Producerea_Transportul_si_Distributia_En.pdf

Gillich Nicoleta

Piroi Ion

P R O D U C E R E A , T R A N S P O R T U L Ş I D I S T R I B U Ţ I A E N E R G I E I E L E C T R I C E

Editura Editura EFTIMIE EFTIMIE MURGU MURGU Reşiţa, Reşiţa, 2009

Cuprins

Cuprins Cuprins............................ Cuprins.................................................... ................................................ .......................................... ............................ .......... 3 Prefaţă..................................................... Prefaţă............................................................................. .......................................... ............................ .......... 5 Capitolul 1. 1. CONSIDERAŢII CONSIDERAŢII GENERALE GENERALE ASUPRA ENERGETICII ŞI SISTEMULUI ELECTROENERGETIC.............................................................7 1.1. Energia. Energia Energia electrică ................................................................ .................................................................................. ..................7 1.2. Scurt istoric al evoluţiei evoluţiei consumului de energie ................................................9 1.3. Evoluţia energeticii în Banat ............................................................. ............................................................................ ...............11 1.4. Energia şi mediul ambiant................................................................................ ambiant................................................................................18 1.5. Stadiul actual şi perspective ale energeticii mondiale......................................21 1.6. Probleme prioritare ale energeticii energeticii româneşti ..................................................23 1.7. Sistemul electroenergetic românesc............................................................. românesc ................................................................. ....26 1.8. Regimul insular de funcţionare funcţionare al centralelor ..................................................37 1.9. Aspecte privind funcţionarea interconectată a sistemelor electroenergetice....37 Capitolul 2. NOŢIUNI DESPRE INSTALAŢIILE INSTALAŢIILE PENTRU PRODUCEREA, PRODUCEREA, TRANSPORTUL TRANSPORTUL ŞI DISTRIBUŢIA ENERGIEI ELECTRICE..................... ELECTRICE..................... 41 2.1. Instalaţie electrică. Echipament electric........................................................... electric ...........................................................41 2.2. Noţiuni despre instalaţiile de producere a energiei electrice............................43 2.3. Noţiuni despre instalaţiile instalaţiile de transport a energiei electrice .............................48 2.4. Noţiuni despre instalaţiile instalaţiile de distribuţie a energiei electrice ...........................50 Capitolul Capitolul 3. PRODUCERE PRODUCEREA A ENERGIEI ENERGIEI ELECTRIC ELECTRICE E ........... ................. ........... ........... ........... ....... 53 3.1. Producerea energiei energiei electrice prin metode clasice ...........................................53 3.1.1. Centrale Centrale termoelectrice termoelectrice ....................................... ......................................................... ............................. ........... 53 3.1.2. Centrale nuclearoelectrice nuclearoelectrice .......................................... ............................................................ ...................... .... 58 3.1.3. Centrale geotermoelectrice geotermoelectrice ......................................... ........................................................... ...................... .... 69 3.1.4. Centrale Centrale helioelectri helioelectrice ce ........................................ .......................................................... ............................. ........... 70 3.1.5. Centrale Centrale hidroelectrice ........................................ .......................................................... ............................. ........... 76 3.2. Producerea energiei electrice prin metode neconvenţionale............................ neconvenţionale ............................89 3.2.1. 3.2.1. Con ve rt oa re fo to vo lt ai ce ...... ......... ...... ...... ...... ...... ...... ...... ...... ....... ....... ...... ...... ...... ...... ...... ...... ...... ..... .. 89 3.2.2. 3.2.2. Con ve rt oa re t er moe le ct ri ce ...... ......... ...... ...... ...... ...... ...... ...... ...... ....... ....... ...... ...... ...... ...... ...... ...... ... 91 3.2.3. Convertoarele Convertoarele termoionice termoionice ......................................... ........................................................... ...................... .... 94 3.2.4. Convertoare electrochimice................................................. electrochimice.............................................................. ............. 94 3.2.5. Convertoare Convertoare magnetohidrodinam magnetohidrodinamice ice (MHD) ..................................... ..................................... 96 Capitolul Capitolul 4. TRANSPOR TRANSPORTUL TUL ENERGIEI ENERGIEI ELECTRIC ELECTRICE E ............ ................. ........... ........... .........99 ....99 4.1. Elemente constructive ale liniilor electrice....................................................101 4.1.1. Elemente Elemente constructive constructive ale liniilor liniilor electrice aeriene aeriene ......................... ......................... 101 4.1.2. Elemente Elemente constructive constructive ale ale liniilor electrice electrice subterane subterane ..................... ..................... 110 4.2. Parametrii electrici şi schemele electrice echivalente ale elementelor de reţea ......................................... ........................................................... ......................................... ............................................... ............................ 114 4.2.1. Parametrii Parametrii electrici electrici şi scheme electrice echivalente echivalente ale liniilor electrice.. 116 4.2.2. Parametrii Parametrii liniilor electrice electrice subterane subterane ........................................ ............................................. ..... 120 4.2.3. Schemele Schemele electrice echivalente echivalente ale liniilor electrice electrice ........................ ........................ 123 4.3. Parametrii electrici şi schemele electrice echivalente ec hivalente ale transformatoarelor şi autotransformatoarelor electrice .............................................................. ........................................................................... .............124 4.3.1. Rezistenţa Rezistenţa electrică electrică ......................................... ........................................................... ............................... ............. 126 3

Producerea, transportul şi distribuţia energiei electrice

4.3.2. Reactanţa ....................................................................................... 126 4.3.3. Conductanţa................................................................................... 127 4.3.4. Susceptanţa.................................................................................... 127 4.4. Parametrii electrici şi schema electrică a reactoarelor ...................................129 4.5. Parametrii electrici şi schemele electrice echivalente ale consumatorilor .....130 4.6. Elemente de calcul electric al liniilor electrice de transport ..........................131 4.6.1. Ecuaţiile liniilor lungi în regim sinusoidal simetric ........................ 131 4.6.2. Mărimile caracteristice ale liniilor lungi de transport ...................... 135 4.6.3. Scheme electrice echivalente pentru linii lungi de transport............ 136 4.7. Regimuri particulare ale liniilor lungi de transport........................................138 4.7.1. Regimul de mers în gol .................................................................. 138 4.7.2. Regimul de scurtcircuit .................................................................. 140 4.7.3. Regimul de putere naturală............................................................. 141 4.7.4. Regimul cu tensiuni egale la cele două capete ................................ 143 Capitolul 5. ELEMENTE DE CALCUL ELECTRIC AL LINIILOR ELECTRICE DE DISTRIBUŢIE .....................................................................146 5.1. Căderi şi pierderi de tensiune pe liniile de distribuţie....................................146 5.2. Calculul electric al liniilor de distribuţie radiale............................................147 5.2.1. Calculul căderii şi pierderii de tensiune pe linia cu un singur consumator .............................................................................................. 148 5.2.2. Calculul căderii şi pierderii de tensiune pe linia cu mai mulţi consumatori............................................................................................. 151 5.2.3. Determinarea secţiunii conductoarelor liniilor electrice radiale....... 154 5.3. Calculul electric al liniilor de distribuţie buclate ...........................................157 5.3.1. Determinarea secţiunii conductoarelor la reţele simplu buclate ....... 158 5.3.2. Calculul electric al reţelelor buclate complex ................................. 162 5.4. Scheme de conexiuni ale reţelelor electrice de transport şi distribuţie ..........163 5.4.1. Scheme de conexiuni ale reţelelor electrice de transport ................. 163 5.4.2. Scheme de conexiuni ale reţelelor electrice de distribuţie ............... 164 5.4.3. Scheme de conexiuni ale reţelelor de distribuţie de joasă tensiune .. 168 Capitolul 6. INSTALAŢII DE PROTECŢIE ÎMPOTRIVA ELECTROCUTĂRII..........................................................................................173 6.1. Generalităţi.....................................................................................................173 6.2. Limite admise pentru curentul prin organism I h, tensiunea de atingere U a şi tensiunea de pas U pas .............................................................................................174 6.3. Protecţia împotriva electrocutării prin atingere directă..................................176 6.4. Protecţia împotriva electrocutării prin atingere indirectă...............................177 6.4.1. Protecţia prin conectarea (legarea) la nul ........................................ 178 6.4.2. Protecţia prin conectarea (legarea) la pământ ................................. 179 6.4.3. Alte mijloace de protecţie .............................................................. 182 6.5. Priza de pământare .........................................................................................184 Bibliografie ............................................................................................. 186

4

Prefaţă

Prefaţă Energia electrică, purtător de energie convenabil şi partener esenţial al tehnologiilor de vârf, potenţează valoarea resursei energetice făcând-o atractivă, curată, universală, uşor de manevrat, adaptabilă la conversie şi reciclare. Privilegiată fiind, la punctul de alimentare, de posibilitatea mobilizării tuturor tipurilor de resurse, energia electrică oferă la punctul de consum o multitudine de posibilităţi de utilizare, care – în combinaţie cu ramificarea extremă asigurată de interconexiune – garantează flexibilitate, stabilitate, continuitate şi siguranţă în funcţionare. Prezenta lucrare, prin structura şi conţinutul său, în concordanţă cu curricula cursului predat studenţilor de la Facultatea de Inginerie a Universităţii „Eftimie Murgu“ din Reşiţa, se constituie ca suport didactic dedicat studenţilor facultăţilor tehnice, cu profil electric şi ne-electric, precum şi specialiştilor din domenii conexe electroenergeticii, care trebuie să cunoască principalele aspecte ale energiei electrice, referitoare la producerea, transportul şi distribuţia acestui important purtător de energie. Lucrarea conţine şase capitole, în fiecare dintre acestea urmărindu -se prezentarea elementelor necesare înţelegerii rolului fiecărei categorii de instalaţii electrice care concură la producerea, transportul şi distribuţia energiei electrice. În capitolul 1 sunt prezentate consideraţii generale asupra energiei electrice şi energeticii în general, acordându-se atenţie şi evoluţiei energeticii în Banat. Este prezentat de asemenea impactul producerii energiei electrice asupra mediului. Problemele prioritare ale energeticii româneşti, sistemul electroenergetic şi interconectarea acestuia cu sistemul energetic european sunt prezentate de asemenea succint, cu indicarea surselor de unde cunoştinţele se pot completa şi actualiza. În capitolul 2 sunt prezentate generalităţi despre instalaţii pentru producerea, transportul şi distribuţia energiei electrice. În capitolul 3, sunt prezentate metodele de producere a energiei electrice, clasificate după criteriul prezenţei sau absenţei formelor intermediare de energie. Astfel, au fost considerate metode clasice acelea care au ca formă intermediară energia mecanică. Metodele neconvenţionale cuprind convertoarele directe a energiei primare în energie electrică. Transportul şi distribuţia energiei electrice, constituie obiectul următoarelor capitole – 4 şi 5, în care sunt tratate elementele constructive ale liniilor electrice aeriene şi subterane, parametrii şi schemele echivalente ale liniilor de transport şi distribuţie, precum şi elemente de calcul electric al acestor linii. În capitolul 6 sunt prezentate noţiunile minime de protecţie a personalului împotriva electrocutării, accentuându-se limitele admise pentru curentul prin organism şi pentru tensiunea de atingere şi de pas. În finalul capitolului este prezentat rolul prizei de pământare în instalaţiile electrice. Autorii s-au străduit să prezinte informaţiile într -un stil cursiv, gradual, pentru ca acestea să fie cât mai accesibile cititorului. 5


S-a acordat o deosebită atenţie notaţiilor folosite în ecuaţii şi în figuri, încercând să se folosească – când a fost posibil – aceleaşi notaţii de-a lungul întregii lucrări, pentru a uşura urmărirea acestora. Unde a fost cazul s-au prezentat unităţile de măsură ale mărimilor pentru a obişnui studenţii cu asocierea mărimilor cu unităţile lor de măsură. Au fost realizate desene cât mai clare, care să ajute atât înţelegerea fenomenelor care au loc, cât şi a raţionamentelor efectuate. Tratarea tuturor problemelor s-a făcut în stil clasic, stabilind corelaţii – când a fost cazul – cu elemente aparţinând altor discipline. Autorii aduc mulţumiri tuturor celor care au făcut observaţii pe parcursul elaborării lucrării – de care s-a ţinut cont în lucrare. Mulţumim colegilor care ne-au ajutat – într-o formă sau alta – la realizarea acestei lucrări, şi în special domnului ing. dipl. Florin Pomoja, care a realizat tehnoredactarea şi grafica computerizată a lucrării cu o grijă deosebită. Mulţumim profesorilor care ne-au format, în special domnilor: Academician Toma Dordea, prof. univ. dr. ing. Viorel Negru şi regretatului prof. univ. dr. ing. Mircea Nemeş.

Reşiţa, noiembrie 2009 Autorii

6

Capitolul 1

C a p it o lu l 1 . C O NS I D ER A ŢI I G E N E RA L E A S U P R A E N ER G E T I C I I Ş I S I S T E M U L U I ELECTROENERGETIC 1.1. Energia. Energia electrică Energia – o formă fundamentală de manifestare a materiei – este capacitatea unui sistem fizic de a efectua lucru mecanic atunci când are loc o trecere (printr-o transformare) dintr-o stare a sa – aleasă ca stare de referinţă – într-o altă stare. Din punct de vedere fizic, energia este o funcţie de stare a sistemului pe care-l caracterizează şi este precizată până la o constantă arbitrară. În funcţie de alegerea acestei constante, energia unui sistem fizic într-o anumită stare dată poate fi pozitivă, nulă sau negativă. Trecerea unui sistem fizic dintr-o stare a sa în starea de referinţă determină sau este determinată de anumite modificări referitoare la poziţia relativă şi proprietăţile sistemelor fizice din exteriorul său. Aceste modificări, denumite acţiuni externe ale trecerii sistemului fizic dintr -o stare a sa în starea de referinţă pot fi: schimbarea poziţiei sau vitezei sistemului fizic faţă de alte sisteme de referinţă din exteriorul său, schimbarea stării sale termice, a stării electrice sau magnetice ale sistemelor din exterior. Lucrul mecanic prin a cărui efectuare exclusivă s-ar putea produce aceste acţiuni externe este numit echivalentul în lucru mecanic al acestor acţiuni externe. Suma echivalenţilor în lucru mecanic a tuturor acţiunilor externe determinate de (sau care determină) trecerea unui sistem fizic dintro stare a sa în altă stare (de referinţă) se numeşte energia sistemului fizic în starea dată faţă de starea de referinţă. Lucrul mecanic nu caracterizează sistemele fizice ci doar transformările lor, deci nu este o formă de energie. Conform teoriei relativităţii, oricărei forme de energie a unui sistem îi corespunde o masă inertă a sistemului, dată de relaţia E  m  c 2 [J], (1.1) (ecuaţia lui Albert Einstein) unde E este energia sistemului de masă inertă m [kg], iar c≈300.000103=3108 [m/s] este viteza luminii în vid. Masa nu este deci o formă specială de energie, ci o mărime 7


determinată de aceasta, care corespunde oricărei forme de energie – în sensul că dacă un sistem fizic are o anumită energie are şi o masă inertă corespunzătoare, şi reciproc. Energia este denumită: – după sistemul fizic căreia îi aparţine (de exemplu: energie potenţială, energie hidraulică, energia combustibililor, energie eoliană, energie nucleară, energie de zăcământ etc.); – după specificul stării sistemului la care se referă (de exemplu, energie de legătură chimică); – după tipul unităţilor de măsură în care se exprimă (energie mecanică, energie electrică, energie magnetică, energie electromagnetică). Energia potenţială este acea parte din energia totală a unui sistem fizic în a cărei expresie intervin numai mărimile care caracterizează configuraţia geometrică a corpurilor sistemului. Energia potenţială a unui sistem fizic depinde de poziţiile relative ale corpurilor ce compun sistemul şi de poziţiile faţă de exterior ale acestora. Energia internă (sau energia interioară) a unui sistem fizic este acea parte din energia sa totală care depinde exclusiv de mărimile lui de stare internă. Energia cinetică este acea parte din energia totală a unui sistem fizic care depinde exclusiv de masele inerte ale părţilor componente ale sistemului şi de vitezele lor faţă de un sistem de referinţă inerţial, raportată la starea în care aceste viteze ar fi nule. Energia de legătură este energia care trebuie cedată unui sistem fizic spre a-l descompune în elementele sale componente, separate între ele la infinit. Entalpia este o funcţie de stare a unui corp, diferită de căldură, care reprezintă „conţinutul de căldură“ al corpului. Ea caracterizează starea de dezordine a sistemului. Energia electromagnetică este energia sistemelor fizice raportată la o stare de referinţă care diferă de starea considerată numai prin valorile mărimilor de stare locală a câmpului electromagnetic. Starea de referinţă pentru energia electromagnetică este caracterizată de obicei prin valori nule ale mărimilor de stare locală ale câmpului electromagnetic. Energia electromagnetică a unui sistem fizic într-o anumită stare, care diferă de starea de referinţă, este egală cu echivalentul în lucru mecanic al acţiunilor externe efectuate pentru a aduce sistemul din starea de referinţă în starea considerată. Energia electromagnetică se exprimă în general în doi termeni: – energia electrică E e, care depinde numai de mărimi electrice; – energia magnetică E m, care depinde numai de mărimi magnetice. Deci energia electrică a unui sistem fizic este partea din energia totală a acelui sistem în a cărei expresie intervin numai mărimi electrice. 8

Capitolul 1

1.2. Scurt istoric al evoluţiei consumului de energie Opţiunea istorică a societăţii omeneşti pentru strategia progresului şi a dezvoltării a fost strict delimitată de posibilităţile de satisfacere a consumului de energie, în continuă creştere, şi în special a celui de energie electrică. În figura 1.1 1 este prezentată sintetic o evoluţie în timp şi pe categorii de consumatori a necesarului de energie pe cap de locuitor şi cota parte a acestor consumuri sub formă de consum pentru: hrană, activităţi comerciale, activităţi industriale şi transport. La începuturile existenţei umane consumul de energie, aferent omului preistoric, se înscria numai în minimul de energie necesar asigurării temperaturii constante a corpului şi pentru deplasări, respectiv 1800 calorii pe zi-om, echivalent a 2 kWh/zi-om. Primul salt în consumul energetic s-a produs cu aproximativ o sută de milenii în urmă, când a început folosirea controlată a focului destinat preparării hranei, încălzirii şi iluminării locuinţei, consumul de energie ajungând la 4-5 kWh/zi-om. Cu şapte milenii înaintea erei noastre se produce al doilea salt în consumul de energie al omenirii prin apariţia activităţii agricole organizate, care oferă omului un plus de energie faţă de cea strict necesară, ridicându-l la aproximativ 8 kWh/zi-om. Începând cu secolul al XIV-lea se foloseşte din ce în ce mai mult conversia energiei eoliene şi hidraulice în energie mecanică, procedee cunoscute şi parţial utilizate chiar înaintea erei noastre. Consumul de energie pe om-zi se ridică la 30 kWh/zi-om, din care se utilizează: 7 kWh/zi-om pentru prepararea hranei, 14 kWh/zi-om în activităţi comerciale, 8 kWh în scopuri industriale şi 1 kWh/zi-om destinat transportului. Etapa societăţii industriale debutează după anul 1800, când începe utilizarea intensă a cărbunelui şi se introduc în circuitul economic maşinile cu aburi. Se construiesc şi pun în funcţiune motoarele cu explozie care atrag în circuitul economic un consum din ce în ce mai mare a resurselor petroliere. Consecinţa acestor evoluţii conduce la creşterea consumului de energie pe om-zi la 87 kWh/zi-om din care: 7-8 kWh/zi-om pentru hrană, 36 kWh/zi-om pentru consum casnic, 27 kWh/zi-om în scopuri industriale şi 16 kWh/zi-om pentru transport. Conversia energiei termice şi mecanice în energie electrică începe la sfârşitul secolului al XIX-lea; continuă şi se amplifică în ultimul secol al mileniului doi, reprezentând un procent din ce în ce mai mare din totalul 1

Buta, A. Energetica generală şi conversia energiei – curs, Litografia IPTV, Timişoara, 1982. 9


consumului de energie al omenirii (aproximativ 20% la începutul deceniului nouă al secolului XX). Consumul de energie se ridică la 270 kWh/zi-om. Din acesta 11 kWh/zi-om este destinat hranei, 75 kWh/zi-om activităţii comerciale, 112 kWh/zi-om celei industriale şi 72 kWh/zi-om transportului. Consum specific 300 [kWh/zi-om]

Omul tehnologic Omul industrial 72

Consum transport

200 Omul agricultormeşteşugar

100

Omul primitiv

Omul preistoric

Omul agricultor

68 Consum 112 industrial 78

1 4

2 2

-10

4

3 6

5

-10

3 7�10

8 14 7

1400

68 8

1800

Consum 75 comercial 11 Consum hrană

2000

Anul

Fig. 1.1 Evoluţia în timp a consumului specific de energie.

Este de remarcat că acest consum de energie pe zi-om este diferenţiat de la ţară la ţară, fiind mai ridicat în cele avansate şi mai redus în cele mai puţin dezvoltate. Consumuri specifice de energie între 200-300 kWh/zi-om se întâlnesc în ţări puternic dezvoltate, precum Suedia, S.U.A. şi Canada, ceea ce reprezintă doar 1% din populaţia globului. La nivel mondial se înregistrează 71% din populaţie cu consum sub 24 kWh/zi-om, 22% consumă 24-50 kWh/zi-om, iar restul de 6% au un consum de până la 200 kWh/zi-om. Media consumului de energie în Europa se cifrează la 120 kWh/zi-om. O dominantă a consumului de energie în prezent şi în viitor o constituie utilizarea pe scară largă a electricităţii, purtător de energie convenabil şi care oferă în cele mai multe cazuri o eficienţă economică generală mai ridicată decât cea obţinută prin utilizarea directă a combustibililor fosili. La baza acestei evoluţii stă necesitatea conservării energiei, reducerea rezervelor disponibile de petrol şi gaze, reducerea substanţială a consumului de energie pe ansamblu, în cazul creşterii celui de energie electrică. În oricare domeniu de utilizare, folosirea energiei electrice în locul combustibilului, conduce la o scădere a consumului de energie pe ansamblu, 10

Capitolul 1

potenţialul de economisire a energiei fiind mai ridicat în special acolo unde procesele sunt energointensive. Creşterea consumului de electricitate ca înlocuitor al combustibilului în consumurile unor procese tehnologice este însoţită în subsidiar de avantaje suplimentare pentru mediul ambiant. Transferarea la un număr mic de instalaţii generatoare (nepoluante), larga dispersare a riscurilor de poluare legată de arderea directă a combustibililor fosili, anihilează complet obiecţiile împotriva construiri unor centrale electrice suplimentare. Partener esenţial al tehnologiilor de vârf, unde valoarea este potenţată printr-o proiectare complexă, care economiseşte materiale şi necesar de energie – electricitatea – se oferă în acelaşi timp ca purtător de energie atractiv, curat, universal, uşor de manevrat, simplificând adeseori procesele de producţie pe care le eficientizează direct sau indirect. Invocarea randamentului scăzut în producerea energiei electrice reprezintă un aspect nefondat, întrucât toate procesele de transformare a combustibilului în căldură sau lucru mecanic sunt risipitoare în diverse grade, multe dintre ele risipind energia primară în proporţie mai mare decât procesul generării energiei electrice. Progresele realizate şi cele ce se vor înregistra, procedeele de conversie directă a energiei chimice în căldură sau forţă, vor diminua sau chiar elimina pierderile de energie cunoscute şi bine controlate în centralele electrice. Adaptată mai bine pentru conversie şi reciclare decât combustibilii, energia electrică oferă în numeroase cazuri posibilitatea asigurării de soluţii eficiente şi inovatoare, în timp ce purtătorii de energie fosilă, împovăraţi de o flacără asociată inevitabil la utilizarea lor, pot permite numai reglarea presiunii şi temperaturii flăcării, procesul arderii realizându-se cu randament scăzut şi însoţit de emisii de gaze arse. În procesele de încălzire industriale, printre care se numără şi multe procese din metalurgie, randamentul flăcării este mediocru, în timp ce energia electrică se utilizează cu randamente aproape de unitate. Energia electrică fiind privilegiată la punctul de alimentare de faptul că poate mobiliza toate resursele de energie (vechi sau noi), oferă la punctul de consum o multitudine de posibilităţi care în combinaţie cu ramificarea externă asigurată de interconexiuni garantează: flexibilitate, stabilitate şi siguranţa alimentării.

1.3. Evoluţia energeticii în Banat În cele ce urmează sunt prezentate unele elemente privind evoluţia istorică a zonelor industriale din Banatul Montan: Reşiţa, Anina şi Bocşa, 11


din punct de vedere al electroenergeticii, şi în principal a producerii de energie electrică. În zona Reşiţa, după preluarea uzinelor de către S.T.E.G. (1854), baza energetică a acestora s-a asigurat de către maşinile cu abur. Aburii necesari acţionărilor erau produşi în cazane încălzite cu cărbuni minerali sau parţial prin recuperarea gazelor de ardere. În 1890 la uzinele din Reşiţa funcţionau în total 107 maşini cu aburi, cu o putere de 9.556 CP. Aburul necesar funcţionării acestora a fost asigurat de 92 de cazane, cu o suprafaţă de 6.858 m 2. Către sfârşitul secolului al XIX-lea, odată cu perfecţionarea electrotehnicii, în speţă a acţionărilor electrice, şi la Reşiţa începe să se utilizeze energia electrică. În jurul anilor 1883-1886 s-au folosit mici grupuri energetice locale, constituite din maşini cu aburi ce acţionau dinamuri. Grupurile funcţionau separat, deservind numai utilaje instalate pe o rază de acţiune limitată. Pentru asigurarea acestei forme de energie pentru uzine, în anii 19011904 s-au executat lucrări de amenajare hidraulică a bazinului râului Bârzava, construindu-se centrala hidroelectrică din Reşiţa, denumită „Grebla“, cea mai mare hidrocentrală la acea dată de pe teritoriul ţării. În anii 1907-1909 s-a construit barajul de la Văliug, cu un lac de acumulare de 1.200.000 m 3, iar în anul 1916 centrala electrică de la Breazova, în apropierea barajului Văliug. Aceste amenajări hidraulice au avut scop dublu: de a produce energie electrică şi de a asigura transportul lemnelor prin plutire, din pădurile din jurul Văliugului. Pentru producerea energiei electrice s-a realizat o cădere a râului Bârzava, între Văliug şi Reşiţa, într-un canal de deviaţie. Barajul de la Văliug s-a construit în vederea regularizării debitului de apă şi alimentării canalului de deviaţie. Uzina electrică Grebla din Reşiţa a utilizat cea mai mare parte a diferenţei de nivel (210 m), numai o mică porţiune de 38,1 m din amonte fiind valorificată printr-un canal separat într-o uzină hidroelectrică mai mică la Breazova, în imediata apropiere a barajului. Centrala hidroelectrică Grebla era instalată într-o clădire de 55×25 m şi cuprindea 3 grupuri electrogene formate din turbine Pelton gemene de 2.500 CP cu acuplare directă, elastică, după sistemul „Zodel Voith“ şi 3 alternatori trifazici de 1.800 kW, 5500 V, 20,8 Hz; 8 turbine Pelton de 170 CP cuplate cu câte un dinam excitator de 95 kW, putând acţiona şi un alternator auxiliar de 48 kW şi o turbină Pelton de 35 CP cuplată cu un dinam de 120 V şi 82 A pentru iluminat. Iniţial reglajul turbinelor se făcea prin servomotoare comandate de regulatoare centrifugale; ulterior regulatoarele au fost schimbate prin altele, acţionate cu ulei comprimat. Hidrocentrala de la Breazova cuprindea o turbină Francis de 400 CP, cuplată cu un alternator trifazic de 350 kW. 12

Capitolul 1

Amenajările hidraulice efectuate cu această ocazie au cuprins: canalele Zănoage, Semenic, Prislop - Izvorul Rău şi Gozna, Canalul de Sus, care se întinde de la Văliug până la Breazova, Castelul de Apă şi hidrocentrala Breazova, jilipul de ocol pentru transportul lemnelor, barajele rezervoare Klause şi Văliug, canalul principal ce se întinde de la Breazova până la Ranchina, jilipul de ocol din Valea Sodol, canalele colectoare Breazova, Gropos şi Crainic, canalul lateral de rezervă, castelul de apă şi centrala hidroelectrică Grebla din Reşiţa. La construirea canalelor a fost necesar să se execute o mulţime de tuneluri şi apeducte, impuse de conformaţia terenului. Din complexul de amenajări hidraulice de mai sus, cea mai importantă construcţie a fost barajul rezervor de la Văliug, construit în anii 1907-1909 şi amplasat la 3,4 km în aval de localitatea Văliug. Barajul colecta apele de pe un bazin de 76,9 km 2. Suprafaţa apei la nivelul deversorului era de 12,6 ha, lungimea lacului de 1,95 km, cu o capacitate de acumulare de 1,2 milioane m3 de apă. El a fost construit în arc, cu o înălţime de 27 m, o lungime de 91 m şi o grosime la bază de 18 m, iar la vârf de 3 m. La construirea lui s-a folosit piatră brută gneis de mare rezistenţă. Pentru a utiliza gazele de furnal, în anul 1905 s-a construit la Reşiţa o centrală termoelectrică care cuprindea 4 maşini cu gaz, sistem ErhartSehmer de 1.500 CP, cuplate cu alternatoare trifazice de câte 1.050 kW la 5.500 V, 115 A, 20,8 Hz. Dezvoltarea reţelelor electrice a fost determinată de dezvoltarea economico-socială a zonei geografice şi de dezvoltarea surselor de producţie a energiei electrice. În anul 1904 a fost dată în exploatare Centrala Hidroelectrică Grebla lângă Reşiţa, cu puterea instalată de 4,5 MW (turbine Pelton 2×2.500 CP, 8×170 CP şi 1×35 CP) şi care reprezenta la acea dată cea mai mare centrală hidroelectrică. În 1905 s-a construit la Reşiţa o centrală termoelectrică cu gaze de furnal: 4 turbine de 1.500 CP antrenând alternatoare trifazice de 1.050 kW, 115 A, 20,8 Hz. În anul 1916 a fost construită linia electrică de înaltă tensiune CET Anina - Uzinele Reşiţa, un traseu de 24 km cu dublu circuit şi cu tensiunea nominală de 55 kV. Centrala electrică de la Anina, construită în anul 1897, a fost mărită şi a atins în 1920 puterea de 7,1 MW. Centralele hidroelectrice şi termoelectrice ale Uzinelor de Fier şi Domeniilor Reşiţa (U.D.R.) funcţionau într-un sistem energetic local încă din deceniul al treilea al secolului XX, alimentând cu energie consumatorii uzinelor din Reşiţa şi ai minelor de cărbune din Anina, Secu şi Doman. Acest sistem local funcţionând la frecvenţa de 20,8 Hz se amplifică prin construirea de noi centrale : CTE Velox de 8 MW cu combustibil lichid şi o centrală termoelectrică cu gaze de 4 MW. 13


Spre sfârşitul deceniului 5 şi începutul deceniului 6 apar consumatori la frecvenţa de 50 Hz, alimentaţi de centrale noi, iniţial grupuri Diesel, apoi de CHE Crănicel, dotate cu agregate produse la Reşiţa (2 turbine Pelton de 3 MW fiecare şi 2 turbine Francis de 1,2 MW), şi CTE Reşiţa cu o putere instalată de 14 MW. Se creează astfel două subsisteme locale la Reşiţa, care pentru o elasticitate sporită în funcţionare se interconectează printr-un convertizor de frecvenţă de 8 MW ce asigură transferul bidirecţional de putere, întregul sistem local interconectându-se în 1956 la SEN (sistemul electroenergetic naţional). Alimentarea consumatorilor la două frecvenţe diferite continuă până în anul 1962, când toţi consumatorii uzinelor din Reşiţa sunt racordaţi la reţeaua de 50 Hz. În perioada anilor 1950-1961 s-a materializat planul de electrificare al României şi s-a realizat Sistemul Energetic Naţional interconectat. La Anina, în contextul intrării în funcţiune a topitoriei de fier de la Reşiţa (1771), dezvoltarea topitoriilor de aramă de la Oraviţa şi Sasca, precum şi nevoilor exploatărilor miniere din aceste părţi ale Banatului de Munte, descoperirea huilei (1790) a dus la organizarea unor exploatări de către Direcţia Minieră Bănăţeană în acest perimetru. Exploatarea sistematică şi evoluţia tehnicilor de extracţie susţinute de creşterea crescândă de energie necesară diverselor acţionări s-au evidenţiat odată cu preluarea exploatărilor de la Anina de către S.T.E.G. în 1854. O foarte succintă comparaţie cu ceea ce se întâmpla în domeniul industriei miniere din Imperiul Habsburgic este elocventă. Dacă la începutul perioadei, la transportul minereurilor erau folosite preponderent forţa oamenilor şi a animalelor, introducerea maşinii cu aburi – care a înlocuit roata hidraulică – a avut loc masiv abia după jumătatea secolului al XIX-lea. Numărul maşinilor cu abur din industria carboniferă transilvană şi bănăţeană a crescut de la 6 în 1858 la 12 în 1867. În aceeaşi perioadă (imediat după 1855) la Anina existau două maşini cu aburi, deci 33,33% din totalul maşinilor cu aburi din întreaga industrie carboniferă transilvană şi bănăţeană. Investiţiile mari făcute de S.T.E.G. la minele de cărbuni de la Steidorf-Anina le-a dus în postura celor mai avansate mine pe care le deţinea S.T.E.G., unde la sfârşitul secolului erau în uz 13 maşini cu aburi cu o capacitate totală de 2.200 CP. Aceste maşini erau folosite îndeosebi la transportul minereului, scoaterea apei din mină sau aerisire, dar aproape de loc la activitatea productivă nemijlocită. Odată cu construirea în 1897 a centralei electrice cu aburi de la Anina, noua formă de energie va fi introdusă treptat în toate minele din Anina, astfel că până la 1910 folosirea energiei electrice era generalizată la aceste mine. 14

Capitolul 1

Astfel, în 1897 s-a instalat primul grup electrogen constituit dintr-o maşină cu aburi de 100 CP, care utiliza aburii produşi de două cazane recuperatoare instalate la cocseria din Anina şi două dinamuri de curent continuu de 220 V, 22 kW, grupul alimentând o instalaţie de iluminat. În anul 1898 s-a început construirea sălii cazanelor şi sălii maşinilor pentru centrala care se înfiinţa, iar în 1900 se montează patru cazane Tischbein cu ardere de gaz de cocserie, fabricate la Reşiţa şi un grup generator compus dintr-o maşină cu aburi tip Lang de 1.000 CP, cu condensaţie, şi un alternator trifazic tip Lang de 750 kW, 5.500 V, 20,8 Hz. Noua centrală intră în serviciu în anul 1901. Pentru alimentarea cazanelor au fost prevăzute două injectoare şi două pompe cu piston antrenate de motoare electrice prin angrenaje de roţi dinţate. Excitatricea alternatorului era separată, fiind cuplată direct la o maşină cu aburi verticală de 250 CP. În 1903 se mai montează 4 cazane Tischbein şi două agregate de câte 1.000 CP, la fel ca cele existente, iar în 1907 bateria a fost mărită cu alte 6 cazane Tischbein, puterea maşinilor fiind majorată cu încă un grup identic cu cele precedente. În 1909 s-a montat şi pus în funcţiune un grup turboalternator fabricat A.E.G., constând dintr-o turbină sistem Curtis, cuplată direct cu un alternator trifazic de 1.780 kW, 5,5 kV, 1.428 rot/min, 20,8 Hz şi o generatrice cuplată direct. Producerea aburului se realiza în 4 cazane Stirling, fabricaţie Nicholson - Budapesta. Un incendiu din octombrie 1909 aduce modificări la cazanele Tischbein; un alt incendiu în 12 mai 1910 distruge tabloul de distribuţie, alternatorii şi transformatoarele de la serviciile proprii. Până în 1916 centrala electrică deservea numai exploatările miniere din Anina şi anexele acestora. Activitatea forţată din timpul războiului a uzinelor metalurgice şi atelierelor din Reşiţa, necesitând o cantitate de energie electrică mai mare decât posibilităţile de producere a celor trei centrale electrice de aici, a dus la începerea lucrărilor de construcţie (în 1915) a unei linii electrice de transport de 55 kV de la Anina la Reşiţa. Această linie, în lungime de 24 km, era echipată cu 6 conductoare de fier zincat, ea fiind pusă sub tensiune în septembrie 1916, transportul energiei fiind unidirecţional de la Anina la Reşiţa. Este prima linie împreună cu prima staţie de 55 kV, cu cea mai mare tensiune nominală din ţară la acea vreme. Este de menţionat faptul că exploatările din Reşiţa deservite de centrala din Anina constituiau o reţea separată, funcţionarea în paralel a centralei din Anina cu cele din Reşiţa nefiind considerată ca posibilă. Staţiile de transformare pentru linia de transport au fost echipate atât la Reşiţa, cât şi la Anina, cu câte două transformatoare de fabricaţie Ganz, de câte 2.100 kVA, 55/5,5 kV. 15


Mărirea cercului de consumatori de energie a centralei a necesitat din nou mărirea puterii instalate. Astfel, în 1916 şi 1918 au fost instalate câte un cazan Stirling, iar în 1919 s-a pus în funcţiune un grup turboalternator compus dintr-o turbină fabricaţie „Erste Brüner Maschein A.G.“, sistem Parsons, direct cuplată cu un alternator fabricaţie Ganz de 2.400 kV, 5,5 kV, 1.428 rot./min., 20,8 Hz, cu excitatrice în cap de arbore. În această configuraţie centrala avea să funcţioneze până în 1927, când necesităţile de energie electrică ale societăţii Uzinele şi Domeniile Reşiţa SA au condus la o nouă amenajare a centralei. Astfel, la acea dată cerinţele de energie electrică erau acoperite de patru centrale principale: – centrala Anina, putând debita o putere maximă de 7.100 kW; – centrala cu gaz de furnal înalt din Reşiţa, cu o putere maximă de 2.400 kW; – centrala cu aburi din Reşiţa, dotată cu un singur grup de 2.500 kW; – centrala hidroelectrică Grebla – Reşiţa, care de abia în perioada apelor mari putea debita aproximativ 5.000 kW, pe când în regim hidrologic normal nu putea produce mai mult de 100-200 kW. În acest context, noua amenajare a centralei din Anina trebuia să satisfacă următoarele deziderate: producerea energiei electrice la un preţ cât mai scăzut; mărirea gradului de siguranţă general al instalaţiilor electrice; mărirea puterii instalate totale, pentru a se putea acoperi vârfurile în mod economic; crearea condiţiilor de funcţionare în paralel a centralei cu centralele din Reşiţa, ameliorându-le randamentul general, şi gradul de siguranţă în cadrul sistemului energetic al U.D.R. Toate acestea au fost încurajate şi de marile cantităţi de deşeuri de combustibil rezultate la exploatările miniere şi silvice din zona Anina. Elaborarea proiectelor s-a făcut sub conducerea directorului tehnic de atunci al U.D.R., ing. Andrei Lupan, consultanţa tehnică pentru ansamblul lucrărilor fiind prestată de firma A.E.G. Berlin. Amenajarea trebuia să cuprindă o instalaţie de pulverizat cărbuni, cazane noi pentru arderea de cărbuni pulverizaţi, un nou grup turbogenerator, renovarea ansamblului de bare de 5,5 kV, şi în plus toate accesoriile legate de noile instalaţii. Astfel, instalaţiile generatoare de abur s-au modificat prin reconstruirea a două cazane Stirling şi construirea altor două cazane Stirling noi (unul construcţie Hanomag, al doilea fabricaţie Babcock), păstrându-se în plus şi patru cazane Tischbein amenajate pentru ardere de gaz de cocserie, celelalte cazane fiind desfiinţate. Toate cazanele cu ardere de combustibil pulverizat au fost echipate cu aparate de măsură necesare unui control termotehnic amănunţit: debitmetre pentru aburi, indicatoare de CO 2, indicatoare de CO+H 2, termometre, pirometre etc., asigurându-se şi controlându-se regimul de funcţionare. Sala maşinilor era situată între sala cazanelor şi tabloul de 16

Capitolul 1

distribuţie, fiind deservită de un pod rulant acţionat electric de 40 tf şi un pod rulant de mână de 10 tf. Pe lângă cele două grupuri existente A.E.G., respectiv Erste Brünner, a fost montată o maşină livrată de Vickers Metropolitan Co. compusă dintro turbină cu două corpuri, cu o putere de 10.200 CP, la 3.000 rot./min., şi un generator sincron de 7.500 kW, 624 rot./min., 5,5 kV, 20,8 Hz, antrenat prin roţi dinţate. Partea electrică a centralei a fost renovată în întregime prin remontarea celulelor, înlocuirea barelor colectoare şi aparatajului, amenajarea camerei de comandă, toate aceste lucrări desfăşurându-se între anii 1927-1930. Întreaga instalaţie electrică a fost realizată şi livrată de A.E.G. Berlin. Clădirea a fost structurată pe trei nivele, subsolul fiind ocupat de bateriile de acumulatoare, bobinele de reactanţă ale barelor colectoare şi canalele de cabluri. Parterul cuprindea întrerupătoarele în ulei de 5,5 kV, împreună cu capetele de cablu şi transformatoarele de măsură, precum şi instalaţiile serviciilor interne (tabloul de 500 V şi transformatoarele acestora). Etajul superior era ocupat de barele generale de 5,5 kV cu separatorii aferenţi, barele de 500 V, camera de comandă, precum şi birourile centralei. De asemenea, o clădire anexă adăpostea staţia de transformare de 5,5/55 kV, ce era racordată la linia de 55 kV Reşiţa. Barele de 5,5 kV au fost montate în sistem dublu, cu simplă secţionare prin intermediul unor bobine de reactanţă monofazice. Generatoarele au fost racordate direct pe bare: primele două maşini pe o secţie de bare, iar generatorul nou pe altă secţie de bare. Barele erau protejate împotriva supratensiunilor de aparate tip Bendmann (compuse din eclatoare cu aer şi rezistenţe; ruperea arcului electric făcându-de însă în ulei, nu în aer). Întrerupătoarele erau echipate cu comandă de la distanţă, care era dată din camera de comandă, în schimb separatoarele de bare erau acţionate manual. Protecţia contra defectelor interne la generatoare era realizată cu relee diferenţiale, care comandau întrerupătorul general şi întrerupătorul din circuitul de excitaţie. Protecţia contra defectelor externe se asigura prin relee maximale, care comandau întrerupătorul general, şi prin relee de curent, care comandau excitaţia. Toate întrerupătoarele de linie erau echipate cu relee maximale temporizate. Staţia de transformare ce alimenta linia de 55 kV Reşiţa cuprindea trei transformatoare de 55/5,5 kV, 2.500 kVA, 20,8 Hz, la care ulterior s-a mai adăugat o unitate de 5.000 kVA. Astfel amenajată, centrala avea să-şi mărească an de an producţia de energie electrică, comportându-se foarte bine în exploatare. Dacă în 1928 sau produs 23.291.410 kWh, în 1930 energia produsă avea să se ridice la 17


36.712.800 kWh. În zona Bocşa, în anul 1899 se încheie lucrările de construcţie a centralei hidroelectrice Bocşa în apropierea furnalelor, iar în 1900 are loc punerea în funcţiune a centralei hidroelectrice Bocşa. Centrala era echipată cu două turbine Francis 2×240 CP şi două generatoare de 200 kVA, 20,8 Hz, având tensiunea de 5.500 V. Aceasta alimenta cu energie electrică minele de la Ocna de Fier, vărăria de la Colţan, gara Bocşa Montană şi direcţiunea locală a S.T.E.G. În 1910 o firmă din Kikinda Mare (azi în Serbia) contractează cu cele 3 primării (Bocşa Română, Bocşa Montană şi Vasiova) amenajarea unei centrale electrice pentru iluminatul casnic şi public, contractul fiind încheiat pe o perioadă de 50 de ani. Se pune în funcţiune pe 8 mai 1911 centrala electrică Bocşa, care era dotată cu două grupuri Diesel, fiecare de 100 CP, grupuri ce antrenau două generatoare de 75 kVA şi tensiunea de 3.000 V. Distribuţia energiei electrice se realizează printr-o reţea trifazică de 3×220/127 V. În anul 1920 la moara Bichiştin se montează o turbină de 80 CP, care antrenează un generator debitând sincron cu cele două grupuri diesel ale centralei electrice Bocşa. Uzina electrică Bocşa cu instalaţiile aferente este trecută în proprietatea Plasei Bocşa Montană din anul 1940. Totodată se dezafectează grupurile Diesel, contractându-se energie electrică de la Uzinele şi Domeniile Reşiţa SA. Astfel, reţeaua existentă se racordează la fabrica de maşini agricole Bocşa Română, care la rândul ei era alimentată printr-o linie electrică aeriană de 22 kV din sistemul energetic al U.D.R., ce funcţiona la o frecvenţă de 20,8 Hz. Pentru a rezolva impedimentul legat de frecvenţa diferită a celor două reţele, instalaţiile din Bocşa (care funcţionau la 50 Hz) erau alimentate printr-un generator cu tensiunea de 3 kV, antrenat de un motor de 500 V şi 20,8 Hz. La această dată reţeaua iluminatului public număra 138 corpuri de iluminat. În 1948 se construieşte o linie electrică aeriană (LEA) de 35 kV între Reşiţa şi Bocşa, precum şi o staţie de 35/6 kV în incinta fabricii de poduri Bocşa. Tensiunea de distribuţie în oraş se trece la 3×380/220 V, iar din 1956 reţeaua şi posturile de transformare din Bocşa Montană se trec la 6 kV.

1 . 4 . En e rg i a ş i m e d iu l a mb i a nt De-a lungul secolelor, omul a folosit – din rezervele de energie ale naturii – mai multe forme de energie, care îi erau accesibile în funcţie de gradul de cunoştinţe tehnice pe care le poseda la un moment dat. 18

Capitolul 1

Dintre toate formele de energie, energia electrică are un rol de neînlocuit în dezvoltarea industrială, din următoarele motive: a) manevrabilitatea deosebită a energiei electrice în fazele de generare şi utilizare, reflectată de:  posibilitatea de a fi generată economic din orice sursă de energie primară şi de a fi convertită – cu randamente mari – în orice formă uzuală de energie;  posibilitatea de a fi generată în centrale de puteri foarte mari şi transmisă economic la distanţe de ordinul miilor de kilometri;  faptul că utilizarea ei nu creează probleme pentru mediul ambiant;  faptul că se poate doza precis;  faptul că în multe aplicaţii este unica formă posibilă de energie. b) reducerea investiţiilor specifice în centralele electrice; c) descreşterea preţului energiei electrice, ca urmare a optimizării alegerii purtătorilor de energie primară (căderi de apă şi combustibil nuclear, surse regenerabile), a creşterii eficienţei generării, transportului şi distribuţiei; d) extinderea consumului casnic ca urmare a necesităţilor determinate de progresul social-economic; e) avantajele utilizării ei în anumite cicluri de producţie faţă de alte forme de energie; f) dezvoltarea tehnologică. În generarea şi utilizarea energiei electrice în diferite domenii rămâne determinant preţul acesteia. Preţul este un instrument economic ce determină atragerea unor noi surse de energie primară, reducerea cererii de electricitate – în special în orele de vârf – şi creşterea randamentului receptoarelor de energie electrică, cu condiţia de a fi folosit corespunzător, fără ingerinţe de conjunctură. Extracţia surselor de energie primară, transformarea şi gospodărirea acestora, precum şi a reziduurilor rezultate pun în evidenţă o strânsă legătură între aceste produse şi mediul ambiant. Poluarea apei, aerului, solului, poluarea fonică nu se datorează numai producţiei şi conversiei energiei, ci şi activităţilor de fabricaţie, comerţ, transport etc. Pl anificarea pe termen lung trebuie să adapteze structura surselor de energie la cerinţele economice şi la normele de calitate a mediului. Aceste norme trebuie să fie în concordanţă cu cerinţele reale, normele excesiv de restrictive putând frâna dezvoltarea economico-socială. Exploatările de cărbune, ţiţei, gaze etc. pot duce la surpări de terenuri, deteriorări ale vegetaţiei, mutaţii în viaţa faunei. Reziduurile de la termocentrale infestează aerul cu dioxid de sulf, încălzind atmosfera. Printre soluţiile de ameliorare a situaţiei se pot enumera: folosirea gropilor pentru depozitarea cenuşii de la termocentrale, ameliorarea mediului prin plantarea 19


de arbori, irigaţii, crearea de zone de agrement, reciclarea deşeurilor în loc de stocarea acestora, incinerarea deşeurilor – soluţie ce permite obţinerea unei energii utile. Tratarea deşeurilor radioactive constituie o preocupare relativ nouă, dar de o deosebită importanţă. Soluţia pentru stocarea definitivă a acestora constă în unele ţări (Suedia) în introducerea lor în containere de cupru în depozite subterane, în roci cristaline, la peste 500 m adâncime. Creşterea consumului de combustibili fosili pe plan mondial a determinat creşterea emisiei anuale de dioxid de carbon de la 100 milioane tone de carbon în anul 1860 la circa 5.000-6.000 milioane tone de carbon pe an în prezent! Concentraţia de dioxid de carbon în atmosferă constituie o problemă deosebit de îngrijorătoare – datorită efectului de seră, efect însoţit de creşterea temperaturii atmosferei globului terestru. Măsurile de reducere a poluării aerului nu mai sunt din acest motiv probleme ale unei anumite ţări, ci constituie o problemă globală a omenirii. Explozia reactorului de la centrala nucleară Cernobâl din 26 aprilie 1986, cu consecinţele ei pentru întreaga planetă, a dovedit din păcate încă o dată acest lucru. Tehnologiile destinate reducerii poluării au cunoscut în ultimii ani progrese evidente, concomitent cu coordonarea de către organismele internaţionale de protecţie a mediului a programelor de reducere a poluării în majoritatea ţărilor lumii. Sunt interesant de cunoscut unele norme de protecţie a aerului din Japonia, înainte de iniţierea Protocolului de la Kyoto: - pentru SO2 media zilnică a valorilor orare nu trebuie să depăşească 0,04 ppm (părţi pe milion), iar valoarea orară să nu depăşească 0,1 ppm; - pentru CO2 media zilnică a valorilor orare nu trebuie să depăşească 10 ppm, iar media valorilor orare pentru 8 ore consecutiv să nu depăşească 20 ppm; - pentru particule în suspensie: media zilnică a valorilor orare nu trebuie să depăşească 0,10 mg/m 3 , iar valoarea orară să nu depăşească 0,20 mg/m3; - pentru NO x media zilnică a valorilor orare trebuie să fie cuprinsă cel mult între 0,04 şi 0,06 ppm; - pentru oxidanţi fotochimici valorile orare nu trebuie să depăşească 0,006 ppm. Normele din ţara noastră – chiar dacă au fost stabilite mai indulgent – nu au fost şi încă nu sunt respectate. Pentru comparaţie se pot aminti: - pentru SO2 media zilnică a valorilor orare nu trebuie să depăşească 0,2 ppm; - pentru particule în suspensie: media zilnică a valorilor orare nu trebuie să depăşească 0,15 mg/m 3. Principalele măsuri luate în Japonia pentru reducerea poluării sunt următoarele: 20

Capitolul 1

- pentru SO x: coşuri de fum cu înălţimi de 180-200 m, precum şi aplicarea de procedee de desulfurare cu randamente de 90%; - pentru NO x: modificarea condiţiilor de ardere şi utilizarea unor sisteme de denitrificare a gazelor arse; - pentru pulberi: filtre electrostatice de joasă şi de înaltă temperatură. Unele reglementări în domeniu – referitoare la emisiile de gaze poluante – au fost stabilite prin Protocolul de la Kyoto, la 11 decembrie 1997, protocol ce urmează a fi ratificat de toate ţările planetei. Pe plan mondial se menţionează următoarele tehnologii utilizate pentru reducerea poluării aerului:  procedee de desulfurare în flacără cu calcar şi var stins;  controlul parametrilor arderilor (temperatura de ardere, concentraţia de oxigen şi configuraţia flăcării în camera de ardere) în vederea reducerii emisiilor de NOx fără modificarea echipamentelor;  perfecţionarea arzătoarelor;  arderea în strat fluidizat;  folosirea selectivă a gazelor naturale;  utilizarea biogazului. Referitor la biogaz trebuie menţionate următoarele: – cea mai bună cale de exploatare a biomasei constă în producerea biogazului, întrucât arderea directă a biomasei produce o cantitate de căldură din care se foloseşte doar 10%; – ca urmare a folosirii biomasei pentru producerea biogazului s-a redus numărul bacteriilor care pot provoca apariţia unor epidemii: – folosirea biogazului ca sursă de energie nepoluantă contribuie la restabilirea echilibrului ecologic.

1.5. Stadiul actual şi perspective ale energeticii mondiale Conferinţa Mondială a Energiei – importantă organizaţie tehnicoştiinţifică internaţională neguvernamentală din domeniul energetic – are printre sarcinile ce şi le-a propus şi pe aceea de a întocmi prognoze privind evoluţia energeticii mondiale, pornind de la auditurile energetice ale ţărilor lumii. Energetica mondială se referă la acea parte a energiei planetei care este controlată şi utilizată de om. Deşi aceasta se compune preponderent din energia obţinută din combustibilii fosili acumulaţi de-a lungul a milioane de ani, ea nu este echivalentă decât cu a 20.000-a 2 parte din totalul energiei primite continuu de la Soare de planeta noastră. Deci Soarele va rămâne 2

ENERG Energie, economie, recuperare, gospodărire, vol. 1, Ed. Tehnică, Bucureşti, 1986. 21


marea speranţă a omenirii în ceea ce priveşte acoperirea necesarului mereu în creştere de energie. Acesta emite în spaţiul din jurul său o energie de 10 34 J anual, din care pe Pământ ajung 5 1024 J anual. Consumul de energie în diferite zone ale lumii în anul 1982 era cuprins între 18 GJ/locuitor/an – în Africa tropicală şi Asia de sud-est şi circa 280 GJ/locuitor/an – America de Nord (S.U.A. şi Canada). Exista o mare diferenţiere între zonele nordice şi cele sudice, care nu poate fi explicată doar prin sporul de 30% corespunzător nevoilor de încălzire din emisfera nordică. Pentru a ridica nivelul consumului energetic din zonele cele mai slab dezvoltate la doar circa 100 GJ/locuitor/an (corespunzător Europei sudice) ar fi fost necesară o creştere a producţiei mondiale totale de energie cu 60%! Consumul de energie electrică la nivelul anului 1980 varia între 12 kWh/locuitor/an – în Nepal şi 18.289 kWh/locuitor/an – Norvegia. La nivelul anului 2004 în aceleaşi ţări consumul de energie electrică era de 86 kWh/locuitor/an, respectiv de 26.657 kWh/locuitor/an 3. Pentru a ridica consumul de energie electrică din zonele mai puţin dezvoltate la nivelul consumului din sudul Europei – de circa 7.000 kWh/locuitor/an – ar fi trebuit dublată producţia mondială de energie electrică, şi aceasta în ipoteza că populaţia globului ar fi rămas constantă, adică de 4,14 miliarde locuitori (cifră valabilă pentru anul 1982). Populaţia Terrei a crescut însă de la circa 1,6 miliarde locuitori în 1900, la 6.749.665.900 în anul 2008, luna decembrie 4. Pentru a reduce disproporţia actuală dintre consumurile de energie pe locuitor, având în vedere şi evoluţia probabilă a populaţiei, ar fi necesară o creştere de circa patru ori a consumului total de energie pe întreaga planetă până în anul 2020. În anumite regiuni ale globului consumul total ar trebui să crească de 10 ori! Însă nicio prognoză asupra consumului de energie efectuată în ultimii ani nu indică o astfel de creştere 5. Prognoza cea mai plauzibilă indică o creştere a consumului de energie în anul 2020 după cum urmează: - în Africa tropicală consumul va atinge circa 20 GJ/locuitor/an; - în Asia de sud consumul va atinge circa 32 GJ/locuitor/an; - în China consumul va atinge circa 112 GJ/locuitor/an, depăşindu-se astfel cu puţin consumul existent în 1982 în Europa de sud; - în Africa de nord consumul va atinge circa 64 GJ/locuitor/an; - în Orientul Mijlociu consumul va atinge circa 138 GJ/locuitor/an; - în America Latină consumul va atinge circa 64 GJ/locuitor/an. După cum se constată, în nici una dintre zonele subdezvoltate nu se va atinge în anul 2020 nivelul consumului existent în anul 1982 în 3

Human Development Indicators Energy and the environment, 2007/2008 Report. United Nations Statistics Division Social Indicators, Dec. 2008. 5 ENERG Energie, economie, recuperare, gospodărire, vol. 2, 3, 4, Ed. Tehnică, Bucureşti, 1987. 4

22

Capitolul 1

Europa (circa 172 GJ/locuitor/an) şi cu atât mai puţin cel al Americii de Nord (280 GJ/locuitor/an). În ceea ce priveşte sursele primare de energie, cărbunele şi gazele naturale vor deţine încă o pondere însemnată, fiind însă depăşite de energia nucleară şi de sursele noi de energie. În ţările dezvoltate, consumul de energie pe cap de locuitor va creşte cu circa 20%, această creştere urmând să fie asigurată în cea mai mare parte pe seama energiei nucleare şi pe perfecţionarea tehnologiilor neconvenţionale de producere a energiei.

1.6. Probleme prioritare ale energeticii româneşti Pentru a putea înţelege priorităţile energeticii româneşti şi rolul diverşilor purtători de energie primară, trebuie întâi să cunoaştem câteva date referitoare la trecutul şi prezentul energeticii în ţara noastră. În urmă cu aproximativ 35 de ani, energia electrică produsă pe bază de hidrocarburi reprezenta circa 80% din energia electrică obţinută în termocentrale. În anul 1985 acest raport a scăzut la 67% (47% gaze naturale, 20% petrol)6. În viitor este important a se accentua utilizarea cărbunilor pentru producerea de energie electrică şi termică în concordanţă cu Protocolul de la Kyoto, valorificarea potenţialului hidroenergetic tehnic amenajabil, construirea de centrale nuclearoelectrice, utilizarea noilor surse de energie şi, nu în ultimul rând, îmbunătăţirea organizării şi exploatării sistemului electroenergetic naţional, concomitent cu introducerea de tehnologii moderne cu randament cât mai mare în toate sectoarele economice. Centralele termoelectrice vor deţine şi în următorii ani o importanţă majoră în sistemul energetic, având în vedere:  cerinţa de valorificare raţională a 80-100 milioane tone de cărbune inferior indigen;  ponderea importantă pe care o are livrarea de căldură prin termoficare;  anumită independenţă în producerea energiei electrice faţă de capriciile naturii (seceta din anii 2000 şi 2003 a demonstrat că centralele hidroelectrice – care produc energie electrică ieftină – au rămas parţial fără energie primară). Dezvoltarea centralelor termoelectrice convenţionale continuă pe baza realizărilor industriei de echipamente energetice: realizarea de metale 6

ENERG Energie, economie, recuperare, gospodărire, vol. 8, Ed. Tehnică, Bucureşti, 1989. 23


rezistente la presiuni şi temperaturi înalte, implementarea tehnicilor de reglare-automatizare şi cunoaşterea stării instalaţiilor, perfecţionarea proceselor de ardere etc. Direcţiile tehnologizării centralelor termoelectrice sunt următoarele:  reducerea consumului net de căldură la producerea energiei electrice din surse termice, în condiţii de siguranţă;  mărirea manevrabilităţii grupurilor din centralele termoelectrice;  prelungirea duratei de viaţă a echipamentelor existente, prin retehnologizarea şi modernizarea lor;  îmbunătăţirea procesului de ardere;  reducerea noxelor emise conform normelor ce au în vedere protecţia mediului înconjurător;  introducerea tehnicilor automate de conducere şi exploatare a centralelor termoelectrice. Centralele hidroelectrice vor avea de asemenea un rol însemnat în producerea de energie electrică. Lucrările hidrotehnice în ansamblu sunt deosebit de eficiente pentru economia naţională la nivelul sectoarelor conexe (sisteme de irigaţii şi îmbunătăţiri funciare, navigaţie etc.). Valorificarea energiei apelor a început încă în perioada interbelică, dar în anul 1938 puterea instalată în centralele hidroelectrice era de numai 53 MW, însă consumatorii electrici din întreaga ţară reprezentau o putere instalată de 501 MW. După al doilea război mondial, pe măsură ce a crescut numărul consumatorilor industriali cu putere instalată tot mai mare, a fost necesară construirea de centrale electrice cu putere instalată tot mai ridicată. În acest sens se pot aminti centrala hidroelectrică Bicaz – intrată în funcţiune în anul 1960 – cu o putere instalată de 210 MW, centrala hidroelectrică Ciunget pe Lotru (cu o cădere de 900 m), cu o putere instalată de 510 MW, centrala hidroelectrică Mărişelu pe Someş, cu o putere instalată de 220 MW, centrala hidroelectrică Vidraru pe Argeş, cu o putere instalată de 220 MW, centrala hidroelectrică Porţile de Fier I pe Dunăre, cu o putere instalată totală de 2.100 MW etc.7 În anul 1988 puterea instalată în centralele hidroelectrice era de 5.300 MW. Astfel, se valorifica circa 38,5% din potenţialul hidroenergetic tehnic amenajabil al râurilor interne, potenţial care este estimat la 40 miliarde kWh. În acest domeniu, sarcinile ce stau în faţa hidroenergeticienilor pentru următorii ani ai secolului XXI se pot structura pe următoarele direcţii:  realizarea în continuare de mari amenajări hidrotehnice, precum şi exploatarea şi întreţinerea celor existente;  scurtarea duratei de construcţie a hidrocentralelor la 5-6 ani, prin promovarea unor noi tehnologii de construcţie; 7

ENERG Energie, economie, recuperare, gospodărire, vol. 8, Ed. Tehnică, Bucureşti, 1989.

24

Capitolul 1

 determinarea mai exactă şi controlul scurgerilor de materiale solide pe râuri, pentru corecta dimensionare a lucrărilor hidrotehnice;  creşterea calităţii procesului de exploatare prin conducere dispecerizată-automatizată la nivel de bazin hidrografic şi la nivel naţional;  modernizarea şi repararea capitală a hidrocentralelor de pe râurile interioare, avându-se în vedere expirarea perioadei de exploatare a multora dintre ele (de exemplu, centralele de pe Oltul inferior). Centralele nucleare. Introducerea energeticii nucleare în ţara noastră a condus la o mutaţie în distribuţia producerii de energie pe diferite tipuri de combustibili. Astfel, din cei cca 8.500 MW necesari consumatorilor din ţara noastră, 1.400 MW sunt furnizaţi de către CNE Cernavodă. La această centrală lucrările de construcţie au început în anul 1979. Proiectul iniţial avea în vedere cinci grupuri de câte 706 MW(e) de tip CANDU. Din acestea: – primul grup funcţionează la parametrii proiectaţi din 07.11.19968 (la 02.12.1996 grupul a intrat în exploatare comercială); – al doilea grup a fost dat în exploatare la 28.09.2007. În prezent cele două unităţi nucleare asigură circa 18% din necesarul de energie electrică al României. Strategia energetică a ţării noastre până în 2020 prevede finalizarea şi punerea în funcţiune a unităţilor trei şi patru – până în anii 2014-2015. Alegerea de către România a centralelor nucleare de tip CANDU a fost determinată de caracteristicile economice şi de securitate nucleară foarte bune, disponibilitatea mare în funcţionare, dar şi de politica de independenţă energetică a ţării, susţinută de posibilităţile industriei româneşti de a produce echipamente, combustibil nuclear şi apă grea. Energia solară este utilizată în prezent în ţara noastră pentru încălzirea apei şi a aerului pentru industrie, agricultură şi în domeniul casnic. De asemenea, se experimentează diverse tipuri de celule pentru conversia directă a acestei energii, dar randamentul lor este încă redus şi puterea instalată este de asemenea foarte mică. Energia eoliană prezintă interes doar pentru zonele în care vitezele medii ale vântului sunt mai mari de 4 m/s, dar fără ca diferenţa dintre vitezele extreme să fie prea mare. Din acest motiv, centrale eoliene se întâlnesc în ţări aşezate la ţărmurile oceanelor, unde briza îndeplineşte condiţiile de mai sus. În zonele unde vântul bate în rafale, energia eoliană este foarte dificil de exploatat. Astfel, pe Muntele Semenic înainte de anul 1989 au fost construite două grupuri eoliene, primul grup de 300 kW ajungând chiar să funcţioneze câţiva ani. În anul 2000 niciun grup nu a produs energie electrică, investiţia 8

PRIS (Power Reactor Information System) at 08/14/2003. 25


făcută aici nu va putea fi deci recuperată. În prezent mai multe firme europene cu experienţă prospectează diverse zone ale României pentru a monta centrale eoliene moderne. În acest sens, se studiază instalarea de centrale eoliene pe ţărmul Mării Negre, în zona Moldova Nouă etc. Utilizarea potenţialului eolian la scară industrială este avantajoasă prin construirea de centrale eoliene cu generatoare de 300-5.000 kW. Energia geotermală utilizabilă în ţara noastră este estimată la circa 1.000.000 tce ( tone combustibil echivalent), fiind vorba de ape termale cu temperaturi cuprinse între 50C şi 120C, folosite în special pentru termoficare şi furnizare de apă caldă menajeră 9. Biogazul face mai raţională utilizarea masei lemnoase şi a deşeurile organice. În acest sens, în România este necesară constituirea unor societăţi comerciale specializate în realizarea de instalaţii pentru producerea de biogaz, prin tehnologia corespunzătoare. Faţă de această tehnologie procedeul de ardere directă a masei lemnoase valorifică doar circa 10% din conţinutul energetic al acesteia. Ar trebui amplificate în următorii ani cercetările în domeniul obţinerii hidrogenului în instalaţii complexe de electroliză a apei, în domeniul obţinerii energiei electrice din energiile solară şi eoliană şi în domeniul folosirii tehnologiilor MHD (magnetohidrodinamice).

1.7. Sistemul electroenergetic românesc Ansamblul instalaţiilor electromecanice de pe un anumit teritoriu, organizat unitar în scopul producerii, transportului şi distribuţiei energiei electrice este denumit sistem electroenergetic. Teritoriul unui sistem energetic poate fi mai mult sau mai puţin întins, putând coincide cu întreg teritoriul unei ţări, caz care se poate vorbi de sistem energetic naţional (SEN). Sistemul energetic naţional este un vast ansamblu tehnic, constituit în principal din centrale electrice (termoelectrice, hidroelectrice, nuclearoelectrice etc.) şi reţele electrice care sunt interconectate în scopul obţinerii unor condiţii de funcţionare cât mai sigure, mai bune şi mai economice. Interconectarea centralelor electrice permite îmbunătăţirea indicilor economici prin reducerea puterii totale instalate a centralelor, mărirea puterii unitare a grupurilor şi creşterea randamentului de producere a energiei electrice. În funcţie de rolul şi timpul de funcţionare în cadrul sistemului şi de 9

ENERG Energie, economie, recuperare, gospodărire, vol. 8, Ed. Tehnică, Bucureşti, 1989.

26

Capitolul 1

acoperirea puterii cerute de curba de sarcină (Fig. 1.2) se disting următoarele tipuri de centrale electrice: a) Centrale electrice de bază – centralele care participă la acoperirea bazei curbei de sarcină electrică cu putere constantă, într-un interval de timp mare. Durata anuală de utilizare este de 5.000-7.000 ore/an. b) Centrale electrice de semibază – centralele care participă la acoperirea curbei de sarcină electrică cu putere variabilă în cursul zilei sau anului. Durata anuală de utilizare este de 3.000-5.000 ore/an. c) Centrale electrice de vârf – centralele care participă la acoperirea vârfurilor curbei de sarcină electrică cu puteri variabile de la un minim şi până la un maxim în interval de o zi. Durata anuală de utilizare este de 1.500-3.000 ore/an. Datorită funcţionării intermitente, acestea trebuie să aibă un timp de pornire cât mai scurt. d) Centrale electrice de rezervă – centrale destinate să acopere vârf deseară Putereasiguratădecentraledevârf

vârf dedimineaţă

Putereasiguratădecentraledesemibază max med min

Putereasiguratădecentraledebază

6

12

18

24

[h]

Fig. 1.2 Curbă de sarcină zilnică, cu acoperirea puterii de diferitele tipuri de centrale.

parţial sau total rezerva în sistemul energetic din care fac parte. Deoarece la nivel industrial energia electrică nu se poate stoca, pentru alimentarea consumatorilor este necesar să cunoaştem – în afară de puterea cerută – şi modul de variaţie al acesteia în timp. Această informaţie este necesară pentru a permite producătorului de energie să furnizeze energia necesară în fiecare moment. Pentru aceasta, atât la furnizorul cât şi la consumatorul de energie electrică se ridică curbele de sarcină, care reprezintă modul de variaţie a puterii absorbite într-o perioadă de timp determinată t c10. Curbele de sarcină se pot determina pentru energie electrică activă şi reactivă şi pentru energie termică. După mărimea duratei t c la care se referă 10

Mircea, I. Instalaţii şi echipamente electrice, Editura Didactică şi Pedagogică, Bucureşti, 1996. 27


există curbe de sarcină zilnice, săptămânale, lunare, sau anuale. Ele P i pot fi ridicate experimental , reprezentând grafic valorile obţinute prin citiP M rea aparatelor de măsură la intervale de timp egale (10, 20, 30), cu ajutoP med rul aparatelor înregistratoare, sau se obţin prin generalizarea curbelor ex perimentale, rezultând aşa-numitele curbe de sarcină tip – specifice unor t ramuri sau subramuri industriale. t P i Acestea din urmă au o importanţă deosebită în calculele de proiectare. t PM Curbele de sarcină pot fi reprezentarea t c valorilor absolute ale puterii sau a valorilor raportate (puterea momen Fig. 1.3 Indicatori ai curbelor de tană raportată la puterea maximă). sarcină. Se pot ridica curbe de sarcină pentru un utilaj, un atelier, o secţie, o întreprindere, un post (staţie) de transformare sau pentru sistemul energetic naţional. Pentru furnizorul de energie electrică este important a se preciza locul unde s-au făcut măsurătorile în vederea trasării curbelor de sarcină: la barele furnizorului, la bornele consumatorului. Forma caracteristică a unor curbe de sarcină zilnică pentru energie electrică activă este prezentată în figurile 1.2 şi 1.3. Se observă că sarcina are variaţii aleatoare de vârfuri de consum şi de goluri, deci curbele de sarcină nu pot fi modelate matematic, în schimb pot fi ridicate în timp real cu ajutorul unor sisteme de achiziţie adecvate şi al calculatorului, inclusiv pentru prelucrarea şi apoi stocarea datelor. În cazul sistemului energetic naţional curbele de sarcină permit cunoaşterea puterii instalate, a puterii în funcţiune şi a celei de rezervă, pentru planificarea corespunzătoare a reparaţiilor şi pentru o cât mai bună repartiţie a puterii între centralele de bază şi cele de vârf (Fig. 1.4 – 1.7). Durata relativ redusă a vârfurilor de sarcină ridică probleme din punctul de vedere al puterii instalate, centralele de rezervă trebuind să pornească repede şi să funcţioneze numai atunci când e necesar. Curbele de sarcină permit calcularea unor indicatori ce caracterizează consumatorul la care se referă din punctul de vedere al consumului de energie electrică, constituind în acelaşi timp date importante în auditul energetic al consumatorului respectiv. Considerăm o curbă de sarcină ipotetică corespunzătoare doar puterii active (Fig. 1.3). Pentru puteri reactive indicatorii se definesc în mod P

28

Capitolul 1

similar. Consumatorul la care se referă această curbă are puterea instalată P i. Puterea maximă absorbită de consumator în timpul unui ciclu este P M. Indicatorii curbelor de sarcină vor fi definiţi pentru energia electrică activă. Aceştia sunt următorii:  Energia activă absorbită în timpul ciclului t c este t c

E a   P(t)dt    P i  t i  [ W  s],  t i  t c [s]. 0

(1.2)

i

 Puterea medie pe durata unui ciclu e E P med  a [W]. t c Între valorile caracteristice ale puterii active există relaţia P med  P M  P i .

(1.3)

(1.4)

 Coeficientul de utilizare (sau de umplere) al curbei de sarcină este P k u  med 100 [%]. (1.5) P M  Timpul de utilizare al puterii maxime absorbite este E (1.6) t P M  a [s] P M  Timpul de utilizare al puterii instalate E t P i  a [s]. (1.7) P i Se recomandă stabilirea raportului

P M iarnă P M vară

, dintre puterea maximă

absorbită iarna şi cea absorbită vara. Pentru stabilirea acestui raport se pot folosi curbele anuale de sarcină sau curbele de sarcină ale unor zile caracteristice de iarnă, respectiv de vară. Pentru anumite tipuri de instalaţii valorile se dau în literatura de specialitate 11, 12. Pentru ca la nivelul SEN puterea instalată care trebuie să funcţioneze numai la vârf să fie cât mai redusă se adoptă sisteme de tarifare adecvate, care să stimuleze aplatizarea curbelor de sarcină. În acest sens se pot utiliza mai multe metode. La nivelul consumatorilor industriali: 11

Albert, H. ş.a. Alimentarea cu energie electrică a întreprinderilor industriale, Editura Tehnică, Bucureşti, 1979. 12 Iordănescu, I., Iacobescu, Gh. Alimentarea cu energie electrică a întreprinderilor, Editura Didactică şi Pedagogică, Bucureşti, 1979. 29

Producerea, transportul şi distribuţia energiei electrice  defalcarea

orei de începere a programului între ateliere, secţii,

întreprinderi;  defalcarea orei de prânz şi a zilelor libere;  utilizarea celor trei schimburi;  utilizarea receptoarelor care permit stocarea energiei electrice sub alte forme de energie: aer comprimat (compresoare), apă (pompe), sisteme de ventilaţie, baterii de acumulatoare, sisteme cu volant;  programarea încercărilor care necesită putere mare în perioada de noapte;  utilizarea receptoarelor electrotermice în afara vârfului de sarcină şi în zilele nelucrătoare. La nivelul sistemului energetic naţional:  utilizarea resurselor energetice secundare (energie electrică, gaze combustibile, apă caldă);  utilizarea orei oficiale de vară;  utilizarea resurselor locale de energie neconvenţională (solară, eoliană, geotermică, biogaz);  interconectarea sistemelor energetice ale întreprinderilor, ţărilor, comunităţilor economice şi folosirea – în perspectivă – a diferenţei de fus orar între ţări (continente). Pentru sistemul electroenergetic naţional al României, în figurile 1.4 – 1.7 sunt prezentate curbe de sarcină reale zilnică, săptămânală, lunară, anuală, reprezentând producţia şi consumul de energie electrică. 13 În curbele de sarcină amintite este reprezentată şi proporţia de participare la producţia de energie electrică a centralelor cu cărbune, centralelor hidraulice, centralei nucleare de la Cernavodă şi a centralelor cu hidrocarburi. Se poate observa rolul de regulator de frecvenţă al centralelor hidroelectrice. Astfel, în figura 1.5 se observă că la ora 21:31 a zilei de 03.09.2009 un grup de la centrala nucleară a fost oprit, necesarul de energie fiind preluat rapid de centralele hidroelectrice, a căror caracteristică funcţională permite încărcarea rapidă pentru a păstra stabilă frecvenţa sistemului. În cazul prezentat variaţia sarcinii a fost de cca 700 MW. Din figurile 1.4 şi 1.5 se observă ca variaţia energiei produsă de centralele termoelectrice este mult mai lentă, motiv pentru care centralele de acest tip nu pot fi regulatoare de frecvenţă la nivelul SEN. Faţă de cazul alimentării distincte a fiecărui consumator sau grup de consumatori de la o centrală sau grup de centrale, organizarea unui sistem energetic naţional prezintă următoarele avantaje importante:  resursele energetice de care se dispune sunt folosite în comun în condiţii de maximă eficacitate;

13

Sursa: http://www.sistemulenergetic.com/

30

Capitolul 1

Fig. 1.4 Curba de sarcină reală pentru România, în ziua de 14.10.2009.

Fig. 1.5 Curba de sarcină reală săptămânală pentru România, 05.1012.10.2009. 31


Fig. 1.6 Curba de sarcină reală lunară pentru România, 07.08-07.09.2009.

Fig. 1.7 Curba de sarcină reală anuală pentru România, sept. 2008 - sept. 2009.

N.B.: În figurile 1.4 – 1.7 valorile negative pentru sold înseamnă export. 32

Capitolul 1

 rezerva necesară fiind unică este mai mică;  utilizarea puterii instalate este maximă, datorită egalizării sarcinii prin însumarea sarcinilor decalate în timp ale unui mare număr de consumatori;  posibilitatea de aplicare riguroasă şi pe scară largă a măsurilor de standardizare sau normalizare;  urmărirea funcţionării sistemului se poate face centralizat, prin dispecerate; folosirea calculatoarelor în scopul luării unor decizii în timp real. Sistemul energetic naţional permite conectarea cu sisteme energetice naţionale din vecinătate, fapt care asigură o amplificare a avantajelor sus menţionate. Dezvoltarea interconexiunilor dintre România şi ţările vecine s-a făcut etapizat, în scopuri diferite, în funcţie de situaţia şi politica energetică a momentului. Prima linie electrică care a trecut graniţele ţării a fost LEA de 60 kV Bucureşti (Grozăveşti) – Giurgiu – Ruse, destinată exportului de energie electrică din România pentru alimentarea unui consumator zonal limitat – preluat în insulă – din Bulgaria, linie pusă în funcţiune la 27 august 1949. Următoarea linie, între România şi Cehoslovacia, a fost pusă în funcţiune la 27 octombrie 1963, fiind destinată exportului de energie din România pentru plata echipamentului energetic livrat de către Cehoslovacia în scopul construcţiei centralei de la Iernut (Luduş). Linia de 400 kV Iernut – Lenusany a funcţionat la 220 kV până la 1 decembrie 1965, când a fost trecută la tensiune nominală. Prin construirea staţiei de 400 kV de la Nukovo (fosta U.R.S.S.) şi racordarea liniei la aceasta, sistemul energetic naţional a trecut la funcţionarea interconectată practic cu toate ţările fostului C.A.E.R. (Comunitatea de A jutor Economic R eciproc, alcătuită din fostele ţări socialiste). Între România şi fosta Iugoslavie s-a construit o linie de 110 kV între Cărpiniş – Jimbolia, care alimenta din România – în insulă – un consumator zonal limitat aflat pe teritoriul fostei Iugoslavii. Linia de 220 kV Işalniţa – Boicinovţî-Kozlodui – pusă în funcţiune la 30 martie 1967 – realiza interconectarea sistemului energetic naţional cu sistemul energetic naţional al Bulgariei, permiţând exportul de energie electrică de la CET Işalniţa. Ulterior, pe această linie s-a făcut şi import de energie electrică. Finalizarea centralei hidroelectrice de la Porţile de Fier a necesitat realizarea liniei de 400 kV între Porţile de Fier I şi Djerdap, pentru compensarea energiei electrice între cele două părţi ale centralei. Linia a fost pusă în funcţiune la 13 iunie 1972, având regim de lucru variabil (import sau export), servind şi pentru tranzitarea de energie electrică între alte 33


sisteme (de exemplu: fosta U.R.S.S. – Grecia). La 29 septembrie 1972 s-a pus în funcţiune linia de 220 kV între Arad şi Szeged, ea fiind însă construită pentru 400 kV. Această linie (pe lângă rolul de linie de interconexiune cu ţările din fostul C.A.E.R.) a servit şi pentru exportul de energie electrică din România în Austria, cu tranzit prin Ungaria. Liniile de 110 kV dintre fosta U.R.S.S. şi România (Stânca – Costeşti şi Lioara – Vaslui) au asigurat în ultimii ani alimentarea unor insule ale sistemului energetic naţional cu puteri de circa 50 MW din ţara vecină (actualmente Republica Moldova). Principala linie de interconexiune a sistemului energetic naţional cu sistemele ţărilor vecine este însă LEA de 750 kV Ucraina – România (CNE Ucraina Sud – Isaccea), pusă în funcţiune la 22 august 1986. Această linie – prelungită până la Dabrudja (Bulgaria) – are rolul de a asigura exportul de energie electrică din Ucraina în România şi Bulgaria, de la CNE construită în sudul Ucrainei (în apropierea graniţei cu ţara noastră) cu participarea celor trei ţări. Pentru realizarea unei noi interconexiuni Ucraina – România – Bulgaria s-a mai construit linia de 400 kV Turceni – Kozlodui cu dublu circuit, prin ea asigurându-se tranzitul de putere din Ucraina către Bulgaria14. Funcţionarea Sistemelor Energetice Interconectate (SEI) pentru ţările fostului C.A.E.R. era coordonată operativ de un dispecerat amplasat la Praga. În contextul aderării României la Uniunea Europeană, energeticienii trebuie să alinieze în continuare normele româneşti din domeniul energetic la normele europene, astfel încât racordarea sistemului energetic al ţării noastre cu sistemul energetic vest-european să nu constituie o problemă. În vederea privatizării sistemului energetic al României acesta s-a divizat în companii separate coordonate de stat prin intermediul Ministerului Industriilor şi Resurselor (actualul Minister al Economiei şi Comerţului) şi reglementate de Autoritatea naţională de reglementare în domeniul energiei (fondată în 22.12.1998). Astfel, companiile din SEN sunt 15:  Transelectrica S.A. (Compania Naţională de Reţele Electrice, acţionând ca operator de transport şi pentru interconectare cu alte sisteme energetice).  Termoelectrica S.A. (o companie producătoare de energie, incluzând cele mai mari centrale termice ale României) are 20 de filiale ce au fost organizate ca centre de cost şi profit începând cu octombrie 2001; pe piaţa de energie electrică mai funcţionează alte 21 centrale termice independente de Termoelectrica, 16 din ele aparţinând administraţiilor publice locale, iar 5 au statut independent – fiind în posesia statului şi 14 15

ENERG Energie, economie, recuperare, gospodărire, vol. 5, Ed. Tehnică, Bucureşti, 1988. UCTE Forecast 2003-2005.

34

Capitolul 1

administrate de Ministerul Economiei şi Comerţului.  Hidroelectrica S.A. (o companie producătoare de energie electrică) deţine aproape toate centralele hidroelectrice din ţară; aceasta are 10 filiale.  Nuclearelectrica S.A. (o companie producătoare de energie electrică ce deţine şi operează singura centrală nucleară, cea de la Cernavodă).  Electrica S.A. (companie de distribuţie şi alimentare a deţinut reţeaua de distribuţie la nivele de tensiune de 110 kV şi mai mici) şi a avut 8 companii subsidiare. Ca urmare a intrării ţării noastre în Uniunea Europeana, România se aliniază la reglementările şi directivele Uniunii Europene precum şi a pieţei interne de energie europeană. Conform Directivei 2003/54/EC – a Parlamentului European – şi a Consiliului privind regulile comune aplicabile pieţei interne de energie, termenul de 1 iulie 2007 a fost termenul final pentru reorganizarea societăţilor comerciale de distribuţie şi furnizare a energiei electrice prin divizare parţială, în scopul separării activităţii de distribuţie de cea de furnizare de energie. În ţara noastră, a fost emisă HG nr. 675/28.06.2007 privind reorganizarea prin divizare parţială a societăţilor comerciale de distribuţie şi furnizare a energiei electrice privatizate şi a filialelor rămase la S.C. Electrica S.A. În urma privatizării unora din companiile subsidiare şi a divizării tuturor în companii de distribuţie, respectiv de furnizare a energiei electrice, actualmente Electrica S.A. are şapte filiale (Fig. 1.8)16: o Filiala Electrica Distribuţie Muntenia Nord; o Filiala Electrica Furnizare Muntenia Nord; o Filiala Electrica Distribuţie Transilvania Nord; o Filiala Electrica Furnizare Transilvania Nord; o Filiala Electrica Distribuţie Transilvania Sud; o Filiala Electrica Furnizare Transilvania Sud; o Filiala Electrica Serv. Filialele Electrica Serv de pe întreg cuprinsul ţării sunt organizate în opt zone, având ca obiectiv întreţinerea reţelelor de distribuţie şi prestarea de servicii de întreţinere, pe bază de contract cu companiile de furnizare din întreaga ţară.  Fostele companii Electrica, privatizate, au devenit S.C. Enel Electrica Banat, S.C. Enel Electrica Dobrogea, S.C. CEZ România SA (cuprinzând fostele companii ale Electrica din Oltenia), S.C. E.On Moldova – Tabelul 1.1.  Obligaţiile şi drepturile pe care le are S.C. Electrica SA sunt stabilite prin licenţele de distribuţie şi, respectiv, furnizare, emise de către ANRE (Autoritatea Naţională de R eglementare în Domeniul Energiei). 16

http://www.electrica.ro/ 35


Fig. 1.8 Filialele de furnizare şi distribuţie a energiei electrice în România.

Tabelul 1.1

Iaşi Bacău Botoşani Piatra Neamţ Suceava Vaslui

Muntenia Nord Galaţi Ploieşti Brăila Buzău Târgovişte Focşani

Oltenia

Banat

Piteşti Craiova Târgu Jiu DrobetaTr. Severin Alexandria

Timişoara Arad Reşiţa Deva

Moldova

Râmnicu Vâlcea Slatina 36

Dobrogea

Muntenia Sud

Constanţa Călăraşi Slobozia Tulcea

Bucureşti Giurgiu Ilfov

Transilvania Nord Cluj Oradea Bistriţa Baia Mare

Transilvania Sud Sibiu Braşov Alba Iulia Sf. Gheorghe

Satu Mare

Miercurea Ciuc Târgu Mureş

Zalău

Capitolul 1

1.8. Regimul insular de funcţionare al centralelor Ca urmare a unor avarii în funcţionarea sistemului electroenergetic naţional – cea mai gravă petrecându-se în 10 mai 1977, când SEN al României a căzut – şi pentru asigurarea funcţionării fără riscuri a marilor consumatori de energie electrică, s-a hotărât ca sistemul nostru energetic să poată funcţiona şi în regim insular. Funcţionarea în regim insular presupune asigurarea funcţionării pe zone a sistemului energetic în caz de necesitate şi menţinerea în funcţiune a centralelor electrice din marile zone industriale, în cazul unor avarii în sistemul electroenergetic, urmărindu-se insularizarea marilor platforme industriale, cum ar fi: Piteşti, Râmnicu Vâlcea, Arad, Galaţi, Iaşi, Oradea, Bucureşti, Brazi, Craiova etc. Din punct de vedere tehnic, insularizarea marilor platforme în caz de avarie se face automat, parametrul energetic care sesizează o posibilă avarie fiind frecvenţa. Funcţionarea insulară nu numai că reduce consecinţele negative în cazul unei eventuale avarii a sistemului energetic naţional, dar le şi preîntâmpină prin modul în care a fost aplicată în practică. Realizarea regimului insular de funcţionare este posibilă utilizând relee de frecvenţă pe post de „paznici“ ai frecvenţei reţelei. Dacă la o anumită centrală unul dintre cele două relee de frecvenţă strict necesare sesizează că frecvenţa a scăzut sub o anumită valoare prestabilită (de exemplu, 49,5 Hz) furnizează un semnal electric care duce la deconectarea unor consumatori mai puţin importanţi (categoria a III-a, eventual a II-a). Dacă frecvenţa continuă să scadă, ajungând sub o a doua valoare prestabilită, al doilea releu de frecvenţă furnizează un impuls care conduce la desprinderea centralei electrice din sistemul naţional şi funcţionarea ei în regim insular, cu un grup restrâns de consumatori, de categoria zero sau I, dinainte stabiliţi.

1.9. Aspecte privind funcţionarea interconectată a sistemelor electroenergetice Avantajele funcţionării tuturor centralelor electrice şi a consumatorilor în regim interconectat sunt deja cunoscute. Pornind de la aceste avantaje, precum şi de la posibilităţile fiecărei ţări de a-şi produce energia electrică, sa trecut în ultimii 40-50 de ani la realizarea de interconexiuni între sistemele 37


electroenergetice naţionale ale diferitelor ţări. Astfel, în Europa de Est funcţiona interconectarea ţărilor din fostul C.A.E.R., după cum s-a amintit. În Europa de Vest opt ţări (Austria, Belgia, Elveţia, Franţa, Germania, Italia, Luxemburg, Olanda) au înfiinţat Uniunea de Coordonare a Producerii şi Transportului de Electricitate – U.C.P.T.E. Această uniune – înfiinţată în 1951 – a coordonat interconectarea ţărilor amintite. Avantajele interconectării în U.C.P.T.E. erau următoarele: - decalajul orelor de vârf; - folosirea în comun a rezervei; - utilizarea eficientă a centralelor prin încărcarea celor în funcţiune la capacitatea maximă; - ajutorul reciproc în caz de avarie etc. Realitatea acestor avantaje a dus la înfiinţarea în anul 1963 a unui alt sistem electroenergetic – NORDEL17 – cuprinzând Danemarca, Finlanda, Islanda, Norvegia, Suedia. Acest sistem era conectat şi cu sistemul electroenergetic al fostei U.R.S.S. prin Finlanda, iar cu ţările Europei de Vest mai sus amintite prin Danemarca. Interconectarea cu aceste sisteme s-a făcut în asincron prin legături în curent continuu. Criteriile de funcţionare ale sistemului NORDEL sunt:  ajutor din exterior la scăderea frecvenţei unui SEN sub 49 Hz;  deconectări de sarcină – până la 50% - când frecvenţa atinge pragul de 48,7 Hz;  izolare pe sisteme naţionale când frecvenţa atinge pragul critic de 47,5 Hz. Experienţa pozitivă a cooperării a determinat extinderea U.C.P.T.E., la început prin conectarea cu SEN ale Greciei, Portugaliei, Spaniei şi fostei Iugoslavii şi mai apoi prin conectarea SEN ale Cehiei, Poloniei, Slovaciei şi Ungariei (care deja funcţionau interconectate în sistemul electroenergetic CENTREL). În aprilie 1999 existau 20 de ţări europene interconectate în sistemul electroenergetic redenumit U.C.T.E. (Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity – Uniunea de Coordonare a Transportului de Electricitate), fiind interconectate şi SEN ale următoarelor ţări: Danemarca (membru asociat), Bosnia-Herţegovina, Croaţia, Macedonia, Slovenia (ultimele patru rezultate după dezmembrarea Iugoslaviei), Serbia şi Muntenegru. În prezent există 25 de state afiliate la organizaţie (Fig. 1.9). Producţia totală de energie electrică în statele membre ale UCTE în anul 2007 a fost de 2.591,10 TWh (Tabelul 1.2, Fig. 1.11). Consumul total18 de energie electrică în anul 2007 a fost de 2.563,96 TWh. În figura 1.10 19 este redat nivelul producţiei de energie electrică la nivelul UCTE, pe tipuri de surse primare şi pe ţări, în anul 2008. 17

ENERG Energie, economie, recuperare, gospodărire, vol. 5, Ed. Tehnică, Bucureşti, 1988. Sursa: UCTE. 19 http://www.entsoe.eu/resources/publications/ce/syb/ 18

38

Capitolul 1

Tabelul 1.2 Producţia de energie electrică în statele membre UCTE, pe tipuri de surse primare în 2007 [TWh]

Centrale termoelectrice clasice

Centrale nuclearoelectrice

Hidrocentrale

Alte surse

1.402,2

759,4

294,3

135,2

Fig. 1.9 Statele cu SEN interconectate în UCTE 20.

11%

5%

Termocentrale

55%

Centrale nucleare Hidrocentrale

29% Altele

Fig. 1.10 Producţia de energie electrică în statele membre UCTE – anul 2007 [%]. 20

Sursa: UCTE (www.ucte.org/services/statistics). 39


În februarie 2003 şi SEN al României a fost interconectat cu sistemul european al UCTE. Din data de 1 iulie 2009 Entso-E (Reţeaua europeană a operatorilor de sisteme de transport de energie electrică) a preluat toate sarcinile operaţionale ale UCTE.

6 , 2 2

6 , 2 3 1 , 8

O R

W _ A U

2 , 0

8 , 6 1

3 , 7 3 , 0

8 , 0 4 1 9 , 0

L P

7 , 2

4 , 6 5 3

6

5 , 1 9

L N

9 , 8 9 , 3

e r a e l c u n e l a r t n e C

2 , 3 9 3 1

1 , 9 6

h 1 5 W 0 3 T 9 , 1 A 4 D 6 . 2 N : E 8 G 0 E 0 L 2 l a t o T

1 , 2 2 , 4 , 1 2

1 , 1 4 1

2 , 0 3 , 1 3

2 , 4 7 , 1

K M

I S 5 , 3

T A

9 , 6 3

2 , 1

7 , 8

R G

9 , 1 3 , 3

E M 5 , 1

1 , 6

6 , 4

E D

5 , 3 2

W _ K D 8 ,

4 , 8

0 , 5

A B

6 , 1 2

7 , 6 4

8 , 4 1

9 , 0

S R

0 , 4 1 8 , 4

0 , 5 2

G B

3 , 0 1 4 , 9 2

U H

Z C

4 , 2

4 , 6 6

5 , 3 , 5 8 1 1

6 , 2 2 , 0

3 , 9 4

4 , 0

9 , 5 1

K S

3 , 4

0 , 0 1

2 , 3

R H 0 , 6

3 , 5 5 , 8 4 2

8 , 1 1 1 , 6 9 , 2 4 4

T I

H C 6 , 7 3

U L 9 , 0

E B 4 , 3 4

3 , 3 5 6 , 9 0 , 8 6

R F

3 , 8 1 4

6 , 8 6 1

e l e t l A

S

E 4 , 8 3 7 3 , , 5 6 2 5

6 , 4 7 7

e e l l a r a t r n t e n c e o c o r m r i d e T H

9 , 8 2

4 , 7

T P 1 , 7

Fig. 1.11 Nivelul producţiei de energie electrică, pe tipuri de surse primare şi ţări.

40

Capitolul 2

C a p i t o lu l 2 . N O Ţ I U NI D E S PR E I NS TA L A Ţ I I L E PENTRU PRODUCEREA, TRAN SPORTUL ŞI D I S T R I BU Ţ I A E N E R G IE I E L E C T RI C E 2.1. Instalaţie electrică. Echipament electric Instalaţia electrică – în sens general – este instalaţia care constă din ansamblul de conductoare electrice şi elemente de circuit electric, inclusiv aparate, dispozitive etc., uneori şi maşini electrice, şi care serveşte unor scopuri energetice (pentru producerea, transportul, distribuirea sau utilizarea energiei electrice) sau pentru semnalizări, comenzi, telecomunicaţii. Instalaţia electrică defineşte, conform terminologiei actuale, un ansamblu de echipamente electrice interconectate într-un spaţiu dat, formând un singur tot şi având un scop funcţional bine determinat. Echipamentul electric este un ansamblu constituit din maşini, aparate, mecanisme sau dispozitive, inclusiv elementele de legătură sau conexiune (conductoare electrice) care îndeplineşte o anumită funcţie într-un proces tehnologic, la o maşină, la un vehicul, într-o instalaţie, într-o fabrică sau uzină. Echipamentul este mobil sau imobil după cum efectuează sau nu deplasări în serviciu. În practică, noţiunile de instalaţie electrică şi echipament electric sunt strâns legate şi nu pot fi strict delimitate. Astfel, un dispozitiv considerat ca echipament al unei instalaţii poate avea el însuşi o instalaţie electrică proprie şi un echipament destul de complex. Instalaţiile electrice, în accepţiunea cea mai largă, cuprind:  instalaţii electrice de producere a energiei electrice;  instalaţii electrice de transport a energiei electrice;  instalaţii electrice de distribuţie a energiei electrice;  instalaţii electrice de utilizare a energiei electrice. Această divizare a instalaţiilor electrice, ce ţine seama de poziţia şi de rolul părţilor componente faţă de energia electrică poate fi urmărită în figura 2.1, unde este reprezentată o schemă generală de principiu care cuprinde instalaţiile de producere, de transport, de distribuţie, de utilizare a energiei electrice şi instalaţiile auxiliare aferente. Energia electrică este produsă în centrala electrică CE, care se află în afara 41


oraşului sau zonei industriale, în apropierea locului unde se află sursa de energie primară. Nivelul de tensiune la producere este scăzut (6; 10; 15,75; 20; 24 kV). Pentru ca transportul energiei electrice să fie economic se ridică nivelul de tensiune prin intermediul unei staţii ridicătoare SR la 110 kV, 220 kV sau 400 kV. Staţia ridicătoare se află în imediata vecinătate a centralei electrice. Instalaţia electrică de transport a energiei electrice se delimitează între intrarea în staţia ridicătoare SR şi ieşirile din staţiile de transformare ST1, ST2. Până la marginea oraşului sau zonei industriale, unde se află o staţie coborâtoare SC, energia electrică este transportată prin linie electrică aeriană (LEA). Prin intermediul staţiei coborâtoare nivelul tensiunii este coborât la 35 kV (nivel de tensiune tolerat), 20 kV sau la un alt nivel corespunzător posibilităţilor de transport prin linii electrice în cablu (LEC). De la staţia coborâtoare energia este transportată prin LEC PT3

PA2

C1

PA1

C2

PA4

PT2

C3 PT4

ST1

PT1

SR

C5 SC

ST2

C4

PA5

CE Legendă Linii de transport Distribuitor Feeder Linii de joasă tensiune

PA3

Fig. 2.1 Schema de principiu a unei instalaţii pentru producerea, transportul, distribuţia şi utilizarea energiei electrice.

sau prin LEA (acolo unde este posibil) la staţii de transformare ST1, ST2 etc., situate în centrele de greutate ale consumatorului de energie electrică. Instalaţia electrică de distribuţie se delimitează între ieşirea din staţiile de transformare ST1, ST2 şi ieşirile din posturile de transformare PT1, PT2 etc. Pentru o bună repartizare a sarcinilor şi pentru realizarea unei instalaţii cu posibilităţi de extindere ulterioară, între staţiile de transformare şi posturile de transformare se prevăd staţii de conexiuni intermediare, denumite puncte de alimentare PA1, PA2 etc. Alimentarea posturilor de transformare se face la tensiunea de distribuţie (6 kV, 10 kV, 20 kV etc.) din punctele de alimentare prin feederi. Instalaţia electrică la consumator (de utilizare a energiei electrice) cuprinde 42

Capitolul 2

reţeaua de joasă tensiune de 0,4 kV, constituită din linii electrice şi consumatorii electrici C1, C2 etc. Alimentarea cu energie electrică a fiecărui consumator electric de forţă se face prin circuit separat, în funcţie de puterea simultană cerută de acesta, costurile instalaţiei fiind suportate parţial de consumator, parţiale de furnizorul de energie electrică. Instalaţiile auxiliare cuprind instalaţii de menţinere a calităţii energiei electrice, pentru protecţia personalului împotriva electrocutărilor, pentru protecţia clădirilor şi a bunurilor, de telecomunicaţii etc. După rolul şi poziţia ocupată faţă de procesul energetic la care concură, instalaţiile electrice se pot clasifica în:  instalaţii electrice de curenţi tari, care cuprind instalaţiile utilizate în procesul de producere, transport, distribuţie şi utilizare a energiei electrice; instalaţiile de iluminat şi forţă sunt instalaţii de curenţi tari;  instalaţii electrice de curenţi slabi, care concură la realizarea proceselor energetice: instalaţii de automatizare, măsură şi control (AMC), instalaţii de semnalizare acustică şi optică, instalaţii fonice şi video, instalaţii de avertizare a apariţiei incendiilor, instalaţii de paratrăsnet etc. După nivelul tensiunii, instalaţiile se clasifică în:  instalaţii de joasă tensiune – a căror tensiune de lucru este sub 1 kV;  instalaţii de medie tensiune – a căror tensiune de lucru este cuprinsă între 1 kV şi 20 kV;  instalaţii de înaltă tensiune – a căror tensiune de lucru este cuprinsă între 35 kV (nivel de tensiune tolerat) şi 110 kV;  instalaţii de foarte înaltă tensiune – a căror tensiune de lucru este egală sau mai mare de 220 kV (400 kV şi 750 kV). După frecvenţa de lucru se deosebesc:  instalaţii electrice de curent continuu ( f =0);  instalaţii electrice de curent alternativ ( f >0), care se clasifică în:  instalaţii de joasă frecvenţă (0< f <50 Hz);  instalaţii de frecvenţă industrială ( f =50 Hz);  instalaţii de medie frecvenţă (100< f <10.000 Hz);  instalaţii de înaltă frecvenţă ( f >10.000 Hz).

2.2. Noţiuni despre instalaţiile de producere a energiei electrice Purtătorii de energie, ca rezultat al acţiunii radiaţiei solare de-a lungul milioanelor de ani ai, sunt: combustibilii solizi, lichizi şi gazoşi, căderile de apă, mareele şi curenţii marini, vântul, apele termale, combustibilii nucleari. La aceştia se adaugă şi radiaţia solară însăşi. Sursele de energie sunt epuizabile dacă nu se mai formează sau se formează într43


un ritm foarte scăzut faţă de ritmul consumului (de exemplu combustibilii, apele termale). Sursele de energie sunt inepuizabile – numite şi regenerabile sau neconvenţionale – dacă se regenerează continuu (sursele de apă, mareele, curenţii marini, vântul). Având în vedere avantajele pe care le oferă energia electrică, în ultimul timp aceasta s-a impus din ce în ce mai mult ca formă intermediară între purtătorii primari de energie şi consumatori. În figura 2.2 este prezentată o structură generală a metodelor de producere a energiei electrice. Metodele clasice de producere a energiei electrice, care asigură în prezent circa 98% din consumul mondial de energie electrică, constă în aceea că sursele primare de energie (combustibil, apă etc.) cedează energia unor purtători intermediari de energie (abur, mase în mişcare etc.) care – prin intermediul generatoarelor electrice – permit apoi obţinerea energiei electrice. Metodele de conversie directă a energiei se caracterizează prin aceea că energia primară este transformată direct în energie electrică fără a mai fi trecută prin fazele amintite mai sus.

Fig. 2.2 Metode de producere a energiei electrice. 44

Capitolul 2

Producerea energiei electrice prin metode clasice are loc în centrale electrice, centrale care – în funcţie de purtătorul de energie primară – pot fi:  centrale termoelectrice;  centrale hidroelectrice;  centrale helioelectrice;  centrale eolianoelectrice. Producerea energiei electrice prin conversie (transformare) directă a energiei primare are loc în convertoare, care – în funcţie de purtătorul de energie primară şi de fenomenul sau efectul utilizat – pot fi:  convertoare fotovoltaice (pile solare);  convertoare termoelectrice (pile termoelectrice);  convertoare termoionice (pile termoionice);  convertoare electrochimice (pile electrochimice);  convertoare magnetohidrodinamice (generatoare MHD). În figura 2.321 sunt redate costurile la nivel mondial pentru producerea unui kilowatt-oră (incluzând costurile parţiale: ale energiei primare, ale întreţinerii şi ale exploatării) în funcţie de tipul de energie primară utilizat. Combustibil

Întreţinere

Exploatare

5 4 3 2 1 0 Ter moc entrale

Centr ale nucleare

Hidrocentrale

Turbine cu gaz

Fig. 2.3 Costurile medii pentru producerea unui k Wh, în cenţi SUA.

Diferitele metode de producere a energiei electrice s-au dezvoltat şi se vor dezvolta în continuare în funcţie de tehnologiile disponibile la un moment dat, de energia primară utilizată şi de costurile de producţie. Tabelul 2.1 a) [mil. kW, în anul 2005]

Nr. crt. 1 2 21

Zona geografică America de Nord America

Termică

Hidro

Nucleară

Altele

Total

831,403

158,786

114,158

24,780

1.129,127

80,156

124,996

3,025

6,691

214,868

Human Development Indicators 2002. 45


3 4 5 6 7

Centrală şi de Sud Europa Eurasia Orientul Mijlociu Africa Asia şi Oceania TOTAL Gradul de utilizare al capacităţii de producţie [%]

455,264 238,095

169,478 68,451

137,474 38,638

41,179 0,166

803,395 345,35

115,555

7,452

0,000

0,006

123,013

82,829

21,636

1,800

0,279

106,544

848,968

211,065

79,100

10,523

1.149,656

2.652,27

761,864

374,195

83,624

3.871,953

43,45

80,09

49,30

50,47

51,15

Puterea instalată în centralele electrice pentru întreaga planetă este prezentată în tabelul 2.1 a), în care este introdus şi coeficientul de utilizare al puterii instalate – calculat pe baza datelor cuprinse în tabelele 2.1 a) şi 2.1 b). Pentru determinarea gradului de utilizare al puterii instalate am folosit puterea medie orară pentru fiecare an, adică energia electrică produsă împărţită la cele 8.760 ore dintr-un an. Tabelul 2.1 b) [mld. kWh, în anul 2005]

Nr. crt. 1 2 3 4 5 6 7

Zona geografică America de Nord America Centrală şi de Sud Europa de Vest Europa Centrală şi de Est – fără ex-U.R.S.S. Orientul Mijlociu Africa Asia şi Oceania TOTAL %

Termică

Hidro

Nucleară

Altele

Total

3.238,43

657,66

879,69

119,17

4.894,95

253,30

613,16

16,27

26,00

908,73

1.37,72

539,57

957,27

160,11

3.494,67

843,61

244,73

235,83

3,12

1.327,30

581,65

20,98

0

0,01

602,65

430,32

88,66

12,24

1,96

533,18

4.270,23

735,27

524,27

59,34

5.589,10

11.455,26 66,02

2.900,03 16,71

2.625,57 15,13

369,71 2,13

17.350,58 100

Tabelul 2.1 c) [mld. kWh, în anul 2006]

Nr. crt. 46

Ţara

Termică

Hidro

Nucleară

Altele

Total

Capitolul 2

1

Franţa %

52,15 9,61

55,24 10,18

427,68 78,84

7,35 1,36

542,42 100

Din tabelele 2.1 b) şi 2.1 c) se observă că Franţa a promovat o politică energetică complet diferită de toate ţările lumii, energia electrică obţinută pe cale nucleară depăşind 78% din totalul producţiei de energie electrică, în timp ce media pe plan mondial este de 15,13%. Pentru România puterea instalată a centralelor electrice în intervalul 2001 – incluzând şi puterea instalată a primului grup al centralei nuclearoelectrice de la Cernavodă – până la finele anului 2005 este prezentată în tabelul 2.2 a) 22. Tabelul 2.2 a)

Anul 2001 2002 2003 2004 2005

MW % MW % MW % MW % MW %

Termică 15.785 69,81 14.741 68,34 13.417 65,88 13.120 65,36 13.347 65,65

Hidro 6.120 27,06 6.122 28,38 6.242 30,65 6.248 31,16 6.279 30,88

Nucleară 705 3,12 705 3,27 705 3,46 705 3,51 705 3,47

Total 22.610 100 21.568 100 20.364 100 20.073 100 20.331 100

Obser va ie: sursa

citată nu precizează nimic despre al doilea grup al centralei nuclearoelectrice de la Cernavodă, care a fost dat în funcţiune la 28 septembrie 2007, având aceeaşi putere instalată ca şi primul grup.

Producţia de energie electrică pentru ţara noastră în acelaşi interval este prezentată în tabelul 2.2 b).

Anul 2001 2002 2003 2004 22

UM

Termică

GWh % GWh % GWh % GWh

31.490 61,38 31.180 59,75 34.750 66,52 32.370

Hidro 14.770 28,79 15.890 30,45 13.130 25,13 16.350

Nucleară 5.040 9,82 5.110 9,79 4.540 8,69 5.270

Total 51.300 100 52.180 100 52.420 100 53.990

Tabelul 2.2 b) Grad de utilizare al puterii instalate [%]

25,90 27,61 29,28 30,70

EIA 2007 - http://www.eia.doe.gov 47


2005

% GWh %

59,96 31.620 55,56

30,28 20.010 35,16

9,76 5.280 9,28

100 56.910 100

31,95

Din tabelul 2.2 b) se observă că seceta din anii 2001 şi 2003 a determinat scăderea producţiei de energie electrică a hidrocentralelor, iar gradul de utilizare al puterii instalate este destul de scăzut (sub 30%), în timp ce pe plan mondial gradul mediu de utilizare al puterii instalate este de 49% (fiind de 70,42% în cazul centralelor nuclearoelectrice). Rezultă de aici că România are o capacitate instalată nefolosită foarte mare, deci are o mare rezervă, putând exporta energie electrică dacă preţurile de export sunt atractive.

2.3. Noţiuni despre instalaţiile de transport a energiei electrice Transmiterea energiei electrice de la centralele producătoare de energie electrică spre centrele de consum se face prin intermediul liniilor electrice, care, în general, sunt elemente componente ale sistemelor electroenergetice. Transportul energiei electrice se face – din motive tehnice şi economice – numai la tensiuni înalte (110 şi 220 kV) şi foarte înalte (peste 220 kV), în curent continuu sau alternativ, prin linii electrice aeriene (LEA), linii electrice în cablu (LEC) sau linii electrice sub apă, care sunt de fapt tot linii electrice în cablu. Instalaţiile de transport, având în componenţă transformatoare şi autotransformatoare – ridicătoare şi coborâtoare de tensiune – LEA şi LEC, bobine de reactanţă etc., asigură tranzitarea unor cantităţi mari de energie electrică între centralele electrice şi consumatori sau între noduri ale sistemului electroenergetic pe distanţe foarte mari (sute de kilometrii), la nivel de înaltă şi foarte înaltă tensiune. În tabelul 2.3 se prezintă valorile tensiunilor normalizate pentru ţara noastră şi anumite consideraţii privind elementele constructive şi destinaţia reţelei electrice aferente. Tabelul 2.3

Valoarea Numărul Treapta Nr. tensiunii conducto de crt. normalizat arelor tensiune e [kV] active 1 ÎT

48

110

3

Situaţia neutrului faţă de pământ legat la pământ

Tipul liniilor Destinaţia reţelei electrice aeriene reţele de subterane transport; alimentare mari platforme industriale

Capitolul 2

2

aeriene 220

3 4

FÎT

400 750

3

legat la pământ

aeriene aeriene

reţele de transport; alimentare mari platforme industriale reţea de transport reţea de transport

Alegerea nivelului de tensiune este impusă de considerente tehnico-economice vizând pierderile de energie, a căror valoare este direct proporţională cu pătratul puterii vehiculate şi cu lungimea liniei şi invers proporţională cu pătratul tensiunii, precum şi valoarea investiţiilor, proporţionale cu pătratul tensiunii. Instalaţiile de transport a energiei electrice trebuie să asigure respectarea unor cerinţe tehnico-economice, dintre care amintim:  continuitatea în alimentare cu energie electrică a consumatorilor,  siguranţa în funcţionare,  respectarea parametrilor calitativi ai energiei electrice furnizate,  posibilităţi pentru dezvoltarea ulterioară,  realizarea investiţiilor în condiţii de eficienţă economică,  diminuarea factorilor de risc şi poluare a mediului înconjurător. Datorită necesităţilor de a transporta cantităţi de energie din ce în ce mai mari la distanţe mari valoarea maximă a tensiunii adoptată pentru transport a evoluat şi evoluează ascendent. Această evoluţie influenţează şi liniile de transport existente, care uneori trebuie reconstruite spre a putea funcţiona la tensiuni mai ridicate. Liniile electrice noi se execută frecvent pentru a putea funcţiona în viitor la tensiuni mai înalte fără mari dificultăţi, chiar dacă la punerea lor în funcţiune nivelul tensiunii la care funcţionează este mai scăzut. În România, pentru transportul energiei electrice se folosesc în prezent nivelele de tensiune de 110 kV, 220 kV, 400 kV şi 750 kV (în sud-estul României). În lume se utilizează şi alte nivele de tensiune: 275 kV şi 400 kV (Anglia), 330 kV (Rusia – Cecenia), 400 kV (Vyborg / Rusia – Kumi / Finlanda), 550 kV (în Rusia şi Japonia), 735 kV (Canada), 765 kV (S.U.A.), 1.150 kV (Siberia – Ural – Volga Mijlocie). Liniile electrice pot folosi la transportul unei cantităţi masive de energie de la un meridian la altul, de la o paralelă la alta, la transferul de energie din sistemele cu energie electrică excedentară la cele deficitare din acest punct de vedere. Un număr redus de linii electrice aeriene de 500-750 kV realizează în condiţii favorabile interconectarea sistemelor, fie pe plan naţional, fie internaţional. Transportul energiei electrice în curent continuu nu a luat o amploare prea mare datorită în principal complexităţii instalaţiilor de convertire a curentului, din alternativ în continuu şi invers. Totuşi, sunt realizări şi în acest sens, din care se pot menţiona: – în cablu: toate legăturile subacvatice importante: Franţa – Anglia ( 100 kV), Suedia – Danemarca (250 kV); – în linii electrice aeriene: Rusia – Donbas ( 400 kV), Siberia – Ural (750 kV), 49


S.U.A. (400 kV), Canada (450 kV), Marea Britanie (266 kV). Transportul în cablu nu are o extindere prea mare din cauza costului ridicat al cablurilor şi a dificultăţilor cauzate de evacuarea căldurii prin dielectric, pereţii cablului şi pământ. Transportul în LEC se face acolo unde nu sunt posibile alte variante sau variantele existente devin periculoase. În prezent se fabrică şi se instalează cabluri pentru tensiuni până la 220 kV. Pentru tensiuni mai mari se execută cabluri speciale, la comandă. Liniile electrice pentru transportul energiei electrice trebuie să satisfacă anumite condiţii, diferite faţă de cele cerute liniilor electrice de distribuţie, în special în ceea ce priveşte secţiunea conductoarelor. La liniile de transport secţiunea conductoarelor este determinată în principal de următoarele cerinţe:  asigurarea unor pierderi prin efect Joule cât mai mici,  menţinerea intensităţii câmpului electric la suprafaţa conductorului sub valoarea critică (21,1 kV/cm valoare efectivă) pentru a evita producerea de pierderi mari prin descărcări ionice (efect Corona) şi perturbarea radiocomunicaţiilor,  realizarea unui cost al liniei scăzut. Pentru a satisface aceste cerinţe de cele mai multe ori conductoarele sunt realizate în fascicule din două sau mai multe conductoare jumelate. În acest fel şi puterea transportată este mai mare decât în cazul conductoarelor monofilare de secţiune egală (cu 20-25% în cazul fasciculelor din două conductoare şi 30-35% în cazul fasciculelor din trei conductoare). Această soluţie se aplică în cazul liniilor cu tensiuni de 220 kV şi mai mari.

2.4. Noţiuni despre instalaţiile de distribuţie a energiei electrice Instalaţiile de distribuţie, funcţionând la înaltă tensiune (mai rar), la medie şi joasă tensiune, prezintă o configuraţie mai complexă decât instalaţiile de transport şi asigură vehicularea unor valori mai scăzute de energie electrică între nodurile principale ale SEN şi consumatori, pe distanţe relativ scurte (zeci de kilometri). Instalaţia de distribuţie electrică este constituită din LEA sau LEC, elemente de circuit electric, aparate, transformatoare electrice, bobine de reactanţă, staţii de conexiuni intermediare (puncte de alimentare) etc., elemente care servesc la realizare distribuţiei energiei electrice. În sistemul energetic românesc instalaţiile de distribuţie se delimitează între ieşirile din staţiile de transformare şi ieşirile din posturile de transformare (vezi şi Fig. 2.1 Schema de principiu a unei instalaţii pentru producerea, transportul, distribuţia şi utilizarea energiei electrice. ) Şi din punctul de vedere al divizării SEN instalaţiile de distribuţie sunt distincte de instalaţiile de transport prin aceea că fac parte din compania Electrica S.A.(vezi 1.7. 50

Capitolul 2

Sistemul electroenergetic românesc ). Distribuţia energiei electrice se face prin LEA sau în cabluri LEC (mai ales în marile oraşe). Distribuţia în LEC conferă un grad mai înalt de siguranţă a continuităţii alimentării cu energie electrică. Acest mod de distribuţie este însă mai costisitor. Distribuţia în LEA se face acolo unde este posibil, în general în mediul rural şi în unele unităţi unde acest lucru este posibil, liniile electrice aeriene fiind mai ieftine şi mai uşor de întreţinut. – După felul curentului există:  distribuţie în curent continuu, folosită în anumite sectoare din industrie, pentru asigurarea iluminatului de rezervă, pentru asigurarea funcţionării unor utilaje în situaţia dispariţiei tensiunii normale de alimentare, în tracţiunea electrică etc. Se folosesc sisteme cu două conductoare, cu trei conductoare şi mai rar cu mai multe conductoare. În cazul sistemului cu două conductoare receptoarele se conectează între cele două conductoare, din care unul reprezintă polul (+), celalalt polul (–) al sursei. În distribuţia pentru tracţiunea electrică (de exemplu la tramvaie) unul din conductoare este şina (conectată la pământ), iar celălalt este linia de contact pozată aerian şi izolată faţă de pământ. În distribuţia cu trei conductoare, două conductoare sunt active fiind conectate la polii (+), respectiv (–) ai sursei, iar al treilea este conductorul neutru conectat la un punct de potenţial nul al sursei, conectat de regulă şi la pământ. Distribuţia în curent continuu este limitată datorită problemelor ridicate de interconectarea sistemelor cu nivele de tensiune diferite.  distribuţia în curent alternativ, care este cea mai frecventă, fiind mai economică şi mai elastică datorită posibilităţii de transformare a parametrilor energiei electrice cu ajutorul transformatoarelor. Distribuţia în curent alternativ se realizează cel mai frecvent în sistem trifazat cu 3 sau 4 conductoare. – După nivelul de tensiune există:  distribuţie la joasă tensiune, care de regulă se realizează în sistemul cu patru conductoare la tensiunea de 380/220 V, sau în sistemul cu trei conductoare la tensiuni de 380 V, 660 V, 1.000 V;  distribuţie la medie şi înaltă tensiune, care se face în sistem trifazat cu trei conductoare la tensiuni de 6 kV, 10 kV, 15 kV*, 20 kV, 35 kV* şi 110 kV. – După schema de întocmire, se deosebesc:  distribuţie radială, când receptoarele sunt alimentate prin linii separate care pleacă din acelaşi punct (acelaşi bare); acest sistem permite introducerea uşoară a automatizărilor, dar prezintă un grad de siguranţă în funcţionare redus;  distribuţie cu linii principale, când receptoarele sunt alimentate în derivaţie de la aceeaşi linie; aceasta poate fi cu alimentare de la un capăt (distribuţie cu linie principală simplă), cu alimentare de la ambele capete, cu două linii principale (- distribuţie cu linie principală dublă), sau distribuţie în inel. Ca un caz particular al distribuţiei cu linii principale este distribuţia 51


buclată. Acest tip de distribuţie prezintă cea mai mare siguranţă în exploatare, deoarece energia electrică poate ajunge la receptor de la mai multe surse şi pe mai multe căi. Liniile sunt alimentate la ambele capete, iar pe traseu două linii învecinate sunt conectate prin legături transversale. Sistemul este folosit în general în distribuţia urbană, cu densitate de sarcină mare. Distribuţia cu linii principale se aplică atât la joasă tensiune, cât şi la medie şi înaltă tensiune. În Capitolul 4 vor fi prezentate valorile tensiunilor standardizate pentru ţara noastră şi unele detalii privind elementele constructive şi destinaţia liniei electrice respective (Tabelul 4.1).

52

Capitolul 3

C a p i t o lu l 3 . P R O DU C E R EA E N E R G IE I ELECTRICE 3.1. Producerea energiei electrice prin metode clasice 3.1.1. Centrale termoelectrice Centrala termoelectrică este un ansamblu de instalaţii mecanice şi electrice, construcţii şi amenajări pentru producerea de energie electrică sau de energie electrică şi de căldură, energia primară transformându-se în energie electrică prin procese având ca forme intermediare energia termică şi energia mecanică. Centralele termoelectrice sunt cele care asigură baza curbei de sarcină (a se vedea figurile 1.4 – 1.7) După felul purtătorului de energie primară, centralele termoelectrice se clasifică în: – centrale termoelectrice cu combustibili clasici; – centrale nuclearoelectrice; – centrale geotermoelectrice; – centrale helioelectrice. Centralele termoelectrice cu combustibili clasici Aceste centrale se pot clasifica după natura purtătorului intermediar de energie astfel:  centrale termoelectrice cu abur: – cu turbine cu abur; – cu maşini cu abur cu piston;  centrale termoelectrice cu instalaţii de ardere internă: – cu motoare cu ardere internă; – cu turbine cu gaz;  centrale termoelectrice cu cicluri combinate (cu abur şi cu ardere internă). Centralele termoelectrice cu abur În centralele de acest tip ( Fig. 3.1) energia chimică a combustibililor 53


(solizi, lichizi sau gazoşi) a este transferată în urma reacţiilor chimice de ardere exoterme unui agent purtător, care este apa j. Energia primită de apă face ca aceasta să formeze aburi sub presiune supraîncălziţi d , care prin destindere pun în mişcare motoare termice cu abur 2 (turbine cu abur, motoare cu abur cu piston). c a

d

1 b

k

2

Q2

j

4

5

6



i

Q1+Q2

l

e h

Q1

g

3 f

Fig. 3.1 Schemă de principiu a transformărilor energetice şi a circuitului termic pentru o centrală termoelectrică cu condensaţie: 1 – cazan; 2 – turbină (motor termic); 3 – condensator; 4 – preîncălzitor; 5 – generator electric; 6 - transformator ridicător de tensiune; a – combustibil; b – cenuşă şi zgură; c – gaze de ardere; d – abur viu; e – abur expandat; f, g – apă de răcire; h – condensat; i – abur de priză pentru preîncălzire; j – apă de alimentare; k – energie mecanică; l – energie electrică; Q1 , Q2 – debitele celor două cicluri;  – consumul intern de energie electrică.

Motoarele termice cu abur antrenează generatoarele electrice 5 şi astfel este produsă energia electrică l . Valorile mărimilor de stare ale aburului în centralele actuale sunt: p=125350 bari, T 1=520650C. Temperatura în turnurile de răcire este sub 30 C. De regulă aceasta este T 2=15C. În funcţie de modul de expandare al aburului se deosebesc: centrale termoelectrice de condensaţie (CTE), în care aburul se expandează până la presiunea din condensator (inferioară presiunii atmosferice) şi care furnizează numai energie electrică, şi centrale de termoficare (CET), în care aburul este expandat până la presiunea de utilizare în instalaţiile de încălzire (superioară presiunii atmosferice). Randamentele fazelor de transformare a energiei sunt următoarele:  t – randamentul termic al ciclului, a cărui valoare este dată de relaţia

54

Capitolul 3

Q1 i2  i3  (3.1) , Q1  Q2  i1  i4  unde i1, i2, i3, i4 sunt entalpiile agentului termic în punctele respective din figura 3.1, iar Q1, Q2 debitele celor două cicluri; randamentul termic al ciclului poate lua valori în intervalul (0,4800,595);  c – randamentul cazanului (0,800,93);  cd – randamentul conductelor de transport a agentului termic (0,98);  td – randamentul termodinamic al turbinei (0,750,91);  m – randamentul mecanic al turbogeneratorului (0,8000,993);  g – randamentul generatorului electric (0,9600,985). Randamentul producerii energiei electrice este dat de produsul randamentelor amintite: e  t  c  cd   td  m  g , (3.2)

t  1 

(e0,270  0,485) Dacă considerăm şi consumul intern  de energie electrică, randamentul asociat este dat de relaţia 1 (3.3) si  , 1  (si=0,894  0,950) Considerând şi randamentul transformatorului ridicător de tensiune (tr =0,980,99), randamentul global al centralei termoelectrice este gl  e  si   tr , (η gl =0,2340,457) (3.4) Pentru mărirea randamentului global se tinde în primul rând spre mărirea randamentului termic. Mărirea randamentului termic se obţine prin ridicarea presiunii şi temperaturii aburului viu, preîncălzirea recuperativă, supraîncălzirea intermediară a aburului şi coborârea vidului în condensator. Aceste măsuri sunt limitate de rezistenţa mecanică a materialelor folosite în realizarea cazanului. Este avantajoasă construirea de centrale termice de puteri mari (peste 1.000 MW) echipate cu turbogeneratoare cu puteri unitare mari (300 500 MW), aceasta contribuind la mărirea randamentului global al centralei. La noi în ţară cea mai mare putere pe grup este la Turceni 23: 330 MW pe grup, aici fiind instalate şapte astfel de grupuri. Complexul energetic Turceni este cea mai mare termocentrală din România şi una din cele mai mari termocentrale din Europa, având o putere instalată de 2.310 MW, asigurând circa 10% din consumul anual de 23

http://ro.wikipedia.org/wiki/Complexul_Energetic_Turceni 55


electricitate al României. Centrala termoelectrică Turceni a produs 7,6 TWh în anul 2008, cu 15% mai mult faţă de anul 2007, când producţia de energie electrică a fost de 6,7 TWh. După anul 1990 uzinele electrice Turceni şi exploatarea carboniferă Rovinari au fost retehnologizate, o importanţă deosebită fiind acordată protecţiei mediului înconjurător. În acest sens, în anul 2005 Parlamentul României a adoptat Legea nr. 257 pentru ratificarea „Acordului de împrumut dintre România şi Banca Japoniei pentru Cooperare Internaţională privind Proiectul de reducere a poluării la Termocentrala Turceni” , semnat la Bucureşti la 31 martie 2005. Pe plan mondial energia electrică produsă cu ajutorul centralelor termoelectrice clasice reprezintă 63,75% din totalul producţiei de energie electrică. În Europa de Vest ponderea energiei termoelectrice era doar de 47,95%, iar în Europa de Est procentajul acesteia era de 66,61, mai mare decât pe plan mondial – Tabelul 2.1 b). În Franţa ponderea energiei electrice obţinute în centralele termoelectrice clasice era de numai 9,17% din totalul energiei electrice produse – Tabelul 2.1 c).

Centrala termoelectrică pe cărbune Mohave, Nevada, S.U.A 24.

În anul 2007 în România puterea instalată în centrale termoelectrice era de 13.265 MW, reprezentând 63,12% din capacitatea totală instalată a SEN. Pe plan mondial producţia de energie electrică în termocentrale este atât de actualitate, cât şi de viitor. Spre exemplu, Germania – care în anul 2001 îşi propunea ca până în 2025 să renunţe la centralele nuclearoelectrice – pregătea construirea de centrale termoelectrice cu cărbune la 24

Sursa: www.wikimedia.org

56

Capitolul 3

Niederaussern (cu o putere unitară instalată de 930 MW), Lippendorf (două grupuri cu o putere instalată unitară de 865 MW), precum şi altele 25. Pe glob se remarcă centrala termoelectrică pe cărbune Mohave, de 1.850 MW, de lângă Laughlin, Nevada (S.U.A.), prezentată în fotografie 26. Centralele termoelectrice cu turbine cu gaz În cadrul unor astfel de centrale elementele primare sunt turbine cu gaz cu compresoare sau cu generatoare de gaz cu pistoane libere. În figura 3.2 se poate urmări funcţionarea unei centrale termoelectrice cu turbină cu gaz cu compresor rotativ. Compresorul 1 aspiră aer proaspăt a, pe care îl comprimă la 3-5 bari b şi îl refulează în camera de ardere 3 printr-un schimbător de căldură 2, unde acesta este preîncălzit de gazele fierbinţi f expandate de turbina 4. Prin arderea combustibilului d se dezvoltă gaze de ardere e cu o temperatură de circa 650 C şi presiuni între 150 şi 250 bari, care prin destindere acţionează turbina 4. Turbina acţionează atât generatorul electric 5 cât şi compresorul 1. Pentru pornirea instalaţiei se foloseşte de regulă motorul 6 . Se poate folosi pentru pornire şi generatorul electric 5, care în acest caz este alimentat c g

d 2

b

3

f

e h

1

4

5

6

a

Fig. 3.2 Schema de principiu a unei centrale termoelectrice cu turbină cu gaz, cu compresor rotativ: 1 – compresor; 2 – schimbător de căldură (recuperator); 3 – cameră de ardere; 4 – turbină cu gaze; 5 – generator electric; 6 – motor electric; a – aer la presiunea atmosferică; b, c – aer comprimat; d – combustibil; e – gaze de ardere sub presiune; f – gaze expandate fierbinţi; g – gaze reci; h – energie electrică. 25 26

Platts – Global Energy / Oct. 2001. Sursa: www.wikipedia.org 57


cu energie electrică şi are o construcţie specială – putând porni ca motor asincron. În asemenea caz motorul 6 nu mai este necesar. Centralele electrice cu turbine cu gaz au următoarele caracteristici: pornire rapidă, consum mic de apă de răcire, randamente inferioare marilor centrale cu abur. Sunt folosite ca centrale de vârf şi de rezervă (funcţionează 1.5003.000 h/an). Puterea instalată a unei astfel de centrale este redusă (2540 MW). Puterea maximă a crescut însă în ultimul timp de zeci de ori. Astfel, Germania îşi propunea în 2001 construirea unei centrale cu gaz la Various Mainz cu o putere unitară instalată de 380 MW, iar la BayerDormagen a unei centrale cu o putere unitară instalată de 580 MW 27.

3.1.2. Centrale nuclearoelectrice În centralele nuclearoelectrice energia eliberată prin fisiune nucleară este transformată mai întâi în căldură (energie „de grad inferior“) şi abia apoi în energie mecanică, prin intermediul unui motor termic ce antrenează generatorul electric, obţinându-se în final energie electrică. O centrală electrică nucleară cuprinde în principal reactorul (cazanul nuclear), schimbătoarele de căldură, turbogeneratoarele, instalaţiile de răcire a condensului, instalaţiile de pompare şi de ventilaţie, mijloace speciale de protecţie contra radiaţiilor nocive provenind de la procesele nucleare. Principala deosebire dintre o centrală termoelectrică cu cărbune şi o centrală electrică nucleară constă în tipul combustibilului şi al echipamentului energetic în care acest combustibil este transformat în căldură. Energia nucleară se obţine pe baza reacţiilor nucleare de fisiune (descompunere) ce au loc într-o instalaţie denumită reactor nuclear. Reacţiile nucleare sunt transformări nucleare produse prin bombardarea nucleului cu particule subatomice. O reacţie nucleară se scrie astfel: X + a  Y + b, (3.5) unde a şi X sunt particula proiectil, respectiv nucleul ţintă, iar b şi Y sunt particula rezultată şi nucleul care ia naştere ca urmare a reacţiei. Reacţiile nucleare pot fi: de activare, de fisiune, de fuziune. Reacţia nucleară de activare are ca rezultat formarea de nuclee radioactive. Reacţia nucleară de fisiune are ca rezultat formarea din nucleul bombardat a două sau mai multe fragmente (Y 1, Y 2,…): a + X  Y 1 + b1 + Y 2 + b2 +… (3.6) Nucleul mai puţin stabil X cu numărul de masă A mare se fragmentează în nuclee mai stabile cu număr de masă A mai mic. Reacţia nucleară de fisiune este exoenergetică. 27

Platts – Global Energy / Oct. 2001.

58

Capitolul 3

Reacţia de fuziune constă în unirea a două nuclee uşoare într-un singur nucleu mai greu. Reacţia este exoenergetică. La mase egale energia degajată prin fuziune este de câteva ori mai mare decât energia degajată prin fisiune. Pentru fuziunea nucleelor sunt necesare temperaturi mari (10 9 C), motiv pentru care reacţia se mai numeşte şi termonucleară. În reactoarele nucleare actuale combustibilul nuclear constă din izotopii atomilor de uraniu, toriu şi plutoniu. Combustibilii nucleari se pot grupa astfel: - combustibil fisionabil natural – izotopul Uraniu-235; acest izotop se găseşte doar într-o proporţie de 0,7% în minereul de uraniu; - combustibil nuclear fertil, constituit din izotopul Uraniu-238 şi izotopul Thoriu-232; acest combustibil se găseşte în proporţie destul de mare în minereul de uraniu (de exemplu, Uraniu-238 în proporţie de 99,2%); - combustibil fisionabil secundar (artificial), constituit din izotopul U233, ce se obţine din izotopul Th-232 şi izotopul Pu-239, obţinut din U-238. Reacţia de fisiune în lanţ a combustibilului nuclear se produce prin bombardarea cu neutroni a izotopului fisionabil. În funcţie de energia cinetică a neutronilor, aceştia pot fi: - termici (T n<1 eV, energie comparabilă cu cea a agitaţiei termice T 0,025 eV); - intermediari (T n=1103 eV); - rapizi (T n>104 eV). Încetinirea neutronilor rapizi emişi în timpul reacţiei de fisiune se face prin ciocnirea lor de nucleele unei substanţe numită moderator. În funcţie de combustibilul nuclear care „arde“ într-un reactor şi de posibilităţile de regenerare ale combustibilului, pot fi reactoare nereproducătoare şi reactoare reproducătoare. În reactorul nereproducător „arde“ numai U-235. Preluarea căldurii de la reactorul nuclear (răcirea) se face în general cu apă. Apa reprezintă deci elementul care preia energia rezultată din reacţie şi o transportă sub formă de energie termică (abur) spre turbogenerator. Dezvoltarea energeticii nucleare se poate împărţi în două etape.  Etapa de început – până în anul 1970. În această etapă s-au construit CNE experimentale şi CNE prototip-industrial. Totodată, s-au evidenţiat primele dificultăţi în construcţia şi exploatarea lor, urmărindu-se în continuare realizarea CNE tipizate şi în serie.  Etapa de maturitate a CNE – din 1970 până în prezent, caracterizată prin construirea de CNE industriale, care produc energie electrică mai ieftină decât CTE (vezi Fig. 2.3). Evoluţia energeticii nucleare se caracterizează, de la primele CNE până la cele actuale, prin: - ritmul alert de creştere al puterii instalate; 59


- creşterea continuă a numărului de grupuri instalate; - creşterea ponderii energiei electrice produse în CNE; - creşterea continuă a numărului de ţări ce construiesc CNE. Puterea instalată totală pe glob în CNE a crescut exponenţial: dacă în anul 1970 puterea instalată mondială era de 24 GWe, în 1985 a ajuns la 259 GWe, atingând 362 GWe în 2000. Acestei puteri îi corespundea în acelaşi an o producţie de 2.434 GWh. Dacă în 1954 era un singur grup (în fosta U.R.S.S.), în anul 1985 erau în lume 374 grupuri. În prezent, la nivel mondial sunt în funcţiune peste 440 centrale nuclearoelectrice. Din 1970 unele centrale au fost oprite (peste 60) şi altele dezafectate. În proces de construcţie sunt un număr de peste 30 de centrale nucleare, cu puteri instalate din ce în ce mai mari, unele depăşind puterea instalată de 4.700 MWe 28. Ponderea energiei electrice produse în CNE din producţia totală de energie electrică a crescut de la 1,6% în anul 1970 la 20% în 1990, atingând în anul 2000 o pondere de 16,65%, cu mult mai puţin decât valoarea prognozată în anii 70 (30-35%). La ora actuală în lume există peste 36 ţări care exploatează centrale nuclearoelectrice în funcţiune. Şi în ceea ce priveşte tipurile CNE se pot deosebi două etape de dezvoltare, cu aceeaşi periodizare:  Etapa 1954-1970, când pe glob au predominat CNE de tip GCRMagnox (Gas Cooled Graphite moderated R eactor – reactor moderat cu grafit şi răcit cu gaz).  Etapa 1970-prezent, în care pe primul loc se situează CNE de tip LWR (Light Water R eactor – reactor răcit cu apă uşoară, combustibil fiind uraniul îmbogăţit), centrale care în ultimii ani au ajuns la o pondere de 85% din totalul puterii instalate a centralelor nucleare de pe mapamond. În prezent există două tipuri de CNE mature din punct de vedere tehnologic şi competitive din punct de vedere economic cu CTE: - LWR (cu subtipurile BWR şi PWR) şi - HWR (sau PHWR - Pressurized Heavy Water moderated and cooled R eactor - reactor moderat şi răcit cu apă grea sub presiune). Reactorul cu apă în fierbere BWR ( Boiling Water R eactor) încălzeşte până la fierbere apa de răcire direct în reactor – Fig. 3.3 a). În reactorul cu apă sub presiune PWR ( Pressurised Water R eactor) apa este menţinută la o asemenea presiune încât nu poate fierbe în interiorul reactorului. În afara reactorului căldura acestui circuit primar de apă sub presiune este transferată unui circuit de apă secundar prin intermediul unui schimbător de căldură. Apa din circuitul secundar se află la presiune joasă şi fierbe, producând aburul care pune apoi în mişcare turbinele – Fig. 3.3 b). 28

International Nuclear Safety Center – www.insc.anl.gov

60

Capitolul 3

Pentru viitorul apropiat alte două tipuri de reactoare au perspective de abur abur combustibil reactor apã

combustibil reactor

generator de abur

apã pompã apã

a)

b)

Fig. 3.3 Tipuri de reactoare cu apă: a) reactor cu apă în fierbere; b) reactor cu apă sub presiune.

competitivitate: FBR ( F ast B reeder R eactor – reactor reproducător rapid) – construit încă în anul 1963 în S.U.A., cu o putere electrică de 20 MWe şi HTGR ( H igh T emperature Gas cooled G raphite moderated R eactor – reactor răcit cu gaz la înaltă temperatură, moderat cu grafit). Există şi reactoare reproducătoare: în timpul funcţionării aceste reactoare generează material fisionabil secundar (Pu-239 şi U-233) din materialul fertil (U-238 şi Th-232). Aceşti izotopi din materialul fertil devin fisionabili prin bombardare cu neutroni, proces care îi schimbă în izotopi cu totul noi. Aceste transformări pot fi urmărite în figurile 3.4 şi 3.5. În orice reactor nuclear fiecare reacţie produce în medie 2,5 neutroni (25 neutroni la 10 reacţii de fisiune). Unul dintre aceşti neutroni continuă reacţia de fisiune, restul neutronilor fiind absorbiţi de materialele nefisionabile din reactor. În reactorul reproducător unul sau mai mulţi din excesul de 1,5 neutroni este absorbit de un nucleu fertil, care este transmutat într-un nucleu fisionabil. Uraniul 238 este transmutat în plutoniu 239 trecând prin faza neptuniu 239. Thoriul 232 este transmutat în uraniu 233 trecând prin faza protactiniu 233. Reactoarele reproducătoare nu mai pot fi răcite cu apă din cauză că aceasta ar încetini imediat neutronii până la viteze la care ar fi absorbiţi inutil. De aceea pentru răcirea reactoarelor rapide se folosesc săruri topite, metal lichid (sodiu lichid) sau gaze (heliu). Centralele nuclearoelectrice cu reactor de tip PHWR ( Pressurised Heavy Water R eactor) – de tip CANDU (Canada Deuterium Uranium) – construite în mai multe ţări, printre care şi România (la Cernavodă) în 61


ultimii ani au următoarele avantaje:  asigură independenţa totală faţă de exterior, în sensul că se pot asimila toate elementele constructive necesare în ţară, inclusiv combustibilul nuclear;  asigură o utilizare optimă a celui mai ieftin combustibil nuclear (uraniul natural) cu grade de ardere de 7.000 9.000 MW zi/tU, faţă de 3.000 MW zi/tU la GCR-Magnox;  asigură consum redus de uraniu şi producţie dublă de plutoniu;  nu necesită instalaţii de îmbogăţire a uraniului natural;  ciclul combustibilului este mai simplu;  reîncărcarea reactorului cu combustibil este continuă, fără oprirea reactorului. Desigur, există şi unele dezavantaje: Timp de înjumătăţire 23’

n

U238

U239

Izotop fertil



Timp de înjumătăţire 2,35 zile

Np239



Pu239

Energie cinetică

Produse de fisiune

Izotop fisionabil

Pu239

n

n n

mai mult de un neutron

Fig. 3.4 Transformarea izotopului fertil U-238 în izotopul fisionabil Pu-239. Timp de înjumătăţire 22’

n

Th232

Th233



Timp de înjumătăţire 27 de zile

Pa233



U233

Izotop fertil

Produse de fisiune

n

U233

n n

mai mult de un neutron

Fig. 3.5 Transformarea izotopului fertil Th-232 în izotopul fisionabil U-233. 62

Capitolul 3

– necesită o cantitate mare de apă grea (0,8 t/MWe); – prezintă pierderi continue de apă în timpul exploatării, ceea ce afectează cheltuielile de exploatare şi costul energiei electrice produse; – circuitul primar este mai complex; – parametrii aburului viu sunt mai reduşi. CNE care funcţionează respectând măsurile de protecţie contra radiaţiilor produc o poluare mai redusă decât CTE, fiind de aceea considerate mai „curate“. Experienţa în construcţia CNE a evidenţiat faptul că tipul centralei nu influenţează schema electrică de racord la SEN, soluţiile de racordare nefiind diferite de cele utilizate în cazul centralelor electrice clasice de mare putere. Pe de altă parte, la CNE se impun condiţii speciale de securitate, care se reflectă în modul de realizare a sistemului de alimentare a serviciilor proprii, ce diferă în funcţie de tipul reactorului utilizat. Ca şi la o centrală clasică, schema electrică primară îndeplineşte două funcţii: - transferarea către SEN a energiei electrice produsă în centrală; - alimentarea cu energie electrică a serviciilor proprii ale centralei. În figura 3.6 se prezintă schema simplificată monofilară a unui bloc energetic al unei CNE, evidenţiindu-se circuitele prin care se realizează funcţiile menţionate mai sus. Evacuarea energiei electrice produsă la 24 kV se face prin intermediul transformatorului ridicător de bloc TB şi prin staţia de înaltă tensiune prin care se face racordarea la SEN. Sistemul de alimentare a serviciilor proprii se compune din L1 400 kV G2

L2 400 kV

TB

TSPG G1 6 kV

TSPS

circuit de evacuare a puterii servicii proprii întreruptor deschis în regim normal întreruptor închis în regim normal

Fig. 3.6 Schema monofilară simplificată a unui bloc energetic într-o CNE. 63


transformatorul pentru servicii proprii TSPG alimentat de la bornele generatorului G1 şi transformatorul pentru servicii proprii TSPS alimentat de la sistem şi din barele de medie şi joasă tensiune, aparatele de comutaţie etc. La un bloc energetic CANDU, 7-10% din energia produsă este utilizată pentru servicii proprii. Pentru alimentarea unor clase de consumatori sunt şi surse independente atât de grup cât şi de sistem, nefigurate în schema din figura 3.6. În figura 3.7 este prezentată structura unei unităţi nucleare CANDU600 PHWR de la Cernavodă, în care se evidenţiază: clădirea reactorului, cu anvelopa de beton 17 , care protejează elementele interne expuse radiaţiilor. Principalul element este ansamblul reactorului 6 . Acesta cuprinde subansamblul Calandria, canalele de combustibil şi mecanismele de control a reactivităţii.

Fig. 3.7 Structura unei unităţi nucleare de tip CANDU de la CNE Cernavodă.

Vasul Calandria este un rezervor cilindric orizontal, cu un singur perete din oţel inoxidabil, închis la fiecare capăt de o placă şi străbătut în plan orizontal de 380 de tuburi calandria. În reţeaua de tuburi este introdus combustibilul nuclear, constituit din uraniu natural, sub formă de pastile de UO2, compactate şi sintetizate, amplasate într-o structură specifică, denumită fascicul de combustibil. Un fascicul este alcătuit din 37 elemente, fixate pe o grilă de formă cilindrică (Fig. 3.8). Elementul combustibil – alcătuit din 30 de pastile – este închis într-o teacă de zircalloy, care mai conţine o glazură de grafit. Greutatea uraniului conţinut în fascicul este de 18,7 kg, iar greutatea fasciculului cu elementele de asamblare de 23,5 kg. În fiecare canal al Calandriei se introduc 12 fascicule, deci vasul 64

Capitolul 3

Calandria cuprinde 4.560 de fascicule, cu o greutate totală de 85.272 kg combustibil. Puterea termică a reactorului unui grup de la CNE Cernavodă este de

Fig. 3.8 Structura unui fascicul de combustibil nuclear.

2.180 MW, iar puterea electrică brută este de 706,5 MW. Parametrii funcţionali ai sistemului sunt următorii: temperatura apei grele la intrare/ieşire este de 266ºC, respectiv 310ºC, iar presiunea aceleaşi ape este de 11,3 MPa, respectiv 9,89 Mpa, adică 109,85 atm., respectiv 97,6 atm. Apa grea, care are rolul de moderator în vasul Calandria (circuit primar moderator), are şi rolul de purtător de căldură (circuit primar de transport al căldurii) spre schimbătoarele de căldură, respectiv generatorii de abur ( Fig. 3.7 şi Fig. 3.9 ). În generatoarele de abur apa uşoară preia energia termică de la apa grea, generându-se aburi la o presiune de 4,5 MPa, adică 44,41 atm. şi o temperatură de 260ºC. Aburul pătrunde în turbina 10 din figura 3.7, producând energie mecanică, transformată apoi de generatorul electric sincron 11 în energie electrică, la tensiunea de 24 kV, care este transformată prin intermediul staţiei de transformare 16 la tensiunea de 400 kV, nivel de tensiune necesar pentru transportul ei în SEN. Centrala nuclearoelectrică CANDU-600 de la Cernavodă este echipată pe grup cu câte un generator electric sincron cu următoarele date nominale: S =800 MVA, U =24 kV, n=1.500 rot./min., . cos  =0,9, I Ex=3.562 A, U Ex=465 V, P Ex=2,3% P n. Generatorul este construit etanş, fiind răcit cu apă în înfăşurările statorului şi cu hidrogen în celelalte părţi, fiind autoexcitat, cu compundaj, 65


Fig. 3.9 Circuitele agentului primar moderator şi a agentului primar de transport al căldurii.

curentul de excitaţie fiind asigurat de un sistem de excitaţie denumit Gennerex-CPS. La pornire excitarea se asigură de la o sursă separată de c.a. monofazată de 480 V. Pentru protecţia mediului faţă de emisia posibilă de radiaţii, sunt prevăzute:  două sisteme de oprire rapidă a reactorului: SOR-1, SOR-2;  un sistem care asigură preluarea căldurii reziduale după un eventual accident de pierdere a sistemului de răcire;  un sistem care controlează eliberarea de radioactivitate în atmosferă: sistemul anvelopei ( Fig. 3.10) 29. Sistemul anvelopei are la rândul său următoarele componente: - Anvelopa de protecţie – este de formă cilindrică, cu acoperişul sub formă de dom din beton precomprimat, de grosime cca 1 m, acoperit pe interior cu un strat de etanşare. Acesta are rolul de a menţine în limitele permise eliberările de radioactivitate spre mediul înconjurător în condiţiile unui accident şi de protecţie biologică în calea radiaţiilor. 29

Sursa: Prezentări de la Nuclearelectrica SA şi http://www.nuclearelectrica.ro/

66

Capitolul 3

Fig. 3.10 Sistemul de protecţie al anvelopei. anvelopei.

Presiunea din interiorul anvelopei este mai scăzută decât presiunea atmosferică. Trecerile prin anvelopă pentru conducte sunt etanşate. - Siste Sistemu mull de ecl ecluz uzar aree – asig asigur urăă legă legătu turi rile le cu cu exte exterio rioru rul, l, pen pentru tru personal şi echipamente. Ecluzele pneumatice sunt prevăzute cu două uşi – cu închi închider deree etanş etanşăă – şi un pas pasaj aj de trecer trecere. e. - Siste Sistemu mull de de izo izola lare re – inte interv rvin inee în în caz cazul ul un unui ui acci accide dent nt,, cân cândd – la o creştere creştere a presiunii presiunii în anvelopă anvelopă sau sau a radioactiv radioactivităţii ităţii peste peste valori valori prestabilite – închide toate conductele care penetrează anvelopa, 67


realizând o izolare totală a acesteia. - Siste Sistemu mull de str strop opire ire – se dec decla lanş nşea ează ză la la creş creşte tere reaa pres presiu iuni niii în anvelopă peste o valoare permisă, ca urmare a unui accident de pierdere a agentului primar sau a ruperii conductei principale de abur în interiorul anvelopei. Apa condensează aburul, reducându-se astfel presiunea, împiedicând evacuarea de substanţe radioactive în atmosferă. - Răcito Răcitorii rii loca locali li de aer aer – con contin tinuă uă răcir răcirea ea anvel anvelope opeii după după epuiza epuizarea rea apei din bazinul de stropire. Din punctul de vedere al continuităţii în alimentare, consumatorii cl ase serviciilor proprii su n t împăr i i în patr u clase , cărora le corespund patru sisteme de alimentare (vezi şi figura fi gura 3.6). Sistemul de clasa a IV-a, alimentat alimentat prin TSPG (Transformator (Transformator pentru pentru Servicii Proprii Proprii alimentat de la Generator) la generatorul generatorul G1 sau prin TSPS (Transformator pentru Servicii Servicii Proprii alimentat alimentat de la Sistem) de la SEN poate suporta întreruperi în alimentare de lungă durată fără implicaţii asupra securităţii centralei. Căderea completă a surselor de clasa a IV-a conduce la oprirea automată a reactorului. Sistemul de clasa a III-a, alimentat de la sistemul de clasa a IV-a sau de la generatorul diesel de rezervă poate suporta întreruperi în alimentare de 3 minute fără a fi afectată securitatea centralei sau a personalului. Acest sistem asigură oprirea centralei în condiţii de siguranţă şi evacuează căldura de dezintegrare chiar dacă lipseşte sistemul de alimentare de clasa a IV-a. Dacă şi sistemul de clasa a III-a este întrerupt pentru o perioadă mai lungă, centrala poate fi totuşi oprită în condiţii de siguranţă prin SAEA (sistemul de alimentare cu energie electrică la avarie). Consumatorii de clasa a II-a sunt consumatori de c.a. şi admit întreruperi în alimentare de maximum 5 ms. Acest sistem este alimentat în mod normal prin invertoare alimentate în c.c. de la redresoarele ce încarcă şi bateriile de acumulatoare care aparţin sistemului de clasa I. În cazul întreruperii sistemului de clasa a II-a alimentarea invertoarelor se face de la bateriile de acumulatoare. acumulatoare. Consumatorii sistemului de clasa I sunt consumatori de c.c. şi nu admit întreruperi în alimentare fără a afecta siguranţa în funcţionare a centralei. Agregatele nucleare (reactor, schimbător de căldură, uneori şi turbogeneratoarele) trebuie închise în incinte din beton masiv, cu scopul de a proteja mediul înconjurător împotriva radiaţiilor rezultate din fisiune. Rapoarte Rapoartele le de la mai multe multe centrale centrale de tip tip CANDU CANDU în funcţiune funcţiune precizează că dozele individuale de expunere anuală a celor mai afectate categorii de personal de exploatare din centrală sunt mult sub cele maxim permise. 68

Capitolul 3

3.1.3. Centrale geotermoelectrice Purtătorul de energie primară într-o astfel de centrală este constituit din vapori la presiuni şi temperaturi înalte (3 45 bari şi 140240C), extraşi prin foraje de la adâncimi de 150 1.000 m. Vaporii conţin în medie 95% abur, restul fiind gaze sau substanţe chimice (dioxid de carbon, hidrogen sulfurat, azot, amoniac, acid boric). Centralele geotermoelectrice pot fi construite pentru pentru a furniza nu numai energie energie electrică ci şi căldură, căldură, avându-se avându-se în vedere şi posibilitatea extragerii din vapori a unor substanţe chimice. 2 3

1

4

abur expandat

Fig. 3.11 Schema de principiu a unei centrale geotermoelectrice cu admisia admisia vaporilor subterani subterani direct în turbină şi cu evacuare evacuare în atmosferă: 1 - instalaţii de captar captaree a vapor vaporilo ilorr subte subtera rani; ni; 2 - reduct reductor or de de presi presiune une;; 3 - turbin turbină; ă; 4 - genera generator tor electric.

Fig. 3.12 Schema termică de principiu principiu a unei centrale geotermoelectrice geotermoelectrice cu condensator condensator:: 1 – instalaţie instalaţie de captare captare a vaporilor vaporilor subter subterani; ani; 2 – reductor reductor de presiune; 3 – turbină; 4 – generator electric; 5 – condensator de amestec; amestec; 6 – pompă de vid; 7 – turn de răcire; 8 – pompă de circulaţie. 69


În funcţie de tehnologia transformării energetice centralele geotermoelectrice pot fi: - cu admisia admisia vaporilor vaporilor subterani subterani direct direct în turbină turbină şi cu evacuare evacuare Fig. 3.11 ); directă în atmosferă atmosferă (sau captare captare pentru uzine uzine chimice – Fig. - cu admisia vaporilor vaporilor subteran subteranii direct în turbină şi cu evacuare evacuare Fig . 3.12 3 .12 ); prin pri n conden co ndensato satorr ( Fig. - cu alimentarea alimentarea turbinei cu abur secundar secundar provenit din din aburi, după după eliminarea substanţelor chimice şi a gazelor. Centrale geotermoelectrice sunt în Canada, China, Filipine, Germania, Islanda, Italia, Japonia, Mexic, Noua Zeelandă, Rusia. Puterea unei asemenea centrale centrale poate atinge şi chiar depăşi 100 MW. O aseme asemenea nea geote geotermoce rmocentrală ntrală – având având putere putereaa totală totală de 144 144 MW, MW, cuprinzâ cuprinzând nd grupuri grupuri de divers diversee puteri, puteri, cel mai mai mare fiind fiind de 55 MW – este construită în Costa Rica, la poalele vulcanului Miravalles 30. Energia geotermală este transformată în energie electrică de trei grupuri energetice.

3.1.4. Centrale helioelectrice Centralele termoelectrice care folosesc energia radiaţiilor solare sunt cunoscute sub numele de centrale helioelectrice sau solar-electrice. Energia primită de la Soare, deşi este mult mai mare decât cea produsă pe Pământ din combustibili sau pe cale hidraulică, nu poate fi îndeajuns folosită din cauza unor dezavantaje, cum ar fi: – nu se distribuie uniform uniform pe suprafaţa suprafaţa Pământului; – intensitatea radiaţiei radiaţiei solare depinde de starea atmosferei; – variază cu altitudinea (cele mai favorabile zone sunt câmpiile cu multe zile senine senine pe an an – 180-200 180-200 zile); zile); – radiaţia solară este este intermitentă (succesiunea (succesiunea zi-noapte); – puterea obţinută este foarte mică – 0,10,2 kW/m2 – ceea ce determină cheltuieli specifice mari (se are în vedere şi randamentul convertorului fotovoltaic). Transformarea energiei radiate de Soare în energie electrică se poate face direct sau indirect, prin intermediul unui ciclu termic. În cazul procedeului procedeului indirect energia radiaţiilor solare este absorbită de un colector în care un fluid în circulaţie se încălzeşte sau se evaporă, purtând apoi căldura la un motor termic cuplat cu un generator electric. Principalele deosebiri dintre o centrală termoelectrică cu cărbune şi o centrală helioelectrică constă în: sursa primară de energie, procedeul de conversie şi instalaţia de transmitere a energiei primare purtătorului fluid în circulaţie. La centralele helioelectrice instalaţia de transmitere a energiei 30

World Organisation of Volcanic Observatoris – www.wovo.org – www.wovo.org

70

Capitolul 3

radiaţiilor solare către fluidul în circulaţie are ca element principal 1 colectorul solar. Dintre tipurile de colectoare 2 cunoscute prezintă interes 3 colectoarele cu focalizare. Cu ajutorul acestor colectoare s-au 1 realizat cuptoare solare a căror temperatură depăşeşte 3.000 C şi Fig. 3.13 Captator Mouchot: 1 – cilindru căldări solare ce produc vapori la conic-oglindă; 2 – manşon de sticlă; 3 – temperaturi de 100-500C. suprafaţă neagră. Există mai multe tipuri de colectoare (captatoare) solare:  captatoare cu concentrare 3 optică;  captatoare fără concentrare 2 optică. 1 Captatoarele cu concentrare optică folosesc un dispozitiv optic Fig. 3.14 Captator Francia:1 – receptor; 2 (lentile sau oglinzi) cu ajutorul – fascicul de tuburi de sticlă; 3 – panou de cărora asigură în focar o strălucire sticlă. de 250 de ori strălucirea directă. Ele pot fi reglate o dată sau de mai E E 2 multe ori pe zi sau pot fi mobile, 2 E urmărind poziţia Soarelui cu o E precizie de 5-10. E 3 E Printre captatoarele cu concentrare se numără şi 1 dispozitivul Mouchot, realizat în urmă cu circa 100 de ani, care permite o concentrare de 10 20 de Fig. 3.15 Captator cu efect de seră. ori ( Fig. 3.13). La captatoarele fără concentrare optică problema care trebuie rezolvată este reducerea pierderilor prin convecţie şi radiaţie. Dacă radiaţia solară cade sub un unghi mic (cca 7 10 –5 str) prin convecţie şi radiaţie se poate disipa energie sub un unghi de 2  str. Pentru reducerea pierderilor se utilizează adesea două efecte: efectul Francia ( Fig. 3.14) şi efectul de seră ( Fig. 3.15). Francia a utilizat o structură supusă unei carbonizări lente, care duce la realizarea unei structuri celulare fine de carbon. Orificiile dintre tuburile de sticlă limitează pierderile de radiaţie infraroşie. Utilizând efectul de seră în cazul a n sticle, corpul negru receptor va 71


avea o temperatură egală cu a celui care ar primi de la Soare iluminarea E’=(n+1)E. (3.7) S-au realizat centrale helioelectrice cu putere instalată de 1 MW, având colectorul format dintr-o oglindă plană mobilă şi o oglindă parabolică fixă cu ax orizontal. În statul Arizona (S.U.A.) s-a construit o centrală helioelectrică cu oglinzi, cu o putere de 100 MW. Strategii elaborate în diverse state ale S.U.A. prevăd construirea de centrale helioelectrice cu puteri de la 200 până la 1.200 MW. O informaţie recentă31 anunţă că Arizona Public Service (APS), Starwood Energy Group Global şi Lockheed Martin vor construi una din cele mai mare centrale electrice solare în Valea Harquahala, la cca 120 km vest de Phoenix. Centrala – care ar urma să aibă o putere instalată de 290 MW – va fi finalizată în anul 2013, producând energie electrică pentru 73.000 de case. Ea va avea 3.500 de oglinzi parabolice, care vor focaliza căldura primită de la Soare către tuburi ce conţin un fluid de transfer al căldurii. Acesta va transforma apoi apa în aburi, care vor antrena o turbină cu abur, pe axul căreia se află un generator electric. Turnurile solare constituie o nouă metodă de utilizare a energiei regenerabile primită de la soare. Ele combină două efecte ( efectul de şemineu şi efectul de seră ) şi folosesc tehnologia cunoscută şi deja verificată, referitoare la turbina de vânt . Aerul este încălzit de razele solare într-o mare „seră“ în jurul bazei turnului şi prin convecţie se ridică spre vârful turnului. Curentul de aer dinspre seră către turn pune în mişcare turbine eoliene, care antrenează generatoare electrice ce furnizează energie electrică ( Fig. 3.16 ). Capacitatea de a produce energie electrică, utilizând turnurile solare, depinde de doi factori: - suprafaţa de colectare a energiei solare (mărimea serei); - înălţimea turnului. O arie colectoare mai mare conduce la un volum de aer încălzit mai mare care se ridică prin turn. Înălţimea mai mare a turnului determină o diferenţă de presiune mai mare şi în consecinţă o viteză mai mare a aerului. Combinarea celor două efecte conduce la creşterea puterii instalate. Căldura razelor solare poate fi înmagazinată în interiorul colectorului – acoperit cu sticlă sau alt material transparent – şi folosită atunci când radiaţia solară lipseşte (noaptea). Acest lucru are în vedere căldura specifică mare a apei care se află în tuburi negre plasate în interiorul colectorului solar. Tuburile sunt plasate pe sol, la o înălţime de 5-20 cm ( Fig. 3.17 ). Turbinele pot fi montate în inel în jurul bazei turnului, având în acest 31

http://www.eastvalleytribune.com/story/139521

72

Capitolul 3

caz ax orizontal. Se poate monta şi o singură turbină cu ax vertical în interiorul turnului. Amortizarea turnurilor solare se estimează a fi realizată în 2-3 ani.

Fig. 3.16 Schema de principiu a unui turn solar.

În anul 1981, în Spania a fost construit un model de turn solar, sub conducerea inginerului german Joerg Schlaich Bergermann, în localitatea Manzanares 32 (vezi foto) – Ciudad Real, la 150 km la sud de Madrid. Proiectul a fost finanţat de guvernul german.

Fig. 3.17 Principiul înmagazinării energiei solare în colectorul turnului solar.

32

http://www.math.purdue.edu/~lucier/The_Solar_Chimney.pdf 73


Turnul avea 194,6 m înălţime, 10 m în diametru, un colector de cca 46.000 m2 (suprafaţa colectorului avea diametrul de cca 244 m) şi o putere maximă de 50 kW. Înălţimea colectorului era de 1,85 m. Performanţele turnului solar erau monitorizate de 180 de senzori, din secundă în secundă. Turnul a funcţionat atât ziua cât şi noaptea, conducând la costuri ale energiei produse de 0,07-0,11 EURO/kWh. 33 Turnul nu a fost proiectat şi construit pentru a produce energie electrică pentru mult timp, ci mai degrabă pentru a permite efectuarea măsurătorilor care să optimizeze proiectarea şi realizarea unor turnuri de putere mai mare. Nefiind protejat împotriva intemperiilor, după aproape opt ani de funcţionare a căzut în timpul unei furtuni. În anul 1989 turnul a fost demontat. Pornindu-se de al acest experiment au fost făcute estimări că un turn solar cu o putere electrică de 100 MW ar necesita o înălţime de 1.000 m, un diametru de 110 m şi un colector cu un diametru de cca 4.300 m, iar pentru o putere electrică de 200 MW turnul ar trebui să aibă o înălţime de 1.000 m, un diametru de 120 m şi un colector cu un diametru de cca 7.000 m. Energia anuală estimată este de 320 GWh, respectiv 680 GWh 34. O heliocentrală de 200 MW ar putea produce suficientă energie electrică pentru 200.000 de locuinţe, ceea ce ar duce la evitarea producerii a 33 34

Sursa: www.wikipedia.org www.energienaturala.wordpress.com

74

Capitolul 3

900.000 t de gaze cu efect de seră într-un singur an. La mijlocul anului 2008 guvernul Namibiei a aprobat propunerea de construire a unui turn solar de 400 MW, denumit „Greentower“. Se preconizează a fi construit cu o înălţime de 1,5 km şi un diametru de 280 m, iar la baza lui se va afla o suprafaţă de 37 km 2 de seră, în care ar putea fi cultivate legume. Rata de conversie a energiei solare în energie elect rică Turnurile solare au o rată de conversie a energiei considerabil mai scăzută decât alte tipuri de colectoare de energie. În schimb, aceasta este contrabalansată de costul destul de redus al investiţiei pe metru pătrat. De la un colector de 37 km 2 se preconizează conversia a 0,5% (5 W/m2 din cei 1.000 W/m2 proveniţi de la Soare) din energia solară. Comparativ, centralele echipate cu concentrator termic sau cu celule fotovoltaice au o eficienţă de 20-40%. Performanţele heliocentralelor sunt influenţate negativ de câţiva factori: vântul, rezistenţa la aer provocată de suporţii turnului sau reflexia de pe partea superioară a coronamentului serei. Locaţia centralei este un alt factor ce influenţează randamentul său: se presupune că o centrală amplasată la latitudini mari (cum ar fi Canada) ar produce 85% din energia produsă de către o centrală identică plasată în zona ecuatorială a globului. Este posibilă combinarea unui turn solar cu alte utilizări, pentru a-i scădea şi mai mult costurile sau chiar pentru a creşte randamentul conversiei: poziţionarea de colectoare solare sau celule fotovoltaice sub suprafaţa colectorului solar. 35 În acest caz centrala ar deveni de tip STE (Solar Thermal Energy). Conform clasificării Administraţiei de Informare în Energie a Statelor Unite, colectoarele termice solare sunt de trei tipuri: de joasă, medie şi înaltă temperatură. Colectoarele termice de joasă temperatură sunt de formă plată, în general fiind utilizate pentru încălzirea apei din piscine. Cele mai multe dintre colectoarele termice de temperatură medie sunt de asemenea plate, dar folosite pentru prepararea apei calde de uz menajer. În schimb, colectoarele de înaltă temperatură concentrează energia solară cu ajutorul oglinzilor sau lentilelor şi servesc la producerea energiei electrice. Conform dr. David Mills de la Ausra 36, în octombrie 2009 existau în lume centrale termice solare cu o putere totală de 600 MW, erau în curs de realizare altele cu o putere de 400 MW, iar în faza de proiectare-dezvoltare o capacitate de 14.000 MW (majoritatea folosind tehnologia CST – Concentrating Solar Thermal), unele dintre proiecte având în vedere şi dezvoltări agricole. 35 36

http://en.wikipedia.org/wiki/Solar_thermal www.ausra.com 75


3.1.5. Centrale hidroelectrice Ansamblul de construcţii şi instalaţii în care energia hidraulică este transformată în energie electrică este cunoscut sub numele de centrală hidroelectrică sau hidrocentrală. La nivel mondial în anul 2000 puterea instalată în centralele hidroelectrice era de 713 GW, reprezentând 21% din capacitatea instalată – Tabelul 2.1 a) . Energia produsă în aceste centrale a fost de 2625,9 TWh, reprezentând 17,96% din energia electrică produsă pe plan mondial. În România, în anul 2000 puterea instalată în hidrocentrale era de 6.120 MW, reprezentând 27,98% din capacitatea instalată – Tabelul 2.2 a) , iar producţia de energie electrică în acestea era de 14.778 GWh, reprezentând 28,45% din totalul energiei electrice produse în ţara noastră.

Clasificare. Tipuri de hidrocentrale şi de turbine După modul de amplasare al centralelor faţă de sursa de apă se disting mai multe tipuri de centrale hidroelectrice:  centrale pe firul apei, care utilizează apa în mod continuu, având capacitate de acumulare mică; apa care nu este utilizată deversează peste baraj şi este pierdută;  centrale cu acumulare care – în funcţie de capacitatea lor de acumulare – sunt centrale: cu acumulare săptămânală, cu acumulare sezonieră, cu acumulare anuală. În perioadele când cererea de energie electrică este redusă apa poate fi acumulată şi utilizată atunci când cererea de energie este mare. Controlul acumulărilor de apă aduce avantajul păstrării constante a nivelului râului.  centrale cu pompare-acumulare se construiesc acolo unde râurile nu alimentează pe cale naturală lacul de acumulare. În prezent acestea constituie singura metodă economică de a acumula mari cantităţi de energie „electrică“. În general, o centrală hidroelectrică cuprinde: lacul de acumulare, conductele de transport cu vanele de admisie, turbinele hidraulice, generatoarele electrice, staţia de transformare, instalaţiile de comandă, instalaţiile anexe. Lacul de acumulare poate fi realizat fie prin construirea unui baraj de beton, fie prin construirea unui baraj din pământ şi anrocamente în calea unui curs de apă. Într-o centrală hidroelectrică (CHE) energia potenţială a apei din lacul de acumulare se transformă în energie cinetică în conductele forţate (de aducţiune). Aceasta la rândul ei este transformată în energie mecanică în turbinele hidraulice care antrenează generatoarele electrice, obţinându-se astfel energia electrică (Fig. 3.18). 76

Capitolul 3

Fig. 3.18 Schema de principiu a unei hidrocentrale: 1 – lacul de acumulare; 2 – baraj; 3 – conducte forţate; 4 – centrala hidroelectrică; 5 – turbină hidraulică.

Puterea disponibilă a unei centrale hidroelectrice depinde de căderea netă H (diferenţa între nivelul apei din lacul de acumulare şi nivelul intrării apei în turbină) şi de debitul Q al apei, conform relaţiei 1.000  Q  H  t  g , P  (3.8) 102 în care: Q este debitul de apă în m 3/s; H – căderea netă, în m; t – randamentul turbinei, de 0,85 0,92; g – randamentul generatorului electric, de 0,950,98; P – puterea, în kW. Alegerea turbinei hidraulice care se va utiliza într-o centrală hidroelectrică depinde de înălţimea netă H şi de debitul Q al apei, conform diagramei din figura 3.19. Există mai multe tipuri de turbine hidraulice:  turbina Kaplan, turbina Francis, turbina Pelton – turbine clasice;  turbina bulb, turbina reversibilă (sau pompa-turbină) – turbine mai moderne. Turbina Kaplan ( Fig. 3.20) este o turbină elicoidală cu paletele rotorului şi statorului reglabile, modificarea poziţiei paletelor permiţând 77


menţinerea randamentului la valori ridicate pentru diferite valori ale sarcinii. Prin modificarea poziţiei paletelor statorice 5 se modifică debitul apei care trece prin turbină şi unghiul de atac al paletelor. Prin modificarea unghiului de înclinare al paletelor rotorice se modifică puterea dezvoltată de turbină. Randamentul turbinei t este aproape constant în raport cu sarcina, având valori de 0,8 0,9.

Fig. 3.19 Domeniul de aplicare al tipurilor de turbine Pelton, Francis, Kaplan.

Fig. 3.20 Turbina Kaplan: 1 – corpul turbinei; 2 – axul turbinei; 3 – paletă rotor; 4 – butucul rotorului; 5 – paletă stator (distribuitor); 6 – carcasă spirală;  – unghi de înclinare al paletelor rotorice.

78

Capitolul 3

Turbina Kaplan se utilizează pentru căderi de apă de până la 70 m în unităţi de puteri mici şi până la 35 m în unităţi de puteri mari. Recordul de putere pe unitate în ţara noastră îl deţin turbinele Kaplan de la CHE Porţile de Fier I37, cu o putere unitară iniţială de 242.000 CP (180 MW, după retehnologizare 205 MW) la o cădere de calcul de 27,3 m şi un debit de 840 m3/s (debitul maxim fiind de 900 m 3/s). Este interesant de amintit că debitul mediu anual al Dunării este de 8.700 m 3/s.

În fotografiile ataşate sunt prezentate butucul rotorului turbinei Kaplan, o paletă a rotorului şi rotorul generatorului sincron, unde se observă polii rotorici. 37

www.irongates.ro 79


Turbina Francis sau turbina radială ( Fig. 3.21) este utilizată pentru căderi de apă mijlocii (25 430 m) şi pentru debite normale şi mari. Paletele statorice (distribuitorul) sunt reglabile, permiţând dirijarea apei către rotor astfel încât să se obţină o curgere cât mai favorabilă.

Fig. 3.21 Turbina Francis: a) vedere laterală; b) secţiune axială; 1 - rotor; 2 paletă rotorică; 3 - paletă statorică (distribuitor); 4 - canal de aducţiune; 5 tub de aspiraţie; 6 - carcasă spirală.

Turbinele Francis pot fi dispuse atât orizontal cât şi vertical. Varianta cu ax vertical s-a impus în construcţia unităţilor de mare putere. Cu turbine Francis se pot obţine puteri de la 2-3 MW până la sute de MW, pentru turaţii între 100 şi 1.000 rot./min. La Vidraru, în judeţul Argeş, lacul de acumulare – ce conţine un volum mediu de 465 milioane m 3 de apă – este realizat cu ajutorul unui baraj din beton în formă de dublu arc, cu grosimea la bază de 25 m, grosimea sus de 6 m, înălţimea de 166 m şi lungimea coronamentului de 305 m (vezi fotografiile). La construirea lui (anii 1962-1966) s-au folosit 480.000 m 3 de beton. Galeriile de aducţiune a apei au o lungime de 43 km. Lacul rezultat are o circumferinţă de 56 km. Sunt utilizate 4 turbine Francis cu o putere unitară de 55 MW. Căderea de calcul este de 166 m, iar debitul de 660 m 3/s38. Pe plan mondial, recordul de putere îl deţine centrala hidroelectrică de la Itaipu, aflată pe graniţa dintre Brazilia şi Paraguay, în apropierea graniţei comune cu Argentina. Amenajarea hidroelectrică are o putere totală de 12.600 MW (puterea unitară este de 715 MW – 18 grupuri hidrogeneratoare) şi un debit de 700 m3/s, având un randament de 93,8%. Hidrocentrala s-a construit pe fluviul Parana între anii 1984 şi 1991. 38

www.comenius-baudelaire-fosses.ac-versailles.fr/pageLibre00010506.htm

80

Capitolul 3

Barajul Vidraru – vedere din aval.

Barajul Vidraru – vedere de sus, din amonte.

Barajul ei are o lungime de 7,76 km şi o înălţime de 196 m, lacul 81


rezultat având o suprafaţă de 1.350 km 2 (170 km lungime şi 7 km lăţime) şi un volum de 29 miliarde tone de apă (vezi fotografiile).

Barajul şi lacul de acumulare de la Itaipu.

Itaipu – organizare de şantier.

Energia produsă asigură 26% din consumul de energie electrică al Braziliei şi 78% din cel al Paraguayului39. 39

www.solar.coppe.ufrj.br/itaipu.html

82

Capitolul 3

Itaipu – conductele de aducţiune forţată.

Turbina Pelton ( Fig. 3.22) este folosită pentru căderi nete de apă mari ( H >244 m) şi debite mici. Jetul de apă este dirijat prin unul sau mai multe ajutaje, cu sau fără deflector de jet, asupra unor cupe fixate pe rotor, transformându-şi întreaga energie cinetică în energie mecanică. Injectorul este prevăzut cu un ac care permite reglarea debitului de apă şi cu un deflector de jet care acţionează în vederea supraturării la descărcarea bruscă de sarcină a turbinei. În asemenea situaţii deflectorul deviază jetul de apă de la cupele rotorului până acând acul injectorului a micşorat secţiunea la o valoare corespunzătoare unei funcţionări staţionare. Randamentul turbinei Pelton se menţine ridicat chiar şi la sarcini parţiale, putând atinge valori mari (0,900,92). La 30 de km în amonte de localitatea Voineasa este construită, în anul 1972, cea mai mare acumulare de apă de pe râurile interioare, pe râul Lotru. Barajul, construit din argilă şi anrocamente (primul de acest tip din ţara noastră) are 120 de metri înălţime, lungimea coronamentului de 350 m şi lăţimea la bază de aproape 500. Lacul Vidra, format prin construirea barajului are o lungime de 8 km şi o suprafaţă de 150 ha, acumulează 350 milioane de m3 de apă, luciul acesteia aflându-se la cca 1.289 m deasupra nivelului mării. Pentru a capta cât mai multe cursuri de apă de pe versanţii Munţilor Părâng şi Căpăţânii, din bazinele hidrografice Lotru, Olt, Sebeş, Sadu, Jiu, s-a realizat o schemă unicat în România, şi anume concentrarea debitelor şi căderilor, după modelul utilizat în perioada interbelică de către prof. dr. ing. Dorin Pavel, la amenajarea hidrografică din Masivul Semenic. S-au săpat peste 150 km galerii în acest sens, captându-se prin baraje de mai mici dimensiuni 83 de pâraie. 83


Fig. 3.22 Turbină Pelton: 1 – rotor; 2 – cupă; 3 – injector; 4 – acul injectorului; 5 – deflector de jet.

În Lacul Vidra se adună gravitaţional sau prin pompare, apele a patru alte lacuri: Galbenu (la 1.300 m altitudine), Petrimanu, Jidoaia şi Lotru Aval - Balindru. În figura 3.23 este prezentată amplasarea celor patru lacuri amintite, precum şi a lacurilor Mălaia şi Brădişor, în aval de Lacul Vidra. Lacul Galbenu, realizat prin construirea unui baraj de beton în dublu arc având o înălţime de 60 m, acumulează cca 2 milioane m 3 de apă, de pe cursurile de apă Latoriţa şi Cioara şi are 17 ha. De la acest lac apa ajunge prin galeria gravitaţională Galbenu-Vidruţa în Lacul Vidra. Lacul Petrimanu, amplasat pe Latoriţa în aval de Lacul Galbenu, la 1.130 m, captează încă 25 de pâraie. Cu ajutorul unei staţii de pompare echipată cu trei electropompe de 10 MW apa este ridicată în galeria Galbenu-Vidruţa şi ajunge gravitaţional în Lacul Vidra. Din Lacul Lotru Aval - Balindru, amplasat pe râul Lotru, la 1.030 m altitudine, se pompează apa acumulată, cu ajutorul a două electropompe de câte 4,5 MW, pe o înălţime de 325 m, în reţeaua de aducţiuni secundare nord. Din Lacul Jidoaia, amplasat la 1.180 m pe pârâul cu acelaşi nume, se pompează apa acumulată din bazinele Lotrişoarei şi Sadului, cu ajutorul a două electropompe de câte 20 MW, de asemenea în reţeaua de aducţiuni secundare nord. 84

Capitolul 3

Din Lacul Vidra, printr-o galerie principală cu diametrul de 5 m, pe o distanţă de 13,5 km, apa ajunge în castelul de echilibru. De aici, printr-o galerie forţată cu diametrul interior de 4 m, căptuşită cu blindaj de oţel, pe o lungime de 1,5 km, apa ajunge – cu un debit Q de 80 m3/s, pe o cădere H de cca 800 m – în centrala Ciunget-Lotru. Aceasta este construită într-o grotă de 130 m lungime, 18 m lăţime şi 35 m înălţime, amplasată la 140 m sub nivelul râului Latoriţa, la aceasta ajungându-se printr-o galerie lungă de circa 1 km. Centrala, având o putere totală de 510 MW, este echipată cu trei grupuri turbine Pelton – generator sincron cu ax vertical, de câte 170 MW. Energia produsă într-un an mediu este de 1.100 GWh, de unde rezultă o putere medie de 125,57 MW. Pentru a se produce această energie, într-o centrală termică ar trebui arse 1.300.000 t cărbune sau 3 miliarde m 3 de gaz, care ar polua puternic mediul.

Fig. 3.23 Schiţa amenajării hidroenergetice de pe râul Lotru.

Centrala are statutul de centrală de vârf, fiind regulator de putere, frecvenţă, tensiune şi energie reactivă. Centrala este comandată prin telereglaj de la Dispeceratul Naţional al României. Energia electrică produsă este evacuată prin două linii de 220 kV, către staţia de conexiune cu SEN, aflată la Sibiu. Din staţia proprie de 85


conexiuni mai pornesc linii de 110 kV, care preiau energia electrică produsă în centralele electrice Mălaia şi Brădişor şi alimentează electropompele de la baza lacurilor amintite. În aval de centrala Ciunget-Lotru sunt construite încă două hidrocentrale: Mălaia (la 480 m deasupra nivelului mării) şi Brădişor (la 450 m altitudine), ambele tot pe râul Lotru. Centrala Mălaia, aflată la cca 6,5 km în aval, preia apa din galeria de fugă a centralei Ciunget. Aceasta este echipată cu două grupuri turbină Kaplan – generator sincron de câte 9 MW. Centrala Brădişor este amplasată în aval de lacul cu acelaşi nume, la cca 6 km de Mălaia. Lacul acumulează 39 milioane m 3 de apă din Lotru şi pârâul Păscoaia, întinzându-se pe 230 ha şi constituind şi sursa de apă pentru municipiul Râmnicu-Vâlcea şi alte localităţi învecinate. Centrala este echipată cu două grupuri turbină Francis – generator sincron, cu o putere totală de 115 MW. Printr-o galerie de fugă de 13,2 km, apa este evacuată din această centrală în râul Olt. În Elveţia, la Bieudron (vezi foto de mai jos 40) s-a finalizat în anul 1998 construirea unei centrale hidroelectrice echipată cu turbine Pelton cu o putere unitară de 423 MW, adică o putere totală de cca 1.250 MW. Aceasta face parte din complexul Cleuson-Dixence, care asigură 20% din potenţialul hidroenergetic înmagazinat al Elveţiei.

Camera spirală şi rotorul unei turbine de la Biedron.

Centralele hidroelectrice care folosesc turbine Kaplan, Francis, Pelton funcţionează în SEN ca centrale de bază. 40

Sursa: www.slopeindicator.com/stories/bieudron.html

86

Capitolul 3

Turbina reversibilă (pompa-turbină) este o instalaţie hidraulică concepută pentru centrale cu pompare-acumulare, fiind utilizată atât ca turbină cât şi ca pompă, pentru valori ale căderii nete între 50 şi 400 m, putându-se ajunge chiar şi la 1.000 m. Centralele electrice având o astfel de turbină furnizează energie electrică în orele de vârf ale curbei de sarcină, iar în afara orelor de vârf devin consumatoare de energie electrică funcţionând ca pompe. În acest mod, plusul de energie furnizat de centralele electrice de bază în afara orelor de vârf este înmagazinat sub formă de energie potenţială a apei în lacul de acumulare prin pompare. În ţara noastră există un proiect de construire a unei centrale cu pompare-acumulare (CHEAP) de 1.000 MW (4×250 MW) la TarniţaLăpuşteşti, echipată cu turbine reversibile. Acest proiect se încadrează în prevederile cuprinse în Strategia de Energie din România pentru anii 20072020, aprobată prin HG nr. 1069/2007. Această centrală va duce la îmbunătăţirea regimului de funcţionare a grupurilor mari de la Centrala Nucleară Cernavodă şi a termocentralelor de mare putere. Centrala hidroelectrică Tarniţa-Lăpuşteşti va produce energie electrică şi va utiliza surplusul de energie la orele de vârf. Unitatea va funcţiona ca o pompă pe timp de noapte, când energia este ieftină şi sistemul energetic are surplus de energie. Centrala va fi un consumator de energie şi va asigura peste noapte funcţionarea continuă a tipurilor de centrale sus-amintite. Microhidrocentralele Având în vedere că potenţialul hidroenergetic tehnic amenajabil al României este utilizat doar în proporţie de cca 30%, există o preocupare a energeticienilor şi nu numai, de a produce energie electrică curată în microhidrocentrale.

Fig. 3.24 Secţiune prin turbina cu flux transversal: a) orizontal; b) vertical. 87


Există mai multe opinii referitoare la clasificarea acestora, după putere instalată ( P i) debit (Q) şi cădere ( H ). Astfel, RETScreen International 41 propune clasificarea următoare: – microhidrocentrale, cu P i<100 kW, Q<0,4 m3/s, H <0,3 m; – minihidrocentrale, cu 100< P i<1.000 kW, 0,412,8 m3/s, H>0,8 m. Pentru amenajări hidroenergetice cu debite şi căderi mici, mai multe firme şi-au întocmit programe de fabricaţie care cuprind hidroagregate de mică putere, între 1 kW şi 2,5 MW. Aceste firme – printre care se află şi S.C. U.C.M. Reşiţa SA, Ossberger GmbH+Co42 ş.a. – folosesc microturbine de tip FO (Francis Orizontal), EOS (Elicoidală Orizontală cu circuit în S 43), MLU (Microagregate de Largă Utilizare), cu flux transversal (Banki, Michell sau Ossberger), echipate cu generatoare electrice sincrone sau asincrone. Turbina cu flux transversal ( Fig. 3.24) prezintă un mare avantaj faţă de celelalte tipuri: are randament mare de la debite şi căderi mici ( Fig. 3.25). Pornindu-se de la o schemă simplă, prezentată în figura 3.26, s-au construit – înainte de 1989 (dar şi după, însă într-un ritm mai redus; de exemplu CHEMP Godeanu II, pe râul Grădiştea, în Munţii Orăştiei, în apropierea ruinelor cetăţii Sarmisegetuza Regia) – câteva sute de microhidrocentrale, denumite pe scurt CHEMP (centrale Fig. 3.25 Curbele randamentului pentru mică de turbina cu flux transversal, pentru încărcare hidroelectrice putere). Acestea, în mare parţială sau totală a rotorului. majoritate, sunt produse şi 41

www.retscreen.net www.ossberger.de 43 http://www.ucmr.ro/fo-and-eos-ref-list.pdf 42

88

Capitolul 3

echipate de către S.C. U.C.M. Reşiţa SA.

Fig. 3.26 Amenajarea unei microhidrocentrale.

3.2. Producerea energiei electrice prin metode neconvenţionale Metodele neconvenţionale de presupun conversia directă a energiei primare în energie electrică, fără trecerea prin stadii intermediare, cu ajutorul aşa numitelor convertoare directe de energie. Clasificarea convertoarelor directe a fost prezentată în paragraful 2.2. Noţiuni despre instalaţiile de producere a energiei electrice , iar în continuare vor fi prezentate mai în detaliu.

3.2.1. Convertoare fotovoltaice Convertoarele fotovoltaice transformă energia solară direct în energie electrică. Ele au apărut ca răspuns la necesitatea asigurării alimentării cu energie electrică a sateliţilor cosmici, primul convertor fotovoltaic fiind realizat la 25 aprilie 1954, în laboratoarele Bell din Illinois. La baza funcţionării acestor convertoare stă efectul fotovoltaic, descoperit de fizicianul A. E. Becquerel în anul 1839. Acest efect constă în aceea că între două materiale semiconductoare – dopate diferit (unul p iar al doilea n) – apare o barieră de potenţial E i (câmp electric de contact), care este orientată de la zona dopată n către zona dopată p. La pătrunderea fluxului luminos în zona joncţiunii p-n (suprafaţa de contact) fotonii din raza luminoasă incidentă generează perechi electronigoluri care se deplasează fiecare în sens invers, respectiv direct faţă de câmpul electric de contact E i. Astfel, în zona p apare o aglomerare de sarcini pozitive, iar în zona n o aglomerare de sarcini negative ( Fig. 3.27 ). 89


Conectând o sarcină prin contactele exterioare ale celor două zone va apare prin aceasta un curent electric de la contactul zonei p către cel al zonei n. Acesta este curentul determinat de fluxul luminos incident în joncţiune.

Fig. 3.27 a) celulă fotovoltaică; b) joncţiunea p-n a unei celule fotovoltaice.

Avantajele convertoarelor fotovoltaice sunt următoarele:  durată de funcţionare practic nelimitată fără o întreţinere specială;  simplitate constructivă;  greutate specifică pe unitate de putere redusă;  energia primară (solară) este practic gratuită. În figura 3.28 este redată caracteristica voltampermetrică a unei celule fotovoltaice. Dezavantajele convertoarelor electrice sunt:  eficienţă energetică maximă este redusă (14-20%);  cost ridicat pe unitate de putere;  necesitatea stocării energiei electrice pentru perioadele de inactivitate solară sau activitate solară redusă;  degradarea celulei solare datorită radiaţiilor de anumite frecvenţe. Celule solare realizate până în prezent au la bază siliciul, deoarece tehnologia sa este mai avansată. Se construiesc însă şi celule solare cu Cd-S, Ga-As, Cd-Te. Celulele din Cd-S sunt de două ori mai ieftine, mai robuste, dar au un randament sub 6%. În spaţiu aplicarea celulelor fotovoltaice a fost o vreme aproape exclusivă. Spre exemplu – ca o primă aplicaţie în spaţiul cosmic – a fost pe satelitul Sputnik (în 1957), iar în anul următor satelitul Vanguard a utilizat energia electrică furnizată de celule cu elemente fotovoltaice. Şirul aplicaţiilor celulelor fotovoltaice în spaţiu a continuat: astfel, satelitul artificial Nimbus 2 (anul 1966) a fost dotat cu un convertor fotovoltaic de 450 W, de 120 kg şi 4,5 m 2, la o putere incidentă de 1.370 W/m 2. Sondele 90

Capitolul 3

Fig. 3.28 Caracteristica voltampermetrică a unei celule fotovoltaice.

Mariner 6 şi 7 (1969) au fost dotate cu un convertor fotovoltaic de 850 W, care avea 17.472 celule solare, fiecare de 6 cm 2. Misiunile Apollo au dispus de convertoare fotovoltaice de 10 kW cu patru aripi (110 m2). Pe Pământ convertoarele fotovoltaice îşi găsesc destul de greu aplicaţii din cauza costurilor, care sunt încă mari, mai ales la montarea instalaţiei ce foloseşte convertoare fotovoltaice. Există totuşi câteva aplicaţii, dintre care amintim:  în România există câteva instalaţii de mică putere, realizate de: I.P.A. SA (în colaborare cu alte firme din Europa) – Staţia de monitorizare a poluării aerului de la Fundata (350 Wp), ICEMENERG – amplasament în comuna Cenei, judeţul Arad (consum mediu zilnic de circa 1.300 Wh/zi);  în lume există şi centrale electrice de mare putere cu celule solare, dintre care cele mai mari sunt: Hemau (Germania), cu o putere de vârf instalată de 4 MWp, cu o producţie anuală de 3.900 MWh (dată în funcţiune în 29.04.2003); Rancho Seco (California), cu o putere instalată de 3,9 MWp (construită între anii 1984 şi 2000); Serre (Italia), cu o putere instalată de 3,3 MWp. Mai există încă peste 40 de centrale cu puteri între 400 kWp şi 1 MWp 44.

3.2.2. Convertoare termoelectrice Convertoarele termoelectrice sunt instalaţii statice care transformă 44

www.pvresources.com 91


energia termică direct în energie electrică pe baza fenomenelor termoelectrice Seebeck, Peltier şi Thomson. Efectul Seebeck – descoperit în anul 1821 de către T. Seebeck – constă în aceea că la capetele reci a două metale apare o diferenţă de potenţial dacă celelalte două capete sudate sunt menţinute la o temperatură superioară. Valoarea diferenţei de potenţial U care apare este dată de relaţia următoare: (3.9) U   T  T 1  T 2 , unde  este coeficientul Seebeck al perechii de metale, rezultat din diferenţa coeficienţilor Seebeck ai celor două metale; T este diferenţa între temperatura superioară T 1 şi temperatura inferioară T 2. Coeficientul Seebeck este mult mai mare la semiconductoare decât la metale, motiv pentru care utilizarea efectului Seebeck pentru producerea energiei electrice a fost posibilă abia după revoluţia tehnologică în domeniul materialelor semiconductoare (începută în 1950). Utilizând acest efect s-au realizat termocuplele, folosite pentru măsurarea temperaturilor înalte din cuptoare industriale. Efectul Siebeck este utilizat şi la realizarea termocuplelor pentru măsurarea temperaturilor. Cel mai utilizat termocuplu este cel care foloseşte o joncţiune din crom-nichel şi aluminiu-nichel, cu un domeniu de lucru cuprins între -300C şi +1.250C. Efectul Peltier – descoperit în anul 1834 de către J. Peltier – constă în absorbţia sau producerea unei cantităţi de căldură Q p suplimentară faţă de căldura produsă prin efect Joule la trecerea unui curent electric I produs de o sursă exterioară prin joncţiunea dintre două metale sau semiconductoare, într-un anumit timp t . Căldura suplimentară produsă sau absorbită este dată de relaţia Q p  P  I  t , (3.10) unde P este coeficientul Peltier al perechii de metale sau semiconductoare, rezultat ca diferenţă a coeficienţilor Peltier ai celor două metale sau semiconductoare. Explicaţia fenomenului Peltier este următoarea: în joncţiunea formată de cele două metale sau semiconductoare apare o diferenţă de potenţial care determină un câmp electric. Dacă sensul câmpului electric este acelaşi cu sensul de deplasare al electronilor (sens invers curentului) electronii sunt frânaţi, energia lor cinetică fiind cedată reţelei cristaline, care se va încălzi. Dacă sensul câmpului electric de joncţiune este invers faţă de sensul de deplasare al electronilor aceştia sunt acceleraţi luând energie de la reţeaua cristalină, care se va răci. Deci la trecerea curentului printr-o joncţiune formată din două materiale diferite o parte a joncţiunii se va încălzi, iar cealaltă parte se va răci. Pe baza acestui efect pot fi realizate frigidere. 92

Capitolul 3

Efectul Thomson – prezis de către Thomson în anul 1856 – constă în aceea că la trecerea unui curent electric printr-un conductor în lungul căruia se menţine un gradient de temperatură în conductor se va degaja (sau se va absorbi) căldură în plus faţă de cea degajată prin efect Joule, după cum sensul curentului şi sensul gradientului de temperatură sunt opuse sau coincid. Pe baza acestor trei efecte – numite efecte termoelectrice – au fost realizate convertoare termoelectrice utilizate în tehnica spaţială, între care se pot aminti:  Convertorul termoelectric pentru misiunea Pioneer (NASA), de 150 W, cu T 1=1.064 K şi T 2=700 K şi eficienţă termică de 3,57%, realizat din 480 elemente, fiecare element furnizând un curent de 2,8 A la o tensiune de 0,11 V.  Convertoarele termoelectrice pentru navele spaţiale Viking (1976), încălzite cu izotopi radioactivi (Pu 238), având o putere de la 40 W la 4,4 kW, cu T 1=840 K, T 2=470 K şi eficienţă termică de 6%.  În anul 1997 a fost lansată misiunea spaţială Cassini, a cărei navă a ajuns pe Saturn în 2004.

Fig. 3.29 Generator termoelectric cu radioizotopi de Plutoniu-238.

Aceasta din urmă foloseşte ca sursă de energie electrică un generator termoelectric cu radioizotopi de Plutoniu-238 (RTG – R adioisotope Thermoelectric Generator – Fig. 3.29), ce funcţionează pe baza efectului Seebeck. Un modul sursă de căldură primară conţine patru pastile de combustibil nuclear, fiecare cântărind 151 g, introduse într-un înveliş de iridiu, prevăzut cu un orificiu pentru ieşirea radiaţiei. Optsprezece asemenea surse furnizează o putere termică totală de 4.400 W. Convertorul termoelectric al RTG are 572 termocuple, conectate în serie-paralel, configuraţie ce asigură o putere electrică de 300 W cu 93


încărcătura iniţială de Pu-23845. Preţul de cost pe kWh şi greutatea pe unitatea de putere instalată fac ca aceste convertoare să nu fie încă aplicabile pe Pământ în scopuri energetice. În schimb convertoarele termoelectrice sunt folosite în medicină şi în tehnica spaţială.

3.2.3. Convertoarele termoionice Convertoarele termoionice sunt instalaţii care transformă direct căldura în energie electrică pe baza fenomenelor de emisie termoelectronică a unui emitor metalic încălzit la o temperatură ridicată T 1, emisie care este captată de către un colector metalic menţinut la o temperatură joasă T 2, când spaţiul dintre electrozi este vidat sau conţine plasmă. Ca urmare a emisiei termoelectrice în spaţiul din imediata vecinătate a emitorului se creează o sarcină spaţială care împiedică continuarea emisiei termoelectronice. Din acest motiv această sarcină spaţială trebuie înlăturată (anihilată). Dintre numeroasele metode propuse, numai cea care utilizează ioni pozitivi de cesiu în spaţiul dintre electrozi a dat rezultate bune. Atomii de cesiu care bombardează emitorul pierd electroni, devenind ioni pozitivi care neutralizează sarcina spaţială, în timp ce emisia de electroni creşte. Electronii emişi de emitor, care ajung pe colector circulă prin impedanţa de sarcină exterioară până ajung din nou în emitor şi astfel circuitul se închide. Circulaţia exterioară se datorează faptului că cei doi electroni sunt din metale diferite, numărul lui Fermi al metalului din care este realizat colectorul fiind mai mare decât cel al emitorului. S-au realizat convertoare termoionice de joasă presiune, de presiune înaltă şi convertoare termoionice în regim de arc (sau igniconvertor termoionic). Există deja un igniconvertor termoionic de 5 kW cu următoarele date: T 1=1.673 K, suprafaţa emitorului 48 20 cm2, randament 10%, putere specifică 5 W/cm2. Emitorul s-a realizat din wolfram, iar colectorul din nichel. Tensiunea sursei este de 24 V. Timpul de punere în funcţiune este de 10-15 minute. Căldura necesară este asigurată prin arderea combustibilului clasic (11 l/oră). Greutatea totală a instalaţiei este de 77,7 kg.

3.2.4. Convertoare electrochimice În combinaţie cu termocentralele clasice sau cu centralele nucleare, convertoarele termoionice contribuie la ridicarea randamentului global al centralei. 45

R. Furlong, Earl J. Wahlquist U.S. space mision using radioisotope power station, Nuclear News 1999. 94

Capitolul 3

Convertoarele electrochimice sunt instalaţii care realizează conversia directă şi eficientă a energiei chimice în energie electrică, prin oxidarea unui combustibil convenţional. Elementele componente ale unui convertor electrochimic sunt:  electrozii (anod şi catod),  electrolitul care separă electrozii – lăsând să treacă prin el numai ionii de combustibil,  membrană din polimer, care conferă ansamblului electrolitmembrană comportamentul unui mediu poros,  combustibilul (hidrogen, metanol, hidrazină),  oxigen sau aer.

Fig. 3.30 Convertor electrochimic cu hidrogen.

La anod are loc oxidarea (pierderea de electroni) combustibilului, care – în cazul folosirii hidrogenului drept combustibil – are loc după reacţia 2 H 2 → 4 H + + 4 e – . (3.11) La catod are loc reducerea oxigenului molecular după reacţia 4 H+ + 4 e– + O2 → 2 H 2O. (3.12) Schema convertorului electrochimic cu hidrogen folosit drept combustibil este dată în figura 3.30. Electronii trec de la anod la catod prin circuitul exterior (rezistorul R) iar ionii de combustibil trec de la anod la catod prin electrolit. La presiunea de 1 bar şi temperatura de 25 C tensiunea continuă pentru aceste reacţii este de 1,229 V, ea depinzând de temperatură: cu creşterea temperaturii creşte şi eficienţa 46. Convertoarele electrochimice au o serie de avantaje, motiv pentru care – faţă de celelalte trei tipuri de convertoare prezentate – au cele mai mari şanse de a fi aplicate pe scară largă în viitorul apropiat. Avantajele 46

www.greenpeacesoutheasia.org 95


convertoarelor electrochimice sunt următoarele:  randamente superioare maşinilor termice omoloage în care arde acelaşi tip de combustibil; la temperaturi de 298-400 K randamentul teoretic este de 80-85% – Fig. 3.31 ;  greutatea specifică pe kWh este redusă, mult sub greutatea bateriilor uzuale;  pot fi folosite ca elemente de stocare a energiei electrice;  pot fi realizate în variantă regenerativă, adică combustibilul poate fi regenerat cu aport de energie (fotochimică, radiochimică, termică etc.). 100% 1

2

50%

T 200 400 600

800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 [K]

Fig. 3.31 Randamentul termodinamic al pilelor de combustie 1 şi randamentul Carnot al motoarelor termice - 2.

Pentru convertoarele electrochimice există largi perspective de aplicaţii terestre. O dovadă o constituie electromobilul utilizând convertoare electrochimice, realizat deja în diverse variante. În S.U.A. (la firma Pratt & Whitney) au început în anul 1974 lucrările de construcţie a primei uzine cu pile de combustie cu hidrogen, având o putere de 26 MW. În următorii 20 de ani vor fi operabile centrale de acest tip de peste 54 MW. Costul energiei electrice generate în convertoarele electrochimice este sub costul energiei electrice obţinute în centralele clasice cu combustibil solid, fiind cuprins între 0,3 şi 3,6 cenţi/kWh 47.

3.2.5. Convertoare magnetohidrodinamice (MHD) Ideea de a obţine energie electrică pe baza metodei magnetohidrodinamice aparţine lui Faraday, care în anul 1836 a încercat să măsoare tensiunea electrică dintre malurile fluviului Tamisa, produsă prin 47

Idem 1.

96

Capitolul 3

mişcarea apei fluviului în câmpul magnetic terestru. Convertorul (generatorul) MHD este o instalaţie în care energia cinetică (termică) a unui gaz ionizat (plasmă) sau lichid B B R conductor aflat într-un câmp v magnetic exterior este transformată I direct în energie electrică, cu + randamente ce pot depăşi 55%. Funcţionarea generatoarelor MHD are la bază efectul forţei Lorentz: Fig. 3.32 Schema de principiu a generatorului MHD. F  e V  B . (3.13) Plasma (gazul ionizat) intră cu viteza v în câmpul magnetic de inducţie B. Sub efectul forţei Lorentz electronii sunt deviaţi în sus şi colectaţi pe placa superioară, în timp ce ionii pozitivi deviaţi în jos sunt colectaţi de placa inferioară. Prin sarcina

Fig. 3.33 Schema de principiu a generatorului unei centrale MHD combinată cu termocentrală cu abur, cu ciclu închis:1 motor electric; 2 - compresor; 3 - schimbătoare de căldură recuperatoare; 4 - schimbător de căldură-sursă caldă;5 generator MHD; 6 - turbină cu abur; 7 - condensator;8 pompă de circulaţie; 9 - generator sincron. 97


exterioară conectată la aceste plăci (borne) se închide curentul I ( Fig. 3.32). Lucrul mecanic necesar deplasării electronilor şi ionilor din plasmă către cele două plăci este produs prin destinderea gazului ionizat. Au fost realizate generatoare MHD experimentale şi de exploatare de mai multe tipuri, individuale sau combinate cu centrale electrice clasice sau nucleare, cu ciclu deschis sau închis. În figura 3.33 este redată schema generatorului unei centrale MHD cu ciclu închis, industrială, combinată cu o termocentrală cu abur. Generatorul magneto-hidrodinamic furnizează reţelei o putere de 365 MW, iar centrala clasică cu abur – având turbină în două trepte – furnizează 97 MW 48. În figura 3.34 este redată schema bloc a aceleaşi centrale echipată cu un generator MHD industrial. 9

3

2000°C 6

4

7

8

1 5

2900°C

2

15

365 MW

10 bari

565°C . 6 2 14 10 N/m

aer atmosferic 16 14

13

10

11

97 MW

12

Fig. 3.34 Schema bloc a unui generator MHD industrial: 1 - praf de cărbune; 2 - cameră de ardere; 3 - aer de ardere (preîncălzit); 4 - ajutaj divergent; 5 - electrozi; 6 - câmp magnetic perpendicular pe planul desenului; 7 - recuperator (preîncălzitor de aer);8 - generator de abur; 9 - coş de fum; 10, 11 - turbină policorp; 12 - condensator;13 compresor de aer; 14 - generator electric trifazat; 15 - invertor; 16 energia electrică furnizată.

48

www.strohgaeu.de/gyko/sref3.htm

98

Capitolul 4

C a p i t ol u l 4 . T R A NS P O RT U L E N E R GI E I ELECTRICE Instalaţiile de transport şi distribuţie a energiei electrice se constituie în ansamblu ca un element de legătură între instalaţiile de producere a acesteia şi utilizatorii de energie electrică de la nivelul zonelor de consum. În literatura de specialitate instalaţiile de transport şi distribuţie sunt identificate prin denumirea de reţele electrice , având în componenţă: transformatoare şi autotransformatoare, linii electrice aeriene şi subterane, baterii de compensare a puterii reactive, bobine de reactanţă etc. Vehicularea energiei electrice spre consumatori se face pe diferite nivele (trepte) de tensiune şi valori ale tensiunii normalizate (standardizate), reprezentând valoarea efectivă a tensiunii sistemului trifazat. Valorile tensiunii normalizate sunt stabilite de standardele fiecărei ţări, fiind corelate cu cerinţele şi diversificarea utilizatorilor. În Tabelul 4.1 se prezintă valorile tensiunilor normalizate pentru ţara noastră şi anumite consideraţii privind elementele constructive şi destinaţia reţelei electrice aferente. Alegerea nivelului de tensiune este impusă de considerente tehnicoeconomice vizând pierderile de energie, a căror valoare este direct proporţională cu pătratul puterii vehiculate şi cu lungimea liniei şi invers proporţională cu pătratul tensiunii, precum şi valoarea investiţiilor, proporţionale cu pătratul tensiunii. Delimitarea instalaţiilor de transport de cele de distribuţie nu se poate face prin criterii stricte, dar în general se acceptă departajarea acestora în baza cantităţii de energie electrică vehiculată, zona ocupată (lungimea liniei) şi nivelul de tensiune. Astfel, instalaţiile de transport asigură tranzitarea unor cantităţi mari de energie electrică între zone importante de consum sau noduri ale sistemului electroenergetic pe distanţe foarte mari (sute de kilometrii), la nivel de înaltă şi foarte înaltă tensiune. Instalaţiile de distribuţie, funcţionând la medie şi joasă tensiune, prezintă o configuraţie mai complexă şi asigură vehicularea unor valori mai scăzute de energie electrică între nodurile principale şi consumatori, pe distanţe relativ scurte (zeci de kilometrii). Funcţionarea instalaţiilor de transport şi distribuţie a energiei electrice este legată de respectarea unor cerinţe tehnico-economice, dintre care amintim: continuitatea în alimentare cu energie electrică a consumatorilor, 99


siguranţa în funcţionare, respectarea parametrilor calitativi ai energiei electrice furnizate, posibilităţi pentru dezvoltarea ulterioară, realizarea eficienţei economice a investiţiilor şi diminuarea factorilor de risc şi poluare a mediului înconjurător. Tabelul 4.1

Valoarea Numărul Treapta Nr. tensiunii conducto de crt. normalizat arelor tensiune e [kV] active

Situaţia neutrului faţă de pământ

1 JT

0,38

3+1

legat la pământ

2

Tipul liniilor electrice subterane aeriene

subterane 0,66

3

subterane 6

4 5

MT

10

3

(15)*

6 20

izolat sau legat la subterane pământ printr-o subterane impedanţă aeriene subterane aeriene

7

aeriene subterane

(35)* 8

aeriene subterane 110 ÎT

3

legat la pământ

9

FÎT

400 750

3

legat la pământ

reţele de distribuţie rurale şi în oraşe mari reţele de trans port; reţele de distribuţie în oraşe foarte mari; alimentare platforme industriale reţele de trans port;alimentare mari platforme industriale

aeriene aeriene

reţea de transport reţea de transport

* Nu sunt preferate şi se evită utilizarea lor la proiectarea instalaţiilor noi.

100

alimentare consumatori de mică putere (casnic, iluminat, între prinderi mici) alimentare motoare mari din industria extractivă alimentare motoare foarte mari; reţea de distribuţie reţele de distribuţie urbană reţele de distribuţie reţele de distribuţie în oraşe mari; reţele de distribuţie rurale

aeriene 220

10 11

Destinaţia reţelei

Capitolul 4

4.1. Elemente constructive ale liniilor electrice Prezentarea elementelor componente ale liniilor electrice se va face diferenţiat în funcţie de tipul constructiv al acestora: - linii electrice aeriene (LEA); - linii electrice subterane (LES).

4.1.1. Elemente constructive ale liniilor ele ctrice aeriene Principalele elemente constructive ale liniilor electrice aeriene sunt: stâlpii cu coronamentele şi fundaţiile lor, izolatoarele, conductoarele active şi de gardă (sau de protecţie), armături şi cleme, evidenţiate simplificat în figura 4.1. În continuare se vor prezenta succint elementele constructive ale 2 LEA, urmărind principalele elemente funcţionale, materiale şi variante de realizare utilizate frecvent în practică. 1

Stâlpii liniilor electrice 3 aeriene Rolul stâlpilor este acela de a 1 5 susţine izolatoarele şi armăturile, 4 conductoarele active şi de gardă, asigurând păstrarea anumitor distanţe între conductoare, între conductoare şi sol şi faţă de diferite 6 obiecte existente pe traseul liniei. După rolul funcţional, în structura liniei stâlpii se pot clasifica după cum urmează: - stâlpi terminali, montaţi la intrarea sau ieşirea din staţii (la Fig. 4.1 Elemente constructive LEA: 1 capetele liniei), preluând solicitarea conductoare active; 2 - conductorul de dinspre linie şi sunt supuşi la eforturi gardă (de protecţie); 3 - izolatoare; 4 stâlp; 5 - fundaţia stâlpului. de încovoiere; - stâlpi de întindere, ce permit crearea unor puncte de rezistenţă mecanică în lungul liniei, limitând dezechilibrele apărute la ruperea conductoarelor. Solicitarea în regim de funcţionare este cea a unei forţe orizontale după aliniament ( aliniament – 101


porţiunea de linie care urmează o linie dreaptă imaginară). La acest tip de stâlp izolatoarele sunt în plan orizontal iar legătura electrică între două panouri de întindere (porţiunea de linie cuprinsă între doi stâlpi de întindere) se realizează prin cordoane de legătură; - stâlpi de susţinere (normali), care sunt amplasaţi între stâlpii de întindere la distanţe egale între ei, distanţe stabilite prin deschiderea optimă; - stâlpi de colţ, amplasaţi în colţurile pe care le face traseul liniei, fiind solicitaţi de rezultanta forţelor cu care sunt întinse conductoarele în cele două panouri adiacente; - stâlpi de traversare (de susţinere speciali), ce se utilizează la traversarea de către linie a căilor ferate, drumurilor naţionale, râuri, zone intens populate etc., fiind realizaţi în construcţie întărită; - stâlpi pentru transpunerea fazelor, care asigură schimbarea poziţiei conductoarelor active, astfel încât fiecare fază pe întreaga lungime a liniei să ocupe toate poziţiile posibile de pe coronamentul stâlpului; astfel se asigură o simetrie a liniei prin asigurarea unor parametrii electrici egali pe cele trei faze. În funcţie de materialul folosit la construcţia lor se disting următ oarele tipuri de stâlpi: - stâlpi de lemn, mai rar folosiţi, deoarece au o durată de viaţă relativ redusă şi rezistenţă mecanică scăzută. Se mai întâlnesc în liniile de joasă tensiune rurale sau zone de traseu accidentat; - stâlpi de beton armat, ce au o utilizare extinsă la liniile de joasă şi medie tensiune, având o serie de avantaje: preţ de cost relativ redus, durată de viaţă îndelungată, o bună rezistenţă mecanică (în special la compresiune), nu necesită cheltuieli de întreţinere şi prezintă rezistenţă la acţiunea agenţilor corozivi şi a factorilor de mediu; dintre dezavantajele lor se pot aminti: greutatea mare şi fragilitatea ridicată, dificultatea transportului şi manevrării pe terenuri accidentate sau greu accesibile, imposibilitatea realizării unor coronamente complicate. În cazul stâlpilor de beton armat efortul de compresiune este preluat de beton, iar efortul de întindere îl preia armătura de oţel a acestuia. În funcţie de tehnologia de compactare a betonului, stâlpii pot fi din beton armat centrifugat – la care betonul se depune prin centrifugare pe armătura metalică, beton armat vibrat – având secţiune dreptunghiulară sau inelară iar depunerea betonului pe armătură se face prin vibrare, beton armat precomprimat (centrifugat sau vibrat) – având armătura metalică întinsă (înainte de turnarea betonului sau după întărire) iar apoi eliberată, ceea ce permite creşterea elasticităţii stâlpului şi rezistenţei mecanice a acestuia. - stâlpi metalici, care sunt realizaţi din oţel sau aliaje ale aluminiului şi sunt utilizaţi la construcţia LEA de înaltă şi foarte înaltă tensiune. Modalitatea de realizare cel mai des folosită este cea de tip grinzi cu zăbrele şi mai rar de tip tubulari monomontanţi sau monomontanţi din 102

Capitolul 4

oţel profilat. În figura 4.2 se prezintă elementele componente ale unui stâlp metalic cu zăbrele, notate astfel: 1 - montant, 2 - diagonală, 3 - furcă, 4 - consolă, 5 vârfar, 6 - traversă, 7 - conductor de gardă, 8 - unghi de protecţie, 9 - lanţ de izolatoare, 10 - conductor activ, 11 - balansul conductoarelor, 12 - distanţa dintre conductoare, 13 - centură, 14 - cadru, 15 - contravârfuri, 16 - baza stâlpului. Dintre avantajele pe care le prezintă stâlpii cu zăbrele se pot aminti: confecţionarea modulară facilitează trans portul şi manipularea, existând posibilitatea montării la locul de plantare; greutate relativ redusă şi rezistenţă mecanică ridicată, realizarea unor coronamente complicate, aspect arhitectonic plăcut. Principalele dezavantaje sunt date de acţiunea factorilor de mediu şi de degradarea metalului, cheltuieli suplimentare pentru întreţinere. Clasificarea stâlpilor după coronament este în funcţie de nivelul de tensiune al liniei, numărul de circuite şi modul de dispunere al aces Fig. 4.2 Elementele unui stâlp metalic cu tora. zăbrele. În cazul liniilor de joasă tensiune izolatoarele sunt în poziţie verticală iar conductoarele de regulă, sunt în plan orizontal. Conductorul de nul este comun pentru mai multe circuite montate pe acelaşi stâlp. Liniile de medie tensiune au stâlpi din beton armat, având diferite coronamente ( Fig. 4.3: a), b), c) – simplu circuit, d) – dublu circuit). a b c d Stâlpii LEA de înaltă şi foarte înaltă tensiune sunt stâlpi metalici Fig. 4.3 Stâlpi din beton armat. pentru linii simplu sau dublu 103


circuit. În figura 4.4 se prezintă stâlpii pentru linii simplu circuit după cum urmează: stâlpi la care conductoarele active sunt dispuse după vârfurile unui triunghi (a, b, c) şi stâlpi de tip Y (pisică – d, e) sau portal ( f ), având conductoarele active situate în acelaşi plan orizontal. Stâlpii liniilor dublu circuit pot avea conductoarele active dispuse în:  trei plane orizontale – tip hexagon – Fig. 4.5 a), brad direct – Fig. 4.5 b) şi brad invers – Fig. 4.5 c);  în două plane orizontale – cu două conductoare sus şi patru jos sau invers – Fig. 4.5 d), e);  cu trei conductoare pe un plan – Fig. 4.5 f) şi în acelaşi plan orizontal – Fig. 4.5 g). Atât stâlpii simplu circuit cât şi cei dublu circuit pot avea unul sau două conductoare de protecţie. Fixarea stâlpilor în teren se face prin fundaţie, aceasta având rolul de a

Fig. 4.4 Stâlpi metalici pentru linii simplu circuit. T1

T2

T1

T2

T1

T2

S1

S2

S1

S2

S1

S2

R1

R2 a)

S1

R2

R1

R1

b)

T1

T2

R1

R2 e)

S2

R2 R1

R1

R2

T1

T2

S1

S2

c)

S2 S1 f)

T2

d)

R1

S1

T1

T2

T1 g)

Fig. 4.5 Stâlpi metalici pentru linii dublu circuit. 104

R2

S2

R2

Capitolul 4

transmite solului solicitările mecanice (momente de răsturnare şi eforturi de smulgere) ce acţionează asupra stâlpului. Din punct de vedere funcţional fundaţiile pot fi de greutate sau încastrate elastic în pământ. Stâlpii de beton armat au fundaţii prefabricate de tip riglă, iar cei metalici – în funcţie de tipul lor constructiv, structura şi configuraţia solului – au fundaţii de tip monobloc, prefabricate, fracţionate, din traverse şi pe piloţi.

Izolatoarele liniilor electrice aeriene Izolatoarele, ca elemente componente ale LEA, asigură izolarea electrică a conductoarelor active faţă de pământ şi părţile metalice ale stâlpului şi totodată fixează conductoarele pe stâlpi. Din punct de vedere funcţional izolatoarele trebuie să îndeplinească atât caracteristici electrice cât şi mecanice. Aprecierea calităţii unui izolator din punct de vedere electric se face pe baza tensiunii de conturnare – reprezentând acea valoarea a tensiunii la care apar descărcări electrice pe lungimea izolatorului, şi a tensiunii de străpungere – la care descărcarea are loc prin masa izolatorului. Aceste valori sunt mai mici în caz de ploaie sau murdărire a suprafeţei izolatorului. Prin construcţie izolatoarele pot fi tip nestrăpungibil, la care probabilitatea de conturnare este mai mare decât cea de străpungere sau de tip străpungibil, când probabilitatea de străpungere este superioară ca valoare. Caracteristicile mecanice ale izolatoarelor se referă la capacitatea acestora de a suporta eforturile transmise de greutatea conductoarelor, a zăpezii şi a chiciurii depuse şi presiunea vântului, izolatoarele numindu-se de susţinere în acest caz. Dacă pe lângă eforturile forţelor exterioare acestea preiau şi efortul de tracţiune din conductoare sunt izolatoare de tracţiune . Totodată se impun izolatoarelor şi alte condiţii generale, precum: să nu fie higroscopice, să aibă stabilitate termică, greutate redusă, transport şi montare uşoară, conservare îndelungată în timp. La construcţia izolatoarelor se folosesc următoarele materiale: porţelanul, steatita şi sticla tratată cu oxizi metalici sau călită. Constructiv se disting două tipuri de izolatoare: suport şi de suspensie. Izolatoarele suport utilizate la joasă şi medie tensiune au poziţie verticală, fiind fixate rigid pe tije metalice, iar conductorul se fixează de acesta printr-o legătură. O mărime caracteristică izolatoarelor, deci şi celor suport, este linia de fugă, exprimată în cm/kV, reprezentând suma distanţelor pe suprafeţele rămase uscate în cazul unei ploi: BC+CD+FG+GH, şi distanţele prin aer BD+FH+IK ( Fig. 4.6 ), care asigură izolaţia în cazul unei conturnări sub ploaie. Creşterea liniei de fugă prin forma constructivă a izolatorului conduce la mărirea rezistenţei de conturnare. 105


La liniile de medie tensiune se folosesc izolatoare de tip delta, care au trei mantale, fiind executate dintr-o singură bucată până la tensiunea de 20 kV – Fig. 4.7 a) şi din două bucăţi cu două straturi de dielectric pentru 20 – 35 kV – Fig. 4.7 b). Aceste izolatoare sunt de tip străpungibil şi nu este indicată utilizarea lor în zone cu frecvente descărcări Fig. 4.6 Linia de fugă pentru un izolator atmosferice. suport de 15 kV. Izolatoarele suport nestrăpungibile prezentate în figura 4.8 a) şi b) se pot folosi şi în zone unde se înregistrează un număr mare de descărcări atmosferice. Izolatoarele de suspensie se folosesc la înaltă şi foarte înaltă tensiune (uneori la medie tensiune 35 kV), iar distanţa de izolaţie impusă rezultă prin le Fig. 4.7 Izolatoare suport. garea mai multor elemente simple, care formează astfel un lanţ de izolatoare. Din punct de vedere funcţional există două categorii de lanţuri de izolatoare: de susţinere – a căror forţă este verticală şi de întindere – având poziţia aproape orizontală. Izolatoarele de suspensie de tip străpungibil se realizează cu taler şi capă ( Fig. 4.9), Fig. 4.8 Izolatoarele suport nestrăpungibile: având următoarele elemente a) cu strat gros de dielectric pentru 6 kV; b) componente: 1 - corpul izo pentru 35 kV. latorului, 2 - cupă, 3 - tijă, 4 piesă pentru fixarea tijei, 5 chit pentru izolatoare. Lanţurile de izolatoare cuprind 7 – 11 talere pentru 110 kV, 14 – 21 talere pentru 220 kV, 23 – 26 talere pentru 400 kV şi 38 – 41 talere pentru 750 kV, în varianta unul sau două lanţuri în paralel. 106

Capitolul 4

Pentru izolatoarele de suspensie nestrăpungibile există două variante constructive: cu inimă plină respectiv de tip tijă. Izolatoarele de suspensie cu inimă plină ( Fig. 4.10) au în componenţă un corp cilindric cu două talere şi două armături de fontă fixate la extremităţi. Masa mare de material izolant asigură caracterul nestrăpungibil, iar la formarea lanţului este necesară o jumătate din Fig. 4.9 Izolator de suspensie cu capă. numărul celor cu capă şi tijă. Izolatoarele de suspensie de tip tijă – Fig. 4.11 a), b) au un corp de porţelan cu mai multe talere, având două armături metalice la capete, iar efortul la care sunt supuse este de întindere. Izolaţia unei faze se poate forma cu: o tijă la 110 kV, două tije la 220 kV şi trei tije la 400 kV. Fig. 4.10 Izolator de suspensie cu inimă plină. Armături şi cleme pentru linii electrice aeriene Armăturile reprezintă piesele metalice care susţin conductoarele şi izolatoarele, asigură asamblarea şi fixarea lor, au un rol de protecţie împotriva supratensiunilor atmosferice, limitează vibraţia conductoarelor etc. Clemele sunt elemente mecanice care asigură prinderea conductoarelor de izolatoare sau înnădirea conductoarelor între ele. Armăturile şi clemele se realizează din oţel forjat sau din fontă maleabilă (pentru cele cu a) b) forme mai complicate), iar pentru protejare împotriva agenţilor Fig. 4.11 Izolator de tip tijă: a) tip corozivi se practică o zincare la normal; b) tip pentru regiuni cu ceaţă. cald. După rolul funcţional, armăturile şi clemele se împart în următoarele 107


categorii: Armăturile pentru fixarea izolatoarelor pe stâlpi pot fi suporturi drepte sau curbe pentru izolatoare suport, cârlige de prindere pentru izolatoare de suspensie, ochiuri de suspensie pentru lanţuri simple de izolatoare, nuci cu ochi drept sau răsucit, juguri de susţinere pentru lanţuri duble. Cleme pentru fixarea conductoarelor pe izolatoare sunt: cleme de susţinere fixe, cleme de susţinere oscilante fără declanşare, cleme de susţinere oscilante cu declanşare şi role de alunecare a conductorului, cleme de tracţiune şi legături din sârmă sau bridă pentru izolatoare suport. În figura 4.12 se prezintă o clemă de susţinere oscilantă fără declanşare, având următoarele elemente componente: 1 - suportul clemei, 2 - patul clemei, 3 piesă de strângere, 4 - bride.

Fig. 4.12 Cleme de susţinere oscilante fără declanşare.

Clemele pentru fixarea conductoarelor de protecţie asigură prinderea acestora de stâlpi, fiind: cleme cu două şi patru capace pentru stâlpii de susţinere şi cleme cu rolă sau pană pentru stâlpii de colţ şi de întindere. Armăturile antivibratoare înlătură vibraţiile conductoarelor LEA cu deschideri mari prin producerea unor oscilaţii ale conductoarelor decalate faţă de cele ale forţelor exterioare (vântului), astfel încât prin suprapunere să rezultă oscilaţii mai reduse ca amplitudine. Se folosesc amortizoare Stockbridge, spirale antivibratoare din material plastic şi bretele antivibratoare. Armăturile de protecţie a izolatoarelor sunt destinate a realiza 108

Capitolul 4

protecţia împotriva descărcărilor electrice atmosferice, uniformizarea repartiţiei tensiunii pe lanţ, preîntâmpinarea efectului Corona, fiind realizate sub formă de coarne simple sau în cruce şi inele complete sau incomplete. Clemele de legătură a conductoarelor asigură legătura mecanică şi electrică – cleme cu buloane sau nituri, cleme cu crestături şi cleme prin laminare – sau numai electrică între conductoare – cleme universale şi cleme cu plăci de contact. Armăturile pentru distanţarea conductoarelor fasciculare păstrează o anumită distanţă între conductoarele unei faze şi împiedică lovirea acestora între ele sub acţiunea factorilor externi (vânt, depuneri de chiciură) sau a forţelor electrodinamice în caz de scurtcircuit. Se utilizează distanţiere cu rotaţie liberă sau cu tijă rigidă.

Conductoarele liniilor electrice aeriene Conductoarele liniilor electrice aeriene sunt: conductoare active, care asigură vehicularea efectivă a energiei electrice, şi conductoare de protecţie (de gardă), având rolul de a proteja linia împotriva supratensiunilor atmosferice. Conductoarele LEA din punct de vedere constructiv pot fi: monofilare (funie), realizate dintr-un singur fir masiv, sau multifilare, la care firele dispuse în straturi concentrice sunt răsucite elicoidal în sensuri opuse sub formă de funie. Conductoarele monofilare se pot construi din: cupru (cu secţiunea circulară de 6-16 mm 2), oţel (6-28 mm2), aluminiu şi aliaje ale acestuia (1625 mm2) şi mai rar din bronz. Conductoarele multifilare se pot realiza dintr-un singur material (aluminiu, cupru oţel, bronz) – respectiv monometalice – Fig. 4.13 a), sau din două materiale (oţel-aluminiu) – numite bimetalice – Fig. 4.13 b) şi c). Firele sunt dispuse în straturi concentrice, în interior fiind situate firele 2 1

a)

b)

c)

Fig. 4.13 Conductoare multifilare: a) monobloc; b) bimetalic Ol-Al; c) bimetalic în construcţie întărită. 109


de oţel 1, care formează inima conductorului şi preiau eforturile mecanice, iar în exterior sunt firele de aluminiu 2, ca parte conductoare pentru curentul electric. În ţara noastră se fabrică două tipuri de conductoare funie Ol-Al: normale, având raportul secţiunii de aluminiu faţă de cea de oţel 6:1, şi întărite, cu raportul 4:1, pentru zone cu depuneri mari de zăpadă şi chiciură. În cazul liniilor de înaltă şi foarte înaltă tensiune se utilizează şi conductoare de construcţie specială, după cum urmează: conductoare tubulare şi conductoare cu diametru mărit , folosite pentru limitarea efectului Corona, şi conductoare antivibratoare , pentru amortizarea reciprocă a vibraţiilor celor două părţi, oţel şi aluminiu. Pentru creşterea capacităţii de transport a acestor linii se folosesc conductoare fasciculare sau jumelate, formate din două sau mai multe conductoare funie normale montate la anumite distanţe fixe între ele, mărind astfel diametrul aparent al conductorului pe fiecare fază.

4.1.2. Elemente constructive ale liniilor electrice subterane Liniile electrice subterane au în componenţă ca element principal cablul electric şi accesoriile specifice necesare montării (pozării) acestuia, precum manşoane de legătură, de derivaţie şi cutii terminale.

Cablurile electrice Prezentarea elementelor componente ale unui cablu electric se face prin secţiunea transversală realizată printr-un cablu trifazat ( Fig. 4.14). Conductoarele reprezintă partea cablului prin care circulă curentul electric de sarcină, numărul de conductoare la un cablu de forţă fiind de 1, 2, 3 sau 4, la cablurile de joasă tensiune al patrulea conductor având rol de conductor de nul sau de întoarcere. Conductoarele se confecţionează din cupru şi în prezent preponderent din aluminiu, având secţiuni normalizate de 6, 10, 25, 35, 50, 70, 95, 120, 150, 185, 240, 300 şi 400 mm 2, la tensiuni de 1–35 kV. În funcţie de nivelul de tensiune, conductoarele cablurilor pot fi unifilare (având secţiunea în formă rotundă sau de sector de cerc) pentru tensiuni de sub 1 kV, iar în ultimul timp până la 10 kV şi multifilare (având secţiunea de formă rotundă, sector de cerc, ovală sau tubulară). Izolaţia constituie un element principal al cablurilor, care influenţează major fiabilitatea acestora. În componenţa cablurilor se disting: izolaţia conductorului, care asigură izolaţia între faze şi izolaţia de centură, cu rolul de izolare faţă de mantaua pusă la pământ. Materialele utilizate pentru realizarea izolaţiei sunt: hârtia impregnată cu materiale dielectrice (ulei, răşini), iar în ultimul timp s-au introdus clorura de vinil (PVC), polietilena (PE), cauciucul sintetic etc. 110

Capitolul 4

Materialul de umplutură se introduce în golurile din interiorul cablului între izolaţiile conductoarelor şi izolaţia de centură, pentru a asigura o rigiditate dielectrică acestor spaţii şi pentru creşterea rigidităţii mecanice a cablului. În acest scop se pot utiliza: sfoară de hârtie, hârtie impregnată sau alte materiale izolante.

Fig. 4.14 Elementele componente ale unui cablu electric subteran: 1 – conductor; 2 – izolaţia conductorului; 3 – izolaţie de centură; 4 – material de umplutură; 5 – mantaua cablului; 6 – straturi de protecţie; 7 – armătură metalică; 8 – înveliş exterior; 9 – praf de calcar; 10 – ecrane.

Ecranul se utilizează la cablurile cu tensiune nominală peste 6 kV, având ca scop limitarea solicitărilor electrice ale cablului, uniformizarea câmpului electric şi prevenirea fenomenului de ionizare apărut în izolaţia cablurilor la tensiuni peste 10 kV. Ecranele metalice se pot realiza din cupru, aluminiu sau plumb, fiind aplicate peste conductorul izolat sau ansamblul de conductoare izolate, unele cabluri având şi foiţe semiconductoare (cu grosimea de 0,01-0,02 mm) amplasate peste conductoare sau izolaţia acestora. Ecranarea permite reducerea grosimii izolaţiei fiecărui conductor şi a izolaţiei de centură (uneori aceasta din urmă nu se mai utilizează la cablurile ecranate), îmbunătăţirea condiţiilor de răcire a cablurilor, creşterea încărcării cablului (cu până la 10%), reducerea defectelor de izolaţie între faze. Mantaua este realizată din plumb sau aluminiu şi trebuie să asigure protecţia cablului împotriva agenţilor externi: umiditate, agenţi corozivi etc. 111


şi să fie totodată maleabilă pentru a prelua solicitările mecanice din timpul montajului. Deoarece plumbul are o rezistenţă mai redusă la tracţiune, torsiune şi vibraţii s-au confecţionat mantale din aluminiu şi mantale de mase plastice în combinaţie cu o manta de aluminiu sau de plumb. Armătura metalică este formată din două straturi de bandă de oţel înfăşurate în spirală cu pas mic sau din 1-2 straturi sârmă de oţel înfăşurate în spirală cu pas mare şi în sens invers sau dintr-o ţesătură metalică, având rolul de a asigura o protecţie mecanică suplimentară. La unele cabluri armătura poate să lipsească. Învelişul exterior are rolul de protecţie anticorozivă a armăturii peste care este aplicat, fiind realizat din materiale sintetice sau 1-2 straturi de iută impregnată cu bitum şi presărat cu praf de calcar. Cablurile pentru tensiune mai mari de 35 kV prezintă anumite probleme, legate de ionizarea puternică la nivelul izolaţiei, creşterea rapidă a pierderilor în dielectric – care la tensiuni înalte sunt comparabile cu cele prin efect Joule-Lenz, scăderea rigidităţii dielectrice şi creşterea solicitărilor termice datorate încălzirii puternice. Rezolvarea acestor probleme pentru cablurile de înaltă şi foarte înaltă tensiune a condus la realizarea acestora în construcţii speciale, dintre care se pot aminti: a) Cabluri cu izolaţie gazoasă, care pot fi: cabluri cu presiune interioară de gaz , la care între mantaua metalică şi izolaţia conductoarelor se introduce un gaz inert (azot sau hexaflorură de sulf) la presiune ridicată (60– 132 kV) şi cabluri cu presiune exterioară de gaz , rezultat prin introducerea cablului cu izolaţie de hârtie şi manta metalică într-un tub metalic, spaţiul liber din tub fiind umplut cu gaz sub presiune (până la 132 kV). b) Cabluri cu circulaţie de ulei, realizate în variantă monofazată sau trifazată, fiind folosite la tensiuni de 110 kV până la 525 kV. Cablurile monofazate au circulaţie internă de ulei, canalul de ulei fiind realizat în interiorul conductorului, iar cablurile trifazate au circulaţie externă de ulei, care circulă prin spaţiile libere dintre conductoarele izolate şi manta. c) Cabluri cu temperaturi joase, bazate pe proprietăţile unor materiale bune conducătoare de electricitate, constând în hiperconductibilitate, manifestată prin scăderea rezistenţei electrice la temperaturi sub 90 K şi supraconductibilitate, respectiv anularea rezistenţei electrice la temperaturi sub 10 K. Astfel, există două tipuri de cabluri cu temperaturi joase: cabluri criogenice, având conductorul realizat din aluminiu, scăderea temperaturii realizându-se cu azot lichid şi cabluri supraconductoare, la care materialele conductoare sunt niobiul şi plumbul, având două circuite de răcire, unul cu heliu pentru răcirea conductoarelor la 5 K şi altul cu azot lichid la 80 K pentru izolarea termică faţă de mediul exterior. d) Cabluri cu conductor de sodiu, utilizând ca material conductor sodiul, acesta având o conductivitate de trei ori mai mică decât a cuprului. 112

Capitolul 4

Această categorie de cabluri are deocamdată un caracter experimental, datorită rezistenţei mecanice deosebit de reduse a sodiului, care ridică probleme constructive la realizarea manşoanelor şi cutiilor terminale.

Manşoane şi cutii terminale Manşoanele reprezintă cutii metalice care realizează înnădirea sau derivarea cablurilor în condiţiile asigurării continuităţii cablului la nivelul părţii conductoare şi a izolaţiei, cât şi a rezistenţei sale mecanice şi împotriva agenţilor corozivi. Manşoanele de legătură reprezintă în principiu o cutie de fontă sau plumb la care prin părţile laterale se introduc cablurile sau se înnădesc, iar în partea superioară – printr-o deschidere – se toarnă masa izolantă bituminoasă sau răşini de turnare. La cablurile trifazate (20-35 kV) pe fiecare fază se realizează un manşon interior separat, fixat pe manta. Manşoanele de derivaţie se utilizează numai la cabluri de joasă tensiune (sub 1 kV) şi prezintă în plus faţă de manşoanele de legătură o prelungire laterală prin care intră cablul de derivaţie. Cutiile terminale reprezintă elementul prin care capetele cablului se racordează la barele staţiilor, linii electrice aeriene, maşini, aparate etc. Se confecţionează din fontă sau tablă de plumb având formă cilindrică, tronconică sau plată şi pot fi de interior cu sau fără masă izolată, sau de exterior pentru înaltă şi foarte înaltă tensiune, având izolatoare de porţelan. Canale şi tuneluri pentru pozare În cazul existenţei unui număr mare de cabluri, a unor condiţii agresive de mediu, pentru respectarea normelor de securitate în clădirile sau zonele traversate sau facilitarea accesului pentru întreţinere şi control, se impune realizarea unor construcţii speciale pentru pozarea cablurilor. Canalele pot fi de tip deschis, cablurile fiind accesibile pe toată lungimea, sau de tip închis, la care accesul este posibil numai în gurile sau căminele de vizitare. Tunelurile de cabluri permit circulaţia în lungul lor, cablurile fiind amplasate pe console sau poliţe. Pentru trasee urbane se poate folosi canalizarea în tuburi, care realizează pozarea unui mare număr de cabluri în tuburi de PVC înglobate într-un masiv de beton, fiind prevăzute cu cămine pentru introducerea şi tragerea cablurilor în tuburi, execuţia manşoanelor, supraveghere, efectuarea de probe şi măsurători.

113


4.2. Parametrii electrici şi schemele electrice echivalente ale elementelor de reţea Elementele reţelelor electrice: linii electrice, transformatoare de forţă, bobine de reactanţă, pot fi caracterizate complet din punct de vedere electric şi magnetic prin patru parametrii electrici: rezistenţa R, reactanţa X , conductanţa G şi susceptanţa B. Punerea în evidenţă a acestor parametrii se face prin cele două experimente fizice cunoscute: proba de mers în gol şi proba de mers în scurtcircuit, efectuate asupra fiecărui element de reţea. La efectuarea probei de mers în scurtcircuit – Fig. 4.15 a) – elementul de reţea are unul din capete 2 legat la pământ, iar prin parcurgerea acestuia de către curentul I între cele două capete va apărea o diferenţă de potenţial, respectiv se va măsura o tensiune electrică.

U f 1

V

2

1

I

I

U f

A

2

U f

a)

b)

Fig. 4.15 a) proba de mers în scurtcircuit; b) proba de mers în gol

Cunoscând faptul că în curent alternativ există o cădere de tensiune pe un element de circuit numai când curentul electric parcurge o impedanţă rezultă existenţa în fapt a acestui parametru electric. Impedanţa este un parametru longitudinal cu caracter complex, formată din: rezistenţa electrică R a materialului din care este realizat elementul de reţea şi reactanţa inductivă X creată de prezenţa câmpului magnetic variabil care înlănţuie elementul de reţea. În cazul probei de mers în gol – Fig. 4.15 b) – elementul de reţea este izolat faţă de pământ. Aplicând o tensiune alternativă U f existenţa curentului I măsurat prin intermediul ampermetrului, este posibilă doar prin prezenţa unui parametru transversal de tip admitanţă Y , care reprezintă singura cale de închidere a acestui curent ( I = Y U f) . Admitanţa Y , ca şi parametru complex, este dată de relaţia: 114

Capitolul 4

(4.1) unde semnul (–) corespunde caracterului preponderent inductiv al elementului, iar semnul (+) unui caracter preponderent capacitiv al acestuia. Inductanţa G se datorează pierderilor de putere activă transversală datorate imperfecţiunii izolaţiei şi fenomenului Corona, iar susceptanţa B este dată de sistemul capacităţilor formate între părţile componente ale elementelor de reţea şi între acestea şi pământ. Prin interconectarea celor patru parametrii electrici ai elementului de reţea ( R, X , G şi B) se obţine modularea acestuia prin intermediul unei scheme echivalente de tip octopol cu patru borne de intrare şi patru de ieşire pentru sistemele trifazate (câte trei borne pentru cele trei faze şi o bornă pentru nul sau pământ) sau de tip cuadripol (două borne de intrare – fază şi nul – şi două de ieşire) în cazul sistemelor monofazate. Schemele echivalente de tip multipol permit reproducerea mărimilor fizice electromagnetice de stare (tensiune, curenţi etc.) existente în realitate pe elementul de reţea. Y  G  jB.

R

G 2

X

B 2

G 2

R/ 2

B 2

X/ 2

G

b) R

X

B

c)

R

X/ 2

B

a)

G

R/ 2

X

G

d)

B

Fig. 4.16 Scheme electrice echivalente.

Principial, se disting patru tipuri de scheme electrice echivalente, prezentate în figura 4.16 în varianta monofazată după cum urmează: schema în π – Fig. 4.16 a), schema în T – Fig. 4.16 b) , schema în Γ direct – Fig. 4.16 c) şi schema în Γ invers – Fig. 4.16 d).

115


4.2.1. Parametrii electrici şi scheme electrice echivalente ale liniilor electrice Alegerea unui anumit tip de schemă electrică se face ţinând cont de mai multe aspecte: tipul elementului de reţea, ponderea parametrilor electrici ai elementului, nivelul de tensiune, sensul de circulaţie al puterilor, complexitatea reţelei. Liniile electrice aeriene pot fi considerate elemente de reţea cu simetrie totală şi au parametrii electrici uniform distribuiţi exprimaţi pe unitate de lungime (care în electroenergetică este kilometrul – km), iar prin înmulţire cu lungimea liniei rezultă parametrii concentraţi echivalenţi.

Parametrii liniilor electrice aeriene Rezistenţa LEA Rezistenţa conductoarelor în curent continuu este dată de relaţia cunoscută: l R   [], (4.2) s unde  este rezistivitatea materialului [ mm2/m], dată de obicei la temperatura mediului ambiant 20 C şi variabilă cu temperatura, l – lungimea conductorului [m] şi s – secţiunea conductoarelor [mm 2, m2]. În curent alternativ rezistenţa este mai mare decât în curent continuu, datorită efectului pelicular, efectului de apropiere, a histerezisului, pierderilor prin curenţi turbionari şi materialele feromagnetice vecine şi pierderilor induse în materiale vecine neferomagnetice. Rezistenţa conductorului sau rezistenţa efectivă a liniei se defineşte în curent alternativ ca raportul dintre pierderile de putere activă  P şi pătratul curentului ( I 2) care parcurge linia:  P R  2 . (4.3) I Pentru unitatea de lungime a conductorului (1 km) se utilizează relaţia: 10 3 Ru   [/km]. (4.4) s În cazul conductoarelor tip funie lungimea conductorului creşte cu 24% din cauza răsucirii firelor. Reactanţa LEA În cazul unei linii electrice aeriene trifazate reactanţa unei faze pe 116

Capitolul 4

unitatea de lungime este dată de relaţia X u    Lu [/km],

(4.5)

unde  = 2   f = 100   ( f = 50 Hz), Lu – inductivitatea unitară a unei faze [H/km]. Inductivitatea unitară se compune din inductivitatea proprie a conductorului şi o sumă de inductivităţi mutuale datorate fazelor vecine şi buclelor conductoare – pământ care se formează, exprimate de asemenea pe unitatea de lungime. În continuare se va trata inductivitatea liniilor electrice aeriene în mod succint, fără a prezenta demonstraţiile matematice (acestea fiind cuprinse în cursul de bazele electrotehnicii) şi în condiţiile neglijării inductivităţilor mutuale. Inductivităţile unitare pentru cele trei conductoare ale unei linii electrice aeriene trifazate în urma efectuării unor calcule se pot exprima sub forma:  D12  D13 1  4  H  Lu1  2 ln (4.6)    10   2 km r    



Lu 2  2 ln

D23  D21 1   4   10 r 2 

H  km 

(4.7)

  D31  D32 1   4  H  Lu 3  2 ln (4.8)   10   r 2 km     unde:  este permeabilitatea relativă a conductorului, r - raza conductorului, Dij - distanţele între conductoare Dacă se consideră dispunerea simetrică a conductoarelor celor trei faze (coronamentul stâlpului în formă de triunghi echilateral), distanţele dintre conductoare sunt egale D12= D13= D23= D, rezultând  D  H (4.9) Lu  Lu  Lu  2 ln  0,5  10 4   r    km  Practic, pentru liniile electrice trifazate având conductoarele fazelor dispuse simetric inductivitatea unitară este identică ca expresie cu cea cunoscută pentru o linie cu două conductoare. Dacă respectivele conductoare nu sunt dispuse simetric pe coronamentul stâlpului, inductivităţile unitare ale conductoarelor sunt diferite, ceea ce va determina nesimetria tensiunilor şi curenţilor la capătul liniei de la consumator. Pentru înlăturarea acestui efect se practică transpunerea fazelor liniei, prin modificarea poziţiei conductoarelor pe coronamentul stâlpilor la distanţe egale în raport cu lungimea l a liniei ( Fig. 4.17 ). 1

2

3

117


Fig. 4.17 Transpunerea fazelor unei linii electrice aeriene.

În acest caz, inductivitatea unitară a fiecărui conductor se exprimă printr-o valoare medie, rezultată ca medie aritmetică a celor trei inductanţe din relaţiile (4.6)÷(4.8): Lu  Lu 2  Lu 3  D 1  H Lu  1  4,6 ln med   10 4   , (4.10) r 3 2 km     unde este distanţa medie geometrică dintre conductoare. În relaţia (4.10) s-a ţinut seama de transformarea logaritmilor naturali în logaritmi zecimali. Ţinând cont de faptul că liniile electrice aeriene au conductoare din aluminiu sau cupru, materiale care sunt nemagnetice (permeabilitatea magnetică relativă =1), relaţiile pentru calculul inductivităţii unitare vor fi: L  L  Lu3  D 1 H Lu  u1 u 2 (4.11)  4,6 ln med   ‘104   , r 2  3   km  În cazul liniilor electrice aeriene trifazate dublu circuit, distanţa medie geometrică pentru sistemul celor şase conductoare, notate cu 1, 2, 3 pentru primul circuit, respectiv 4, 5, 6 pentru al doilea, este dată de relaţia Dm  9 D14  D15  D16  D24  D25  D26  D34  D35  D36 .

(4.12)

Reactanţa inductivă unitară X u pentru o linie electrică aeriană simplu circuit se va calcula cu relaţia D  H  (4.13) X u   Lu  0,1445 lg med  . r  km  În cazul conductoarelor funie, datorită răsucirii firelor inductivitatea creşte cu 1-2%, raza conductorului r fiind înlocuită în formule cu o rază medie r m cu rol de rază geometrică echivalentă a ansamblului de conductoare ale funiei. Pentru conductoarele fasciculare se vor calcula şi razele echivalente 118

Capitolul 4

ale diferitelor ansambluri de conductoare, în funcţie de numărul acestora pe faze şi distanţele între ele. Atât pentru conductoarele fasciculare, cât şi în cazul celor de tip funie, relaţiile de calcul sunt dezvoltate pe larg în literatura de specialitate. În general, reactanţa unitară a liniilor electrice aeriene simplu circuit are valori cuprinse între: X u=(0,300,42) /km.

Conductanţa LEA Conductanţa (perditanţa) liniilor electrice aeriene se datorează imperfecţiunii izolaţiei de fază şi efectului Corona, cărora le corespund pierderile de putere activă notate  P iz, respectiv  P C. Rezultă astfel expresia generală a conductanţei LEA:  P   P G  iz 2 C S. (4.14) U n Pierderile de putere activă datorate imperfecţiunii izolaţiei apar ca urmare a scurgerilor de curent spre pământ în punctele de fixare a conductoarelor pe stâlp. Condiţiile meteorologice nefavorabile (ceaţă, ploaie, depuneri de chiciură) şi gradul de murdărire al izolatoarelor (depuneri în zone intens poluate) pot conduce la creşteri ale acestor pierderi. Cu toate acestea, din punct de vedere al calculelor şi al exploatării, conductanţa datorată imperfecţiunii izolaţiei poate fi neglijată ca valoare. Efectul Corona este o descărcare autonomă incompletă în jurul conductorului, când intensitatea câmpului electric la suprafaţa acestuia depăşeşte valoarea critică ( E cr =21,1 kV/cm), fiind sesizat printr-o coroană luminoasă (vizibilă noaptea) şi zgomot. Influenţa negativă a efectului Corona se manifestă prin: pierderi de putere relativ mari, corodarea conductoarelor, armăturilor şi clemelor şi scurtarea duratei de funcţionare, apariţia regimului deformant la reţele cu neutrul legat la pământ, influenţe asupra liniilor de telecomunicaţii. Singurul avantaj al fenomenului îl constituie faptul că amortizează undele de supratensiune care apar pe linii. În literatura de specialitate sunt indicate formule de calcul pentru calculul tensiunii critice U cr la care apare efectul Corona şi a pierderilor de putere activă prin efect Corona, urmărind evitarea acestui efect încă de la nivelul proiectării LEA. Practic, în regimuri normale de funcţionare ale LEA, se poate considera într-o aproximaţie acoperitoare, conductanţa acestora ca fiind nulă ( G=0). Susceptanţa LEA Susceptanţa capacitivă a unei faze rezultă în urma determinării capacităţii electrice a ansamblului de capacităţi având ca armături conductoarele fazelor, conductoarele de protecţie (dacă există) şi pământul. 119


Relaţia generală de calcul a susceptanţelor este:  S  Bu   C u  . (4.15) km   În mod curent, pentru calculul capacităţii unitare a liniilor electrice aeriene trifazate simplu circuit, având conductoarele liniei dispuse simetric la distanţa D între ele (în vârfurile unui triunghi echilateral) se foloseşte relaţia 2   0 0,0242  F  C u   . (4.16) D D  km  ln lg r r Dacă conductoarele nu sunt dispuse simetric se va utiliza distanţa medie geometrică Dm, având în vedere transpunerea fazelor: Dm  3 D12  D23  D31 .

(4.17)

Astfel, capacitatea unitară C u, respectiv susceptanţa unitară Bu a liniei electrice aeriene se calculează cu relaţiile: 0,0242  F  Cu  (4.18) ; Dm  km  lg r 7,58  10 6  S  Bu  . (4.19) Dm  km  lg r În cazul liniilor dublu circuit, datorită transpunerii conductoarelor şi amplasării simetrice a acestora, influenţa reciprocă a celor două circuite este practic neglijabilă (1-2%), iar calculul se face cu aceleaşi relaţii ca şi pentru liniile simplu circuit. Valorile susceptanţelor capacitive pentru linii electrice aeriene cu tensiuni de la 110 kV până la 400 kV au valori cuprinse în intervalul (2,733,36)10-6 S/km.

4.2.2. Parametrii liniilor electrice subterane Parametrii liniilor electrice subterane, reprezentând parametrii electrici ai cablurilor, sunt aceiaşi ca şi la LEA, dar au valori diferite, influenţate în special de caracteristicile constructive specifice LES. În aceste condiţii, la care se adaugă şi imposibilitatea stabilirii unei concepţii constructive unitare la nivelul firmelor producătoare, calculul parametrilor electrici ai cablurilor este foarte dificil. De regulă, firmele constructoare prezintă ca date de catalog valorile parametrilor unitari (pe 1 km) ai cablurilor produse, obţinute prin încercări 120

Capitolul 4

de laborator. Când nu se dispune de valorile date de firmele constructoare şi în anumite cazuri legate de proiectare sau verificări experimentale, se pot folosi posibilităţi generale de calcul al parametrilor cablurilor.

Rezistenţa LES Datorită particularităţilor constructive ale cablului, evacuarea căldurii dezvoltate în conductor prin efect Joule-Lentz este mai dificilă, iar rezistenţa în curent continuu R0 va trebui considerată ca dependentă de temperatură ( ) prin relaţia R0  R20 1     30     20  2 , (4.20) unde: R20 este rezistenţa în curent continuu a conductorului la temperatura de funcţionare a cablului (considerată 20 C); ,  - coeficienţi de   temperatură   Cu  0,00393 1 ;  Al  0,00403 1 ;   0,45  10 6 1 . 

grd

grd

grd 

La funcţionarea cablurilor în curent alternativ, în funcţie de frecvenţă, datorită efectului pelicular, de proximitate şi a pierderilor de putere activă în ecrane şi armătura metalică, rezistenţa electrică a conductorului creşte faţă de valoarea ei în curent continuu. În calcule, pentru a ţine cont de această creştere, se utilizează relaţia empirică Rc.a.  Rθ 1  y s  y p , (4.21) unde: ys este un coeficient ce ţine seama de efectul pelicular („skin effect“); y p - coeficient care ţine seama de efectul de proximitate. Valorile coeficienţilor ys şi y p se pot calcula prin relaţii empirice date în literatura de specialitate, fiind dependenţi de frecvenţă, dimensiunile, forma şi numărul conductoarelor. Practic, până la o secţiune de 300 mm 2 la cupru şi 500 mm2 la aluminiu, cu o aproximaţie satisfăcătoare se poate considera neglijabilă creşterea rezistenţei în curent alternativ.

Reactanţa LES Reactanţa inductivă a unei linii electrice subterane monofazate se calculează asemănător ca şi la LEA, utilizând relaţia  0  D  1      ln   X u  (4.22) , 2  r  0 4   km  unde D este diametrul exterior al mantalei; r - raza conductorului. În cazul cablurilor bifazate, trifazate, armate sau nearmate, relaţiile de calcul sunt mai complicate, fiind menţionate în literatura de specialitate şi se recomandă utilizarea diagramelor şi tabelelor furnizate de firmele constructoare. 121


Se pot menţiona valorile uzuale pentru reactanţele unitare ale cablurilor trifazate pentru U n=615 kV ; X u=0,080,10 /km şi pentru U n=35 kV ; X u=0,100,12 /km.

Conductanţa LES În cazul liniilor electrice subterane, conductanţa se datorează numai pierderilor în dielectricul cablurilor, fiind cauzate de: I scurgeri de curent datorate imperfecţiunilor izolaţiei, I x pierderilor de putere activă prin ciclurile de histerezis din dielectric  şi prin ionizarea golurilor din izolaţie. Pierderile din dielectric  P D se caracterizează prin tangenta unghiului de pierderi tg  numit şi I a U f factor de pierderi al dielectricului. În dielectricii reali, unghiul Fig. 4. 18 Diagrama fazorială a curenţilor de pierderi  apare datorită la LES. încălzirii izolaţiei şi astfel curentul capacitiv I e defazat înaintea tensiunii fazei U f cu un unghi mai mic de  , 2 I a ,

fapt ce conduce la apariţia unei componente active a curentului generatoare de pierderi de energie activă ( Fig. 4.18). Rezultă prin definiţie: I tg  a . (4.23) I c Valoarea factorului de pierderi depinde de natura dielectricului, de construcţia cablului şi de temperatură. Pierderile dielectrice  P D se calculează cu relaţia (4.24) Δ PD  U n 2  2 f  C u  tg, unde U n este tensiunea nominală [kV]; C u - capacitatea unitară a cablului [F/km]; f - frecvenţa [50 Hz]. Pentru cablurile cu izolaţie din hârtie până la 6 kV şi pentru cele cu izolaţie de hârtie impregnată cu tensiuni până la 35 kV, valorile pierderilor dielectrice sunt neglijabile, dar pentru cabluri de 110-220 kV, valoarea acestor pierderi poate atinge valori de zeci de kW/km de linie. Conductanţa unitară a cablului Gu se va calcula pe baza relaţiei: 122

Capitolul 4

Gu 

 P D  S  . 2   km U n  

(4.25)

Susceptanţa LES Susceptanţa capacitivă a liniilor electrice subterane se poate calcula în mod similar cu cea a LEA (relaţia generală (4.15)), dar cu precizarea că în cazul LES capacitatea cablului este mult mai mare decât la LEA şi va fi luată în considerare încă de la nivelul de mediu tensiune 6 10 kV. Determinarea capacităţii cablurilor LES este dependentă de tipul cablului mono, bi sau trifazat şi de elemente constructive precum: prezenţa sau nu a ecranului şi materialul din care este confecţionată armătura. Pentru exemplificare, în cazul cablului trifazat cu manta de plumb se utilizează relaţia aproximativă:  r  F , C u  (4.26)  3b 2  R 2 - b 2  3   km  9ln  2 6 6   r R  b  unde: R este raza la exteriorul învelişului izolant; r - raza conductorului, inclusiv a stratului semiconductor al ecranului; b - distanţa de la axa conductorului la axa cablului. Valorile orientative ale capacităţii unitare a cablurilor trifazate pentru tensiuni U n=20-30 kV şi secţiuni 120, 150, 185 mm2, C u=0,28 F/km, iar pentru cabluri monofazate cu U n=110 kV, C u=0,20-0,25 F/km.

4.2.3. Schemele electrice echivalente ale liniilor electrice Reprezentarea liniilor electrice prin scheme electrice echivalente se face prin utilizarea schemelor în π sau în T, prezentate în subcapitolul 4.2. Parametrii electrici şi schemele electrice echivalente ale elementelor de reţea, Fig. 4.16 Scheme electrice echivalente. Ponderea diferiţilor parametrii electrici în schema echivalentă este stabilită pe baza tensiunii nominale şi a rolului liniei electrice considerate. În cazul liniilor de joasă tensiune se va considera ca parametru preponderent numai rezistenţa electrică, ceilalţi parametrii neglijându-se. Pentru linii electrice de medie tensiune sub 35 kV se va ţine cont în primul rând de reactanţa inductivă şi apoi de rezistenţa electrică, parametrii transversali fiind neglijaţi. În aceste condiţii, schema electrică cuadripolară se va transforma într-o schemă de tip dipol în care sunt incluşi numai parametrii longitudinali. La liniile de medie tensiune având tensiuni nominale mai mari de 35 123


kV şi la liniile de înaltă şi foarte înaltă tensiune se iau în considerare, în ordine: reactanţa inductivă, susceptanţa capacitivă şi apoi rezistenţa, iar conductanţa se poate neglija în calculele uzuale. Liniile dublu circuit în regimuri normale de funcţionare vor avea impedanţa şi admitanţa echivalentă corespunzătoare celor două circuite cu parametrii identici, considerate în paralel şi fără a lua în considerare influenţele reciproce.

4.3. Parametrii electrici şi schemele electrice echivalente ale transformatoarelor şi autotransformatoarelor electrice La nivelul reţelelor electrice, în procesul de transport şi distribuţie a energiei electrice, transformatoarele şi auto transformatoarele sunt elemente de reţea destinate transformării valorii tensiunii şi curentului, menţinând neschimbată frecvenţa mărimilor alternative. Din punct de vedere constructiv, transformatoarele pot fi: trifazate cu două sau trei înfăşurări, care pot realiza interconectarea a două sau trei reţele electrice de tensiuni nominale diferite şi monofazate cu două sau trei înfăşurări montate în grupuri de trei (câte unul pe fază), utilizate în cazul unor puteri mai mari de 60 MVA pe unitate. Autotransformatoarele se utilizează pentru transformarea tensiunii în limite reduse, având rapoarte de transformare apropiate de unitate. Efectuarea probelor de mers în gol şi în scurtcircuit în cazul transformatorului demonstrează existenţa parametrilor longitudinali şi transversali (de tip impedanţă şi admitanţă), parametrii transversali fiind de valoare mai mare. Aceşti parametrii se pot dispune în scheme electrice echivalente, care pot fi: în T, ,  direct şi invers  pentru transformatoarele cu două înfăşurări – prezentate în figura 4.19 a), b), c) şi d) – şi în  şi T pentru transformatoare cu trei înfăşurări – conform figurii 4.20 a) şi b). În figuri s-au notat cu indicele 1 parametrii înfăşurării primare, cu 2 cei ai înfăşurării secundare, iar cu 3 ai înfăşurării terţiare. Fără indice s-au notat parametrii pe fază ai transformatoarelor. În calcule practice, dacă se cunoaşte sensul de circulaţie al puterii se preferă schema în  , deoarece elementul transversal Y fiind conectat direct la bornele transformatorului, încarcă numai reţeaua şi astfel se reduce numărul calculelor. În cazurile în care nu se impun precizii deosebite, elementul transversal se poate neglija, iar transformatorul se poate asimila cu o simplă impedanţă Z . 124

Capitolul 4 Z 2'=R 2'+jX 2’

Z 1=R 1+jX 1

Y 1=G-jB

Z=Z 1+Z 2’

Y 2

Y 2

a)

b) Z

Z

Y

Y

c)

d)

Fig. 4.19 Schemele echivalente ale transformatoarelor cu două înfăşurări: a) în T; b) în π; c) în Γ; d) în Γ invers.

Parametrii electrici ai transformatoarelor pot fi complet determinaţi pe baza datelor de catalog ale fiecăruia (înscrise pe tăbliţa indicatoare), după cum urmează: puterea aparentă nominală S n [MVA], tensiunea nominală înaltă/joasă U nî/U nj [kV/kV], pierderile în cupru nominale pCu n [kW], tensiunea de scurtcircuit nominală ux n [%], pierderile în fier nominale pFe n [kW] şi curentul de mers în gol nominal I g n [%]. Transformatoarele cu două înfăşurări au parametrii electrici longitudinali şi transversali prezentaţi în cele ce urmează prin relaţiile de calcul, redate fără dezvoltarea demonstraţiilor matematice, existente în literatura de specialitate. 2

2

Z 2=R 2'+jX 2’

1

Z 1=R 1+jX 1

Z 2

1 Z 3=R 3'+jX 3’

Y

Z 1

Y

3 a)

Z 3

3 b)

Fig. 4.20 Scheme echivalente ale transformatoarelor cu trei înfăşurări: a) în Γ ; d) în T. 125


4.3.1. Rezistenţa electrică Aceasta se determină din puterea electrică absorbită de transformator în regim de scurtcircuit de probă, când transformatorul este alimentat cu tensiune redusă, iar înfăşurările sunt parcurse de curentul nominal. Practic, aceste pierderi active sunt egale cu pierderile în cupru nominale P Cu n, cunoscute ca şi mărime de catalog. Astfel:  S n   R, (4.27) P Cu n  3  I n 2 R1( 2)  3   U 3 n   de unde U n 2 R  P Cu n (4.28) . S n În relaţiile de mai sus şi în cele ce urmează prin U n se înţelege fie U nî, fie U nj, după cum se face calculul parametrilor transformatorului. În calculele efective, pentru a utiliza mărimile exprimate în unităţile de măsură înscrise în datele din catalog - P Cu n [kW], U n [kV] şi S n [kVA] se foloseşte relaţia P Cu n U n 2 R   []. (4.29) 1000 S n 2

4.3.2. Reactanţa La proba de mers în scurtcircuit a transformatorului, fluxul total al acestuia are un pronunţat caracter de dispersie, astfel încât impedanţa rezultată din proba de scurtcircuit Z sc este chiar reactanţa de dispersie a înfăşurărilor Z sc X 1(2) (la transformatoare de puteri mari - sute de kVA, se consideră X 1(2)>> R1(2)). Deci se poate scrie: S S uscn  3 I n X 1  3 n X 1  n X 1 , (4.30) U n 3U n dar uscn % 

uxn 100, pe baza relaţiei (4.30) rezultând: U n

usc %U n S n  X , (4.31) U n 100 şi deci reactanţa înfăşurărilor transformatorului în funcţie de tensiunea nominală a acestora se va calcula cu relaţia

126

Capitolul 4

uscn % U n 2 X  []. 100 S n

(4.32)

4.3.3. Conductanţa Conductanţa se determină pe baza pierderilor de putere activă ale transformatorului, care la mersul în gol sunt practic egale cu pierderile nominale de putere activă în miezul său feromagnetic pFe n. Rezultă: 2

pFen

 U   3  U n f G  3 n  G  U n 2  G,  3  2

(4.33)

de unde: G 

p Fen

. (4.34) U n 2 Pentru a utiliza unităţile de măsură ale mărimilor date în catalog se va folosi relaţia: p 1 G  Fen  2 [S] (4.34) 1000 U n

4.3.4. Susceptanţa Susceptanţa se obţine pornind de la expresia valorii admitanţei Y , conform relaţiei I Y  G 2  B 2  g . (4.36) U n f Deoarece în practică G<< B, se poate considera Y  B (curentul de mers în gol I g are caracter complet inductiv), relaţia (4.36) rezultând I I B  g  3 g . (4.37) U n f U n Din datele de catalog se cunoaşte I g % , care este I g % 

I g 100, astfel I n

I g % I n I g % S n  3 încât rezultă B  3 , deci: 100 U n 100 3U n 2 I g % S n B  . S 100 U n 2

(4.38) 127


Tabelul 4.2

128

Capitolul 4

Transformatoarele cu trei înfăşurări pot fi de trei tipuri, conform tabelului 4.2, în funcţie de puterile nominale şi gradul de încărcare al înfăşurărilor primară (1), secundară (2) şi terţiară (3). Determinarea parametrilor acestora se face pe baza relaţiilor cuprinse în tabelul 4.2. În tabelul 4.2 sunt notate prin: U n – tensiunea înfăşurării la care se reduc parametrii transformatorului; S n – puterea nominală a înfăşurării cu puterea cea mai mare; R’ 2, R’ 3 – rezistenţele înfăşurărilor secundară respectiv terţiară reduse la aceiaşi treaptă de tensiune.

4.4. Parametrii electrici şi schema electrică a reactoarelor În cadrul reţelelor electrice, reactoarele - reprezentate prin bobine de reactanţă fără miez de fier - au rol de limitare a curenţilor de scurtcircuit şi menţinerea tensiunii la barele staţiei la o valoare suficient de ridicată în timpul scurtcircuitului. În funcţie de locul de montare, există: reactoare de bare montate în staţii (în serie cu cupla longitudinală) şi reactoare de cablu, legate pe plecările în cablu. Parametrii electrici ai reactoarelor se determină pe baza datelor de catalog ale acestora, care sunt: U n [kV], curentul nominal I n [kA], reactanţa procentuală X %, pierderile de putere activă exprimate procentual  P %. Pe baza mărimilor de catalog şi a impedanţei nominale Z n, calculată cu relaţia: U Z n  n , (4.39) 3 I n se determină parametrii longitudinali ai reactorului, rezistenţa R şi reactanţa inductivă X : Z=R+jX  P % R  Z n ; 100 (4.40) X % X  Z . 100 n Parametrii transversali sunt neglijabili în calcule obişnuite (G=0 şi B=0), iar schema electrică echivalentă a reactorului va fi formată numai din parametrii longitudinali, conform Fig. 4.21 Schema electrică figurii 4.21. echivalentă a reactorului.

129


4.5. Parametrii electrici şi schemele electrice echivalente ale consumatorilor Consumatorii electrici reprezintă elementele terminale într-o reţea electrică la nivelul cărora are loc consumul de putere activă P şi reactivă Q, la o tensiune nominală U n. Ponderea diverselor tipuri de consumatori de putere activă din sistemul electroenergetic este după cum urmează: motoare asincrone 50%, motoare sincrone 8-10%, instalaţii de iluminat şi casnice 2022%, cuptoare electrice şi redresoare 10-11% şi pierderi în reţele 9-10%. Funcţionarea consumatorilor în general este descrisă de: curbele de sarcină – reprezentând dependenţa de timp a puterilor activă P şi reactivă Q absorbite de consumatori şi caracteristicile consumatorilor , care sunt dependenţele acestor puteri de tensiune şi de frecvenţă. În calculele mai puţin pretenţioase se poate considera că puterile activă P şi reactivă Q sunt proporţionale cu pătratul tensiunii de alimentare (nu depind de frecvenţă), iar consumatorul se poate reprezenta printr-o U n

U n S=P+jQ

S=P+jQ

R Z=R+jX

G

B

Y=G-jB

X

a)

b)

Fig. 4.22 Scheme electrice echivalente pentru consumatori

schemă serie – Fig. 4.22 a) – sau paralel – Fig. 4.22 b). Determinarea parametrilor longitudinali Z  R  jX sau transversali Y  G  jB ai consumatorului, corespunzători schemei serie sau paralel, se face pe baza mărimilor caracteristice ale consumatorului: P, Q, cos şi U n, prin utilizarea relaţiilor: U n 2 U n 2  2 Z n  ; S P  Q2 130

(4.41)

Capitolul 4

R  Z n cos   Z n X  Z n sin   Z n

P 2

P  Q Q 2

P  Q

2

; (4.42)

2

,

iar

G

P Q  B şi U n 2 U n 2

(4.43)

4.6. Elemente de calcul electric al liniilor electrice de transport Transportul la distanţe mari al energiei electrice în curent alternativ se face pe linii de înaltă şi foarte înaltă tensiune, numite şi linii lungi. În regim normal de funcţionare fazele sunt încărcate identic, având aceeaşi parametrii şi tensiunile de alimentare sunt egale în modul şi decalate între ele cu 2  (120) , astfel încât este suficientă studierea funcţionării unei 3

singure faze. Schema monofazată aferentă acestui studiu are în componenţă un conductor de dus, care reprezintă una din faze, iar cel de întoarcere este un conductor fictiv, de impedanţă nulă, ce asigură în mod teoretic întoarcerea curentului. În realitate, acesta nu există la linia trifazată şi simetrică, deoarece curentul care vine pe o fază se întoarce pe celelalte două.

4.6.1. Ecuaţiile liniilor lungi în regim sinusoidal simetric În studiul liniilor lungi de transport se vor considera parametrii electrici uniform distribuiţi în lungul liniei, spre deosebire de reţelele cu parametrii concentraţi. Neconsiderarea acestei repartiţii uniforme la analiza regimurilor de funcţionare ale liniei poate genera concluzii eronate, dar în anumite cazuri particulare şi folosind unele corecţii, se pot folosi în studiul funcţionării liniei şi scheme echivalente cu parametrii concentraţi. Considerând o linie electrică aeriană trifazată simetrică, analiza regimului normal de funcţionare se va face pe o singură fază, având parametrii uniform distribuiţi ( Fig. 4.23). Dacă se consideră o porţiune d l din lungimea l a liniei, alimentată cu tensiune sinusoidală de fază U f, modificarea tensiunii şi a curentului pe porţiunea dl sunt date de relaţiile: 131


U f  z  I   r  jx  I ; l (4.44)  I   y  I   g  jb  I , l unde z şi y sunt parametrii de serviciu (uniformi) ai liniilor pe unitatea de lungime, exprimaţi în [/m], respectiv [S/m]. 

I

r dl

x dl

g dl U f

l

b dl

I 

d I dl dl

dU f dl U f  dl

dl

Fig. 4. 23 Linie cu parametrii uniform distribuiţi.

Ecuaţiile (4.44) reprezintă forma I a ecuaţiilor telegrafiştilor în regim sinusoidal, care prin derivare în raport cu dl conduc la:  2 U f  I  2  z ; l l (4.45) 2  I  I  2  y , l l sau:  2 U f  z  y  U f ; l 2 (4.46) 2  I  z  y  I , l 2 ecuaţii reprezentând forma a II-a a ecuaţiei telegrafiştilor în regim sinusoidal.

Constanta de propagare  prin definiţie este dată de relaţia

  z  y   r  jz  g  jb    rg  xb   j  xg  rb     j, (4.47) 132

Capitolul 4

unde  este componenta reală, numită constantă de atenuare, iar  componenta imaginară, numită constantă de fază. Utilizând constanta de propagare  , relaţiile (4.46) devin:

 2 U f   2  U f ; 2 l  2 I 2    I . l 2 Ecuaţiile (4.48) au soluţii de forma:  l l U f (l )  A1  e  A 2  e ; I (l )  B1  e

 l

l

(4.48)

(4.49)

 B 2  e . Pentru determinarea constantelor soluţiei A1 , A 2 , B 1 , B 2 se vor aplica condiţiile de limită (adică valorile cunoscute ale tensiunii şi curentului la capetele liniei) şi se va ţine cont de relaţiile de legătură dintre acestea dintre acestea (stabilite pe baza relaţiei (4.44)), respectiv   (4.50) B1  A1 şi B 2   A 2 . z z Prin definiţie, impedanţa caracteristică a liniei Z c este introdusă cu relaţia z z z z Z   u  Z c   . (4.51) y y u Y  z  y Astfel, relaţiile (4.50) devin A A B1  1 şi B 2   2 . (4.52) Z c Z c Determinarea constantelor se face pe baza relaţiilor (4.49), punând condiţiile la începutul liniei ca pentru l =0, U f (l )  U f 1 şi I (l )  I 1 . Rezultă că U f 1  A1  e 0  A 2  e 0  A1  A 2 ; (4.53) 1 I 1  B1  B 2   A1  A 2 , Z c de unde se va obţine U f  I 1  Z c U f  I 1  Z c A1  1 (4.54) ; A2  1 . 2 2 Cu aceste valori şi utilizând expresiile matematice cunoscute pentru 133

Producerea, transportul şi distribuţia energiei electrice  l

l

ch l şi sh l (funcţie de e şi e ), în urma unor calcule rezultă expresiile tensiunii şi curentului într-un punct al liniei situat la distanţa l de la începutul liniei, de forma

U f (l )  U f 1 chγ l  I 1 Z c shγ l  U f 1 ch z  y  l  I 1 Z c sh z  y  l ; (4.55) U f 1 U f 1 I (l )  I 1 chγ l  shγ l  I 1 ch z  y  l  sh z  y  l . Z c Z c Dacă pentru determinarea constantelor soluţiilor relaţiilor (4.49) se utilizează condiţiile la sfârşitul liniei de lungime L, respectiv: pentru l 1= Ll =0 (l=L-l 1), U f  l 1   U f 2 şi I l 1   I 2 (valoarea tensiunii şi curentului la consumator U 2 şi I 2 sunt cunoscute), vor rezulta ecuaţiile:

 A 2 e    Ll 1   ...  A1e l 1  A 2e  l 1 ; 1    Ll 1  l  l  B 2 e   Ll 1   ...   I (l 1 )  B1e  A1e 1  A2e 1 .  Z c  U f 2 (l 1 )  A1e

   L l 1 

(4.56)

Pentru l 1=0 rezultă U f 2  A1  A 2 şi I 2  1   A1  A 2 , Z c 



de unde se obţine U f 2  I 2 Z c U f 2  I 2 Z c   A1  (4.57) ; A 2  . 2 2 Pe baza relaţiilor (4.57), după efectuarea unor calcule, se obţin expresiile tensiunii şi curentului într-un punct al liniei situat la distanţa l 1 faţă de sfârşitul liniei: U f (l 1 )  U f 1 ch l 1  I 2 Z c sh l 1  U f 2 ch z  y  l 1  I 2 Z c sh z  y  l 1 ; (4.58) U f U f I (l 1 )  I 2 ch l 1  2 sh l 1  I 2 ch z  y  l 1  2 sh z  y  l 1 . Z c Z c Dacă linia este considerată fără pierderi, respectiv r =0 şi g =0, deci chγ l  chjβl  cos βl ;

=0, rezultă shgl  shjβl  j sin βl şi Z c 

x  Z c . b

Astfel, relaţiile (4.58) vor deveni: U f (l )  U f 1 cos l  j I 1 Z c sin l  U f 1 cos x  b  l  j I 1 Z c sin x  b  l ; I (l )  I 1 cos l 

134

U f 1 Z c

sin l  I 1 cos x  b  l  j

U f 1 Z c

sin x  b  l .

(4.59)

Capitolul 4

În mod asemănător, relaţiile (4.59) vor deveni: U f (l 1 )  U f 2 cos βl 1  j I 2 Z c sin βl 1  U f 2 cos x  b  l 1  j I 2 Z c sin x  b  l 1 ; I (l 1 )  I 2 cos βl 1  j

U f 2 U f sin βl 1  I 2 cos x  b  l 1  j 2 sin x  b  l 1 . Z c Z c

(4.60)

4.6.2. Mărimile caracteristice ale liniilor lungi de transport Liniile lungi de transport a energiei electrice au următoarele mărimi caracteristice: impedanţa caracteristică, constanta de propagare, viteza de propagare a undei şi lungimea de undă. Impedanţa caracteristică Z c, definită anterior cu relaţia (4.51), este: Z c 

z z Z R  jx  u    Z c e jc . y y u Y G  jB

(4.61)

Defazajul dintre tensiune şi curent este c În cazul liniilor de înaltă tensiune se poate aproxima că G0 şi R<< X şi astfel se poate scrie că: X jc e . (4.62) B Deoarece c<0 rezultă că impedanţa caracteristică are un uşor caracter capacitiv. Dacă se consideră linia fără pierderi r =0 şi g =0, impedanţa caracteristică are un caracter ohmic, fiind dată de relaţia: Z c 

X  Z c . (4.63) B Orientativ, valorile lui Z c pentru linii electrice aeriene de înaltă şi foarte înaltă tensiune sunt cuprinse în intervalul [250 400]  , pentru linii electrice subterane aceasta este de circa zece ori mai mică: Z cLEA  10 Z cLES . Constanta de propagare  a fost definită cu relaţia (4.47): Z c 

  z  y   r  jx  g  jb     j,

iar constantele de atenuare  şi de fază  au expresiile determinate în urma unor calcule matematice: 1 1  rg  xb    r 2  x 2  g 2  b 2  ; 2 2 1 1  xb  rg    r 2  x 2  g 2  b 2  .  2 2



Se poate menţiona că întotdeauna 0 şi >0 şi ambele sunt în funcţie 135


de frecvenţă. În cazul liniei fără pierderi =0 şi   xb    j xb  , practic undele nu se amortizează, amplitudinea fiind constantă. Viteza de propagare v este dată de relaţia  2 f 2 f v   (4.64) .   1 1 2 2 2 2  xb  rg    r  x  g  b  2 2 Din relaţia (4.64) se observă dependenţa vitezei de propagare de frecvenţă şi de proprietăţile mediului, prin intermediul lui  şi  din expresiile de calcul ale parametrilor electrici x şi b. Pentru linia fără pierderi se poate scrie   1 v (4.65)   m / s  xb  LC LC Lungimea de undă  reprezintă spaţiul parcurs de undă într-o perioadă T , fiind dată de relaţia v  2 (4.66)   v  T    m, f  f  iar în cazul liniei fără pierderi de relaţia 2 1   . (4.67) xb f LC Dacă lungimea de undă este comparabilă cu lungimea reală a liniei, linia se consideră lungă din punct de vedere electric.

4.6.3. Scheme electrice echivalente pentru linii lungi de transport În cazul liniilor electrice lungi având parametrii uniform distribuiţi Z n  /km şi Y n S/km  , se pot stabili nişte mărimi de calcul sub forma unor parametrii concentraţi, numiţi impedanţă nominală Z  Z n  L şi admitanţă nominală Y  Y n  L ( L - lungimea liniei). Prin intermediul mărimilor nominale se poate construi schema echivalentă nominală a liniei (în , T, , invers ), care permite reproducerea fenomenelor ce au loc pe linia lungă reală numai în anumite regimuri particulare de funcţionare. Determinarea parametrilor schemei echivalente nominale Z ’ şi Y ’ se vor face astfel încât fenomenele reale de pe linia lungă să se reproducă la nivelul acestei scheme. În continuare se va considera schema echivalentă în  din figura 4.24, la care – pe baza teoriei cuadripolului electric – între mărimile de intrare 136

Capitolul 4

(notate cu indicele 1) şi cele de ieşire (notate cu indicele 2) se pot scrie următoarele relaţii:  Z ’Y ’  Y ’   I 2  Z ’; 2  2   Z ’Y ’   Z ’Y ’  Y ’. I 1  I 2 1    U f 2  2   2  2  2   U f 1  U f 2 1 

(4.68) Dacă se consideră întreaga lungime a liniei l=L, din relaţiile (4.58) se vor obţine tensiunea şi curentul la începutul liniei:

Z' 2

I 1

Y ’ 2

U f1

I 2

Y ’ 2

Fig. 4.24 Schema echivalentă în π a liniei lungi.

U f 1  U f 2 ch  L  I 2 Z csh  L  U f 2 ch Z  Y  I 2 Z csh Z  Y ; I 1  I 2 ch  L 

U f 2 Z c

U f2

sh  L  I 2 ch Z  Y 

U f 2 Z c

sh Z  Y .

(4.69)

Din relaţiile (4.68) şi (4.69) se observă că, în condiţiile egalităţii coeficienţilor tensiunii şi curentului de ieşire ( U f2 şi I 2), are loc similitudinea între schema echivalentă şi linia reală, prin reproducerea dependenţei dintre mărimile de intrare şi cele de ieşire. Astfel, se pot scrie relaţiile: Z ’Y  ch Z  Y , Z ’ Z c sh Z  Y ; 2  2  Z ’Y ’  Y ’  1 sh Z  Y .   2  2 Z c 

1

(4.70)

Ţinând cont că Z c  Z , pe baza relaţiilor (4.70), în urma unor Y

calcule se pot determina parametrii Z  şi Y  în funcţie de parametrii nominali ai liniei reale Z şi Y , sub forma: Z ’ Y ’

Z sh Z Y  K Z  Z ; Y

(4.71)

2 ch Z Y  1  K Y  Y , Z’

unde: K Z şi K Y sunt coeficienţii lui Kennelly pentru impedanţă, respectiv admitanţă, având expresiile: K Z 

sh Z Y Z Y

, K Y 

2 ch Z Y  1 Z Y sh Z Y

.

Se poate aprecia că impedanţa şi admitanţa schemei echivalente nominale ( Z  şi Y ) se exprimă în funcţie de impedanţa şi admitanţa nominală a liniei, înmulţite cu un coeficient complex corespunzător. 137


Calculul acestor coeficienţi se poate face prin nomograme sau dezvoltare în serie, din care se reţine un număr de termeni, în funcţie de situaţia concretă. Pentru linii scurte (sub 300 km) coeficienţii lui Kennelly se pot considera egali cu unitatea. Utilizând acelaşi procedeu se pot stabili relaţiile de determinare a parametrilor şi în schemele în T şi .

4.7. Regimuri particulare ale liniilor lungi de transport Pe lângă regimul normal de funcţionare al linilor lungi de transport, prezintă interes studiul următoarelor regimuri particulare ale acestora: regimul de mers în gol, regimul de mers în scurtcircuit, regimul de putere naturală şi regimul de tensiuni egale la cele două capete.

4.7.1. Regimul de mers în gol În cazul regimului de mers în gol, rezultat în urma manevrelor sau intervenţiilor protecţiilor prin relee, deoarece consumatorul de la sfârşitul liniei practic lipseşte se poate considera că Z 2   şi I 2   . În aceste condiţii, pe baza relaţiilor (4.58), ecuaţiilor liniilor lungi devin: U f  l   U f 2 ch l ; (4.72) U f I  l   2 sh l . Z c Dacă se consideră linia fără pierderi, pe baza relaţiilor (5.29) pentru începutul liniei (l=L) se poate scrie: U f 1  U f 2 cos2  L u ; (4.73) U f I 1  j 2 sin2 L u , Z c unde: Lu este inductivitatea unitară a liniei [H/km]; 2  Lu=Lu=Bu – reactanţa inductivă unitară a liniei [S/km]. Pe baza relaţiilor (4.58) în figura 4.25 se reprezintă variaţia tensiunii şi a curentului în raport cu distanţa l (măsurată de la sfârşitul liniei spre începutul acesteia), cu evidenţierea liniilor cu lungimi de 1.500 km, având lungimea egală cu sfertul de undă     şi a celor de 1.000 km, la care  4 

lungimea este de 1 din lungimea de undă a liniei. 6

138

Capitolul 4

Din analiza relaţiilor (4.73) şi a figurii 4.25 se desprind următoarele observaţii importante pentru liniile lungi la mersul în gol: - tensiunea în oricare punct al liniei este în fază cu tensiunea la sfârşitul liniei (coeficientul cos 2  Lu este un număr real), iar variaţia este după o funcţie cosinus; 1 I 1

2 U f (l)

U f2

I (l)

I 2=0 l [km]

1.500 1.000  /4  /6

0

Fig. 4.25 Variaţia tensiunii şi a curentului în lungul liniei la mersul în gol.

- curentul în oricare punct al liniei este defazat înaintea tensiunii cu

 2

(are caracter capacitiv, mai pronunţat la începutul liniei) şi are o variaţie sinusoidală; - tensiunea la sfârşitul liniei este mai mare decât tensiunea la începutul liniei – efectul Ferrantti. Creşterea tensiunii la sfârşitul liniei pentru linii în gol se poate evidenţia calculând căderea de tensiune  U f, definită ca diferenţa fazorială între tensiunea de la începutul liniei şi cea de la sfârşitul acesteia, după cum urmează: ωC ω LC U f  U 1  U 2  j I 2 ’ x  jU f 2 j ω L  U f 2 (4.74) . 2 2 Schema echivalentă a unei linii fără pierderi considerată pentru determinarea căderii de tensiune este prezentată în figura 4.26. Din relaţia (4.74) rezultă că U f 1  U f 2 , deci are loc o creştere de tensiune în lungul liniei, teoretic infinită pentru linia reală. În realitate, datorită pierderilor longitudinale (pe rezistenţă) şi transversale (prin izolaţie şi efect Corona), creşterea de tensiune la sfârşitul liniei este limitată la circa de 2-3 ori faţă de tensiunea de la începutul ei. Cu toate acestea, valoarea tensiunii rămâne periculoasă pentru izolaţia liniei, astfel încât regimul de mers în gol al liniilor lungi trebuie evitat în practică, urmărindu-se evitarea 139


deconectării bruşte a L I 1 I 2=0 consumatorilor de la sfârşitul liniei. I' 2 Pentru a limita creşterea tensiunii la sfârşitul liniei U f1 U f2 C C (datorită curentului capacitiv 2 2 mare) se foloseşte compensarea inductivă transversală cu bobine de reactanţă transversale, care Fig. 4.26 Schema echivalentă a unei linii fără încarcă linia cu sarcină inductivă. pierderi

4.7.2. Regimul de scurtcircuit Scurtcircuitele sunt regimuri de avarie care se manifestă prin legătura galvanică între conductoare sau între conductoare şi pământ, în urma conturnării sau străpungerii izolaţiei. Cauzele principale ale scurtcircuitelor sunt: supratensiuni interne şi atmosferice, uzura izolaţiei, atingerea liniei cu obiecte exterioare şi manevre greşite. Un scurtcircuit trifazat conduce la Z 2=0 şi U f2=0, iar relaţiile (4.58) devin: U f l   U f 2 shγ l  I 2 Z c shγ l (4.75) U f I l   2 chγ l  I 2 chγ l Z c

În cazul unei linii fără pierderi pentru mărimile de la începutul liniei se poate scrie: U f 1  j I 2 Z csin2π L u ; (4.76) I 1  I 2cos2π L u . Modificarea tensiunii şi curentului în lungul unei linii de 1.500 km este prezentată în figura 4.27. Pe baza relaţiilor (4.76) şi a figurii 4.27 se pot aprecia următoarele: - curentul şi tensiunea variază sinusoidal în lungul liniei fără pierdere; - curentul în oricare punct al liniei este defazat în urma tensiunii cu

π 2

(caracter inductiv) şi are valoare mai mare la sfârşitul liniei; - curentul în orice punct al liniei este în fază cu curentul la sfârşitul liniei. 140

Capitolul 4

1

2

I (l)

I 2

U f (l) l [km]

1.500

U f2=0

0

Fig. 4.27 Variaţia tensiunii şi a curentului în lungul liniei la mersul în scurtcircuit.

La începutul liniei curentul scade, datorită curenţilor capacitivi naturali ai liniei. În cazul liniilor cu lungimi până la 300 km, această variaţie a curentului este neglijabilă, dar la linia de 1.500 km fără pierderi curentul la începutul liniei în regim de scurtcircuit este teoretic nul. Importanţa practică a acestei constatări este legată de buna funcţionare a protecţiilor prin relee, care ar putea să nu acţioneze datorită valorii mici a curentului de defect. Din punct de vedere practic, regimul de scurtcircuit ca şi cel de mers în gol nu prezintă importanţă pentru transportul de putere activă, dar se pot analiza efectele termice şi dinamice periculoase ale curentului de scurtcircuit pentru elementele reţelei.

4.7.3. Regimul de putere naturală Acest regim prezintă importanţă în funcţionarea liniilor lungi ca urmare a avantajelor demonstrate în cele ce urmează. Prin definiţie, regimul de putere naturală se obţine prin conectarea la sfârşitul liniei a unei impedanţe egale cu impedanţa caracteristică a liniei Z 2= Z c şi U f2= I 2 Z c. Relaţiile (4.58) vor deveni: γl U f  l   U f 2  chγ l  shγ l   U f 2 e ; (4.77) γl I  l   I 2  chγ l  shγ l   I 2e . În cazul unei linii fără pierderi mărimile de la începutul liniei sunt de forma U f 1  U f 2  cos2π L u  j sin 2π L u   U f 2 e j 2  Lu ; (4.78) I 1  I 2 sin2π L u jsin2 L u   I 2 e j 2  Lu . Regimul de putere naturală are următoarele caracteristici: - impedanţa echivalentă a liniei şi consumatorului în oricare punct al liniei este aceeaşi şi egală cu impedanţa caracteristică a liniei, rezultată pe 141


baza relaţiilor: l

U f e U f U f l   Z l   2 l  2  Z c ; I l  I 2 I e

(4.79)

2

- defazajul între tensiune şi curent este aceeaşi, iar în cazul liniei fără pierderi tensiunea şi curentul sunt în fază în oricare punct al ei. Aceasta este o caracteristică de o importanţă deosebită pentru exploatare, deoarece liniile funcţionând în acest regim nu necesită măsuri de reglare a tensiunii pe linie, aceasta fiind egală la cele două extremităţi; - puterea transmisă pe linie are un pronunţat caracter activ. Astfel, considerând un punct al liniei: *

S f l   U f l   I l   U f l 

U f * l  Z c *

U f 2 l  jc  e  Z c

2



U f l   cos  c  j sin  c   P f  jQf . Z c

(4.80)

Deoarece c este negativ şi are o valoare mică, deci P f> >Qf , iar în cazul liniei fără pierderi  c=0 şi S f( l)= P f, puterea transmisă pe linie are un caracter pur activ. - în cazul liniei fără pierderi, pe fiecare porţiune de linie puterile reactive inductive şi capacitive se compensează reciproc, iar linia nu absoarbe putere reactivă la capetele ei. Practic, se spune că linia se autocompensează. Demonstrarea acestei afirmaţii se face pornind de la expresiile pierderilor de putere reactivă inductivă ( QL) şi capacitivă ( QC), considerate pe unitate de lungime: Ql  I  U l  I 2 x; Qc  I c U f  U f 2 C  U f 2b,

iar raportul acestora este: QL I 2 x  QC U f 2b

 I      U f 

2

2

 x     1 Z c 2  1.  b  Z 2   c

(4.81)

Puterea absorbită de un consumator în regim de putere naturală se numeşte putere naturală , se notează cu P n şi are, în cazul liniei fără pierderi expresia: U 2 2 U n 2 . P n   Z c Z c

(4.82)

În exploatare, avantajele funcţionării liniei cât mai aproape de regimul de putere naturală sunt: variaţia foarte mică a tensiunii în lungul liniei şi faptul că linia transportă numai putere activă. Liniile în cablu nu se pot utiliza la putere naturală datorită posibilităţilor de răcire reduse prin natura 142

Capitolul 4

constructivă a acestora, încălzirea fiind principalul factor limitator.

4.7.4. Regimul cu tensiuni egale la cele două capete Importanţa practică a acestui regim provine din faptul că egalitatea – ca valoare – a tensiunilor la cele două capete ale liniei ( U 1=U 2) facilitează reglajul de tensiune. Corespunzător acestui regim, tensiunile de la capetele liniei, egale ca valoare şi diferite ca fază, se obţin dacă linia este încărcată cu o anumită putere reactivă, care depinde de valoarea puterii active transportate. Pe baza unor calcule matematice se obţin expresiile puterilor reactive absorbite la începutul liniei Q1 respectiv la sfârşitul liniei Q2, de forma: P 2 2 2 sin 2 Lu P n 2 ; Z c sin 2 Lu

cos 2 Lu  1  Q1 

2

(4.83)

P 2 sin 2 2 Lu 2 P n , Z c sin 2 Lu

 cos 2 Lu  1  Q2 

unde: P 2 este puterea activă absorbită de consumatorul conectat la sfârşitul liniei; P n – puterea naturală; Z c – impedanţa caracteristică pentru linia fără pierderi. Din relaţiile (4.83) se observă că Q1=– Q2, respectiv regimul cu tensiuni egale la capete se obţine dacă puterile reactive la cele două capete ale liniei sunt egale şi orientate simetric faţă de linie. Sensul pozitiv adoptat pentru puterile reactive la cele două capete ale liniei este conform figurii 4.28 a) pentru puterile reactive inductive, respectiv 4.28 b) pentru mersul în gol al liniei.

Q1>0

1 Q1<0

1

Q2>0

a)

b)

2 Q2>0

2

Fig. 4.28 Sensurile puterii reactive. 143


În cele ce urmează se va prezenta succint modul în care se modifică Q1 şi Q2 în funcţie de puterea activă transmisă pe linie P 2, în condiţiile realizării egalităţii tensiunii la capetele liniei ( U 1=U 2). a) La regimul de mers în gol al liniei ( P 2=0) relaţiile (4.83) devin: Q1 

cos 2 Lu  1 ; U 2 2  Q2  0. Z c sin2 Lu

(4.84)

Practic linia debitează la ambele capete putere reactivă inductivă – Fig. 4.28 b) – sau absoarbe la începutul liniei o putere reactivă capacitivă şi debitează la sfârşitul ei o putere reactivă inductivă. Pentru a menţine tensiunea egală la cele două capete va trebui ca la sfârşitul liniei să se conecteze bobine de reactanţă (compensare transversală inductivă), iar generatoarele de la începutul liniei vor lucra subexcitate pentru a debita putere capacitivă. Deşi tensiunile sunt egale la capete, în alte puncte au valori diferite, atingând maximul în apropierea mijlocului liniei, fapt ce corespunde unui efect Ferrantti pe jumătate din lungimea liniei. b) Puterea transmisă pe linie şi absorbită de consumator P 2 este cuprinsă în intervalul 0< P 2< P n. În acest caz Q1 şi Q2 se micşorează ca valoare dar îşi păstrează semnul. Pe măsură ce puterea activă transmisă consumatorului creşte (scade puterea reactivă capacitivă absorbită de la surse şi puterea reactivă inductivă necesar a fi asigurată la sfârşitul liniei) se impune funcţionarea consumatorului la un factor de putere tot mai ridicat. c) În regimul de putere naturală al liniei, când P 2= P n, se obţine Q1=Q2, linia se autocompensează (consumatorul trebuie să funcţioneze cu factor de putere egal cu unitatea). d) Dacă P 2> P n se obţin Q2<0 şi Q1>0 (situaţie inversă faţă de regimul a)), respectiv puterea inductivă pierdută de linie depăşeşte puterea capacitivă a liniei şi vor avea loc căderi de tensiune de-a lungul liniei. = 0 Q 2 , = 0

P 2

P 2 = 0, Q

2 > 0

1

P 2= P n, Q2=0 P 2 > P n, Q 2 <0

l / 2

P 2 > P , Q = 0 n

2

Fig. 4.29 Variaţia tensiunii. 144

compensare inductivă

2 compensare capacitivă

Capitolul 4

Pentru a compensa aceste pierderi de tensiune, în vederea obţinerii egalităţii tensiunilor la capetele liniei, trebuie să se conecteze la sfârşitul liniei baterii de condensatoare, iar generatoarele de la începutul liniei vor lucra supraexcitate. În acest caz tensiunea scade de la începutul spre sfârşitul liniei, atingând un minim la mijlocul ei (efect Ferrantti pe a doua jumătate a liniei). Există o valoare limită a puterii active maxime P 2 max până la care se mai poate asigura U f1=U f2, corespunzătoare acelei valori pentru care cantitatea de sub radical (relaţiile (4.83)) este egală cu zero. Pentru valori mai mari ( P 2> P 2 max. cantitatea de sub radical este negativă, iar Q1 şi Q2 devin imaginare, pierzându-şi sensul fizic. Ca o concluzie a acestui subcapitol, variaţia tensiunii în regim cu şi fără tensiuni egale la cele două capete ale liniei pentru linia fără pierderi se poate reprezenta sintetic ca în figura 4.29.

145


C a p it o lu l 5 . E L EM E NT E D E C AL C UL E L E C TR I C A L L I N I I LO R E L E C TR I C E DE DISTRIBUŢIE Reţelele de distribuţie asigură vehicularea energiei electrice de la surse sau staţii de distribuţie situate în apropierea consumatorilor până la instalaţiile de utilizare din componenţa acestora. Distribuţia energiei electrice se face în general la nivel de medie şi joasă tensiune pe linii de lungime relativ redusă, dar în cazul marilor consumatori industriali sau oraşe mari există linii de distribuţie de înaltă tensiune (110 kV). Calculul electric al liniilor electrice de distribuţie cuprinde: determinarea căderilor şi pierderilor de tensiune pe linii şi dimensionarea conductoarelor liniilor electrice. Acest calcul poate fi efectuat şi pentru liniile de transport, dar se tratează la nivelul liniilor de distribuţie, fiind specific acestora.

5.1. Căderi şi pierderi de tensiune pe liniile de distribuţie Linia electrică este cuprinsă între două noduri de reţea, corespunzătoare capătului de început, respectiv de sfârşit al liniei, în fiecare nod existând o tensiune electrică, în general de valori şi faze diferite. Tensiunea electrică ca fazor este reprezentată prin valoarea tensiunii şi faza acesteia, măsurată faţă de poziţia fazorului tensiunii unui alt nod de reţea, considerat ca fazor (nod) de referinţă. Căderea de tensiune pe o linie (sau pe orice element de reţea) – notată cu  U f – reprezintă diferenţa fazorială dintre fazorul tensiunii de la începutul liniei U 1f şi cel al tensiunii de la sfârşitul liniei U 2f : U f  U f1  U f2 V. (5.1)

Pierderea de tensiune pe linie (sau element de reţea) – notată U f – este diferenţa algebrică a valorilor efective ale tensiunilor din nodurile de la capetele liniei, fiind dată de relaţia 146

Capitolul 5

(5.2) DU f  U f1  U f2  V . În condiţii de exploatare, funcţionarea consumatorilor la parametrii nominali şi asigurarea unui nivel minim al pierderilor de energie electrică în reţele se realizează prin impunerea sub anumite limite admisibile a valorii pierderilor (căderilor) de tensiune. În tabelul 5.1 se prezintă valorile pierderilor admisibile de tensiune impuse prin normative pentru liniile de distribuţie şi în cablu. Pentru determinarea căderilor şi pierderilor de tensiune în reţele de distribuţie se va considera cunoscută circulaţia curenţilor (puterilor) prin elementele reţelei, iar linia de distribuţie este o linie scurtă caracterizată numai de impedanţa Z , elementele transversale de tip admitanţă Y fiind neglijate. Tabelul 5.1

Tipul liniei Linie electrică aeriană de înaltă tensiune Linie electrică aeriană de medie şi joasă tensiune Linii subterane

Pierderea de tensiune admisibilă din tensiunea nominală [%] 8 12 6 5 2,5

6 10

Observaţii în regim normal în regim de avarie iluminat locuinţe circuite de forţă iluminat industrial şi reclame în regim normal în regim de avarie

5.2. Calculul electric al liniilor de distribuţie radiale În cazul liniilor electrice de distribuţie având configuraţie radială simplă – Fig. 5.1 a) – sau cu ramificaţii – Fig. 5.1 b) – există un nod de

a)

b)

Fig. 5.1 a) schema simplificată monofilară; b) schema echivalentă monofilară. 147


injecţie (furnizare) a energiei electrice la începutul liniei (corespunzător sursei de alimentare) şi unul sau mai multe noduri de consum.

5.2.1. Calculul căderii şi pierderii de tensiune pe linia cu un singur consumator Circulaţia curenţilor (puterilor) se obţine fără dificultate prin aplicarea primei teoreme a lui Kirchhoff, pornind de la ultimul consumator spre sursa de alimentare , iar căderile şi pierderile de tensiune se determină pe baza schemelor echivalente şi a diagramelor fazoriale ale tensiunilor şi curenţilor din nodurile reţelei. În cazul liniei trifazate de curent alternativ care alimentează un consumator, considerând regimul de funcţionare normal simetric, fenomenele sunt identice pe cele trei faze şi deci, studiul se poate face pe o singură fază. Se consideră cunoscute curentul absorbit de consumator I 2 şi tensiunea de fază la bornele acestuia U f2 şi se urmăreşte determinarea tensiunii de la capătul de alimentare (nodul 1) U f1, căderea şi pierderea de tensiune pe linie. Schema simplificată monofilară este reprezentată în figura 5.2 a), iar în figura 5.2 b) se prezintă schema electrică echivalentă aferentă, în care linia electrică de lungime l se reprezintă numai prin parametrul longitudinal de tip impedanţă Z ( Z=R+jX ). I

1

l

U f1

2

I 2 U f2

a)

1

I

R

X

2

I 2 U f2

U f1

b)

Fig. 5.2 a) schema simplificată monofilară; b) schema echivalentă monofilară.

Diagrama fazorială a tensiunilor, reprezentată în figura 5.3 se va construi considerând ca origine de fază (axa reală Ox) tensiunea de fază la consumator. Consumatorul se presupune ca având un caracter inductiv, deci curentul absorbit de acesta I 2, egal cu curentul care circulă pe linie ( I = I 2), va fi defazat în urma tensiunii U f2 cu unghiul . Ca urmare a trecerii curentului I de-a lungul liniei, are loc o cădere de tensiune activă pe rezistenţa liniei ( RI ) în fază cu curentul I şi o cădere de tensiune reactiv-inductivă pe reactanţa inductivă ( XI ) defazată cu înaintea curentului I . 148

Capitolul 5 C I Z

U f 1

=

U f



j O

 I r

I a I



I X j



U f

U f2 A

R I



B

D E

axa reală

 U f

Fig. 5.3 Diagrama fazorială a tensiunilor în cazul liniei cu un consumator.

Suma celor două căderi de tensiune pe fază reprezintă căderea de tensiune între capetele liniei U f, respectiv U f  R I  jX I  Z  I (5.3) Din diagrama fazorială prezentată în figura 5.3, pe baza regulii poligonului de adunare a fazorilor, se observă că (5.4) U f 2  U f  U f 1 , respectiv căderea de tensiune U f reprezintă chiar diferenţa fazorială între tensiunea la începutul liniei şi cea la sfârşitul liniei, conform definiţiei prezentate anterior: U f  U f1  U f2 . (5.5) Realizând proiecţiile geometrice ale fazorului căderii de tensiune se obţin: componenta longitudinală a căderii de tensiune  U f (segmentul AD) şi componenta transversală a căderii de tensiune U f (segmentul CD). Prin proiectarea pe axele de coordonate ale fazorilor căderilor de tensiune activă şi reactivă şi pe baza relaţiilor geometrice între laturile triunghiurilor care se formează, componentele căderii de tensiune se pot exprima prin relaţiile: U f  RI cos   XI sin ; U f  XI cos   RI sin .

(5.6)

Exprimând curentul din linie I prin componenta activă I a şi reactivă I r, prin relaţia I  I a  jI r  I cos   jI sin ,

relaţiile (5.6) se pot scrie sub forma: U f  RI a  XI r ; (5.7) δU f  XI a  RI r . Dacă se rabate fazorul tensiunii de alimentare U f1 pe axa reală prin 149


arcul de cerc CE, rezultă valoarea efectivă a acestei tensiuni, respectiv segmentul OE. Diferenţa segmentelor OE şi OA (OE–OA=AE), reprezentând diferenţa algebrică a valorilor efective ale tensiunilor de la capetele liniei (U f1 – Uf 2), este tocmai pierderea de tensiune U definită anterior. (Se cunoaşte faptul că valoarea efectivă a fazorului tensiunii la sfârşitul liniei este tocmai segmentul OA, deoarece această tensiune a fost considerată ca origine de fază şi plasată în axa reală). Rezultă: DU f  U f1  U f2  AE. (5.8) Unghiul de defazaj dintre cele două tensiuni U f1 şi U f2 se numeşte unghi de stabilitate , notat cu  şi valoarea lui este importantă pentru funcţionarea în paralel a reţelelor. Pentru valori mici ale unghiului de defazaj  se poate neglija componenta transversală a căderii de tensiune, iar componenta longitudinală se identifică cu pierderea de tensiune: DU f  U f . (5.9) Dacă unghiul de defazaj are valori mari, pierderea de tensiune se va calcula făcând diferenţa modulelor fazorilor tensiunilor de la capetele liniei prin relaţia: DU f  U f 1  U f 2  U f 2  U  2  δU 2  U f 2 .

(5.10)

Deoarece în reţelele electrice consumatorii sunt reprezentaţi prin puterile lor active P şi reactive Q, prezintă interes exprimarea în funcţie de acestea a relaţiilor (5.7). Astfel: U 

PR  QX PX  QR ; U  . U 2 U 2

(5.11)

S-a avut în vedere că: I a 

Q P ; I r  . 3 U f 2 3 U f 2

În regim normal de funcţionare tensiunea la bornele consumatorului se poate considera că are valoarea efectivă egală cu tensiunea nominală (U 2=U n), iar relaţiile (5.11) vor deveni: U 

PR  QX PX  QR ; U  . U n U n

(5.12)

Căderea de tensiune pe linie ca mărime fazorială este: U  U  jU ,

(5.13)

iar tensiunea la capătul de intrare al liniei va fi: U 1  U 2  U  U n  U  jU . 150

(5.14)

Capitolul 5

Valoarea efectivă a tensiunii de la începutul liniei este U 1  U n  U  2  δU 2 .

(5.15)

Pierderea de tensiune pe linie, conform definiţiei, este: DU  U 1  U 2  U 1  U n  U n  U  2  U 2  U n ,

(5.16)

iar unghiul  se poate calcula cu relaţia: tg 

U . U n  U

(5.17)

În calculele practice, dacă se cunoaşte sau se impune valoarea pierderilor de tensiune pe linie, se poate calcula valoarea valoarea efectivă a tensiunii la începutul liniei U 1 cu relaţia: U 1  U n  DU . (5.18) Relaţiile din acest paragraf au fost stabilite în cazul unui consumator inductiv, inductiv, iar pentru pentru un consumat consumator or cu caracter caracter capacitiv capacitiv valorile valorile lui I r r respectiv Q din relaţiile anterioare se vor introduce cu semnul minus.

5.2.2. Calculul căderii şi pierderii de tensiune pe linia cu mai mulţi co nsumatori Pentru simplificarea calculelor se va considera o linie trifazată radială care alimentează doar doi consumatori, amplasaţi în nodurile 1 şi 2 (Fig. 5.4) . Se presupun cunoscute: lungimile tronsoanelor liniei l 1 şi l 2, impedanţele aferente acestor tronsoane Z 1=r 1+ jx1, respectiv Z 2=r 2+ jx2 şi curenţii absorbiţi de consumatori în noduri i1 şi i2, având defazajele 1, respectiv 2. R 2, X2, L2 R 1, X1, L1 0

U0

I1, 1 r 1, x1, l1

1

I2, 2

U1

r 2, x2, l2

i1, 1

2 U2 i2, 2

Fig. 5.4 Schema echivalentă a liniei cu doi doi consumatori. 151


Se pune problema de a determina căderile şi pierderile de tensiune pe linie. Dacă se aplică prima teoremă a lui Kirchhoff în nodurile liniei de la consumator spre sursă se vor obţine curenţii de sarcină care circulă pe tronsoanele liniei I 1 şi I 2, având defazajele corespunzătoare corespunzătoare 1 şi 2. I 2  i 2 ; I 1  i1  I 2  i1  i 2 .

(5.19)

Diagrama fazorială corespunzătoare figurii 5.4. se reprezintă pentru Fig. 5.5), la care simplificarea calculelor într-o formă aproximativă ( Fig. unghiurile de defazaj ale curenţilor se măsoară faţă de fazorul tensiunii de la sfârşitul liniei U f2 f2, considerat ca origine de fază (în realitate, defazajele 1 respectiv 1 sunt faţă de fazorul tensiunii U f1 f1). Căderea de tensiune pe linie va fi dată de suma căderilor de tensiune produse de curenţii de sarcină sarcină I 1 şi I 2 pe tronsoanele tronsoanele liniei, respectiv U   U 1  U 2   j δU 1  δU 2   U  jδU . (5.20)

U0

X1I1

1

U1 0

2

1 i1

i2=I2

2=

U2 r 2I2

r 1I1 X2I2

1 I1=i1+i2

Fig. 5.5 Diagrama fazorială fazorială a tensiunilor în cazul liniei cu doi consumatori.

Pe baza diagramei fazoriale, similar metodei din paragraful precedent, componenta longitudinală, longitudinală, respectiv transversală transversală a căderii de tensiune se pot calcula cu relaţiile: U  3   r 1 cos 1  x1 sin 1  I 1   r 2 cos  2  x 2 sin  2  I 2 ; (5.21) U  3   x1 cos  1  r 1 sin 1  I 1   x 2 cos  2  r 2 sin  2  I 2 . În relaţiile (5.21) apare 152

3

ca urmare a faptului că se lucrează cu

Capitolul 5

valorile de linie ale tensiunilor U 1  3 U f 1 şi U 2  3 U f2 . Dacă se ţine cont de curenţii absorbiţi absorbiţi de consumatori consumatori i1, respectiv i2 şi de rezistenţele R1 şi R2, respectiv reactanţele X 1, X 2 corespunzătoare lungimii liniei, măsurate de la începutul acesteia până la nodurile de consum, relaţiile (6.21) vor deveni: U  3  R1 cosϕ1  X 1 sinϕ1 i1   R2 cosϕ 2  X 2 sin ϕ 2 i2 ; (5.22) δU  3  X 1 cosϕ1  R1 sinϕ1 i1   X 2 cosϕ 2  R2 sin ϕ 2 i2 . Relaţiile (5.21) şi (5.22) se pot generaliza pentru cazul în care linia alimentează n consumatori, prin expresiile: n

  r cosψ

 x k sinψ k  I k  3

  x

 r k sinψ k  I k  3

U  3 δU  3

k

k

k 1 n

k cosψ k

k 1

n

 R

k cos ϕ k

k 1 n

 X k sin ϕ k ik ;

(5.23)

  X cosϕ k

k

 Rk sin ϕ k i k .

k 1

Deoarece de regulă se cunosc puterile activă pk şi qk absorbite de consumatorul k , relaţiile (6.23) se pot scrie în funcţie de aceste puteri sau în funcţie de puterile P k k şi Qk care circulă pe tronsoanele liniei, după cum urmează: n

n

1 U  U n

1  r k P k  xk Qk    U n k 1

 Rk pk  X k qk  ;  k 1

1 U  U n

n

n

1  xk P k  r k Qk    U n k 1

(5.24)

 X k pk  Rk qk  .  k 1

Considerând linia realizată din conductoare cu aceeiaşi secţiune, din acelaşi acelaşi material material şi şi cu o simetrie simetrie perfect perfectăă prin construc construcţie ţie – numită numită şi linie omoge omogenă nă – căde căderea rea de tensiu tensiune ne  U exprimată pe baza relaţiilor (6.24) este de forma: U  U  jU 

1   r u  l k P k  xu  l k Qk   j xu  l k P k  r u  l k Qk  , (5.25) U n

unde: r u este rezistenţa unitară a tronsoanelor liniei [ /km], xu – reactanţa unitară a tronsoanelor liniei [ /km] şi U n – tensiunea nominală a liniei considerate sau tensiunea de linie (între faze) a acesteia. Determinarea pierderilor de tensiune se poate face conform relaţiei (5.16) din paragraful anterior, iar prin dezvoltarea în serie a cantităţii de sub radical rezultă următoarea expresie de calcul: DU  U 1  U 2  U n  U  2  U 2  U n  U 

1 U 2 deci DU  U  . 2 U n  U

1 U 2 , 2 U n  U

(5.26)

153


Pentru reţelele electrice radiale arborescente – Fig. 5.1 b) – căderile de tensiune se determină însumând căderile de tensiune de pe tronsoanele situate pe calea parcursă de curenţi, de la nodul de alimentare până la consumatorul terminal al fiecărei ramuri, aplicând metodologia de calcul prezentată anterior. În finalul acestui paragraf se poate concluziona că circulaţia puterii active şi reactive pe liniile electrice este întotdeauna însoţită de căderi şi pierderi de tensiune pe linie, astfel încât între tensiunile din nodurile reţelei şi circulaţia de puteri există o strânsă interdependenţă.

5.2.3. Determinarea secţiunii conductoarelor liniilor electrice radiale Dimensionarea reţelelor electrice de distribuţie se realizează în principal prin determinarea secţiunii conductoarelor astfel încât să nu se depăşească valorile admisibile pentru încălzirea conductoarelor, pierderile de tensiune şi pierderile de energie. În calculele practice nu se verifică toate cele trei condiţii, dimensionarea fiind făcută pe baza unei singure condiţii, în funcţie de tensiunea nominală a reţelei. În cazul liniilor de joasă tensiune şi lungime redusă, datorită încărcării relativ ridicate a acestora, dimensionarea se face pe baza încălzirii conductoarelor (la sarcină maximă), pierderile de tensiune şi energie fiind neglijabile ca valoare. La reţele de medie şi la reţele de joasă tensiune suficient de întinse, secţiunea conductoarelor se va determina pe baza pierderilor de tensiune pentru a asigura o valoare corespunzătoare a tensiunii la bornele consumatorilor alimentaţi. Pentru liniile de înaltă tensiune elementul preponderent la stabilirea secţiunii conductoarelor îl vor avea pierderile de energie, datorită considerentelor economice privind costul energiei electrice furnizate consumatorilor. Determinarea secţiunii conductoarelor liniilor electrice de distribuţie radiale se face pe baza condiţiei ca pierderea de tensiune pe liniei să fie cât mai mică, cel mult egală cu valoarea admisibilă a pierderilor prevăzute în norme pentru tipul respectiv de linie. Considerând expresia pierderii de tensiune pentru o linie cu sarcini concentrate cu caracter pur rezistiv (ohmic), rezultă: n

n

n

k 1

k 1

k 1

U f   I k r k   i k Rk   I k

n l k l   ik k . S k S k k 1

(5.27)

Impunerea condiţiei ca această pierdere să fie mai mică decât cea admisibilă va conduce la determinarea secţiunilor S k ale conductoarelor de 154

Capitolul 5

pe tronsoanele unei linii. Astfel: n

U f   I k k 1

l k  U f adm. . S k

(5.28)

După cum se poate observa din tabelul 5.1, pierderile de tensiune admisibile sunt date în procente din tensiunea nominală (de linie sau de fază): % U adm. 

U f adm. U n f



U adm. U n f

100,  % ,

deci U f adm. 

% U adm. U n f , 100

iar condiţia de dimensionare din relaţia (5.28) va deveni: n

 I k k 1

% l k U adm.  U n f . S k 100

(5.29)

Această ecuaţie de dimensionare are n necunoscute, corespunzătoare celor n secţiuni ale tronsoanelor liniei ( S k , k =1, n) şi se poate soluţiona numai în condiţiile introducerii unor ipoteze simplificatoare, care pot fi următoarele: a) ipoteza aceleaşi secţiuni pentru toate tronsoanele liniei – respectiv S constant; b) ipoteza aceleiaşi densităţi de curent pentru toate tronsoanele liniei – respectiv J constant; c) ipoteza consumului minim de material neferos în construcţia liniei – respectiv greutatea materialului conductor G să fie minimă (G-minim).

a) Ipoteza secţiunii constante Conform acestei ipoteze de dimensionare, secţiunii conductoarelor fiind constantă, se poate scrie: S 1  S 2  ...  S n  S ,

iar relaţia de dimensionare (5.28) devine: % U adm. ρ n U n f  I k l k  S k 1

100

Secţiunea conductoarelor fazelor va fi dată de relaţia: S 

n 100  I k l k , % U adm. U n f k 1

(5.30)

sau, în cazul exprimării în puteri a sarcinilor alimentate de linie: S 

100 % U adm. U n 2

n

P k l k .  k 1

(5.31)

Această metodă se poate aplica în practică liniilor de joasă tensiune de 155


lungime redusă şi secţiuni mici, la care ponderea rezistenţei este mult mai mare decât a reactanţei inductive.

b) Ipoteza densităţii de curent constante Prin definiţie, densitatea de curent J este J  I , astfel încât pe baza S

acestei ipoteze ( J – constant) se poate scrie: I 1 I 2 I   ...  n  J . S 1 S 2 S n

Se va considera – pentru simplificare – numai componenta activă a curentului, I ka  I k cos  k , astfel încât relaţia de dimensionare (5.29) va deveni: n

J  l k cos  k  k 1

% U adm. U n f , 100

iar densitatea de curent J rezultă conform relaţiei: % U adm. U n f . J  100  l k cos  k

(5.32)

Pe baza valorii densităţii de curent calculată cu relaţia (5.32) şi cunoscând curenţii I k pe tronsoanele liniei, vor rezulta secţiunile conductoarelor prin expresia: S k 

I k cos  k , J

(5.33)

sau, în cazul exprimării sarcinilor în puteri: P k . 3 J U n

S k 

(5.34)

c) Ipoteza consumului minim de material Dimensionarea conform acestei ipoteze reprezintă matematic o problemă de minim, cu o legătură soluţionată prin metodele cunoscute. Exprimarea condiţiei de dimensionare G-minim se face în funcţie de volumul materialului conductor V prin relaţia: n

G  V    Lk S k  min .

(5.35)

k 1

Cu relaţia de dimensionare (5.29) şi relaţia (5.35), utilizând multiplicatorul Lagrange, se poate forma funcţia F : n

n l k I k    l k S k . k 1 S k k 1

F  S 1 , S 2 ,..., S n ,    

(5.36)

Dacă se derivează această funcţie în raport cu secţiunile S k şi punând condiţia ca funcţia I să prezinte un extrem în raport cu fiecare din secţiunile 156

Capitolul 5

  F   0 , avem: necunoscute  S   k    F l   12 I 1  l 1  0  S 1  S 1   F l   22 I 2  l 2  0  S 2  S 2   F l    n 2 I n  l n  0  S n S n

(5.37)

Din sistemul (5.37) va rezulta: I 1 I I   22  ...  n2  , 2  S 1 S 2 S n

(5.38)

unde   K este o constantă care se poate determina utilizând relaţiile 

(5.31) şi (5.38), rezultând expresia: K 

% U adm. U n f

100  l k I k

.

Calculând valoarea constantei K şi cunoscând curenţii pe fiecare tronson al liniei, se va putea determina apoi secţiunea aferentă cu relaţia: S i 

I i , i  1, 2,..., n . K

La toate ipotezele de dimensionare prezentate anterior, după determinarea prin calcul a secţiunii conductoarelor, aceasta se standardizează şi apoi se face verificarea (relaţia (5.25) – partea reală) încadrării pierderilor de tensiune în limitele admise. În caz contrar, se alege o secţiune standardizată imediat superioară ca valoare şi se reiau calculele de verificare.

5.3. Calculul electric al liniilor de distribuţie buclate Utilizarea reţelelor electrice buclate conferă un grad sporit siguranţei în funcţionare a consumatorilor, existând două sau mai multe căi de alimentare a acestora cu energie electrică, în condiţii de reducere a pierderilor de energie. Din punct de vedere al configuraţiei, reţelele electrice inelare se împart în două categorii: reţele electrice simplu buclate sau inelare, la care liniile electrice componente formează o singură buclă (inel), iar 157


1

2

A U A

3

5

~

~

4 a)

b)

Fig. 5.6 Reţele electrice buclate: a) reţea electrică inelară (simplu buclată); b) reţea electrică buclată complex

alimentarea se face de la o singură sursă – Fig. 5.6 a) , şi reţele electrice buclate complex – Fig. 5.6 b) , având două sau mai multe surse de alimentare, iar liniile electrice din componenţa reţelei pot contura mai multe bucle (inele). Dimensionarea reţelelor buclate se realizează diferenţiat pentru cele două categorii, utilizând metode de calcul bazate pe simplificarea schemei electrice a reţelei şi metode generale de studiu cunoscute de la disciplina Bazele electrotehnicii.

5.3.1. Determinarea secţiunii conductoarelor la reţele simplu buclate În acest caz se va considera simplificarea configuraţiei reţelei simplu buclate din figura 5.6 a), prin secţionarea acesteia în nodul de alimentare A şi transformarea reţelei într-o linie electrică simplă alimentată de la două capete, reprezentată în figura 5.7. Pentru cazul general al liniei alimentată la două capete şi având n consumatori se poate nota: I A U A

1

I 1

I 2 i1

l 1, z 1

l 2, z 2

2 I 3

3 I 4

i2

i3

l 3, z 3

l 4, z 4

4

I 5 i4 l 5, z 5

5

I 6 i5 l 6, z 6

Fig. 5.7 Reţea electrică alimentată la două capete. 158

I B U B

Capitolul 5

Z 1 ’ z 2  z 3  ...  z n şi Z 1  z1 Z 2 ’ z 3  z 4  ...  z n Z 2  z1  z 2 Z n ’ z n Z n  z1  z 2  ...  z n ,

iar impedanţa totală a liniei este Z n  z1  z 2  ...  z n . Aplicând teorema I a lui Kirchhoff pentru cele n noduri de reţea rezultă: I 1  I A I 2  I 1  i1  I A  i1 I 3  I 2  i 2  I 1  i 1  i 2  I A  i1  i 2 (5.39) ... I n 1   I B  I A 

n

i

k

sau I A  I B 

k 1

n

i . k

k 1

Căderea de tensiune pe linie U f AB este dată de relaţia: n

U f AB  U f A  U f B  I A Z   i k  Z ’k .

(5.40)

k 1

Pe baza expresiei (5.40) se pot determina curenţii injectaţi în nodurile A şi B, respectiv I A, I B, după cum urmează: n

 Z ’ i

k k

I A 

k 1

Z



U f A  U f B Z

(5.41)

şi n

I B 



Z k  i k

k 1

Z

n

U  U f B  f A  Z

 Z  i k

k

k 1



Z

U f A  U f B . Z

Ţinând cont de faptul că în cazurile practice consumatorii din nodurile reţelei sunt exprimaţi prin puteri, sub forma: S k  pk  jqk şi că al doilea termen din relaţiile (5.41) este nul – deoarece prin secţionarea fictivă a nodului de alimentare tensiunile de la capetele ei sunt egale U A  U B  – vor rezulta încărcările tronsoanelor de la capete ca fiind: n

 Z ’ s k

S A 

k 1

Z

n

 Z

k

k

şi S B 

k 1

Z

 s k .

(5.42)

Pentru linia electrică din figura 5.7, urmărind circulaţia curenţilor pe linie se constată că o parte a consumatorilor este alimentată de la un capăt, iar cealaltă parte de la celălalt capăt, respectiv de la sursă. Există astfel un consumator alimentat atât de la o sursă cât şi de la cealaltă, drept pentru care 159


în nodul de racord valoarea tensiunii pe linie este minimă. L L' 1 L' 2

U A

P A+jQ A

1 P 2+jQ 2 2 p 1+jq 1

L1

n 1

k p 2+jq 2

p k+jq k

P n-1+jQ n-1 n p n-1+jq n-1

P n+jQ n

U B

p n+jq n

L2 l 1

l n-1

l 2

l n

Ln

Fig. 5.8 Linia electrică alimentată de la două capete cu n-consumatori.

Acest nod se numeşte punct de separaţie al puterilor (notat ) şi permite secţionarea fictivă a liniei şi separarea ei în două linii fictive alimentate de la un singur capăt – pentru care calculul electric este cunoscut. Dimensionarea liniei se va face în ipoteza secţiunii constante pe toate tronsoanele liniei. Astfel încât este suficientă cunoaşterea lungimii liniei ( Lk şi L´k ) pentru determinarea încărcărilor liniei la capetele S A şi S B. În baza acestor observaţii şi a reprezentării schematice din figura 5.8 a liniei electrice alimentată la două capete având n consumatori, calculul de dimensionare va urmări următoarele principale etape: I. Se calculează încărcarea tronsoanelor de la capetele liniei S A şi S B cu relaţiile: n

S A 

 s

n

k

 L’k

k 1

 P A  jQA şi S B 

L

 s

k

k 1

L

 L k  P B  jQB ,

(5.43)

n

unde : L   l k  l 1  l 2  ...  l k  ...  l n k 1

şi L1  l 1 L1 ’ L  l 1 L2 ’ L  l 1  l 2  L2  l 1  l 2 ... ... Ln ’ L  l 1  l 2  ...  l n   l n Ln  l 1  l 2  ...  l n 1 .

II. Se determină puterile aparente care circulă pe celelalte tronsoane ale liniei, ţinând cont de valorile P A şi QA, respectiv P B şi QB, obţinute din calcularea expresiilor (5.43): 160

Capitolul 5 U A A P A+jQA 1 P 2+jQ2 2

P k +jQk k

k

n-1 P k+1+jQk+1

p1+jq1

p2+jq2

pk +jqk

pk+1+jqk+1

n P n+jQn

U B

P n-1+jQn-1 pn-1+jqn-1

pn+jqn

Fig. 5.9 Separarea liniei alimentate la două capete în două linii alimentate la un singur capăt . S 2  S A  s 1   P A  p1   j QA  q1   P 2  jQ2 ; S 3  S 2  s 2   P 2  p 2   j Q2  q 2   P 3  jQ3 ; sau, în general : S k  S k -1  s k 1   P k  p k   j Qk  q k .

(5.44)

Urmărind valorile puterilor activă şi reactivă pe tronsoane, calculate cu relaţiile (5.45), se observă că la un moment dat apare un tronson pe care puterile îşi schimbă semnul, deci îşi schimbă sensul de circulaţie. Nodul care precede acest tronson este punctul de separaţie, presupus în acest caz ca fiind nodul k şi notat . Este posibil să se obţină puncte de separaţie diferite pentru puterea activă P şi cea reactivă Q, rezultând două reţele fictive – una activă şi cealaltă reactivă – alimentate de la un capăt. În cazul reţelelor radiale de joasă şi medie tensiune, deoarece

r u 1, x u

separarea în două reţele radiale se

face în punctul de convergenţă al puterii active P . III. Stabilirea celor două reţele radiale fictive alimentate de la un singur capăt şi a încărcărilor acestora în urma secţionării în nodul de separaţie k (Fig. 5.9). IV. Se dimensionează separat cele două reţele radiale în ipoteza secţiunii constante (relaţia (5.31)), rezultând valori diferite ale secţiunilor S I respectiv S II. Se va adopta pentru întreaga reţea inelară secţiunea cu valoarea cea mai mare şi se standardizează. V. Pentru secţiunea standardizată aleasă se face verificarea încadrării pierderilor de tensiune în limitele admise, atât în regim normal de funcţionare, cât şi de avarie – Tabelul 5.1. Dacă una din aceste condiţii nu este respectată, se alege secţiunea standard imediat superioară ca valoare şi se reface calculul de verificare. Adoptarea secţiunii constante în construcţia reţelelor inelare este justificată de faptul că în condiţii de avarie puterile mari care circulă pe linie ar determina o încălzire sporită (peste limita admisibilă) a tronsoanelor de linie cu secţiune redusă situate în porţiunile centrale ale liniei. Totodată, din punct de vedere al montării şi întreţinerii este mai simplă varianta cu conductoare de aceeaşi secţiune pe toate tronsoanele liniei. 161


5.3.2. Calculul electric al reţelelor buclate complex În cazul reţelelor buclate complex, existenţa unui număr mare de noduri şi ochiuri în schema echivalentă conduce la dificultăţi de calcul a circulaţiei de puteri şi curenţi şi a pierderilor de tensiune. Prin aplicarea teoremelor lui Kirchhoff se obţin un număr foarte mare de ecuaţii cu multe necunoscute, pentru care trebuie aplicate metode cunoscute aferente circuitelor electrice. Calculul electric al reţelelor buclate complex se poate aborda în două moduri, în sensul de a rezolva: – problema de exploatare, când se cunosc parametrii reţelei (consumatorii, tensiunile, lungimile şi secţiunile) şi se cere determinarea curenţilor în laturi şi a pierderilor de tensiune; – problema de proiectare, la care se dau caracteristicile consumatorilor (curenţii absorbiţi de consumatori, poziţia acestora, tensiunile de alimentare) şi se urmăreşte determinarea secţiunilor conductoarelor electrice care formează laturile reţelei. O metodă frecvent utilizată este cea de simplificare a configuraţiei reţelei buclate complex prin metode de transfigurare a circuitelor electrice (cunoscute în electrotehnică), precum: transformarea triunghi-stea şi invers, aruncarea sarcinilor în noduri, înlocuirea mai multor linii care debitează într-un nod cu o singură linie echivalentă, transfigurarea unei stele cu patru ramuri etc. Se pot aplica pentru rezolvarea ecuaţiilor generale ale unei reţele buclate şi metode globale, cum ar fi: metoda curenţilor ciclici, metoda tensiunilor în noduri etc. Metoda curenţilor ciclici se utilizează când tensiunile punctelor de alimentare sunt egale, presupunând curenţii pe laturi ca necunoscute. Se va aplica teorema a II-a a lui Kirchhoff pentru ochiurile independente ( o=l – n+1). Metoda tensiunilor în noduri consideră ca necunoscute tensiunile în noduri şi se scriu ecuaţiile lui Kirchhoff în noduri. Se exprimă curenţii din laturi în funcţie de tensiunile din noduri şi se scrie ecuaţia a doua a lui Kirchhoff. Determinându-se curenţii absorbiţi în noduri vor rezulta tensiunile necunoscute. Aceste metode s-au prezentat succint, pentru studii detaliate fiind recomandată literatura de specialitate din domeniile Bazele electrotehnicii şi Sisteme electroenergetice.

162

Capitolul 5

5.4. Scheme de conexiuni ale reţelelor electrice de transport şi distribuţie Schema de conexiuni a unei reţele electrice este o reprezentare prin simboluri (semne convenţionale) a configuraţiei acesteia, cu respectarea legăturilor electrice reale între elementele componente ale reţelei (linii electrice de transport şi distribuţie, autotransformatoare, transformatoare de forţă, instalaţii de compensare, aparataj de comutaţie etc.). ît/fît

~

mt/ît

e n u i s n e t ă s a o J

ît/fît mt/ît ~ Foarte înaltă tensiune (fît)

Înaltă tensiune (ît)

Medie tensiune (mt)

Fig. 5.10 Schema de conexiuni a reţelelor electrice.

În figura 5.10 este prezentată o schemă de conexiuni generală a elementelor componente ale reţelelor electrice. Alegerea schemei de conexiuni se va face pe baza următoarelor cerinţe impuse reţelelor electrice: continuitate în alimentarea cu energie electrică a consumatorilor, elasticitate în funcţionare, eficienţă economică – atât la nivelul investiţiilor, cât şi al exploatării–posibilităţi de extindere în viitor.

5.4.1. Scheme de conexiuni ale reţelelor electrice de transport Reţelele electrice de transport a energiei electrice la înaltă şi foarte înaltă tensiune pot avea o configuraţie de tip stea – Fig. 5.11 a) sau de tip buclă – Fig. 5.11 b). În cazul configuraţiei buclate a reţelei electrice, siguranţa în funcţionare este mai mare, dar ca urmare a creşterii puterii de scurtcircuit în noduri se va majora corespunzător şi costul aparatajului de comutaţie primară. 163


Transportul energiei electrice în ţara noastră se realizează în prezent la tensiuni de 110 kV, 220 kV şi 400 kV, existând tendinţa de transformare a

a)

b)

Fig. 5. 11 Configuraţii ale reţelelor electrice de transport: a) tip stea; b) tip buclă.

reţelelor de 110 kV în reţele de distribuţie şi intensificarea buclării reţelelor de 220 şi 400 kV.

5.4.2. Scheme de conexiuni ale reţelelor electrice de distribuţie Reţelele de distribuţie a energiei electrice realizate la joasă, medie şi înaltă tensiune, înregistrează tendinţe de creştere a nivelului de tensiune şi de limitare a numărului de trepte de tensiune utilizate. Complexitatea configuraţiei reţelei electrice de distribuţie este influenţată de mărimea şi natura consumului de energie electrică: urban, industrial, rural. Legat de acest aspect, se vor prezenta principalele scheme de conexiuni ale reţelelor de distribuţie, diferenţiat în funcţie de nivelul de tensiune.

Scheme de conexiuni ale reţelelor de distribuţie de înaltă tensiune Reţelele de distribuţie de înaltă tensiune asigură alimentarea cu energie electrică a marilor oraşe şi a consumatorilor industriali, injecţia de putere fiind realizată prin interconexiunea cu sistemul electroenergetic naţional şi de la surse locale (în special centrale electrice cu termoficare). Configuraţia acestor reţele este buclată de tip inelar, cu una sau mai multe legături diametrale, existând tendinţa de a pătrunde cu reţeaua de înaltă tensiune cât mai aproape de zonele de consum (racorduri adânci). Schemele de conexiune ale acestor reţele se pot realiza constructiv cu o singură treaptă (inel) de înaltă tensiune – Fig. 5.12 sau cu două trepte (două inele) de înaltă tensiune – Fig. 5.13, legate între ele prin autotransformatoare. În cazul unei reţele de distribuţie nou construită este mai avantajoasă schema cu o singură treaptă, ca urmare a eliminării unei transformări intermediare a nivelului de tensiune, concretizată în reducerea pierderilor de energie şi a valorii investiţiilor. Dacă există deja o treaptă de tensiune, în 164

Capitolul 5

Fig. 5.12 Schema de conexiuni a unei reţele cu o singură treaptă de înaltă tensiune)

funcţie de extinderea reţelei existente şi a densităţii de sarcină, se poate introduce o schemă cu două trepte de tensiune sau un sistem mixt (o parte a

Fig. 5.13 Schema de conexiuni a unei reţele de înaltă tensiune cu două trepte de tensiuni de 220 kV şi 110 kV.

reţelei are două trepte de tensiune, iar cealaltă parte are o singură treaptă de tensiune).

Scheme de conexiuni ale reţelelor de distribuţie de medie ten siune Reţelele de distribuţie de medie tensiune asigură alimentarea cu energie electrică a posturilor de transformare (PT) ale oraşelor sau a consumatorilor industriali de la staţiile de distribuţie (SD) de înaltă/medie tensiune sau centrale electrice. În funcţie de schema de conexiuni, reţelele de distribuţie de medie tensiune pot fi: 165


– reţele de distribuţie directă , la care posturile de transformare de medie/joasă tensiune se racordează direct la barele sursei de alimentare cu energie electrică prin linii de distribuţie numite şi reţea de alimentare, având schema de conexiuni prezentată în figura 5.14 a); – reţele de distribuţie cu puncte de alimentare , care au prevăzute puncte de alimentare (PA) sub forma staţiilor de conexiuni, amplasate între barele de alimentare (SD) şi de consum (PT) – Fig. 5.14 b). În acest caz reţeaua de distribuţie este formată din două reţele cu aceeaşi tensiune, respectiv: reţeaua feederilor (între barele sursei şi punctele de alimentare) şi mt

ît SD mt Reţea de alimentare

M 3~

PT

jt

a) mt

ît SD mt Feeder

b)

Consumatori jt

mt Distribuitori

PT

jt

Consumatori jt

Consumatori mt

Fig. 5.14 Scheme de conexiuni ale reţelelor de distribuţie de medie tensiune: a) distribuţie directă; b) distribuţie cu puncte de alimentare.

reţeaua distribuitorilor (între punctele de alimentare şi posturile de transformare sau barele de consum). Utilizarea reţelelor de distribuţie cu puncte de alimentare este indicată în cazul unei densităţi de sarcină relativ mare (peste 2 MVA/km 2) sau pentru acoperirea unor suprafeţe întinse dar cu sarcini reduse. Considerentele tehnico-economice sunt date de faptul că prin construcţia punctelor de alimentare se reduce numărul de celule din staţiile de transformare şi de linii care trebuie construite, dispunându-se totodată de posibilităţi de extindere ulterioară a reţelei şi de o siguranţă în funcţionare sporită. Schemele de conexiuni ale reţelelor de distribuţie cu puncte de alimentare se diferenţiază după numărul punctelor de alimentare şi al feederilor. În cazul reţelelor cu un singur punct de alimentare (PA) se poate folosi schema radială cu un feeder – Fig. 5.15 a), care – deşi este simplă şi ieftină – nu prezintă siguranţă în alimentarea consumatorilor, sau schema radială cu doi feederi – Fig. 5.15 b), la care fiecare feeder este dimensionat astfel încât să poată prelua întreaga sarcină a punctului de alimentare (rezervă 100%), dar aceasta are dezavantajul unor curenţi de scurtcircuit mari pe bara PA. Evitarea creşterii curenţilor de scurtcircuit pe bara PA – în condiţiile 166

Capitolul 5

menţinerii avantajului alimentării prin mai mulţi feederi – se realizează prin secţionarea barelor PA printr-o cuplă longitudinală prevăzută cu un dispozitiv de anclanşare automată a rezervei (AAR). În regim normal de funcţionare întrerupătorul cuplei este în poziţie PA

SD Feeder

Distribuitori

a) PA

SD Feederi

Distribuitori

b)

Fig. 5.15 Scheme de conexiuni ale reţelelor de distribuţie cu un punct de alimentare: a) cu un feeder; b) cu doi feederi.

normal deschisă (reprezentată haşurat în scheme); acesta se închide automat când de pe una din secţiile de bare tensiunea a dispărut. În figura 5.16 sunt prezentate astfel de scheme de conexiuni, având alimentarea de la o singură sursă (SD) – Fig. 5.16 a), respectiv de la două surse – Fig. 5.16 b). În cazul reţelelor cu mai multe puncte de alimentare, funcţionarea SD

PA

Feederi

AAR

a)

Distribuitori

PA

SD1 Feederi

SD2

AAR

Distribuitori

b)

Fig. 5.16 Scheme de conexiuni cu alimentare: a) de la o sursă; b) de la două surse.

acestora poate fi de tip buclat sau de tip radial, având alimentarea de la una sau de la două surse. Legăturile dintre punctele de alimentare pot fi prevăzute cu 167


dispozitive AAR, reţeaua funcţionând radial în regim normal şi se buclează în cursul dispariţiei tensiunii de pe una din barele punctelor de alimentare. În figura 5.17 sunt prezentate schemele de conexiuni pentru reţele SD

SD1

AAR

AAR

PA1

PA2 Distribuitori a)

SD1

SD1

AAR AAR

PA2 Distribuitori c)

PA1

PA2 Distribuitori b)

SD2

PA1

SD2

PA1

SD2

SD3

AAR PA2

AAR PA3

Distribuitori

Distribuitori d)

Fig. 5.17 Scheme de conexiuni ale reţelelor de distribuţie cu două, respectiv trei puncte de alimentare.

de distribuţie cu două PA – Fig. 5.17 a), b), c) , respectiv cu trei PA – Fig. 5.17 d). Alegerea unui anumit tip de schemă de conexiuni pentru reţelele de distribuţie de medie tensiune se face pe baza unor calcule tehnicoeconomice, luând în considerare posibilităţile de evoluţie ale sarcinii cerute de consumatori.

5.4.3. Scheme de conexiuni ale reţelelor de distribuţie de joasă tensiune Prin reţelele de distribuţie de joasă tensiune (380/220V) se asigură alimentarea cu energie electrică a consumatorilor urbani şi rurali (iluminat public şi consum casnic), a motoarelor de mică putere (ascensoare, ventilatoare etc.) şi a micilor consumatori industriali (întreprinderi şi 168

Capitolul 5

ateliere). Energia electrică este furnizată de la nivelul barelor de joasă tensiune din posturile de transformare. Schemele de conexiuni ale acestor reţele pot fi structurate la nivelul celor două configuraţii de bază: de tip radial, respectiv de tip buclat. Schema de conexiuni radială a reţelei de distribuţie de joasă tensiune ( Fig. 5.18) reprezintă cea mai simplă schemă utilizată pentru alimentarea unor consumatori în cazul cărora întreruperea în furnizarea energiei electrice nu produce consecinţe grave, deoarece gradul de siguranţă în funcţionare al schemei este redus. S3 PT

S3

S1

mt S1 jt

S3

S2

S3

S3

S3

S3

Fig. 5.18 Schema de conexiuni a unei reţele radiale de joasă tensiune

Astfel, acest tip de schemă se utilizează în alimentarea consumatorilor rurali, la periferiile oraşelor şi în iluminatul public. Protecţia schemei este asigurată prin siguranţele fuzibile S 1, S2, S3, care se aleg astfel încât curenţii lor nominali să descrească pe măsura depărtării de sursa de alimentare. Se realizează o selectivitate a protecţiei, respectiv deconectarea unui număr cât mai redus de consumatori în cazul apariţiei unei avarii. Reţeaua de distribuţie de joasă tensiune având o schemă de conexiuni buclată prezintă avantajul alimentării consumatorilor pe mai multe căi, de la una sau de la mai multe surse şi deci creşterea siguranţei în funcţionare. Cele mai simple scheme de reţele buclate alimentate de la două capete sunt prezentate în figura 5.19, acestea transformându-se în reţele inelare în cazul alimentării de la o singură sursă. Varianta din figura 5.19 a) este cea mai puţin fiabilă, deoarece un defect pe linia de alimentare prin topirea siguranţelor S 1 sau S2 scoate din funcţiune întreaga schemă. 169


Această deficienţă este înlăturată divizând reţeaua prin introducerea în mijlocul liniei a siguranţei S 4, care are un curent nominal mai mic decât S 1 şi S2. În cazul unei avarii de exemplu pe tronsonul din dreapta al liniei, prima PT1 mt

PT2 jt

S1

S3

jt

S1

S3

S3

S2

jt

mt

S4

PT2 S3

S3

S2

jt

b)

PT1 mt

S3 a)

PT1 mt

S3

jt

S1

S3

S3

I

mt

PT2 S3

S3

S2

jt

mt

c)

Fig. 5.19 Scheme de conexiuni buclate ale reţelelor de distribuţie de joasă tensiune.

oară va lucra siguranţa S 4 apoi S2, astfel încât tronsonul din stânga va rămâne alimentat în varianta unei linii radiale. Având în vedere că variantele din figura 5.19 a) şi b) impun scheme de protecţie mai sensibile şi complexe în reţeaua de medie tensiune, în special în oraşe mai mici se utilizează schema din figura 5.19 c), care are prevăzut la mijlocul liniei un întrerupător I . În regim normal de funcţionare întrerupătorul este deschis, iar linia are cele două tronsoane alimentate radial, fapt ce conduce la simplificarea protecţiei. În cazul apariţiei unei avarii pe un tronson, consumatorii acestuia rămân nealimentaţi un timp foarte scurt, până se scoate (topeşte) siguranţa de pe tronsonul respectiv şi se conectează întrerupătorul. Diversificarea schemelor de conexiuni buclate de joasă tensiune este dată de utilizarea diferitelor posibilităţi de alimentare în raport cu reţeaua de medie tensiune, rezultând reţele buclate longitudinal, transversal şi complex. În cazul reţelei de joasă tensiune buclată longitudinal – Fig. 5.20, posturile de transformare – în număr de 4 până la 6 – sunt alimentate de la aceeaşi linie de medie tensiune L. Dezavantajul schemei este dat de faptul că un defect pe partea de distribuţie de medie tensiune poate întrerupe alimentarea consumatorilor la joasă tensiune. Înlăturarea acestei deficienţe se face prin dimensionarea 170

Capitolul 5

PA

L1

mt

mt

jt

jt

jt

jt

mt mt

mt

L2

Fig. 5.20 Schema de conexiuni a reţelei de joasă tensiune buclate longitudinal. reţelei astfel încât sarcina unui post de transformare să fie preluată de posturile învecinate, fapt care conduce la cheltuieli suplimentare. Reţeaua buclată transversal ( Fig. 5.21) are posturile de transformare alimentate prin două linii de medie tensiune, existând o rezervă de alimentare cu energie electrică a consumatorilor, atât în cazul unor avarii în reţeaua de medie tensiune cât şi la nivelul posturilor de transformare. Schema de conexiuni a reţelei buclată complex reprezintă o combinaţie a schemelor reţelei buclată longitudinal şi reţelei buclată transversal ( Fig. 5.22). În acest caz, liniile de joasă tensiune ale unei zone, PA L mt

mt

jt

L

L

mt

jt

jt

jt

Fig. 5.21 Schema de conexiuni a reţelei de joasă tensiune buclată transversal. 171


PA

mt

jt

jt

jt

jt

mt

mt

mt

jt

jt mt

mt

mt

Fig. 5.22 Schema de conexiuni a reţelei de joasă tensiune buclată complex.

însumând o sarcină totală de aproximativ 4-6 MW sunt legate între ele, formând noduri la nivelul unor cutii (tablouri) de distribuţie. O variantă a reţelei buclată complex este reţeaua de tip plasă, la care liniile de joasă tensiune sunt legate în toate modurile posibile (rezultând forma de plasă), iar alimentarea reţelei se face prin linii de medie tensiune care pleacă de la bornele aceluiaşi punct de alimentare. În general, reţelele buclate complex se utilizează la distribuţia publică, dar există variante construite şi pentru întreprinderi industriale.

172

Capitolul 6

C ap it ol ul 6 . I NS TA LA ŢI I D E P R O T E C Ţ I E Î M P O T R I VA ELECTROCUTĂRII 6.1. Generalităţi Conform STAS 8275-78 (standard anulat, dar neînlocuit), prin electrocutare se înţelege efectul nociv datorat trecerii unui curent electric printr-un organism viu. Acest efect depinde de următorii parametrii: – felul curentului electric (continuu sau alternativ); – valoarea intensităţii curentului electric ( Fig. 6.1); – durata trecerii curentului electric prin corp ( Fig. 6.1); – traseul parcurs de curent prin corp; – starea fiziologică a accidentatului. Efectele fiziologice produse de electrocutare sunt:  electroşocurile, determinate de acţiunea curentului asupra sistemului nervos şi asupra organelor interne, constând în: zguduiri, comoţii, pierderea temporară a auzului şi a vocii, pierderea cunoştinţei, oprirea respiraţiei, fibrilaţia, oprirea inimii, decesul;  electro-traumatismele, constând în arsuri şi metalizări ale epidermei, ca urmare a acţiunii arcului electric. Electrocutarea poate interveni ca urmare a atingerii directe sau a atingerii indirecte. Prin atingerea directă se înţelege atingerea unui obiect conductor dintr-o instalaţie electrică, aflat normal sub tensiune, nemijlocit sau prin intermediul unui alt obiect conductor. Prin atingere indirectă se înţelege atingerea unui obiect conductor al unei instalaţii electrice, intrat accidental sub tensiune, datorită unui defect în instalaţia electrică. În funcţie de măsurile ce se iau pentru prevenirea electrocutărilor, între cele două posibilităţi de atingere există diferenţe esenţiale. Dacă împotriva atingerilor directe personalul este instruit, locurile periculoase îngrădite sau semnalizate, împotriva atingerilor indirecte trebuie luate măsuri speciale de protecţie, locul şi timpul apariţiei tensiunii pe carcasele echipamentelor nefiind cunoscute. 173

Producerea, transportul şi distribuţia energiei electrice [ms] t 10000 5000

c

b

a 2000 1000 500

IV II

200

III

I

100 50

20 10

I h 5 10

20

50

100 2 00

500 1000 2000 5000 [mA]

Fig. 6.1 Dependenţa efectelor electrocutării de valoarea curentului şi de timpul trecerii lui prin corp: zona I - în mod normal nici un efect psiho-patologic periculos; zona II - în mod normal, nici un risc de fibrilaţie; zona III - fibrilaţie posibilă (probabilitate sub 50%); zona IV – risc de fibrilaţie (probabilitate peste 50%).

6 . 2 . L i mi t e a d mi s e p e n t ru curentul prin organism I h , t e ns i un e a d e atingere U a şi tensiunea de pas U p a s Curentul prin om I h este curentul care trece prin corpul omului supus unei diferenţe de potenţial. Acest curent este determinat de diferenţa de potenţial (tensiunea) la care este supus corpul uman şi de rezistenţa electrică a corpului omenesc, Rh. Aceasta este definită de la persoană la persoană, depinzând de starea şi gradul de curăţenie a epidermei, de umiditatea epidermei şi a mediului în care se găseşte omul. Pentru calculele de protecţie, rezistenţa electrică a corpului uman se normează (STAS 2612-82, valabil şi în prezent) la valorile următoare: • 1.000  în calculele de protecţie împotriva atingerilor directe, • 3.000  în calculele de protecţie împotriva atingerilor indirecte. 174

Capitolul 6

Curenţii prin om maxim admişi, consideraţi nepericuloşi, pentru un timp mai mare de 3 s, sunt: – 10 mA în curent alternativ; – 50 mA în curent continuu; – 30 mA în curent alternativ, dacă în calcule se consideră Rh=0. Pentru timpi mai mici de 3 s, curenţii consideraţi nepericuloşi sunt indicaţi în figura 6.1, curba b, şi în tabelul 6.1, în care cu t s-a notat timpul în care omul se află sub acţiunea curentului. Tabelul 6.1 t [s]

0,01

0,02 0,03 0,05 0,10 0,20 0,30 0,50 0,80

I 1.200 600 [mA]

550

450

320

185

160

120

95

2

3

65

60

U

U a

U pas

d 0,8 m

0,8 m

Fig. 6.2 Tensiunea de atingere U a şi tensiunea de pas U pas.

175


Tensiunea de atingere U a este partea din tensiunea unei instalaţii de conectare la pământ, la care este supus omul aflat la o distanţă de 0,8 m de obiectul atins ( Fig. 6.2). Tensiunea de pas U pas este partea din tensiunea unei instalaţii de conectare la pământ, la care este supus omul când atinge concomitent cu picioarele două puncte de pe sol (pardoseală) aflate la distanţa de 0,8 m între ele, în apropierea unui obiect racordat la instalaţia respectivă de conectare la pământ. Tensiunile de atingere şi de pas maxim admise U a şi U pas [V] sunt standardizate (STAS 2612-82), fiind date în tabelul 6.2.

Amplasare

JT

La suprafaţă În subteran

ÎT

La suprafaţă În subteran

Categoria utilajelor

Tabelul 6.2 Locul de muncă puţin periculos foarte periculos

Timpul de deconectare [s] ≤3

>3

≤3

>3

fix şi mobil

65

40

65

40

portabil

65

40

24

24

toate

–

–

24

24

fix şi mobil

110

65

110

65

portabil

110

65

24

24

toate

–

–

24

24

6.3. Protecţia împotriva electrocutării prin atingere directă Pentru protejarea persoanelor împotriva electrocutării prin atingere directă se pot lua următoarele măsuri: a) măsuri organizatorice , care constă în instruire periodică a personalului muncitor, privind normele ce trebuie respectate în exploatarea instalaţiilor electrice; b) măsuri tehnice , care constă în totalitatea măsurilor ce se iau pentru protecţia personalului muncitor specializat, cât şi a altor categorii de personal. Aceste măsuri cuprind: 176

Capitolul 6

- utilizarea tensiunilor reduse de alimentare în funcţie de pericolul de electrocutare, conform prevederilor STAS 2612-82; - izolarea suplimentară de protecţie; - utilizarea mijloacelor pentru protecţia personalul (cleşti, prăjini, cizme, mănuşi, şoşoni şi galoşi electroizolanţi, scule cu mânere electroizolante, platforme, covoare şi preşuri electroizolante); - îngrădirea, izolarea, introducerea în carcase metalice a elementelor aflate sub tensiune, precum şi fixarea de plăcuţe avertizoare; - utilizarea mijloacelor de protecţie împotriva arcului electric (ochelari de protecţie, mănuşi din materiale greu inflamabile, măşti de gaze etc.); - amplasarea instalaţiilor electrice la înălţimi inaccesibile în mod normal; - folosirea de blocări electrice sau mecanice care să nu permită accesul persoanelor neautorizate.

6.4. Protecţia împotriva electrocutării prin atingere indirectă Electrocutarea prin atingere indirectă poate să apară atât în reţelele cu nulul pus la pământ, cât şi în cele cu nulul izolat, în cazul când se deteriorează izolaţia unui conductor sau echipament aflat sub tensiune, având drept consecinţă apariţia tensiunii pe carcasa echipamentului. Măsurile de protecţie care se iau depind de:  tipul reţelei de alimentare (cu nulul conectat la pământ sau cu nulul izolat);  tensiunea nominală de lucru;  categoria locului de muncă din punct de vedere al electrocutării;  tipul echipamentului electric;  locul de amplasare a echipamentului. Nu se prevăd măsuri de protecţie: – la echipamente electrice a căror tensiune nominală este sub valoarea tensiunilor de atingere şi de pas maxim admise; – la echipamente electrice a căror tensiune nominală este de 380 V ca şi 400 V c.c. (între conductoare) din locurile de muncă puţin periculoase, unde nu există posibilitatea atingerii simultane a unui echipament fix şi un obiect conductor conectat la pământ sau a două echipamente fixe. Măsurile de protecţie împotriva electrocutării prin atingere indirectă au ca scop fie deconectarea instalaţiei defecte într-un timp foarte scurt (sub 3 s), fie reducerea tensiunii de atingere la valori nepericuloase. 177


Pentru reţelele cu nulul conectat la pământ se poate aplica una din următoarele măsuri principale: - protecţia prin conectare (legare) la nul a carcaselor; - separarea de protecţie (alimentarea prin transformator de separare sau de la un grup motor generator), la care se pot asocia una sau mai multe măsuri suplimentare: - conectarea (legarea) la pământ de protecţie; - izolarea suplimentară de protecţie; - folosirea mijloacelor individuale de protecţie; - deconectarea automată, la apariţia unui defect etc. Pentru reţele cu nulul izolat faţă de pământ se aplică, concomitent, următoarele măsuri: - conectarea (legarea) la pământ de protecţie a carcaselor; - controlul permanent al rezistenţei de izolaţie faţă de pământ; - deconectarea rapidă a sectorului defect în cazul unei puneri duble la pământ. 6.4.1. Protecţia prin conectarea (legarea) la nul Instalaţia de protecţie prin conectare (legare) la nul se aplică la reţelele cu nulul conectat la pământ, cu tensiuni nominale faţă de pământ de până la 250 V (STAS 6616-83) şi constă în conectarea la nulul de protecţie a tuturor părţilor metalice ale instalaţiei care pot fi puse accidental sub tensiune. Scopul acestei metode de protecţie este de a asigura protecţia personalului muncitor prin deconectarea, în caz de defect, într-un timp de cel mult 3 s. Deci în cazul unei puneri accidentale la pământ, instalaţia de protecţie de conectare la nul trebuie să asigure un curent de scurtcircuit destul de mare pentru a asigura deconectarea rapidă a instalaţiei. Dacă Z f este impedanţa conductorului fazei defecte de la sursă până la locul defectului şi Z N este impedanţa conductorului de nul, curentul de defect I d care apare este U f I d  (6.1) [A]. Z f  Z N Acest curent trebuie sa îndeplinească condiţiile următoare: – I d  1,25  I r [A], (6.2) I r fiind curentul de reglaj al dispozitivului de protecţie; – I d  k  I n [A], (6.3) I n fiind curentul nominal al siguranţei fuzibile montată pe conductorul activ, iar k =3,5 sau 5, după cum siguranţa fuzibilă are curentul nominal mai mic sau mai mare de 63 A. 178

Capitolul 6

Pe conductorul de nul de protecţie este interzis a se monta siguranţe sau elemente care îl pot întrerupe. Întreruperea conductorului de nul de protecţie poate avea consecinţe grave, motiv pentru care nulul de protecţie se leagă suplimentar la pământ în apropierea sursei de alimentare şi în toate tablourile de distribuţie (generale, principale, intermediare şi secundare) – Fig. 6.3 .

În figura 6.3 se deosebesc următoarele elemente: 1 – consumator monofazat în carcasă metalică; 2 – consumator trifazat în carcasă metalică. De la ultimul tablou de distribuţie, nulul de protecţie N p şi nulul de lucru N folosesc conductoare separate.

6.4.2. Protecţia prin conectarea (legarea) la pământ Acest tip de protecţie se aplică la reţelele cu nulul izolat faţă de pământ şi constă în racordarea la o priză de pământ a tuturor părţilor metalice ale echipamentelor electrice care accidental pot fi puse sub tensiune. 179


Prizele de pământare se execută din oţel sau din cupru (în condiţiile stabilite de STAS 6119-78, înlocuit cu STAS 12604/4 din 1989 şi STAS 12604/5 din 1990, însă anulate şi ele şi înlocuite cu CEI 60364 şi norma franceză NF 15-100), având rezistenţa de dispersie R p mai mică de 2  la instalaţii subterane şi mai mică de 4  la alte categorii de instalaţii. Conectarea la pământ de protecţie are scopul de a reduce tensiunea de atingere U a sub valorile maxim admise (Tabelul 6.2). Schema de principiu a protecţiei prin conectarea la pământ în cazul reţelei trifazate cu nulul izolat este indicată în figura 6.4. R

I d

S

U Tr

a)

T

I r

I r

I r

r 3

r 2

r 1

I d

I h I p

R p b)

R U R

I R

r r

I r

r p

I p

r h

I h

O U T

U S

S

I S

T I T

r

Fig. 6.4 Protecţia prin legarea la pământ de protecţie: a) schema de principiu; b) schema echivalentă când r 1=r 2=r 3=r.

Curentul prin om este: I h 

180

3  U f

r  Rh 3  Rh  r  R p

[A],

(6.4)

Capitolul 6

unde r =r 1=r 2=r 3 sunt rezistenţele de izolaţie ale fazelor faţă de pământ, celelalte notaţii fiind cunoscute. Curentul prin priză I p are valoarea49 3  U f I p  (6.5) [A]. 2  R p  r Rezultă că tensiunea de atingere are valoarea 3  U f  R p U a  R p  I p  [V]. 2  R p  r

(6.6)

Din această relaţie se poate deduce valoarea maxim admisă pentru R p, când U a=U a max.adm. O situaţie periculoasă apare dacă în timp ce există un scurtcircuit între o fază şi carcasa unui echipament mai apare un scurtcircuit între altă fază şi carcasa unui alt echipament. În acest caz suma celor două tensiuni de atingere este egală cu tensiunea de linie a reţelei, deci cel puţin la un echipament este periculoasă. Situaţia poate fi evitată prin conectarea carcaselor celor două echipamente printr-un conductor de rezistenţă mică (poate fi şi centura de pământare). În acest fel tensiunea de atingere poate să scadă sub valoarea maxim admisă, iar curentul de defect stabilit poate acţiona elementele de protecţie, determinând deconectarea în mai puţin de 3 secunde. În cazul reţelelor cu nulul conectat la pământ ( Fig. 6.5) protecţia prin conectare la pământ (priza de protecţie) nu asigură ca tensiunea de atingere să fie sub limita admisă. În acest caz se pot scrie relaţiile: U f I d  I p  [A]; (6.7) R0  R p U ap  R p  I p 

R p U [V]; R0  R p f

(6.8)

R0 U [V]. R0  R p f

(6.9)

U a 0  R0  I d 

Din relaţiile (6.8) şi (6.9) rezultă U a 0  U ap  U f [V],

(6.10)

deci cel puţin una dintre cele două tensiuni de atingere este periculoasă. 49

Comşa, D. ş.a. Proiectarea instalaţiilor electrice industriale, Editura Didactică şi Pedagogică, Bucureşti, 1983. 181


Semnificaţiile notaţiilor din relaţiile (6.7) şi (6.10) sunt date în figura 6.5. Tr R

I d

S T

U f

I d

I d U f

I

R p

Rh

I p

I h

U ap

I h R0

U a0

pământ R0

I p

R p

a)

b)

Fig. 6.5 Protecţia prin conectarea (legarea) la pământ în reţele electrice de joasă tensiune cu nulul conectat la pământ: a) schema de principiu; b) schema echivalentă.

Neajunsul rezultat din relaţia (6.10) se elimină dacă între priza de pământ a nulul reţelei şi priza de pământ de protecţie se realizează o conexiune (legătură) conductivă – figurată cu linie întreruptă în figura 6.5 b) – mod care este echivalent cu utilizarea nulului de protecţie. Conexiunea conductivă este echivalentă cu un scurtcircuit monofazat al sursei în cazul apariţiei defectului, scurtcircuit limitat prin siguranţe de protecţie ale sursei, nefigurate în figura 6.5.

6.4.3. Alte mijloace de protecţie Pe lângă măsurile principale de protecţie a personalului împotriva tensiunii de atingere şi de pas se mai pot aplica şi măsuri suplimentare, care nu le înlocuiesc însă pe primele. Dintre măsurile suplimentare se amintesc: – protecţia automată împotriva tensiunilor de atingere PATA; – protecţia automată împotriva curenţilor de defect PACD (vezi STAS 8275-78 – standard anulat, înlocuit cu standardele SR EN 60519-1, 2, 3, 4, 6, 8, 9, 10, 11, 21, care se referă la protecţia contra electrocutării, pentru diferite tipuri de lucrări în instalaţiile electrice50).

50

www.asro.ro.

182

Capitolul 6

Aceste metode se pot aplica atât în reţele cu nulul izolat, cât şi în reţele cu nulul conectat la pământ. Elementul sensibil în PATA este un releu d care sesizează tensiunea de atingere periculoasă şi deconectează contactorul principal C al echipamentului ( Fig. 6.6 ). Rezistenţa R şi butonul b c se folosesc pentru verificarea funcţionarii releului de protecţie. Pentru aplicarea acestei metode este necesară o priză de pământ suplimentară r a de maximum 10  . Cu acest sistem se poate asigura deconectarea de la reţea a echipamentului cu defect în 0,2 s.

La sistemul PACD elementul sensibil este tot un releu d, care sesizează dezechilibrul curenţilor trifazaţi, sau circulaţia unui curent prin conductorul de nul de protecţie. În figura 6.7 este reprezentat un sistem PACD ce utilizează un transformator diferenţial de curent. La apariţia unui curent de defect, sistemul trifazat se dezechilibrează şi în secundarul transformatorului diferenţial TDC se stabileşte un curent care excită bobina releului d. Acesta determină deschiderea circuitului de alimentare a bobinei contactorului c şi echipamentul defect este astfel deconectat. Ansamblul R, b c serveşte la verificarea protecţiei.

183


6.5. Priza de pământare Conectarea carcaselor instalaţiilor electrice la pământ, indiferent de modul de tratare a nulului, necesită o priză de pământare. Cunoscută şi sub numele de priză de pământ, iar după Dicţionarul Explicativ al limbii române (DEX) priză de împământare, aceasta este formată din electrozi îngropaţi în pământ 1, conectaţi între ei printr-o platbandă 2, la care este conectat şi conductorul de legătură 3, până la piesa de separaţie 4 – Fig. 6.8.

Utilajele 7 au carcasele (părţile metalice) conectate la conductorul principal (centura de pământare) 5 prin intermediul conductoarelor de ramificaţie 6 . Conductorul principal se realizează din platbandă de oţel sau din părţile metalice ale construcţiilor. Conductoarele de ramificaţie se pot executa din platbandă de oţel sau din cupru, mai ales la utilajele mobile. Conexiunile între conductorul principal şi conductoarele de ramificaţie se execută cu şuruburi asigurate împotriva deşurubării sau prin sudură. După modul de realizare, prizele de pământare pot fi: – prize de pământare naturale, care folosesc elementele conductoare ale construcţiilor existente, dacă se asigură continuitatea electrică şi rezistenţa la coroziune (armăturile metalice ale construcţiilor din beton armat, conducte metalice îngropate, pentru lichide neinflamabile etc.); – prize de pământare artificiale, formate din ţevi, bare, benzi, plăci de oţel zincat etc., îngropate în pământ special pentru realizarea conectării la pământ. 184

Capitolul 6

După rolul lor într-o instalaţie, prizele de pământare pot fi: – prize de pământare de exploatare, care stabilesc în mod voit o legătură cu pământul pământul a unor elemente care fac parte din circuitele circuitele curenţilor de lucru dintr-o instalaţie: legarea la pământ a nulului secundarului transformatorului de alimentare a unei reţele electrice. Rezistenţa prizei de pământare de exploatare se notează cu R0. – prize prize de pământare de protecţie, care stabilesc în mod voit legătura cu pământul a elementelor metalice, care în mod normal nu au contact cu circuitele curenţilor de lucru, dar care accidental ar putea fi puse sub tensiune. Rezistenţa prizei de pământare de protecţie se notează cu R p. Priza de pământare de exploatare trebuie să asigure limitarea tensiunii de atingere la 65 V. Rezistenţa prizei de pământare de protecţie se limitează la maximum 2  – pentru instalaţiile instalaţi ile subterane, subt erane, sau la maximum m aximum 4  – pentru celelalte instalaţii. Piesa de separaţie se foloseşte pentru a asigura continuitatea circuitului de pământare şi pentru verificările periodice necesare, ale valorii rezistenţei prizei. În acest sens, piesa de separaţie se elimină, permiţând conectarea aparatelor de măsură.

185


Bibliografie Albert, H. Alimentarea cu energie electrică a întreprinderilor industriale , vol. I şi II, Ed. Didactică şi Pedagogică, Pedagogică, Bucureşti, 1983. Avramescu, A., Carţianu, P. Energetica mondială în perspectiva perspectiva sfârşitului de mileniu, Ed. Academiei RSR, Bucureşti, 1985. Berlovici, M. ş.a. Reţele electrice. Calcul electric, Editura Tehnică, Bucureşti, 1974. Bogoevici, N. Energia electromagnetică, electromagnetică, Editura Politehnica, Timişoara, 1999. Boldea, I. Conversia directă a energiei, Litografia Institutului Politehnic „Traian Vuia“ Timişoara, 1977. Brown, I.G. Centrale hidroelectrice de putere mare, Editura Tehnică, Bucureşti, 1970 (trad. din lb. eng.). Buta, A. Energetica generală şi conversia energiei , curs, Lito IPTV Timişoara, 1982. Buta, A. Transportul şi distribuţia energiei electrice , curs, vol. I şi II, Lito IPTV Timişoara, 1991. Carabulea, A. Iniţiere în ingineria sistemelor. Modelarea sistemelor de energie , Ed. Tehnică, Bucureşti, 1978. Clarke, E. Analiza circuitelor electrice ale sistemelor electroenergetice electroenergetice , Ed. Tehnică, Bucureşti, 1975. Cristescu, D. ş.a. Centrale şi reţele electrice, Editura Didactică şi Pedagogică, Bucureşti, 1982. Crişan, O. Optimizări decizionale în sistemele electroenergetice, Ed. Facla, Timişoara, 1975. Crişan, O. Sisteme electroenergetice , Ed. Didactică şi Pedagogică, Bucureşti, 1979. Dănescu, Al. ş.a. Utilizarea energiei solare, Editura Tehnică, Bucureşti, 1980. Dănilă, N. Centrale nucleare-electrice, Ed. Academiei RSR, Bucureşti, 1973. Dinculescu, P., Sişak, F. Instalaţii şi echipamente electrice, Editura Didactică şi Pedagogică, Bucureşti, 1982. Drăgan, G., ş.a. Supratensiuni interne în sistemele electroenergetice , Ed. Tehnică Bucureşti, 1975. Duşa, V., Gheju, P. Întocmirea şi analiza bilanţurilor electroenergetice, electroenergetice, Editura Orizonturi Universitare, Timişoara, 2004. Fara, V., Grigorescu, R. Conversia energiei solare în energie termică, Editura Ştiinţifică şi Enciclopedică, Enciclopedică, Bucureşti, 1982. Folescu, G. Aventura surselor surselor de energie energie, Ed. Albatros, Bucureşti, 1981. 186

Bibliografie

Gillich, N. Contribuţii la modelarea fizică a fenomenelor tranzitorii şi staţionare însoţite de creşteri ale tensiunii, Teză de doctorat, UP Timişoara, 1997. Gillich, N. Aplicaţii ale modelării fizice în electroenergetică electroenergetică, Ed. Eftimie Murgu, Reşiţa, 1998. Gillich, N. Producerea, Producerea, transportul şi distribuţia energiei electrice, Editura Eftimie Murgu, Reşiţa, 2001. Goşea, I. Instalaţii şi utilizări ale energiei electrice, Editura Universitaria, Craiova, 2001. Guzun, B., Mucichescu, C., Chiracu, A. Automatizări în hidroenergetică hidroenergetică, Ed. Tehnică, Bucureşti, 1995. Heinrich, I. Partea electrică a centralelor şi staţiilor electrice, Lito IPTV Timişoara, 1978. Hütte, Manualul inginerului. Fundamente, Editura Tehnică, Bucureşti, 1995 (trad. din lb. germană, după ediţia a 29-a). Iacobescu, G. ş.a Reţele electrice, Ed. Didactică şi Pedagogică, Bucureşti, 1975. Iacobescu, G. ş.a Reţele şi sisteme electrice , Ed. Didactică şi Pedagogică, Bucureşti, 1979. Iordănaescu, I. Iacobescu, G. Alimentarea cu energie electrică a întreprinderilor industriale, Ed. Tehnică, Bucureşti, 1985. Kilyeni, Ş. Metode numerice, vol. I şi II, Ed. Orizonturi universitare, Timişoara, 1997. Maliţa, M., Gheorghe, A. Prezentul şi viitorul energiei solare, Ed. Academiei RSR, Bucureşti, 1982. Mercea, V. ş.a. Investigaţii în domeniul energiei, vol. I şi II, Ed. Dacia, Cluj-Napoca, 1982. Mercea, F., Mercea, R. Economia de energie şi proiectarea proiectarea instalaţiilor solare, vol. I şi II, Ed. Dacia, Cluj-Napoca, 1985. Mircea, I. Instalaţii şi echipamente electrice. Ghid teoretic şi practic, Ed. Didactică şi Pedagogică, Bucureşti, 1996. Moraru, D., Popescu, C. Generatoare solare , Ed. Ştiinţifică şi enciclopedică, enciclopedică, Bucureşti, 1978. Moţoiu, C. Centrale termo şi hidroelectrice , Ed. Tehnică, Bucureşti, 1970. Muhin, K.N. Fizica nucleară experimentală – vol. I, Editura Tehnică, Bucureşti, 1981. Negru, V. Tehnica tensiunilor înalte. Supratensiuni Supratensiuni atmosferice , Lito IPTV Timişoara, 1984. Negru, V. Tehnica tensiunilor înalte. Supratensiuni interne , Lito UT Timişoara,1995. Nemeş, M. Centrale şi reţele electrice , Lito IPTV Timişoara, 1976. Nemeş, M. Sisteme electroenergetice electroenergetice, Lito IPTV Timişoara, 1990. Niţu, V.I. Bazel Bazelee teo teore retic ticee ale ener energet getici iciii, Ed. Academiei RSR, Bucureşti, 1977. 187


Niţu, V., Pantelimon, L., Ionescu, C. Energetica generală şi conversia energiei, Editura Didactică şi Pedagogică, Bucureşti, 1980. Pantelimon, L. ş.a. Utilizarea energiei electrice şi instalaţii electrice. Probleme, Editura Didactică şi Pedagogică, Bucureşti, 1980. Piroi, I. Instalaţii şi echipamente electrice, Litografia Institutului Politehnic „Traian Vuia“ Timişoara, 1984. Piroi, I. Maşini electrice, Editura Eftimie Murgu, Reşiţa, 2009. Poeată, A. ş.a. Transportul şi distribuţia energiei electrice , Ed. Didactică şi Pedagogică, Bucureşti, 1981. Pop, A.R. Construcţii şi amenajări hidrotehnice , Ed. Tehnică, Bucureşti, 1981. Potolea, E. Calculul regimului permanent al sistemelor electrice , Ed. Tehnică, Bucureşti, 1980. Răduleţ, R. ş.a. Perspective de dezvoltare a energeticii, Ed. Tehnică, Bucureşti, 1974. Ruja, I. Tehnica reglării automate. Actualităţi în teorie şi aplicaţii , Editura Eftimie Murgu, Reşiţa, 1998. Sarchiz, D. Optimizări în electroenergetică, Centrul Naţional de Inovare, Târgu Mureş, 1993. Seaborg, G.T., Corliss, W.R. Omul şi atomul. Construirea unei lumi noi prin tehnologia nucleară, Editura Ştiinţifică, Bucureşti, 1971. Suciu, I. Bazele echipamentelor electrice, Editura Facla, Timişoara, 1980. Şora, I., Golovanov, N. Electrotermie şi electrotehnologii,, vol. II – Electrotehnologii, Editura Tehnică, Bucureşti, 1999. Şora, I., Văzdăuţeanu, V. ş.a. Utilizări ale energiei electrice, Editura Facla, Timişoara, 1983. Şora, C. Bazele electrotehnicii, Ed. Didactică şi Pedagogică, Bucureşti, 1982. Şurianu, F.D. Reţele şi sisteme electroenergetice industriale, Lito UT Timişoara, 1992. Şurianu, F.D. Utilizarea energiei electrice în industrie şi mari consumatori , Ed. Mirton, Timişoara, 1997. Tătucu, I., Gillich, N. Electrotehnica, Ed. Eftimie Murgu, Reşiţa, 2001. Tuşaliu, P. Genie des hautes tensions , Ed. Universitaria, Craiova, 1998. Velicescu, C., Oprea, L. Fiabilitatea sistemelor energetice, Ed. Politehnica, Timişoara, 1999. Velicescu, C. Ingineria sistemelor de producere şi distribuţie a energiei electrice, Ed. Politehnica, Timişoara, 2000.

188

Producerea_Transportul_si_Distributia_En.pdf

Recommend Documents