului sincronoscopului preferabil sensului de ma şină în avans faă de sistem; Etapa de paralel i mplică cuplarea întreruptorului în condi iile sincronizării, de regulă cu un mic avans anticipativ de timp sau faz ă (max. + 15 0 el.) în vederea minimiz ării şocului (reactiv şi activ) preluat în special de ma şina în cauză (sistemul fiind considerat de putere cu mult superioară nu este practic perturbat de perturba iile maşinii). Ansamblul generator + sistem electroenergetic de racord este considerat predominant de natur ă inductivă şi deci întotdeauna curentul de şoc la cuplare işoc va fi considerat ortogonal în urm ă faă de tensiunea de decalaj U ∆ dintre tensiunea generatorului şi respectiv a sistemului (dintre contactele pe faz ă ale întreruptorului de cuplare), adic ă U ∆ = U G - U S; cum interesează solicitarea minimă a maşinii, se va proiecta curentul de şoc pe fazorul tensiune generator: componenta reactiv ă işoc r este responsabilă pentru şocuri de putere reactiv ă - în principal - relativ mai pu in riscante, iar cea activ ă işoc conduce la vibra ii periculoase, dăunătoare pării mecanice (mergând pân ă la deteriorarea liniei de arbori, a cuplei etc.) Reactan ele X G”, X S sunt cele care descriu atât ma şina perturbată aflată în posibile oscilaii peste 10% (sens Crary) ale m ărimilor de stare (ma şina prezintă o reactană redusă cu un ordin de m ărime faă de situaia de regim neperturbat, întocmai ca în cazul unui scurtcircuit la borne), cât şi sistemul în punctul de racord cu reactan a (sistem forte). Sincronizarea fină (situaiile de bază sunt prezentate în figurile 3.25, 3.26, 3.27) constă în ajustarea parametrilor caracteristici cu ajutorul motorului primar şi al excitaiei şi cuplarea în paralel la o mic ă alunecare, astfel încât stresul ma şinii să fie minim, spre deosebire de autosincronizare. Autosincronizare echivalentă cu o sincronizare grosier ă, când doar tura ia este ajustată aproximativ, iar rotorul nealimentat este închis pe rezistorul de desc ărcare; rezultă un curent 158
de şoc acceptabil dac ă se respectă I şoc = U S /(l,73( X ”G + X S)< 3,5 I nomG
Fig. 3.25. Diagrama tensiunilor în cazul în care nu se respect ă egalitatea modulelor tensiunilor, restul condi iilor fiind îndeplinite, f G = f S, δ=0. Rezultă un curent de şoc pur reactiv, relativ nepericulos, de forma: I eg = (U G − U S ) / ( X G" + X S ) ≅ ∆U / X G"
Fig 3.26. Diagrama tensiunilor în cazul tensiunilor identice Cazul riscant în care tensiunile identice în modul se rotesc cu un decalaj constant δ‚ rezultând şocuri active şi reactive de curent de egalizare la cuplare; la valoarea decalajului maxim de π rad.el. rezult ă un curent de şoc aproximativ dublul curentului de scurtcircuit la bornele generatorului. I eg = 2U G (sin δ / 2) / ( X g" + X S )
159
Fig. 3.27. Cazul tensiunilor egale Cazul tensiunilor egale în modul dar de frecven e diferite, genereaz ă tensiunea de bătăi de frecvenă f G – f S şi modul maxim 2 U ; este figura tipic ă pentru efectuarea paralelului în punctele nodale ale acestei evolu ii pulsatorii; ∆U = U g − U S = U M (t ) cos(ωG + ω S )t / 2
U M (t ) = 2U m sin δ / 2
Bra ul de sincronizare este instrumentul care deserve şte operatorul la efectuarea operaiei de sincronizare fină (preferabilă altor metode la ma şinile mari) şi constă dintr-un sincronoscop, un voltmetru, un frecven metru. Întreg ansamblul se monteaz ă vizibil în camera de comandă electrică CCE. Alimentarea braului se face de la secundarul unor transformatoare de m ăsurat de tensiune de regul ă în montaj V, firele de alimentare preiau informa ia de la aşa numitele barete de sincronizare comune întregii CCE, fig. 3.28; alimentarea baretelor se face de la cheia de sincronizare unic ă. Cheia CS este realizat ă sub forma unei singure fişe amovibile pentru comutarea tuturor cheilor de sincronizare existente în instala ie; nu poate fi scoas ă din priza unei chei decât în pozi ia deconectat. Fiecare circuit care trebuie sincronizat va avea un transformator de m ăsurat de tensiune TT şi o cheie de sincronizare CS care s ă alimenteze baretele de sincronizare. Contactele realizate efectiv de cheia de sincronizare relativ la pozi iile închis/deschis‚ sunt indicate de un tabel numit diagrama cheii.
Fig. 3.28. Schema de principiu a bra ului de sincronizare dintr-o camer ă de comandă electrică. R1,2,T1,S1,2 – barete de sincronizare; CS – cheia de sincronizare; TTI‚2 transformatoare de măsurat de tensiune; BA – bobina de anclan şare a întreruptorului de paralel; BS – bra ul de sincronizare; CC – cheia de comand ă a întreruptorului de paralel.
160
În cazul racord ării circuitului la un sistem dublu de bare, acelea şi informa ii sunt prelevate de la bloc contactele separatoarelor de bare.
3.1.10. Sisteme de protecie prin relee pentru alternatoare Generalităi: scop şi mod de aciune Un set de parametri, dintre care cei mai importan i sunt tensiunea, curentul, frecven a, impedanele longitudinale şi transversale definesc regimul de func ionare al unei instalaii electroenergetice; asigurarea unui regim normal de func ionare presupune men inerea valorilor acestor parametri în limite prestabilite, după cum depăşirea acestor limite conduce la un regim anormal sau de avarie pentru o instala ie dată. Funcie de ecartul excursiei acestor parametrii fa ă de cele de regim normal, func ionarea instalaiei poate continua un timp limitat sau este necesar ă deconectarea sa rapid ă — un exemplu tipic de defect fiind scurtcircuitul care conduce la un regim anormal, periculos şi care trebuie lichidat rapid. Protec ia prin relee PPR a unei instalaii (electrice) reune şte totalitatea dispozitivelor, aparatelor destinate a asigura în mod automat deconectarea şi semnalizarea în cazul apari iei unui regim anormal şi periculos, sau numai semnalizarea, în cazul unui regim anormal de funcionare dar care nu prezint ă un pericol imediat. Studenii sunt familiariza i cu no iunea globală de sistem de protec ie de la cursul precedent de Tehnica Sistemelor de Reglare Automat ă TSRA exemplificat în cazul particular interesant al Automatiză rilor în Hidroenergetic ă — motiv pentru care nu se va insista aici decât asupra protec iilor prin relee aferente alternatoarelor, focalizând asupra p ării electrice; restul, privind bare, linii, transformatoare şi motoare sunt prezentate în capitolul 6 al acestei cări de Centrale, Sta ii şi Re ele electrice CSR. Finalizarea interveniei PPR însemnă declanşarea întreruptorului sau întreruptoarelor care leagă instalaia protejată de restul instalaiilor din sistemul electroenergetic respectiv şi, în acest fel se urm ăreşte • confirmarea defectului la dimensiunile instala iei în care s-a produs, împiedicând dezvoltarea sa într-o avarie de sistem, • evitarea distrugerii instalaiei (elementului) în care a ap ărut defectul, precum şi a sursei de alimentare a acestui defect, • restabilirea rapidă a unui regim normal de func ionare pentru restul sistemului energetic. Performane impuse PPR a. Rapiditatea interveniei este legată de necesitatea limitării efectului termic al curentului de scurtcircuit, de facilitatea procesului de autopornire al motoarelor electrice şi de meninerea funcionării stabile a alternatoarelor cuplate învecinat; cum timpul de eliminare al defectului include şi timpul propriu de declan şare al întreruptorului de circa 0,04-0,06 s, rezult ă că timpul minim de lichidare al unui defect este de aproximativ 0,06-0,1 s iar valorile uzuale reduse spre limita inferioar ă sunt pentru re ele de înaltă şi foarte înaltă tensiune, urmând ca deconectarea consumatorilor preten ioşi să aibă loc în jurul a 0,5 s pe când cei obi şnuii pot fi deconectai în limita a 1 -2 s etc. b. Selectivitatea interveniei PPR constă în a deconecta numai elementul în care a ap ărut defectul, restul părilor componente ale sistemului electric r ămânând în func iune. Ca regul ă generală, aceasta presupune declan şarea întreruptoarelor celor mai apropiate de locul defectului, asigurându-se prin temporizare uneori, alteori prin însu şi modul de lucru al PPR. c. Siguran a în func ionare implică intervenia promptă a PPR ori de câte ori este nevoie (sigurana acionării) pe de o parte, iar pe de alt ă parte să nu intervină atunci când nu este 161
necesar (sigurana neacionării); depinde de corectitudinea proiect ării şi de calitatea releelor utilizate, în general vorbind. d. Sensibilitatea este legată de capacitatea de a aciona la abateri minime fa ă de valoarea normală a mărimii fizice controlate; este apreciat ă prin coeficientul de sensibilitate cu valori cuprinse în intervalul 1,25–2,5 – de exemplu pentru protec ia maximală de curent, K sens= I sc. c min / I pp, în care I sc.c min este valoarea minimă a curentului de scurtcircuit la un defect metalic în zona protejată, iar I pp este curentul de pornire al protec iei. e. Independen a faă de condiiile de exploatare impune interven ia corectă a PPR, indiferent de numărul şi regimul de func ionare al elementelor participante la un moment dat în exploatare.
Protecii de bază şi de rezervă Proteciile de bază cu care sunt prev ăzute fiecare instalaie au drept scop eliminarea unui eventual defect în timpul minim posibil adi ional se prevăd şi protecii de rezervă care urmează a interveni în cazul nefunc ionării proteciei de bază. Protecia de rezervă trebuie să aibă deci un timp de interven ie mai mare decât cea de baz ă pentru a-i permite acesteia s ă elimine defectul în cazul func ionării corecte. Condiiile generale pe care trebuie s ă le respecte instala iile de PPR sunt consemnate în Normativului de proiectare al instala iilor de PPR şi de automatizare PE 501/77. În cele ce urmeaz ă se prezintă pe scurt principalele tipuri de PPR aferente alternatoarelor sincrone; pentru cele de tip asincron solu iile sunt identice cu cele de la un motor asincron (vol. III, p. 87) şi deci nu vor mai fi comentate aici. Având în vedere importan a generatoarelor, se impun condi ii severe privind echiparea cu instalaii de PPR precum şi performanele acestora. Defectele interne pot fi din categoria scurtcircuitelor între faze, între spirele aceleia şi faze, puneri la mas ă statorice sau rotorice, întreruperea circuitului de excita ie şi ele pot conduce la deterior ări importante şi de aceasta se ocupă proteciile de bază respective. Din acest motiv, are loc pe lâng ă deconectarea întreruptorului de racord la reea şi a întreruptorului de câmp de excita ie (cu stingerea energiei magnetice rotorice prin automatul de dezexcitare rapid ă ADR). Defectele externe care pot influen a negativ ma şina în cauză prin regimuri anormale ce conduc la suprasarcini, supratensiuni, func ionarea dezechilibrat ă şi respectiv regimul interzis de motor; de acestea r ăspund protec iile de rezervă care intervin dac ă nu au ac ionat proteciile elementelor adiacente zonei generatorului. Se dau mai jos principalele tipuri de PPR care echipează un alternator de putere. Protecia la scurtcircuite exterioare şi suprasarcini Este o protec ie maximală de curent care • comandă temporizat declanşarea alternatorului la scurtcircuite exterioare, • semnalizează apariia suprasarcinilor. Temporizarea este introdus ă de această PPR aparinând alternatorului, pentru asigurarea selectivităii, ea trebuind s ă fie cu o treaptă mai mare decât cea mai mare dintre temporiz ările elementelor vecine; ea joac ă deci şi rolul de protec ie de rezervă pentru protec iile de bază ale alternatorului. În varianta prezentat ă în fig.3.29 sunt detectate scurtcircuite exterioare şi suprasarcini, simetrice şi nesimetrice (ultimele prin intermediul filtrului de component ă de secvenă inversă FCSI).
162
Fig.3.29. Protecia maximală de curent. Schema lucrează în felul următor: protecia împotriva scurtcircuitelor exterioare simetrice este asigurată de releul de curent 2 a c ărui aciune este blocată de releul de minim ă tensiune 3 şi de releul intermediar 4; în acest fel este deosebit ă o suprasarcină de un scurtcircuit, în ultimul caz tensiunea scăzând, releul 3 î şi închide contactele. În acest fel blocajul de minim ă tensiune este necesar pentru a împiedica ac ionarea eronată a proteciei în cazul unor suprasarcini de peste 40% din sarcina nominal ă generator I nG, când, deşi releul 2 este acionat, curentul său de pornire fiind I pp 2 = (1,3 − 1,4 ) I nG , datorită faptului că tensiunea nu scade în mod sensibil, contactul inferior al releului 4 r ămâne deschis şi împiedică transmiterea semnalului la releul de timp 9. La scurtcircuit sc ăderea tensiunii este accentuată, astfel că releele 3 şi 4 î şi închid contactele, iar prin releele 9 şi 10 se comandă declanşarea întreruptorului generatorului şi a ADR-ului. Releul 1 este reglat astfel ca I ppl = 1,2 I nG şi semnalizează prin releul de timp 7 apari ia suprasarcinilor simetrice. În fine, releele de timp 7 şi 9 sunt setate deasupra temporiz ărilor protec iilor maximale de curent ale elementelor racordate la barele generatorului t 9 = t a + ∆t = 4 –8 s t 7 =10s > t 9, ultima condiie împiedică semnalizarea eronată de suprasarcină în cazul apari iei unui scurtcircuit (s-a notat cu t a cea mai mare dintre temporiz ările proteciilor maximale de curent ale elementelor racordate la barele generatorului). Defectele exterioare nesimetrice sunt sesizate de filtrul FCSI care alimenteaz ă releul de curent 5 - acionat la suprasarcin ă şi releul de curent 6 - ac ionat la scurtcircuit. Memorarea aciunii proteciei maximale de curent este f ăcută de releul clapetă de semnalizare, marcat în schemă prin dreptunghiul notat cu S; clapeta cade la ac ionare, iar personalul de tură ştie care protec ie a lucrat, readucând clapeta în pozi ia iniială. Se observă că un singur releu intermediar final 10 este ac ionat de oricare din protec iile prevăzute la generatorul respectiv.
Protecia diferenială longitudinală la scurtcircuite între faze Scurtcircuitele polifazate din generator sunt defecte grave ce trebuie eliminate în cel mai scurt timp posibil; protec ia care lichidează astfel de defecte este o protec ie de bază realizată sub forma unei protec ii difereniale longitudinale, pe principiul ilustrat al ăturat în fig. 3.30, astfel:
163
Fig. 3.30. Schema de principiu a protec iei difereniale longitudinale Sensul curenilor de regim normal sau de scurtcircuit exterior generatorului în k1 este dat cu săgei continue, iar cel pentru curentul de scurtcircuit din interior în k2 — cu săgei întrerupte, atât din primarul cât şi din secundarul reductoarelor de curent 1TC, 2TC; se observă că în primul caz prin releul de curent I montat diferen ial va trece un curent egal cu diferena curenilor secundari, pe când în al doilea caz, de un curent egal cu suma lor – a şa încât dacă releul respectiv va fi reglat la o valoare mai mare decât diferen a curenilor secundari numită şi curent de dezechilibru, ac ionarea sa se va produce numai la scurtcircuitele din interiorul generatorului care reprezint ă şi zona protejată. Este esen ial pentru realizarea de calitate a protec iei diferen iale de a reduce curentul de dezechilibru, mic ş orându-i în acest fel curentul de pornire concomitent cu cre ş terea sensibilită ii sale. Reducerea dezechilibrului se poate realiza mai degrab ă teoretic decât practic, prin alegerea de transformatoare de curent cât mai apropiate şi cu un coeficient de satura ie cât mai mare. Având în vedere c ă , în linii mari, curentul de dezechilibru care este propor ional cu curentul primar, va conduce la probleme de tipul celor legate de curentul de dezechilibru mă rit atunci când are loc un scurtcircuit, mai precis în perioada supratranzitorie când este pregnantă componenta aperiodic ă a curentului de scurtcircuit, se recurge la solu ia cu un transformator intermediar cu satura ie rapid ă TSR.
Fig 3.31. Inserarea în schem ă a unui TSR (stânga) şi efectul sau calitativ (dreapta). Conform fig. 3.31. se vede c ă datorită nesimetriei variaiei curentului de scurtcircuit în raport cu axa timpului, varia ia de induc ie ∆ B şi respectiv de flux ∆Φ este foarte redus ă şi cu alură de elipsă pentru prima perioad ă a procesului tranzitoriu şi, în consecină, curentul din secundarul TSR are o valoare redus ă.
164
Fig 3.32 Variante de scheme uzuale de protec ie diferenială longitudinală a.pentru hidrogeneratoare (cu TSR, stânga), I pp= (0,5 – 0,6)· I n HG, b.pentru turbogeneratoare (dreapta), I pp= (1,3 – 1,4)· I n HG. Din analiza fig. 3.32 se vede c ă protecia diferenială longitudinală nu este temporizată - ea fiind selectivă prin însuşi principiul de func ionare; uneori, în cazul TG se admit curen i relativi mari de pornire, dar schema prezint ă în plus releul de curent 2 reglat la I pp2 =0,2 I nTG, care semnalizează întreruperea circuitelor diferen iale, fiind parcurs de un curent egal cu suma curenilor difereniali. Totuşi, pentru a se evita semnalizarea gre şită în cazul scurtcircuitelor exterioare când cresc curen ii de dezechilibru, semnalul este temporizat prin releul 3 cu o treaptă mai sus decât protecia maximală de curent a TG. Coeficientul de sensibilitate se alege K sens= I scc.min / I pp > 1,5 – unde numărătorul reprezint ă curentul de scurtcircuit bifazat de la borne generator.
Protecia diferenială transversală la scurtcircuite între spirele aceleiaşi faze De regulă maşinile de putere medie şi mare sunt realizate cu dou ă înf ăşurări pe fază; exploatând acest detaliu constructiv prin prevederea a dou ă reductoare de curent cu secundarele în montaj diferen ial, printr-un ampermetru montat în leg ătura secundară, nu va trece nici un curent atâta timp cât curen ii prin cele dou ă seciuni vor fi egali, în regim normal sau scurtcircuit exterior, fig. 3.33.
Fig. 3 .33. Schema de principiu pentru protec ia diferenială la scurtcircuit între spirele unei faze. Cu ocazia scurtcircuit ării unor spire dintr-o sec iune, a întreruperii unei sec iuni etc. prin ampermetru, respectiv releu - va circula un curent de defect egal cu diferen a curenilor secundari. Deci, în acest caz, releul va ac iona. Reluând discu ia de la precedenta protec ie diferenială, şi aici este justificată introducerea TSR în vederea diminu ării curentului de dezechilibru. Cea mai simpl ă variantă însă este cea realizată cu un singur reductor de curent amplasat între cele dou ă stele de pe neutrul generatorului, fig. 3.34a, b.
165
Fig. 3.34. Variante de protec ie diferenială transversală a) cu TSR şi şase reductoare de curent; b) cu un singur reductor şi filtru F. Filtrul F împiedică ac ionă ri false produse de armonicele 3 care apar şi în. regim normal datorită curbei deformante a curentului. Practic, curentul de demaraj al protec iei, respectă rela ia I pp=(0,3 – 0,3) I nG. O eventuală temporizare prin releul 2, de maxim l s, se alege prin comutatorul C, cu ocazia producerii unei puneri la p ământ rotorice, când ar putea ac iona fals releul 1.
Protecia împotriva punerilor la pământ în stator Cel mai frecvent defect întâlnit la generatoare este punerea unei faze la mas ă ca urmare a deterior ării izolaiei; dacă curentul capacitiv la locul de defect I păm ≥ 5A, arcul dezvoltat poate deteriora local circuitul magnetic, amplificând costul remedierilor şi aşa importante în consecină, se impune ca de la acest prag protec ia să comande declanşarea generatorului defect, iar sub 5A s ă acioneze la semnalizare. Observa ie: se cere ca protecia să aibă o sensibilitate deosebită, întrucât trebuie s ă acioneze la cureni reduşi, iar asigurarea acestei sensibilităi este dificultatea de baz ă în realizarea unor asemenea protecii. Curentul de punere la p ământ depinde de cota U a din tensiunea dintre locul de punere la pământ şi neutrul generatorului (0< α<1), precum şi de impedan a echivalentă faă de pământ, în principal, a celorlalte faze s ănătoase, fig. 3.35. (tensiunea de faz ă s-a notat cu U f)
Fig 3.35 Explicativă pentru expresia curentului de punere la p ământ statoric. Considerând un defect pe faza T, curentul este în principal suma curen ilor capacitivi
166
circulând prin capacit ăile Co faă de masă din fazele sănătoase, astfel (cel mai periculos este atunci când defectul apare la borne, α = 1): I pam = I pam S + I pam R = jιωC 0 (U R' + U S' )α = j3ωC oU f α În cazul în care generatoarele sunt în schema bloc generator-transformator, de regulă curentul capacitiv de defect este inferior valorii de arc stabil de 5A, capacitatea întrunită de stator + transformator fiind redus ă, se poate folosi schema al ăturată care lucrează doar la semnalizare: la bornele transformatorului de m ăsurat de tensiune în ∆ apare la defect tensiunea U = 3 U 0, adică triplul tensiunii homopolare, conducând la semnalizare în mod temporizat prin releul 2.
Fig. 3.36. Protecia de tensiune homopolară. Protec ia de curent homopolar este considerată sigură în exploatare, mai ales pentru generatoare de mic ă putere. Pentru ma şinile legate la bare (sau transformatorul bloc la unele CHE), se utilizează transformatoare de curent de tip inelar; condi iile de realizare sunt dificile şi contradictorii pentru aceste: protec ii, transformatoarele de curent trebuind s ă cuprindă întreg fascicolul legăturilor conductoare, s ă aibă cureni de dezechilibru mici şi să ofere o putere suficientă de acionare a releului. Se d ă ca exemplu schema din figura 3.37. Cu amplificatorul magnetic AM se alimenteaz ă releul de curent II, astfel c ă protecia este sensibilă şi la cureni de punere la mas ă reduşi, de ordinul a 3 - 5 A, pe de o parte; pe de altă parte, schema are un timp propriu de lucru de 0,3 - 0,5 s, astfel c ă ea nu mai are nevoie de un releu de timp ci doar de un releu intermediar 4, ac ionat de protec ia maximală a generatorului. Prin aceasta, este scoas ă din aciune protecia homopolară cu ocazia scurtcircuitelor exterioare. prin t ăierea plusului spre releul II şi şuntarea bobinei sale — aciune ce echivaleaz ă cu desensibilizarea fa ă de curentul de dezechilibru care apare la scurtcircuite exterioare, ceea ce m ăreşte sensibilitatea proteciei.
Fig. 3.37. Schema de protec ie realizată cu transformatoare inelare de curent homopolare. Curentul de demaraj al protec iei se alege func ie de curentul capacitiv propriu al generatorului, astfel I pp = (4-5) I cap.G. 167
În fine, releul de curent 2 este folosit numai la generatoare la care protec ia diferenială longitudinală este montată numai pe dou ă faze, fiind reglat la un curent primar de circa 100 A. La generatoarele mari se prevede un control al st ării izolaiei cu ajutorul unui voltmetru, ce măsoară tensiunea de secvenă homopolară; acest control este necesar dup ă excitarea generatorului şi înainte de paralel, când datorit ă curentului de punere la p ământ al reelei, protecia de curent homopolar nu poate sesiza defectul. Observa ie: Proteciile bazate pe măsurarea curentului homopolar dau rezultate bune la maşini cu puteri pân ă la 10 MW.
Protecia împotriva punerilor la pământ în rotor Cu ocazia simplei puneri la p ământ SPP rotorice, exploatarea poate continua, pân ă la oprirea sa pentru remediere. Concep ia schemei este ingenioas ă, ea include un condensator C (de aproximativ 6 µF, protejată prin sigurana ,,Sig.") între unul din inelele rotorului şi masă, prin care se scurge un curent insuficient pentru ac ionarea releului de curent 1 injectat în schem ă de transformatorul TT; la defect în k 1 schema semnalizează astfel: este scurtcircuitată capacitatea proprie rotoric ă C’, curentul devine suficient pentru excitarea lan ului celor trei relee, ultimul se şi automenine, iar pentru deblocare se apas ă butonul B, fig. 3.38.
Fig. 3.38. Schema detect ării SPP rotorice. Cu ocazia apari iei celei de a doua puneri la p ământ DPP a rotorului, situa ia este apreciată gravă şi deci schema trebuie s ă lucreze la declan şare de data aceasta, procedându-se în felul urm ător, fig. 3.39:
Fig. 3 .39. Schema de protec ie rotorului generatorului în cazul DPP. După producerea SPP în k1, cu ajutorul unui poten iometru în paralel cu rotorul, se echilibrează puntea format ă, prin indica ia de nul a milivoltmetrului [mV] , apăsând butonul B pentru scurt timp, fig. 3.39 (stânga). Dup ă apariia DPP , puntea se dezechilibreaz ă şi prin urmare releul de curent 1 ac ionează cu temporizare la declan şarea generatorului, fig. 3.39 (dreapta). Reactana 4 în serie cu bobina releului 1, şi transformatorul de curent 3 cu raport 1/1 au rolul de a evita ac ionări eronate cu ocazia circula iilor de componente alternative de curent prin bobina releului 1 (neuniformitatea întrefierului ma şinii etc.). 168
3.2. TRANSFORMATOARE ŞI AUTOTRANSFORMATOARE 3.2.1. GENERALITĂI Se va insista în aceast ă zonă specifică de cunoştine de partea electrică a centralelor şi staiilor PECS asupra datelor privind alegerea şi exploatarea ra ională a unităilor de transformare - transformatoare T şi autotransformatoare AT, evitând detaliile constructive etc. În PECS se utilizează unităi T şi AT preponderent trifazate, şi mai rar - monofazate; în centrale, unităile generatoare a c ăror tensiune nominal ă este limitată deocamdată constructiv la 24 - 27 kV, injecteaz ă reelei de racord energia via T, AT ridic ătoare de tensiune şi, viceversa, de la re ea alimentarea consumatorilor se face tot prin unit ăi T, AT de data aceasta coborâtoare de tensiune; în fine interconectarea re elelor de tensiuni identice sau diferite se face prin unit ăi T, AT ce îndeplinesc şi rolul de reglaj al tensiunii şi implicit controlul circulaiei de putere reactivă. În acest sens se indic ă consultarea capitolului de scheme electrice de comuta ie primară din capitolul 5. Referitor la capitolul T, AT - un viitor inginer din zona de activitate de PECS se va confrunta cu probleme sintetice de tipul urm ător, astfel • alegerea corect ă în schemele primare func ie de parametrii, • optimizarea circula iei de putere prin minimizarea pierderilor de putere, • evacuarea pierderilor de putere (energie) prin sisteme adecvate, • reglajul tensiunii, • amplasarea corectă în teren şi probleme specifice de exploatare.
3.2.2. PARAMETRI ŞI ALEGEREA CORECTĂ Analizând tabele cu T, AT din bibliografia indicat ă, parametrii de bază sunt în principal următorii: • puterea nominală S n = 3U n I [kVA, MVA] , aparine şirului de valori standardizate 100, (125), 160, (200), 250, (320), 400, 630, (800), 1000 etc., şi acoperă regimul cel mai încărcat de durat ă sau de scurtă durată cu suprasarcinile admise de norme; bunăoară pentru un transformator bloc de la o central ă SnT≥SnG; T,AT cu trei înf ăşurări au întotdeauna înf ăşurarea de tensiune superioar ă (S) dimensionată la puterea nominală (100%), pe când înf ăşurările de 131 tensiune mijlocie (M) şi respectiv inferioar ă (I) pot fi dimensionate fie la 100% fie la 66% din puterea nominal ă; în fine, în cazul T cu înf ăşurări secundare divizate în n poriuni, puterea secundar ă a fiecăreia este o fac iune 1/n din cea primară calibrată la 100% • tensiunea nominal ă Un este valoarea de linie standardizat ă din şirul 0,4; 6, 10, 20, 110, 220, 400, 500, 750, 1100 ... [kV], excepie f ăcând unele transformatoare de central ă ajustate prin tensiunea lor superioar ă punctului de re ea de racord; în mod complet se indică cele două sau trei tensiuni nominale, între care este amplasat transformatorul în ordinea corelată cu sensul de curgere al puteri. Se deduce de aici implicit raportul minimal kT al tensiunilor nominale egal cu cel al num ărului de spire de baz ă şi aproximativ egal cu inversul raportului curen ilor nominali (neglijând pierderile), k T = U 1 / U 2 =w1 / w2≈ I 1 / I 2 • tensiunea de scurt circuit u k ca raportul tensiunii reduse de linie din primar c ătre tensiunea nominală în condiiile atingerii curentului nominal în secundarul scurtcircuitat, egal ă cu reactana relativă raportată la mărimi nominale, u k = ∆U / U n = X T I n / U n = X * n
este tabelată fiind raportată la puterea nominal ă a T, AT; în cazul celor trei înf ăşurări, se utilizează formule de tipul 169
u ks = (u k , SM + u k , SI − u k , MI ) / 2 ,
restul deduse prin permut ări circulare; utilizarea simpl ă a unui AT între tensiunile S, M face inutilă complicarea, astfel c ă se poate utiliza direct uk,SM din tabele, dată necesară calculelor de scurtcircuit. Evident cu cât uk este ales mai mare, puterea de scurtcircuit aval Sn / uk mai redusă permite selectarea unui aparataj mai u şor, însă sporesc pierderile de putere reactivă şi eventualele motoare alimentate vor realiza mai dificil fenomenul de pornire/autopornire, urmând ca un bun inginer s ă balanseze între cele două grupe de restricii contradictorii (filozofie oarecum generalizat ă în domeniul tehnic) • pierderile la mersul în scurtcircuit ∆Pk sunt raportate la înf ăşurarea cu puterea nominal ă mai mică (Sn MI ) notate cu indicele prim; pentru utilizare în calcule de eficien ă economică se face raportarea la puterea nominal ă folosind formule de tipul
∆Pk , SM = ∆P' k , SM (S nT / S nM )2 , celelalte două fiind scrise prin permut ări circulare; sunt exprimate în [kW] şi, de reinut, valabile pentru mersul în sarcin ă nominală Sn , ∆Pkn • pierderile la mersul în gol sunt date sub forma pierderilor active ∆Po [kW] şi respectiv curentul de mers în gol io [%] din curentul nominal; în lipsa unor date pentru un transformator T 1, se pot extrapola datele de la o alt ă unitate T1 cu rela ia aproximativă ∆P01 / ∆P02 ≅ ∆Pk 1 / ∆Pk 2 ≅ (S nT 1 / S nT 2 )
0.75
grupele de conexiuni preferate în SEN sunt de regul ă 11,5,0 în stea Y cu neutrul accesibil sau nu, şi/sau în triunghi ∆ • dimensiunile de gabarit L / l / H , [m], sunt necesare amplas ării unităii în staie, rezolvării detaliilor dispoziiei constructive • costul [lei,$,] şi firma constructoare încheie lista datelor uzual tabelate. •
3.2.3. SIMBOLIZARE Conform unei practici încet ăenite la noi prin standarde mai vechi, se mai uziteaz ă următoarele notaii standard: T (primul) - transformator de putere, A - autotransformator de putere, T (al doilea) - trifazat, M - monofazat, U - cu ulei, S (primul) - cu reglaj sub sarcină, R - unitate specială de reglaj, N/F - circula ia uleiului naturală /forată. L - răcirea uleiului liberă cu circula ie naturală de aer, S (al doilea) - răcirea uleiului prin suflare for ată de aer, A - răcirea uleiului cu ap ă (prin schimbătoare de c ăldură compacte utilizate în special la CHE cu amplasare în subteran a T-lui). Noul standard în vigoare (1703/2-80) în conformitate cu recomand ările CEI, utilizează litere diferite, astfel:
170
3.2.4. TRANSFORMATOR SAU AUTOTRANSFORMATOR?
Transformator Autotransformator Fig. 3 .40. Echivalen a transformator - autotransformator Dilema de mai sus conduce la o decizie în favoarea T sau AT, func ie de avantajele economice oferite în general de solu ia cu AT atunci când respectivele re ele de tensiuni nominale interconectate nu întrec raportul de 1/3. La distan area tensiunilor peste acest raport, dezavantajele întrec avantajele în cazul AT şi, în consecină, se pune T în respectiva schem ă electrică de conexiuni primare. De unde provin aceste diferen e T/AT - răspunsul se deduce din analiza comparativ ă a circulaiei de putere în cazul unor unit ă i echivalente de aceeaşi putere nominal ă ST =SAT, acelaşi raport de transformare k / k AT, tensiuni identice U 1,2, fig. 3.40. Astfel, pentru un autotransformator considerat f ără pierderi se poate detalia circula ia puterii nominale în regim coborâtor: I 2= I o+ I s= I o+ I 1 SAT=U 1 I 1=U 2 I 2=U 2( I o+ I s)=U 2 I o+U 2 I s=Smg+Sel Smg =U 2 I 0 =U 2( I 2 - I l )=U 2 I 2(1 - I 1 / I 2)=SAT( 1 -k AT-1)=α SAT =Stip S el = S AT − S mg = S AT (1 − α )
unde 1-α este coeficientul de avantaj, iar α - coeficientul de tip; S tip- putere de tip; Referitor la calibrarea înf ăşurărilor serie şi respectiv comună : S serie = ∆UI S = (U 1 − U 2 ) I 1 = U 1 I 1 (1 − U 2 / U 1 ) = αS AT = S tip S com = U 2 I 0 = U 2 ( I 2 − I 1 ) = U 2 I 2 (1 − I 1 / I 2 ) = αS AT = S tip
171
Aşadar, spre deosebire de un transformator echivalent. un autotransformator are un miez mai zvelt - de seciune mai redus ă, deoarece în înf ăşurarea comună transferul de putere se face pe cale magnetică prin cuplaj tip transformator, prin induc ie; pe de altă parte, înf ăşurarea serie aflată în cuplaj galvanic tip autotransformator, beneficiaz ă de o seciune mai redusă a înf ăşurării, fiind solicitată doar la trecerea puterii de tip, inferioar ă puterii nominale care ar solicita transformatorul echivalent. În concluzie, AT este mai economic fa ă de un T ; dezavantajele AT care exist ă totuşi, sunt legate de cuplajul tip autotransformator al leg ăturii galvanice ce facilitează trecerea facilă a undelor de supratensiune din zona de tensiune superioar ă spre cea inferioar ă; acest ultim dezavantaj antreneaz ă un altul prin necesitatea leg ării obligatorii (deocamdat ă!) la pământ, ceea ce conduce la cre şterea curenilor de scurtcircuit monofazat. Un beneficiar nu este dispus a accepta aceste dezavantaje decât contrabalansate de avantajele pertinente ale AT - consum mai redus de Cu şi tole magnetice - care se manifestă doar în situaiile de tensiuni nominale U S,M nu prea dep ă rtate, cel mult în raportul 1:3.
3.2.5. Reglajul tensiunii Se realizează folosind fie varia ia modulului tensiunilor prin alterarea raportului de transformare k T,AT cu variaia numărului spirelor înf ăşurării de tensiune superioar ă, fie prin variaia unghiului dintre tensiuni prin a şa-numitul reglaj de tip longo-transversal. Referitor la prima metod ă de reglaj care este folosit ă frecvent, în gol sau mai eficient dar mai scump în sarcin ă, se modifică numărul de spire la care accesul este cel mai comod; rezultă U 2= (w2 / w1)U 1. Reglajul f ără sarcină se practică la unităi mai mici, de. m.t. / j.t. cu num ăr redus de trepte, de exemplu ±5% însemnă prevederea a cinci trepte, cea de zero plus alte dou ă deasupra şi sub cea de zero (± 2•2,5%).
Fig. 3.41. Schimb ător de ploturi sub sarcin ă la un transformator Reglajul tensiunii la centrale f ără posibilităi financiare, se poate opera simplu din reglajul automat al excita iei grupului generator; chiar şi aici, reglajul elegant sub sarcin ă oferă posibilităi sporite de control al puterii reactive şi meninerea fermă a tensiunii în benzile prestabilite în punctele de control, r ămâne o chestiune de asigurarea calit ăii energiei se poate exemplifica prin schema CHE d’Estreito-Brazilia, care evacueaz ă energia la 345 kV prin 13 unit ăi de transformatoare monofazate de 61‚3 MVA fiecare, prev ăzute cu echipamente de schimbare a prizelor în sarcin ă, vizibile în prim planul fig.3.41, reprodus ă alăturat. Principial, schema simplă de reglaj include înf ăşurarea bază cu numărul de spire N b , care este adiionată cu un num ăr de spire variabil provenind de la cei n galei de reglai, adic ă 172
±nN t. unde N t este numărul de spire între dou ă prize consecutive (galetul de reglaj); în realitate însă, ERS=S+C+DA, adică este vorba de un întreg echipament de reglaj sub sarcin ă compus la rândul lui din selector, comutator şi dispozitiv de ac ionare relativ complicat de executat, aşa încât în lume exist ă doar câteva firme specializate în acest domeniu de rafinament tehnic. Întrucât nu este permis ă întreruperea circuitului transformatorului la trecerea de la o priz ă la alta, trecerea se face treptat, secven ial, galetul de reglaj fiind scurtcircuitat rapid şi pasager într-o etapă intermediară prin rezistoare sau bobine de reactan ă jumelate (schema Jansen), ca în fig. 3.42 de mai jos.
Fig. 3.42 Schema de principiu a unui echipament de reglaj sub sarcin ă a - comutatorul C, b-selectorul de prize S, c-inversor, d - preselector, e- înf ăşurarea principal ă cu Nb spire, f - înf ăşurarea de reglaj fin cu n galei de reglaj şi nNt spire, g-înf ăşurarea de reglaj grosier, rl‚2 - rezisten e de trecere. Not ă : Detalierea explicativă pentru schema cu rezistor de scurtcircuitare pasager ă a prizelor de reglaj este dat ă în fig. 3.43: în pozi ia stabilă de bază rezistorul nu intervine, a şi e; la trecerea pe plotul urm ător, rezistorul face primul pas, scurtcircuitând galetul de reglaj pentru scurt timp în care a şteapt ă sosirea contactului principal, pozi iile b,c,d, după care se eliberează contactul auxiliar, ERS fiind gata pentru o nou ă comandă etc;
Fig. 3.43. Detalierea mi şcării secveniale a selectorului de prize. Alte metode de reglaj utilizeaz ă o unitate adi ională de reglaj în cuv ă separată, uneori de m ărime apropiată cu unitatea de bază, iar adiionarea vectorială efectuată poate avea loc la 00 sau 1800 - reglaj longitudinal, în cuadratură, la 900 - reglaj transversal, la 1200 — reglaj combinat longo-transversal; comentarea detaliat ă a acestor metode moderne dar complicate poate fi găsită în lucrările de strict ă specialitate. 3.2.6. EVALUAREA PIERDERILOR
Structura pierderilor de putere activă Structura pierderilor de putere activ ă ∆P în T, AT este dată de următoarele categorii de pierderi, astfel • pierderi constante generate de circuitul magnetic sub tensiune, ∆PFe, • pierderi variabile cu sarcina din înf ăşurări, ∆PCu, deci 173
∆P = ∆PFe + ∆PCu = (∆P0 + ∆Pk , n )(S / S n )2 ,
unde pierderile în gol ∆P0 şi de scurtcircuit nominale ∆Pk,n sunt tabelate, S este sarcina curentă a T, AT ; tabloul nu este complet f ără considerarea absorbiei de putere reactivă în gol ∆Q0 şi în sarcină nominală ∆Qk,n, aceasta ascunde în spate pierderi corespondente de putere activă legate de circula ia respectivă între punctul de generare din re ea şi respectivul T, AT absorbant de reactiv, fenomen cuantificat prin multiplicarea k q∆Q, unde k q = 0,001 - 0,1 kVAr/kW este coeficientul de echivalare respectiv, cu atât mai semnificativ cu cât sursa de putere reactivă este mai departe în re ea. Se pot scrie rela iile simple în care intervin valorile tabelate ale curentului de mers în gol io şi tensiunii de scurtcircuit uk ∆Q0 = ∆Qk , n
3 I 0U n = 3i0 I nU n = i0 S n = 3 X T I nn = ( 3 XTI n / U n ( 3 I nU n = u k S n
Cu acestea se pot calcula complet pierderile de putere activ ă: ∆P = ∆PFe + ∆PCu = (∆P0 + k q ∆Q0 ) + (∆Pk , n + k q ∆Qk , n )(S / S n )
2
Fig. 3.44. Curba τ a timpului de pierderi Structura pierderilor de energie activă Structura pierderilor de energie activ ă ∆W în T, AT o copiază pe cea a pierderilor de putere, multiplicând: componenta constant ă cu timpul calendaristic t cal în care unitatea a stat sub tensiune, respectiv componenta variabil ă cu timpul τ de pierderi fictiv; acesta din urmă echivalează situaia reală a pierderilor variabile în timpul real la sarcina S, ca şi cum unitatea ar fi rulat la înc ărcarea constantă Smax şi timpul τ, unde τ = τ T p max , cos ϕ n . Cu acestea, se pot calcula complet pierderile de energie de activ ă: 2 ∆W = (∆P0 + kq∆Qo )t cal + (∆Pk , n + kq∆Qk , n )(S / S n ) τ
Regimul economic al postului de transformare Regimul economic al postului de transformare este o aplica ie utilă şi interesantă şi mai rar strict luată în seamă de realitatea curentă constatată la măsurători pe viu la zeci de PT efectuate de autor; Formularea este urm ătoarea: având n unităi în paralel într-un PT, se caut ă numărul optim al unit ăilor care trebuie men inute în func iune dacă sarcina este variabilă. Pentru simplificare, n=2 unităi identice calibrate fiecare la Sn iar sarcina variabil ă tranzitată în PT este S ∈ [0,2S n ] . A rula pentru S ≤ S n , cu IT şi pentru S ≤ 2 S n cu 2T , este un r ăs puns fals, fapt ce rezultă din rezolvarea sistemului cu ecua iile simplificate corespunzătoare celor două situaii, cu IT şi respectiv cu 2T , astfel: ∆P IT = ∆PFe + ∆Pk , n (S / S n )2 2
∆P2T = 2∆PFe + 2∆Pk , n [S / (2S n )]
174
Condiia ∆P IT = ∆P2T conduce la valoarea sarcinii a şa-zise critice S = S critic = S n (2∆PFe / ∆Pk , n )0.5 , la care trebuie schimbat regimul energetic al PT , trecând de la 1T la 2T pentru S>Scitic şi viceversa, fig. 3.45.
Fig. 3 .45. Schema electrică primară (a) şi diagrama (b) de exploatare energetic ă a unui PT , echipat cu dou ă unităi identice.
3.3. MOTOARE ELECTRICE ÎN SERVICIILE PROPRII ALE CENTRALELOR ELECTRICE 3.3.1. CONSIDERAII GENERALE Centralele termoelectrice CTE moderne sunt mari producătoare de energie electrică, dar în acelaşi timp şi mari consumatoare. În cadrul CTE, energia electrică se foloseşte pentru antrenarea diferitelor maşini şi mecanisme, f ără de care producia de energie electrică nu este posibilă; este folosită pentru: prepararea şi introducerea combustibilului în focarul cazanelor, introducerea aerului în focar şi extragerea gazelor arse, introducerea apei în cazan, meninerea vacuumului în condensatorul turbinei, alimentarea cu apă a centralei, comanda utilajului turbinei, comanda utilajelor termice, ventilarea încăperilor, iluminatul etc. Consumul propriu de energie electric ă al centralelor termoelectrice depinde de foarte muli factori (felul combustibilului, presiunea ini ială a aburului, tipul turbogeneratoarelor şi puterea lor, modul de antrenare a pompelor de alimentare etc) şi este cuprins între 5 şi 10% din produc ia totală de energie electric ă; CHE au în general sub 1% acest consum, iar centralele hidro cu acumulare prin pompare-CHEAP pot atinge nivelul CTE doar la pornire. În tabelul 3.6 se indică puterea maximă absorbită de serviciile proprii ale centralelor electrice. În cazul func ionării la o sarcină parială P, faă de puterea instalat ă Pi consumul serviciilor proprii se poate calcula cu rela ia: P Ps. p. = 0,4 + 0,6 Ps. p. max Pi
Pentru antrenarea mecanismelor de servicii proprii se folosesc, de regul ă motoarele electrice. Pentru antrenarea pompelor de alimentare se folosesc, pe lâng ă motoare electrice şi turbine cu abur. Tabelul 3.6 Puterea maximă absorbită de serviciile proprii ale centralelor electrice Tipul centralei electrice CET: cărbune praf gaze+păcură
Ps. p. max ⋅ 10 P1 3,3-14 5-7
W s. p. ⋅ 100% W 1 p 3,3-10 4-6
Coeficientul de încărcare 0,0 0,0
175
CTE: cărbune praf gaze+păcură CNE: cu gaz cu apă CHE: de putere mică şi medie de mare putere
6-3,3 3-5 5-14 3,3-5 2-3,3 0,5-1
Notaiile tabelului 3.6. au următoarea semnificaie: Ps.p.max - puterea maximă a serviciilor proprii; P1 - puterea instalată în centrală;
5-7 3-4 3-12 4-6 1,5-2 0,2-0,5
0,335-0,9 0,335-0,9 0,33 0,33 0,6 0,7
W s.p. - energia consumat ă în cadrul serviciilor proprii; W p - energia produs ă de centrală Alimentarea de baz ă a serviciilor proprii se face de la generatoarele centralei, iar rezerva se ia din sistem. Pentru alimentarea sistemului de servicii proprii se prev ăd transformatoare coborâtoare, instala ii de distribuie şi reea, la fel ca şi pentru întreprinderile industriale, în centralele electrice se prevăd şi surse independente de sistemul energetic, pentru alimentarea sistemelor de comand ă a anumitor dispozitive importante şi a iluminatului de siguran ă. Ca surse independente se folosesc: baterii de acumulatoare şi grupuri Diesel cu pornire rapid ă, de putere moderată (<200 kW). Elementele centralei, care sunt absolut necesare pentru o func ionare economică şi sigură a centralei şi anume: mecanismele antrenate de motoare electrice şi turbine cu abur, receptoarele de energie electric ă de toate tipurile, re ele electrice în cablu, instala iile de comandă - reprezintă sistemul de servicii proprii a centralelor electrice. Funcionarea normal ă a centralei este posibilă numai în cazul func ionării sigure a sistemului de servicii proprii. Perturbarea func ionării agregatelor de servicii proprii din cauza întreruperii alimentării cu energie electrică, duce la oprirea func ionării agregatelor de baz ă, iar în anumite cazuri şi a centralei în întregime. Din aceast ă cauză cerina de bază la care trebuie să răspundă sistemul de servicii proprii este siguran a în func ionare. La fel de importantă este şi cerina de economicitate a sistemului de servicii proprii. Economicitatea trebuie îneleasă atât ca o reducere a investi iilor, cât şi ca un consum minim de energie electrică şi termică în sistemul de servicii proprii.
3.3.2. SURSELE DE ALIMENTARE CU ENERGIE ELECTRICĂ A SISTEMULUI DE SERVICII PROPRII Sigurana în funcionare a sistemului de servicii proprii al centralei electrice depinde într-o mare m ăsură de sursele de alimentare. Necesitatea alegerii unei surse de energie sigure şi economice pentru sistemul de servicii proprii a ap ărut odată cu interconectarea centralelor între ele într-un sistem energetic, atât centrale, cât şi sistemul nu puteau asigura alimentare sigur ă a serviciilor proprii. Scurtcircuitele din re eaua exterioar ă şi din interiorul centralei, datorit ă imperfeciunii proteciei prin relee şi a întreruptoarelor, lipsei regulatoarelor automate a excita iei generatoarelor, duceau la sc ăderea îndelungată a nivelului de tensiune, în sistemul de servicii proprii. În sistemul de servicii proprii se folosea pe scar ă largă motorul asincron cu rotorul bobinat, prevăzute cu reostat de pornire. La scăderea tensiunii (chiar pentru scurt timp), motoarele electrice erau deconectate de la reea prin protec ii de minimă tensiune, ceea ce ducea la perturbarea func ionării serviciilor proprii şi, prin urmare, la întreruperea func ionării întregii centrale. În aceste condiii a fost necesar s ă se alimenteze sistemul de servicii proprii de la 176
generatoare care nu erau legate la sistemul energetic. Pentru alimentarea serviciilor proprii se prevedea unul sau dou ă generatoare independente. Aceste generatoare au primit denumirea de generatoare de cas ă şi se alimentau cu abur de la acelea şi cazane ca şi turbogeneratoarele-TG principale, respectiv de la o aceea şi turbină hidraulică, în cazul CHE de construc ie mai veche (Bicaz). La presiuni ale aburului nu prea mari (20-300 bar) şi f ără supraîncălzire intermediară a aburului, o astfel de schem ă se realizează destul de uşor şi se consideră destul de economic ă. Generatoarele de casă GC se racordau la bare de 3 - 6 kV, func ionând în regim normal nelegate la barele de înalt ă tensiune. Pentru rezervarea GC se prevedeau transformatoare de rezervă, care erau racordate la barele de înalt ă tensiune ale centralei, fig. 3.46.
Fig. 3.46. Schema principial ă a sistemului de servicii proprii a unei CTE cu turbogeneratoare de casă . 1- turbogeneratorul principal; 2- turbogeneratorul de cas ă; 3- transformatorul de servicii proprii; 4- staia de înaltă tensiune; 5- instalaia de distribuie a serviciilor proprii.
La astfel de scheme (cu surse de energie independente), scurtcircuitele din sistem, precum şi sc ăderea frecven ei în sistem nu erau resim ite de agregatele din re eaua de servicii proprii. Odată cu creşterea puterii turbogeneratoarelor şi a presiunii aburului, alimentarea turbogeneratoarelor de cas ă cu abur de presiune înalt ă a devenit din ce în ce mai grea. La anumite centrale turbogeneratoarele de cas ă au fost înlocuite cu generatoare montate pe acelaşi arbore cu generatorul principal (fig. 3.47.).
Fig. 3.47. Schema principial ă a sistemului de servicii proprii a unei centrale termoelectrice cu generatoare de cas ă . l -generatorul principal; 2- generatorul de cas ă; 3-transformatorul de rezerv ă pentru servicii proprii; 4-instalaia de înaltă tensiune; 5 - instalaia de distribuie a serviciilor proprii.
Această schemă se consideră mai economică, deoarece randamentul turbinei principale este mai mare decât randamentul turbinei de cas ă de putere mică. Generatoarele de casă, împreună cu excitaia lor, complicau construc ia turbogeneratorului principal şi măreau dimensiunile sălii maşinilor. 177
Odată cu perfecionarea aparatajului electric şi introducerea automaticii de sistem, sigurana alimentării cu energie electrică s-a mărit foarte mult. Aceasta a permis ca alimentarea serviciilor proprii să se facă mult mai sigur şi economic de la generatoarele principale şi sistem, f ără să se folosească surse independente ca turbogeneratoare de casă, al căror montaj era legat de investiii importante şi mărirea cheltuielilor de exploatare. Adaptarea acestei soluii a fost posibilă datorită următoarelor perfecionări tehnice: 1- folosirea unor protec ii prin relee rapide pentru toate elementele sistemului, inclusiv serviciile proprii; 2- folosirea automaticii de sistem - reglajul automat al excita iei generatoarelor, descărcarea automată a sarcinii la scăderea frecven ei DASF, anclanşarea automată AAR a transformatorului de rezerv ă în sistemul de servicii proprii etc.; 3 - folosirea în sistemul de servicii proprii a motoarelor asincrone cu rotorul în scurtcircuit şi parametri variabili ai rotorului (motoare cu bare înalte şi dublă colivie) şi renunarea la protec ia de minim ă tensiune; 4- realizarea corect ă a schemei de principiu a centralei, precum şi a schemei pentru alimentarea de lucru şi de rezervă a serviciilor proprii, care s ă asigure autopornirea motoarelor după pauze scurte de tensiune. Ultima condiie este eliminatorie şi este importantă. Experiena de exploatare a centralelor electrice arată că motoarele asincrone cu rotorul în scurtcircuit nu sunt sensibile la pauze scurte de tensiune, dac ă sunt racordate la surse de putere mare, de exemplu, la barele de î.t. ale centralei, prin intermediul transformatoarelor de putere corespunz ătoare. Generatoarele racordate pe barele de î. t. trebuie prev ăzute cu automatica de for area excita iei FE. La scăderea tensiunii motoarele se frâneaz ă, dar prin reapari ia tensiunii motoarele asincrone se accelerează relativ rapid pân ă la turaia nominală şi se restabileşte funcionarea normală a agregatelor. În procesul de autopornire (accelerare) motoarele asincrone absorb cureni mari. Sursele de alimentare trebuie s ă fie astfel dimensionate încât nivelul de tensiune pe barele de servicii proprii s ă permită autopornirea motoarelor. O condiie foarte important ă pentru o func ionare sigură a motoarelor electrice din cadrul serviciilor proprii şi, în consecină, a centralelor şi a sistemului energetic în întregime este meninerea frecven ei la parametri nominali. Scăderea frecvenei poate fi cauzat ă de supraîncărcarea sistemului energetic (sau a unei zone a sistemului), datorit ă deconectării unei centrale sau a unei linii de interconexiune. Datorită scăderii frecvenei se reduce tura ia motoarelor electrice şi ca urmare se reduce productivitatea mecanismelor care deservesc agregatele principale, în consecin ă parametrii aburului scad şi ca urmare scade şi puterea electrică debitată de centrală. Prin aceasta, deficitul de putere în sistem se m ăreşte şi frecvena scade în continuare. Dac ă în acest timp nu se descarcă sistemul, se poate perturba întreaga lui func ionare. Astfel de avarii au fost posibile până când s-a introdus automatica de desc ărcare automată a sarcinii la scăderea frecvenei. Pentru centralele termoelectrice, ca surse independente de sistem se folosesc bateriile electrice de acumulatoare sta ionare, BEA. Sarcina BEA este s ă alimenteze în continuu (în orice condiii) instalaiile de comandă şi semnalizare, protec iile prin relee, instala iile de automatizare şi telefonie. În cazul dispari iei tensiunii alternative, BEA trebuie s ă alimenteze de asemenea iluminatul de siguran ă şi anumite mecanisme care asigur ă oprirea în deplin ă sigurană a turbogeneratorului (pompele de ulei de ungere şi etanşare). Capacitatea BEA se alege pentru întreruperi de 1 h ( şi mai rar de 1/2 or ă) în alimentarea cu curent alternativ. Pentru centrale de putere mare, m ărirea capacităii BEA nu este recomandabil ă şi din 178
această cauză se prevăd grupuri Diesel - generator de curent alternativ, prev ăzut cu pornire rapidă în caz de avarie. Puterea grupurilor Diesel nu este mare, din aceast ă cauză pornirea centralei dup ă o avarie cu ajutorul lor nu este posibil ă. Este absolut necesar ca energia pentru o astfel de pornire să fie preluată din sistem.
3.3.3. ALEGEREA TIPURILOR DE MOTOARE ELECTRICE Pentru o func ionare sigură a mecanismelor serviciilor proprii este necesar ca mărimile caracteristice de funcionare ale motorului s ă corespundă condiiilor de func ionare ale mecanismului, şi anume: 1 - puterea motorului electric trebuie s ă fie suficientă pentru a aciona mecanismul la funcionarea acestuia la sarcină nominală; 2 - cuplul dezvoltat de motor trebuie s ă fie suficient pentru lansarea mecanismului până la turaia nominală a acestuia, f ără ca motorul s ă se supraîncălzească peste limita admisibilă, din cauza curen ilor de pornire, chiar dac ă motorul a fost încălzit datorită funcionării de durat ă la plină sarcină; 3 - motorul unui mecanism principal trebuie s ă aibă capacitatea de a autoporni, dup ă restabilirea tensiunii, dacă a fost frânat parial sau total la o sc ădere a tensiunii din re ea; 4 - forma de execu ie a motorului şi modul de răcire al acestuia trebuie s ă corespundă condiiilor de temperatură, de umiditate şi de curăenie a mediului înconjur ător. Alte condiii importante la alegerea tipurilor de motoare electrice sunt de asemenea: dispozitive simple de pornire; construc ie sigură; exploatare uşoară; cost redus şi cheltuieli reduse de exploatare. În cele ce urmeaz ă, se va examina, din aceste puncte de vedere, m ăsura în care pot fi utilizate diferite tipuri de motoare pentru serviciile proprii ale centralelor electrice. Motoarele asincrone cu rotorul în scurtcircuit sunt cele mai utilizate; simplitatea construciei le face sigure în func ionare şi necesită o întreinere uşoară. Datorită simplităii construciei, motoarele asincrone sunt cele mai pu in costisitoare dintre toate tipurile de motoare existente. Pornirea lor se face f ără dispozitive de pornire, prin simpla aplicare a tensiunii la înf ăşurarea statorului. Aceasta permite ca, în caz de nevoie, s ă nu fie deconectate de la reea, la dispariia sau scăderea tensiunii, din care cauz ă, la restabilirea tensiunii, aceste motoare pornesc din nou, în mod automat. Dezavantajele principale ale motoarelor asincrone cu rotorul în scurtcircuit sunt: 1 - curentul de pornire atinge valori de 6-10 ori mai mari decât valoarea curentului nominal, ceea ce duce la supraînc ărcarea surselor de alimentare, în cazul pornirii motoarelor de putere mare sau în cazul pornirii simultane a unui num ăr mare de motoare; 2 - cuplul de pornire al motorului este mai mic ca cel nominal, ceea ce exclude posibilitatea folosirii lui la mecanismele care necesită cupluri de pornire mari; 3 - motoarele în execu ie normală nu au dispozitive de reglare a tura iei. Mărirea cuplului de pornire şi micşorarea curentului de pornire se realizeaz ă prin îmbunătăirea construciei rotorului: cu dubl ă colivie sau cu bare înalte. În fig. 3.48. sunt date caracteristicile cuplurilor şi a curenilor de pornire, pentru diverse construcii ale rotorului motoarelor asincrone cu rotorul în scurtcircuit. Toate aceste caracteristici sunt caracteristici medii şi pot să varieze în func ie de puterea şi turaia motorului. Fig.3.48. Caracteristicile motoarelor asincrone cu rotorul în scurtcircuit: a) M* = f(n*); b) I *p=f(n*) 179
1 - motor cu simpl ă colivie; 2 - motor cu bare înalte; 3 - motor cu dubl ă colivie
Motorul asincron cu rotorul bobinat se porne şte cu ajutorul unui reostat, care se conectează în circuitul rotorului, şi a cărui rezistenă se scoate treptat din circuit, pe m ăsură ce motorul se accelerează. Când motorul atinge tura ia nominală, rezistena reostatului se scoate complet din circuit şi motorul func ionează ca un motor în scurtcircuit, pe caracteristica sa naturală. Introducerea, la pornire, a unei rezisten e în circuitul rotorului permite s ă micşoreze curentul de pornire (pân ă la valoarea de 2-3 ori curentul nominal) şi s ă se m ărească cuplul de pornire până la valoarea cuplului maxim. În fig. 3.49. sunt date caracteristicile cuplurilor motorului bobinat, pentru diferite valori ale rezisten ei în circuitul rotorului. Fig. 3 .49. Curbele cuplurilor motorului asincron cu rotorul bobinat, la diferite rezisten e în circuitul rotorului.
La pornirea motorului cu scoaterea în trepte a reostatului, cuplul motorului se va modifica şi va trece de la o caracteristic ă la alta, cum se arat ă prin linia îngroşată, în fig. 3.49. Necesitatea introducerii unei rezisten e în circuitul rotorului la pornire constituie dezavantajul principal al motorului cu rotorul bobinat. Dac ă motorul s-a frânat sau s-a oprit, ca urmare a scăderii tensiunii în re ea, pentru pornirea lui este necesar ca reostatul s ă fie trecut în poziia de pornire. Aceasta se poate face fie automat şi în acest caz motorul poate s ă rămână conectat la reea, fie manual şi, în acest caz, motorul trebuie s ă se deconecteze în mod automat la scăderi mai importante de tensiune. Trecerea automat ă a motorului în pozi ia de pornire, la scăderea tensiunii, urmat ă de o pornire automat ă, necesită instalaii complicate şi costisitoare. Deconectarea mecanismelor, la sc ăderea tensiunii, este inadmisibil ă pentru mecanismele principale. În afară de aceasta, prezena inelelor colectoare şi a reostatului de pornire complic ă exploatarea motorului, mic şorează sigurana în func ionare a acestuia şi măreşte preul s ău de cost. De aceea, din centralele electrice moderne motoarele cu rotorul bobinat au disp ărut. Motoarele sincrone se folosesc destul de rar pentru antrenarea mecanismelor serviciilor proprii. Principalul avantaj al acestor motoare const ă în faptul că ele pot genera putere reactivă şi în consecină se pot reduce pierderile de putere activ ă prin minimizarea circulaiei puterii reactive. Acest avantaj este limitat în cadrul serviciilor proprii, deoarece motoarele sunt amplasate foarte aproape electric de generatoarele centralei. În afar ă de aceasta, motoarele sincrone nu permit varia ia turaiei mecanismelor decât prin instala ii intermediare relativ costisitoare şi în plus în schemele clasice, prezen a excitatricei cu colector reduce fiabilitatea schemei. În ultimul timp, datorit ă simplificării schemelor de pornire şi protecie, măririi siguranei în funcionare prin folosirea schemelor de autoexcita ie statică şi reducerii costului de fabricaie, a devenit rentabil ă folosirea motoarelor sincrone de mare putere. Folosirea motoarelor sincrone se datoreaz ă şi faptului c ă randamentul lor este mai mare ca al celorlalte tipuri de motoare şi prin folosirea FE se poate m ări stabilitatea de func ionare a serviciilor 180
proprii în cazul sc ăderilor de tensiune în timpul avariilor. Motoare de curent continuu, în special cele cu excita ie şunt, sunt avantajoase întrucât permit, cu pierderi mici de energie, reglarea în limite largi a tura iei mecanismelor; prezintă însă şi o serie de dezavantaje importante; astfel punctul slab al acestor motoare este redresorul mecanic (colectorul), care necesit ă o întreinere permanent ă şi calificată. Un alt dezavantaj constă în faptul c ă necesită instalaii speciale de pornire, iar pre ul de cost este mai mare în comparaie cu cel al celorlalte tipuri de motoare. Pentru alimentarea motoarelor de curent continuu sunt necesare instala ii speciale de redresare, care ridică preul de cost al instala iilor. Motoarele de curent continuu se folosesc la ac ionarea transportoarelor de combustibil (banda Raedler cu racle i) sub formă de praf în centralele pe c ărbune, unde este necesară reglarea tura iei în limite largi (3:1). Motoare de curent continuu se utilizeaz ă, de asemenea, pentru antrenarea pompelor de ulei de ungere şi etanşare, de rezerv ă, în cazul opririi turbogeneratoarelor pe timp de avarie; la acionarea limitatorului deschiderii LD de la turbinele hidraulice în cadrul echipamentului de reglaj automat al vitezei RAV. Alimentarea motoarelor de curent continuu se face de la baterii de acumulatoare funcionând în tampon cu redresoare automatizate.
3.3.4. CARACTERISTICILE MECANISMELOR SERVICIILOR PROPRII Pentru alegerea puterii şi a caracteristicilor motoarelor de antrenare, trebuie s ă se cunoască: puterea la arborele mecanismului şi modul în care aceasta variaz ă în funcie de turaie. În cadrul serviciilor proprii ventilatoarele şi pompele centrifuge formeaz ă o grupă importantă de mecanisme. Puterea motorului de antrenare pentru ventilatoarele centrifuge, în kW, se calculeaz ă cu formula: P=
Q ⋅ H η ν ⋅ ηtrans
10 − 3
(3.6.)
unde:
Q - debitul ventilatorului, în [m 3 /s]; H - presiunea gazului refulat de ventilator, în N/m2; η ν, ηtrans - randamentul ventilatorului şi a transmisiei. Puterea motorului pentru pompe centrifuge, în kW, se calculeaz ă cu formula: Q ⋅ ( H st + ∆ H ) − 3 (3.7.) P= 10 η pompa ⋅ ηtrans
unde: Q - debitul pompei, în [m 3 /s]; γ - greutatea specifică, în [N/m 3] ; H st = H g +
p2 − p1 γ
- presiunea statică, în [m], H g - presiunea geometric ă (suma
înălimilor de absorb ie şi refulare), în [m]; P2 - presiunea în rezervorul în care se refuleaz ă lichidul, în [N/m3] ; P1 - presiunea în rezervorul de aspira ie, în [N/m2]; (3.8.) ∆ H =ξ Q2 ∆ H - presiunea dinamic ă necesară pentru învingerea rezisten ei hidraulice a re elei şi care depinde de: sinuozitatea re elei, de lungimea şi de seciunea acesteia precum şi de vâscozitatea lichidului. Dacă refularea se face la presiune static ă egală cu zero, atunci debitul pompei sau al ventilatorului este direct propor ională cu turaia mecanismului, deoarece volumul de lichid sau gaz transmis de pomp ă sau ventilator în unitatea de timp, printr-o sec iune constantă este proporională cu viteza la puterea întâia. În acelea şi condiii ventilatorul sau pompa imprim ă
181
mediului de pompare energia cinetic ă
mV 2 mV 2 V 2 = , respectiv presiunea egal ă cu , care 2 2mg 2g
este proporională cu pătratul vitezei (tura iei). Puterea necesară pentru pompare, conform rela iilor (3.6.) şi (3.7.) este propor ională cu produsul QH şi deci este direct propor ională cu cubul tura iei: (3.9.) P=k 1*n3 unde: k 1 este un coeficient de propor ionalitate. Momentul se calculează cu formula: M =
P ⋅ 1000 ω
=
P ⋅ 60 ⋅ 1000 9540 ⋅ P [ N ⋅ m] = 2πn n
(3.10.)
Aceasta înseamnă, că momentul la arborele mecanismului este propor ional cu pătratul turaiei. În condiii reale, în func ie de presiunea statică şi de deosebirile constructive ale ventilatoarelor şi ale pompelor, rela iile deduse pot fi pu in diferite. În general, se poate considera următoarea relaie: n M r = M 0 + ( M n + M 0 ) ⋅ nn
sau, în mărimi relative: M * r = M * o + (1 − M * o ) ⋅ n*α
α
(3.11.)
M c - momentul rezistent al mecanismului; M n M M 0 şi M * 0 = c -momentul rezistent la pornire, pentru n=0 M n
unde: M r şi M *r =
(pentru ventilatoare şi pompe centrifuge M *0 = 0,1 - 0,2); M nom - momentul nominal al mecanismului la tura ia n= nnom; n* =
n mărimi relative; nn
α - exponent, care depinde de tipul mecanismului şi de presiunea static ă. Not ă : Pentru mecanismele la care P ≡ Pn şi M r = ct, α= 0 (mori cu bile transportoare cu
bandă, mecanisme de ridicat). Pentru pompe centrifuge şi ventilatoare cu presiune static ă egală cu zero, α= 2. Pentru mecanisme care func ionează cu presiune statică (pompe de alimentare) - α > 2. Fig. 3.50. Caracteristici tipice de momente rezistente pentru mecanisme: 1- moară cu bile; 2- ventilator centrifugal ( M *r = 0,2 + 0,8 n*2). Fig. 3.51. Dependen a momentului rezistent al pompelor centrifuge în funcie de turaie, pentru diverse valori ale presiuni statice.
În fig. 3.50 . sunt prezentate caracteristicile mecanismelor cu M *r =const. (curba 1) şi a mecanismelor cu momente de tip ventilator (curba 2). Pe curbe nu s-a reprezentat m ărimea momentului rezistent la pornire datorit ă frecărilor în pozi ia de repaus. 182
Fig. 3.52. Dependen a debitului pompei centrifuge în func ie de turaie, pentru diferite presiuni statice. Diagramele din figurile 3.51. şi 3.52. ilustrează dependena momentului rezistent şi a debitului pompei centrifuge în func ie de turaie pentru diverse valori ale presiuni statice:
H *st =
H st H
unde: H = H st+∆ H este presiunea totală pe care o produce pompa. Din fig. 3.51. se vede c ă pentru H st = 0, M *r = n 2. Pentru toate celelalte valori ale lui H st momentul rezistent depinde de tura ie într-o m ăsură mult mai mare şi α ia valori până la 5 ÷ 6. Curbele din fig. 3.52. arat ă că, la valori mari ale presiunii statice, debitul pompelor centrifuge se micşorează mult, chiar pentru sc ăderi mici de tura ie. Rezultă că pompele centrifuge, care lucreaz ă cu presiune statică mare, fiind antrenate de motoare electrice, sunt foarte sensibile la varia ii de frecvenă.
3.3.5. Alegerea motoarelor pentru antrenarea mecanismelor de servicii proprii După rezolvarea problemei privind felul curentului (continuu/alternativ), se alege tipul motorului şi execuia lui în func ie de locul de instalare. Puterea necesară la arborele motorului se determin ă cu relaiile (3.6.) şi (3.7.). Din catalog se alege un motor cu puterea cea mai apropiat ă şi cu turaia egală cu tura ia mecanismului. Verificarea motorului asincron cu rotorul în scurtcircuit în func ie de momentul pe care îl dezvolt ă pe tot timpul pornirii se rezum ă la satisfacerea rela iei: M nom ≥
M 0 ⋅ K acc K min ⋅ U *2min
(3.12.)
Dacă relaia (3.12.) este îndeplinit ă, momentul produs de motorul asincron dep ăşeşte momentul rezistent pe tot parcursul pornirii de la 0 pân ă la nn. În formula (3.12.) se folosesc nota iile : M nom - momentul nominal motorului asincron ales în func ie de momentul rezistent al mecanismului, în Nm: M nom =
9540 ⋅ Pnom ‚ în care: nnom
Pnom - puterea nominal ă a motorului, în [kW], determinat ă cu formulele (3.6.) şi (3.7.); nnom - turaia nominală a motorului, în [rot/min]; M 0 - cuplul rezistent al mecanismului pentru n = 0, în [Nm]; K min = M min / M nom - raportul dintre momentul minim produs de motorul asincron, în timpul pornirii, şi momentul nominal al motorului; U *min = U min / U n - raportul dintre tensiunea minim ă la bornele motorului în timpul cuplării lui la reea şi tensiunea nominal ă; K acc = 1,15 ÷ 1,25 - coeficient care asigur ă o accelerare rapid ă a motorului la pornire, ceea ce conduce la scurtarea timpului de pornire; în consecin ă, încălzirea înf ăşurărilor nu va dep ăşi temperatura maxim ă admisibilă la pornire. Dacă condiia (3.12.) nu este respectat ă, atunci trebuie să se aleagă un motor cu caracteristică de pornire îmbun ătăită. Mărirea puterii motorului pentru respectarea condi iei (3.12.) nu este recomandat ă din punct de vedere economic. Motoarele pentru antrenarea mecanismelor cu condi ii grele de pornire (ventilatoare,
183
ventilatoare pentru mori, mori de c ărbune, concasoare etc.) trebuie obligatoriu s ă fie verificate suplimentar la înc ălzire în timpul pornirii. Aceast ă verificare se poate face prin calculul timpului de pornire a agregatului, de la starea de repaus pân ă la turaia nominală, prin rezolvarea ecuaiei de mişcare a agregatului: M d = M e − M r = J
d ω dt
(3.13.)
unde: M d - momentul suplimentar sau dinamic, în [N·m]; M e - momentul produs de motorul de antrenare, în [N·m]; M r - momentul rezistent mecanismului, în [N·m]; J - momentul de iner ie al maselor în mişcare, [N·m·s2] ; ω - viteza unghiular ă, în [s-1]; dω - acceleraia unghiulara, în [s-2]. De obicei, fabricile constructoare nu dau momentul de iner ie pentru motor şi mecanism, ci momentul de volant GD2; de aceea, este mai comod s ă se exprime ecua ia (3.13.) prin momentul de volant plecând de la urm ătoarea relaie: J = mR 2 =
GD 2 4g
în care: GD2 este momentul de volant, în [N ⋅m2]; g = 9,331m/s2 - acceleraia gravitaională. În acest caz, ecua ia (3.8.) ia forma: M d = J
d ω GD 2 d ω = dt 4 g dt
(3.14.)
Deoarece caracteristicile mecanice ale motoarelor şi mecanismelor se dau în unit ăi relative, mărimile care intră în ecuaia (3.14.) vor fi exprimate, de asemenea, în unit ăi relative, adoptând urm ătoarele notaii: M d ω - cuplul dinamic relativ; ω* = - viteza unghiular ă relativă; M nom s
M * d = n* =
n - turaia relativă; ns - turaia de sincronism, în rot/min; ωs - viteza unghiular ă de ns
sincronism. Pornind de la rela iile: ω = ω* =
ω
ns
=
n = n* ; ns
2πn 2πns ; ωs = , se obine: 60 60
ω = nω s = n*
2πn s 60
de unde: d ω 2Tns dn* = dt 60 dt
Introducând în rela ia (3.15.), în locul accelera iei obine: M d =
GD 2 2πns dn* 4 g 60 dt
(3.15.) d ω expresia acesteia din rela ia (3.15.) se dt
(3.16.)
Împărind în ambele p ări ale ecuaiei (3.16.) prin M nom se obine, în unităi relative: M * d =
M d GD 2 2πn s dn* = M nom 4 gM nom 60 dt
de unde: GD 2 n s dn* dt = 375 M nom M * d
(3.17.)
184
Notând
GD 2 ns cu T a şi integrând se obine: 375 M nom n*2
t = T a
dn* ∫ M *d n
(3.18.)
*1
Această ecuaie permite să se determine durata proceselor de pornire şi frânare ale motorului. T a se numeşte constanta de timp mecanic ă a agregatului (motor şi mecanism). Calculul acestei constante de timp se face mai comod cu ajutorul puterii nominale a motorului de antrenare: T a =
CD 2 n0 n 356 ⋅ 10 4 ⋅ Pnom
(3.19.)
Pnom - fiind dat în [kW]. Semnificaia fizică a constantei de timp T a se poate pune în eviden ă plecând de la următoarele condiii: Dacă se presupune c ă cuplul dinamic M *d rămâne constant în tot timpul lans ării (n*1 = 0, n*2 =1) şi egal cu unitatea M *d = 1, în acest caz, 1
dn t = T a ∫ * = T a 1 0
adică T a este timpul necesar pentru lansarea agregatului de la zero la tura ia de sincronism. Integrala (3.18.) poate fi calculată prin integrarea grafo-analitică (fig.3.53.). Fig. 3.53. Determinarea grafic ă a momentului dinamic, prin diferene dintre momentul de antrenare şi momentul rezistent.
Timpul admisibil de lansare, rezultat din condi iile de încălzire, se poate calcula cu rela ia: t adm =
150(τ − τ nom ) j nom ( I * p − 1)
(3.20.)
unde: τ - este supratemperatura maxim ă admisă pentru clasa de izola ie respectivă; τnom - supratemperatura pentru regimul normal de func ionare; jnom - densitatea nominală de curent (4 - 6 A/mm2); I *p - multiplul curentului de pornire. În acest fel verificarea condiiilor de pornire const ă în respectarea condi iei: t p ≤ t adm.
3.3.6. INFLUENA VARIAIILOR DE TENSIUNE ŞI FRECVENA ASUPRA MOTOARELOR ASINCRONE Momentul electromagnetic al motorului asincron este egal cu 3U 2 R2 s M = 2 ( R2 + s 2 xsc2 )ω s
(3.21.)
unde: U - este tensiunea de faz ă, în [V]; ωs - viteza unghiular ă de sincronism, în [rad/s]; s - alunecarea; xsc - reactana de scurtcircuit a motorului, în [ Ω]; R2 - rezistena rotorului, raportat ă la stator, în [Ω]. Rezistena statorului s-a considerat egal ă cu zero. Pentru alunecarea critic ă, care are expresia: 185
s cr =
R2 x sc
(3.22.)
momentul capătă valoarea maximă: M max =
3U 2 2ωs x sc
(3.23.)
În mărimi relative rela ia cuplului ia forma: 2 M * max M = M * = s s M nom + cr s cr s Considerând că ω= 2π f şi xsc =ωsL, din (3.23.) se ob ine: U 2 3U 2 nom 2 U nom U *2 = M max = M max (nom ) f 2 f *2 2π f ⋅ 2π fL nom 2 f nom
(3.24.)
(3.25.)
unde: Mmax(nom) este valoarea maximă a momentului electromagnetic la tensiune şi frecvenă nominală. Astfel, momentul maxim al motorului este direct propor ional cu p ătratul tensiunii şi invers proporional cu pătratul frecvenei. Alunecarea critică este invers propor ională cu frecvena şi nu depinde de tensiune, cum se vede în expresia de mai jos: sn =
R2 = x sc
R2 1 = s s (nom ) f f * 2π fL nom f nom
(3.26.)
Folosind relaiile (3.25.) şi (3.26.), se poate scrie rela ia (3.24.) sub forma: 2 M * max (nom ) M * =
U *2 f *2
s sf * + cr scr s f *
(3.27.)
Analiza relaiilor (3.25.) - (3.27.), conduce la concluzia c ă la frecvenă constantă şi egală cu frecvena nominală, momentul maxim al motorului este direct propor ional cu pătratul tensiunii şi corespunde aceleia şi alunecări critice, deoarece aceasta nu variaz ă cu tensiunea.
Fig. 3.54. Varia ia momentului motorului asincron în func ie de turaie: a - pentru diverse tensiuni la bornele motorului şi frecvenă constantă; b - pentru diverse frecven e şi tensiune nominală la bornele motorului. Din fig. 3.54. se vede c ă pentru, un motor asincron care are momentul maxim egal cu 2,2 în mărimi relative, scăderea tensiunii până la 0,67U nom conduce la scăderea cuplului produs de motor M * = 1, şi anume până la limita de func ionare stabilă a motorului. Varia iile de tensiune, în cazul sarcinii constante la arborele motorului asincron, au influen ă redusă asupra turaiei motorului. Modificarea frecven ei reelei, după cum se vede din rela iile (3.26.) şi (3.27.), conduce la modificarea momentului maxim şi a alunecării critice. Din figura 3.53.b se vede c ă 186
scăderea frecvenei duce la mărirea momentului maxim şi în acelaşi timp la modificarea turaiei motorului. Scăderea simultană, în aceea şi proporie, a tensiunii şi frecvenei (U * / f * = const.) nu modifică valoarea cuplului maxim, adev ăr exploatat în majoritatea aplica iilor. Rezultă numai o reducere a tura iei proporională cu reducerea frecven ei.
3.3.7.AUTOPORNIREA MOTOARELOR ELECTRICE ALE SERVICIILOR PROPRII În cazul scurtcircuitelor în sistem sau a comut ării alimentării pe transformatorul de rezervă sunt posibile scăderi mari de tensiune sau pauze scurte de tensiune. Datorit ă acestor perturbaii, momentul produs de motorul asincron scade sub valoarea momentului rezistent şi mecanismele încep să se frâneze şi în anumite cazuri se pot opri. Dup ă restabilirea tensiunii de alimentare începe procesul de accelerare a motoarelor (care s-au frânat sau oprit), f ără intervenia personalului de exploatare, numit autopornirea motoarelor. Procesul descris mai sus, de frânare şi autopornire (accelerare) se pot calcula cu ajutorul ecua iei de mişcare (3.17.) în care pentru procesul de frânare se pune M *d= M *r iar pentru procesul de accelerare M *d= M *e- M *r. Din relaia (3.11.) este cunoscut c ă momentul rezistent al mecanismului depinde numai de tura ie. Momentul motorului asincron (3.27.) este funcie de tura ia motorului ( s=1-n*) şi funcie de pătratul tensiunii. Deoarece func iile de dependenă sunt complicate, rezolvarea problemei nu se poate face analitic. Pentru anumite situaii problema se poate rezolva prin metode numerice, prin utilizarea intervalelor succesive de scurtă durată şi considerând variabilele constante şi egale cu valorile lor de la regimul anterior. Pentru acest scop se reprezint ă grafic func iile M *r şi M *e în funcie de n* pentru tensiunea nominală, ca în fig. 3.48. Pe baza acestor grafice şi considerând dependen a momentului produs de motorul asincron în func ie de tensiunea, pentru fiecare motor se poate scrie relaia (3.17.) sub forma: ∆n* = ( M * enom ⋅ U *2 − M * r )
∆t
T a
(3.28.)
Din relaia (3.28.) rezult ă că autopornirea (respectiv ∆n*> 0) este posibilă cu condiia: (3.29.) M * enom U *2 − M * r > 0 adică succesul autopornirii nu depinde numai de corecta corelare între momentul electric şi momentul rezistent, ci şi de nivelul tensiunii la bornele motoarelor asincrone. Nivelul tensiunii în procesul de autopornire depinde de: puterea şi tensiunea de scurtcircuit a transformatorului de alimentare; num ărul şi puterea motoarelor care particip ă la procesul de autopornire. Pentru schema echivalent ă din fig. 3.55., nivelul tensiunii se poate calcula pentru orice moment t, ca fiind c ădere de tensiune pe reactan a echivalentă a transformatorului, datorat ă curentului absorbit de motoare. Not ă : Verificarea prin calcul a posibilităii de autopornire trebuie f ăcută şi din punct de vedere al încălzirii motoarelor. În afară de aceasta, durata procesului de autopornire trebuie corelată cu temporizările proteciilor tehnologice, cu blocajele şi automatizările, iar reglajele instalaiilor tehnologice trebuie coordonate cu mărimile parametrilor de presiune, debite etc., pentru ca modificările lor în procesul de autopornire să nu deterioreze mecanismele centralei.
Fig.3.55. Schema echivalent ă pentru verificarea autopornirii motoarelor mecanismelor serviciilor proprii.
187
Fig. 3.56. Varia ia reactanei motorului asincron în func ie de turaie (Zsc -impedana motorului cu rotorul calat). Valoarea tensiunii de alimentare a motoarelor pe bar ă de SP poate fi calculat ă ca produsul dintre curent absorbit şi reactana echivalentă a motoarelor participante la sumarea respectivului curent, astfel: U *t =
U * s x Σ x*T + x* M Σ * M
unde: U *s - este tensiunea în m ărimi relative pe barele sta iei; X *T reactana transformatorului de servicii proprii de la care se alimenteaz ă motoarele în timpul autopornirii; x* M =
1 n
1
∑1 x* Mt
- reactana echivalentă pentru momentul t ,
obinută prin cuplarea în paralel a tuturor motoarelor care particip ă la autopornire; x*Mt - reactana fiecărui motor la timpul t, pentru o anumit ă turaie n*t, după curba x*M= f(n*) din fig. 3.56. Asigurarea autopornirii motoarelor serviciilor proprii este una din cele mai importante metode de mărire a siguranei de funcionare a mecanismelor de servicii proprii şi a centralei electrice în întregime. Pentru asigurarea autopornirii trebuie alese în mod corespunz ător transformatoarele de alimentare, caracteristicile electromecanice ale motoarelor, folosirea protec iilor rapide şi a anclanşării alimentării de rezervă AAR cu pauze scurte de tensiune. La centralele termoelectrice de mare putere, m ărimea puterii transformatoarelor de alimentare este limitată din cauza aparatajului de comuta ie. La astfel de centrale sunt necesare măsuri de limitare a curen ilor de scurtcircuit.
3.3.8. CLASIFICAREA RECEPTOARELOR DIN SERVICIILE PROPRII ŞI SURSELE DE ALIMENTARE Pentru alimentarea receptoarelor de servicii proprii de regul ă, se folosesc două trepte de tensiuni alternative şi anume: a. Treapta de medie tensiune, pentru alimentarea unor motoare de puteri unitare peste 160 kW sau pentru alimentarea unor grupe de receptoare mai mici, prin intermediul unor transformatoare coborâtoare. Pentru instalaii de medie tensiune se alege, de regul ă, tensiunea de 6 kV. În cazuri justificate se poate opta şi pentru o alt ă tensiune medie (de exemplu 10 kV) sau eventual chiar două tensiuni medii; b. Treapta de joas ă tensiune, pentru alimentarea receptoarelor mici, inclusiv a motoarelor cu puteri unitare sub 160 kW (chiar şi de 250kW la CHE). Pentru instalaiile de joasă tensiune se alege tensiunea de 380/220 V. La stabilirea schemelor de alimentare ale serviciilor proprii se ine seama de gradul de sigurană în func ionare, cerut de receptoarele de servicii proprii. Sub acest aspect, receptoarele se împart în patru categorii. În categoria 0 (vital ă) se includ: 188
0.a. - toate receptoarele a c ăror întrerupere în alimentare mai mare de ls conduce la declanşarea blocului, turbinei sau cazanului. Pentru receptoarele vitale de categoria 0a de curent continuu se prev ăd cel puin două alimentări normale din bateria de acumulatoare. Pentru receptoarele vitale de categorie 0a de curent alternativ se prev ăd cel puin două alimentări normale din bateria de acumulatoare, prin aparate de convertire a curentului (ex. invertoare) şi alimentări de rezervă de la barele de curent alternativ ale receptoarelor de categoria 0b. 0.b. - toate receptoarele care nu permit decât întreruperi de scurt ă durată (de ordinul 10 ... 20 secunde), în caz contrar putându-se produce accidentarea de persoane sau avarierea gravă a agregatelor principale din central ă (cazan, turbină). În această categorie se încadreaz ă receptoarele care trebuie s ă funcioneze neapărat în perioadele de oprire de avarie a blocurilor cazan-turbin ă (de exemplu: anumite circuite de comandă şi automatizare, unele pompe de ulei, anumite vane electrice, iluminat de siguran ă, staii de reducere-r ăcire). Pentru receptoarele vitale de categorie 0b, se prev ăd trei surse de alimentare, din care una va fi o surs ă normală, a doua o surs ă de rezervă independentă şi a treia va fi o surs ă de alimentare de siguran ă (de ex. grup Diesel cu intrare automat ă în funciune). În categoria I (principală) se includ toate receptoarele la care întreruperea aliment ării pe durate mai mari de 3 secunde afecteaz ă direct regimul de func ionare al blocurilor cazanturbină-generator, putând conduce la oprirea lor (de exemplu pompe de alimentare cu ap ă a cazanelor, ventilatoare de aer şi gaze la cazane-inclusiv auxiliarele acestora - etc.). Pentru receptoarele de categoria I se asigur ă alimentarea de la o surs ă normală şi de la una de rezerv ă independentă cu anclanşarea automată a sursei de rezerv ă în cazul căderii sursei normale. În categoria a II-a (secundar ă) se includ toate receptoarele a c ăror întrerupere temporară de ordinul 15-20 minute nu afecteaz ă imediat regimul de func ionare al centralei (de exemplu: instalaiile de descărcat, de concasat, de transportat etc.). Pentru receptoarele de categoria a II-a prevede, o surs ă normal ă şi una de rezerv ă. În categoria a III-a (auxiliar ă) se includ toate receptoarele care nu afecteaz ă regimul de func ionare al centralei (de exemplu: instala ii de ridicat, ateliere, laboratoare etc.). Alimentarea acestor receptori se face de la o singur ă sursă de alimentare.
3.3.9. SCHEMELE ELECTRICE DE ALIMENTARE ÎN CURENT ALTERNATIV Deoarece principiile dup ă care se elaborează aceste scheme sunt structural diferite pentru centrale func ionând pe schem ă bloc generator-transformator şi pentru centrale având bară colectoare la tensiunea generatorului, ele se vor trata separat pentru cele dou ă tipuri de centrale. În general, nu se poate vorbi de tipuri de scheme unanim adoptate pentru cele dou ă tipuri de centrale electrice men ionate, dar principiile generale dup ă care aceste scheme trebuie elaborate sunt suficient de bine precizate şi toate schemele electrice de alimentare ale serviciilor proprii trebuie s ă ină seama de ele. Aceste principii generale sunt urm ătoarele: a) Schema de alimentare trebuie s ă asigure fiecărei categorii de consumatori siguran a în alimentare şi continuitatea în func ionare cerut ă; b) Schema trebuie s ă fie simplă. clară, uşor de supravegheat şi exploatat; c) Puterea instalată în transformatoarele de servicii proprii, în bobinele de reactan ă trebuie să fie cât mai redus ă, f ără a se afecta prin aceasta celelalte condi ii de func ionare ale schemei; d) Schema de alimentare s ă fie cât mai pu in posibil afectată de avariile din interiorul centralei sau din afara ei (în sistem) şi să permită reluarea rapidă a funcionării centralei după oprirea ei 189
în urma unor avarii; e) Sursele de alimentare normală şi cele de rezervă să fie cât mai independente între ele, în sensul că ultimele să nu fie afectate, decât în limite admisibile, de defectele apărute în sursele de alimentare normală.
Schemele electrice de alimentare în centrale cu scheme bloc generator-transformator Schemele electrice de alimentare în centrale cu scheme bloc generator-transformator sunt concepute pe principiul separ ării cât mai complete a schemei pe fiecare bloc în parte, în vederea asigurării unei independen e pronun ate în funcionarea blocului în raport cu celelalte. În acest scop, fiecare bloc generator-transformator îi sunt afectate unul sau (dac ă este cazul) două transformatoare de servicii proprii, denumit prescurtat TSPB (transformator de servicii proprii de bloc). Acest transformator este destinat pentru alimentarea tuturor receptoarelor de servicii proprii ale blocului şi, în anumite scheme, pentru alimentarea unei p ări din receptoarele generale, adic ă comune pentru întreaga central ă sau pentru un anumit num ăr de blocuri. Schemele în care se face racordarea acestor transformatoare difer ă de la centrală la centrală, însă ele pot fi sistematizate principial, ca în fig. 3.57. Astfel, în fig. 3.57.a este prezentat ă schema cea mai simplă de racordare a transformatorului TSPB. Schema ofer ă avantajul simplificării şi al lipsei unor elemente suplimentare de comutaie la bornele generatorului. De asemenea, aceast ă schemă permite o racordare foarte sigură, în bare ecranate pe faz ă între bornele generatorului şi ale transformatorului bloc, precum şi între punctul de racord al transformatorului TSPB şi bornele acestuia. Celula de sub generator este foarte simpl ă, deoarece în aceasta se amplaseaz ă numai aparatajul necesar reglajului excita iei, dezexcitării rapide, for ării excitaiei etc.
Fig. 3.57. Schema pentru alimentarea serviciilor proprii de bloc. a-schema bloc clasică f ără întreruptor la bornele maşinii; b-schema mai flexibil ă cu întreruptor greu la bornele ma şinii.
Dezavantajele acestei scheme constau în faptul c ă transformatorul TSPB nu poate servi şi pentru pornirea blocului, în acest scop fiind necesar ă alimentarea barei de servicii proprii de la o alt ă sursă, până se face sincronizarea la bare a blocului prin intermediul întreruptorului 1I. Acest dezavantaj este destul de serios, deoarece, în cazul indisponibilit ăii, în momentul pornirii blocului, a sursei de rezerv ă sau în cazul defect ării transformatorului racordat la această sursă, blocul nu poate fi pornit. Ca o consecin ă a acestui fapt, apare necesitatea de a se prevedea transformatoare suplimentare de pornire, în special la centralele cu mai multe blocuri. În vederea înl ăturării dezavantajului menionat, se apelează la schema din fig. 3.57.b. În această schemă, în timpul pornirii blocului, întreruptorul 2I este deschis, iar receptoarele de servicii proprii ale blocului care trebuie s ă funcioneze în timpul pornirii sunt alimentate din sistem prin intermediul transformatorului de bloc şi al transformatorului TSPB. Dup ă pornire, 190
sincronizarea cu sistemul se face prin închiderea întreruptorului 2I. Avantajele acestei scheme, în raport cu prima schem ă, sunt evidente, mai ales datorit ă faptului că acelaşi transformator poate fi folosit atât pentru alimentarea normal ă a serviciilor proprii, cât şi pentru pornirea blocului. Evident c ă într-o asemenea schem ă numărul transformatoarelor de servicii proprii de rezerv ă pe întreaga central ă va fi mai redus. În afar ă de acest avantaj, această schemă nu necesită - ca în figura 3.57.a - trecerea, dup ă pornirea blocului, de pe alimentarea de la surse de pornire pe sursa proprie (adic ă pe alimentarea de la TSPB). În schemele în care această trecere este necesară, ea se poate face în dou ă feluri, şi anume: - prin sincronizarea la barele de servicii proprii a transformatorului TSPB cu sursa de rezervă, cu deconectarea sursei de rezerv ă (trecere f ără întreruperea aliment ării serviciilor proprii); - prin AAR, adic ă trecerea de la alimentarea de la sursa de pornire pe sursa normal ă se face prin deconectarea prealabil ă a lui 4I , care prin dispozitivul AAR comand ă anclanşarea lui 3I. Ambele sisteme de trecere pe sursa de alimentare normal ă comportă anumite riscuri şi de aceea se consider ă că prezentând un avantaj suplimentar schema care evit ă această trecere. Riscurile sunt următoarele: - la trecerea prin sincronizarea, prin cuplarea în paralel a celor dou ă surse de alimentare (de pornire şi normală), puterea de scurtcircuit pe bare cre şte foarte mult şi în cazul unui scurtcircuit în acest regim de func ionare există pericolul distrugerii unor aparate sau c ăi de curent. Posibilitatea acestui risc este îns ă redusă, dat fiind timpul scurt în care se funcionează cu sursele în paralel; - la trecerea prin AAR de pe sursa de pornire pe cea normal ă, există riscul ca, după deconectarea întreruptorului 4I , întreruptorul 3I să refuze închiderea, ceea ce conduce, evident, la oprirea blocului. Un dezavantaj al schemei din figura 3.57.b îl constituie ecranarea pe faz ă a barelor de legătură între generator şi transformatorul de bloc. În cazul când întreruptorul 2I nu poate fi procurat în execu ie separată pentru fiecare faz ă, ecranarea monofazat ă pe tot circuitul devine imposibilă. Aceasta conduce la m ărirea riscului de apari ie a unor defecte polifazate în apropierea imediată a bornelor generatorului. Riscul cre şte şi datorită prezenei unor aparate de comuta ie suplimentare între generator şi transformator. Un alt dezavantaj const ă în faptul că întreruptorul 2I trebuie s ă fie un aparat deosebit de robust, fiind parcurs de curen i foarte mari, atât în exploatarea normal ă, cât şi în regim de scurtcircuit, ceea ce î1 face s ă fie un aparat scump. Pentru reducerea acestui dezavantaj se renună în multe cazuri la func iunea de întreruptor, el servind deci exclusiv pentru sincronizare. Dacă în schemele cu transformatoarele de bloc cu dou ă înf ăşurări, alegerea uneia sau a alteia dintre variante discutate mai comport ă discuii, schema din fig. 3.57.b este obligatorie în cazul când transformatorul de bloc are trei înf ăşurări sau este autotransformator (fig. 3.58.), deoarece în asemenea cazuri trebuie s ă existe posibilitatea meninerii legăturii între cele dou ă tensiuni înalte la care debiteaz ă blocul şi în cazul unui defect în generator.
Fig.3.58. Schema pentru alimentarea serviciilor proprii de bloc. a-schema cu trasformator cu trei înf ăşurări ridicător la două tensiuni diferite începând cu raportul 1/3; b-schema cu autotransformator ridic ător de evacuare a puterii la dou ă tensiuni distanate cel mult în raportul 1/2
191
La unele centrale electrice nu toate receptoarele de servicii proprii pot fi racordate pe barele de servicii proprii ale blocului. Cu toate că în prezent se tinde spre o ,,compactizare” maximă prin scheme bloc, unele receptoare sunt de interes general, deservind instalaii comune întregii centrale (de exemplu: utilajele din instalaii de epurare chimică, staii de pompe, de alimentare cu combustibil, instalaii de aer comprimat, iluminat etc.) şi de aceea nu se doreşte ca acestea să fie afectate de defectarea unor bare de servicii proprii ale unui bloc. Acest aspect se remarcă şi la centralele electrice de termoficare, unde există receptoare generale importante aparinând instalaiilor de termoficare. În aceste cazuri schema de alimentare cu energie electric ă a serviciilor proprii se prevede cu bare generale de servicii proprii, de la care se alimenteaz ă toi aceşti consumatori. Când asemenea bare generale exist ă, ele servesc deseori şi ca surse de rezervă şi pornire pentru barele de servicii proprii de bloc (fig. 3.59.).
Fig.3.59. Alimentarea sistemului serviciilor proprii generale.
Trebuie menionat faptul că schemele de alimentare cu energie electric ă a instalaiilor de servicii proprii sunt extrem de variate, deoarece ele sunt determinate de o multitudine de condiii locale şi specifice, cum ar fi: schema electric ă a centralei şi felul în care se face racordarea la sistem, importan a centralei în sistem, felul combustibilului, puterea unitar ă a grupurilor, tipurile de aparataj disponibile etc., şi de aceea sistematizarea solu iilor este destul de anevoioas ă. Indiferent îns ă de soluia adoptată la alegerea schemei de alimentare, trebuie avut în vedere urm ătoarele: - sursele de alimentare de rezerv ă trebuie să fie afectate cât mai pu in posibil în cazul apariiei unui defect pe sursa de alimentare normale; - asigurarea la nivelul de siguran ă impus pentru diferite categorii de receptoare (conform subcapitolului 3 .3 .8). În figura 3.60‚a-d sunt prezentate patru scheme reprezentative pentru alimentarea cu energie electrică a instalaiilor de servicii proprii ale centralelor termoelectrice de putere mare, astfel: În figura 3.60,a este reprezentat ă o schemă pentru o central ă echipată cu grupuri de condensaie de putere unitar ă egală cu 200 MW sau mai mare, în care toate serviciile proprii sunt blocizate. adică nu există bare generale. În acest caz este necesar a se prevedea (în conformitate cu normativele din România) câte un transformator de servicii proprii de pornire şi rezervă TSPR pentru fiecare dou ă blocuri. O asemenea schem ă se foloseşte în toate cazurile când este posibil ă o blocizare totală (centrale de condensa ie funcionând pe gaze sau eventual pe p ăcură) şi când, racordarea receptoarelor generale, repartizate pe sec iile de bare de bloc, nu conduce la cre şterea excesivă a puterii transformatoarelor TSPR, ceea ce ar avea repercusiuni asupra nivelului puterilor de scurtcircuit pe aceste bare. Schema se preteaz ă bine la echiparea centralelor cu perechi de blocuri. În figura 3.60.b este reprezentat ă o schemă a unei centrale echipate cu grupuri de 200 192
MW şi mai mari, la care serviciile proprii generale sunt alimentate de pe câte un sistem de bare generale pentru o pereche de blocuri. Aceste bare servesc totodat ă şi ca surse de rezervă şi pornire pentru sec iile de bare de bloc. În cazul unor puteri reduse ale receptoarelor generale, astfel încât acestea s ă poată fi alimentate în regim normal de la transformatoarele TSPR să se prevadă numai unul singur. Aceast ă soluie este favorizată de existena mai multor blocuri în central ă, de exemplu patru, când vor exista deci dou ă TSPR (câte unul pentru fiecare pereche), fiecare din cele dou ă TSPR putând constitui o rezerv ă reciprocă. În cazul când pornirea grupurilor se poate face prin propriile transformatoare (TSPR), deoarece este prevăzut întreruptor între bornele generatorului şi transformatorului de bloc, rezerva în transformatoarele TSPR poate fi şi mai mult redus ă, aşa cum se vede în schemele din figurile 3.60.c şi d. Prima schemă reprezintă o centrală f ără bară separată pentru alimentarea serviciilor proprii generale, iar a doua o central ă în care există asemenea bare şi în care barele generale au fost organizate pe perechi de blocuri. O deosebită importană trebuie acordată modului de racordare a transformatoarelor de rezervă. Acestea trebuie s ă fie alimentate de la o surs ă independentă pe care le înlocuiesc. Asemenea surse independente pot fi considerate: - altă secie de bare decât aceea pe care debiteaz ă blocurile pentru care servesc ca transformator de rezerv ă şi pornire; - bare colectoare de alt ă tensiune decât acelea pe care debiteaz ă blocurile pentru care servesc ca transformatoare de rezerv ă şi pornire. Pot fi considerate, de asemenea, surse independente al doilea sistem de bare colectoare, dac ă funcionează separat de primul sistem sau dac ă se separă automat prin întreruptorul de cupl ă, în caz de avarie pe unul din sisteme. Fig.3.60. Scheme de servicii proprii ale CTE de putere mare a-schemă bloc f ără întreruptor la bornele TG, cu un singur trasformator de pornire, oprire şi rezervă TPOR; b-idem a, cu dou ă TPOR; c-idem a, cu întreruptor la bornele TG d-idem b, cu întreruptor la bornele TG Numărul de secii de bare al sistemelor de bare de servicii proprii de bloc se stabile şte inând seama, fie de necesitatea reducerii nivelului puterii de scurtcircuit (fig.3.61.a şi b), fie de aceea a repartiz ării receptoarelor, astfel încât un defect ap ărut pe una din sec iile de bare să nu afecteze func ionarea întregului bloc (fig.3.61.c). Fig.3.61. Secionarea barelor colectoare din serviciile proprii de bloc. a-folosind două TSP de putere pe jum ătate, ST /2; b-folosind un singur TSP cu dou ă înf ăşărări secundare jumelate fiecare calibrat ă la ST /2; c-folosind un singur TSP calibrat la întreaga putere ST.
193
Mecanismele din serviciile proprii sunt dublate, astfel încât la ie şirea din funciune a unuia dintre ele, celelalte s ă poată asigura funcionarea grupului de sarcin ă redusă. Mecanismele de servicii proprii perechi se racordeaz ă pe bare colectoare separate. Schemele instalaiilor de servicii proprii de joas ă tensiune urmăresc în general, principiile enun ate mai sus.
Fig. 3.62. Organizarea serviciilor proprii de curent alternativ pentru un bloc. 1 - receptoare la tensiunea de 6 kV; 2,2’ - bare pentru alimentarea receptoarelor de 0,4 kV; 3transformator de rezerv ă 6/0,4 kV; 4 - grup Diesel cu pornire rapid ă; 5 - bare de 0,4 kV pentru alimentarea receptoarelor vitale, categoria 0b. O schemă principială a organizării serviciilor proprii de curent alternativ de bloc este arătată în fig. 3.62. Aceast ă schemă ine seama de condi iile de alimentare a diverselor categorii de consumatori, a şa cum s-a ar ătat în subcapitolul 3.3.8.
Schema electrică de alimentare a serviciilor proprii în centrale - cu bare colectoare la tensiunea generatoarelor În prezent, centralele termoelectrice cu bare colectoare la tensiunea generatorului se construiesc numai cu grupuri turbogenerator-TG de puteri relativ reduse (maximum 50 MW). Limitarea folosirii unor asemenea scheme se datoreaz ă în special faptului c ă puterile de scurtcircuit pe barele colectoare trebuie men inute la anumite valori maxime admisibile. Spre deosebire de centralele termoelectrice având schem ă-bloc, în centralele cu bar ă colectoare la tensiunea generatoarelor, schema de servicii proprii este intim legat ă şi în mare măsură determinată de schema general ă a centralei.
Fig. 3.63. Scheme pentru alimentarea serviciilor proprii ale centralelor cu bare colectoare la tensiunea generatoarelor. a-cu reator pe cupla longitudinală; b-cu reactoare pe plec ări individuale; c-combinaie între a şi b.
194
Se vor indica câteva scheme reprezentative pentru alimentarea instala iilor electrice de servicii proprii. Schema din figura 3.63.a reprezint ă schema unei centrale echipat ă cu grupuri de putere mică, având sistem simplu de bare colectoare la tensiunea generatoarelor, în general de 6 kV. În asemenea cazuri, puterea de scurtcircuit pe barele colectoare poate fi limitat ă la 200 250 MVA şi, ca urmare, pot fi folosite celule prefabricate. La aceste centrale se folose şte bara colectoare a centralei şi pentru alimentarea motoarelor conectate direct la 6 kV. La aceeaşi bară se racordează şi transformatoarele 6/0,4 kV de servicii proprii. În unele cazuri, când exist ă mai multe grupuri în central ă, bara colectoare poate avea mai multe secii. În acest caz, receptoarele de servicii proprii se distribuie în mod corespunz ător pe secii. În general, num ărul de secii de servicii proprii se alege egal cu num ărul cazanelor. În centralele cu bare colectoare la tensiunea generatoarelor, receptoarele serviciilor proprii generale nu au sec ii de bare speciale, ci sunt repartizate pe sec iile de bare ale instalaiei de servicii proprii. O sec ie de bare speciale (la medie sau joas ă presiune) poate fi eventual prevăzută în cazul când pe lâng ă centrală există şi receptoare de servicii proprii importante pentru termoficare (CAF, sta ii de pompe etc). Spre deosebire de cazul precedent, în figurile 3.63.b şi c sunt reprezentate cazurile în care centrala are sisteme duble de bare colectoare pe care puterea de scurtcircuit este relativ mare, putând ajunge în unele cazuri la 800 MVA la 6 kV. În asemenea cazuri, care se întâlnesc la centralele echipate cu grupuri de putere mijlocie (între 12-25 MW), soluia racordării instalaiilor de servicii proprii pe barele colectoare apare ca neeconomic ă. În astfel de centrale se creeaz ă secii de bare speciale pentru alimentarea serviciilor proprii. Puterea de scurtcircuit se limiteaz ă la aceste bare astfel, încât s ă poată fi folosit un aparataj cât mai u şor şi ieftin. Limitarea puterii de scurtcircuit la valori sub 200 - 250 MVA s e realizează, fie şi prin prevederea unor bobine de reactan ă pe alimentările barelor de servicii proprii, fie prin transformatoare coborâtoare (figurate punctat în figura 3.63. a şi b), dac ă tensiunea barelor principale este diferit ă de tensiunea de 6 kV. Alimentarea serviciilor proprii de 0,4 kV se face prin intermediul transformatoarelor de 6/0.4 kV. 3.3.10.ALEGEREA PUTERII TRANSFORMATOARELOR SAU CAPACIT ĂII DE TRECERE A BOBINELOR DE REACTAN Ă ALE LINIILOR CARE ALIMENTEAZ Ă SERVICIILE PROPRII Alegerea transformatoarelor sau a liniilor care alimenteaz ă serviciile proprii, din punctul de vedere al puterii, se face astfel încât s ă se asigure: 1 - alimentarea sarcinii de durat ă maximă posibilă; 2 - pornirea motorului care determin ă cele mai grele condi ii, considerânduse celelalte motoare în func iune; 3 - autopornirea motoarelor principale în condi iile cele mai grele. Alegerea puterii transformatoarelor dup ă condiiile unei sarcini de durat ă depinde de schema de alimentare adoptat ă. În cazul când exist ă o rezervă de putere propriu-zis ă, puterea transformatorului este determinat ă de puterea motoarelor conectate, inându-se seamă de coeficientul de încărcare, randamentul şi factorul de putere a motoarelor: S tr ≥
K ΣP1 + K 2 ΣS 2 η m cos ϕ m
în care: Str - este puterea transformatorului, în [kVA]; P1 - suma puterilor motoarelor conectate la 6 kV, în [kW]; K 1m - coeficientul de înc ărcare medie a motoarelor; valoarea acestui coeficient pentru centrale cu parametrii medii este de 0,6 ÷ 0,65, pentru centrale cu parametrii înal i este de 195
0,75 ÷ 0,335. La centrale cu parametri foarte înal i acest coeficient are valoarea de 0,9; ηm - randamentul mediu al motoarelor, care pentru calcule preliminare se poate lua egal cu 0.85 ÷ 0,92; cos ϕm - factorul de putere mediu, cos ϕm = 0,85 ÷0,9; ΣS2 - suma puterilor nominale a transformatoarelor de 6/0,4 kV; K 2 - coeficient de înc ărcare a transformatoarelor de 6/0,4 kV, de obicei K 2 ≈ 0,7. Verificarea condi iilor de pornire şi autopornire a motoarelor din cadrul serviciilor proprii constau în predeterminarea tensiunii de revenire pe barele de alimentare în momentul autopornirii, respectiv în momentul pornirii. Tensiunea de revenire depinde de curen ii absorbii la pornire sau autopornire şi de nivelul puterii de scurtcircuit trifazat pe barele de alimentare. Pentru calculul tensiunii pe barele de servicii proprii în cazul pornirii celui mai mare motor se consideră schema din fig. 3.64., în care s-a f ăcut notaiile: X s - reactana de scurtcircuit a sursei de alimentare, calculat ă până la un punct al reelei considerat ca fiind de putere infinit ă: U n2 X S = , [Ω] ; S sc
Ssc- puterea de scurtcircuit la locul de racordare a transformatorului pentru alimentarea pentru alimentarea serviciilor proprii, în [MVA]; U n= 6,3 kV - tensiunea medie de barele de servicii proprii; X M- reactana motorului în momentul pornirii, în [ Ω]; X Σ = X S + X T - reactana echivalentă a sursei de alimentare, în [ Ω]; I M - curentul absorbit de motor în momentul pornirii, în [kA].
Fig.3.64. Schema de alimentare a serviciilor proprii a-schema monofilar ă propiuzisă b-schema echivalent ă cu reactan ele de calcul.
a) b) Curentul absorbit de motor la pornire se calculeaz ă cu relaia I M =
U n
3( X Σ + X M )
iar tensiunea pe barele de servicii proprii în timpul pornirii se calculeaz ă cu relaia: U M = I p X M =
U n X m X Σ + X M
(3.30)
După anumite transform ări relaia (3.30) cap ătă forma: 1,05 (3.31) X Σ 1+ X M U = M este tensiunea pe barele de servicii proprii în timpul pornirii în m ărimi U n
U * M =
in care: U * M
relative raportată la tensiunea nominal ă. În continuare se pot scrie rela iile:
196
U n2 U 2 = S p şi n = S scM X M X Σ
în care: Sp - este puterea absorbit ă de motor în timpul pornirii cu considerarea tensiunii egal ă cu tensiunea nominal ă; SscM - puterea de scurtcircuit pe barele de servicii proprii, valoare rezultat ă din calculele de scurtcircuit. Puterea absorbită de motor în timpul pornirii se calculeaz ă cu relaia: S p = I * p
în care: I * p =
Pn η cos ϕ n
(3.32)
I p este curentul de pornire în m ărimi relative raportate la curentul nominal; I n
Pn - este puterea nominală a motorului, η, cos ϕn - este randamentul şi factorul de putere nominal al motorului. Cu nota iile de mai sus rela ia (3.31) cap ătă forma: U * p =
1,05 S 1 + p S sc
(3.33)
Relaia (3.33) poate fi folosit ă şi pentru calculul tensiunii de autopornire prin înlocuirea lui Sp cu Sap - care este puterea de autopornire. Puterea absorbită de motoare la autopornire (vezi subcapitolul 3.3.9) se calculeaz ă cu relaia: S ap = K ap ∑
Pni η i cos ϕ i
(3.34)
unde: K ap este coeficientul de autopornire; P
∑ ηi cosni ϕi
- suma puterilor aparente ale motoarelor care particip ă la autopornire.
Pentru pauze de tensiune de maximum 3 secunde coeficientul de autopornire este egal cu 0,35 ÷0,45. Conform normelor din România la pornirea celui mai mare motor tensiunea pe bare nu trebuie să scadă sub 0,85 U n (pentru a nu perturba func ionarea celorlalte motoare conectate pe bară), iar la autopornire tensiunea nu trebuie s ă scadă sub 0,7U n. Din relaia (3.33) se vede c ă: cu cât puterea de scurtcircuit pe barele de servicii proprii este mai mare, cu atât condi iile de pornire şi autopornire sunt mai favorabile.
3.3.11. NIVELUL PUTERII DE SCURTCIRCUIT PE BARELE DE SERVICII PROPRII Valoarea puterii de scurtcircuit de pe barele instala iilor de servicii proprii influenează următoarele caracteristici ale instalaiei; costul; dimensiunile şi sigurana în funcionare (prin cre şterea pericolului extinderii unei avarii cu cre şterea puterii de scurtcircuit). Costul instalaiilor este influenat în principal de dou ă cauze şi anume: - creşterea costului celulelor prefabricate (folosite în aproape toate cazurile în instalaiile de servicii proprii) cu puterea de scurtcircuit; - creşterea costului re elelor de cabluri, care trebuie dimensionate astfel încât s ă reziste solicitărilor termice ale curen ilor de scurtcircuit. Prima cauză este determinantă, deoarece atât costul aparatajului cât şi al celulelor creşte sensibil cu puterea de scurtcircuit. 197
Creşterea costului reelei de cabluri pe seama cre şterii puterii de scurtcircuit nu este, în general, prea mare, deoarece pe de o parte aceste re ele au o întindere relativ mic ă, iar pe de altă parte, în special la instala iile blocurilor de mare putere, sec iunile cablurilor multor motoare determinate de sarcina curent ă în condiiile de mediu date se verific ă şi la solicitarea la scurtcircuit, întrucât timpul de selectare a defectelor pe acestea este foarte scurt. Pentru celelalte motoare, creşterea seciunii nu poate influen a prea mult costul. Creşterea dimensiunilor înc ăperilor în care se monteaz ă instalaiile este nedorită, în special la termocentralele de putere mare pe c ărbune, problema folosirii ra ionale a spaiului este importantă. Din experiena din ară, cât şi din datele din literatura de specialitate se poate deduce că este de dorit ca puterea de scurtcircuit în instala iile de 6 kV de servicii proprii s ă se găsească în jurul valorii de 200 - 250 MVA şi să nu depăşească în nici un caz 400 MVA, valoarea care se adoptă în cazuri bine justificate tehnic şi economic. După cum s-a văzut în subcapitolul 3.3.10. exist ă o strânsă interdependenă între puterea de scurtcircuit şi condiiile în care se face autopornirea. Limitarea puterii de scurtcircuit la valori acceptabile începe s ă întâmpine dificultăi la blocuri de peste 150 MW. În privina stabilităii dinamice, trebuie subliniat faptul c ă respectarea condiiilor de stabilitate dinamică a aparatajului din instala iile de distribu ie a serviciilor proprii din centrale este o problemă dificilă şi din cauza aportului important pe care-l aduc motoarele asincrone la curentul de şoc. Curentul de şoc debitat de motoare este: ∞ (3.35) I socM = K socM 2 I M " unde: I M - este curentul supratranzitoriu debitat de motoarele asincrone; K socM - coeficientul de şoc al motoarelor. Curentul supratranzitoriu debitat de motoarele asincrone este: " = I M
E 0" " X M
considerând E 0” = 0,9
∞ şi X M =
1 1 = I p I * p I n
rezultă: isoc = K socM 2 ⋅ 0,91 ⋅ I * p I n Pentru motoare asincrone cu puterea de peste 200 kW, K şocM = 1,6 –1,8. În aceste condiii, valoarea aportului motoarelor la curentul de şoc devine apreciabil ă, mai ales dac ă creşte puterea motoarelor racordat ă pe o secie. Curentul debitat de motoarele asincrone se amortizează foarte rapid şi din această cauză aportul lor se neglijeaz ă la calculul curentului de deconectare a întreruptoarelor şi la verificarea la stabilitate termic ă a întreruptoarelor şi a cablurilor.
Fig.3.65. Curba de varia ie a curenilor de scurtcircuit.. 1 - întreruptor: I d=20 kA; idin = 52 kA; 2 - întreruptor: I d =25 kA; idin= 76,5 kA; 3 - întreruptor: I d = 40 kA; idin =150 kA. În fig. 3.65. s-au trasat curbele de varia ie a curenilor de scurtcircuit, care pot fi admi şi pe 198
barele de servicii proprii func ie de puterea motoarelor racordate pe bare, pentru câteva tipuri de întreruptoare utilizate la echiparea serviciilor proprii de 6 kV din centrale.
3.3.12. REGLAJUL PRODUCTIVITĂII MECANISMELOR SERVICIILOR PROPRII Toate posibilităile de reglaj a productivit ăii mecanismelor de servicii proprii se pot împări în 3 grupe. În prima grup ă se includ posibilităile de reglaj care nu duc la modificarea turaiei agregatului (motor - mecanism); în grupa a doua mijloacele care utilizeaz ă reglajul turaiei motorului de antrenare. În grupa a treia se utilizeaz ă mecanisme ajutătoare care duc la modificarea tura iei mecanismului, f ără să se modifice tura ia motorului de antrenare. În prima grup ă productivitatea mecanismelor se regleaz ă prin strangulare şi prin folosirea aparatelor directoare pentru aer-gaz montate pe conducte. În acest caz puterea absorbită de motor în func ie de productivitatea agregatului are forma indicat ă de curbele 1 şi 2, fig. 3.66. A doua grup ă include în ea câteva posibilit ăi de reglarea a tura iei motoarelor de antrenare. Schimbarea numărului de poli ai motoarelor asincrone - se ob ine un reglaj în trepte a turaiei motoarelor asincrone şi se foloseşte împreună cu reglajul prin strangulare. Curba 3 ilustrează economicitatea unui astfel de reglaj în compara ie cu primele 2 sisteme de reglaj. Economicitatea reglajului cu ajutorul unui motor deriva ie de curent continuu este figurat ă prin curba 5. Pentru un reglaj continuu al tura iei într-o plajă mare se folosesc cuple cu alunecare (cuple hidraulice, cuple electromagnetice). Cu ajutorul acestor cuple se ob ine reglajul turaiei mecanismului, cu men inerea constantă a turaiei motorului de antrenare. Cuplele de alunecare au randamente ridicate şi din această cauză reglajul cu ajutorul lor se face economic (curba 4).
Fig. 3.66. Puterea consumat ă de un mecanism cu caracteristica tip ventilator în cazul reglajului prin diferite metode. 1 - prin strangulare; 2 - cu aparate directoare; 3 - reglajul tura iei în trepte şi strangulare; 4 cupla hidraulica; 5 - cu reostat de şuntare (pentru motoare de c.c.).
199
4.ELEMENTE DE TEHNOLOGIA CONVERSIEI ENERGETICE ÎN CENTRALELE ELECTRICE 4.1 ENERGII PRIMARE. CATEGORII DE CENTRALE ELECTRICE Dezvoltarea continua a societ ăii omeneşti implică o creştere permanentă a nevoilor de energie electrică şi termică. Firesc, eforturile au fost permanent îndreptate înspre g ăsirea şi valorificarea unor surse de energie primar ă şi a unor tehnologii de conversie adecvate care sa permită acoperirea acestor nevoi. În fig. 4.1 este prezentat ă schema lanului de utilizare a energiei primare de la surs ă până la consumatorul final .
Fig. 4.1 Schema lan ului de utilizare a energiei primare Elementul cheie în acest lan este punctul în care are loc conversia energiei primare: centrala electrică.
Centrala electrică reprezintă un ansamblu de instalaii în care, pe baza unei tehnologii date, are loc conversia energiei primare într-o formă de energie utilă: electrică şi, eventual, termică. Proliferarea din punct de vedere comercial al unui tip oarecare de central ă electrică nu este strict doar o consecin ă a gradului de dezvoltare tehnologic ă. În acest sens concur ă mai multe elemente cum ar fi: • Accesibilitatea la sursele de energie primară; • Nivelul resurselor de energie primară; • Preul energiei primare; • Restriciile de mediu; • Nivelul investiiei specifice pentru centrala electric ă respectivă. De foarte multe ori elementele men ionate mai sus sunt puternic influen ate de factori politici, lucru ce genereaz ă schimbări spectaculoase în dezvoltarea uneia sau alteia dintre filierele energetice. Un exemplu edificator este reprezentat de criza petrolului din anii ‘80. Efectul acestei crize, cre şterea preului la hidrocarburi, a produs o emula ie deosebită în căutarea unor tehnologii alternative de producere a energiei electrice si termice. 200
Determinant pentru proliferarea unei anumite categorii de instala ii pe piaa energetică mondială este nivelul rezervelor şi resurselor de energie primar ă. Acestea se pot împ ări în: Energii primare finite: combustibili fosili (cărbune, petrol, gaze naturale), uraniu, etc. Se găsesc în stocuri limitate. Posibilitatea de acces la aceste stocuri depinde de gradul de cunoaştere geologic ă şi de condiiile tehnice şi economice atinse la un moment dat. Energii primare regenerabile: solară, hidraulică, eoliană, etc. În tabelul 4.1. este prezentat ă participarea principalelor surse de energie primar ă la producia de energie electrică la nivelul anului 1995, precum şi o prognoz ă pentru anul 2020 [2]. La nivelul anului 2020 combustibilii fosili vor de ine încă o pondere destul de ridicat ă (~75% din totalul energiei primare consumate), în timp ce energiilor regenerabile n-o s ă le revină mai mult de 4%. După cum se poate observa din tabelul 4.2., diversitatea surselor de energie primar ă a generat o mare varietate de filiere de conversie. Oric ărei categorii de energie primar ă i se poate aplica schema din fig. 4.l., cu men iunea că, în func ie de tipul de energie primar ă şi de filiera de conversie adoptat ă, pot lipsi o serie de etape.
Tip combustibil Cărbune Gaz natural Petrol Nuclear Alii
Tabelul 4.1 Tipuri de combustibili utiliza i în centralele electrice Participaie, %
1995 53 15 15 12 5
2020 53 24 12 7 4
În tabelul 4.2 sunt prezentate principalele filiere de producere a energiei electrice şi termice în corelaie cu sursa de energie primar ă utilizată. Tabelul 4.2 Filiere de producere a energiei electrice si termice
Denumirea centralei Sursa de energie primară electrice (abrevieri uzuale) Centrala convenională Energie chimică înglobată cu abur (CCA); în combustibili fosili, centrala termoelectrică combustibili reziduali (CTE); provenii din industrie, etc. centrala electrică de termoficare (CET) Centrala nuclearoEnergia de fisiune electrică (CNE) înglobată în combustibilii nucleari: uraniu, plutoniu, etc. Instalaie de turbine cu Energia chimică înglobată gaze (ITG) în combustibili fosili din categoria hidrocarburilor
Energie util ă
Observa ii
E (CTE), Conversia are la baz ă un E, T ciclu termodinamic cu (CET) abur supraînc ălzit (Hirn)
E, T
E, T
Conversia are la bază un ciclu termodinamic cu abur saturat (Rankine) sau supraîncălzit (Hirn) Conversia are la bază un ciclu termodinamic de tip Brayton (Joule)
201
Ciclul combinat gazeabur (CCGA)
Energia chimică înglobată în combustibilii fosili: hidrocarburi, c ărbune
E, T
Centrala echipată cu Energia chimică înglobată motoare termice (CDE) în combustibili fosili din categoria hidrocarburilor
E, T
Centrala electrică solară (CES)
Energia de radia ie a Soarelui
E, T
Centrala geotermal ă
Căldura internă a scoarei terestre
E, T
Centrala eoliană
Energia dinamică a mişcărilor de aer Energia potenială a apei
E
Centrala hidroelectrică (CHE)
E
Instalaii fotovoltaice
Energia de radia ie a Soarelui
E
Pile de combustie
Energia chimică a unui proces de oxidare
E
Se realizează suprapunerea între un ciclu Brayton, respectiv Rankine-Hirn Conversia are la bază în general un ciclu termodinamic de tip Diesel Conversia are la bază un ciclu termodinamic cu abur saturat (Rankine) sau supraîncălzit (Hirn) Conversia are la bază un ciclu termodinamic cu abur saturat (Rankine) Poate fi utilizată energia potenială a cursurilor de apă, a valurilor, mareelor Radiaia solară este convertită direct în energie electrică Energia chimică este transformată în energie electrică
Nota: E - energie electrică; T - energie termică.
4.2 CENTRALE CONVENIONALE CU ABUR 4.2.1 ALCĂTUIREA CIRCUITULUI TERMIC Conversia termodinamic ă implică existena unui fluid de lucru care sa parcurg ă toate etapele aferente ciclului termodinamic utilizat. Fluidul de lucru folosit în cadrul CTE sau CET este H2O. Circuitul termic cuprinde totalitatea instala iilor parcurse de c ă tre fluidul de lucru în concordan ă cu succesiunea transform ă rilor aferente ciclului termodinamic utilizat. În fig. 4.2 este prezentat ă schema simplificată a circuitului termic pentru o CTE. Cazanul de abur (C) corespunde sursei calde a ciclului termodinamic. În cazan energia chimică înglobată în combustibil este transformat ă prin ardere în energie termic ă. Căldura astfel obinută serveşte la transformarea apei de alimentare a cazanului în abur supraîncălzit. Aburul produs de cazan se destinde în turbina (TA) producând lucru mecanic. Deci, turbina cu abur este o ma şină mecanoenergetică motoare care transform ă energia termică a aburului în energie mecanic ă.
202
Fig. 4.2 Schema simplificat ă a circuitului termic pentru o CTE C - cazan de abur; TA - turbina cu abur; GE - generator electric; K – condensator; PC - pompă de condensat; PJP - preîncălzitor de joasa presiune; DT – degazor termic; PA - pompă de alimentare; PIP: preînc ălzitor de înaltă presiune. Energia mecanic ă produs ă în turbina cu abur este utilizat ă pentru antrenarea generatorului electric (GE). În acest punct are loc conversia energiei mecanice în energie electrică. Aburul evacuat din turbin ă intră în condensator (K) care reprezint ă sursa rece a ciclului termodinamic. În condensator agentul de lucru trece din faza gazoas ă (abur) în faza lichidă (apă). Pentru a asigura sursa rece a ciclului se utilizeaz ă un agent de răcire exterior: apa sau (mai rar) aer. Apa rezultat ă prin condensare (condensat principal) este preluat ă de o pomp ă de condensat (PC) fiind trimis ă spre cazanul de abur. Înainte de a intra în cazan c azan apa trece printr-o serie de schimbătoare de c ăldură, efectul fiind o cre ştere de temperatur ă. Creşterea temperaturii se realizeaz ă pe baza unei cote de abur extrase din turbin ă. Aburul se condensează în interiorul schimb ătoarelor transferând c ăldura lui către apă. Practic, fluxul termic corespunz ător acestei preînc ălziri parcurge un circuit închis în interiorul conturului de bilan al circuitului termic. Din acest motiv procesul descris mai sus, prin care este ridicat ă temperatura apei de alimentare a cazanului, poart ă numele de preîncă preîncălzire regenerativă regenerativă, iar schimbătoarele de c ăldură sunt preîncă preîncălzitoare regenerative. Preîncălzitoarele regenerative sunt de dou ă categorii: • De suprafa ă : apa circul ă prin interiorul unor evi, iar aburul pe la exteriorul acestora. • De amestec: între cei doi agen i termici (apă, respectiv abur) nu exist ă o suprafaă de schimb de căldură, ei intrând în amestec. Prin amestec apa este adus ă la starea de satura ie realizându-se în acela şi timp o eliminare a gazelor dizolvate în ea (oxigen, bioxid de carbon). Aceasta degazare termic ă este necesară deoarece gazele dizolvate pot conduce la fenomene de coroziune a suprafe elor de schimb de c ăldură din cazan. În acest sens, preînc ălzitoarele de amestec sunt întâlnite sub denumirea de degazoare termice (DT). Etapa de compresie aferent ă ciclului termic este asigurat ă prin intermediul unei pompe de alimentare (PA). În mod obi şnuit acest echipament este plasat în mijlocul lan ului de preîncălzitoare regenerative, dup ă degazorul termic. Prin pozi ia ei, pompa de alimentare împarte circuitul de preîncălzire în preîncă preîncălzitoare de joasa presiune (PJP) plasate în amonte, respectiv de înaltă înaltă presiune (PIP), plasate în aval de pomp ă.
203
4.2.2. BILAN BILANUL ENERGETIC AL CCA. RANDAMENTE Sintetizând cele prezentate în paragraful anterior, în figura 4.2 este dat schematic lanul transformărilor ce au loc în cadrul circuitului termic aferent unei CTE [1-9].
Fig. 4.3 Lan ul transform ărilor din circuitul termic aferent unei CTE Transformările menionate mai sus nu pot fi ideale. În afar ă de cantitatea de c ăldura cedată la sursa rece a ciclului termic (condensator) exist ă categorii de pierderi energetice care conduc la diminuarea efectului util, produc ia de energie electric ă. În figura 4.4 este prezentat sub forma unei diagrame de tip Sankey, bilan ul energetic, iar în tabelul 4 .3 sunt explicitate principalele categorii de pierderi şi randamentele aferente.
Fig. 4.4 Bilan ul energetic pentru circuitul termic aferent unei CTE Qo- putere termic ă intrată cu combustibilul; PB - putere electric ă la bornele generatorului Randamentul de producere a energiei electrice este dat de produsul randamentelor: (4. 1) η B = ηCAZ ηCD ηT M ηG iar puterea electrică la bornele generatorului va fi: (4.2) P B = Q0 η B Puterea electrică livrată către consumator este inferioar ă valorii obinute cu ajutorul relaiei 4.2. Acest fapt se datoreaz ă, pe de-o parte, consumurilor interne ale CTE (exemplu motoare de antrenare a pompelor, ventilatoarelor, etc.), iar pe de alt ă parte pierderilor ce apar în sistemul interior de transport a energiei electrice (exemplu în transformatoare). Puterea livrată către consumator, denumit ă putere electrică electrică netă netă, va fi în acest caz: (4.3) P NET = Q0 η NET unde se define şte randamentul net de producere a energiei electrice: (4.4) η NET = η B (1 − ε SP ) εSP reprezintă cota de servicii proprii electrice a centralei. Ea are în general valori cuprinse în intervalul 0,05 - 0,1 5. Valoarea lui εSP depinde de tipul combustibilului (mai mare în cazul c ărbunilor) şi de puterea instalată. Randamentului dat de expresia 4.1. este inferior celui mai mic dintre randamentele componente. Din tabelul 4.3. se poate observa c ă cele mai mici valori pot fi întâlnite în cazul randamentului termic al ciclului: ηT. Deci, principalele m ăsuri de creştere a eficienei globale de conversie a energiei primare în energie electric ă trebuiesc îndreptate în sensul major ării randamentului termic al ciclului termodinamic utilizat (Hirn).
204
Tabelul 4.3 Categorii de pierderi şi randamentele aferente Categoria de pierdere Nota ie ie Randament Ordin de m ă rime uzual (vezi figura aferent pentru randament 4.4.) Pierderi în cazanul de aburi 0,85 - 0,92 (în func ie de ∆QCAZ ηCAZ datorită: arderii incomplete din tipul combustibilului şi punct de vedere chimic şi dimensiunea cazanului) mecanic, pierderilor de c ăldură prin evacuarea din exterior a produselor de combustie (gaze de ardere, zgură), pierderi de c ăldură prin radiaie şi convecie în mediul ambiant Pierderi în conductele de leg ătură 0,97 – 0,99 ∆QCD ηCD ale circuitului termic Pierdere de căldură cedată la 0,35 – 0,49 ∆QK ηT condensator (randament termic) Pierderi de putere datorate 0,99 – 0,996 (cresc ător ∆PM ηM frecărilor din lagărele turbinei cu odată cu puterea) abur Pierderile de putere în generatorul 0,975 – 0,99 (cresc ător ∆PG ηG electric. ine seama de pierderile odată cu puterea) mecanice ale acestuia şi de cele ăşurările statorice electrice din înf ăş şi rotorice
4.2.3. SOLU SOLUII DE CREŞ CREŞTERE ALE PERFORMAN PERFORMANELOR CCA Expresia randamentului termic pentru un ciclu termodinamic este: ηT = 1 −
Q2 Q1
(4.5)
unde Q1, Q2 reprezintă căldura primită la sursa caldă, respectiv cedat ă la sursa rece a ciclului. Deci, pentru a îmbun ătăi randamentul termic, şi implicit randamentul global de utilizare a energiei primare, sunt necesare m ăsuri în sensul cre şterii lui Q1, respectiv micşorării lui Q2. În tabelul 4.4. sunt prezentate în acest aces t sens principalele metode posibile. Tabelul 4.4 Principalele metode posibile de cre ştere a randamentului termic Metode ce ac ionează asupra sursei - creşterea presiunii ini iale calde - creşterea temperaturii ini iale - introducerea supraînc ălzirii intermediare - scăderea temperaturii (presiunii) de condensa ie Metode ce ac ionează asupra sursei - preîncălzirea regenerativă a apei de alimentare reci - termoficarea
205
Creş Creşterea parametrilor ini iniiali: presiune, temperatură temperatură Parametrii ini iali ai ciclului corespund punctului de ie şire din cazan (intrare în turbina cu abur). Cre şterea presiunii şi temperaturii ini iale conduce în mod nemijlocit la cre şterea randamentului termic al ciclului Hirn. Pentru o cre ştere simultană a presiunii şi a temperaturii cu 40 bar, respectiv 30 0C, se menionează o mărire a randamentului termic cu 5 puncte procentuale [3]. Această metodă de creştere a randamentului este grevată însă de o serie de restric ii de ordin tehnologic: • Principala restricie în calea cre şterii presiunii şi temperaturii ini iale este dată de rezistena mecanică a componentelor circuitului termic (îndeosebi a celor apar inând cazanului de abur). În cazul utiliz ării unor o eluri feritice, limitele maxime uzuale sunt de 200 bar, respectiv 570 0C. Introducerea unor o eluri puternic aliate, de tip feritic/martensitic sau austenitic, permite însă realizarea unor unit ăi energetice cu parametri supracritici. În acest caz presiunea ini ială va putea trece de 300 bar, iar temperatura ini ială poate atinge 600 0C. • Creşterea presiunii iniiale are ca efect o cre ştere a umidit ăii aburului în zona final ă a turbinei. Prezen a în num ăr mare a pic ăturilor de ap ă în aburul ce se destinde cu mare vitez ă (>200m/s) conduce la un fenomen de eroziune pronun ată şi de distrugere a paletelor rotorice din zona final ă a turbinei. Cre şterea temperaturii ini iale are un efect contrar asupra umidit ăii la e şaparea din turbina cu abur. În consecin ă, creşterea presiunii ini iale trebuie acompaniat ă în mod necesar de o creştere a temperaturii ini iale. Pentru un ciclu simplu de tip Hirn (vezi figura 4.2.), având temperatura ini ială de 5700C, valoarea presiunii ini iale este limitată superior la 140 bar. Creşterea parametrilor ini iali implică eforturi investi ionale sporite. Deci, aceast ă metodă de creştere a randamentului este justificat ă îndeosebi atunci când: • Puterea unitar ă a grupului este ridicat ă. • Durata anuală de utilizare a puterii instalate este mare. • Combustibilul utilizat este scump. Supraîncă Supraînc ălzirea intermediară intermediară Supraîncălzirea intermediar ă (SII) este o metoda de cre ştere a randamentului termic ce acionează asupra sursei calde a ciclului termodinamic. Metoda presupune ca destinderea aburului în turbin ă să fie întrerupt ă, iar acesta să fie trimis înapoi la cazan. Aici el este din nou supraîncălzit până la o temperatur ă comparabilă cu cea iniială şi apoi se destinde în continuare în turbina cu abur. În fig. 4.5 este prezentat ă schema simplificată pentru un grup energetic cu supraînc ălzire intermediar ă.
Fig. 4.5. Schema simplificată pentru un grup energetic cu supraînc ălzire intermediară C - cazan; SII - supraîncălzitor intermediar; CIP - corp de înalta presiune; CMJP - corp de medie şi joasa presiune; GE - generator electric; K - condensator; PA - pompă de alimentare
206
Efectul SII este o cre ştere substanială a cantităii de căldură primită la sursa caldă a ciclului. În acest mod se poate ob ine o cre ştere a randamentului termic cu aproximativ 5 puncte procentuale. În acelaşi timp, introducerea SII conduce la sc ăderea umidităii în partea final ă a turbinei cu abur. Deci, SII permite cre şterea în continuare a presiunii ini iale peste valoarea de 140 bar men ionată anterior. În cazul ciclurilor supracritice se pot utiliza chiar dou ă supraîncălziri intermediare. SII presupune o complicare a circuitului termic şi a cazanului de abur cu efecte directe asupra investiiei iniiale. În consecin a SII este justificat ă doar pentru grupuri de mare putere (>100 MW) cu o durat ă anuală de utilizare a puterii instalate suficient de ridicat ă.
Scă Scăderea temperaturii (presiunii) (presiunii) de condensa condensaie Scăderea temperaturii (presiunii) de condensa ie reprezint ă metoda ce ac ionează asupra cantităii de căldura evacuat ă la sursa rece a ciclului. Cu cât temperatura aburului la condensator este mai sc ăzută, cu atât Q2 este mai mică şi, conform rela iei 4.2, randamentul termic creşte. Se menionează faptul ca efectul produs de o sc ădere a temperaturii de condensaie cu 10C poate echivala cu cel corespunz ător creşterii cu 10-15 0C a temperaturii iniiale a ciclului. Deci aceasta metod ă de creştere a randamentului termic este foarte eficace. O temperatură scăzută de condensa ie este condiionata de existenta unor fluide de răcire având un debit şi un nivel termic corespunz ător. În cazul ciclurilor cu abur agentul optim de răcire s-a dovedit a fi apa. Valoarea limit ă până la care poate fi coborât ă temperatura de condensaie este cea corespunz ătoare agentului de r ăcire (foarte apropiat ă de cea a mediului ambiant). Pentru temperaturi inferioare valorii de 373 K va rezulta şi o scădere a presiunii de condensa ie sub 1 bar. Deci, partea final ă a turbinei cu abur lucreaz ă sub vid. Exista o serie de elemente care limitează însă obinerea unor presiuni de condensa ie foarte scăzute: • Considerente legate de amplasamentul centralei pot diminua accesul la o surs ă de apă de răcire naturală suficient de puternic ă (râu, lac, mare, etc.). Solu ia în acest caz este apelarea la o solu ie în care apa de r ăcire a condensatorului este vehiculat ă în circuit închis, trecând printr-un schimb ător de căldură aer-apă (turn de răcire) unde cedeaz ă în atmosferă căldura extrasă din ciclul termodinamic. În fig. 4.6. sunt reprezentate schematic sistemele de răcire posibile pentru o CTE . Din punct de vedere termodinamic cel mai bun sistem de r ăcire este cel în circuit deschis. • Apar reglement ări din ce în ce mai severe în scopul evit ării poluării termice a surselor naturale de ap ă. Chiar în condi iile în care în imediata apropiere a centralei exist ă o sursa de apă corespunzătoare, aceste reglementari impun evitarea r ăcirii în circuit deschis şi trecerea la un circuit mixt şi chiar închis. Toate aceste m ăsuri aduc severe penalit ăi termodinamice. • Pentru unităile care utilizează un circuit de r ăcire deschis, este necesar ca în anotimpul rece temperatura apei de r ăcire la intrarea în condensator s ă fie limitată inferior. Se evită în felul acesta sc ăderea exagerat ă a presiunii de condensa ie şi deplasarea punctului final al destinderii într-o zon ă de umiditate ridicat ă. Conform celor afirmate în paragrafele anterioare, în aceast ă zonă apar efecte nedorite în ceea ce prive şte procesul de eroziune la ultimele şiruri de palete ale turbinei.
207
Fig. 4.6. Sisteme de r ăcire ale unei CTE a - În circuit deschis: întregul necesar de ap ă de răcire provine de la o surs ă naturală (exemplu râu) b - În circuit închis: tot debitul de ap ă de răcire evoluează în circuit închis trecând printr-un turn de r ăcire c - În circuit mixt: o cot ă de apă de răcire trece prin TR, restul provenind de la o surs ă naturală TA - turbina cu abur; K - condensator; TR - turn de răcire; PR - pompa de r ăcire
Preîncă Preîncălzirea regenerativă regenerativă Preîncălzirea regenerativă a apei de alimentare a cazanului constituie una din principalele metode de cre ştere a randamentului termic. Ea poate aduce o cre ştere a acestuia cu 9 - 12 puncte procentuale. Principiul preîncălzirii regenerative se bazează pe extracia din turbină a unei p ări din aburul parial destins şi folosirea acestuia pentru ridicarea temperaturii apei de alimentare. În capitolul 4.2.1. a fost deja prezentat ă pe scurt modalitatea practic ă de realizare a preînc ălzirii regenerative. Extraciile efectuate la prizele turbinei conduc la sc ăderea debitului de abur intrat în condensator, deci la sc ăderea cantităii de căldură (Q2) evacuată la sursa rece a ciclului. În consecină randamentul termic al ciclului va cre şte. Randamentul termic al ciclului este cu atât mai mare cu cât num ărul de prize ale turbinei, respectiv de preînc ălzitoare regenerative este mai mare. Totu şi, sporul de randament adus prin introducerea unui preînc ălzitor suplimentar scade pe m ăsură ce numărul acestora creşte, după cum se poate observa din fig. 4.7. Problema stabilirii num ărului de preînc ălzitoare se rezolvă printr-un calcul tehnicoeconomic care analizeaz ă, pe de-o parte, economia de combustibil rezultat ă din sporul de randament ce apare prin trecerea de la N la N +1 +1 preîncălzitoare, iar pe de alt ă parte surplusul de investiii şi cheltuieli anuale legate de complicarea schemei termice. Utilizarea unui num ăr mare de preînc ălzitoare regenerative este justificat ă în CTE care lucreaz ă la baza curbei de sarcină, deci cu o durat ă anuală de utilizare a puterii instalate suficient de mare. În felul acesta se pot amortiza în timp util investi iile suplimentare.
208
Fig. 4.7. Sporul de randament adus de introducerea unui preînc ălzitor regenerativ suplimentar Pentru o CTE care la lucreaz ă în regim de baz ă numărul optim de preînc ălzitoare este de 7... 8, iar pentru una de vârf 4...6.
Termoficarea Termoficarea reprezint ă producerea simultan ă de energie electric ă şi termică. Principiul constă în faptul c ă aburul, după ce s-a destins în turbin ă, nu mai intr ă în condensator, ci este trimis c ătre un consumator extern pentru a acoperi necesarul de energie termică al acestuia. Căldura corespunz ătoare acestui flux de abur este considerat ă efect util, în timp ce pierderile la condensator devin nule ( Q2 =0). Conform rela iei 4.5. randamentul termic pentru un astfel de ciclu devine egal cu unitatea: (4.6) ηT = 1 În fig. 4.8a este prezentat ă schema termică simplificată corespunzătoare unui astfel de grup energetic de termoficare, care utilizeaz ă o turbină cu abur cu contrapresiune. La o astfel de turbină presiunea de e şapare este sensibil mai ridicat ă decât în cazul unit ăilor energetice de condensaie, ea depinzând de nivelul termic cerut ce rut de consumator: - 0.7...2,5 bar pentru consumatori urbani (înc ălzire, preparare de ap ă caldă sanitară etc.); - 1 . . .40 bar pentru consumatori industriali. O caracteristică a acestui tip de schem ă este dependena totală între nivelul produc iei de energie electric ă, respectiv termică. Va exista produc ie de energie electric ă doar atâta timp cât există şi cerere de energie termic ă. Pentru a înl ătura acest dezavantaj în fig. 4.8b este propusă o schemă în care este utilizat ă o turbină cu abur cu condensa ie şi priză reglabilă. Se disting în acest caz dou ă fluxuri de abur:
Fig. 4.8. Schema termic ă simplificată pentru un grup energetic de termoficare a - Cu turbin ă cu contrapresiune; b - Cu turbin ă cu priză reglabilă şi condensaie C - cazan de abur; TA - turbina cu abur; GE - generator electric; CT - consumator termic; K - condensator; PA - pompa de alimentare; DT — degazor termic 209
• Un flux de abur care, dup ă ce s-a destins în turbin ă, este extras prin intermediul unei prize şi trimis către consumatorul termic. Priza poate permite reglarea presiunii aburului în funcie de nevoile consumatorului. • Un flux de abur care se destinde prin toat ă turbina până la condensator. În această variantă, chiar dac ă nu există o cerere de energie termic ă, va fi posibil ă producerea de energie electric ă pe baza aburului ce se destinde pân ă la condensator. Centralele termoelectrice echipate cu grupuri de termoficare sunt în mod uzual denumite Centrale Electrice de Termoficare (CET).
4.2.4. NIVELUL DE PERFORMAN PERFORMANE AL CCA Centralele conven ionale cu abur reprezint ă o filieră energetică ce a dominat cu autoritate în decursul secolului XX sectorul de producere a energiei electrice şi termice. CCA acoperă un domeniu extrem de larg de puteri, de la unit ăi de condensaie pură (CTE) pân ă la cele cu producere combinat ă a energiei electrice şi termice (CET). În tabelul 4.5 este prezentată evoluia istorică a parametrilor func ionali şi a performanelor CCA .
An
Tabel 4.5. Evoluia caracteristicilor CCA 1919 1938 1950 1959 19591965 1972 1973 1975 1997 (*) (*) (*) (*) (*) 20 30 60 200 450 375 800 660 1300 400 14 41 62 162 241 241 241 159 241 305
Putere, [MW] Presiunea ini ial ă , ial [bar] Temperatura 316 454 482 566 566 593 538 565 538 582 0 ini ial ă , [ C] ial Temperatura de 538 566 566 552 565 538 580 supraîncălzire intermediară [ 0C] Temperatura de 566 566 538 580 supraîncălzire intermediară II [ 0C] Numă r de 2 3 4 6 9 8 7 8 8 8 supraîncălzitoare regenerative Randament net, 17 27,6 30,5 37,5 40 40 40 39,5 40 47 [%] (*) Ciclu cu parametrii supracritici
4.3. INSTALA INSTALAII DE TURBINE CU GAZE 4.3.1. PREZENTAREA INSTALA INSTALAIEI Instalaia de turbin ă cu gaze (ITG) este o ma şină termică motoare care realizează conversia energiei chimice înglobate în combustibil în energie mecanic ă. Fluidul de lucru utilizat în cadrul ITG este un gaz: aer, bioxid de carbon, heliu, etc. Pentru a func iona, instalaiile moderne de turbine cu gaze utilizeaz ă un ciclu termodinamic de tip Brayton (Joule). În fig. 4.9. este prezentat ă schema de principiu pentru ITG, întâlnit ă în mod curent în 210
cadrul centralelor electrice. Agentul de lucru utilizat în cadrul acestei scheme este aerul atmosferic.
Fig. 4.9. Schema de principiu pentru o instala ie de turbină cu gaze FA - filtru de aer; K - compresor; CA - camera de ardere; TG - turbina cu gaze; AZ - amortizor de zgomot: GE - generator electric Aerul este aspirat de c ătre compresor prin intermediul filtrului de aer (FA). Acesta are rolul de a opri eventualele impurit ăi mecanice ce ar conduce la erodarea şi distrugerea treptată a paletajului compresorului. Compresorul (K) ridică presiunea aerului pân ă la nivelul corespunzător intrării în camera de ardere (CA). În acest punct aerul se amestec ă cu combustibilul şi are loc procesul de ardere. Gazele de ardere evacuate din camera de ardere se destind în continuare în turbina cu gaze (TG), producând lucru mecanic. O parte din lucru mecanic este utilizat pentru antrenarea compresorului (compresorul şi turbina cu gaze sunt plasate pe aceea şi linie de arbori), iar restul serveşte la antrenarea generatorului electric (GE). La eşaparea din turbina cu gaze este prev ăzut un amortizor de zgomot (AZ). Rolul acestuia este de a limita nivelul de zgomot (provocat de evacuarea gazelor de ardere) în cadrul unor limite acceptabile. În continuare gazele de ardere sunt evacuate în atmosfer ă. Din punct de vedere termodinamic, pentru schema prezentat ă în figura 4.9. se remarc ă următoarele elemente: • Sursa caldă a ciclului termodinamic corespunde camerei de ardere. În acest punct agentul de lucru (aerul atmosferic) intr ă în contact direct cu combustibilul participând la procesul de ardere. • La sursa rece circuitul se închide prin intermediul atmosferei. În mod conven ional o astfel de instalaie este considerata că lucrează în circuit deschis. O ITG în circuit deschis utilizează în mod exclusiv ca agent termic aerul atmosferic. Deşi au proprietăi termodinamice mai bune, bioxidul de carbon şi heliul nu pot fi folosite în astfel de instalaii. Faptul că agentul de lucru este evacuat în atmosfer ă ar implica existen a unei surse de CO 2 sau He care să alimenteze în permanen ă compresorul, element ce ar conduce la cre şterea costurilor de producere a energiei electrice peste limitele acceptabile. Utilizarea celor două gaze menionate mai sus se preteaz ă pentru acele ITG care lucrează în circuit închis (vezi figura 4.10). În acest caz sursa rece a ciclului este asigurat ă de un schimbător de căldură de suprafa ă în care agentul de lucru este r ăcit de un fluid exterior. De asemeni la sursa caldă există un schimbător de căldură de suprafa ă, iar agentul de lucru nu mai intră în contact direct cu produsele de ardere. O astfel de schemă este folosită izolat, doar în cadrul unor filiere de centrale nuclearo-electrice. În cele ce urmeaz ă vor fi abordate doar ITG în circuit deschis.
211
Fig. 4.10. Schema de principiu pentru o ITG în circuit închis a - combustibil; b - agent de lucru (C0 2, He): c - fluid de r ăcire (apa) K - compresor; CA - camera de ardere; TG - turbina cu gaze; GE – generator electric; R - răcitor
4.3.2. BILANUL ENERGETIC AL ITG. RANDAMENTE În fig. 4.l1. este prezentat sub forma unei diagrame de tip Sankey bilan ul energetic pentru o ITG în circuit deschis, iar în tabelul 4.6. sunt explicitate principalele categorii de pierderi şi randamentele aferente.
Fig. 4.11. Bilanul energetic aferent unei ITG în circuit deschis În fig. 4.11. s-au utilizat urm ătoarele notaii: Qo - puterea termic ă corespunzătoare combustibilului; ∆Qca - pierderi de căldura în camera de ardere; Q2 - pierderi de căldură la sursa rece a ciclului termodinamic; LITG - lucrul mecanic util produs în cadrul ciclului termodinamic; ∆PM - pierderi mecanice ale ITG; ∆PG - pierderi în generatorul electric. Ca şi în cazul CCA, s-a neglijat puterea termic ă intrată în conturul de bilan odată cu aerul atmosferic. Randamentul de producere a energiei electrice este dat de produsul randamentelor de mai sus: (4.7) η B = ηCA ηT η M η G iar puterea electrică la bornele generatorului va fi: (4.8) P B = Q0 η B inând seama de consumul serviciilor proprii electrice se ob ine puterea electrică netă: (4.9) P NET = Q0 η NET unde randamentul net de producere a energiei electrice a fost deja definit cu ajutorul rela iei 212
4.4. Cota de servicii proprii pentru o ITG este relativ redus ă, nedepăşind în general valoarea de 0,05. Conform datelor din tabelul 4.6, cea mai sc ăzută valoare din expresia 4.7 corespunde randamentului termic. Deci, pentru a mari randamentul de producere a energiei electrice trebuie acionat în primul rând asupra ηT. Tabelul 4.6. Categorii de pierderi şi randamentele aferente ITG Notaie Randament Ordin de mă rime uzual Categoria de pierdere (vezi figura aferent pentru randament 4.4.) Pierderi în camera de combustie 0,99 - 0,998 (în func ie ∆QCA ηCA datorită: arderii incomplete din de tipul combustibilului punct de vedere chimic şi şi de tipul CA) mecanic, pierderilor de c ăldură prin radiaie şi convecie în mediul ambiant Pierderi cu căldura cedată la sursa Q2 0,25 – 0,40 ηT rece a ciclului (prin evacuarea (randament gazelor de ardere în atmosfer ă) termic) Pierderi de putere datorate 0,99 – 0,996 (cresc ător ∆PM ηM frecărilor din lagărele ITG odată cu puterea) (compresor şi turbina cu gaze) Pierderile de putere în generatorul 0,975 – 0,99 (cresc ător ∆PG ηG electric. ine seama de pierderile odată cu puterea) mecanice ale acestuia şi de cele electrice din înf ăşurările statorice şi rotorice
4.3.3. POSIBILITĂI DE CREŞTERE A RANDAMENTULUI TERMIC AL ITG Temperatura după camera de ardere Temperatura gazelor de ardere dup ă camera de ardere reprezint ă temperatura maximă atinsă de agentul de lucru în cadrul ciclului termodinamic. Cre şterea acesteia va conduce în mod nemijlocit la cre şterea atât a randamentului termic, cât şi a puterii unitare. O cre ştere cu 370C poate avea ca rezultat m ărirea puterii unitare şi a randamentului termic cu 10-13%‚ respectiv 2 - 4%. Există o serie de restricii şi condiionări în ceea ce prive şte creşterea temperaturii maxime a ciclului: • Temperatura dup ă camera de ardere este limitat ă superior de rezisten a materialelor din care sunt confec ionate paletele rotorice şi statorice ale turbinei cu gaze. În condi iile utilizării unor o eluri puternic aliate şi a unor sisteme performante de r ăcire interioară a paletajului turbinei cu gaze, la ora actual ă valoarea acestei temperaturi nu dep ăşeşte în mod uzual 13500C. • Pentru a ob ine efectul maxim, cre şterea temperaturii maxime a ciclului trebuie corelată cu creşterea raportului de compresie al aerului în compresor. În fig. 4.12. este prezentată variaia randamentului termic în func ie de raportul de compresie pentru diferite valori ale temperaturii dup ă camera de ardere. Se poate observa c ă pentru o temperatur ă dată există o valoare a raportului de compresie pentru care randamentul termic devine maxim. Aceast ă valoare a raportului de compresie creşte odată cu temperatura. 213
Deci, este indicat ca odat ă cu creşterea temperaturii dup ă camera de ardere, raportul de compresie să crească la rândul s ău până la atingerea punctului de maxim. În felul acesta creşterea temperaturii maxime a ciclului are un efect maxim asupra randamentului termic.
Fig. 4.12. Varia ia randamentului termic în func ie de raportul de compresie şi de temperatura maximă a ciclului
Recuperarea internă de căldură În fig. 4.13. este prezentat ă schematic o instalaie de turbină cu gaze cu recuperare internă de căldură. Înainte de a intra în camera de ardere, aerul refulat de compresor este preînc ălzit întrun recuperator de c ăldură (RC) pe seama c ăldurii coninută în gazele de ardere e şapate din turbina cu gaze. Deci, se ob ine o cre ştere a temperaturii aerului introdus în CA. Randamentul termic al ITG poate fi scris şi sub forma: nT =
LTG − LK Q1
(4.10)
unde: LTG - reprezint ă lucrul mecanic produs în turbina cu gaze; LK - lucrul mecanic consumat de compresor; Q1 - puterea termic ă preluată de agentul de lucru la sursa cald ă a ciclului, dat ă de relaia: Q1 = Q0 ηCA (4.11)
Fig. 4.13. ITG cu recuperare intern ă de căldură FA - filtru de aer; CA - camera de ardere; TG - turbina cu gaze; RC - recuperator de c ăldură 214
Introducerea recuper ării interne de c ăldură nu are nici un efect asupra lucrului mecanic produs de turbina cu gaze, respectiv consumat de compresor. În schimb, prin cre şterea temperaturii aerului introdus în camera de ardere, în condi iile unei aceleiaşi temperaturi a gazelor de ardere ie şite din aceasta, scade consumul de combustibil ‚ deci scad valorile lui Qo, respectiv Q1. În consecină, conform rela iei 4.10, introducerea recuper ării interne de căldura conduce la cre şterea randamentului termic al ITG.
Recuperarea externă de căldură Gazele de ardere e şapate din turbina de gaze se caracterizeaz ă printr-un poten ial termic destul de ridicat. În mod uzual temperatura în acest punct al circuitului se situeaz ă în intervalul (400 - 600) 0C. În aceste condi ii devine interesant ă soluia de a recupera c ăldura coninută în gazele de ardere în scopul aliment ării unui consumator termic extern. În fig. 4.14 este prezentată o astfel de schemă. Gazele de ardere eşapate din turbina cu gaze intr ă într-un cazan recuperator (CR). Acesta este un schimbător de căldura de suprafa ă în care, pe baza c ăldurii coninută în gazele de ardere, se prepar ă un agent termic (abur, apa fierbinte, apa cald ă) ce este ulterior trimis către consumatorul extern. Cantitatea de căldură transferată între cei doi agen i în cazanul recuperator este consideratăa un efect util, reducându-se în acest mod pierderile de energie termic ă la sursa rece a ciclului.
Fig. 4.14. ITG cu recuperare extern ă de căldură FA - filtru de aer; K - compresor; CA - camera de ardere; TG - turbina cu gaze; GE - generator electric; CR - cazan recuperator; a - agent termic Randamentul termic al ciclului este exprimat în acest caz de rela ia: ηT =
LTG − LK + QE Q1
(4.12)
unde QE reprezintă puterea termică schimbată în cazanul recuperator în scopul aliment ării consumatorului extern.
4.3.4. NIVELUL DE PERFORMANE AL ITG Deşi primul brevet privind realizarea unei instala ii de turbin ă cu gaze datează de la sfârşitul secolului XVIII, de abia în ultimii 50 de ani se poate vorbi de o veritabil ă dezvoltare a acestei filiere energetice. Iniial, instalaiile de turbine cu gaze erau destinate strict doar acoperirii vârfului curbei de sarcină. ITG era recomandat ă pentru acest mod de func ionare îndeosebi prin timpii foarte scuri necesari pornirii instala iei (aproximativ 30 min fa ă de 8 - 12 h în cazul CCA). 215
De asemeni, nivelul randamentelor (<25 %) nu favoriza utilizarea ITG în regim de funcionare continuă, la baza curbei de sarcin ă. Progresele înregistrate îndeosebi în domeniul tehnologiei materialelor au permis ulterior creşterea nivelului de temperatur ă la ieşirea din camera de ardere şi implicit a randamentelor de func ionare. În acest mod ITG devine o solu ie tentantă de acoperire a curbei de sarcină în zona de semibaz ă şi chiar bază. În tabelul 4.7. sunt prezentate performan ele pentru o serie de ITG din ultima genera ie . După cum se poate observa din tabelul de mai sus, performan ele ITG au devenit comparabile cu cele ale CCA. Un element ce a limitat răspândirea ITG este necesitatea de a utiliza un combustibil „curat” din punct de vedere al con inutului de cenuşă. Agentul de lucru intr ă în contact direct cu produsele de ardere. În aceste condi ii, prezena de cenuşă în gazele de ardere (ce se destind cu mare vitez ă prin turbin ă) ar conduce la fenomene de accentuat ă eroziune şi deteriorare a paletajului acesteia. Deci, în camera de ardere a ITG se poate introduce doar gaz natural sau păcură uşoară, utilizarea directă a cărbunelui fiind practic exclus ă.
Model ITG Firma producătoare Putere electrică la borne, [MW] Randament electric brut, [%]
Tabelul 4.7 Performane ale ITG din ultima genera ie GT 26 V 94.3 MS 9001F LM 6000 ABB Siemens EGT General Electric 240 219 212,2 41,4
37,8
36,1
34,1
39,8
Trent Rolls Royce 52,5 42,4
4.4. CICLURI COMBINATE GAZE-ABUR 4.4.1. CONSIDERAII TERMODINAMICE În tabelul 4.8 sunt prezentate valorile uzuale ale temperaturilor extreme între care lucrează agentul termic în cadrul unei centrale conven ionale cu abur (CCA), respectiv instalaie de turbină cu gaze (ITG). Tabelul 4.8 Temperaturi extreme aferente unei CCA, respectiv ITG Tipul instalaiei Temperatura maximă, [oC] Temperatura minimă, [oC] ITG 1000 - 1350 400 - 600 CCA 500-570 30-40
Din tabelul de mai sus se poate observa c ă temperatura minimă aferentă unei ITG este de acelaşi ordin de m ărime cu temperatura maxim ă corespunzătoare unei CCA. Deci, devine interesantă realizarea unui ciclu combinat gaze-abur (CCGA) sub forma unei cascade termodinamice în care treapta superioar ă de temperatură să fie ocupată de ITG, iar cea inferioară de către CCA. În felul acesta, energia primar ă introdusă la sursa caldă a ITG poate fi utilizată eficient şi în zona temperaturilor medii şi mici ce caracterizeaz ă funcionarea CCA. În func ie de modul de realizare practic, exist ă o mare varietate de combina ii posibile între un ciclu cu gaze şi unul cu abur. În cele ce urmeaz ă vor fi trecute în revist ă cele mai importante filiere energetice din aceast ă categorie.
216
4.4.2 Ciclul combinat gaze-abur f ără postcombustie Concepia de realizare În fig. 4.15 este prezentat ă schema simplificată pentru un ciclu combinat gaze-abur f ără postcombustie.
Fig. 4.15. Schema de principiu pentru un ciclu combinat gaze-abur f ără postcombustie FA - filtru de aer; K - compresor; CA - camera de ardere; TG - turbina cu gaze; GE generator electric; CR - cazan de abur recuperator; TA - turbina cu abur; KA - condensator de abur; PA - pompa de alimentare Conform celor deja prezentate în capitolul 4.3.3, poten ialul termic al gazelor de ardere eşapate din TG permite ob inerea unei cantităi însemnate de abur în cadrul unui cazan recuperator (CR). În cadrul unui ciclu combinat gaze-abur, aceasta cantitate de abur se destinde în continuare într-o turbin ă, producând lucru mecanic. Se pot face urm ătoarele observaii privind concepia de ansamblu a unui CCGA f ără postcombustie: • Temperatura aburului produs în cazanul recuperator este limitat ă de valoarea corespunzătoare gazelor de ardere e şapate din turbina cu gaze. În CR nu se efectueaz ă nici un fel de ardere suplimentara (postcombustie) în scopul m ăririi temperaturii ini iale a ciclului cu abur. Limitarea temperaturii ini iale a ciclului cu abur conduce în mod automat şi la o limitare a presiunii aburului produs în CR. În caz contrar umiditatea aburului la e şaparea din turbina cu abur ar dep ăşi limitele admisibile (vezi capitolul 4.2.3). Indiferent de modul în care este concepută schema termică, presiunea iniială pe partea de abur în cadrul unui CCGA f ără postcombustie nu dep ăşeşte în mod uzual 110 - 120 bar. • Funcionarea ciclului cu abur (Hirn) este strict dependent ă de cea a ciclului cu gaze (Brayton), ea putând fi posibil ă exclusiv pe seama recuper ării de căldură din gazele de ardere eşapate din TG. Deci, în momentul în care ITG nu func ionează, nici turbina cu abur nu poate funciona. În schimb, ITG poate func iona independent, în acest caz gazele de ardere fiind evacuate direct în atmosfer ă, f ără a mai trece prin cazanul recuperator. • După cum s-a afirmat mai sus, ciclul cu abur din cadrul CCGA f ără postcombustie este strict recuperativ. Pentru a cre şte performan ele de ansamblu, tendin a este de a recupera o cantitate cât mai mare de c ăldura din gazele de ardere e şapate din TG. În acest caz 217
temperatura apei de alimentare a CR trebuie s ă fie cât mai mică. În consecină, spre deosebire de CCA, sistemul de preînc ălzire regenerativă a apei de alimentare va fi extrem de redus, el putând lipsi chiar cu des ăvârşire.
Bilanul energetic al CCGA f ără postcombustie. Performane În fig. 4.16 este prezentat sub forma unei diagrame de tip Sankey bilan ul energetic pentru CCGA f ără postcombustie. Celor doua categorii de pierderi de mai sus le corespund randamentul de transfer de căldură în CR (ηCR), respectiv gradul de recuperare al căldurii din gazele de ardere evacuate din TG (β). inând seama de cele de mai sus, puterea electric ă dezvoltată la bornele generatorului TA este dată de relaia: TA TA TA (4.13) P BTA = Q ITG 2 η CR β ηT η M η G unde puterea termica evacuata din ITG este: (4.14) = Q0 η CA (1 − η ITG Q ITG 2 T )
Fig. 4.16. Bilanul energetic al unui CCGA f ără postcombustie În fig. 4.16 s-au f ăcut următoarele notaii suplimentare: ∆QCR - pierderi de c ăldură ale CR prin convec ie şi radiaie către mediul ambiant; ∆Qcos - pierderi de c ăldură odată cu gazele de ardere evacuate la co şul CR. Luând în considera ie şi P ITG (vezi expresiile 4.7 şi 4.8), puterea electrică brută B totală produsă în cadrul CCGA f ără postcombustie este: TA ITG ITG ITG TA TAηG ] (4.15), P BCCGA = P B ITG + P BTA = Q0 ηCA [η ITG T η M ηG + (1 − ηT )ηCR β ηT η M iar randamentul electric brut este: η BCCGA =
TA P BCCGA ITG ITG TA TAηG = Q0 ηCA η ITG + (1 − η ITG T η M ηG T )ηCR β ηT η M Q0
[
]
(4. 16)
Un alt indicator important pentru CCGA f ără postcombustie este raportul puterilor electrice brute, dat de rela ia: ITG ITG η ITG P B ITG T η M ηG = TA TAηTA G P B ITA (1 − η ITG T ) ηCRβ ηT η M
(4.17)
În tabelul 4.6 au fost deja prezentate valorile uzuale pentru o serie de randamente aferente ITG. În tabelul 4.9 sunt date intervalele de valori pentru randamentele
218
corespunzătoare pării cu abur a unui CCGA f ără postcombustie. Se poate face ipoteza c ă randamentul mecanic şi cel al generatorului electric sunt de acela şi ordin de m ărime în cazul atât al ITG, cât şi al TA. Tabelul 4.9 Valori uzuale pentru randamentele aferente p ării cu abur din cadrul unui CCGA f ără postcombustie
Categorie de randament
Randamentul de transfer de c ăldură în cazanul recuperator Gradul de recuperare al c ăldurii din gazele de ardere Randamentul termic al ciclului cu abur
Ordin de m ărime
ηCR
0,98 – 0,99
β
0,65 - 0,85 0.30 – 0,38
ηTA T
Pot fi remarcate valorile reduse ale randamentului termic al ciclului cu abur în comparaie cu CCA. Acest lucru se datoreaz ă parametrilor iniiali ai ciclului (presiune, temperatură) mult mai coborâ i, pe de-o parte, şi gradului redus de preînc ălzire regenerativă, pe de alta parte. inând seama de valorile prezentate în tabelele 4.6 şi 4.9, precum şi de relaiile 4.16 şi 4.17, în tabelul 4.10 sunt date valorile uzuale rezultate pentru randamentul electric brut, respectiv raportul puterilor electrice brute, în cazul CCGA f ără postcombustie [8,9]. Tabelul 4.10 Valori uzuale pentru indicatorii aferen i unui CCGA f ără postcombustie Indicator Ordin de mărime Randamentul electric brut 0,45 - 0,58
Raportul puterilor electrice brute
1,8 - 2,2
Se fac urm ătoarele observaii: • CCGA f ără postcombustie reprezint ă la ora actuală filiera energetic ă care atinge cele mai ridicate valori ale randamentului de conversie a energiei primare în energie electric ă. • Valoarea puterii electrice ob inute în cadrul ciclului cu abur este strict dependent ă de cea corespunzătoare ITG, reprezentând aproximativ 50% din aceasta. Deci, puterea unitar ă a CCGA f ără postcombustie (ITG + TA) este dictat ă în primul rând de puterea ITG, nedep ăşind la ora actuală 370 MW. Pentru a cre şte această valoare este posibilă însă cuplarea mai multor perechi ITG + CR la o singur ă TA.
4.4.3. Ciclul combinat gaze-abur cu postcombustie Concepia de realizare 219
Excesul de aer în camera de ardere a ITG are valori relativ ridicate: peste 2,5 fa ă de 1,05 – 1,4 în cazul cazanelor de abur din cadrul CCA. Deci, în gazele de ardere evacuate din ITG există o cantitate suficient ă de oxigen astfel încât s ă fie posibilă arderea unei cantit ăi suplimentare de combustibil. În fig. 4.17 este prezentat ă o astfel de unitate energetic ă cunoscută sub denumirea de ciclu combinat gaze-abur cu postcombustie.
Fig. 4.17. Schema de principiu pentru un ciclu combinat gaze-abur cu postcombustie FA - filtru de aer: K - compresor; CA - camera de ardere; TG - turbina cu gaze; GE generator electric; C - cazan de abur; TA - turbina cu abur; KA - condensator de abur; PC pompa de condensat; PJP - preînc ălzitoare regenerative de joas ă presiune: DT - degazor termic; PA - pompa de alimentare; PIP - preînc ălzitoare regenerative de înalt ă presiune; BITG debit de combustibil introdus în CA; B ITA - debit de combustibil introdus direct în cazanul de abur. Se pot face urm ătoarele observaii privind concepia de ansamblu a unui CCGA cu postcombustie: • Prin postcombustie excesul de aer din gazele de ardere este adus la valoarea corespunzătoare cazanelor de abur din cadrul CCA. • Arderea unei cantit ăi suplimentare de combustibil conduce la cre şterea sensibilă a temperaturii gazelor de ardere din interiorul cazanului de abur. Poten ialul termic ridicat al gazelor de ardere permite ob inerea pe parte de abur a unor parametri ini iali înali (presiune, temperatură), comparabili cu cei întâlni i în cazul CCA. • Ciclul cu abur nu mai are un caracter strict recuperativ, existând o cot ă de energie primară (BITA) care este introdus ă direct în cazanul de abur. Concep ia de realizare a p ării de abur este cea corespunz ătoare CCA. În consecin ă, circuitul termic este dotat cu un sistem de preîncălzire regenerativă bine dezvoltat. • Atât ciclul cu gaze, cât şi cel cu abur pot func iona independent. În cazul în care ITG nu funcionează, structura cazanului de abur permite totu şi arderea unei cantit ăi de combustibil. În acest caz aerul necesar arderii este asigurat de c ătre un ventilator separat. • Unul din marele avantaje ale acestui tip de CCGA este faptul c ă nu există restricii în ceea ce priveşte tipul combustibilului introdus în cazanul de abur. În acest sens, CCGA cu postcombustie reprezint ă o modalitate de utilizare eficient ă a cărbunelui.
Bilanul energetic al CCGA cu postcombustie. Performane În fig. 4.18 este prezentat sub forma unei diagrame de tip Sankey bilan ul energetic pentru CCGA cu postcombustie. 220
Structura cazanului de abur este total diferit ă faă de cea întâlnită în cazul CCGA f ără postcombustie, ea fiind asem ănătoare cu cea corespunz ătoare CCA. Deci, pierderile ( ∆QCAZ) şi randamentul cazanului ( ηCAZ) sunt definite în conformitate cu cele prezentate în subcapitolul 4.2.2.
Fig. 4.18. Bilanul energetic al unui CCGA cu postcombustie Puterea electrică brută produsă în cadrul par ii cu abur a CCGA este : TA TA (4.18) + Q0TA ) ⋅ ηCAZ ⋅ ηTA P BTA = (Q ITG 2 T ⋅ η M ⋅ ηG unde: Q0TA - reprezintă puterea termică introdusă odată cu combustibilul direct în cazanul de abur. inând seama de rela iile 4.7.; 4.8 şi 4.14, rezult ă puterea electrică totală brută produs ă de CCGA cu postcombustie: ITG ITG + ⋅ ηCA ⋅ η ITG P BCCGA = Q ITG 0 T ⋅ η M ⋅ η G (4. 19) ITG ) + Q TA ] ⋅ η TA ⋅ ηTA ⋅ ηTA ( + [Q ITG ⋅ η ⋅ − η ⋅ η 1 0 0 CA T CAZ T M G
Randamentul electric brut al CCGA cu postcombustie este: η BCCGA =
P BCCGA ITG ITG = (1 − ν PC ) ⋅ η CA ⋅ η ITG T ⋅ η M ⋅ η G + ITG TA Q0 + Q0 TA TA TA + [(1 − ν PC ) ⋅ ηCA ⋅ (1 − η ITG T ) + ν PC ] ⋅ η CAZ ⋅ ηT ⋅ η M ⋅ η G
(4.20) unde s-a definit: ν PC =
Q0TA
(4.21)
+ Q0TA Q ITG 0
Raportul puterilor electrice brute produse în ciclul cu gaze, respectiv cu abur, este dat de relaia: ITG ITG (1 − ν PC ) ⋅ ηCA ⋅ η ITG P B ITG T ⋅ η M ⋅ η G = (4.22) TA TA TA P BTA [(1 − ν PC ) ⋅ ηCA ⋅ (1 − η ITG ] ) + ν ⋅ η ⋅ η ⋅ η ⋅ η T PC CAZ T M G
În tabelul 4.11 sunt date valorile uzuale rezultate pentru randamentul electric brut, respectiv raportul puterilor electrice brute, în cazul CCGA cu postcombustie . Tabelul 4.11. Valori uzuale pentru indicatorii aferen i unui CCGA cu postcombustie
Indicator
Ordi 221
n de mă ri me Randamentul electric brut
0,40 – 0,48
Raportul puterilor electrice brute 0,15 - 0,30 Se fac următoarele observa ii: • Energia primară introdusă direct în cazanul de abur ( Q0TA ) nu parcurge ambele trepte ale cascadei termodinamice, neputând fi utilizat în mod eficient întregul s ău potenial termic. În consecină, randamentele vor fi mai sc ăzute decât în cazul CCGA f ără postcombustie. • Creşterea temperaturii pe parte de gaze de ardere în interiorul cazanului permite sporirea considerabil ă a produciei de abur şi implicit a puterii electrice dezvoltate la bornele TA. Acest fapt genereaz ă o valoare sc ăzută a raportului de puteri în compara ie cu CCGA f ără postcombustie. • În func ie de tipul de ITG utilizat ă puterea unitară a unui CCGA cu postcombustie poate depăşi valoarea de 600 MW .
4.4.4. CICLUL COMBINAT GAZE-ABUR CU ARDEREA CĂRBUNELUI ÎN PAT FLUIDIZAT SUB PRESIUNE Cărbunele reprezint ă aproape 80% din totalul resurselor mondiale de combustibili fosili. Devine deci interesant ă dezvoltarea unor tehnologii care s ă permită utilizarea acestui tip de combustibil în combina ie cu o instala ie de turbin ă cu gaze. Una din solu ii este utilizarea unor sisteme de ardere în pat fluidizat sub presiune. În fig. 4.19 este prezentat ă schema de principiu pentru un ciclu combinat gaze-abur cu arderea cărbunelui în pat fluidizat sub presiune.
Fig. 4.19. Ciclul combinat gaze-abur cu ardere în pat fluidizat sub presiune FA - filtru de aer; K - compresor; FAP - focar cu ardere sub presiune; FC - filtru de cenu şă; TG - turbina cu gaze; R - recuperator de c ăldură; TA - turbina cu abur; KA - condensator de abur; GE - generator electric; a - cărbune; b - cenuşă; c –zgura .
222
În cadrul instala iei prezentate în fig. 4.19. se disting trei componente principale: instala ia de turbină cu gaze, focarul cu ardere sub presiune (FAP) şi instalaia de turbină cu gaze. Aerul evacuat din compresor la o presiune de aproximativ 12 - 16 bar este introdus în FAP unde are dublu rol: asigur ă procesul de ardere, pe de-o parte, şi realizează un pat fluidizat compus din particule de c ărbune, pe de alt ă parte. Particulele de c ărbune (având dimensiuni de maxim 5 mm) sunt men inute în interiorul acestui pat fluidizat datorit ă interaciunii dintre două fore de sens contrar: for a ascensională (datorată aerului insuflat pe la baza FAP), respectiv for a de gravita ie a particulelor. Gazele de ardere sunt evacuate din FAP la o temperatur ă cuprinsă în intervalul 850 0 900 C. Înainte de a se destinde în turbina cu gaze ele trec printr-un filtru (FC) unde sunt reinute particulele de cenu şă. Pentru recuperarea c ăldurii din gazele de ardere e şapate din TG este prevăzut un recuperator (R) în care este preînc ălzită apa de alimentare. Temperatura în interiorul FAP este men inută constantă în intervalul men ionat mai sus cu ajutorul unor serpentine imersate în patul fluidizat. Aceste serpentine sunt r ăcite la interior de agentul ap ă-abur. Aburul produs în FAP se destinde în continuare în TA. Particularitatea termodinamic ă cea mai importantă a unui astfel de ciclu combinat este faptul ca există o singură sursă caldă - FAP - atât pentru ciclul cu gaze, cât şi pentru cel cu abur. Randamentul unei astfel de instala ii nu depăşeşte 41 - 42%‚ valoare sensibil mai redusă decât în cazul ciclului combinat gaze-abur f ără postcombustie. Avantajul major al acestei filiere energetice este îns ă faptul că poate utiliza un combustibil ieftin, c ărbunele, în combinaie cu o instalaie de turbină cu gaze. De asemeni, nivelul de temperatur ă din interiorul FAP permite aplicarea unor procedee de desulfurare de înalt ă eficienă. Deci ciclul combinat gaze-abur cu arderea c ărbunelui în pat fluidizat sub presiune este avantajos şi din punct de vedere al impactului asupra mediului înconjur ător.
4.4.5. CICLUL COMBINAT GAZE-ABUR CU GAZEIFICAREA INTEGRATĂ A CĂRBUNELUI O altă cale de a utiliza cărbunele în cadrul unor centrale electrice echipate cu instala ii de turbine cu gaze este gazeificarea. Gazeificarea este un proces în care are loc o ardere incompletă a cărbunelui, rezultând un amestec de gaze combustibile: CO, H 2, CH4, etc. Aceste gaze sunt introduse în continuare în camera de ardere a ITG. Rezultă o ardere în doua trepte a cărbunelui: prima (incompletă) în cadrul unui gazogen, iar a doua în camera de ardere a ITG. În fig. 4.20 este prezentat ă schema de principiu pentru un ciclu combinat gaze-abur cu gazeificare integrat ă a cărbunelui. Pentru funcionarea gazogenului este necesar ă prezena unui agent de oxidare. În mod uzual sunt utilizai aerul sau oxigenul, care sunt introdu şi în gazogen odat ă cu cărbunele. Dacă se utilizează oxigen (vezi fig. 4.20), acesta este preparat în cadrul unui modul suplimentar specializat (FO) pe baza unei p ări din aerul refulat din compresor. Pentru a se menine echilibrul masic al întregii instala ii, azotul rezultat din fabrica de oxigen este direcionat către camera de ardere a ITG. Gazul combustibil evacuat din gazogen con ine o serie de impurit ăi mecanice şi chimice: compuşi ai sulfului (H2S), ai azotului (HCN, NH 3), metale grele şi alcaline, cenu şă, zgură topită. Din considerente ecologice şi de protecie a instalaiilor împotriva coroziunii, prezena acestor impurităi împiedică utilizarea gazului de gazogen direct în camera de ardere a ITG. Este necesară introducerea unei trepte de filtrare: FG. În funcie de tipul gazogenului, temperatura gazului combustibil rezultat din acesta are o valoare cuprins ă în intervalul 600 - 10000C. Procesul de filtrare implic ă o coborâre a acestei temperaturi până la aproximativ 50 - 300 0C. Pentru răcire este utilizată apa prelevat ă din 223
circuitul termic al TA. Poten ialul termic al gazului combustibil evacuat din gazogen permite transformarea acestei ape în abur, care este la rândul sau reintrodus în circuitul TA. După filtrare, gazul de gazogen poate fi introdus în camera de ardere a ITG unde se amestecă cu aer provenit din refularea compresorului şi cu azotul rezultat de la fabrica de oxigen. Se menionează faptul că o parte din cenu şa dezvoltată în gazogen este evacuat ă sub forma de zgură pe la baza acestuia. Schema prezentată în fig. 4.20 reprezint ă o combinaie între un sistem de gazeificare a cărbunelui (compus din FO, G, FG) şi un CCGA f ără postcombustie, de tipul celui descris în paragraful 4.4.2. Integrarea sistemului de gazeificare în cadrul CCGA se realizeaz ă în principal prin: • Prelevarea agentului de oxidare din refularea compresorului ITG; • Utilizarea apei de alimentare a CR pentru r ăcirea gazului de gazogen înainte de operaia de filtrare.
Fig. 4.20. Schema de principiu pentru un ciclu combinat gaze-abur cu gazeificare integrat ă a că rbunelui FA - filtru de aer; K - compresor; FO - fabrica de oxigen; G - gazogen; FG - filtru gaz de gazogen; CA - camera de ardere; TG - turbina cu gaze; GE – generator electric; CR - cazan recuperator; TA - turbina cu abur; KA - condensator de abur; a - c ărbune; b - agent de oxidare; c - gaz de gazogen nefiltrat; d - gaz de gazogen curat; e - abur; f - azot; g - zgur ă şi cenuşă; h - ap ă pentru răcirea gazului de gazogen. La nivelul anului 2004 ciclul combinat gaze-abur cu gazeificare integrat ă a cărbunelui se găseşte încă în faza demonstrativă. Randamentele estimate pentru aceast ă filieră energetică se situează în intervalul 44 - 46 % în func ie de temperatura de intrare în turbina cu gaze.
4.4.6 CICLUL COMBINAT GAZE-ABUR CU INJECIE DE ABUR În fig. 4.21. este prezentat ă schema de principiu pentru un ciclu combinat gaze-abur cu 224
injecie de abur. Schema de mai sus poate fi asimilat ă unei ITG cu recuperare extern ă de căldură. Diferena constă din faptul că, în momentele în care sarcina consumatorului termic este scăzută, excesul de abur poate fi injectat în aspira ia turbinei cu gaze. Împreun ă cu gazele de ardere ieşite din CA, aburul se va destinde în TG producând lucru mecanic. Prin injecie de abur în aspira ia TG, puterea electrică şi randamentul ITG pot cre şte cu 50%‚ respectiv 20% . Acest tip de ciclu combinat se preteaz ă foarte bine în cazul existen ei unor consumatori termici cu varia ii mari de sarcină.
Fig. 4.21. Schema de principiu pentru un ciclu combinat gaze-abur cu injec ie de abur FA - filtru de aer; K - compresor; CA - camera de ardere; TG - turbina cu gaze; GE - generator electric; CR - cazan recuperator; CT - consumator termic; a – apa de alimentare; b – abur Principalul dezavantaj al schemei de mai sus const ă în faptul c ă aburul este evacuat în atmosferă odată cu gazele de ardere. Se pierde astfel o cantitate însemnat ă de apă tratată chimic, a cărui preparare este destul de costisitoare.
4.5. CENTRALE NUCLEARO-ELECTRICE 4.5.1. STRUCTURA CNE Deşi este contestată de o bun ă parte a opiniei publice, energetica nuclear ă ocupă şi va ocupa în continuare un loc important în sectorul producerii de energie electric ă şi termică. Poziia CNE este înt ărită şi de faptul că această filieră energetică se apropie foarte mult de conceptul de ,,centrală electrică curată”, cu impact redus asupra mediului înconjur ător. Semnificativ este faptul c ă aportul CNE la emisia de bioxid de carbon în atmosfer ă este practic nul. O centrală nuclearo-electrică este împărită în două module distincte: • Reactorul nuclear: asigură conversia energiei de fisiune în energie termic ă; • Partea clasică: asigură conversia energiei termice în energie mecanic ă având la bază un ciclu termodinamic. Uzual, centralele nuclearo-electrice sunt clasificate în func ie de caracteristicile reactorului. Principalele elemente ce caracterizeaz ă un reactor nuclear sunt: • combustibilul nuclear; • agentul de răcire; • moderatorul. În tabelul 4.12 sunt prezentate materialele utilizate în mod curent pentru cele trei categorii de elemente prezentate mai sus [4]. Se face men iunea că uraniul izotop U 235‚ spre deosebire de U238‚ reprezint ă un element fisionabil. Agentul de răcire are rolul de a prelua c ăldura dezvoltat ă prin fisiune în zona activ ă a reactorului şi de a o transmite mai departe c ătre partea clasică a centralei. 225
Moderatorul realizează o încetinire a neutronilor rezulta i prin fisiune nuclear ă până la un nivel de energie favorabil producerii unor noi reac ii de fisiune. În multe cazuri moderatorul are în acela şi timp şi rol de agent de r ăcire. Uzual, reactoarele dotate cu moderator sunt cunoscute ca reactoare cu neutroni termici. În tabelul 4.12 se face o scurt ă trecere în revist ă a principalelor filiere nucleare întâlnite în mod curent [4,5]. Tabelul 4.12. Materiale utilizate într-un reactor nuclear Combustibil nuclear uraniu natural (sub formă de bare (0,71%U235+99,29%U238) metalice, oxizi sau carburi) uraniu îmbogăit (1,5-4%U235,restul U238) plutoniu thoriu Agent de răcire gaze: He,CO2 apă uşoară apă grea metale lichide (sodiu, potasiu) Moderator apă uşoară apă grea grafit O altă clasificare a centralelor nuclearo-electrice se poate face în func ie de numărul de circuite: • CNE cu un singur circuit (vezi fig. 4.22a): f1uidul de r ăcire al reactorului este în acelaşi timp agent de lucru în partea clasic ă a centralei. • CNE cu două circuite (vezi fig. 4.22b): - un circuit primar care asigur ă răcirea reactorului; - un circuit secundar corespunz ător agentului de lucru din partea clasic ă a centralei. Tabelul 4.13. Categorii de reactoare nucleare cu neutroni termici Denumire Semnificaie Moderator Agent de răcire Combustibil
PWR PHWR BWR LWGR GCR AGR HTGR
Reactor cu apă sub presiune Reactor cu apă grea sub presiune Reactor cu ap ă în fierbere Reactor răcit cu apă şi moderator de grafit Reactor răcit cu gaze şi moderator de grafit Reactor avansat răcit cu gaze şi moderator de grafit Reactor răcit cu gaze la temperatură înaltă
Apă uşoară
Apă uşoară
Apă grea
Apă grea
Apă uşoară
Apă uşoară
Grafit
Apă uşoară
Grafit
CO2
Grafit
CO2
Grafit
He
Uraniu îmbogăit (UO2) Uraniu natural (UO2) Uraniu îmbogăit (UO2) Uraniu îmbogăit (metal sau UO2) Uraniu natural (metal) Uraniu îmbogăit (UO2) Uraniu puternic îmbogăit 226
În tabelul 4.13 este prezentat ă situaia mondială a CNE dotate cu reactoare termice la sfârşitul anilor 1990 -91. Faă de perioada pentru care sunt valabile datele din tabelul 4.14 nu exist ă modificări eseniale. După cum se cunoa şte, accidentul de la Cernobîl a dus la încetinirea şi chiar stagnarea în unele ări a programelor nucleare. Se poate remarca c ă majoritatea covârşitoare a reactoarelor nucleare utilizeaz ă apa uşoară (atât ca moderator, cât şi ca agent de răcire) în combina ie cu uraniu îmbog ăit (PWR, BWR).
Fig. 4.22 Schema de principiu pentru o central ă nuclearo-electrică a - cu un singur circuit (BWR); b - cu dou ă circuite (PWR, PHWR), RN - reactor nuclear; GA - generator de abur; PC - pompa de circula i; TA - turbina cu abur; GE - generator electric; KA - condensator; PA - pompa de alimentare. O filieră aparte este reprezentată de PHWR bazată pe apa grea (în dublu rol de moderator şi agent de răcire), respectiv pe uraniu natural. Reprezint ă soluia aleasă pentru echiparea CNE Cernavod ă. Utilizarea drept agent de r ăcire a unor gaze (He, C0 2) reprezintă o soluie utilizată în mod izolat (Marea Britanie) nereu şind până la ora actuală să se impună pe piaa energetică. Tabelul 4.14. Situaia CNE dotate cu reactoare termice la sfâr şitul anilor ‘90 Nr. grupuri Putere electric ă netă, MW Număr de circuite Pondere, %
PWR BWR LWGR PHWR
223 85 27 26
183 630 68 022 15 984 14 685
2 1 1 2
62,2 23,0 5,41 4,98
GCR
32
6531
2
2,22 227
AGR HTGR Total
10 3 408
5816 639 295 307
2 2 -
1,96 0,23 100
4.5.2. ELEMENTE CARACTERISTICE ALE PĂRII CLASICE A CNE După cum s-a specificat mai sus majoritatea covârşitoare a reactoarelor nucleare utilizează ca agent de răcire apa uşoară (H2O) sau apa grea (D 2O). În cazul CNE cu dou ă circuite, restriciile existente privind r ăcirea impun ca aceast ă apă să fie în permanen ă în stare lichidă în interiorul reactorului. Temperatura maxim ă a apei de r ăcire la ieşirea din reactor nu depăşeşte în general 290 - 3300C. Deci apare o limitare şi din punct de vedere al temperaturii şi implicit al presiunii agentului termic ce evolueaz ă în circuitul secundar al CNE. O consecină a acestor limitări este faptul c ă majoritatea tipurile de CNE aflate la ora actuală în stadiu comercial utilizeaz ă drept agent de lucru în partea clasic ă aburul saturat, care evoluează după un ciclu de tip Rankine. Aburul este produs direct în reactor (cazul CNE cu un circuit), sau într-un generator de abur, pe baza c ăldurii primite de la agentul de r ăcire al reactorului (cazul CNE cu dou ă circuite). Producerea directă de abur în reactor are avantaje termodinamice prin eliminarea degradărilor de temperatură ce apar datorit ă transferului de c ăldura dintre circuitul primar şi cel secundar. În acest caz sunt necesare precau ii suplimentare deoarece exist ă posibilitatea antrenării de către abur a unor compu şi radioactivi din reactorul nuclear. Nivelul de presiune şi temperatură al aburului din circuitul secundar depinde de tipul reactorului şi de agentul de r ăcire primar: 69 - 71 bar la BWR, respectiv 38 - 50 bar la PWR şi PHWR . Destinderea aburului în turbin ă se realizează aproape integral sub curba de satura ie. Există pericolul ca umiditatea aburului s ă crească peste limita admisibilă, ducând la intensificarea procesului de eroziune al paletelor mobile. Pentru a elimina acest neajuns se întreprind dou ă aciuni: • Separarea mecanic ă a picăturilor de ap ă ce apar în decursul destinderii aburului în turbină: • Supraîncălzirea aburului. În fig. 4.23 este prezentat ă schema simplificată pentru o CNE cu dou ă circuite.
Fig. 4.23 Schema simplificat ă pentru o CNE cu dou ă circuite RN - reactor nuclear; GA - generator de abur; CMP - corp de medie presiune; CJP - corp de joasă presiune; GE - generator electric; KA - condensator de abur; PJP - preînc ălzitor de joasă presiune; D - degazor termic; PA - pompa de alimentare; PIP - preînc ălzitor de înaltă presiune; SM - separator mecanic de pic ături; SI – supraînc ălzitor 228
Separatorul mecanic de picături (SM) este amplasat după corpul de medie presiune al turbinei cu abur. Pic ăturile astfel drenate sunt trimise în degazorul termic. Dup ă ce trece prin SM aburul este saturat uscat (titlul x= 1). Înainte de a fi admis în corpul de joas ă presiune aburul este uşor supraîncă1zit într-un schimbător de c ăldură - SI. Pentru această operaie este utilizat abur prelevat din conducta de legătură GA - CMP. Condensatul rezultat în urma procesului de supraînc ălzire este direc ionat fie în preînc ălzitorul de înaltă presiune, fie direct în generatorul de abur. Se men ionează faptul că supraîncălzirea nu are un caracter termodinamic, ca în cazul CCA, ci doar unul tehnologic, de limitare a umidit ăii aburului ce evoluează în turbină. 4.5.3. PERFORMANELE CNE Utilizarea în partea clasică a unui ciclu cu abur saturat conduce la o limitare a randamentului CNE. Eficien a netă este sensibil inferioară celei obinută în cadrul unei centrale convenionale cu abur, nedep ăşind 30 - 33%. Din punct de vedere al puterilor unitare a fost atins pragul de 1500MW (PWR, BWR), respectiv 750MW (PHWR). Pentru creşterea randamentului se poate apela la o supraînc ălzire a aburului admis în turbină, menionându-se următoarele posibilităi : • Prevederea unei suprafe e speciale, de înaltă temperatură, în reactorul nuclear; • Supraîncălzire pe bază de combustibil fosil în cadrul unui cazan conven ional. În domeniul reactoarelor r ăcite cu gaze demn ă de amintit este filiera HTGR. Utilizarea materialelor ceramice permite ca temperatura agentului de r ăcire (heliu) s ă depăşească 900 10000C. Se creează astfel premizele realizării în partea clasică a centralei a unor cicluri binare compuse din: • un ciclu de înalt ă temperatură de tip Brayton. utilizând drept agent de lucru heliu; • un ciclu de medie şi joasă temperatură constituind sursa rece a celui dintâi, utilizând drept agent de lucru ap ă sau amoniac. Se estimează că randamentul unui astfel de grup, având o putere de 1400 MW, poate atinge 46% . Coeficientul de utilizare al uraniului în cadrul unor reactoare cu neutroni termici este relativ redus. În consecin ă atenia a început sa fie îndreptat ă către reactoarele nucleare cu neutroni rapizi, supergeneratoare, (FBR). Acest tip de reactoare se caracterizeaz ă prin faptul că nu mai este necesară prezena moderatorului. Temperaturile înalte din inima reactorului necesită utilizarea unor metale lichide (sodiu şi potasiu) ca agen i de răcire. În mod uzual sunt prevăzute trei circuite înseriate, primele dou ă pe bază de sodiu şi potasiu, iar al treilea pe bază de abur supraînc ălzit (vezi fig. 4.24). Metalul topit devine puternic radioactiv şi în consecină este necesară introducerea circuitului intermediar pentru o cât mai bun ă izolare a circuitului ap ă-abur. Eficien a estimată pentru o astfel de CNE este de 42-43% .
229
Fig. 4.24 Schema de principiu pentru o CNE cu neutroni rapizi (FBR) a - circuit primar (Na, K în stare topit ă); b - circuit intermediar (Na în stare topit ă); c - circuit apă-abur; RN - reactor nuclear; SC - schimbător de căldură pentru metale topite; GA - generator de abur; TA - turbina cu abur; GE - generator electric; KA - condensator de abur; PA - pompa de alimentare a GA; PM - pompe de metale topite
4.6. CENTRALE ELECTRICE ECHIPATE CU MOTOARE DIESEL (CDE) 4.6.1. CARACTERISTICILE CDE În domeniul unit ăilor energetice de mică capacitate, motoarele cu ardere intern ă s-au dovedit a fi una din cele mai atractive solu ii. Dintre acestea, în domeniul producerii de energie electrică s-a detaşat motorul care are la baza un ciclu termodinamic de tip Diesel. Principalele domenii în care acest tip de ma şină termică este utilizat cu succes sunt: • Instalaii de vârf şi sigurană pentru: consumatori industriali care necesit ă continuitate în alimentarea cu energie electric ă, serviciile proprii vitale ale centralelor electrice (cu o men iune pentru CNE), spitale, aeroporturi, etc. • Alimentarea unor consumatori izola i a căror racordare la un sistem energetic nu este fezabilă din punct de vedere tehnico-economic. Din punct de vedere constructiv se deta şează două categorii de motoare Diesel: în doi timpi, respectiv în patru timpi. În tabelul 4.13 sunt prezentate sintetic principalele caracteristici tehnice ale motoarelor Diesel .
4.6.2. BILANUL ENERGETIC În tabelul 4.15 este prezentat bilanul energetic pentru un motor Diesel în varianta în doi, respectiv patru timpi . Tabelul 4.15. Caracteristici tehnice ale motoarelor Diesel Tipul Turaie, Numărul maxim Putere Observaii motorului [rot/min] de cilindri maximă Lent 80 - 300 12 50000 Motoare în doi timpi Semirapid 400 - 500 12-16 4000-7000 Motoare în doi timpi sau patru timpi Rapid 800 - 1500 12-24 3000 Motoare u şoare pentru instala ii mobile Tabelul 4.16. Bilanul energetic al unui motor Diesel Flux termic Cota, [%] Motor în doi timpi Motoare în patru timpi Energie primar ă 100 100 Lucru mecanic util (putere efectiv ă) 36-40 34-37 Pierderi prin frec ări mecanice 7-8 6-7 Pierderi în apa de r ăcire 22-24 20-22 Pierderi cu gazele de ardere evacuate 25-27 29-31 Pierderi de căldură în exterior prin radia ie, 5-8 5-7 convecie, scăpări de gaze
Puterea efectiva a motoarelor Diesel, m ăsurată la cupla, este dată de relaia: 230
Pef =
1 ⋅ n ⋅ V ⋅ p ef 60 ⋅ a
(4.23)
unde: Pef - puterea efectiva, [W]; a - raportul între num ărul rotaiilor şi cel al ciclurilor (motoare în patru timpi a = 2; motoare în doi timpi a = 1); n - turaia, [rot/min]; V - volumul unui cilindru, [m 3]; z - numărul de cilindrii; pef - presiunea medie efectiva a motorului, [N/m 2]. Puterea electrică la bornele generatorului va fi: (4.24)
P B = Pef ⋅ η G
unde: ηG - randamentul generatorului. În condiiile în care geometria motorului este dat ă, singurul mijloc de cre ştere a puterii acestuia este mărirea presiunii medii efective, în acest scop apelându-se la supraalimentare. Supraalimentarea reprezint ă introducerea aerului cu presiune în cilindrul motorului. Efectul urmărit este reducerea volumului specific al aerului. Se creeaz ă astfel premisele că, pentru o geometrie dat ă a cilindrului, s ă crească cantitatea de aer şi implicit debitul de combustibil injectat. Supraalimentarea nu are nici un efect asupra randamentului ciclului termodinamic, ea conducând doar la cre şterea puterii motorului Diesel. La ora actuală cea mai mare parte a motoarelor Diesel sunt prev ăzute cu supraalimentare. În mod uzual supraalimentarea este realizat ă cu ajutorul unei turbosuflante antrenate de gazele de ardere evacuate din motor (vezi fig. 4.25). Din tabelul 4.16 se poate observa c ă o cotă importantă de c ăldură este evacuată odată cu apă de răcire a motorului, respectiv cu gazele de ardere. Aceast ă cantitate de căldură poate fi recuperată în scopul prepar ării de apă fierbinte sau abur.
Fig. 4.25. Motor Diesel cu supraalimentare a - aer sub presiune: b - gaze de ardere evacuate din motor; 1 - filtru de aer; 2 - compresor de aer;3 - motor Diesel; 4 - turbină cu gaze; 5 – cilindri; 6 - generator electric
4.7. CENTRALE HIDROELECTRICE CHE 4.7.1. CONSIDERAII GENERALE Centralele hidroelectrice utilizează ca sursă de energie primar ă energia hidraulic ă a apei, pe care prin intermediul energiei mecanice o transform ă în energie electric ă. Principalele
231
surse de energie hidraulic ă sunt constituite din energia cursurilor de ap ă (cursuri naturale sau artificiale) şi energia mareelor. Centralele care folosesc energia natural ă a râurilor, se bazează pe exploatarea diferenei de nivel a apei între bieful amonte şi aval de sec iunea centralei. Aceast ă diferenă de nivel se poate crea par ial artificial, prin construirea unui baraj care s ă ridice nivelul apei în amonte de sec iunea barată. Acest tip de centrale se numesc centrale hidroelectrice sau hidrocentrale (CHE) [10-14]. Centralele care folosesc energia hidraulic ă artificial creată sunt centralele cu pompare-acumulare. Ele preleveaz ă apa dintr-un rezervor inferior şi o pompează într-un rezervor superior, realizându-se astfel o diferen ă de nivel H, a c ărei energie hidraulic ă va fi folosită după necesităi. Acest tip de centrale se numesc centrale hidroelectrice cu acumulare prin pompaj (CHEAP). Centralele care folosesc energia mareelor se bazeaz ă pe variaia nivelului m ărilor şi oceanelor datorat ă fenomenului de flux şi ref1ux. Acest tip de centrale se numesc centrale mareo-electrice (CME). Marea majoritate a centralelor hidroelectrice construite pân ă în prezent sunt centrale hidroelectrice (CHE), fapt pentru care ele vor fi tratate în cele ce urmeaz ă. Potenialul hidroenergetic Se poate defini ca poten ial hidroenergetic, totalitatea resurselor energetice naturale ale unui bazin hidrografic. Matematic, el se poate exprima sub forma: P = ρ ⋅ g⋅ Q ⋅ H [ W ] (4.25) sau P = 9,81 ⋅ Q⋅ H [kW ] (4.26) 3 unde: ρ = l000kg/m g = 9,81 accelera ia gravitaională [m/s2l Q - debitul mediu al bazinului hidrografic [m 3 /s] H - căderea bazinului hidrografic [m] În mod curent, pentru a se putea compara poten ialul hidroenergetic al diverselor bazine hidrografice, se define şte potenialul hidroenergetic linear ca fiind: /l [kW/km] (4.27) ρ1 = P sau [kW/km] (4.28) ρ1 = 9,81 ⋅ Q ⋅ H unde: l - lungimea cursurilor de ap ă ale bazinului hidrografic Din punct de vedere al posibilit ăii valorific ării potenialului hidroenergetic al unui bazin hidrografic se disting: - potenialul hidroenergetic - potenialul hidroenergetic tehnic amenajabil - potenialul hidroenergetic economic amenajabil Poten ialul hidroenergetic este potenialul total al unui bazin hidrografic, f ără a se ine cont de posibilităile tehnice de valorificare a acestuia. El corespunde utiliz ării integrale a debitului (Q) şi a căderii ( H ) a bazinului hidrografic, fapt pentru care se mai nume şte şi poten ial hidroenergetic brut. Poten ialul hidroenergetic tehnic amenajabil reprezintă acea parte din poten ialul brut al bazinului hidrografic care poate fi valorificat ă din punct de vedere tehnic. Valoarea acestui potenial depinde de gradul de dezvoltare al cuno ştinelor umane, respectiv de g ăsirea soluiilor tehnice care s ă permită valorificarea unei p ări cât mai mari din poten ialul hidroenergetic brut. Din aceste considerente, poten ialul hidroenergetic tehnic amenajabil se mai numeşte şi poten ial hidroenergetic net. Poten ialul hidroenergetic economic amenajabil reprezintă partea din poten ialul hidroenergetic net care este economic a fi amenajat ă la un moment dat. O amenajare 232
hidroenergetică care la un moment nu este economic a fi construit ă., poate deveni rentabil ă, şi aceasta depinde de costurile de produc ie ale energiei electrice în alte tipuri de hidrocentrale, de progresul tehnic, de conjunctura economic ă internaională, de preul combustibililor clasici, etc.
4.7.2. AMENAJĂRILE CENTRALELOR HIDROELECTRICE
Clasificare
La o amenajare hidrotehnic ă. căderea ( H ) se poate realiza fie prin ridicarea nivelului apei cu ajutorul unui baraj, fie printr-o deriva ie a apei, care are o pant ă mai mică decât panta naturală a râului. Prin aplicarea uneia din cele dou ă soluii se obine practic o c ădere concentrată care poate fi utilizat ă într-o centrală hidroelectrică. Având în vedere cele de mai sus, se pot distinge trei tipuri de amenaj ări: - amenajare cu baraj - amenajare cu deriva ie - amenajare mixt ă (baraj + deriva ie) - amenajare complex ă Scheme de amenajare Amenajarea cu baraj - este amenajarea la care întreaga c ădere este realizată de către baraj, prin ridicarea nivelului apei amonte de sec iunea barată. Pentru utilizarea c ăderii unui râu între dou ă puncte A şi B, se va construi un baraj în punctul B, astfel încât coada lacului s ă ajungă în punctul A; Se creeaz ă astfel o cădere concentrată H , de valoare aproximativ egal ă cu diferena de nivel dintre punctele B şi A. Posibilitatea realizării căderii concentrate cu ajutorul barajului este determinat ă în primul rând de topografia terenului amonte de sec iunea barată. Este evident c ă o pantă mai mare a râului între punctele A şi B va conduce la ob inerea unei căderi concentrate mai mari. De asemenea, trebuie inut cont de configura ia malurilor în amonte de seciunea barat ă deoarece inundarea de mari suprafe e de teren poate fi imposibil ă sau foarte costisitoare. De regul ă, astfel de scheme de amenajare a cursurilor de ap ă se realizează în depresiunile naturale care formeaz ă cuveta lacului. În cazul râurilor cu pante relativ mici dar cu debite importante, în vederea evit ării inundării de mari suprafe e de teren, se preferă crearea unei cuvete artificiale, prin construirea de diguri amonte de sec iunea barată, fig. 4.26.
Fig. 4.26. Schema de amenajare cu bara Amenajarea cu derivaie - fig.4.27. , este amenajarea la care căderea se realizează prin devierea cursului apei din albia natural ă pe o derivaie construită artificial şi care are panta mult mai mică decât panta natural ă a râului. 233
Fig. 4.27. Schema de amenajare cu deriva ie Se obine astfel în punctul C o concentrare a c ăderii H de valoare aproximativ egal ă cu diferena de cotă între punctele C si D, D fiind punctul de restitu ie a apei în albia natural ă. În acest caz, rolul barajului este de a devia apa din cursul natural în deriva ie, fapt pentru care terenurile inundate în amonte de sec iunea barată sunt nesemnificative. Adoptarea unei astfel de scheme de amenajare depinde de posibilitatea de realizare a deriva i ei, respectiv de topografia terenurilor adiacente amenaj ării. De asemenea, lungimea deriva iei, respectiv costurile de realizare a ei influen ează în mod decisiv adoptarea unei astfel de scheme de amenajare. Amenajarea mixtă - fig.4.28., este amenajarea la care concentrarea c ăderii H se realizează atât de către baraj prin ridicarea nivelului apei amonte de sec iunea barată cât şi prin devierea cursului natural al râului printr-o deriva ie. O astfel de amenajare este caracteristică râurilor de munte, a c ăror curs natural are o pant ă semnificativă şi terenurile adiacente permit crearea u şoară a unei cuvete naturale în urma bar ării seciunii de curgere. Prin adoptarea unei astfel de scheme de amenajare, se creeaz ă acumulări şi cu rol de regularizare a debitului, creându-se stocuri de ap ă pentru folosin e energetice şi atenuându-se viiturile.
Fig. 4.28. Schema de amenajare mixt ă Amenajarea complexă - este amenajarea la care se combin ă cele trei tipuri de amenajare enumerate mai sus, în scopul valorific ării întregului poten ial energetic al unui râu şi a satisfacerii a cât mai multor cerin e. În figura 4.29.este prezentat ă amenajarea complex ă a bazinului Someş remarcându-se amenaj ările cu baraj la centralele aval de Tarni a, amenajările 234
cu derivaie la captările de apă din bazinele hidrografice adiacente şi amenajarea mixtă în cazul centralei Mărişelu.
Fig. 4.29. Schemă de amenajare complex ă 4.7.3. PRINCIPALELE CONSTRUC II ALE AMENAJĂRILOR HIDROELECTRICE AH
Barajul Barajul este construcia hidrotehnic ă care are drept scop ridicarea nivelului apelor în scopul devierii lor într-o aduc iune sau al acumulării lor în vederea regularizării debitelor. Clasificare. Barajele se pot clasifica pe mai multe criterii dup ă cum urmează: a. după materialul din care sunt executate: - baraje de pământ - care folosesc ca materiale de construc ie balast, argilă sau alte materiale locale (fig. 4.30) - baraje de piatră - care folosesc ca materiale de construc ie arocamentele sau zid ăria uscată - baraje de beton - baraje de beton armat - care folosesc ca materiale de construc ie şi elemente de beton armat - baraje de materiale diverse - care folosesc ca materiale de construc ie lemnul şi(sau) metalul b. după tipul constructiv: - baraje masive (sau de greutate) - care prin propria greutate asigur ă stabilitatea la alunecare şi răsturnare (fig. 4.31) - baraje cu rosturi l ărgite sau evidate - sunt baraje masive în care sunt dispuse goluri în zona de mijloc a barajului (fig. 4.33) - baraje cu contrafor i - care transmit presiunea apei prin elemente în form ă de plăci, arce, etc. contraforilor verticali şi apoi funda iei; se execută din beton armat. Un caz particular şi des folosit este barajul în arc (fig. 4.32). - baraje ancorate, precomprimate sau în consol ă - care prin ancorarea în terenul de funda ie asigură stabilitatea la alunecare şi răsturnare. c. după scop: - baraje de deriva ie - care ridică nivelul apei în amonte astfel încât aceasta s ă poată fi preluată de o derivaie - baraje de acumulare - care ridică şi rein apele în amonte în vederea regulariz ării debitelor
235
d. după folosin ă : - baraje pentru producerea energiei electrice - baraje pentru transporturi pe ap ă - baraje pentru lucr ări de hidroameliora ii - baraje pentru aliment ări cu apă - baraje pentru atenuarea viiturilor - baraje pentru folosin e complexe - o combinaie a două sau mai multor func ii enumerate mai sus e. după modul de desc ă rcare a apei din amonte în aval: - baraje deversante - care permit trecerea debitului excedentar peste o anumit ă parte a barajului - baraje nedeversante - care nu permit trecerea debitului excedentar peste baraj, evacuarea acestuia f ăcându-se prin construc ii speciale (canale, puuri, galerii, etc.)
Tipuri reprezentative de baraje a. Baraje de p ă mânt
Fig. 4.30. Baraje de p ământ A – omogen; B – neomogen; C – mixt. În general barajele de p ământ sunt realizate din nisipuri, argile sau pietri şuri puse în operă omogen sau mixt. Sec iunea unui baraj de p ământ este de obicei trapezoidal ă, având taluzele cu pante de 1/1,5 - 1/2. Pentru asigurarea etan şeităii barajului se adopt ă fie soluia de aşezare pe paramentul amonte a unui ecran impermeabil (argil ă, mixturi asfaltice, beton, metal, etc.), caz în care barajele se numesc cu mască , fie prin construirea în sec iunea centrală, a barajului a unui profil impermeabil, caz în care barajul se nume şte cu nucleu. Acest tip de baraje se construiesc în general pe terenuri care nu suport ă încărcări specifice mari. În cazul în care terenul de fundare nu este impermeabil, nucleul de etan şare sau masca barajului se prelungesc în adâncime pân ă la intersectarea cu un teren impermeabil.
236
b. Baraje de greutate
Fig. 4.31. Baraje de greutate 1 – corpul; 2 – funda ie;3,4 – parament; 5,6 – picior; 7 – coronament. Barajele de greutate rezist ă aciunii de împingere a apei prin ac iunea greutăii proprii, fiind creată rezistena la răsturnare faă de piciorul aval şi rezistena de alunecare fa ă de fundaie. Seciunea transversală prin înălimea maximă a barajului poart ă numele de profilul barajului, iar linia orizontală, situată la mijlocul coronamentului care leag ă un mal de cel ălalt constituie axul barajului. Profilul clasic al barajelor de greutate se modific ă mult în cazul barajelor fluviale, la care debitele necesar a fi evacuate sunt considerabile, fapt ce face necesar ă echiparea acestora la coronament cu stavile de mari dimensiuni şi profilarea taluzelor amonte şi aval după profile deversante. c. Baraje arcuite
Fig. 4.32. Baraj în arc 1 - consol ă maestră; 2 - console verticale; 3 - arce orizontale; 4 – funda ie. Barajele arcuite transmit sarcinile la care sunt supuse atât pe direc ia verticală cât şi pe direcia orizontală. Practic, barajul este construit consolele verticale încastrate în funda ie şi din arce orizontale, încastrate în versan i. După modul principal de transmitere a sarcinii barajele arcuite pot fi de greutate în arc (transmiterea preponderent vertical ă a sarcinii) sau în arc (transmiterea preponderent orizontal ă a sarcinii). ă La acest tip de baraje se pot defini ca m ărime caracteristica coeficientul de îndr ă zneal 2 2 L H / V care este raportul dintre produsul p ătratelor lungimii la coronament şi înălimii barajului faă de volumul total al barajului. d. Baraje evidate
237
Fig. 4.33. Baraje evidate a - barajul Zerbino; b - barajul Ziegler; c - barajul Kelen; 1 - piatră spartă; 2 - barbacane Prin folosirea betonului la realizarea barajelor de greutate, s-a ajuns la concluzia c ă acesta este puin încărcat faă de capabilitatea lui. Acest lucru, coroborat cu faptul c ă mijlocul barajului este mai pu in solicitat, a condus la ideea practic ării în corpul barajului a unor goluri. Rezultatul practic ării de goluri în interiorul barajelor de greutate este o înc ărcare mai apropiată de capabilitate a zonelor active ale barajului şi o economie de material ceea ce conduce la scăderea costurilor. Tot din categoria barajelor evidate pot fi citate ca f ăcând parte şi următoarele tipuri de baraje: - baraje cu contrafor i ciupercă - baraje cu plăci de beton armat - baraje cu bol i multiple - baraje cu cupole multiple
Descărcătorul de ape Este construcia hidrotehnic ă care are rolul de a evacua apele din spatele barajului în scopul reglării nivelului apei în lacul de acumulare. În func ie de amplasamentul lor, descărcătorii pot fi de suprafaă, de fund, sau o combina ie între cele dou ă tipuri. Descărcătorii sunt prevăzui cu instalaii hidromecanice de închidere şi reglaj ca: stavile şi vane, mecanisme de acionare, etc. Disipatorul de energie Este construcia hidrotehnică amplasată în aval de baraj în sec iunea descărcătorilor de ape şi au rolul de disipare a energiei cu care apa este evacuat ă din baraj. Disiparea energiei se face prin transformarea energiei hidraulice în energie calorică şi are drept scop evitarea erodării albiei naturale în aval de baraj, în acest fel asigurându-se stabilitatea barajului. Priza de apă Este construcia hidrotehnic ă care are rolul de a capta apa din lacul de acumulare şi de a o conduce spre aduc iune. Priza de apă poate fi amplasat ă în corpul barajului sau independent de acesta. În vederea evit ării pătrunderii în instala iile aval de priz ă a corpurilor solide mari (ghea ă, zai, lemne, aluviuni grosiere, etc), acestea sunt prev ăzute cu grătare. În cazul prizelor care conduc apa în aduc iuni lungi, acestea sunt prev ăzute cu vane de închidere care permit punerea la uscat a aduc iunii. Aduciunea Este construcia hidrotehnic ă care are rolul de a conduce debitele captate de priza de apă către camerele de echilibru. Dup ă modul de tranzitare a apei, cu nivel liber sau sub 238
presiune, aduc iunile pot fi canale sau galerii subterane, respectiv conducte metalice sau betonate.
Camera de echilibru Este construcia hidrotehnică care realizează legătura între aduc iune şi conducta forată şi are rolul de a prelua suprapresiunile dinamice provocate de varia iile de sarcină cu care func ionează centrala. Dacă aduciunea este cu nivel liber (canal deschis) camerele de echilibru poart ă numele de camere de înc ărcare, iar dacă aduciunea este sub presiune (conductă) camera de echilibru poart ă numele de castel de echilibru. Casa vanelor Este construcia hidrotehnic ă amplasată imediat în aval de camerele de echilibru şi are rolul de a închide admisia apei în conducta for ată. Închiderea admisiei apei în conducta forată este necesară în vederea punerii la uscat a conductei for ate sau a izolării ei în caz de deteriorare. Conducta forată Este construcia hidrotehnică care are rolul de a tranzita apa din camera de echilibru la centrală, pe un traseu cât mai scurt şi cu o diferen ă de nivel mare, realizând în acest fel o concentrare a c ăderii. Conducta for ată poate avea unul sau mai multe fire. Datorit ă acestui fapt, conductele for ate au pante mari, deci viteze de curgere mari (de ordinul m/s) ceea ce conduce la o solicitare static ă şi dinamică importantă a conductei. Centrala hidroelectrică Este construcia hidrotehnică în care are loc transformarea energiei hidraulice în energie electrică. Pentru atingerea acestui scop, în central ă sunt instalate vanele de admisie a apei în turbine, turbinele hidraulice, generatoarele electrice, mecanismele de reglare a sarcinii active şi reactive, staiile de transformare şi conexiuni, instalaiile de protec ii şi automatizări, camera de comandă.
239
Fig. 4.34. Seciune transversală printr-o centrală hidroelectrică 1 - generatoare electrice 2 - servomotor ac ionare 3 - panouri de comand ă turbină 4 - grupuri pompe 5 - schelet metalic 6 - transformator electric 7 - canal de cabluri 8 - pod rulant 9 - cilindru de beton armat 10 - canale de cablu şi conducte 11 - mecanism manevrare batardou 12 - canal evacuare 13 - conduct ă forată 14 - van ă de admisie 15 - inelul de fundare al generatorului 16 - galerie de acces pentru demontare rotor; 17 - cotul aspiratorului 18 - aspirator ; 19 - by-pass pentru evacuarea apei din conducta for ată 20 - galeria de evacuare a apei din aspirator; 21 - conduct ă pentru evacuarea apei 22 - platformă batardou; 23 - batardou
240
Canalul de fugă Este construcia hidrotehnică care are rolul de a tranzita apa folosit ă de turbină spre punctul de restituie. 4.7.4. TURBINE HIDRAULICE
Clasificarea turbinelor hidraulice
După modul de transformare al energiei hidraulice în energie mecanic ă, turbinele se clasifică în: - turbine cu ac iune: la care transformarea energiei hidraulice în energie mecanic ă se face prin aciune directă (lovire) asupra palelor rotorului turbinei. Transformarea energiei poten iale în energie cinetică are loc practic numai în statorul turbinei. Energia cinetic ă la ieşirea din rotorul turbinei (energia rezidual ă) este mică nepunându-se problema recuper ării ei. Din această categorie fac parte turbinele Pelton, Turgot, Banki. - turbinele cu reac iune: la care transformarea energiei hidraulice în energie mecanic ă se face prin destinderea apei în rotorul turbinei. Transformarea energiei poten iale în energie cinetică are loc în statorul turbinei (aparat director) şi mai ales în rotorul ei, unde distan a dintre palele rotorului formeaz ă ajutaje convergente ceea ce conduce la cre şterea vitezei relative. Energia cinetică la ieşirea din rotor (energia rezidual ă) este semnificativă, fapt pentru care se pune problema recuper ării ei. Acest lucru se realizeaz ă în aspirator. Din aceast ă categorie fac parte turbinele Francis, Deriaz, Kviatcovski. - turbinele elicoidale: la care transformarea energiei hidraulice în energie mecanic ă se face prin efectul de portan ă al palelor rotorului. Transformarea energiei poten iale în energie cinetică se face în statorul turbinei (aparat director), iar rotorul prelucreaz ă această energie pe baza diferenei de viteză a apei între extradosul şi intradosul palelor rotorului. Ca şi la turbinele cu reac iune, energia cinetic ă la ieşirea din rotor (energia rezidual ă) este semnificativă, fapt pentru care se pune problema recuper ării ei în aspirator. Din aceast ă categorie fac parte turbinele Kaplan şi bulb.
Energia şi puterea hidraulică Energia hidraulic ă, se poate defini ca fiind: E b = γ ⋅ V ⋅ ( z + p / γ + v 2 / 2 g ) = γ ⋅ V ⋅ H b [N⋅m ] (4.29) unde: E b - energia brut ă [N⋅m] V - volumul de lichid circulat [m 3] H b - căderea brută [m] γ - greutatea specific ă 1 000 [kg/m 3] z - altitudinea [m] p - presiunea [N/m2] v - viteza lichidului [m/s] În cazul în care se au în vedere pierderile de sarcin ă pe întregul parcurs al apei prin construciile hidrotehnice, se poate defini energia net ă ca fiind: (4.30) E = γ ⋅ V ⋅ ( z + p / γ + v 2 / 2 g − hr ) = γ ⋅ V ⋅ H [N⋅m ] unde: hr - pierderile de sarcină [m] H - căderea la turbin ă [m] Puterea se define şte ca variaia energiei în timp: (4.31) Ph = dE / dt = d (γ ⋅ VH ) / dt = (dV / dt ) ⋅ γ ⋅ H iar, debitul Q se define şte ca variaia în timp a volumului:
Q=
dV dt
(4.32)
de unde rezult ă relaia puterii ca fiind: (4.33) Similar cu energia, se poate defini puterea şi în func ie de căderea brută: (4.34) Ph = γ ⋅ H ⋅ Q = γ ⋅ H b ⋅ Q ⋅ η h [N⋅m/s] Ph = γ ⋅ H ⋅ Q
unde: ηh = 1 −
hr este definit ca randament hidraulic al construciilor hidrotehnice H
Transformând în [kW] şi inând seama că greutatea specifică a apei este 1000 kg/m 3, relaia puterii devine: Ph = 9,81⋅ηt ⋅ Q ⋅ H [kW] (4.35) În cazul agregatelor hidroenergetice, c ăderea netă a turbinei: H = Hb –hr = Hb ⋅ ηh (4.36) depinde de debitul instalat ( Q) sau de puterea la arborele turbinei ( P), respectiv la bornele generatorului (Pe). Pornind de la această consideraie, puterea la arborele turbinei va fi: P = 9,81 ⋅ ηt ⋅ Q ⋅ H [kW] (4.37) iar cea la bornele generatorului electric va fi: (4.38) Pe = 9,81 ⋅ ηt ⋅ ηe ⋅ Q ⋅ H [kW] unde:P - puterea la arborele turbinei [kW] Pe - puterea la bornele generatorului [kW] Q - debitul [m3 /s] H - căderea netă [m] ηt - randamentul turbinei ηe - randamentul generatorului Randamentul turbinei se defineşte ca: (4.39) η t = f (Q, H ) = η ht ηV η m η ht = 1 −
Σhrt
(4.40)
H ∆Q ηV = 1 − Q ∆P ηm = 1 − P
(4.41) (4.42)
unde: ηkt - randamentul hidraulic al turbinei ηV - randamentul volumic al turbinei ηm - randamentul mecanic al turbinei hrt - pierderile de sarcin ă în turbină ∆Q - pierderile de debit în turbin ă ∆P - pierderile de putere în turbin ă În aceste condi ii, energia electrică produs ă anual de o central ă hidroelectrică va fi: 8760
E = ∫ P dt = 85936 ⋅ Qm ⋅ H m ⋅ η tm ⋅ η em ⋅ ε 0
[kWh/an]
(4.43)
unde: Qm - debitul mediu pe an [m 3 /s] H m - căderea medie pe an [m] ηtm - randamentul mediu pe an al turbinei ηem - randamentul mediu pe an al generatorului ε - factor de utilizare Factorul de utilizare ( ε) este subunitar şi el se datorează neutilizării integrale a debitului datorita pierderilor prin deversare, prin stavile, vane etc. Se apreciaz ă că ε are 2
următoarele valori: ε = 0,95 pentru amenaj ările cu lacuri de acumulare mari ε = 0,90 pentru amenaj ările cu lacuri de acumulare mici ε = 0,80 pentru amenaj ările pe firul apei
Turaia specifică Turaia specifică n, se defineşte ca turaia în care o turbină ar lucra cu randamentul maxim la deschiderea complet ă a aparatului director, la o c ădere de l m, având dimensiunile astfel modificate încât s ă dezvolte o putere de 1CP (=0,736 kW). Turaia specifică, cunoscută şi sub numele de rapiditate, se măsoară în [rot/min] şi este definită de relaia: ns = n
P1 / 2 H 5 / 4
[rot/min]
(4.44)
unde:n - turaia turbinei [rot/min] P - puterea turbinei [CP] H - căderea netă [m] Cu cât turaia specifică a turbinei este mai mare, cu atât diametrul rotorului turbinei este mai mic, ele fiind într-o rela ie de inverspropor ionalitate. Turaia specifică este unul din criteriile de bază în alegerea turbinelor care echipeaz ă o amenajare hidroenergetic ă.
Randamentul turbinelor hidraulice
Curbele teoretice de randament ale principalelor tipuri de turbine hidraulice, sunt prezentate în fig. 4.35.
Fig. 4.35. Randamentele la diverse sarcini 1-Kaplan; 2-Pelton; 3-Francis; 4-elicoidale Experiena a arătat că fiecare tip de turbin ă are un randament optim într-un domeniu mai strâns decât cel teoretic. De exemplu turbinele cu egal ă presiune pot avea randamente maxime la căderi foarte mari, inferioare randamentelor la c ăderi mai mici. De asemenea valorile foarte mari ale tura iei specifice ns care se pot realiza la turbinele Kaplan, depind în mare măsură de recuperarea energiei în aspirator, ceea ce se poate ob ine numai cu unele sacrificii ale randamentului. O asemenea decizie de sacrificare a randamentului este oportun ă când în condi ii de debite mari, puterea maxim ă produs ă la căderi mici este de mare importană. De asemenea, având în vedere marea capacitate de supraînc ărcare a turbinelor Kaplan, o mică scădere a randamentului nu mai are importan ă dacă se obine puterea dorit ă.
Tipuri de turbine Principalele tipuri de turbine, Pelton, Francis, Kaplan şi bulb sunt prezentate grafic mai jos: 3
-Turbina Pelton transformă întreaga cădere netă H în energie cinetică (v2 /2g), astfel încât la intrarea şi la ieşirea din rotor, presiunea apei este aceea şi şi egală cu presiunea atmosferic ă. Turbinele Pelton se construiesc în mai multe variante: - cu ax orizontal, cu unul sau dou ă rotoare şi cu 1 sau 2 injectoare pe rotor - cu ax vertical, cu un singur rotor şi cu 2 pân ă la 6 injectoare
Fig. 4.36. Turbina Pelton a,b – orizontală; c - verticală În fig. 4.36.a. este prezentat ă turbina Pelton monoinjectoare a c ărei principale elemente componente sunt: 1 - rotorul cu z cupe pe disc 2 - arborele turbinei 3 - acul injectorului 4 - servomotorul de ac ionare a acului injectorului 5 - ajutajul injectorului 6 - vana de admisie a apei 7 - deflectorul care func ionează ca regulator de presiune pentru limitarea loviturii de berbec 8 - ghidaje de deviere a apei spre canalul de fug ă 9 - ghidaje de deviere a apei spre canalul de fug ă 10 - batiu; 11 - grătar rar; 12 - canal de fug ă. În fig. 4.36.b. este prezentat ă turbina Pelton biinjectoare, care are acelea şi componente ca şi turbina Pelton monoinjectoare, dar cu observa ia că cele două injectoare sunt acionate sincron. În fig. 4.36.c. este prezentat ă turbina Pelton cu ax vertical, care are principalele componente: 1 - rotorul cu z cupe pe disc; 2 - arborele turbinei; 3 - acul injectorului; 4 servomotorul de ac ionare a acului injectorului; 5-ajutajul injectorului; 6-vana de admisie a apei; 7-deflectorul care func ionează ca regulator de presiune pentru limitarea loviturii de berbec; 8 - carcasa batiu; 9-lag ă rul radial; 10 - carcasa cu pompe de ulei şi anexe. - Turbina Francis sunt turbine care prelucreaz ă preponderent diferen a de presiune a apei între intrarea şi ieşirea din rotor. Func ie de rapiditatea ns ele pot fi lente (n s <150), normale (n s = 151 - 250 ) şi rapide (ns>250). În fig. 4.37.a. sunt prezentate principalele elemente componente ale turbinelor Francis: 4
1-rotorul turbinei 9-capacul amonte; 2-arborele turbinei 10 -capacul aval; 3-aparatul director 11 -flan şa aspiratorului; 4-fusele palelor aparatului director 12-lag ărul radial 5,6,7-sistemul de reglaj al pozi iei palelor aparatului director 8-carcasa spirală În fig. 4.37.b. este prezentat ă turbina Francis cu ax vertical cu principalele gabarite (a-diametre din conducta-melc de admisie ap ă, Di-din zona rotor şi con aspirator). În fig. 4.37.e. se prezint ă o seciune printr-o central ă hidroelectrică echipată cu turbină Francis: 1 - turbina; 2 - aspiratorul; 3 - vana de admisie a apei în turbin ă; 4 - cupla între arborele turbinei şi arborele generatorului; 5-generatorul electric; 6-camera de expansiune; 7batardoul aval; 8-canalul de fug ă.
Fig. 4.37. Turbine Francis a,b,e – simple, c - dubl ă, d - gemene - Turbina Kaplan sunt turbine elicoidale, asem ănătoare cu turbinele Francis în ceea ce priveşte carcasa spirală, aparatul director şi aspiratorul, însă au rotorul fundamental deosebit. La aceste turbine se regleaz ă sincronizat atât poziia palelor aparatului director cât şi poziia palelor rotorului, rezultând o curb ă de randament mult aplatizat ă, fapt ce conferă acestui tip de turbină caracteristici bune de func ionare la sarcini par iale. În fig. 4.38.b. se prezint ă o seciune printr-o central ă în care se disting turbina Kaplan (1) , camera spirală (2), vana de admisie (3), batardoul amonte (4), aspiratorul (5), batardoul aval (6) şi canalul de fugă (7).
Fig. 4.38. Turbina Kaplan a - elemente componente, b - sec iune printro CHE 5
În fig. 4.38.a. se prezint ă principalele componente ale turbinei Kaplan: 1 - butucul turbinei; 2 - palele rotorice; 3 - ancorajul în butuc al palelor; 4, 5, 6 - sistemul de reglaj al poziiei palelor rotorice; 7 – arborele turbinei (g ăurit); 8-arborele de reglaj al palelor rotorice; 9 – pistonul servomotorului de reglaj al palelor rotorice; 10-cilindrul servomotorului de reglaj al palelor rotorice; 11-arborele generatorului - Turbina bulb s-a născut din constatarea c ă la căderi mici, sub 10 m turbinele Kaplan nu mai sunt economice, fiind restrânse la puteri mici şi mijlocii datorită pierderilor mari de sarcină în rotor. Inova ia a constat în instalarea turbinei într-un tub orizontal sau pu in înclinat, asemănător unui tub Venturi. Prin aceasta s-a reu şit scăderea pierderilor de sarcină şi creşterea randamentului.
Fig. 4.39. Turbina bulb a - elemente componente, b - dispoziie generală
În fig. 4.39.b. se prezint ă dispoziia generală a turbinei bulb (1) cu confuzorul (2), vana de admisie a apei (3), difuzorul (4), batardoul aval (5) şi sala maşinilor (6). În fig. 4.39.a. se prezint ă principalele componente ale turbinei bulb: 1 - rotor tip Kaplan; 2- palele rotorice; 3 - arbore orizontal; 4,5 - lag ăre; 6 - generatorul electric; 7 - excitatoarea; 8 - carcasa bulb; 9 - carcasa exterioar ă; 10,11 - aparatul director diagonal cu sistemul de reglaj; 12 - palele statorice fixe; 13 - pu de vizitare; 14 - sistem de ventilaie.
Criterii de alegere a turbinelor Turbinele care echipează o centrală hidroelectrică, sunt în general proiectate astfel ă încât s funcioneze la randament maxim la c ăderea nominală, care este căderea netă medie anuală. În tabelul 4.17. sunt indicate limitele de c ădere şi putere la care sunt utilizate principalele tipuri de turbine. Din tabelul de mai jos se observ ă că există practic întrepătrunderi ale domeniilor de funcionare între turbinele Kaplan şi Francis şi între Francis şi Pelton. În domeniul de suprapunere al turbinelor Kaplan şi Francis, în general se adopt ă soluia folosirii turbinelor Kaplan până la limita lor maximă de cădere, şi aceasta datorită faptului că la o tura ie specifică mare, turbinele Francis au randamente sc ăzute la sarcini par iale. Tabelul 4.17. Limite de putere şi cădere pentru turbine Căderea Tip Dispoziie Putere Observaii netă, [m] turbină < 60 Kaplan vertical ă toate s-au construit până la15OMW 25 – 180 Francis verticală mare s-au construit Francis orizontală medie până la 270 MW cu randament redus 180 – 450 Francis verticală toate Obişnuită Francis orizontală medie rar utilizată Pelton orizontală mică randament redus 6
> 250
Pelton Pelton
orizontală verticală
toate mare
Până la H=l 750 m rar folosită
În domeniul de suprapunere al turbinelor Francis şi Pelton, la ora actual ă există două tendine: europeană şi americană. Tendina europeană înclină spre folosirea turbinelor Francis până la căderi de 450 - 500 m, şi are la bază randamentul superior cu 1 - 2% al turbinelor Francis în acest domeniu de c ăderi; folosirea acestui tip de turbine la c ăderi atât de mari creează probleme de natur ă mecanică. Tendina americană înclină spre folosirea turbinelor Pelton pentru orice c ăderi mai mari de 300 m, având în vedere elasticitatea lor în exploatare, dar cu suportarea unor costuri suplimentare rezultate din costul turbinei şi al generatorului (datorit ă turaiilor mai reduse la căderi mici a turbinelor Pelton cresc diametrul turbinei şi al generatorului). Trecând în revist ă ofertele firmelor cu tradi ie în domeniul ma şinilor hidraulice, se pot da diagrame sintetice privind domeniul de utilizare curent ă al diverselor tipuri de rotoare în planul [H(m), Q(mc/s)], fig. 4.40., [15]. Pentru aplicaia delicată a folosirii aceluia şi rotor indiferent de regimul utilizat de turbinare sau pompare în cazul unei CHEAP, pe lângă condiiile favorabile de traseu hidraulic şi reea electroenergetică de racord, sunt necesare rotoare reversibile speciale, ca cele din fig. 4.41., [16, p.18].
Fig. 4.40. Domeniul curent de utilizare al diverselor tipuri de turbine.
Fig 4.41. Domeniul rotoarelor turbine — pompe pentru CHE AP
7
5. SCHEME ELECTRICE DE COMUTA IE ALE CENTRALELOR Şl STAIILOR ELECTRICE 5.1.1. DEFINIIE, CLASIFICARE. Staiile electrice pot fi privite drept noduri electrice în care se injecteaz ă sau se consumă energie printr-o serie de deriva ii electrice, de circuite. Staia electrică este formată dintr-un ansamblu de circuite dispuse ordonat într-un spaiu determinat, iar nodul electric apare extins în spa iu sub forma barelor colectoare. Instalaiile electrice dintr-o sta ie sunt denumite şi instalaii de comuta ie deoarece prezintă posibilităi de conectare sau deconectare a diferitelor circuite de deriva ie aferente. a. După modul de participare la tranzitul de energie, instala iile electrice se împart în: a.1. Instalaiile principale sau primare, care participă direct la tranzitul de energie, proiectate pentru valori ridicate de tensiune şi curent: generatoare, transformatoare, aparate de comutaie. a.2. Instalaii secundare care de şi nu iau parte direct la tranzitul şi distribuia energiei sunt de mare ajutor în dialogul direct între operatorul uman şi elementele de circuit primar. Servesc pentru măsură, comandă, semnalizare, protec ie, automatizare şi comportă scheme mai complicate fa ă de instalaiile primare. Sunt instala ii de joasă tensiune şi se alimentează în general de la surse speciale (U alim.≤ 220 V). b. După modul de reprezentare prin scheme, instala iile electrice de comuta ie pot avea: b.1. Scheme monofilare principale în care se indic ă numai aparatele mai importante, cu legătura dintre ele şi generatoare, transformatoare etc. b.2. Scheme monofilare complete (propriu-zise) specific ă în plus toate aparatele de comutaie, de măsură, de automatizare şi tipul acestor aparate. b.3. Schemele trifilare sunt necesare când exist ă diferene de aparataj între cele trei faze (de exemplu în trac iunea electrică feroviară: 25 kV). Se folosesc mai rar, de obicei instalaiile electrice trifazate reproduc acela şi sortiment de aparate pe fiecare faz ă. Micile diferene care apar de la o faz ă la alta se specifică pe schema monofilar ă acolo unde este nevoie. c. După numărul barelor colectoare (0, 1, 2, 3), schemele se împart în dou ă categorii şi anume: scheme f ără bare colectoare şi scheme cu bare colectoare, acestea din urm ă se subdivid în scheme cu 1, 2, 3 bare colectoare cu sau f ără posibilităi de ocolire a întreruptoarelor circuitelor aferente etc.
5.1.2. CRITERIILE DE SELECTARE Criteriile avute în vedere la alegerea unei scheme de comuta ie electrică, sunt de natură tehnico-economică. în acest sens se ine seama de: a. Condi iile concrete de func ionare ale sistemului electroenergetic în punctul respectiv, se referă la tensiunile necesare, circulaiile de cureni în diverse regimuri, puterile şi curenii de scurtcircuit, necesităile de secionare pentru izolarea anumitor consumatori, condiiile legate de comportarea în timpul avariilor, posibilit ăile de extindere (elasticitate în timp), prevederea de instala ii de reglaj etc. b. Caracteristicile consumatorilor alimenta i, referitoare la siguran a în funcionare a acestor consumatori. Astfel, consumatorii se pot clasifica în trei categorii. Consumatorii de categoria I-a sunt cei mai preten ioşi; aici o întrerupere în alimentarea cu energie electric ă poate duce la pierderi de vie i omeneşti şi importante pagube materiale ca de exemplu în industria minieră, chimică, spitale etc. Întreruperea aliment ării consumatorilor de categoria a8
II-a se soldează în general cu mari pagube materiale, de exemplu în cazul industriei textile etc. În fine, categoria a-III-a reune şte toi consumatorii mai pu in importani a căror oprire nu conduce la pagube însemnate, cum ar fi în cazul consumatorilor electrocasnici etc. În afară de sigurana în funcionare, în conceperea schemelor din punctul de vedere al consumatorilor alimenta i, se ine cont şi de posibilităile de realizare a mai multor c ăi de alimentare, de limitarea efectelor unei avarii prin transformarea facil ă a schemei şi izolarea zonelor avariate şi înlocuirea în scurt timp a aparatajului avariat, de necesitatea atenu ării şocurilor de putere asupra altor consumatori ori centrale electrice apropiate etc. c. Caracteristicile aparatului folosit afecteaz ă sensibil structura schemei. Uneori asemenea modificări ale schemei se fac dup ă darea în func ionare a staiei, ca urmare a experienei de exploatare. d. Condiiile de exploatare. Acestea se refer ă la forma terenului, faptul c ă acesta este limitat sau în pant ă, poate influen a considerabil alegerea schemei. În plus se ine cont şi de prezena factorilor poluan i în zonă, de faptul c ă schema trebuie să permită în condiiile concrete de exploatare o izolare rapid ă a elementelor deteriorate. e. Criteriul economicităii este cel care în final va decide între mai multe variante de scheme electrice judicios selectate pe baza factorilor de mai sus. Este introdus prin intermediul unui indicator tip de eficien ă economică , de exemplu prin indicatorul Z al cheltuielilor anuale minime de calcul, care reflect ă sintetic cantitatea de muncă socială cheltuită în cazul schemei alese, astfel: Z = (C + D) + pn · I în care: C – sunt cheltuielile anuale datorate reviziilor, repara iilor, salariilor, consumului propriu tehnologic, pierderilor de energie în transformare, impozite, asigur ări etc.; D - reprezintă costul energiei nelivrate anual datorit ă întreruperilor planificate sau accidentale (daune de continuitate) la care se adaug ă penalizările pentru abaterile de la valorile nominale a parametrilor de calitate a energiei electrice, în special frecven ă şi tensiune (daunele de calitate); I - investiia efectuată; pn - termenul normat de recuperare a investi iei, de regul ă pentru energetic ă, este de minimum 10 %. Soluia optimă din cele luate în discu ie este aceea pentru care Z = minim. Analizând expresia de mai sus a lui Z se vede că termenul (C + D) reflectă preul de cost al energiei, iar pn · I beneficiul minim care se a şteaptă de la investiia I f ăcută în cazul variantei de schem ă luată în discuie. Natural, o schemă este bine să fie ieftină ( I redus) dar fiind prea simpl ă va conduce la daune de continuitate exagerate. Solu ia optimă reprezintă deci compromisul optim între volumul investi iilor, cheltuielilor anuale, daunele medii probabile; deci, indicatorul Z = minim reflectă şi principalele dezavantaje tehnice fiind un indicator global, sintetic.
5.1.3. APARATAJUL DE COMUTAIE FOLOSIT În categoria aparatelor de comuta ie intră în principal întreruptorul, siguran a fuzibilă, separatorul de sarcină, separatorul obi şnuit. Un circuit electric sub tensiune şi curent nu poate fi întrerupt decât de unul din primele trei aparate. Întreruptorul este aparatul specializat pentru stabilirea sau întreruperea circuitului sub sarcin ă în regim normal sau în regim de scurtcircuit, este aparatul care ofer ă elasticitatea maximă în manevrarea unui circuit. Este echipat cu camere de stingere a circuitului electric. Siguran a fuzibilă poate realiza deconectarea automat ă a circuitului extrem de rapid, ceea ce poate conduce la supratensiuni periculoase. Din acest motiv folosirea siguranei de înaltă tensiune este limitat ă la maximum 35 kV. Reluarea func ionării necesită 9
înlocuirea siguranei de către personalul de exploatare deci este mai pu in elastică în comparaie cu întreruptorul în manevrarea unui circuit electric. Deoarece întreruptoarele sunt aparate relativ costisitoare s-a încercat înlocuirea lor în anumite situaii, cum ar fi cazul sta iilor de distribu ie de 6 - 20 kV, cu separatoare de sarcin ă. Acestea pot deconecta curen ii nominali ai circuitelor respective şi se pot chiar conecta pe scurtcircuit. Nu pot îns ă deconecta curenii de scurtcircuit. Uneori se combin ă un separator de sarcină cu o siguran ă fuzibilă spre a forma o unitate constructiv ă. În fine, separatorul obi şnuit se poate manevra, în general, numai sub tensiune nu şi sub curent. De obicei un circuit con ine înseriate un întreruptor şi unul sau mai multe separatoare. Rezultă că la conectare primul care se manevreaz ă este întreruptorul, iar la conectare acesta va fi ultimul care se manevreaz ă. Prevederea aparatajului de comuta ie pe circuitele electrice de înaltă tensiune ale staiei trebuie judicios argumentat ă pentru fiecare aparat în parte. Aceasta deoarece cu un num ăr insuficient de aparate exploatarea normal ă nu este posibilă. Contrar, un num ăr exagerat de aparate pe lângă faptul că spore şte investiia suplimentară, este de natur ă să diminueze sigurana schemei deoarece fiecare aparat în plus reprezint ă o sursă probabil ă de defect.
5.1.4. SCHEMA CU BARE COLECTOARE SIMPLE Se observă că bara colectoare apare ca un nod electric dilatat dispus ă transversal pe direcia circuitelor aferente de linie, transformator etc., permite exploatarea normal ă a staiei. Denumirea este legat ă de faptul că aici se colectează energia de la circuitele de injec ie (bunăoară transformatoarele T1 şi T2) redistribuindu-se apoi de exemplu pe linii, ca în fig. 5.1.
Fig. 5.1. Schema unei sta ii cu bare colectoare simple Separatoarele au rolul de a izola întreruptorul dup ă ce acesta a fost deschis, în vederea reviziilor, reparaiilor. Separatoarele de legare la p ământ se închid atunci când linia urmeaz ă să fie scoasă în revizie, repara ie. Deoarece normele de tehnica securit ăii şi proteciei personalului prevăd scurtcircuitarea căilor de acces ale tensiunii în punctul de lucru, la tensiuni foarte înalte se prefer ă folosirea cuitelor de legare la pământ ale separatoarelor în loc de scurtcircuitoarele mobile ancombrate. În acest fel întreruptorul poate apare încadrat de doua cuite de lagăre la pământ ca în cazul circuitului liniei L2 De obicei, prin deschiderea lui I T, transformatorul nu r ămâne sub tensiune ci se deconectează şi din partea opus ă staiei în discuie. În acest fel, nu mai este necesar ă prevederea unui separator între I T şi transformator. Idem pentru circuitul de generator, care 10
odată deconectat prin întreruptor este oprit şi deci bara colectoare reprezint ă singurul punct de unde întreruptorul ar putea primi tensiune. În cazul liniilor electrice situa ia este întrucâtva diferit ă deoarece se poate primi tensiune de la cap ătul opus sau chiar dup ă ce s-a deconectat de la cap ătul opus, linia poate rămâne încărcată capacitiv ori poate fi lovit ă de trăsnet - este necesară prevederea separatorului de linie S 1. Succesiunea manevrelor în timp la conectarea şi deconectarea unui circuit de linie, de exemplu se poate indica ca ajutorul unor diagrame de forma urm ătoare: D S1p Sb Sl I I (conectare) Înainte de începerea manevrelor se anun ă telefonic şi staia de la capăt al liniei unde este foarte probabil ca de asemenea un separator de legare la p ământ să fie închis, dacă linia a fost în revizie. Sl Sb D I I S1p (deconectare) Dacă linia urmează să fie scoasă în revizie/reparaie, atunci se face cunoscută telefonic această intervenie, personalului sta iei de la celălalt capăt al liniei unde de asemenea se vor face aceleaşi manevre. Numai dup ă confirmarea telefonic ă primită din staia vecină se va putea în sfâr şit închide separatorul S 1p, altminteri riscăm un veritabil scurtcircuit. Ordinea de manevrare S 1/ Sb nu este întâmpl ătoare. În eventualitatea pu in probabilă, dar posibilă, ca întreruptorul s ă nu fi acionat efectiv de şi se indică efectuarea manevrei de către dispozitivele de semnalizare, se prefer ă distrugerea separatorului S 1, şi nu a lui S b. Deteriorarea lui Sb ar putea scoate din func iune staia un timp mai îndelungat, toate circuitele racordate la bar ă, f ără excepie, rămânând nealimentate. În schimb deteriorarea lui S1 scoate din funciune cel mai probabil doar circuitul care-l echipeaz ă. La joasă tensiune (U ≤ 1 kV) schema este folosit ă pe scară largă. Consumatorii mai puin importani sunt racorda i direct prin siguran e. Consumatorii mai importan i care necesită un grad sporit de elasticitate în manevrare sunt racorda i prin întreruptoare automate IA (întreruptoare de gabarit redus care încorporeaz ă de regul ă dispozitivul de ac ionare şi protecia aferentă), arareori justificându-se şi un separator de bar ă Sb, fig. 5.2. Avantajele schemei: Schema cu un sistem de bare colectoare se remarc ă printr-un volum minim de investi ii şi de spaiu ocupat în raport cu alte scheme la un num ăr echivalent de circuite.
Fig.5.2. Schema unei sta ii de joasă tensiune cu bare colectoare simple Numărul redus de aparate de comuta ie (mai pu ine surse probabile de defect) la care se adaugă claritatea deosebită a schemei şi faptul c ă separatoarele se manevrează întotdeauna
11
f ără sarcină a f ăcut ca num ărul greşelilor de manevr ă în exploatarea acestei scheme s ă fie minime. De asemenea schema protec iei prin relee este substan ial simplificată. Toate aceste avantaje au f ăcut uneori ca schema cu o bar ă colectoare să fie preferată altor scheme mai complicate. [1].
Dezavantaje: 1. Simplitatea remarcabil ă a schemei atrage după sine şi anumite consecin e nedorite. Astfel, cu ocazia reviziei sau avariei unicei bare colectoare sau a oric ăruia dintre separatoarele de bare, întreaga sta ie este scoasă din funciune. Reluarea func ionării are loc numai dup ă terminarea reviziei sau defectului sus men ionat. 2. Pe timpul reviziei oric ărui întreruptor, circuitul respectiv nu mai poate participa la tranzitul de energie. În consecină schema se remarcă printr-un grad de elasticitate redus servind în general pentru alimentarea consumatorilor de categoria a-III-a de la o singur ă sursă de putere modestă. Un caz de excepie îl constituie alimentarea serviciilor interne ale C.T.E. dar acolo există o bară colectoare de lucru şi una de rezervă, în general. Pentru înlăturarea celor dou ă dezavantaje sunt prezentate în continuare anumite îmbunătăiri care se pot aduce schemei cu un singur sistem de bare colectoare. Sec ionarea barelor colectoare Se foloseşte pentru a compensa primul dezavantaj al schemei men ionate mai sus. Secionarea longitudinală a barei colectoare în dou ă secii de bare colectoare (SBC 1.2), se face cu unul, cu. dou ă separatoare sau cu o cupl ă longitudinală în funcie de gradul de elasticitate dorit, fig. 5.3.a,b,c. Revizia seciilor de bare se face pe rând prin deconectarea prealabil ă a circuitelor aferente seciei respective şi a separatorului Sc1; doar revizia separatorului S c1 implică scoaterea din func iune a întregii bare colectoare, fig. 5.3.a. Acest ultim dezavantaj se poate remedia prin înserierea a dou ă separatoare de cupl ă longitudinală ca în fig. 5.3.b, când revizia unei secii de bare se extinde şi la separatorul de cupl ă alăturat, celălalt separator de cupl ă fiind deschis. Secionarea longitudinal ă cu separatoare realizează totuşi un grad de elasticitate modest , caracterizat prin aceea c ă orice defect pe una din sec iile de bare conduce la declanşarea întregii sta ii, funcionarea seciei neavariate fiind reluat ă după izolarea seciei defecte prin deschiderea cuplei.
Fig. 5.3 Sec ionarea longitudinal ă
Prezena întreruptorului de cupl ă longitudinală oferă elasticitate sporită. În regimul de func ionare cu cupl ă închisă, varianta (1) 12
în fig. 5.3.c, este evident avantajul că în cazul unui defect pe una din sec ii cealaltă secie de bare î şi continuă neîntreruptă funcionarea prin declan şarea întreruptorului cuplei. În regimul de func ionare cu cupla normal deschis ă pentru limitarea curen ilor de scurtcircuit, varianta (2), sta ia este în general alimentat ă de la două surse diferite, fie acestea transformatoarele T1, şi T2, iar acionarea întreruptorului cuplei este supravegheat ă de automatizarea AAR (anclanşarea automată a rezervei), astfel: cu ocazia defect ării unui transformator, întreruptorul s ău deconectează şi după o scurtă pauză de timp în care secia de bare aferentă rămâne nealimentată, anclanşează întreruptorul cuplei longitudinale, sec ia întreruptă reluându-şi funcionarea de la transformatorul r ămas care preia toată sarcina staiei. Transformatoarele se aleg astfel încât s ă admită suprasarcini (de circa 30%). Anterior, cupla era în rezervă caldă având separatoarele închise. Uneori din motive de limitare a plafonului curen ilor de scurtcircuit pe bar ă, cupla include şi un reactor (varianta 3, fig. 5.3.c). În fine, în cazuri rare când se dore şte o elasticitate şi o siguran ă sporită a circuitului de cuplă, se înseriază două întreruptoare, (varianta 4, fig. 5.3.c). [1] Această schemă electrică de conexiuni a c ăpătat o largă răspândire mai ales la 6 - 20 kV. Bara executat ă de obicei din eavă de aluminiu contribuie şi mai mult la reducerea cheltuielilor de între inere ale sta iei electrice.
Schema cu o bară colectoare şi o bară de ocolire (1 BC + BOc) Introducerea barei de ocolire şi a circuitului de cupl ă de ocolire se face pentru înlăturarea celui de al doilea dezavantaj al schemelor de comuta ie cu bare colectoare simple (vezi subcapitolul 5.4.) În fig. 5.4.a. se prezint ă o schemă de conexiune a unei sta iei din laborator. Se oferă posibilitatea scoaterii în revizie-repara ie a oricărui întreruptor din instala ie f ătă sacrificarea continuităii în alimentare, prin inserarea cuplei de ocolire. Astfel pentru linia L3 de exemplu, se creeaz ă o a doua cale de alimentare “ocolit ă”, desenată punctat în fig. 5.4., prin închiderea cuplei şi a separatorului de ocolire aferent liniei, S OC L3. Întreruptorul I L3 urmează să fie scos în revizie-repara ie, locul lui fiind luat acum de I co.
Fig.5.4.a. Schema principal ă a unei sta ii cu ISBC+ BOc Diagrama de manevrare pentru acest exemplu este:
I
SC OC
SCb
ICO
SOC L3
ICO 13
D
ICO
IL3
SbL3
Testarea pasageră cu Ico a barei de ocolire în cazul în care L 3 este deja în func iune pare o manevră complicată inutil. Ea este însă necesară în cazul în care pornind de la starea operativ iniială în care linia L 3 era deconectată prin IL3 deschis, închiderea separatorului SOCL3 ar avea loc în sarcin ă dacă ICO nu ar fi deschis (calea normal ă prin IL3 fiind întrerupt ă). Deoarece schemele de circuite secundare trebuie s ă permită numai manevre în sigurană pentru orice configura ie a schemei primare, s-a ales solu ia de mai sus. Se dau în fig. 5.4.b., schemele principale de circuite secundare de blocaj ale separatoarelor din sta ia luată ca exemplu. Barete de cc 220V Sigurane de cc Separator bară-linie Separator ocolire-linie Separator ocolire-generator Separator de legătură la pământ Separator de cupl ă Fig.5.4.b. Schema de circuite secundare de blocaj a unei sta ii Ocolirea tuturor circuitelor nu este necesar ă. De regul ă se ocolesc întreruptoarele de pe linii în timp ce ocolirea circuitelor de generator nu este o regul ă obligatorie. Aceasta şi pentru motivul c ă circuitul cuplei de ocolire urmeaz ă a se înseria cu oricare din circuitul staiei pentru care a fost prev ăzută posibilitatea ocolirii şi deci circuitul de cupl ă trebuie să fie calibrat la nivelul celui mai înc ărcat dintre aceste circuite.
5.1.5. SCHEMA CU BARE COLECTOARE DUBLE Este schema care a c ăpătat o largă răspândire în instala iile de comuta ie electromagnetice de unde se alimenteaz ă consumatorii cei mai importan i. În compara ie cu schema cu sistem simplu de bare, schema cu dublu sistem de bare colectoare ofer ă un grad de elasticitate sporită plus posibilitatea racordării circuitelor aferente la oricare din cele dou ă noduri electrice (bare colectoare). Cel mai des întâlnite sunt schemele cu bare duble şi un întreruptor pe circuit, dar s-au construit şi staii cu dublu sistem de bare la care unui circuit racordat îi revine mai mult de un întreruptor [2-6].
Schema electrică cu dublu sistem de bare colectoare şi un întreruptor pe circuit Fiecare circuit se racordeaz ă la sistemul dublu de bare colectoare prin intermediul întreruptorului şi a două separatoare de bare fig. 5.5. Există două versiuni primare ale schemei cu bare duble, func ie de amplasarea pe teren. În prima versiune, fig. 5.5., sta ia realizată ocupă prost terenul care prin extinderea staiei î şi măreşte repede dimensiunea paralel ă cu BC. În varianta din fig. 5.6., terenul este bine ocupat, cu condi ia să existe plecări în ambele direcii. Staia este mai compactă. 14
Schema oferă două posibilităi de funcionare în regim normal. 1. Toate circuitele se racordeaz ă la un singur sistem de bare (sistem de bare de lucru) al doilea sistem fiind liber - în rezervă caldă meninut sub tensiune prin intermediul circuitului cu cupl ă transversală CT. Funcionarea în acest regim prezint ă avantajul că în cazul apari iei unui scurtcircuit pe bara de lucru se întrerupe alimentarea tuturor circuitelor ca şi la schema cu un sistem de bare, dar spre deosebire de acesta, aici prin trecerea circuitelor pe sistemul de rezerv ă, această întrerupere este de scurtă durată. De asemenea dacă se iveşte necesitatea unei revizii-repara ii la bara de lucru, se trec toate circuitele pe bara de rezerv ă, se scoate de sub tensiune bara de lucru. Există spaiu suficient între cele dou ă sisteme de bare pentru ca echipa s ă poată lucra la sistemul de lucru cu cel ălalt sistem sub tensiune (în instala iile de tip interior se prevede chiar un perete de izolare între cele dou ă sisteme cu bare ,dup ă cum se poate observa şi în laborator .
Fig. 5.5. Schem ă cu bare colectoare duble - amplasament extins
Fig. 5.6. Schem ă cu bare colectoare duble - amplasament mai compact 2. Instalaia funcionează, de regulă, cu consumatorii şi sursele repartizate pe cele dou ă sisteme de bare colectoare cu cupla transversal ă închisă sau deschisă. Deoarece în sistemul energetic apar uneori dificult ăi în legătură cu reducerea nivelului curen ilor de scurtcircuit, punctele de dispecer selecteaz ă adesea regimuri de func ionare cu sursele de alimentare şi consumatori împării pe cele două bare colectoare, cupla transversal ă fiind deschisă. Prin comparaie cu schema unui sistem simplu de bare sec ionat longitudinal care prezintă o repartiie fixă pe secii a circuitelor aferente sta iei (aşa numita secionare "rigidă"), schema cu bare colectoare duble poate fi privit ă ca rezultat al sec ionării "elastice" al unui sistem simplu de bare prin cupla transversal ă în două secii de bare al ăturat în aşa fel încât se
15
oferă posibilitatea de a racorda circuitele la oricare din cele dou ă secii prin jocul de separatoare. Rezultă avantaje semnificative. Revizia barelor colectoare se face pe rând, circuitele barei în revizie fiind transferate barei în func iune. Cu ocazia avarierii unui sistem de bare, circuitele se trec pe sistemul rămas sub tensiune, funcionarea continuă fiind întrerupt ă pentru un scurt timp necesar manevrelor de transfer. Prin faptul c ă ambele bare sunt sub tensiune, există certitudinea unei func ionări corecte. În fine sursele pot alimenta orice consumatori, graie posibilităilor sporite de funcionare elastică. Circuitul cuplei transversale si rolurile sale Rolurile cuplei transversale pot fi prezentate sub form ă, condensată, astfel: a. Permite trecerea circuitelor de pe un sistem de bare colectoare pe altul f ără întreruperea circuitului respectiv. b. Serveşte pentru controlul integrit ăii sistemelor de bare colectoare dup ă revizia acestora. c. Se poate substitui oricărui întreruptor din instala ie care este defect sau urmeaz ă a fi scos în revizie. Circuitul cuplei transversale trebuie calibrat corespunz ător celei mai mari puteri care ar putea fi transferat ă de pe un sistem de bare colectoare pe cel ălalt [2] inând cont de regimurile de func ionare posibile cu cupla deschis ă. De asemenea, întreruptorul cuplei trebuie să aibă capacitatea de rupere la nivelul celui mai solicitat circuit, inând cont de funcionarea (c) de mai sus. Şi aici ca şi în cazul secionării rigide, un defect la întreruptorul de cuplă scoate din funciune ambele sisteme de bare colectoare, func ionarea reluând-se dup ă intervalul de timp necesar pentru efectuarea manevrelor respective cu separatoarele de bare. Iată deci că prezena cuplei poate induce şi pericolul scoaterii din func iune a ambelor bare colectoare, deci a întregii sta ii, ce-i drept cu o probabilitate redus ă deoarece realizarea fizic ă a acestui circuit de face cu mult ă atenie. a. Trecerea unui circuit de pe o bar ă pe alta se face conform diagramei de succesiune în timp exemplificată mai jos pentru cazul liniei L 1 racordată la bara colectoare BC1 , din fig. 5.6 Î S C1 SC2 IC Sb2 D Sb1 IC S C1 SC2
Se observă că manevra de schimbare a barei colectoare cu men inerea funcionării implică trei etape şi anume: 1. închiderea cuplei şi deci punerea în paralel a celor dou ă sisteme de bare cu controlul prealabil al sincronismului; 2.comutarea separatoarelor de bar ă şi revenirea la funcionarea cu cupl ă deschisă. Pentru a evita manevrarea separatoarelor sub curent numai pe timpul scurt al etapei a doua, se conectează protecia cuplei transversale; Experiena exploatării staiilor cu scheme de conexiuni mai dezvoltate a relevat oportunitatea introducerii unor blocaje în manevrarea gre şită a separatoarelor. Este evident c ă manevrarea separatorului de linie trebuie s ă ină cont de pozi ia întreruptorului. Manevrarea unui separator de bare îns ă, trebuie să ină seama în plus de starea cuplei şi de însuşi poziia celuilalt separator de bar ă şi de aceea manevra se apreciază a fi mai delicată, putând duce la grave erori, c ăci operaiile din secvena a doua nu sunt comutative, secvena a doua înaintea primeia (punerea în paralel a barelor prin separatoarele de bar ă, iniial) etc.
16
În acest sens toate separatoarele sunt prev ăzute cu blocaj de tip electromagnetic; pentru a aciona un separator mai întâi se procedeaz ă la deblocarea sa cu o cheie electromagnetică - de fapt un solenoid ce urmeaz ă să deblocheze separatorul dac ă condiiile logice pentru ac ionare sunt îndeplinite. În caz afirmativ se prime şte alimentarea la priza de deblocare. Tensiunea continu ă se aduce la cheia de deblocare cu ajutorul circuitelor secundare inând seama de o logic ă simplă a bloc-contactelor auxiliare aferente aparatelor din circuitul primar. Aceste bloc-contacte sunt de tip normal închis sau normal deschis, corelarea fiind f ăcută pentru poziia deschis a aparatului din circuitul primar. Cu alte cuvinte aceste contacte sunt efectiv realizate, a şa cum sunt reprezentate, pentru pozi ia deschis a aparatului cu care sunt corelate. Schema de blocaj electromagnetic se alimenteaz ă de la: două barete de c.c. (± 220 V) prin sigurane fuzibile, iar a treia baret ă de blocaj BB este necesar ă pentru a limita num ărul contactelor auxiliare aferente aparatelor primare ale cuplei. Schema este prezentat ă în fig. 5.7., iar o comentare mai am ănunită este dată în lucrarea [3]. În ultimul timp îns ă, staiile moderne dispun de personal cu calificare bun ă ceea ce justifică renunarea la schemele de blocaj.
Fig. 5.7. Schem ă de blocaje cu dou ă barete de c.c. b. Controlul integrit ăii barelor colectoare se face de regul ă la terminarea reviziei. Orice scurtcircuit pe aceast ă bară duce la deconectarea instantanee a întreruptorului cuplei acionat de protec ia sa prin relee care a fost expres reglat ă să func ioneze f ără reinere de timp, indicând c ă revizia trebuie reluată şi remediate eventualele defec iuni. În cazul în care cupla nu declan şează înseamnă că este asigurată integritatea barei colectoare şi se poate conta pe ea pentru manevre. c. Înlocuirea unui întreruptor defect sau care urmeaz ă a fi scos în revizie poate fi f ăcută cu ajutorul circuitului de cupl ă transversală prin două întreruperi în func ionare relativ de scurtă durată, în care caz celula în cauz ă se racordează doar ea singură la un sistem de bare. Fie schema simplă din fig. 5.8.
17
Fig.5.8. Substituirea întreruptorului unui circuit cu întreruptorul cuplei transversal ă Se presupune că s-a defectat întreruptorul I 1 al liniei L1, prin el trece sarcina liniei dar el nu mai poate realiza opera ia de întrerupere a circuitului. Pentru repararea şi înlocuirea sa cu întreruptorul cuplei pe perioada repara iei, se procedează astfel: Se degajează complet un sistem de bare colectoare, de exemplu S 1, trecând toate circuitele pe celălalt sistem de bare - de bare S 2, cu excepia circuitului în cauz ă. Cupla transversală rămânând, func iile întreruptorului defect au fost preluate de întreruptorul de cuplă. Se poate deschide circuitul sau se poate func iona aşa până ce dispecerul aprob ă scoaterea în repara ie a întreruptorului defect. Pentru scoaterea în repara ie, se deschide cupla şi se separă întreruptorul defect prin desfacerea legăturilor a, b. Se reia func ionare normal ă a staiei. Se observă dezavantajul celor dou ă întreruperi în func ionare necesare şuntării şi deşuntării întreruptorului defect la care se adaug ă şi faptul c ă între timp se func ionează cu o singură bară de lucru, cu un grad de fiabilitate modest. Dezavantajele schemei cu bare duble se refer ă în primul rând la faptul c ă este mai scumpă cu circa 20-40 % fa ă de schema echivalent ă cu bară colectoare simplă datorită circuitului de cupl ă, a numărului suplimentar de separatoare de bar ă, a celei de a doua bare colectoare, a spa iilor mai mari ocupate în plus [5,2]. Num ărul sporit de aparate de comuta ie pe lângă faptul că reprezintă o investiie suplimentară si totodată surse probabile de manevre greşite. Într-adevăr, manevrele sunt mai delicate aici, existând câte dou ă separatoare de bare care se pot manevra şi sub curent fapt ce reclam ă un personal de exploatare mai calificat. Scoaterea în revizie-repara ie a unui întreruptor implic ă două întreruperi în funcionarea continuă a circuitului respectiv. În timpul reviziei (repara iei) se funcionează ca şi cum s-ar dispune de o schem ă cu o singură bară colectoare, orice defect pe aceast ă bară de lucru în acest interval de timp duce la întreruperea totală a staiei . Schema cu bare colectoare duble şi bar ă de ocolire Ultimele două dezavantaje ale schemei cu sistem dublu de bare colectoare pot fi înlăturate prin introducerea suplimentar ă a unui sistem de ocolire şi a cuplei respective, fig. 5.9. Introducerea barei de ocolire (transfer) nu se justific ă decât pentru staii importante care vehiculează mari cantităi de energie pe mai multe linii. Presupunând că se doreşte scoaterea în revizie a întreruptorului I 1 al circuitului de linie racordat de exemplu la sistemul de bare S 1, se creează o a doua cale de alimentare în paralel a circuitului respectiv prin cupla de ocolire, conform diagramei în timp de desf ăşurare a manevrelor prezentate mai jos.
18
î d
SCO2
SCO1
ICO
SOC1 ICO
ICO I1, S1, SS1
Fig. 5.9. Sistem cu bare colectoare duble şi bară de ocolire Întreruptorul cuplei este echipat cu aceea şi protecie ca şi întreruptorul liniei pe care la ocolit. Comparând motivele pentru care s-a introdus bara de ocolire la schema cu un sistem de bare şi la schema cu două sisteme de bare, se vede c ă, în ultimul caz, aportul barei de ocolire este substanial redus. Explicaia rezidă în faptul că aici apare în plus circuitul de cupl ă transversală ca rezultat al sec ionă rii elastice. Schema de comuta ie a şa cum este prezentat ă în fig. 5.9. cu ambele tipuri de cuple se referă în general la sta ii întinse, cu multe circuite. Pentru sta ii cu mai pu ine circuite există scheme mai simple. a. Cupla combinată poate realiza atât configura ia de cuplă transversală (S2, S3, S4 şi I închise, S1 deschis) cât şi de cuplă de ocolire (S4 deschis). Dezavantajul const ă în imposibilitatea folosirii simultane a celor dou ă cuple, fig. 5.10.
Fig. 5.10. Cupl ă combinată b. Legătura suplimentară economiseşte suplimentar un separator fa ă de cupla combinat ă (fig. 5.11.), cumulând îns ă dezavantajul de a nu ocoli circuitele racordate la unul din sistemele de bare (SBC1 în cazul figurii). Ocolirea şi a circuitelor racordate la SBC 2 implică trecerea lor prealabil ă pe SBC1 folosind la cuplă mai întâi configura ia transversală şi apoi cea de ocolire.
19
Fig.5.11. Cuplă de ocolire cu legătură suplimentară c. Schema cu separatoare de ocolire re ine doar cupla transversal ă, ocolirea având loc cu ajutorul acesteia şi al unui separator de ocolire. Este suprimat ă bara de ocolire propriuzisă, locul acesteia luându-l chiar o bar ă colectoare (SBC2 în cazul fig. 5.12.). O asemenea schemă deosebit de economic ă s-a adoptat la noi în ară în realizarea staiei electrice de conexiuni de la CTE Ludu ş, 400 kV. Schema prezint ă însă dezavantajul că poate folosi cupla doar pentru o singur ă operaie; pe timpul înlocuirii unui întreruptor cupla se blocheaz ă împreună cu sistemul 2 de bare, care devine bar ă de ocolire. Celelalte (n-1) circuite sunt trecute în prealabil pe sistemul de bare SBC1 unde un singur defect scoate din func iune toată staia.
Fig.5.12. Schemă cu separatoare de ocolire Sec ionarea longitudinal ă a barelor colectoare duble Se recurge la secionarea longitudinal ă a ambelor sau numai a uneia dintre cele dou ă sisteme de bare din acelea şi motive ca în cazul schemelor cu un sistem de bare colectoare. De obicei se secionează numai un sistem (denumit bar ă de lucru) în dou ă sau trei secii longitudinale, cel ălalt sistem (denumit bară de rezervă) rămânând nesecionat. Cu ocazia avarierii unei sec ii longitudinale, func ionarea este preluată de bara de rezervă prin intermediul circuitelor de cupl ă [4], fig. 5.13., a, b. Uneori se secionează ambele BC prin câte dou ă separatoare înseriate sau numai una din ele, cealaltă bară fiind secionată printr-un întreruptor, fig. 5.13.c. În anumite situaii, în scopul realizării unor economii de investi ii prin reducerea numărului de celule de cupl ă, se folosesc cuple combinate longo-transversale, fig. 5.14.a, b, c, d, e. Toate aceste variante economice de realizare a cuplei longo-transversale prezint ă însă două importante dezavantaje: 1. Realizarea fizică implică soluii constructive mai complicate, necesitând spa iu relativ mare sau încrucişări de conductoare care sporesc probabilitatea de apari ie a avariilor cu urmări grave în special pentru cazul celulelor de cupl ă.
20
Fig.5.13. Scheme cu bare duble sec ionate a-schemă cu bare duble cu doua sec ii longitudinale b-schemă cu bare duble cu trei sec ii longitudinale c-schemă cu bare duble cu ambele bare sec ionate 2. Deoarece cuplele combinate îndeplinesc mai multe func iuni, în timpul exploat ării pot apare situaii în care cupla r ămâne blocată într-o anumită pozi ie şi deci devine indisponibil ă pentru cea de a doua pozi ie. 21
Fig.5.14. Variante de cuple Scheme cu bare duble cu mai mult de un întreruptor pe circuit Un număr sporit de întreruptoare pe circuit s-a introdus cu scopul de a cre şte sigurana în funcionare a schemei. Pe de alt ă parte însă, există o corelaie între aspectele de simplitate şi sigurană. Schemele mai simple sunt mai pu in supuse erorilor de manevr ă; comportă mai puine surse probabile de defect. Toate considera iile relative la sporirea num ărului de întreruptoare pe circuit în schemele urm ătoare trebuie f ăcute în lumina celor dou ă aspecte, a interdependenei acestora. S-a folosit, în general, pentru a realiza o siguran ă maximă în funcionare. Cu cele două întreruptoare ale sale, fiecare circuit continu ă funcionarea neîntrerupt ă cu ocazia reviziei unui întreruptor. Dac ă totuşi apare un defect chiar într-unul din întreruptoare, dup ă izolarea acestuia prin separatoare aferente, circuitul respectiv î şi reia func ionarea prin cel ălalt întreruptor, fig. 5.15. Schema face economie de un circuit de cuplă, în fond oricare din celulele racordate prin dou ă întreruptoare poate realiza performan ele cuplei. În funciunea normal ă, ambele sisteme de bare sunt sub tensiune şi toate întreruptoarele sunt închise. Se observă că, în caz de scurtcircuit pe una din bare, func ionarea nu este întrerupt ă declanşează toate întreruptoarele racordate la bara respectiv ă, toate circuitele r ămânând în continuare în func iune. În cazul unui defect pe un circuit ci rcuit declan şează ambele întreruptoare aferente. Toate manevrele de comutare se execut ă numai cu întreruptoare, separatoarele servind numai pentru scoateri scoateri în revizie, fapt ce contribuie la cre şterea siguranei în funcionare. Deoarece schema dubleaz ă practic echipamentul şi prin natura sa mai complicat ă este supusă erorilor de manevr ă, prezintă şi un important efect contrar celui scontat (de cre ştere a siguranei). Din aceste motive schema nu s-a extins prea mult. La noi în ară – este practic inexistentă.
22
Fig.5.15.a. Schem ă cu bare duble cu dou ă întreruptoare pe circuit În fine, cele dou ă întreruptoare aferente unui singur circuit pot cumula şi funcia de secionare a barelor, ca în fig. f ig. 5.15.b.
Fig.5.15.b. Schem ă cu bare duble cu dou ă întreruptoare pe circuit cu sec ionarea unei bare Se vede de asemenea c ă la toate circuitele revin dou ă întreruptoare, în felul acesta se reduce selectiv investi ia f ără a diminua siguran a în funcionare a circuitelor considerate importante (bun ăoară de transformator). S-au încercat variante intermediare între schemele cu 1 şi 2 întreruptoare pe circuit cu scopul de a reduce investi investi ia masivă masivă din cazul schemei cu întreruptor dublu, dupăă cum se vede în cele ce urmează dup urmează. (1) schema cu 3/2 întreruptoare pe circuit cumuleaz ă practic principalele avantaje ale schemei cu dou ă întreruptoare pe circuit: la un defect pe una din bare, func ionarea continuă a staiei nu este perturbat ă; scoaterea în revizie a oric ărui întreruptor se poate face f ără întreruperea aliment ării circuitului respectiv. Aceste avantaje sunt ob inute cu mai puin de două întreruptoare pe circuit. Totu şi, spre deosebire de schema precedent ă dacă se face revizia întreruptorului 1 de exemplu, (transformatorul T 1, alimentat de la BC1 prin întreruptoarele 2 şi 3), la un scurt circuit pe circuitul de de pe aceeaşi ramură al liniei L1 , declanşează ambele întreruptoare 2 şi 3, iar transformatorul T 1, este întrerupt (pentru scurt timp îns ă), fig. 5.16. 23
Fig.5.16. Schema cu bare duble 3/2 întreruptoare pe circuit Datorită investiiei mai reduse ( este mai scumpă însă decât schema cu 1 întreruptor/circuit) şi al avantajelor remarcabile, schema a c ăpătat o largă acceptare. Este privită ca o schemă aparent tot atât de sigur ă ca şi cea cu dou ă întreruptoare pe circuit dar realizabilă la un pre mai redus. Schema comport ă o sigurană mai mare în func ionare comparativ cu cazul unui singur întreruptor pe circuit. Pe de altă parte însă operaiile de comuta ie şi protecia prin relee sunt mai complicate ceea ce spore şte probabilitatea apari iei unor erori de manevr ă, necesitând un personal mai bine instruit. De asemenea, la fel ca în schema precedent ă, cu ocazia unui defect pe un circuit, deconectează două întreruptoare pentru a-l izola (uzur ă sporită). Cu alte cuvinte schema cu 3/2 întreruptoare pe circuit, reproduce la scara unei investi ii mai reduse principalele avantaje şi dezavantaje ale schemei cu 2 întreruptoare pe circuit. (2) Aceleaşi considerente se aplic ă şi în cazul schemei cu 4/3 întreruptoare pe circuit din fig. 5.17. Trebuie adăugat faptul că schema realizează o investiie mai apropiat ă de cazul schemei cu un întreruptor pe circuit pe de-o parte, dar pe de alt ă parte prezintă un risc şi mai mare al erorilor de manevr ă. De asemenea necesită o dispoziie constructivă mai dificil de realizat. Aceasta explic ă de ce schema cu 4/3 întreruptoare, s-a folosit mai rar decât schema cu 2/3 întreruptoare pe circuit.
Fig 5.17. Schema cu bare duble şi 4/3 întreruptoare pe circuit 24
Schema cu dou ă întreruptoare pe un circuit, la care îns ă fiecare transformator are acces doar la o singură bară colectoare prin separatorul de bare aferent este, din punctul de vedere al investiiilor, mai apropiat ă de cazul prezentat anterior, fig. fig. 9.18. În func ionarea normală ca şi la schemele de mai sus, şi aici ambele întreruptoare sunt închise, ambele bare fiind sub tensiune. În timp ce num ărul liniilor este variabil se poate observa c ă numărul transformatoarelor racordate direct la bar ă prin separator este fix şi egal cu doi. Spre deosebire de schemele precedente, schema de fa ă prezintă interesanta calitate de a avea un num ăr de întreruptoare pe circuit variabil cu num ărul de circuite, dup ă cum se vede din tabelul ilustrativ de mai jos: Numărul de linii
2,
3,
4,
5,………………10, mare
Numărul de întreruptoare ce revin unui circuit
1,
6/5,
8/6, 10/7,……………20/12, → 2
Fig.5.18. Schema de comuta ie tip transformator - bar ă Se observă că pentru un num ăr redus de linii schema prezint ă investiiile aproximativ f ăcute în cazul schemei cu un întreruptor pe circuit şi reine avantaje importante ale schemei cu două întreruptoare pe circuit. Dacă însă numărul liniilor spore şte se vede că investiiile sunt aproximativ duble fa ă de schema de referin ă de mai sus. Cu alte cuvinte în cazul cre şterii numărului de linii racordate, se eviden iază principalul dezavantaj întâlnit la schema cu bare duble şi două întreruptoare pe circuit - investi ia ridicată. În concluzie, schema este interesant ă pentru cazul a dou ă circuite de transformator şi un număr redus de linii electrice de înalt ă tensiune. Schema de conexiuni hibride cu sistem dublu de bare colectoare Nu întotdeauna circuitele aferente unei sta ii se bucură de o aceeaşi importană. Alteori deşi sunt alimenta i printr-un circuit consumatori importan i, aceştia mai au una sau mai multe alimentări suplimentare şi din alte staii. În acest sens prevederea de aparate de comutaie în mod diferen iat, de acord cu importan a fiecărui circuit luat în parte nu poate avea decât efecte economice binevenite (daune de continuitate şi investiii mai reduse).
25
Fig.5.19.a. Schem ă hibridă În exemplificarea din fig. 5.19.a., se observ ă că se acordă o importană sporită alimentărilor din sistemul electromagnetic S (2 întreruptoare pe circuit). Barele colectoare, sec ionate elastic (celulele de injec ie pot juca un rol de cupl ă transversală) şi rigid (longitudinal, prin cele dou ă circuite de cupl ă n.d. controlate prin AAR) oferă o bună elasticitate în efectuarea manevrelor, un grad superior de siguran ă în funcionarea continuă. O parte din circuitele de importan ă moderată (2,3, 3', 4') sunt alimentate rigid de la o singură secie de bare cu avantajul imediat al reducerii investi iei şi a posibilităilor de manevrare gre şită cu separatoare de bare. În fine, se poate economisi un separator de bare pentru câte dou ă plecări îngemănate, 1' şi 2' ( varianta suedez ă ). În fine, unele scheme de comuta ie ale staiilor aferente unor mari centrale electrice cu grupuri de 330 MW şi mai mult pot fi aduse la o configura ie în care în cazul unui scurtcircuit pe una din barele colectoare s ă nu se piardă decât cel mult un grup generator. Se d ă ca exemplu, schema cu bare duble a unei centrale din Anglia, func ionând cu 4 grupuri de 500 MW la 400 kV, fig. 5.19.b. Dezideratul se realizeaz ă aducând func ional staia cu bare duble la configura ia inelară în care fiecare generator dispune de câte dou ă întreruptoare. În consecină pentru patru generatoare se folosesc suplimentar 5 întreruptoare, dintre care două de la cuplele transversale (CT) şi trei de la cele de sec ionare (CS), conform schemei simplificate din figura 5.19.c.
Fig.5.19.b. Schem ă cu bare duble a unei sta ii din Anglia 26
Fig.5.19.c. Schem ă hibridă cu 5 întreruptoare suplimentare
În scopul realiză realizării unei configura configuraii de bare duble în "U" s-a prevă prevăzut bara centrală centrală ca bară bară de rezervă rezervă, iar bara exterioară exterioară (sec (secionată ionată) ca bară bară principală principală. 5.1.6. SCHEME DE COMUTA COMUTAIE CU SISTEM TRIPLU DE BARE COLECTOARE S-au inaugurat şi scheme mai complexe cu bare colectoare triple la care fiecare celul ă se racordează prin trei separatoare de bare (fig. 5.20.). Evident un al treilea sistem de bare prezintă un nod electric suplimentar cu toate avantajele ce decurg de aici, în special cu ocazia reviziei când sta ia funcionează ca şi cum ar fi echipat ă cu un sistem dublu de bare etc. În acelaşi timp însă, al treilea sistem de bare poate fi sediul unor defecte suplimentare, necesit ă un spaiu fizic mai mare pentru realizarea câmpului de bare şi evident manevrele sunt mai complicate din cauza num ărului de separatoare de bare, sensibil majorat. inând seama de dezavantajele enumerate, schema nu s-a bucurat de o r ăspândire prea mare. Poate fi întâlnit ă în instalaiile de comutaie din Germania. La noi în ară nu s-a folosit încă, dar se va putea folosi ca bar ă de pornire la CHEAP.
Fig.5.20.Sistem triplu de bare colectoare 5.1.7. SCHEME DE COMUTA COMUTAIE FĂ FĂRĂ BARE COLECTOARE 27
Scheme de comuta ie ie în punte Se folosesc unde exist ă o configura ie cunoscută a staiei pentru care se prev ăd, în general extinderi viitoare. Schema a c ăpătat o largă extindere în cazul sta iilor electrice de înaltă şi foarte înalt ă tensiune în cazul particular a dou ă blocuri transformator-linie (4 circuite), fig. 5.21.
a) b) Fig. 5.21. Schema de conexiuni în puncte: a-cu punte spre linie (H superior); b-cu puntea spre transformator (H inferior). Schemele în punte realizeaz ă o investiie sensibil mai redus ă faă de schema obişnuită cu un întreruptor pe circuit. Ele derivă din schemele bloc fa ă de care au prev ăzut în plus leg ătura transversală (puntea). Introducerea pun ii aduce imediat cel pu in două avantaje. Cre şte elasticitatea schemei, se îmbunătăeşte nivelul tensiunilor (leg ături electrice în paralel), cre şte gradul de continuitate în alimentare. Pe de alt ă parte, scoaterea în revizie-repara ie a întreruptorului unei ramuri nu duce la întreruperea func ionării elementelor dac ă schema se completează cu puntea suplimentară realizată cu separatoare înseriate (desenat punctat). Se procedeaz ă astfel: se închide şi a doua leg ătură transversală (realizată numai cu separatoare), dup ă care se deconectează şi se izoleaz ă întreruptorul în cauz ă, schema continuându- şi funcionarea neîntreruptă (laturile pătratului format sunt calibrate corespunz ător). La producerea unui defect pe una din linii, deconecteaz ă întreruptorul ramurii respective (fig. 5.21 .a.) sau acesta şi cel al punii (fig. 5.21 .b.). Din acest motiv este indicat ă folosirea schemelor cu punte spre transformator în cazul sta iilor cu linii lungi cu probabilitatea sporit ă de defectare, sau a liniilor electrice mai scurte de medie tensiune realizate cu o siguran ă mecanică mai mică, a centralelor hidroelectrice îndep ărtate. Deconectarea unei linii angajeaz ă funcionarea în suprasarcin ă a celeilalte cu ambele transformatoare în func iune. Schemele cu punte spre linie sunt indicate sta iilor de transformare unde exist ă manevre dese pe partea transformatoarelor, sau acolo unde probabilitatea defectelor pe linie este redusă. Schemele H superior se mai recomand ă în cazul în care se face un tranzit de energie important între cele dou ă linii. Se dore şte ca acest tranzit de energie s ă aibă loc printrun singur întreruptor (b) nu prin trei (a).
28
În concluzie schemele se remarc ă prin aceea că (1) elimină barele colectoare şi (2) realizează o economie de întreruptoare fa ă de schema obi şnuită de bare colectoare. Din păcate, schemele în punte (denumite şi "scheme H") nu sunt potrivite decât pentru configuraii particulare de sta ii. În plus, nu permit extinderi facile, fapt pentru care schemele H sunt indicate atunci când nu sunt perspective de extindere ulterioar ă a staiei electrice de conexiuni (cazul CHE cu profilul final cunoscut etc.).
Scheme de comutaie poligonală 1. Scheme poligonale Cunoscute şi sub numele de scheme în inel, realizeaz ă – f ără bare colectoare propriuzise – o bun ă parte din avantajele schemei cu dou ă întreruptoare pe circuit, de şi paradoxal, sunt realizate fizic doar cu un întreruptor pe circuit. Sunt denumite şi scheme în p ătrat, hexagon, decagon, etc. dup ă cum numărul întreruptoarelor este 4, 6, 10 etc. De fapt barele colectoare sunt dispuse în inel şi secionate cu ajutorul întreruptoarelor după numărul de circuite; la plec ările din inel nu se pun întreruptoare ci doar separatoare. Fiecare întreruptor deserve şte două circuite, de exemplu întreruptorul 1 deserve şte circuitele T1 şi L1 (fig. 5.22.a).
Fig. 5.22.a. Schema de conexiuni a unei sta ii hexagonale Ca şi schemele cu bare duble şi două întreruptoare pe circuit, şi schemele în inel permit revizia întreruptoarelor f ără întreruperea aliment ării, însă protecia prin relee a unui circuit deconecteaz ă ambele întreruptoare adiacente cu ocazia apari iei unui defect. Fie un scurtcircuit pe linia L 1, izolat prin declan şarea întreruptoarelor 1 şi 2: se deschide imediat separatorul de linie dup ă care prin închiderea întreruptoarelor se face inelul. (Se impun mai multe manevre şi este nevoie de un personal bine instruit). Dac ă între timp întreruptorul 6 al transformatorului T1 era în revizie, cu ocazia unui scurtcircuit pe linia L 1 transformatorul T1 suferă o scurtă întrerupere în alimentare. Presupunând mai departe c ă în locul liniei ar fi fost transformatorul T 1 şi acest transformator ar fi fost sediul unui defect în timpul reviziei întreruptorului 6. Rezultatul era c ă staia rămânea f ără alimentare, presupunând transformatoarele
29
T1 şi T2 ca surse de injecie de energie. Se desprinde deci regula de a dispune circuitele de alimentare pe diagonal ă. În func ionare normală inelul este închis. Avantajele schemei poligonale constau în: a) economisirea unui întreruptor fa ă de schema echivalent ă cu bare duble (este vorba de circuitul de cuplă). Se vede c ă odată cu exagerarea num ărului de laturi acest avantaj se diminuează; b) fiecare circuit este deservit de dou ă întreruptoare a c ăror revizie pe rând se realizeaz ă f ără întreruperea circuitului respectiv; c) lipsa barelor colectoare înseamn ă de fapt lipsa punctelor slabe - un defect pe inel duce la scoaterea din func iune a celulei respective. Dezavantajele schemei se referă la faptul: a) Cu ocazia unui defect pe unul din circuite deconecteaz ă două întreruptoare. Sincronizarea manevrării celor două întreruptoare adiacente cu ocazia unui ciclu RAR este o problem ă destul de complicată atât pentru manevra RAR în sine cât şi pentru întreruptoarele paralele. Când sunt folosite scheme cu 1,5 întreruptoare pe circuit sau scheme poligonale (inelare) se poate întâmpla ca dou ă întreruptoare conectate în paralel s ă primească un impuls de declan şare aproximativ în acela şi timp. Dacă este o diferenă distinctă în timp între impulsuri, primul întreruptor care deconectează va comuta curentul celuilalt întreruptor. Al doilea întreruptor va fi solicitat deci la deconectarea întregului curent de scurtcircuit. Se consideră că situaia cea mai grea apare atunci când întreruptoarele deschid aproape simultan [17]; b) În general, protec ia prin relee şi schema de comutaie prin natura sa este mai complicat ă, de unde pot rezulta erori de manevr ă ale personalului - aspect care poate anula avantajul scontat de sporire a siguran ei. De exemplu: se presupune c ă un bloc generatortransformator este izolat de inel prin întreruptoarele adiacente şi apoi prin separatorul respectiv care se deschide, apoi inelul se închide pentru a preveni ruperea sa în cazul unui defect. Pentru a relua func ionarea blocului, trebuie deconectate ini ial două întreruptoare, se închide separatorul şi după sincronizare se închide unul din întreruptoare, apoi al doilea trebuie închis [7]; c) Un defect într-un întreruptor scoate din func iune nu un singur circuit, ci ambele circuite adiacente. La ruperea inelului circula ia de cureni se poate modifica substan ial; d) Sursele de alimentare trebuie dispuse pe cât posibil alternat altminteri exist ă riscul izolării lor ca rezultat al dublei sec ionări cu ocazia unui defect. e) Schema necesită un personal de exploatare cu o calificare mai bun ă, specializat în manevre delicate; f) Deşi nu se poate afirma c ă schema este dificil de extins [11] este mai u şor totuşi de extins o schemă cu bare colectoare. Din acest motiv schema se folose şte la tensiuni înalte şi foarte înalte unde aparatajul este foarte scump (nu se folose şte la tensiuni medii).
Observa ie
Uneori din motive de economie justificate, schema poligon poate s ă aibă câte un întreruptor pentru mai multe circuite. În fig. 5.22.b., cu ocazia declan şării în avarie unei linii are loc deconectarea automat ă şi a transformatorului adiacent.
30
Fig.5.22.b. Exemplu de schem ă poligonală cu număr redus de întreruptoare (un octogon cu 4 întreruptoare) 2. Schemele bipoligonale rezult ă din dezvoltarea schemelor poligonale. Dou ă poligoane sunt legate între ele printr-o singur ă punte, de obicei când num ărul laturilor este mai mic, fig. 5.23.a., pentru un num ăr mai mare de laturi sunt create dou ă puni, fig. 5.23.b. Se observă că schemele bipoligonale rezolvă una din principalele dificult ăi de extindere. În acest sens se d ă ca exemplu schema uneia din sta iile urbane de alimentare cu energie a oraşului New York (345/138 kV) conceput ă iniial ca un decagon cu posibilit ăi de trecere ulterioare (extindere) la o schem ă bipoligonală, realizată cu o punte şi două hexagoane, fig. 5.24,[10].
31
Fig.5.23. Schemă bipoligonală a-cu o singur ă punte (P1); b-cu două puni (P1,2)
Fig. 5.24. Exemplu de trecere de la o configura ie poligonal ă la una bipoligonal ă 3. Scheme cu poligoane jumelate rezult ă din alipirea a dou ă sau mai multe poligoane formând o bucl ă multiplă, mai uşor extensibilă. Se dă ca exemplu în fig. 5.25. schema sta iei Manicuagan, Canada, la 735/315kV, [9].
32
Fig. 5.25. Schema sta iei 735/315kV Manicuagan, Canada Datorită avantajelor remarcabile, schemele poligonale au c ăpătat o extindere apreciabilă la tensiuni înalte şi foarte înalte unde costul întreruptoarelor este mai ridicat şi se cere o sigurană şi elasticitate în funcionare deosebită. Astfel de scheme apar frecvent în sistemele electroenergetice canadian, nord-american şi ex-sovietic.
5.1.8. SCHEME ELECTRICE DE CONEXIUNI REALIZATE CU UN NUMĂR REDUS DE ÎNTRERUPTOARE Schemele electrice de conexiuni cu un num ăr mai redus de întreruptoare comparativ cu variantele prezentate pân ă aici realizează economii semnificative dac ă se ine cont de faptul c ă întreruptorul de ine ponderea principal ă în cadrul investi iei staiei. Aceste simplificări sunt acceptabile, pe de o parte, în cazul consumatorilor mai pu in importani, pe de altă parte amplificarea func iilor separatoarelor (separatoare de sarcin ă, cu deconectarea rapid ă, de scurtcircuitare) a fost de natur ă să reducă substanial investiia f ăcută prin substituirea întreruptoarelor în unele puncte ale schemei, judicios selectate, chiar şi în cazul unor consumatori mai importan i.
Scheme pentru staii de racord adânc realizate cu separatoare de izolare şi separatoare de scurtcircuitare O soluie economică pentru alimentarea consumatorilor industriali sau urbani este sta ia de racord adânc (SRA). Se alimenteaz ă din barele staiilor de 110-220 kV de conexiuni sau transformare ale sistemului energetic şi sunt dimensionate în ideea rezerv ării 100% atât a racordurilor cât şi a unităilor trafo. Transformatoarele de for ă amplasate aproximativ în centrul de greutate electric al consumatorului (de unde şi denumirea de “racord adânc”) se leag ă tip bloc cu racordul din sistem, f ără bare colectoare pe partea de înalt ă tensiune şi f ără alte legături între căile de alimentare, fig. 5.26.
33
Fig.5.26. Schema unei sta ii de racord adânc (SRA) În cazul ieşirii din funciune a unuia dintre racorduri, sta ia de bare respectiv ă de medie tensiune cu consumatorii s ăi se cuplează automat prin AAR pe sec ia cu racordul în funciune, dimensionat s ă preia şi această sarcină suplimentară. SRA de obicei se realizeaz ă f ără personal de exploatare permanent. Comenzile operative (cuplare, decuplare, supravegherea func ionării SRA) se efectuează de la staia principală din sistemul energetic, printr-un fir pilot. Tot prin firul pilot se transmit semnale preventive referitoare la func ionarea transformatoarelor coborâtoare (semnale gaze, supratemperaturi), a protec iei întreruptoarelor. În caz de avarie în transformator sau în partea de înalt ă tensiune a SRA, se transmit impulsuri de declan şare către staia principală din sistem tot prin fir pilot. Se poate renun a la firul pilot, mai ales când SRA este la mare distan ă, 100-200 km, prin agravarea voit ă a defectului din SRA, de c ătre un separator de scurtcircuit S sc montat în locul celui de linie din schema bloc-linie-transformator coborâtor. Separatoare cu deconectare SDA rapid ă permit izolarea defectului (fig. 5.27.), astfel: cu ocazia unei avarii în K T în transformatorul τ1 protecia acestuia acionează încă din faza incipientă a defectului Ssc1+, Ssc care provoac ă un scurtcircuit net, sesizat uşor de protec ia întreruptoarelor de alimentare I L1,2 care declanşează, imediat defectul este izolat prin deconectarea rapid ă a SRA1 şi întreruptorului corespondent IT1 de pe medie tensiune dup ă care IL1 şi IL2 conectează din nou şi consumatorii SRA 1 sunt alimentai din nou dup ă o scurtă pauză. Se vede îns ă că, în acelaşi timp au fost întrerupte implicit şi celelalte SRA alimentate de la acelea şi magistrale prin IL1,2 . Pe de altă parte, schema prezintă aparate suplimentare cum sunt separatoarele de scurtcircuitare care necesit ă revizii dese (dezavantaje).
34
Scheme de comutaie realizate cu separatoare de sarcină Înlocuirea în anumite situa ii a întreruptoarelor cu separatoare de sarcin ă are un efect economic important, ştiind că preul de cost al separatorului de sarcin ă nu întrece 1/3 din cel al întreruptorului. Ini ial au apărut la medie tensiune dar, în ultimul timp s-au realizat de asemenea separatoare de sarcină şi pentru tensiuni înalte şi foarte înalte.
Fig.5.27. Scheme de SRA realizate cu separatoare de scurtcircuitare (SSC) şi separatoare de izolare cu deconectare automat ă (SDA) a-cu o singură alimentare din sistem; b-cu dubl ă alimentare Domeniul lor de aplicare s-a extins mult în ultimul timp mergând de la sta ii de transformare rurale, la sta ii mari de comutaie şi transformare, sta ii de interconexiune din sistem, la conectarea sau deconectarea de baterii de condensare, motoare de înalt ă tensiune etc. La medie tensiune se poate afirma chiar c ă ansamblul separatoarelor de sarcin ă şi sigurana fuzibilă cu mare putere de rupere este echivalent sau chiar superior unui întreruptor, deoarece curentul de scurtcircuit este întrerupt eficient (prin arderea siguran ei) înainte ca el să fi atins valoarea sa maximă [15]. Separatorul de putere este destinat a întrerupe curen i în vecinătatea curentului normal şi poate chiar s ă anclanşeze pe scurtcircuit. Nu poate îns ă deconecta curen i de scurtcircuit. Uneori se prevede cu dispozitiv de suprasarcin ă, când un releu special prev ăzut, permite deconectarea de suprasarcini. La apari ia unei suprasarcini violente (scurtcircuit) separatorul de putere este blocat de acela şi releu, ruperea circuitului este f ăcută de sigurană sau de un întreruptor apropiat dup ă care imediat deschide separatorul de putere.
35
Se dau în continuare câteva din cazurile frecvente de folosire economic ă a separatorului de sarcin ă în locul întreruptorului în schemele de comuta ie de medie, înaltă şi foarte înaltă tensiune [14]. (1) Ca aparat de comuta ie pe fiderii din staiile de transformare la medie tensiune. Cu ocazia unui scurtcircuit pe unul din fideri, deconecteaz ă întreruptorul general I şi apoi separatorul de putere aferent fiderului defect, dup ă care se reia func ionarea staiei prin anclanşarea lui I. Această scurtă pauză în alimentarea tuturor celorlalte circuite racordate la bară în cazul unui defect pe unul din circuite reprezint ă singurul inconvenient rezultat prin înlocuirea întreruptoarelor cu separatoare de putere, figura 5.28.a. Se poate remedia acest dezavantaj prin folosirea de separatoare de putere prev ăzute şi cu siguran ă cu mare putere de rupere prin care întreruperea func ionării este limitată doar la circuitul defect, fig. 5.29.b.
Fig.5.28. Separatoare de sarcin ă echipând fiderii unei staii de transformatoare la medie tensiune; a-separatoare de sarcin ă f ără sigurane; b-separatoare de sarcină cu sigurană cu mare putere de rupere (2) Separatorul de sarcin ă în locul întreruptorului circuitului de transformator (fig.5.29.) în ideea că defectele în transformatoare sunt rare. Totuşi la apari ia unui scurtcircuit, bun ăoară în transformatorul T 1, toate întreruptoarele liniilor (1-3) şi cele de pe partea de tensiune inferioar ă a transformatoarelor (4 şi 5) deconectează, după care separatorul de putere 6 deconecteaz ă f ără sarcină, izolând defectul. După aceasta toate întreruptoarele închid din nou, cu excep ia întreruptorului 4, reluânduse funcionarea staiei. Timpul de întrerupere este foarte scurt, ştiind că separatorul de putere are timpi de ac ionare comparabil cu ai întreruptoarelor.
36
Fig.5.29. Înlocuirea întreruptorului de pe partea de tensiune superioară a unui transformator. (3) Separatorul de putere ca aparat de comuta ie pe liniile de interconexiune lucrează în felul următor (fig. 5.30.a.): cu ocazia unui defect pe linie, deconecteaz ă întreruptoarele de pe partea de tensiune inferioar ă, apoi separatoarele de sarcin ă de linie cu defect dup ă care se închid din nou întreruptoarele aferente. Avantajul are pe lâng ă latura economică şi un aspect tehnic şi anume timpul cât întreruptoarele sunt deschise este foarte scurt, nu este nevoie să se aştepte un interval de timp relativ lung necesar deioniz ării spaiului de arc, căci separatoarele de putere deschid aproape imediat dup ă ce au deschis întreruptoarele. (Rezultă şi avantaje pentru men inerea stabilităii tranzitorii a alternatoarelor). Dacă aceeaşi staie de conexiuni are mai mult de un transformator, atunci se pot folosi separatoare de sarcin ă şi pentru înlocuirea întreruptoarelor de la transformatoare (fig. 5.30.b.) ca în cazul precedent (2).
Fig.5.30. Folosirea separatorului de putere pe liniile de interconexiune de înaltă şi foarte înaltă tensiune a-doar pe linii; b-pe linii şi la transformatoare (în cazul cu dou ă sau mai multe trafo). (4) Separatorul de sarcină înserat pe partea de înaltă tensiune a bobinelor de reactan ă. (fig. 5.31.) se refer ă la: cazul în care un reactor este conectat la bare (fig.5.31.a.), similar cu cazul (2) şi la cazul în care reactorul este conectat pe linii din motive de compensare a puterii reactive. În cel de al doilea caz apar avantaje evidente: prin conectarea şi deconectarea bobinelor se realizează gradul de compensare cerut. În cazul unui scurtcircuit în bobin ă, deconectează întreruptorul 1 şi imediat separatorul 3, linia r ămânând totuşi f ără compensare.
37
Fig. 5.31. Conectarea bobinelor de reactan ă cu separatoare de putere: a-pe plecări; b-pentru compensare (5) Separatorul de sarcină în realizarea reanclan şării automate rapide monofazate. Opera ia nu mai este posibilă peste anumite valori de lungime de linie şi tensiune din cauza cuplajului capacitiv cu alte linii; pentru 500 kV aceast ă lungime este de circa 100 km, [14]. Opera ia poate avea totuşi loc cu ajutorul separatoarelor de sarcin ă, astfel: cu ocazia unui scurtcircuit monofazat, deconecteaz ă întreruptoarele adiacente de pe faza cu defect; se închid imediat separatoarele de sarcină de pe această fază şi, după timpul de deionizare al spaiului de arc sunt deschise din nou. Apoi se închid întreruptoarele, fig. 5.32.
Fig.5.32. Separatoare de sarcină pentru ameliorarea efectului RAR pe liniile de înaltă şi foarte înaltă tensiune. (6) Alte aplicaii utile ale separatoarelor de sarcin ă vizează a) conectarea şi decontarea bateriilor de condensare de înalt ă tensiune (fig. 5.33.a.). Un întreruptor general puternic (cu aer comprimat) I, întrerupe întreaga baterie deocamdată, pentru stadiul actual al tehnicii. Sec iuni mai mici cu bateria de condensare sunt manevrate dup ă un program bine stabilit pentru a realiza un grad constant de compensare a puterii reactive. Aceste sec iuni numeroase, de obicei sunt comutate cu ajutorul separatoarelor de sarcin ă. b) în cazul condensatoarelor serie pe linii, din motive de stabilitate a transportului energiei, separatorul de sarcin ă este oportun a scurtcircuita par ial aceste condensatoare (dup ă voie) sau total când se str ăpunge intervalul de protec ie ca urmare a unei supratensiuni (fig. 5.33.b.).
38
Fig. 5.33. Utilizarea separatoarelor de sarcină la conectarea bateriilor de condensatoare şi de rezistoare. Conectarea bateriilor de condensatoare: a – pentru compensarea puterii reactive; b – pentru condensatoare serie pe liniile lungi Conectarea rezistenelor şi a liniilor radiale de înaltă tensiune: c-conectarea de rezistene sunt; d-montarea pe linii radiale de înaltă tensiune c) Conectarea de rezisten e şunt pentru frânare dinamic ă foloseşte calitatea separatoarelor de sarcină de a putea conecta pe scurtcircuit, în vederea amelior ării stabilităii tranzitorii (fig. 5.33.c.). d) Conectarea liniilor de înalt ă tensiune radiale prin separatoare de sarcin ă foloseşte ca element adiacent un întreruptor (separator) de scurtcircuitare pe bare. Cu ocazia unui defect la una din linii, defectul este transferat pe bar ă prin închiderea întreruptorului de scurtcircuitare. În acest fel tensiunea scade mult şi de obicei arcul electric pe linie se stinge de la sine, după care întreruptorul de scurtcircuitare se deschide. În caz de insucces, se poate repeta manevra dar atunci în timp ce are loc scurtcircuitul pe bare, deconectează f ără sarcină importantă separatorul de putere al respectivei linii (fig. 5.33.d.). 5.2. SCHEME ELECTRICE DE CONEXIUNI ALE CENTRALELOR Şl STAIILOR ELECTRICE
5.2.1. CONSIDERAII GENERALE Schemele electrice ale centralelor electrice sunt foarte diverse, aceasta se datoreaz ă: diversităii instalaiilor termomecanice şi hidrotehnice, puterii agregatelor, regimul lor de funcionare, amplasarea în sistemul energetic şi multor altor considerente. Studiul tuturor particularit ăilor schemelor electrice ale centralelor electrice este practic imposibil.
39
Trebuie să ne îndreptăm atenia asupra principalelor cerin e ale temelor de proiectare şi asupra modului de solu ionare a acestor cerin e care apar la proiectarea schemelor. Aici se indică principalele probleme: - particularităile procesului tehnologic şi regimurilor de func ionare a centralei electrice; - amplasarea centralei electrice în sistemul energetic şi schema de evacuare a puterii; - necesarul de transformatoare (autotransformatoare) ridic ătoare (coborâtoare); - metodele de limitare a curen ilor de scurtcircuit; - schemele de conexiuni ale sta iilor şi cerinele privind siguran a în func ionare. Clasificarea centralelor electrice se face în func ie de procesul de baz ă pentru producerea energiei electrice în: centralele termoelectrice de condensa ie CTE; centrale electrice de termoficare CET; centrale nuclear-electrice CNE, centrale hidroelectrice CHE. Pentru prezentarea anumitor probleme legate de schemele de comuta ie ale centralelor electrice este comod s ă ne folosim de schemele principiale, în care nu sunt ar ătate toate elementele ci numai cele care intereseaz ă pentru prezentarea problemei respective. Din această cauză o serie de detalii ale schemelor sunt omise sau sunt figurate simplificat.
5.2.2. SCHEMELE DE CONEXIUNI ALE CENTRALELOR TERMOELECTRICE DE CONDENSAIE (CTE) Centralele de acest tip se instalează în general în apropierea sursei de combustibil (la gura minei), pentru a evita transportul c ărbunelui la distan e mari. La aceste centrale se instalează grupuri de putere mare cu parametri înal i prevăzui cu supraînc ălzire intermediară. Energia produs ă de aceste centrale este transmis ă prin linii de 110-400 kV la locul de consum. Turbina, cazanul împreun ă cu aparatajul ajutător se leagă între ele în schemă bloc. Randamentul acestor centrale cu considerarea consumului serviciilor proprii este de 0,38-0,4. Regimul de func ionare a centralelor termoelectrice depinde de cerin ele sistemului energetic. Partea electrică a blocului Transmiterea puterii mari de sute de MW este economic ă la tensiuni înalte de 110-400 kV. Tensiunea nominală a generatoarelor antrenate de turbine nu dep ăşeşte 20-27 kV. Din această cauză este absolut (deocamdat ă, absolut) necesar s ă se folosească transformatoare ridicătoare care fac parte din bloc. Leg ătura între generator şi transformator se execut ă foarte sigur, cu bare ecranate, care practic exclud scurtcircuitele dintre faze. Între generator şi transformatorul bloc nu se prevede nici un aparat de comuta ie (excepiile de la această regulă sunt prezentate în continuare). Întreruptor se prevede numai la partea de înalt ă tensiune, pentru cuplarea şi decuplarea blocului în întregime.
Fig.5.34. Schema principală a blocului unei centrale termoelectrice de condensaie cu supraîncălzire intermediară a aburului. 1 - generator; 2 - transformator bloc; 3 - transformator de servicii proprii; 4 - întreruptorul de înalt ă tensiune; 5 - separator; 6 - barele de înalt ă tensiune. 40
O parte din puterea blocului este consumat ă (4 – 8 %) în sistemul de servicii proprii. Alimentarea serviciilor proprii se face prin transformatoarele TL racordate la bornele generatorului. Între transformatorul TL şi bornele generatorului nu se prevede nici un fel de aparat de comuta ie, deoarece siguran a în funcionare a acestor transformatoare este mare, se prevăd întreruptoare la bornele transformatorului pe partea de alimentare a serviciilor interne, la 6 kV. Schema blocului cu generator-transformator se poate folosi numai în cazul în care reelele de înaltă tensiune sunt cu neutrul legat la p ământ.
Fig.5.35. Schema electric ă a blocului: a-schema blocului f ără întreruptor la bornele generatorului; b-schema blocului cu întreruptor la bornele generatorului; c-schema blocului cu transformator cu trei înf ăşurări; d-schema blocului cu autotransformator; TB-transformator bloc; TTB-transformator bloc cu trei înf ăşurări; ATB-autotransformator bloc; TL-transformator de lucru pentru servicii proprii; TPR-transformator de pornire şi rezervă; TR-transformator de rezerv ă. Schema din fig. 5.35.a. este cel mai des folosit ă, cu toate că la pornirea şi oprirea blocului apar anumite greut ăi. Racordarea economic ă a blocurilor la tensiune de 400 kV se poate face numai pentru puteri ale turbogeneratoarelor de 300 - 500 MW şi mai mari. În cazul blocurilor cu puteri mai mici, racordarea la 400 kV se poate face prin folosirea blocurilor formate dintr-un transformator şi două grupuri turbogeneratoare sau prin racordarea a dou ă blocuri la o celul ă de 400 kV, ca în fig. 5.36.b.
41
Fig.5.36. Racordarea blocurilor la 400 kV. a- două blocuri racordate la un transformator cu trei înf ăşurări b- două blocuri racordate printr-un singur întreruptor. Schemele principale ale centralelor electrice de condensa ie Factorii de bază care stabilesc schema electrică a centralei sunt: num ărul şi puterea generatoarelor; puterea sistemului energetic, schema re elei şi consumatorii ei; e şalonarea în timp a construciei centralei şi a reelei. De obicei centralele termoelectrice transmit puterea lor în sistem la dou ă (câteodată trei) tensiuni, de exemplu 220 si 110 kV sau 400, 220 şi 110 kV. Pentru schimbul de putere între diferitele p ări ale sistemului se folosesc autotransformatoare de leg ătură sau autotransformatoarele blocurilor. Scheme cu autotransformatoare de leg ă tur ă Aceste scheme (fig. 5.37.) au c ăpătat o foarte mare răspândire. Puterea transmis ă prin autotransformatoare, care se poate face în ambele sensuri, se face în func ie de cerinele sistemului energetic.
Fig.5.37.Schema principial ă a unei centrale cu 6 blocuri, cu leg ătura între IT şi FIT prin autotransformatoare cumulând şi funciunea de alimentare de rezerv ă (pentru simplificare se prezint ă sisteme de bare, separatoarele nu sunt prezentate) Puterea nominală a autotransformatoarelor trebuie s ă satisfacă cele mai grele regimuri care pot apare (la proiectare trebuiesc analizate toate regimurile de func ionare). Au căpătat utilizare următoarele variante de scheme pentru autotransformatoare: 42
a. cu un singur autotransformator trifazat pentru întreaga putere; b. cu două autotransformatoare trifazate, fiecare autotransformator este ales pentru a transmite jumătate din sarcină (ele pot fi racordate împreun ă pe un singur întreruptor sau fiecare cu întreruptorul lui) c. cu un grup de autotransformatoare monofazate, cu o faz ă de rezervă. Alegerea variantei se face cu considerarea regimului de func ionare a centralei. Înf ăşurarea de tensiune inferioar ă a autotransformatorului poate fi folosit ă pentru racordarea unui consumator local (cu tensiunea de pân ă la 22 kV), pentru alimentarea de rezerv ă a serviciilor proprii sau pentru racordarea de bobine de reactan ă, etc. Scheme cu autotransformatoare de bloc La termocentrale de acest tip (fig. 5.38.) o parte din generatoare (de obicei dou ă) sunt racordate la înf ăşurarea teriară a autotransformatorului. Autotransformatoarele se folosesc pentru transformarea de la tensiunea generatorului (JT) la înaltă tensiune (IT) sau medie tensiune (MT), precum şi pentru schimb de putere între reelele de înaltă tensiune şi medie tensiune, conform sarcinilor admise de autotransformator. Puterea nominală a autotransformatorului bloc trebuie s ă fie aleasă în aşa fel încât puterea teriarului să fie egală cu puterea aparent ă a generatorului. De obicei puterea înf ăşurării teriare este egală cu puterea de tip a autotransformatorului, astfel: S ATnom ≥
PGnom 1 ; K tip = 1 − K tip . cos ϕ n K T
unde: SATnom -puterea nominal ă a autotransformatorului; Pgnom -puterea nominal ă a transformatorului; K tip -coeficientul de tip a autotransformatorului; cosϕn -factorul de putere nominal al generatorului; K T = U IT / U MT -raportul de transformare a autotransformatorului. Pentru blocuri de 300 MW şi mai mari cu tensiuni de 400 kV, dimensiunile şi greutatea autotransformatorului sunt mari şi din această cauză transportul este mai greu. Din această cauză se folosesc grupe de autotransformatoare monofazate sau trifazate cu puterea pe jum ătate, conectate în paralel. Alegerea solu iei optime se face prin calcule tehnico-economice. În funcie de cerinele sistemului, autotransformatoarele de bloc pot func iona în regim de transformator ridic ător (JT-IT şi JT-MT) sau în regim combinat cu transmiterea în acela şi timp de la JT-IT şi de la MT-IT.
Fig.5.38. Schema principial ă a unei centrale cu 6 blocuri: legătura între IT şi FIT se face cu autotransformatoare de bloc (pentru simplificare se prezint ă sistem simplu de bare, separatoarele nu sunt prezentate). 43
Autotransformatoarele pot transmite de la JT spre IT puterea de tip şi suplimentar de la MT spre IT Sn – Stip. În cazul în care se transmite puterea de tip de la JT spre MT, suplimentar nu se mai poate transmite putere din IT spre medie tensiune, deoarece se supraîncarcă înf ăşurarea comun ă a autotransformatorului. Din aceast ă cauză este de preferat ca la medie tensiune s ă avem un surplus de putere ( şi nu invers) care s ă poată fi transmis în reeaua de IT, pierderile de energie în autotransformator în acest regim sunt minime . În schemele cu autotransformatoare de bloc (fig. 5.37.), num ărul total de transformatoare si de celule de înalt ă tensiune este mai mic ca la centralele cu autotransformatoare de leg ătură. Aceasta conduce la reducerea costului instala iei electrice şi la reducerea pierderilor de energie în transformatoare şi autotransformatoare.
Scheme la care centrala electrică este împărită în mai multe pări egale între ele prin intermediul sistemului Din experiena de exploatare a centralelor termoelectrice de mare putere în anumite cazuri nefavorabile (defecte pe barele colectoare, refuzul de ac ionare a întreruptoarelor, întreruperea alimentării serviciilor proprii) a rezultat c ă nu este exclusă posibilitatea opririi întregii centrale. Pentru a se preveni astfel de avarii, la centralele termoelectrice de mare putere, se împarte centrala în dou ă pări independente (fig. 5.39.), legate între ele prin intermediul sistemului electric. Într-o astfel de schem ă orice defeciune la una din p ări nu afectează funcionarea celeilalte pări. Rezervarea serviciilor proprii se face de la jum ătatea alăturată. Se obine de asemenea şi limitarea curen ilor de scurtcircuit pe barele instala iilor de distribuie. Proiectarea schemelor la care centrala este împ ărită în mai multe p ări se poate face numai prin studierea comun ă a centralei şi a sistemului. De obicei în schemele centralelor împărite în mai multe pări se folosesc scheme la care blocul se leag ă la anumite staii din sistem prin intermediul unei linii aeriene sau în cablu de capacitate de transport corespunzătoare.
Fig.5.39. Schema principala a unei centrale de mare putere, împărită în două pări legate între ele prin sistemul electric (pentru simplificare se prezintă sistem simplu de bare, separatoarele nu sunt prezentate). Aceste scheme sunt avantajoase în următoarele cazuri: dac ă lungimea liniei nu este mare; dacă la centrală nu este loc pentru construirea unei sta ii proprii; la extinderea centralelor, în cazul în care sta ia existentă prin racordarea noului grup s-ar dep ăşi nivelul de scurtcircuit; dacă puterea produs ă de noile grupuri trebuie transmis ă în sistem la altă tensiune, decât tensiunea existentă în centrală etc. În fig. 5.40. se prezint ă trei variante de scheme bloc generator-transformator-linie.
44
Fig. 5.40.Scheme bloc generator-transformator-linie TL-transformator pentru alimentarea serviciilor proprii în regim normal; ARP-alimentare de rezerv ă-pornire; AR-alimentare de rezerv ă. În fig. 5.40.a., s-a prezentat un bloc generator-transformator-linie, prev ăzut cu un singur întreruptor la sta ia de înaltă tensiune. Comanda întreruptorului se face de la central ă prin cablu cu un fir pilot. Această schemă (conform studiilor I.S.P.E.) se poate folosi pentru lungimi ale liniei ce nu depăşesc 4 km. La schema din fig. 5.40.b. punerea în paralel a blocului se face prin întreruptorul de la bornele transformatorului de înaltă tensiune. Pentru pornire alimentarea serviciilor proprii se face de la o surs ă separată de pornire şi rezervă. Schema din fig. 5.40.c. prezint ă avantajul că la pornirea blocului, alimentarea serviciilor proprii se face prin transformatorul bloc şi transformatorul de lucru a serviciilor proprii, punerea în paralel a blocului cu sistemul se face cu ajutorul întreruptorului de la bornele generatorului. Lungimea liniei este limitat ă şi la această schemă, deoarece un eventual defect în transformatorul bloc trebuie eliminat prin declan şarea întreruptorului de la sta ia de înaltă tensiune, care se face printr-un cablu cu fir pilot. Pentru linii lungi cu tensiuni de 220-400 kV schemele bloc generator-transformatorlinie nu sunt recomandate, deoarece siguran a şi economicitatea transportului prin aceasta se micşorează. Reglajul tensiunii la centrale electrice de condensa ie Transformatoarele bloc ale centralelor electrice de condensa ie nu sunt prev ăzute cu comutare sub sarcin ă pentru reglajul tensiunii. Tensiunea pe barele colectoare ale centralei se reglează prin modificarea curentului de excita ie al generatoarelor. Pentru a se adopta un reglaj independent, pe barele colectoare de înalt ă tensiune, autotransformatoarele bloc şi autotransformatoarele de leg ătură trebuie să fie prevăzute cu instalaii de reglaj a tensiunii sub sarcină pe partea de medie tensiune. Pentru meninerea constantă a tensiunii în sistemul de servicii proprii este necesar s ă se prevadă un reglaj sub sarcin ă la transformatoarele de lucru şi pornire-rezerv ă a serviciilor proprii. Alimentarea consumatorilor locali de la teriarul autotransformatoarelor se poate face numai prin autotransformatoare serie de reglaj a tensiunii sub sarcin ă de putere corespunzătoare .
5.2.3. SCHEME DE CONEXIUNI ALE CENTRALELOR ELECTRICE DE TERMOFICARE (CET)
45
Centralele electrice de termoficare au urm ătoarele particularit ăi: ele se amplasează în apropierea sau în centrul de greutate al platformelor industriale sau al ora şelor (în apropierea consumatorului de căldură); o mare parte a energiei electrice produs ă de centrală este distribuită la tensiunea de producere, la consumatorii locali pe o raz ă de 5-10 km (apar excepii la CET cu grupuri bloc de mare putere); func ionează în funcie de necesităile (dacă este comun pe partea termic ă) curbei de sarcin ă; aceste centrale sunt în general greu manevrabile (înc ălzirea, rotirea turbinei, sincronizarea şi încărcarea agregatelor se face în decurs de 3-8 ore, înc ărcarea agregatelor dup ă sincronizare se face în 0,5-1,5 ore). La proiectarea electrică a centralelor electrice de termoficare se ine cont de particularit ăile menionate.
Fig.5.41. Schema structural ă a CET Schema structurală a unei centrale electrice de termoficare este prezentat ă în fig. 5.41. În schemă se prezintă generatoarele G sistemul S, transformatoarele de leg ătură cu sistemul TLS, cazanul CZ, turbinele T şi alimentarea cu apă AA. Blocurile generator-transformator, de obicei apar la CET existente, care se extind cu blocuri de putere mare de100-165MW. Tensiunea de producere a CET se ia egal ă cu 6 sau 20 kV. La aceast ă tensiune se alimentează consumatori locali. Transformatoarele de leg ătură cu sistemul au rolul de a transmite in sistem surplusul de putere produs de generatoare sau rezervarea aliment ării consumatorilor atunci când apare deficit de putere la tensiunea de producere. La CET cu schem ă bloc, energia produs ă este transmisă la un sistem de 110-220 kV iar puterea transformatoarelor bloc se alege corespunzător puterii generatoarelor Alegerea puterii transformatoarelor de leg ă tur ă cu sistemul Centralele electrice de termoficare cu bare la tensiunea de producere, de obicei se proiectează în aşa fel încât puterea generatoarelor s ă depăşească puterea cerută de consumatorul de la tensiunea de producere. În practic ă se întâlnesc şi situaii în care puterea generatoarelor conectate în paralel la tensiunea de producere nu acoper ă consumul de la această tensiune şi, pentru acoperirea acestui consum se absoarbe putere din sistem. La centralele din prima categorie, la care puterea suplimentar ă se transmite în sistem, se poate instala un singur transformator de leg ătură cu sistemul, cu condi ia ca sistemul să se poată dispersa de această putere şi dacă căderea transformatorului de leg ătură nu conduce la reducerea debitului de abur necesar consumatorilor termici. Reducerea debitului de abur se poate datora necoresponden ei dintre consumul electric şi cel termic.
46
În practica centralelor electrice de termoficare, de regul ă, se instalează două transformatoare. Puterea total ă a transformatoarelor se alege în a şa fel încât să respecte relaia: S T ≈ S ΣG − S S . p. max − S sarc. min .
(5.1.)
unde: SΣG - este puterea instalat ă în generatoare, MVA; SSpmax - consumul serviciilor proprii la sarcina maxim ă a generatoarelor, MVA; Ssarc max - sarcina minimă a consumatorului de la tensiunea generatorului MVA. În relaia (5.1.) puterea trebuie s ă fie introdusă sub formă complexă S = P + j Q. La alegerea transformatoarelor se fac urm ătoarele ipoteze: a) transformatoarele nu trebuiesc supraînc ărcate în regim normal de func ionare; b) la scoaterea din func iune a unui transformator (defectare, revizie, repara ie) al doilea transformator nu trebuie supraînc ărcat timp îndelungat, deoarece se poate reduce puterea debitată în sistem până la puterea electric ă produsă pentru acoperirea sarcinii şi repartizarea deficitului de putere pe alte centrale din sistem; c) transformatoarele de leg ătură trebuiesc dimensionate pentru alimentarea f ără întrerupere a consumatorilor de la tensiunile de producere, în cazul ie şirii din func iune a celui mai mare turbogenerator. La centralele din categoria a doua (cu alimentare şi din sistem a consumatorilor de la tensiunea de producere) de obicei se instaleaz ă două transformatoare de leg ătură cu sistemul. Puterea transformatoarelor se alege cu condi ia ca ele să funcioneze f ără suprasarcină în regim normal de func ionare şi să funcioneze cu suprasarcina de avarie admisă în cazul în care se avariaz ă cel mai mare dintre generatoare, sau unul dintre transformatoarele de leg ătură cu sistemul. Ultima condiie se poate exprima astfel: S T ≥
S def K av
unde: Sdef - cel mai mare deficit de putere în cazul consumului maxim la tensiunea de producere şi defectarea unui generator sau transformator de leg ătură; K av - coeficientul de supraînc ărcare de avarie a transformatoarelor. La alegerea transformatoarelor în anumite situa ii se ia în considerare şi posibilitatea sacrificării unei pări din sarcina de categoria treia.
Scheme electrice la tensiunea de producere a CET La tensiunea de producere a CET de obicei se folosesc următoarele scheme: bare simple secionate (cu două sau trei secii de bare); bare simple secionate legate în inel (scheme în inel); sau cu un sistem de bare de echilibrare (scheme în stea); două bare colectoare cu un întreruptor pe circuit (cu două până la patru secii de bare), precum şi diverse modificări, în cazul existenei unui număr mare de generatoare. Pentru a se asigura stabilitatea electrodinamică a echipamentelor electrice, pe sec iile de bare, de regul ă se conectează câte un generator de maximum 60 MW la tensiunea de 6 kV sau un generator de 100 MW ia tensiunea de 10 kV. Cu considerarea transformatoarelor de legătură cu sistemul nu trebuie s ă se depăşească un anumit nivel de scurtcircuit. În situa ii absolut necesare, pentru limitarea curen ilor de scurtcircuit, se instalează suplimentar şi reactoare de sec ionare. În schemele actuale pentru centrale electrice de termoficare puterea de scurtcircuit pe barele colectoare nu trebuie s ă depăşească 750-900 MVA la 6 kV şi 15001800 MVA la tensiunea de 10 kV, iar la sta iile de la consumatori 200 şi respectiv 350 MVA.
47
Pentru a se asigura func ionarea transformatoarelor de leg ătură cu sistemul în regim reversibil, acestea trebuiesc prevăzute cu un reglaj al tensiunii sub sarcin ă. Scheme cu bare colectoare simple Schema cu dou ă secii de bare S1 şi S2, legate între ele cu ajutorul unui întreruptor de cuplă longitudinală CL, este prezentat ă în fig. 5.42. În circuitele de linie se instaleaz ă întreruptoarele I, precum şi separatoarele de linie S 1 şi separatoarele de bare S b. Schema este sigură, clară şi asigură o sigurană suficientă pentru alimentarea consumatorilor, dac ă fiecare consumator este racordat prin dou ă linii, legate la secii de bare diferite. Separatoarele nu sunt elemente operative şi servesc numai pentru a efectua întreruperi vizibile în cazul lucr ătorilor de revizie. Sistemul de blocaj dintre separatoare şi întreruptoare este simplu ceea ce face ca ca manevrele gre şite la separatoare s ă fie practic excluse.
Fig.5.42. Schema cu bare simple sec ionată. Dezavantajul schemei constă în faptul c ă un scurtcircuit pe una din sec iile de bare conduce la deconectarea sursei corespunz ătoare seciei de bare. De asemenea sursa sec iei este oprită şi în timpul reviziei barei sau a separatoarelor de bare. Schema se folose şte pentru maximum 6-8 luni. Pentru un num ăr mai mare de circuite se folose şte schema cu bare colectoare duble. La schema din fig. 5.42. şi la schemele urm ătoare, alimentarea serviciilor proprii este prezentată pentru tensiunea de producere de 6 kV. La tensiunea de producere de 10 kV, alimentarea serviciilor se face prin intermediul transformatoarelor de 10/6 kV, folosindu-se aceleaşi scheme. Pentru limitarea curen ilor de scurtcircuit la centralele electrice de termoficare se folosesc reactoare de sec ionare. Schema cu trei sec ii de bare şi două reactoare de sec ionare (RS) se prezint ă în fig. 5.43. Pentru egalizarea tensiunilor între sec iile de bare şi îmbunătăirea condiiilor de alimentare a consumatorilor, în cazul deconect ării unuia dintre generatoare (transformatoare) în schemă se prevăd separatoare de şuntare SS sau întreruptoare de şuntare IS (reprezentate punctat). Întreruptoarele de şuntare scumpesc schema dar o fac mult mai elastic ă. Şuntarea reactoarelor este permis ă în acele situaii în care prin şuntarea reactoarelor nu se depăşesc nivelele de scurtcircuit admise pentru aparatajul electric.
48
Fig.5.43 Schema cu bare colectoare simple secionate cu reactoare de sec ionare şi separatoare (întreruptoare) de şuntare Schema în inel La schema în inel prezentat ă în fig. 5.44, avem patru sec ii de bare, legate între ele prin cuple longitudinale prev ăzute cu reactoare de sec ionare. Pentru şuntarea reactoarelor de secionare se prev ăd separatoare. Transformatoarele de leg ătură cu sistemul sunt racordate simetric la sec iile S1 şi S3. Consumatorii sunt racorda i prin intermediul reactoarelor jumelate pe grupe de plec ări, iar serviciile proprii sunt alimentate prin reactoare individuale pe fiecare secie de servicii proprii. Pentru rezolvarea sigur ă a serviciilor proprii se prevede o sec ie de bare speciale între primul transformator de leg ătura şi prima secie de bare. Reactoarele de secionare se dimensioneaz ă pentru regimul de alimentare a consumatorilor sec iei, în cazul lipsei generatorului sau a transformatorului de leg ătură cu sistemul, precum şi pentru regimul de transmitere a puterii excedentare din sec ia de bare în cazul defect ării unuia din elementele: transformatorul de leg ătură sau a întreruptorului de cupl ă longitudinală.
Fig. 5.44. Schema în inel
Schema în stea Schema în stea este prezentat ă în fig. 5.45.; are patru sec ii de bare, legate între ele printr-o bar ă de egalizare, fiecare leg ătură între seciile de bare şi bara egalizatoare fiind prevăzută cu reactor. Este prev ăzută posibilitatea de şuntare a reactoarelor prin separatoare. Consumatorii şi serviciile proprii se alimenteaz ă prin linii prevăzute cu reactoare individuale. Reactoarele barei de egalizare se dimensionează pentru regimul de alimentare a sec iei în cazul în care iese din func iune una dintre sursele de alimentare ale sec iei (generatorul sau 49
transformatorul de leg ătură), sau pentru regimul de transmitere a puterii disponibile a sec iei spre sistemul energetic. Utilizarea schemei în stea este legat ă de soluii constructive, în comparaie cu schema în inel. Din aceast ă cauză schema nu a g ăsit o utilizare larg ă.
Fig. 5.45. Schem ă în stea Schema cu bare colectoare duble si un întreruptor pe circuit La tensiunea de producere o larg ă utilizare a căpătat schema cu bare colectoare duble (o bară de lucru şi una de rezerv ă), cu bare de lucru sec ionate în dou ă, trei sau patru sec ii de bare. La dou ă sau trei bare se folosesc scheme cu bare în linie (fig. 5.46.), iar la patru sec ii de bare sistemul de lucru se leag ă în inel. Sistemul de bare de rezerv ă nu se secionează. În schemă în afară de întreruptoarele de sec ionare se folosesc întreruptoare de cupl ă transversală CT. Prezena întreruptorului de CT conduce la eliminarea separatoarelor de şuntare a reactoarelor de sec ionare. Consumatorii şi serviciile proprii se alimenteaz ă de la barele colectoare prin linii individuale. Dac ă este necesar, liniile se prev ăd cu bobine de reactan ă. Fiecare circuit se conectează la barele colectoare prin dou ă separatoare, unul din ele fiind în funcionare normal ă deschis. Separatoarele de bare pe lâng ă funciunile de scoatere în revizie au şi funciuni operative, ceea ce conduce la mic şorarea siguranei în funcionare. Avantajul schemei cu sistem dublu de bare, const ă în posibilitatea scoaterii în revizie a oricărei staii de bare, f ără să se întrerupă alimentarea consumatorilor şi posibilitatea efectu ării reviziei oricărui separator de bare cu condi ia întreruperii aliment ării circuitului respectiv (celelalte circuite se trec pe cel ălalt sistem de bare). În caz de defect pe una din sec iile de bare, consumatorii de pe sec ia respectivă rămân nealimentai numai pe timpul trecerii operative a consumatorilor de pe sec ia defectă pe sistemul de bare de rezerv ă.
Fig.5.46. Schema cu dou ă sisteme de bare 50
(sistemul de lucru este sec ionat în două secii) Cu ajutorul întreruptorului de cupl ă transversală se pot efectua urm ătoarele manevre: trecerea circuitelor de pe sistemul de bare de lucru pe sistemul de rezerv ă şi invers, f ără întreruperea aliment ării circuitelor respective; deconectarea oric ărui circuit, dac ă întreruptorul circuitului respectiv, din diferite motive nu poate fi deconectat (scurgerea uleiului din întreruptor, defectarea dispozitivului de ac ionare etc.). Calit ăile schemei enumerate mai sus conduc la mărirea siguran ei de alimentare a consumatorilor. De asemenea, schema cu bare duble are şi o serie de dezavantaje: instala iile de distribuie realizate cu bare colectoare duble, constructiv sunt mai complicate şi mai scumpe, faă de schemele cu bare colectoare simple; schemele de blocaj ale separatoarelor, sunt mult mai complicate. Folosirea separatoarelor de bare ca elemente operative conduc la avarii datorate personalului, ceea ce face ca siguran a schemei s ă se reducă. Schema cu bare colectoare se folose şte în cazurile în care num ărul de plecări de pe seciile de bare este mai mare de 6-8 şi în special atunci când consumatorii sunt alimenta i f ără linii de rezerv ă.
5.2.4. SCHEMELE ELECTRICE ALE CHE Schemele electrice ale CHE sunt în general mai simple decât cele aferente termocentralelor. Acest lucru decurge din specificul CHE în care num ărul orelor de utilizare al puterii instalate este redus iar consumatorii de servicii proprii sunt aproximativ cu un ordin de mărire mai mici. În fig. 5.47. se prezint ă simplificat câteva variante de scheme electrice de conexiuni mai des întâlnite la CHE, urmând ca varianta aleas ă în final să ină cont de num ărul de ore de funcionare al fiecărui grup, la leg ăturile schemei cu alte grupuri sau cu S.E.N., gradul de sigurană oferit serviciilor interne, de faptul dac ă grupurile sunt reversibile sau nu etc. In schema din fig. 5.47., se prezint ă o schemă des întâlnită la grupurile hidro de putere medie care livrează energia produs ă la î.t. sau f.î.t. Pentru reducerea investi iei în transformatoare se pot folosi transformatoare cu mai multe înf ăş ăşurări secundare. De regulă prelevarea energiei necesare aliment ării consumatorilor de S.I. se face după întreruptorul generatorului, independent de func ionarea hidroagregatului. La tensiunea superioar ă, sistemul de bare colectoare este de tip simplu sau, func ie de importana nodului realizat, se mai adaug ă o bară de ocolire, arareori se dubleaz ă. Nu este obligatorie prelevarea câte unei aliment ări de servicii interne de la fiecare grup; uneori este suficientă o derivaie, alimentarea de rezerv ă AR fiind luat ă de la o re ea locală de medie tensiune. Pentru diminuarea investi iei în transformatorul ridic ător, acesta se poate prevedea cu o singur ă înf ăş ăşurare la tensiunea superioar ă. În raport cu importan a centralei, barele colectoare sunt duble, simple plus bar ă de transfer, etc. sau pur şi simplu pot lipsi, ca în varianta din fig. 5.47.b. În fine, pentru cazul integrării în schemă a unui grup reversibil GR, alternator-motor de la CHEAP, se d ă varianta din fig. 5.47.c. O particularitate a schemelor CHE este dispersarea instala instala iilor: la uzina propriu-zis ă, la baraj (ecluze), castelul de echilibru. Uneori pentru punctele mai importante, mai nou se foloseşte drept alimentare de rezerv ă de grup Diesel-generator cu pornire rapid ă.
51
Fig.5.47. Variante de scheme electrice de conexiuni mai des folosite pentru CHE a-schemă cu bară simplă; b-f ără bară; c-cu bară simplă şi CHEAP subterană 5.2.5. LIMITAREA CUREN CURENILOR DE SCURTCIRCUIT La centralele electrice cu tensiuni înalte, şi în special la centralele termoelectrice limitarea curenilor de scurtcircuit este o problem ă de mare importan ă care se rezolvă astfel [15-18]: a) prin limitarea num ărului de blocuri care se conecteaz ă pe aceeaşi bară; b) prin trecerea la o tensiune superioar ă. La centralele cu distribu ie la tensiunea de producere, limitarea curen ilor de scurtcircuit se face prin: a) limitarea num ărului de generatoare cuplate pe aceea şi secie de bare; b) folosirea reactoarelor de sec ionare; c) folosirea transformatoarelor cu dou ă înf ăş ăşurări la tensiune de producere a generatoarelor; d) folosirea reactoarelor de linie. În instalaiile de servicii proprii limitarea curen ilor de scurtcircuit se face prin: a) folosirea transformatoarelor cu dou ă înf ăş ăşurări secundare; 52
b) limitarea puterii unitare a transformatoarelor; t ransformatoarelor; c) limitarea numărului de motoare de putere mare conectate pe o sec ie de bare Reactoarele de sec ionare ionare şi reactoarele de linie Reactoarele de sec ionare limitează curenii de scurtcircuit în întreaga re ea de la tensiunea de producere, inclusiv barele colectoare, iar reactoarele de linie numai în re eaua de distribuie. Reactoarele de linie au curen ii nominali mult mai mici ca reactoarele de secionare. Din aceast ă cauză reactoarele de linie realizeaz ă o limitare mult mai important ă deoarece reactan a reactoarelor în ohmi este invers propor ională cu curentul nominal al reactorului. x r = x*r
U nom [Ω], 3 I nom
unde: xr - reactana reactorului în [ohmi]; x*r - reactana în mărimi relative raportat ă la mărimile nominale; U nom nom, I nom nom - tensiunea şi curentul nominal al reactorului. La proiectarea centralelor electrice de termoficare în prima etap ă se verifică posibilitatea limitării curenilor de scurtcircuit în re ea cu ajutorul reactoarelor de sec ionare. Dacă limitarea curenilor de scurtcircuit cu reactoare de sec ionare nu este suficient ă, se analizează suplimentar instalarea reactoarelor în linie. Ca reactoare de sec ionare se ăşurare, iar ca reactoare de linie - bobine de reactan ă cu folosesc bobine de reactan ă cu o înf ăş o înf ăş ăşurare sau bobine de reactan ă cu priză mediană (reactoare jumelate). Curentul nominal al reactoarelor de sec ionare, în m ărimi relative raportate la curentul nominal al reactorului sec iei de bare de obicei se ia egal cu: 0,6 - 0,8 în schemele cu reactoare în linie pe barele colectoare, în schemele în stea 0,9-1. La CET de putere medie sau mare, curentul minimal al reactoarelor de sec ionare este cuprins între limitele 1,5-4 kA. Reactanele reactoarelor se iau egale cu 8 -12 şi 5 – 8%. La centralele electrice de termoficare regimul de func ionare se aranjeaz ă în aşa fel, încât, circulaia de cureni (în regim normal de func ionare) prin reactoarele de sec ionare să fie minim. Pierderile de tensiune în reactoarele de linie, în regim normal de func ionare sunt: ∆U r * ≈ I r * xr * sin ϕsarc. Această cădere de tensiune nu trebuie s ă depăşească 2 – 3%. Nivelul curenilor de scurtcircuit în re eaua de distribu ie se limitează pentru asigurarea următoarelor cerin e: a) capacitatea de deconectare a întreruptoarelor în linie, montate în CET; b) stabilitatea termică a cablurilor de linie, care pleac ă din CET; c) capacitatea de deconectare a întreruptoarelor instalate în re eaua de distribu ie, la consumatori; d) stabilitatea termică a cablurilor din re eaua de distribu ie de la consumatori. În cazul general, nivelul optim al curen ilor de scurtcircuit se poate g ăsi pe baza calculelor tehnico-economice. Dac ă majoritatea sarcinii este format ă de motoare electrice, care necesită un grad mare de siguran ă şi lungimile cablurilor de distribu ie sunt mici, atunci se recomandă ca limitarea curen ilor de scurtcircuit s ă se facă conform tradi iei (a). În cazul în care reeaua de cabluri este scump ă (în general în cartierele centrale ale ora şelor) apar ca determinante condi iile (c) şi (d). Dacă este necesară o importantă limitare a curen ilor de scurtcircuit în re ea, atunci se folosesc bobine de reactan ă pe linii. Pentru linii de putere mare (în jur de 1000 A) de obicei se folosesc reactoare individuale pentru fiecare linie, fig. 5.48.a. sau reactoare jumelate pentru dou ă linii fig. 5.48.b. Pentru linii 53
de puteri mai mici, de obicei, se folosesc reactoare pe grupe de plec ări – simple sau jumelate fig. 5.48.c. şi d. Num ărul liniilor care pot fi racordate la un reactor sau pe o ramur ă a reactorului jumelat, depinde de capacitatea de tranzit a reactorului. Este de dorit ca num ărul reactoarelor de linie s ă fie cât mai mic şi în acelaşi timp să nu se mărească prea mult num ărul de linii pe un reactor, deoarece, defectarea reactorului pentru un grup de linii conduce la întreruperea aliment ării pe perioad ă mai mare de timp a tuturor liniilor racordate la reactor cu supraînc ărcarea altor reactoare. Avantajul reactoarelor individuale (cu o singur ă linie) constă în faptul că un defect pe linia respectivă nu conduce la sc ăderi importante de tensiune la liniile vecine. În schemele cu reactoare pe grupe de linii, defectul pe una din linii, conduce la sc ăderea tensiunii la toate liniile conectate pe reactorul de grup de linii.
Fig.5.48. Scheme de racordare a reactoarelor de linie a-reactor simplu pentru o linie; b-reactor jumelat pentru dou ă linii; c-reactor simplu pentru grup de linii; d-reactor jumelat pentru dou ă grupe de linii. La alegerea reactoarelor trebuie s ă se ină cont şi de dimensiunile, greutatea şi posibilitatea de instalare.
5.2.6. SCHEMELE STA STAIILOR DE DISTRIBU DISTRIBUIE DE TENSIUNI ÎNALTE ŞI MEDII În România instala iile de distribuie ale centralelor electrice cu tensiuni nominale de 110 - 400 kV inclusiv se execut ă cu bare colectoare duble şi cu bare de ocolire cu un întreruptor pe un circuit şi patru separatoare pe fiecare circuit, fig. 5.49. În cazul func ionării normale amândouă sistemele de bare sunt folosite ca sisteme de lucru. Întreruptorul de cupl ă transversală are rol de întreruptor de sec ionare. Instalaiile de distribuie de acest tip au o serie de avantaje dar şi dezavantaje. Ca dezavantaje trebuiesc amintite: 1.-trecerile de pe un sistem de bare pe altul, precum şi pe sistemul de ocolire efectuate cu ajutorul separatoarelor sub curent, ceea ce mic şorează sigurana centralelor electrice;
54
Fig.5.49. Schema unei centrale cu 4 grupuri la care s-a folosit schema cu bare duble şi bară de ocolire. 2.-un dezavantaj major al schemelor cu bare duble este deconectarea unui num ăr de blocuri şi a unui grup de linii în cazul defectelor în zona barelor colectoare sau în afara barelor colectoare şi refuzul ac ionării întreruptorului de linie; 3.-defectarea întreruptorului cuplei transversale poate duce la scoaterea din func iune a ambelor bare colectoare. La o serie de centrale electrice pentru a m ări sigurana de funcionare - barele colectoare sunt secionate, fig. 5.50. Prin aceasta sec iile de lucru s-au m ărit la patru. Numărul de blocuri şi linii care pot fi deconectate în cazul defectelor în zona barelor colectoare se reduce la jum ătate. O astfel de schem ă este relativ complicată. Costul instalaiei de distribuie este sporit şi datorită numărului mare de întreruptoare folosite.
Fig.5.50. Schema cu bare duble ac ionate şi bare bare de ocolire
55
Scheme cu un întreruptor şi jumătate pe circuit
Au avantajul c ă elimină complet folosirea cuplelor transversale, avarierea unui circuit, deconectează întreruptoarele adiacente, dup ă care se izolează circuitul prin separatorul s ău, iar reeaua se reface prin închiderea întreruptoarelor care au declan şat. Schema este însă şi mai scumpă datorită sporirii numărului de întreruptoare (fig. 5.51.).
Fig.5.51 Schem ă cu un întreruptor şi jumătate pe circuit
Fig.5.52. Schemă în hexagon pentru o centrală cu două grupuri şi 4 linii
Această schemă are două bare colectoare şi trei întreruptoare la dou ă circuite. Pările pozitive ale acestei scheme (fig. 5.51.) sunt: a - scoaterea în revizie a întreruptorului nu necesit ă manevre de separatoare sub curent; pentru revizie este suficient să se deconecteze întreruptorul şi separatorul corespunz ător; prin aceasta circuitele rămân în func iune. b - în cazul unui scurtcircuit în zona barelor colectoare nici un circuit nu este scos din funciune (se consideră că toate întreruptoarele sunt închise). Refuzul de ac ionare a unui întreruptor duce la deconectarea împreun ă cu circuitul defect a unei bare colectoare sau a circuitului al ăturat. Sigurana în func ionare a schemei cu 1 şi 1/2 întreruptoare pe circuit este mai mare ca schemele cu bare duble cu un întreruptor pe un circuit şi 2 cuple longitudinale. Costul schemelor cu 1 1/2 întreruptoare pe circuit este cu pu in mai mare ca a unei scheme cu bare colectoare duble.
Scheme poligonale Au c ăpătat utilizare în Canada, S.U.A. şi Anglia. În poligoanele simple fig. 5.52. barele colectoare sunt închise în inel şi sunt secionate cu întreruptoare dup ă numărul de circuite. Pe racorduri întreruptoarele lipsesc, aici sunt prev ăzute numai separatoare cu dispozitive de comandă la distană. La un num ăr mare de plec ări poligonale se prev ăd puni (fig. 5.53.). 56
Fig.5.53. Schem ă poligonală cu puni În încheiere, trebuie menionat că sigurana instalaiei de distribu ie nu depinde numai de schema adoptată ci în principal de calitatea aparatelor adoptate; cu cât siguran a aparatajului este mai mare şi reviziile la aparataj mai rare - cu atât schema este mai sigur ă.
5.2.7. EXEMPLE DE SCHEME ELECTRICE ALE UNOR CENTRALE ELECTRICE DIN ROMÂNIA Termocentralele Se prezintă schema unei termocentrale în fig. 5.54., echipat ă cu grupuri de 100 şi 200 MW, energia electric ă produs ă fiind evacuată prin staiile electrice de conexiuni exterioare de 110 şi 220 kV. Leg ătura între cele dou ă tensiuni superioare este f ăcută prin cuplaj de tip autotransformator, aici folosindu-se o solu ie mai rar întâlnit ă prin 3 unităi monofazate de lucru şi o a patra unitate monofazat ă de rezervă; acelaşi mod de legătură este folosit cu sta ia de 400 kV.
57
Fig.5.54 Schema electric ă de principiu a CTE Ludu ş (800 MW) Staia de 110 kV este realizat ă cu celule dispuse fa ă în faă, dispoziie constructivă ce ocupă cel mai bine terenul în cazul în care num ărul circuitelor de intrare în bar ă este aproximativ egal cu cel al circuitelor care pleac ă din bară. Din acest motiv una din bare este în formă de ,,U" [19-22]. Staia de 220 kV este prev ăzută şi cu o bară de transfer. Serviciile proprii de bloc sunt alimentate de la câte dou ă secii, alimentate de la transformatorul de S.I. de bloc în solu ia clasică la grupurile de 100 MW sau în solu ie modernă la grupurile de 200 MW. La aceasta din urm ă solicitările la scurtcircuit sunt reduse corespunzător prin folosirea de transformatoare cu înf ăşurarea secundar ă divizată. Serviciile interne generale sunt alimentate de la primele grupuri puse în func iune. Sursele de pornire-oprire şi rezervă sunt prezente prin transformatoarele de 110/6,3 kV de 31,5 MVA şi 12,5 MVA respectiv (TPOR). Schema electrică a CET Borze şti, fig. 5.55. prezint ă schema pării CET propriu-zise reprezentată de grupurile de 25 MW şi staia aferentă la tensiunea de producere 6,3 kV; aici consumatorii sunt alimenta i prin bobine de reactan ă la fel şi pe cupla longitudinal ă este prezent reactorul pentru reducerea nivelului curen ilor de scurtcircuit. Întrucât energia electric ă a consumatorilor din zon ă este asigurată de grupurile de 25 MW, grupurile de 50 MW de asemenea incluse în sistemul de termoficare î şi va livra energia la 110 kV şi respectiv 35 kV prin transformatoare cu trei înf ăşurări. Prezena întreruptorului de generator la acestea din urm ă permite pornirea-oprirea consumatorilor de S.I. cu energie direct prelevată din reeaua de 110 sau 35 kV. În fine, grupurile de 200MW realizate în condensaie pe partea termomecanic ă au o schemă electrică identică cu a centralei prezentate anterior. Este vorba de schema bloc. Un bloc autotransformator leag ă reelele de 110 şi 220 kV pe motivul c ă raportul tensiunilor nu întrece 1/3 iar tratarea punctului neutru N este aceeaşi: N legat la priza de p ământ!
58
Fig.5.55. Schema electric ă simplificată a CET Borze şti Hidrocentrale Se citează schema unei hidrocentrale, de mare putere din Europa [6] (exceptând exU.R.S.S.) la care se vede c ă schema folosită este cea tipică de la marile centrale termoelectrice: schema bloc. Se observ ă că puterea instalată în transformatoarele de S.I. este cel puin cu un ordin de m ărime inferioară faă de situaia de la CTE. Aceasta deoarece prin specificul său, o CHE are partea de S.I. substan ial simplificată. Pentru motivul c ă este foarte asemănătoare cu o schem ă clasică tip bloc şi pentru faptul c ă nu este tipică, nu se va insista asupra ei. Într-o schemă tipică pentru CHE de putere, realizat ă recent în ara noastră, s-au eliminat complet barele colectoare şi întreruptorul de linie; exist ă câte o secie de S.I. pentru fiecare hidroagregat, precum şi o bară de S.I. de alimentare de rezerv ă de la o re ea de m.t. din zon ă. În general, schemele CHE nu au decât o bar ă colectoare şi eventual o bar ă de rezervă. Centralele nuclearo-electrice. Generalit ă i ale schemelor de CNE Schemele de comuta ie ale centralelor nuclearo-electrice sunt asem ănătoare cu schemele de comutaie ale centralelor termoelectrice (CTE sau CET). Centralele nuclearo-electrice se deosebesc de centralele termoelectrice prin faptul c ă CNE necesită un înalt grad de siguran ă pentru care sunt necesare zone de protec ie sanitară şi norme speciale de exploatare şi securitate. Majoritatea centralelor electrice nucleare func ionează ca centrale de condensa ie şi schemele lor de comuta ie se construiesc pe principiul blocului. La proiectarea schemei electrice a CNE se ine cont de faptul c ă la aceste centrale există următoarele particularităi: a) toată energia electrică produsă de centrală, din care se scade energia consumat ă în serviciile proprii, se transmite în sistem la foarte înalt ă tensiune; b) se folosesc, de regul ă, agregate de putere unitar ă foarte mare, 500-1500MW; c) alimentarea serviciilor proprii trebuie s ă se facă cu sigurană mărită; d) sunt puin manevrabile (la fel ca CTE) şi nu sunt apte pentru regimuri variabile; e) folosesc cantităi de combustibil reduse, ceea ce simplific ă instalaiile de alimentare cu combustibil, ceea ce face s ă existe spaiu pentru instalaiile de distribu ie de înaltă tensiune;
59
f) nu poluează atmosfera şi din această cauză nu apar probleme cu izola ia instalaiilor de înaltă tensiune; g) sunt autonome din punct de vedere tehnologic şi depind numai de alimentarea cu ap ă şi din această cauză pot fi amplasate şi în locuri izolate greu accesibile. La CNE se instaleaz ă grupuri de putere mare la care se racordeaz ă şi transformatoarele pentru alimentarea serviciilor proprii. La înaltă tensiune se folosesc scheme cu siguran ă mărită, care caracterizează CTE, şi anume: poligonale (p ătrat, pentagon, hexagon); poligonale cu pun i; cu două bare colectoare cu bare de ocolire; cu dou ă bare şi două întreruptoare pe circuit; scheme cu 1,5 întreruptoare pe circuit. Practica actuală, care se bazează pe un num ăr de circa 300 de centrale nuclearoelectrice executate sau comandate pe plan mondial, pune în eviden ă faptul că filiera reactoarelor folosite nu influen ează schema electrică de racord la sistemul energetic. Pe de altă parte, soluiile de racord la sistemul energetic al centralelor nuclearo-electrice nu difer ă de cele utilizate în cazul centralelor electrice clasice echipate cu grupuri de mare putere la care se pun acelea şi probleme de asigurare a stabilit ăii generatoarelor. La centralele nuclearo-electrice se impun condi ii speciale de securitate, care se reflect ă în modul de realizare a sistemului de alimentare a serviciilor proprii. Rezolvarea acestei probleme se face în mod specific pentru diversele filiere de reactoare nucleare. În lucrare se eviden iază particularităile pării electrice a centralelor echipate cu reactoare nucleare de tip CANDU. Având în vedere cele de mai sus, o aten ie deosebită este acordată sistemului de alimentare cu energie electric ă a serviciilor proprii. Schema electrică de principiu a blocului După cum se ştie, schema electrică primară a unei centrale electrice îndepline şte următoarele două funciuni: - transferarea c ătre sistemul energetic a energiei electrice produse în central ă - alimentarea cu energie electric ă a serviciilor proprii ale centralei. Sistemul de evacuare a puterii generatorului se compune din transformatorul ridic ător de bloc TB şi din staia de înaltă tensiune prin care se face racordul cu subsistemul electroenergetic. Pentru exemplificare, am considerat o sta ie de racord cu schem ă poligonală, centrala fiind prevăzută cu două grupuri G1 şi G2 şi două linii L1 şi L2, prin care se evacuează trecerea în sistem. Sistemul de alimentare a serviciilor proprii se compune din transformatorul de servicii proprii de la bornele generatorului TSPG şi transformatorul de servicii proprii de la sistem TSPS, precum şi din barele de medie şi joasă tensiune, aparatele de comuta ie şi cablurile de legătură aferente. În cazul unui bloc energetic de tip CANDU, 7-10% din puterea generatorului principal este folosită pentru alimentarea serviciilor proprii, iar restul de 90–93% este evacuat în sistemul electroenergetic. Pentru asigurarea continuit ăii alimentării cu energie electrică a serviciilor proprii este prevăzut un sistem de transfer automat al aliment ării schemelor de la TSPG la TSPS sau invers. De menionat pentru alimentarea unei anumite clase de consumatori se prev ăd surse independente de sistem. Fa ă de cazul unei centrale termoelectrice clasice, aceste surse independente au o putere considerabil mai mare. Având în vedere importan a deosebită a centralei nucleare pentru sistemul energetic naional, racordarea s-a realizat la sistemul energetic s-a realizat la tensiunea de 400 kV, printr-o sta ie cu bare colectoare duble sec ionate longitudinal şi 1,5 întreruptoare pe circuit. Alimentarea din sistem a serviciilor proprii este asigurat ă printr-o sta ie de 110 kV cu bare
60
colectoare duble sec ionate longitudinal şi un întreruptor pe circuit. Sec iile de bare de 110 kV sunt alimentate prin dou ă transformatoare de 250 MVA, racordate la sta ia de 400 kV.
5.3. DISPOZIII CONSTRUCTIVE ALE INSTALAIILOR DE ÎNALTĂ TENSIUNE DIN CENTRALE ŞI STAII ELECTRICE 5.3.1. CONDIII GENERALE O schemă electrică de conexiuni transpus ă fizic în teren conduce la a şa numita dispozi ie constructivă . Evident, aparatele şi legăturile conductoare sunt plasate într-un volum minim cu respectarea unor deziderate adiacente. Dintre acestea se men ionează sigurana în funcionare, securitatea personalului care deserve şte instalaiile mai ales în timpul manevrelor operative, claritatea montajului realizat care s ă garanteze o exploatare simpl ă şi eficientă, extinderi viitoare care s ă poată fi u şor realizabile, economicitatea solu iei adoptate ce rezult ă din mărimea efortului de investi ie şi din volumul cheltuielilor de exploatare, importan a instalaiilor respective în cadrul SEN, respectiv a obiectivelor economice şi sociale alimentate direct, condiii de climă zonală şi forma terenului de amplasare etc. În viitorul previzibil practica lucrului sub tensiune LST va fi o realitate obi şnuită. Siguran a în exploatare a instala iilor Modul în care se dispun aparatele şi legăturile conductoare afecteaz ă gradul de siguran ă în funcionare al instalaiilor în regim normal de func ionare sau în condi iile apariiei unei perturbaii, ca de exemplu: suprasolicit ări electrice anormale ale izolaiei sau a căilor de curent, suprasolicitări accidentale mecanice, incendii etc.
Măsurile care se iau înc ă din faza de proiectare a instala iilor în vederea ob inerii unei sigurane în func ionare satisf ăcătoare, care se refer ă la asigurarea: a) nivelului de izolare necesar între diferitele elemente sub tensiune sau între acestea şi pământ, realizabil prin dispunerea spa ială a acestor elemente astfel încât intensitatea câmpului electric în orice situa ie de funcionare permisă să rămână inferioară valorii critice la care are loc str ăpungerea mediului izolat folosit. Altfel spus, trebuie asigurate distan ele minime de izolaie. Aceste distane verificate pe cale experimental ă sunt normate şi valorile lor pentru p ări fixe sub tensiune sunt date spre exemplificare în tabelul 5.1 Tabelul 5.1. Distanele minime de izola ie Tensiunea Distana Distana Distana Distana nominală între faze între faze între fază şi între fază şi (kV) (mm) (mm) pământ pământ exterior interior (mm) (mm) exterior interior 6 220 100 200 90 10 220 130 200 120 20 330 200 300 180 110 1000 1000 900 900 220 2000 2000 1800 1800 400 3400 3400 3100 3100 În cazul conductoarelor flexibile distan ele mai sus tabelate se suplimentează cu mărimea (vezi şi fig. 5.56.), a = f sin (arctg P / Q). În general distanele izolante se majoreaz ă: în cazul staiilor realizate la altitudini de peste 1000 m în vederea limit ării pierderilor prin desc ărcare coroana; sta iile din zonele intens 61
populate sau din punctele SEN unde efectele electrodinamice la scurtcircuit trebuie reduse; la polii opuşi ai separatoarelor în vederea evit ării şuntări prin arc electric se procedeaz ă la o mărire a distanei izolante cu cel puin 20%; în staiile în care se realizează un grad mărit de securitate etc.
Fig.5.56. Majorarea distan ei de izolaie la conductoarele flexibile: f -săgeata conductorului flexibil; P,Q,- componentele vertical ă, respectiv orizontal ă a rezultantei sarcinilor care solicit ă conductorul b) Reducerea riscurilor de avarie datorate arcurilor electrice care în general sunt mobile, deplasându-se sub ac iunea câmpurilor electromagnetice şi termice intense, dezvoltate la scurtcircuite polifazate şi care pot deci scoate din func iune total sau parial staia electrică.
Fig.5.57. Exemplu de montare incorect ă în care este favorizat ă deschiderea accidentală a cuitelor principale, respectiv închiderea cu itelor de legare la p ământ. În vederea confirmării defectului prin arc cât mai aproape de punctul în care s-a dezvoltat se recurge la anumite artificii constructive cum ar fi prevederea de pere i despăritori rezisteni mecanic între: - celulele al ăturate; - barele colectoare şi restul echipamentelor; - diferite pări din interiorul celulelor, func ie de mărimea curenilor de scurtcircuit; - seciile de bare colectoare.
62
Fig.5.58. Exemple de dispunere a c ăilor de curent la care ruperea conductorului superior conduce la avaria: a - ambelor bare colectoare; b - unui singur sistem de bare colectoare; c - riscuri mult diminuate. c) Reducerea riscurilor de avarie din cauza solicit ărilor accidentale mecanice, se refer ă în special la următoarele trei aspecte: - dispunerea separatoarelor astfel încât s ă nu fie posibilă deschiderea accidentală a cuitelor principale sub aciunea greutăii proprii; sau a for elor electrodinamice, respectiv închiderea cu itelor de legare la p ământ, fig. 5.57.; - prin dispunerea judicioas ă a legăturilor conductoare este posibil ca avariile cauzate de ruperea acestor legături sau a lanurilor de izolatoare s ă nu se extindă, conform exemplificării din fig. 5.58.; - este indicat ca izolatoarele de por elan să fie solicitate în special la compresiune şi nu la încovoiere, conform fig. 5.59.
Fig.5.59. Exemplu de dispunere a barelor colectoare la care izolatoarele suport sunt solicitate: a-avantajos; b-dezavantajos.
63
d) Diminuarea pericolului de incendiu urm ăreşte realizarea de dispozitive anexe care s ă diminueze efectele nocive ale unui incendiu pe cât posibil la zona în care s-a produs, ştiut fiind că în instalaiile electrice există materiale puternic inflamabile - uleiuri din transformatoare, bobine, cabluri şi respectiv o bun ă parte din materialele izolante ale acestora. Iată câteva din măsurile constructive care sunt gândite s ă limiteze efectul nociv al incendiilor. Relativ la canalele de cabluri din instala iile electrice se prev ăd din loc în loc dopuri ignifuge din azbest care s ă împiedice propagarea incendiului în lungul acestuia. Cl ădirile se realizează în general din materiale necombustibile, rezistente. În fine, o aten ie cu totul specială se acordă transformatoarelor. Astfel: în cl ădiri transformatoarele se monteaz ă în boxe separate, iar în exterior pentru unit ăile mari (peste 60 MVA) se prevede separarea acestora prin spaii libere de minimum 15 m sau prin pere i antifoc când distan a de 15 m nu poate fi respectată. Pentru a împiedica extinderea incendiului de la transformatorul avariat, se prevede o instalaie de stingere fixă, realizată dintr-un sistem de evi cu duze care urm ăresc gabaritul transformatorului la o anumit ă distană. În caz de incendiu se pulverizeaz ă CO2 sau H2O astfel încât transformatorul este acoperit cu un clopot de abur care împiedic ă pătrunderea oxigenului suplimentar necesar arderii şi incendiul se stinge (cel pu in se speră acest lucru). În vederea îndepărtării uleiului scurs din transformator şi astfel a-l împiedica să alimenteze incendiul, sistemul de evacuare se compune dintr-un dispozitiv de captare a uleiului, cu stingător de flacără din piatră sf ărâmată care are rolul s ă fragmenteze flacăra şi un colector calibrat în vederea re inerii întregului volum de ulei. Securitatea personalului de exploatare Se prevede evitarea expunerii persoanelor din sta ia electrică la şocuri termice (la scurtcircuite ori puneri accidentale sub tensiune) sau mecanice (explozii). În acest sens se prevăd dispoziiile constructive încât s ă împiedice pătrunderea accidental ă a personalului de deservire în zona care prezint ă riscurile citate mai sus, să protejeze termic şi mecanic culoarele de acces în instala ie. Un principiu verificat este acela ca la revizii/repara ii verificarea locului de lucru s ă poată fi f ăcută astfel încât să fie scos din func iune numai elementul la care se lucreaz ă. Se folosesc separări de protec ie şi în general se dispun la distan e inaccesibile numite şi distane de protecie - pările sub tensiune. Se prezint ă în continuare spre exemplificare câteva tipuri de distane de protec ie:
a) Distana de protecie pe verticală, de la nivelul de circula ie (cu piciorul) pân ă la proxima parte sub tensiune d p1, (fig. 5.60.), este: d p1 ≥ d f 0 + H + Z
unde: d fo este distana de izolare în aer între faz ă şi pământ la tensiunea respectivă; H ≅ 2300 mm şi reprezintă înălimea medie a unui om cu mâinile ridicate în sus; Z ≅ 400 mm şi reprezintă grosimea stratului de z ăpadă (în cazul staiilor de tip exterior).
64
Fig.5.60. Distana de protec ie pe verticală de la nivelul de circula ie (cu piciorul pe sol sau pe plan şeu) până la proxima parte sub tensiune. b) Distana liberă de la verticală sau echipamente transportate în sta ii exterioare pân ă la proxima parte sub tensiune d p2, se determină cu relaia (fig. 5.61.): d p 2 ≥ d f 0 + p
unde: df0 este spaiul obişnuit ocupat de un lucr ător, iar p ≤ 750 mm este un termen de asigurare pentru cazurile în care gabaritul este superior celui acceptat sau vehiculul nu respect ă strict spaiul destinat circulaiei.
Fig.5.61. Distana de protec ie de la cota de gabarit maxim pân ă la cea mai apropiată parte sub tensiune c) Flanşa de la baza izolatoarelor suport aflate în vecin ătatea spaiilor circulate (cu piciorul), din interiorul incintei îngr ădite a staiilor, trebuie să se afle la o în ălime minimă faă de spaiile circulabile de (fig. 5.62.): d p3 ≥ H + Z
65
Fig.5.62.Distana de protec ie de la flanşa de bază legată la pământ a izolatoarelor până la calea de circula ie (cu piciorul) în incinta îngr ădită a staiilor d) Există posibilitatea lucrărilor de revizii/repara ii la un circuit, atunci când circuitul de deasupra este sub tensiune - prin prevederea unei distan e de izolaie conform relaiei (fig. 5.63.): dp4 ≥ dfo + q în care q ine seama de posibilitatea ca un lucr ător care lucrează la circuitul inferior să nu poat ă atinge cu mâna ridicat ă, circuitul superior (cel pu in 750 mm).
Fig.5.63 Distana de protecie dp4 prevăzută pe verticală între elementele a dou ă circuite distincte când se prevede lucrul la circuitul inferior, atunci când circuitul superior este sub tensiune (partea ha şurată este zona de protec ie) e) Asemănător se prevede distan a de protecie pe orizontală între două circuite atunci când se lucreaz ă la unul din ele, celălalt fiind sub tensiune şi nu se pot face separări provizorii pentru protec ia personalului (fig. 5.64.): d p5 ≥ d f 0 + r
în care r este distana măsurată pe orizontală la care poate ajunge un om aflat la înălime şi lucrând la un circuit (aproximativ 2000 mm).
66
Fig.5.64. Exemplificare pentru distan a de protecie pe orizontală dp5 între elementele sub tensiune ale unor circuite distincte, dac ă se lucrează la unul din circuite, celălalt fiind sub tensiune În ceea ce prive şte separările de protec ie, aceasta se realizează din pereii plini de protecie. Există tipuri de separări sunt specifice dispozi iilor constructive de tip interior, pereii plini având suplimentar şi rolul de protec ie la şoc mecanic şi termic; altele la exterior previn extinderea unei avarii de la un transformator la altul apropiat. Folosirea barelor de protecie pentru exterior este limitată astăzi din lipsa de spaiu şi a concentrării excesive a dispoziiilor constructive modeme. Împrejmuirile de protec ie se realizează atunci când din condi ii constructive aparatele nu pot fi plasate la în ălime (minimum 2m de la baz ă), ci se plaseaz ă la nivelul căilor de rulare, fig. 5.65 şi fig. 5.66. Valorile cotelor sunt: c = Ao + H + Z - reprezintă înălimea minimă între conductorul sub tensiune şi sol, de la care nu mai este nevoie de împrejmuiri; A o-înălimea unei platforme de lucru; p1 = Ao + 300 - pentru împrejmuiri din perete din tabl ă plină, 300 mm reprezint ă deformarea tablei;
Fig.5.65. Exemplificarea zonei de protec ie (haşurată în desen) când aparatele sunt: a-de tip exterior, la nivelul c ăii de rulare; b-de tip interior
Fig.5.66.Exemplificarea unei situa ii în care nu mai e nevoie de împrejmuire Notă: lista distanelor de protec ie este mai lungă şi poate fi g ăsită în normativele de specialitate. Aici sunt date doar câteva categorii pentru în elegerea semnificaiei lor p2 = Ao + 100 - pentru împrejmuiri din plas ă,100 mm reprezint ă lungimea degetului introdus prin plas ă; p = Ao + 750 - pentru împrejmuiri de tip barier ă la înălime minimă de1500 mm, 67
750 mm reprezentând lungimea bra ului întins peste barier ă. În cazul aparatelor plasate la în ălime, nu mai sunt necesare împrejmuiri (fig. 5.66.). În tabelul 5.2. sunt date valori uzuale pentru distan ele de protec ie folosite în România. Tabelul 5.2. Valori uzuale pentru distan ele de protec ie Tensiuni nominale a instala iei, kV Distana tip la interior si 10 20 35 60 110 220 400 exterior dp1 ext. 2000 3000 3100 3350 3600 4500 5800 dp1 int. 2650 2700 2800 3000 3400 4500 dp2 ext. 800 900 1000 1250 1500 2400 3700 dp3 ext. 2500 dp3 int. 2300 Economicitatea soluiei Se apreciază prin prisma efortului de investi ii şi a cheltuielilor de exploatare. Aceste elemente pot influen a favorabil printr-o serie de m ăsuri, din care se citeaz ă: - limitarea spaiilor ocupate şi în special a volumului de lucr ări de construc ii; - limitarea lungimilor c ăilor de curent şi a numărului de izolatoare; - eşalonarea raională a etapelor de realizare a investi iei; - simplificarea execuiei prin folosirea masiv ă a elementelor tipizate; - reducerea volumului cheltuielilor de exploatare. 5.3.2. DISPOZIII CONSTRUCTIVE PENTRU STAII EXTERIOARE Aspecte generale Doar cu câteva decenii în urm ă sistemele electrice până la 110 kV inclusiv erau folosite aproape în exclusivitate pentru transportul energiei la mari distan e. Odată cu creşterea densităii de putere în re ele, nivelul tensiunilor maxime a crescut la 220 şi 400kV. Sistemele cu nivele de tensiuni de 60 - 110 kV sunt acum în majoritate rezervate distribu iei primare. Creşterea densităii sistemelor de distribuie a condus la amplificarea vertiginoas ă a numărului de staii pretutindeni în lume ca şi în ara noastră. S-au construit multe sta ii care corespund nu atât din punct de vedere al pre ului de cost ci mai ales se puteau realiza pe spaiul limitat avut la dispoziie, având un anumit nivel de siguran ă în funcionare. Dezvoltarea staiilor electrice de conexiuni în aer liber a trecut printr-o serie de schimbări constructive în decursul timpului. Mai multe tipuri diferite de dispozi ii constructive s-au redus la câteva moduri de baz ă privind aranjarea aparatelor şi legăturilor conductoare care s ă acopere toate aplica iile posibile. Aceste tipuri reprezentative de dispozi ii constructive difer ă unele de altele nu numai prin modul de dispunere al separatoarelor de bare dar şi prin poziia relativă a circuitelor în raport cu barele colectoare. Costul structurilor de susinere al legăturilor conductoare şi al aparatelor precum şi al accesoriilor difer ă de la o variantă la alta. Celula unui circuit de comuta ie conine separatoare de bare (aranjate de acord cu varianta particular ă de dispoziie constructivă), un întreruptor şi transformatoarele de m ăsurat, dacă este cazul încă un separator pe partea de plecare şi dispozitive de protec ie la supratensiuni.
68
Întreruptorul constituie partea principal ă a unui fider. Lâng ă el este prezent dispozitivul de ac ionare şi o boxă de conexiuni prin care este controlat ă şi semnalizată funcionarea aparatului. Întreruptoarele moderne cu SF 6 sau cu ulei puin - mai suple, se suspendă simplu pe stâlpi metalici sau din beton precomprimat contribuind direct la sporirea clarităii dispoziiei constructive. Separatoarele folosite sunt de diferite tipuri. Cel mai folosit tip în prezent este separatorul cu deschidere lateral ă a cuitelor la 110 - 220 kV şi cel cu cuite (cuit) ce se deschid pe verticală, la 400 kV. Folosirea acestuia din urm ă la 110 - 220 kV este limitat ă. Separatoarele pantograf sau semipantograf conduc la o economie de spa iu dar sunt ceva mai pretenioase ca realizare constructivă. Dacă un circuit trebuie s ă fie echipat cu transformatoare de tensiune, se prefer ă de multe ori plasarea unui transformator de tensiune de tip capacitiv; dac ă circuitul trebuie să posede şi un transformator de curent se încearc ă reunirea celor dou ă aparate într-o singur ă unitate constructivă, mai economic. În fine dac ă dispoziia constructivă cuprinde şi o bară auxiliară, transformatoarele de m ăsurat pot fi conectate în a şa fel încât întreaga automatic ă a circuitului respectiv s ă rămână în funciune alimentată de la aceste transformatoare de m ăsură proprii chiar dac ă în circuit se află întreruptorul de by-pass. Staiile exterioare sunt cele dispuse în teren f ără a fi protejate într-o incint ă. Ele sunt împrejmuite cu plasă de sârmă şi constituie spa ii de producie electrică. Aparatele şi legăturile conductoare sunt plasate astfel încât s ă respecte cu strictee principiile generale expuse anterior. Clasificarea soluiilor se face în raport cu num ărul barelor colectoare, cu dispunerea în teren a aparatelor şi în special a separatoarelor de bare, în func ie de num ărul planelor de legături electrice, de natura flexibil ă sau rigidă a acestor legături ş.a.m.d. în esen ă folosinduse două soluii constructive: 1° - solu ii de înălime medie la care aparatajul se întinde pe suprafaa staiei şi 2° - soluii de tip înalt în care aparatele se suspend ă unele deasupra altora, atunci când este lipsit ă de spaiu. în cele ce urmeaz ă se vor prezenta succint câteva tipuri mai des folosite de soluii constructive de staii din ară şi străinătate f ără a descrie acele solu ii care au avut o arie mai redus ă de răspândire. Solu ii constructive pentru sta ii cu 1SBC. Dispozi ia cu portal central PC În fig. 5.67. se prezintă vederea laterală a unei dispoziii constructive pentru un singur sistem de bare colectoare de la care pleacă două circuite dispuse faă în faă. Aşadar există în exemplul prezentat, întreruptoarele dispuse pe două şiruri paralele cu bare, două şiruri de separatoare de bare perpendiculare pe SBC. Această dispunere a celulelor faă în faă ocupă mai bine spaiul atunci când numărul circuitelor de transformator este aproximativ egal cu cel al plecărilor în LEA. De regulă însă dispoziiile sunt realizate cu întreruptoarele pe un singur şir, celule de linie alternând cu cele de transformator. Există un portal ce ocupă o poziie centrală -PC- pentru suspendarea legăturii de ieşire în transformator. În acest fel se vede c ă sunt trei plane de legături, planul BC fiind considerat mediu. Prin modernizarea acestei soluii se poate suprima PC şi legăturile superioare dintre PC şi PT, apropiind puin PT şi PC şi suspendând legătura spre transformator chiar de peretele staiei interioare (legătură desenată punctat).
69
Fig.5.67. a-exemplu de dispoziie constructivă cu 1 SBC şi celule dispuse faă în faă cu separatoarele de bare perpendiculare pe SBC b-detaliu privind dispunerea separatoarelor de bare paralel cu barele colectoare Se prezintă adiacent schema electrică monofilară şi un detaliu privind vederea în plan a dispunerii celor şase separatoare de bare Sb, în jurul barei colectoare unice. Se prevăd drumuri de acces între întreruptorul I şi transformatorul de m ăsură TC, în limita distanelor de protecie admise (se poate transporta pe un c ărucior un TC sau I cu camerele de stingere demontate). De asemenea este prev ăzută o cale de rulare înspre portalul de transformator PT pentru transportul acestora direct pe şine de cale ferat ă cu ajutorul unui trailer. În ultimul timp se preferă ca racordul la tensiunea inferioar ă al transformatorului T s ă se facă într-un sistem de bare capsulate. De remarcat este faptul c ă modul de dispunere şi tipul constructiv al separatoarelor influenează sensibil dispoziia constructivă. Astfel, în fig. 5.67.b., se d ă un detaliu privind amplasarea separatoarelor de bar ă în cazul în care acestea sunt dispuse paralel cu barele colectoare. Se observă că fazele de ieşire de la bare, ale circuitului respectiv sunt dispuse echidistant la distana 2d, d fiind lungimea unui cadru de separator, iar cu D s-a notat distan a între două circuite alăturate. În felul acesta se diminueaz ă lungimea celulei dar se amplific ă întrucâtva pasul celulei care în general la 110 kV este 8-9 m, iar la 220 kV este de circa 17 m. Legăturile conductoare sunt flexibile şi sunt realizate de regul ă din Al cu inimă de OL, în marea majoritate a cazurilor. Varianta cu bare colectoare realizate din conductoare rigide Există situaii în care se prefer ă folosirea barelor tubulare din Al pentru întreaga sta ie sau numai pentru o parte din ea. Astfel sta ia din fig. 5.68. are barele colectoare realizate din asemenea conductoare rigide fixate elastic de izolatoare suport. Racordurile la aparate îns ă sunt executate din conductor flexibil şi sunt duse la bare colectoare pe deasupra (arcuit, ca în figură) pentru a se asigura distan a de izola ie. S-a prezentat soluia cu întreruptor cu ulei mult, aparat care încorporeaz ă şi TC. Dacă staia comport ă un număr relativ mare de circuite, se justifică prevederea şi a unui sistem de bare de ocolire notat SBO c. În mod normal
70
separatorul aferent acestui sistem de bare SBO c rămâne deschis. Prezena legăturilor rigide pentru barele colectoare elimin ă cadrele suport din beton precomprimat, care altminteri se succed aproximativ la 3-4 p (p = pasul celulei) la 110 kV, la 2 p pentru 220 kV şi 1-2 p la 400 kV. Este vorba deci de o economie de materiale. Pe de alt ă parte însă, legăturile în bară rigidă impun a fi realizate îngrijit, transmit mai u şor vibra iile, fixarea lor pe izolatoare suport trebuie f ăcute elastic pentru a preveni efortul de dilatare etc., fapt ce explic ă răspândirea moderată a acestui tip de leg ături în staiile electrice exterioare. În schimb sunt des folosite în instala iile interioare pe motivul c ă reuşesc să conserve mai bine gabarite minime constante (nu apare balansul conductorului la scurtcircuit, pierderile prin descărcare corona sunt mai mici, rezist ă mult mai bine la eforturi electromecanice). S-a desenat punctat legătura de ieşire spre transformator sus inută de portalul dinspre transformator. Spre deosebire de varianta constructiv ă precedentă, aici celula de transformator trebuie privită ca fiind plasat ă în planul urm ător, paralelă cu celula de linie. Alternarea celulelor de linie cu cea de transformator cu ie şiri în direc ii opuse conduce la spa ii neutilizate în prelungirea fiec ărei celule, ceea ce reprezintă un dezavantaj al solu iei.
Fig.5.68. a-dispozi ie constructivă pentru o sta ie cu 1SBC+BOc realizate rigid din eavă de Al cu racorduri flexibile spre aparat b-schema de umplere pentru circuitele de linie, transformator, cupla de ocolire Bobina de z ăvorâre Bz şi condensatorul de cuplaj C c plasat amonte (punctul B în fig.5.68) realizeaz ă blocarea respectiv prelevarea curen ilor slabi modula i în înaltă frecvenă pentru legătura telefonică a staiei direct prin conductorul de for ă de înaltă tensiune care serveşte ca suport fizic şi pentru acest scop nemaifiind necesar ă o reea telefonică specială; În adevăr la frecvena amintită ( f = 102 kHz), rezultă pentru reactan ele elementelor Bz şi Cc: X B Z = 2π fL → ∞ X C C =
1 →0 2π fC C
unde cu L şi C c s-au notat inductana bobinei respectiv capacitatea condensatorului de cuplaj. În acest fel este împiedicat ă pătrunderea în sta ie a curen ilor de înaltă frecvenă care sunt captai prin condensator şi alimentează instalaia electronică de telefonie (alimentat ă de la o baterie de acumulatoare sau un grup convertizor local). În raport cu necesit ăile de circuite telefonice ale sta iei şi inând cont şi de densitatea re elei telefonice din zon ă, sunt folosite
71
toate fazele sau numai o parte din ele. Pentru aceast ă ultimă situaie, care este şi cazul cel mai frecvent întâlnit, s-a legat bobina B z în figurile de mai sus. NOTĂ: Bobina BZ este f ără fier în vederea evit ării situaiilor de regim ferorezonant; rezultă o construcie uşoară, simplu de suspendat (comportă doar câteva zeci de spire). Dispozi ie constructivă pentru 1SBC cu întreruptor debro şabil Varianta cu întreruptor debro şabil este mai potrivit ă pentru o sta ie cu un singur sistem de bare colectoare. Nu este necesar ă prezena separatorului de bar ă, astfel încât dispozi ia constructivă necesită un spaiu minim, iar costul este relativ redus. Întreruptorul care este prevăzut cu contacte de separator debro şabil, poate fi broşat prin intermediul unui dispozitiv electrohidraulic. Ca urmare a acestui sistem, are loc o deschidere vizibil ă a circuitului de bară, fig. 5.69.
Fig.5.69. Varianta de dispozi ie constructive de exterior pentru un SBC cu întreruptor debroşabil Dispozi ii constructive pentru sta ii cu 2 SBC. Varianta cu PC În fig. 5.70. se prezint ă o variantă de realizare cu PC. Solu ia este clară şi a fost preferată în ultimele decenii după al doilea război mondial. Ofer ă spaii relativ largi de acces în instala ie dar are ca dezavantaj planul superior de leg ături şi portalul central PC masiv. În cazul în care se realizează ieşiri în direcii opuse rezultă celule faă în faă şi două şiruri de întreruptoare, soluia dezvoltându-se simetric în raport cu PC. Bara de ocolire poate s ă lipsească pentru toată staia sau numai pentru o parte din circuite.
72
Fig.5.70. a-dispozi ie constructivă cu PC pentru o sta ie cu 2SBC b-schema de umplere pentru o celul ă de LEA, sau transformator, cupl ă transversală Soluia prezintă şi câteva dezavantaje relativ importante. În cazul celulelor de circuite cu ieşiri în direcii opuse, acestea se succed alternat, nu pot fi puse şi fizic faă în faă întrucât nu se pot plasa în acela şi spaiu, sub SBC1,2 separatoarele de bare în num ăr de 4x3=12 unit ăi monofazate. Pe de alt ă parte realizarea celulei de cupl ă transversală CT a şa cum se sugerează în schema de umplere, folose şte S b1 din poziia normală de sub SBC1, iar S b2 copiază pozi ia unui separator de linie S L; legătura inferioară lungă (Sb1-I)CT impune suspendarea ei pe un izolator plasat în dreptul c ăii de rulare pe care o blocheaz ă. Există deci motivul firesc de a dispune celula de CT la marginea sta iei. O variantă a acestei soluii, la care însă SBC sunt sprijinite chiar pe izolatorii separatoarelor de bare dispuse în TANDEM, în linie cu racordurile la SBC, fig. 5.71., este frecvent folosită.
Fig.5.71. Dispozi ie constructivă cu PC cu fixarea SBC 1,2 pe izolatoarele separatoarelor de bare dispuse în tandem, în linie cu racordurile la SBC 1,2 – la 110 kV Se vede că separatoarele de bară sunt dispuse unul în spatele celuilalt (tandem) ceea ce simplifică mult sistemul lor de ac ionare comun, perpendicular pe direc ia sistemelor de bare colectoare SBC 1,2. Conductoarele barelor colectoare se sprijin ă pe unul din izolatoarele fiecărui separator de bar ă Sb şi se termină la capete printr-o mic ă structură portal sau piloni de întindere în vederea reducerii momentelor dezvoltate în izolatorii suport ai separatoarelor. 73
Conexiunile în continuare ale fiderilor sunt suspendate deasupra, perpendicular pe SBC, iar portalii lor de sus inere sunt dispuşi paralel cu SBC. Prin suspendarea la nivel superior al legăturilor fiderilor plecând de la separatoarele de bare, rezult ă spaii mărite pentru manipularea echipamentelor electrice în pozi iile lor. Pasul celulei la 110 kV rezult ă de 8 m.
Dispunerea separatoarelor de bare în-linie (cu barele colectoare) Dispoziia constructivă "în-linie" î şi trage numele din faptul c ă izolatoarele fiecărui separator de bar ă sunt aliniate sub fiecare bar ă. De şi s-ar putea numi c ă separatoarele de bară sunt tandem, paralel cu SBC, totu şi în literatura mondial ă şi în special în cea german ă care a experimentat-o şi practic pentru prima dat ă ("Kiellinien") este cunoscuta sub denumirea de "în-linie" referitor la dispunerea separatoarelor de bara în raport cu SBC evident Este dispoziia care a cunoscut, poate, cea mai mare r ăspândire la 110 kV, odat ă cu punerea la punct a separatorului cu deschiderea lateral ă a cuitelor, fig. 5.72.
Fig. 5.72 Dispozi ia separatoarelor de bare “în linie” cu barele colectoare a-vedere în plan pentru o celul ă de LEA b-detaliu privind vederea în plan a dispunerii separatoarelor de bare, la 110 kV Soluia este extrem de clar ă şi elimină al treilea plan superior de leg ături existent la soluia cu PC care şi el lipseşte aici. Este adevărat, pasul celulei este ceva mai mare, p=9m. Pentru reducerea sa s-a procedat la o alt ă aranjare a separatoarelor de bar ă la care ideea "înlinie" nu mai este respectat ă decât pentru 2 din cele 3 separatoare de bar ă. Este vorba de a şa numita dispoziie cu o fază de separator decalat ă (denumită şi semitandem). Rezultă un câştig de o lungime de separator la un pas de celul ă, fig. 5.73. (4d+D faă de 5d+D).
74
Fig.5.73. Detaliu privind dispunerea în semitandem a separatoarelor de bare a-vedere laterală b-vedere în plan
Fig.5.74.Detaliu privind dispunerea între esută a ΣSb cu o fază decalată pentru varianta cu celule fa ă în faă a-vedere lateral ă; b-vedere în plan
Se vede clar că nu se pot nici aici plasa fizic doua circuite fa a în faă decât dacă se dispune o bară în formă de U, cealaltă ocupând pozi ia de bară colectoare interioar ă. Este interesantă dispunerea separatoarelor mai ales în varianta cu o faz ă decalată, rezultând o repartizare "între esută", aşa cum se indic ă în detaliul prezentat în fig.5.74. Dispoziia cu celule fa ă în faă este de preferat atunci când num ărul circuitelor care deriv ă din barele colectoare în direc ii opuse este aproximativ echilibrat. Aranjarea în diagonal ă a separatoarelor de bar ă Introducerea separatoarelor pantograf a f ăcut posibilă economia excesivă de spaiu folosind o dispozi ie în diagonal ă. Contactele fixe ale separatorului sunt suspendate de barele colectoare la un nivel determinat cu acurate e, iar pantograful conecteaz ă bara colectoare cu fiderul respectiv în modul cel mai simplu cu putin ă, fig. 5.75.
Fig.5.75. Dispunerea în diagonal ă a separatoarelor de bare (pantograf) Separatoarele pantograf indic ă foarte clar care din circuite este conectat.Uneori se tensionează cu resoarte deschiderile largi ale conductoarelor de care sunt ata şate contactele fixe în scopul reducerii varia iei săgeii conductorului şi închiderii sigure a pantografului. Pasul celulei atinge un minimum, care pentru nivelul 110 kV este 7,5 m. Dispozi ii de tip înalt pentru sta ii cu 2SBC. Dispozi ia în T Dispoziiile de tip înalt sunt indicate acolo unde spa iul este foarte limitat pe orizontal ă (văi-râuri la CHE, ora şe etc.) şi necesită o construcie întărită (metalică de obicei) care să poată suspenda barele şi separatoarele de bar ă. Caracteristic dispozi iei din fig. 5.76. este forma - T a structurii de sus inere, de care se suspend ă barele. Separatoarele de bar ă sunt montate de fiecare parte pe inima T-ului la interior existând şi o cale de vizitare. Important este faptul c ă separatoarele sunt montate deasupra întreruptorului astfel c ă spaiul necesar este redus la minimum. Se pot folosi ambele tipuri de separatoare cu deschidere laterala sau pantograf (în ultimul caz T-ul mai prime şte o grindă orizontală de susinere a pantografului). Evident, nu poate fi vorba decât de celule dispuse alternat generator/linie, de exemplu.
75
Fig.5.76. Dispoziie de tip înalt, în T (110 kV) a-vedere laterală b-vedere în plan 5.3.3. DISPOZIII CONSTRUCTIVE PENTRU STA II INTERIOARE ÎN MEDIU IZOLANT AER Aspecte generale Dispoziiile constructive realizate în interiorul unor cl ădiri, hale etc. care le adăpostesc, se clasifică în două categorii. Instalaii de tip deschis permit un control vizual dar nu asigur ă protecia decât numai împotriva atingerilor accidentale ale elementelor aflate sub tensiune. Funcie de modul de separare a elementelor apar inând unui circuit se disting: Structura celulară când separaia între circuite se face prin pere i despăritori plini; (de exemplu staiile A, C, D din laboratorul de P.E.C.S., fig. 5.77.). Structura de tip hal ă, în cazurile în care separarea se realizeaz ă prin plase de protec ie sau bariare. Opiunea pentru una sau alta dintre variantele de mai sus se face pe baza calculelor tehnico-economice. La aceste instala ii până la 35 kV inclusiv, deoarece distan ele de izolare sunt relativ reduse, se impune folosirea structurii celulare pentru a confina efectele unui eventual arc la o singur ă celulă. În schimb, la instala iile interioare de 110 kV distan ele de izolare sunt suficient de mari pentru a limita efectele mai sus amintite. Dispoziiile constructive respect ă anumite principii, ca de exemplu: o aceea şi celulă conine echipamente sau conexiuni care nu apar in altor celule, iar conceperea dispozi iei constructive trebuie f ăcută de aşa natură încât la efectuarea lucr ărilor de între inere ale elementelor aparinând unui circuit, s ă nu fie necesară scoaterea de sub tensiune a altui circuit sau a barelor colectoare. Instalaii de tip închis sunt formate din elemente celulare prefabricate, închise complet la care este exclus pericolul electrocutărilor, iar infiltra iile de praf poluant sunt reduse fa ă de varianta deschis ă, fig. 5.78. Se deosebesc celule capsulate (din tabl ă subire) şi celule blindate (tabl ă groasă, piese turnate) şi se folosesc numai pân ă la 35 kV, maximum.
76
Fig.5.77. Celul ă de tip închis pentru sta ie cu dublu sistem de bare colectoare prefabricată, cu întreruptor debro şabil, staia C din laboratorul de PECS, tipizat ă Caracteristic pentru aceste staii prefabricate este un montaj rapid, necesit ă spaii mai reduse, se simplifică anvelopa pentru adăpost - care este clădirea staiei etc. Din punctul de vedere al exploatării, instalaiile de tip mediu sunt mai avantajoase, reducând riscurile electrocutării şi al şocului termic pentru personalul de exploatare tocmai datorit ă îmbrăcămintei metalice. Defectul odat ă produs este limitat de obicei la elementul la care s-a produs. Prezintă avantajul că pot fi montate direct în exterior sau în medii poluante (dac ă sunt luate măsurile necesare de etan şare!). Soluia prezintă însă şi anumite dezavantaje legat de faptul că nu se pot realiza modificări de parametri electrici prin înlocuirea de aparate. În plus, lipsa unui control vizual face să nu fie sesizate la timp anumite carene care ar putea degenera în incidente de exploatare, iar costul instalaiilor de tip închis este în general, mai ridicat. Cu toate acestea evoluia dispoziiilor constructive de interior la medie tensiune şi parametri moderai indică preferina pentru instalaiile de tip închis, realizate în serie mare, de fabricant.
77
Fig.5.78. Celulă de tip închis de 6-10 kV cu întreruptor debro şabil şi conductoare neizolate din staia B din laboratorul de PECS, fabricat ă de UEP-Craiova 1-întreruptor debro şabil; 2-transformator de curent; 3-compartiment pentru circuite secundare; 4-compartiment pentru bare colectoare.
Dispoziii constructive pentru elementele celulelor de tip interior. Dispoziii constructive pentru barele colectoare şi separatoarele de bare De obicei barele colectoare fiind elemente u şoare se dispun la partea superioar ă a clădirii, apoi se dispun separatoarele de bare, întreruptorul etc. În principiu barele colectoare pot fi dispuse orizontal, vertical în triunghi, înclinat (fig. 5.79.a, b, c, d), func ie de solicitările maxime din instala ie, de spaiul avut la dispoziie, de gradul de siguran ă în funcionare ş.a.m.d. De exemplu dispozi ia din fig. 5.79.a. este pentru solicit ări moderate la scurtcircuit ale instalaiei, în timp ce dispozi ia din fig. 5.79.b. este pentru solicit ări mari, la curen i de şoc peste 100 kA max. Peretele vertical zz împiedic ă extinderea unui scurtcircuit persistent de la un sistem de bare la cel ălalt; peretele yy nu permite unui arc ce apare la separatorul de bare s ă se extindă şi la sistemele de bare colectoare, în timp ce peretele xx fere şte partea superioar ă a celulei de avariile care au loc în zona întreruptorului din partea inferioar ă a celulei.
78
Fig.5.79. Dispoziii uzuale ale barelor colectoare şi separatoarelor de bare a-BC orizontale; b-BC verticale; c-BC în triunghi; d-BC dispuse oblic. Dispozi ii constructive pentru întreruptoare Întreruptoarele se dispun fie fix atunci când este vorba de aparate grele cu parametri nominali ridicai (10-20 kV, 5-10 kA) fie pe un c ărucior mobil, la întreruptoare mai u şoare. Avantajele dispunerii pe c ărucior şi realizării de contacte debro şabile sunt remarcabile. Este vorba de ideea inter şanjabilităii, aducând oricând un întreruptor în stare de func ionare în locul unuia care s-a defectat; pe de altă parte, se reduce spa iul necesar celulei, reviziile/reparaiile se efectuează comod. Instalaia se prevede cu blocaj împotriva debro şării sau broşării întreruptorului în pozi ia închis, când separatoarele ar opera în sarcin ă. Aşadar întreruptorul se poate scoate împreun ă cu căruciorul numai dac ă se află în poziia deschis. Idem la introducerea în celul ă (vezi staiile B, C, D din laboratorul P.E.C.S.). Transformatoarele de măsurat, de regul ă se realizează din răşină turnată sub presiune pentru medie tensiune şi uneori şi la 110 kV sub forma unor izolatoare suport. Trebuie astfel plasate încât să fie uşor vizibile de pe culoarul de vizitare. De asemenea ele vor fi astfel montate încât s ă permită un acces uşor în vederea m ăsurătorilor, reviziilor, înlocuirilor (un asemenea transformator de m ăsurat izolat în răşină nu mai poate fi reparat în cazul în care s-a defectat). Dispunerea bobinelor de reactan ă pentru limitarea curen ilor de scurtcircuit În principiu bobinele de reactan ă se dispun fie vertical atunci când este vorba de plecări în cablu, fie orizontal sau mixt în cazul reactoarelor care intervin în schem ă între secii de bare colectoare, fig. 5.80. Anumite precauii se impun a fi luate în cazul dispozi iei constructive a bobinelor de reactană şi anume inând cont de fluxul relativ intens, nu se admit grilaje de fier ori construcii apropiate din beton cu arm ături metalice. Axial se prev ăd canale de ventila ie care să permită o răcire eficientă a bobinelor.
79
Fig.5.80 Dispunerea bobinelor de reactan ă folosite la MT pentru limitarea curen ilor de scurtcircuit: a-vertical; b-mixt; c-orizontal. Dispunerea leg ă turilor conductoare de for ă şi a celor de circuite secundare Dispunerea legăturilor de for ă neizolate în interiorul celulelor trebuie f ăcută astfel încât să se respecte distanele izolate şi să se realizeze o răcire normală. Ultimul aspect este deosebit de important pentru leg ăturile izolate, reunite în m ănunchiuri unde condi iile de răcire sunt precare. În general cablurile sunt pozate în canale de cabluri pe stelaje în form ă de rafturi astfel încât să poată fi urmărit lejer traseul şi schimbat la nevoie cablul. Canalele se acoper ă cu dale de beton sau fâ şii de tablă striată. Uneori în loc de canale se prefer ă tuneluri de cabluri, şi mai rar se dispun la partea superioar ă a coridoarelor, de asemenea bine fixate pe pere i. În general în canale se prev ăd dopuri ignifuge din loc în loc. Niciodată nu se plasează în acelaşi canal cabluri de for ă şi cabluri de circuite secundare! Culoare de acces
Culoarele au rolul: - de a permite supravegherea vizual ă; - pentru efectuarea manevrelor; - pentru aducerea aparatelor la montaj sau revizii/repara ii. Lăimile minime ale culoarelor sunt normate astfel: - cel puin 1m, dacă există celule numai pe o parte; - cel puin 2m, dacă există celule pe ambele laturi, fig. 5.81.
80
Fig.5.81. Dispozi ia culoarelor de acces într-o instala ie interioară Evident lăimea culoarelor poate fi influen ată de gabaritul cărucioarelor. În ceea ce prive şte ieşirile, numai staiile cu maxim 10m lungime au o singur ă ieşire, de obicei se prev ăd două ieşiri, iar la lungimi de peste 60m, obligatoriu sunt trei ie şiri. Principiul care se respectă aici este ca în caz de avarie, o persoan ă aflată în staie să nu parcurgă mai mult de 30m pân ă la proxima ie şire. În fine, u şile se realizează din tablă rezistentă la avarii; în caz contrar, deschiderea în exterior ar putea permite totu şi ca o supapă de rezervă, evacuarea undei de presiune enorme care se dezvoltă brusc la explozia unor întreruptoare, arcuri electrice etc. Realizarea fizică a legă turii în bare capsulate generator-transformator În mod curent leg ătura generator-transformator bloc se capsuleaz ă în tuburi de aluminiu în vederea protej ării acestei zone importante atât împotriva atingerii accidentale, a prafului poluant din exterior cât mai ales în vederea diminu ării eforturilor electrodinamice masive la scurtcircuite exterioare transformatorului, având în vedere curentul enorm debitat la scurtcircuit, via alternator. Legătura în deriva ie către transformatorul de servicii interne se capsuleaz ă de asemenea din motive similare (plus contribu ia din sistem). Dispunerea transformatoarelor se face de regul ă pe zona frontal ă a sălii maşinilor, între acestea şi staia exterioară propriu-zisă. Există două variante de plasare a acestor transformatoare şi anume: - aliniate pe frontul centralei: transformator bloc TP-transformator de servicii interne TSI-transformator bloc ş.a.m.d.; este posibil ca lungimea s ălii să devină insuficientă în acest caz; rezultând leg ături generator-transformator oblice, deci mai lungi; - dispunerea în tandem a transformatorului bloc şi a celui de servicii interne; barele capsulate generator-transformator bloc, trec pe deasupra transformatorului de servicii interne astfel încât legarea sa în deriva ie este o chestiune simpl ă, a şa cum se vede în fig. 5.82. Leg ătura spre servicii interne reintr ă în centrală şi este şi ea protejată (la un nivel de scurtcircuit superior!). În cazul celei de a doua variante preferat ă din ce în ce mai mult în ultimul timp (adoptată în special la grupurile mari de 200 şi 330 MW), transformatoarele se pot dispune uşor pe frontul centralei dar rezult ă o majorare a fâ şiei de teren ocupat între central ă şi staia de conexiuni exterioare centralei. Observa ie: Atunci când schema prevede şi întreruptor la bornele GS, se prefer ă încorporarea acestui aparat direct în legătură capsulată, rezultând o construc ie compactă, funcională şi estetică.
81
Fig.5.82 Prezentarea legăturii capsulate generator-transformator bloc-transformator de servicii proprii (TB – TSI)
Dispoziie constructivă pentru instalaiile de tip deschis pentru tensiuni de serviciu până la 35 kV
Fig.5.83. Dispoziie constructivă pentru o sta ie de 6-10 kV cu bare duble şi bobine de reactană pe grupe de câte dou ă plecări. a-seciune; b-plan etaj; c- plan parter; d- schema monofilar ă aferentă α-celule standard de tip închis (vezi fig.5.78.) Dispoziiile constructive de acest tip deschis se pot diferen ia în raport cu valoarea curentului de scurtcircuit astfel: - clasa A - instala ii de mică putere, pentru curen i de scurtcircuit până la10-15 kA, - clasa B - instala ii de putere mijlocie, pentru curent de scurtcircuit pân ă la 20-30 kA; - clasa C - instala ii de mare putere, pentru curent de scurtcircuit pân ă la 40-60 kA; - clasa A - instalaii de foarte mare putere, pentru curent de scurt circuit mai mari de 40-60 kA. 82
În fig. 5.83. se dă ca exemplu o solu ie clasică tipizată la noi în ară pentru o sta ie cu bobine de reactan ă pe grupe de câte dou ă plecări în cablu realizată pe două nivele. În clădire, celule sunt dispuse vertical, având o bun ă rezistenă la forele electrodinamice. Este vorba deci de o solu ie pentru instalaii din clasele B-C. La parter sunt dispuse reactoarele, iar în fa a acestora se face leg ătura cu cele două celule prefabricate închise. Vis-a-vis este o celulă de transformator cu un întreruptor greu (de mare amperaj). La subsol se află tunelul de ventilaie şi respectiv de cabluri (TV, TC).
Dispoziii constructive pentru staii interioare de 110 kV în mediu izolant aer. Domeniul de utilizare şi profilul staiilor electrice interioare de 110 kV Staiile electrice de 110 kV realizate în cl ădire capătă o frecvenă de utilizare din ce în ce mai mare datorit ă necesităii de a pătrunde cât mai adânc în aglomera iile urbane şi cât mai în apropierea consumatorilor concentrai pe platformele industriale, de regul ă în zone cu poluare intensă a atmosferei. Această frecvenă de utilizare a staiilor electrice interioare de 110 kV realizate cu echipamente clasice, cu izola ie externă în aer, este cu atât mai mare în cazul în care fie nu se dispune de echipamente izolate în SF 6, fie se dispune de astfel de echipamente; dar la costuri ridicate. În prezent, profilul sta iilor de 110 kV din ară este limitat la scheme de bare colectoare simple sau duble, sec ionate sau nu în lung cu separatoare sau întreruptoare, ne mai avându-se în vedere sta ii sau scheme electrice cu bare de ocolire, pe considerentul c ă majoritatea consumatorilor importan i dispun de cel pu in două căi separate de alimentare cu energie electric ă din sistemul energetic. Echipamente electrice principale cu izola ie externă în aer la 110 kV În prezent exist ă în fabrica ie curentă în ară numai echipamente electrice de 110 kV cu izolaie externă în aer, în următorii ani fiind prev ăzută şi asimilarea construc iei echipamentelor capsulate izolate în SF 6 la această tensiune. Pentru început aceste echipamente vor avea costuri ce vor dep ăşi de 2 ori costul echipamentelor electrice clasice, ceea ce va determina utilizarea echipamentelor capsulate numai în cazuri bine justificate. În cadrul seriei de echipamente electrice clasice de 110 kV în fabrica ie în ară se dispune de: - întreruptorul de ulei de tip IO-110 echipat cu dispoziiv de acionare oleopneumatic, întreruptorul de tip IUP-110 ne mai fiind folosit în sta iile interioare; - separatorul, a cărei dispoziie constructivă a evoluat în decursul timpului, de la un model cu un singur cu it principal deschizându-se în planul izolatoarelor, la separatorul STE(P)-110 cu dou ă coloane izolate rotative şi cu dou ă semicuite principale rotindu-se într-un plan perpendicular pe planul izolatoarelor, separatorul pantograf PHAF-23 având un singur cu it principal articulat în form ă de "picior de lăcustă", cu deplasare în planul izolatoarelor separatorului; - transformatorul de intensitate tip CESU-110 izolat cu ulei (în cantitate nu mai mare de 60 kg pe unitate), dar a c ărui execuie nu poate fi considerat ă o reuşită datorită fiabilităii scăzute. Ca urmare, astfel de transformatoare de intensitate sunt evitate a fi utilizate în sta iile interioare; - transformatorul de tensiune de tip inductiv TEMU-110 izolat cu ulei nu se foloseşte de regul ă în staiile interioare inând seama de rezultatele slabe dovedite în exploatare. În locul acestora se utilizează divizoare capacitive de tensiune
83
-
TECU-110 izolate de asemenea cu ulei, de şi conin 80 l ulei pe compartiment separat; descărcătorul de rezistenă variabilă neasimilat în prezent în ara noastră, se procură din import, cu performan e dintre cele mai ridicate.
Montarea echipamentelor Pentru a uşura structura de rezisten ă a clădirilor interioare, toate echipamentele electrice grele sau care produc vibra ii puternice la opera iile de conectare-deconectare se montează la parterul clădirii, de regul ă la nivelurile superioare ale cl ădirii se dispun separatoarele, uneori desc ărcătoarele cu rezistenă variabilă şi divizoarele capacitive de tensiune. Datorită frecvenei mari de utilizare a separatoarelor în schemele electrice ale sta iilor, tipul lor constructiv, ca şi modul lor de dispunere, exercit ă o mare influen ă în dispoziia constructivă de ansamblu a instalaiei atât în cazul staiilor interioare cât şi a staiilor exterioare. Sub acest aspect, în cele ce urmeaz ă se face o analiz ă comparativă. Influen a tipurilor de separatoare Alegerea tipului de separator influenează sensibil volumul ocupat de staia electrică interioară, aici problema spaiului se pune mai acut având în vedere cantitatea de energie înglobată în construcii. În tabelul 5.3., se compar ă din punctul de vedere al spa iului ocupat, tipurile de separatoare folosite mai des. Faptul c ă la noi în ară s-a trecut la folosirea tipului mai perfecionat de separator cu cu it articulat, arată dar eforturile în direc ia compactizării staiilor interioare. S.G.B.-123 cu gabarit constant reduce volumul sta iei la 2/3-3/4 [39].
Fig.5.84. Staie interioară de 110 kV cu bare colectoare duble şi separatoare semipantograf – tip.PHAFI-123 Tabelul 5.3. Caracteristici constructive ale separatoarelor de 110kV separator rotativ cu pantograf cu rotativ cu pantograf cu gabarit două două coloane trei cu două constant coloane izolante coloane coloane izolante izolante izolante tip STEP PHAFI 123 SA 123 H 278S.G.B.-123 110kV 110N volumul ocupat
84
de cinematica separatorului dimensiune
a 2000 1850 2240 1500 2000 b 1710 2520 1860 3710 1710 c 810 400 1360 625 260 3 volum [dm ] 2120 1565 2367 3478 889 [%] 100 73,82 111,63 164,05 41,94 Se prezintă o dispoziie constructivă pentru o sta ie interioară de 110 kV, dublu sistem de bare având una din bare în form ă de U, în fig. 5.84. în vederea compactiz ării, legăturile de la bare la separatoare sunt realizate în conductor rigid, iar separatoarele sunt de tip semipantograf, [21]. Celulele sunt separate prin pere i uşori de plasă metalică şi material ignifug. Sunt prevăzute culoare de vizitare pentru întreruptoare, separatoare de bar ă, etc. Inspectarea separatoarelor de bare se face frontal de pe pasarele şi uşi de acces prevăzute pe pările laterale ale clădirii staiei interioare. 5.3.4. DISPOZIII CONSTRUCTIVE CAPSULATE ÎN ALTE MEDII DECÂT AERUL Generalit ă i Instalaiile de comuta ie de 110 kV-400kV realizate în ora şe şi zone industriale sunt în mod frecvent de tip interior fie pentru a armoniza cu arhitectura înconjur ătoare, fie pentru a preveni contaminarea izola iei. Cu toate acestea sta iile astfel realizate necesită un volum relativ mare care influen ează negativ costul general al instala iei mai ales când este vorba de zone centrale ale ora şelor. Introducerea întreruptorului debro şabil la unele dispozi ii constructive de 110 kV a f ăcut posibilă o reducere considerabil ă a volumului afectat, dar de aceast ă reducere au beneficiat numai staii cu un singur sistem de bare colectoare. Examinând perfec ionările aduse dispoziiilor constructive interioare de tip deschis de 110 kV este evident c ă se mai pot realiza economii sensibile de volum folosind aerul ca mediu izolant. Distanele de izola ie dintre faze la presiunea atmosferic ă normală dictează mărimea dispoziiilor constructive. Volumul aferent poate fi redus numai folosind un mediu de izolare cu rigiditate dielectrică superioară aerului. În acest fel instala iile de comutaie de tip interior, deschise au fost înlocuite de cele total capsulate în alt mediu izolant decât aerul. Instala iile total capsulate nu sunt supuse contamin ării, evită pericolul electrocutării prin atingeri accidentale şi se pot monta in minimum de timp. Mediul izolant condi ionează direct modul de realizare fizic ă al instalaiei capsulate.
Mediul izolant În urma experimentelor s-a ales gazul hexafluorur ă de sulf (SF6) drept mediu izolant. Are excelente propriet ăi dielectrice şi este adecvat pentru stingerea arcului electric. În consecină este folosit atât ca mediu izolant general cât şi ca mediu de stingere în întreruptor. SF6 este de aproximativ cinci ori mai greu decât aerul şi în stare pură este inert şi nu este toxic. Nu se ionizeaz ă dacă este împiedicată descărcarea corona, în consecin ă toate contactele sunt rotunjite şi prevăzute cu ecrane. Tubulatura care capsuleaz ă instalaia este compartimentată etanş la interior în camere separate pentru a preveni efectul sl ăbirii rigidităii dielectrice în toată instalaia când au loc scăpări de gaz într-un anumit punct doar. Dacă conductoarele şi pările izolante sunt corect proiectate şi executate - trebuie menionat de la început c ă este vorba de o tehnologie deosebit ă de realizare practică 85
rigiditatea dielectrică a SF6 este de aproximativ dou ă - trei ori superioar ă celei din cazul aerului. Izolarea este îmbun ătăită dacă se creşte presiunea gazului. Din motive economice se limitează presiunea la circa 2-3 bari. Realizarea constructiv ă
Fig.5.85. Celula unui fider de 110 kV, dublu sistem de bare, total capsulate în SF 6 a-carcasa întreruptorului; b-întreruptorul; c-separatoare de legare la p ământ pe partea întreruptorului; d-transformator de tensiune; e-separator de legare la p ământ a cablului; fseparator de linie; g-separator de bar ă; h, k-bare colectoare; i-tubulatura barelor; ltransformator de curent; m-rezervor de SF 6; n-dispozitivul de ac ionare hidraulic. S-au proiectat în a şa fel elementele componente încât s ă acopere întreaga gam ă de scheme de comutaie şi să se poată trece chiar la tipizare. Realizarea unei celule tipice de fider de 110 kV se d ă în fig. 5.85.,[23]. Pasul celulei de 110 kV este de 2,40 m. Celula din figur ă are 3,59 m în ălime şi 4,73 m în adâncime. Aşadar este vorba de o reducere de aproximativ 1/12 din volum fa ă de dispoziia similară în aer liber. Instalaiile astfel capsulate pot fi dispuse la interior sau la exterior direct în aer liber cu luarea de precau ii. S-a dovedit mai avantajos s ă se plaseze compartimentele barelor colectoare la nivelul inferior. Deasupra barelor colectoare care formeaz ă aşadar partea “de baz ă” a dispoziiei constructive, se găsesc celelalte echipamente. Instalaia se montează tronson cu tronson la un cost justificat tehnic şi economic tocmai datorit ă realizării complete a acestor tronsoane în uzinele de echipamente electrice. Liniile de plecare în cablu pot fi echipate diferit, astfel spus transformatoarele de m ăsură pot fi omise, se poate prevedea bar ă de ocolire etc. În fig. 5.86. se prezint ă o celulă de transformator cu o bar ă colectoare şi una de ocolire (auxiliară) la care doar bara de ocolire este dispus ă la nivelul inferior, iar întreruptorul este montat în poziie orizontală, [24].
86
Fig.5.86. Celulă de transformator apar inând unei sta ii total capsulate în SF6 având o bar ă colectoare şi una auxiliară (de ocolire): 1-bara colectoare; 2-separatoare de bar ă;3-separator de legare la p ământ; 4-transformator de curent; 5- întreruptor; 6- bar ă de ocolire; 7-cutie terminal ă a cablului; 8-separator de legare la pământ al cablului; 9-cablul de ie şire. 5.4. INSTALA II DE LEGARE LA P Ă MÂNT ÎN CENTRALE Ş I STA II ELECTRICE PENTRU PERSONALULUI ÎMPOTRIVA ACCIDENTELOR PRIN ELECTROCUTARE PROTEC IA
5.4.1. GENERALITĂI Instalaiile de legare la p ământ constituie parte integrant ă a celor mai multe unit ăi electroenergetice de producere, transport, distribu ie şi utilizare a energiei electrice. Ele sunt destinate unor func ii multiple de asigurare a unei explor ări normale, f ără pericole de avarii sau accidente, a instala iilor şi echipamentelor electrice. Din cele mai importante func ii ale instalaiilor de legare la p ământ în centralele şi staiile electrice se pot enumera următoarele [23-28]: a) asigurarea securităii personalului de deservire sau a altor persoane care ating diferite carcase, elemente de sus inere sau de îngrădire a instalaiilor şi echipamentelor care pot intra accidental sub tensiune; se urm ăreşte 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 potenialelor faă de pământ a unor puncte apar inând circuitelor normale de lucru, ca de exemplu legare la p ământ a punctelor neutre a unor re ele trifazate, a punctelor unor transformatoare de m ăsură etc.; c) crearea unor circuite pentru func ionarea proteciei împotriva punerilor la p ământ în re ele; d) realizarea protec iei împotriva supratensiunilor atmosferice sau datorit ă unor cauze interne (de exemplu supratensiuni de comuta ie); e) legarea de pământ a unor elemente, f ăcând parte din circuitele curen ilor de lucru ale instalaiei, scoase de sub tensiune pentru lucr ări în vederea desc ărcării de sarcinile capacitive şi pentru evitarea apari iei unor tensiuni periculoase (neprevăzute) în timpul executării lucrării. Instalaiile de legare la p ământ destinate scopurilor de mai sus se încadreaz ă în următoarele patru categorii: 87
-
instalaii de legare la p ământ de protec ie împotriva electrocut ării (cele de la pct. a şi e); - instalaii de legare la p ământ de exploatare (cele de la punctul b şi c); - instalaii de legare la p ământ de protec ie împotriva supratensiunilor (cele de la pct. d.); - instalaii de legare la pământ folosite în comun pentru protec ie şi pentru exploatare. În cele mai numeroase cazuri, condi iile cele mai grave de dimensionare rezult ă pentru instalaiile de legare la pământ de protec ie împotriva electrocut ărilor astfel, o instala ie dimensionată considerând valorile curen ilor de defect posibili şi timpii acestora prezint ă în general parametrii acoperitori şi pentru folosirea în scopuri de exploatare sau pentru protec ia împotriva supratensiunilor atmosferice sau de natur ă internă. Prin aceasta se explică faptul că în majoritatea cazurilor întâlnite în practic ă, instalaiile de legare la pământ sunt folosite în comun, iar dimensionarea lor este determinat ă de protecia împotriva electrocut ărilor. În cazul instalaiilor electrice de înaltă şi foarte înaltă tensiune, cu curen i mari de punere la pământ rezultă deseori ca element determinant de dimensionare, asigurarea unor tensiuni prin cuplaj rezistiv sub limitele maxime admise admise în re elele de telecomunica ii, teleprotecie şi telemecanică (cabluri pilot, cabluri de telefonie etc.). Condiiile principale de dimensionare a instala iilor de legare la p ământ din centrale şi staii electrice sunt următoarele: R p . I p .k a α
≤ U a ;
R p . I p .k pas α
≤ U pas
(5.2.)
unde: U a U pas Rp I p
este tensiunea de atingere maxim ă admisă în [V]; este tensiunea de pas maxim ă admisă în [V]; rezistena de dispersie a instala iei de legare la p ământ în [Ω]; curentul maxim care poate trece prin electrozii prizelor de p ământ, în [A]; se numeşte curentul de punere la p ământ şi constituie o component ă a curentului total I d care se închide prin instala ia de legare la p ământ; k a coeficientul de atingere ob inut cu ajutorul prizelor de dirijarea distribu iei potenialelor; k pas coeficientul de pas ob inut cu ajutorul prizelor de dirijarea distribu iei potenialelor; coeficientul de amplasament ob inut cu ajutorul unor materiale de rezistivitate α mare dispuse în zonele de deservire şi de circulaie. După dimensionarea instalaiei de legare la p ământ inând seama de condi iile (5.2.) de mai sus, este necesar s ă se verifice condi iile de stabilitate termică a diferitelor componente ale instalaiei de legare la p ământ la curenii ce se închid prin aceasta.
88
a) exemplu de realizare a instala iei de legare la p ământ pentru sta ii electrice exterioare
b) exemplu de realizare a instala iei de legare la pământ pentru staii electrice interioare Fig. 5.87. Instala ie de legare la p ământ În general o instala ie de legare la p ământ se compune dintr-un ansamblu de conductoare şi de electrozi îngropa i în sol; ea este constituită din următoarele elemente principale (fig. 5.87.). - una sau mai multe prize de p ământ legate între ele, fiecare priz ă de pământ fiind constituită la rândul ei din unul sau mai mul i electrozi îngropa i în sol şi conductoarele de leg ătură dintre acestea; - o reea de conductoare principale de legare la p ământ de regulă în circuit închis: legată în cel puin două puncte la ansamblul prizelor de p ământ; - conductoarele de legătură dintre conductoarele principale şi priza (prizele) de pământ; - conductoarele de ramifica ie prin care se racordeaz ă individual fiecare obiect la reeaua conductoarelor principale. Condiiile de stabilitate termic ă a elementelor componente sunt urm ătoarele: a. pentru conductoarele de ramifica ie; seciunea acestora trebuie s ă fie: S r ≥
I d t [mm 2 ] j
unde,
(5.3.)
este curentul maxim defect stabilizat care poate trece prin conductorul respectiv, în [A]; t timpul de func ionare în regim de defect; la circuitele asigurate cu protec ie pentru declanşare la apariia defectului considerat t este timpul treptei de rezervă a proteciei, în [s]; j densitatea de curent maxim ă admisă pentru ca temperatura conductorului s ă nu depăşească temperatura de 200 0 C, în [A/mm2] la cupru. b. pentru conductoarele principale (care constituie circuite închise), conductoarele de legare a acestora la prizele de p ământ şi conductoarele de leg ătură între prizele de p ământ sau între electrozii unei prize de p ământ, seciunea acestora trebuie s ă fie: I d
S p ≥
S r I d t [mm 2 ] − 2 2 j
(5.4.)
c. pentru electrozii prizelor de p ământ este necesar ca densitatea de curent s ă fie limitată astfel încât temperatura la suprafa a electrozilor să nu depăşească valoarea θmax=950 C, considerându-se o temperatur ă iniială θ 0 de 350 C. Se are în vedere deci s ă nu apară o creştere mai mare de 600 C (θ = θmax - θ 0 = 600 C). În cazul unui regim termic de scurt ă durată (de ordinul secundelor, de regul ă sub trei secunde), trebuie să se satisfacă următoarea condiie de stabilitate termică, inând seama că până la deconectare căldura dezvoltat ă se cedează solului înconjurător:
89
j ≤
γ θ ρ t
unde: j γ
densitatea de curent la suprafa a prizei (în [A/mm 2]); j = Ip /S, Ip fiind curentul care trece efectiv prin electrozii prizelor de p ământ; caldura specific ă medie a pământului (în [W·s/ 0C·m3]); se consideră de regulă valoarea corespunz ătoare solurilor mai des întâlnite în România care este: W . s ; 3 . C m
γ = 1,7 . 10 6 0
θ ρ
t
S ≥ I p
creşterea de temperatur ă, în [0C]; se consideră de regulă θ = θmax - θ 0 = 95 – 350 = 600 C rezistivitatea solului (în [Ωm]); durata regimului termic (în [s]); se consider ă tipul proteciei de rezervă (treapta de rezerv ă a proteciei) Condiia 5.4. se poate scrie astfel: ρ t γ θ
(5.5.)
Introducându-se valorile de mai sus pentru γ şi pentru θ condiia este: (5.6.) S ≥ I p ρ t . 10 −4 [m 2 ] Criteriul de verificare la regimul termic de scurt ă durată îl va putea constitui şi tensiunea totală a prizei de pământ U p = Rp . I p (în [V]), tensiunea de verificare este astfel: U p ≤ S . R p
γ θ ρ t
(5.7.)
În relaiile de mai sus s-a notat cu S suprafa a în contact cu solul pe care trebuie s-o reprezinte electrozii prizei de p ământ pentru trecerea curentului de punere la p ământ (în [m 2]). În cazul prizelor de p ământ complexe pentru determinarea suprafe elor de efectiv necesare pentru trecerea curentului de punere la p ământ, trebuie să se considere coeficien ii de utilizare a diferitelor categorii de electrozi. De exemplu în cazul unei prize complexe din electrozi verticali şi orizontali va rezulta necesar o suprafa ă S = ηV . S V + η 0 . S 0 ≥ I p . ρ t . 10 −4 [m2] (5.8.) unde: SV şi S0 reprezintă suma suprafe elor laterale ale electrozilor verticali şi respectiv ale celor orizontali, în [m 2]; coeficientul de utilizare al prizelor verticale şi respectiv ale celor ηV şi η0 orizontale În cazul unui regim termic cu timp nelimitat trebuie s ă fie îndeplinită următoarea condiie de stabilitate termic ă, inând seama c ă permanent căldura se transmite mediului datorită conductibilităii termice a pământului: (5.9.) U p ≤ 2ρ λ θ unde: U p tensiunea totală a prizei (în [V]); rezistivitatea solului (în [Ωm]); ρ conductivitatea termică medie a pământului (în [W/ 0C m]); λ 90
θ
se consideră de regulă λ = 1,2 W/ 0C m care este conductivitatea medie a solurilor mai des întâlnite în România; creşterea de temperatur ă (în [0C]); se consideră de regul ă egală cu 600C. Introducând în (5.8) valorile de mai sus pentru λ, rezultă relaia:
U p ≤ 12 ρ s
sau
R p ≤
12 ρ [Ω] I p
(5.10.)
Rezistivitatea medie a solurilor mai des întâlnite în România este de ~ 100 Ωm; la o astfel de valoare rezult ă că o priză de pământ este stabilă termic dacă tensiunea totală a acesteia este U p ≤120 V. Există astfel obişnuine ca în cazul unei rezistivit ăi ρ = 100 Ωm s ă se considere, ca o valoare de control de stabilitate termic ă la regimuri cu durate lungi, tensiunea maxim ă admisă a prizei de p ământ U = 120V. Conform STAS 7334, în cazul unui regim termic cu timp limitat de ordinul minutelor, se pot considera valorile din tabelul 5.4. în func ie de rezistivitatea solului, pentru o tensiune totală: U p = Rp . I p = 125 V Tensiunea U p maximă ce se poate admite pentru un anumit timp ( t ') diferit, însă mai mic decât cel indicat în tabelul 5.4. se va ob ine din relaia: U p ≤ 125 .
t t '
(5.11.)
Durata t pentru care priza este stabil ă termic la o tensiune U p ≤ 125 V
Nr. crt. 1 2 3 4
Tabelul 5.4. Stabilitatea termică a prizelor de p ământ Durata t, în minute pentru Rezistivitatea priză verticală priză orizontală l ≥ 1.5 m solului [Ωm] 50 100 30 100 200 60 200 400 120 300 600 180
Cu ajutorul acestei rela ii se poate determina timpul t ' maxim admis pentru func ionarea prizei de pământ de o anumit ă tensiune U p = Rp ⋅ I p cunoscută, în regimul unui defect de durată. Este cazul instalaiilor din reelele izolate faă de pământ la care se cunoa şte rezistena de dispersie Rp şi curentul I p egal cu valoarea de reglaj I r a proteciei împotriva punerilor duble la pământ. (vezi tabelul 5.4.)
5.4.2. TENSIUNILE DE ATINGERE ŞI DE PAS LA TRECEREA CURENTULUI PRIN PRIZA DE PĂMÂNT În cazul trecerii curentului dintr-o priz ă de pământ, tensiunea totală a acesteia U p reprezintă produsul dintre rezisten a electrică a p ământului Rp (numită rezistenă de dispersie a prizei) şi curentul de punere la p ământ I p: U p= Rp . I p (5.12.) Se neglijează rezistena electrică proprie a electrozilor din care este constituit ă priza de pământ deoarece rezistivitatea acestora este mult mai mică decât rezistivitatea solului. Rezistivitatea oelului din care se execut ă în cele mai dese cazuri electrozii prizelor este ρ 01 91
≅ 2 . 10-7 Ωm.
Rezistivitatea solurilor cel mai des întâlnite este ρ sol ≅ 102 Ωm. Rezultă un raport de ordinul 10 9 între cele dou ă categorii de rezistivităi În cazul unui contact bun între electrozi şi solul înconjurător, rezistena de dispersie a prizei este practic dat ă în totalitate de rezisten a solului. Conductivitatea, relativ mic ă, a solului se datoreaz ă faptului că acesta este constituit în cea mai mare parte din elemente rele conduc ătoare de electricitate (argile, silice şi altele), care în stare uscată reprezintă izolani electrici. Conductivitatea solului este dat ă în special de solu iile de apă şi s ăruri aflate în sol. Un sol uscat (lipsit de ap ă) prezintă o rezistivitate mare chiar dac ă este bogat în săruri deoarece acestea din urmă luate separat sunt de asemenea rele conduc ătoare de electricitate. Conductivitatea cea mai mare o reprezint ă o soluie de apă cu 4% concentra ie de sare. Concentraiile mai mici sau mai mari decât aceast ă valoare conduc la înr ăutăirea conductivităii. O apă lipsită complet de săruri, de exemplu apa distilat ă, este un bun izolant. Sarea în stare solid ă si uscată se prezintă de asemenea ca un izolant perfect.
Fig.5.88. M ăsurarea potenialelor unei instala ii de legare la p ământ a-Curbele de poten ial ale prizelor de p ământ; b-Tensiunea total ă a instalaiei de legare la pământ U p, tensiunea de atingere U a şi tensiunea de pas U pas
92
Solul din imediata apropiere a electrozilor prizei prezintă rezistena cea mai mare, deoarece curentul se închide prin suprafee relativ mici şi anume cele oferite de feele laterale ale electrozilor. Datorită acestui fapt densităile de curent cele mai mari sunt în apropierea electrozilor. Pe măsura îndepărtării de ace ştia, solul oferă 152 suprafe e din ce în ce mai mari astfel încât densităile de curent scad continuu. În aceea şi măsură scad şi potenialele diferitelor puncte ale solului, acestea fiind propor ionale cu densităile de curent. La o anumit ă distană de electrozii prizei se ajunge în zona unde poten ialele sunt practic nule. Aceste zone se numesc zone de poten ial nul. În fig.5.88.a. se prezint ă diagrama potenialelor în jurul a dou ă prize de p ământ prin care se închide circuitul curentului de punere la pământ. Dacă se măsoară potenialele la suprafaa solului şi se trec în diagram ă se obine o curbă a potenialelor. Mulimea acestor curbe în jurul unei prize formeaz ă o suprafaă de forma unui hiperboloid; este numit ă pâlnia potenialelor. Ordonata unui punct de pe curba poten ialelor reprezintă valoarea potenialului unui punct corespunz ător de pe suprafa a solului. Poten ialul maxim este cel al electrodului prizei şi reprezintă chiar tensiunea totală a prizei U p. Această tensiune se măsoară practic între electrodul prizei şi un punct din zona de poten ial nul. Se realizează schema din figura 5.88.b. Pentru identificarea zonei de poten ial nul se procedează astfel: se citesc tensiunile pe voltmetrul U având o born ă legată la electrodul prizei, iar a doua la o sond ă care se mută la diferite distane de electrodul prizei. Pe m ăsura îndepărtării de acesta, valorile citite vor cre şte continuu, însă din ce în ce mai încet. La dep ăşirea unei anumite distan e, creşterile sunt foarte mici sau nesesizabile, astfel încât valorile citite sunt practic constante; înseamn ă că s-a intrat în zona de potenial nul, iar valoarea citit ă reprezintă tensiunea totală a prizei U p = Rp · I p [29,30] Rezistena de dispersie a prizei Rp este constituită deci de rezistena electrică a solului cuprins între electrozii prizei şi zona de poten ial nul, şi se determină cu relaia: Rp = U p / I p (5.13.) Rezistena Rp de dispersie a unei prize executat ă fizic se poate determina prin măsurarea cu ajutorul schemei de m ăsurare din fig.5.88.: Rp = U pA / I m (5.14.) unde: U pA este tensiunea citită pe voltmetrul U A iar I m curentul citit pe ampermetrul A. Tensiunea U pB a prizei B prin care se închide curentul, se m ăsoară cu voltmetrul U B. Tensiunea totală a sursei este U = U pA + U pB. Ca să se poată determina rezistenele reale de dispersie ale prizelor A şi B, distana între ele trebuie să fie suficient de mare ca s ă existe o zonă de potenial nul. O condiie esenială este să se identifice aceast ă zonă pentru a se putea amplasa sonda de măsurare. Dacă aceasta se introduce în afara zonei de poten ial nul se va m ăsura o rezistenă de Rp ori mai mică decât cea reală (când sonda se afla în zona de influen ă a prizei A), ori o valoare mai mare (dac ă s-a nimerit în zona de influenă a prizei B). Odată determinată zona de poten ial nul se pot m ăsura potenialele la suprafaa solului măsurându-se tensiunile dintre diferitele puncte şi un punct din zona de poten ial nul. Cu aceste valori se ob ine curba de varia ie a potenialelor în jurul prizei de p ământ. Dacă un om atinge un element legat la electrozii prizei de p ământ şi st ă cu picioarele în punctul K, el va fi supus unei tensiuni U a, numită tensiune de atingere, egal ă cu diferena dintre potenialul electrozilor U p şi potenialul punctului K: U a = U p - U K (5.15.)
93
Fig.5.89. Măsurarea principalelor tensiuni în definirea electrosecurităii personalului de exploatare a. Măsurarea tensiunii Up între un element al instalaiei şi zona de potenial nul pentru curentul de m ăsură Im
b. Măsurarea potenialelor Uk pentru determinarea coeficienilor de atingere k a şi de pas k pas Ua=Up-UK1 (Up determinat prin schema 5.89a.) Upas=UK1 - UK2
c. Măsurarea tensiunii U α între obiectul la care se verifică protecia şi un punct aflat la 1 m distană de acesta
Când omul atinge în mers dou ă puncte de pe sol K 1 şi K 2, el va fi supus unei tensiuni U pas, (tensiune de pas), egal ă cu diferena dintre poten ialul punctului K1 şi potenialul punctului K2: U pas = U K1 - U K2 (5.16.) În calcule se consider ă o distană de 0,8 m între punctele k 1 şi k 2, iar la măsurări se ia acoperitor distana de 1 m. Dintre cele de mai sus rezult ă că tensiunea de atingere respectiv şi cea de pas constituie o parte a tensiunii totale U p. Rezultă de asemenea că valorile acestor tensiuni depind de alura curbei de poten ial (aceasta la rândul ei depinde de forma prizei de p ământ). Tensiunile U a şi U pas pot fi micşorate dacă se poate obine aplatizarea curbei de potenial; micşorarea pantelor curbei în punctele dorite cu ajutorul unor prize de dirijarea distribuiei potenialelor. O anumită distribuie a potenialelor este caracterizată de mărimea coeficienilor de atingere k a şi de pas k pas, care sunt definii prin raportul dintre tensiunea de atingere U a, respectiv de pas U pas şi tensiunea totală U p (vezi fig.5.89.): k a = U a / U p = 1 = U k / U p; k pas = U pas / U p = (U k1 – U k2) / U p (5.17) Dacă se calculează aceşti coeficieni în cazul unei anumite prize de p ământ de rezistenă Rp şi având curentul de punere la p ământ I p dat, se pot determina tensiunile de atingere şi de pas; din rela iile (5.17) rezult ă: 94
U a = Rp· I p·k a şi U pas = Rp ·I p·k pas Acestea trebuie s ă fie mai mici decât valorile maxime admise ale tensiunilor de atingere şi de pas (a se vedea rela ia 5.2. din condi iile de dimensionare a instala iilor de legare la p ământ). În tabelul 5.5. se dau tensiunile de atingere şi de pas maxime admise pentru instala iile de înaltă tensiune în func ie de timpul protec iei de bază (treapta I-a a protec iei) şi categoria zonei de circula ie în apropierea instala iei electrice respective. În tabelul 5.6. şi tabelul 5.7. se dau tensiunile de atingere şi de pas maxime admise în cazul instalaiilor de joasă tensiune. În această categorie intră instalaiile cu tensiunea de lucru de cel mult 250 V fa ă de pământ în cazul re elelor legate la pământ şi 1000 V în cazul reelelor izolate faă de pământ. Tabelul 5.5. Tensiuni de atingere şi tensiuni de pas (în [V]) maxime admise la instala iile electrice de înaltă tensiune, curent alternativ Timpul de deconectare (în [s]) la intensitatea maxim ă a curentului de punere la p ământ calculat Nr. Valorile tensiunilor [V] în 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8... crt. funcie de locul de utilizare 3 >3 1 În zone cu circula ie 125 100 85 80 75 70 65 40 frecventă 2 În zone cu circula ie 250 200 165 150 140 130 125 125 redusă 3 În zone cu circula ie 500 400 130 300 200 200 250 250 redusă, cu folosirea mijloacelor de protec ie electro-izolante *) în zone cu circula ie frecventă din afara incintelor agricole sau industriale (de exemplu la staii, posturi de transformare, puncte de alimentare, centrate etc.) pentru timpi mai mari de 3 s, tensiunea de atingere sau de pas maxim ă este de 65 V. Fac excepie de la acest tabel stâlpii liniilor electrice aeriene f ără aparataj astfel: Pentru stâlpii f ără aparataj ai liniilor aeriene din afara localit ăilor sau din zona cu circulaie redusă din localităi, tensiunile de atingere şi de pas nu se normeaz ă, prizele de pământ de la ace şti stâlpi trebuie să corespundă numai din considerentele de protec ie împotriva supratensiunilor atmosferice. În cazul stâlpilor cu aparataj, indiferent de zon ă şi de cazul stâlpilor f ără aparataj din zone de circula ie frecventă din interiorul localit ăilor şi din incintele întreprinderilor industriale şi agricole tensiunile maxime admise de atingere şi de pas sunt următoarele, indiferent de timpul de deconectare a curentului de punere la p ământ (curentul prin priza de pământ): Tabelul 5.6. Tensiuni de atingere şi tensiuni de pas (în [V]) maxime admise la instala iile electrice de joas ă tensiune, curent alternativ Valorile Nr. Categoria Mediul tensiunilor crt. Puin Periculos sau [V] în utilajelor periculos foarte periculos funcie de Timpul de deconectare (în [s]) locul de ≤3 >3 ≤3 >3 utilizare
95
1 2
La suprafaa În subteran
fixe şi mobile portative toate categoriile
65
40
65
40
65
40
24
24
-
-
24
24
Tabelul 5.7. Tensiuni de atingere şi tensiuni de pas (în [V]) maxime admise la instala iile electrice de joas ă tensiune curent continuu Valorile Nr. Categoria Mediul tensiunilor crt. Puin periculos Periculos sau [V] în foarte periculos funcie de utilajelor Timpul de deconectare (în [s]) locul de ≤3 >3 ≤3 >3 utilizare 1 La fixe şi 110 65 110 65 suprafaa mobile 2 În portative 110 65 24 24 subteran toate 24 24 categoriile
125 V pentru stâlpii LEA din re elele izolate faă de p ământ şi pentru stâlpii LEA din reelele legate la p ământ, aflai în incinta unităilor industriale sau agricole. 250 V pentru stâlpii LEA din celelalte re ele legate la pământ sau printr-o rezisten ă ohmică.
5.4.3. CALCULUL REZISTENEI DE DISPERSIE A UNEI INSTALAII DE LEGARE LA PĂMÂNT Prize de pă mânt în soluri omogene O instalaie de legare la p ământ este constituită din mai multe prize de p ământ cum sunt [31-36]: - prizele de pământ cu electrozi verticali având o rezisten ă de dispersie Rpv; - prizele de pământ cu electrozi orizontali având o rezisten ă de dispersie Rpo; - prizele de pământ de dirijarea distribu iei potenialelor Rpd; - prizele de pământ în contur închis (asimilate cu prize inelare) Rpinel ; - prizele de pământ ale stâlpilor liniilor aeriene legate la instala ia generală de legare la pământ (a staiei sau centralei) prin intermediul conductorului de protec ie al LEA Rpc; - prizele de pământ naturale constituite din arm ăturile fundaiilor de beton armat ale clădirilor şi stâlpilor Rpn, etc. Prizele de pământ, datorită conductoarelor de leg ătură, sunt legate electric în paralel deci rezistena de dispersie echivalent ă a instalaiei generale de legare la p ământ Rp este: R p =
1 1 1 1 1 1 1 + + + + + + ... R pv R po R pd R pn R pinel R pc
(5.18.)
96
Rezistena de dispersie a fiec ărei prize de p ământ în parte se calculeaz ă inând seama de numărul prizelor singulare (dintr-un singur electrod) din care este constituit ă şi de coeficientul de utilizare a acestora. Acest coeficient este determinat de distan a dintre electrozii singulari. În cazul unor distan e mari, suprafe ele solului pentru trecere a curen ilor se micşorează astfel încât rezistena de dispersie rezultată este majorată. De exemplu, în cazul unei prize complexe constituit ă din electrozii verticali distribui i pe un contor închis, lega i între ei prin n conductoare din o el lat, care îndeplinesc condi iile unor prize singulare orizontale rezult ă: R pv =
r pv nη v
şi
R po =
r po nη o
, unde:
- este rezistena de dispersie echivalent ă a prizelor verticale; - rezistena de dispersie echivalent ă prizelor orizontale; - rezistena de dispersie a unei prize verticale singulare; - rezistena de dispersie a unei prize orizontale singulare având lungimea egală cu distana dintre doi electrozi verticali (lungimea conductorului de leg ătură dintre aceştia); - coeficientul de utilizare a prizelor verticale; ηv - coeficientul de utilizare a prizelor orizontale inând seama şi de prezena ηo prizelor verticale. Pentru cazul prizelor complexe constituite din prize verticale şi prize orizontale, se dau în tabelul 5.8. coeficienii de utilizare în func ie de distana dintre prizele singulare, num ărul lor şi modul de dispunere a acestora (liniar ă sau pe un contur închis). În tabelul 5.9. se dau formulele de calcul a prizelor de p ământ singulare de diferite ş tipuri i în func ie de adâncimea de îngropare. Rezistena de dispersie Rpc a sistemului constituit din conductorul de protec ie al LEA şi prizele de p ământ ale stâlpilor legate la acesta, se calculeaz ă cu relaia: (5.19.) R pc = r p . r c unde r p este rezistena de dispersie medie a prizelor de la stâlpi, iar r c rezistena longitudinală a conductorului de protec ie într-o deschidere (între doi stâlpi). Rpv Rpo r pv r po
Tabelul 5.8. Coeficienii de utilizare pentru prize complexe Nr. de electrozi
Dist. dintre electr. vert. (a) în func . de lung. electr. (l )
Coeficientul de utilizare pentru: Electrozi verticali Electrozi verticali amplasai aşezai liniar pe un contur (circuit închis) Priza vert. Priza oriz. Priza vert. Priza oriz. u1 u1 u2 u2
97
2 3 4 5 6 10 20 40 60 100 2 3 4 5 6 10 20 40 60 100 2 3 4 5 6 10 20 40 60 100
a=l
a=2l
a=3l
0,85 0,80 0,75 0,70 0,65 0,60 0,50 0,90 0,85 0,82 0,80 0,78 0,75 0,70 0,95 0,90 0,88 0,85 0,82 0,80 0,75 -
0,80 0,80 0,77 0,75 0,60 0,60 0,20 0,20 0,90 0,90 0,88 0,85 0,80 0,75 0,56 0,40 0,95 0,90 0,85 0,82 0,80 0,75 0,68 0,54 -
0,75 0,65 0,62 0,60 0,55 0,50 0,40 0,38 0,35 0,80 0,75 0,72 0,70 0,56 0,61 0,55 0,52 0,50 0,90 0,85 0,82 0,80 0,75 0,70 0,66 0,62 0,80
0,75 0,65 0,62 0,60 0,55 0,50 0,40 0,38 0,35 0,60 0,55 0,52 0,50 0,44 0,33 0,29 0,27 0,24 0,75 0,70 0,68 0,65 0,65 0,45 0,39 0,36 0,33
Tabelul 5.9. Calculul rezistenei de dispersie a prizelor Felul electrodului prizei Formula de calcul a rezisten ei de dispersie simple (singulare) a prizelor simple verticale
eavă cu partea superioara la nivelul suprafe ei solului şi diametrul evii mult mai mic decât lungimea ei d << l
r p = 0.366 (ρ / l ) log(4l / d ) r p = 0.9(ρ / l ) (formula simplificat ă pentru l = 1 ... 6m
98
eavă îngropată la adâncimea h t = q +l /2 Bară de secionare dreptunghiulară: -la nivelul solului -îngropată la adâncimea h t = q +l /2 Placă de form ă neregulată îngropată la adâncime
r p = 0.366 (ρ / l ) {log (2l / d ) + 1 / 2 . log[(4t + l ) / (4t − l )]} r p = 0.366 (ρ / l ) log (8l / b ) r p = 0.366 (ρ / l ) {log(4l / b ) + 1 / 2 ⋅ log[(4t + l ) / (4t − l )]} s ρ
r p =
8
. Placă pătrată îngropată la adâncime
2 .1 + . arcsin .
s
π
π
b2 +
π ρ
r ph = 0,22. .(1 + 0.637). arcsin a
s π
1 2 2b 1+ a
r p = 0,25 · ( p / a) (formul ă simplificată)
Placă circulară îngropată la adâncimea h
r ph = 0,25.
ρ
D
.(1 + 0.637 ). arcsin
1 2 4h 1+ D
unde: ρ l b d q
- rezistivitatea de calcul a solului, în [ Ω·m]; - lungimea electrodului, în [m]; - lăimea barei, în [m]; - diametrul exterior al evii, în [m]; - distana de la partea superioar ă a electrodului până la suprafaa solului, în [m]; s - aria unei fe e a plăcii, în [m2]; a - latura plăcii pătrate, în [m]; D - diametrul plăcii circulare, în [m]. h - îngroparea electrodului la adâncimea respectiv ă t - este o mărime de calcul Tabelul 5.10. Calculul coeficientului de utilizare a prizelor Modul de a şezare a Formula de calcul a coeficientului de utilizare electrozilor identici pentru prize multiple verticale legai paralel (ηV)
Electrozii sunt aşezai în linie dreaptă
1− η v=
ρ 1 + 2 . . c r π p
5 2π . c .r p 6 ρ
.
1 9 ρ ρ − 1 − 3 2 . . 4 2 . . c r c r π π p p
2
99
Electrozii sunt aşezai pe laturile unui dreptunghi sau a unui poligon regulat
1
η v=
ρ
1+ 2 p.
r p .c n
unde: c C
- distana între electrozi, în [m]; - coeficientul de corec ie, în func ie de numărul de electrozi lega i în paralel a cărui valoare se ia din tabelul de mai jos; n - numărul de electrozi; p - perimetrul dreptunghiului sau a poligonului, în [m]; r p - rezistena de dispersie a unui electrod. Valoarea coeficientului C : Tabelul 5.11. Valoarea coeficientului C pentru valori ale lui n n 2 3 4 5 6 7 8 9 10 C 0,5 0,77 0,96 1,10 1,22 1,32 1,41 1,48 1,5 n 15 20 30 40 50 60 70 80 100 C 1,81 1,96 2,24 2,41 2,56 2,60 2,78 2,66 3,0 În cazul staiilor electrice exterioare, se prev ăd prize de dirijarea distribu iei potenialelor cu electrozi, orizontali şi paraleli dispuşi la adâncimi mici ( ~ 0,5 m) şi la o distană între electrozi astfel determinat ă încât să se obină coeficienii de atingere şi de pas dorii. Se formează astfel o plasă de electrozi care contribuie la mic şorarea rezistenei de dispersie rezultată a instalaiei de legare la p ământ a staiei. Această priză se asimilează cu o priz ă în formă de plasă la suprafaa solului, a c ărei ă formul de calcul este: R pd = 0,444 .
ρ η
S
= 0.56 .
ρ
S
(5.20)
unde: S este suprafaa plasei constituită din electrozii orizontali de dirijarea distribu iei potenialelor. η - coeficientul de utilizare, care de regul ă se ia egal cu 0,8 (vezi tabelele 5.13 şi 5.14) Tabelul 5.12. Calcul rezistenei de dispersie a prizelor Electrodului prizei simple (singulare)
Formula de calcul a rezisten ei de dispersie a prizelor simple orizontale
eava aşezată orizontal la nivelul suprafeei solului
r p = 0.732 (ρ / l ). log(2l / d )
eavă îngropată orizontal la adâncimea q:
r p = 0.366 (ρ / l ) . log (l 2 / dq )
Bară (oel lat) cu sec iunea dreptunghiulară aşezată: - la suprafa ă la adâncimea q
r p = 0.732 (ρ / l ) log(4l / b )
r p = 2(ρ / l ) (formula simplificat ă pentru l = 10 ... 25m)
r p = 0.366 (ρ / l ) . log(2l 2 / bq )
100
Electrod inelar cu sec iunea circulară aşezat orizontal: - la nivelul suprafe ei solului; - la adâncimea q Electrod inelar cu sec iunea dreptunghiulară aşezat : - la suprafa ă - la adâncimea q Placă aşezată pe suprafa a solului Placă circulară aşezată pe suprafaa solului
r p = 0.732 (ρ / l ) log(8l / πd )
Electrod semisferic îngropat, cu o suprafa ă circulară (baza) la nivelul suprafe ei solului
r p = (ρ / π D )
unde: ρ d b l S D q
r p = 0.366 (ρ / l ) . log(4l 2 / πdq ) r p = 0.732 (ρ / l ) log (16l / πb ) r p = 0.366 (ρ / l ) . log(8l 2 / πbq )
r p = 0.44
ρ
S r p = (ρ / 2 D )
- rezistivitatea de calcul a solului, în [ Ω · m]; - diametrul electrodului, în [m]; - lăimea barei, în [m]; - lungimea electrodului, în [m]; - suprafaa plăcii, în [m2]; - diametrul plăcii, în [m]. - adâncimea de îngropare a prizei orizontale, în [m].
În toate rela iile din tabelul 5.12. ρ reprezintă rezistivitatea de calcul a solului, care este diferită de rezistivitatea măsurată ρ mas . Pentru obinerea rezistivităii de calcul se înmuleşte rezistivitatea ρ mas cu coeficientul ψ de variaie dat în tabelul 5.15. în func ie de starea de umiditate a p ământului şi de adâncimea de îngropare a electrozilor: ρ = ρ mas . ψ (5.21.) Se observă, că acei coeficieni care corespund st ării umede, sunt mai mari decât cei care corespund st ării uscate a solului. Dacă se iau în considera ie coeficienii de variaie pentru ob inerea valorii maxime a lui ρ nu este necesar să se execute măsurarea rezistivităii solului numai în perioada de var ă secetoasă. De exemplu, dacă se intenionează să se execute o priz ă de pământ cu electrozi verticali la adâncimi de îngropare ce dep ăşesc 0,6 m, iar măsurarea s-a f ăcut când solul este foarte umed (m ăsurările au fost de ploi bogate), din tabelul 5.15., rezult ă un coeficient ψ = 1,5. Presupunând c ă la măsurare a rezultat o rezistivitate ρ mas = 75 Ωm, în calcule se va considera ρ = ρ mas . ψ = 75 x 1,5 = 112,5 Ωm. Dacă în acest exemplu, la dimensionarea prizei se consideră drept electrozi ai prizei şi benzile de leg ătură dintre electrozii verticali, la calculul rezistenei de dispersie a acestor prize orizontale care au o adâncime de îngropare între 0,5 şi 0,9 m se va lua din tabelul 5.15., ψ = 3 rezultând pentru benzile orizontale de legătură ρ = 75 x 3 = 225 Ωm. Detalii pentru electrozii verticali şi respectiv orizontali sunt date în fig.5.90. şi respectiv fig.5.91.
101
Fig.5.90. Variaia rezistenei r p cu lungimea electrodului din o el rotund, orizontal a. Priză simplă orizontală, cu electrod din o el rotund; b. Valorile rezisten ei r p în func ie de lungimea l a electrodului din o el rotund, îngropat orizontal.
Fig.5.91. Priză orizontală cu electrod inelar a - la nivelul suprafe ei solului; b - îngropat la adâncimea t de suprafaa solului Tabelul 5.13. Coeficienii de utilizare η pentru h=0,5 ... 1m Coeficienii de utilizare η pentru o adâncime de îngropare de h=0,5…….1 m pentru: Lungimea unei bare, Priza radială cu trei Priza radială cu patru în [m] electrozi electrozi 3 0,75 0,62 6 0,77 0,65 9 0,70 0,68 12 0,80 0,70 18 0,81 0,71 Tabelul 5.14. Coeficienii de utilizare η Coeficienii de utilizare η pentru o distană (a) între 2 electrozi paraleli de
102
Lungimea fiec ăreia dintre prizele singulare, în [m] 15 … 30 30 … 60
~ 4m
~ 8m
0,75 0,70
0,85 0,80
Tabelul 5.15. Coeficienii de varia ie ψ a rezistivităii solului
Starea solului în momentul m ăsurării Nr. crt. 1 2 3 4
Adâncimea de îngropare a electrozilor h [m] 0,3 < h ≤ 0,5 m 0,5 < h ≤ 0,8 m 0,8 < h ≤ 4 m h>4m
Foarte umed 6,5 3 1,5 1,2
Cu umiditate mijlocie 5 2 1,3 1,1
Uscat 3,5 1,5 1,1 1,0
Acelaşi lucru se poate spune şi în cazul verific ării rezistenei prizei de pământ. Chiar dacă s-ar inteniona să se măsoare primăvara, nu există sigurana că în momentul m ăsurării priza prezintă rezistena cea mai mare. Mai ra ional este să se stabilească starea de umiditate a solului la măsurare, iar valoarea determinat ă să se înmulească cu coeficientul ψ . Rp = Rp măs . ψ (5.22.) Se consideră valoarea ψ ψ corespunzătoare electrozilor care au contribuia cea mai mare la determinarea rezistenei de dispersie rezultată a prizei de pământ complexe. Dacă nu se dispune de rezultatele unor m ăsurări directe ale rezistivit ăii solului, pentru calcule prealabile în rela iile rezistenelor de dispersie se pot folosi valorile (cu caracter informativ) din tabelul 5.16. Tabelul 5.16. Rezistivităi ale diferitelor soluri şi ape (valori informative) Rezistivitatea în [Ωm] Nr. Natura solului sau apei Domeniul de varia ie în Valori recomandate funcie de umiditate şi pentru calcule crt. coninutul de săruri preliminare 1 Soluie de sare şi ape acide 0,01 0,01 2 Apă de mare 1,0…5,0 3,00 3 Apă de pârâu şi râu 10…50 20,00 4 Apă de iaz sau izvor 40…50 40,00 5 Apă subterană 20…70 50,00 6 Apă de munte 100…1200 700,00 (pâraie, râuri, lacuri) 7 Pământ, humă, turbă 15…20 20,00 (foarte umede) 8 Cernoziom 10…70 50,00 9 Humă vânătă cu coninut de 10…20 10,00 sulfură de fier 103
10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22
Pământ arabil 40…60 50,00 Pământ argilos, argil ă 40…150 70,00 Pământ cu pietriş 100…500 200,00 Loess, pământ de pădure 100…300 200,00 argilă cu nisip Pământ nisipos 150…400 300,00 Nisip foarte umed 100…500 400,00 Balast cu pământ 500…6000 1000,00 Nisip, nisip cu pietriş 1000…2000 1000,00 Roci bazaltice 10.000 10.000 Stâncă compactă 100.000 100.000 6 9 Granit, marmură 10 …10 108 Sare gemă 1011 1011 Mică 1012…1015 1015 5.4.4. DETERMINAREA COEFICIENILOR DE ATINGERE ŞI DE PAS
Valorile maxime ale coeficien ilor de atingere pe suprafa a prizei de dirijare se determină cu relaia (5.23). Pe suprafa a prizei de dirijare, coeficien ii de pas nu dep ăşesc valorile coeficienilor de atingere, astfel încât s ă se poată considera k a = k pas: k a =
0,7 1 L2 ln + A 2π dt 1
(5.23.)
Coeficientul maxim de pas, în afara prizei şi în imediata apropiere a acesteia se determină folosind relaia: k pas =
k s . k i 1 L2 ln + A 2 dt 1
(5.24.)
K i = 0,65 +0,172 n; pentru n ≥ 3 k s =
1 1 1 1 1 1 + + + + ... + (n − 1)a π 2t 2 n + t 2 2a 3a
A = ln
1 2
n a 2 (n − 3) . L2 − 1! (n − 1)! 2
(5.25.) (5.26.) (5.27.)
în care: a - reprezintă distana dintre doi electrozi paraleli (în [m]) l - lungimea unui singur electrod (în [m]); totdeauna se ia lungimea mai mare a dreptunghiului în care se înscrie re eaua de dirijare n - numărul de electrozi paraleli L - lungimea însumat ă a electrozilor paraleli care alc ătuiesc priza orizontală (în [m]), L =nl t 1 - adâncimea de îngropare a electrozilor paraleli (în [m]) d - diametrul unui electrod. În cazul electrozilor alc ătuii din band ă d = b /2, unde b este lăimea benzii (în [m]) t 2 - adâncimea în îngropare a electrozilor orizontali de pe conturul extrem al prizei de pământ artificiale 104
n n + 1 Dacă n este număr impar, în locul expresiei − 1 se consideră − 1 . 2
2
În cazul în care în afar ă de electrozii orizontali paraleli, exist ă şi ali electrozi orizontali care dau prizei forma unei plase (în cazurile reale se adaug ă conductoarele de ramificaie şi prizele naturale), rela iile 5.23. şi 5.24. devin: k a =
0 ,7 1 L2 ln + 2 A 2π dt 1
k pas =
k s . k i 1 L2 ln + 2 A 2π dt
(5.23.’)
(5.24.’)
între electrozii paraleli dispu şi după latura mare I . Pentru cazul staiilor de tip interior, se poate aplica următoarea metodă de calcul a coeficienilor de pas la periferia prizei de pământ artificială. Se asimilează priza de pământ artificială împreună cu clădirea în care se afl ă staia electrică, cu o priz ă de p ământ în form ă de plasă dreptunghiulară aşezată pe suprafaa solului şi având dimensiunile egale cu ale prizei de p ământ artificiale. Coeficientul de pas în acest caz, poate fi calculat cu rela ia : k pas = 9
unde: S D lm
S .l D 2 m
(5.28.)
- este suprafa a ocupată de priza în form ă de plasă (în [m2]) - diagonala prizei în form ă de plasă (în [m]) - lungimea pasului (în [m]); se consider ă lm = 0,8 m.
Această relaie corespunde unei adâncimi de îngropare a electrozilor de dirijare t = 0,3 … 0,4 m. Pentru adâncimi de îngropare mai mari se va considera un coeficient de corelaie K. Astfel, rela ia 5.28. devine: k pas = K . 7,2 .
S D 2
(5.28.’)
unde: K = 1 pentru t = 0,30 …0,40 m K = 0,7 t = 0,5m K = 0,5 t = 0,8m K = 0,4 t = 1m
5.4.5. SECIUNILE ŞI GROSIMILE MINIME ALE ELECTROZILOR Electrozii se execută de regulă din oel. Se admit şi electrozi din cupru numai când solul este foarte agresiv pentru o el (pH < 4) şi numai dacă rezultatul este mai economic decât protejarea oelului în strat de bentonit ă. Seciunile şi grosimile electrozilor se determin ă din condiiile de stabilitate termic ă, dar nu mai mici decât cele de mai jos. La instala iile electrice de joasă tensiune, din considerente de rezisten ă mecanică şi de rezistenă la coroziune, seciunile (s), grosimile (g) şi diametrele (d ) minime ale electrozilor şi ale conductoarelor de legătură îngropate în pământ sunt cele indicate în tabelul 5.17.
105
Tabelul 5.17. Seciuni şi grosimi minime de joas ă tensiune
Tipul electrodului 1 Benzi sau alte profile din oel (cornier T,I etc.) neprotejat 1 Idem zincat Idem protejat în strat de bentonită evi din oel neprotejat Idem zincate Idem protejat în bentonită Oel rotund neprotejat Idem zincat Idem protejat în bentonită Placă din oel neprotejată Idem zincate Idem protejate în bentonită Oel rotund protejat prin înglobare în beton
Durata de func ionare mai mică de 10 ani mai mare de 10 ani pH ≥ 6 pH < 6 pH ≥ 6 pH < 6 2 3 4 5 2 2 s=100mm nu sunt s=100mm nu sunt g=4mm admise g=6mm admise 2 s=100mm2 g=4mm s=100mm2 g=4mm g=3,5mm g=3,5mm g=3,5mm d=11mm d=10mm d=10mm g=3mm
3 s=100mm2 g=6mm s=100mm2 g=4mm nu sunt admise g=3,5mm g=3,5mm
4 s=100mm2 g=4mm s=100mm2 g=4mm g=4,5mm
nu sunt admise d=10mm d=10mm
d=14mm
g=3,5mm g=3,5mm
d=10mm d=10mm g=4mm
5 s=150mm2 g=6mm s=100mm2 g=4mm nu sunt admise g=4,5mm g=3,5mm nu sunt admise d=14mm d=10mm
g=3mm g=3mm
nu sunt admise g=4mm g=3mm
g=3mm g=3mm
nu sunt admise g=4mm g=3mm
g=8mm
d=8mm
d=8mm
d=8mm
Pentru instalaiile şi echipamentele electrice de înalt ă tensiune, seciunea minimă a electrozilor din o el pentru prizele de p ământ artificiale este de 150 mm 2, indiferent de modul de protejare a o elului sau de agresivitatea solului. Fac excep ie electrozii proteja i prin îngropare în beton pentru care seciunea minimă este conform tabelului 5.18. în func ie de agresivitatea solului şi de modul de protejare a o elului împotriva corod ării.
106
Tabelul 5.18. Grosimi minime la instala iile de înaltă tensiune
Nr. crt. 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9.
Modul de protejare împotriva coroziunii neprotejate
zincate în strat de bentonită cu grosimea de min.200 cm înglobat în beton
Felul electrod
profil eavă placă profil eavă placă profil eavă placă
Grosimea minimă a electrodului, în mm pentru pH ≥ 6 pH < 6 6,0 4,5 *) 4,0 4,0 3,5 3,0 4,0 3,5 3,0
nu sunt admise 5,0 4,5 4,0 4,0 3,5 3,0
10. profil 3,0 3,0 11. oel rotund φ 8,0 φ 8,0 *) În cazul prizelor de p ământ destinate unor func ionări până la 10 ani, grosimile pot avea respectiv valorile de 4; 3,5; şi 3,0 mm (ca la nr.crt. 4,5 şi 6 din tabelul 5.18.). Seciunea minimă a electrozilor de cupru pentru prizele de p ământ artificiale va fi de 2 25 mm , pentru electrozi masivi şi de 35 mm 2, pentru conductoare funie.
5.4.6. EXEMPLU DE CALCUL
-
Instalaie de legare la p ământ a unei sta ii de interconexiune de 220 kV cu 4 linii. Date iniiale: Curentul de scurtcircuit monofazat maxim: I d = 31,5 k A Curentul maxim prin priza de p ământ: I p = 15 kA Timpul proteciei de bază: t b = 0,2 s Timpul proteciei de rezervă: t r = 2,5 s Timpul propriu al întreruptorului t d = 0,09 s Suprafaa de teren cu îngr ădiri ocupată de staie 100 x 70 m Rezistivitatea solului ρ = 100 Ωm
Realizarea prizei de pământ:
Pe un contur situat la 1,5 m faă de gard, în interiorul îngrădirii se vor introduce în pământ electrozii verticali. P = 2 x (97 + 67) = 328 m Electrozii verticali vor fi confec iona i din eavă de oel zincat şi vor fi îngropa i la o adâncime de 0,8 m, m ăsurată de la suprafa a solului până la capătul superior. Electrozii se vor dispune uniform pe conturul prizei la distan a de 6 m unul de altul. Numărul de electrozi verticali va fi: 107
N 1 = P / s1 = 328/6 = 55 buc. Legătura dintre electrozii verticali se va face cu un conductor de o el lat, zincat, a c ărui seciune se va stabili mai jos. Adâncimea de îngropare a conductoarelor de leg ătură va fi de 0,9 m. Electrozii verticali împreun ă cu conductoarele de leg ătură formează priza de p ământ artificială. În interiorul conturului prizei artificiale de o distan ă de 3 m de aceasta şi la o adâncime de 0,5 m se va realiza priza de dirijare a distribu iei potenialelor. Această priză va fi alcătuită din conductoarele principale de legare la p ământ şi conductoare de ramifica ie. Suprafaa ocupată de priza de dirijare a distribu iei potenialelor trebuie s ă aibă dimensiunile: 91 x 61 m Între priza artificial ă de p ământ şi priza de dirijare a distribu iei potenialelor (reeaua conductoarelor principale de legare la p ământ) se vor executa opt leg ături.
Dimensionarea conductoarelor de legare la p ământ: Conductoarele de ramificaie se vor confeciona din oel lat, zincat. Seciunea necesară este: I s≥ m j I m = I d . t f
Timpul de întrerupere a curentului de punere la p ământ este: t f = t r = 2,5 s Densitatea de curent admisibilă pentru oel timp de 1 s: j = 70 A/mm2 Rezultă: 31500 . 2.5 s≥ = 712 mm2 70 Se aleg două conductoare din o el lat, zincat, de 60 x 6 mm 2. Conductoarele principale de legare la p ământ: constituind circuite închise (buclate), curentul se consideră: I = (1/2)· I m şi deci seciunea necesară va fi a = 360 mm2 Se alege un conductor din o el lat, zincat de 60 x 6 mm 2. Conductoarele de leg ătură între electrozii prizei artificiale, au acelea şi seciuni ca şi conductoarele principale de legare la p ământ, vor fi din o el zincat de 60 x 6 mm 2. Determinarea rezistenei la dispersie: Rezistena unei prize singulare verticale este: r pv = 0.366
4t + l ρ 2l 1 lg + lg . ; 4t − l l d 2
1 3 + h = + 0,8 = 2,3 m (t este o m ărime de calcul) 2 2 Diametrul exterior al evilor este de 75 mm: t =
108
r pv = 0,366
100 6 1 4 ⋅ 2,3 + 3 + lg lg ; 3 0,075 2 4 ⋅ 2,3 − 3
r pv = 25 Ω
Coeficientul de utilizare pentru un num ăr de 55 electrozi dispu şi la distana a = 2 I între ele, este: ηv = 0,53 Rezistena unei prize cu electrozi verticali va fi: r pv =
r pv 25 = = 0,9 Ω nηv 55 . 0,53
Rezistena unei prize orizontale singulare constituite din conductorul de lag ăre dintre două prize verticale este: r po = 0,366 .
ρ
l
. lg
2 . l2 b . t
Se consideră: l = 6m; t =0,8m; b=0,06m 2 . 62 100 lg r po = 0,366 = 19,5 Ω 6 0,06 . 0,9 Coeficientul de utilizare pentru 55 prize orizontale dispuse pe un contur închis, este: η0 = 0,28 Rezistena echivalentă a prizelor de p ământ orizontale va fi: R po =
R p 19,5 = = 1,27 Ω n . η 0 55 x 0,28
Se asimilează priza de pământ pentru dirijarea distribu iei potenialelor în zona ocupată de echipamentul electric cu o priz ă în formă de plasă aşezată pe suprafaa solului. Rezistena de dispersie a acestei prize va fi: R pd .0,56.
ρ
S
= 0,56.
100 = 0,75 Ω 91 x 61
Deoarece sunt 4 linii cu conductoare de protec ie Rpc = r pc /4; de regulă se consideră r pc = 2Ω deoarece în medie prizele de la stâlpi au r p~10Ω, iar rezistena conductorului într-o deschidere r c=0,4Ω (a se vedea rela ia 5.18.) Rezistena echivalentă a instalaiei de legare la p ământ compusă din Rpv, Rpo, Rpd şi rezistenele Rpc ale sistemelor constituite din conductoarele de protec ie ale LEA şi prizele de pământ de la stâlpii LEA va fi: 1 1 1 1 1 = + + + R p R pv R pv R pd R pc 1 1 1 1 4 = + + + = 5,23 R p 0,9 1,27 0,75 2
Rp = 0,192 Ω Suprafaa laterală a electrozilor trebuie s ă îndeplinească condiia: S ≥ I p
ρ . t ; S ≥ I p ρ . t . 10−4 m2 γ . θ
109
pentru cazul de faă: S ≥ 15 2,59 = 24 m2
Pentru un calcul acoperitor se consideră numai priza artificială S = ηv . Sv + ηo · So = 0,53 (3 · π·0,075) · 55 + 0,28 (6 x 0,132) x 55 S = 55 (0,328 + 0,221) = 55 x 0,605 = 33,3 m 2. Deci priza de pământ va fi stabilit ă termic. Determinarea coeficienilor de atingere şi de pas: Lungimea unei benzi pe latura mare l = 91 m Distana medie între două benzi a=5m Numărul de benzi paralele n = 67/5+1=15 Lungimea însumată a tuturor benzilor orizontale L = nl = 15 x 91 = 1365 m Adâncimea de îngropare t = 0,5 m Lăimea unei benzi b = 0,060 m Deci: d = b /2 = 0,06/2 = 0,03 m A = ln
A = ln
k a =
l 2(n −1) 2
n a 2(n − 3) . L2 .
2 − 1! .(n − 1)!
97 2(15 −1) 2
15 52(15 − 3).13652. − 1! .(15 − 1)! 2
= 32.5
0,7 .0,05 1 1365 2 ln + 2.32,5 2 0,03 . 0,5
rezultă tensiunile de atingere şi de pas: = 0,05 x 3000 = 150 V. U a = Durata de întrerupere a curentului de punere la p ământ la acionarea proteciei de bază U ’pas
este: t = t b + t d = 0,4 + 0,9; t < 0,3 s Conform tabelului 5.5., în zonele cu circulaie redusă cum este considerată incinta staiei valorile admise sunt: U a = U pas ≤ 200 V. Dacă tensiunile de atingere şi de pas în incint ă se încadrează în limitele admise de standard.
La marginea prizei rezult ă: k pas =
k s . k i 1 L2 ln + 2 A 2π dt
În relaia lui ks se consideră t 2 = 1 m, adâncimea de îngropare a ultimei benzi (cea de pe conturul prizelor verticale):
110
k s =
1 1 1 1 1 1 + + ... + + + 0,356 3,14 2 6 10 15 70
k i = 0,65 + 0,172 · 15 = 3,23 k pas =
0,356 . 3,23 . 6,28 = 0,082 1365 2 ln + 2 . 32,5 0,03 . 0,5
Deci tensiunea de pas maximă la marginea prizei va fi : U pas = 0,082 x 3000 = 246,0 V. Întrucât tensiunea maximă admisă este de 200 V, va fi necesar ca în zona de la marginea prizei până la gard să fie acoperită cu un strat de piatră spartă sau în zona respectivă să se circule numai cu cizme de cauciuc electroizolant. Rezultatele finale sunt consemnate într-o formă condensată în tabelul recapitulativ 5.19.
Tabelul 5.19. TABEL RECAPITULATIV
Nr. crt. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
Denumirea mărimilor Curentul de scurtcircuit monofazat maxim Curentul maxim prin priza de pământ Densitatea de curent pentru o el, timp de 1 s ( t max = 200 0C) Timpul de protecie de bază Timpul de protecie de rezervă Tensiunea de atingere admisă Tensiunea de pas admisă Seciunea conductoarelor de ramificaie Seciunea conductoarelor principale Rezistivitatea solului Numărul de electrozi verticali Lungimea unui electrod vertical Diametrul exterior al electrozilor verticali Adâncimea de îngropare a electrozilor verticali
Simbol
Valoare
Obs.
I d
Unit.de măs. [kA]
31,5
-
I p
[kA]
15,0
-
j
[A/mm2]
70
-
t b t r U a U pas s
[s] [s] [V] [V] [mm2]
0,20 2,50 200 150 2X360
-
s nv lv d v
[mm2] [Ωm] bucăi [m] [m]
1X360 100 55 3 0,075
-
t v
[m]
2,3
-
ρ
111
15 16 17 18 19 20 21 22 23 Nr. crt. 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38
Lungimea unui electrod orizontal Lungimea medie a unui electrod de dirijare a poten ialelor Distana medie între electrozii de dirijare a poten ialelor Lăimea electrozilor orizontali Numărul de electrozi paraleli pentru dirijarea potenialelor Lungimea însumat ă a tuturor electrozilor orizontali Rezistena de dispersie a unui electrod vertical Coeficientul de utilizare a prizelor verticale Rezistena de dispersie a unui electrod orizontal Denumirea mărimilor Rezistena de dispersie a prizelor verticale Coeficientul de utilizare a prizelor orizontale Rezistena de dispersie a prizelor orizontale Rezistena sistemului constituit din conductoarele de protec ie a LEA şi prizelor stâlpilor Rezistena de dispersie a prizei de dirijare a poten ialelor Rezistena de dispersie a instala iei de legare la p ământ Tensiunea prizei de pământ Produsul K s · K i Mărimea A Coeficientul de atingere şi de pas în incintă Coeficientul de pas la marginea prizei Tensiunea de atingere şi tensiunea de pas pe conturul prizei Tensiunea de pas la marginea prizei Coeficientul de amplasament Tensiunea de pas la marginea prizei
l0 l
[m] [m]
6 97
-
a
[m]
5
-
bo n
[m] bucăi
0,06 15
-
[m]
1365
-
r pv
[Ω]
25
-
ηv
-
0,53
-
r pp
[Ω]
19,5
-
Simbol
Unit.de măs.
Valoare
Obs.
Rpv
[Ω]
0,9
-
ηo
-
0,28
-
Rpo
[Ω]
1,27
-
Rpo
[Ω]
0,5
-
Rd
[Ω]
0,75
-
Rp
[Ω]
0,2
-
U p k k a
[V] -
3000 1,64 32,5 0,05
-
k pas
-
0,082
-
U a U pas U ’pas
[V] [V] [V] [V]
150 150 246 2 123
-
α
U pas
112
6. REELE ELECTRICE 6.1. ELEMENTE COMPONENTE A LINIILOR ELECTRICE 6.1.1. GENERALITĂI •
• • • • • • • •
Defini ii Linia electrică aeriană (LEA) este o instalaie montată în aer liber, compus ă din conductoare, izolatoare, cleme, arm ături, stâlpi, funda ii şi instalaii de legare la p ământ, care serveşte la transportul sau distribu ia energiei electrice. Linia electrică subterană (LES) este linia montată fie direct în sol, fie în canale sau tuneluri. Coronamentul LEA reprezint ă partea superioar ă a stâlpului, care asigur ă dispoziia spaială a conductoarelor Instalaia de legare la p ământ este ansamblul de conductoare, electrozi şi alte piese, prin care se realizează legătura la pământ a unor elemente ale LEA, care în mod normal nu sunt sub tensiune, dar care pot ajunge accidental sub tensiune. Reeaua electrică este un ansamblu de linii şi staii conectate între ele, eventual interconectate cu alte re ele. Linie derivaie este o linie electric ă de importană secundară, racordată cu un singur cap ăt la o altă linie. Linia radială este linia electrică alimentată la o singură extremitate Reea radială este reeaua electrică compusă din linii radiale racordate la aceea şi sursă. Reea buclată este reeaua electrică compusă din bucle, toate sau o parte a acestora fiind conectate la surse de alimentare diferite.
Clasificarea liniilor electrice • După tensiunea nominală a liniei
Linii de joasã tensiune
Linii de medie tensiune
Un < 1 kV
1 kV < Un < 52 kV
TENSIUNEA NOMINALÃ A LINIEI
Linii de înaltã tensiune 52 < Un < 300 kV
Linii de foarte înaltã tensiune Un > 300 kV
• După sistemul de transmisie a energiei
113
• După elementele constructive LEA PE STÂLPI DE LEMN
LEA PE STÂLPI DE BETON
LEA PE STÂLPI METALICI
ELEMENTE CONSTRUCTIVE
LEA CU IZOLATOARE TIP LAN
LEA CU IZOLATOARE RIGIDE
• După funciunea lor în cadrul sistemelor energetice FUNCIA ÎN SEN
LINII DE TRANSPORT
LINII DE DISTRIBUIE
6.1.2. LINII ELECTRICE AERIENE
114
Conductoare Din punct de vedere al func iei pe care o îndeplinesc, conductoarele LEA se clasific ă în: • conductoare active • conductoare de protec ie Conductoarele active servesc la transportul energiei electrice şi sunt neizolate. Conductoarele de protec ie sau fire de gard ă, au rolul de a proteja linia împotriva supratensiunilor atmosferice, a reduce perturba iile radiofonice şi a micşora tensiunile de atingere şi de pas. Solicitările la care sunt supuse conductoarele LEA sunt: • tensiunea şi curentul transportat • condiiile meteorologice ♦ vânt ♦ chiciură ♦ variaii de temperatur ă • poluarea mediului Aceste solicitări impun materialelor din care se confec ionează conductoarele, următoarele calităi: • rezistivitate cît mai mic ă ρ [Ω mm2 /m] • rezistenă la rupere cât mai mare σr [daN/mm2] • greutate specifică mică γ [daN/cm3] Aceste calităi au determinat utilizarea în construc ia conductoarelor a urm ătoarelor metale: • cupru şi aliaje de cupru (bronz) • aluminiu şi aliaje de aluminiu • oel Din punct de vedere constructiv conductoarele LEA pot fi:
Cea mai largă utilizare o au conductoarele funie din unul sau dou ă metale. La liniile electrice aeriene de înalt ă şi foarte înaltă tensiune se folosesc, în general, conductoare active din dou ă materiale (OL-AL). Firele de o el care formează inima conductorului de OL-AL preiau eforturile mecanice, iar cele de aluminiu, formând straturile exterioare, sunt parcurse de curentul electric, acestea având o rezistivitate mult mai mic ă. În zone puternic poluate sau la travers ări importante se utilizează conductoare din bronz. 115
Conductoarele de o el se utilizează în construcia LEA drept conductoare de protec ie. Deşi cuprul prezint ă calităi deosebite (rezistivitate scăzută, rezistenă mecanică relativ ridicată) nu este folosit decât în m ăsură foarte mică la construcia LEA, având un cost ridicat. Pentru prevenirea şi reducerea descărcării corona la liniile de 220-400 kV, una din soluii o constituie utilizarea de conductoare tubulare. Având un cost ridicat, şi datorită problemelor de montaj şi exploatare, conductoarele tubulare nu sunt utilizate în ara noastră. Soluia adoptată la noi este utilizarea conductoarelor fasciculate (jumelate), solu ie care constă în montarea pe fiecare faz ă a 2,3,4 sau mai multe conductoare identice. Liniile electrice de medie tensiune se construiesc cu conductoare funie monometalice (AL) sau bimetalice (OL-AL). Pentru linii de joas ă tensiune se utilizează conductoare torsadate, formate din unul sau mai multe conductoare din aluminiu izolate în PVC, r ăsucite în jurul unui conductor din OLAL de asemenea izolat cu PVC.
• • • •
• •
• •
Izolatoare A. DEFINI II Izolatoarele sunt elemente componente ale LEA, constituite dintr-un corp izolant solid, cu sau f ără armături metalice, cu ajutorul c ărora se realizează atât izolarea conductoarelor sub tensiune, cât şi fixarea lor [1-6]. Conturnarea este o desc ărcare exterioară izolatorului, producându-se între p ările ce sunt supuse în mod obi şnuit la o diferen ă de tensiune. Străpungerea este o descărcare prin corpul solid al izolatorului. Linia de fugă este distana cea mai mică pe suprafaa izolatorului între p ările metalice aflate la poteniale electrice diferite. În cazul izolatoarelor compuse din mai multe elemente, se consideră suma liniilor de fugă a elementelor componente. Linia de fugă specifică este raportul între lungimea liniei de fug ă a unui izolator exprimat ă în cm şi tensiunea maximă de serviciu între faze exprimate în kV. Tensiunea de conturnare la frecven ă industrială (50 Hz) în stare uscat ă sau sub ploaie este media aritmetică a valorilor tensiunilor ce produc conturnarea izola iei în timpul încerc ării de conturnare. Tensiunea de inere la impuls în stare uscat ă este tensiunea maxim ă de impuls prescris ă, care aplicată pe izolaie nu produce nici conturnare, nici str ăpungere. Tensiunea de străpungere a unui izolator este tensiunea ce produce str ăpungerea lui.
B. CLASIFICĂRI
Izolatoarele liniilor electrice aeriene se clasific ă după următoarele criterii: • Criteriul materialului din care se confecionează
Por elanul este un material ceramic cu rezisten ă dielectrică bună şi rezistenă mecanică mare la compresiune şi relativ redusă la întindere şi încovoiere. Izolatoarele din porelan se acoperă cu o glazură sticloasă (smal) care asigur ă culoarea izolatoarelor, o suprafaă netedă, îngreunând murd ărirea lor, reduce higroscopicitatea şi probabilitatea apariiei fisurilor. Glazura poate fi alb ă sau colorată.
116
Sticla - are calităi dielectrice bune, dar este un material fragil cu rezisten ă scăzută la eforturi mecanice şi termice, dezavantaje reduse par ial prin utilizarea sticlei c ălite. Materiale sintetice - dintre materialele sintetice utilizate în construc ia izolatoarelor este de menionat cauciucul siliconic care prezint ă avantaje importante fa ă de izolatoarele din porelan sau sticlă: • greutate mică (1/10 din por elan) • caracteristici electrice şi mecanice superioare • sigurană în funcionare • mentenana facilă • rezistenă la condiii de mediu poluate • Criteriul constructiv
Izolatoarele capă -tijă au corpul izolant sub forma unui singur taler, având la partea superioară o capă de tip nuc ă, iar la partea inferioar ă o tijă cu rotulă. (Fig. 6.1.)
117
Fig. 6.1. Izolatoare capă-tijă de suspensie Izolatoare cu inimă plină
Fig. 6.2.
Izolatoarele cu inimă plină au corpul izolant masiv, cu mai multe aripioare iar la capete armături metalice. (Fig. 6.2.) Izolatoare suport se montează rigid pe stâlp, având un corp izolant cu una sau mai multe aripioare. Fixarea izolatoarelor suport pe stâlp se face cu ajutorul unor arm ături sau supori metalici. (Fig. 6.3.)
Fig. 6.3. Izolator suport Izolatorul suport este supus în principal la eforturi de încovoiere şi compresiune. Izolatoare de trac iune sunt izolatoare suport de joas ă tensiune la care conductorul se fixează prin înf ăşurare în jurul corpului izolant sub form ă de cilindru cu un gol în interior, având două sau mai multe aripioare. (Fig. 6.4.)
Fig. 6.4. Izolator de trac iune Izolatoare pentru siguran e fuzibile (utilizate numai la LEA j.t.) sunt destinate montării siguranei fuzibile pentru racorduri şi branşamente.
118
• Criteriul Tensiunii LEA
• Criteriul electric
Izolatoarele la care distan a disruptivă prin corpul izolant solid este cel pu in egală cu jumătatea distanei disruptive exterioare nu se str ăpung. Izolatoarele la care distana disruptivă prin corpul izolant solid este mai mică decât jumătatea distanei disruptive exterioare (în aer) se străpung. • Criteriul mecanic
Izolatoarele de sus inere preiau greutatea conductoarelor, a chiciurii şi sarcinile provenind din aciunea vântului pe conductoare şi izolatoare şi pot fi: izolatoare cu cap ă, izolatoare cu inim ă plină şi izolatoare tij ă. (Fig. 6.5.)
Fig. 6.5. Izolator tij ă 119
Izolatoarele de întindere preiau în plus şi eforturile din conductoare.
C. EXEMPLE DE IZOLATOARE • Izolator ISNs cu suport drept. (Fig. 6.6.) • Izolator suport tip ∆ (Delta) - 35 kV (Fig. 6.7.)
Fig. 6.6. Izolator IsNs 20 cu suport drept Fig. 6.7. Izolator suport Delta 35kV • Izolator de suspensie Itfs tip tij ă 20 kV (Fig. 6.8.) • Izolator de suspensie tip VKLS şi VKLF (Fig. 6.9.)
Fig. 6.8. Izolator de suspensie tip tij ă 20kV Fig. 6.9. Izolator de suspensie cu linie lung ă de fugă (VKLS şi VKLF)
120
• Izolator din cauciuc siliconic (Fig. 6.10.)
Fig. 6.10. Izolator din cauciuc siliconic
D. LAN URI DE IZOLATOARE Pentru înaltă şi foarte înaltă tensiune şi parial pentru medie tensiune se utilizează lanuri din mai multe elemente izolatoare ce pot fi de tip tij ă sau tip capă tijă. În afară de elementele izolante, lan urile de izolatoare comport ă cleme şi armături utilizate la realizarea leg ăturii cu stâlpii liniei şi cu conductoarele. Lanurile de izolatoare pot fi: • de susinere • de întindere
Fig. 6.11a. Lan simplu de susinere
Fig. 6.11b. Lan dublu de sus inere
În fig. 6.11. sunt ar ătate lanuri de izolatoare de sus inere simple şi duble. În fig. 6.12. lan uri de întindere simple şi duble.
121
Fig. 6.12a. Lan simplu de întindere
Fig. 6.12b. Lan dublu de întindere
Cleme şi armă turi
A. GENERALIT Ă I
CLEMELE sunt piese care sunt în contact direct cu conductoarele şi asigură legătura electrică şi/sau mecanică între conductoare sau între acestea şi izolatoare. ARMĂTURILE sunt piese sau dispozitive de leg ătură intermediare între izolatoare şi consolele stâlpilor sau între cleme şi izolatoare. Clemele şi armăturile se dimensionează astfel încât să reziste la sarcinile mecanice transmise de conductoare, sarcini statice sau dinamice. Din punct de vedere electric clemele de leg ătură electrică trebuie să asigure o bun ă conductană electrică, în caz contrar, orice contact imperfect conducând la înc ălzirea, topirea şi ruperea conductorului. Clemele şi armăturile vor avea muchii rotunjite pentru evitarea desc ărcărilor şi pierderilor prin efectul CORONA. Protecia clemelor şi armăturilor se realizeaz ă prin zincare la cald. B. PRINCIPALELE TIPURI DE CLEME UTILIZATE ÎN CONSTRUC IA LEA SUNT URMĂTOARELE:
B.1. Cleme pentru fixarea conductoarelor de izolatoare • • • •
cleme de susinere fixe cleme de susinere oscilante f ără declanşare, fig.6.13a. cleme de susinere oscilante cu declanşare şi rolă de alunecare a conductorului, fig. 6.13b. cleme de traciune cu pană, cu bride sau con, fig. 6.14.
122
Fig. 6.13. Cleme de sus inere oscilante: a. f ără declanşare; b. cu declan şare şi rolă de alunecare 1-suportul clemei, 2-patul clemei, 3-pies ă de strângere, 4-bride, 5-bol , 6-cui spintecat, 7-rolă de alunecare, 8-şurub special cu piuli ă şi o siguran ă
Fig. 6.14. Cleme de întindere: a. cu pan ă; b. cu brid ă; c. cu con
B.2. Cleme pentru fixarea pe stâlpi a conductoarelor de protec ie • cleme cu dou ă şi patru capace pentru stâlpii de sus inere (fig. 15a, b) • cleme cu role sau cu pan ă pentru stâlpii de col şi întindere (fig. 15c)
Fig. 6.15. Cleme pentru fixarea conductoarelor de protec ie: a. de sus inere cu două capace; b. de întindere cu patru capace; c. de întindere cu role 123
B.3. Cleme de legă tur ă a conductoarelor: • cleme de presare prin laminare • cleme cu buloane sau nituri (fig. 6.16.) • cleme cu plăci de contact • cleme prin presare (clem ă cu crestături) (fig. 6.17.) • cleme “CUPAL” pentru legătura conductoarelor de cupru cu cele de aluminiu
Fig. 6.16. Clem ă de legătură electrică şi mecanică cu şuruburi şi cu nituri A. dintr-o bucat ă; B. din dou ă bucăi
Fig. 6.17. Clem ă cu crestături: A. clemă propriu-zisă; B. clemă cu conductoarele înn ădite C. Principalele tipuri de arm ături utilizate în construc ia LEA sunt următoarele:
C.1. Armături pentru fixarea izolatoarelor • cârlige de suspendare a lan urilor de izolatoare de console (fig. 6.18a,b) • ochiuri simple şi duble de prindere a lan ului de izolatoare de cârligul consolei (fig.
6.19a,b) • nucile cu ochi drept sau r ăsucit (fig. 6.20a,b) • jugurile pentru lan uri de izolatoare (fig. 6.21a,b)
124
Fig. 6.18a. Cârlig scoab ă tip CS
Fig. 6.18b. Cârlig de sus inere din platbandă tip CSp-4A
Fig. 6.19a. Ochi de suspensie simplu tip OSs 125
Fig. 6.19b. Ochi dublu r ăsucit tip Od
Fig. 6.20a. Nuc ă scurtă cu ochi drept NSs-16 şi NSs-20
Fig. 6.20b. Nuc ă cu ochi răsucit tip NORV 126
Fig. 6.21. Juguri ale lan urilor de izolatoare a. Jug simplu tip Js b. Jug dublu tip Jd C.2. Armă turi pentru protec ia izolatoarelor împotriva arcului electric: • coarne simple sau în cruce (la 110 kV) (Fig. 6.22.) • inele incomplete sau complete (peste 220 kV) (Fig. 6.23.)
Fig. 6.22. Corn simplu de protec ie tip CS: a. superior CSs-1; b. inferior CSi-1
127
Fig. 6.23. Inele de protec ie: a. incomplete; b. complete
C.3. Armături antivibratoare pentru conductoare, distanoare • amortizor cu greut ăi (Fig. 6.24.) • distanoare oscilante (Fig. 6.25a.) • distanoare cu tijă rigidă (Fig. 6.25.b)
Fig. 6.24. Amortizor de vibra ii tip AVb
Fig. 6.25. Piese de distan are: a. distanier oscilant pentru 2 conductoare tip DO-2; b. pies ă de distanare cu tijă rigidă
Stâlpi 128
A. GENERALIT Ă I
Stâlpii liniilor electrice aeriene au rolul de a sus ine conductoarele deasupra solului şi la distanele prescrise între ele prin intermediul izolatoarelor, clemelor şi armăturilor. Elementele componente ale stâlpilor sunt: (Fig.6.26.) - coronamentul - corpul stâlpului - funda ia
Fig. 6.26. Stâlp metalic cu z ăbrele 1-picior de funda ie; 2-montani; 3-contravântuiri; 4-sistem de diagonale; 5-coronament
B. CLASIFIC Ă RI
B1. După destina ia lor:
Stâlpi de susinere
Stâlpi terminali
Stâlpi de traversare
Stâlpi de întindere
Â
Stâlpi de transpunere a fazelor
Stâlp i de col
Stâlpi de deriva ie
Stâlpii terminali - sunt amplasa i la capetele liniei, la ie şirea din staiile de transformare. 129
Sunt solicitati de for e de întindere ale conductoarelor, unidirec ional. Stâlpii de susinere - preiau eforturile determinate de for e verticale (greutate conductor, izolatoare, chiciură) şi de cele orizontale datorate ac iunii vîntului. Stâlpii de întindere - se monteaz ă pe aliniamentele liniei la distane de 2 - 10 km, distan a dintre doi stâlpi de întindere numindu-se panou de întindere. Stâlpii de col sunt amplasai în locurile unde aliniamentul liniei se schimb ă şi sunt solicitai de forele cu care sunt întinse conductoarele în cele dou ă aliniamente. Stâlpii de traversare - se utilizeaz ă la traversări de căi ferate, şosele, râuri, linii Tc. Stâlpii de transpunere a fazelor - se folosesc pentru rotirea conductoarelor de faz ă în scopul uniformizării inductivităii şi capacităii LEA trifazate. Stâlpii de derivaie - permit realizarea unei deriva ii din linie. B2. După materialul din care sunt realiza i: Stâlpi de lemn
Stâlpi de beton armat
CRITERIUL MATERIAL
Stâlpi metalici
Stâlpii de lemn - au fost utiliza i în construcia LEA de j.t., m.t. Stâlpii de beton armat - sunt utiliza i în construc ia LEA de j.t. şi medie tensiune. După tehnologia lor de fabrica ie deosebim: - stâlpi din beton armat centrifugat, de sec iune circulară (Fig. 6.27.) - stâlpi de beton armat vibrat (Fig. 6.28.) - stâlpi de beton precomprimat, la execu ia lor utilizându-se tensionarea arm ăturii înainte de turnarea betonului şi relaxarea ei după precomprimare. Stâlpii metalici - se utilizeaz ă la construcia LEA de înaltă şi foarte înaltă tensiune. Sunt construii cu zăbrele din profile laminate din o el. Protecia stâlpilor metalici împotriva ruginii se face prin vopsire sau zincare. Stâlpii metalici din punct de vedere constructiv pot fi: - sudai sau sudai bulona i - la care tronsoanele sunt formate prin sudarea în fabric ă a bornelor şi elementelor componente, asamblarea lor f ăcându-se prin buloane la locul de montaj. - bulonai - la care toate elementele componente se asambleaz ă prin buloane direct pe amplasamentul stâlpilor. Exemple de stâlpi metalici sunt indicate în fig.6.30. şi fig. 6.31.
130
Fig. 6.27. Stâlp de beton armat centrifugat pentru LEA 110kV tip SC1185 pentru sus inere simplu circuit
Fig. 6.28. Stâlp de col
Fig. 6.29. Stâlpi LEA 110kV simplu circuit a. stâlp de susinere normal tip Sn 110.102; b. stâlp de întindere şi col tip ICn 110.113; c. stâlp de întindere şi col de subtraversare tip ICs 110.143
131
Fig. 6.30. Stâlpi LEA 110kV dublu circuit şi simplu circuit a. stâlp de susinere normal dublu circuit tip Sn 110.252; b. stâlp de întindere şi col dublu circuit tip ICn 110.263; c. stâlp de întindere şi col simplu circuit tip ICnY 110
Fig. 6.31. Stâlp metalic portal ancorat pentru LEA 400kV simplu circuit PAS 400.131 B3. Din punct de vedere al coronamentului stâlpii se împart în stâlpi cu: - coronament simplu circuit (Fig.6.32.) - coronament dublu circuit (Fig. 6.33.)
132
Fig. 6.32. Coronamente de stâlpi cu simplu circuit: a,b-în triunghi, c-tip Y, d-tip cap de pisic ă, e-tip portal
Fig. 6.33. Coronamente de stâlpi cu dublu circuit: a-hexagon, b-brad, c-brad întors, d-conductoare active situate în dou ă planuri orizontale, e-toate conductoarele active situate în acela şi plan Coronamentele LEA de medie tensiune sunt: - coronamente orizontale (Fig. 6.34a) - coronamente deformabile (Fig. 6.34b) - coronament dezaxat (Fig. 6.34c) - coronament elastic (Fig. 6.34d)
Fig. 6.34a. Consol ă pentru coronament orizontal de sus inere, simplu circuit CSO 1100/1385
133
Fig. 6.34b. Consol ă pentru coronament deformabil de sus inere simplu circuit CIE
Fig. 6.34c. Consol ă pentru coronament dezaxat de susinere simplu circuit CDS
Fig. 6.34d. Consol ă pentru coronament elastic dublu circuit de sus inere CDC
B4. După modul de fixare stâlpii sunt: - cu baza încastrat ă în fundaie - cu baza articulat ă Tipuri de funda ii se prezint ă în Fig. 6.35.
Fig. 6.35. Funda iile stâlpilor metalici: a-monobloc; b-frac ionată; c-din plăci, pentru stâlpi ancorai 134
6.1.3. LINII ELECTRICE SUBTERANE Defini ii. Clasifică ri Liniile electrice subterane sunt folosite pentru transportul şi distribuia energiei electrice în oraşe, platforme industriale, în centrale şi staii electrice, la traversări de fluvii etc. În func ie de tensiunea la care funcionează liniile electrice subterane se împart astfel.
Elemente componente ale unei LES Principalele elemente ale unei LES sunt: • cabluri electrice • accesorii pentru cabluri
A. CABLURI ELECTRICE
A.1. Clasificarea cablurilor electrice • După utilizare CABLU DE ENERGIE
CABLU DE COMANDĂ, CONTROL
CRITERIUL UTILIZĂRII CABLURILOR
CABLU DE TELEMECANICĂ
Cablul de energie (de for ă) este utilizat în circuite primare ale instala iilor de producere, transport şi distribuie a energiei electrice, în curent alternativ sau continuu. Cablul de comandă, control (de circuite secundare, semnalizare) este utilizat în instalaiile de comandă, măsură, semnalizare, blocaj, reglaj, protec ie şi automatizare având tensiunea de serviciu pân ă la 400 V.
135
Cablul de telemecanic ă (cablu pilot) este utilizat în instala iile de telesemnalizare, telemăsuri, telecomenzi şi teleprotecie având tensiunea pân ă la 60 V. • După felul instalaiei Hârtie impregnată în manta de Pb
PVC în manta de Pb
Manta din PVC
FELUL IZOLAIEI
Polietilenă termoplastică şi manta de PVC
Circulaie de ulei sau apă
Presiune de gaz
• După numărul de conductoare
Cablurile monopolare sunt formate dintr-un singur conductor izolat şi învelişul de protecie exterior. Cablurile multipolare sunt formate din 2, 3 sau 4 conductoare (la cablurile de energie) izolate distinct electric şi solidare mecanic având un înveli ş de protec ie exterior. • După comportarea la foc
136
Fără întâ rziere la propagarea fl ăc ării
Cu întârziere la propagarea fl ăc ării
COMPORTAREA LA FOC
Rezistent la foc
A.2. Caracteristicile electrice ale cablurilor • Tensiunea nominală este tensiunea pentru care a fost proiectat cablul şi la care se
referă caracteristicile de func ionare şi de încercare ale acestora. • Curentul maxim admisibil de durat ă al cablurilor la o anumit ă temperatură a mediului ambiant este sarcina maxim ă pe care o poate suporta cablul f ără a se depăşi temperatura maxim ă admisibilă de lucru în regim de durat ă
A.3. Elemente componente ale cablurilor • Conductorul -este partea din cablu a c ărui func iune este de a conduce curentul şi se
realizează din cupru electrolitic sau aluminiu. • Izolaia - este ansamblul de materiale izolante care fac parte dintr-un cablu, a c ăror func iune specifică este de a rezista la tensiune. Din materialele utilizate pentru izolarea conductoarelor amintim: ♦ policlorura de vinil (PVC) ♦ polietilena (PE) ♦ polietilena reticulată (PER) ♦ cauciucul ♦ uleiul ♦ gazele izolante • Ecranul - este înveli şul din hârtie metalizat ă sau bandă metalică aplicat peste un conductor izolat sau peste un ansamblu de conductoare izolate cu scopul: ♦ creării unei suprafe e echipoteniale în jurul izola iei, dirijând astfel câmpul electric. ♦ reducerea efectelor inductoare ale câmpurilor electrostatice. ♦ asigurarea unei căi de trecere a curen ilor capacitivi sau a curen ilor de defect la scurtcircuite homopolare. • Învelişul - are rolul de a realiza o form ă determinată a cablului şi de a asigura protecia centra degrad ărilor exterioare. Se compune din: ♦ Separator - strat sub ire utilizat ca barieră pentru evitarea interac iunilor nocive între dou ă componente ale unui cablu ♦ Înveliş comun - înveli ş nemetalic care acoperă ansamblul conductoarelor unui cablu multiconductor şi peste care se aplic ă învelişul de protecie. ♦ Manta - înveliş tubular continuu şi uniform din material metalic sau nemetalic aplicat de regul ă prin extrudare. 137
♦ Manta externă - manta nemetalică aplicată peste un înveli ş constituind
protecia externă a cablului. ♦ Blindaj - benzi sau fire, de regul ă, metalice, aplicate peste o manta pentru ai permite să suporte solicitări mecanice datorate în special presiunii interne. ♦ Armătura - înveli ş din benzi metalice sau fire metalice destinate s ă protejeze cablul de efecte mecanice externe. ♦ Materialul de umplutur ă - utilizat pentru umplerea intervalelor dintre conductoare într-un cablu multiconductor. Structura constructivă a diferitelor tipuri de cablu este prezentată în figurile 6.36, 6.37, 6.38 şi 6.39.
Fig. 6.36. Cablu de energie trifazat cu izola ie din hârtie impregnat ă şi manta de plumb 1-conductor; 2-hârtie electroizolant ă impregnată; 3-strat semiconductor-ecran; 4-izolaie comună; 5-înveliş interior de protec ie; 6-manta de plumb; 7-arm ătură de protecie; 8-înveliş exterior de protec ie
Fig. 6.37. Cablu trifazat cu izola ie şi manta din PVC 1-conductor multifilar; 2-strat semiconductor; 3-izola ie din PVC; 4- strat semiconductorecran; 5-înveliş comun; 6-înveli ş interior din PVC; 7-arm ătură de protecie; 8-înveliş exterior din PVC; 9-manta exterioar ă
Fig. 6.38. Cablul de energie monofazat 12/20kV cu izola ie din polietilenă termoplastică 1-conductor; 2-strat semiconductor; 3-izola ie din polietilenă termoplastică; 4-ecran; 5-manta de PVC
138
Fig. 6.39. Cablu electric monofazat cu presiune de ulei pentru înalt ă tensiune 1-canal pentru circula ie de ulei; 2-conductor inelar de cupru; 3-ecran din hârtie metalizat ă sau hârtie carbon; 4-izola ie din hârtie impregnat ă cu ulei; 5-ecran din hârtie metalizat ă sau hârtie carbon; 6-manta metalic ă de plumb sau aluminiu; 7-strat izolator; 8-bandaj din fibr ă textilă cu inserie din sârmă de cupru; 9-manta exterioar ă din PVC
B. ACCESORII PENTRU CABLURI Prin accesorii pentru cabluri se în eleg următoarele elemente: ♦ Terminal - dispozitiv instalat la extremitatea unui cablu pentru a asigura legătura electrică cu alte pări ale unei reele şi a menine izolaia până la punctul de conectare ♦ Cutie terminală - cutie destinată protejării extremităii cablului (Fig. 6.40., 6.41., 6.42., 6.43) ♦ Manşon de legătură - asigură legătura între dou ă cabluri pentru a forma un circuit continuu. (Fig. 6.44., 6.45.) ♦ Manşon de deriva ie - asigură legarea unui cablu derivat la un cablu principal (Fig. 6.46.) ♦ Manşon de stopare - man şon cu un dispozitiv rezistent la presiune permiând separarea fluidelor sau materialelor izolante a dou ă cabluri. ♦ Conductor ecran - conductor sau cablu cu un conductor pozat paralel cu un cablu sau fascicul de cabluri şi care el însuşi face parte dintr-un circuit închis în care pot circula cureni induşi, al căror câmp magnetic se opune celui produs de curen ii care circulă în cablu. ♦ Rezervor de presiune - destinat s ă preia varia iile de volum ale uleiului care impregnează cablurile cu ulei fluid. ♦ Compensator - dispozitiv care permite expansiunea uleiului sau a materialului de impregnare la extremit ăile cablurilor. În fig. 6.47. este indicat modul de utilizare a accesoriilor pentru un cablu cu ulei sub presiune.
139
Fig. 6.40. Cutie terminal ă tronconică de interior
140
Fig. 6.41. Cutie terminal ă rotundă pentru cabluri cu 3 conductoare
Fig. 6.42. Cutie terminal ă din font ă, trifazată, de exterior, pentru 10kV: H=865,C=337,B=145 şi 20kV: H=1103,C=462,B=154
Fig. 6.43. Cutie terminal ă şi manşon
141
Fig. 6.44. Man şon de font ă pentru cabluri de 20kV, 30kV şi 35kV
Fig. 6.45. Man şon de legătură
Fig. 6.46. Manşon de legătură cu deriva ie, tip MLD
142
Fig. 6.47. Traseul cu denivel ări al unui cablu cu ulei sub presiune A-cutie terminală în aer; B-cutie cu ulei; C-cablu; I-izolator de trecere; M-manometru ML-manşon de legătură; MS-manşon de stopare; R-rezervor de ulei; T-transformator
6.2. TRATAREA NEUTRULUI ÎN REELE ELECTRICE 6.2.1.GENERALITĂI În cazul unei re ele trifazate simetrice, poten ialul punctului neutru coincide cu poten ialul pământului, conform fig. 6.48.
Fig. 6.48. Re ea trifazată simetrică Tratarea neutrului în re elele electrice prezintă o importană mare la func ionarea acestora în regimuri nesimetrice. Astfel în cazul că neutrul este legat direct la p ământ, la o punere accidental ă la pământ a unei faze, aceasta determin ă apariia unui curent de scurtcircuit monofazat (fig. 6.49.).
143
Fig. 6.49. Re ea trifazată cu neutrul legat direct la p ământ Dacă neutrul este izolat, punerea accidental ă la pământ a unei faze determină creşterea tensiunilor fa ă de pământ a fazelor s ănătoase conform fig. 6.50. de 3 ori.
Fig. 6.50. Re ea trifazată cu neutrul izolat Cel mai mare procent de avarii se datoreaz ă distrugerii izolaiei unei faze fa ă de pământ. Punerile la p ământ monofazate se pot dezvolta în scurtcircuite bifazate sau trifazate, având ca rezultat avarii din cele mai grave. Prevenirea acestor avarii se poate realiza prin tratarea corespunz ătoare a neutrului reelelor electrice. Există următoarele metode pentru tratarea neutrului re elelor: • neutrul izolat fa ă de pământ • neutrul legat la pământ prin bobin ă de stingere ( BS ) • neutrul legat la pământ prin rezisten ă ohmică ( R ) • neutrul legat la pământ combinat ( BS + R ) • neutrul legat direct al p ământ
6.2.2. REELE CU NEUTRUL IZOLAT În fig. 6.51. este indicat ă o reea cu neutrul izolat în care una din fazele liniei are contact cu p ământul în mod accidental.
144
Fig. 6.51. Re ea cu neutrul izolat cu defect pe o faz ă Prin locul de defect va circula curentul I Σ = I A + I B
Deoarece curenii capacitivi I A şi I B au intensităi mici faă de curenii de sarcină a liniei, se poate considera c ă tensiunile pe faze, m ăsurate faă de punctul neutru, nu se dezechilibrează într-o măsură importantă. Reeaua va putea func iona în continuare în condi ii satisf ăcătoare. În schimb poten ialul fazelor fa ă de pământ se modific ă. Potenialul fazei defecte este nul, iar al celor s ănătoase creşte cu 3. Corespunzător vor cre şte curenii capacitivi ai fazelor s ănătoase, I A = jωC pU AC I B = jωC pU BC I Σ = jωC p (U AC + U BC )
Suma tensiunilor între faze se exprim ă funcie de tensiunile pe faze U A, U B, U C măsurate faă de punctul neutru: U AC + U BC = U A − U C + U B − U C = −3U C + (U A + U B + U C ) = −3U C I Σ = j 3C pV N
unde V N reprezintă potenialul faă de pământ al punctului neutru, egal cu media poten ialelor celor trei faze: V N =
1 (U + U BC + 0) = −U C 3 AC
Acest mod de tratare a neutrului creeaz ă în regim sta ionar supratensiuni pe fazele sănătoase, egale cu tensiunea între faze. Dac ă la locul de defect ia na ştere un arc electric intermitent, urmare a fenomenelor tranzitorii, supratensiunile pot cre şte de 3,5 – 4 ori tensiunea pe fază a reelei, conducând astfel la str ăpungerea izola iei reelei şi în alte puncte mai slabe.
6.2.3. REELE CU NEUTRUL LEGAT LA PĂMÂNT PRIN BOBINĂ DE STINGERE Tratarea neutrului prin bobin ă de stingere urm ăreşte limitarea curentului de punere la pământ, astfel încât acesta s ă se stingă la prima trecere prin zero f ără să se mai reaprindă. 145
În fig. 2.52. se reprezint ă modul de legare la p ământ a neutrului prin bobin ă de stingere (bobina Petersen).
Fig. 6.52. Modul de legare la p ământ a neutrului prin bobin ă de stingere La bornele inductan ei LB se aplică tensiunea V N = -V C Curentul inductiv se exprim ă: I L =
− U C
jω L
Curentul capacitiv se exprim ă: I C = − j 3ωC pU C = j 3ωC pV N
Curentul în punctul de defect I p reprezintă suma dintre curentul capacitiv şi cel inductiv: I D = I L + I C =
U C (3ω 2 L B C p − 1) jω L
Valoarea curentului de defect poate deveni zero la îndeplinirea condi iei de acordare a bobinei de stingere: 3ω 2 L B C p − 1 = 0 ωC p =
1 3ω L B
Metoda tratării cu bobină de stingere elimină posibilitatea apariiei arcului electric, dar la funcionarea cu o faz ă la pământ, tensiunile fazelor sănătoase faă de pământ cresc până la valoarea tensiunii între faze, asem ănător ca la re elele cu neutrul izolat. Practic acordul perfect al bobinei de stingere nu se realizeaz ă niciodată ci se lucrează cu un dezacord de 15÷20% în sensul unei supracompens ări. Deci prin bobina de stingere trece un curent inductiv mai mare decât cel capacitiv. Necesitatea unui dezacord al bobinei de stingere rezult ă din faptul c ă la funcionarea în regim normal cu bateria acordat ă, punctul neutru al re elei poate ajunge la un poten ial ridicat datorită faptului că niciodată capacităile fazelor nu sunt perfect egale.
6.2.4. REELE CU NEUTRUL LEGAT LA PĂMÂNT PRIN REZISTENĂ OHMICĂ ( R )
146
Reducerea intensităii curenilor de scurtcircuit se realizeaz ă cu ajutorul unei rezisten e conectate în sistemul de legare la p ământ a neutrului. Rezisten a are efect limitativ asupra valorii supratensiunilor de regim tranzitoriu şi conduce la eliminarea rapid ă a defectelor. În fig. 6.53. se reprezint ă modul de legare la p ământ a neutrului printr-o rezisten ă ohmică ( R ).
Fig. 6.53. Modul de legare la p ământ a neutrului prin rezisten ă Curentul de scurtcircuit monofazat, în cazul în care una din faze este pus ă accidental la pământ, se calculează cu relaia: I K =
U C R 2 + ω 2 L2
U C - tensiunea pe fază L - inductana proprie rezultant ă a întregului circuit. Rezistena conductoarelor re elei şi transformatorului s-au neglijat în raport cu R. Căderea de tensiune în rezisten a R, produs ă de curentul de scurtcircuit se exprim ă: 2
V N = I K ⋅ R = I K
U C − ω 2 L2 I K
6.2.5. REELE CU NEUTRUL LEGAT LA PĂMÂNT COMBINAT (BS+R) În fig. 6.54. se reprezint ă modul de tratare combinat ă a neutrului, cu BS şi R.
147
Fig. 6.54. Modul de legare la p ământ a neutrului combinat ă prin rezistenă şi bobină de stingere Acest sistem combină avantajele tratării neutrului prin BS şi R şi se pretează pentru reele de medie tensiune de tip mixt (linii în cablu şi aeriene). La apariia punerii la pământ, în faza ini ială reeaua are neutrul tratat prin bobin ă de stingere, rezistena R fiind deconectat ă prin intermediul modulului întreruptor monofazat. Dacă punerea la pământ este trec ătoare, cum sunt marea majoritate a punerilor la pământ, bobina reu şeşte să elimine defectul conform celor cuprinse la punctul 6.2.3. În cazul că în decurs de 0,5 ÷ 0,6 sec. defectul nu este eliminat, se conecteaz ă automat în sistem rezistena R prin intermediul modulului întreruptor, astfel transformând punerea la pământ în scurtcircuit monofazat, conform cazului expus la punctul 6.2.4., scurtcircuit care va fi eliminat prin interven ia proteciilor specifice.
6.2.6. REEA CU NEUTRUL LEGAT DIRECT LA PĂMÂNT În reelele aeriene 110, 220, 400 kV se utilizeaz ă legarea neutrului direct la p ământ. Astfel, punerea la p ământ a unei faze devine un scurtcircuit monofazat. Dac ă punerea la pământ este trecătoare şi se realizează prin arc electric, stingerea arcului se poate realiza prin reaclanşarea automată rapidă. În fig. 6.49. este reprezentat modul de legare direct ă la pământ a neutrului reelei. Curentul de scurcircuit monofazat se compune din dou ă componente: • una care se închide prin înf ăşurarea fazei scurcircuitate a transformatorului T1 şi pământ. • a doua component ă se închide pe dou ă ramuri egale, paralele, prin înf ăşurările celorlalte faze ale transformatorului, prin conductoarele s ănătoase, prin transformatorul T2 spre locul de defect. Astfel curentul total de scurtcircuit va fi: V c V c V c 2 + = I K = 1+ L ω L1 ω L1 + ω L2 ω L1 1 + 2 L1
S-au neglijat rezistenele liniilor şi ale circuitelor din pământ iar reactanele lor au fost incluse în cele ale transformatoarelor.
148
Curenii de scurtcircuit monofazat încarc ă cu sarcini nesimetrice importante centralele din sistem şi produc scăderea apreciabilă a tensiunii. Dezavantajul major al leg ării neutrului direct la p ământ îl reprezint ă perturb ările în liniile de telecomunicaii şi în transmisiile radiofonice, produse de curen ii de scurtcircuit monofazat. În tabelul 6.1. este redat ă o compara ie între soluiile de tratare a neutrului reelelor. Tabelul 6.1. Comparaie între soluiile de tratare a neutrului Caracteristici Legat la pământ prin Legat la pământ prin bobină de stingere rezistenă de limitare Arcul de PP Se autostinge Se elimină prin RAR Arc intermitent Nu este posibil Nu este posibil Punere la pământ de Reeaua poate fi expl. în Linia cu PP se deconecteaz ă durată continuare cu PP automat Detectarea punerii la Implică un sistem special poate fi realizat ă cu sisteme pământ de detectare clasice de protec ie Supratensiuni tranzitorii <=2,5U f (1,8-2,5)U f de PP Creşteri ale tensiunii de Până la 3 U f în întreaga (0,8-1,1)U f la locul de defect durată reea Deconectarea punerii la Revenire lentă a tensiunii Nu sunt fenomene deosebit pământ Influenă asupra liniilor Neînsemnată Redusă de telecomunica ii Extindere în re ea Limitată Nelimitată Investiii speciale BS şi regulator Rezistor şi RAR monofazat AVANTAJE Neutru compensat prin bobin ă Curent rezidual de punere la p ământ redus când bobina este acordat ă. Meninerea regimului de func ionare a reelei f ără întrerupere, la o punere la pământ. Necesitatea proteciei doar pe două faze. Influenă redusă asupra instalaiilor vecine şi prin aceasta simplificarea instalaiilor de legare la pământ. Autoeliminarea defectelor la meninerea condiiilor de extinc ie. Reele mai extinse decât în cazul celor cu neutrul izolat. Neutru compensat prin rezisten ă Creşteri reduse ale tensiunii pe fazele sănătoase. Tensiune scăzută pe punctul neutru în caz de defect.
DEZAVANTAJE Necesitatea măririi izolaiei datorită creşterii tensiunii pe fazele s ănătoase cu 3 Deplasarea neutrului. Localizarea dificilă a defectului. Posibilitatea extinderii re elei prin limitarea curentului de punere la p ământ. Continuul acord al bobinei în func ie de starea de conexiune a re elei. Costuri suplimentare pentru bobine şi instalaii de reglare. Imposibilitatea meninerii regimului de funcionare a re elei în caz de defect. Curenii mari de defect fac necesar ă deconectarea rapid ă în caz de defect.
149
Reele cu extindere oricât de mare.
Necesitatea unor instala ii de legare la pământ complicate. Reeaua cu punere la p ământ este rapid Necesitatea proteciei trifazice. localizată datorită declanşării automate a proteciei. Durata redusă a defectului.
6.3. PROTECIA PRIN RELEE ÎN REELE ELECTRICE 6.3.1. PROTECIA TRANSFORMATOARELOR ŞI AUTOTRANSFORMATOARELOR Transformatoarele şi autotransformatoarele trebuie echipate cu protec ii împotriva defectelor interioare şi a regimurilor anormale de func ionare, cauzate de defecte exterioare din reea. Aceste defecte sau regimuri anormale de func ionare sunt: • scăderea nivelului uleiului şi degajări de gaze provocate de defecte în interiorul cuvei; • scurtcircuite interioare (între înf ăşurări sau între spirele aceleia şi înf ăşurări) sau între borne; • scurtcircuite monofazate ale înf ăşurărilor conectate la re ele cu neutrul legat direct la pământ sau tratat prin rezisten ă; • supracureni prin înf ăşurări, provoca i de scurtcircuite exterioare; • supracureni prin înf ăşurări, provoca i de suprasarcini; • supratemperaturi.
Protecia de gaze Protecia de gaze trebuie s ă comande semnalizarea, în cazul unor slabe degaj ări de gaze şi al scăderii nivelului uleiului, şi să comande declan şarea tuturor întreruptoarelor proprii ale transformatorului, în cazul degaj ărilor intense de gaze. Această protecie poate fi aplicat ă numai transformatoarelor cu ulei şi cu conservator, ea acionând numai în cazul defectelor în interiorul cuvei. În cazul acesta arcul electric sau căldura dezvoltată de scurtcircuit au ca urmare descompunerea uleiului şi a materialelor organice ale pieselor izolante şi formarea de gaze. Acestea, fiind mai u şoare decât uleiul, se ridică spre conservator. În cazul defectelor mai grave, formarea gazelor poate fi atât de violentă, încât presiunea interioar ă care ia naştere poate imprima şi uleiului o deplasare spre conservator. Aparatul care sesizează formarea gazelor sau a deplas ării violente a uleiului, cum şi scăderea nivelului acestuia, este releul de gaze RG, cunoscut şi sub numele de releu Bucholz. Acesta se montează pe conducta de leg ătură dintre cuvă şi conservator, care trebuie s ă aibă o pantă de 24%, pentru a u şura trecerea eventuală a gazelor sau a uleiului spre conservator. În fig. 6.55. este prezentat ă schema de principiu a protec iei de gaze.
150
Fig. 6.55. Schema de principiu a protec iei de gaze Contactul superior al releului de gaze 1 comand ă semnalizarea, care trebuie să fie acustică şi optică. Contactul inferior comand ă declanşarea tuturor întreruptoarelor transformatorului. Deoarece impulsul dat de acest contact poate fi de scurt ă durată (în func ie de caracterul deplasării uleiului sau a gazelor în releu), schema electric ă trebuie să asigure prelungirea acestui impuls pân ă la declanşarea întreruptoarelor. În schema din fig. 6.55. impulsul de declan şare care ajunge direct la releul general de ie şire 5 al protec iei transformatorului este prelungit de releul 4, al c ărui contact cu temporizare la revenire este inut închis în timpul func ionării normale, releul fiind excitat prin contactul normal închis (n.î.) al releului intermediar 3; impulsul se transmite prin releul clapet ă de semnalizare 2.
Protecia diferenială
Împotriva scurtcircuitelor interne şi la bornele transformatoarelor se utilizeaz ă protecia diferenială longitudinală. Zona de aciune a acestei protec ii cuprinde şi legăturile prin cabluri sau bare între transformator şi întreruptoare. Aceast ă protecie se aplică de regulă la transformatoare cu o putere de 10 MVA sau mai mare. Principiul de func ionare al unei protecii difereniale longitudinale este cel al compar ării curenilor, anume a valorilor şi sensurilor curenilor aceloraşi faze din înf ăşurările transformatorului protejat (fig. 6.56.). Transformatorul trebuie s ă aibă instalate, pe fiecare fază a tuturor înf ăşurărilor sale, transformatoare de curent. Legarea înf ăşurărilor secundare trebuie astfel realizat ă încât releul să măsoare diferena: id = iI - iII Schema protec iei difereniale longitudinale trebuie s ă asigure egalitatea curenilor secundari, atât în func ionare normală, cât şi în cazul scurtcircuitelor exterioare, astfel încât curentul în releu id=0, acesta neacionând în acest caz. În cazul scurtcircuitelor în zona protejat ă curentul în releu va fi: Dacă id>ip, (ip fiind curentul de pornire al releului), releul va ac iona comandând deconectarea transformatorului.
151
Fig. 6.56. Protec ie diferenială longitudinală – principiu Un exemplu de realizare a unei protec ii difereniale longitudinale cu relee de curent la un transformator cu dou ă înf ăşurări este redată în fig. 6.57.
Fig. 6.57. Protec ie diferenială longitudinală la un transformator
Protecia maximală de curent
Scurtcircuite pe barele la care sunt racordate transformatoarele sau pe liniile racordate la aceleaşi bare şi nedeconectate de protec iile proprii conduc la supracuren i în transformatoare care pot deveni periculo şi pentru înf ăşurările acestuia. Eliminarea acestor defecte produse de cauze exterioare, se realizeaz ă cu protecii maximale de curent temporizate. Condiiile pe care trebuie s ă le îndeplinească aceste protecii sunt: 152
• • •
să deosebească un supracurent de o suprasarcin ă; să fie sensibilă la scurtcircuite pe liniile racordate la barele transformatorului; să fie rapidă. Tipurile de protec ii maximale temporizate ale transformatoarelor rezult ă din fig. 6.58.
Fig. 6.58. Tipurile de protec ii maximale temporizate
Protecia maximală de curent Schema proteciei maximale temporizate este redat ă în fig. 6.59.
Fig.6.59. Schema protec iei maximale temporizate Protecia comandă declanşarea ambelor întreruptoare ale transformatorului.
Protecia maximală de curent cu blocaj de tensiune minimă Metoda de creştere a sensibilităii proteciei maximale simple este blocajul de tensiune minimă. Rolul acestui blocaj este şi de a împiedica ac ionarea protec iei maximale în cazul supra- sarcinilor care nu provoac ă, paralel cu cre şterea curenilor şi o scădere însemnată a tensiunii. În fig.6.60. este redat ă schema proteciei maximale cu blocaj de tensiune minim ă. 153
Fig.6.60. Schema protec iei maximale cu blocaj de tensiune minim ă
Protecia maximală de curent cu blocaj direcional Blocajul direcional se realizează cu relee direcionale. Rolul acestor relee const ă în sesizarea modificării defazajului curentului fa ă de tensiune în circuitul supravegheat, controlând astfel sensul puterii în acel circuit. În fig.6.61. este redat ă schema proteciei maximale cu blocaj direc ional.
Fig. 6.61. Schema protec iei maximale cu blocaj direc ional Pentru ca releul de timp s ă fie excitat şi să comande după timpul reglat declan şarea întreruptoarelor I1 şi I2 este necesar ca atât curentul s ă depăşească valoarea reglat ă (releul maximal să-şi închidă contactele), cât şi sensul de scurgere al puterii de scurtcircuit s ă fie de la 110kV spre 20kV, deci releul direc ional să-şi închidă contactele. Protecia maximală de curent (sau tensiune) de secvenă homopolară 154
Protecia maximală de curent homopolar se aplic ă numai transformatoarelor care au punctul neutru legat la p ământ. În fig. 6.62. este redat ă schema unei protec ii maximale de curent de secven ă homopolară.
Fig.6.62. Schema unei protec ii maximale de curent de secven ă homopolară
Fig. 6.63. Schema protec ia de tensiune homopolar ă Protecia constă dintr-un releu de curent legat la un filtru de curent de secven ă homopolară, realizat cu transformatoarele de curent ale celor trei faze pe partea stelei, legate în montaj Holmgreen. Protecia de tensiune homopolar ă se aplică la transformatoare care func ionează cu 155
punctul neutru legat la p ământ sau izolat. În fig. 6.63. este redat ă schema unei astfel de protec ii. Releul de tensiune homopolar ă 1 se conectează la înf ăşurarea în triunghi deschis a transformatoarelor de tensiune din celula de m ăsură a barelor de pe partea re elei cu neutrul legat la pământ.
Protecia contra suprasarcinilor Cauzele suprasarcinilor ce pot provoca în transformator curen i superiori curentului nominal sunt: • deconectarea unui transformator ce func iona în paralel; • conectarea automată a unor receptoare suplimentare; • pendulări, etc. Capacitatea de supraîncărcare a transformatoarelor, ca durat ă şi mărime, este precizată în cataloagele de firm ă. Pentru ca personalul de serviciu s ă fie prevenit asupra apari iei suprasarcinilor se prevede o protec ie contra acestora, care const ă dintr-un singur releu de curent, deoarece suprasarcinile în cauză sunt simetrice. Releul nu trebuie s ă acioneze în cazul scurtcircuitelor sau şocurilor de curent. 6.3.2. PROTECIA LINIILOR ELECTRICE Liniile electrice aeriene sau în cablu din re elele cu neutrul izolat sau tratat prin bobine de stingere vor fi protejate împotriva urm ătoarelor tipuri de defecte [7-17]: • scurtcircuite între faze (cu sau f ără pământ); • puneri la pământ pe dou ă faze (dublă punere la p ământ pe faze diferite); • puneri la pământ monofazate (simpl ă punere la p ământ); • suprasarcini. Liniile electrice aeriene sau în cablu din re elele de înaltă tensiune cu neutrul legat direct la pământ sau cele de medie tensiune cu neutrul tratat prin rezisten ă vor fi protejate împotriva: • scurtcircuitelor monofazate; • scurtcircuitelor polifazate. Condiia principală pe care trebuie să o îndeplinească protecia unei linii electrice aeriene sau în cablu, este aceea de a limita la minimum efectele unui defect asupra funcionării restului re elei. Această condiie presupune o mare selectivitate a protec iei şi rapiditate în ac ionarea protec iei. Apariia scurtcircuitelor este înso ită de variaia importantă a două mărimi: creşterea curentului în partea de re ea care alimentează defectul şi scăderea tensiunii în re ea. Funcionarea protec iei reelelor electrice se bazeaz ă pe sesizarea şi prelucrarea acestor variaii, completată şi cu sensul de scurgere al puterii în timpul defectului. Principalele tipuri de protec ii utilizate în reelele electrice sunt prezentate în fig. 6.64.
156
Fig. 6.64. Tipuri de protec ii
Protecia maximală temporizată, cu caracteristică independentă Protecia folosită pentru o re ea radială ca cea din fig. 6.65. este una maximal ă de curent temporizată. Aceasta acionează în cazul creşterii peste o anumit ă valoare a curentului pe linia protejat ă. Se utilizează împotriva scurtcircuitelor (mono- şi polifazate) cât şi a suprasarcinilor.
Fig. 6.65. Protec ia unei reele radiale În fig. 6.66. este redat ă schema de principiu a protec iei maximale temporizate cu caracteristică independentă şi diagrama de ac ionare.
Fig. 6.66. Schema de principiu a protec iei maximale temporizate 157
Protecia maximală direcională Protecia maximală direcională este aplicată în cazul unei re ele simple alimentate de la ambele capete. Într-o asemenea re ea (fig. 6.67.) pentru realizarea selectivit ăii proteciei este necesar un nou criteriu pe baza c ăruia să survin ă declanşarea, acesta fiind sensul în care circulă puterea spre defect. Astfel, completând protec iile maximale cu câte un releu direcional care sesizează sensul puterii spre defect şi blochează acionarea dacă aceasta circulă spre barele staiei, permiând acionarea când sensul puterii este dinspre bare spre linie, se obine selectivitatea necesară.
Fig. 6.67. Realizarea selectivit ăii într-o re ea Schema principială a proteciei maximale direcionale a unei linii este prezentat ă în fig. 6.68. Excitarea releului de timp 3 şi comanda declan şării întreruptorului dup ă timpul reglat sunt condi ionate de depăşirea valorii reglate a curentului şi de sensul puterii de scurtcircuit de la bare spre linie.
. Fig. 6.68. Schema principial ă a proteciei maximale direcionale a unei linii Expresia momentului care ac ionează asupra echipajului mobil a unui releu direc ional este: U r, I r - tensiunea şi curentul aplicate releului M = kU r I r cos(ϕ r + ) jr- unghiul dintre vectorii acestor m ărimi
158
k - factor de propor ionalitate α - unghi ce depinde de caracteristicile constructive ale releului (unghi interior al releului) Condiia de acionare a unui releu direc ional este: cos(ϕ r + α) este maxim pentru ϕ r = −α U r I r cos(ϕ r + α ) > 0 În acest caz cuplul releului direc ional este maxim, iar unghiul se nume şte unghi de sensibilitate maximă a releului. În fig. 6.69. este redat ă diagrama de ac ionare a unui releu cu ecua ia de acionare.
Fig. 6.69. Diagrama de ac ionare a unui releu U r I r cos(ϕ r + 45o ) > 0 Unghiul de scurtcircuit ϕr depinde de natura re elei. În cazul liniilor electrice aeriene acesta variază între 60o şi 80o. Pentru o orientare corect ă a releelor direc ionale, acestea se alimentează cu curentul unei faze şi cu tensiunea între celelalte dou ă. Combinarea curentului I R cu tensiunea U ST, respectiv I S cu U TR şi I T cu U RS, reprezintă ,,schema de 90 0", deoarece fiec ărei tensiuni între faze aplicate releului îi este asociat ă curentul unei faze, defazate înainte cu 90 o conform fig. 6.70., unde este reprezentat ă şi schema principală a proteciei.
Fig. 6.70. Schema de 90 0 şi schema principală a proteciei
159
Protecia maximală homopolară În reelele cu neutrul legat direct la p ământ deteriorarea izola iei faă de pământ a unei faze reprezintă un scurtcircuit monofazat. Împotriva acestor defecte este prev ăzută, pe lângă protecia maximală de curent obi şnuită, şi o protecie specială cu o sensibilitate mărită faă de defectele monofazate. Schema de principiu a protec iei homopolare este redat ă în fig. 6.71.
Fig. 6.71. Schema de principiu a protec iei homopolare Transformatoarele de curent care alimenteaz ă protecia au înf ăşurările secundare legate în paralel, formând filtrul de secven ă homopolară. Protecia homopolară poate fi: • netemporizată sau temporizată; • direcională. Schema de principiu a unei protec ii homopolare direc ionale este redată în fig. 6.72.
Fig. 6.72. Schema de principiu a unei protec ii homopolare direc ionale
160
Fig. 6.73. Scheme de semnalizare a punerilor la p ământ În reelele cu neutrul izolat sau compensate, apari ia unei puneri la p ământ determină o modificare a tensiunilor fa ă de pământ a tuturor fazelor şi a punctului neutru al re elei, astfel: tensiunea faă de pământ a unei faze defecte devine nul ă, tensiunile fa ă de pământ ale fazelor sănătoase cresc devenind egale cu tensiunile între faze, iar punctul neutru va fi supus unei tensiuni, egală şi de sens contrar cu tensiunea pe faz ă a fazei defecte. Sesizarea şi semnalizarea punerilor la p ământ în acest caz se realizează cu dispozitive bazate pe schemele indicate în fig.6.73. Linia cu defect poate fi determinat ă fie prin acionarea la semnalizare sau declan şare a proteciilor selective contra punerilor la p ământ, fie prin deconectarea manual ă, pe rând, pentru puin timp, a liniilor din sta ia respectivă, în lipsa protec iilor selective. Solu iile care stau la baza realiz ării acestor protec ii selective contra punerilor la p ământ sunt: • protecii maximale de curent homopolar; • protecii homopolare direc ionale; • protecii cu relee sensibile la curen i homopolari de armonici superioare; • protecii de distană. Dintre acestea se va detalia protec ia maximală de curent homopolar. Aceasta este alimentată de curentul homopolar al liniei protejate prin intermediul unui filtru de curent de secvenă homopolară. Protecia sesizează punerile la p ământ f ără a aciona la defecte polifazate. Sesizarea punerilor la pământ de către această protecie este ilustrată în fig. 6.74.
161
Fig.6.74. Sesizarea punerilor la p ământ cu protec ia maximală de curent homopolar Schema unei protec ii maximale de curent homopolar contra punerilor la p ământ a unei linii aeriene este redat ă în fig. 6.75.
Fig. 6.75. Schema unei protec ii maximale de curent homopolar contra punerilor la p ământ
162
Protecia de distană În prezent, în re elele de înaltă şi foarte înaltă tensiune protecia de distană reprezintă protecia de bază a liniilor electrice aeriene, aceasta r ăspunzând în totalitate condi iilor care nu au putut fi îndeplinite de alte tipuri de protec ii. Protecia de distană este o protecie universală, pretându-se pentru re ele cu reanclanşare automată rapidă. Importantele calităi ale proteciei de distană – selectivitatea, declanşarea rapidă la defecte apropiate şi independen a acionării de configura ia reelei – sunt dublate de avantajele pe care le are fa ă de alte tipuri de protec ii. Astfel, ea permite în caz de scurtcircuit pe por iunea protejat ă, declanşări în timpi mici (0.02-0.1s) în func ie de tipul releului, protejând totodat ă cu timpii treptelor de rezerv ă (treapta II, III, IV) sta iile şi liniile vecine care alimenteaz ă defectul. Nu lipsit de importan ă este avantajul de a nu depinde de leg ături prin cabluri pilot între sta ii.
Fig. 6.76. Caracteristică timp-impedană în trepte. , Protecia de distană comandă declanşarea întreruptorului liniei protejate cu o temporizare care este cu atât mai mare cu cât distan a până la locul defectului este mai mare, dup ă o caracteristică timp-impedană în trepte, care permite o mai judicioas ă eşalonare a caracteristicilor protec iilor diferitelor linii dintr-o re ea (fig. 6.76.). Deoarece în cazul re elelor alimentate din ambele capete sau a re elelor “inel” alimentate unilateral, doar m ăsurarea distanei până la locul de defect nu este suficient ă, pentru declanşarea selectivă, se utilizează drept criteriu de declan şare suplimentar, sensul de circulaie al puterii spre defect. Declan şarea va fi permisă numai atunci când puterea de scurtcircuit are sensul de circula ie de la bara sta iei spre linia protejată. În cazul unui defect pe una din linii, releele de distan ă de la cele două capete acionează, declanşând rapid întreruptoarele liniei defecte înaintea celor ale liniilor adiacente (fig. 6.77.).
163
Fig. 6.77. Caracteristic ă timp-impedană Elementele componente ale unui releu de distan ă sunt: a) elemente de pornire (demaraj) cu rolul de a sesiza apari ia defectului, ele putând fi relee maximale de curent sau relee de minim ă impedană; prin intermediul lor se alimenteaz ă elementul de măsură, cu mărimi propor ionale cu cele de la locul de defect; b) element de m ăsură a impedanei care stabileşte valoarea impedanei până la locul de defect (aceasta putând fi mai mic ă sau mai mare decât o valoare reglat ă), în funcie de această valoare comandând declan şarea; c) element direcional necesar distingerii direc iei de circulaie a puterii în cazul unui defect, nepermiând declanşarea în cazul unor defecte apropiate dar situate pe linii vecine cu linia protejată; d) element homopolar care permite sesizarea scurtcircuitelor cu p ământ, asigurând alimentarea elementelor de demaraj şi măsură cu mărimi de defect; e) element de timp prin intermediul c ăruia se comand ă deconectarea temporizat, în funcie de impedana determinată de elementul de măsură; f) element de blocaj la pendula ii care asigură sesizarea pendulailor în reea şi blocarea acionării releului de distan ă în acest caz; g) elemente de coordonare a protec iei cu diferite automatiz ări utilitate în sistem (RAR, teleprotec ii, relee pentru prelungirea treptei I-a etc.); h) element de execu ie cu rol de transmitere a impulsului de declan şare a întreruptorului liniei. Schema bloc a unei protec ii de distană este reprezentată în fig. 6.78. Elementul principal al unui releu de distan ă îl constituie cel de m ăsurare a impedanei, reprezentat printr-un releu de minim ă impedană. Principiul care st ă la baza realizării releului de impedan ă, (releu balan ă electromagnetică sau balană electrică), este cel al comparării amplitudinii mărimilor culese de la bornele secundare ale unor transformatoare de curent, respectiv de tensiune (fig. 6.79.).
164
Fig. 6.78. Schema bloc a unei protec ii de distană
Fig. 6.79. Schema unui releu de impedan ă Caracteristica de acionare într-un sistem de coordonate R-jX pentru releele de impedană este un cerc cu centrul în originea axelor de coordonate, raza reprezentând modulul impedanei reglate Z, sau un cerc cu centrul deplasat pe o dreapt ă care face un anumit unghi cu axa R. Acest unghi este fix sau reglabil, în func ie de tipul releului. Prin modificarea schemei de alimentare a releului de impedan ă faă de schema din fig. 6.79. se ob in caracteristici de acionare conform fig. 6.80.- a,b,c,e,f - caracteristici care prezintă multiple avantaje în practic ă, astfel:
165
- compensarea influenei rezistenei arcului electric; - sensibilitatea mărită pentru unghiuri mari ale impedan ei de scurtcircuit; - permiterea vehiculării unor puteri mari pe linia electric ă protejată; - blocarea la apariia pendulailor de energie. Prin utilizarea combinată a două relee de distană se poate obine diagrama de acionare reprezentată în fig. 6.80.- d.
Fig. 6.80. Caracteristici de ac ionare ale releelor Pentru înelegerea modului în care decurge procesul de declan şare prin aciunea releului de distană, se studiază fenomenul în planul R-jX (fig.6.81.).
166
Fig. 6.81. Caracteristica R-X (mho) a releului de distan ă Poziia fazorului impedan ei fiecărei linii electrice în plan este dat ă în cazul unui scurtcircuit prin unghiul φL. Originea axelor reprezint ă totodată şi locul de montare a releului de distană care protejează linia AB. În cazul de defect în zona protejat ă de releul de distan ă acesta intră în funciune prin elementul de pornire sau demaraj (releu de impedan ă minimă sau releu maximal de curent). Domeniul de declan şare al releului de minimă impedană este un cerc cu raza egal ă cu impedana reglată Z având centrul în locul de montaj al releului sau având centrul deplasat pe o ax ă ce face un unghi φL cu axa R. În primul caz, pentru orice impedan ă măsurată până la locul defectului, mai mic ă în valoare absolut ă decât Z , releul comandă pornirea nedirec ionată a elementului de m ăsură al releului de distană, iar pentru orice impedan ă mai mare decât Z , declanşarea este blocată. Elementul de măsură a impedanei este pornit de c ătre elementele de demaraj corespunzătoare fazei afectate de defect şi permite declan şarea rapidă a întreruptorului propriu dacă defectul se află în prima treaptă (între A şi X, adică 80% din linia AB). Restul de 20% al poriunii AB este acoperit de treapta a doua ( t 2). Defectele pe por iunea BC vor fi eliminate de c ătre releul de distan ă din staia B, în caz de nefunc ionare a acestuia, releul de distan ă din A intervine eliminând defectul în trepte superioare, ca protec ie de rezervă. Un defect “în spate” poate fi sesizat de elementul de m ăsură în funcie de mărimea şi forma caracteristicii, dar elementul de direc ie nu permite declan şarea decât în treapta nedirecionată.
Protecia diferenială transversală a liniilor cu dublu circuit În cazul unei linii cu dublu circuit, conform fig. 6.82., având la fiecare cap ăt câte o protecie maximală direcională, există pericolul ca pentru un defect pe un circuit s ă fie deconectate ambele linii.
167
Fig.6.82. Protec ia liniilor dublu circuit Protecia care asigură deconectarea rapidă şi selectivă a circuitului defect este protecia diferenială transversală direcională redată în fig. 6.83.
Fig. 6.83. Protec ia diferenială transversală direcională Releul maximal şi bobina de curent a releului direc ional sunt parcurse de diferen a curenilor de pe cele două linii. În cazul unui defect I 1 va diferi de I 2, curentul mai mare fiind pe circuitul defect. Echipajul mobil al releului direc ional va fi supus cuplului: M = kU ( I 1 − I 2 ) cos(ϕ + α)
care are un sens dac ă I 1> I 2 şi sensul contrar dac ă I 2> I 1.
Protecia comparativă longitudinală În cazul liniilor electrice scurte, protec iile descrise până acum nu pot da rezultate satisf ăcătoare în ceea ce prive şte deconectarea simultană rapidă de la ambele capete ale liniei. Protecia comparativă longitudinală asigură deconectarea simultană de la ambele capete ale liniei defecte, oriunde s-ar afla defectul. Principiul său de func ionare constă în aceea că ea comandă declanşarea întreruptorului în urma comparării unor m ărimi de la cele dou ă capete, mărimi între care există o relaie determinată. Pentru transmiterea comenzii, respectiv realizarea compara iei între mărimile de la cele dou ă capete, este necesară o legătură între cele două capete ale liniei, legătură ce se realizează prin: • cabluri telefonice; • cabluri de joas ă tensiune; • canal de înaltă frecvenă pe conductoarele liniei; • radio. Tipurile de protec ii comparative longitudinale sunt redate în fig. 6.84.
168
Fig. 6.84. Tipuri de protec ii longitudinale În continuare se va detalia protec ia diferenială longitudinală. În fig.6.85. este prezentată o schemă a proteciei difereniale longitudinale, schema cu trei conductoare auxiliare.
Fig. 6.85. Schemă a proteciei difereniale longitudinale Sunt comparai curenii secundari ai transformatoarelor de curent de la cele dou ă capete, ca valoare şi fază, aceasta permiând determinarea pozi iei defectului. În funcionare normală curenii la cele două capete ale liniei sunt egali ca valoare şi au acelaşi sens, prin releele diferen iale necirculând nici un curent. În cazul unui defect pe linie, sensurile celor doi curen i sunt opuse, releele diferen iale vor fi parcurse de curent şi vor decomanda deconectarea liniei. O altă schemă de realizare a acestei protec ii este cea cu dou ă conductoare auxiliare (fig. 6.86.). Transformatoarele de curent se leag ă astfel încât tensiunile electromotoare s ă fie în opozi ie.
169
Fig.6.86. Protec ie diferenială longitudinală cu două conductoare auxiliare Deoarece în func ionarea normală transformatoarele de curent ar func iona în gol, regim inadmisibil, se utilizează transformatoare intermediare speciale prin care se alimenteaz ă schema proteciei.
6.3.3. PROTECIA BARELOR COLECTOARE Generalităi Scurtcircuitele pe bare reprezint ă unul din defectele cele mai grave, din cauza urmărilor pe care le are în exploatare. Efectele scurtcircuitelor pe bare sunt: • deteriorări importante ale aparatajului, datorit ă curenilor mari de scurtcircuit • deconectarea tuturor elementelor racordate la bare Cauzele cele mai frecvente ale defectelor pe bare sunt: • supratensiuni atmosferice, care determin ă străpungerea izolaiei sau conturnarea izolatoarelor • defectări ale aparatajului • manevre greşite Protecia barelor colectoare se realizeaz ă: • cu ajutorul protec iilor elementelor racordate la bare • cu protecii proprii Centralele şi staiile electrice importante din sistem sunt echipate pentru protec ia barelor cu protec ii proprii. Protecia diferenială de bare Cea mai răspândită protecie pentru bare este protec ia diferenială de bare. Principiul de func ionare al unei asemenea protec ii este indicat în fig. 6.87.
170
Fig. 6.87. Principiul de func ionare al protec iei difereniale de bare În func ionare normală sau în caz de scurtcircuit exterior (K1) exist ă relaia: I I = I II + I III = 0 În cazul unui scurcircuit interior (K2) curen ii de defect alimentează defectul, astfel că în circuitul diferen ial rezultă un curent de circula ie: iC =
1 1 I = ( I ' I + I ' II + I ' III ) nC n
unde nc este raportul de transformare al transformatoarelor de curent.
6.3.4. PROTECIA MOTOARELOR ELECTRICE Generalităi Suprasarcina reprezint ă cel mai frecvent regim anormal de func ionare al motoarelor electrice. Curenii de suprasarcină au drept cauze: • la motoarele asincrone: - supraîncărcarea mecanismului ac ionat; - scăderea tensiunii de alimentare; - întreruperea unei faze de alimentare • la motoarele sincrone: - supraîncărcarea mecanismului ac ionat; - ieşirea din sincronism. Curenii de suprasarcină determină uzura prematură a izolaiei. Dintre defectele motoarelor electrice sunt de men ionat următoarele: • scurtcircuite polifazate statorice; • puneri la pământ ale unei faze statorice; • scurtcircuite între spirele aceleia şi faze a înf ăşurării statorice. Principalele tipuri de protec ii ale motoarelor electrice asincrone şi sincrone cu
171
tensiunea peste 1 kV sunt reprezentate în fig. 6.88.
Fig. 6.88. Tipuri de protec ii ale motoarelor electrice
Protecia împotriva scurtcircuitelor polifazate statorice Pentru această protecie se folosesc: • protecii maximale de curent; • protecii de curent diferen iale longitudinale. Schema principială a unei protec ii maximale de curent pentru un motor electric este redată în fig. 6.89.
. Fig. 6.89. Schema principial ă a unei protec ii maximale de curent Proteciile maximale de curent împotriva scurtcircuitelor ac ionează f ără temporizare, deoarece motoarele reprezint ă ultimul element al re elei. În ceea ce prive şte protecia de curent diferenială longitudinală, aceasta se utilizează 172
pentru motoare mari (P>5000 kW). În fig.6.90. este redat ă schema protec iei de curent diferen ială longitudinală cu relee de curent, montat ă pe două faze.
Fig.6.90. Schema protec iei de curent diferen ială longitudinală
Protecia maximală de curent împotriva suprasarcinilor Această protecie se utilizează la motoare electrice ale c ăror mecanisme se pot supra încărca din motive tehnologice. Protecia împotriva suprasarcinilor se realizeaz ă cu relee maximale de curent cu caracteristică semidependentă şi acionează la semnalizare sau la descărcarea automată a mecanismelor. La motoare pentru care nu se poate reduce sarcina f ără oprire sau la cele f ără supra173
veghere permanent ă, precum şi la cele cu condi ii grele de pornire sau autopornire, se utilizează acionarea protec iei la declanşare. În fig.6.91. este redat ă schema protec iei unui motor electric împotriva suprasarcinilor şi scurtcircuitelor.
Fig.6.91. Schema protec iei unui motor electric împotriva suprasarcinilor
Protecia împotriva punerilor la pământ Proteciile contra punerilor la p ământ ale motoarelor trebuie s ă fie sensibile la curen i primari de punere la p ământ de ordinul 5 - 15 A. Se utilizeaz ă în general protec ii maximale de curent homopolar sau protec ii cu releu direc ional de procese tranzitorii. Protecia comandă declanşarea, f ără temporizare, a întreruptorului motorului, în cazul motoarelor sincrone comandând şi declanşarea întreruptorului dispozitivului de dezexcitare rapidă. Protecia împotriva scăderii tensiunii de alimentare Această protecie are rolul: • De a preveni încălzirea motoarelor • De a asigura deconectarea unora pentru u şurarea regimului de autopornire a altora • De a crea condiiile necesare de desf ăşurare a procesului tehnologic. Protecia contra ieşirii din sincronism a motoarelor sincrone Întreruperea unei faze a re elei de alimentare, scăderea tensiunii pot provoca ie şirea din sincronism a motoarelor sincrone. La trecerea din regim sincron în regim asincron apar pendul ări ale curentului statoric, în înf ăşurarea rotoric ă circulă o component ă alternativă a curentului şi se modific ă unghiul de defazaj între curentul şi tensiunea din stator. Protecii utilizate împotriva func ionării în regim asincron: 174
• Protecie maximală acionând la apari ia curentului alternativ în înf ăşurarea de excita ie • Protecie de suprasarcină • Protecie care sesizează modificarea unghiului de defazaj între curentul şi tensiunea din stator.
Un exemplu de protec ie care sesizează pierderea sincronismului la apari ia componentei alternative de curent în înf ăşurarea de excita ie este redată în fig. 6.92. [10]
Fig. 6.92. Protec ie la pierderea sincronismului
6.3.5. PROTECII STATICE ŞI NUMERICE. PRINCIPII DE FUNCIONARE Protecii statice Creşterea performanelor dispozitivelor electronice, în special a dispozitivelor cu semiconductoare, a dus la realizarea unor sisteme statice de comuta ie care elimină dezavantajele releelor clasice. Un element de comuta ie statică înlocuieşte releul electromagnetic realizând în circuitul său electric o func ie echivalentă f ără să prezinte pări în mişcare. În fig. 6.93. [16] este ilustrat ă comparativ structura unui releu electromagnetic şi unul static. În cazul releului static, dac ă b1 nu este acionat, tranzistorul T nu prime şte curent în baz ă, jonciunea C-E prezentând o rezisten ă mare, B1 fiind stins. Acionând b1, curentul în baza tranzistorului determină o rezistenă redusă a jonciunii iar B1 se aprinde.
175
Fig. 6.93. Structura unui releu electromagnetic
Protecii numerice După ce de curând în domeniul protec iei instalaiilor electroenergetice, tehnologia releelor electromecanice a fost înlocuit ă cu protecia electronică (statică), în prezent ne afl ăm în faa unei noi cotituri: tehnologia microprocesoarelor care nu se opre şte nici în faa acestui domeniu, dimpotrivă, microprocesorul este predestinat dificilelor probleme de] m ăsură în domeniul proteciilor. În esenă protecia electronică a înlocuit partea mecanic ă a proteciei electromecanice, prin aceasta devenind mai fiabil ă, mai puin voluminoasă şi mai rapidă. Această a doua generaie va fi înlocuită mult mai repede de o a treia genera ie, protecia digitală (numerică) care nu mai înlocuie şte doar anumite p ări din protec ia anterioară, dar permite chiar o modificare a principiului de baz ă. În fig. 6.94 [16] este redat ă structura generală a unei protec ii numerice iar în fig. 6.95. [17] este reprezentată arhitectura unei protec ii numerice de distan ă pentru linii electrice aeriene de 110kV.
Fig. 6.94. Structura general ă a unei protecii numeric
176
Fig. 6.95. Arhitectura unei protec ii numerice de distană
6.4. CIRCUITE DE COMANDĂ ŞI CONTROL 6.4.1. CIRCUITE SECUNDARE Descriere generală Operaiile de urmărire a parametrilor, de interven ie asupra echipamentelor primare din centrale şi staii electrice, în scopul men inerii parametrilor în limitele prescrise sau de schimbare a configura iei reelei de transport, se realizeaz ă prin intermediul circuitelor secundare. Circuitele secundare îndeplinesc func iile de control şi de comand ă. În acest sens se deosebesc urm ătoarele categorii de circuite secundare [9]: a) de control • Circuitele de m ăsură (indicatoare, înregistratoare şi integratoare), care con in aparatele cu ajutorul cărora se obin valorile principalilor parametrii ai energiei electrice: curent, tensiune, frecvenă, putere activă şi reactivă, energie activă şi reactivă. • Circuitele de semnalizare, care cuprind acele elemente cu ajutorul c ărora se indică personalului de exploatare pozi ia aparatelor de comuta ie primară (întreruptoare şi separatoare) - semnalizarea de pozi ie, apariia unor avarii - semnalizarea de avarie, respectiv apariia unor regimuri anormale în func ionarea instalaiilor - semnalizarea preventiv ă. • Circuitele pentru înregistr ări diverse, care conin echipamentele cu ajutorul c ărora se înregistrează diferite mărimi electrice în anumite perioade de timp (de exemplu, osciloperturbograful care efectueaz ă înregistrări numai la incidente). b) de comand ă • Circuitele de comand ă (acionare) voit ă, care cuprind acele elemente cu ajutorul c ărora se acionează de către operator, de la distan ă, diverse mecanisme aparinând aparatelor de comutaie şi de reglaj. • Circuitele de blocaj operativ, care con in acele elemente cu ajutorul c ărora se împiedică efectuarea manevrelor gre şite. • Circuitele de protec ie, care con in acele elemente care realizeaz ă automat (f ără intervenia omului) scoaterea din func iune a unei instala ii atunci când apare pericolul distrugerii acesteia datorită unei suprasolicitări de natură termică sau electrodinamică. În fig. 6.96. şi 6.97. sunt redate func iunile, respectiv categoriile de circuite secundare.
177
Fig. 6.96. Func iile circuitelor secundare
Fig. 6.97. Categorii de circuite secundare Circuitele secundare reprezint ă un ansamblu de circuite electrice formate din surs ă, receptori (consumatori) conecta i serie, paralel sau serie-paralel şi elemente de legătură. Din acest punct de vedere deosebim urm ătoarele tipuri de circuite secundare:
178
• circuite de intensitate (circuite de curent alternativ) având ca surs ă de alimentare
secundarele transformatoarelor de curent. • circuite de tensiune (circuite de tensiune alternativ ă) având ca surs ă de alimentare secundarele transformatoarelor de tensiune. • circuite de curent operativ (circuite de curent continuu) având ca surs ă de alimentare bateria de acumulatori. În fig. 6.98, 6.99, şi 6.100. sunt redate structurile celor trei tipuri de circuite secundare [9]
Fig. 6.98. Structura circuitelor de intensitate a-circuite monofazate; b-circuite polifazate (trifazate) S.A.-sursa de alimentare; R.E. receptor electric
Fig. 6.99. Structura circuitelor de tensiune E.P.-element de protec ie; C.E.I.-control element intermediar
179
Fig. 6.100. Structura circuitelor de curent operativ R.D.-reeaua de distribu ie; C.E. contacte electrice
Alimentarea circuitelor secundare secundare a) Alimentarea circuitelor de intensitate Circuitele de intensitate au ca sursă de alimentare secundarele transformatoarelor de curent. În figura 6.101. este indicat ă schema de principiu a unui transformator de curent. Transformatorul de curent nu trebuie s ă influeneze tensiunea din circuitul primar. Între curentul primar I şi cel secundar i exist ă relaia: I = I 0 +
w i = I 0 + nc i W
unde: I 0- curent de magnetizare W ş W şi w - numărul de spire primare şi secundare ăşurării secundare, deci de sarcina I 0 este propor ional cu c ăderea de tensiune de la bornele înf ăş secundară. Un curent de magnetizare minim se ob ine când căderea de tensiune în transformator este datorită doar rezistenei şi reactanei inductive a înf ăş ăşurărilor primară şi secundară. Este ăşurarea secundar ă legată în scurtcircuit, de fapt cazul regimului de func ionare cu înf ăş funcionarea normală a unui transformator de curent. I = I 0, întregul curent În cazul regimului cu înf ăş ăşurarea secundar ă în gol, deci i = 0 ⇒ I = primar serveşte pentru magnetizare, conducând la formarea unui flux exagerat în miezul m iezul de fier, încălzirea acestuia peste limita admisibilă şi în final deteriorarea transformatorului. În fig. 6.101. sunt indicate schemele de conectare c onectare a transformatoarelor de curent. b) Alimentarea circuitelor de tensiune Circuitele de tensiune au ca surs ă de alimentare secundarele transformatoarelor de tensiune. În fig. 6.102 este indicat ă schema de principiu a unui transformator de tensiune. Transformatorul de tensiune nu trebuie s ă influeneze curentul din circuitul primar, adic ă I 3 să fie minim, deci impedan a de sarcină ZS → ∞, echivalent cu regimul de mers în gol al transformatorului de tensiune. Transformatoarele de tensiune sunt de dou ă tipuri: • inductive •capacitive
180
Fig. 6.101. Scheme de conectare a transformatoarelor de tensiune
Fig. 6.102. Schema de principiu al unui transformator de tensiune
Fig. 6.103. Schema de principiu a unui transformator de tensiune capacitiv În fig.6.103. este indicat ă schema de principiu a unui transformator de tensiune capacitiv.
181
Cele mai uzuale conexiuni ale transformatoarelor de tensiune sunt redate în fig.6.104. pentru medie tensiune şi fig. 6.105. 6.105. pentru înalt ă tensiune.
Fig. 6.104. Conexiunile transformatoarelor de medie tensiune
Fig. 6.105. Conexiunile transformatoarelor de înalt ă tensiune şi de medie tensiune Aparatele de protec ie şi de automatizare pot fi alimentate cu tensiune alternativ ă în mai multe moduri, func ie de schema circuitelor primare şi de necesităile proteciei sau automatizării. Cele mai uzuale scheme de alimentare sunt redate în fig. 6.106.
182
Fig. 6.106. Scheme de alimentare a aparatelor a paratelor de protec ie a-cu autotransformator propriu; b-cu autotransformator comun la un sistem simplu de bare; c cu autotransformator comun la un sistem dublu de bare c) Alimentarea circuitelor de curent operativ În mod obi şnuit, în centrale, sta ii electrice se prevede o singur ă baterie de acumulatori. În mod excep ional se poate prevedea şi o baterie de rezerv ă. Pentru fiecare baterie este prevăzută câte o sursă de încărcare permanent ă (IP) - care asigur ă consumul de durată din regim normal şi curentul de autodesc ărcare a bateriei) care lucreaz ă în regim tampon cu bateria. Schemele reelelor de distribu ie a curentului continuu la consumatori depind de numărul de surse şi de importan a consumatorilor. Fiecare baterie de lucru va fi racordat ă la un sistem de bare colectoare. În fig. 6.107. [9] se indic ă schemele electrice de principiu pentru alimentarea barelor de curent continuu din panourile de servicii proprii de curent continuu.
Fig. 6.107. Schemele electrice pentru alimentarea barelor de curent continuu I.O.-sursă de încărcare ocazional ă; I.P.- surs ă de încărcare permanentă Modul de alimentare a baretelor de curent continuu la o sta ie de 110/20 kV este redat în fig. 6.108. [9].
183
Fig. 6.108. Alimentarea baretelor de curent continuu Semnificaia marcării baretelor este redat ă în tabelul 6.2.
MARCA ± BC ± BS BPL (w)XBSC BI; BIL BSA BSP-1; BSP-2 BSP-3; BSP-4 BSP-5; BSP-6 BCN
Tabelul 6.2. Semnificaia marcării baretelor SEMNIFICA IA alimentare circuite comand ă, protec ie, automatizare alimentare circuite semnalizare semnalizare pozi ie neconform ă alimentare circuite semnalizare de avarie şi preventive aprinderea schemei, încercarea l ămpilor semnalizări acustice a declan şării de avarie semnalizări preventive netemporizate semnalizări preventive temporizate semnalizări optice semnalizare clapet ă neridicată
6.4.2. CIRCUITE DE COMANDĂ COMANDĂ
184
Comanda de la distan ă a aparatelor de comuta ie (întreruptoare, separatoare) şi a aparatelor de reglaj (ex.: dispozitiv de ac ionare al comutatorului de ploturi) const ă în stabilirea unui impuls de comandă, urmare unei ac ionări manuale asupra elementului de comand ă sau a unei acionări automate şi transmiterea acestui impuls elementului de execu ie.
Circuite de comandă comandă voită voită În cazul unui întreruptor, circuitele de comand ă reprezintă circuitele prin intermediul c ărora se pun sub tensiune bobinele de ac ionare ale dispozitivului de ac ionare a acestuia. În fig.6.109.[9] este redat ă schema principal ă de comandă a unui întreruptor. Comanda de anclan şare Ac respectiv cea de declan şare Dc se realizează prin transmiterea unui impuls de comandă (plusul (+) baretei BC) unei bobine de anclan şare BA, respectiv de declanşare BD.
Fig. 6.109. Schema principial ă de comandă a unui întreruptor Impulsul de comandă se poate stabili la: • cheia de comand ă Cc • butonul de comand ă Ba, Bd • releu intermediar al unui dispozitiv de automatizare AA, DA Alimentarea circuitelor decomand ă se realizează prin siguran e fuzibile SF de la baretele de comandă. Starea siguran elor fuzibile este supravegheat ă cu ajutorul unui releu intermediar RI.
Circuite pentru automatiz automatizăări şi protec protecii Un sistem automat se compune din: • instalaia automatizat ă (IA) - instala ia primară asupra c ăreia se efectuează controlul şi comanda. • dispozitivul de automatizare (DA) reprezentat de ansamblul elementelor de circuite secundare care asigur ă efectuarea controlului şi comenzii asupra IA.
185
Fig. 6.110. Schema de principiu a unui sistem automat Schema de principiu a unui sistem automat este reprezentat ă în fig. 6.110. [9] şi este compus din: • element de m ăsură (EM) prime şte de la IA informa iile asupra regimului de func ionare a acesteia. • bloc prelucrare şi decizie (BPD) - stabile şte dacă IA este în regim anormal de func ionare. • element de execu ie (EE) - efectueaz ă schimbările necesare în func ionarea instala iei de automatizare. Protecia prin relee este cea mai r ăspândită automatizare având ca scop principal detectarea avariei şi deconectarea elementului avariat, în vederea evit ării extinderii avariei. Protecia prin relee cuprinde ansamblul aparatelor şi dispozitivelor destinate s ă comande automat deconectarea instala iei electrice protejate în cazul apari iei unui defect. În fig.6.111 şi 6.112. se redau schema de principiu respectiv schema desf ăşurată pentru protecia de curent homopolar direc ionată temporizată.
Fig. 6.111. Schema de principiu a protec ia de curent homopolar direc ionată temporizată
186
Fig. 6.112. Schema desf ăş ăşurată a protec ia de curent homopolar direc ionată temporizată
Circuite pentru blocaje Manevrele în instala iile electroenergetice trebuie s ă se poată executa numai cu îndeplinirea anumitor condi ii. În cazul separatoarelor, condi iile impuse la realizarea blocajelor în manevrarea acestora se bazează pe principiul dup ă care un separator nu are voie s ă fie manevrat când la bornele lui pe timpul manevr ării, există îndeplinite condi iile apariiei arcului electric. Blocajele operative (pentru evitarea manevrelor gre şite) se pot realiza: • mecanic • pneumatic • electromagnetic • electric Blocajul electric const ă dintr-un releu intermediar având un contact normal deschis inclus în circuitul de comand ă al separatorului. Alimentarea acestui releu se realizeaz ă prin circuitele de blocaj şi va fi excitat numai dac ă condiiile de manevrare ale separatorului sunt îndeplinite.
Fig. 6.113. Condi iile de blocaj ale separatoarelor În cazul unei celule de linie (fig. 6.113) [9] condi iile de blocaj ale separatoarelor sunt:
187
• cuitele de legare la p ământ Q8 şi Q 51 pot fi manevrate doar dac ă Q9 respectiv Q1 şi Q 2 sunt
deschise • Q9 poate fi manevrat dac ă întreruptorul Q0 şi cuitul de legare la p ământ Q8 sunt deschise. • Q1 sau Q2 poate fi manevrat dac ă Q0, cuitele de legare la p ământ Q51 şi cel corespunzător barei la care este racordat (Q 26 respectiv Q16) şi respectiv celălalt separator de bare (Q 2 respectiv Q1) sunt deschise. • Dacă Q0 este închis, Q1 sau Q2 poate fi manevrat numai dac ă cupla transversală (Q1, Q 2 şi Q0 al cuplei transversale) şi celălalt separator de bare (Q 2 respectiv Q1) sunt închise. Schema de blocaj a celulei de linie care respect ă condiiile impuse anterior este redat ă în fig.6.114. [9].
Fig. 6.114. Schema de blocaj a unei celule de linie S-au notat cu Qi contacte suplimentare ale întreruptorului şi separatoarelor. Plusul şi minusul ajunge la elementele de blocaj fie direct fie prin buclele de blocaj BB-1, BB-2 şi BB-5. În fig. 6.115. [9] se arat ă în ce condiii ajung buclele de blocaj sub tensiune, aceasta reprezentând o schem ă generală de blocaj.
188
Fig. 6.115. Condi iile buclelor de blocaj
6.4.3. CIRCUITE DE CONTROL Circuite de măsură Schemele circuitelor de m ăsură indică modul de conectare a aparatelor de m ăsură la sursele de alimentare precum şi legăturile dintre barele lor. Circuitele de m ăsură cuprind atât circuite de intensitate cât şi circuite de tensiune. Bobinele de curent ale aparatelor de m ăsură se leagă în serie, fiind alimentate de la secundarele transformatoarelor de curent destinate pentru m ăsură. Bobinele de tensiune se leagă în paralel alimentându-se de la secundarele transformatoarelor de tensiune. În fig.6.116 [9] este prezentat ă schema desf ăşurată de măsură a unei celule de linie cu grup de măsură propriu iar în fig.6.117. [9] schema desf ăşurată de măsură pentru o celul ă f ără grup de măsură propriu-celula de cupl ă transversală. Circuitele de măsură sunt separate de circuitele din schema de alegere a tensiunilor prin dispozitive de protec ie (F851; F852 - automate de protec ie a circuitelor de m ăsură şi protecie a celulei şi F853, F854 - automate de protec ie pentru protejarea schemei de alegerea tensiunilor).
189
Fig. 6.116. Schema desf ăşurată de măsură a unei celule de linie cu grup de m ăsură
190
Fig. 6.117. Schema desf ăşurată de măsură pentru o celul ă f ără grup de măsură
Circuite de semnalizare Pentru cunoa şterea de către operatorul dintr-o sta ie de transformare (centrală electrică) a regimului de func ionare al instalaiilor electroenergetice exist ă un sistem de semnalizare care poate fi: • optic • acustic • optic şi acustic Semnalizările pot fi: • de poziie • de avarie • preventive Semnalizarea de poziie
191
Semnalizarea de pozi ie se referă la poziia aparatelor de comuta ie primară, având menirea să diferenieze optic pozi ia închis şi deschis ale acestora. Semnalizarea de pozi ie se realizează cu ajutorul cheii de comand ă şi a lămpii incluse sau cu indicatoare de pozi ie în cazul manevrării cu butoane de comand ă. În fig.6.118 [9] este redat ă schema principală de semnalizare a pozi iei prin cheia de comandă. Becul L arde cu lumin ă continuă când este alimentat de la bareta BIL şi cu lumină pâlpâitoare când este alimentat de la bareta BPL. Când BIL se pune sub tensiune, L arde cu lumină continuă fiindcă cheia va fi într-o pozi ie de corespondenă. Bareta de la care se alimentează becul L este definită de poziia cheii şi poziia aparatului de comuta ie prin contactele suplimentare I3, I4. În pozi iile stabile ale cheii caracterizate prin “coresponden ă” (A şi D) respectiv în pozi iile operative (Ac şi Dc) imediat după executarea comenzii, becul trebuie alimentat de la BIL iar în poziiile caracterizate prin “necoresponden ă” (Ap şi Dp) şi poziiile operative (Ac şi Dc) înainte de executarea comenzii s ă fie alimentat de la BPL. În fig.6.119. [9] este redat ă schema desf ăşurată a semnalizării de pozi ie pentru un întreruptor IO-110 kV.
Fig. 6.118. Schema principal ă de semnalizare a pozi iei prin cheia de comand ă
192
Fig. 6.119. Schema desf ăşurată a semnalizării de poziie pentru un întreruptor tip IO
Semnalizarea de avarie Semnalizarea de avarie anun ă optic şi acustic declanşarea automată - prin protec ie a întreruptoarelor. Semnalul optic se realizează prin schema de semnalizare a pozi iei întreruptorului. Obinerea semnalului acustic se bazeaz ă tot pe principiul necoresponden ei conform schemei simplificate redate în fig.6.120. Contactele cheii de comand ă sunt închise doar pe poziia anclanşat. Când unul din cele n întreruptoare se deschide automat, contactul s ău suplimentar normal închis I K se va închide şi se pune sub tensiune hupa H. Inconvenientul acestei scheme const ă în faptul c ă anularea semnalului acustic conduce şi la anularea semnalului optic de avarie. Semnalul acustic este necesar a se anula independent de cel optic.
193
Fig.6.120. Schema simplificat ă pentru obinerea semnalului acustic Schema care îndepline şte această condiie este indicată în fig.6.121. Această schemă foloseşte un releu de semnalizare prin impulsuri (RSI)-K401.
Fig.6.121. Anularea semnalului acustic
Semnalizare preventivă Semnalizarea preventivă are rolul de a avertiza personalul de deservire asupra apariiei unor regimuri anormale care în timp pot conduce la avarii. Astfel se pot enumera câteva din principalele semnaliz ări preventive: • presiune scăzută IO • ardere siguran e BC, BS • rămânere în două faze • gaze (la trafo) • supratemperatura Semnalizarea preventivă se realizează prin semnal optic şi acustic. Semnalul acustic (sonerie) trebuie să fie difereniat de semnalul de avarie (hupă). Semnalizările preventive pot fi: • netemporizate • temporizate • optice de la protec ie Semnalizarea preventivă netemporizată
194
Această semnalizare apare imediat dup ă instalarea regimului anormal de func ionare. Modul de realizare a semnaliz ării optice respectiv acustice la arderea siguran elor BC. Fig. 6.122 şi fig. 6.123.
Fig.6.122. Realizarea semnaliz ării optice
Fig.6.123. Realizarea semnaliz ării acustice
Semnalizarea preventivă temporizată În cazul acestei automatizări, semnalul optic intervine imediat dup ă instalarea regimului anormal de func ionare, cel acustic abia dup ă un interval de timp, în care cauzele instal ării regimului anormal de func ionare pot s ă dispară. Semnalizarea preventivă temporizată se realizează conform schemei din fig.6.124. [9] unde K403 - releu de semnalizare prin impulsuri şi K201 - releu de timp.
195
Fig.6.124. Semnalizarea preventiv ă temporizată
Semnalizări optice de la protecii
Aceste semnalizări sunt necesare pentru memorarea unor evenimente petrecute (exemplu: a funcionat protec ia). Acionarea unei protec ii duce la declan şarea întreruptorului şi deci la un semnal de avarie. Pentru evidenierea acelei protecii care a ac ionat, în circuitul fiecărei protec ii se montează relee de semnalizare cu clapet ă. Aceste clapete, după o funcionare trebuie ridicate, aceast ă obligaie semnalizându-se cu “clapetă neridicată”. Modul de realizare a unei scheme de semnalizare “clapet ă neridicată” este indicată în fig.6.125. [9].
Fig. 6.125. Schem ă de semnalizare “clapet ă neridicată” 6.5. PARAMETRI ŞI SCHEME ECHIVALENTE ALE ELEMEN-TELOR COMPONENTE ALE REELELOR ELECTRICE
196
6.5.1. PARAMETRII LINIILOR ELECTRICE Pentru calculul regimurilor de func ionare a liniilor electrice şi analiza acestor regimuri, se utilizează mărimile caracteristice ale conductoarelor liniilor electrice: • rezistena • inductana • capacitatea • conductana (perditana)
Rezistena conductoarelor liniilor electrice Expresia rezistenei conductoarelor în curent continuu este: R = ρ
l s
[ Ω]
(6.1)
ρ- rezistivitatea materialului [ Ω mm2 /m]
l - lungimea conductoarelor [m] s - seciunea conductoarelor [mm 2] În curent alternativ, datorit ă efectului pelicular şi a efectului de proximitate, rezisten a conductoarelor este mai mare, conform fig.6.126.
Fig.6.126. Varia ia raporturilor rezisten elor în curent alternativ R, la frecven a de 50Hz, şi curent continuu R cc Efectul pelicular are ca efect distribu ia neuniform ă a densităii de curent în sec iunea transversală a conductorului, valoarea mai mare fiind la suprafa a acestuia. Efectul de proximitate are ca efect distribu ia neuniform ă a densităii de curent în seciunea transversală a conductorului, datorit ă variaiei în timp a curentului în celelalte conductoare învecinate. În standarde se indic ă rezistena conductoarelor pe unitatea de lungime pentru diferite seciuni şi tipuri constructive la temperatura de +20 0 C a mediului. În cazul studierii înc ălzirii conductoarelor pentru o temperatur ă oarecare θ, relaia (6.1) devine: (6.2) Rθ = R20 [1 + α 20 (θ − 20 )] R20 - rezistena conductorului la +20 0 C α20- coeficient de temperatur ă al rezistenei electrice În cazul cablurilor, rezisten a electrică creşte datorită pierderilor prin curen ii induşi în mantaua de plumb. Pentru acest caz rela ia (2) devine:
197
(6.3) Rθ' = R20 [1 + α 20 (θ − 20)] + ∆ R ∆ R - ine seama de pierderile suplimentare când cablul func ionează în curent alternativ.
Inductana liniilor electrice Inductana de serviciu a unei linii electrice polifazate este raportul dintre fluxul magnetic care înconjoar ă un conductor şi curentul care străbate acest conductor, atunci când celelalte conductoare sunt parcurse de un sistem de curen i echilibrai. Pentru o linie electrică cu două conductoare monofilare, inductan a specifică a unui conductor se calculează cu relaia: D µ L0 = 2 ln + 10 − 4 r 2
[H/km]
(6.4)
D - distana între conductoare r - raza conductorului µ - permeabilitatea magnetic ă relativă a conductorului Relaia (6.4) se mai poate scrie: 1 µ 1 L0 = 2 ln + − 2 ln 10 − 4 = L11 − M 12 r 43 2 12 D 3 142 L11 M 12
(6.5)
L11 - inductana proprie conductorului M 12 - inductana mutuală Tensiunea electromotoare U K indusă în conductorul K, dintr-un sistem de n conductoare, se defineşte: u K = −
d Φ K di = − L K K dt dt
(6.6)
ΦK - fluxul magnetic legat de conductorul K, care se exprim ă conform teoremei lui Maxwell: (6.7) Φ K = M 1K i1 + M 2 K i 2 + ..... + L KK i K + ..... + M nK i n
LKK şi M nK - inductana proprie fiecărui conductor şi inductana mutuală a fiecărei perechi de conductoare. Relaia (6.6) devine: di di1 di di + M 2 K 2 + ..... + L KK K + ..... + M nK n dt dt dt dt LK = d iK dt dI inând seama că K = jω I K dt M 1K
(6.8)
şi dacă curenii ce parcurg conductoarele sunt alternativ sinusoidei (6.8) devine:
LK =
M 1K I 1 + M 2 K I 2 + ..... + LKK I K + ..... + M nK I n I K
(6.9)
Pentru o linie electrică trifazată, ştiind că: I 1= I 1 ; I 2=a2 I 1 ; I 3=aI 1 unde 1 3 + j 2 2 1 3 = − − j 2 2
a = e j120 = − a 2 = e j 240
obinem:
198
M 12 + M 13 − j 2 M + M 21 − j L2 = L22 − 23 2 M + M 32 − j L3 = L33 − 31 2 L1 = L11 −
3 ( M 12 − M 13 ) 2 3 ( M 23 − M 21 ) 2 3 ( M 31 − M 32 ) 2
Influena termenilor imaginari este nesemnificativ ă. Se consideră că inductana specifică a conductoarelor unei linii trifazate se poate exprima:
D12 ⋅ D13 µ − 4 + 10 L01 = 2 ln r 1 2 D23 ⋅ D21 µ − 4 L02 = 2 ln + 10 r 2 2 D31 ⋅ D32 µ − 4 + 10 L03 = 2 ln r 3 2
[H/km] [H/km]
(6.10)
[H/km]
Dacă µ=µ2=µ3=µ r 1=r 2=r 3=r D12= D13= D23= D relaiile (6.10) devin: D µ L01 = L02 = L03 = 2 ln + ⋅ 10 − 4 [H/km] r 2
Dacă dispunerea conductoarelor nu este simetric ă, adică D12 ≠ D13 ≠ D23 atunci inductanele specifice ale conductoarelor sunt diferite, aceasta conducând la nesimetria tensiunilor la capătul liniei. Soluia de eliminare a acestui neajuns este transpunerea fazelor liniilor, modificarea pozi iei conductoarelor pe distan e egale conform fig. 6.127.
Fig.6.127. Transpunerea fazelor pentru eliminarea nesimetriei
Capacitatea liniilor electrice Conductoarele liniilor electrice formeaz ă între ele şi pământul un sistem de condensatoare, având drept arm ături conductoarele metalice şi pământul. În cazul unei linii electrice trifazate capacităile formate sunt indicate în fig.6.128.
199
Fig. 6.128. Linie electric ă trifazată cu capacităi faă de pământ şi între conductoare C p-capacităi pariale; C m-capacităi mutuale Pentru calculul regimurilor şi reprezentarea schemelor echivalente se utilizeaz ă capacitatea de serviciu. Aceasta reprezintă raportul între cantitatea de electricitate corespunz ătoare liniilor de câmp ce pleac ă de la un conductor spre celelalte şi spre pământ şi potenialul acelui conductor. Capacitatea C p a unui conductor situat la distan ă mare faă de pământ se exprimă cu relaia: C p =
q πεl = V ln d r
(6.11)
l - lungimea conductorului r - raza conductorului d - distana dintre axa conductorului şi cea a imaginii sale electrice. ε - permitivitatea dielectric ă a mediului Determinarea capacităii de serviciu se face utilizând metoda imaginilor electrice. Câmpul electric de deasupra şi la suprafaa pământului creat de sarcina unui conductor este acelaşi cu cel care ar fi produs de sarcina real ă a conductorului şi o sarcină egală şi de sens contrar a imaginii acestuia. (Fig.6.129)
Fig.6.129. Capacitatea fa ă de pământ a unui conductor a-conductorul şi imaginea lui electrică; b-schema cu capacităile proprii faă de pământ Considerând dielectricul aer ( ε=ε0), raportând capacitatea la l=1 km şi transformând ln → log relaia (6.11) devine: C p 0 =
0,0483 d 4 log r
ε0 =
1 4π9 ⋅ 10 9
[F/m]
(6.12)
200
Capacitatea dintre conductor şi pământ va reprezenta dublul capacit ăii sistemului compus din conductor şi imaginea sa: C 0 = 2C p 0 =
0,0483 d 2 log r
[µF/km]
(6.13)
Fig.6.130. Sistem de dou ă conductoare În cazul unui sistem de dou ă conductoare reprezentat în fig.6.130., poten ialul electric într-un punct oarecare de pe primul conductor este: V 1 = α p ⋅ q1 + α m ⋅ q 2 (6.14) αp, αm - coeficieni de potenial propriu şi mutual q1,q2 - sarcinile electrice ale sistemelor de conductoare. Considerând q1 ≠ 0 şi q 2 = 0 se poate determina coeficientul de poten ial propriu. 2h V 1 2 log r α p = = q1 0,0483
(6.15)
Considerând c ă unul din conductoare, de sec iune mică, este neîncărcat, situat în câmpul unui alt conductor înc ărcat, capătă potenialul care ar fi existat în acel punct în lipsa conductorului, se poate determina coeficientul de poten ial mutual: d 12' 4h 2 + D 2 2 log D = D αm = 2πεε 0 0,0483
ln
(6.16)
În cazul q1=-q2=q potenialele celor două conductoare se exprim ă: V 1 = α p − α m q V 2 = α m − α p q
iar capacitatea sistemului de dou ă conductoare: C 0' =
q V 1 − V 2
=
1
(6.17)
2(α p − α m )
Cu expresiile (6.15) şi (6.16), rela ia (6.17) devine: C 0' =
0,0483 2h D 4 log ⋅ 4h 2 + D 2 r
[µF/km]
Conductana liniilor electrice 201
Conductana liniilor electrice (perditan a - GL) este determinată de: • scurgeri de curent prin izola ie spre pământ (∆Pd) • descărcări corona (∆P cor) G L =
∆Pd + ∆Pcor
u2
u - tensiunea reelei
Scurgerile de curent se datoreaz ă imperfeciunii izolaiei conductoarelor şi depind de condiiile atmosferice. Descărcările corona sunt desc ărcări autonome incomplete şi apar sub forma de coroane luminoase în jurul conductoarelor la dep ăşirea valorii critice (21,1 kV/cm) a intensităii câmpului. Efectele acestui fenomen sunt: • corodarea conductoarelor • perturbaii radiofonice • producerea de armonici superioare cu deformarea curbei curentului • pierderi de energie electric ă Existena efectului corona pe o linie de înalt ă tensiune se pune în eviden ă prin calculul tensiunii critice de apari ie a acestuia. Pentru o linie electric ă trifazată cu conductoarele dispuse simetric tensiunea critic ă are expresia: U cr = 3E cr ⋅ m1 ⋅ m 2 ⋅ δ ⋅ r ⋅ ln
D med r
(6.18)
unde: E cr - intensitatea critică a câmpului electric la care poate ap ărea efectul corona (=21,1 kV/cm) m1 - coeficient subunitar - ine seama de starea suprafe ei conductoarelor m2 - coeficient numeric - ine seama de condi iile meteorologice Dmed - distana medie geometrică dintre conductoare r - raza conductorului d - densitatea relativă a aerului Factorul care impune eliminarea efectului corona îl reprezint ă pierderea de energie electrică. Pentru dispunerea simetric ă a conductoarelor, calculul pierderilor de putere se efectuează cu formula lui PEEK. ∆Pcor =
241 δ
( f + 25)
r Dmed
(V − V cr )2 ⋅ 10 − 5
[kW/km]
(6.19)
unde: f - frecvena de lucru a re elei [Hz] V, V cr - tensiunile pe faze, de lucru şi de apariie a efectului corona [kV] În cazul liniilor electrice subterane, pierderile de putere sunt cauzate de fenomene de ionizare în dielectricul cablurilor. Acestea se exprim ă prin tangenta unghiului de pierderi (tg δ) care este raportul dintre componenta activ ă şi cea reactivă a curentului total.
Scheme echivalente Schemele echivalente reprezint ă reele statice formate din elemente f ără impedane mutuale între ele, care în acelea şi condiii de funcionare produc acelea şi condiii electrice la bornele lor ca şi circuitul real pe care îl reprezintă. Aceste scheme echivalente sunt utilizate în calculele analitice ale liniilor electrice. Parametrii liniilor electrice se consider ă a fi uniform repartiza i pe toată lungimea liniilor. În practică, o linie electrică de înaltă tensiune se poate reprezenta prin schema echivalentă în Π sau T ale cuadripolilor echivalen i, parametrii considerându-se concentra i. 202
Schema echivalentă în Π reprezintă un circuit în triunghi echivalent iar cea în T un circuit stea echivalent. (Fig.6.131.).
Fig.6.131. Schemele echivalente de substituire a liniilor electrice a-schema ,,π"; b-schema ,,T" Parametrii transversali (capacitatea şi conductana) şi cei longitudinali (rezisten a şi inductana) au fost repartiza i în mod egal la intrarea respectiv ie şirea din cuadripoli. După tensiunea nominală şi rolul liniei electrice, diferi i parametri ai schemelor echivalente au o importan ă deosebită, conform tabelului 6.3. Tabelul 6.3. Parametri ai schemelor echivalente cu importană deosebită LINII ELECTRICE
PARAMETRI
cu rol preponderent neglijabili Joasă tensiune R XL, C, G Medie tensiune XL, R G, C Înaltă tensiune XL, C, R G 6.5.2. PARAMETRII TRANSFORMATOARELOR
Generalităi despre transformatoare electrice • Defini ie Se numeşte transformator electric un aparat de curent alternativ care transform ă o putere electrică alternativă - puterea primar ă - de anumi i parametri, în alt ă putere electrică alternativă - puterea secundar ă - cu parametri schimba i, frecvena rămânând aceeaşi. Circuitele electrice ale aparatului între care are loc transferul de putere având în general un număr diferit de spire, cei doi factori ai puterii, tensiunea şi curentul, suferă prin transformare schimbări inverse: dac ă tensiunea se măreşte, curentul se mic şorează şi invers. Funcionarea transformatoarelor se bazeaz ă pe legea induciei electromagnetice. • Clasificarea transformatoarelor
203
După destinaie
de putere speciale
După numărul de faze
autotransformatoare de sudură de mare intensitate (cuptoare) reglajul tensiunii sub sarcină
monofazate polifazate
După numărul de înf ăşurări
cu două înf ăşurări cu trei înf ăşurări
După modul general de răcire
uscate
în baie de ulei • M ăr imi nominale ale transformatoarelor electrice Regimul nominal de func ionare este regimul de sarcin ă pentru care a fost proiectat şi construit transformatorul. Puterea nominală a transformatorului este puterea aparent ă la bornele circuitului s ău secundar, exprimat ă în [kVA], pentru care nu sunt dep ăşite limitele admisibile de înc ălzire a elementelor transformatorului, în condi iile prevăzute de standardul de mai sus. Tensiunea nominală primar ă este tensiunea care trebuie aplicat ă la bornele de faz ă ale înf ăşurării primare a transformatorului, în regimul s ău nominal de func ionare. Tensiunea nominală secundar ă este tensiunea care rezult ă la bornele de faz ă ale înf ăşurării secundare atunci când transformatorul func ionează în gol şi se aplică bornelor primare tensiunea nominală primară, comutatorul de prize al transformatorului fiind pus pe priza nominală. Raportul nominal de transformare este dat de raportul dintre tensiunea primar ă şi cea secundară la mersul în gol. Curentul nominal (primar şi secundar) este curentul de linie care rezultă din împărirea puterii nominale a înf ăşurării (primare sau secundare) a transformatorului cu tensiunea nominală a înf ăşurării respective înmul ită cu factorul de putere. Tensiunea nominală de scurtcircuit este tensiunea, exprimată în procente din tensiunea nominală, care ar trebui aplicat ă la una din înf ăşurări, cealaltă fiind în scurtcircuit, astfel ca în înf ăşurarea alimentată curentul să aibă valoarea nominală, transformatorul fiind conectat pe priza nominală, la temperatura de referin ă a înf ăşurărilor de 75o C. Frecven a nominală este frecvena pentru care a fost construit transformatorul şi care se găseşte înscrisă pe plăcua indicatoare. Parametrii electrici ai transformatoarelor se determin ă pe baza următoarelor mărimi caracteristice ala acestora: • pierderile de putere activ ă în gol sau în fier ( ∆P0 ) • curentul de mers în gol sau de magnetizare ( i0 ) [%] din in • pierderile de putere activ ă în scurtcircuit sau nominale în cupru ( ∆PCu ) • tensiunea de scurtcircuit ( U sc ) - procente din U n considerată între fază şi nul. Aceste mărimi sunt indicate de c ătre constructor. Cu ajutorul acestor m ărimi caracteristice se definesc parametrii longitudinali - rezisten a, reactana şi transversali - conductan a, susceptana ai transformatoarelor.
204
Transformatorul cu două înf ăşurări a. Rezistena echivalentă RT se deduce din expresia pierderilor trifazate de putere în cupru la sarcina nominală ∆PCu = 3 RT I n2 ∆PCu
RT =
3 I n2
= ∆PCu
[Ω] U n2 −3 ⋅ 10 S n2
U n - tensiunea nominal ă primară (U n1) sau secundară (U n2)
b. Reactana echivalentă X T se determină din expresia tensiunii de scurtcircuit u sc U n ⋅ = Z T ⋅ I n 100 3 [Ω] u sc U n2 ⋅ Z T = 100 S n U sc =
Reactana inductivă rezultă X T = Z T 2 − RT 2
Deoarece la transformatoarele de puteri mari RT << Z T c. Conductana echivalentă GT se determină din expresia pierderilor de putere activ ă în fier. ∆PFe = GT ⋅ U n2
GT =
∆PFe
U n2
⋅ 10 − 3
[S]
d. Susceptana echivalentă BT a transformatorului se determin ă din expresia pierderilor de putere reactivă în fier (putere de magnetizare). ∆Q Fe = BT ⋅ U n2
BT =
∆Q Fe
⋅ 10 −3
[S]
U n2 Deoarece ∆QFe nu se regăseşte în cataloagele consumatorilor, se utilizeaz ă valoarea curentului
de mers în gol ( [%] din I n ) pentru calculul susceptan ei echivalente astfel: Y T =
I 0 i S = 0 ⋅ n2 ⋅ 10 −3 U n 100 U n
[S]
BT = Y T 2 − GT 2
Pentru cazul transformatoarelor uzuale Y T>>GT , deci: BT ≅ Y T Y T - admitana echivalentă
Schema echivalentă a transformatorului cu două înf ăşurări Transformatorul trifazat cu dou ă înf ăşurări se reprezintă printr-un cuadripol înseriat cu un transformator ideal, f ără pierderi active şi reactive. Cuadripolul are rolul de a lega galvanic cei patru parametri iar transformatorul ideal de a multiplica tensiunea printr-un factor constant k, egal cu raportul de transformare la mers în gol al transformatorului real. În fig.6.132. este indicat ă reprezentarea transformatorului cu dou ă înf ăşurări:
205
Fig.6.132. Reprezentarea transformatorului cu dou ă înf ăşurări a-cu elemente raportate la tensiunea secundar ă; b-cu elemente raportate la tensiunea primar ă Reprezentarea cuadripolului se poate face prin: - Fig.6.133a • schema echivalentă în Γ • schema echivalentă în - Fig.6.133b • schema echivalentă în T - Fig.6.133c
Fig.6.133a. Schema echivalent ă în ,,Γ "
Fig.6.133b. Schema echivalent ă în ,, "
Fig.6.133c. Schema echivalent ă în ,,T" În figuri G este conductan a legată de pierderile putere activ ă transversale, B este susceptana, legatăm de pierderile de putere reactiv ă transversale. inând seama de ecuaiile generale ale unui cuadripol (fig.6.133): U 1 = AU 2 + BI 2 I 2 = CU 2 + DI 2
care le particularizăm pentru schema echivalent ă Γ rezultă: V 1 = V 2 + ZI 2 I 1 = I 0 + I 2 = YV 2 + (1 + ZY ) I 2
Valorile coeficienilor cuadripolului echivalent sunt: A = 1; B = Z; C = Y ; D = (1+ Z Y )
206
Conexiunile transformatoarelor trifazate Conexiunea unui transformator const ă din schema propriu-zis ă de conexiuni a înf ăşurărilor sale şi din precizarea unghiului de defazaj al vectorului tensiunii de linie secundare faă de cel al tensiunii corespunz ătoare primare. În fig.6.134. sunt indicate schemele şi diagramele conexiunilor trifazate.
Fig.6.134. Schemele şi diagramele conexiunilor transformatoarelor trifazate Notaiile de început (A,B,C - N) ale înf ăşurărilor sunt indicate pe capacul cuvei transformatorului în dispoziia din fig.6.135.
Fig.6.135. Nota iile de pe capacul cuvei transformatorului
Grupe de conexiuni ale transformatoarelor Prin grupă de conexiuni se îneleg conexiunile posibile ale transformatoarelor trifazate care au acelaşi unghi de defazaj între tensiunile de linie primare şi secundare m ăsurate între borne omoloage. Unghiul de defazaj depinde de: • sensul de bobinare • poziia capetelor fazelor • modul de legătură a acestora Defazajul reprezintă un indice numerica care arat ă cu ce multiplu de 30 0 este defazat în urm ă fazorul de tensiune joas ă faă de fazorul de tensiune înalt ă al bornei omoloage. În fig.6.136a. se consider ă un transformator monofazat având ambele înf ăşurări acelaşi sens de bobinare ob inându-se grupa de conexiuni şi în fig.6.136b) cu sensurile de bobinare modificate. Defazajul dintre cele dou ă tensiuni în acest caz este de 180 0, iar indicele numeric corespunzător grupei de conexiuni va fi 180 0 /300 = 6.
207
Fig.6.136. Transformator monofazat a-cu grupa de conexiuni 0; b- cu grupa de conexiuni 6 În fig.6.137. se indic ă cazul unui transformator trifazat cu conexiunea Y/y-12.
Fig.6.137. Transformator trifazat cu conexiunea Y/y-12 În tabelul 6.4. sunt redate schemele de conexiuni din STAS 1703 - 67 pentru transformatoare trifazate. Tabelul 6.4. Schemele de conexiuni prev ăzute de STAS pentru transformatoarele trifazate Diagrama de fazori Schema de conexiuni Simbol Domeniul de tensiunea tensiunea utilizare înaltă joasă înaltă joasă a b c B A B C b Transformatoare Yy-0
A
C
a
c
coborâtoare pentru distribuie de putere. Transformatoare ridicătoare
208
B
Dy-11
b
A B
C
a
b
c
A B
C
a
b
c
A B
C
A B
C
c A
a
C B
Yd-11
b c
A
C
a b
B
Yz-11
a
c
b
c A
C
a
B
Dy-5
a
Yd-5
A
B
C
a
a A B
b
c
C
Acelaşi domeniu de utilizare ca la conexiunea Yd11
c
Yz-5
A
B
b a
C
a A B
b
c
C
Acelaşi domeniu de utilizare ca la conexiunea Yz11
c A
C
b
Acelaşi domeniu de utilizare ca la conexiunea Dy11, dar la puteri nominala până la 100kVA Acelaşi domeniu de utilizare ca la conexiunea Dy11
c b
Transformatoare coborâtoare pentru distribuie de iluminat. Conductorul neutru se poate încărca 100% Transformatoare ridicătoare pentru centrale şi staii electrice
a
b
c
6.6. CALCULUL CIRCULAIEI DE CURENI ŞI A CĂDERILOR DE TENSIUNE ÎN REELE ELECTRICE 6.6.1. CALCULUL ELECTRIC AL LINIILOR DE CURENT ALTERNATIV ALIMENTATE DE LA UN CAPĂT În curent alternativ trifazat, consumatorii pot fi racorda i la reea: • monofazat • trifazat În fig.6.138. este indicat modul de racordare a con ,sumatorilor.
209
Fig.6.138. Racordarea consumatorilor a-monofazai; b-trifazai
Calculul electric al unei linii radiale în curent alternativ monofazat cu un singur consumator la capăt Se consideră linia electrică monofazată de lungime L cu parametrii - R şi X având consumatorul situat în nodul 2. (Fig.6.139.).
Fig.6.139. Linie electric ă monofazată cu un singur consumator, cu R ≠ 0 şi X ≠ 0 a-schema de calcul; b-diagrama fazorial ă Curentul în nodul 2 este: 2 + I 2 I 2 = I 2a 2r I 20 - curent activ I 2r - curent reactiv Pentru construirea diagramei fazoriale se procedeaz ă astfel: U 2 se consideră origine de faz ă. Se însumează fazorial tensiunea U 2 cu căderea de tensiune datorit ă rezistenei 2 R I 2, în fază cu I 2, apoi cu căderea de tensiune datorat ă reactanei liniei 2 X I 2,decalată înainte cu 900 faă de I 2, astfel obinându-se U 1: U 1 = U 2 + 2 R I 2 + j2 X I 2 U 1 = U 2 + 2( R + j X ) I 2 U 1 = U 2 + 2 ZI 2 U 1 − U 2 = 2 ZI 2 = ∆U ∆U - diferena de tensiune fazorială dintre tensiunea de la începutul liniei şi cea de la sfâr şitul ei = căderea de tensiune. 210
Notând BC = ∆U - componenta longitudinal ă - componenta transversal ă AC = δU ∆U = 2( RI 2 cos ϕ 2 + XI 2 sin ϕ 2 ) = 2( RI 2a + XI 2r ) δU = 2( XI 2 cos ϕ 2 − RI 2 sin ϕ 2 ) = 2( XI 2a − RI 2r ) Pierderea de tensiune pe linie (c ăderea algebrică de tensiune) reprezint ă: U 1 − U 2 = DU Punctul D este ob inut prin rotirea fazorului U 1 în jurul lui O.
Calculul electric al unei linii radiale în curent alternativ monofazat cu mai muli consumatori concentrai Se consideră linia electrică monofazată de lungime L2 cu consumatorii concentra i în nodul 1, respectiv 2 şi cu parametrii indica i în fig.6.140.
Fig.6.140. Schema electric ă monofazată a unei linii care alimenteaz ă mai multe sarcini Folosind proieciile pe cele două axe, reală şi imaginară din diagramă se determină expresiile căderilor de tensiune: ∆U = 3 [( R1 cos ϕ1 + X 1 sin ϕ1 )i1 + ( R2 cos ϕ 2 + X 2 sin ϕ 2 )i2 ] δU =
3[( X 1 cos ϕ1 − R sin ϕ1 )i1 + ( X 2 cos ϕ 2 − R2 sin ϕ 2 )i2 ]
DU = 3{ ( R1 cos ϕ1 + X 1 sin ϕ1 )i1 + ( R2 cos ϕ 2 + X 2 sin ϕ 2 )i 2 +
(6.20)
[( X 1 cos ϕ1 − R sin ϕ1 )i1 + ( X 2 cos ϕ 2 − R2 sin ϕ 2 )i2 ]2 } + 2U n Diagrama fazorială a liniei în cauză, construită similar cu cea indicat ă la cazul anterior este redată în fig.6.141.
Fig.6.141. Diagrama fazorial ă a căderilor de tensiune în cazul unei linii cu dou ă sarcini 211
inând seama de curenii de linie I 1, I 2 şi de rezistenele şi reactanele corespunzătoare de linie r 1, r 2, x1, x2 expresiile (6.20) devin: ∆U = 3 [(r 1 cos ψ 1 + x1 sin ψ 1 ) I 1 + (r 2 cos ψ 2 + x 2 sin ψ 2 ) I 2 ] δU =
3[( x1 cos ψ 1 − r 1 sin ψ 1 ) I 1 + ( x 2 cos ψ 2 − r 2 sin ψ 2 ) I 2 ]
DU = 3{ (r 1 cos ψ 1 + x1 sin ψ 1 ) I 1 + (r 2 cos ψ 2 + x 2 sin ψ 2 ) I 2 + (6.21)
[( x1 cos ψ 1 − r sin ψ 1 ) I 1 + ( x 2 cos ψ 2 − r 2 sin ψ 2 ) I 2 ]2 } + 2U n Expresiile (6.20) şi (6.21) generalizate pentru o linie care alimentează n sarcini sunt de forma: n
n
1 n
1 n
1
1 n
∆U =
3 ∑ ( RK cos ϕ K + X K sin ϕ K )i K = 3 ∑ (r K cos ψ K + x K sin ψ K ) I K
δU =
3 ∑ ( X K cos ϕ K − RK sin ϕ K )iK = 3 ∑ ( xK cos ψ K − r K sin ψ K ) I K
2 [ ] ( X cos R sin ) i ϕ − ϕ ∑ K K K K K n DU = 3 ∑ ( RK cos ϕ K + X K sin ϕ K )iK + 1 (6.22) 2U n 1 n 2 ( ) [ ] ψ − ψ x cos r sin I ∑ K K K K K n 1 DU = 3 ∑ (r K cos ψ K + x K sin ψ K ) I K + 2U n 1
Calculul electric al unei linii radiale în curent alternativ trifazat cu un singur consumator Linia electrică se reprezintă printr-o schemă echivalentă monofazată conform fig.6.142.
Fig.6.142. Scheme electrice echivalente pentru reeaua trifazată a-schema electrică echivalentă monofazată a unei linii trifazate
212
b-schema electrică echivalentă monofazată a unei linii trifazate echilibrate, reprezentată printr-un dipol Pentru calcule se utilizează o schemă electrică echivalentă simplificată conform fig.6.143.
Fig.6.143. Schema electrică monofazată simplificată a unei linii trifazate echilibrate Presupunând i2 constant şi pentru o anumită valoare a tensiunii V 1 constantă, se determină V 2, tensiunea la bornele consumatorului: Pe baza teoremei I Kirchhoff: I = i 2 (6.23) V 2 = V 1 − Zi 2 Se poate construi diagrama fazorială din fig.6.144. unde:
Fig.6.144. Diagrama fazorială fundamentală a căderilor de tensiune ∆V - căderea de tensiune pe fază, longitudinală δV - căderea de tensiune pe fază, transversală Căderea de tensiune ∆V = V 1 − V 2 este o cădere algebrică. Căderea de tensiune fazorială se defineşte cu expresia: (6.24) ∆V = V 1 − V 2 = ZI Din fig.6.144. rezultă expresia:
(V 2 + ∆V )2 + δV 2 − V 2 (6.25) Deoarece δV << V 2 + ∆V , expresia DV dezvoltată în serie după binomul lui Newton va arăta: 1 (δV )2 1 (δV )4 (6.26) − DV = ∆V + 2 (V 2 + ∆V ) 8 (V 2 + ∆V )3 Neglijând ∆V care ∆V << V 2 şi reinând doar primii doi termeni (pentru linii de medie şi joasă tensiune) 1 (δV )2 DV ≅ ∆V + (6.27) 2 V 2 ∆V = V1 − V2 =
213
Căderile de tensiune longitudinal ă ∆V şi transversală δV se deduc din fig.6.144: ∆ V = RI cos ϕ + XI sin ϕ = RI a + XI r δV = XI cos ϕ − rI sin ϕ = XI a − RI r
(6.28)
unde: R - rezistena liniei (pe fază) X - reactana liniei (pe fază) I - curentul în linie ϕ - defazajul curentului I faă de tensiunea V I a = I cos ϕ - curentul activ din linie I r = I sin ϕ - curentul reactiv din linie În fig.6.145. se reprezint ă diagrama fazorial ă a căderilor de tensiune pentru o linie electrică trifazată cu un singur consumator.
Fig.6.145. Diagrama fazorial ă fundamentală a căderilor de tensiune pentru o linie electric ă trifazată (cu un sumator) Calculul electric al unei linii radiale în curent alternativ trifazat cu mai muli consumatori concentrai Linia electrică se reprezintă printr-o schem ă echivalentă monofazată conform fig.6.146. Pentru calcule se utilizeaz ă diagrama fazorial ă din fig.6.147.
Fig.6.146. Schema electric ă monofazată a Fig.6.147. Diagramele fazoriale ale unei linii electrice care alimenteaz ă două căderilor de tensiune în cazul unei sarcini linii cu două sarcini Din fig.6.147. se pot deduce expresiile c ăderilor de tensiune: ∆U = 3[( R1 cos ϕ1 + X 1 sin ϕ1 )i1 + ( R2 cos ϕ 2 + X 2 sin ϕ 2 )i2 ] = =
3 ( R1i1a + R2 i2a + X 1i1r + X 2 i 2 r )
(6.29)
214
δU =
3 [( X 1 cos ϕ1 − R1 sin ϕ1 )i1 + ( X 2 cos ϕ 2 − R2 sin ϕ 2 )i 2 ] =
(6.30) 3 ( X 1i1a + X 2 i2a − R1i1r − R2 i2r ) inând seama de curen ii de linie I 1, I 2 şi de rezistenele şi reactanele corespunzătoare ale tronsoanelor liniei r 1, r 2 ,x1, x2, căderile de tensiune se exprim ă astfel: (6.31) ∆U = 3 [(r 1 cos Φ 1 + x1 sin Φ 1 ) I 1 + (r 2 cos Φ 2 + x 2 sin Φ 2 ) I 2 ] (6.32) δU = 3[( x1 cos Φ 1 − r 1 sin Φ 1 ) I 1 + ( x 2 cos Φ 2 − r 2 sin Φ 2 ) I 2 ] Pentru cazul când linia electric ă alimentează n consumatori (fig.6.148.) rela iile care exprimă căderile de tensiune se pot generaliza dup ă cum urmează: =
Fig.6.148. Schema electric ă echivalentă a unei linii radiale, alimentând un consumator ∆U = = δU = =
n
3 ∑ ( RK cos ϕ K + X K sin ϕ K )iK = 1 n
(6.33)
3 ∑ (r K cos Φ K + x K sin Φ K ) I K 1 n
3 ∑ ( X K cos ϕ K − RK sin ϕ K )iK = 1 n
(6.34)
3 ∑ ( x K cos Φ K − r K sin Φ K ) I K 1
Expresia pierderii de tensiune pentru n: n ( X K cos ϕ K − RK sin ϕ K )i K ∑ n DU = 3 ∑ ( RK cos ϕ K + X K sin ϕ K )iK + 1 2U n 1 n ( ) x cos r sin I ϕ − ϕ ∑ K K K K K n 1 = 3 ∑ (r K cos Φ K + xK sin Φ K ) I K + 2U n 1
2
=
2
(6.35)
6.6.2. CALCULUL CIRCULAIEI DE CURENI ŞI AL CĂDERILOR DE TENSIUNE ÎN REELE BUCLATE Sigurana în funcionarea consumatorilor impune scheme de re ele buclate, permi ând astfel alimentarea lor cu energie electrică pe mai multe căi. Linia electrică alimentată din ambele capete reprezint ă elementul cel mai simplu al unei reele buclate. 215
Reele buclate simple. Linie alimentată la două capete În fig.6.149. se red ă o linie electrică alimentată de la dou ă capete având trei consumatori.
Fig. 6.149. Linie electric ă alimentată de la două capete cu trei consumatori Considerăm: • U A ≠ U B • sarcinile au factori de putere diferi i; • linia se reprezintă printr-o impedan ă; • se neglijează pierderile de putere; Aplicând teorema II Kirchhoff rezult ă: (6.36) ∆U AB = U A − U B = 3[ I A Z1 + I 2 Z 2 + I 3 Z 3 − I B Z 4 ] I 2 = I A − i1 unde I 3 = I A − i1 − i 2 I B = i1 + i 2 + i3 − I A Grupând termenii rezult ă: n
∑ i K Z K'
U A − U B i1 Z1' + i 2 Z 2' + i 3 Z 3' U − U B 1 (6.37) + = A + Z Z 3 Z 3 Z unde Z - impedana totală a liniei Z'K - impedane considerate de la sursa de alimentare din B pân ă la nodurile 1,2,3. Similar se determin ă curentul debitat din B: I A =
n
∑ i K Z K
U B − U A (6.38) + 1 Z 3 Z ZK - impedana tronsoanelor re elei în raport cu sursa din A Considerând V A > V B, diagrama fazorial ă a tensiunilor pe faz ă este reprezentată în fig.6.149. Dacă impedana totală a liniei este: I B =
Z = R + j X
şi presupunând celelalte tensiuni electromotoare unde, rezult ă: I AB =
∆V AB
Z
=
∆V + jδV R∆V + X δV RδV − X ∆V = + j 2 2 R + j X R + X R 2 + X 2
(6.39)
unde componenta activ ă şi reactivă sunt:
216
R ∆V X = R 2 X 1 + X R δV − δV X = R 2 X 1 + X δV +
( I a ) AB
( I r ) AB
(6.40)
O parte din consumatori sunt alimenta i din sursa A, iar alt ă parte din sursa B. Există un consumator alimentat de la ambele surse. Locul de conectare a acestui consumator are tensiunea cea mai scăzută. Secionând linia în acest punct se ob in două linii radiale, conform fig.6.150., care se pot calcula conform rela iilor stabilite la o linie radială.
Fig.6.150. Separarea liniei alimentate la dou ă capete în două linii radiale
Reele buclate complexe Reelele buclate complexe prezint ă mai multe noduri şi bucle. Unele noduri sunt puncte de injec ie (surse de energie) pe când altele, puncte de consum. În aceste reele, pentru determinarea curen ilor se utilizează două metode importante: • rezolvarea unui num ăr de ecua ii egal cu num ărul necunoscutelor • metoda transfigurării În continuare se prezint ă metoda transfigur ării, care are avantajul elimin ării calculelor laborioase necesare la aplicarea primei metode. Metoda transfigur ării se bazează pe utilizarea următoarelor principii: a) Compunerea ramurilor cu tensiuni de alimentare diferite Se consideră trei ramuri ale unei re ele, având tensiuni diferite la capete, conform fig. 6.151.
217
Fig.6.151. Re ea ramificată cu trei puncte de alimentare Cele trei ramuri se pot înlocui printr-o ramur ă echivalentă cu admitana Y E şi tensiunea V E la capăt. Relaiile de echivalen ă între schema reală şi cea echivalentă ne conduc la determinarea mărimilor echivalente V E şi Y E: I E = I E + I B + I C (6.41) (V E − V 0 )Y E = (V A − V 0 )Y A + (V B − V 0 )Y B + (V C − V 0 )Y C Din aceste relaii se pot determina: Y E = Y A + Y B + Y C (6.42) V Y + V BY B + V CY C V E = A A Y A + Y B + Y C Generalizarea acestor rela ii pentru cazul mai multor ramuri: n
Y E = ∑ Y K 1 n
V E =
∑ V KY K 1
(6.43)
n
∑ Y K 1
În cazul în care este cunoscut curentul echivalent şi se cere determinarea curen ilor prin ramurile reelei reale, netransfigurate se procedeaz ă astfel:
218
I A Y A I V B − V 0 = B Y B I V C − V 0 = C Y C I V E − V 0 = E Y E I → V 0 = V E − E Y E V A − V 0 =
(6.44)
Expresia V 0 înlocuită în primele relaii conduce la determinarea: Y I A = I E A + (V A − V E )Y A Y E Y (6.45) I B = I E B + (V B − V E )Y B Y E Y I C = I E C + (V C − V E )Y C Y E b) Aruncarea sarcinilor la noduri Compunerea ramurilor, impune ca sarcinile s ă fie situate doar în noduri (la capete). Sarcinile conectate de-a lungul ramurilor se vor arunca la capete cu condi ia meninerii constante a căderii de tensiune atât în schema real ă cât şi în cea transformat ă. Fig.6.152. red ă procedura de aruncare a sarcinilor în noduri. Aceasta se realizeaz ă prin determinarea sarcinilor iA şi iB în reeaua transformată care aplicate în capete dau aceea şi cădere de tensiune ca şi sarcinile i1 şi i2 din reeaua reală.
Fig.6.152. Reeaua cu sarcini situate pe ramuri a-reeaua iniială; b-reeaua transformată Această condiie se realizează prin satisfacerea ecua iilor: ∆V AB = Z A1 ⋅ i1 + Z A2 ⋅ i2 = Z AB ⋅ iB (6.46) ∆V BA = Z B2 ⋅ i2 + Z B1 ⋅ i1 = Z AB ⋅ iA Din aceste ecuaii se pot determina:
219
Z B1 ⋅ i1 + Z B2 ⋅ i2 Z AB (6.47) Z A1 ⋅ i1 + Z A2 ⋅ i2 iB = Z AB Unde ZA1, ZA2, ZB1, ZB2 - impedanele de la capetele A şi B până în punctele de conectare a sarcinilor i1 şi i2 iA =
c) Raportarea unui conductor de o anumit ă lungime şi sec iune la un conductor echivalent de o alt ă lungime şi sec iune. Este util, ca în calcule, toate conductoarele s ă fie raportate la o aceea şi seciune, cu condiia ca repartiia sarcinilor şi căderile de tensiune s ă nu se modifice. Această condiie se reprezintă sub forma: l l (6.48) = e γ s γ se l, s - lungimea şi seciunea iniiale le, se - lungimea şi seciunea echivalente γ - conductivitatea materialului Se deduce: s (6.49) le = l e s d) Transfigurarea unei re ele de conexiune stea într-una cu conexiune triunghi O reea formată din trei impedan e conectate în stea poate fi înlocuit ă prin trei impedane conectate în triunghi. Aceast ă posibilitate se poate extinde la un num ăr oarecare de laturi. Reeaua cu n borne din fig.6.153., con inând n impedane conectate în stea se poate n(n − 1) transfigura într-un poligon cu un num ăr de laturi egal cu C n2 = . 2
Fig.6.153. Reea stelată cu n brae şi transfigurată în poligon a-Reea stelată cu n brae; b-Reea transfigurat ă în poligon. Cele două reele trebuie să fie echivalente. Condiia de echivalenă se exprimă prin egalitatea în cele dou ă reele a tensiunilor aplicate la borne şi a curenilor ce intră în bornele respective. Curenii din laturile stelei se exprim ă:
220
V K − V 0 (6.50) Z K şi se pot determina doar când se cunoa şte V 0, tensiunea nodului corespunz ător centrului stelei. Teorema I Kirchhoff permite scrierea rela iei: n n V n 1 = 0 , de unde: ∑ I K =∑ K − V 0 ∑ 1 1 Z K 1 Z K n V (6.51) V 0 = Z e ∑ K 1 Z K n 1 1 notându-se: ∑ = Ze 1 Z K Utilizând expresia V 0 (6.51) în (6.50) rezult ă: V V n V (6.52) I K = K − e ∑ K Z K Z K 1 Z K Izolând în Σ termenul corespunz ător bornei K se ob ine: n V V j V (6.53) ∑ K = K + ∑ ' , unde:j ≠ K Z K Z j 1 Z K Astfel (6.50) devine: V j 1 Z Z I K = V K − e2 − e ∑ ' (6.54) Z Z Z Z K n K j În reeaua transfigurat ă, curenii din laturi au expresia: V − V (6.55) I Kj = K j Z Kj În nodul K al re elei transfigurate intr ă curentul I K. V − V V j 1 (6.56) I K = ∑' K j = V K ∑ ' − ∑' Z Kj Z Kj Z Kj Σ’ se referă la indicii j ≠ K. Identificând (6.54) cu (6.26) se impune îndeplinirea simultan ă a condiiilor: 1 1 Z e (6.57) = − ∑' Z Kj Z K Z K2 V j V j Z (6.58) = e ∑' ∑' Z Kj Z K Z j Condiia (6.58) este îndeplinit ă dacă este satisf ăcută relaia: Z e 1 (6.59) = Z Kj Z K ⋅ Z j Condiia (6.57) este o consecin ă a condiiei (6.58) şi a ecuaiei (6.59): 1 1 1 1 Ze 1 1 1 Z e Z 1 = = (6.60) = e + + ..... + − − − ∑' Z Kj Z K Z1 Z 2 Zn ZK Z K Z e Z K Z K Z K2 Rezultă că o schemă stea poate fi înlocuită totdeauna printr-un poligon, impedan ele ZK care leagă două noduri fiind definit ă de relaia (6.59). 6.7. CALCULUL PIERDERILOR DE PUTERE ŞI ENERGIE ÎN REELE ELECTRICE I K =
221
6.7.1. GENERALITĂI Producerea, transportul şi distribuia energiei electrice implică, ca orice proces fizic, un consum de energie, denumit impropriu “pierderi în re ele”.
Fig.6.154. Pierderile în re ele În fig.6.154. sunt indicate şi localizate pierderile în re ele în diferitele pări ale sistemului energetic.
Fig.6.155. Balana energetică a sistem energetic Fig.6.155. prezint ă balana energetică a unui sistem energetic. Pierderile în reele reprezint ă diferena dintre energia emis ă în reele de către centralele electrice sau importată şi energia vândut ă consumatorilor, inclusiv cea exportat ă. ∆W = W p − W v
∆W - pierderi în re ele
W p - energia produs ă în centrale electrice W v - energia vândut ă consumatorilor
222
Elementele componente ale pierderilor în re ele sunt redate în fig.6.156.
Fig.6.156. Elementele componente ale pierderilor în re ele Consumul propriu tehnologic (CPT) se referă la pierderile de energie datorate procesului de transport şi distribuie a energiei electrice. Consumurile tehnologice se localizeaz ă astfel: • Conductoarele liniilor electrice şi înf ăşurările transformatoarelor şi autotransformatoarelor datorită trecerii curentului electric prin efect termic (Joule). • Miezul magnetic al transformatoarelor sau autotransformatoarelor datorit ă prezenei câmpului magnetic, prin curen i turbionari şi prin fenomenul de histerezis • Liniile cu tensiuni de peste 220 kV, datorită prezenei câmpului electric, prin efectul CORONA. • Dielectricul izolaiei (linii în cablu) ca urmare a prezen ei câmpului electric. Pierderile tehnice sunt datorate abaterilor de la regimul de func ionare proiectat, fie prin dezvoltare incomplet ă a instalaiilor, fie printr-o func ionare necorespunz ătoare. Pierderile comerciale rezult ă din erorile grupurilor de m ăsură a energiei electrice, din consumuri nem ăsurate şi din furturi de energie electric ă.
6.7.2. CALCULUL CONSUMULUI PROPRIU TEHNOLOGIC DE ENERGIE ELECTRICĂ Determinarea consumului propriu tehnologic de energie electric ă se calculează cu relaia: T
∫ 0
(6.28)
∆W = 3 R it 2 dt
Deoarece valoarea it, curentul ce str ăbate elementul de re ea, este dificil de determinat, se recurge la simplificări în determinarea CPT de energie electric ă. Problema cuprinde: • Determinarea CPT de energie electric ă independent de sarcin ă • Determinarea CPR de energie electric ă dependent de sarcin ă Pentru fiecare din elementele componente ale unei re ele electrice, calculul CPT de energie electrică se realizează inând seama de cele dou ă componente, dependente şi independente de sarcin ă. Calculul CPT de energie la o linie electric ă trifazată de lungime L se realizeaz ă după relaia: L T
∆ W = 3 R 0
∫0 ∫ 0 I lt 2 dldt
(6.29)
I lt - curentul la distan a l şi momentul t Pierderea totală de energie se compune din pierderea de energie la mersul în gol (pierderi prin efect corona şi izolaie) şi în sarcină. L T
∆ W = 3 R 0
2
∫0 ∫ 0 ( I lt ' )
dldt + ∆ W cor
(6.30)
I 'lt - curentul pe linie, exclusiv curen ii transversali prin conductan a liniei
223
Calculul CPT pentru un transformator de putere cu o pierdere de mers în gol ∆P0 şi pierderea de putere la sarcina nominal ă ∆Pscc, cunoscute, se realizeaz ă cu relaia: ∆ W = ∆ Pscc
2
L
S t dt + ∆ W 0 S nom
L
I t dt + ∆ W 0 I nom
∫ 0
(6.31)
sau ∆ W = ∆ Pscc
2
∫ 0
(6.32)
unde ∆ W = ∆ P0 ⋅ T reprezintă CPT independent de sarcin ă St ( I t) - înc ărcarea transformatorului la momentul t Pentru determinarea CPT de energie electric ă după relaiile (6.29) şi (6.32) este necesară cunoaşterea variaiei în timp a curentului pe element. Deoarece această variaie este dificil de modelat matematic se recurge la ipoteze simplificatoare, determinând diferite metode da calcul a integralei.
Metoda integrării grafice Se consideră cunoscută variaia curentului pe linie în timp, conform fig.6.157.
Fig.6.157. Varia ia curentului pe linie în timp - metoda integr ării grafice Suprafeele dintre două ordonate vecine pot fi considerate dreptunghiuri. T
∫ I t 2 dt = 0
n
∑ I t 2 ⋅ ∆t = t =1
1 n 2 I t n∑ t =1
(6.33)
Deci pierderile de energie [kWh] vor fi: 1 n 2 ∆W = 3 R ∑ I t ⋅ 10 − 3 n t = 1
(6.34)
Metoda curentului mediu pătratic Se presupune că printr-un element circul ă un curent constant I care în intervalul T produce pe linie acelea şi pierderi de energie ca şi la trecerea în intervalul de timp considerat a curentului alternativ corespunz ător curbei reale de sarcină. T
3 RI 2T
∫ 0
= 3 R I t 2 dt
(6.35)
T
∫ 0
I t 2 dt
I =
T
Expresia de sub radical se poate determina cu rela ia (6.33). Astfel se poate determina CPT de energie în element: 224
∆W = 3 I 2 RT ⋅ 10 −3
[kWh]
(6.36)
Metoda timpului de pierderi Se consideră curba clasată de puteri active vehiculate pe element, ob inută din curbele zilnice.
Fig.6.158. Curba clasat ă de puteri active Suprafaa de sub curba Pt reprezintă energia W vehiculată prin element în intervalul de timp T . Aceeaşi cantitate de energie ar putea fi vehiculat ă la puterea constant ă Pmax în timpul T max < T . T
W = 3∫ Pt dt = Pmax ⋅ T max P 0 T
∫ Pt dt T max P =
(6.37)
0
Pmax
Aceeaşi pierdere de energie se produce în elementul considerat cu o înc ărcare constantă egală cu sarcina maxim ă într-un interval de timp τ, mai mic decât perioada de funcionare. T
τ=
∫ 0 I t 2 dt 2 I max
τ - timp de pierderi maxime τ - un timp conven ional în cursul căruia în element, func ionând la sarcină maxim, se produc
aceleaşi pierderi de energie ca şi în cazul funcionării cu sarcina real ă, variabilă, în intervalul T . Pierderile de energie se vor exprima: 2 ∆W = 3 RI max τ
6.7.3. REDUCEREA PIERDERILOR DE ENERGIE ÎN REELE ELECTRICE Activitatea legată de reducerea consumului propriu tehnologic şi a pierderilor este o activitate complexă, care trebuie realizată de întreg corpul tehnic al filialelor de re ele electrice. În continuare se prezint ă măsurile principale necesare a se realiza în vederea reducerii pierderilor de energie 1) Optimizarea regimurilor de func ionare a re elelor electrice şi a echipamentelor de baz ă. În această categorie intră: 225
stabilirea schemei normale de func ionare având ca obiectiv prioritar minimizarea consumului propriu tehnologic; repartiia optimă a sarcinii între centralele electrice; determinarea regimului optim de tensiuni şi putere reactivă; optimizarea regimurilor de funcionare a instalaiilor de compensare; optimizarea regimurilor de func ionare ale transformatoarelor în sta iile cu dou ă sau mai multe transformatoare; trecerea unor generatoare în regim de compensator sincron. 2) Optimizarea nivelului tensiunii în reelele electrice. În această categorie intră: meninerea tensiunii maxime admisibile la orele de vârf de sarcin ă şi a celei nominale în regim de sarcină minimă; optimizarea nivelului de tensiune în re elele de 400 kV corelat cu starea atmosferic ă, în vederea reducerii pierderilor prin efect corona; stabilirea de instruc iuni privind utilizarea reglajului sub sarcin ă al transformatoarelor, reglarea puterii reactive pe generatoare şi instalaii de compensare; modificarea periodic ă (sezonieră) a rapoartelor de transformare la unit ăile f ără reglaj sub sarcină. 3) Ridicarea nivelului exploat ării reelei. În această categorie intră: creşterea siguranei şi economicităii func ionării tuturor elementelor re elei; reducerea duratelor şi creşterea calităii repara iilor elementelor re elei electrice; introducerea lucrului sub tensiune la repararea liniilor de transport; îmbunătăirea calităii recepiei lucrărilor noi. 4) Creşterea tensiunii nominale. În această categorie intră: construirea de racorduri adânci la înalt ă tensiune; trecerea reelelor la o treapt ă superioară de tensiune, acceptând o reducere a rezervei în izolaie (de exemplu, de la 6 kV la 10 kV, de la 0,22 kV la 0,38 kV); trecerea la tensiunea nominal ă a liniilor cu func ionare temporar ă la o tensiune inferioar ă (de exemplu, linii de 400 kV func ionând temporar la 220 kV); reconstruirea unor linii pentru tensiuni superioare (de exemplu, linii de 220 kV d.c. la 400 kV). 5) Instalarea de mijloace suplimentare de compensare a puterii reactive şi de reglaj. În această categorie intră: schimbarea transformatoarelor f ără reglaj de tensiune cu transformatoare cu reglaj, sau cu un reglaj mai fin (de exemplu, pentru transformatoarele MT / JT de la U n ± 5% la U n ± 2 x 2,5 %); montarea de autotransformatoare suplimentare de reglaj în re ea; instalarea de mijloace de compensare (baterii de condensatoare, compensatoare sincrone, bobine) şi introducerea reglajului acestora; instalarea de mijloace de compensare a reactan ei liniilor; 6) Optimizarea parametrilor elementelor re elei electrice. În această categorie intră: corelarea puterii instalate în sta iile şi posturile de transformare cu sarcina acestora; mărirea sec iunii liniilor; eliminarea dublelor transform ări dintre re elele de transport şi de distribu ie; 7) Optimizarea dezvolt ării şi reconstruc iei reelei. În această grupă de măsuri intră: dezvoltarea re elelor de baz ă ale sistemului dup ă criterii de optimizare stabilite;
226
optimizarea reconstruc iei reelelor de distribuie şi reducerea razei lor pe m ăsura creşterii densităii consumului; introducerea distribu iei descentralizate pe joas ă tensiune (prin eliminarea practic a re elei de joasă tensiune).
În fig.6.159. sunt indicate schematic m ăsurile descrise anterior.
Fig.6.159. M ăsuri de reducere a CPT
6.8. DETERMINAREA SECIUNII CONDUCTOARELOR LINIILOR ELECTRICE Seciunea conductoarelor electrice se alege inând seama de înc ărcarea acestora în regim normal de func ionare. Pentru cazul unui scurtcircuit conductoarele sunt protejate de a parate dedicate. Criteriile avute în vedere la dimensionarea sec iunii conductoarelor, impun urm ătoarele: • nedepăşirea temperaturii limită admisibilă în regim permanent. • nedepăşirea valorilor admisibile a c ăderii de tensiune. • meninerea în limite impuse de calcule economice a pierderilor de putere sau energie. 6.8.1. ALEGEREA SECIUNII CONDUCTOARELOR PE BAZA ÎNCĂLZIRII ADMISIBILE În dimensionarea sec iunii conductoarelor pe baza înc ălzirii admisibile se utilizează tabele cu intensităile admisibile de curent calculate, funcie de: • temperatura limită de încălzire • caracteristicile fizice ale conductoarelor • dimensiunile geometrice ale conductoarelor. Condiia pentru o alegere corect ă a seciunii conductoarelor este: ' I e ≤ I adm
I e - curent de exploatare ' - curentul admisibil I adm La depăşirea intensităii admisibile este necesară întreruperea circuitului respectiv. Aceasta se realizează cu: • sigurane fuzibile
227
• întreruptoare automate (protec ia la scurtcircuit) •contactoare cu relee termice (protec ia la suprasarcină)
LE FUZIBILE sunt elemente intercalate în circuitele electrice cu scopul de a SIGURAN E proteja re elele electrice împotriva supracuren ilor. La încărcarea conductorului protejat peste limita admisibil ă pentru care este dimensionat fuzibilul, acesta se înc ălzeşte în final topindu-se, izolând circuitul supraînc ărcat al reelei de sursa de energie.
Fig.6.160. Caracteristica de topire a fuzibilului Caracteristica de topire a fuzibilului este redat ă în fig.6.160. [5], şi este o curbă hiperbolică, asimptota la această caracteristică fiind curentul limit ă de topire - cel mai mic curent la care este posibilă topirea. În alegerea siguran elor fuzibile se vor respecta condiiile: a) Fuzibilul siguran ei să se topească înainte ca temperatura conductorului s ă atingă valoarea limită: ' I f < I adm ' - curent admisibil corespunz ător unei anumite seciuni I adm b) Fuzibilul siguran ei să nu se topească la trecerea curentului nominal de exploatare:
I f > I exp l .
c) Pentru conductoarele cu sarcin ă variabilă: (pornire motoare asincrone) I f ≥
I max α
α - coeficient dependent de caracteristicile motoarelor asincrone n −1
I max = m∑ I S + I P 1
m - coeficient de simultaneitate n −1
∑1 I S
- suma curenilor maximali de exploatare a consumatorilor cu excep ia motorului cu
curentul de pornire cel mai mare Protecia liniilor şi reelelor prin siguran e fuzibile trebuie s ă fie selectivă, să realizeze izolarea exclusivă a poriunii defecte.
228
6.8.2. ALEGEREA SECIUNII CONDUCTOARELOR PE BAZA PIERDERILOR DE TENSIUNE Determinarea seciunii conductoarelor pe baza criteriului pierderilor de tensiune se realizeaz ă impunând condi ia: (6.38) ∆U ≤ ∆U adm În afara acestei condi ii, la determinarea sec iunii conductoarelor se va ine seama şi de una din ipotezele: • a seciunii constante a conductoarelor în toate tronsoanele liniei • a densităii de curent constante în toate tronsoanele liniei • minimului de material conductor utilizat la construc ia liniei
Determinarea seciunii conductoarelor în ipoteza seciunii constante Calculul seciunii conductoarelor în aceast ă ipoteză porneşte de la relaiile de calcul ale căderii de tensiune într-o re ea. Considerând ∆U adm - pierderea de tensiune admisibil ă şi neglijând influen a reactanei, atunci seciunea constantă a conductoarelor se exprim ă de relaia: n
s = 3ρ∑ 1
n I ka ⋅ l k i ⋅ L = 3ρ∑ ka k ∆U adm 1 ∆U adm
(6.39)
În cazul considerării influenei reactanei, condiia (1) devine: (6.40)
∆U adm ≥ ∆U = ∆U act + ∆U r
unde: ∆U act - componenta activ ă a pierderii de tensiune ∆U r - componenta reactiv ă a pierderii de tensiune. În cazul re elelor de curent continuu sau al celor monofazate de curent alternativ (6.39) devine: n
s = 2ρ∑ 1
n I k ⋅ l k i ⋅ L = 2ρ∑ k k ∆U adm 1 ∆U adm
(6.41)
Determinarea seciunii conductoarelor în ipoteza densităii de curent constante Calculul seciunii conductoarelor în aceast ă ipoteză porneşte de la faptul c ă seciunile tronsoanelor liniei sunt diferite. Condiia de a men ine aceeaşi densitate de curent în toate tronsoanele este dedat ă astfel: δ0 =
I I 1 I 2 = = ... = n s1 s2 sn
(6.42)
unde: I 1 , I 2 ... I n - curenii de linie din fiecare tronson s1 , s 2 ...s n - seciunile tronsoanelor
Utilizând relaia căderii de tensiune active pe faz ă ∆U α funcie de I ka şi de r k corespunzătoare tronsoanelor de linie dintre consumatori: n
∆U ac =
n
∑1 r k ⋅ I ka = ∑1 Rk ⋅ ika
I ka se poate exprima cu rela ia: I ka = δ k ⋅ s k ⋅ cos ϕ k
(6.43) (6.44)
Relaia (6) devine: 229
n
∑ r k I ka = 1
n
∑1
ρ k ⋅
l k ⋅ I = s k ka
n
∑1 ρ k ⋅ l k ⋅ δ k ⋅ cos ϕ k
(6.45)
În condiiile realizării liniei din acela şi material cu rezistivitatea ρ şi egalând (6.45) cu (6.43) deducem: n
∑1 l k δ k cos ϕ k = ∆U ac
ρ
n
1 δ0
∑1 l k cos ϕ k
ρ =
∆U ac n
s k =
I k δ0
ρ I k =
∑1 l k cos ϕ k
(6.46)
∆U ac
Determinarea seciunii conductoarelor în ipoteza minimului de material Volumul conductoarelor utilizate în tronsoanele unei linii de se determin ă cu relaia: n
V =
∑1 lk ⋅ s k
Este necesar a determina minimul func iei V = V ( S k )
Se consideră schema unei re ele cu trei sarcini conform fig.6.161. [4]
Fig.6.161. Schema unei re ele cu trei sarcini Seciunile pe cele trei tronsoane, considerând conductoarele confec ionate din acelaşi material, se exprimă: I a1 ⋅ l1 ∆U ac1 I ⋅ l S 2 = 3ρ a 2 2 ∆U ac 2 S1 = 3ρ
S 3 = 3ρ
I a 3 ⋅ l 3 (∆U ac − ∆U ac1 − ∆U ac 2 )
Volumul materialului folosit va fi: I a1 ⋅ l12 I a 2 ⋅ l 22 I a 3 ⋅ l 32 + + V = 3(l1 ⋅ s1 + l 2 ⋅ s 2 + l 3 ⋅ s3 ) = 3 3ρ ∆ ∆ ∆ − ∆ − ∆ U U U U U ac1 ac 2 ac ac1 ac 2 (6.47)Minim = f (∆U ac , ∆U ac 2 )
um func iei (6.47) se determin ă astfel: 2
I a1 ⋅ l12 I a 3 ⋅ l 32 δV =0 = 3 3 ⋅ρ − + (∆U )2 (∆U − ∆U − ∆U )2 δ(∆V ac1 ) ac1 ac ac1 ac 2 2
I a 2 ⋅ l 22 I a3 ⋅ l 32 δV =0 = 3 3 ⋅ρ − + (∆U )2 (∆U − ∆U − ∆U )2 δ(∆V ac 2 ) ac 2 ac ac1 ac 2
230
şi de aici rezultă: I a1 ⋅ l12 I a 2 ⋅ l 22 I a 3 ⋅ l 32 = = (∆U ac1 )2 (∆U ac 2 )2 (∆U ac − ∆U ac1 − ∆U ac 2 )2
(6.48)
Exprimând pierderile active de tensiune: I a1 ⋅ l1 s1 I ⋅ l = 3ρ a 2 2 s2 I ⋅ l = 3ρ a 3 3 s3
∆U ac1 = ∆U ac 2 ∆U ac 3
3ρ
Cu aceste relaii, (6.48) devine: s2 s12 s2 = 2 = 3 I a1 I a 2 I a 3
Considerând tronsonul 3 de referin ă se pot exprima s1 şi s2 astfel: s1 = s 3
I a1 I a 3
I a 2 I a 3
şi s 2 = s 3
Cunoscând expresia pierderii active de tensiune se poate determina sec iunea de referin ă: 3
∆U ac =
∑1 U ac
k
I ⋅ l I ⋅ l I ⋅ l = 3ρ a1 1 + a 2 2 + a 3 3 = s2 s 3 s1
I a1 ⋅ l1 I ⋅ l I ⋅ l = 3ρ + a 2 2 + a3 3 = s3 I a 2 s I a1 s 3 3 I I a 3 a3
3ρ I a 3 de unde: s 3 = ∆U ac
3
∑1
I ak ⋅ l k
3ρ I a3 s3
3
∑1
I ak ⋅ l k
(6.49)
6.8.3. ALEGEREA SECIUNII ECONOMICE A CONDUCTOARELOR În practică s-a constatat că seciunea calculată din consideraii tehnice diferă de seciunea economică, justificată de optimul pierderilor de energie în linia respectiv ă. Criteriul seciunii economice permit alegerea unei sec iuni corespunzătoare atât din punct de vedere tehnic cât şi din punct de vedere economic.
Metoda densităii economice de curent Metoda constă în determinarea unor valori economice ale densit ăilor de curent, funcie de materialul conductor şi de timpul de utilizare a puterii maxime T. Investiia unui km de linie de înalt ă tensiune se exprimă prin relaia: 2 ⋅ c = a + b ⋅ s + 3ρ I = a + b ⋅ s + 3 RI max
2 ⋅c I max [lei/km] s ⋅ l ⋅ 1000
unde: a - partea din investi ie care nu depinde de sec iunea conductorului [lei/km] b - partea din investi ie cuprinzând conductorul [lei/mm 2·km] s - seciunea conductorului [mm 2] 2 3 RI max ⋅ c - costul puterii suplimentare instalat ă în centrale electrice pentru acoperirea pierderii maxime în linie [lei/km] c - costul de instalare a 1 kW putere suplimentar ă Cheltuielile anuale de exploatare pe 1 km de linie se pot calcula cu rela ia: 231
C a = (a + bs )
p p ρ⋅c ρτ 2 2 p c [lei/km·an] + 3 I max ⋅ s + 3 I max 100 l ⋅ s ⋅ 1000 100 l ⋅ s ⋅ 1000
unde: p = p a + p r - cota anual ă de amortizare şi reparare a liniei p3 - cota anuală de amortizarea puterii suplimentare a centralelor electrice pc - componenta de combustibil a preului de cost a energie τ - numărul de ore al pierderilor maxime Se consideră economic corespunz ătoare o seciune sec a conductoarelor pentru care T a durata de amortizare a cheltuielilor totale ( C ) este minimă. C = I + C a ⋅ T a
Condiia de minim a cheltuielilor totale se determin ă: • grafic • analitic În fig.6.162. [4] se reprezint ă variaia cheltuielilor anuale ale unei linii în func ie de seciunea conductoarelor.
Fig.6.162. Variaia cheltuielilor anuale ale unei linii în func ie 1-variaia cu seciunea a cheltuielilor legate de pierderi; 2- varia ia cu seciunea a cheltuielilor legate de amortizarea şi repararea liniei; 3-curba cheltuielilor anuale de exploatare Seciunea s1 pentru care cheltuielile anuale sunt minime corespunde sec iunii economice. Analitic condiia de minim a cheltuielilor totale se exprim ă: dC =0 ds ρ ⋅ c ⋅ T a p s ρ⋅c dC p ⋅ b 2 2 T 3 I = b − 3 I max + ⋅ − ⋅ − a max ds s 2 ⋅ l ⋅ 1000 100 l ⋅ s 2 ⋅ 100 100 ρ ⋅ τ ⋅ T a 2 − 3 I max ⋅ p = 0 l ⋅ s 2 ⋅ 1000 c
iar densitatea economic ă de curent sau sec iunea economic ă rezultă:
δ ec =
I max = s ec
pT b1 + a 1000 100 c ⋅ p s + τ ⋅ p c 3ρ1 + T a 100
232
Metoda cheltuielilor de calcul Această metodă constă în compararea cheltuielilor necesare pentru realizarea şi exploatarea unei linii electrice în diverse variante posibile şi echivalente din punct de vedere tehnic. La constatarea că atât investiiile I 1 cât şi cheltuielile anuale de exploatare C a1 ale variantei nr. 1 (de exemplu) sunt mai mari decât valorile corespunz ătoare ale variantei doi (considerând compararea a dou ă variante echivalente tehnic) se concluzioneaz ă că din punct de vedere economic varianta II este mai avantajoas ă.
233
BIBLIOGRAFIE
BIBLIOGRAFIE PE CAPITOLE Capitolul 1
1.* * * World Energy: Looking ahead to 2020. World Energy Conference WEC, Istanbul 1978 2.*** Carta Europeană a Energiei. ENERG, vol. 10., Ed. Tehnic ă, Bucureşti 1996 3.Nitu, V. Bazele teoretice ale energeticii. Ed. Academiei Române, Bucure şti 1977 4.Nitu, V., Pantelimon, L., Ionescu, C. Energetica generală & Conversia energiei. EDP, Bucureşti, 1981 5. Leca, A. ş.a. Principii de management energetic. Ed. Tehnică, Bucureşti 1997 6.Popescu, D., Mu şatescu, V., Mihăileanu, C., Velody, M. Carta europeană a energiei /CIGRE / Ce este SINERGY? ENERG nr. 10, ET, Bucure şti, 1996 7.Guzun, B. D. Energetică generală şi conversia energiei. Note de curs predate la facultatea de Energetică, IPB, 1980 -‘85 8.Mooiu, C. CTH— Centrale termo- şi hidroelectrice. EDP, Buc. 1974 9.Selischi, A., Guzun, B. ş.a. Partea electrică a centralelor şi sta iilor electrice PECS. Lithografie UPB, vol. 1, partea I-a, Bucure şti, 1982 10. *** GPEET, RENEL Annual report 1990, 1994, 1996 Capitolul 2
1.* * * Switchgear Manual. ABB Pocket Book, edi ia a 8-a, Mannheim, Germania, 1988 2.Selischi, A., Guzun, B.. Grigoriu, V., Sufrim, M. Partea electrică a centralelor electrice. Lithografie I. P. Bucure şti. vol. 1, 1982 3.Selischi, A., Dedu, G., Guzun, B. Probleme specifice instala iilor din partea electrică a centralelor. Bucure şti, Editura UPB, 1997 4.Buhuş, P. ş.a. Partea electrică a centralelor şi sta iilor electrice şi sta ii şi posturi de transformare PECS & SPT Îndrumar pentru lucr ăr i de exploatare a instala iilor electrice din Sistemul Energetic Na ional. Editura Universitatea Politehnica Bucure şti UPB, Bucureşti, 1990 5.Comănescu, Ghe. ş.a. Proiectarea sta iilor electrice. Ed. Printech, 1998 6.*** Normative de alegere şi verificare legă turi conductoare rigide - PE 114, flexibile neizolate - PE 111/6, cabluri - PE 107 OIDE, Bucure şti, GSCI 7. Nitu, V. ‚ ş.a. Instala iile electrice din centrale şi sta ii electrice. Bucure şti, Ed. Tehnic ă, 1972 8. Westgard, E., ş.a., Hidropower Development. Electrical Equipment. Norwegian Institute of Technology Division of Hydraulic Engineering, vol.13, Trondheim, 1994 9. Vasiliev, A.A., ş.a., Electriceskaia ciasti stanii i podstanii (dlea studentov vâzov). Moskva, Energoizdat, 1990, 575 p.
Capitolul 3 1.Selischi, A., Guzun, B. D., Grigoriu, V., Sufrim, M. Partea electrică a centralelor electrice PEC. Vol. I, partea I-a, editura UPB, Bucure şti, 1982 2.Niu, V. ş.a. Instala iile electrice ale centralelor şi sta iilor electrice. ET, Bucure şti 1972 3.Selischi, A., Dedu, G.,Guzun, B. D. Probleme de alegere şi dimensionare specifice instala iilor electrice din centralele electrice. Bucure şti, Editura UPB, 1997 234
4.Buhuş, P. ş.a. Partea electrică a centralelor şi sta iilor electrice şi posturi de transformare - PECS & SPT. Editura IPB, Bucure şti Capitolul 4
1.*** - Managementul resurselor energetice , Editura Tehnică, Bucureşti, 1997 2.*** - Colec ia revistei “Energie Plus„‚ 1992 - 1996 3.Motoiu, C. CTH - Centrale termo - si hidroelectrice. EDP, Buc. 1974 4.*** - Manualul inginerului termotehnician, Editura Tehnic ă, Bucure şti, 1986 5.R.W. Haywood - Analysing of engineering cycles, Pergamon Press, Londra, 1991 6.F. J. Brooks - GE gas turbine performance characteristics, GE Marketing Communications, GER — 3567, 1993 7.G. Darie - Optimizarea ciclurilor mixte abur-gaze de spe a I pentru termoficare, Teză de doctorat, UPB, 1 997 8.*** -Colecia revistei „Modern Power Systems”, 1993 – 1997 9.*** - Colec ia revistei “Energ”, 1986 - 1990 10.Brown, J.G., ş.a. - Centrale hidroelectrice de mare putere. Bucureşti, Editura Tehnică, 1970 11.Dumitrescu, D., s.a. - Manualul inginerului hidrotehnician. Bucureşti, Editura Tehnică, 1969 12.Prişcu, R. - Construc ii hidrotehnice, Bucureşti, Editura didactic ă şi pedagogică, 1974 13.*** - Energetica în Europa. Bucure şti, RENEL, 1995 14.*** - Prescrip ii tehnice de exploatare. Bucureşti, RENEL, 1995 15.Hoeller, H. K., Grein, H. Utilization of Water Power by Means of Hydraulic Machines SULZER ESCHER WYSS, 1989 16.*** Turbines - pompes GEC Alsthom, documentaie de firmă, 1996 Capitolul 5
1. Selischi, A., Guzun, B., Grigoriu, V., Sufrin, M., Com ănescu, G., Mucichescu, C. Partea electrică a centralelor şi sta iiior electrice - PECS. Editura IPB Bucure şti, 1982-1983 2. Heirich, J., Buhuş, P., Preda, M., Selischi, A. Instala ii de partea electrică a centralelor şi sta iiior electrice - note de curs predate studen ilor de specialitate electroenergetică, EDP Bucureşti, 1987. 3. Buhuş, P., Lazăr, H., Selischi, AL, lordache, M. Dedu, G., Guzun B. Îndrumar pentru lucr ăr ile de laborator şi de exploatare ale instala iilor din partea electrică a centralelor şi sta iilor. Ciclul de lucr ă ri generale. Litografia Inst. Politehnic Bucure şti, 1971. 4. Butchevici, I. V. Partea electrică a centralelor şi sta iilor electrice, Bucureşti, Editura energetică de stat, 1953. 5. Baptidanov, L. N. şi Tarascov, V. I. Echipamentul electric al centralelor şi sta iilor electrice. Vol. I, Bucure şti, Editura energetic ă de stat, 1955. 6. Nitu, V., Constantinescu, E, Negreanu, C., Raşcu, P., Stoleru, B., Vintilescu, M., Voinea, D., Instala ii electrice ale centralelor şi sta iilor, Editura Tehnică, Bucureşti, 1972. 7. Einwechter, W. S., Pennypacker, R. M. Singie - Bus Design – Proves Best. Electrical World , Vol. 162, Nr. 18, Noiembne 1964, p. 60. 8. Kireyev, M., Kovarsky, A. Switehgear installation, Editura MIR, Moscova, 1967, p. 383.
235
9. Ionescu, A. Probleme actuale privind structura optimă a instala iilor de interconexiune şi transport a energiei electrice. Institutul central de documenta ie tehnică , IDT Bucure şti, 1968, p. 145. 10. Kominiak, L A., Buchsbaum, J. A. Midtown SF 6 Switching station installed. Transmission & Distribution, aprilie, 1977, p. 42. 11. Pedersen, R. S. Substation built in San Diago's historic Point Loma area. Transmissipn & Distribution, aprilie, 1977, p.48. 12. Scheneider, I. Nouveaux interrupteurs-sectioneures. Revue Brown Boveri, 1980, nr. 12, p. 77-82. 13. Szente-Varga, H. P. Possibilitès d-emploi et essai du pouvoir de coupure des interrupteurs-sectionneurs. Revue Brown Boveri, nr. 9/10, 1962, p. 11-17 14. Köppl G. Load switahes in h.v. and e.h.v. networks: interesting applications for a new type of unit. Revue Brown Boveri, nr. 12, 1967,p.6 15. Barchetti, H., Frey, W., Köppl, G. Interrupteurs rapides du type DYLF pour tension de 72,5 a 750 kV. Posibilitès d'emploi en rapport avec la technique de la protection. Revue Brown Boveri, 1980, nr.1, p.25-32 16.* * * Schema de comuta ie a sta iei de transformare 110/10 kV Cotroceni, centrul de re ele Bucure şti - Vest , IDEB, 1975. 17. Bernryd, S. ASEA oil minimum circuit-breakers type HLR with improved performance. ASEA JOURNAL, nr. 1, 1975, p. 8. 18. Selischi, A., Guzun, B., Cursul de PECS predat la Facultatea Energetica UPB pentru sec iile de termo clasic, nuclear şi respectiv hidroenergetică ., litografie UPB, 1980-1997. 19.* * * Disjoncteures blindés types DR pour grandes centrales électriques dans le monde entier. Revue Brown Boveri Company BBC, divizia A., 1980, nr.1, p.25-32 20.* * * Open-type Switchear for 60 to 150 kV Siemens-Halske,1975, 43 pagini. 21. Georgescu, B., Guzun, B,, Ra şcu, P. Separatorul cu gabarit constant asigur ă o optimizare a construc iei sta iilor electrice interioare de 110 kV. Energetica vol. XXVIII, nr.3, 1980, p. 138-145 22. Langer, P., Rimpp, F., Wegener, J. Metaldad SF6 Insulated 110 kV Switagear . Siemens Review, Vol. XXXVIII, nov. 1966, nr.11, p.547-550 23.* * * Energieversorgung von Ballungszentren und industrieanlagen. SF 6 isoliente Anlagen für 123 bis 765 kV von Siemens. Siemens Haiske, 1973, 73 p 24. Szente-Varga, H. P. L'installation de couplage entierement blindée, a SF 6 , pour 170kV du porte électrique Sempresteig Revue BBC, Dec. 1970, tomul 57, p. 572-577. 25.STAS 8275-78 Protec ia împotriva electrocut ăr ilor. Terminologie. 26.STAS 2612-82 Protec ia împotriva electrocut ăr ilor. Limite admise. 27.STAS 7334-78 Instala ii electrice de înalt ă tensiune. Instala ii de legare la pă mânt de protec ie. Prescrip ii. 28.STAS 6119-78 Instala ii electrice de joasă tensiune. Instala ii de legare la pă mânt de protec ie. Prescrip ii. 29.STAS 6616-78 Instala ii electrice de joasă tensiune. Instala ii de legare la nul de protec ie. Prescrip ii. 30.* * * Îndreptar de proiectare şi execu ie a instala iilor de legare la pă mânt. MEE indicativ 1 RE - Ip - 30 / 78. 31.M. Sufrim s.a. Construc ia şi exploatarea instala iilor de legare la pă mânt. Editura Tehnică, Bucureşti, 1970. 32. Nitu, V., Constantinescu, E., Negreanu, C., Ro şcu, P., Stelaru, B.,Vintilescu, M., Voinea, C., Instala ii electrice ale centralelor şi sta iilor , E. T„ Bucure şti, 1972, 645 p.
236
33.* * * Prescrip ii de proiectare a pă r ii electrice a centralelor şi sta ilor Vol I şi II, ICEMENERG - MEE, 1980. 34.Gheorghiu, N., Selischi, AL, Dedu, G., Chiu ă, I., Comănescu, G., Echipamente electrice. Editura didactică şi pedagogică , Bucure şti, 1981, 323 p. 35.* * * Taschenbuch für Schaltanlagen. BBC , W. Girardet, Essen, 1979, 610 p. 36.Butchevici, I. V., Vasiliev, A. A., I. I. Gumin, Ghelikonski, S. A.,Metlina M. V. Partea electrică a centralelor şi sta iiior electrice, Editura Energetic ă de Stat, URSS, 1953, *63p. 37.Baptidanov, L N., Tarascov, V. I. Echipamentul electric al centralelor şi sta iilor electrice, Vol. I, Bucure şti, EES, 1955. 38.Sherry, A. ş.a. Modern Power Station Practice. Vol. 4. Pergamon Press, 1970, 570 p. Heinrich, J. Partea electrică a centralelor şi sta iilor electrice. Cursul litografiat la Institutul Politehnic Timi şoara, vol. I şi II, Timişoara, 1971. 39.Georgescu, B., Guzun, B., Ra şcu, P. Separatorul cu gabarit constant asigur ă o optimizare a construc iei sta iilor electrice interioare de 110kV , Energetica, vol.28, nr.3, 1980, p.138-145
Capitolul 6 1. ***FURUKAWA ELECTRIC COMPOSITE INSULATOR - documenta ie - catalog prezentare Furukawa Electric 2. 1 L.I. - Ip 4/3-88 - Îndrumar de proiectare pentru linii electrice aeriene de medie tensiune, izolatoare, cleme, armă turi. 3. Compositz SILICONE RUBBER - Reliable Power Products - catalog de izolatoare, 1975 4. Iacobescu, Gh., Iord ănescu, F., enovici, G., Re ele electrice Ed. Didactică şi Pedagogică 1975 5. Iacobescu, Gh. şi colectiv, Linii electrice Ed. Didactică şi Pedagogică 1981 6. Rucăreanu, C. şi colectiv, Linii electrice aeriene şi subterane Ed. Tehnică 1989 7. PE 107/1995 - Normativ pentru proiectarea şi execu ia re elelor de cabluri electrice 8. Albert, H. Pierderi de putere şi energie în re ele electrice Ed. Tehnică 1984 9. Duşa, V. Instala ii de comand ă şi control ale sta iilor electrice Ed. DeVest Timişoara 10. Badea, I. şi colectiv Protec ia prin relee şi automatizarea sistemelor electrice Ed. Tehnică 1973 11. Cristescu, D., Pantelimon, L., Darie, M. Centrale şi re ele electrice Ed. Didactică şi Pedagogică 1982 12. Heinrich, I. Partea electrică a centralelor şi sta iilor electrice vol.1 şi vol.2 Inst. Politehnic ,,Traian Vuia" Timişoara 1977 13. PE 501/85 N ormativ pentru proiectarea protec iilor prin relee şi automatiză rilor instala iilor electrice ale centralelor şi sta iilor 14. PE 504/96 Normativ pentru proiectarea sistemelor de circuite secundare ale sta iilor electrice 15. Gal, Stelian Scheme de relee complexe în energetică Ed. Tehnică 1988 16. Vasilievici, Al. Aparate şi echipamente electrice Editura "Mitricel Sârbu"-Sibiu 1996 17. Gal, Stelian Protec ie de distan ă digitală pentru sistemul electroenergetic Teză de doctorat, IPT, Facultatea de Electrotehnic ă, 1992
Coperta: “Vedere aerian ă a CHE Porile de Fier l şi staia de conexiuni primare”
237
