CAPITOLUL 1. CALITATEA ENERGIEI

ELECTRICE

1

1. Noţiuni introductive

1.1. Calitatea serviciului de alimentare cu energie electrică

Calitatea serviciului de alimentare cu energie electrică este determinată de următorii

factori:

siguranţa în funcţionare a instalaţiei,

calitatea energiei electrice la punctul de delimitare dintre consumator şi furnizor,

compatibilitatea electromagnetică a instalaţiilor cu mediul în care funcţionează, în

punctul comun de racord.

1.1.1. Siguranţa în funcţionare

Prin siguranţă în funcţionare (fiabilitate) se înţelege aptitudinea unui dispozitiv sau a unei

instalaţii de a-şi îndeplini funcţia specificată în condiţiile date, de-a lungul unei perioade de

referinţă date. Printre principalii indicatori care caracterizează siguranţa în funcţionare, respectiv

continuitatea în alimentarea cu energie electrică a unui consumator, la punctul de delimitare de

reţeaua furnizorului se menţionează:

numărul anual (mediu/maxim) de întreruperi eliminate prin reparaţii, respectiv prin

manevre,

durata medie a unei întreruperi,

durata maximă de restabilire,

durata totală medie de întrerupere pe an.

Principalii factori care influenţează continuitatea în alimentare a consumatorilor sunt:

fiabilitatea fiecărui element care intră în instalaţiile electrice de alimentare,

configuraţia schemei electrice şi tratarea neutrului,

caracteristicile protecţiilor prin relee (sensibilitate, selectivitate, rapiditate, siguranţă în

funcţionare),

existenţa sistemelor automate de tip AAR, RAR şi DAS,

calitatea exploatării.

2

Întreruperile se pot clasifica după durata lor , respectiv după consecinţele lor. În tabelul

1.1 sunt prezentate cauzele şi efectele întreruperilor în alimentare şi exemple de mijloace de

asigurare a continuităţii în alimentare.

Tabelul 1.1.

Natură Origine Efecte Remedii

Întreruperi lungi

(t>1min)

Furnizor: defecte

permanente

Cauze: atmosferice,

protecţii

oprirea producţiei,

dezorganizarea

producţiei,

pierderi de produse,

reducerea siguranţei în

funcţionare

Furnizor: o reţea

mai densă, linii

subterane, detectoare

de defecte pe liniile

aeriene

Client: grupuri

electrogene, dublă

alimentare, surse de

alimentare

neîntreruptă (SAN)

Întreruperi

scurte

(1min>t>1s)

Furnizor: defecte

semipermanente

Cauze: cicluri lente de

RAR pe LEA

similare cu cele de la

întreruperi lungi,

risc de distrugere a

echipamentelor

Furnizor: similare

celor de la întreruperi

lungi

Client: AAR pe

dublă alimentare,

SAN

Microîntreruperi

(t<1s)

Furnizor: defecte

trecătoare pe LEA

Perturbaţii ale sistemelor

comandate de calculator,

opriri ale proceselor

tehnologice, stingerea

lămpilor cu descărcare în

gaze

Furnizor:

paratrăsnete, linii

subterane

Client: protecţia

circuitelor de

comandă şi control,

autoreţinerea

contactoarelor, SAN

1.1.2. Calitatea energiei electrice

3

Prin indicator de calitate se înţelege o caracteristică de apreciere cantitativă a

proprietăţilor unui produs, care este analizat sub aspectul îndeplinirii cerinţelor privind

elaborarea, exploatarea sau consumul.

În ceea ce priveşte energia electrică, scopul ideal urmărit de orice furnizor de energie

electrică este de a pune permanent la dispoziţia consumatorilor o tensiune alternativă

sinusoidală, de frecvenţă şi valoare efectivă menţinute între anumite limite fixate contractual,

egale pe cele trei faze ale reţelei.

Sistemul de indicatori de calitate ai energiei electrice trebuie să permită

măsurarea/estimarea nivelului de calitate într-un anumit punct al reţelei şi la un moment dat,

precum şi compararea informaţiei obţinute cu nivelul considerat optim sau cel puţin tolerabil de

majoritatea consumatorilor racordaţi la reţeaua electrică respectivă.

În majoritatea ţărilor, sistemul de indicatori ai calităţii energiei electrice este alcătuit din

anumite caracteristici cantitative ale variaţiilor lente (abateri) sau rapide (fluctuaţii) ale valorii

efective a tensiunii, forma şi simetria în sistemul trifazat, precum şi caracteristicile de variaţie

lentă/rapidă ale frecvenţei.

În România nu există până în prezent un standard unitar de calitate a energiei electrice. O

parte dintre parametrii care pot prezenta interes în definirea calităţii energiei electrice sunt

definiţi şi normaţi individual, după cum urmează:

STAS 930 – precizează tensiunile nominale şi abaterile admisibile ale tensiunii faţă de

aceste valori,

PE 124 – conţine definiri şi reglementări privind variaţiile rapide şi nesimetria

tensiunii,

PE 109 – defineşte supratensiunile şi protecţia instalaţiilor împotriva acestora,

PE 142 – reglementează unele aspecte privind flicker-ul,

PE 143 – abordează probleme referitoare la regimurile nesimetric şi deformant.

1.1.3.Compatibilitatea electromagnetică

Conform Vocabularului Electrotehnic Internaţional – VEI, prin compatibilitate

electromagnetică se înţelege aptitudinea unui aparat sau sistem de a funcţiona într-un mod

satisfăcător şi fără a produce perturbaţii electromagnetice intolerabile pentru tot ce se află într-

un mediu natural/artificial.

4

Utilizarea frecventă a electronicii de putere şi a tehnicilor de comandă complexe ridică

tot mai multe probleme de compatibilitate, respectiv probleme de influenţă. Astfel

deranjamentele care apar în instalaţiile industriale pot fi adesea imputabile fenomenelor

electromagnetice (în anul 1989, în Germania, 28,7% din totalul cazurilor care au provocat

pagube în instalaţiile electrice s-au datorat deranjamentelor de natură electromagnetică).

Mediul electromagnetic este determinat de ansamblul surselor de influenţă

electromagnetică existent într-un spaţiu dat. Valorile care caracterizează mediul electromagnetic

pot fi exprimate sub forma unor mărimi legate de curent şi tensiune sau sub forma unor valori

legate de câmp (densitatea fluxului magnetic, intensitatea câmpului electric sau magnetic).

Sursele de influenţă electromagnetică pot fi:

naturale: fenomene atmosferice: trăsnete, descărcări electrostatice,

artificiale: fenomene care se produc în timpul exploatării echipamentelor de producere,

transport şi utilizare a energiei electrice, cum ar fi:

- procesele de anclanşare şi declanşare,

- radiaţia circuitelor, respectiv a conductoarelor,

- armonicile de joasă frecvenţă în reţelele electrice,

- nesimetriile,

- schimbările de potenţial.

Influenţa instalaţiilor electrice asupra mediului ambiant în care se află (natural şi

artificial) se manifestă prin diferite forme de poluare: chimică, acustică, electromagnetică. Dar

problema nu poate fi redusă numai la apărarea mediului înconjurător împotriva poluării fiindcă

ea cuprinde şi problema asigurării unui echilibru, pe de o parte, între viaţa şi activitatea

oamenilor şi, pe de altă parte, toate celelalte elemente vii şi neînsufleţite ale globului.

Din acest punct de vedere, cu cât un sistem electroenergetic va emite mai puţine

perturbaţii intolerabile pentru alte sisteme şi, în ultima instanţă pentru mediul ambiant, cu atât

mai bună va fi calitatea serviciului de alimentare cu energie electrică.

Perturbaţiile îşi pot avea originea în reţeaua:

furnizorului, datorându-se unor incidente sau manevre greşite,

5

utilizatorului, datorită unor receptoare care funcţionează cu şocuri, care produc

nesimetrii sau care poluează reţeaua cu armonici (receptoare deformante).

Perturbaţiile electromagnetice pot fi clasificate după mai multe criterii:

după frecvenţă:

- de joasă frecvenţă – această categorie cuprinde, în mod convenţional, toate

tipurile de paraziţi, a căror gamă de frecvenţă este ≤1 MHz,

- de înaltă frecvenţă: >1 MHz,

după modul de propagare:

- conduse prin conductoarele reţelei – sunt perturbaţii caracterizate prin curent şi

diferenţă de potenţial,

- radiate (în aer) – sunt perturbaţii caracterizate prin câmp electric şi magnetic,

după durată:

- permanente sau întreţinute – afectează în special circuitele analogice,

- tranzitorii (aleatorii şi periodice) – afectează mai ales circuitele numerice.

În general, perturbaţiile susceptibile să influenţeze direct reţeaua electrică, deci calitatea

energiei furnizate prin conductoare electrice consumatorilor, sunt perturbaţiile de joasă frecvenţă

produse de fluctuaţii de frecvenţă şi tensiune, goluri de tensiune şi microîntreruperi,

supratensiuni atmosferice, de comutaţie.

Amplitudinea perturbaţiilor este condiţionată de puterea de scurtcircuit existentă într-un

anumit nod electric, acest indicator condiţionând compatibilitatea electromagnetică a

echipamentelor perturbatoare în punctul comun de racord cu alte instalaţii electrice.

Între cei trei factori de care depinde calitatea serviciului de alimentare cu energie

electrică există multiple relaţii de interdependenţă. În cele ce urmează vor fi abordate doar

problemele care se referă la calitatea produsului furnizat consumatorilor, adică la calitatea

energiei electrice.

6

1.2. Principalele cauze ale înrăutăţirii calităţii energiei electrice

Furnizorii nu-şi pot alimenta consumatorii cu energie electrică de calitate ideală, pe de o

parte, datorită unor caracteristici constructive ale instalaţiilor de care dispun, iar, pe de altă

parte, datorită unor perturbaţii, care apar în mod inerent în funcţionarea sistemelor energetice;

acestea pot afecta toate caracteristicile undei de tensiune: frecvenţa, amplitudinea, forma şi

simetria în sistemele trifazate.

1.2.1.Cauze care înrăutăţesc calitatea frecvenţei

În general, încadrarea frecvenţei sistemului energetic într-un domeniu admisibil din

punct de vedere calitativ este condiţionată de menţinerea unui echilibru între resursele de

energie primare şi consumul de energie electrică a sistemului.

La nivelul ansamblului instalaţiilor sistemului energetic, la un moment dat pot exista situaţii în

care echilibrul între cererea şi oferta de putere nu poate fi menţinut, datorită unor cauze cum ar

fi:

inerţia mare de răspuns a instalaţiilor de producere,

lipsa de agent primar,

lipsa de capacitate în grupurile energetice etc.

În funcţie de natura cauzei care a provocat acest dezechilibru, regimul normal de

funcţionare poate fi restabilit relativ rapid sau se poate ajunge la un nou echilibru, în regim

anormal de funcţionare. Pe durata dezechilibrului, până la finalizarea proceselor tranzitorii de

valorificare a rezervei calde sau până la intrarea în funcţiune a grupurilor aflate în rezervă rece,

turaţia rotoarelor şi implicit frecvenţa sistemului are o evoluţie descrescătoare. Fenomenul

provoacă modificarea tuturor proceselor de conversie a energiei, de la surse şi până la

receptoare.

Dacă frecvenţa marilor reţele interconectate se abate rar şi relativ puţin de valoarea

nominală, calitatea tensiunii este în permanenţă supusă unor acţiuni perturbătoare, îndreptate

atât asupra valorii efective cât şi asupra formei undei şi simetriei sistemului trifazat de tensiuni.

7

1.2.2.Cauze ale variaţiilor de tensiune

Prin variaţie de tensiune într-un punct al reţelei, la un moment dat, se înţelege diferenţa

algebrică dintre tensiunea de serviciu din acel punct şi tensiunea nominală a reţelei respective.

Calitatea tensiunii se poate considera ideală în cazul în care în toate nodurile sistemului

şi în orice moment, tensiunile pe fiecare din cele trei faze sunt funcţii pur sinusoidale în timp, cu

valori efective constante şi egale cu cea nominală şi formează un sistem de secvenţă directă.

Neîndeplinirea condiţiilor ideale are la origine existenţa uneia sau a mai multora din

următoarele situaţii:

variaţii ale valorilor efective ale tensiunilor de fază de la valoarea nominală, care apar

ca urmare a unor cauze ce pot fi atribuite caracteristicilor tehnice ale instalaţiilor sau

unor perturbaţii,

abateri de la forma pur sinusoidală a tensiunilor de fază, apărute ca urmare a prezenţei

unor elemente cu caracter deformant.

Diferitele cauze care înrăutăţesc calitatea tensiunii afectează toate caracteristicile undei

de tensiune: amplitudinea, valoarea efectivă, forma şi simetria în sistemele polifazate. Cele mai

frecvente şi mai deranjante sunt însă perturbaţiile de diferite forme şi durate ale amplitudinii,

care se pot suprapune la un moment dat, conducând la un proces complex de variaţie a tensiunii

reţelelor electrice.

În literatura de specialitate variaţiile de tensiune se clasifică după diferite criterii cum ar

fi: viteza de variaţie a tensiunii, frecvenţa şi perioada lor, durata variaţiilor de tensiune. După

acest ultim criteriu variaţiile de tensiune se clasifică în:

variaţii de tensiune de lungă durată, funcţionare staţionară la tensiune diferită de cea

nominală, care apare ca urmare a unui reglaj defectuos sau a supraîncărcării reţelelor,

funcţionarea de durată cu variaţii având un caracter cvasiperiodic, ce sunt produse de

existenţa unor sarcini pulsatorii,

variaţii ale tensiunii de scurtă durată, variaţii de tensiune bruşte, care sunt datorate

unor defecte cu caracter rapid, trecător sau eliminate prin protecţii, variaţii bruşte

produse de şocuri de putere cu caracter pasager, dispariţii scurte ale tensiunii ca urmare a

funcţionării sistemelor automate (AAR, RAR).

8

Limita de timp care desparte variaţiile de scurtă durată de cele de lungă durată este, în

general, timpul necesar protecţiilor, automatizărilor şi echipamentelor de comutaţie pentru a

restabili tensiunea nominală, dacă acest lucru este posibil. În România acest interval este de 3 s.

1.2.2.1. Calitatea necorespunzătoare a tensiunii datorită caracteristicilor tehnice de

funcţionare a reţelelor

În funcţionarea reţelelor electrice, tensiunea reprezintă un parametru variabil în spaţiu şi

timp. Variaţia tensiunii în diferitele puncte ale reţelei se datorează în principal pierderilor de

tensiune pe linii şi transformatoare. Variaţia tensiunii în timp se datorează modificării

circulaţiilor de puteri şi/sau a configuraţiei schemei electrice de funcţionare a reţelei.

În practică, prin pierdere de tensiune se înţelege, în general, diferenţa algebrică dintre

valorile efective ale tensiunii înregistrate în două noduri ale reţelei, având aceeaşi tensiune

nominală, iar prin cădere de tensiune se înţelege diferenţa vectorială dintre fazorile de tensiune

în două noduri ale reţelei.

În figura 1.1.a este prezentată o reţea electrică radială, care alimentează mai mulţi

consumatori. Pierderile de tensiune pe diferitele elemente ale reţelei depind de variaţiile sarcinii

electrice şi se cumulează de la sursă până la locurile de consum. În figura 1.1.b este prezentată

diagrama fazorială corespunzătoare alimentării radiale a consumatorului din nodul B, în regim

normal de funcţionare.

Fig.1.1. Calculul căderilor de tensiune şi a pierderilor de tensiune pe o reţea electrică radială

9

Conform figurii 1.1, căderea de tensiune pe linia AB se determină cu relaţia:

, (1.1)

unde: reprezintă fazorul tensiunii pe barele staţiei A de alimentare (nodul sursă) iar

reprezintă fazorul tensiunii care se aplică nodului B.

Pierderea de tensiune se calculează cu relaţia:

, (1.2)

unde: este valoarea efectivă a tensiunii pe barele staţiei A iar este valoarea efectivă a

tensiunii în nodul B.

Tensiunea complexă din nodurile reţelei este o mărime variabilă în timp datorită:

modificării schemei de funcţionare, respectiv a impedanţelor longitudinale şi a

admitanţelor transversale, ca urmare a unor optimizări ale regimurilor de funcţionare în

SEN sau ca urmare a unor avarii şi/sau revizii în instalaţiile electrice,

modificări în timp a circulaţiilor de putere activă şi reactivă, ca urmare a variaţiilor

puterilor absorbite de consumatori, conform curbelor de sarcină.

Valoarea tensiunii depinde în principal de regimul puterilor reactive. În unele reţele de

distribuţie şi utilizare a energiei electrice, mijloacele de reglaj al tensiunii şi/sau mijloacele de

compensare a puterii reactive sunt insuficiente sau folosite necorespunzător. Datorită inerţiei,

aceste sisteme de reglaj nu pot asigura un regim stabilizat de lucru decât pentru variaţii ale

mărimilor controlate cu o perioadă de aproximativ 4-6 minute. Volumul măsurătorilor de control

al tensiunii este de multe ori insuficient iar sistemele de măsurat utilizate introduc erori de peste

3%.

Pe de altă parte, variaţii ale tensiunii în reţea sunt produse şi de diferite perturbaţii care

apar în timpul funcţionării instalaţiilor electrice dar şi de perturbaţii care îşi au originea în

instalaţiile consumatorilor, ca de exemplu: modificarea periodică a puterilor absorbite de

consumatori, conectările şi deconectările anumitor sarcini electrice.

Din punct de vedere al influenţei exercitată asupra reţelelor de alimentare cu energie

electrică, consumatorii pot fi grupaţi astfel:

10

categoria I: consumatori cu sarcină aproximativ constantă (pompe, ventilatoare,

iluminat), la care calitatea tensiunii este afectată doar de abateri ale tensiunii faţă de

valoarea nominală,

categoria a II-a: consumatori care funcţionează cu şocuri de sarcină (laminoare,

motoare cu porniri repetate), care produc fluctuaţii ale tensiunii,

categoria a III-a: consumatori cu racordare nesimetrică la reţeaua tifazată (echipamente

de tracţiune, de sudură),

categoria a IV-a: consumatori deformanţi (redresoare, cuptoare electrice cu arc).

1.2.2.2. Variaţii ale tensiunii provocată de pornirea unui motor asincron

Conform prescripţiilor româneşti, scăderea tensiunii la bornele motoarelor în funcţiune

pe o bară, la pornirea altui motor, care determină cele mai grele condiţii din acest punct de

vedere pe bara respectivă, nu trebuie să depăşească valoarea de 15% pentru motoarele de

medie tensiune şi 20% pentru motoarele de joasă tensiune.

Amplitudinea variaţiei de tensiune depinde de un set de factori de influenţă (nivelul

tensiunii şi mărimea sarcini aflată în funcţiune pe bare anterior pornirii, caracteristicile reţelei de

alimentare, puterea motorului care porneşte) şi, în unele condiţii, sunt posibile variaţii de

tensiune peste cele admisibile. Pentru a încadra variaţia tensiunii provocată de pornirea

motorului în abatere, fluctuaţie sau gol de tensiune, este necesar aprecierea duratei procesului de

pornire şi frecvenţa pornirilor. Pentru ca variaţia de tensiune provocată de pornirea motorului să

intre în categoria golurilor de tensiune, durata pornirii trebuie să fie sub 3 s, stabilită pe baza

performanţelor elementelor care asigură revenirea tensiunii la valoarea normală, în caz contrar,

variaţia de tensiune se încadrează în categoria abaterilor/fluctuaţiilor de tensiune.

1.2.2.3. Variaţii de tensiune datorate convertoarelor cu semiconductoare

Convertorul este un ansamblu funcţional care asigură o conversie electronică de putere,

cuprinzând dispozitive semiconductoare, transformatoare, aparataj principal şi auxiliar. Acesta

se foloseşte tot mai mult în instalaţiile electrice, în scopul realizării:

conversiei energiei de c.a. în energie de c.c. (redresor),

11

conversiei energiei de c.c. în energie de c.a. (invertor),

conversiei energiei de c.c. în energie de c.c. (convertor direct sau indirect de c.c.),

conversiei energiei de c.a. în energie de c.a. (convertizor direct sau indirect de c.a.),

de decuplări periodice sau nu.

În general, convertoarele de putere cu tiristoare (folosite în electronica de putere pentru

modificarea/reglajul frecvenţei, schimbarea tensiunii şi a numărului de faze, modificarea

fluxului de putere reactivă) sunt sarcini neliniare, care produc diferite perturbaţii în reţeaua

electrică de alimentare, cum ar fi:

fluctuaţii de tensiune, definite ca diferenţa valorilor efective între două regimuri

staţionare consecutive,

armonici de curent, definiţi prin rang, amplitudine şi fază,

deformări periodice şi tranzitorii ale undei de tensiune a reţelei de alimentare,

crestături de comutaţie, definite prin lărgime, profunzime şi suprafaţă,

oscilaţii repetitive de comutaţie, asociate crestăturilor de comutaţie, definite prin

energie, amplitudine, pantă,

supratensiuni,

componente interarmonice, provocate de convertizoarele de frecvenţă.

Conform recomandărilor CEI 146-1-2, variaţia de tensiune datorată convertoarelor

(pentru tensiunea fundamentală) poate fi estimată cu relaţia:

, (1.3)

unde: reprezintă puterea aparentă a convertorului pe partea reţelei de alimentare şi

corespunde valorii efective a fundamentalei curentului garantat (nominal) pe partea de

curent alternativ a convertorului sau a transformatorului (dacă există), - unghiul de defazaj al

fundamentalei curentului pe partea de curent alternativ al convertorului sau a transformatorului,

dacă acesta există, - puterea aparentă de scurtcircuit a reţelei în punctul comun de racord, ,

- rezistenţa, respectiv reactanţa reţelei de alimentare.

12

Deoarece curentul pe partea reţelei de alimentare a convertorului conţine armonici,

trebuie făcută distincţie între factorul de putere global şi cel corespunzător defazajului

componentei fundamentale a curentului.

Convertoarele pot fi utilizate în reţele de înaltă calitate dacă sunt îndeplinite condiţiile de

compatibilitate electromagnetică în punctul de racord.

1.3. Cauze ale dezechilibrării sistemelor trifazate

O reţea trifazată, compusă din linii, generatoare şi receptoare, poate fi reprezentată prin

impedanţele respective. În cazul în care impedanţele pe cele trei faze ale reţelei sunt identice,

adică au acelaşi modul şi argument, reţeaua se numeşte echilibrată. Dacă cel puţin una din

impedanţele complexe diferă de celelalte, reţeaua respectivă se dezechilibrează.

Cauzele care produc un dezechilibru într-o reţea electrică pot fi:

dezechilibre trecătoare , care se datoresc influenţei defectelor asupra reţelei, care se pot

produce între două sau mai multe conductoare, cu sau fără punere la pământ,

dezechilibre permanente , provocate de unele cauze de natură constructivă sau de repartiţia

neuniformă a consumului pe cele trei faze ale reţelei de alimentare, caracterizate prin

apariţia unor componente de secvenţă inversă/homopolară a tensiunilor şi a curenţilor din

reţeaua respectivă.

Din motive constructive, liniile electrice aeriene de înaltă tensiune sunt nesimetrice. La

nivelul consumatorilor dezechilibrul poate fi provocat de receptoarele de construcţie

nesimetrică.

În sistemele de distribuţie mixt (trifazat-monofazat), derivaţiile monofazate produc două

tipuri de dezechilibru asupra reţelelor trifazate:

un dezechilibru capacitiv , datorat lungimii totale diferite a fazelor, care se manifestă printr-

un curent capacitiv rezidual de circulaţie permanentă prin circuitul de punere la pământ al

neutrului transformatorului din staţia de alimentare,

un dezechilibru de sarcină pe cele trei faze care, în cazul reţelelor fără conductor neutru,

duce la apariţia componentelor inverse de tensiune şi curent.

Dezechilibrele menţionate pot fi ameliorate pe de o parte prin limitarea lungimii şi

sarcinilor pe derivaţii şi prin repartizarea judicioasă a mai multor derivaţii pe faze. Efectul

13

dezechilibrului este diminuat în reţele fără conductor neutru, fiindcă lipsesc elementele

homopolare de tensiune şi curent.

Există şi alte criterii de clasificare a nesimetriilor, în funcţie de care se pot deosebi:

- nesimetrii longitudinale, ca urmare a întreruperii unei faze,

- nesimetrii transversale, în urma unor scurtcircuite între faze sau fază-pământ,

- nesimetrii simple sau multiple, funcţie de numărul de impedanţe sau admitanţe

care intervin,

- asimetrii şi disimetrii, după cum sunt cauzate de componentele de secvenţă

homopolară, respectiv, cele de secvenţă inversă.

1.4. Cauze ale deformării undei de tensiune

Regimul deformant este regimul permanent de funcţionare a reţelelor electroenergetice

de curent alternativ, în care undele de tensiune şi de curent sunt periodice şi cel puţin una din

ele, nu este sinusoidală.

Curbele nesinusoidale de tensiune şi curent conţin, pe lângă oscilaţia fundamentală cu

frecvenţa f1 (de exemplu 50 Hz), o serie de oscilaţii parazite cu frecvenţa (N=2,3,4,5...),

numite armonici superioare.

Regimul deformant este produs în sistemul energetic de elemente deformante, ulterior el

fiind propagat şi amplificat prin reţele electrice de transport şi distribuţie.

Elementele deformante sunt aparate care produc sau amplifică tensiuni şi curenţi

armonici şi pot fi de două categorii:

elemente deformante de categoria I , care alimentate cu tensiuni sau curenţi riguros

sinusoidali produc fenomene deformante (de exemplu: cuptoare cu arc, redresoare de putere

şi, în general, orice element de circuit pronunţat neliniar),

elemente deformante de categoria a II-a , care nu dau naştere la regim deformant, dar care

alimentate cu curenţi deformanţi amplifică această deformaţie ( de exemplu: linii electrice,în

condiţiile în care inductanţele şi capacităţile lor proprii alcătuiesc circuite oscilante, a căror

frecvenţă poate coincide cu frecvenţele curenţilor armonici produşi de elementele

deformante de categoria I).

14

Sursele de regim deformant mai pot fi clasificate în:

surse de tensiuni armonice, care produc tensiuni electromotoare nesinusoidale şi

întrucât reactanţa lor este comparabilă ca valoare cu reactanţa echivalentă a reţelei în

punctul comun de racord, ele generează curenţi nesinusoidali cu valori puternic

dependente de caracteristicile reţelei. La aceste surse undele tensiunilor şi curenţilor

nu conţin decât armonici impare,

surse de curenţi armonici, care în regim sinusoidal de tensiune introduc armonici

superioare în curentul absorbit de la reţea.

1.4.1. Influenţa convertoarelor statice de putere asupra reţelei electrice de alimentare

Convertorul de putere asigură o conversie electronică de putere, din curent alternativ în

curent continuu (redresor) sau din curent continuu în curent alternativ (invertor). Într-un circuit

de putere, convertorul modifică/reglează frecvenţa, tensiunea, numărul de faze.

Teoretic, pentru un convertor cu p pulsuri, apar armonici de ordin , unde m

Frecvenţa corespunzătoare armonicii de ordinul N este legată de frecvenţa fundamentalei

printr-o relaţie de forma şi ea este supusă variaţiilor de frecvenţă ale sursei de

alimentare.

Amplitudinea curenţilor armonici depinde de unghiul de aprindere şi de căderea de

tensiune inductivă, datorată inductanţelor de alimentare. Amplitudinea curenţilor armonici de

fază pe partea de curent alternativ a redresoarelor poate fi aproximată cu relaţia:

pentru 5<N<31. (1.5)

Aceste armonici de curent injectate în reţeaua de alimentare deformează unda de tensiune

a reţelei, apărând aşa-zisele crestături de comutaţie, care pot deranja alţi consumatori racordaţi la

aceleaşi bare, dacă amplitudinea lor depăşeşte un anumit nivel. Pentru compensarea acetui efect,

convertoarele echipate cu tiristoare se conectează la reţea fie prin intermediul unui transformator

propriu fie printr-o bobină de reţea trifazată.

15

1.5. Sistemul indicatorilor calităţii energiei electrice

Promovarea riguroasă a unei politici a calităţii în sistemul energetic, presupune definirea

şi promovarea unei legislaţii noi, adecvate şi armonizată cu reglementările adoptate la nivel

internaţional, care vizează responsabilitatea furnizorilor pentru eventualele daune pricinuite

utilizatorilor prin livrarea unor produse de calitate necorespunzătoare contractelor dintre agenţii

economici. Aceste reglementări trebuie să constituie baza legală a protejării consumatorilor şi

ele stabilesc obligaţii şi răspunderi precise pentru toţi partenerii de afaceri implicaţi pe întregul

traseu producţie-consum.

Calitatea energiei electrice depinde însă nu numai de furnizor, ci şi de toţi consumatorii

racordaţi la aceeaşi reţea de alimentare. Prin urmare, consumatorii care contribuie la alterarea

calităţii energiei trebuie să-şi asume partea lor de responsabilitate.

Este deci necesară elaborarea unor recomandări şi/sau norme acceptate internaţional, fie

cu privire la nivelul admisibil al perturbaţiilor, fie cu privire la capacitatea receptoarelor

electrice de a face faţă situaţiei.

1.5.1. Cerinţe privind elaborarea unor acte normative privind calitatea energie electrice

Pentru a putea fi bine utilizate în cadrul noilor relaţii de furnizare a energiei electrice,

actele normative, standardele şi/sau prescripţiile referitoare la CEE trebuie revizuite şi

perfecţionate, unele dintre acestea chiar elaborate pe principii noi.

1.5.1.1. Setul de indicatori ai calităţii energiei electrice CEE

Sistemul de indicatori ai calităţii energiei electrice trebuie să permită

măsurarea/estimarea nivelului de calitate într-un anumit punct al reţelei şi la un moment dat,

precum şi compararea informaţiei obţinute cu nivelul considerat optim sau, cel puţin tolerabil,

de majoritatea consumatorilor racordaţi la reţeaua electrică respectivă.

Indicatorii CEE trebuie:

definiţi ca mărimi statistice, într-un interval de timp,

16

trebuie să fie suficient de universali, pentru a fi posibilă folosirea lor practică în proiectare

şi/sau exploatare, precum şi înfăptuirea unui control metodologic de masă, cu precizia

necesară, utilizând dispozitive relativ simple şi ieftine, atât în reţelele furnizorilor, cât şi la

abonaţi,

trebuie să permită o departajare, fără echivoc, a răspunderilor pentru nerespectarea

condiţiilor de calitate, ce trebuie să revină furnizorului, de cele de care sunt răspunzători

abonaţii,

trebuie să fie uşor perfectibil, pentru a putea surprinde rapid şi cât mai complet multiplele

aspecte, care definesc la o anumită etapă CEE,

trebuie să fie cât mai puţin la număr,

trebuie să fie clar şi precis delimitaţi, pentru a caracteriza cât mai exact toate proprietăţile

distinctive ale energiei electrice, într-un regim de funcţionare stabilizat al SEN.

1.5.1.2. Cu privire la valorile normate pentru indicatorii de calitate a energiei electrice

Actele normative privind CEE trebuie să constituie documentele pe baza cărora se

stabileşte sistemul de relaţii reciproce dintre întreprinderile furnizoare de energie electrică şi

abonaţi.

Faptul că nivelul admisibil de perturbaţii, care poate fi suportat de un echipament,

depinde în mod esenţial de caracteristicile locale ale reţelei în punctul de racordare, face relativ

dificilă stabilirea unor norme unice, universal valabile. Din acest motiv, normele de calitate ai

energiei electrice trebuie precizate în funcţie de tipul şi tensiunea reţelei la care se referă şi

trebuie precizat punctul în care se normează indicatorii de calitate: la bornele receptoarelor, la

punctul de delimitare a reţelei furnizorului de cea a abonatului, în reţeaua de transport etc.

Normarea unor valori şi/sau toleranţe admisibile pentru indicatorii de calitate, trebuie

realizată pe baza unei cunoaşteri foarte exacte a efectelor noncalităţii în diferitele sectoare de

activitate. Abaterea indicatorilor de calitate a energiei electrice de la un nivel considerat optim,

(sau cel puţin tolerabil) de majoritatea utilizatorilor racordaţi la acelaşi nod de consum energetic,

poate conduce la implicaţii economice, ecologice şi sociale.

17

La estimarea prejudiciilor datorate lipsei de calitate şi, implicit, la normarea indicatorilor

de calitate, trebuie să se ţină seama de legăturile de interdependenţă, care există între unii

indicatori de calitate.

1.5.1.3. Controlul şi asigurarea calităţii energiei electrice

Actele normative privitoare la calitatea energiei electrice trebuie să conţină referiri şi la

controlul CEE: periodicitatea şi durata măsurătorilor, precizia necesară etc.

Valorile normate ale indicatorilor de calitate trebuie asigurate în regim normal de

exploatare şi sunt necesare rezerve pentru situaţiile critice în care se pot afla sistemele

energetice, evitându-se unele consecinţe foarte grave.

În concluzie, normele de calitate a energiei electrice trebuie să conţină referiri cu privire

la indicatorii ce trebuie asiguraţi în regimuri de avarie şi post-avarie sau să includă menţiuni cu

privire la dispozitivele de compensare necesare.

1.5.2. Sisteme de indicatori folosite în lume şi în România pentru asigurarea calităţii

energiei electrice

În majoritatea ţărilor sistemul de indicatori ai calităţii energiei electrice este format dintr-

o serie de caracteristici cantitative ale variaţiilor lente (abateri) sau rapide (fluctuaţii) ale valorii

efective a tensiunii, forma şi simetria în sistemul trifazat, precum şi caracteristicile de variaţie

lentă/rapidă ale frecvenţei.

Comisia Internaţională de Electrotehnică CEI, în afara recomandărilor generale

referitoare la tensiuni nominale şi frecvenţe nominale, a elaborat un set de normative, clasificate

pe categorii de echipamente electrice, electronice, aparataj de măsurat etc., în care sunt

prezentate cerinţele de bază privitoare la calitatea energiei electrice generată/utilizată de către

aceste echipamente:

publicaţia CEI nr. 38 recomandă ca, în condiţiile normale de distribuţie, tensiunea în punctul

de livrare să nu difere faţă de tensiunea nominală cu mai mult de ± 10%,

publicaţia CEI nr. 196 stabileşte frecvenţele nominale, fără a indica abaterile admisibile.

Aceste abateri se găsesc în recomandările specifice ale unor categorii de echipamente, care

18

trebuie să lucreze în condiţii de siguranţă deplină şi în cazul unor abateri ale frecvenţei faţă

de valoarea nominală.

În România nu există un sistem unitar de indicatori ai calităţii energiei electrice, fiind

definiţi şi normaţi individual, prin diferite acte normative, doar o parte din parametrii care pot

prezenta interes în monitorizarea calităţii.

1.6. Indicatori şi valori normate pentru aprecierea calităţii frecvenţei

Alegerea frecvenţei de funcţionare într-un sistem energetic este de fapt o problemă de

compromis optim, care trebuie să ia în considerare cerinţele diferite, cu privire la frecvenţă, ale

celor trei sectoare de bază din sistem: producere, transport şi utilizare a energiei electrice.

Prin urmare, alegerea unei frecvenţe optime de funcţionare, unică pentru întreg sistemul

energetic, s-a efectuat pe baza unui compromis, în majoritatea ţărilor între anii 1920-1930 (în

România în perioada 1953-1959), şi s-a ales valoarea de 50 Hz. Astăzi, ţinând cont de

progresele tehnologice, se apreciază că valoarea optimă a frecvenţei ar fi deja peste această

valoare.

1.6.1. Indicatori de estimare a variaţiilor frecvenţei

În România, delimitarea variaţiilor lente ale frecvenţei de cele rapide nu este

reglementată. În Uniunea Statelor Independente se foloseşte drept criteriu de delimitare viteza de

variaţie a frecvenţei pentru o valoare de 0,2 Hz/s.

Un indicator foarte folosit pentru estimarea variaţiilor lente de frecvenţă este abaterea

frecvenţei faţă de valoarea nominală, exprimată prin relaţii de forma:

, (1.6)

sau:

, (1.7)

unde f reprezintă valoarea frecvenţei la un moment dat, exprimată în Hz, fN - frecvenţa

nominală, egală cu 50 Hz şi - frecvenţa relativă sau nivelul de frecvenţă la un moment dat.

19

Luând în considerare variaţia în timp a frecvenţei sistemului, se defineşte abaterea medie

a frecvenţei faţă de valoarea sa nominală, într-un interval de timp T:

, (1.8)

sau:

, (1.9)

în care este nivelul mediu de frecvenţă pe intervalul T.

În calculul statistic, variabilele aleatoare se reprezintă sub forma unei perechi de valori,

care este compusă din valoarea medie şi abaterea medie pătratică faţă de valoarea medie,

respectiv, coeficientul de variaţie al variabilei aleatoare.

Abaterea medie pătratică a nivelului de frecvenţă se determină cu relaţia:

. (1.10)

Coeficientul de variaţie a unei mărimi aleatoare este un alt indicator sintetic

adimensional al împrăştierii statistice a datelor în jurul valorii medii. Coeficientul de variaţie a

frecvenţei este:

, (1.11)

unde reprezintă frecvenţa medie pe intervalul T, în Hz, iar - abaterea medie pătratică a

frecvenţei faţă de valoarea sa medie, în Hz.

1.6.2. Valori normate pentru frecvenţă

Variaţiile frecvenţei influenţează funcţionarea majorităţii instalaţiilor electrice. Limitele

de imunitate la variaţii de frecvenţă ale diferitelor categorii de receptoare electrice sunt

precizate în unele standarde şi norme tehnice specifice acestora.

Majoritatea receptoarelor electrice acceptă abateri de frecvenţă de aproximativ ±1 Hz

(±2%).

20

Unele studii mai recente, precum şi experienţa dobândită de SEN, au permis acumularea

unui volum mare de date, care demonstrează că aproape toţi consumatorii funcţionează stabil la

frecvenţa de 48,5 Hz şi chiar sub această valoare, respectiv, la frecvenţe care nu

depăşesc valoarea de 51,5 Hz. Prin urmare, valorile de ±1 Hz, considerate ca limite admisibile

pentru abaterile de frecvenţă, nu sunt susţinute întotdeauna de considerente tehnologice.

În cazul motoarelor de curent alternativ, STAS 1893 recomandă ca abaterile frecvenţei

faţă de valoarea nominală să nu depăşească ±5%. În cazul unor abateri simultane de frecvenţă şi

tensiune, unde suma valorilor absolute ale acestor abateri nu depăşeşte 5%, motorul trebuie să

dezvolte puterea nominală.

Uniunea pentru Coordonarea Producţiei şi Transportului de Energie Electrică (cuprinde

12 ţări europene), recomandă ca serviciile proprii ale centralelor electrice să fie astfel

concepute încât, în caz de avarii însoţite de scăderea frecvenţei, pentru următoarele valori ale

parametrilor:

48,4 Hz<f≤50 Hz (0,968< ≤1 şi -3,2%< ≤0) – blocul să funcţioneze la întreaga putere; la

frecvenţa de 48,5 Hz (-3%), serviciile proprii sunt trecute automat pe sursa de rezervă

independentă (turbine cu gaze sau grupuri Diesel);

47,6 Hz<f≤48,4 Hz (0,952< şi -4,8%< ) – blocul să funcţioneze la cel

puţin 94% din puterea nominală; la scăderea frecvenţei sub 47,6 Hz, blocul se va decupla de

la reţea şi se va opri, în cazul în care nu poate fi insularizat;

f=fN ( ) – serviciile proprii trebuie supradimensionate;

50 Hz<f≤53 Hz (1< ) – serviciile proprii trebuie să funcţioneze fără

perturbaţii.

Convertizoarele cu semiconductoare se realizează, conform normelor CEI 146, în trei

clase de imunitate (A, B, C). Pentru a nu-şi pierde performanţele garantate, convertizoarele de

clasă A şi B admit un domeniu de variaţie a frecvenţei reţelei de alimentare de cel mult ±2%, iar

cele de clasă C de cel mult ±1%, în condiţiile în care o scădere de frecvenţă nu se suprapune

peste o creştere a tensiunii, şi invers. În ceea ce priveşte viteza de variaţie a frecvenţei,

convertizoarele de clasă A admit o variaţie de cel mult ±2%/s, spre deosebire de convertizoarele

de clasă B şi C, care admit o variaţie maximă de ±1%/s.

În sistemele energetice, abaterile admisibile ale frecvenţei pentru regimurile normale de

exploatare se situează, în general, în domeniul ±(0,1...2)%, valorile minime fiind caracteristice

21

sistemelor interconectate. În unele ţări, abaterile frecvenţei se acceptă doar în domeniul valorilor

pozitive. În condiţii de avarie, în majoritatea ţărilor, se acceptă abateri de frecvenţă ceva mai

mari (-5%...+2%).

În România , Regulamentul pentru furnizarea şi utilizarea energiei electrice prevede

obligaţia furnizorului de a menţine frecvenţa de 50 Hz, cu o abatere de cel mult ±0,5 Hz (±1%).

În condiţiile funcţionării SEN interconectat, limita superioară admisă este de +0,05 Hz.

1.7. Indicatori şi valori normate pentru aprecierea calităţii tensiunii

Procesul aleator de variaţie a tensiunii, în orice punct al unei reţele, poate fi reprezentat

prin suprapunerea următoarelor componente:

variaţii lente (cu o periodicitate apropiată de 24 ore), care în general se datoresc variaţiilor

progresive ale sarcinii şisunt mai mult sau mai puţin compensate prin reglajul sub sarcină al

transformatoarelor; variaţiile lente tipice sunt de ordinul ±10%, pe o durată de aproximativ

10 min;

variaţii rapide (cu o perodicitate de la o variaţie pe oră la aproximativ 40-50 variaţii pe

secundă), care se datoresc, de cele mai multe ori, instalaţiilor consumatorilor, ca urmare

unor cereri aleatoare (pornirea unor mari cuptoare cu arc) şi/sau neregulate (posturi de

sudură); de regulă amplitudinea variaţiilor rapide nu depăşeşte 10%;

goluri de tensiune sunt provocate de scurtcircuitele apărute în reţelele furnizorului şi/sau ale

consumatorilor, care determină acţiunea protecţiilor prin relee şi a automatizărilor (AAR,

RAR etc.) ; amplitudinea golurilor este cuprinsă între o valoare minimă de ordinul - 10%... -

20% şi ajunge până la -100%, cu o durată de 10 ms – 20 s (în România durata este de cel

mult 3 s); amplitudinea şi durata golului depinde de configuraţia şi caracteristicile reţelei,

de tipul scurtcircuitului, de modul de eliminare a defectului;

impulsuri de tensiune, determinate de descărcările atmosferice, funcţionarea aparatelor de

comutaţie sau a unor receptoare; amplitudinea acestora poate depăşi de câteva ori valoarea

nominală, iar durata nu depăşeşte 10 ms.

Modul de reacţie diferit al receptoarelor electrice la diverse tipuri de variaţii ale tensiunii

de alimentare, precum şi diferenţele care există între mijloacele şi limitele de compensare ale

22

acestor variaţii, necesită stabilirea unor indicatori, care să caracterizeze cât mai corect

fenomenele şi care să fie folosiţi pentru cuantificarea nivelului de calitate a energiei electrice ce

trebuie asigurat consumatorilor.

1.7.1. Indicatori şi valori normate pentru variaţii lente de tensiune

Se consideră în cele ce urmează drept variaţii lente, variaţiile tensiunii de aproximativ

±10...20% faţă de valoarea nominală, cu o periodicitate de cel puţin 5-10 minute.

1.7.1.1. Indicatori pentru aprecierea variaţiilor lente de tensiune

Pentru aprecierea variaţiilor lente de tensiune se folosesc indicatori care exprimă abaterea

tensiunii faţă de valoarea sa nominală sau faţă de valoarea sa medie, se mai foloseşte nivelul de

tensiune sau în literatura franceză iregularitatea tensiunii. Între diverşi indicatori folosiţi există

relaţii strânsă interdependenţă, anumiţi indicatori fiind chiar deductibili din ceilalţi.

1.7.1.1.1. Abaterea de tensiune într-un anumit punct al reţelei

Abaterea de tensiune într-un anumit punct al reţelei se estimează, de regulă, prin

diferenţa dintre valoarea tensiunii de serviciu şi a celei nominale, în cadrul unui proces

determinist sau prin diferenţa dintre valoarea medie şi cea nominală, în condiţiile unei variaţii

aleatoare a tensiunii, în care caz timpul ales pentru mediere depinde de caracteristicile concrete

ale proceselor din instalaţiile respective.

Abaterea de tensiune faţă de valoarea nominală se exprimă în procente din tensiunea

nominală a instalaţiei cu relaţia:

(1.12)

unde este tensiunea de serviciu a reţelei, respectiv tensiunea dintre două faze ale reţelei

electrice, măsurată într-un anumit punct şi la un moment dat , este tensiunea nominală a

reţelei, respectiv tensiunea prin care este denumită reţeaua şi la care se face referirea pentru

anumite caracteristici ale funcţionării acesteia iar u este nivelul de tensiune care caracterizează,

23

printre altele, distanţa electrică a punctului de reţea analizat faţă de sursa de producere a puterii

reactive: dacă punctul este apropiat de această sursă , iar dacă este situat la extremităţile

reţelei atunci ; dar caracterizează şi echilibrul general al puterii reactive în sistem, valoarea

acestui indicator scăzând atunci când sistemul nu dispune de rezervă suficientă.

Dacă se ia în considerare variaţia în timp a tensiunii de serviciu în punctul de reţea

analizat, abaterea medie de tensiune faţă de valoarea nominală într-un interval de timp T, se

determină cu relaţia:

(1.13.a)

sau:

(1.13.b)

unde: reprezintă abaterea de tensiune faţă de valoarea nominală în punctul analizat, la

momentul t, în %; - tensiunea de serviciu la momentul t în punctul considerat, în V, iar -

nivelul mediu de tensiune, în intervalul T, în punctul de reţea considerat.

1.7.1.1.2. Dispersia abaterilor de tensiune

Dispersia abaterilor de tensiune faţă de abaterea medie se determină cu relaţia:

(1.14.a)

sau:

, (1.14.b)

unde: reprezintă dispersia nivelului de tensiune în jurul valorii medii iar este abaterea

medie pătratică a nivelului de tensiune faţă de nivelul mediu.

Coeficientul de variaţie a tensiunii este definit de relaţia:

, (1.16)

unde: reprezintă valoarea medie a tensiunii de serviciu, în V, iar este abaterea medie

pătratică a tensiunii faţă de valoarea medie, în V.

24

1.7.1.1.3. Gradul de iregularitate a tensiunii sau valoarea medie pătratică a abaterii de

tensiune

Acest indicator a fost introdus de P. Ailleret, pentru evaluarea calităţii energiei electrice

din punct de vedere a variaţiilor lente ale tensiunii şi se determină cu relaţia:

. (1.17)

Între dispersia abaterilor de tensiune faţă de abaterea medie, care se determină cu relaţia

(1.14) şi gradul de iregularitate, determinat cu relaţia (1.16), se poate stabile o relaţie de legătură

dacă se ia în considerare relaţia (1.12):

.

Prin urmare gradul de iregularitate se exprimă cu relaţia:

. (1.18)

O variantă a gradului de iregularitate, în exprimare energetică, aparţine lui Gaussens:

, (1.19)

unde: reprezintă curba de sarcină a consumatorului la bornele căruia se apreciază calitatea

tensiunii, pe intervalul T, iar W – energia consumată în intervalul de timp T.

1.7.1.2. Norme pentru indicatorii de variaţie lentă a tensiunii

Variaţiile de tensiune de circa 5...10% în jurul valorii nominale cu o periodicitate de cel

puţin câteva minute (±5...30 minute), pot afecta regimul normal de exploatare, atât în instalaţiile

furnizorului, cât şi în cele ale consumatorilor.

Abaterile tensiunii faţă de valoarea nominală pot avea efecte:

- economice

influenţă asupra producţiei materiale, atât sub aspect cantitativ, cât şi calitativ,

25

influenţă asupra caracteristicilor echipamentului electric (pierderea performanţelor

garantate, modificări ale randamentului şi a gradului de uzură, în unele cazuri chiar

întreruperea funcţionării),

influenţă asupra capacităţii de tranzit a reţelelor electrice,

- sociale, greu de cuantificat

influenţă asupra calităţii iluminatului electric.

Tensiunea fiind sensibil dependentă ca nivel şi limite admisibile de variaţie de locul în

care este analizată (producător, distribuitor, consumator), în cazul normelor de apreciere a

calităţii tensiunii este obligatorie specificarea punctelor în care sunt normaţi indicatorii de

calitate, precum şi a condiţiilor de normare.

Valorile normate pentru gradul de iregularitate

- foarte bună,

10 - bună,

20 - mediocră,

- necorespunzătoare.

Abaterea de tensiune, este un indicator răspândit în întreaga lume şi depinde de nodul de

sistem în care se analizează calitatea tensiunii:

generatoarele (conform STAS 1893) trebuie să poată furniza puterea nominală la

turaţia nominală, la o tensiune care poate varia în domeniul ±5% ,

transformatoarele (conform STAS 1703) pot funcţiona limitat la o tensiune

superioară tensiunii nominale a înfăşurării. Tensiunea de funcţionare va fi limitată

la valoarea rezultată din relaţia , atunci când curentul este egal cu

de K ori curentul nominal (0≤K≤1),

serviciile proprii ale centralelor electrice trebuie să funcţioneze normal în cazul

modificării nivelului de tensiune în reţeaua de evacuare. UCPTE recomandă:

dacă alimentarea serviciilor proprii se realizează direct de la bornele

generatorului prin transformator, se va stabili o marjă de reglaj de minimum

±10...15% sau se vor utiliza motoare corespunzătoare,

26

instalaţiile care acţionează servicii proprii şi de care depinde puterea blocului

nu trebuie expuse unei scăderi de putere atunci când tensiunea de alimentare

scade sub 90% din tensiunea nominală,

toate echipamentele auxiliare ale centralei (reglaj, măsură, comandă automată,

protecţie, semnalizare, alarmă) trebuie să poată funcţiona la 85% din tensiunea

nominală; unele aparate pot fi legate la regulatoare stabilizatoare de tensiune,

în condiţii de tensiuni critice în reţeaua de alimentare, se impune comutarea

serviciilor proprii pe o sursă independentă faţă de reţea.

în reţelele electrice de curent alternativ pentru transportul, distribuţia şi utilizarea

energiei electrice (conform STAS 930-89) abaterile procentuale admisibile ale

tensiunii se obţin din relaţia (1.12), înlocuind tensiunea de serviciu cu valoarea

maximă, respectiv minimă, admisibilă în condiţii normale de exploatare,

în reţelele de iluminat , pierderea de tensiune admisibilă este de -3% UN dacă

alimentarea se face din reţeaua furnizorului, respectiv, de -8...-10%UN dacă

alimentarea se face din surse proprii,

la bornele receptoarelor electrice se admit abateri de ±5%....±10%, care

corespund şi recomandărilor CEI, ca de exemplu:

la bornele motoarelor electrice se admit abateri de ±5%UN conform STAS

1893,

la bornele convertizoarelor cu semiconductoare, realizate în clasele de

imunitate A şi B, se admit abateri de ±10% UN în regim stabilizat de

funcţionare, iar în clasa de imunitate C se admit abateri între -5% şi +10%,

pentru instalaţiile de sudură se admit abateri de ±10% UN ,

pentru lămpi electrice se admit abateri de ±5%UN .

1.7.2. Indicatori şi valori normate pentru fluctuaţii de tensiune

Fluctuaţiile de tensiune reprezintă o serie de variaţii ale valorii efective ori ale valorii de

vârf ale undei de tensiune între două niveluri adiacente sau o serie de variaţii ciclice ale

înfăşurătoarei undei de tensiune pe o anumită perioadă de timp.

27

Amplitudinea fluctuaţiilor de tensiune nu depăşeşte în mod normal domeniul de ±10%,

dar pentru a le departaja clar de abaterile de tensiune se mai folosesc şi variaţiile rapide ale

valorii efective care se produc în domeniul de frecvenţă 0,001...25 Hz.

Fluctuaţiile de tensiune pot fi:

periodice de formă dreptunghiulară şi amplitudine egală, provocate de comutaţia

unei sarcini pur rezistive,

periodice de formă dreptunghiulară, distribuite neregulat în timp, cu amplitudine

egală sau nu, pozitivă sau negativă, provocate de comutaţia unor sarcini diverse,

de forme diferite, cu amplitudine egală sau nu, pozitivă sau negativă, provocate de

comutaţia unor sarcini nonrezistive,

aleatoare sau continue.

Fluctuaţiile de tensiune periodice sau aleatoare provocate de funcţionarea cu şocuri de

putere reactivă a unor receptoare industriale (cuptoare cu arc, laminoare, aparate de sudură,

pompe şi compresoare cu piston) dar şi casnice (maşini de spălat), pot provoca în reţelele de

alimentare efecte nedorite, cum ar fi:

- variaţia vizibilă a fluxului luminos,

- deformarea imaginii televizoarelor,

- deranjamente în funcţionarea unor instalaţii electronice.

În vederea evitării sau limitării unor astfel de efecte, racordarea la reţelele sistemului

energetic a receptoarelor perturbatoare trebuie făcută cu anumite restricţii, fiind necesară

verificarea compatibilităţii electromagnetice. Pentru aceasta se folosesc următorii indicatori:

amplitudinea şi frecvenţa de repetare a fluctuaţiilor, factorul de acceptabilitate, doza de flicker

etc.

1.7.2.1. Amplitudinea fluctuaţiilor de tensiune

În instalaţiile existente la care se semnalizează efectul de flicker, determinarea

caracteristicilor fluctuaţiilor de tensiune se poate face prin oscilografierea undei de de tensiune

şi/sau înregistrarea şocurilor de putere.

28

Dacă se dispune de o oscilogramă a tensiunii, amplitudinea unei fluctuaţii de tensiune j

se poate determina cu relaţia:

, (1.20)

unde: reprezintă valori consecutive ale extremelor sau sunt determinate între o

porţiune orizontală şi o valoare extremă de pe înfăşurătoarea valorilor de vârf ale tensiunii.

Fabricanţii receptoarelor perturbatoare trebuie să pună la dispoziţia utilizatorului date

privind caracteristicile şocurilor de putere pe care le produce receptorul în punctul de racord la

reţea. Şocul de putere se caracterizează prin pantă, valoare maximă, durată şi număr mediu de

şocuri în unitatea de timp.

Pentru un şoc de putere reactivă produs cu frecvenţa i, fluctuaţia de tensiune se poate

exprima în funcţie de puterea de scurtcircuit în punctul comun de racord cu relaţia:

. (1.21)

Expresia analitică a şocului de putere este diferită în funcţie de tipul sarcinii care l-a

produs. Cunoscând din calcul sau din înregistrare amplitudinea fluctuaţiei de tensiune şi

frecvenţa cu care se repetă această variaţie a tensiunii, se poate trasa curba amplitudinii în

funcţie de frecvenţa de repetiţie a fluctuaţiilor pentru punctul respectiv de racord la reţea.

Pentru ca receptorul analizat să îndeplinească condiţiile de compatibilitate

electromagnetică în punctul comun de racord, curba fluctuaţiilor de tensiune trebuie să se

situeze sub o curbă limită de iritabilitate. În practica mondială, limitele admise ale fluctuaţiilor

de tensiune într-un nod al reţelei, sunt apreciate pe baza efectului de flicker pe care îl provoacă,

respectiv a senzaţiei de disconfort pe care o resimte ochiul omenesc. Sensibilitatea vederii

depinde de frecvenţa cu care se repetă fluctuaţiile de tensiune şi de forma semnalului

modulator: dinţi de fierăstrău, triunghiular, sinusoidal, dreptunghiular.

1.7.2.2. Factor de acceptabilitate

Acest indicator se calculează pentru receptoarele care provoacă şocuri aleatoare de putere

reactivă, cazul cel mai reprezentativ fiind cel al cuptoarelor cu arc pentru topit oţel.

29

Factorul de acceptabilitate este raportul dintre puterea de scurtcircuit a cuptorului

echivalent şi puterea minimă de scurtcircuit în punctul comun de racord:

, (1.22)

unde: este puterea aparentă stabilizată maximă, absorbită de cuptor în timpul testului de

scurtcircuit trifazat, efectuat cu electrozii introduşi în baia de oţel topit sau valoarea

corespunzătoare, calculată prin cunoaşterea impedanţei cuptorului şi a sursei de alimentare, -

puterea minimă de scurtcircuit în punctul de racord.

În situaţiile în care nu se dispune de elementele necesare determinării puterii , se

admite determinarea acceptabilităţii racordării cuptorului la reţea prin factorul:

, (1.23)

unde: este puterea nominală a cuptorului echivalent prin care se înţelege puterea

cuptorului fictiv care are acelaşi efect de flicker într-o instalaţie cu mai multe cuptoare ca şi

cuptoarele reale.

1.7.2.3. Doza de flicker

Într-o serie de ţări europene, în SUA şi Japonia, pentru estimarea influenţei fluctuaţiei de

tensiune, se foloseşte principiul cumulativ, care se bazează pe înregistrarea cu un dispozitiv

oarecare a oboselii acumulate de ochi, până la nivelul (doza) pentru care lucrul devine imposibil.

S-a constatat experimental că jena maximă, în condiţii de amplitudine constantă, este resimţită

practic pentru o frecvenţă a fluctuaţiilor de aproximativ 10 Hz (amplitudinea corespunzătoare

este 0,3% pentru 10 Hz).

Dacă pentru fluctuaţii de tensiune cu frecvenţa de 10 Hz şi amplitudine peste 0,3% se

resimte o senzaţie de jenă, atunci este posibilă obţinerea aceleaşi senzaţii de jenă pentru

fluctuaţii de tensiune de amplitudine superioară şi frecvenţă diferită de 10 Hz.

La o senzaţie de jenă identică, este posibilă substituirea unor fluctuaţii de tensiune, de frecvenţă

f şi amplitudine (care provoacă fluctuaţii luminoase cu frecvenţa de repetiţie 2f ), printr-o

fluctuaţie echivalentă de tensiune cu frecvenţa 10 Hz şi amplitudinea:

. (1.24)

30

Dacă se suprapun două fluctuaţii de frecvenţe diferite f1 şi f2 , de amplitudine şi ,

jena globală este echivalentă cu cea a unei fluctuaţii de 10 Hz, de amplitudine , astfel încât

putem scrie:

. (1.25)

Jena totală pe care o resimte ochiul pe durata este proporţională cu:

, (1.26)

unde: este fluctuaţia sinusoidală cu frecvenţa de 10 Hz, care este echivalentă din punctul

de vedere al efectului de flicker cu fluctuaţia reală a tensiunii (cu amplitudini şi frecvenţe

aleatoare), - durata perturbaţiei, - doza de flicker iar g coeficienţi care depind de frecvenţa

semnalului şi se determină experimental.

1.7.3. Indicatori şi norme pentru goluri de tensiune

Prin gol de tensiune se înţelege o scădere bruscă, de scurtă durată, a amplitudinii sau a

valorii efective a tensiunii, într-un interval cuprins între două şocuri de tensiune consecutive de

sens contrar, interval în care tensiunea este în permanenţă inferioară valorii sale nominale.

Gol de tensiune se poate produce prin manevre de conectare a unor agregate cu curenţi de

pornire mari sau apare ca urmare a funcţionării protecţiilor şi automatizărilor, datorită apariţiei

unor incidente.

Goluri de tensiune pot apărea atât în reţelele furnizorului, cât şi în cele ale utilizatorilor

de energie electrică, apariţia lor fiind inevitabilă şi aleatoare.

Tipul golului de tensiune este determinată de cauza care a dus la apariţia ei. Astfel:

după modul în care variază tensiunile pe fază, golurile pot fi simetrice, atunci când

tensiunea scade pe toate cele trei faze, în acelaşi raport faţă de tensiunea nominală,

respectiv nesimetrice,

după numărul de faze afectate, golurile pot fi monofazate, bifazate sau trifazate.

Alura variaţiei tensiunii între momentul apariţiei golului şi cel al revenirii tensiunii la

valoarea anterioară, precum şi cauza care a generat golul determină forma golului de tensiune.

31

Din punct de vedere al formei, golurile de tensiune se pot clasifica în următoarele

categorii principale:

goluri de tensiune dreptunghiulare, specifice scurtcircuitelor eliminate prin protecţii

simple, şi caracterizate prin menţinerea tensiunii practic constantă pe durata golului,

goluri de tensiune exponenţiale, specifice pornirii prin conectare directă la reţea a

motoarelor de mare putere, şi caracterizate printr-un salt brusc al tensiunii la începutul

golului şi printr-o revenire practic exponenţială a acesteia,

goluri de tensiune de formă complexă, provocate de funcţionarea în trepte a protecţiilor

care elimină defectul, şi caracterizate printr-o funcţionare în trepte a tensiunii.

1.7.3.1. Indicatori pentru aprecierea golurilor de tensiune

Definirea golului de tensiune se face sub aspectul profunzimii ( denumită şi amplitudine

negativă sau pe scurt amplitudine) şi a duratei golului.

Amplitudinea golurilor de tensiune poate fi definită ca diferenţă între tensiunea pe durata

golului şi tensiunea nominală, exprimată în procente din tensiunea nominală. Se pot utiliza

diferiţi indicatori pentru calculul amplitudinii unui gol de tensiune, cum ar fi de exemplu:

amplitudinea golului de tensiune pe fază: se calculează dacă se cunoaşte variaţia tensiunii

de fază pentru diferite tipuri de incidente, cu relaţia:

, (1.27)

unde: Uf reprezintă modulul aceleia dintre tensiunile de fază care se ia în

considerare pe durata golului, uf - tensiunea reziduală de fază a golului, UNf -

tensiunea nominală pe fază a reţelei;

amplitudinea golului de tensiune directă , care se calculează cu relaţia:

, (1.28)

unde: Ud este modulul tensiunii de succesiune directă pe durata golului iar ud

este tensiunea reziduală directă a golului.

32

Durata golurilor de tensiune de o anumită amplitudine se poate exprima prin relaţia:

, (1.29)

unde: ti şi tf reprezintă momentul iniţial, respectiv, cel final al golului.

În România, prin gol de tensiune se înţelege o variaţie negativă a valorii efective a

tensiunii unei reţele, având o amplitudine cuprinsă între o valoare minimă sesizabilă de

aproximativ 20% UN şi 100%, durata variaţiei de tensiune fiind de cel mult 3 secunde.

Menţionăm că în România, golurile de tensiune de amplitudine 100%UN precum şi

situaţiile eliminate prin sistemele automate (AAR, RAR şi DAS), nu sunt considerate întreruperi

în alimentare.

Caracterul inevitabil al golurilor de tensiune, pe reţelele electrice de alimentare,

presupune o anumită frecvenţă de apariţie a acestora în diferitele noduri din sistem. Frecvenţa

de apariţie a golurilor de tensiune se poate exprima prin numărul de goluri de o anumită

amplitudine şi durată, care apar într-un punct oarecare al reţelei, într-o anumită perioadă de

timp:

. (1.30)

1.7.3.2. Norme pentru goluri de tensiune

Un gol de tensiune produce întotdeauna modificări ale regimului staţionar normal de

funcţionare, ceea ce conduce la apariţia unor regimuri de funcţionare tranzitorii. Variaţiile

mărimilor de stare pe durata regimurilor tranzitorii pot avea diferite efecte, care se pot

caracteriza prin următoarele aspecte:

- pierderea stabilităţii funcţionării, receptoarele cele mai afectate sunt motoarele

electrice,

- creşterea solicitărilor termice datorită supracurenţilor care apar pe intervalul proceselor

tranzitorii,

- creşterea solicitărilor produse de forţele electrodinamice ca urmare a şocurilor de

curent,

33

- apariţia unor suprasolicitări mecanice produse de şocuri de cuplu sau acceleraţii mari

în cazul sistemelor de acţionări electrice,

- afectarea serviciilor auxiliare, ca de exemplu pierderea presiunii uleiului de ungere sau

a debitului fluidelor de răcire,

- afectarea mărimilor de ieşire şi deci înrăutăţirea calităţii serviciilor utile.

Stabilirea unor norme pentru golurile de tensiune presupune precizarea punctului de

valabilitate al acestor norme: la bornele unui anumit tip de receptor sau într-un punct de livrare a

energiei electrice către un abonat, cu care se stabilesc relaţii contractuale.

Limitele de imunitate ale receptoarelor electrice la goluri de tensiune sunt în general

precizate de către fabricanţi, în funcţie de clasa de imunitate a receptorului respectiv.

1.7.4. Indicatori şi norme pentru impulsuri de tensiune (supratensiuni)

Prin impuls de tensiune se înţelege o creştere bruscă a tensiunii, pe un interval de timp de

la câteva microsecunde la zeci de milisecunde, după care urmează restabilirea tensiunii la

nivelul iniţial.

Problema considerării unor indicatori privind impulsurile de tensiune printre indicatorii

calităţii energiei electrice este deocamdată mai puţin studiată.

Supratensiunile sunt abordate în legătură cu probleme de alegere şi coordonare a

izolaţiei, având drept scop reducerea deteriorărilor provocate de solicitările dielectrice aplicate

echipamentelor electrice şi deci creşterea siguranţei în funcţionare a instalaţiilor.

Un echipament electric este proiectat, din punct de vedere al izolaţiei, să funcţioneze la o

tensiune maximă admisibilă, care este cea mai mare valoare efectivă a tensiunii între faze pentru

care este proiectat să funcţioneze echipamentul din punct de vedere al izolaţiei acestuia şi al

altor caracteristici care pot fi legate de această tensiune. Această tensiune trebuie însă să fie cel

puţin egală cu valoarea maximă a tensiunii de serviciu a reţelei în care va fi utilizat

echipamentul, în condiţii normale de exploatare.

34

Supratensiunile care apar într-un punct al reţelei pot fi:

de trăsnet: care apar datorită unei descărcări atmosferice sau a unei alte cauze fiind de

obicei de o singură polaritate şi de durată foarte scurtă (au amplitudinea de ordinul miilor

de kV şi durata de ordinul microsecundelor,

de comutaţie: care apar datorită unei operaţii de comutare, a unui defect sau a altor cauze

fiind d obicei puternic amortizate (de 1,5-3 ori valoarea de vârf a tensiunii de linie sau de

fază) şi de scurtă durată (jumătate de undă la frecvenţa reţelei),

temporare: care sunt provocate de comutaţii (deconectarea bruscă a unei sarcini

importante), de apariţia unor defecte (de exemplu monofazate) sau de unele fenomene

neliniare (ferorezonanţă, armonici) fiind oscilaţi neamortizate sau slab amortizate fază-

pământ sau între faze, cu durată relativ mare.

Supratensiunile fiind întotdeauna fenomene tranzitorii, ele se pot împărţii în două

categorii:

puternic amortizate şi de durată relativ scurtă,

neamortizate sau slab amortizate şi de durată relativ lungă.

Supratensiunile se pot datora unor fenomene atmosferice sau unor manevre de comutaţie

pe partea furnizorului a căror valoare depind de caracteristicile tehnice ale descărcătoarelor şi de

distanţa dintre echipamentul studiat şi descărcătoare sau au sediul în instalaţiile utilizatorului

fiind provocate de condiţii meteorologice locale, de comutaţia unor sarcini sau de eliminarea

unui defect putând avea valori destul de însemnate.

Printre indicatorii de apreciere a supratensiunilor, în scopul studierii coordonării izolaţiei,

se numără:

valoarea în unităţi relative a supratensiunii fază – pământ: care reprezintă raportul dintre

valoarea de vârf a unei supratensiuni între fază şi pământ şi valoarea tensiunii fază –

pământ, corespunzătoare tensiunii celei mai ridicate a reţelei,

valoarea în unităţi relative a supratensiunii între faze : care reprezintă raportul dintre

valoarea de vârf a unei supratensiuni între faze şi valoarea tensiunii fază – pământ,

corespunzătoare tensiunii celei mai ridicate a reţelei.

35

1.7.5. Indicatori şi valori normate pentru aprecierea nesimetriei unui sistem trifazat de

tensiuni

Regimul nesimetric poate fi:

temporar, produs de defecte ca de exemplu scurtcircuite nesimetrice, funcţionarea în

două faze a liniilor electrice aeriene,

permanent, produs de:

- sarcinile dezechilibrate pe cele trei faze ale reţelei de alimentare de curent

alternativ trifazat,

- receptoarele monofazate,

- receptoare trifazate (cuptoare electrice cu arc),

- nesimetria impedanţelor reţelelor electrice pe cele trei faze.

Cele mai răspândite metode pentru calculul regimurilor trifazate nesimetrice ale unor

circuite liniare sunt cele care utilizează ca mărimi de calcul auxiliare componentele simetrice.

Controlul calităţii energiei electrice într-un anumit nod al sistemului electroenergetic presupune

estimarea unor indicatori ai regimului nesimetric în nodul respectiv şi compararea acestora cu

valori normate.

1.7.5.1. Indicatori pentru aprecierea regimurilor nesimetrice

În majoritatea ţărilor, nesimetria unui sistem trifazat de tensiune se apreciază prin

coeficienţi care exprimă procentual raportul dintre componenta de succesiune (secvenţă) inversă

şi/sau homopolară a tensiunii, pe de o parte şi tensiunea nominală sau componenta de succesiune

directă, pe de altă parte.

1.7.5.1.1. Coeficienţi de disimetrie şi asimetrie

Conform normelor CEI, de care s-a ţinut seama şi la elaborarea normelor româneşti,

caracterizarea mărimilor nesimetrice într-un nod al sistemului electroenergetic se face cu

următorii indicatori:

36

A.Coeficientul de disimetrie

, (1.31)

unde: Ai reprezintă componenta de succesiune inversă (denumită în unele norme de secvenţă

negativă) a tensiunii sau a curentului, iar Ad este componenta de succesiune directă (denumită în

unele norme de secvenţă pozitivă) a tensiunii/a curentului.

Estimarea coeficientului de disimetrie se poate face prin măsurători sau se pot folosi

relaţii aproximative. Pentru nodurile în care se racordează consumatori monofazaţi şi care sunt

relativ depărtate de generatoare electrice de mare putere (deci pentru reţelede medie tensiune) se

poate folosi relaţia aproximativă:

, (1.32)

unde: SNmf reprezintă puterea nominală a sarcinii monofazate, iar Ssc - puterea de scurtcircuit

trifazat a reţelei în nodul de racordare a sarcinii monofazate.

Dezechilibrul tensiunilor poate fi măsurat cu trei voltmetre, care transmit informaţii la un

calculator numeric. Conform recomandărilor internaţionale, măsurătorile de evaluare a

indicatorilor de calitate a energiei electrice pot fi efectuate la următoarele intervale de timp:

- interval foarte scurt (very short interval), TVS=3 secunde,

- interval scurt (short interval), TSH=10 minute,

- interval lung (long interval) , TL=1 oră,

- zilnic (one day interval), TD=24 ore,

- săptămânal (one week interval), TWk=7 zile.

Pentru aprecierea regimului nesimetric, pe fiecare interval de timp considerat, se măsoară

N valori ale coeficientului de disimetrie iar pe baza acestor date se determină valoarea medie

pătratică a coeficientului de disimetrie, corespunzătoare intervalului de timp considerat.

În cazul când se apreciază nesimetria unui sistem trifazat de tensiuni, coeficientul de

disimetrie poate fi calculat pentru fiecare prelevare de date cu relaţia :

, (1.33)

37

unde:

, (1.34)

în care URS,UST,UTR sunt tensiunile între faze.

Relaţia (1.34) poate fi utilizată şi pentru calculul nesimetriei unui sistem trifazat de

curenţi, înlocuind în relaţia (1.33) tensiunile U prin curenţii I corespunzători.

Valoarea medie pătratică a coeficientului de disimetrie pentru intervalul de timp foarte

scurt (3 secunde) se determină cu relaţia:

. (1.35)

Valoarea medie pătratică pe interval scurt , (10 minute), se calculează cu o relaţie

de forma celei (1.35), luând în considerare toate valorile , j, care au fost înregistrate pe

durata de 10 minute.

Cei mai importanţi indicatori sunt următorii:

kd(vs) max, kd(sh) max – valoarea cea mai mare dintre toate valorile medii

pătratice determinate pe intervale foarte scurte (3 sec), respectiv scurte (10

min),

kd(vs)(95%) – valoarea medie pătratică în intervalul de o zi, corespunzătoare

probabilităţii cumulate de 95% (adică valoarea care este depăşită numai în 5%

din intervalele de 3 sec.),

kd(vs)(99%) - valoarea medie pătratică în intervalul de o zi, corespunzătoare

probabilităţii cumulate de 99% (adică valoarea care este depăşită numai în 1%

din intervalele de 3 sec.).

B.Coeficientul de asimetrie

38

, (1.36)

unde: Ad este componenta de succesiune directă (de secvenţă pozitivă) a tensiunii sau a

curentului, Ah este componenta de succesiune homopolară (de secvenţă zero) a tensiunii sau a

curentului.

1.7.5.1.2. Coeficienţii de succesiune inversă, respectiv homopolară

În unele norme utilizate pentru aprecierea nesimetriei se definesc coeficienţii de

succesiune inversă, respectiv homopolară, care se determină cu relaţii asemănătoare cu cele

prezentate în paragraful anterior, dar diferă modul de calcul.

a) Coeficientul de succesiune inversă

, (1.37)

unde: Ui reprezintă valoarea efectivă [kV] a tensiunii de succesiune inversă pentru frecvenţa

fundamentală a sistemului trifazat de tensiuni, UN – valoarea nominală a tensiunii de linie a

reţelei, în kV.

Calculul valorii efective a tensiunii de succesiune inversă se face cu relaţia:

, (1.38.a)

sau, acceptând o eroare de maxim 8%, cu relaţia:

,

(1.38.b)

în care: URS,UST,UTR reprezintă valorile efective ale tensiunii de linie de frecvenţa fundamentalei,

în kV, Umax – cea mai mare valoare efectivă a tensiunii de linie, dintre cele trei tensiuni de

frecvenţă fundamentală, în kV, Umin – cea mai mică valoare efectivă a tensiunii de linie, dintre

cele trei tensiuni de frecvenţă fundamentală, în kV.

39

b) Coeficientul de succesiune homopolară

În reţele trifazate cu conductor neutru, acest coeficient se calculează cu relaţia:

, (1.39)

unde: Uh reprezintă valoarea efectivă a tensiunii de succesiune homopolară pentru frecvenţa

fundamentală, în kV, iar UNf – valoarea nominală a tensiunii de fază a reţelei, în kV.

Pentru calculul valorii efective a tensiunii de succesiune homopolară se poate utiliza

relaţia:

, (1.40.a)

în care:

,

,

sau, acceptând o eroare de maxim ±10%, cu relaţia:

, (1.41.b)

unde: URS,UST şi UTR reprezintă valorile efective ale tensiunii de linie de frecvenţă

fundamentală, în kV, UR, US şi UT reprezintă valorile efective ale tensiunii de fază de frecvenţă

fundamentală, în kV, Uf,max – cea mai mare valoare efectivă dintre cele trei tensiuni de fază de

frecvenţă fundamentală, în kV, Uf,min cea mai mică valoare efectivă dintre cele trei tensiuni de

fază de frecvenţă fundamentală, în kV.

1.7.5.2. Valori normate pentru nesimetrie

Pentru limitarea efectelor negative ale nesimetriei sistemelor trifazate, în standarde şi/sau

prescripţii, se indică valori maxime admisibile pentru unii dintre indicatori de apreciere a

nesimetriei.

Atât în cazul normelor pentru regim nesimetric, ca şi în cazul altor indicatori de calitate a

tensiunii, trebuie precizat în mod obligatoriu punctul de valabilitate al normelor:

la bornele receptoarelor de un anumit tip,

40

la punctul de delimitare a reţelei furnizorului de cea a consumatorului de energie

electrică,

în punctul comun de racord cu reţeaua publică şi/sau cu alţi consumatori.

1.7.5.2.1. Normarea tensiunii de succesiune invers

Curenţii de succesiune inversă pot influenţa negativ productivitatea şi randamentul

receptoarelor electrice şi datorită faptului că se repartizează, pe sursele din reţeaua de

alimentare, în raport invers cu impedanţa acestora, în reţeaua respectivă de alimentare pot

apărea:

pierderi suplimentare importante în rotoarele generatoarelor şi motoarelor sincrone prin

curenţi Foucault,

pierderi în motoare electrice, încălziri locale, cupluri pulsatorii suplimentare de frecvenţă

ridicată, ce pot provoca vibraţii puternice ale maşinilor şi diminuarea randamentului

motoarelor,

influenţe asupra liniilor de telecomunicaţii.

Conform normelor stabilite de CEI, pentru punctele de racord din mediu industrial, se

recomandă următoarele niveluri de compatibilitate referitoare la nesimetria tensiunii:

- instalaţii de clasă 1 şi 2: Ui/Ud<2%,

- instalaţii de clasă 3: Ui/Ud<3%.

41

1.7.5.2.2. Normarea tensiunii de succesiune homopolară

Normarea tensiunii de succesiune homopolară este dificilă, fiindcă nu există suficiente

informaţii cu privire la efectele pe care le exercită acest indicator asupra echipamentelor.

Generatoarele mai mici sunt legate de regulă direct la sistem, fără intermediul unor

transformatoare de bloc, astfel încât defectele de punere la pământ apărute în generator sau în

sistem vor produce în generator, pe lângă curenţii de succesiune directă şi inversă, şi curenţi de

succesiune homopolară. În acest caz, fluxurile produse de curenţii homopolari nu vor urma

traseele normale şi datorită faptului că aceşti curenţi sunt sinfazici, nefiind defazaţi între ei cu

120 grade, fluxurile produse de înfăşurări vor fi şi ele tot sinfazice şi vor induce fluxuri, în buclă

închisă, trecând însă din exteriorul spre interiorul rotorului şi apoi longitudinal, prin lagăre,

etanşările de hidrogen şi carcasă. În unele cazuri, se poate produce o magnetizare longitudinală

destul de mare şi pot apărea curenţi turbionari, care pot provoca deteriorări în lagăre şi în

etanşările de hidrogen.

Conform standardelor româneşti, sistemul tensiunilor de alimentare a transformatoarelor

electrice este considerat practic simetric dacă componenta homopolară este sub 2% din cea de

succesiune directă, iar în cazul maşinilor electrice sub 1%.

1.7.6. Indicatori şi valori normate pentru aprecierea formei nesinusoidale a tensiunii

(regimul deformant)

Regimul nesinusoidal se caracterizează prin deformarea undelor sinusoidale de tensiune

şi curent şi prin apariţia de armonici, care produc consecinţe nefavorabile asupra funcţionării

consumatorilor şi a sistemului electroenergetic pe ansamblu.

Pentru studiul mărimilor electrice periodice nesinusoidale se foloseşte analiza armonică,

operaţia de descompunere a unei oscilaţii periodice oarecare în oscilaţii armonice ale căror

frecvenţe sunt multiplii întregi ai frecvenţei fundamentale. Matematic această descompunere se

exprimă prin seria Fourier, a cărei ecuaţie cea mai generală este:

, (1.42.a)

unde: Y0 reprezintă componenta continuă a undei periodice, iar YN – valoarea efectivă a

armonicii de ordin N. Dezvoltând funcţia sinus, relaţia (5.29.a) devine:

42

,

(1.42.b)

, (1.43.a)

. (1.44.b)

Descompunerea în serie armonică a unei funcţii periodice nesinusoidale constă în găsirea

valorii coeficienţilor lui Fourier (Y0, AN, BN).

În cazul în care se cunoaşte expresia analitică a undei periodice nesinusoidale, analiza

armonică se poate face folosind metoda integrării, cu care coeficienţii Fourier se calculează cu

relaţiile:

,

, (1.45)

.

În cazul unei funcţii periodice nesinusoidale, de formă oarecare, perioada se împarte într-

un număr par de părţi egale 2p şi coeficienţii Fourier se determină cu relaţiile:

,

, (1.46)

.

1.7.6.1. Indicatori ai regimului deformant

Stabilirea indicatorilor care caracterizează forma nesinusoidală a tensiunii se bazează fie

pe valorile admisibile ale armonicilor de curent sau tensiune pentru electroreceptoare concrete,

fie pe unele sau altele din caracteristicile de distorsiune ale curbei de tensiune.

43

Pentru caracterizarea regimului deformant într-un punct al sistemului energetic, în majoritatea

ţărilor se folosesc următorii indicatori:

a) Nivelul unei armonici de rang (ordin) N

Rangul N al unei armonici este egal cu raportul dintre frecvenţa armonicii şi frecvenţa

fundamentalei. Pentru o armonică de rangul N , nivelul armonicii este egal cu raportul (exprimat

în %) dintre valoarea efectivă a armonicii considerate (YN) şi valoarea efectivă a undei

fundamentale (Y1):

, (1.47)

unde: simbolul Y se înlocuieşte cu simbolul U pentru curba de tensiune şi respectiv cu simbolul

I pentru curba de curent.

b) Coeficientul de distorsiune

Se numeşte coeficient de distorsiune al unei curbe nesinusoidale raportul (în %) dintre valoarea

efectivă a rezidiului deformant (Yd) şi valoarea efectivă a curbei fundamentale (Y1).

pentru tensiune:

, (1.48.a)

pentru curent:

. (1.48.b)

Ca şi în cazul regimului nesimetric, măsurătorile de evaluare a indicatorilor privind

regimul deformant, se pot efectua la interval foarte scurt (TVS=3 s), scurt (TSH=10 min.), lung

(TL=1 oră) zilnic sau săptămânal. Pe fiecare interval de timp considerat se măsoară M valori ale

indicatorului de regim deformant, pe baza cărora se determină valoarea medie pătratică a

indicatorului controlat, corespunzătoare intervalului respectiv.

Astfel, pentru intervalul de timp foarte scurt, se poate determina valoarea medie pătratică

a indicatorilor de regim deformant ai undei de tensiune:

, (1.49)

44

unde: notaţia se referă la armonicile de tensiune (conform PE 143, până la N=40),

respectiv, la coeficientul de distorsiune. Pentru o corectă determinare a armonicelor se

recomandă eşantionarea undelor de tensiune şi curent pe o durată de 80 ms (4 perioade), cu un

număr minim de 64 eşantioane/perioadă.

Pentru estimarea efectelor termice de lungă durată ale armonicilor asupra

echipamentelor electrice, se utilizează intervale de observaţie TSH=10 minute. Valoarea medie

pătratică , pe fiecare interval de 10 min., se calculează cu o relaţie de forma (5.35), luând

în considerare toate valorile , care au fost înregistrate pe intervalul respectiv.

c) Indicatorii IT şi TIF

Armonicile pot provoca un zgomot de fond pe liniile de telecomunicaţii învecinate

liniilor de transport a energiei electrice. Pentru evaluarea influenţei armonicilor asupra

instalaţiilor de telecomunicaţii, în diferite ţări, se folosesc indicatorii IT şi TIF.

Indicatorul IT reprezintă curentul echivalent de frecvenţă constantă care, acţionând într-o

instalaţie electroenergetică, provoacă acelaşi nivel de perturbare asupra unei linii de

telecomunicaţii ca şi suma armonicilor de curent:

; kN=5 fN, (1.50)

unde: INik reprezintă curentul armonicii de ordinul N, între nodul i şi nodul k; fN – frecvenţa

armonicii N; pN – factor de pondere care ţine seama de proprietăţile fiziologice ale urechii

umane.

Factorul de interferenţă telefonică TIF , într-un nod i , este o mărime adimensională,

care permite estimarea influenţei potenţiale a unei linii de transport a energiei electrice asupra

unei linii telefonice:

, (1.51)

unde UNi este tensiunea armonicii de ordinul N în nodul i .

1.7.6.2. Niveluri limită admise pentru regimul deformant

45

Armonicile de tensiune, provenind de la sursele de tensiuni nesinusoidale şi aplicate

reţelei în anumite puncte, dau naştere armonicilor de curenţi de ordin corespunzător sau diferit,

amplificaţi sau atenuaţi de către elementele neliniare ale circuitelor şi de către elementele

reactive (L,C).

În principal, efectele regimului deformant sunt următoarele:

perturbarea funcţionării echipamentelor electronice sincronizate la tensiunea reţelei,

inclusiv a echipamentelor de comandă a redresoarelor;

creşterea erorilor aparatelor de măsurat, perturbarea funcţionării releelor de protecţie şi a

receptoarelor de telecomandă centralizată;

solicitarea peste limitele admise a instalaţiilor statice de compensare a puterii reactive;

interferenţe în reţele telefonice, în instalaţiile de transmisie prin înaltă frecvenţă şi

perturbarea recepţiei TV;

pierderi suplimentare în reţele;

scăderea randamentelor motoarelor şi încărcarea suplimentară a elementelor sistemului

energetic (linii, transformatoare);

apariţia unor supratensiuni periculoase pentru instalaţiile sistemului energetic în condiţii

de rezonanţă pentru diferite armonice;

micşorarea factorului de putere la consumatorii deformanţi şi în sistemul energetic de

alimentare.

Stabilirea unor norme admisibile pentru regimul deformant presupune realizarea unui

compromis între imunitate (la consumator), compatibilitate (la furnizor) şi emisie (la

constructorul de echipamente).

1.7.6.2.1. Limite de emisie a distorsiunilor armonice pentru diferite echipamente electrice

Perturbaţiile produse în reţeaua de alimentare cu energie electrică de către diferite

receptoare electrice trebuie limitate, în scopul menţinerii unui nivel acceptabil al perturbaţiilor

electromagnetice pe ansamblul SEN. Până î prezent, această problemă a fost reglementată la

nivel internaţional doar pentru receptoare electrocasnice, prin publicaţiile CEI 555-2 pentru

46

echipamente care absorb de la reţea un curent sub 16 A şi CEI 555-4 pentru cele care absorb

peste 16 A.

Prin publicaţia CEI 555-2, sunt delimitate patru clase de echipamente, cu tensiunea

cuprinsă între 220 V şi 415 V, după cum urmează:

Clasa A: echipament trifazat echilibrat şi toate celelalte echipamente, cu excepţia celor

incluse în alte clase,

Clasa B: instrumente, scule şi utilaje electrice portabile,

Clasa C: echipamente de iluminat, inclusiv dispozitivele de compensare,

Clasa D: echipamente având un curent la intrare de formă specială şi absorbind o putere

sub 600 W (majoritatea dispozitivelor electronice de putere: redresoarele, circuitele de

filtrare etc.).

1.7.6.2.2. Limite de imunitate la regim deformant pentru diferite echipamente electrice

Luând în considerare efectele regimului deformant asupra diverselor echipamente

electrice, în literatura de specialitate apar diferite limite admisibile pentru indicatorii de regim

deformant ce li se aplică acestora, care sunt prezentate în tabelul 1.2.

Tabelul 1.2.

Limite de imunitate la regim deformant pentru diferite echipamente electrice

Echipamentul Efectul Limite admisibile

Maşini sincrone Pierderi suplimentare în înfăşurări≤1,3...2,4%

Linii Pierderi ohmice suplimentare Neprecizate

Cabluri - Pierderi ohmice şi dielectrice

suplimentare,

- Coroziune A1 l armonici pare

Ud ≤ 10%

Transformatoare - Pierderi suplimentare în

înfăşurări,

- Risc de saturaţie în prezenţa

Conform STAS 1703

47

armonicilor pare

Maşini asincrone - Pierderi suplimentare

- Cupluri parazite≤1,5...3,5%

Calculatoare Perturbaţii în funcţionare Ud ≤ 5%

Electronică industrială Perturbaţii în funcţionare Ud ≤ 10%

Regulatoare de tensiune

la transformatoare

Este denaturată măsura tensiunii

Circuite de protecţii Risc de declanşare intempestivă

Relee de telecomandă Risc de declanşare intempestivă U3≤7%, U4≤1,5%, U5≤8%

Contoare de energie cu

inducţie

Ieşire din clasa de precizie Neprecizate

Receptoare TV Deformarea imaginii Neprecizate

Lămpi cu descărcare în

gaze

Risc de pâlpâire datorat armonicii

de ordinul 2

Condensatoare de

putere

- Pierderi suplimentare

dielectrice

- Încălzire

- Îmbătrânire prematură

Linii de telecomunicaţii Zgomot de fond IT≤25 kA,

TIF≤20%

48

CAPITOLUL 2. SISTEME MODERNE PENTRU

TRANSPORTUL ENERGIEI LA TENSIUNE

ALTERNATIVĂ

49

2.1. Transportul la tensiune alternativă

Reţelele de transport la înaltă tensiune reprezintă o componentă esenţială a oricărui

sistem electroenergetic naţional sau supranaţional datorită distanţelor mari (fizice şi electrice)

dintre centralele electrice şi centrele de consum. Ele asigură circulaţia unei importante cantităţi

de putere electrică, constituind în acelaşi timp suportul pentru alte reţele electrice.

Structura sistemelor de transport s-a modificat în timp, trecând prin diferite stadii de

dezvoltare, fiind influenţată în principal de dezvoltarea consumului de energie electrică şi a

tehnologiei elementelor şi echipamentelor componente. Astfel, reţelele de 110 kV, 220 kV şi

400 kV din România au funcţionat iniţial în scheme radiale, fiind ulterior transformate

(începând cu anul 1985) în reţele de repartiţie (110 kV) şi reţele buclate (220 kV şi 400 kV).

Schema buclată reprezintă configuraţia optimă pentru reţelele de transport acolo unde

există o circulaţie de puteri bine determinată, luând în considerare amplasarea centralelor

electrice şi a consumatorilor. Structura buclată asigură mai multe căi pentru transferul puterii de

la o un sistem de bare la altele şi permite o mai bună coordonare a centralelor electrice. În acest

fel, generatoarele ce funcţionează la un moment dat pot fi alese pe criterii economice (cele care

produc energia cea mai ieftină), iar în caz de defect al unora dintre acestea, puterea cerută este

furnizată de restul generatoarelor, aflate în funcţiune într-un număr ridicat.

Proiectarea şi exploatarea acestor reţele asigură funcţionarea chiar şi în cazul căderii unei

conexiuni între două sisteme de bare deoarece există întotdeauna o cale de rezervă pentru

alimentarea celor două bare.

Un element foarte important în structura sistemelor de transport îl reprezintă staţiile de

transformare şi/sau conexiuni. Acestea sunt localizate în punctele de interconectare ale liniilor

de transport şi îndeplinesc următoarele funcţii principale:

• permit trecerea puterii generate de diferite centrale spre principalele coridoare de

transport;

• asigură un terminal pentru interconectarea cu alte sisteme;

• asigură o locaţie pentru transformatoarele de injecţie în sistemele de transport sau

distribuţie;

50

• permit segmentarea liniilor de transport pentru a asigura un anumit nivel de redundanţă

pe calea de transport;

• asigură o locaţie în care dispozitivele de compensare, precum bobine şi condensatoare

serie sau paralel pot fi conectate la sistemul de transport;

• asigură o locaţie unde liniile de transport pot fi scoase de sub tensiune fie pentru

mentenanţă, fie datorită unui defect care implică linia;

• asigură o locaţie pentru echipamentele de protecţie, control şi măsură.

Depinzând de caracteristicile electrice ale unei anumite părţi din sistemul de transport,

principalele echipamente care pot exista în staţii sunt:

• bobinele şunt (bobine conectate de la bare la pământ) sunt instalate pentru a controla

tensiunile ridicate ce apar în special noaptea datorită efectului capacitiv al liniilor de transport

slab încărcate. Aceste bobine pot fi permanent sub tensiune sau pot fi conectate doar în anumite

momente. Bobinele şunt sunt de asemenea utilizate pentru a reduce sau controla tensiunile care

apar când intervine o variaţie bruscă de sarcină. Înfăşurările, izolaţia şi cuva externă sunt

similare celor utilizate la transformatoare;

• bobinele serie sunt instalate pe o linie de transport pentru a creşte impedanţa acesteia,

pentru reducerea curenţilor de scurtcircuit sau pentru a reduce încărcarea liniei în diferite

condiţii de funcţionare;

• condensatoarele şunt au rolul de a furniza sistemului energia reactivă necesară

menţinerii nivelurilor de tensiune;

• condensatoarele serie sunt instalate pentru a reduce impedanţa efectivă a liniei de

transport. Tele se instalează pe liniile foarte lungi pentru a reduce unghiul electric între părţile

de injecţie şi cele receptoare ale sistemului, permiţând o circulaţie mărită de putere şi crescând

limitele de stabilitate;

• transformatoarele pentru reglarea unghiului de fază sunt utilizate pentru controlul

circulaţiei de putere pe linia de transport, determinînd cantitatea de putere tranzitată pe linia

dorită. Ele reprezintă o variantă a transformatoarelor normale care, datorită modului special în

care sunt realizate înfăşurările, determină un defazaj în linie ce poate creşte sau micşora puterea

tranzitată. Din cauza preţului ridicat, sunt utilizate frecvent în sistemele de cabluri unde, din

cauza costului şi a capacităţii limitate a cablurilor, utilizarea la maximum a capacităţii tuturor

cablurilor în paralel este esenţială. In ultimii ani, astfel de echipamente au fost instalate pe LEA

51

de transport pentru a controla circulaţia pe căile în paralel, atunci când puterea circulă pe căi din

alte sisteme neimplicate în tranzacţii sau care nu au o capacitate adecvată.

În ultimele decenii, sistemele de putere au trebuit să facă faţă unor noi provocări

determinate de deschiderea pieţelor, creşterea permanentă a cererii, implementarea unor

standarde tot mai severe şi lipsa de investiţii pentru noi linii. Privatizarea utilităţilor a creat un

nou scenariu pentru piaţa de energie electrică şi o funcţionare mai complicată a sistemului

energetic. De asemenea, dependenţa crescândă a societăţii moderne de electricitate a forţat

sistemele de putere să funcţioneze cu o fiabilitate ridicată şi cu disponibilitate de aproape 100%.

Mai mult, calitatea energiei a devenit o preocupare majoră pentru consumatori şi furnizori,

forţând apariţia şi aplicarea unor standarde mult mai exigentedecât cele existente datorită

conectării unor sarcini mai sofisticate. Aceste cerinţe au impus dezvoltarea unor noi tehnologii

care să îmbunătăţească controlabilitatea şi funcţionarea sistemului.

Ca atare, trăsăturile principale ale sistemelor moderne de transport la tensiune alternativă

sunt îmbunătăţirea caracteristicilor tehnice ale echipamentelor folosite (în special ale

echipamentelor de comutaţie), utilizarea unor sisteme de protecţie digitale de complexitate

ridicată şi introducerea pe scară largă a sistemelor integrate de comandă şi control, inclusiv sub

forma sistemelor SCADA. O altă caracteristică o reprezintă apariţia pe scară din ce în ce mai

largă a echipamentelor ce încorporează electronică de putere, cu rolul de a creşte flexitatea în

exploatare a sistemelor electroenergetice, de a le face mai eficiente şi mai uşor de controlat.

Tehnologiile dezvoltate în acest sector în ultimele decenii au permis dezvoltarea şi

implementarea practică a două concepte: Flexible AC Transmission Systems (FACTS) şi

Flexible Reliable and Intelligent Electrical Energy Delivery Systems (FRIENDS). În aceste

sisteme, echipamentele de compensare bazate pe convertoare statice joacă un rol important.

Conceptul FACTS a fost creat în anii 1980 (dezvoltarea acestor dispozitive a fost patentată de

J.A. Casazza în 1975) pentru a rezolva probleme de funcţionare apărute datorită restricţiilor în

construcţia de noi linii de transport, pentru a îmbunătăţi marginile de stabilitate ale sistemelor

energetice şi pentru a facilita schimbul de putere între diferite companii producătoare şi marii

consumatori. Pe de altă parte, conceptul FRIENDS a apărut în anii 1990 şi identifică

introducerea de noi compensatoare statice şi sisteme de comunicaţii al căror rol este de a

dezvolta o structură dorită pentru sistemul de furnizare în care sistemele distribuite de generare

şi stocare a energiei sunt situate în imediata apropiere a consumatorilor. În sfârşit, Custom

52

Power Devices sunt aplicaţii speciale ale dispozitivelor FACTS, orientate spre satisfacerea

cerinţelor privind calitatea energiei în sistemele de distribuţie şi la utilizatori.

2.2. Dispozitive FACTS

Conform IEEE Power Engineering Society (PES) Task Force of the FACTS Working

Group, un dispozitiv FACTS este un sistem bazat pe electronica de putere şi alte echipamente

statice care asigură controlul unuia sau mai multor parametri ai sistemului de transport la

tensiune alternativă.

Introducerea noilor echipamente are un impact major în exploatare; un sistem de

transport sau distribuţie mai flexibil poate crea noi probleme în timpul stărilor de funcţionare

normale sau de avarie. Mai mult, înţelegerea corectă a acestor echipamente reprezintă şi un

aspect educaţional deoarece încă nu există suficientă experienţă în exploatarea acestor noi

sisteme.

Pe de altă parte, oportunităţile pentru noi soluţii sunt substanţiale şi importante.

Dispozitivele FACTS pot fi utilizate pentru creşterea capacităţii de transport, îmbunătăţirea

stabilităţii şi a comportării dinamice, sau pentru a asigura o mai bună calitate a energiei în

sistemele moderne. Principalele lor competenţe se referă la compensarea puterii reactive şi

controlul tensiunii, respectiv al circulaţiei de putere. Datorită utilizării dispozitivelor electronice,

dispozitivele FACTS asigură întotdeauna acţiuni de control mult mai rapide decât cele asigurate

de dispozitivele convenţionale cum ar fi compensatoarele cu comutaţie sau transformatoarele cu

schimbare de fază prevăzute cu comutatoare de ploturi mecanice.

2.2.1. Aplicaţii ale dispozitivelor FACTS

Principalele două obiective ale FACTS sunt de a creşte capacitatea de transport a liniilor

şi de a menţine circulaţia de putere de-a lungul unor trasee stabilite. Primul obiectiv implică

faptul că puterea vehiculată într-o linie trebuie să poată fi crescută până la limita termică la

trecerea curentului nominal prin impedanţa serie a liniei; aceasta nu înseamnă că linia va

funcţiona în mod normal la limita termică (pierderile ar fi inacteptabile), dar această opţiune ar

fi disponibilă, dacă este nevoie, pentru a rezolva contingenţele severe din sistem.

53

Al doilea obiectiv implică faptul că, prin controlul curentului din linie (de exemplu prin

modificarea impedanţei efective a liniei), circulaţia de putere poate fi restrânsă la coridoarele de

transport selectate. Atingerea acestor două obiective îmbunătăţeşte semnificativ utilizarea

resurselor de transport existente (sau noi) şi joacă un rol major în facilitarea descentralizării.

Ca urmare, tehnologia FACTS deschide noi oportunităţi pentru controlul puterii şi

îmbunătăţirea capacităţii de utilizare a sistemelor de transport existente. Posibilitatea controlului

puterii prin linie oferă un larg potenţial pentru creşterea capacităţii liniilor existente; aceste

oportunităţi derivă din abilitatea controlerelor FACTS de a ajusta parametrii sistemelor electrice

de putere incluzând impedanţele serie şi paralel, curentul, tensiunea, unghiul de fază şi

oscilaţiile amortizate.

Implementarea unor astfel de echipamente impune dezvoltarea unor sisteme de control şi

compensatoare bazate pe electronica de putere. Coordonarea şi controlul global al acestor

compensatoare, pentru a asigura beneficii maxime sistemului şi pentru a preveni interacţiuni

nedorite cu diferite configuraţii ale sistemului, la funcţionare normală sau în condiţii de

contingenţă, reprezintă o altă provocare tehnologică; aceasta presupune dezvoltarea unor

strategii de control corespunzătoare pentru optimizarea sistemului, linii de comunicaţie şi

protocoale de securitate.

Diferite dispozitive FACTS au fost deja implementate în toată lumea, iar un număr de

noi dispozitive sunt pe punctul de a fi introduse în exploatare. In prezent, noi concepte privind

configuraţia dispozitivelor FACTS sunt discutate în cercetare şi literatura de specialitate. In cele

mai multe aplicaţii, controlabilitatea este utilizată pentru a evita costurile suplimentare sau

impactul asupra mediului ambiental ale extinderii sistemelor energetice, cum ar fi linii sau staţii

suplimentare. Dispozitivele FACTS asigură o adaptare mai bună la condiţiile variabile de

funcţionare şi îmbunătăţesc utilizarea instalaţiilor existente.

Principalele aplicaţiile ale dispozitivelor FACTS sunt următoarele:

- controlul circulaţiei de putere;

- îmbunătăţirea capabilităţii de transport;

- controlul tensiunii;

- compensarea puterii reactive;

- îmbunătăţirea stabilităţii;

- îmbunătăţirea calităţii energiei electrice;

54

- reglarea puterii;

- reducerea flickerului;

- interconectarea facilităţilor de generare şi stocare distribuite bazate pe energii.

În toate aplicaţiile, necesităţile, cerinţele şi avantajele trebuie atent luate în considerare

pentru a justifica investiţia într-un dispozitiv nou şi complex. Figura 2.1 indică ideea de bază

pentru utilizarea FACTS în sistemele de transport; utilizarea liniilor pentru transportul puterii

active este ideală până la limita termică. Limitele de tensiune şi stabilitate vor fi modificate cu

ajutorul a diferite dispozitive FACTS.

2.2.2. Soluţii pentru modificarea caracteristicilor liniilor de transport la tensiune

alternativă

Soluţiile tradiţionale de îmbunătăţire a infrastructurii sistemelor de transport au constat

iniţial în realizarea de noi linii, staţii şi echipamentul asociat. Totuşi, aşa cum experienţa a

dovedit în ultimele decenii, procesele de aprobare a relizării noilor linii au devenit extrem de

dificile, mari consummatoare de timp şi foarte controversate. Ca urmare, în sistemele de putere

55

Figura 2.1 Limitele de funcţionare a liniilor de transport la diferite tensiuni

existente au fost introduse o serie de tehnici şi echipamente noi, utilizate pentru controlul

tensiunii sau a circulaţiei de putere în sistemele de transport şi distribuţie.

Cele mai utilizate sunt elementele reţelei care influenţează puterea reactivă sau

impedanţa unei părţi din sistem; figura 2.2 indică câteva dispozitive de bază, în varianta

convenţională sau ca dispozitive FACTS.

Figura 2.2 Principalele echipamente de control a performanţelor reţelelor de transport la

tensiune alternativă

Pentru echipamentele FACTS, clasificarea de dinamic and static impune unele explicaţii.

Termenul dinamic se utilizează pentru a exprima rapida controlabilitate a dispozitivelor FACTS

asigurată de electronica de putere; aceasta este unul dintre principalii factori de diferenţiere faţă

de dispozitivele convenţionale. Termenul static arată că dispozitivele nu au părţi în mişcare

pentru a asigura controlabilitatea dinamică, aşa cum este cazul comutatoarelor mecanice. Prin

urmare, dispozitivele FACTS pot fi în mod egal statice şi dinamice.

56

Coloana din stânga a figurii 2.2 conţine dispozitivele convenţionale formate din

componente fixe comutabile mecanic, precum rezistenţe, inductanţe sau condensatoare,

împreună cu transformatoarele aferente. Dispozitivele FACTS conţin de asemenea aceste

elemente dar utilizează dispozitive electronice adiţionale sau convertoare pentru a comuta

elementele în paşi mici sau conform unui scenariu, într-o perioadă a curentului alternativ.

Dispozitivele din coloana stângă a FACTS utilizează tiristoare şi sunt bine cunoscute de

mai mulţi ani; ele au pierderi reduse datorită frecvenţei reduse de comutaţie în cazul

convertoarelor (o dată pe perioadă) sau a utilizării tiristoarelor doar pentru scurtcircuitarea

impedanţelor.

Coloana din dreapta conţine dispozitive FACTS mai avansate utilizând convertoare sursă

de tensiune bazate în prezent mai ales pe Insulated Gate Bipolar Transistors (IGBT) sau

Insulated Gate Commutated Thyristors (IGCT). Voltage Source Converters generează o tensiune

controlabilă în amplitudine şi fază datorită modulării PWM în comanda IGBT sau a IGCT.

Frecvenţele de modulare ridicate asigură reducerea componentelor armonice în semnalul de

ieşire şi chiar compensarea perturbaţiilor venite din reţea. Dezavantajul constă în faptul că odată

cu creşterea frecvenţei de comutaţie, pierderile cresc şi ele; ca urmare, este nevoie de o

proiectare atentă pentru a compensa acest aspect.

În fiecare coloană, elementele pot fi structurate conform modului de conectare la sistem.

Dispozitivele şunt se utilizează în special pentru compensarea puterii reactive şi deci, controlul

tensiunii. Dispozitivele SVC asigură, în comparaţie cu compensatoarele comutate mecanic, un

control mai precis şi liniar; aceasta îmbunătăţeşte stabilitatea reţelei şi se poate adapta

instantaneu la noi situaţii. STATCOM merg un pas mai departe, fiind capabile să

îmbunătăţească şi calitatea energiei, chiar în cazul prezenţei golurilor de tensiune sau a

flickerului.

Dispozitivele serie compensează de asemenea puterea reactivă; prin influenţa asupra

valorii efective a impedanţei liniei, ele influenţează stabilitatea şi circulaţia de putere. Aceste

dispozitive sunt instalate pe platforme în serie cu linia; cei mai mulţi producători consideră

Compensatoarele Serie, utilizate normal într-o configuraţie fixă, drept dispozitiv FACTS.

Motivul este că utilizarea lor şi modul de conectare solicită aceleaşi informaţii ca şi alte

dispozitive FACTS; în unele cazuri, Compensatorul serie este protejat printr-o punte cu

tiristoare. Aplicaţiile TCSC se referă în primul rând la amortizarea oscilaţiilor ce apar între

57

diferite zone ale unui sistem şi deci la îmbunătăţirea stabilităţii, dar există şi o anumită influenţă

asupra circulaţiilor de putere.

SSSC este un dispozitiv care nu a fost încă implementat în sistemele de transport

deoarece Series Compensation şi TCSC satisfac necesităţile actuale la un cost mult mai redus.

Aplicaţiile serie ale Voltage Source Converters au fost însă implementate pentru îmbunătăţirea

calităţii în sistemele de distribuţie, de exemplu pentru a proteja sistemele de alimentare a

consumatorilor industriali împotriva golurilor şi a flickerului. Aceste dispozitive sunt denumite

Dynamic Voltage Restorer (DVR) sau Static Voltage Restorer (SVR).

Tot mai multă importanţă capătă dispozitivele FACTS în configuraţie serie-paralel;

acestea sunt utilizate pentru controlul circulaţiilor de putere. Volatilitatea ridicată a circulaţiei de

putere determinată de activităţile pe piaţa energiei impune o utilizare mult mai flexibilă a

capacităţii de transport. Dispozitivele de control a circulaţiei de putere comută circulaţia de la

zonele supraîncărcate la cele care au o disponibilitate de transport.

Phase Shifting Transformers (PST) sunt cele mai comune dispozitive în acest sector.

Dezavantajul lor este viteza de control redusă, o uzură rapidă şi necesitatea acţiunilor de

mentenanţă în cazul utilizării frecvente. Ca o alternativă asigurând o controlabilitate completă şi

rapidă, Unified Power Flow Controller (UPFC) este cunoscut de câţiva ani; el asigură controlul

independent al circulaţiei de putere şi al tensiunii. Principalul dezavantaj al acestui dispozitiv

este costul ridicat determinat de structura sa complexă. Relevanţa acestui dispozitiv apare mai

ales în studiile şi cercetările menite să indice cerinţele şi beneficiile instalării unui nou dispozitiv

FACTS deoarece toate dispozitivele mai simple pot fi derivate din UPFC, dacă capacitate lor

este suficientă pentru o situaţie dată. Derivate din UPFC sunt şi echipamentele mult mai

complexe denumite Interline Power Flow Controller (IPFC) şi Generalized Unified Power Flow

Controller (GUPFC) care asigură controlul circulaţiei de putere în mai multe linii plecînd din

aceeaşi staţie.

Intre UPFC şi PST a apărut necesitatea unui dispozitiv care să asigure un control dinamic

al circulaţiei de putere dar cu o configuraţie mai simplă decât UPFC. Dynamic Power Flow

Controller (DFC) a fost introdus recent pentru a umple acest gol; combinaţia dintre un mic PST

şi capacităţi sau bobine comutate prin tiristoare asigură controlabilitatea dinamică asupra unor

zone din domeniul de reglaj. Cerinţele practice sunt suficient de bine satisfăcute în situaţiile

impuse de piaţă, dar şi în cazul contingenţelor.

58

2.2.3. Compararea soluţiilor tradiţionale şi a celor FACTS

In continuare se prezintă o scurtă trecere în revistă a avantajelor şi dezavantajelor

diferitelor tehnici utilizate pentru controlul tensiunii sau a circulaţiei de putere în sistemele de

transport.

a) Echipamente convenţionale

• viteză de răspuns lentă spre medie (de la perioade la secunde);

• cicluri de comutaţie limitate, ieşire în trepte;

• sunt mai ieftine.

b) FACTS bazate pe tiristoare (cu comutaţie naturală)

• viteză de răspuns mare (perioadă);

• comutare nelimitată, ieşire continuă;

• sunt mai scumpe.

c) FACTS bazate pe Voltage Source Converter

• viteză de răspuns foarte rapidă (sub o perioadă);

• comutare nelimitată, ieşire continuă;

• sunt şi mai scumpe.

59

Dezvoltarea şi legăturile dintre dispozitivele FACTS şi cele convenţionale sunt

prezentate în Figura 2.3. Tehnologiile existente bazate pe comutarea mecanică pot face faţă

condiţiilor de regim permanent (funcţionare normală), dar în condiţiile existente de creştere a

pretenţiilor privind reţelele, nu pot gestiona evenimentele dinamice şi tranzitorii. Convertoarele

cu tiristoare pot reacţiona la evenimente dinamice (<1 secundă), în timp ce voltage-source

converters ce încorporează tranzistoare precum insulated-gate bipolar transistors (IGBTs) pot

reacţiona la evenimente tranzitorii (<10 msec). Aceasta le face mai valoroase într-o reţea, dar

aceste convertoare costă de obicei mai mult decât cele cu tiristoare.

Figura 2.4 arată modul în care FACTS pot îmbunătăţi anumiţi factori limitatori în

sistemele de T&D, astfel încât în final transferul de putere să fie limitat doar de limita termică a

conductoarelor; aceasta va permite sistemului să vehiculeze mai multă putere prin liniile

existente.

60

Figura 2.3. Dezvoltarea şi relaţia dintre dispozitivele convenţionale şi FACTS

Figura 2.4. Ilustrarea modului în care FACTS pot creşte capacitatea de transport prin creşterea

limitelor de amortizare şi de stabilitate tranzitorie

2.2.4. Avantajele şi dezavantajele dispozitivelor FACTS

Pentru fiecare dintre aceste tipuri de dispozitive FACTS, există avantaje dar şi

dezavantaje Tabelul 1.

61

2.2.5. Costurile dispozitivelor FACTS

O limitare majoră în implementarea FACTS este costul acestora. figura 2.5 indică

comparativ costurile pentru o instalaţie FACTS tipică în cazul utilizării tiristoarelor, respectiv a

VSC. Se observă că pentru instalaţiile bazate pe convertoare, costul dispozitivelor reprezintă

până la 50% din costul total; având în vedere avantajele acestor dispozitive, este nevoie de noi

progrese pentru reducerea preţului unor dispozitive ca IGBTs, IGCTs, etc. Costurile de investiţii

pentru dispozitivele FACTS pot fi împărţite în două categorii: (1) costurile echipamentelor şi (2)

costurile pentru infrastructura necesară.

Figura 2.5. Elementele componente ale costurilor associate dispozitivelor FACTS

Pentru puteri tipice, limitele inferioare ale costurilor, prezentate în Figurile 2.6 şi 2.7,

indică costurile echipamentelor, iar limitele superioare costurile totale de investiţie, incluzând

62

costurile cu infrastructura. Pentru puteri foarte mici, costurile pot fi mai mari, iar pentru puteri

foarte mari, costurile pot fi mai mici decât cele indicate; costurile totale de investiţie prezentate,

ce nu includ taxele şi alte obligaţii, pot varia datorită factorilor descrişi anterior cu –10% la

+30%. Incluzând şi taxele, care diferă semnificativ de la o ţară la alta, costurile totale de

investiţie pentru dispozitivele FACTS pot varia chiar mai mult.

Figura 2.6. Costuri de investiţii tipice pentru SVS/STATCOM

Figura 2.7. Costuri de investiţii tipice pentru compensarea serie fixă (FSC), compensarea serie

cu tiristoare (TCSC) şi UPFC

63

2.3. Electronica de putere pentru dispozitive FACTS

Electronica de putere poate asigura distribuitorilor abilitatea de livra mai eficient energie

electrică consumatorilor şi de creşte siguranţa în alimentare, concomitent cu îmbunătăţirea

fiabilităţii sistemelor electroenergetice. In general, electronica de putere este procesul utilizării

dispozitivelor semiconductoare comutabile pentru a controla şi transfera circulaţia de putere

electrică de la o formă la alta, pentru a satisface anumite cerinţe specifice. Aceste tehnici de

conversie au revoluţionat viaţa modernă prin reformarea proceselor de producţie, creşterea

eficienţei produselor şi îmbunătăţirea calităţii vieţii (prin realizarea a numeroase sisteme ce

uşurează activitatea umană, precum calculatoarele); în acelaşi timp, ele favorizează livrarea spre

consumator a unei energii electrice de calitate.

Electronica de putere are domenii de aplicaţii extrem de diverse, de la acţionări electrice

la sisteme de excitaţie, redresoare industriale de mare putere pentru topirea metalelor,

convertoare de frecvenţă sau trenuri electrice, aşa cum se observă şi din Figura 2.8.

Dispozitivele FACTS sunt doar o aplicaţie printre acestea, utilizând acelaşi trend tehnologic;

acesta a început cu primul redresor cu tiristoare în 1965 şi continuă până la actualele convertoare

surse de tensiune realizate din module cu IGBT sau IGCT.

Figura 2.8. Domenii de aplicare a electronicii de putere

64

2.3.1. Dispozitive semiconductoare

Dezvoltarea dispozitivelor electronice de putere pe care le utilizăm astăzi a fost posibilă

datorită realizărilor extraordinare în fizica materialelor semiconductoare şi în tehnologia de

realizare a dispozitivelor electronice bazate pe aceste materiale. Elementul constituent

fundamental al oricărui echipament electronic de putere îl reprezintă un dispozitiv

semiconductor de putere, siliciul fiind de departe cel mai folosit material semiconductor.

Principalele tipuri de dispozitive semiconductoare sunt prezentate în Tabelul 2.

Tabelul 2. Principalele tipuri de semiconductoare comutabile de putere

Domeniile de utilizare ale celor mai frecvent folosite dispozitive, precum şi

caracteristicile echipamentelor realizate cu acestea, sunt indicate în Figura 2.9.

65

Figura 2.9. Domenii de utilizare pentru principalele tipuri de dispozitive semiconductoare

Principalele obiective avute în vedere în activitatea de dezvoltare a dispozitivelor

semiconductoare de putere au fost îmbunătăţirea performanţelor în curent şi tensiune, respectiv

reducerea pierderilor de comutaţie la frecvenţe ridicate şi a pierderilor în conducţie. Figura 2.10

indică domeniile de putere şi tensiune pentru utilizarea semiconductoarelor indicate în

energetică.

66

Tiristoarele admit cei mai mari curenţi şi tensiuni de blocare, ceea ce înseamnă că pentru

o aplicaţie este nevoie de un număr redus de dispozitive – figura 2.11. Ele sunt utilizate ca şi

comutatoare pentru bobine sau condensatoare, în convertoare din structura compensatoarelor de

putere reactivă sau ca şi întreruptoare statice pentru convertoarele de putere mai puţin robuste.

Tiristoarele fac parte din cele mai utilizate dispozitive FACTS până la cele mai mari sisteme de

transport HVDC, la un nivel de tensiune mai mare de 500 kV şi puteri peste 3000 MVA.

67

Figura 2.10. Domenii de tensiune şi putere realizabile cu principalele tipuri de

dispozitive semiconductoare de putere

Figura 2.11. Tiristoare 4500 V/800 A şi 4500 V/1500 A

Pentru a mări controlabilitatea, au fost dezvoltate tiristoare GTO care pot fi închise prin

aplicarea unui impuls de tensiune pe poartă – figura 2.12. Aceste dispozitive sunt în prezent

înlocuite prin Insulated Gate Commutated Thyristors (IGCT), care combină avantajul tiristorului

(pierderi reduse în conducţie) cu pierderi reduse la comutaţie – figura 2.13; ele sunt folosite în

aplicaţii FACTS şi acţionări de putere mai mică.

Figura 2.12. Tiristoare GTO 4500 V/800 A Figura 2.13. Tiristor simetric IGCT 6500 V/1500 A

şi 4500 V/1500 A

Tranzistoarele bipolare cu poartă izolată (Insulated Gate Bipolar Transistor - IGBT) –

Figura 2.14 -capătă tot mai multă importanţă în aria FACTS.

68

Figura 2.14. Module IGBT 1700 V/1200 A şi 3300 V/1200 A

Un IGBT poate fi deschis printr-o tensiune pozitivă şi blocat cu o tensiune zero, ceea ce

conduce la un circuit de comandă pe poartă foarte simplu. Nivelurile de tensiune şi putere ale

aplicaţiilor urcă până la 300 kV şi 1000 MVA pentru HVDC cu convertoare sursă de tensiune.

Capabilitatea IGBT acoperă în prezent întreaga gamă a aplicaţiilor în sistemele electrice.

Un aspect important pentru semiconductoarele de putere îl reprezintă modul de

încapsulare pentru asigurarea unor legături fiabile la unitatea de comandă pe poartă. Un al doilea

aspect legat de încapsulare îl reprezintă reunirea (împachetarea) dispozitivelor semiconductoare

deoarece, pentru atingerea nivelului de tensiune şi de putere cerut de aplicaţiile în energetică,

trebuie interconectate mai multe dispozitive. O împachetare mecanică stabilă trebuie să asigure

o distribuţie egală a curentului pe fiecare dispozitiv; figura 2.15 indică trei exemple de

împachetare pentru IGCT, tiristoare şi IGBT.

69

Figura 2.15. Impachetarea semiconductoarelor: a) tiristoare IGCT de MT; b) modul de tiristoare

pentru SVC; c) modul IGBT de IT pentru STATCOM

Detalierea tehnologiei de împachetare pentru modulul IGBT de mai sus este detaliat în

Figura 2.16.

Figura 2.16. Structura modulului IGBT (1 kA, 2.5 kV), cu patru submodule, din structura unui

VSC (±150 kVtc, 300 MVA)

Datorită numărului foarte mare de cipuri din interiorul unui convertor de putere,

defectarea unui cip nu conduce la perturbaţii la nivelul întregului dispozitiv FACTS. În azul

70

unui scurtcircuit al cipului, acesta se topeşte, împreună cu placa din aluminu, asigurând o

scurtcircuitare stabilă pe termen lung a modulului. Convertorul are, din proiectare, mai multe

module decât este necesar, astfel încât între intervalele de mentenanţă, un număr definit de

module se pot defecta fără a crea probleme. Toate aceste progrese în tehnica semiconductoarelor

şi a modului de încapsulare/ împachetare au condus la configuraţii de sistem foarte fiabile.

2.3.2. Convertoare electronice

Tiristorul poate fi folosit cel mai simplu ca şi comutator, aplicaţii de genul

condensatoarelor şi/sau bobinelor comutate cu tiristoare fiind aplicaţii cunoscute de mult timp în

energetică – figura 2.17.

Pasul următor îl reprezintă convertorul cu tiristoare, a cărui reprezentare simplificată este

dată în Figura 2.18.

71

Figura 2.17. Condensator (TSC) şi bobină (TCR) comutate cu

tiristoare

Figura 2.18. Convertor monofazat cu tiristoare şi diagrama de funcţionare

În această punte monofazată, tiristoarele pot fi aprinse o dată pe semiperioadă;

următoarea trecere prin zero va bloca tiristorul. În cazul ideal, când inductanţa pe partea de

tensiune continuă este infinită, curentul pe ieşire în pe partea de tensiune alternativă este

dreptunghiular, ceea ce înseamnă un conţinut armonic ridicat. Totuşi, datorită numărului redus

de comutări, pierderile de comutaţie sunt reduse; deoarece diagrama de funcţionare este o

semiperioadă, circulaţia de putere activă poate fi controlată, dar puterea reactivă este impusă

într-un anumit raport.

Pentru a depăşi acest dezavantaj în aplicaţii FACTS, unde şi controlul puterii reactive

este un obiectiv important, trebuie utilizate dispozitive comutabile atât la intrarea în conducţie

cât şi la blocare. Figura 19 indică, în partea stângă, o punte cu IGBT; aceeaşi structură este

validă pentru tiristoare GTO sau IGCT.

72

Figura 2.19. Convertor sursă de tensiune (VSC) realizat cu IGBT

2.4. Dispozitive FACTS în sistemele electrice moderne

Dispozitivele FACTS sunt realizate cu dispozitive electronice de putere (tiristoare cu

blocare prin comutaţie naturală, tiristoare GTO, tiristoare MTO, tiristoare MCT) şi oferă

posibilitatea controlului unuia sau mai multor parametri electrice: tensiune, curent şi unghi de

fază. Comparat cu construcţia unor linii noi, FACTS necesită investiţii minime în infrastructură,

au impact redus asupra mediului înconjurător şi timp de execuţie de asemenea

redus.

Figura 2.20 prezintă diferite tipuri de soluţii tradiţionale, soluţii FACTS convenţionale şi

soluţii FACTS avansate.

73

Dispozitivele FACTS pot furniza soluţii strategice pentru modernizarea infrastructurii

sistemelor de transport naţionale prin următoarele mijloace:

• creşterea capacităţii - prin creşterea limitei de amortizare şi a stabilităţii

tranzitorii astfel încât capacitatea de transport se apropie de limita termică;

• fiabilitate îmbunătăţită - fiabilitatea sistemului de transport este afectată de

numeroşi factori. Deşi dispozitivele FACTS nu pot preveni defectele, ele pot reduce efectele

acestora, făcând alimentarea cu electricitate mai sigură prin reducerea numărului de căderi ale

liniei;

• controlabilitate îmbunătăţită - pot controla circulaţia de putere şi regla tensiunile

în reţea;

• păstrarea mediului ambient - FACTS sunt prietenoase cu mediul deoarece nu

conţin materiale periculoase şi nu produc deşeuri sau poluanţi;

74

Figura 2.20. Soluţii pentru îmbunătăţirea controlului în sistemele de putere

• valoare economică (salvează timp şi bani şi favorizează profitabilitatea) -

FACTS ajută ca energia electrică să fie distribuită mai economic printr-o mai bună utilizare a

instalaţiilor existente, reducând astfel necesitatea unor linii de transport suplimentare.

Aceste tehnologii din electronica de putere permit o mult mai bună utilizare/dezvoltare a

resurselor reţelei prin:

• creşterea capacităţilor de transfer a sistemelor existente: poate fi realizată o

creştere de până la 40%;

• integrarea unor sisteme de control bazate pe inteligenţă artificială;

• asigurarea unui răspuns dinamic la contingenţele sistemului: soluţiile FACTS

pot răspunde mult mai rapid decât soluţiile convenţionale precum comutatoarele mecanice,

astfel încât sunt cerute acolo unde există condiţii rapid variabile în reţele;

• îmbunătăţirea extinderii reţelei, acolo unde este nevoie, prin reducerea construirii de

linii de transport: frecvent, adăuga ea de noi linii pentru a asigura creşterea cererii de

electricitate este limitată de constrângeri economice şi de mediu. FACTS asigură satisfacerea

cerinţelor cu sistemele existente;

• schimbarea “legilor fizicii” în sistemele de putere: puterea circulă în mod natural de la

impedanţe mari spre cele mici, dar dispozitivele FACTS asigură controlul circulaţiei de putere

în funcţie de cerinţele operatorului;

• direcţionarea furnizării de putere pentru un randament de funcţionare maxim;

• îmbunătăţirea stabilităţii dinamice şi tranzitorii a reţelei şi reducerea circulaţiilor în

buclă.

În ultima perioadă au fost dezvoltate diferite tipuri de controlere FACTS pentru

compensarea serie şi/sau parallel a sistemelor electroenergetice. Compensarea paralel este

utilizată pentru a influenţa caracteristicile electrice naturale ale liniei de transport, cu scopul de a

creşte puterea transmisibilă în regim staţionar şi a controla profilul tensiunii în lungul liniei.

Compensarea serie este folosită pentru a modifica impedanţa liniei, fiind foarte utilă în controlul

circulaţiei de putere pe linie şi creşterea stabilităţii sistemului.

2.5. Compensarea paralel

Compensatoarele paralel (şunt) sunt utilizate în principal pentru controlul cantităţii de

putere reactivă care circulă în sistem.

75

2.5.1. Principiul compensării paralel

Figura 2.21 indică principiul şi efectele teoretice ale compensării paralel într-un sistem

de tensiune alternativă, ce conţine sursa V1, o linie de transport şi o sarcină inductivă tipică.

Figura 2.21a indică sistemul fără compensare şi diagrama fazorială asociată; în aceasta, unghiul

de fază al curentului a fost raportat la sarcină, astfel încât componenta activă a curentului IP este

în fază cu tensiunea de sarcină V2.

În Figura 2.21b, pentru a compensa componenta reactivă a curentului de sarcină (IQ) a

fost utilizată o sursă de curent. Ca rezultat, valoarea tensiunii este îmbunătăţită şi componenta

reactivă a curentului generat de sursă este aproape eliminată.

Figura 2.21 Principiul compensării parallel într-un sistem de tensiune alternativă:

a) diagrama fazorială fără compensarea puterii reactive;

b) diagrama fazorială pentru un sistem cu sursă de current

76

2.5.2. Compensare paralel tradiţională

În general, compensatoarele şunt sunt clasificate după tehnologia utilizată pentru

implementare. Pentru compensarea puterii reactive şi stabilizarea sistemelor de putere, au fost

utilizate în mod tradiţional atât echipamente rotative cât şi statice.

2.5.2.1. Condensatoare fixe sau comutate mecanic

Condensatoarele şunt au fost utilizate prima dată pentru compensarea factorului de putere

în anul 1914; curentul defazat înaintea tensiunii absorbit de condensatoarele şunt compensează

curentul inductiv al sarcinii.

2.5.2.2. Compensatoare sincrone

Compensatoarele sincrone au jucat un rol major în controlul tensiunii şi al puterii

reactive pentru mai mult de 50 de ani. Functional, un compensator sincron este o maşină

sincronă (motor) conectată la sistem; după ce unitatea este sincronizată, curentul de excitaţie

este reglat pentru a genera sau absorbi putere reactivă din sistem. Dacă există o automatizare

corespunzătoare a circuitului de excitaţie, maşina asigură un control continuu al puterii reactive.

2.6. Compensare paralel cu dispozitive FACTS

În ultimele decenii, au fost propuse şi dezvoltate un număr mare de diferite controlere

statice FACTS, utilizând electronica de putere şi scheme digitale pentru control. Cel mai utilizat

dispozitiv FACTS este SVC sau versiunea acestuia care utilizează Voltage Source Converter,

denumită STATCOM. Aceste dispozitive şunt sunt folosite ca şi compensatoare de putere

reactivă, principalele aplicaţii în reţelele de transport, distribuţie şi industriale fiind:

• reducerea circulaţiei nedorite de putere reactivă şi prin aceasta reducerea

pierderilor în reţea;

• asigurarea schimburilor contractuale de putere la o valoare echilibrată a puterii

reactive;

• compensarea consumatorilor şi îmbunătăţirea calităţii energiei electrice la

consumatorii cu fluctuaţii mari de consum, aşa cum este cazul pentru acţionările industriale,

topirea metalelor, tracţine feroviară sau metrou;

• îmbunătăţirea stabilităţii statice sau tranzitorii.

77

2.6.1. SVC

Consumatorii generează şi absorb putere reactivă; deoarece puterea activă vehiculată se

modifică considerabil de la o oră la alta, balanţa puterii reactive se modifică şi ea. Rezultatul

poate consta în variaţii inacceptabile ale amplitudinii tensiunii sau chiar căderi de tensiune mari,

în extrem un colaps al acesteia. Un Static Var Compensator (SVC) rapid poate

urniza permanent puterea reactivă necesară controlului dinamic al oscilaţiilor tensiunii în

diferite condiţii de operare a sistemului, îmbunătăţind astfel stabilitatea sistemului de transport şi

distribuţie.

În structura sa cea mai extinsă un SVC poate conţine următoarele categorii de

echipamente: bobină comandată cu tiristoare (thyristor-controlled reactor - TCR), bobină

comutată cu tiristoare (thyristor-switched reactor - TSR), condensator comutat cu tiristoare

(thyristor-switched capacitor – TSC), condensator comutat mecanic (mechanically-switched

capacitor – MSC), bobină comutată mechanic (mechanically-switched reactor – MSR), baterie

fixă de condensatoare (fixed capacitor – FC) şi filter de armonici (harmonic filters – HF) –

figura 2.22. Totuşi, în utilizarea curentă, termenul SVC cuprinde doar elementele reactive

comandate static (prin tiristoare).

Figura 2.22. Structura generală a unui SVC

78

În această accepţiune, SVC utilizează tiristoare convenţionale pentru a realiza un control

mai rapid şi mai fin al condensatoarelor şi bobinelor şunt; ele nu au părţi mobile şi sunt

disponibile pe piaţă la preţuri rezonabile. TCR constă din tiristoare în antiparalel în serie cu

bobine şunt, de obicei în configuraţie delta. Tiristoarele pot fi comutate în orice punct al unei

semiperioade (de la 90 la 180 grade electrice în urma undei de tensiune) pentru a asigura un

control reglabil între 0 şi 100 % a puterii reactive absorbite. Configuraţii TSR sau TSC, cu

numai două stări de funcţionare - conducţie zero sau totală – sunt de asemenea folosite;

controlul coordonat al diferitelor combinaţii de elemente modifică puterea reactivă aşa cum se

indică în figura 2.23.

Figura 2.23. Diferite configuraţii posibile pentru SVC şi caracteristica sa de ieşire

Primul SVC comercial a fost instalat în 1972 pentru un cuptor cu arc; la nivel de

transport, primul SVC a fost utilizat în 1979. De atunci, el este folosit pe scară largă, fiind cel

mai acceptat dispozitiv FACTS - figura 2.24.

79

Compensatoarele cu tiristoare constau din elemente reactive şunt standard (bobine şi

condensatoare), controlate pentru a asigura o putere reactivă rapid variabilă; ele pot fi grupate în

două categorii de bază, thyristor-switched capacitor (TSC) şi thyristor-controlled reactor (TCR).

1. Condensator comutat cu tiristoare TSC

Compensatorul TSC a fost introdus de ASEA în 1971, schema sa de principiu fiind

prezentată în figura 2.25.

80

Figura 2.24. Realizarea fizică a unui SVC (ABB)

Figura 2.25. Configuraţia TSC

În ciuda simplicităţii teoretice a acestei scheme, popularitatea sa a fost redusă de câteva

dezavantaje practice: compensarea nu este continuă, fiecare baterie necesită comutatoare proprii

şi deci construcţia nu este economică, tensiunea de regim permanent pe condensatoarele blocate

este de două ori tensiunea maximă a reţelei, iar tiristoarele trebuie alese la, sau protejate extern,

împotriva supratensiunilor tranzitorii şi a curenţilor de defect.

2. Bobină comandată cu tiristoare TCR

Schema circuitului de forţă al unui compensator static de tip TCR este prezentată în

figura 2.26; în majoritatea cazurilor, compensatorul include şi un condensator fix sau un filtru

pentru armonici de frecvenţă joasă, care nu este însă indicat pe figură.

Figura 2.26. Bobină comandată cu tiristoare

81

Când se utilizează controlul unghiului de fază, se obţine un domeniu continuu al

consumului de putere reactivă; totuşi, în timpul controlului procesului se generează armonici

impare. Conducţia completă este obţinută pentru un unghi de comandă de 90o; conducţia parţială

este realizată la unghiuri de comandă între 90o şi 180o, aşa cum rezultă din figura 2.27.

Figura 2.27. Comportarea TCR pentru diferite unghiuri de comandă a tiristoarelor

Pentru a elimina curenţii armonici de frecvenţă joasă (de ordin 3, 5 şi 7), se pot utiliza

configuraţia în delta (pentru armonicile de secvenţă zero) şi filtre pasive, aşa cum se indică în

figura 2.28(a). Configuraţia cu 12 pulsuri este de asemenea prezentată în figura 2.28(b); în acest

caz, filtrele pasive nu mai sunt necesare deoarece armonicile de rang 5 şi 7 sunt eliminate de

defazajele introduce de transformator.

Figura 2.28. Configuraţia cu TCR şi condensatoare fixe:

a) configuraţia cu 6 pulsuri; b) configuraţia cu 12 pulsuri

82

3. Structuri combinate TSC+TCR

Indiferent de comeniul de control cerut al puterii reactive, orice compensator poate

conţine una sau ambele dintre schemele prezentate anterior (TSC şi TCR), conform Figurii 29.

În cazurile în care se utilizează condensatoare comutate, bateria este divizată într-un număr

potrivit de trepte şi deci variaţia puterii reactive va avea loc în salturi. Controlul continuu poate

fi obţinut prin adăugarea unui TCR. Dacă este necesară absorbţie de putere reactivă, toată

bateria de condensatoare este deconectată şi bobina este responsabilă pentru absorbţie. Prin

coordonarea controlului bobinei şi a treptelor de condensator, este posibil să se obţină un control

lin, fără salturi. Compensatoarele statice ce conţin TSC şi TCR sunt caracterizate printr-un

control continuu, practic fără regim tranzitoriu, generare redusă de armonici (deoarece puterea

bobinei controlate este mică în raport cu puterea reactivă totală) şi flexibilitate în control şi

funcţionare. Un dezavantaj evident al TSC–TCR, în comparaţie cu cele de tip TCR şi TSC este

costul ridicat. O putere mai mică a TCR asigură anumite economii, dar acestea sunt depăşite de

costul comutatoarelor pentru condensator şi al sistemului de control mult mai complex.

Caracteristica volt-ampermetrică a acestui compensator este dată în Figura 30.

Figura 29. Configuraţia TSC+TCR Figura 30. Caracteristica de ieşire

4. Caracteristica de compensare

Una dintre principalele caracteristici ale compensatoarelor statice din această categorie

este că mărimea puterii reactive schimbate cu sistemul depinde de tensiunea aplicată, după cum

se vede în figura 2.31; aceasta prezintă caracteristica VT -Q în regim permanent pentru un

compensator bazat pe o combinaţie de condensator fix – bobină comandată cu tiristoare (FC–

83

TCR). Caracteristica indică puterea reactivă generată sau absorbită de FC–TCR, în funcţie de

tensiunea aplicată. La tensiunea nominală, FC–TCR prezintă o caracteristică liniară, limitată de

puterile nominale ale condensatorului şi, respectiv bobinei; în afara acestor limite, caracteristica

VT – Q nu mai este liniară, acesta fiind principalul dezavantaj al acestui tip de compensator.

Figura 2.31. Caracteristica tensiune-putere reactivă a FC-TCR

2.6.2. STATCOM

Utilizarea convertoarelor cu comutaţie forţată ca modalitate de a compensa puterea

reactivă s-a dovedit o soluţie eficientă. Primul SVC cu un convertor sursă de tensiune (voltage-

source converter) denumit STATCOM (STATic COMpensator) a fost pus în funcţiune în 1999;

în analogie cu maşina sincronă; echipamentul generează un sistem echilibrat de trei tensiuni

sinusoidale, de frecvenţa reţelei, cu amplitudine şi defazaj controlabile – figura 2.32.

84

Figura 2.32. Principiul de funcţionare al STATCOM

Curentul de ieşire Iq al convertorului STATCOM este perpendicular pe tensiunea

convertorului Vi. Neglijând pierderile de putere în convertor, controlul puterii reactive se

realizează prin ajustarea amplitudinii componentei fundamentale a tensiunii de ieşire, realizată

de comanda PWM – figura 2.33.

85

Figura 2.33. Structura STATCOM şi formele de undă asociate

Rezultă că un STATCOM este o sursă controlată de putere reactivă, similară

compensatorului sincron, dar, ca echipament electronic, nu are inerţie şi este superior din câteva

puncte de vedere: o mai bună comportare dinamică, investiţii mai reduse şi costuri de

operare şi mentenanţă mai mici. Ca dezavantaj trebuie menţionată capacitatea redusă de

suprasarcină.

Puterea reactivă a STATCOM poate fi reglată continuu de la 100% inductiv (lagging) la

100% capacitiv (leading), aşa cum se prezintă în figura 2.34, prin controlul amplitudinii

tensiunii interne Vi.

86

Figura 2.34. Structura de principiu a STATCOM şi caracteristica de ieşire

În plus, STATCOM poate produce o tensiune de ieşire de secvenţă negativă, adiţională

componentei de secvenţă pozitivă a acesteia, prin controlul independent al amplitudinii şi fazei

pentru fiecare tensiune de fază; în consecinţă, componenta de secvenţă negativă existentă în

curentul alternativ din reţea poate fi redusă prin ajustarea amplitudinii şi fazei componentei de

secvenţă negativă a tensiunii de ieşire a STATCOM, chiar şi dacă există o componentă de

secvenţă negativă în tensiunea sistemului de distribuţie.

Un STATCOM utilizează tiristoare cu posibilităţi de blocare, precum GTO sau IGCT, şi

din ce în ce mai multor IGBT. O problemă majoră ce trebuie rezolvată la utilizarea

convertoarelor cu comutaţie forţată în sisteme de înaltă tensiune este capacitatea limitată a

dispozitivelor semiconductoare existente pe piaţă. Actualele semiconductoare pot duce câţiva

kA şi au capacităţi de blocare în sens invers de 6 - 10 kV, ceea ce nu este suficient în aplicaţiile

la IT. Această problemă poate fi depăşită prin utilizarea unor topologii mai sofisticate dezvoltate

în ultima perioadă.

Principalul avantaj al dispozitivelor FACTS autocomutate este reducerea semnificativă a

dimensiunilor şi potenţiala reducere a costului datorită eliminării unui mare număr de

componente pasive şi a capacităţii de comutaţie mai redusă cerută comutatoarelor statice.

87

2.6.3. Analiza comparativă a compensatoarelor şunt cu tiristoare, respectiv de comutaţie

forţată

Dispozitivele FACTS cu tiristoare sau comutaţie forţată sunt similare în proprietăţile

funcţionale de compensare, dar principiile de funcţionare sunt fundamental diferite. Un

STATCOM funcţionează ca şi o sursă sincronă de tensiune conectată în paralel, în timp ce un

compensator cu tiristoare funcţionează ca o admitanţă reactivă controlabilă conectată şunt.

Această diferenţă justifică superioritatea caracteristicilor de funcţionare ale STATCOM,

performanţele mai bune şi o flexibilitate mai bună în aplicaţii. In domeniul liniar al domeniului

de funcţionare al caracteristicii V–I, capabilitatea de compensare a STATCOM şi a SVC este

similară; în ceea ce priveşte zona neliniară, STATCOM este capabil să controleze curentul de

ieşire în afara domeniului maxim capacitiv sau inductiv independent de tensiunea sistemului de

tensiune alternativă, în timp ce valoarea maximă a curentului de compensare ce poate fi dată de

SVC descreşte liniar cu tensiunea în punctul de racord.

Astfel, STATCOM este mai efficient decât SVC în asigurarea unui suport pentru

tensiune în cazul unor perturbaţii importante în timpul cărora excursia tensiunii poate fi mult în

afara domeniului liniar de funcţionare al compensatorului. Abilitatea STATCOM de a menţine

valoarea maximă a curentului capacitiv de ieşire la valori mici ale tensiunii sistemului îl face de

asemenea mult mai eficient decât SVC în îmbunătăţirea limitelor de stabilitate tranzitorie;

timpul de răspuns ce poate fi obţinut, precum şi lărgimea de bandă a buclei de control a tensiunii

la STATCOM sunt de asemenea sensibil mai bune decât la SVC.

Tabelul 2 rezumă meritele comparative ale principalelor tipuri de compensatoare FACTS

de tip paralel. Avantajele semnificative ale compensatoarelor cu comutaţie forţată le

desemnează drept o alternativă interesantă pentru îmbunătăţirea caracteristicilor de compensare

şi a performanţelor sistemelor de putere la tensiune alternativă.

88

Tabelul 2. Compararea principalelor tipuri de compensatoare paralel

2.7. Compensarea serie

Compensarea serie este utilizată pentru a reduce reactanţa de transfer a liniei la frecvenţă

nominală. Instalarea unui condensator serie asigură generarea unei puteri reactive care, într-o

manieră de autoreglare, compensează o parte a reactanţei de transfer a liniei; rezultatul este că

linia este electric scurtcircuitată, ceea ce îmbunătăţeşte stabilitatea unghiulară, stabilitatea

tensiunii (crescând tensiunea la barele sarcinii) şi modul de repartizare a puterii între linii în

paralel.

Primul echipament de compensare serie la nivel de transport considerat azi ca un

dispozitiv FACTS a fost pus în funcţiune în anul 1950. Dispozitivele serie au fost dezvoltate,

plecând de la compensatoarele fixe au comutate mecanic, sub forma compensatoarelor serie

comandate cu tiristoare (Thyristor Controlled Series Compensation - TCSC) sau chiar a

dispozitivelor bazate pe convertoare sursă de tensiune. Principalele aplicaţii sunt:

• reducerea căderii de tensiune pe o linie, ca modul şi fază;

• aducerea fluctuaţiilor de tensiune în limite definite pentru modificări ale puterii

transportate;

• îmbunătăţirea amortizării sistemului, respectiv amortizarea oscilaţiilor;

89

• limitarea curenţilor de scurtcircuit în reţele sau staţii;

• evitarea circulaţiilor pe bucle, adică ajustarea circulaţiilor de putere.

Condensatoarele serie sunt instalate în serie cu linia de transport, ceea ce înseamnă că tot

echipamentul trebuie instalat pe o platformă izolată – figura 2.35; pe această platformă metalică,

se montează condensatorul şi circuitele de protecţie la supratensiuni, un element cheie în

proiectare deoarece condensatorul trebuie să suporte trecerea curentului de scurtcircuit, chiar şi

pentru defecte severe în imediata apropiere.

Protecţia primară la supratensiuni implică de obicei varistoare neliniare de tip metaloxid,

un eclator şi un comutator rapid de bypass. Protecţia secundară este realizată prin circuite

electronice de legare la pământ acţionate de semnale primate de la traductoare optice de curent

montate în circuitele de IT. Deşi dispozitivul este cunoscut de cîţiva ani, se aşteaptă

îmbunătăţiri; o realizare recentă este utilizarea condensatoarelor uscate, cu o mai mare densitate

de energiei şi mai prietenoase pentru mediul ambiant.

Figura 2.35. Condensatoare serie în sistemul de transport

90

2.7.1. Principiul compensării serie

La acest tip de compensare, compensatorul injectează o tensiune în serie cu sarcina,

eliminând dezechilibrul tensiunii la terminalele sarcinii şi furnizând componenta de tensiune

necesară pentru funcţionarea cu o valoare nominală, echilibrată şi constantă; principiul

compensării serie este prezentat în figura 2.36.

Figura 2.37 prezintă un sistem de putere radial, cu axa de referinţă în V2, şi rezultatele

obţinute printr-o compensare serie utilizând o sursă de tensiune, care a fost reglată să asigure un

factor de putere unitar pe linie. Totuşi, strategia de compensare este diferită faţă de compensarea

paralel; în acest caz, tensiunea VCOMP a fost adăugată între linie şi sarcină pentru a schimba

unghiul de fază al tensiunii V2, astfel că tensiunea la terminalele sarcinii devine V'2 . Printr-o

amplitudine şi un defazaj corespunzătoare pentru VCOMP, pe linie se poate obţine un factor de

putere unitar.

Figura 2.36. Schema echivalentă a unui sistem energetic compensate serie

91

Figura 2.37. Principiul compensării serie: a) system radial fără compensare;

b) compensare serie cu sursă de tensiune

Aşa cum se vede din diagrama fazorială, sursa serie generează un fazor al tensiunii VCOMP

cu un sens opus căderii de tensiune pe inductanţa liniei. In acest tip de compensare, curentul de

sarcină nu poate fi modificat, ceea ce înseamnă că tensiunea compensatorului trebuie modificată

pentru a se obţine tensiunea cerută la terminalele sarcinii. Mai mult, cantitatea de putere

aparentă interschimbată cu compensatorul serie depinde în acest caz de amplitudinea şi faza

tensiunii VCOMP. Compensatorul serie poate genera putere activă şi reactivă, în funcţie de

cerinţele sarcinii şi ale sistemului. In majoritatea cazurilor, compensarea serie este utilizată

pentru controlul tensiunii la barele sarcinii, astfel încât este necesar doar un schimb de putere

reactivă; în acest caz, condensatoarele serie reprezintă o alternativă bună.

2.7.2. Compensare serie tradiţională

Tradiţional, compensarea serie a fost realizată cu baterii de condensatoare serie comutate

mecanic – figura 2.38.

92

Figura 2.38. Schema monofilară a compensării serie prin condensatoare comutate mecanic

2.7.3. Compensare serie cu dispozitive FACTS

În compensarea serie, dispozitivele FACTS pot apare în două ipostaze: întreruptoare

statice pentru înlocuirea dispozitivelor de comutare mecanică a condensatoarelor sau bobinelor

serie clasice şi convertoare sursă de tensiune.

2.7.3.1. Condensatoare comandate cu tiristoare

Condensatorul comandat cu tiristoare (Thyristor Controlled Series Capacitor - TCSC)

este un compensator serie a cărui reactanţă este modificată prin ajustarea unghiului de comandă

a tiristoarelor (α) – figura 2.39. El este format dintr-o baterie de condensatoare serie (C) şuntată

de o bobină comandată cu tiristoare (TCR). Dacă unghiul de comandă este 180o, reactanţa

TCSC este capacitivă, iar la 90o este inductivă; pentru valori între 90o şi 180o, reactanţa TCSC

poate fi inductivă sau capacitivă, aşa cum se vede din diagrama sa de funcţionare. Frontierele

diagramei de funcţionare sunt determinate de unghiul de aprindere şi de limitele termice ale

tiristoarelor.

93

Figura 2.39. Structura TCSC şi diagrama de funcţionare

Capacitatea de comutare cu viteză mare a TCSC reprezintă un mecanism pentru controlul

circulaţiei de putere prin linie, fapt ce permite încărcarea suplimentară a liniilor existente şi

modificarea rapidă a puterii tranzitate ca răspuns la diferite contingenţe. TCSC poate de

asemenea regla circulaţia de putere în regim permanent în domeniul său nominal – figura 2.40.

94

Figura 2.41 prezintă un TCSC la nivel de transport (prima unitate a fost pusă în funcţiune

în anul 1996).

95

Figura 2.40. Reprezentarea TCSC ca reactanţă variabilă

Figura 2.41. Realizarea constructivă a TCSC pentru o linie de transport

2.7.3.2. Bobine comandate cu tiristoare

Bobina comandată cu tiristoare (Thyristor Controlled Series Reactor - TCSR) este un

compensator inductiv a cărui reactanţă poate fi modificată continuu prin unghiul de comandă

(α), figura 2.42. El constă dintr-o bobină serie şuntată de o bobină comandată cu tiristoare; dacă

unghiul de comandă este 180o, TCSR funcţionează ca o bobină necontrolată (L1). Când unghiul

de comandă scade sub 180o, reactanţa inductivă a TCSR descreşte, iar la 90o valoarea sa este

dată de conexiunea paralel a celor două inductivităţi (L//L1).

96

Figura 2.42. Structura TCSR

2.7.3.3. Compensator static serie sincron

Compensatorul static serie sincron (Static Synchronous Series Compensator – SSSC)

este un convertor sursă de tensiune utilizat drept compensator serie. Schema de principiu este

prezentată în figura 2.43, iar structura detaliată în figura 2.44.

Figura 2.43. Schema principială a SSSC şi o instalaţie modularizată de 22 MVA

SSSC arată ca fel ca un STATCOM; în realitate, acest dispozitiv este mai complicat

datorită montării pe platformă şi a protecţiei. O protecţie a tiristoarelor este absolut necesară

datorită capacităţii reduse de supraîncărcare a semiconductoarelor, în special atunci când se

utilizează IGBT.

97

Acest dispozitiv modifică efectiv parametrii sistemului energetic pentru a creşte

capacitatea de transport, stabiliza sistemul, a ajuta în rezolvarea problemelor create de congestii

şi a maximiza valoarea economică a sistemului de transport.

Convertorul şi protecţia tiristoarelor fac dispozitivul mult mai costisitor, iar cele mai

bune performanţe nu pot fi valorificate la nivelul reţelelor de transport; situaţia se schimbă însă

dacă privim la aplicaţiile în calitatea energiei electrice, în reţelele de MT. Acest dispozitiv este

atunci denumit Dynamic Voltage Restorer (DVR), fiind utilizat pentru a menţine constant

nivelul tensiunii la barele de alimentatre a unor consumatori sensibili; echipamentul asigură

diminuarea golurilor de tensiune şi a flickerului - figura 2.45.

98

Figura 2.44. Structura unui SSSC

Durata de acţiune este limitată de energia înmagazinată în condensatorul de tensiune

continuă; cu un sistem de încărcare sau cu o baterie pe partea de tensiune continuă, dispozitivul

poate lucra şi ca UPS (uninterruptible power supply).

1.8. Compensare hibridă

Capabilitatea de transfer a puterii capătă o importanţă crescândă odată cu restricţiile tot

mai mari privind realizarea de linii noi şi a caracterului tot mai volatil al transferului de putere

dat de activităţile de pe piaţa energiei. Compensatoarele serie şi paralel prezentate anterior pot fi

integrate pentru obţinerea unor sisteme capabile să controleze circulaţia de putere într-o linie de

transport în regim staţionar, să asigure compensarea dinamică a tensiunii şi să limiteze curentul

de scurtcircuit pe durata perturbaţiilor în sistem.

1.8.1. Unified Power Flow Controller

UPFC a fost caracterizat ca a treia generaţie de dispozitive FACTS, fiind realizat din

STATCOM şi alte unităţi interconectate într-o structură comună; principial, el presupune

conectarea paralel a unui STATCOM cu un compensator serie cu linia de transport – figura

2.46.

99

Figura 2.45. Schema circuitului de forţă pentru DVR

Figura 2.46. Configuraţia de principiu a UPFC

Aşa cum se observă, UPFC constă din transformatoare serie şi paralel interconectate prin

două convertoare sursă de tensiune cu un condensator comun în circuitul de tensiune continuă.

Acesta permite schimbul de putere activă între cele două transformatoare pentru a controla

defazajul tensiunii serie; structura asigură o controlabilitate deplină asupra tensiunii şi circulaţiei

de putere. UPFC a adăugat capacitatea de a controla fiecare dintre cei trei parametri care

determină atât mărimea cât şi direcţia circulaţiei de putere activă şi reactivă într-o linie:

tensiune, impedanţă şi defazaj; în acest fel, el realizează aceleaşi funcţii ca şi un transformator

cu schimbare de fază, dar asigură în plus controlul unghiului de fază. Cu această capabilitate,

UPFC poate comuta aprope instantaneu puteri de ordinul MW. Prin controlul celor trei

parametri, UPFC permite operatorului să direcţioneze circulaţia de putere pe un coridor

desemnat, evitând circulaţiile în buclă nedorite.

Conceptul UPFC a fost propus ca o extindere naturală a familiei de echipamente

electonice de putere, capabil să insereze convertoare sursă de tensiune (SVS) în paralel sau în

serie cu liniile de transport, cu scopul de a optimiza circulaţia de putere în sistemul de transport.

SVS conectat în paralel este practic un STATCOM, iar SVS conectat în serie este un SSSC;

această configuraţie funcţionează ca şi un convertor ac/ac ideal, la care puterea activă poate

circula liber în orice direcţie între terminalele de tensiune alternativă ale celor două convertoare,

iar fiecare convertor poate genera (sau absorbi) în mod independent putere reactivă la barele

proprii de tensiune alternativă. Principiul de funcţionare poate fi explicitat pe baza figurii 2.47.

100

SSSC injectează, printr-un trafo serie, o tensiune alternativă cu modul şi fază controlabile

faţă de curentul liniei, permiţând astfel reglarea circulaţiei de putere în linie; convertorul şunt

furnizează sau absoarbe puterea activă cerută de convertorul serie prin circuitul comun de

tensiune continuă. Funcţia de bază a invertorului conectat în paralel (invertorul 1) este de a

furniza sau consuma puterea activă cerută de invertorul conectat în serie cu sistemul (invertorul

2), circuitului de tensiune continuă. Invertorul 1 poate de asemenea genera sau absorbi putere

101

Figura 2.47. Principiul de funcţionare al UPFC

reactivă controlabilă, dacă este necesar, putând astfel asigura o compensare independentă şunt a

liniei. Este important de notat că acolo unde există o cale închisă directă pentru puterea activă

negociată prin acţiunea injecţiei tensiunii serie prin invertorul 1 şi înapoi la linie, puterea

reactivă corespunzătoare este furnizată sau absorbită local de invertorul 2 şi de aceea ea nu

circulă prin linie. Astfel, invertorul 1 poate funcţiona la factor de putere unitar sau comandat să

aibă un schimb de putere reactivă cu linia, independent de puterea reactivă schimbată prin

invertorul 2. Aceasta înseamnă că nu există o circulaţie continuă de putere reactivă prin UPFC.

2.8.2. Convertible static compensator

Unul dintre cele mai noi dispozitive FACTS, denumit convertible static compensator

(CSC) urmăreşte creşterea capacităţii de transfer de putere şi maximizarea utilizării reţelei de

transport existente. Obiectivul este de a controla circulaţia de putere în mai multe linii (care

pleacă din aceeaşi staţie) sau o subreţea spre deosebire de dispozitivele prezentate anterior\ care

controlează o singură linie.

In cadrul general al conceptului CSC, s-au impus ca posibile configuraţii două

dispozitive FACTS multi-converter şi anume Interline Power Flow Controller (IPFC) şi

Generalized Unified Power Flow Controller (GUPFC).

2.8.2.1. Interline Power Flow Controller

Interline power flow controller (IPFC), propus de Gyugyi, Sen şi Schauder în 1998,

urmăreşte compensarea unui număr de linii într-o staţie. Acest echipament, prezentat în Figura

48, constă din două convertoare sursă de tensiune în serie, ale căror condensatoare de tensiune

continuă sunt cuplate, permiţând circulaţia de putere activă între diferite linii. IPFC rezolvă

problema compensării unui număr de linii într-o staţie dată; ele se utilizează pentru a creşte

puterea activă transportabilă pe o linie dată, dar ele nu pot controla circulaţia de putere reactivă,

deci nu asigură un echilibru corect al încărcării.

Schema IPFC, prin compensarea reactivă serie independentă a fiecărei linii, oferă

posibilitatea unui transfer direct de putere activă între liniile compensate; această capabilitate

permite să se:

• balanseze circulaţiile de putere activă şi reactivă între diferite linii;

• reducă numărul liniilor supraîncărcate prin transfer de putere activă;

102

• compenseze căderile de tensiune rezistive pentru o putere reactivă dată;

• crească eficienţa sistemelor de compensare globală la perturbaţii dinamice.

Figura 2.48. Configuraţia IPFC

2.8.2.2. Generalized Unified Power Flow Controller

GUPFC combină trei sau mai multe convertoare şunt şi serie, extinzând conceptul de

control al tensiunii şi circulaţiei de putere dincolo de ceea ce poate fi obţinut de cunoscutul

UPFC. Cel mai simplu GUPFC constă din trei convertoare, unul conectat şunt şi celelalte două

în serie cu două linii de transport într-o staţie. figura 2.49 indică configuraţia de principiu.

GUPFC poate controla în total cinci mărimi de sistem, de exemplu tensiunea pe bară şi,

independent, circulaţia de putere activă şi reactivă în cele două linii. Conceptul GUPFC poate fi

extins la mai multe linii, dacă este necesar.

103

Figura 2.49. Configuraţia de principiu a GUPFC

2.8.3. Dynamic Flow Controller

Un nou dispozitiv în aria controlului circulaţiei de putere îl reprezintă Dynamic Power

Flow Controller (DFC); acesta este un hybrid între un transformator cu schimbare de fază

(Phase Shifting Transformer - PST) şi un compensator serie. O schemă de principiu monofilară

a DFC este dată în figura 2.50; acesta constă din următoarele componente:

• un transformator cu schimbare de fază standard prevăzut cu un comutator de

ploturi;

• Thyristor Switched Capacitors şi Reactors (TSC/TSR) conectate în serie;

• un condensator şunt comutat mecanic (MSC) (acesta este opţional, depinzând de

cerinţele de putere reactivă ale sistemului).

104

Figura 2.50. Structura DFC

In funcţie de cerinţele sistemului, un DFC poate consta din mai multe TSC sau TSR

serie. Condensatorul paralel comutat mecanic (MSC) va asigura suportul pentru tensiune în caz

de suprasarcină sau în alte condiţii. Funcţionarea DFC se bazează pe următoarele reguli:

• TSC/TSR sunt comutate atunci când este necesar un răspuns rapid;

• reducerea supraîncărcării şi funcţionarea în condiţii de stres sunt rezolvate de

TSC/TSR;

• comutarea comutatorului de ploturi al PST trebuie minimizată, în special la

curenţi mai mari decât cei normali;

• consumul total de putere reactivă al dispozitivului poate fi optimizat prin

utilizarea MSC, a schimbătorului de ploturi şi a reactanţelor comutabile serie.

Pentru a observa domeniul de funcţionare în regim permanent al DFC, vom presupune o

inductanţă în paralel reprezentând calea de transport paralelă. Obiectivul global al controlului în

regim permanent ar fi de a controla distribuţia circulaţiei de putere între ramura cu DFC şi cea

paralelă; acest control este obţinut prin controlul tensiunii serie injectate. Domeniul de control în

regim staţionar pentru încărcare până la curent nominal este ilustrată în figura 2.51, unde axa x

corespunde curentului de trecere iar axa y corespunde tensiunii injectate în serie.

105

Figura 2.51. Diagrama de funcţionare a DFC

Funcţionarea în primul şi al treilea cadran corespund reducerii puterii prin DFC, în timp

ce funcţionarea în cadranele doi şi patru corespunde unei creşteri a circulaţiei de putere prin

DFC. Panta dreptei care trece prin origine (unde plotul este pe zero iar TSC/TSR sunt

scurtcircuitate) depinde de reactanţa de scurtcircuit a PST; la curentul nominal (2 kA), reactanţa

de scurtcircuit produce (injectează) o (cădere de) tensiune (circa 20 kV în acest caz). Dacă se

introduce mai multă inductanţă sau dacă poziţia plotului este mărită, tensiunea serie creşte şi

curentul prin DFC scade (circulaţia în ramura paralel creşte). Punctul de funcţionare se mişcă

de-a lungul liniilor paralele în direcţia săgeţilor. Panta acestora depinde de mărimea reactanţei

paralel; valoarea maximă a tensiunii serie în primul cadran se obţine atunci când este introdusă

toată inductivitatea, iar plotul este pe poziţia maximă.

Presupunând că suntem în acest caz, dacă curentul descreşte (datorită, de exemplu,

schimbării sarcinii din sistem) tensiunea serie scade. La curent zero, nu are importanţă dacă

treptele TSC/TSR sunt cuplate sau nu deoarece ele nu vor contribui la tensiunea serie; în

consecinţă, tensiunea serie la curent zero corespunde tensiunii nominale serie a PST. Apoi,

trecând în cadranul doi, domeniul de funcţionare va fi limitat de dreapta corespunzând plotului

maxim şi trepta capacitivă introduse (reactanţa inductivă este scurtcircuitată). In acest caz,

106

valoarea reactanţei capacitive este aproximativ la fel de mare ca şi reactanţa de scurtcircuit a

PST, dând o tensiune maximă aproape constantă în cadranul doi.

2.8.4. Unified Power Quality Conditioner

Unified Power Quality Conditioner (UPQC), prezentat în figura 2.52, are două obiective

principale: mai întâi, de a furniza o tensiune constantă aproape sinusoidală unui consumator

critic, indiferent de variaţiile (goluri, supratensiuni, distorsiuni) tensiunii în punctul comun de

racord (PCC). Apoi, să compenseze curenţii reactivi şi/sau distorsionaţi absorbiţi de sarcină,

asigurând un factor de putere unitar şi practic sinusoidal la PCC. Din aceste motive, UPQC este

orientat mai mult spre compensarea sarcinii în reţelele de distribuţie industriale.

Figura 2.52. Configuraţia UPQC

UPQC constă din două convertoare PWM având un circuit comun de tensiune continuă,

care trebuie menţinută constantă; un convertor este conectat în serie cu linia, iar celălalt în

paralel. Sarcina convertorului serie este de a îndeplini primul obiectiv (tensiune pe sarcină

corespunzătoare), iar convertorul paralel pe cel de al doilea (curent sinusoidal la terminalele

sistemului).

Tensiunile alternative ale celor două convertoare pot fi generate cu amplitudini şi faze

arbitrare, asigurând patru grade de libertate. Pe de altă parte, obiectivele de a obţine un factor de

putere dorit la terminalele sistemului, o valoare dorită a valorii efective a tensiunii sarcinii şi o

tensiune continuă constantă, lasă un grad de libertate. Din punct de vedere al controlului, acesta

107

poate fi folosit pentru a fixa defazajul dintre tensiunea sarcinii şi cea a sistemului. Acest defazaj

arbitrar forţează puterea activă să circule prin circuitul de tensiune continuă al UPQC. Această

abordare extinde capacitatea de compensare a UPQC dacă este comparată cu lipsa circulaţiei de

putere activă prin circuitul de tensiune continuă.

Figura 2.53. Diagrame fazoriale pentru UPQC: a) pentru o aplicaţie generală;

b) pentru factor de putere unitară la sarcină; c) pentru factor de putere unitar în sistem

Figura 2.53(a) indică diagrama fazorială generală a UPQC conectat la o sarcină cu

factorul de putere cosφ, un system cu factorul de putere cosθ, un defazaj α între tensiunea

sarcinii şi cea a sistemului, un sistem de tensiuni în PCC, VPCC (VPCC < Vl), şi tensiunea nominală

Vl a sarcinii. Figura 53(b) arată că prin VPFC se poate obţine un factor de putere unitar la PCC

(θPCC = 0). In sfârşit, Figura 53(c) arată că în cazul unui factor de putere unitar la PCC, currentul

Ip poate fi minimizat, astfel că pierderile la VPFC se reduc. Această condiţie de funcţionare

poate fi obţinută dacă curenţii Ii , Il, şi Ip sunt în fază, ceea ce se obţine pentru un α ≠ 0 (numai

dacă nu există goluri sau supratensiuni). Este important de observat în acest caz că nu există

putere activă care să circule prin circuitul de tensiune continuă deoarece unghiul de defazaj între

tensiunea serie injectată V0 şi curentul de alimentare Ii nu este 90o.

108

CAPITOLUL 3.SIMULAREA ÎN MATHLAB SIMULINK A UNEI

CENTRALE EOLIENE CE FOLOSEŞTE SISTEMUL STATCOM PENTRU COMPENSAREA PUTERII

REACTIVE

109

3.1. Schema funcţională

Schema simulink generală (fig. 3.1) a sistemului eolian cuprinde:

- o centrală eoliană care este alcătuită din 6 turbine eoliene cu maşini asincrone;

- compensator de putere reactivă STATCOM;

- transformator de nul;

- transformator trifazat coborâtor 125 kV/25 kV;

- bloc de inductanţă mutuală trifazat;

- sursă de tensiune programabilă trifazată;

- sistemul de achiziţii şi date pentru masură.

Descrierea circuitului.

În fig. 3.1 se prezintă o centrală eoliană care este alcătuită din 6 turbine eoliene, fiecare

cu o putere instalată de 1.5 MW. Centrala eoliană este conectată la un sistem de distribuţie de 25

de kV care evacuează puterea către o reţea de 120 kV prin intermediul unui feeder cu o lungime

de 25 km şi o tensiune de 25 kV. Centrala eoliană de 9 MW este simulată de trei perechi de

turbine eoliene de 1.5 MW. Turbinele eoliene folosesc generatoare asincrone cu rotorul în

colivie de veveriţă (IG - Induction Generator). Înfăşurarea statorului este conectată direct la

reţeaua de 50 Hz şi rotorul este acţionat de către o turbină cu unghi de înclinare al palelor (pitch

angle) variabil. Unghiul de înclinare este controlat pentru a limita puterea de ieşire a

generatorului la valoarea sa nominală pentru viteze ale vântului ce depăşesc viteza nominală de

9 m/s.

Pentru a genera putere viteza generatorului trebuie să fie puţin mai mare decât viteza

sincronă. Viteza variază aproximativ între 1 pu (per unit value - valoare relativa) când nu exista

sarcină şi 1.005 pu la sarcină maximă.

Fiecare turbina are un sistem de protecţie ce monitorizează tensiunea, curentul şi viteza

maşinii.

Puterea reactivă absorbită de generator este parţial compensată de catre bancurile de

condensatoare conectate la fiecare turbină eoliană pe partea de joasă tensiune (400 kvar pentru

fiecare pereche de turbine cu puterea de 1.5 MW). Restul de putere reactivă necesară pentru

menţinerea tensiunii de 25 de kV la barele B25 la aproximativ 1 pu este dată de către sistemul

STATCOM ed 3 Mvar cu reglarea vitezei de 3 %.

110

În fig. 3.2. se reprezintă cele trei grupe de turbine, fiecare grupă fiind compusa din 2

turbine de 1.5 MW. Puterea mecanica a turbinei este prezentată ca funcţie de viteza turbinei

pentru viteze ale vântului cuprinse între 4 m/s şi 10 m/s. Viteza nominală a vântului care

produce puterea mecanică nominală (1 pu = 3 MW) este de 9 m/s.

Modelul turbinei eoliene şi a STATCOM - ului sunt modele fazoriale care permit studiul

stabilitaţii tranzitorii pe o durată de timp lungă (20 sec).

Viteza vântului este controlată de catre blocurile "Wind 1" şi "Wind 3". Iniţial viteza

vântului este setată la 8 m/s. După ce trec 2 secunde, viteza vântului creşte timp de încă 3

secunde pâna la 11m/s. Aceleaşi rafale de vânt sunt aplicate turbinei 2 şi 3, respectiv cu 2 şi 4

secunde întârziere. Apoi când simularea ajunge la 15 secunde se aplică un defect temporar la

terminalul de joasă tensiune (575 V) la turbina de vânt 2.

Fig. 3.1. Centrala eoliana cu compensator de putere reactivă STATCOM.

111

3.2. Alegerea echipamentului

Turbina de vânt

.

112

Fig. 3.2. Blocul celor 3 grupurilor de turbine

Mai jos se prezintă parametrii turbinei eoliene (fig. 3.3), al generatorului(fig. 3.4) şi

caracteristica puterii turbinei (fig. 3.5) la o înclinatie a palelor de 0 0 la viteza nominală de

funcţionare de 9 m/s.

113

fig. 3.3. Parametrii turbinei eoliene

Fig. 3.4. Parametrii generatorului asincron

114

Fig. 3.5.Caracteristica de putere a turbinei

3.. Simularea răspunsului turbinei la schimbarea vitezei vântului

Fig. 3.6. Element de monitorizare al parametrilor turbinei eoliene.

În fig. 3.6 se reprezintă dispozitivul de achiziţii date al turbinei de vânt care măsoara:

- puterea activă;

- puterea reactivă;

- viteza generatorului;

- viteza vântului;

- unghiul de înclinaţie al fiecărei turbine.

115

În figura 3.7 se prezintă grafic variaţia parametrilor turbinei la un anumit moment de

timp.

Fig. 3.7. Variaţia parametrilor turbinei

În fig. 3.7 se observă că pentru fiecare pereche a turbinei puterea activă începe să crească

lin (odată cu creşterea vitezei vântului) pentru a ajunge la valoarea sa nominala de 3 MW după 8

secunde. În acest interval de timp viteza turbinei va creşte de la 1,0028 pu la 1,0047 pu. Iniţial

unghiul de înclinare al palelor este 00. Când puterea de ieşire a turbinei depaşeşte 3 MW,

116

unghiul de înclinare al palelor creşte de la 00 la 80 pentru a readuce puterea de ieşire la valoarea

sa nominală. Se observă ca puterea reactivă creşte odată cu puterea activă. La putere nominală

fiecare pereche de turbine absorb 1,47 Mvar. pentru o viteză a vântului de 11m/s puterea totală

evacuata, măsurată la bara B25 este de 9 MW şi STATCOM menţine tensiunea la 0.984 pu

generând 1,62 Mvar (dupa cum se vede în fig. 3.8 şi fig. 3.9).

Fig. 3.8. Sistemul de achizitii date pentru B25

117

Fig. 3.9. Sistemul de achizitii date pentru STATCOM

3.3 Funcţionarea sistemului de protecţie

La timpul t = 15 secunde, se aplică un defect între faze la terminalul turbinei de vânt 2

provocând declanşarea turbinei la 15,11 secunde. Declanşarea a fost comandată de protecţia

turbinei, anume, protecţia de tensiune minimă de curent alternativ (fig.3.11). Dupa ce turbina 2 a

declanşat turbinele 1 şi 3 continuă să genereze 3 MW fiecare.

Fig. 3.10 Blocul Protecţiilor turbinelor de vânt

118

Fig. 3.11 Protecţia turbinelor de vânt detaliată

3.4. Impactul instalatiei STATCOM asupra funcţionarii centralei eoliene

Pentru a putea vedea diferenţa dintre centrala eoliană cu STATCOM şi fără STATCOM

se va anula defectul dintre faze de pe turbina de vânt 2, se va scoate STATCOM-ul din serviciu

şi se va reîncepe siularea. Se vizualizaeză sistemul de achiziţie date al barei B25 din fig. 3.12. Se

observă că lipsa compensării puterii reactive duce la scaderea tensiunii la 0,91 pu la B25.

Această condiţie de tensiune scăzută se datorează unei supratensiuni provocate de generatorul

119

sincron al turbinei de vânt 1. Turbina de vânt 1 este declanşată la timpul t = 13,43 secunde (a se

vedea blocul de protecţie al turbinei din fig.3.11)

fig. 3.12. Bara B25 când nu funcţionează compensatorul de putere reactivă

120

Bibliografie

[1] Xi Fang Wang, Younghua Song, Malcom Irving - Modern power system analysis -

Sprnger, 2008

[2] Kundur P. - Power system stability and control - Mc.Graw Hill, Inc., 1994

[3] Syrajit Chattopadhyay, Madhuchhanda Mitra, Samarjit Sengupta - Electric power

quality - Springer, 2011

[4] MGE UPS Systems. Catalog ediţia 2006/2007.

[5] L. H. Hansen, L. Helle, F. Blaabjerg, E. Ritchie, S. Munk-Nielsen, H. Bindner, P.

Sørensen and B. Bak-Jensen. Conceptual survey of Generators and Power Electronics for

Wind Turbines. Risø National Laboratory, Roskilde, Denmark December 2001.

[6] Martin O.L. Hansen. Aerodinamics of Wind Turbines, Second Edition. Editura

EARTHSCAN, Londra – 2008.

[7] Tony Burton, David Sharp, Nick Jenkins, Ervin Bossanyi. Wind Energy Handbook.

Editura John Wiley & Sons,LTD.

121