Post on 27-Nov-2015
transcript
UNIVERSITATEA BACĂU
FACULTATEA DE INGINERIE
CATEDRA DE ENERGETICĂ, MECATRONICĂ ŞI
ŞTIINŢA CALCULATOARELOR
Prof. dr.ing. Gheorghe Hazi
Bacău – 2008
Introducere
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 2
1. Introducere
Stabilirea soluţiilor de alimentare, a regimurilor de funcţionare, a modului de
furnizare şi a condiţiilor de plată pentru consumatorii de energie electrică reprezintă o
activitate de o deosebită importanţă având în vedere faptul că orice persoană fizică sau
juridică nu-şi poate desfăşura o activitate (în condiţii normale) fără a beneficia de cel puţin o
cale de alimentare cu energie electrică.
Prin consumator final de energie electrică se înţelege persoana fizică sau juridică
care consumă energie electrică pe bază de contract şi ale cărei instalaţii electrice de utilizare
sunt conectate la instalaţia de alimentare a furnizorului prin unul sau mai multe puncte de
delimitare, prin care primeşteşi, în condiţii determinate, refurnizează energie electrică unor
subconsumatori. Unii consumatori care au centrală proprie, pot furniza energie electrică. Prin
subconsumator, care este o persoană fizică sau juridică ale cărei instalaţii electrice sunt
racordate la instalaţiile electrice ale unui consumator.
Consumatorii pot avea unul sau mai multe locuri de consum.
In legătură cu problema abordată, alimentarea cu energie electrică a consumatorilor,
se mai definescşi următoarele mărimi:
• Consumator eligibil – consumatorul acreditat de autoritatea competentǎ care
poate să aleagă furnizorulşi să contracteze direct cu acesta energia necesară şi
care are acces la reţelele de transport şi/sau distribuţie.
• Furnizor – agent economic a cărei activitate de bază este cea de furnizare a
energiei electrice către consumatori în calitate de parte contractantă în contractul
de furnizare a energieişi care are licenţă să comercializeze energie electrică.
• Instalaţie de alimentare – numită branşament la JTşi racord la MT sau IT –
instalaţia electrică prin care se face legătura între reţeaua furnizorului în punctul
de racordareşi instalaţia consumatorului în punctul de delimitare.
• Punct de delimitare – locul în care instalaţiile consumatorului se racordează la
instalaţiile furnizoruluişi în care aceasta se delimitează ca proprietate.
• Instalaţie de utilizare – ansamblul instalaţiilor electrice aparţinând
consumatorului, situate în aval de punctul de delimitare.
Introducere
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 3
• Loc de consum – amplasamentul instalaţiilor de utilizare ale unui consumator,
inclusiv ale subconsumatorilor săi, prin care se consumă energie electrică
furnizată prin una sau mai multe instalaţii de alimentare.
1.1. Categorii de consumatori de energie electrică
Potrivit reglementărilor actuale (Ordinul ANRE nr. 5/28.11.2000 – pentru aprobarea
Metodologiei privind încadrarea pe categorii a consumatorilor de energie electrică), în funcţie
de puterea contractată, consumatorii se împart în:
• mici consumatori, cu puterea contractată sub 30 kW pe loc de consum
• mici consumatori, cu puteri contractate între 30şi 100 KW pe loc de consum;
• mari consumatori, cu puteri contractate peste 100 KW pe loc de consum.
Prin putere contractată se înţelege cea mai mare putere medie cu durata de înregistrare orară
sau pe 15 minute consecutive, convenită prin contract, pe care consumatorul are dreptul să o
absoarbă în perioada de consum, pe fiecare loc de consum.
După natura consumului de energie electrică, consumatorii se împart în următoarele
categorii:
A. Consumatori casnici - la care energia este folosită pentru iluminat şi receptoare
electrocasnice necesare în propria locuinţă;
B. Agenţi economici
1. Consumatori industriali – care utilizează energia electrică în activităţi ce
presupun procese de extragere din natură a unor obiecte ale muncii care există
şi se reproduc independent de intervenţia omului, procese de prelucrare a
produse lor extrase din natură, a produselor agricole şi ale exploatării
forestiere, stufului şi pescuitului, precum şi procese de restabilire a
parametrilor tehnici şi calitativi iniţiali ai produselor industriale.
Consumatorii industriali pot fi, în funcţie de valoarea puterii contractate, mari
sau mici.
2. Servicii publice – consumatori de tip industrial care utilizează energia
electrică pentru activităţi de tip transport în comun, alimentare cu apă, gaze,
energie termică, telecomunicaţii, iluminat public etc., al căror consum este
continuu dependent de factori externi (transport urban şi interurban bazat pe
Introducere
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 4
energie electrică, captarea, tratarea şi distribuţia apei, distribuţia energiei
termice şi a apei calde, distribuţia gazelor naturale, poşta naţională, iluminat
public).
3. Consumatori agricoli – consumatori care utilizează energia electrică în scopul
creşterii plantelor şi animalelor, al întreţinerii terenurilor şi adăposturilor
destinate acestor activităţi.
4. Consumatori terţiari – consumatori din domeniul public cum ar fi:
a. Administraţia publică
b. Învăţământul
c. Apărarea naţională
d. Sănătatea şi asistenţa socială
e. Altele de acest fel
5. Consumatori temporari – consumatori care utilizează energia pentru o
perioadă de timp limitată, în scopul construirii, reparării, amenajării unor
obiective, precum şi pentru organizarea unor activităţi recreative delimitate în
timp (spectacole în aer liber, târguri, expoziţii).
C. Consumatori atipici – consumatori al căror consum de energie poate fi asimilat
consumului casnic, locurile de consum respective având însă un alt specific. Aici intră:
- părţile comune ale blocurilor de locuinţe;
- cămine de bătrâni, cămine studenţeşti, de copii orfani etc.
- chiliile mănăstireşti
- garaje personale
- sedii de partide
- leagăne de copii
- servicii turistice în pensiuni turistice şi agroturistice.
Pe de altă parte, potrivit PE-124/95, "Normativ privind stabilirea soluţiilor de
alimentare cu energie electrică a consumatorilor industriali şi similari", deci din punct de
vedere al soluţiilor de alimentare, această categorie de consumatori, se împarte în mai multe
clase în funcţie de sarcina maximă de durată absorbită în punctele de delimitare, conform
tabelului nr. 1 de mai jos:
Introducere
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 5
Tabel nr. 1.1 Clase de consumatori industriali şi similari
Clasa Sarcina maximă de durată
Momentul sarcinii
Treapta de tensiune minimă în punctul de racordare
Posibilităţi de alimentare a consumatorului
[MVA] [MVAkm] Direct la tensiunea reţelei zonale
Prin transformare
A peste 50 peste 1500 400 220* 110
- 220 110
400/110 KV 220/110 KV 110/ MT 220/MT
B 7.5-50 Maximum 1500 110 110 110/MT C 2.5-7.5 30-80 110
20 110(20) 110/MT
20/6 KV 20/0.4 KV
D 0.1-2.5 Maximum 8 Maximum 3
20 10* 6*
6*-20 20/0.4 KV 10/0.4 KV 6/0.4 KV
* tensiuni care nu se mai dezvoltă
1.2. Delimitarea instalaţiilor dintre consumator şi furnizor
O altă noţiune importantă utilizată în alimentarea consumatorilor cu energie electrică
este punctul de delimitare. Punctul de delimitare se defineşte în raport cu staţia de primire
care este prima staţie (staţie de transformare sau de conexiuni, post de transformare, tablou de
distribuţie) situată pe amplasamentul sau în vecinătatea amplasamentului unui consumator
care îndeplineşte simultan condiţiile:
a) se află pe traseul reţelelor electrice de legătură dintre furnizor şi consumator;
b) prin intermediul acesteia se realizează nemijlocit alimentarea cu energie electrică a
consumatorului;
c) tensiunea primară sau secundară din staţie este egală cu cea mai mare tensiune din
instalaţiile consumatorului.
Punctul de delimitare se va alege în raport cu staţia de primire: în amonte, în aval sau
în cadrul acesteia. El se stabileşte la un element fizic care permite realizarea efectivă a
separării instalaţiilor furnizorului şi consumatorului (cleme, borne, izolatoare trecere, cutii
terminale, etc.). Punctul de delimitare se stabileşte prin avizul de racordare, de acest lucru
ţinându-se seama la proiectarea şi execuţia instalaţiilor.
Introducere
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 6
110 kV 20 kV
La stabilirea punctului de delimitare se vor avea în vedere: • Tipul instalaţiei: de transport, de distribuţie sau de utilizare. • Limita de proprietate asupra terenurilor, evitându-se cât mai mult posibil
amplasarea instalaţiilor operatorului de reţea pe proprietatea utilizatorului. • Racordarea în perspectivă a noi utilizatori la instalaţia de racordare. Punctul de delimitare va fi stabilit astfel încât reţelele electrice amplasate pe domeniul
public să fie deţinute, de regulă, de către operatorul de reţea. Ca excepţie, cazurile particulare se rezolvă prin reglementare a autorităţii competente pentru racordare prin linie directă.
1.3. Etape în alimentarea cu energie electrică a consumatorului
Un consumator de energie electrică poate avea mai multe locuri de consum,
dispersate în teritoriu. Stabilirea soluţiilor de alimentare ca şi încheierea contractelor de
furnizare a energiei electrice se face separat pentru fiecare loc de consum.
Proiectarea, execuţia şi recepţionarea instalaţiilor de alimentare şi de utilizare a
energiei electrice, racordate la Sistemul Energetic Naţional, precum şi extinderea sau
modificarea acestora se vor efectua în conformitate cu prescripţiile, normativele şi
reglementările în vigoare.
Procedura de racordare se aplică în următoarele situaţii:
Pentru utilizatorii care solicită racordarea la reţeaua electrică a unui loc de producere
sau de consum nou;
Pentru utilizatorii care solicită modificarea instalaţiei prin care este racordat la reţea
un loc de producere sau de consum existent;
Utilizatorii la ale căror locuri de producere sau consum existente se modifică
elementele tehnice energetice ori administrative, caracteristice acestora.
LEA 110 kV
LEA 110 kV
Punct de delimitare
LES
20 k
V C
onsu
mat
or
Figura 1.1 Indicarea punctului de
delimitare
Introducere
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 7
Principalele etape în alimentarea cu energie electrică a consumatorilor sunt (HG 90
din 23 ianuarie 2008):
• Etapa preliminară de documentare şi informare a viitorului utilizator;
• Depunerea de către viitorul utilizator a cererii de racordare şi a documentaţiei
aferente pentru obţinerea avizului tehnic de racordare.
• Emiterea de către operatorul de reţea a avizului tehnic de racordare, ca ofertă de
racordare.
• Încheierea contractului de racordare între operatorul de reţea şi utilizator.
• Încheierea contractului de execuţie între operatorul de reţea şi un executant şi
realizarea instalaţiei de racordare la reţeaua electrică.
• Punerea în funcţiune a instalaţiei de racordare.
• Punerea sub tensiune a instalaţiei de utilizare.
1.3.1. Etapa preliminară de documentare şi informare a viitorului utilizator
Utilizatorul poate solicita operatorului de reţea informaţii privind condiţiile şi
posibilităţile de realizare a racordării la reţea a unui loc de producere sau de consum,
prezentând datele caracteristice ale acestuia.
La solicitarea unui utilizator operatorul de reţea oferă solicitanţilor informaţii
generale privind:
• Necesitatea obţinerii unui aviz de amplasament sau a elaborării unui studiu de
soluţie, dacă este cazul. În această situaţie se indică procedurile care se aplică,
etapele care se parcurg, documentaţia şi datele necesare.
• Posibilităţile de racordare la reţeaua proprie a instalaţiilor aferente locului de
producere sau de consum.
• Etapele procesului de racordare la reţea şi durata estimată a fiecăreia dintre
acestea, corelat cu specificul şi datele energetice ale locului de producere sau de
consum.
• Acţiunile pe care trebuie să le întreprindă utilizatorul, respectiv operatorul de
reţea, şi documentele aferente necesare, specifice fiecărei etape a procesului de
racordare.
• Tarifele în vigoare practicate de operatorul de reţea pentru emiterea avizelor
tehnice de racordare, respectiv tarifele de racordare şi temeiul legal al acestora.
Aceste informaţii se transmit solicitantului în scris, gratuit, în termen de cel mult
15 zile calendaristice de la înregistrarea cererii scrise a acestuia.
Introducere
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 8
1.3.2. Depunerea de către viitorul utilizator a cererii de racordare şi a
documentaţiei aferente pentru obţinerea avizului tehnic de racordare
Se face pentru fiecare loc de consum. Se recomandă ca obţinerea avizului de
racordare să se obţină înainte de executarea instalaţiei de utilizare. Dacă racordul solicitat
influenţează semnificativ reţeaua de transport, avizul trebuie semnat şi de către operatorul
acestei reţele.
Cererea de racordare cuprinde cel puţin următoarele informaţii:
Datele de identificare a locului de producere sau de consum, a utilizatorului şi, dacă
este cazul, a împuternicitului legal, a proiectantului de specialitate sau a furnizorului.
Tipul instalaţiilor de la locul de producere sau de consum, pentru care se solicită
racordarea: generatoare, instalaţii de distribuţie, instalaţii consumatoare etc.
Data estimată solicitată pentru punerea sub tensiune a instalaţiei de utilizare de la
locul de producere sau de consum, puterea prevăzută a fi evacuată sau consumată şi
evoluţia acesteia.
Eventuale indicaţii privind grupul de măsurare a energiei electrice sau informaţii
pentru stabilirea acestuia.
Declaraţia pe propria răspundere a solicitantului referitoare la autenticitatea datelor şi
la conformitatea cu originalul a documentelor prezentate în copie, anexate cererii.
Lista documentelor care compun documentaţia anexată.
Documentaţia anexată cuprinde:
• Avizul de amplasament in copie, dacă acesta este necesar conform
reglementărilor, pentru obiectivul sau instalaţia ce se realizează pe locul de
producere sau de consum respectiv.
• Studiul de soluţie pentru racordarea la reţeaua electrică, dacă a fost elaborat.
• Datele tehnice si energetice caracteristice locului de producere sau de consum al
utilizatorului, conform reglementărilor în vigoare la data depunerii cererii de
racordare, aprobate de autoritatea competentă.
• Certificatul de urbanism în termen de valabilitate, în copie.
• Planul de situaţie la scară, cu amplasarea în zonă a locului de producere/consum,
vizat de emitentul certificatului de urbanism, ca anexă la acesta, pentru
construcţiile noi sau pentru construcţiile existente care se modifică, în copie.
Pentru construcţiile existente care nu se modifică este suficientă schiţa de
Introducere
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 9
amplasament, cu coordonate din care să rezulte precis poziţia locului de
producere/consum.
• Copia certificatului de înregistrare la registrul comerţului sau a altor autorizaţii
legale de funcţionare emise de autorităţile competente.
• Actul de proprietate sau orice alt înscris care atestă dreptul de folosinţă asupra
terenului, incintei ori clădirii în care se constituie locul de producere sau de
consum pentru care se solicită racordarea, în copie. În cazul spaţiilor închiriate,
este necesar şi acordul notarial al proprietarului pentru executarea de lucrări în
instalaţiile electrice.
• Autorizaţia de construire a obiectivului, în termen de valabilitate, în copie, în
situaţia în care se solicită racordarea unei organizări de şantier pentru realizarea
acestuia.
În documentaţie se specifică, după caz, cerinţele privind continuitatea alimentării în
punctul de delimitare, pentru a fi avute în vedere la stabilirea soluţiei de racordare la reţeaua
electrică.
Soluţia de racordare se stabileşte de către operatorul de reţea prin fişă de soluţie sau
studiu de soluţie, după caz, în conformitate cu prevederile reglementărilor emise de
autorităţile competente. Cheltuielile legate de elaborarea fişei de soluţie sunt incluse în tariful
de emitere a avizului tehnic de racordare. Studiul de soluţie se elaborează de către operatorul
de reţea şi se plăteşte de solicitant. Costurile pentru realizarea studiului de soluţie se stabilesc
de operatorul de reţea pe bază de deviz, respectându-se principiile liberei concurenţe.
Termenul de elaborare a unui studiu de soluţie, de la data depunerii datelor complete,
este de maximum 3 luni pentru racordarea locului de producere/consum la o reţea cu
tensiunea de 110 kV sau mai mare, respectiv de maximum o lună pentru racordarea la o reţea
de medie sau de joasă tensiune. Utilizatorul trebuie să opteze pentru una dintre variantele de
soluţie stabilite în studiu şi să îşi exprime opţiunea în scris într-un interval de maximum două
luni.
Operatorii de distribuţie şi operatorul de transport şi de sistem vor colabora pentru
avizarea studiului de soluţie şi pentru stabilirea celei mai avantajoase soluţii de racordare,
respectiv pentru emiterea avizului tehnic de racordare, în următoarele situaţii:
• În cazul locurilor de producere cu puteri instalate mai mari de 10 MW, racordate la
reţeaua electrică de distribuţie.
Introducere
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 10
• În cazul locurilor de consum racordate la reţeaua electrică de distribuţie cu
tensiunea de 110 kV.
• În cazul locurilor de producere sau de consum care se racordează pe barele de
medie tensiune sau 110 kV ale staţiilor de transformare ale operatorului de
transport şi de sistem.
1.3.3. Emiterea avizului tehnic de racordare
Se face în termen de maxim 30 de zile de la data înregistrării documentaţiei complete
(inclusiv plata tarifului pentru emiterea avizului de racordare). Dacă este cazul, la acest
termen se adaugă durata de elaborare a studiului de soluţie.
Avizul tehnic de racordare emis de către operatorul de reţea conţine condiţiile tehnico-economice de racordare la reţea, respectiv, după caz, următoarele:
• Puterea aprobată pentru racordare şi evoluţia acesteia. • Descrierea soluţiei de racordare, care include lucrările pentru realizarea racordării,
cu precizarea punctului de racordare, punctului de delimitare şi a lucrărilor ce trebuie efectuate pentru extinderea sau întărirea reţelei electrice în amonte de punctul de racordare, impuse de realizarea sau de modificarea instalaţiei de racordare respective.
• Obligaţiile solicitantului de îndeplinire a unor condiţii specifice pentru racordare; • Cerinţele de monitorizare şi de reglaj, inclusiv interfaţa cu sistemele informatice
de monitorizare, comandă şi achiziţie de date (SCADA) şi de telecomunicaţii. • Datele de înregistrare care necesită verificarea în timpul funcţionării. • Tariful de racordare. • Nivelul de continuitate a alimentării asigurat de reţeaua electrică în punctul de
delimitare. • Obligaţiile solicitantului legate de participarea sa la menţinerea siguranţei în
funcţionare a SEN şi la restaurarea funcţionării SEN după o cădere totală sau parţială a acestuia.
• Cerinţe şi condiţii specifice pentru furnizarea de servicii tehnologice de sistem către operatorul de transport şi de sistem sau către operatorii de distribuţie.
• Cerinţe privind protecţiile şi automatizările la interfaţa cu reţeaua electrică. • Obligaţia încheierii convenţiei de exploatare, la solicitarea operatorului de reţea,
pentru stabilirea sarcinilor privind exploatarea şi întreţinerea instalaţiilor, urmărirea consumului şi reducerea acestuia în situaţii excepţionale apărute în funcţionarea SEN.
• Cerinţe pentru echipamentele principale de măsurare, control, protecţie şi automatizare din instalaţiile utilizatorului.
• Cerinţe privind structura şi locul de montare ale echipamentelor de măsurare care servesc la stabilirea contravalorii serviciului de transport sau de distribuţie prestat utilizatorului de către operatorul de reţea.
• Durata de valabilitate a avizului tehnic de racordare. • Alte condiţii specifice.
Introducere
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 11
1.3.4. Încheierea contractului de racordare
Se face la cererea utilizatorului. Nu este necesar dacă nu se execută lucrări noi sau
modificări la instalaţiile existente. Utilizatorul trebuie să achite taxa de racordare calculată
astfel:
T=B+C
B - reprezintă componenta corespunzătoare instalaţiei de racordare; mărimea acesteia se
determină în funcţie de tipul reţelei, lungimea racordului/branşamentului şi puterea
aprobată, pe baza unor indici specifici reprezentând costuri medii pe unitatea de măsură (
km, kW, buc. etc.).
C - reprezintă componenta corespunzătoare recepţiei lucrărilor şi punerii sub tensiune a
instalaţiei de utilizare, stabilită pe bază de tarife.
Valoarea acestor componente este stabilită de ANRE (Ordinul 55/2008).
În anumite situaţii, utilizatorii pot suporta şi cheltuieli pentru lucrări în amonte de
punctul de racord.
Pentru încheierea contractului de racordare, utilizatorul va anexa la cerere următoarele
documente:
• Copia avizului tehnic de racordare.
• Copia certificatului de înregistrare la registrul comerţului sau alte autorizaţii legale
de funcţionare emise de autorităţile competente, dacă este cazul.
• Autorizaţia de construire a obiectivului sau, în cazul construcţiilor existente, actul
de proprietate, respectiv contractul de închiriere, în copie.
• Acordurile proprietarilor terenului, în original, autentificate de un notar public,
pentru ocuparea sau traversarea terenului, precum şi pentru exercitarea de către
operatorul de reţea a drepturilor de uz şi de servitute asupra terenurilor afectate de
instalaţia de racordare (numai în cazurile în care instalaţia de racordare este
destinată în exclusivitate racordării unui singur loc de producere sau de consum).
În cazul în care, pentru racordarea unui loc de producere sau de consum, sunt necesare
lucrări de modificare ori deviere a instalaţiilor electrice existente ale operatorului de reţea,
rezultate din avizul de amplasament, acestea se vor face de către operatorul de reţea ca titular
de investiţie, pe cheltuiala utilizatorului, conform reglementărilor ANRE, anterior încheierii
contractului de racordare. Utilizatorul răspunde de obţinerea tuturor avizelor şi acordurilor
necesare pentru deviere.
Introducere
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 12
După încheierea contractului de racordare şi în condiţiile prevăzute în acesta,
operatorul de reţea soluţionează toate problemele legate de realizarea racordării la reţeaua
electrică, respectiv asigură: proiectarea, construirea şi punerea în funcţiune a instalaţiei de
racordare, inclusiv realizarea în instalaţiile din amonte de punctul de racordare a tuturor
condiţiilor tehnice pentru asigurarea capacităţii necesare în vederea preluării consumului
suplimentar solicitat de utilizator la parametrii calitativi corespunzători normelor în vigoare.
1.3.5. Contractarea şi executarea lucrărilor, recepţionarea şi punerea în funcţiune a instalaţiilor de racordare
Pentru racordarea utilizatorilor la reţeaua electrică se execută, după caz, următoarele
categorii de lucrări:
• Lucrări de întărire a reţelei electrice în amonte de punctul de racordare, pentru
crearea condiţiilor tehnice necesare racordării unui utilizator.
• Lucrări pentru realizarea instalaţiei de racordare, respectiv a instalaţiilor cuprinse
între punctul de racordare şi punctul de delimitare;
• Lucrări pentru realizarea instalaţiilor din aval de punctul de delimitare.
Lucrările de întărire a reţelei din amonte de punctul de racord se execută, de regulă, de
către operatorul de reţea, pe cheltuiala proprie.
Lucrările pentru realizarea instalaţiei de racordare se execută de către operatorul de
reţea fiind suportate de utilizator prin taxa de racordare. Utilizatorul poate alege un executant
autorizat, caz în care tariful de racordare se recalculează. Aceste instalaţii intră în proprietatea
operatorului de reţea şi pot fi utilizate pentru racordarea altor consumatori.
Lucrările aferente instalaţiilor din aval de punctul de delimitare se execută de către
utilizator.
1.3.6. Punerea sub tensiune a instalaţiilor de utilizare
Punerea sub tensiune a instalaţiilor electrice ale utilizatorilor se face, cu respectarea
termenului prevăzut în contractul de racordare, după depunerea de către utilizator, la
operatorul de reţea, a dosarului instalaţiei de utilizare întocmit de executantul acesteia şi, după
caz, încheierea convenţiei de exploatare şi a contractului pentru transportul, distribuţia sau
furnizarea energiei electrice, cu respectarea normelor în vigoare.
Dosarul instalaţiei de utilizare cuprinde, după caz, următoarele documente:
Introducere
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 13
• Declaraţia executantului, prin care se confirmă: respectarea cerinţelor din avizul
tehnic de racordare, realizarea instalaţiei de utilizare în baza proiectului tehnic
verificat în condiţiile legii, cu respectarea normelor tehnice în vigoare la data
executării acesteia şi cu îndeplinirea condiţiilor care permit punerea ei sub
tensiune.
• Procesele-verbale care confirmă efectuarea verificărilor şi recepţiei la terminarea
lucrărilor, cu rezultate corespunzătoare, buletine de încercări şi altele asemenea.
Dosarul instalaţiei de utilizare cuprinde, după caz, şi următoarele documente:
• Schema monofilară a instalaţiei de utilizare, la nivelul necesar pentru realizarea
conducerii prin dispecer, dar cel puţin la nivel de interfaţă cu instalaţia de
racordare, staţia de conexiuni sau tabloul general, cu precizarea protecţiilor
prevăzute şi a reglajelor acestora.
• Schema de racordare la reţeaua de utilizare a surselor proprii, avizată de operatorul
de reţea.
În cazul în care operatorul de reţea a solicitat expertizarea instalaţiei de utilizare,
documentaţia tehnică va cuprinde şi rapoartele de expertiză elaborate de organisme de
expertiză sau de experţi atestaţi în condiţiile legii.
La cererea operatorului de reţea, utilizatorul are obligaţia de a comanda expertiza şi de
a suporta costul acesteia. Dacă raportul de expertiză atestă faptul că instalaţia de utilizare era
corespunzătoare sau dacă expertiza cerută este suplimentară verificărilor prevăzute de norme,
costul expertizei va fi suportat de către operatorul de reţea.
Operatorii de reţea şi deţinătorii de capacităţi energetice racordate la reţelele electrice
de interes public au obligaţia să asigure exploatarea şi mentenanţa instalaţiilor proprii în
conformitate cu normele în vigoare, numai cu personal calificat şi autorizat.
1.4. Contractarea energiei electrice
Contractele se întocmesc pe baza contractelor cadru aprobate de către ANRE.
Consumatorii eligibili pot achiziţiona simultan energie electrică prin mai multe
contracte cu furnizori concurenţialişi în acest caz vor contracta direct serviciul de
distribuţieşi/ sau transport.
După deschiderea completă a pieţei de energie electrică, consumatorii alţii decât cei
casnici şi asimilaţi acestora pot achiziţiona simultan energie electrică prin mai multe contracte
Introducere
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 14
cu furnizori concurenţiali şi în acest caz vor contracta direct serviciul de distribuţie şi/ sau
transport.
Contractul de furnizare a energiei electrice se încheie, de regulǎ, pentru fiecare loc de
consum, pe o durată convenită de ambele părţi. Dacǎ un consumator are mai multe locuri de
consum pe teritoriul unui furnizor, poate exista un singur contract. De regulă ele se încheie
pe o durată nedeterminată, cu excepţia cazurilor de alimentare provizorie sau pe perioada
unor lucrări. Contractul reglementează raporturile dintre furnizor şi consumator cu privire la
furnizarea, facturarea, plata şi condiţiile de utilizare a energiei electrice. Avizul de racordare
stă la baza contractului şi face parte integrantă din acesta. Contractul poate fi modificat,
detaliat şi completat prin acte adiţionale acceptate de ambele părţi. Energia livrată poate fi
stabilită anual, trimestrial sau lunar. Pentru consumatorii la care, prin contract, nu sunt
stabilite cantităţile de energie lunare, defalcarea pe lună a cantităţilor trimestriale se face la
propunerea consumatorilor. In lipsă, repartizarea se face uniform.
Pentru fiecare mare consumator industrial, prin contract se stabileşte puterea ce poate
fi redusă în situaţii de deficit de putere, până la limita puterii minime tehnologice.
In cazul unor instalaţii electrice noi, documentele necesare încheierii contractului vor
fi însoţite de dosarul instalaţiei electrice respective.
La încheierea unui contract pentru consumatorii casnici, aceştia trebuie să prezinte:
- actul de proprietate sau contractul de închiriere a locuinţei;
- dovada de la furnizorul de energie unde a avut ultimul domiciliu că nu are debite
restante.
Pentru încheierea contractului de furnizare a energiei electrice, consumatori
industrialişi similari trebuie să prezinte următoarele documente:
a) cererea pentru încheierea contractului de furnizare;
b) avizul de racordare;
c) actul de proprietate, contractul de închiriere sau autorizaţia de construcţie, după
caz, în copie;
d) schema electrică monofilară a instalaţiei de alimentare a consumatorului cu
indicarea punctului de delimitareşi a locului de amplasare pentru echipamentul de măsură,
caşi dosarul instalaţiei de utilizare;
In cazul noilor consumatori se vor prezentaşi actele de înfiinţare, funcţionare, în
copie.
Introducere
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 15
In contractul încheiat de marii consumatori industriali, mai precis în convenţiile de
exploatare anexe la contract, se vor menţiona obligatoriu următoarele:
a) condiţiile de corelare a mărimilor de reglaj al instalaţiilor de protecţieşi de
automatizare ale consumatorului cu cele din instalaţiile furnizorului;
b) încadrarea în limitele prescripţiilor a efectelor perturbatoare determinate de
funcţionarea receptoarelor consumatorului (fluctuaţii de tensiune, regimul deformant);
c) nivelul de siguranţă în alimentarea cu energie electrică a consumatorului
(indicatori garantaţi);
d) sursele de compensare a energiei electrice reactive cu dispozitivele de reglaj;
e) puterile absorbite la vârf.
Pe lângă contract, furnizorul şi marii consumatori vor încheia convenţii de exploatare
care să cuprindă obligaţii reciproce cu privire la exploatarea şi întreţinerea instalaţiilor
electriceşi urmărirea regimului de consum (schema normală de funcţionare, modul de
comunicare cu dispecerul furnizorului, stabilirea reglajelor la protecţii, comanda
echipamentelor de comutaţie, etc.). Convenţia de exploatare se anexează la contract şi face
parte integrantă din acesta. Ea se reactualizează ori de câte ori apar modificări ale instalaţiilor
respective, în structura organizatorică sau cu ocazia încheierii unui nou contract. Convenţii de
exploatare se pot încheiaşi cu micii consumatori de energie electrică.
In cazul consumatorilor care au echipamente şi instalaţii a căror întrerupere peste o
durată critică mai mică decât cea înscrisă în contract poate duce la explozii, incendii,
distrugeri de utilaje sau accidente umane, aceştia au obligaţia de a asigura surse proprii de
alimentare cu energie electrică a acestor instalaţii. Puterea minimă necesară în aceste situaţii
poartă denumirea de putere minimă de avarie.
In situaţii de restricţii în SEN, potrivit normelor de limitare, consumatorului i se poate
reduce puterea maximă până la puterea minimă tehnologică, care este puterea necesară
consumatorului pentru a evita pierderi de producţie prin deteriorare.
In ceea ce priveşte calitatea energiei electrice, în contractele cadru se face trimitere la normele
de calitate specifice. Astfel, pentru variaţiile de frecvenţă plaja de variaţie este de 50±0.5 Hz
95% din timp şi 50+2÷50-3 Hz 100% din timp. Pentru tensiune abaterile în punctul de
delimitare sunt de ± 10%, 95% din timp. Referitor la regimul deformant, standardul de
calitate impune pentru coeficientul de distorsiune al tensiunii δU de 8%, 95% din timp, iar
pentru coeficientul de disimetrie este de 2%, 95% din săptămână. Alte aspecte de calitate sunt
Introducere
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 16
precizate în prescpripţii specifice: PE 142 - fenomenul de fliker, PE 143 - regimul deformant
şi nesimetrii). Astfel coeficientul de distorsiune maxim pentru tensiune δU este de 8% (la
JT+MT), iar coeficientul de disimetrie maxim este de 2%. Dacă sunt consumatori nesimetrici
(racordaţi pe una sau două faze) se admite 3%.
Pentru întreruperile în alimentarea cu energie electrică, consumatorii pot cere
despăgubiri, dacă acestea se dovedesc a fi din vina furnizorului şi dacă depăşesc limitele
garantate prin contract. Pentru marii consumatori, valoarea despăgubirilor este limitată de
valoarea prejudiciului cauzat consumatorului şi de valoarea energiei livrate în medie într-o zi,
în cazul unei întreruperi pe zi. Pentru două sau mai multe întreruperi în aceeaşi zi valoarea
despăgubirilor nu va putea depăşi de două ori preţul energiei livrate în cursul unei zile medii.
De asemenea, pentru abateri ale tensiunii faţǎ de limitele stabilite, pe o duratǎ mai mare de 30
minute consecutive taxa se reduce cu o valoare stabilitǎ în contract (12.5%). Similar se
procedează în cazul abaterilor de frecvenţǎ.
Valoarea reducerilor tarifare pentru consumatorii casnici şi micii consumatori
industriali şi similari este de 1 % pentru fiecare procent de abatere în afara limitelor
prevăzute, dacă la contractare nu s-a negociat altfel. Reducerea tarifara se aplica la cererea
scrisă a consumatorului. Cererea se depune în maxim 3 zile lucrătoare de la constatarea
evenimentului de către consumator şi va fi soluţionată de furnizor în maxim 10 zile
lucrătoare. Durata pentru care se aplică reducerea tarifară se determină pe baza diagramelor
echipamentelor înregistratoare specificate în contract şi verificate metrologic. Energia
electrică consumată se determină pe baza diagramelor echipamentelor înregistratoare,
verificate metrologic, a înregistrării sistemelor de măsurare a consumului de putere şi energie,
prin tehnică de calcul sau printr-o altă metodă convenită între furnizor şi consumator.
1.5. Plata energiei electrice
Tarifele practicate în ţara noastră, în cazul consumatorilor captivi, pentru plata
energiei electrice sunt reglementate de Ordinul ANRE nr. 65 din 24.06.2008:
• Tarif binom diferenţiat (tip A) - reprezintă forma cea mai completă de facturare a
consumului de energie electrică. Acest tarif cuprinde următoarele elemente:
- taxa pentru putere în orele de vârf de sarcină;
- taxa pentru putere în restul orelor;
Introducere
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 17
- preţul pentru energie consumată în orele de vârf;
- preţul pentru energia consumată în restul orelor.
Taxa pentru putere în orele de vârf se aplică la cea mai mare putere medie pe sfert de
oră absorbită în perioada de facturare (de obicei o lună). Taxa pentru putere se aplică pentru
diferenţa dintre cea mai mare pe sfert de oră din intervalul de facturare şi valoarea similară
pentru orele de vârf. Taxa este stabilită pentru un an, dar se împarte la perioada de facturare.
Cele două componente au rolul de a acoperi cheltuielile legate de producerea, transportul şi
distribuţia energiei electrice şi să contribuie la aplatizarea curbei de sarcină prin descurajarea
agenţilor economici de a utiliza o putere mare o perioadă scurtă de timp. Taxa de putere la
orele de vârf contribuie la aplatizarea curbelor de sarcină prin nivelul ridicat al taxei la orele
de vârf.
T PT
P PT
W C W Cbdv p
vm v p
rv v r= ⋅ + − ⋅ + ⋅ + ⋅max max max( )
12 12r (1.2)
unde:
- Pvmax - puterea maximă la vârf în perioada de facturare [KW];
- Pmmax - puterea maximă absorbită în perioada de facturare [KW];
- Tvp - taxa de putere la orele de vârf [lei/KW⋅an];
- Trp - taxa de putere în restul orelor [lei/KW⋅an];
- Wv - energia consumată la orele de vârf în perioada de facturare [KWh];
- Wr - energia consumată în restul orelor în perioada de facturare [KWh];
- Cv - costul energiei la vârf, [lei/KWh];
- Cr - costul energiei în restul orelor, [lei/KWh];
Tarifele diferă la U ≥ 110 KV, 1 ≤ U < 110 KV, respectiv joasă tensiune, fiind mai
mare la tensiuni mai mici.
Valorile tarifelor sunt date în tabelul 2:
Tabelul 1.2 Valori pentru tariful binom diferenţiat, tip A
Taxa pentru putere [lei/kW/an] Taxa pentru energie [lei/kWh] Nivel tensiune Ore vârf seară Rest ore Ore vârf seară Rest ore ≥ 110 kV 1.846.908 796.080 1.844 671 1-110 kV exclusiv
2.501.640 1.049.808 1.897 690
JT (0.1- 1 kV)
4.276.428 1.839.744 2.243 816
Introducere
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 18
• Tarif binom diferenţiat (tip A33), asemănător din punct de vedere cu tariful tip A,
dar cu o detaliere a tarifelor pe ore pentru energie şi diferenţiatǎ pe 3 durate de
utilizare (micǎ, medie, mare).
gCgWnCnWvCvWrpTvPmP
vpTvPbdT ⋅+⋅+⋅+⋅−+⋅=
12)maxmax(
12max (1.3)
n – ore normale;
g – ore de gol (000-600 , mai mare sâmbăta şi duminica).
Tarifele sunt diferite pentru durata de utilizare mică, medie şi durată de utilizare
medie, consumatorul alegându-şi tariful care îi este mai favorabil.
• Tarif monom diferenţiat (tip B) - cuprinde numai componenta de energie din tariful
binom diferenţiat. El este format din preţul energiei consumate la orele de vârf şi preţul
energiei în restul orelor:
(1.4) T W C W Cmdv v r= ⋅ + ⋅ r
In acest caz, costurile Cv, Cr sunt mai mari faţă de tariful binom diferenţiat cu 20-50%.
• Tarif binom simplu (tip C) - cuprinde componenta pentru puterea contractatăşi
componenta pentru energia consumată nediferenţiate pe ore:
T PT
W Cbs contrp= ⋅ + ⋅
12 (1.5)
unde Pcontr reprezintă puterea contractată.
Dacă consumatorul depăşeşte cu peste 15% puterea contractatǎ taxa pe putere se dublează.
Această prevedere este valabilă pentru toate tarifele de tip binom (A, A33, C), cu o putere
contractată de până la 3 MW. Pentru cei cu putere contractată mai mare ca 3 MW se percep
penalităţi pentru abateri de la energia prognozată a fi consumată potrivit procedurii elaborate
de ANRE.
Tabelul 1.3 Valori pentru tariful binom diferenţiat, tip A33 (DU mică)
Taxa pentru putere [lei/kW/an] Taxa pentru energie [lei/kWh] Nivel tensiune Ore vârf Rest ore Ore vârf Ore normale Ore
gol 220 kV 454.416 197.580 1.749 871 686 ≥ 110 kV 534.360 232.332 1.909 951 749 1-110 kV exclusiv
547.572 238.080 2.110 1.051 827
JT (0.1- 1 kV)
647.232 281.412 2.853 1.421 1.119
Introducere
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 19
Tabelul 1.4
Valori pentru tariful binom diferenţiat, tip A33 (DU mijlocie) Taxa pentru putere [lei/kW/an] Taxa pentru energie [lei/kWh] Nivel
tensiune Ore vârf Rest ore Ore vârf Ore normale Ore gol
220 kV 1.136.040 493.932 1.381 688 542 ≥ 110 kV 1.335.924 580.824 1.464 729 574 1-110 kV exclusiv
1.368.924 595.176 1.563 778 613
JT (0.1- 1 kV)
1.618.092 703.524 1.971 982 773
Tabelul 1.5
Valori pentru tariful binom diferenţiat, tip A33 (DU mare) Taxa pentru putere [lei/kW/an] Taxa pentru energie [lei/kWh] Nivel
tensiune Ore vârf Rest ore Ore vârf Ore normale Ore gol
220 kV 2.396.748 1.042.068 1.116 556 438 ≥ 110 kV 2.612.148 1.135.716 1.196 596 469 1-110 kV exclusiv
2.358.456 1.025.424 1.343 669 527
JT (0.1- 1 kV)
2.448.696 1.064.652 1.776 885 696
• Tarif monom simplu (tip D) - cuprinde numai valoarea energiei.
(1.6) T Wms = ⋅C
C
Se recomandă pentru consumatorii care nu au o activitate productivă, inclusiv
consumatorii terţiari. Si acesta este diferenţiat pe nivele de tensiune.
• Tariful monom diferenţiat de zi-noapte (tip E1) - are două componente:
- componenta de zi aplicabilă pentru consumul între orele 7-22 al zilelor lucrătoare;
- componenta de noapte aplicabilă pentru consumul de energie între orele 22-7 zile
lucrătoareşi pentru zilele nelucrătoare, tariful fiind aproximativ la jumătate faţă de cel de zi.
T W C Wmd zi zi n n1 = ⋅ + ⋅ (1.7)
Introducere
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 20
Tabelul 1.6
Valori pentru tarifele tip B, C, Dşi pentru energia reactivă Tarif tip B (monom diferenţiat)
Tarif tip C (binom simplu)
Tarif tip D (monom simplu)
Tarife energie reactivă
Nivel tensiune
Ore vârf [lei/kWh]
Rest ore [lei/kWh]
Taxa putere contr. [lei/kW/an]
Taxa energie [lei/kWh]
[lei/kWh] [lei/kvarh]
≥ 110 kV 2.527 959 1.394.784 874 1.167 117 1-110 kV exclusiv
2.795 1.064 1.566.636
937 1.278 128
JT (0.1- 1 kV)
3.720 1.382 2.001.348 1196 1.668 167
• Tarif monom diferenţiat (tip E2) - este similar cu tariful E1 cu diferenţa că nu se
ţine seama de zilele de sâmbătă şi duminică.
Tabelul 1.7 Valori pentru tarifele tip E1şi E2
Tarif tip E1 [lei/kWh Tarif tip E2[lei/kWh Nivel tensiune Ore zi
7-22 Ore noapte 22-7 inclusiv vineri 22-luni 7
Ore zi 7-22
Ore noapte 22-7
≥ 110 kV 1.527 737 1.229 722 1-110 kV exclusiv
1.610 813 1.365 806
JT (0.1- 1 kV)
2.107 1.069 1.792 1.051
Pe lângă energia activă, în toate situaţiile de mai sus se adaugă taxa pentru energia
reactivă determinată cu relaţia:
(1.8) ( ) wrCWrWrT ⋅⋅−= 426.0
în care Wr reprezintă energia reactivă consumată în perioada de facturare, W energia activă
totală, iar Cwr tariful energiei reactive în [lei/kVarh].
Se remarcă că se plăteşte numai energia reactivă care o depăşeşte pe cea aferentă
factorului de putere neutral 0.92. Pentru energia reactivă aferentă unui factor de putere mediu
lunar mai mic de 0.65, tariful se majorează de 3 ori.
• Pentru consumatorii casnici se aplică un tarif diferenţiat în funcţie de cantitatea de energie consumatăşi de tariful ales.
Introducere
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 21
Tarifele pentru consumatorii casnici sunt: A. Tarife cu plata postconsum:
a) Tarif social CS: 1 22 (CS s s sT Nz C Nz C W Nz C= ⋅ ⋅ + ⋅ + − ⋅ ⋅ 23)
C
Se observă că consumul de până la 2 kWh/zi se taxează cu un tarif social Cs1, 2-3 kWh/zi cu Cs2, iar ceea ce depăşeşte cu Cs3 Tarif opţional de tip monom fără abonament, tip CD:
CD CDT W C= ⋅ b) Tarif opţional de tip monom cu abonament (rezervare), tip CR:
CR zi ZI CRT A N W C= ⋅ + ⋅ care conţine un abonament zilnic Azi [lei/zi] plătit pentru cele NZI zile din lunăşi un termen de tip monom.
e) Tarif monom diferenţiat, cu rezervare, pe două zone orare, tip CR2: 2CR ZI ZI zi zi n nT A N W C W= ⋅ + ⋅ + ⋅
în care se diferenţiază, în plus, consumul de zi cu cel de noapte, similar ca la tariful E1. f) Tarif monom diferenţiat pe trei zone orare, tip CR3:
3CR ZI ZI v v n n g gT A N W C W C W C= ⋅ + ⋅ + ⋅ + ⋅ unde intervalele de vârf, normale şi gol sunt diferite faţă de cele stabilite pentru
consumatorii industriali. g) CI - Tarife cu consum inclus ( 1)CI zi CI zi CIT Nzi A W N C= ⋅ + − ⋅ ⋅ Se plăteşte obligatoriu 1 kWh/zi , care intră în abonament. h) CTP – tarif monom cu tranşe de putere rezervată
CTP zi CTP CTPT Nzi A W C= ⋅ + ⋅
Azi depinde de tranşa de putere (0-3), (3-6) (>6) kW.
B. Tarife cu preplatǎ:
Sunt trei tarife notate cu CP, CP2, CP3, asemănătoare cu tarifele CA, CA2, CA3
valorile tarifelor fiind ceva mai mici.
La consumatorii cu tarife binome şi monome diferenţiate trebuie să fie montate
contoare speciale, de preferinţă electronice.
Echipamentele de măsurare trebuie să fie acceptate de ambele părţişi se montează, de
regulă în staţia de primire sau în apropierea acesteia. Locurile de măsură trebuie să fie
accesibile atât furnizorului cât şi consumatorului.
Introducere
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 22
Tabelul 1.8 Valori tarife consumatori casnici CS, CD, CA
Tarif social tip CS
Tarif tip monom tip CA Nivel tensiune
≤ 50 kWh [lei/kWh]
> 50 kWh [lei/kWh]
Tarif tip monom fără abonament Tip CD [lei/kWh]
Abonament [lei/zi]
[lei/kWh]
JT (0.1- 1 kV)
936 4.025 1.985 1.458 1.472
1-110 kV exclusiv
- - 1.520 1.458 1.166
Tabelul 1.9
Valori tarife consumatori casnici CA2, CA3 Tarif monom diferenţiat tip CA2
Tarif monom diferenţiat tip CA3
Nivel Tensiune
Abon. [lei/zi]
Ore zi [lei/kWh]
Ore noapte [lei/kWh]
Abonam. [lei/zi]
Ore vârf [lei/kWh]
Ore normale [lei/kWh]
Ore Gol [lei/kWh]
JT (0.1- 1 kV)
1.485 1.789 1.162 1.485 2.944 1.472 1.162
1-110 kV exclusiv
1.485 1.400 920 1.485 2.332 1.166 920
Tabelul 1.10 Zone orare pentru tarife A33, A, B
Ore vârf Luna A33 A,B
Ore gol Ore normale
Ianuarie
ZL ZN
8-10 17-22 0-6 22-17
10-17, 22-0, 6-8 17-22
Februarie
ZL ZN
8-10 17-22 0-6 22-17
10-17, 22-0, 6-8 17-22
Martie
ZL ZN
8-10 18-22 0-6 22-18
10-18, 22-0, 6-8 18-22
Aprilie
ZL ZN
19-22 0-6 22-19
22-0, 6-19 19-22
Mai
ZL ZN
20-22 0-6 22-20
22-0, 6-20 20-22
Iunie
ZL ZN
0-6 0-24
6-0
Iulie
ZL ZN
0-6 0-24
6-0
Introducere
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 23
August
ZL ZN
20-22 0-6 22-20
22-0, 6-20 20-22
Septembrie
ZL ZN
19-22 0-6 22-19
22-0, 6-19 19-22
Octombrie
ZL ZN
8-10 18-22 0-6 22-18
10-18, 22-0, 6-8 18-22
Noiembrie
ZL ZN
8-10 17-22 0-6 22-17
10-17, 22-0, 6-8 17-22
Decembrie
ZL ZN
8-10 17-22 0-6 22-17
10-17, 22-0, 6-8 17-22
Tabelul 1.11 Zone orare pentru tarife CA3, CP3
Sezon Ore vârf Ore gol Ore normale
Vară 01.04-30.09
8-9 0-8 21-0 vineri 21-luni 8
9-21
Iarnă 1.10-31.03
8-10 19-22
0-8 22-0 vineri 21-luni 8
10-19
Notă: pentru tarifele CA2, CP2, zonele orare sunt similare celor de la tariful E1.
Schimbarea tipului de tarif este permisă în următoarele cazuri:
(1) Pentru toate tipurile de consumatori: a) după douăsprezece luni calendaristice de la ultima schimbare, cu excepţia
consumatorilor casnici care optează să treacă la tarif social sau trebuie să treacă de la tarif social la un alt tarif (nedepăşirea venitului minim )
b) la apariţia unor noi tipuri de tarife, chiar dacă de la ultima schimbare nu au trecut douăsprezece luni calendaristice;
c) la desfiinţarea tarifului aplicat consumatorului.
(2) Pentru consumatorii de tip agent economic (suplimentar faţă de prevederile alineatului anterior), chiar dacă de la ultima schimbare nu au trecut douăsprezece luni calendaristice:
a) de la orice tarif de tip monom la orice tarif de tip binom; b) de la tariful binom de tip C la tariful binom de tip A sau A33; c) de la tariful binom de tip A la tariful binom de tip A33.
Toate lucrările legate de proiectarea şi execuţia instalaţiilor de utilizare trebuie să fie supravegheate de electricieni autorizaţi. Există mai multe grade de electricieni autorizaţi:
Electricienii autorizaţi pot avea următoarele tipuri de autorizaţii: a) autorizaţii de tip A pentru proiectare şi verificare proiecte;
Introducere
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 24
b) autorizaţii de tip B pentru executare şi verificare instalaţii;
c) autorizaţii pentru exploatare.
Pentru autorizaţiile de tip Aşi B se prevăd câte patru grade de competenţă: gradul I, gradul II, gradul IIIşi gradul IV
Autorizaţiile de fiecare tipşi grad conferă următoarele competenţe:
a) gradul I A, pentru proiectare de instalaţii electrice interioare, cu o putere instalată cel mult egală cu 10 kWşi la o tensiune de cel mult 1 kV;
b) gradul I B, pentru executare de lucrări de instalaţii electrice interioare, cu o putere instalată cel mult egală cu 10 kWşi la o tensiune de cel mult 1 kV;
c) gradul II A, pentru proiectare de instalaţii electrice, cu orice putere instalată tehnic realizabilă şi la o tensiune nominală de cel mult 1 kV;
d) gradul II B, pentru executare de lucrări de instalaţii electrice, cu orice putere instalată tehnic realizabilă şi la o tensiune nominală de cel mult 1 kV;
e) gradul III A, pentru proiectare şi verificare de proiecte de instalaţii electrice, cu orice putere instalată tehnic realizabilă şi la o tensiune nominală de cel mult 20 kv;
f) gradul III B, pentru executare şi verificare a lucrărilor de instalaţii electrice, cu orice putere instalată tehnic realizabilă şi la o tensiune nominală de cel mult 20 kv;
g) gradul IV A, pentru proiectare şi verificare de proiecte de instalaţii electrice, cu orice putere instalată tehnic realizabilă şi la orice tensiune nominală standardizată;
h) gradul IV B, pentru executare şi verificare a lucrărilor de instalaţii electrice, cu orice putere instalată tehnic realizabilă şi la orice tensiune nominală standardizată.
Electricianul autorizat care proiectează o instalaţie electrică poate să elaboreze individual un proiect sau să coordoneze elaborarea proiectului de către un colectiv de electricieni, care nu este obligatoriu să fie autorizaţi.
Electricianul autorizat care execută o lucrare de instalaţie electrică poate să execute individual instalaţia sau să coordoneze şi să supravegheze executarea lucrării de către o echipă de electricieni, care nu este obligatoriu să fie autorizaţi.
În scopul respectării legilor şi normelor în vigoare, operatorii economici care desfăşoară activităţi de proiectare şi executare de instalaţii electrice racordate la Sistemul Electroenergetic Naţional trebuie să deţină atestat emis de Autoritatea Naţională de Reglementare în Domeniul Energiei.
Activităţile supuse atestării sunt: a) atestat de tip A — încercări de echipamente şi instalaţii electrice; b) atestat de tip B — proiectare şi executare de instalaţii electrice interioare pentru construcţii civile şi industriale, branşamente aeriene şi subterane, la tensiunea nominală de 0,4 kV; c) atestat de tip C1A — proiectare de linii electrice, aeriene sau subterane, cu tensiuni nominale de 0,4 kV — 20 kV şi posturi de transformare cu tensiunea nominală superioară de cel mult 20 kV; d) atestat de tip C1B — proiectare de linii electrice, aeriene sau subterane, cu tensiuni nominale de 0,4 kV — 110 kV şi posturi de transformare cu tensiunea nominală superioară de cel mult 20 kV;
Introducere
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 25
e) atestat de tip C2A — executare de linii electrice, aeriene sau subterane, cu tensiuni nominale de 0,4 kV — 20 kV şi posturi de transformare cu tensiunea nominală superioară de cel mult 20 kV; f) atestat de tip C2B — executare de linii electrice, aeriene sau subterane, cu tensiuni nominale de 0,4 kV — 110 kV şi posturi de transformare cu tensiunea nominală superioară de cel mult 20 kV; g) atestat de tip D1 — proiectare de linii electrice aeriene cu tensiuni nominale de 110 kV — 400 kV, linii electrice subterane cu tensiuni nominale de 110 kV sau 220 kV; h) atestat de tip D2 — executare de linii electrice aeriene cu tensiuni nominale de 110 kV — 400 kV, linii electrice subterane cu tensiuni nominale de 110 kV sau 220 kV; i) atestat de tip E1 — proiectare de staţii electrice şi de instalaţii aparţinând părţii electrice a centralelor; j) atestat de tip E2 — executare de staţii electrice şi de lucrări la partea electrică a centralelor; k) atestat de tip F — executare de lucrări de vopsire a elementelor de susţinere a reţelelor electrice/defrişare pentru culoarul de trecere al liniilor electrice aeriene.
Determinarea sarcinilor de calcul
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 26
2. Caracteristicile consumului de putere şi energie electrică
a consumatorilor industriali şi similari
Stabilirea soluţiilor de alimentare cu energie electrică implică determinarea mai întâi a
puterii cerute de consumator. Pentru abordarea acestei probleme sunt necesare o serie de
informaţii, de volumul şi precizia acestora depinzând alegerea metodei determinare şi precizia
rezultatelor.
2.1. Sarcini şi regimuri de funcţionare ale receptoarelor
Sarcina electrică reprezintă puterea activă sau aparentă absorbită de un consumator sau
receptor.
Graficul de sarcină este curba care indică modificarea în timp a sarcinii a unor receptoare,
a unui grup de receptoare sau a unui consumator.
Regimurile de lucru ale receptoarelor se pot clasifica astfel:
• Regimuri de durată - în care receptoarele pot funcţiona un timp îndelungat fără
modificarea parametrilor de regim (temperatură conductoare, randament, etc.).
• Regimuri de scurtă durată - caracteristice sistemelor de acţionare electrică, în care
sarcina variază în timp, iar datorită perioadei scurte, temperatura nu atinge o valoare
stabilizată. După o perioadă de funcţionare sarcina revine la zero şi temperatura
conductoarelor revine la temperatura mediului.
• Regimuri intermitente - în care perioadele de sarcină alternează cu perioade de pauză,
durata unui ciclu (funcţionare+pauză) nedepăşind
10 minute. Un asemenea regim este caracterizat de
durata de funcţionare la sarcină constantă şi o
perioadă de pauză. Potrivit STAS 1893/1-87 există
o varietate de regimuri intermitente pentru
motoarele electrice. Un indicator semnificativ al
regimului intermitent este durata de acţionare,
DA: Figura 2.1
Funcţionarea în regimul intermitent
Determinarea sarcinilor de calcul
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 27
DAt
t tc
c p
=+
⋅100 [%] (2.1)
unde (vezi figura) tc este timpul de conectare, iar tp este timpul de pauză.
Puterea instalată a unui consumator este suma puterilor nominale ale tuturor receptoarelor,
fixe sau mobile, ale consumatorului respectiv.
(2.2.a) P Pinst Nii
n
==∑
1
Pentru majoritatea receptoarelor puterea nominală este înscrisă pe plăcuţa acestuia.
Pentru receptoarele în regim intermitent, puterea nominală se stabileşte cu relaţia:
P P DAN = ⋅max 100
(2.2.b)
Relaţia de mai sus se stabileşte pe baza echivalenţei energiilor calorice dezvoltate:
100
3)(3
maxmax
max
2max
2
DAPtt
tPP
sautt
tII
tIRttIR
pc
cN
pc
cN
cpcN
⋅=+
⋅=
+⋅=
⇒⋅⋅⋅=+⋅⋅⋅
(2.3)
Sarcina medie a unui grup de receptoare sau a unui consumator se defineşte astfel:
ST
S t dtmed
T
= ⋅ ⋅∫1
0
( ) (2.4)
PT
P t dtmed
T
= ⋅ ⋅∫1
0
( ) (2.5)
Sarcina maximă de durată este definită ca puterea maximă medie cerută pe un interval de
timp de o oră sau 15 minute consecutiv. De regulă puterea cerută sau contractată, Pc, este
egală cu puterea maximă activă de durată, Pmax Ea se mai numeşte şi putere maximă simultan
absorbită.
Sarcina maximă de scurtă durată (de vârf) este valoarea maximă a puterii pe o perioadă
scurtă de timp (0-10 s).
Sarcina maximă de durată este utilizată pentru dimensionarea elementelor de reţea din
punct de vedere termic şi pentru calculul pierderilor de putere maxime. Sarcina maximă de
scurtă durată este utilă pentru determinarea fluctuaţiilor de tensiune din reţea, pentru alegerea
siguranţelor fuzibile şi pentru reglajul protecţiilor.
Determinarea sarcinilor de calcul
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 28
In cazul consumatorilor pentru care nu există măsurători, puterea maximă activă de durată
se deduce din energia anuală:
PWT
an
PMmax = (2.6)
în care TPM reprezintă durata de utilizare a puterii maxime, adică durata dintr-un an în care
dacă consumatorul ar funcţiona cu Pmax ar consuma întreaga energie contractată anual. Durata
de utilizare a puterii maxime TPM are, de regulă, valori cuprinse între 2500 şi 5000 h/an.
Pentru consumatorii casnici TPM se situează în jurul valorii de 3000 h/an, cu tendinţă de
creştere spre 3500 h/an.
2.2. Indicatori ai curbelor de sarcină
Factorul de utilizare a puterii instalate Ku, se defineşte ca raportul dintre durata de
utilizare a puterii instalate şi intervalul de referinţă T (de regulă 1 an):
KTT
PPu
i me
i
= = d (2.7)
TWPi
an
inst
= (2.8)
Pentru o grupă de n receptoare, factorul de utilizare a puterii instalate, va fi:
KK P
Pu
ui insti
n
inst
=⋅
=∑
1 (2.10)
Coeficientul de cerere Kc se defineşte ca raportul dintre puterea cerută şi puterea instalată:
KP
Pcc
inst
= (2.11)
Coeficienţii de cerere se utilizează curent în calculele de proiectare pentru determinarea
puterii cerute de un consumator sau pentru dimensionarea căilor de curent. Valorile acestuia
se determină din experienţa de exploatare sau pe baza unor prescripţii.
Coeficientul de simultaneitate, Ks, pentru un grup de receptoare sau un grup de plecări de
pe o bară, se defineşte ca raportul dintre sarcina maximă (de regulă puterea activă) a grupului
şi sarcinile maxime individuale:
Determinarea sarcinilor de calcul
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 29
KP
Ps
ii
n=
=∑
max
max1
(2.12)
La determinarea puterii maxime simultan absorbite trebuie să se ţină seama ca această putere
să nu depăşească puterea medie la nivelul respectiv.
Coeficientul de maxim al puterii active, KM se defineşte ca raportul dintre puterea cerută şi
puterea medie într-o perioadă considerată de timp. În literatură se dau curbe pentru
determinarea lui KM în funcţie de coeficientul de utilizare Ku şi de numărul de receptoare.
KP
PMc
med
= (2.13)
Din relaţiile de mai sus rezultă:
(2.14) Muc KKK ⋅=
Durata de utilizare a sarcinii maxime se determină ca raport dintre energie şi puterea
maximă:
TWP
TWS
S P Q
W W
PMan
SMSan
San an Qan
=
=
= +
= ⋅ +
max
max
max max max
.
2 2
2 2103 W
(2.15)
2.3. Determinarea sarcinilor de calcul
Este o activitate de o importanţă deosebită deoarece pe baza acestui calcul se
dimensionează căile de alimentare şi se cere avizul de racordare. Valoarea maximă a puterii
maxime absorbite de un consumator va fi înscrisă în contract.
2.3.1. Consumatori publici
În normativul PE 132/2003 se dau puterile cerute pe categorii de consumatori urbani,
rurali şi cei din extravilan:
a. consumatori casnici;
Determinarea sarcinilor de calcul
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 30
b. consumatori concentraţi (mici consumatori industriali şi similari, terţiari); c. iluminat public.
Puterea cerută pe apartament are valori între 2 kW (garsonieră) pentru cazul în care apa
caldă, gătitul şi încălzirea nu se realizează pe cale electrică şi până la 8 kW (apartament cu 4-
5 camere) dacă energia electrică se utilizează şi în aceste scopuri. Evoluţia în timp a
consumului pentru următorul interval de timp (25-30 ani) se apreciază prin relaţii de forma:
(2.16) P t a tcb( ) = ⋅
În tabelul 2.1 sunt date puterile cerute pentru consumatorii urbani. În cazul în care din
chestionarul energetic sau din analiza receptoarelor electrice din dotarea consumatorului
rezultă puteri instalate mai mari decât cele din tabelul 2.1, dimensionarea instalaţiei se va face
corespunzător cu acestea.
Tabelul 2.1 Puterea activă de calcul pentru consumatorii casnici din mediul urban )
VARIANTA DE DOTARE
Nr. camerede locuit
Putere instalată
pe apartamentPi [kW]
Putere de calcul pe apartament
Pc [kW]
Var. min Var.max 1. Garsoniere 1 camera 8 2,0 2,5 2. Apartament cu 2-3 camere 12 3,0 3,5
A 3. Apartament cu 4-5 camere 20 3,5 4,0 4. Vile ≤ 5 camere 20 3,5 4,0 5. Vile > 5 camere 25 5,5 6,0 1. Garsoniere 1 camera 10 2,5 3,0 2. Apartament cu 2-3 camere 15 3,5 4,0
B 3. Apartament cu 4-5 camere 23 4,0 4,5 4. Vile ≤ 5 camere 23 4,0 4,5 5. Vile > 5 camere 28 6,5 7,0 1. Garsoniere 1 camera 13 3,0 3,5 2. Apartament cu 2-3 camere 18 4,0 4,5
C 3. Apartament cu 4-5 camere 26 4,5 5,0 4. Vile ≤ 5 camere 26 4,5 5,0 5. Vile > 5 camere 30 7,5 8,0 1. Garsoniere 1 camera 18 3,5 4,0 2. Apartament cu 2-3 camere 23 5,5 6,0
D 3. Apartament cu 4-5 camere 32 7,5 8,0 4. Vile ≤ 5 camere 32 7,5 8,0 5. Vile > 5 camere 35 8,5 9,0
Determinarea sarcinilor de calcul
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 31
Variantele de dotare A ÷ D se referă la modul de satisfacere a utilităţilor şi anume: A. - Dotare cu receptoare electrocasnice pentru iluminat, conservare hrană, audio-
vizual, activităţi gospodăreşti şi asigurarea apei calde, a încălzirii şi al gătitului
prin termoficare sau centrale proprii şi cu racord de gaze la bucătării.
B. - Idem A şi în plus asigurarea electrică a apei calde.
C. - Idem B şi în plus gătit electric.
D. - " Tot electric ", respectiv C şi în plus încălzit electric
La calculul puterii de calcul pe apartament, pentru blocurile cu mai mult de 4 (patru)
niveluri se va adăuga pe fiecare apartament 100 W/ap. care reprezintă consum mediu pe
apartament pentru utilităţi comune: iluminat scări, ascensor, hidrofor,etc.
Varianta minimă şi maximă se va alege funcţie de zona geografică şi densitatea de
consum (aglomerări urbane, zone periferice, etc.).
Puterea cerută în mediul rural este de ordinul 0.7 kW/gospodărie în sate izolate şi 2.5 în
sate dezvoltate. Şi aici se prevăd puteri mai mari în cazul utilizării energiei electrice pentru
gătit, apă caldă sau încălzire. Evoluţia în timp se apreciază cu aceeaşi relaţie, (2.16).
În tabelul 2.2 se prezintă puterile cerute pe o gospodărie.
Tabelul 2.2 Puterea activă de calcul pentru consumatorii casnici din mediul rural
Putere instalatape gospodarie
Pi [kW]
Putere de calculpe gospodarie
Pc [kW]sat izolat 4 0,7÷0,9sat dezvoltat 6 1,1÷1,6casa vacanta 5 1,1÷1,5sat izolat 5 0,9÷1,2sat dezvoltat 9 1,9÷2,5casa vacanta 7 1,5÷1,81. sat izolat 6 1,2÷1,4
I 2. sat dezvoltat 10 2,2÷2,73. casa vacanta 8 1,7÷2,01. sat izolat 7 1,4÷1,6
C II 2. sat dezvoltat 12 2,7÷3,23. casa vacanta 10 2,0÷2,21. sat izolat 9 1,8÷2,2
III 2. sat dezvoltat 14 3,2÷3,73. casa vacanta 12 2,2÷2,7
B3
B1
A1
VARIANTADE DOTARE
A2A3
B2
Determinarea sarcinilor de calcul
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 32
Variantele A, B şi C au următoarele semnificaţii: A - dotare pentru iluminat şi utilizări casnice comune
B - idem A şi în plus pentru gătit şi preparare apă caldă electric
C - idem B şi în plus încălzit spaţiu electric.
Zonele I, II şi III sunt definite în STAS 1907/80 (Instalaţii de încălzire - Calculul
necesarului de căldură) şi indicate în harta din fig.7, din cuprinsul acestuia.
Variantele B şi C se vor lua în considerare numai dacă există certitudinea că în zonă
nu există alte posibilităţi de asigurare a combustibilului decât energia electrică.
În cazul în care din chestionarul energetic sau din analiza receptoarelor electrice din
dotarea consumatorului rezultă puteri instalate mai mari decât cele din tabelul 2.2,
dimensionarea instalaţiei se va face corespunzător cu acestea.
Minimul şi maximul de la Pc se va alege funcţie de zona geografică şi densitatea de
consum.
În zonele în care se află construcţii tip “case de vacanţă” în număr mare, acestea se
pot asimila cu zone urbane de vile.
Pentru consumatori concentraţi alimentaţi din reţeaua publică se recomandă utilizarea
puterilor cerute de aceştia. In normativ se dau valori orientative, de obicei pe unitatea de
suprafaţă, pentru diferiţi consumatori terţiari (şcoli, magazine, hoteluri, spitale, etc.). Valorile
pentru mediul urban sunt arătate în tabelul 2.3, iar pentru mediul rural în tabelul 2.4.
Tabelul 2.3 Puterea activă de calcul pentru consumatorii edilitari, social-cultural,
din mediul urban
Putere instalată orientativă
Destinaţia consumatorului specifică totală
Coeficientde utilizare
ku Nr. crt.
U. M. valoare kW 0 1 2 3 4 5
1 Magazine, spaţii comerciale, servicii (inclusiv reclame) W/m2 75 ÷100 - 0,80
- fără restaurante kW/cam 1 - 0,70 kW/cam 1 0,90 2 Hoteluri - cu restaurante
kW +15÷100 -
3 Sedii administrative, politice, economice, etc. W/m2 120 ÷ 200 - 0.90
4 Policlinici - - 20 ÷ 140 0,65
Determinarea sarcinilor de calcul
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 33
5 Spitale, clinici, sanatorii W/pat 500 ÷ 1000 - 0,70
6 Creşe, grădiniţe, cămine W/m2 20 ÷ 50 - 0,75
7 Şcoli generale, licee W/m2 20 ÷ 50 - 0,75
8 Facultăţi, institute de învăţământ superior W/m2 50 ÷ 75 - 0,80
9 Teatre, filarmonici, muzee, săli de expoziţie, etc W/m2 50 ÷ 75 - 0,60 ÷ 0,75
10 Cinematografe - - 50 ÷ 70 0,70 11 Puncte termice - - 80 ÷ 120 0,85
NOTĂ:
1. Consumurile indicate reprezintă valori orientative şi vor fi utilizate acolo unde nu se cunosc alte date pentru studii de ansamblu pentru zone urbane extinse. 2. Pentru consumatorii particulari concentraţi (ateliere de reparaţii, mică producţie, etc.) se vor lua în considerare consumuri deja cunoscute pentru astfel de consumatori. 3. Prin unitatea de măsură Watt/m2 se înţelege Watt/m2 suprafaţă utilă.
Tabelul 2.4
Puterile de calcul pentru consumatorii concentraţi
în mediul rural
Denumirea consumatorului
Putere instalată orientativă
Factorul de utilizare ku
1 2 3 4 Şcoală W/m2 20 0,75 Magazin W/m2 20 0,80 Instituţii şcolare W/m2 75 0,60 Creşă, grădiniţă W/m2 20 ÷50 0,75 Dispensar, cabinet medical
W/m2 30 0,70
Liceu, gimnaziu KW 50 ÷ 150 0,75 Poştă KW 20 0,65 Moară KW 50 ÷ 120 0,80 Lăptărie, Brutărie W/m2 30 0,60 Crescătorie păsări W/m2 15 0,60 Crescătorie animale W/m2 15 0,60 Grajduri staule W/m2 10 0,60 Atelier mecanic W/m2 25 ÷ 60 0,70 Pompă de apă KW 7,5 ÷ 22 0,80 Hambar de cereale W/m2 5 0,60 Depozit materiale W/m2 5 0,60 Spital W/m2 500 ÷1000 0,70
Determinarea sarcinilor de calcul
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 34
NOTĂ:
1. Consumurile indicate sunt valori orientative şi vor fi utilizate acolo unde nu se cunosc alte date pentru studii de ansamblu. 2. Prin unitatea de măsură Watt/m2 se înţelege Watt/m2 suprafaţă utilă. Pentru nivele superioare (linii de JT, posturi de transformare, linii de MT, staţii de
transformare) se aplică relaţii de forma:
(2.17) P K Pc si
n
= ⋅ ⋅=∑
1ci
Pentru determinarea încărcării liniilor de alimentare, se aplică coeficienţi de simultaneitate
a căror valoare depinde de numărul şi de categoria de consumatori. Astfel pentru o linie care
alimentează un număr de apartamente cuprins între 2 şi 100 Ks variază între 0.65 şi 0.34 în
mediul urban şi între 0.52 şi 0.25 în mediul rural. Pentru stabilirea puterii de dimensionare a
unui post de transformare se aplică un coeficient de simultaneitate de 0.85 la suma puterilor
liniilor de JT care pleacă din acel post. Pentru o linie de MT se aplică un coeficient de
simultaneitate egal cu 0.9 la suma puterilor absorbite de posturile alimentate în regim normal
de funcţionare din linia respectivă. In cazul staţiilor de transformare, se aplică un coeficient
de simultaneitate egal cu 0.8 din suma puterilor pe liniile de MT care pleacă din staţia
respectivă.
Tabelul 2.5 Coeficienţi de simultaneitate pentru determinarea puterilor de calcul
Elementul Număr de Coeficientul de simultaneitate
(Ks) de reţea consumatori URBAN RURAL
1 2 3 4 1. Pc1 - Linie electrică aeriană sau subterană care alimentează un număr de apartamente sau locuinţe individuale
1 2 3 4 5 6 7 8 9
1,00 0,65 0,64 0,63 0,63 0,62 0,62 0,61 0,60
1,00 0,52 0,52 0,51 0,51 0,50 0,50 0,49 0,49
10 11 12 13 14 15 16
0,59 0,58 0,57 0,56 0,55 0,54 0,53
0,48 0,48 0,48 0,47 0,47 0,47 0,46
Determinarea sarcinilor de calcul
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 35
17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40
41÷60 61÷75 76÷100 >100
0,52 0,51 0,51 0,51 0,50 0,49 0,48 0,47 0,46 0,45 0,44 0,43 0,42 0,41 0,40 0,40 0,40 0,39 0,39 0,39 0,38 0,38 0,37 0,37 0,36 0,35 0,34 0,33
0,46 0,46 0,45 0,45 0,44 0,42 0,40 0,38 0,36 0,34 0,33 0,32 0,31 0,30 0,30 0,30 0,30 0,30 0,30 0,29 0,29 0,29 0,29 0,29 0,28 0,27 0,26 0,25
2. Pc2 - Post de transformare aerian sau în cabină de zid, urban sau rural
Pc2 =
Ks1· Pc1n n
n
=∑
1
0,85 = Ks1
3. Pc3 - Linie electrică de medie tensiune, aeriană sau subterană, urbană sau rurală
Pc3 = Ks2
Pc2n n
n
=∑
1
0,9 = Ks2
4. Pc4 - Staţie de transformare 110/20 kV de alimentare a reţelei de distribuţie urbană sau rurală
Pc4 = Ks3
Pc3n n
n
=∑
1
0,8 = Ks3
NOTĂ: pentru vile şi case de vacanţă se vor folosi următorii coeficienţi de simultaneitate: - în mediul urban 2 ÷10 vile – 0,75 ; 10 ÷ 20 vile – 0,65. - în mediul rural 2 ÷10 case vacanţă – 0,50; 10 ÷ 20 case vacanţă – 0,45.
În normativ se dau curbe de variaţie a sarcinii pentru perioada 2000-2025, minime şi maxime,
pe categorii de consumatori şi variante de dotare. Un exemplu este dat în figura 2.2.
Determinarea sarcinilor de calcul
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 36
2000 2003 2004 2005 2006 2007 2010 2015 2018 2020 2025A1 0,255 0,37 0,41 0,45 0,48 0,50 0,57 0,66 0,70 0,73 0,79A2 0,357 0,52 0,58 0,63 0,67 0,71 0,80 0,92 0,98 1,02 1,10
A3,A4 0,408 0,60 0,66 0,72 0,76 0,81 0,91 1,05 1,12 1,16 1,26A5 0,530 0,82 0,92 1,01 1,09 1,15 1,33 1,57 1,68 1,76 1,92
Fig. 2.2 - Evoluţia consumului casnic (puterea absorbită pe apartament la nivel de PT)
A1: P(t) = 0,255*t0, A2: P(t) = 0,357*t0,35 A3, A4: P(t) = 0,408*t0,35 A5: P(t) = 0,530*t0,40
Evoluţia în timp a consumului (puterea absorbită pe apartament la nivel de PT-kW/apartament)pentru consumatorii casnici din mediul urban, varianta maximă
Varianta de dotare "A"
0,000
0,500
1,000
1,500
2,000
2,500
2000 2003 2004 2005 2006 2007 2010 2015 2018 2020 2025
T (ani)
Pabs
(kW
) A1A2A3,A4A5
Determinarea sarcinilor de calcul
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 37
2.3.2. Consumatori industriali şi similari
Sarcina maximă de durată se determină de către proiectantul general tehnolog sau de către
consumator, pe etape de dezvoltare a firmei, pe baza următoarelor criterii:
• destinaţia şi legătura tehnologică dintre agregate;
• puterile unitare, tensiunea şi coeficienţii de utilizare a puterii instalate;
• existenţa unor consumatori care acceptă sarcină exclusiv în golul de sarcină al
sistemului;
• repartiţia receptoarelor în cadrul obiectivului;
• necesitatea utilizării cu eficienţă maximă a energiei electrice.
In faza de proiectare se pot utiliza mai multe metode de determinare a sarcinii.
1. Metoda consumului specific de energie se aplică pentru receptoarele cu un grafic de
sarcină aproximativ constant.
P PW A
Tc med= =⋅0 (2.18)
în care W0 este consumul specific de energie pe unitatea de producţie (Kwh/buc, Kwh/t, etc.),
A- producţia propusă pentru intervalul considerat T. Consumul specific pe unitatea de produs,
pe diferite ramuri ale industriei este dat în literatură.
Această metodă aproximativă se utilizează numai pentru o primă determinare a puterii
cerute şi dă rezultate satisfăcătoare pentru unităţile cu producţie de serie mare şi cu diversitate
redusă a produselor.
În tabelul 2.5 se dau câteva valori pentru consumul specific W0.
Tabelul 2.5
Consumuri de energie electrică pe unitatea de produs Nr. Crt.
Ramura industrială UM Consum specific
1. Cocs metalurgic kWh/t 32 2. Oţel kWh/t 8.5÷9.2 3. Oţel electric kWh/t 685÷693 4. Ţevi din oţel fără sudură kWh/t 124÷126 5. Aer comprimat kWh/1000 m3 90÷100 6. Rafinarea cuprului kWh/t 390÷418 7. Cărbune subteran kWh/t 21 8. Autoturisme kWh/buc 625÷1200
Determinarea sarcinilor de calcul
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 38
9. Autocamioane kWh/buc 2860 10. Biciclete kWh/buc 22.4 11. Hidrogen kWh/1000 m3 5000÷6000 12. Vopsele kWh/t 150÷235 13. Uree kWh/t 153 14. Hârtie de ziar kWh/t 375 15. Ciment kWh/t 100÷111
2. Metoda sarcinii specifice de calcul pe unitatea de suprafaţă se utilizează pentru
aprecierea puterii cerute de consumatorii industriali.
(2.19) SpPc ⋅= 0
în care p0 reprezintă puterea activă de calcul pe unitatea de suprafaţă în [KW/m2].
Aşa cum am arătat în paragraful precedent, metoda se utilizează pentru consumatorii
terţiari din mediul urban (şcoli, hoteluri, restaurante, etc.) şi în cazul consumatorilor terţiari
din mediul rural (şcoli, magazine, poştă, etc.).
Pentru consumatorii industriali se dă p0 pentru hale de producţie cu un număr mare de
receptoare.
Câteva valori exemplificative se dau în tabelul 2.6.
3. Metoda coeficientului de cerere. Din definiţiile date anterior rezultă expresia echivalentă
a coeficientului de cerere:
KP
PP
PPP
K Kcc
inst
c
med
med
instu M= = ⋅ = ⋅ (2.20)
Tabelul 2.6 Densitatea de sarcină pentru unităţi din ramura construcţii maşini
Densitatea de sarcină p0 [W/m2] Nr. crt.
Tipul secţiei Receptoare de forţă Iluminat
1. Turnătorii 220÷370 12÷19 2. Debitare termică a metalelor 260÷280 12÷19 3. Hale de montaj 300÷580 11÷16 4. Construcţii metalice 350÷390 11÷13 5. Laboratoare 130÷290 20÷27 6. Sudură şi tratament termic 300÷600 11÷16
In cazul unor unităţi industriale existente, determinarea puterii cerute de un receptor
sau de un grup de receptoare se face utilizând aparate măsurat pe circuitul de alimentare a
receptoarelor respective (kilowattmetre, contoare de energie activă electronice). Contoarele
electronice moderne au facilitatea de a înregistra maximul puterilor absorbite şi, totodată,
Determinarea sarcinilor de calcul
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 39
înregistrează curbe de sarcină. În cazul utilizării unor contoare clasice (de inducţie) de tip
CA-43, CR-43 sau CA-32, CR-32, se fac citiri la sfert de oră şi se reţine valoarea maximă din
perioada de referinţă (zi lucrătoare, zi nelucrătoare, etc.). Rezultă puterea cerută:
PW
= 15 minmax c 0 25. [KWh] (2.21)
unităţile noi, aflate în faza de proiectare, se utilizează coeficien
Pentru ţi de cerere stabiliţi
pe baza experienţei proiectantului sau se iau coeficienţi daţi în literatură.
P K Pc c inst= ⋅Q P tg
S P Qc c
c c c
= ⋅
= +
( )ϕ2 2
(2.22)
În literatură se dau valori ale coeficienţilor de cerere şi ale factorului de putere pe ramuri
e
de activitate(metalurgie neferoasă, metalurgie feroasă, industria sării, etc.) şi pe tipuri de
instalaţii (furnale, pompe, macarale, laminoare etc). Câteva exemple sunt date în tabelul 2.7.
Dacă numărul de receptoare de acelaşi fel este cuprins între 4 şi 50, coeficientul de cerer
al grupei se corectează:
K KKc/ = +
−1
Kc ca
(2.23)
unde Ka este un factor dependent de numărul de receptoare din grupă:
Puterea cerută la un nivel superior
(bară, alimentare consumator) se
stabileşte ca sumă a puterilor cerute la
nivel inferior:
număr mare de receptoare.
P P
Q Q
S P QPQ
t cii
n
= ∑
t cii
n
t t t
t
t
=
= +
=
=
=∑
1
1
2 2
cos( )ϕ
(2.24)
et a dă re
4 50
M od zultate bune în cazul unui
Determinarea sarcinilor de calcul
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 40
Tabelul 2.7 Coeficienţi de utilizare şi de cerere
Coeficienţi Nr. crt.
Grupa de receptoare de utilizare Ku
de cerere Kc
cosϕ
1. Furnale – ventilatoare 0.7÷0.95 0.75÷0.95 0.7÷0.87 2. Furnale – macarale 0.35 0.4 0.7 3. Laminoare (medie pe secţie) 0.3÷0.4 0.4÷0.6 0.83 4. Mine - staţii de pompe 50÷200
kW 0.75 0.8 0.8÷0.9
5. Mine – transportoare cu bandă 0.7 0.75 0.75÷0.8 6. Maşini unelte (serie mare) 0.16 0.2 0.5 7. Transformatoare de sudură
(sudură manuală) 0.3 0.35 0.35
8. Cuptoare electrice cu rezistenţă cu încărcare continuă
0.7 0.8 0.95
9. Ciment – Cuptoare rotative 0.6 0.75 0.8
10. Cariere 0.65 0.75 0.8
4. Metoda formulei binome. In acest caz puterea cerută se determină cu relaţia:
P a P b Pc NX= ⋅ + N⋅ (2.25)
unde PNX - suma puterilor nominale a celor mai mari x motoare, iar PN - suma puterilor
nominale a motoarelor din grupa respectivă, iar a şi b, coeficienţi determinaţi pe cale
statistică.
Dacă sunt mai multe grupe de receptoare, cei doi termeni se determină separat pentru
fiecare grupă, iar pe total vom avea:
(2.26.a) P a P b Pc NX ii
n
= ⋅ + ⋅=∑( ) (max
1Ni )
în care (a⋅PNX)max reprezintă valoarea maximă a primului termen din cele n grupe de
receptoare avute în vedere.
În literatură se dau valorile coeficienţilor a, b, şi cosϕ în funcţie de x - numărul de
receptoare mari, pentru diferite grupe de receptoare. Evident a şi b au valori subunitare.
Valori exemplificative sunt date şi în tabelul 2.8.
Determinarea puterii reactive cerute se face pe baza factorului de putere:
ϕtgPQ cc ⋅= (2.26.b)
Determinarea sarcinilor de calcul
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 41
Tabelul 2.8
Coeficienţi din metoda formulei binome Coeficienţi Grupa de receptoare N A B cosϕ
Motoare electrice – maşini unelte a) secţii de prelucrare la cald, serii mari 5 0.5 0.26
0.65
b) secţii de prelucrare la rece, serii mari 5 0.5 0.14 0.5 Motoare electrice ale ventilatoarelor 5 0.25 0.65 0.8 Poduri rulante şi macarale a) în cazangerii, secţii de reparaţii şi montaj, ateliere mecanice
3 0.2 0.06 0.5
b) în turnatorii 3 0.3 0.09 0.5 c) în oţelăriii Siemens-Martin 3 0.03 0.11 0.5 Motoare electrice ale transportatoarelor cu bandă a) fără interblocări 5 0.4 0.4 0.75
b) cu intreblocări 5 0.2 0.6 0.75
5. Metoda analizei directe Această metodă se recomandă în cazul unui număr redus de
receptoare pentru care se cunosc informaţii în legătură cu caracteristicile curbelor de sarcină.
Ea constă în determinarea directă a coeficientului de cerere:
if
absi
rmed
sic
PPK
KKK
=
⋅⋅
=ηη
(2.27)
Ki - coeficient de încărcare a receptoarelor;
ηmed - randamentul mediu al receptoarelor;
ηr - randamentul reţelei de alimentare din punctul considerat până la bornele receptoarelor
(0.97÷1);
Pabs - puterea absorbită din totalul puterii instalate Pif în funcţiune.
Randamentul mediu al receptoarelor:
η
η
med
ii
n
i
ii
n
P
P= =
=
∑
∑1
1
(2.28)
Pi - puterea utilă a receptorului i;
ηi - randamentul receptorului i.
După determinarea coeficientului de cerere se aplică relaţia stabilită mai sus.
Factorul de putere mediu se determină cu relaţia:
Determinarea sarcinilor de calcul
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 42
cos
cos
ϕη
η ϕ
meda
a
i
ii
n
i
i ii
n
PS
P
P= =
⋅
=
=
∑
∑1
1
(2.29)
6. Metoda probabilistică. Se recomandă în cazul receptoarelor a căror sarcini variază rapid
şi în limite largi (cuptoare cu arc, laminoare, tracţiune electrică, etc.). Sunt necesare
următoarele informaţii:
- legea de repartiţie în timp a sarcinii;
- valoarea medie a sarcinii;
Datele de bază, în special legea de repartiţie, se obţin din exploatarea curentă a unor
instalaţii similare, prin înregistrări pe aparate, de rutină sau speciale. Pentru asemenea tipuri
de receptoare, viteza de înregistrare (frecvenţa de eşantionare la aparatele numerice) trebuie
să fie mare, pentru a sesiza fenomene cu durata de circa 10-15 s.
Determinarea legii de repartiţie a sarcinii se face prin aplicarea unor teste de concordanţă a
distribuţiei empirice (obţinută prin înregistrări) cu funcţiile de repartiţie teoretice.
Funcţiile de repartiţie utilizate mai des în stabilirea sarcinilor probabile sunt:
a) repartiţia normală:
f P eP Pmed
( )( )
=⋅ ⋅
⋅−
−
⋅
⎡
⎣⎢⎢
⎤
⎦⎥⎥1
2
2
22
σ πσ (2.30)
b) repartiţia exponenţială:
f PP
emed
PPmed( ) = ⋅
−1 (2.31)
c) repartiţia ERLANG:
f PP
P emed
PPmed( ) = ⋅ ⋅
−⋅
42
2
(2.32)
d) repartiţia RAYLEIGH:
f P PP
emed
PP med( ) \=
⋅⋅
⋅− ⋅
⎡
⎣⎢
⎤
⎦⎥π
π
2 24
2
(2.33)
Funcţiile de repartiţie sunt
prezentate în figura alăturată:
Toate aceste repartiţii satisfac condiţia de normare:
Determinarea sarcinilor de calcul
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 43
(2.34) f P dP( ) ⋅ =∞
∫0
1
cu observaţia că pentru repartiţia normală, limitele de integrare sunt -∞,+∞.
Verificarea acestei condiţii o vom demonstra pentru repartiţiile ERLANG şi RAYLEIGH.
În primul caz, notând
med
med
PdPdu
PPu
⋅=
⋅=
2
2
va rezulta: (2.35)
10
00
0
=−=⋅+⋅−=⋅⋅∞−
∞−∞−
∞− ∫∫ uuuu edueeudueu (2.36)
iar în cazul repartiţiei RAYLEIGH
dPPPdu
PPu
med
med
⋅⎥⎦
⎤⎢⎣
⎡⋅=
⎥⎦
⎤⎢⎣
⎡⋅=
2
2
2
4
π
π
(2.37)
(2.38) ∫∫∞
−∞
=⋅=⋅00
1)( duedPPf u
Probabilitatea ca P ≤ Pc va fi:
(2.39) Pr { } ( )ob P P f P dPc
Pc00
≤ ≤ = ⋅∫iar riscul ca valoarea Pc să fie depăşită:
(2.40) { }Pr ( )ob P P f P dPcPc
> = ⋅∞
∫
determinarea puterii de calcul, cu un anumit nivel de risc, r, se face prin rezolvarea ecuaţiei:
(2.41) r f P dPc
= ⋅∞
∫ ( ) P
De exemplu, pentru repartiţia normală, rezultă:
Pc = Pmed+1.645⋅σ, pentru r=0.05 şi
Pc = Pmed+2.325⋅σ, pentru r=0.01.
Rezolvarea ecuaţiei se face cu uşurinţă prin metode numerice, sau prin utilizarea unor
medii software specifice (MATHCAD, MATHLAB).
Determinarea sarcinilor de calcul
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 44
2.4. Procedura de stabilirea a puterii cerute pentru un consumator industrial
Cele mai bune rezultate în determinarea puterii cerute se obţin prin analiza atentă a
procesului tehnologic, în colaborare cu proiectantul instalaţiei tehnologice.
Paşii de urmat, după caz, sunt:
• Determinarea puterilor de calcul la nivelul reţelelor de JT, utilizând unul din procedeele
enumerate mai sus. Sarcinile se calculează la nivelul tablourilor de distribuţie de JT In
cazul în care există. Dacă există receptoare cu funcţionare ocazională sau de scurtă
durată (electroventile, unele aparate de sudură), acestea nu se iau în considerare numai
pentru sarcina de vârf.
• Se totalizează sarcinile la nivelul barelor de JT ale posturilor de transformare.
• Se calculează sarcinile la barele de MT ale posturilor prin adăugarea pierderilor de
putere pe transformatoare
• Se adaugă consumul direct din 6 KV (dacă există) şi aportul bateriilor de condensatoare.
• Se însumează separat puterile active şi reactive la nivelul sursei de injecţie (SRA 110 -
bara de MT, staţie de MT, etc.). In cazul unor secţii sau fluxuri tehnologice diferite se
aplică coeficienţi de simultaneitate obţinuţi din instalaţii similare sau din literatură.
Factorul de putere mediu se determină pe baza puterii aparente calculate.
In cazul existenţei unor receptoare cu şocuri sau fluctuaţii importante de sarcină puterea de
calcul a acestora se determină separat, pe baza datelor indicate de furnizor.
2.5. Determinarea sarcinilor de vârf
Pentru reţelele de JT se determină luând în considerare curenţii de pornire ai motoarelor
electrice. Astfel pentru un grup de motoare vom avea:
I I I K Iv p c u N= + − ⋅max max( ) (2.42)
unde Ku reprezintă coeficientul de utilizare pentru motoarele cu curentul de pornire cel mare
(Inmax).
IS
Ucc
n
=⋅3
, este curentul de calcul (2.43)
Ipmax - curentul de pornire cel mai mare din grupul de receptoare.
Pentru anumite receptoare, dacă furnizorul pune la dispoziţie valoarea de vârf a curentului
absorbit, atunci în calcule se va utiliza acea valoare.
Determinarea sarcinilor de calcul
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 45
2.6. Determinarea consumului de energie
Se face pe baza duratei de utilizare a sarcinii maxime ca şi prin metoda consumului
specific de energie (pe unitatea de produs) luându-se în considerare programul de producţie
estimat.
(2.45) E P T
E W
an PM
an i ii
n
= ⋅
= ⋅=∑
max
1
A
în care Wi reprezintă consumul de energie pentru realizarea produsului i (Kwh/buc, Kwh/t,
ş.a.) iar Ai reprezintă producţia prevăzută din produsul i pentru anul respectiv. Consumul de
energie reactivă se aproximează cu relaţia:
E E tgQan an med= ⋅ ϕ (2.46)
In cazul în care există surse de energie reactivă în reţea, aportul acestora se calculează separat şi apoi cantitatea se scade din consumul total de energie reactivă.
Tipuri şi configuraţii de scheme ale reţelelor de alimentare a consumatorilor
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 46
3. Reţele de distribuţie a energiei electrice la consumatori industriali şi
similari. Configuraţii şi tipuri de scheme
3.1. Criterii de alegere a schemelor şi structurii reţelelor
Prin alegerea structurii şi arhitecturii unei reţele electrice de alimentare se înţelege
alegerea tensiunii de alimentare, a schemei reţelei şi dimensionarea optimă a elementelor
componente ale acesteia.
Criteriile de alegere a schemelor şi structurii reţelelor electrice sunt următoarele:
1. Asigurarea în perspectiva de lungă durată a (10÷20 ani) a consumului de energie a
zonei alimentate.
2. Eficienţa economică a variantei alese determinată prin cheltuieli minime de investiţii,
costuri scăzute, de exploatare-întreţinere.
3. Realizarea siguranţei necesare în funcţionarea instalaţiilor de alimentare cu energie
electrică şi reducerea numărului şi a duratei întreruperilor a consumatorilor sau receptoarelor
la un nivel minim acceptabil din punct de vedere economic.
4. Asigurarea calităţii energiei furnizate consumatorilor, precum şi limitarea în cadrul
valorilor admise a perturbaţiilor provocate de consumatori/receptoare.
5. Asigurarea funcţionării economice a reţelelor de distribuţie în conδiţiile variaţiilor de
sarcină.
6. Puterea şi amplasarea receptoarelor de energie electrică.
7. Numărul, puterea, tensiunea şi amplasarea surselor de energie electrică.
8. Nivelul curenţilor de scurtcircuit.
Pentru sistemele de distribuţie publică, alegerea soluţiilor se face pe baza unui studiu
de perspectivă, pe o durată minimă de 10 ani. Soluţiile alese trebuie să permită dezvoltarea
acestora şi după această perioadă, cu integrarea elementelor principale ale reţelelor existente
(soluţiile să fie autosctructurate).
In cazul consumatorilor industriali, schemele de alimentare se stabilesc în faza de
proiectare, o dată cu proiectarea instalaţiilor tehnologice, luându-se în calcul dezvoltarea de
perspectivă a consumatorului.
Tipuri şi configuraţii de scheme ale reţelelor de alimentare a consumatorilor
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 47
Soluţiile stabilite în fiecare etapă de dezvoltare se vor încadra în studiile de
perspectivă, corelat cu evoluţia consumului.
Alegerea schemei de distribuţie de înaltă tensiune se va face luând în considerare
ansamblul reţelei, adică se va ţine cont şi de structura reţelei de MT. Reţeaua de MT poate să
constituie, prin concepţia ei, rezervă de alimentare a consumatorilor/receptoarelor conectaţi în
regim normal pe barele de MT ale unei staţii de transformare, situaţie care trebuie avută în
vedere la stabilirea schemei electrice şi a numărului de transformatoare din staţii.
De asemenea, la stabilirea schemei de MT se va ţine seama de schema reţelei de JT,
de modul de rezervare a consumatorilor pe această tensiune. In funcţie de condiţiile de
continuitate cerute de consumatori, alimentarea acestora se va realiza prin una sau două căi de
alimentare, ambele dimensionate la puterea economică în regim normal de funcţionare.
Consumatorii casnici şi terţiari din localităţile urbane vor fi alimentaţi într-o schemă buclată,
cu funcţionare radială în regim normal de funcţionare. Consumatorii casnici şi terţiari din
mediul rural vor fi alimentaţi, de regulă, în schemă radială. Pentru unii consumatori din
mediul urban sau rural, se va realiza la cererea acestora, o a doua alimentare, dacă este
necesar un nivel mărit de siguranţă în alimentare.
In cazul consumatorilor industriali (din mediul urban sau rural) se alimentează prin
una sau două căi de alimentare, după caz. Deoarece volumul de investiţii pentru realizarea
unei alimentări duble poate fi mare, soluţia va trebui să aibă la bază un calcul tehnico-
economic care să ţină seama de daunele probabile provocate de întreruperile în alimentarea cu
energie electrică. Se va urmări ca schema de alimentare să fie cât mai simplă, evitându-se
dublări inutile ale unor elemente, cu o probabilitate mică de utilizare.
Se va urmări ca tensiunea înaltă să pătrundă cât mai aproape de centrul de greutate al
consumului. In cazul reţelelor publice, se va urmări realizarea unui număr mai mare de staţii
de transformatoare 110/MT cu puteri mai mici (4, 6.3, 10 MVA).
La proiectarea schemelor se va urmări, totodată, utilizarea unui număr minim de
aparate de comutaţie, evitarea bobinelor de reactanţă, considerarea capacităţii de suprasarcină
a elementelor de reţea, utilizarea pe scară largă a mijloacelor numerice de automatizare.
Pentru a răspunde diferitelor situaţii care pot apare în exploatare, se va urmări să se
realizeze următoarele:
• Separarea alimentării pe fluxuri tehnologice cu intercondiţionări minime, ceea ce
permite scoaterea de sub tensiune a instalaţiilor unei linii tehnologice fără perturbarea alteia.
Tipuri şi configuraţii de scheme ale reţelelor de alimentare a consumatorilor
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 48
• Utilizarea în staţii şi puncte de distribuţie a unor elemente tipizate, interschimbabile,
de tipul elementelor debroşabile.
• Asigurarea condiţiilor de mentenanţă a instalaţiilor electrice.
• Organizarea la marii consumatori a unei comenzi operative prin dispecer şi a unui
sistem de c-dă şi supraveghere bazat pe calculatoare de proces.
Tensiunile nominale ale reţelelor de alimentare a consumatorilor sunt:
• In reţele de JT: 400/230 V. In momentul de faţă încep să fie introduse, în zone rurale,
reţele de 1000 V.
• In reţele de MT urbane sau rurale: 20 KV.
• In reţele interne ale consumatorilor industriali, 6 KV, numai dacă aceştia au receptoare
care funcţionează la această tensiune.
• In reţele de repartiţie: 110 KV.
Reţelele de distribuţie publică de 6 şi 10 KV existente se vor trece etapizat la
tensiunea de 20 KV. In cazul unor lucrări de reparaţii curente sau capitale în aceste instalaţii,
se vor prevedea cabluri şi echipamente de 20 KV.
Etapele şi modul de trecere la 20 kV se vor stabili pe bază de calcul tehnico-economic,
luându-se în considerare următoarele:
a) valoarea neamortizată şi starea de uzură fizică a reţelelor existente;
b) creşterea consumului existent în zonă şi/sau apariţia de noi consumatori, corelată cu
capacitatea economică a reţelelor existente;
c) lucrările de urbanizare şi sistematizare propuse de administraţia locală, lucrări care
determină necesitatea de restructurare a reţelelor electrice;
d) posibilitatea asigurării tensiunii de 20 kV în surse.
Alegerea schemei electrice şi a profilului staţiilor de transformare de IT/MT de
distribuţie publică se va face numai în ansamblul reţelei de distribuţie de înaltă tensiune
(reţeaua de alimentare a staţiilor) şi de medie tensiune (reţeaua de consum).
Structura schemelor electrice primare şi soluţia constructivă pentru instalaţiile
tehnologice primare ale staţiile de transformare se va stabili ca urmare a concluziilor unui
studiu de fezabilitate prin care se vor compara din punct de vedere tehnico-economic soluţiile
de echipare clasice cu cele care utilizează echipamente compacte, multifuncţionale, de gabarit
Tipuri şi configuraţii de scheme ale reţelelor de alimentare a consumatorilor
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 49
redus, având indicatori de fiabilitate superiori, mediu de stingere a arcului electric în SF6 sau
vacuum şi izolaţie compozită.
3.2. Reţele de joasă tensiune
3.2.1. Reţele publice
Schema reţelei de joasă tensiune şi modul de asigurare a rezervării la nivelul
consumatorilor influenţează schema şi parametrii reţelei de medie tensiune.
Analiza modului cum schema reţelei de medie tensiune răspunde la continuitatea
alimentării consumatorilor se va face numai în corelare cu modul de rezolvare a acestei
probleme şi la nivelul reţelei de joasă tensiune.
Se recomandă aducerea mediei tensiuni cât mai aproape de consumatori având ca scop
reducerea lungimii plecărilor de joasă tensiune (ţinând seama de condiţiile impuse de căderea
de tensiune admisă, asigurarea selectivităţii protecţiilor) şi a CPT-ului.
Consumatorii casnici şi terţiari din localităţile urbane vor fi alimentaţi pe joasă
tensiune, de regulă, într-o schemă buclată, cu funcţionare radială în regim normal, separaţia
realizându-se în puncte optime pe criteriul CPT minim şi al protecţiilor selective.
Consumatorii casnici şi terţiari din mediul rural vor fi alimentaţi, de regulă, în schemă radială.
Schema reţelelor de joasă tensiune urbane şi rurale se va alege în funcţie de densitatea
de sarcină, de configuraţia reţelelor de medie tensiune, de numărul de posturi de transformare
de MT/JT şi numărul şi durata întreruperilor în alimentare admise de consumatori.
Regimul de funcţionare de joasă tensiune va fi radial indiferent de configuraţia
schemei.
Schemele de distribuţie pentru reţele de distribuţie publică pot fi radiale (fig. 3.1, 3.2)
sau buclate, (fig. 3.3) cu funcţionare radială.
Reţelele radiale se recomandă în zonele rurale şi în zonele urbane periferice.
În cazul
acestor reţele nu
asigură
dimensionarea
pentru preluarea
unor alte sarcini în
0.4 kV
C S
Figura 3.1
Reţea de JT radială (zone rurale)
Tipuri şi configuraţii de scheme ale reţelelor de alimentare a consumatorilor
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 50
regimuri de avarie.
În figura 3.1 se prezintă o schemă
radială utilizată cu precădere în zonele rurale. In
cazul lungimilor mari, pentru asigurarea
funcţionării selective a protecţiilor împotriva
scurtcircuitelor, se montează celule de
secţionare (CS) prevăzute cu siguranţe sau
întrerupătoare automate. Acestea trebuie să
asigure deconectarea defectelor din
aval pentru care protecţia din post nu
este sensibilă.
Figura 3.2
Distribuţie radială (urbană)
Reţelele buclate se utilizează
în cazul distribuţiei urbane pe JT.
Barele din bucla de JT sunt formate în
firide amplasate la parterul blocurilor
(în cazul locuinţelor) sau de firide
speciale în exteriorul clădirii.
Asemenea distribuitoare se pot utiliza
şi în zone rurale pentru alimentarea
unor consumatori importanţi. Liniile
de JT se dimensionează astfel:
- să asigure funcţionarea la
densitatea economică de curent în
regim normal, punctul de separare din
buclă fiind stabilit pe criteriul
pierderilor minime de energie;
Figura 3.3
Distribuţie buclată
- să asigure Imaxad > Ibuclă în regim de avarie (defect într-unul din posturile adiacente).
Transformatoarele din posturi trebuie să poată prelua sarcina integral la defectarea
unui transformator din posturile învecinate.
Alimentarea cu energie electrică a reţelelor de iluminat public se face din posturile de
transformare de reţea, în schemă radială.
Tipuri şi configuraţii de scheme ale reţelelor de alimentare a consumatorilor
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 51
3.2.2. Reţele industriale
In cazul reţelelor de JT din
unităţile industriale, între 40 şi 60% din
consum este realizat pe 0.4 KV. In aceste
condiţii realizarea unor scheme simple şi
fiabile are o importanţă economică
deosebită.
Principalele tipuri de scheme
utilizate sunt: radiale, de tip magistrală şi
scheme buclate.
Schemele radiale pot fi simple, pe
mai multe nivele şi directe (fig. 3.4).
In cazul schemei din fig. 3.4 se remarcă
existenţa unui tablou general, TG,
alimentat direct de pe barele de JT al unui
post, a unor tablouri principale, TP, şi a
unor tablouri secundare, TS. În cazul unor
receptoare importante, cum ar fi pompe, compresoare, etc.) se utilizează racordarea directă pe
barele de JT ale posturilor de transformare.
Figura 3.4
Schema radială simplă
Schemele de tip magistrală sunt recomandate în halele industriale cu densitate mare
de maşini unelte, fiind avantajoase din punct de vedere constructiv, în cazul utilizării
magistralelor din bare conductoare. Normativele prevăd acest sistem pentru curenţi mai mari
de 60 A. Se utilizează bare de Al sau Cu. In medii cu praf sau fibre combustibile, barele vor fi
capsulate în materiale necombustibile. Gradul de protecţie se stabileşte în funcţie de categoria
mediului.
Distribuţia tip magistrală are următoarele particularităţi:
• Gradul de siguranţă în alimentarea consumatorilor este ceva mai scăzut deoarece
defectarea unui sector de magistrală are ca efect scoaterea din funcţiune a tuturor
receptoarelor din aval. Dezavantajul se poate reduce prin secţionarea magistralei şi prin
efectuarea de by-pass între diferite ramuri. De asemenea se pot realiza şi magistrale duble.
• Cheltuielile de investiţie şi exploatare sunt mai reduse ca urmare a întreţinerii mai
simple şi a reducerii pierderilor de putere şi tensiune.
Tipuri şi configuraţii de scheme ale reţelelor de alimentare a consumatorilor
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 52
• Curenţii de scurtcircuit au valori mai mari.
In figura 3.6 se prezintă o schemă de tip magistrală în care magistralele se formează
de pe bara de 0.4 KV a postului de transformare, iar în figura 3.5, o schemă în care magistrala
este bloc cu transformatorul MT/0.4 KV.
Schemele buclate sunt economice şi sigure în exploatare. Buclarea reţelei de JT se
face ca în cazul reţelelor urbane, între
două PT apropiate. In punctele în care
bucla este deschisă se poate monta o
instalaţie de automatizare de tip AAR. In
regim normal, din motive de reglaj al
instalaţiei de protecţie, schema
funcţionează radial. In figura 3.7 se
prezintă o reţea de JT industrială buclată
între două posturi de transformare şi una
buclată pe acelaşi post.
Reţelele de iluminat din unităţile
industriale se realizează separat pentru
iluminatul de lucru şi separat pentru
iluminatul de siguranţă. Reţelele de iluminat industrial se alimentează din reţelele de joasă
tensiune ale unităţii (prin tablouri
separate în cazul unui număr mare de
plecări). In cazul în care există
receptoare cu şocuri de putere reactivă,
se recomandă alimentarea reţelei de
iluminat printr-un transformator separat
MT/0.4 KV. De regulă iluminatul
industrial se alimentează din două surse,
fie prin rezervarea numai a surselor, fie
prin rezervarea totală, adică şi sursele de
lumină.
Figura 3.5
Schema magistrală bloc transformator
Figura 3.6
Schemă magistrală formată pe barele de JT ale
postului
Tipuri şi configuraţii de scheme ale reţelelor de alimentare a consumatorilor
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 53
În figura 3.8 se prezintă
două cele două variante de
realizării iluminatului industrial.
Pentru iluminatul de
siguranţă se va utiliza o sursă
independentă (baterii de
acumulatoare, grup electrogen) fie
se va realiza alimentarea pe o cale
separată de iluminatul normal
dintr-o sursă separată a
furnizorului. Dacă iluminatul de
siguranţă nu este permanent în
funcţiune, conectarea acestuia
trebuie să se realizeze automat,
într-un interval de timp de 2÷15 s.
Figura 3.7
Schemă de distribuţie buclată la joasă tensiune
Figura 3.8 Reţele de iluminat industriale
Tipuri şi configuraţii de scheme ale reţelelor de alimentare a consumatorilor
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 54
3.3. Reţele de medie tensiune
3.3.1 Reţele publice
In reţelele publice, sistemul de distribuţie se realizează la 20 KV, chiar dacă în prima
etapă se va funcţiona la 6 sau 10 KV. Din punct de vedere al modului de racordare la staţiile
de alimentare 110/MT, reţelele de medie tensiune pot fi clasificate în două categorii:
a) reţele cu racordare directă;
b) reţele cu racordare indirectă, prin puncte de conexiuni.
Reţelele cu racordare directă sunt acelea în care posturile de transformare MT/0.4
KV sunt racordate direct la barele de MT ale staţiilor de transformare, prin intermediul liniilor
de medie tensiune. Reţelele cu
racordare indirectă, prin puncte de
conexiuni, sun acelea în care
posturile de transformare MT/0.4
KV sunt racordate prin linii de MT
la barele postului de conexiuni,
care, la rândul său este alimentat
dintr-o staţie 110/MT prin linii
care nu au racordate ale sarcini la
ele. Prin punct de conexiune se
înţelege bara de medie tensiune a unei
viitoare staţii 110/MT, a cărei apariţie se
justifică prin creşterea consumului în
zonă. În reţelele de medie tensiune nu se
va mai dezvolta sistemul de distribuţie
prin puncte de alimentare.
Figura 3.9
Schema de distribuţie prin LEA cu rezervă din două
staţii
Figura 3.10
Distribuţie directă prin LES pe barele de MT a
aceleiaşi staţii
Tipuri şi configuraţii de scheme ale reţelelor de alimentare a consumatorilor
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 55
In reţelele publice se va adopta de
regulă sistemul de distribuţie direct.
Sistemul indirect se va adopta atunci când
o staţie de transformare este situată
departe, iar, datorită consumului actual,
realizarea ei nu este încă justificată.
Sistemul de racordare indirectă se va
utiliza în situaţii speciale, când staţia de
transformare de 110/20 kV este situată
departe şi când prin consumul zonei nu
este pe moment justificată apariţia unei
staţii noi de 110/20 kV. În această
situaţie, staţia de conexiuni va fi
concepută, amplasată şi construită de aşa
manieră, încât să formeze corpul de
conexiuni de 20 kV al unei viitoare staţii
110/20 kV.
Figura 3.11
Distribuţie directă cu rezervare din
staţii diferite
Figura 3.12
Schema de distribuţie în grilă Schemele de distribuţie publică
de MT cele mai uzuale sunt date în fig.
3.9÷3.12.
Alegerea schemei optime pentru o zonă de consum se va face pe baza unui studiu de
fezabilitate, luându-se în considerare şi schemele de 110 kV, precum şi configuraţia reţelelor
de joasă tensiune.
In figura 3.9 se prezintă o schemă folosită în cazul distribuţiei rurale. Posturile sunt
alimentate radial sau în buclă. Cele alimentate în buclă sunt posturi în cabină de zid, în timp
ce posturile aeriene sunt racordate radial. Nu este obligatorie racordarea între două staţii însă
dacă acest lucru se realizează, se utilizează, de regulă, o celulă de secţionare, CS. Punctul de
secţionare se alege astfel încât pierderile de energie să fie minime. În regimul de sarcină
maximă, punctul de secţionare este optim dacă circulaţia de putere în punctul de secţionare
este minimă când linia este buclată.
In figura 3.10. este arătată o schemă de distribuţie urbană în buclă închisă pe barele
aceleiaşi staţii. Se utilizează numai atunci când buclarea pe o altă staţie nu este posibilă
(datorită distanţelor). Varianta de reţea din figura 3.11 este buclată pe două staţii de MT
Tipuri şi configuraţii de scheme ale reţelelor de alimentare a consumatorilor
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 56
diferite, fiind cea mai uzuală în momentul de faţă în reţelele de 20 KV urbane. In figura 3.12
se prezintă o variantă extinsă a celei din figura
3.11, în care există în plus legături în grilă între
buclele de MT diferite. Este recomandată în
zonele urbane cu consumuri mai mari de 4
MVA/Km2.
În figura 3.13 este arătată o reţea de
distribuţie directă în dublă derivaţie, în care
fiecare buclă este format din două linii în paralel,
toate posturile fiind racordate la cele două linii.
Alimentarea se face dintr-o staţie sau din două staţii. Varianta este recomandată pentru reţele
urbane cu densităţi mai mari de 8 MVA/Km2.
În figura 3.14 este prezentată o reţea de
dstribuţie directă tip simplă sau dublă derivaţie
cu unităţi de secţionare a reţelei şi rezervare pe
aceeaşi staţie sau pe două staţii diferite. Se
recomandă de asemenea pentru cu densitate de
sarcină de peste 8 MVA/km2.
După destinaţia pe care o au, posturile de
transformare pot fi :
a) de reţea - care alimentează consumatori
casnici si terţiari;
b) de consumator - care alimentează un singur consumator (terţiari sau mici consumatori);
c) mixte- care alimentează atât consumatori casnici si terţiari cât şi mici consumatori .
Din posturile de transformare mixte se va evita alimentarea unor consumatori a căror
curbă de sarcină reclamă o durată de utilizare a puterii maxime absorbite care conduce la
funcţionare neeconomică şi respectiv la diminuarea rezervei de putere a transformatorului.
Partea de construcţie a posturilor de transformare de reţea se va dimensiona pentru următoarele puteri plafon:
• 630 kVA pentru posturile la sol, cabină zidită şi/sau compactizate. Puterile mai mari de 630 kVA se vor justifica ca necesitate şi oportunitate;
• 250 kVA pentru posturile de transformare montate pe un stâlp;
• 400 kVA şi 630 kVA pentru posturi montate pe doi stâlpi.
Schema şi puterea posturilor de transformare, de consumator sau mixte, se vor realiza,
de regulă, în una din variantele din figurile 3.15÷3.20, în funcţie de puterea şi nivelul de
Figura 3.13
Distribuţie directă tip dublă deriva-ţie
Figura 3.14
Distribuţie directă tip simplă sau dublă derivaţie
Tipuri şi configuraţii de scheme ale reţelelor de alimentare a consumatorilor
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 57
rezervare cerut de consumatorii concentraţi. Se recomandă să nu se monteze unităţi trafo cu
putere mai mare de 1600 kVA.
DAS AAR
L1 L2
20 kV
C2 C3 C1
1 Figura 3.15
PT cu bare de MT secţionate alimentate din surse diferite şi cu bare de JT
secţionate
În figura 3.15 se arată schema unui post de transformare cu bară la MT secţionate
alimentate din surse diferite şi bare secţionate la MT. Dacă întreg consumul necesită siguranţă
mărită şi durată mică de nealimentare, atunci acesta se asigură în proporţie de 100% prin ca-
blurile de MT şi în transformatoare. Pe barele de JT sunt conectaţi şi alţi consumatori care nu
impune nivel de siguranţă mare, aceştia vor fi deconectaţi prin DAS când lucrează instalaţia
AAR (în acest caz rezerva care este necesară pentru a se asigura în linie şi transformator, se
va diminua corespunzător cu puterea consumatorilor ce pot fi deconectaţi).
Liniile de MT (distribuitorii) se pot alimenta de pe secţii de bare, din staţii diferite sau de pe
secţii de bare separate (care se rezervă cu AAR) din aceeaşi staţie de transformare.
AAR AAR
L1 L2
20kV
C2 C1 C1 C2
L3
2
Figura 3.16
PT cu bare de MT secţionate ali-mentate din surse diferite cu un
transformator de rezervă
În figura 3.16 se prezintă schema unui PT cu bare de MT secţionate alimentate din
surse diferite cu un transformator de rezervă pentru două transformatoare în sarcină şi două
instalaţii de automatizare pe cupla de JT. Capacitatea de transport a sursei 2 şi a transformato-
rului de rezervă se va corela cu puterea consumatorilor care necesită siguranţă mărită de pe
Tipuri şi configuraţii de scheme ale reţelelor de alimentare a consumatorilor
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 58
cea mai încărcată din barele de JT. Liniile de MT (distribuitorii) pot fi alimentaţi de pe secţii
de bare din staţii diferite sau de pe secţii de bare separate (care se rezervă cu AAR) din
aceeaşi staţie de transformare.
3
În figura 3.17 se arată schema unui PT alimentată dintr-o singură sursă, LEA MT.
În figura 3.18 se prezintă cazul unui PT alimentat dintr-un LES MT. Rezervarea barei JT se poate face cu un transformator de rezervă cu /fără AAR sau reţea JT alimentată din alt PT.
În figura 3.19 se arată schema unui PT de tip intrare ieşire alimentat dintr-o singură sursă. Rezervarea barei JT se poate face cu un transforma-tor de rezervă cu /fără AARsau reţea JT alimentat din alt PT.
Figura 3.17
PT din LEA MT alimentată dintr-o singură sursă fără rezervare pe JT
LEA
JT
LES
JT
4
Figura 3.18
PT din LES MT alimentată dintr-o singură sursă fără rezervare pe JT
MT
JT
5 Figura 3.19
PT tip intrare-ieşire alimentat dintr-o singură sursă
JT
6
MT Figura 3.20
PT alimentată din două surse diferite
Tipuri şi configuraţii de scheme ale reţelelor de alimentare a consumatorilor
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 59
În figura 3.20 se arată schema unui PT alimemtat din două surse difertie. Rezervarea barei JT se poate face cu un transforma-tor de rezervă cu /fără AAR sau reţea JT alimentat din alt PT.
3.3.2. Reţele industriale
În unităţile industriale, reţelele de MT au rolul fie pentru distribuţia interioară a
energiei (la marii consumatori), fie au rolul numai de alimentare a unităţii.
Schemele de MT din marile unităţi industriale pot fi:
• scheme radiale;
• scheme magistrale;
• scheme de tip mixt.
Schemele radiale sunt cele mai răspândite. Acestea pot fi:
• scheme radiale cu o
singură treaptă utilizate în
unităţile cu o arie restrânsă
de răspândire a
receptoarelor;
• scheme radiale cu două
sau mai multe trepte.
In figura 3.21 se prezintă o
schemă de alimentare care cuprinde
instalaţii cu o treaptă cât şi cu două
trepte. Având în vedere importanţa
punctelor de distribuţie, acestea se
alimentează pe două căi. Avantajul
schemelor radiale îl constituie
limitarea curenţilor de scurtcircuit şi
simplitatea instalaţiilor de protecţie.
Dacă alimentarea este radială dublă,
siguranţa în funcţionare în alimentarea
receptoarelor este de asemenea foarte bună. Principalul dezavantaj al schemelor radiale îl
constituie numărul ridicat al celulelor din staţiile şi punctele de distribuţie, lungimea mare a
liniilor în cablu, precum şi un grad redus de utilizare a instalaţiilor (gradul de utilizare este
Figura 3.21
Distribuţie radială în reţele industriale de MT
Tipuri şi configuraţii de scheme ale reţelelor de alimentare a consumatorilor
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 60
definit ca raport între energia efectiv tranzitată pe un element şi valoarea economică a
acesteia):
GUTW
W TS T
S T Ts
ec r
r
ec r r
= ⋅ =⋅
⋅⋅
( ) ( )max
max
100 100
(3.1)
în care Tr reprezintă durata de utilizare a sarcinii
maxime
realizată.
In literatură se propun scheme de alimentare
radiale cu o singură rezervă pentru mai multe posturi de
transformare. Această variantă are avantajul că reduce
semnificativ valoarea investiţiilor.
Se propun şi scheme de alimentare cu starea de succes
2 din 3 în care cele trei alimentări asigură fiecare 50%
din sarcină. Un asemenea exemplu este dat în figura
3.22.
le de alimentare fiind prevăzute
l încărcate, pierderile de
ă
• mai redus.
t:
eptoarelor la defecte pe
bara de MT a postului.
In cazul unor receptoare foarte importante se
utilizează şi scheme de alimentare cu funcţionare în
paralel a surselor, linii
cu protecţii selective.
O asemenea schemă este prezentată în figura 3.23.
Avantajele sistemului cu alimentare continuă sunt:
• Liniile de MT sunt ega
energie fiind mai mici.
• Nivelul de tensiune este mai stabil datorit
puterii de scurtcircuit mai mari.
Numărul golurilor de tensiune este
Dezavantajele acestui sistem sun
• Puteri de scurtcircuit mai mari.
• Întrerupere totală a rec
Schema u alim.
continuă
Figura 3.23
radială c
Figura 3.22 Alimentare radială cu magistrală de rezervă
Sursa II
PD
Sursa I
AAR AAR
S/2 S/2
Tipuri şi configuraţii de scheme ale reţelelor de alimentare a consumatorilor
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 61
• Condiţii mai dificile de lucru pentru protecţie faţă de situaţia racordării în schema
radială dublă, secţionată.
comutaţiei. Se reduc numărul de celule din staţii, sche
uncţion
reţelele buclate
(var. a) şi cu magistrală dublă (var. b).
Figura 3.24
Schema în inel
Schemele magistrale conduc la simplificarea instalaţiilor de distribuţie a
mele sunt mai simple şi creşte gradul de
utilizare. Schemele de acest tip au
dezavantajul că sunt probleme cu
f area protecţiilor pe magistrală.
Schemele de tip magistrală pot
fi cu alimentare de la un capăt sau în
inel, precum şi scheme cu magistrale
paralele. Schemele cu magistrală în
inel seamănă cu
urbane de MT (fig. 3.24).
In figura 3.25 se prezintă două
scheme magistrale cu magistrală unică
Figura 3.25 Scheme magistrale cu alimentare de
ăt (a – magistrală unicla un cap ă, b- magistrală dublă)
Tipuri şi configuraţii de scheme ale reţelelor de alimentare a consumatorilor
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 62
Alegerea uneia sau a alteia din soluţii depinde de importanţa receptoarelor alimentate,
utilizarea magistralei duble (şi a unor transformatoare de rezervă) fiind făcută numai atunci
când este necesar.
In figura 3.26 se
prezintă o variantă în
care se utilizează o
magistrală de
rezervă .
Figura 3.26
Schema cu magistrală de rezervă
O eficienţă deosebită o au schemele magistrale realizate cu bare conductoare şi care
sunt utilizate din ce în ce mai mult în unităţile de metalurgie şi siderurgie.
3.4. Reţele de 110 kV
In afara unor staţii de transformare, reţelele de 110 kV sunt întotdeauna publice. Ele
se mai numesc şi reţele de repartiţie.
Cele mai utilizate scheme sunt date în figurile 3.27-3.31.
In figura 3.27 este prezentată o reţea de tip racord adânc. Această structură este
utilizată atât în cazul reţelelor publice cât şi în cazul reţelelor industriale. Pentru unităţi
industriale se utilizează, de regulă, două asemenea legături.
110 kV
LEA 110 kVSRA 110 kV
20 kV
Figura 3.27 Reţea de 110 kV tip staţie de racord adânc (SRA)
Tipuri şi configuraţii de scheme ale reţelelor de alimentare a consumatorilor
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 63
110 kV
LEA 110 kV
LEA 110 kV
20 kVB
A sau A1
C sau A2
Staţie de 110 kV intrare/ieşire (sau tip H) Figura 3.28
110 kVA
20 kV
1
2
nC
Reţea de 110 kV în inel
Figura 3.29
Tipuri şi configuraţii de scheme ale reţelelor de alimentare a consumatorilor
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 64
20 kV
110 kVA
B
Figura 3.30 Reţea de 110 kV dublă derivaţie
20 kVB
110 kVA
C
B
1
2
Figura 3.31 Reţea de tip racord T
În cazul reţelelor publice, schema este folosită pentru alimentarea reţelelor de MT
urbane sau rurale, când reţeaua de MT are asigurată rezervarea din altă staţie de transformare
110/MT, racordată la o sursă diferită pe 110 kV.
Schema din figura 3.28 ste utilizată atunci când reţeaua de MT nu are asigurată
rezervarea pe partea de MT. De asemenea schema se utilizează atunci când se impune un
nivel relativ ridicat de siguranţă pe barele de MT ale staţiei cum este cazul unor consumatori
Tipuri şi configuraţii de scheme ale reţelelor de alimentare a consumatorilor
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 65
industriali importanţi, transport feroviar, staţii de pompare, etc. In cazul reţelelor cu rezervare
pe partea de MT, puterea instalată în transformatoarele 110/MT se va alege considerând
ambele transformatoare în funcţiune, fără rezervare integrală între ele. Schema poate constitui
o primă etapă pentru reţeaua în inel.
Schema din figura 3.29 este utilizată de obicei pentru alimentarea marilor aglomerări
urbane. Inelul este alimentat din două staţii importante A, C (400(220)/110 kV). Numărul de
staţii de transformare din inel n ≤ 6. Staţiile care fac parte din buclă pot fi cu una sau două
unităţi de transformare.
Schema din figura 3.30 se utilizează pentru alimentarea prin LEA 110 kV a zonelor
rurale la care se impun două unităţi de transformare (consumatori importanţi în zonă – petrol,
grupuri generatoare, nu există rezervare pe MT, ferme agricole).
În sfârşit, varianta din figura 3.31 este utilizată pentru alimentarea zonelor rurale, fără
consumatori importanţi. Staţiile A şi B sunt de sistem (400(220)/110 kV), iar numărul de
derivaţii în T nu poate fi mai mare de 6.
Calculul indicatorilor de fiabilitate
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 66
4. Siguranţa în funcţionare a reţelelor electrice ale consumatorilor industriali şi similari
4.1. Obiectivele calculelor de siguranţă
Problema siguranţei în funcţionare sau a fiabilităţii instalaţiilor energetice este o
problemă majoră în energetică datorită implicaţiilor economice importante pe care le are la
scara întregii economii naţionale.
4.2. Metode de calcul ale indicatorilor de siguranţă
Pentru alegerea soluţiei de alimentare a consumatorilor şi pentru efectuarea calculelor
tehnico-economice este necesar să fie determinaţi indicatorii de fiabilitate referitori la
siguranţa în alimentare a acestora în fiecare din soluţiile analizate.
Cea mai utilizată metodă de calcul a indicatorilor de fiabilitate este metoda lanţurilor
Markov cu timp continuu. In anumite situaţii se utilizează şi alte metode, cum ar fi utilizarea
relaţiilor binomiale pentru determinarea probabilităţilor de stare, sau utilizarea repartiţiei
Poisson pentru determinarea indicatorilor garantaţi.
4.2.1. Metoda lanţurilor Markov cu timp continuu
4.2.1.1. Fiabilitatea elementului simplu
Metoda lanţurilor Markov cu timp continuu are la bază repartiţia exponenţială a
timpilor de bună funcţionare şi a timpilor de reparare. Astfel timpul de bună funcţionare ca
variabilă aleatoare. este caracterizat de densitatea de probabilitate:
(4.1) f t e t( ) = ⋅ − ⋅λ λ
în care λ este intensitatea de defectare definită ca probabilitatea condiţionată ca un element
care a funcţionat până în momentul t, să se defecteze în următorul interval de timp dt,
raportată la acest interval de timp.
Timpul de reparare ca variabilă aleatoare. este caracterizat de densitatea de
probabilitate:
Calculul indicatorilor de fiabilitate
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 67
(4.2) g t e t( ) = ⋅ − ⋅μ μ
în care μ este intensitatea de reparare definită ca probabilitatea condiţionată ca un element
care a fost defect până în momentul t, să fie reparat în următorul interval de timp dt, raportată
la acest interval de timp.
Aceste funcţii de repartiţie satisfac condiţia de normare:
P E f t dt e t{ } ( )= ⋅ = −∞
− ⋅ ∞
∫0
01λ = (4.3)
P E g t dt e t{ } ( )= ⋅ = −∞
− ⋅ ∞
∫0
01μ = (4.4)
Pentru un element în stare de funcţionare la momentul t>0 putem scrie:
(4.5) { }P t t f t dt e F tf
tt≤ = ⋅ = − =∫ −( ) ( )
0
1 λ
(4.6) { }P t t f t dt e R tft
t≥ = ⋅ = =∞
−∫ ( ) ( )λ
în care tf reprezintă timpul de bună funcţionare.
Pentru un element defect la momentul t>0 putem scrie:
(4.7) { }P t t g t dt e G tr
tt≤ = ⋅ = − =∫ −( ) ( )
0
1 μ
(4.8) { }P t t g t dt e H trt
t≥ = ⋅ = =∞
−∫ ( ) ( )μ
în care tr reprezintă timpul de reparare.
Considerând simultan ambele procese, de defectare cu intensitatea λ şi de reparare cu
intensitatea μ, atunci probabilitatea ca elementul să fie în funcţiune la momentul t+dt,
respectiv probabilitatea ca elementul să fie defect la momentul t+dt va fi:
P t dt P t dt Q t u dtQ t dt Q t dt P t dt
{ } ( ) ( ) ( )( ) ( ) ( ) ( )+ = ⋅ − ⋅ + ⋅ ⋅+ = ⋅ − ⋅ + ⋅ ⋅
11
λμ λ
(4.9)
adică probabilitatea ca elementul să fie în funcţiune la momentul t+dt este dată de
probabilitatea ca el să fie în funcţiune la momentul t înmulţită cu probabilitatea ca el să nu se
defecteze în următorul interval de timp dt la care se adaugă probabilitatea ca el să fie defect în
momentul t înmulţită cu probabilitatea ca el să fie reparat în următorul interval de timp dt. In
mod similar, probabilitatea ca elementul să fie defect la momentul t+dt este dată de
probabilitatea ca el să fie defect la momentul t înmulţită cu probabilitatea ca el să fie reparat
Calculul indicatorilor de fiabilitate
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 68
în următorul interval de timp dt la care se adaugă probabilitatea ca el să fie în funcţiune la
momentul t înmulţită cu probabilitatea ca el să se defecteze în următorul interval de timp dt.
Sistemul de mai sus poate fi scris:
P t dt P tdt
P t Q t
Q t dt Q tdt
Q t P t
( ) ( ) ( ) ( )
( ) ( ) ( ) ( )
+ −= − ⋅ + ⋅
+ −= − ⋅ + ⋅
λ μ
μ λ (4.10)
sau
′ = − ⋅ + ⋅′ = − ⋅ + ⋅
P t P t Q tQ t Q t P t
( ) ( ) ( )( ) ( ) ( )
λ μμ λ
(4.11)
Prin eliminarea variabilei Q(t) rezultă ecuaţia diferenţială liniară de gradul II:
0)(')()( =⋅++′′ tPtP μλ (4.12)
cu soluţia generală:
(4.13) P t C C e t( ) ( )= + ⋅ − + ⋅1 2
λ μ
în care C1, C2 sunt constante de integare. Pentru Q(t) vom avea:
Q t C C e t( ) ( )= ⋅ − ⋅ − + ⋅λμ
λ μ1 2 (4.14)
Constantele de integrare se determină în funcţie de starea elementului la t=0. Dacă
elementul este în funcţiune, atunci P(0)=1, Q(0)=0 şi rezultă:
P t e
Q t e
t
t
( )
( )
( )
( )
=+
++
⋅
=+
−+
⋅
− + ⋅
− + ⋅
μλ μ
λλ μ
λλ μ
λλ μ
λ μ
λ μ
(4.15)
Dacă elementul este defect la t=0, atunci P(0)=0, Q(0)=1 şi rezultă:
P t e
Q t e
t
t
( )
( )
( )
( )
=+
−+
⋅
=+
++
⋅
− + ⋅
− + ⋅
μλ μ
μλ μ
λλ μ
μλ μ
λ μ
λ μ
(4.16)
Dacă în relaţiile de mai sus facem t → ∞ constatăm că valoarea probabilităţilor de
succes şi de refuz nu mai depind de starea iniţială, la t=0:
P P t
Q Q t
t
t
= =+
= =+
→∞
→∞
lim
lim
( )
( )
μλ μλ
λ μ
(4.17)
Calculul indicatorilor de fiabilitate
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 69
4.2.1.2. Fiabilitatea sistemelor
Considerăm un sistem format din m elemente, care se poate afla în 2m=N stări.
Probabilitatea ca sistemul să fie în starea i, la momentul t+dt va fi:
(4.18) P t dt P t p dt i Ni j jij
N
( ) ( ) ( ), , ,...,+ = ⋅ ==∑ 1 2
1
în care pji(dt) reprezintă probabilitatea că în intervalul de timp dt sistemul să treacă din starea
j în starea i. Aceste probabilităţi trebuie să satisfacă condiţia de normare:
(4.19) p dtjii
N
( ) ==∑ 1
1
adică se rămâne în starea j sau se trece într-o altă stare i, i=1,2,..N, dar toate acestea dau
evenimentul sigur.
Probabilităţile pji(dt) sunt de forma:
λk⋅dt - dacă la trecerea din starea j în starea i se defecteză elementul k
pji(dt) =
μk⋅dt - dacă la trecerea din starea j în starea i se repară elementul k
Vom nota în general pij(dt)=qij⋅dt (i#j).
Scriind din nou ecuaţia probabilităţilor la momentul t+dt avem:
(4.20) P t dt P t q dt P t dt qi j jijj i
N
i ikk i
N
( ) ( ) ( ) [ ]+ = ⋅ ⋅ + ⋅ − ⋅=≠
=≠
∑1 1
1 k∑
în care s-a ţinut seama de faptul că, potrivit relaţiei de normare:
(4.21) p dt q dtii ikkk i
N
( ) = − ⋅=≠
∑11
dacă notăm cu
(4.22) q qii ikkk i
N
= −=≠
∑1
atunci obţinem:
(4.23) ′ = ⋅=∑P t q P ji jij
N
( ) ( )1
sau matricial:
Calculul indicatorilor de fiabilitate
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 70
(4.24) [ ] [ ] [′ = ⋅P t q P tT
( ) ( )]Deoarece pentru t → ∞, Pi = const., rezultă că pentru durate mari de studiu, [P']=0 şi vom
avea ecuaţia simplificată:
(4.25) [ ] [ ]q PT⋅ = 0
Întrucât sistemul de ecuaţii de mai sus admite o infinitate de soluţii (matricea [q] este
singulară), sistemul de mai sus se completează cu condiţia de normare a probabilităţilor de
succes:
(4.26) Pii
N
==∑ 1
1
4.2.2. Indicatori de fiabilitate
4.2.2.1. Cazul unui element
Indicatorii de fiabilitate pentru un element sunt:
1. Probabilitatea de succes
Se determină în condiţiile precizate la pct. 4.1.1.
μλμ+
=P (4.27)
2. Probabilitatea de insucces
μλλ+
=Q (4.28)
3. Durata de funcţionare în perioada de referinţă T=8760 h=1an, Tfan. Aceasta este
proporţională cu probabilitatea de succes:
TTPTfan ⋅+
=⋅=μλ
μ [h/an] (4.29)
4. Durata de nefuncţionare (refuz) într-un an, Tran:
T Q Tran = ⋅ =+
⋅λ
λ μT [h/an] (4.30)
3. Durata medie de funcţionare între două defecte, Tf:
T t f t dtf = ⋅ ⋅ =∞
∫ ( )0
1λ
[h] (4.31)
Calculul indicatorilor de fiabilitate
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 71
din relaţia de mai sus rezultă că intensitatea de defectare, λ, poate fi determinată statistic pe
baza mediei timpului de bună funcţionare a elementului:
λ =1
Tf
[h-1] (4.32)
4. Durata medie a unei stări de defect (refuz):
T t g t dtr = ⋅ ⋅ =∞
∫ ( )0
1μ
[h] (4.33)
5. Numărul mediu de treceri din stări de succes în stări de insucces în perioada de
referinţă, Nr:
μμλλμλ ⋅⋅==⋅
+⋅
=⋅⋅== TQT
TTTP
TT
Nr
ran
f
fanr (4.34)
4.2.2.2. Cazul unui sistem
In cazul unui sistem pot apare şi stări din care se iese prin manevră manuală sau
automată.
Principalii indicatori care se calculează sunt:
1. Probabilitatea de succes, P:
(4.35) P Pii S
=∈∑
în care S reprezintă mulţimea stărilor de succes.
2. Probabilitatea de insucces, Q:
(4.36) Q Pii R
= = −∈∑ 1 P
T
în care R reprezintă mulţimea stărilor de insucces sau de refuz.
3. Durata probabilă de funcţionare în perioada de referinţă, T, Tfan:
[h/an] (4.37) TPTfan ⋅=
4. Durata medie anuală de nefuncţionare, datorită defectelor eliminate prin reparaţii,
Tran:
[h/an] (4.38) T Qran = ⋅
.
5. Numărul mediu anual de defecte eliminate prin reparaţii în perioada de referinţă, T,
Nr:
Calculul indicatorilor de fiabilitate
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 72
[într/an] (4.39) TqPNSi Rj
ijir ⋅⎥⎥⎦
⎤
⎢⎢⎣
⎡⎥⎦
⎤⎢⎣
⎡⋅= ∑ ∑
∈ ∈
6. Numărul mediu anual de defecte eliminate prin manevre manuale, Nm:
[într/an] (4.40) TqPNSi RMj
ijim ⋅⎥⎥⎦
⎤
⎢⎢⎣
⎡⎥⎦
⎤⎢⎣
⎡⋅= ∑ ∑
∈ ∈
relaţie care poate fi utilizată în situaţiile în care toate stările de defect, inclusiv cele eliminate
prin manevre manuale sau automate sunt considerate. Aceasta însemnă că în cazul defectării
unui element rezervat de un altul care nu funcţionează în paralel (dar care poate fi cuplat
automat sau manual) se generează o stare de insucces. În relaţia de mai sus, RM reprezintă
mulţimea stărilor de refuz din care se iese prin manevră manuală.
În practică este mai comod să se considere stările de refuz eliminate prin manevră
manuală sau automată ca stări de succes (la aplicarea metodei Makov), iar numărul
întreruperilor eliminate prin manevră manuală sau automată sunt calculate separat. Acest
procedeu este justificat (în cazul reţelelor electrice) de durata mică a întreruperilor eliminate
prin manevre, durată neglijabilă în raport cu cele de bună funcţionare sau în raport cu cele de
reparaţie. În această situaţie se utilizează relaţia:
N Pm me= ⋅ ⋅Tλ [într/an] (4.41)
unde λme reprezintă intensitatea echivalentă de defectare la manevre, determinată cu relaţia:
[h-1] (4.42) λ me iji Sj RM
=∈∈
∑λ
Practic, ca stări de succes este suficient să se considere numai starea corespunzătoare schemei
normale, cu toate elementele în stare de funcţionare, întrucât probabilitatea celorlalte stări este
mică. În acest fel λme reprezintă suma intensităţilor de defectare ale elementelor rezervate cu
elemente care intră în funcţiune prin manevră manuală.
În acest caz durata medie a unei întreruperi manuale, Tm, trebuie stabilită în funcţie de
condiţiile concrete de exploatare ale reţelei.
7. Durata medie anuală de nefuncţionare datorită defectelor eliminate prin manevre
mmrman TNT ⋅= [h/an] (4.43)
8 Numărul mediu anual de întreruperi eliminate prin manevre automate, NAAR:
[într/an] (4.44) TqPNSi RAj
ijiAAR ⋅⎥⎥⎦
⎤
⎢⎢⎣
⎡⎥⎦
⎤⎢⎣
⎡⋅= ∑ ∑
∈ ∈
în care RA reprezintă mulţimea stărilor de refuz din care se iese prim manevră automată.
Calculul indicatorilor de fiabilitate
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 73
Şi în acest caz se pot aplica principiile descrise mai sus. Practic, numărul mediu anual de
întreruperi eliminate prin manevre automate se determină cu relaţia:
N P T N T KAAR m m ij AARi Sj RA
= ⋅ − ⋅ ⋅ ⋅ −∈∈
∑( ) (λ 1 ) [într/an] (4.45)
în care, pentru acurateţe, din durata probabilă de funcţionare fără defecte eliminate prin
reparaţii s-a scăzut durata probabilă de nefuncţionare datorită defectelor eliminate prin
manevre manuale.
RA reprezintă mulţimea stărilor de refuz din care se iese prim manevre automate, iar
KAAR=0.1, reprezintă riscul de nefuncţionare al automatizării.
Dacă în schema de alimentare a unui consumator există instalaţii de automatizare,
situaţiile în care aceasta refuză să acţioneze se elimină prin manevre manuale. In acest caz λme
devine:
[h-1] (4.46) λ λ λme ij ij AARi Sj RA
i Sj RM
K= + ⋅∈∈
∈∈
∑∑
9. Intensitatea echivalentă de defectare la defecte eliminate prin reparaţii, λe:
λ erN
P T=
⋅ [h-1] (4.47)
10. Intensitatea echivalentă de reparare, μe:
μ erN
P T=
− ⋅( )1 [h-1] (4.48)
11. Durata medie a unei întreruperi eliminate prin reparaţie:
err
ranr N
TPNTT
μ1)1(
=⋅−
== [h/într] (4.50)
12. Numărul mediu anual de întreruperi eliminate prin reparaţii a căror durată
depăşeşte o valoare critică, tcr:
[într/an] (4.51) N N ecr rte cr= ⋅ − ⋅μ
relaţia de mai sus rezultă din
(4.52) { } t
tr edttgttP μ−
∞
=⋅=≥ ∫ )(
Calculul indicatorilor de fiabilitate
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 74
valabilă pentru o întrerupere. Este evident că, dacă într-un an numărul mediu anual de
întreruperi eliminate prin reparaţie este Nr atunci probabilitatea de mai sus se multiplică cu
acesta.
13. Durata maximă de restabilire a alimentării, Trmax:
TT
r
re
emax ln
ln= ⋅
⋅
−
11
1μ
λ [h/într] (4.53)
în care r reprezintă riscul ca valoarea Trmax să nu fie depăşită la o întrerupere.
Relaţia de mai sus rezultă din repartiţia Poisson. Aceasta se aplică în cazul
evenimentelor rare.
Pentru un eveniment rar care are loc în medie de Nr ori pe an, probabilitatea ca acesta să aibă
loc de x ori este:
xr
N
x Nx
ePr
!
−
= [evenimente/an] (4.54)
Numărul mediu de întreruperi a căror durată de păşeşte Trmax va fi
(4.55) maxmax
re Trr eNN ⋅−⋅= μ
Rezultă că probabilitatea ca întreruperile cu durata Trmax să apară de x ori va fi:
xr
N
x Nx
ePr
max!
max−
= (4.56)
Probabilitatea ca acest eveniment rar să nu se producă într-un an va fi dată de P0 :
(4.57) max0
rNeP −=
iar aceasta trebuie să fie mai mare decât 1-r unde r este riscul impus (0.1 sau 0.05). Din
egalitatea
(4.58) rP −=10
se determină Trmax după cum urmează.
(4.59) maxmax1 rTe
rr eNN eer⋅−⋅−− ==−
μ
care prin logaritmare dă:
sau (4.60) max)1ln( re Tr eNr ⋅−⋅−=− μ
⎟⎠⎞
⎜⎝⎛−
⋅=⋅−
rNe
r
Tre
11ln1
maxμ (4.61)
dacă se ţine seama că
TTPN eer ⋅≈⋅⋅= λλ (4.62)
deoarece P > 0.99, atunci relaţia ce trebuia demonstrată (de la pct.11) rezultă imediat.
Calculul indicatorilor de fiabilitate
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 75
Interpretarea rezultatelor obţinute cu relaţia demonstrată mai sus trebuie făcută cu
prudenţă în situaţiile în care Nr=λe T < 1. Aceasta înseamnă că într-un an nu apare, în medie,
nici măcar o întrerupere cu durata medie Tr. In asemenea situaţii se poate considera λe T = 1,
aceasta însemnând că durata de referinţă la care ne raportăm nu este T ci 1/λe= Tf.
14. Numărul maxim anual de întreruperi eliminate prin reparaţii, Nrmax:
Determinarea are la bază tot repartiţia Poisson. Numărul se determină din condiţia ca
probabilitatea de a apare un număr de întreruperi mai mare ca Nrmax să fie mai mică ca riscul r
impus (r=0.1 sau 0.05). Punând condiţia inversă, adică probabilitatea de a apare un număr de
întreruperi mai mic ca Nrmax să fie mai mare sau egală cu 1-r vom avea:
N x ei
Tr
T
ei
i
x e
max |!
( ) (= ⋅ ⋅ ≥⎧⎨⎩
⎫⎬⎭
− ⋅
=∑
λ
λ 10
r)− [într/an] (4.63)
13. Numărul maxim anual de întreruperi eliminate prin manevre manuale, Nmmax:
N x ei
Tm
T
mei
i
x me
max |!
( ) (= ⋅ ⋅ ≥⎧⎨⎩
⎫⎬⎭
− ⋅
=∑
λ
λ 10
r)− [într/an] (4.64)
14. Numărul maxim anual de întreruperi eliminate prin manevre automate, NAAR:
N x ei
TAAR
T
AARi
i
x AAR
max |!
( ) (= ⋅ ⋅ ≥⎧⎨⎩
⎫⎬⎭
− ⋅
=∑
λ
λ 10
r)− [într/an] (4.65)
în care
(4.66) λ λAAR ij AARi Sj RA
K= ⋅ −∈∈
∑ ( )1
4.2.3. Procedura de calcul a indicatorilor de fiabilitate
Cuprinde următorii paşi:
- desenarea schemei monofilare de alimentare a consumatorului. Schema trebuie să
cuprindă sursele (barele staţiilor de sistem pentru care se cunosc indicatorii de
fiabilitate asociaţi λe, μe, λme), liniile de alimentare şi punctul de delimitare în care
se calculează indicatorii;
- analiza atentă a funcţionării reţelei pentru a se stabili toate căile fezabile de
alimentare. Nu se vor lua în considerare căi de alimentare pe care coordonatorul
reţelei (dispecerul) nu le utilizează niciodată.
- desenarea schemei bloc de fiabilitate; aceasta se obţine prin gruparea în serie a
elementelor simple
Calculul indicatorilor de fiabilitate
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 76
Indicatorii echivalenţi pentru o grupare serie se calculează astfel:
∑
∑
=
=
=
=
n
i i
i
es
n
iis
1
1
μλ
λμ
λλ
(4.67)
- reducerea schemei de fiabilitate la un element echivalent prin grupări ale
elementelor în serie şi în paralel (dacă acest lucru este posibil)
Indicatorii echivalenţi pentru două elemente în paralel sunt:
21
2
2
1
1
12
22
1
1
1
μμμμλ
μλ
λμλλ
μλ
λ
+=
++
⋅+⋅=
p
p (4.68)
- calculul λme, şi λAAR; la calculul acestor parametri trebuie să se ţină seama de
faptul că şi derivaţiile legate la calea de curent care alimentează consumatorul care
nu sunt legate prin echipamente care să asigure separarea în caz de defect, produc
întreruperi eliminate prin manevre manuale sau automate;
- calculul indicatorilor de fiabilitate.
Relaţiile de echivalenţă de mai sus se pot demonstra prin scrierea ecuaţiilor pentru
determinarea probabilităţilor de stare utilizând matricea de tranziţie.
Pentru n elemente în serie, în care starea 0 este singura stare de succes, iar starea i de
insucces se obţine la defectarea elementului i, matricea de tranziţie va fi:
2 ν
λ λ λμ μ μ1 1 2 2 ν ν
1
Figura 4.1 Schema pentru n elemente
serie
Calculul indicatorilor de fiabilitate
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 77
[ ]
⎥⎥⎥⎥⎥⎥⎥
⎦
⎤
⎢⎢⎢⎢⎢⎢⎢
⎣
⎡
−
−−
+++−
=
nn
nn
q
μμ
μμμμ
λ λ λ λ λ
......
......)..(
22
11
2121 λ
(4.69)
şi sistemul pentru rezolvarea ecuaţiilor de stare, devine:
(4.70)
1
,...,2,1,0
0)..(
0
0
1021
=
==⋅−⋅
=⋅+⋅+++−
∑
∑
=
=
n
ii
ii
n
iiin
P
niPP
PP
iμλ
μλλλ
de unde
∑
∑
=
=
+=
=+⋅
=⋅=
n
i i
i
n
i i
i
i
ii
P
P
niPP
1
0
10
0
1
1
1)1(
,..,2,1,
μλ
μλ
μλ
(4.71)
deoarece starea de succes este starea 0, rezultă numărul mediu anual de defecte:
∑
∑∑
∑
∑∑ ∑
=
==
=
=∈ ∈
=⋅−
⋅⋅=
⋅−=
=
⇒⋅⋅=⋅⋅=⋅⎥⎥⎦
⎤
⎢⎢⎣
⎡⎥⎦
⎤⎢⎣
⎡⋅=
n
i i
i
n
ii
n
ii
re
n
iie
e
n
ii
Si Rjijir
TP
TP
TPN
TPTPTqPN
1
1
0
10
1
10
)1()1(μλ
λλμ
λλ
λλ
(4.72)
Calculul indicatorilor de fiabilitate
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 78
Pentru două elemente în paralel, (fig. 4.2) matricea de tranziţie [q] va fi:
2
Figura 4.2 Elemente în paralel
(4.73)
⎥⎥⎥⎥⎥
⎦
⎤
⎢⎢⎢⎢⎢
⎣
⎡
μ+μ−μμλμ+λ−μλμ+λ−μ
λλλ+λ−
=
)(0)(0
0)(0)(
q
2112
1212
2121
2121
Folosind sistemul (4.25) (din care eliminăm o ecuaţie ) şi (4.26) vom avea:
(4.74)
⎥⎥⎥⎥
⎦
⎤
⎢⎢⎢⎢
⎣
⎡
=
⎥⎥⎥⎥
⎦
⎤
⎢⎢⎢⎢
⎣
⎡
⋅⋅
⎥⎥⎥⎥
⎦
⎤
⎢⎢⎢⎢
⎣
⎡
+−+−
+−
1000
1111)(0
0)(0)(
4
3
2
1
1212
2121
2121
PPPP
μμλλμμλλ
μμλλ
de unde rezultă:
21211221
211 μμμλμλλλ
μμ⋅+⋅+⋅+⋅
⋅=P (4.75)
21211221
212 μμμλμλλλ
μλ⋅+⋅+⋅+⋅
⋅=P (4.76)
21211221
213 μμμλμλλλ
λμ⋅+⋅+⋅+⋅
⋅=P (4.77)
21211221
214 μμμλμλλλ
λλ⋅+⋅+⋅+⋅
⋅=P (4.78)
Din egalitatea:
(4.79) TQTqPTPN eSi Rj
ijier ⋅⋅=⋅⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛⋅=⋅⋅= ∑ ∑
∈ ∈
μλ
rezultă:
Calculul indicatorilor de fiabilitate
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 79
( )211221
2121
321
1322
μλμλμμμμλλ
λλλ
⋅+⋅+⋅
+⋅⋅=
=++
⋅+⋅=
PPPPP
e
(4.80)
214
1322 μμλλ
μ +=⋅+⋅
=P
PPe (4.81)
4.2.4. Calculul indicatorilor de fiabilitate în cazul schemelor complexe
Sunt situaţii în practică când reducerea la un element echivalent a schemei bloc de
fiabilitate nu este posibilă. În aceste situaţii, spre deosebire de algoritmul prezentat la pct. 4.3,
calculul intensităţii echivalente de defectare, λe şi a intensităţii echivalente de reparare, μe se
realizează pe baza generării tuturor stărilor şi a rezolvării sistemului (4.25), (4.26). Totuşi,
având în vedere numărul mare de stări posibile, dimensiunea matricei [q] este foarte mare.
Din acest motiv, calculul probabilităţilor de stare se face prin metoda binomială care are la
bază faptul că evenimentele sunt independente. Potrivit normativului PE-013, metoda
binomială este acceptabilă atunci când rapoartele λ/μ<0.05, ceea ce în cazul reţelelor electrice
este întotdeauna adevărat.
În asemenea situaţii, probabilităţile de stare sunt termenii produsului binomial:
nipq
p
qp
iii
ii
ii
ii
n
iii
,...,2,11
)(1
=−=+
=
+=
+∏=
μλλ
μλμ
(4.82)
Probabilitatea de succes va fi:
(4.83) ∑ ∏∏∈ ∈∈
⋅=Sk NFj
iFi
i qpP
unde prin notaţia i∈F se înţelege că elementul i este în funcţiune în starea de succes k, iar prin
notaţia j∈NF se înţelege că elementul i este defect în starea de succes k.
Pentru generarea tuturor stărilor, se foloseşte un algoritm bazat pe modelul unui
număr binar cu n cifre. Algoritmul este prezentat în figura 4.3.
Dacă asociem valoarea 0 binară valorii TRUE a variabilelor logice li atunci rezultă
următoarea succesiune pentru o schemă cu 3 elemente:
Calculul indicatorilor de fiabilitate
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 80
0 0 0 -> starea 1
0 0 1 -> starea 2
0 1 0 -> starea 3
0 1 1 -> starea 4
1 0 0 -> starea 5
1 0 1 -> starea 6
1 1 0 -> starea 7
1 1 1 -> starea 8
adică numărul stării (NrStr)
este egal cu numărul binar
obţinut + 1.
ALGORITM DE GENERARE A STÃRILOR
Numărul mediu anual
de defecte eliminate prin
reparaţie se determină cu
relaţia:
TqPNRj
kjSk
kr ⋅⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛= ∑∑
∈∈
unde suma interioară reprezintă
suma intensităţilor de defectare
ale elementelor în funcţiune în
starea k, prin a căror defectare
se trece într-o stare de
insucces.
Pentru verificarea stărilor (dacă
sunt de succes sau nu) se scrie
o funcţie logică care descrie
starea sistemului în funcţie de
starea elementelor, descrisă
prin variabilele li, i=1,2,..,n.
De exemplu, pentru schema din figura 4.4, funcţia logică este:
li=True
i=i+1
Nu
li=FalseNrStr=NrStr+1
i>1
lj=True,j=1,2,..,i-1
Da
Da
Nu
NrStr=2n
STOP
Da Nu
i=1
NrStr=1li=True, i=1,2,...n
Start
Figura 4.3 Algoritm de generare a stărilor
Calculul indicatorilor de fiabilitate
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 81
73752
64261
llllllllllF⋅+⋅⋅+
+⋅⋅+⋅=
Determinarea Nr cu relaţia (4.84) presupune ca din fiecare stare de succes să fie generate
tranzacţii către stări de insucces prin simularea defectării elementelor în funcţiune (se obţine
astfel suma interioară din (4.84)).
După calculul lui Nr se calculează λe, μe cu relaţiile (4.47), (4.48) şi apoi toţi indicatorii.
6
1 4
2 5 7
3
Figura 4.4
Analiza tehnico-economică a soluţiilor de alimentare
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 82
5. Analiza tehnico-economică a soluţiilor de alimentare cu energie
electrică a consumatorilor
Orice instalaţie nouă realizată trebuie analizată şi fundamentată din punct de vedere
al eficienţei economice. Pentru instalaţiile de producţie, mai general în cazul celor cu scop
lucrativ, stabilirea eficienţei se face în faza de studiu de fezabilitate. În cazul instalaţiilor de
alimentare cu energie electrică realizate de diverşi investitori pentru alimentarea receptoarelor
proprii sau pentru racordarea la reţeaua furnizorului, eficienţa economică trebuie justificată la
nivelul întregii lucrări de investiţie, având în vedere activitatea de bază. La nivelul
proiectantului instalaţiilor de alimentare cu energie electrică va trebui să se realizeze numai
un calcul tehnico-economic de comparare a variantelor. Dacă lucrările de alimentare cu
energie electrică sunt realizate de furnizorul de energie electrică, atunci eficienţa dovedită de
către proiectantul acestora.
5.1. Componente economice luate în calcul
Principalele componente economice care trebuie luate în considerare la efectuarea
calculelor tehnico-economice sunt:
a) Investiţiile - cuprind investiţiile efective, investiţiile de echivalare şi investiţiile de
înlocuire.
Investiţiile efective, Ief, sunt legate de realizarea efectivă a obiectivului propriu-zis şi
cuprind investiţiile directe, investiţiile conexe şi investiţiile colaterale.
Investiţiile directe - sunt investiţiile stabilite prin documentaţia economică (devizele
obiectivului).
Investiţiile conexe - sunt investiţii care nu se referă la direct obiectivul analizat, dar
sunt determinate de realizarea acestuia (amenajări de teren, măsuri suplimentare de protecţie
faţă de alte obiective, etc.). Nu se iau în considerare acele investiţii conexe care aduc venituri
unei alte unităţi economice.
Investiţiile colaterale - sunt investiţiile realizate în colaborare cu alte unităţi sau
numai de aceştia, cu scopul asigurării noului obiectiv cu utilităţi (apă, gaze, abur, canalizări,
căi ferate, telecomunicaţii, etc.), fie pentru asigurarea bunei funcţionări a altor unităţi, dar
Analiza tehnico-economică a soluţiilor de alimentare
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 83
care sunt perturbate de apariţia noului obiectiv (de exemplu devieri de reţele la realizarea unui
obiectiv). Aceste investiţii se includ în devizul general.
Investiţiile de echivalare, Iech, sunt investiţii fictive care se calculează şi se adaugă la
investiţiile efective pentru a aduce la echivalenţă din punct de vedere al producţiei realizate
variantele analizate. Acestea se aplică şi la investiţiile de înlocuire, Ii. Ele se determină pe
baza diferenţelor de capacitate dintre variante, în cazul nostru, cea de putere transportată, ΔP,
şi a investiţiilor specifice pe unitatea de producţie, iech.
(5.1) I P iech ech= ⋅Δ
în care iech, reprezintă investiţia specifică în reţele pentru transportul unui KW, [$/KW], iar
ΔP, diferenţa de putere între soluţii, [KW].
Investiţiile de echivalare se iau în considerare pentru variantele cu o producţie sau
capacitate mai mică.
Investiţiile de înlocuire, Iin, sunt egale ca mărime şi eşalonare în timp, cu investiţia
iniţială pentru componentele investiţiei a căror durată de funcţionare expiră pe durata de
studiu. Dacă pentru înlocuire intervin şi alte cheltuieli legate de demontarea instalaţiilor
existente, atunci acestea se adaugă la investiţia iniţială.
b) Valoarea reziduală, Vrez, reprezintă valoarea materialelor rămase după expirarea
duratei de utilizare normale a echipamentului sau instalaţiilor şi care mai pot fi utilizate.
Acestea se iau în calcul pentru instalaţiile a căror durată normală de viaţă este mai mică decât
durata de studiu, Ts.
c) Valoarea remanentă, Vrem, reprezintă valoarea fondurilor fixe rămase neamortizate
la sfârşitul duratei de studiu şi care mai pot produce efecte economice şi după această
perioadă. Evident, ea este mai mică decât valoarea iniţială şi se poate determina cu relaţia:
snsnn
efrem TTdacaTT
TI
V >−⋅= ),( (5.2)
în care Tn reprezintă durata normală de viaţă a instalaţiei.
d) Cheltuielile anuale de calcul, Cc, reprezintă cheltuielile necesare funcţionării
instalaţiilor respective şi cuprind:
d1) Cheltuieli anuale efective, Cef, reprezintă cheltuieli de bază pentru realizarea
scopului propus (în cazul furnizorului de energie, cheltuielile de achiziţionare a energiei,
cheltuieli pentru achiziţionarea combustibilului, etc.).
d2) Cheltuieli anuale de amortizare, Cam, reprezintă cheltuielile pentru recuperarea
treptată a valorii cu care se reduce valoarea fondurilor fixe datorită uzurii şi morale. In acest
Analiza tehnico-economică a soluţiilor de alimentare
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 84
fel se creează fonduri noi pentru retehnologizare şi reparaţii. Se determină în funcţie de durata
normală de viaţă, Tn.
CITam
ef
n
= (5.3)
In calculele tehnico-economice trebuie luată fie investiţia iniţială, fie valoarea cheltuielilor de
amortizare, dar nu amândouă.
d3) Cheltuieli pentru salariile personalului de exploatare, Cp, reprezintă valoarea
anuală a salariilor plătite personalului care realizează producţia:
[$/an] (5.4) C Np p= ⋅R
I
în care Np reprezintă numărul de persoane care realizează producţia de bază, iar R [$/an]
valoarea medie anuală a salariului, inclusiv CAS şi alte cheltuieli cu munca vie, în [$/an]. De
obicei, cheltuielile anuale cu personalul se includ în cheltuielile de exploatare (pct. d4).
d4) Cheltuieli pentru întreţinerea, reparaţia curentă şi capitală a utilajelor, Cex sau
cheltuielile propriu-zisă de exploatare:
Cex ef= ⋅β (5.5)
în care β reprezintă cota de cheltuieli de exploatare cu valori cuprinse între 10 şi 1% la
instalaţiile clasice şi în jur de 2% pentru instalaţiile moderne. De remarcat că în cazul
instalaţiilor energetice, coeficientul β cuprinde de regulă şi cheltuielile cu personalul, Cp.
d5) Cheltuieli anuale de echivalare, Cech, ce cuprind cheltuielile pentru exploatarea,
întreţinerea şi exploatarea curentă a instalaţiilor corespunzătoare investiţiei de echivalare:
C Iech eech= ⋅β (5.6)
Acestea se iau în considerare la fel ca şi investiţiile de echivalare.
d6) Cheltuieli efective pentru echivalare, Cefech, reprezintă cheltuieli pentru realizarea
producţiei de echivalare.
d7) Cheltuieli cu pierderile de energie, Cwp
∑∑ ⋅⋅Δ+⋅⋅⋅⋅= wfewwp cTPcIRC τ2max3 [$/an] (5.7)
unde τ [h/an] reprezintă timpul de pierderi, iar cw costul energiei pierdute [$/kWh]. Primul
termen ne dă costul pierderilor de energie longitudinale, dependente de sarcină, iar cel de-al
doilea ne dă costul pierderilor de energie în fierul transformatoarelor.
e) Daune anuale, D, cuprind daune anuale de continuitate, Dc şi de calitate, Dcal:
Daunele anuale de continuitate se determină pe baza indicatorilor de fiabilitate în
alimentarea cu energie electrică a consumatorului:
Analiza tehnico-economică a soluţiilor de alimentare
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 85
D N D T N D T N D Tc r r m m AAR AAR= ⋅ + ⋅ + ⋅( ) ( ) ( ) [$/an] (5.8)
în care TAAR reprezintă durata de întrerupere la defecte eliminate manevre automate, Tr, Tm,
au fost definiţi în capitolul precedent. Curba D(t) ne indică dauna probabilă în funcţie de
durata întreruperii în alimentarea cu energie electrică şi are forma:
Daunele de calitate se determină pe
baza penalizărilor prevăzute în reglementări
specifice sau în contracte pentru abateri de
calitate. În cazul energiei electrice, potrivit
standardului de performanţă şi a contractelor
cadru, valoarea penalităţilor se negociază.
Pentru abaterile de tensiune şi de frecvenţă se
penalizează prin reducerea tarifului practicat cu
12.5% (valoare recomandată) pentru cantitatea
de energie livrată cu abateri de tensiune sau
frecvenţă:
Determinarea daunelor probabile D W ccal cal w= ⋅ ⋅0125. [$/an]
(5.9)
în care Wcal reprezintă energia livrată, necorespunzătoare calitativ într-un an, iar cw costul
unitar al unui KWh, având valoarea de aproximativ 0.05 [$/KWh].
5.1. Principalii indicatori de eficienţă economică
Există două categorii principale de indicatori tehnico-economici:
a) Indicatori pentru stabilirea eficienţei investiţiei;
b) Indicatori pentru compararea tehnico-economică a investiţiilor.
Indicatorii cei mai utilizaţi din prima categorie sunt:
1. Venitul net actualizat, VNA:
[$] (5.10) ∑=
−+⋅++−−−+−=sT
i
ireziremiiiii aVVDICVIVNA
10 )1()(
în care:
I0 - investiţia efectivă în anul iniţial (0), [$];
Vi - veniturile obţinute în anul i în urma realizării investiţiei, [$/an];
Analiza tehnico-economică a soluţiilor de alimentare
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 86
Ci - cheltuielile anuale de calcul în anul i, în [$/an];
(5.11) wpipiiefii CCCCC +++= exp
Ii - investiţia efectivă în anul i, [$];
Di - dauna probabilă în anul i, {$/an];
a - rata de actualizare, egală cu 0.1-0.12 [an-1] potrivit ultimelor recomandări.
In valoarea investiţiilor se iau în considerare investiţiile de înlocuire, Iin dar nu se
consideră investiţiile de echivalare. In mod similar în valoarea cheltuielilor anuale nu se
consideră cheltuielile de amortizare sau cele de echivalare. În valoarea venitului anual, Vi, se
includ încasările anuale din producţia de bază, în cazul nostru din vânzarea de energie. De
remarcat că actualizare se face la data efectuării primelor cheltuieli de investiţie.
Pentru lucrările de alimentare cu energie electrică, indicatorul VNA poate fi utilizat
în cazul furnizorului de energie electrică.
Investiţia este rentabilă dacă VNA>0.
2. Rata internă de rentabilitate, RIR. Reprezintă valoarea ratei de actualizare, a,
pentru care VNA=0:
(5.12) { }0)(|100 =⋅= aVNAaRIR
Dacă RIR > 10-15% atunci investiţia se consideră eficientă, altcum ea mai trebuie analizată.
Acest indicator se poate utiliza la fel ca şi VNA.
3. Indicele de profitabilitate, Ip:
∑
∑
=
−
=
−
+⋅+++
+⋅++=
s
s
T
i
iiii
T
i
ireziremii
p
aDCII
aVVVI
10
1
)1()(
)1()( (5.13)
Este definit ca raport dintre veniturile actualizate din perioada de studiu şi totalul
cheltuielilor din aceeaşi perioadă. O investiţie este eficientă dacă Ip > 0.
4. Durata de recuperare actualizată, Trec:
(5.14)
{ }
])[()1()(
)(1)1()()(
0)(|
10
ttaDCIVVV
itaDCIVVVItF
tFtT
ttttreztremtt
T
i
iiiireziremii
rec
s
−⋅+⋅−−−+++
+−⋅+⋅−−−+++−=
==
−
=
−∑
în care 1(x) reprezintă funcţia treaptă (=0 pentru x < 0 şi =1 pentru x≥0), iar [x] reprezintă
partea întreagă a numărului real x.
Analiza tehnico-economică a soluţiilor de alimentare
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 87
O investiţie este cu atât mai eficientă cu cât Trec este mai mic. Având în vedere
influenţa ratei de actualizare a, o investiţie poate fi considerată eficientă dacă Trec < 8 ani.
5. Criteriul CTA, cheltuieli totale actualizate:
(5.15) CTA I I C D Vrez Vrem a I ai i i i ii
echd
i
Ts
= + + + − − ⋅ + + ⋅ +−
=∑0
1
1 1( ) ( ) −( )
în care d reprezintă durata de execuţie a lucrărilor de investiţie. Se remarcă că investiţia de
echivalare se ia în considerare în ultimul an de realizare a lucrărilor.
In valoarea investiţiilor se includ investiţiile efective, Ief şi cele de înlocuire, Iin. În
valoarea cheltuielilor de calcul se includ şi cheltuielile de exploatare ale investiţiei de
echivalare, Cech ca şi cele pentru realizarea producţiei de echivalare, Cefech, începând cu anul
d+1. Nu se iau în considerare cheltuielile pentru amortizare.
Acest indicator, CTA, este recomandat pentru compararea tehnico-economică a
variatelor de alimentare cu energie electrică a consumatorilor.
In cazul în care cheltuielile, veniturile şi daunele anuale sunt constante, iar investiţia
se realizează în anul 0, atunci relaţiile de mai sus se simplifică:
( ) (( )
)1 1 1 111
+ = ⋅ −+
=−
=∑ a
a aTi
i
T
T sa
s
s (5.16)
în care Tsa reprezintă durata de studiu actualizată. De exemplu pentru Ts=10 ani, rezultă
Tsa=6.14 ani, pentru Ts=20 ani avem Tsa=8.51, iar pentru Ts=30 ani, rezultă Tsa=9.43 ani.
Alegerea caracteristicilor instalaţiilor
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 88
6. Alegerea caracteristicilor instalaţiilor
In acest capitol ne vom referi la câteva caracteristici mai importante pentru
elementele schemelor instalaţiilor electrice de alimentare a consumatorilor industriali şi a
receptoarelor acestora cum sunt: stabilirea tensiunii de alimentare, stabilirea amplasamentelor
pentru staţii şi posturi de transformare, stabilirea schemei de comutaţie, alegerea puterii
transformatoarelor, alegerea secţiunii cablurilor şi conductoarelor.
6.1. Alegerea tensiunii de alimentare
Este influenţată de mai mulţi factori printre care:
• caracteristicile instalaţiilor SEN din zonă;
• sarcinile maxime de durată cerute de consumator şi de receptoare;
• tensiunea de funcţionare a receptoarelor;
• reducerea la minim a numărului de trepte de tensiune utilizate în incinta unui
consumator;
• existenţa unei centrale proprii;
• eficienţa economică.
Potrivit normativului PE-124/95, tensiunea de alimentare se alege în principal pe baza
sarcinii maxime de durată şi a momentului acesteia faţă de punctul de racord (a se vedea
tabelul din cap. 1).
Treptele de tensiune de alimentare recomandate sunt:
• 400 sau 110 KV pentru sarcini Smax ≥ 50 [MVA] şi MS 1500 [MVA⋅Km];
• 110 KV pentru sarcini 7.5 ≤ Smax ≤ 50 [MVA] şi MS ≤ 1500 [MVA⋅Km];
• 110 KV sau 20 KV pentru sarcini 2.5 ≤ Smax ≤ 7.5 [MVA] şi 30 ≤ MS ≤ 80
[MVA⋅Km];
• 20 KV sau 0.4 KV pentru sarcini 0.1 ≤ Smax ≤ 2.5 [MVA] şi MS ≤ 8 [MVA⋅Km].
•
Sunt necesare calcule de optimizare a soluţiei, de exemplu prin CTA, în următoarele
situaţii:
Alegerea caracteristicilor instalaţiilor
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 89
• în cazul existenţei posibilităţii alimentării la mai multe tensiuni;
• în cazul platformelor industriale cu consumuri importante de putere şi energie a
căror realizare implică realizare de noi staţii sau modificarea structurii reţelei;
• în cazul existenţei unor centrale proprii care pot debita energia la diferite trepte de
tensiune.
• De altfel, pentru marii consumatori, este recomandată întotdeauna efectuarea unui
calcul de eficienţă.
Pentru sistemul intern de distribuţie, în cazul unităţilor mari poate fi de 10, 6, 0.66 şi
0.4 KV.
Datorită tipurilor de receptoare existente, aproape întotdeauna trebuie utilizată tensiunea de
0.4 KV. Alegerea tensiunii interne de 6 sau 10 KV este legată de existenţa motoarelor la una
din aceste tensiuni. De remarcat că multe unităţi realizează numai echipamente la 10 (12) KV.
In literatură se recomandă şi utilizarea tensiunii de 0.66 KV, având în vedere gama de puteri
pentru motoare realizată la această tensiune. Utilizarea unui număr mai mare de 2 trepte de
tensiune în reţeaua internă, conduce la pierderi de energie în transformatoarele de putere
dintre treptele de tensiuni.
Ca recomandare generală, în cazurile în care diferenţa dintre CTA la variantele de
realizare a reţelei de alimentare cât şi a reţelei interne, rezultă mai mică de 10 %, se
recomandă utilizarea tensiunii mai mari datorită perspectivei mai bune pe care o oferă
(capacitate de transport mai mare).
6.2. Staţii şi posturi de transformare
In legătură cu acestea trebuie rezolvate următoarele probleme:
• alegerea amplasamentelor;
• alegerea schemei de comutaţie primară şi secundară;
• alegerea numărului şi a puterii optime a transformatoarelor.
6.2.1. Stabilirea amplasamentelor
Alegerea judicioasă a amplasării staţiilor de transformare şi a punctelor de distribuţie
este un factor hotărâtor în acţiunea de optimizare a reţelei electrice dintr-o incintă industrială.
Alegerea caracteristicilor instalaţiilor
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 90
Abaterea de la poziţiile optime ale amplasamentelor conduc la creşterea investiţiilor în
reţelele de cabluri şi la creşterea pierderilor de energie în reţelele de cabluri.
Operaţia de stabilire optimă a amplasamentelor începe cu stabilirea cartogramei
sarcinilor pe planul general de amplasare a secţiilor de producţie. Pentru fiecare secţie se
trasează conturul clădirilor şi sarcinile de calcul sub forma unor cercuri având raza
dependentă de sarcină:
r PKi
i
SC
=
în care Pi reprezintă puterea cerută
în secţia (clădirea) respectivă, iar
KSC este un factor de scară în
[KW/mm2]. Fiecare cerc poate fi
împărţit în sectoare reprezentând
diferitele categorii de sarcini:
iluminat, forţă, joasă sau medie
tensiune, etc.
Întrucât puterile reactive
absorbite de secţii se pot asigura şi
din surse locale (baterii de
condensatoare) este utilă trasarea
unei asemenea cartograme şi
pentru puterea reactivă.
Urmează calculul
coordonatelor centrului de sarcină
atât la nivelul secţiilor cât şi la
nivelul unităţii economice. Pentru aceasta se pot utiliza mai multe metode:
Figura 6.1
Reprezentarea sarcinilor în plan
a) Metoda momentelor sarcinilor
XP x
P
i ii
n
ii
n01
1
=⋅
=
=
∑
∑ (6.1)
Alegerea caracteristicilor instalaţiilor
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 91
YP y
P
i ii
n
ii
n01
1
=⋅
=
=
∑
∑ (6.2)
în care xi, yi reprezintă coordonatele sarcinii i.
b) Metoda momentelor energiei
XP T x
P T
i PMi ii
n
i PMii
n01
1
=⋅ ⋅
⋅
=
=
∑
∑ (6.3)
YP T y
P T
i PMi ii
n
i PMii
n01
1
=⋅ ⋅
⋅
=
=
∑
∑ (6.4)
în care TPMi reprezintă durata de utilizare a puterii active, Pi, i=1,2,..,n.
Relaţiile de mai sus se aplică succesiv pentru fiecare secţie şi apoi pentru nivelul
unităţii.
Se pot utiliza şi metode mai precise care ţin seama de valoarea investiţiilor, a
pierderilor de energie şi de valoarea cheltuielilor de exploatare. Experienţa arată însă că în
majoritatea cazurilor aplicarea unor metode simple de calcul sunt suficiente întrucât erorile de
determinare a sarcinilor şi a traseelor definitive sunt mai mari decât erorile proprii metodelor
respective.
Un aspect important care trebuie luat în considerare este dinamica sarcinilor pe o
perioadă mai lungă (10÷15) ani. Într-adevăr, creşterea productivităţii instalaţiilor, utilizarea
unor tehnologii moderne, modificarea numărului de schimburi, precum şi dezvoltări
ulterioare, pot conduce la modificări importante faţă de prevederile iniţiale.
6.2.2. Stabilirea schemelor de comutaţie
Presupune stabilirea schemelor de realizare a instalaţiilor de alimentare şi a reţelelor
interne, a echipamentelor de comutaţie ce se montează în staţii, posturi şi pe liniile
componente ale reţelelor. Această problemă este în final tot o problemă de optim care se
rezolvă prin compararea tehnico-economică a mai multor variante.
La fixarea variantelor trebuie să se ţină seama de următoarele:
Alegerea caracteristicilor instalaţiilor
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 92
• O importantă cale de reducere a investiţiilor o constituie realizarea staţiilor de
transformare de tip racord adânc (dacă alimentarea se realizează pe 110 KV).
• Trebuie să se asigure condiţii pentru deconectarea defectelor de către protecţii.
• Să se asigure siguranţa în funcţionare impusă de receptoare (eventual optimizată în
funcţie de valoarea investiţiilor şi a daunelor).
• Să se asigure condiţii pentru efectuarea lucrărilor de mentenanţă şi o flexibilitate
suficientă în efectuarea manevrelor.
• Influenţa unor receptoare asupra calităţii tensiunii (regim deformant, fenomenul de
fliker).
• Limitarea puterilor de scurtcircuit la nivelul acceptat de echipamente.
• Etapele de dezvoltare ulterioară a firmei.
Pe partea de 110 KV a LEA de racord se montează de regulă întrerupătoare. Este
posibilă renunţarea la acestea, dacă se poate realiza declanşarea întrerupătorului din staţia de
alimentare (prin cablu pilot, fibră optică, radio).
In ceea ce priveşte instalaţiile de MT, în staţiile de conexiuni sau partea de MT a
SRA există mai multe soluţii:
• Sisteme cu bară simplă nesecţionată.
• Sisteme cu bară simplă secţionată.
• Sisteme cu bară dublă şi cuplă transversală.
• Sisteme cu bară dublă din care una secţionată.
Având în vedere calitatea celulelor executate în momentul de faţă (celule închise,
eventual cu bara şi echipamentele capsulate în SF6), se recomandă utilizarea sistemului cu
bară simplă secţionată, alimentările duble ale receptoarelor mai importante făcându-se de pe
secţii diferite.
Echiparea celulelor din staţiile principale se realizează de regulă cu separator şi
întrerupător în montaj fix sau cu întrerupător în montaj debroşabil. În celulă se vor prevedea
şi reductoare de curent pentru conectarea protecţiilor. Plecările trebuie să fie prevăzute şi cu
CLP în vederea legării liniilor la pământ. De asemenea pentru a se verifica prezenţa tensiunii
pe liniile racordate în celule se prevăd, în variantele moderne, indicatoare capacitive de
tensiune. Pentru plecări de importanţă mai mică, se pot prevedea şi celule cu separator de
sarcină şi siguranţe fuzibile, cu sau fără reductoare de curent. Alimentarea circuitelor de
tensiune din celule (măsură + protecţii) se realizează de regulă prin intermediul unei celule de
măsură, câte una pentru fiecare secţie de bare.
Alegerea caracteristicilor instalaţiilor
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 93
In ceea ce priveşte echiparea posturilor de transformare, acest lucru depinde de tipul
şi locul de amplasare al acestuia. In marile unităţi industriale, posturile de transformare, cu
puteri de 250-1600 KVA se prevăd cu celule în staţiile de alimentare, în cabina postului de
transformare, situat la distanţe de ordinul zecilor de metri, nu se mai montează nimic pe
partea de MT. Pe partea de JT se utilizează întrerupătoare automate debroşabile de tip USOL,
OROMAX, sau alte tipuri de echipamente de acest tip din import, sau întrerupătoare în
montaj fix şi separatoare. Dacă distanţa dintre staţia de distribuţie de MT şi postul de
transformare este mare sau dacă postul de transformare are două alimentări, se recomandă ca
în postul de transformare să se realizeze o bară, cu sau fără cuplă longitudinală, cu celule de
sosire de la surse şi celule de transformator. Prezenţa barei de MT este legată de realizarea
AAR la MT. Dacă AAR se realizează la JT, se poate ca pe partea de MT să fie prevăzute
numai separatoare, fiind însă obligatorii întrerupătoarele automate pe partea de JT cu
acţionare automată.
In cazul posturilor de tip abonat, cu puteri de 250-1600 KVA se recomandă utilizarea
de celule de transformator cu întrerupător şi transformatoare de curent pe partea de MT.
Transformatorul va fi prevăzut cu o protecţie maximală pe partea de MT. Pentru posturile de
transformare alimentate în buclă , celulele de linie pot fi prevăzute cu numai cu separatoare
(eventual de sarcină), iar celula de transformator cu separator de sarcină şi siguranţe. Se
remarcă utilizarea din ce în ce mai mult a separatoarelor cu 3 poziţii (închis, deschis, la
pământ). In cazul în care nu se mai prevede extinderea postului cu noi celule se recomandă
celule de tip RMU (Ring-Main Units). Dacă este necesară extinderea ulterioară a posturilor de
transformare, ele se vor prevedea cu celule extensibile. Pentru celulele care alimentează
motoare se poate utiliza şi combinaţia cu separator, siguranţe fuzibile şi contactoare de MT.
Posturile aeriene de 40-250 KVA se echipează pe partea de MT cu separator şi
siguranţe, iar pe partea de JT cu siguranţe sau întrerupătoare automate.
In ceea ce priveşte echiparea pe partea de JT a tablourilor de joasă tensiune, acestea
se prevăd fie cu siguranţe şi, eventual, cu comutatoare manuale, fie cu întrerupătoare
automate. Alegerea unui tip de echipament sau altul este dată de importanţa circuitului ca şi
de posibilitatea apariţiei suprasarcinilor. Prevederea de întrerupătoare automate se recomandă
pentru circuitele care alimentează motoare. Dacă pe un circuit apar suprasarcini şi nu se
prevede întrerupătoare automate, atunci pentru protecţia la suprasarcină se prevăd relee
termice. Aparataj de protecţie se prevede obligatoriu:
• La plecările din tabloul de distribuţie.
Alegerea caracteristicilor instalaţiilor
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 94
• La intrările în tablourile de distribuţie cu o putere totală instalată mai mare de 8
KW, ale consumatorilor racordaţi direct din reţeaua furnizorului.
• La intrarea în tablourile de forţă sau lumină cu mai mult de 5 circuite ale
consumatorilor racordaţi direct din reţeaua furnizorului. In situaţiile cu puterea
instalată cuprinsă între 5 şi 8 KW dar cu mai puţin de 5 circuite, utilizarea aparatelor
de protecţie este apreciată de către proiectant.
• La ieşirea din contorul de tarifare dacă distanţa până la tabloul de distribuţie este
mai mare de 25 m.
• În punctele în care secţiunea unei coloane scade, cu excepţia cazurilor în care
aparatajul de protecţie din amonte asigură şi protecţia zonei cu secţiune micşorată.
• La ramificaţiile spre receptoarele individuale, cu excepţia ramificaţiilor pentru
receptoare de putere mică asigurate la plecarea din tabloul electric cu maximum 16
A la 220 V.
• La plecările racordate înainte de siguranţele generale din tabloul de distribuţie.
• Pe circuitele secundare de c-dă şi semnalizare.
Pe circuitele prevăzute cu siguranţe se poate renunţa la aparatajul manual de
comutaţie, aceasta realizându-se prin manevrarea acestora, recomandate fiind separatoarele cu
MPR.
6.2.3. Alegerea puterii transformatoarelor
1. Transformatoare din staţii 110/MT
Pentru alegerea puterii transformatoarelor trebuie respectate următoarele criterii şi
principii:
• Asigurarea tranzitului puterilor pe întreaga perioadă de studiu.
• Limitarea curentului de scurtcircuit pe barele de MT la valori admisibile pentru
echipamentele din staţie şi pentru liniile de MT racordate la aceasta.
• Asigurarea condiţiilor de pornire a celui mai mare motor sau autopornirea grupului
de motoare racordate la bara de MT.
• Dacă se utilizează mai multe transformatoare, acestea vor fi identice.
• Numărul de transformatoare într-o staţie va fi de regulă egal cu 2 în cazul
consumatorilor industriali care nu au rezervare pe MT. Dacă consumatorul are o
rezervă pe MT sau daunele probabile sunt mici, atunci staţia va fi prevăzută cu un
Alegerea caracteristicilor instalaţiilor
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 95
singur transformator. Staţiile de distribuţie publică vor fi prevăzute de regulă cu un
transformator. Se admite montarea a două transformatoare dacă ea nu are rezervare
pe MT sau dacă ea alimentează şi consumatori industriali importanţi.
• Se vor utiliza de regulă transformatoare cu bobinaje din aluminiu.
• Se consideră o creştere a sarcinii pe maxim 10 ani.
Criteriul de alegere a puterii transformatoarelor este cel al CTA. Pentru un calcul
riguros, se poate efectua calculul CTA pentru fiecare situaţie în parte.
[$] (6.5) ∑=
−+⋅+++=sT
i
iiWPiexi aDCCICTA
1
)1()(
unde
I - valoarea investiţiei efective:
I N C C CT cel celMT= ⋅ + +( )110 [$] (6.6)
cu Ccel110+CcelMT=120 [mii $].
N - numărul de transformatoare identice în paralel;
CT - costul transformatorului în [$];
Cex - cheltuieli anuale de exploatare, inclusiv cele cu personalul:
Cex = ⋅ Iβ [$/an] (6.7)
cu β=0.045 [an-1].
CWP - costul pierderilor de energie anuale
C N P TN
P SS
cWP fe cun
w= ⋅ + ⋅ ⋅⎛⎝⎜
⎞⎠⎟ ⋅ ⋅( )maxΔ Δ
12
τ [$/an] (6.8)
Di - daunele probabile în anul i
În ceea ce priveşte numărul de transformatoare, în normativ se precizează
următoarele:
a) Pentru staţiile de transformare care alimentează consumatorii industriali sau
similari se prevăd de regulă 2 transformatoare. Un singur transformator poate fi
prevăzut în cazurile în care daunele sunt reduse sau când există posibilitatea de
preluare (măcar parţială) a sarcinii pe MT.
b) Pentru staţiile publice se prevăd, de regulă, un singur transformator. Se admite
montarea a două transformatoare în următoarele situaţii:
- nu există rezervare independentă (din altă staţie) pe barele de MT
Alegerea caracteristicilor instalaţiilor
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 96
- când ponderea consumului industrial în consumul staţiei este mare, iar
consumatorii industriali cer o siguranţă mărită în alimentare
Pentru alte situaţii, în care precizările de mai sus nu conduc la o decizie clară,
normativul prevede utilizarea metodei daunei specifice de frontieră. În tabelul 6.1 sunt
date daunele specifice raportate la preţul energiei (valoare daune / valoare energie
nelivrată) de la care este eficientă trecerea la două transformatoare. Valorile sunt
diferenţiate în funcţie de coeficientul kM1, gradul de încărcare al transformatorului în
situaţia în care acesta ar fi singur.
De precizat că utilizarea criteriului CTA, potrivit celor expuse mai sus, prin
considerarea daunelor, dă rezultatele cele mai convingătoare.
Paşii de urmat sunt:
A. Stabilirea puterii maxime tehnice, Snth:
10
10
)1( Mnth
Mnth
SSNSS
≥⋅−≥
pentru cazul când se montează un transformator în staţie, respectiv pentru cazul când se
montează mai multe (dacă se defectează un transformator, celelalte trebuie să poată prelua
sarcina). SM10 reprezintă sarcina din anul 10 de studiu an din care sarcina nu mai creşte.
Cu un transformator astfel ales, se verifică că valoarea curentului de scurtcircuit nu
depăşeşte valorile admise.
nT
M SSk max
1 =
I UZ Z
Ikn
s Tkad=
⋅⋅ +
≤11
3.| |
(6.9)
unde Zs este impedanţa de scurcircuit a sistemului pe bara de alimentare a transformatoarelor.
Se verifică de asemenea că tensiunea la bornele motoarelor este suficientă pe
perioada pornirii:
U I Z UZ Z Z
Z k Umot p motp
n
s T motpmotp
nmot= ⋅ =⋅
⋅ + +⋅ ≥ ⋅
1053 3
.| |
(6.10)
în care k=0.85 pentru pornirea unui motor şi 0.70 pentru autopornirea unui grup de motoare.
Ip, Zmotp reprezintă curentul de pornire, respectiv impedanţa de pornire pentru cel mai mare
motor care porneşte sau pentru grupul de motoare care autopornesc. Pentru cazul unui grup de
Alegerea caracteristicilor instalaţiilor
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 97
motoare care autopornesc, Zmotp se consideră pentru turaţia la care ajunge motoarele după un
gol de tensiune.
Tabelul 6.1 Valoarea daunelor specifice de la care devine economică instalarea a două transformatoare
identice
TSM [h/an] SnT kM1
2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 10 0.4
0.6 0.8 1.0
41 26 19 14
27 17 12 9
20 13 9 7
16 10 7 5
13 8 6 4
11 7 4 3
10 6 4 2
16 0.4 0.6 0.8 1.0
28 18 13 9
16 12 8 6
14 9 6 4
11 7 5 3
9 5 4 2
8 5 3 2
7 4 2 1
25 0.4 0.6 0.8 1.0
18 12 8 6
12 8 5 3
9 6 4 2
7 4 3 2
6 3 2 1
5 3 2 1
4 2 1
0.5 40 0.4
0.6 0.8 1.0
16 10 7 5
11 7 5 3
8 5 3 2
6 4 3 2
5 3 2 1
4 3 2 1
4 2 1
0.5 63 0.4
0.6 0.8 1.0
15 9 7 5
10 6 4 3
7 5 3 2
6 4 2 1
5 3 2 1
4 2 1 1
3 2 1
0.5
B. Se alege varianta economică a puterii, Snec, prin calculul CTA pentru mai multe
variante (ca număr de transformatoare şi ca putere) şi alegerea celei cu CTA minim.
In îndrumarul de proiectare 1E-Ip51/1-94 se dă o procedură simplificată de stabilire a
sarcinii economice pe baza sarcinii maxime de calcul, SMC considerând fie un o creştere
anuală a sarcinii cu o rată r, fie un salt cu o valoare Z în anul t:
(6.11) S m SMC r M= ⋅ 1
în care SM1 - sarcina din primul an de studiu pe un singur transformator.
Alegerea caracteristicilor instalaţiilor
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 98
mr - coeficient care ţine seama de creşterea sarcinii cu rata anuală, r [%], dat în
tabelul 6.2 mr=f(r). Valoarea SMC este ceva mai mică decât SM1⋅(1+r)10 pentru a se asigura o
putere optimă pe întreaga perioadă de studiu.
Tabelul 6.2 Valorile multiplicatorului mr corespunzător unor sarcini maxime anuale în creştere cu rată
medie anuală r
r [%/an] 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
mr 1.00 1.03 1.06 1.09 1.13 1.16 1.21 1.25 1.30 1.35 1.41 S m SMC s M= ⋅ 1
ms - coeficient care ţine seama de creşterea sarcinii cu salt într-unul din anii 1-10,dat
în tabelul 6.2, ms=f(Z, t), cu Z- valoarea saltului de sarcină şi t anul de salt.
Tabelul 6.3 Valorile multiplicatorului ms corespunzător unei creşteri în salt de Z ori la sfârşitul anului t
de exploatare
Anul t de salt Z 1 2 3 4 5 6 7 8 9
1.2 1.18 1.16 1.15 1.13 1.12 1.30 1.09 1.08 1.07 1.4 1.36 1.33 1.30 1.27 1.24 1.21 1.19 1.17 1.14 1.6 1.55 1.50 1.45 1.41 1.37 1.39 1.29 1.26 1.23 1.8 1.75 1.67 1.61 1.55 1.50 1.45 1.40 1.36 1.31 2.0 1.92 1.84 1.77 1.70 1.63 1.57 1.51 1.46 1.40 2.2 2.10 2.01 1.93 1.85 1.77 1.70 1.63 1.56 1.50 2.4 2.29 2.19 2.09 2.00 1.91 1.82 1.74 1.67 1.59 2.6 2.48 2.36 2.25 2.15 2.05 1.95 1.86 1.77 1.69 2.8 2.67 2.54 2.42 2.30 2.19 2.08 1.98 1.89 1.79 3.0 2.85 2.71 2.58 2.45 2.33 2.22 2.10 2.00 1.89
Din tabelele 6.4 sau 6.5 se alege Snec=f(SMC, TSM) prin încadrarea SMC într-o plajă
aferentă unei puteri nominale de transformator.
C. Se alege puterea transformatorului:
Sn=max(Snth, Snec).
Alegerea caracteristicilor instalaţiilor
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 99
Tabelul 6.4 Domeniile de utilizare economică a transformatoarelor TTUS-110 kV cu bobinaje din Al
TSM [h/an] Sn [MVA] 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000
10 0-7.9 0-7.3 0-6.8 0-6.2 0-5.7 0-5.3 0-4.9 16 7.9-10.4 7.3-9.6 6.8-8.9 6.2-8.2 5.7-7.5 5.3-6.9 4.9-6.4 25 10.4-25 9.6-25 8.9-25 8.2-23.3 7.5-21.5 6.9-19.8 6.4-18.2 40 25-40 25-40 25-40 23.3-40 21.5-40 19.8-40 18.2-38.1 63 40-63 40-63 40-63 40-63 40-63 40-63 38.1-63
Tabelul 6.5
Domeniile de utilizare economică a transformatoarelor TTUS-110 kV cu bobinaje din Cu TSM [h/an] Sn
[MVA] 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 25 0-25 0-25 0-25 0-25 0-24.7 0-22.8 0-21.0 40 25-40 25-40 25-40 25-40 24.7-40 22.8-40 21.0-40 63 40-63 40-63 40-63 40-63 40-63 40-63 40-63
2. Transformatoare din posturi
Se aplică aceleaşi principii. In normativul 3. RE-Ip 51/2-93 se dau curbe şi tabele cu
valori economice ale transformatoarelor în funcţie de TSM şi Smax pentru diferite grade de
încărcare.
O verificare importantă care trebuie efectuată ca pe perioada pornirii motoarelor
tensiunea să nu scadă sub valoarea de 0.7Un pentru a nu a fi afectată funcţionarea altor
receptoare (contactoare, relee, etc.).
Potrivit normativului I7, tensiunea la bornele motoarelor de joasă tensiune nu trebuie
să scadă sub 12 % Un.
6.3. Alegerea secţiunii cablurilor şi conductoarelor
Secţiunea cablurilor şi a conductoarelor se determină ţinând seama de o serie de
restricţii tehnice, după cum urmează:
• Încălzirea în regim de durată ca urmare a efectului termic al curentului de calcul.
• Încălzirea în regim de scurtă durată ca urmare a efectului termic al curenţilor de
scurtcircuit şi al curenţilor de pornire al motoarelor.
• Căderea de tensiune în regimuri normale şi de avarie.
Alegerea caracteristicilor instalaţiilor
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 100
• Rezistenţa mecanică, în special în cazul liniilor aeriene.
• Pierderi prin efect corona în cazul LEA de FIT.
Respectarea condiţiilor de mai sus nu asigură însă în mod obligatoriu şi o funcţionare
economică a liniilor electrice. Se impune în primul rând determinarea unei secţiuni economice
care să fie apoi verificată la condiţiile tehnice de mai sus. Secţiunea aleasă în final va fi:
( )S Steh ec= max , S
6.3.1. Alegerea secţiunii pe criterii economice
Secţiunea economică se stabileşte pe baza unui calcul tehnico-economic care are la
bază CTA:
CTA N A K S l p T lS N
I c Texsa w sa= ⋅ + ⋅ ⋅ ⋅ + ⋅⎡
⎣⎢⎤⎦⎥+ ⋅ ⋅
⋅⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ −( ) max1
1003 12 3ρ τ 0 (6.12)
în care - N - reprezintă numărul de circuite al liniei;
- A - costul specific al liniei, independent de secţiunea liniei, în [$/Km];
- K - costul specific pe unitatea de lungime şi de secţiune, în [$/Km⋅mm2];
- pex - procentul de cheltuieli de exploatare anuale din valoarea investiţiei în [%/an];
- Tsa - durata de studiu actualizată:
T aa asa
iT
i
T
s
s
= + = −+
⎡
⎣⎢
⎤
⎦⎥
−
=∑ ( )
( )1 1 1 1
11
(6.13)
- ρ - rezistivitatea materialului din care este realizat conductorul, în [Ω⋅mm2/Km];
- l - lungimea liniei în [Km];
- S - secţiunea liniei care trebuie determinată, în [mm2];
- Imax - curentul maxim pe linie în [A];
- τ - timpul de pierderi pentru energia electrică activă:
τ = ⋅+ ⋅− ⋅
T TTSM
SM
SM
3175 0 2758760 0 363
.
. [h/an]
- TSM - durata de utilizare a sarcinii maxime în [h/an];
- cw - costul energiei electrice pierdute, egal cu 50 [$/MWh].
Dacă la majorarea numărului de circuite este necesară mărirea numărului de celule
din capetele liniei, acestea se adaugă la CTA. Făcând minimul funcţiei CTA=f(N,S) se obţine
secţiunea optimă din punct de vedere economic.
Alegerea caracteristicilor instalaţiilor
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 101
Normativele actuale utilizează o metodă simplificată. Astfel se determină secţiunea
economică pentru linia cu un circuit:
dCTA SdS
K l p T I lS
c Texsa w sa
( , )max
1 1100
3 22
3= ⋅ ⋅ + ⋅⎡⎣⎢
⎤⎦⎥− ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ =−ρ τ 10 0 (6.14)
S I c T
K p Tec
w sa
exsa
= ⋅⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅
⋅ + ⋅⎡⎣⎢
⎤⎦⎥
−
max3 1
1100
3ρ τ 0 (6.15)
din relaţia de mai sus se determină densitatea economică de curent:
j IS
K p T
c Tecec
exsa
w sa
= =⋅ + ⋅⎡⎣⎢
⎤⎦⎥
⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ −max
1100
3 1 3ρ τ 0
K
(6.20)
În cazul în care se montează mai multe conductoare pe fază, fără celule la capete,
densitatea economică de corectează cu relaţia:
(6.21) j jecN ec j= ⋅
În cazul în care se creşte numărul de circuite, se utilizează o relaţie asemănătoare:
(6.22) j j KecN ec jnc= ⋅
unde coeficienţii Kj, Kjnc sunt coeficienţi supraunitari (1.15-1.6). Coeficientul Kjnc depinde şi
de lungimea liniei.
Procedura prevăzută de normativ pentru determinarea secţiunii economice este
următoarea:
1. Se alege din tabele, în funcţie de TSM şi Imax , de tipul şi tensiunea liniei, densitatea
economică de curent, jec şi Kj sau Kjnc.
2. Se determină secţiunea economică:
S Ijecec
= max (6.23)
3. Se determină numărul optim de conductoare pe fază sau numărul optim de circuite:
N Ij K S
SK Sc
ec j
ec
j
=⋅ ⋅
=⋅
max
max max
sau (6.24)
N Ij K S
SK Sc
ec jnc
ec
jnc
=⋅ ⋅
=⋅
max
max max
(6.25)
aici Smax reprezintă secţiunea maximă pentru un tip constructiv de linie:
• LEA JT - Smax = 95 mm2.
• LEA MT - Smax = 120 mm2.
Alegerea caracteristicilor instalaţiilor
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 102
• LES JT - Smax = 240 mm2.
• LES 6 KV - Smax = 240 mm2.
• LES 20 KV - Smax = 150 mm2.
4. Se alege numărul de conductoare, N prin rotunjirea valorii de calcul, Nc. Pentru
valori mici se procedează astfel:
a) dacă Nc ≤ 1.41, se alege N=1;
b) dacă 1.41 < Nc ≤ 2.5, se alege N=2.
De regulă, dacă N>1 atunci, S=Smax.
Determinarea sarcinii maxime, Imax, se face în mai multe variante, după caz:
• Sarcina maximă este egală cu cea din primul an şi nu variază.
• Sarcina creşte în fiecare an cu o rată anuală, r. In acest caz sarcina de calcul Imax nu
se ia egală cu valoarea I1⋅(1+r)10 ci se utilizează o valoare corectată mai mică astfel încât
funcţionarea să fie economică pe întreaga perioadă:
(6.26) I I rmax = ⋅1 K
în care I1 este sarcina maximă din primul an. Kr se ia din tabele în funcţie de rata de creştere r
şi de perioada de creştere a sarcinii după primul an.
• Sarcina creşte anual cu o rată r şi, în plus, prezintă un salt într-unul din ani. Sarcina
maximă de calcul se ia:
(6.27) I I Krsmax = ⋅1
cu Krs luat din tabele în funcţie de r şi de anul şi valoarea de salt a sarcinii.
În cazul liniilor formate din mai multe tronsoane, sarcina de calcul se face în funcţie
de curenţii pe tronsoane şi de lungimea acestora, din condiţia de pierderi echivalente:
∑
∑
=
=
⋅= n
ii
n
iii
e
l
lII
1
1
2
max (6.28)
In mod similar se procedează şi cu durata de utilizare a sarcinii maxime:
TW W
P QSM
ii
n
Qii
n
ii
n
ii
n= ⋅
⎛⎝⎜
⎞⎠⎟ +
⎛⎝⎜
⎞⎠⎟
⎛⎝⎜
⎞⎠⎟ +
⎛⎝⎜
⎞⎠⎟
= =
= =
∑ ∑
∑ ∑103 1
2
1
2
1
2
1
2. (6.29)
Alegerea caracteristicilor instalaţiilor
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 103
6.3.2. Alegerea secţiunii pe criterii tehnice
Practic secţiunea aleasă economic se verifică la restricţiile tehnice de mai jos.
1. Verificarea la sarcina maximă de durată. Este necesar ca temperatura
conductorului în regim de durată nu depăşeşte valorile prescrise de fabricant. Valorile acestor
temperaturi sunt în jurul lui 70 °C.
Practic se face verificarea că inegalitatea de mai jos este respectată:
(6.30) I Iadc c≥
în care Iadc reprezintă curentul admis de conductor (cablu) corectat în funcţie de condiţiile de
montare, iar Ic reprezintă curentul de calcul (curentul de sarcină maximă).
Valoarea Iadc se calculează pe baza curentului admis de conductoare şi cabluri în
condiţii standard, Iad. Acesta se ia din tabele, fiind stabilit după cum urmează:
• In cazul conductoarele liniilor aeriene neizolate sau izolate, valoarea Iad este dată
pentru θad=60-90 °C şi θa=25 [°C] şi grad de încărcare 100%.
Valoarea corectată se determină cu relaţia:
I I Kadc ad A= ⋅ 1 (6.31)
unde K1A se ia din tabele în funcţie de temperatura mediului ambiant şi de tipul
conductorului.
• Pentru cablurile electrice, normativul PE 107 dă valori ale sarcinii admisibile în
regim cu gradul de încărcare 70%. Gradul de încărcare, G, este definit ca raport între sarcina
medie şi cea maximă (de 15 minute). Valoarea Iad este dată separat pentru cabluri pozate în
pământ şi separat pentru cele pozate în aer. Pentru cablurile pozate în pământ valorile sunt
date pentru temperatura solului de 20 °C şi rezistenţa termică specifică (inversul
conductivităţii termice) egală cu 1 K⋅m/W. S-a considerat o adâncime de pozare de 0.7 m.
Pentru cabluri pozate în pământ curentul admisibil corectat se calculează cu relaţia:
(6.32) I I fadc ad= ⋅ ⋅1 2f
în care f1=f1(θad, G , θsol, Rsol) - factor de corecţie în funcţie de temperatura solului, θsol,
gradul de încărcare G, rezistivitatea solului Rsol, fiind dat în tabele;
f2=f2(nc, G , Rsol) - factor de corecţie care ţine seama de numărul de cabluri aflate în
vecinătate, fiind precizat de asemenea în tabele.
Pe lângă aceşti doi factori, în cazuri speciale, se pot aplica coeficienţi de corecţie
suplimentari:
Alegerea caracteristicilor instalaţiilor
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 104
- la montaj în tuburi se aplică un coeficient de 0.85;
- dacă se utilizează plăci de acoperire cu o curbură pronunţată astfel încât nu se
elimină incluziunile de aer, se aplică un coeficient de corecţie de 0.9.
Pentru cabluri pozate în aer valorile Iad sunt date pentru θa=30 °C. Se dau coeficienţi
de corecţie care ţin seama de temperatura mediului de aglomerarea de cabluri ca şi de modul
de aşezare a acestora:
(6.33) I I K Kadc ad a n= ⋅ ⋅
în care Ka ţine seama de temperatura aerului. iar Kn ţine seama de numărul de cabluri şi de
aşezarea acestora.
De precizat că la stabilirea sarcinii de calcul Ic trebuie să se ţină seama (aşa cum s-a
mai arătat) de influenţa regimurilor intermitente sau variabile.
2. Stabilitatea termică la scurtcircuit - Are rolul de a asigura că pe durata unui
scurtcircuit sau pe durata pornirii unor motoare, temperatura cablului nu depăşeşte valoarea
admisă pe o durată scurtă de timp, θkad, egală, la majoritatea cablurilor cu 160 °C.
Verificarea are la bază relaţia:
(6.34) θθθ dcmdttiR k ⋅⋅≤⋅⋅ )()()( 2
relaţie care poate fi scrisă şi altfel (după separarea variabilelor şi integrarea după timp,
respectiv după temperatură). De remarcat că pentru un calcul acoperitor se consideră că la
începutul scurtcircuitului temperatura avea valoarea maximă de regim permanent.
i t dt S c dk
t
Rad
kadk2
0
20
0
0
0
11
( ) ( )( )
⋅ ≤⋅ ⋅
⋅+ ⋅ −+ ⋅ −
⋅∫ ∫γ
ρβ θ θα θ θ
θθ
θ
(6.35)
în care ∝R reprezintă coeficientul de variaţie al rezistenţei cu temperatura în [°C]-1;
c - căldura specifică a materialului din care este realizat conductorul în [J/Kg⋅°C];
β - coeficientul de variaţie a căldurii specifice cu temperatura în [°C]-1;
c0 - căldura specifică la temperatura de referinţă θ0 [J/Kg⋅°C];
ρ0 - rezistivitatea materialului la temperatura de referinţă θ0 [Ω m];
Primul termen al integralei ne dă curentul echivalent de scurtcircuit, iar cel de-al
doilea poate fi evaluat pe baza densităţii de curent admise la scurcircuit, jk.
(6.36) I I j Ske kad k2 2≤ = ⋅( )2
I I m n tke k k= ″ ⋅ + ⋅( ) (6.37)
Alegerea caracteristicilor instalaţiilor
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 105
în care parametrii m şi n ţin seama de aportul componentei aperiodice a curentului de
scurtcircuit, respectiv de variaţia în timp (la defecte apropiate de generatoare) a componentei
periodice.
3. Stabilitatea electrodinamică la scurtcircuit. Se va verifica că forţele
electrodinamice care apar între conductoarele fazelor nu depăşesc valorile admise din punct
de vedere mecanic de către conductoare. Problema se pune numai în cazul conductoarelor sub
formă de bară, fixate rigid.
4. Verificarea la căderea de tensiune. Căderea de tensiune admisă în liniile electrice
este la joasă tensiune de 5% în instalaţiile de forţă şi 3% în instalaţiile de lumină, dacă
alimentarea consumatorului se face direct din reţeaua furnizorului. Dacă alimentarea
consumatorului se face dintr-un post de transformare sau centrala proprie, valorile pierderilor
de tensiune este limitată la 10, respectiv 8%. Căderea de tensiune admisă pe perioada de
pornire a unui motor este de maxim 12 %.
ΔU I R X= ⋅ ⋅ + ⋅[ cos( ) sin( )]φ φ (6.39)
Practic trebuie respectată inegalitatea:
ΔΔ
UU
Un
ad⋅ ⋅ ≤3 100 (6.40)
Pentru reţele de joasă tensiune, densitatea de curent admisă pe perioada pornirii
motoarelor este de 35 A/mm2 pentru cupru, respectiv 20 A/mm2 pentru conductoare de
aluminiu.
5. Din punct de vedere al rezistenţei mecanice, normativele prevăd secţiuni minime,
chiar dacă din alte calcule rezultă valori mai mici. La cablurile de energie în general,
secţiunea minimă este de 1.5 mm2, în cazul conductoarelor de cupru şi 4 mm2 în cazul
conductoarelor de aluminiu. In cazul conductoarelor montate în exterior, pe pereţii clădirilor,
secţiunile minime sunt de 4 mm2 în cazul cuprului şi 10 mm2 în cazul conductoarelor din
aluminiu. În normative se dau secţiuni minime pentru diferite categorii de instalaţii.
Bibliografie
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 106
Bibliografie
1. Albert, H., Florea, I. – Alimentarea cu energie electrică a întreprinderilor
industriale, Editura Tehnică Bucureşti, 1987, Vol. I+II.
2. Comşa, D., şa – Proiectarea instalaţiilor electrice industriale, Editura Didactică
şi Pedagogică, Bucureşti, 1979.
3. Mircea, I. – Instalaţii şi echipamente electrice, Editura Didactică şi Pedagogică,
Bucureşti, RA, 1996.
4. Balaurescu, D., Eremia, M., Îmbunătăţirea factorului de putere, Editura Tehnică,
Bucureşti, 1981.
5. Baraboi, A., şa – Tehnici moderne în comutaţia de putere, Editura A 92, Iaşi,
1996.
6. Codul Tehnic al Reţelelor de Distribuţie, aprobat prin Decizia ANRE nr.
101/2000.
7. Decizia ANRE nr. 57/11.10.1999 pentru aprobarea contractelor-cadru de
furnizare a energiei electrice.
8. Ordinul ANRE nr. 11 din 28.06.2001 pentru aprobarea tarifelor la energia
electrică livrată consumatorilor captivi
9. Decizia ANRE nr. 22/08.02.2000 pentru aprobarea Procedurii de soluţionare a
neînţelegerilor apărute la încheierea contractelor în sectorul energiei electrice şi
termice
10. Ordinul ANRE nr. 5/28.11.2000 pentru aprobarea Metodologiei privind
încadrarea pe pe categorii a consumatorilor de energie electrică
11. Ordinul ANRE nr. 4/12.10.2000 privind aprobarea Regulamentului pentru
acreditarea consumatorilor eleigibili de energie electrică
12. Decizia ANRE nr. 33/26.08.1999 pentru aprobarea Regulamentului de constatare,
notificare şi sancţionare a abaterilor de la reglementările emise în domeniul
energiei electrice şi termice
13. Decizia ANRE nr. 34/27.08.1999 privind aprobarea Standardului de performanţă
pentru serviciul de furnizare a energiei electrice la tarife reglementate
Bibliografie
Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 107
14. OUI 217/97 – Procedura privind taxa pentru puterea aprobată consumatorilor,
realizarea lucrărilor şi PIF.
15. PE 132/2003 – Normativ pentru proiectarea reţelelor electrice de distribuţie
publică, SC ELECTRICA SA 2003.