Diploma Regim Nesimetric

Vizitati www.tocilar.ro ! Arhiva online cu diplome, cursuri si referate postate de utilizatori.

Aspecte calitative ale energiei electrice

Cap.1. Calitatea Energiei Electrice

Introducere în calitatea energiei electrice

Calitatea, conform definiţiei formulate de Organizaţia Internaţională de Standardizare

– ISO (International Standard Organisation), reprezintă totalitatea caracteristicilor şi a

particularităţilor unui produs sau serviciu, care concretizează aptitudinea de a răspunde la

necesităţi potenţiale sau exprimate ale utilizatorului.

Calitatea oricărui produs sau serviciu este o noţiune complexă pentru conturarea

căreia se impune luarea în consideraţie a unui număr mare şi variat de factori. În acelaşi timp,

noţiunea de calitate trebuie să sintetizeze acele caracteristici care, în raport cu specificul

produsului sau serviciului, au ponderi şi semnificaţii distincte.

( Calitatea energiei electrice (Power Quality): termenul a fost propus în S.U.A. de

IEEE [1] şi preluat de majoritatea publicaţiilor de limbă engleză. Calitatea energiei electrice,

conform IEEE reprezintă “conceptul alimentării şi legării la pământ a echipamentelor

sensibile, într-un mod care să permită funcţionarea corectă a acestora”. De fapt, în pofida

acestei definiţii, termenul este utilizat într-un sens mult mai larg, referindu-se atât la

problema poluării armonice generată de sarcinile neliniare, cât şi la alte tipuri de perturbaţii

electromagnetice apărute în sistemele electroenergetice;

( Calitatea alimentării cu energie electrică (quality of supply sau quality of power

supply): reflectă relaţia furnizor – consumator; are o componentă tehnică, calitatea tensiunii,

descrisă anterior, şi o altă componentă, frecvent denumită “calitatea serviciilor“ (quality of

service), care reflectă relaţiile cu consumatorul (viteza de răspuns la solicitările acestuia,

transparenţa tarifelor etc.) [1].

Calitatea consumului (quality of consumption): reflectă relaţia consumator –

furnizor; se referă la calitatea curentului, corectitudinea în plata facturii electrice etc.

( Compatibilitate electromagnetică (Electromagnetic Compatibility ( EMC): termenul

este utilizat de CEI (Comission Électrotechnique Internationale) şi reprezintă “aptitudinea

unui echipament sau sistem de a funcţiona satisfăcător în mediul său electromagnetic, fără a


induce perturbaţii inacceptabile în orice alt echipament sau sistem existent în acel mediu”

[5] ;

Calitatea tensiunii (qualité de la tension): termenul este utilizat în Franţa şi în

diferite publicaţii europene şi se referă la “abaterile formei curbei de variaţie în timp a

tensiunii de la sinusoida ideală”; poate fi interpretat ca referindu-se la calitatea “produsului”

livrat de furnizor consumatorilor.

Calitatea curentului (current quality): este o definiţie complementară celei anterioare

şi se referă la abaterile curentului faţă de forma ideală (o curbă sinusoidală de frecvenţă şi

amplitudine constantă şi în fază cu tensiunea de alimentare); noţiunea se foloseşte pentru a

descrie performanţele convertoarelor electronice.

În analiza problemelor legate de compatibilitate electromagnetică, standardele CEI

operează în primul rând cu următorii termeni importanţi:

a) emisia (emission): se referă la nivelul poluării electromagnetice produsă de un

echipament;

b) imunitatea (immunity): reflectă capacitatea unui echipament de nu fi afectat de

poluarea electromagnetică.

Pot fi enumerate patru argumente majore, care justifică interesul manifestat pentru

domeniul calităţii energiei electrice:

a) echipamentele moderne sunt mai sensibile la reducerea calităţii energiei electrice,

datorită faptului că au în componenţa lor dispozitive electronice şi sisteme de control, bazate

pe microprocesoare, ale căror caracteristici de funcţionare sunt afectate de perturbaţii în

reţeaua electrică de alimentare;

b) preocupările pentru creşterea randamentelor în procesele de producere, transport şi

utilizare a energiei electrice au determinat introducerea, pe scară largă, a electronicii de

putere în controlul proceselor de conversie a energiei şi a echipamentelor adaptive pentru

controlul factorului de putere;

c) consumatorii au devenit mai conştienţi şi mai bine informaţi asupra impactului pe

care diferite perturbaţii electromagnetice (aleatoare, semipermanente sau permanente) îl au

asupra echipamentelor electrice şi a proceselor tehnologice (inclusiv asupra calităţii

produsului finit) şi, ca urmare, cer furnizorilor să le ofere energie electrică la parametrii de

calitate contractaţi;

d) creşterea complexităţii sistemelor energetice şi a influenţelor reciproce între acestea

şi utilizatori, precum şi între consumatorii racordaţi la acelaşi sistem de alimentare.


Evaluarea calităţii energiei electrice furnizată consumatorilor poate fi abordată în

două moduri:

o abordare “subiectivă”, care constă în anchete asupra gradului de satisfacere a

cerinţelor consumatorilor; anchetele sunt efectuate pentru a se cunoaşte aprecierile clienţilor

asupra produsului energie electrică şi asupra serviciului de furnizare; această abordare

permite să se pună în evidenţă calitatea percepută de utilizator;

o abordare ”obiectivă” , care constă în efectuarea de măsurări privind indicatorii de

calitate**.

Ca orice produs sau serviciu, energia electrică livrată are o serie de parametri

cantitativi (indicatori), care-i definesc calitatea.

Deşi exigenţele consumatorilor de energie electrică sunt din ce în ce mai mari,

produsul “energie electrică” nu poate fi niciodată perfect şi, în consecinţă, consumatorul

trebuie să adopte măsuri tehnologice pentru protecţia propriilor instalaţii, în paralel cu

acţiunile furnizorului pentru îmbunătăţirea calităţii energiei electrice livrate.

Pentru unele tipuri de perturbaţii limitarea efectelor acestora impune acţiuni comune

ale furnizorului de energie electrică şi ale consumatorului.

Deoarece perturbaţiile electromagnetice afectează atât parametrii economici şi

funcţionali ai furnizorului de energiei electrică, cât şi ai consumatorilor, din ce în ce mai

sensibili la perturbaţii, apare necesară, în etapa actuală, o preocupare permanentă pentru

calitatea energiei electrice, planificarea şi monitorizarea acesteia, standardizarea emisiilor

perturbatoare, stabilirea de niveluri de compatibilitate [8]. În acest sens:

industria de produse electrice şi electronice trebuie să realizeze echipamente cu

nivel al emisiilor poluante sub valorile admise;

furnizorul de energie electrică trebuie să urmărească nivelul de poluare electro-

magnetică a reţelei (o planificare a acesteia), să stabilească niveluri admisibile pentru

diferitele tipuri de emisii perturbatoare ale consumatorilor, astfel încât toate echipamentele

conectate în reţeaua electrică să aibă condiţii normale de funcţionare.

O caracteristică importantă din punctul de vedere al calităţii energiei electrice este

forma sinusoidală a curbei de tensiune. În realitate, nici o sursă nu poate asigura o tensiune

perfect sinusoidală [1].

Consumatorii conectaţi la reţea, la o tensiune dată, solicită un curent a cărui

amplitudine şi formă reprezintă o caracteristică a consumatorului şi a modului lui de

** Prin indicator de calitate, în sens general, se înţelege o caracteristică de apreciere cantitativă a proprietăţilor unui produs, analizat sub aspectul îndeplinirii cerinţelor privind elaborarea sa, exploatarea sau consumul.


funcţionare. În consecinţă, curentul, care parcurge impedanţa din amonte a reţelei electrice de

alimentare, determină variaţia tensiunii pe barele de alimentare.

Pentru ca perturbaţiile pe curba de tensiune să se menţină în limite admisibile, este

deci necesar să se impună limite ale emisiilor perturbatoare, determinate pe curba curentului

electric absorbit de consumator. Este evidentă necesitatea corelării dintre abaterile admise

privind tensiunea în punctul comun de cuplare (punctul de racordare la reţeaua publică de

alimentare, la care este sau va fi conectat un anumit consumator) şi cele ale curentului

absorbit de consumator.

Aspectele legate de corelarea nivelului perturbaţiilor cu susceptibilitatea echi-

pamentelor fac obiectul compatibilităţii electromagnetice care, pe de o parte, defineşte

standarde de emisie şi, pe de altă parte, standarde de imunitate pentru un echipament, în

funcţie de riscul admis de incompatibilitate [8].

În numeroase cazuri practice, consumatorii sunt ei înşişi surse de emisii perturbatoare.

Cele mai importante tipuri de consumatori, care determină perturbaţii sunt:

( consumatori care includ elemente neliniare (tracţiunea electrică urbană, instalaţii de

inducţie electromagnetică, instalaţii de electroliză, SVC etc.) şi absorb un curent

nesinusoidal, ale cărui armonici, parcurgând impedanţele armonice ale reţelei de alimentare,

conduc la tensiuni armonice pe bare;

( consumatori dezechilibraţi (tracţiunea electrică interurbană, echipamente de sudare,

iluminatul public etc.), care absorb curenţi de amplitudine diferită pe cele trei faze şi

parcurgând impedanţele amonte ale reţelei electrice determină nesimetrie de tensiune pe

barele de alimentare;

( consumatori cu sarcini variabile, care produc fluctuaţii de tensiune pe barele de

alimentare; acestea sunt de două tipuri:

fluctuaţii puţin frecvente, ca de exemplu, pornirea unor motoare mari;

fluctuaţii frecvente, modificări rapide, regulate sau aleatorii, care determină efect de

flicker (ca, de exemplu, în cazul cuptoarelor cu arc electric, aparatele de sudare prin puncte

etc.).

Analiza problemelor privind alimentarea cu energie electrică a consumatorilor pune în

evidenţă două aspecte distincte privind calitatea, aspecte care trebuie urmărite la furnizarea

energiei electrice:

( calitatea energiei electrice, cu referire la parametrii tehnici ai produsului

(amplitudinea tensiunii, frecvenţa, conţinut armonic, simetria sistemelor trifazate);


calitatea serviciului, cu referire la continuitatea în alimentare (întrerupere de scurtă

şi de lungă durată, siguranţa în alimentare).

În mod obişnuit, cele două aspecte sunt cuprinse, generic, sub denumirea de calitate a

energiei electrice.

În condiţiile creşterii numărului şi a puterii absorbite de consumatorii cu sarcini

neliniare, care mai sunt denumiţi şi consumatori perturbatori (echipamente cu comenzi şi

reglare utilizând electronica de putere, cuptoare cu arc electric, tracţiune electrică, aparatură

electrocasnică modernă etc.), asigurarea calităţii energiei devine o problemă de o

complexitate deosebită.

Producătorul de echipamente şi aparate electrice trebuie să realizeze produse cu limite

reduse de emisie armonică, iar furnizorul este obligat să asigure menţinerea unor niveluri

admisibile ale perturbaţiilor, astfel încât toate instalaţiile racordate la reţea să aibă condiţii

normale de funcţionare.

Pot fi puse în evidenţă următoarele concluzii:

( Produsul energie electrică este utilizat de consumatori de o mare diversitate, de la

cei industriali (mai puţini, dar de putere mare), până la cei casnici, caracterizaţi de receptoare

de putere mică, dar foarte numeroşi, atât în mediul urban, cât şi în mediul rural. Tehnologiile

moderne, într-o continuă evoluţie, bazate pe electronica de putere şi microinformatică,

prezente astăzi în toate sectoarele de consum, antrenează procese complexe, dintre care unele

sunt:

a) sensibile la perturbaţii electromagnetice, provenind atât din mediul lor, cât şi din

reţeaua electrică de alimentare;

b) generatoare de perturbaţii electromagnetice;

c) perturbatoare şi, în acelaşi timp, şi perturbate electromagnetic.

Menţinerea în permanenţă a unui anumit nivel al calităţii energiei electrice într-un

nod energetic necesită o colaborare continuă a furnizorului de energie electrică (cu

responsabilităţi privind calitatea tensiunii la barele de alimentare) cu consumatorii de energie

electrică (potenţiali surse de perturbaţie), pentru a obţine în punctul comun de cuplare (fig.

1.1) indicatorii de calitate înscrişi în contractul de furnizare.

( Nivelul mediu de calitate al produsului energie electrică livrat de furnizor

consumatorilor trebuie adaptat dinamic pe toată durata de viaţă a reţelei electrice. În acest

scop, este necesară o conlucrare permanentă între:

a) furnizorii de energie electrică;

b) fabricanţii şi instalatorii de receptoare electrice;


c) utilizatorii de energie electrică.

Cei trei participanţi la rezolvarea problemelor de compatibilitate electromagnetică

trebuie să posede cunoştinţe complexe referitoare la:

mediul electromagnetic în care funcţionează receptoarele electrice;

nivelul de emisie al perturbaţiilor în punctul comun de cuplare al consumatorului;

nivelul de imunitate al fiecărui tip de receptor electric la diferite tipuri de perturbaţii,

ce pot să apară în punctul comun de cuplare;

măsurile de asigurare a calităţii necesare în punctul respectiv, la o anumită etapă de

dezvoltare a reţelei de alimentare.

Calitatea energiei electrice, spre deosebire de alte sectoare de activitate, depinde nu

numai de furnizor, ci şi de toţi consumatorii racordaţi la aceeaşi reţea de alimentare; unii

dintre aceştia pot determina influenţe perturbatorii în reţeaua furnizorului, care să afecteze

funcţionarea altor consumatori, racordaţi la aceeaşi reţea; în consecinţă, consumatorii, care

contribuie la alterarea calităţii energiei electrice peste valorile admise, trebuie să adopte

măsuri pentru încadrarea perturbaţiilor produse în limitele alocate sau să accepte posibilitatea

deconectării sale.

( Promovarea riguroasă a unei politici a calităţii la nivel de stat, a unor programe

concrete la nivelul companiilor de electricitate, presupune definirea şi promovarea unei

legislaţii adecvate şi armonizate cu reglementările adoptate la nivel internaţional, care vizează

atât responsabilitatea furnizorilor pentru daune provocate utilizatorilor prin livrarea unei

energii electrice de calitate necorespunzătoare (cu abateri faţă de indicatorii înscrişi în

contractul de furnizare), cât şi responsabilitatea consumatorului pentru perturbaţiile

determinate în reţeaua electrică a furnizorului; astfel de reglementări trebuie să constituie


baza legală a relaţiei furnizor ( consumator şi să stabilească obligaţii şi răspunderi precise

pentru toţi partenerii implicaţi pe întregul traseu producţie ( consum.

În acest scop, se impun următoarele măsuri principale:

a) crearea unui set simplu, clar şi uşor perfectibil, de indicatori de calitate, care să

surprindă rapid şi, pe cât posibil, cât mai complet, multiplele aspecte care definesc, la un

anumit stadiu, calitatea;

b) normarea unor valori şi/sau abateri admisibile pentru indicatorii de calitate,

acceptate de toţi factorii implicaţi: furnizor ( utilizator ( fabricant de receptoare electrice;

c) elaborarea bazelor metodologice ale controlului de calitate şi asigurarea unei

monitorizări în timp real a tuturor indicatorilor de calitate;

d) crearea, exploatarea şi întreţinerea unui sistem informaţional adecvat, capabil de

prelucrări statistice asupra valorilor măsurate, care să permită obţinerea, procesarea şi

vehicularea rapidă a unor informaţii sigure cu privire la nivelul de calitate a tranzitului de

energie către toate categoriile de consumatori;

e) elaborarea unor acte tehnico ( normative care să constituie baza legală a

contractelor economice între furnizor şi consumator şi care să cuprindă obligaţiile celor două

părţi privind calitatea energiei electrice.

( Studiile actuale, vizând problema calităţii energiei, dezbătute în cadrul unor

prestigioase conferinţe internaţionale PQ (POWER QUALITY): Paris (1992), Atlanta-SUA

(1993), Amsterdam (1994), New York (1996), Stockholm (1997), New – Dehli (1998),

Boston (2000) se desfăşoară, în principal, pe trei direcţii:

a) analiza indicatorilor actuali de calitate şi dezvoltarea unor programe eficiente de

monitorizare, care să stea la baza unor relaţii corecte furnizor ( consumator;

b) evaluarea efectelor abaterilor faţă de limitele recomandate de reglementările

internaţionale;

c) stabilirea unor măsuri eficiente tehnice, organizatorice, contractuale şi juridice, care

să asigure încadrarea indicatorilor de calitate în limitele impuse de standarde.

Responsabilităţi pentru calitatea energiei electrice:

Utilizatorul este responsabil să menţină limitele de emisie pe care le generează în

PCC, sub limitele specificate (alocate) de furnizorul de energie electrică. De asemenea, este

responsabil de întocmirea studiilor şi alegerea metodelor de limitare a emisiilor.

Furnizorul este responsabil de controlul general al nivelurilor de perturbaţii, în

condiţii normale de exploatare, conform reglementărilor naţionale. Acesta trebuie să pună la


dispoziţia utilizatorului caracteristicile reţelei, care îi sunt necesare pentru întocmirea

studiilor de limitare a emisiilor.

După caz, utilizatorul şi furnizorul trebuie să coopereze pentru găsirea metodei optime

care să permită reducerea emisiilor.

1.2. Noţiuni şi termeni utilizaţi în abordarea calităţii energiei electrice

Comunitatea Europeană, în directiva Consiliului nr. 89/336/CEE din 3 mai 1989, se

referă la calitatea energiei electrice, în contextul mai larg al conceptului de compatibilitate

electromagnetică, precizând obligaţiile care revin statelor membre în protecţia reţelelor

electrice de distribuţie a energiei electrice contra perturbaţiilor electromagnetice [1].

Principalele noţiuni şi termeni utilizaţi în abordarea problemei calităţii energiei

electrice sunt următoarele:

Compatibilitate electromagnetică (CEM): aptitudinea unui dispozitiv, echipament

sau sistem de a funcţiona în mediul său electromagnetic în condiţii satisfăcătoare şi fără să

producă el însuşi perturbaţii electromagnetice intolerabile pentru tot ce se află în acest mediu.

Nivel de compatibilitate (electromagnetică): nivel maxim specificat al perturbaţiilor

electromagnetice, la care este de aşteptat că va fi supus un dispozitiv, un echipament sau un

sistem care funcţionează în anumite condiţii.

Nivelul de compatibilitate (fig.1.2) este o valoare de referinţă care permite să se

coordoneze emisia şi imunitatea echipamentelor făcând parte din, sau fiind alimentate din

aceeaşi reţea, pentru a asigura CEM în ansamblul sistemului cuprinzând reţeaua însăşi şi

instalaţiile care sunt racordate la aceasta.

Observaţie: În practică, nivelul de compatibilitate electromagnetică nu este un maxim,

el putând fi depăşit cu o mică probabilitate (în mod obişnuit, 5%).


( Nivel de planificare: nivel al perturbaţiilor electromagnetice, utilizat în scop de

planificare, pentru a evalua impactul asupra reţelei al sarcinilor utilizatorilor.

Nivelurile de planificare sunt inferioare nivelurilor de compatibilitate.

( Perturbaţie (electromagnetică): orice fenomen electromagnetic care poate degrada

performanţa unui dispozitiv, echipament sau sistem sau poate afecta defavorabil materia vie

sau inertă.

( Nivel de perturbare: mărime statistică care exprimă valoarea unui fenomen

electromagnetic, capabil să perturbe funcţionarea unui dispozitiv, echipament sau sistem.


( Nivel total de perturbaţie: valoarea unei perturbaţii electromagnetice date,

determinat( de suprapunerea emisiei tuturor componentelor unei instala(ii, într-un sistem dat,

şi măsurată printr-o metodă specificată.

( Limita de perturbaţie: nivelul de perturbaţie maxim admis, măsurat printr-o metodă

specificată .

Emisie (electromagnetică): fenomen prin care energia electromagnetică este

transmisă de la o sursă.

( Nivel de emisie (al unei surse perturbatoare): nivelul unei perturbaţii

electromagnetice de formă dată, emisă de un anumit dispozitiv, echipament sau sistem şi

măsurată într-un mod specificat.

( Limită de emisie (a unei surse perturbatoare): valoarea maximă specificată a

nivelului de emisie a unei surse de perturbaţii electromagnetice.

( Marjă de emisie: diferenţa între nivelul de compatibilitate electromagnetică şi limita

de emisie a unui dispozitiv, echipament sau sistem.

( Imunitate la o perturbaţie: aptitudinea unui dispozitiv, aparat sau sistem de a

funcţiona, fără a se degrada, în prezenţa unei perturbaţii electromagnetice.

( Nivel de imunitate: nivelul maxim al unei perturbaţii electromagnetice de formă

dată, aplicată asupra unui anumit dispozitiv, echipament sau sistem, pentru care acesta

rămâne capabil să funcţioneze la un grad prescris de performanţă.

( Limită de imunitate: valoarea minimă a nivelului de imunitate.

Marjă de imunitate: diferenţa între limita de imunitate a unui dispozitiv, echipament

sau sistem şi nivelul de compatibilitate electromagnetică.

( Marja de compatibilitate electromagnetică: diferenţa între limita de imunitate a unui

dispozitiv, echipament sau sistem şi limita de emisie a sursei perturbatoare.

( Susceptibilitate (electromagnetică): inaptitudinea unui dispozitiv, aparat sau sistem

de a funcţiona, fără a se degrada, în prezenţa unei perturbaţii electromagnetice.

Observaţie: Susceptibilitatea este o lipsă de imunitate.

( Nivel de susceptibilitate al echipamentului: nivelul de perturbaţie care ar afecta

func(ionarea echipamentului; trebuie să fie egal sau mai mare decât nivelul de imunitate,

stabilit prin teste.

Mediu (electromagnetic): ansamblul fenomenelor electromagnetice existente într-un

loc dat.

Observaţii:


1. În general, acest ansamblu variază în funcţie de timp şi descrierea sa poate necesita

o abordare statistică.

2. Este foarte important să nu se confunde mediul electromagnetic şi amplasamentul

însuşi.

( Clase de medii electromagnetice: se definesc în funcţie de influenţele pe care le pot

avea perturbaţiile reţelei sistemului asupra funcţionării aparatelor.

a) Clasa 1 - Se referă la reţelele protejate, cu niveluri de compatibilitate inferioare

celor publice, (i care cuprind aparate foarte sensibile la perturbaţiile din reţeaua de forţă (de

exemplu, aparatele pentru laboratoarele industriale, unele echipamente de automatizare şi

protecţie, unele calculatoare etc).

b) Clasa 2 - Se referă în general la punctele comune de cuplare (PCC) şi punctele de

cuplare interne (PCI). Nivelurile de compatibilitate ale acestei clase sunt identice cu cele ale

reţelelor publice; componentele dezvoltate pentru aplicaţii în reţelele publice pot fi utilizate şi

în această clasă de mediu industrial.

c) Clasa 3 - Se referă numai la PCI din mediile industriale. Nivelurile de

compatibilitate sunt superioare celor din clasa 2 pentru anumite perturbaţii.

Se ia în considerare această clasă dacă:

- majoritatea consumului este alimentat prin convertoare statice;

- sunt aparate (maşini) de sudat;

- sunt pornite frecvent motoare de mare putere;

- consumurile variază rapid.

( Sursele de perturbaţii pot fi definite de o repartiţie probabilistică, p(d) în care d

(disturbance) este perturbaţia, iar p ( densitatea de probabilitate a perturbaţiei.

În calculele de proiectare a instalaţiilor perturbatoare, se pleacă de la un nivel

planificat al perturbaţiei mai mic decât nivelul de compatibilitate (impus prin normative). În

realitate, se obţine un nivel estimat care poate fi mai mic sau mai mare decât nivelul

planificat, dar trebuie să fie, în orice caz, mai mic sau cel mult egal cu nivelul de

compatibilitate.

Echipamentele din sistem sunt definite prin probabilitatea de susceptibilitate, P(d).

Echipamentele se încearcă la nivelul test de imunitate mai mare decât nivelul de

compatibilitate.

a) Riscul R ca un echipament să fie afectat de perturbaţiile d (fig. 1.2) este dat de aria

cuprinsă sub intersecţia celor două curbe reprezentând funcţiile p(d) şi P(d):


.

Recunoaşterea aspectului aleatoriu al parametrilor CEM este esenţială pentru a defini

condiţiile compatibilităţii electromagnetice pentru sisteme.

Nivelurile de emisie şi de imunitate sunt variabile în timp şi de la un aparat la altul,

chiar dacă acestea sunt similare, cu atât mai mult cu cât condiţiile reale de utilizare diferă de

condiţiile de încercare.

Nivelurile instantanee de perturbaţii ale mediului variază în funcţie de modificările

configuraţiei acestui mediu, de sarcina liniilor etc.

Nivelul de compatibilitate trebuie considerat ca o valoare specificată (care poate fi

parţial convenţională), stabilită în scopul unei coordonări între echipamentele perturbatoare şi

echipamentele perturbate dintr-o reţea.

Pentru un tip dat de perturbaţie, nivelul de compatibilitate precizează (pentru fiecare

parametru al perturbaţiei, de exemplu pentru fiecare rang al armonicilor) o valoare astfel

aleasă, încât nivelul real de perturbaţii să aibă o probabilitate redusă de depăşire acesteia (de

exemplu în 5% din cazuri, ţinînd seama de loc şi de timp) şi ca funcţionarea corectă a

majorităţii echipamentelor în reţea să fie asigurată cu o mare probabilitate. Pe baza acestui

nivel de compatibilitate cunoscut, se poate alege nivelul de imunitate al unui echipament

(existând posibilitatea de încercări de verificare).

Depinzând de exigenţele de securitate în funcţionare, valoarea aleasă trebuie, în

general, să fie superioară nivelului de compatibilitate sau cel puţin să fie egală cu acesta

pentru aplicaţiile mai puţin exigente.

Alocarea unor niveluri de emisie părţilor individuale componente ale unui sistem

(echipamente) se face plecând de la nivelului de compatibilitate în reţea şi de prezenţa

simultană a tuturor celorlalte elementele perturbatoare din acelaşi sistem.

Asigurarea compatibilităţii electromagnetice într-un nod energetic este o problemă

complexă; aceasta impune colaborarea între furnizorul de energie electrică, constructorii şi

instalatorii receptoarelor electrice, precum şi consumatori, care trebuie să dispună în

permanenţă de cunoştinţe complexe referitoare la:

a) condiţiile de mediu electromagnetic (casnic, industrial, special); fiecare mediu

trebuie descris, pentru fiecare tip de perturbaţie, prin valori medii şi maxime, însoţite de

probabilitatea de apariţie şi de depăşire;

b) nivelul de emisie a perturbaţiilor; în general, se cunoaşte valoarea maximă

admisibilă (tolerabilă) pentru fiecare perturbaţie în punctul comun de cuplare; trebuie însă


stabilit nivelul maxim al fiecărui tip de perturbaţie, emis de fiecare echipament, în punctul

comun de cuplare.

c) nivelul de imunitate al fiecărui tip de receptor electric la diferite tipuri de

perturbaţii, care pot să apară în punctul comun de cuplare; compatibilitatea electromagnetică

presupune o permanentă corelare a imunităţii echipamentului cu condiţiile mediului

electromagnetic, în care urmează să fie conectat; în acest sens, un rol important revine

constructorilor de aparate electrice, care îşi pot aduce o contribuţie esenţială, fiind posibile

măsuri speciale de reducere a susceptibilităţii la anumite perturbaţii încă din faza de

proiectare.

d) Instalaţia consumatorului: instalaţie ce include echipamentele care aparţin

consumatorului şi care este conectată la reţeaua publică într-un punct comun de cuplare

(PCC) .

e) Echipament monofazat: echipament conectat între o fază activă şi conductorul

neutru .

f) Echipament bifazat: echipament conectat între două conductoare active (faze).

Conductorul neutru este conectat numai pe criterii de siguranţă .

g) Echipament trifazat: echipament conectat la trei conductoare active şi care este

astfel reglat, încât curenţii în cele trei conductoare sunt practic identici (aceeaşi formă a

curbei şi aceeaşi amplitudine) şi defazaţi între ei cu un unghi, care corespunde unei treimi din

perioada fundamentalei. Conductorul neutru nu este conectat, în afara unor considerente de

siguranţă .

h) Echipament trifazat dezechilibrat: echipament conectat la cele trei conductoare

active şi în care curenţii pe cele trei faze nu sunt identici (nu au aceeaşi formă a curbei şi/sau

nu au aceeaşi amplitudine şi/sau nu sunt defazaţi cu un unghi corespunzător unei treimi din

perioada fundamentalei.

Observaţie:

În CEI - 1000 - 3 – 2, în această categorie intră echipamentele la care între modulele

curenţilor de linie apar diferenţe de peste 20 %.

Puterea de scurtcircuit Ssc: valoarea convenţională a puterii de scurtcircuit trifazată,

caracteristică fiecărui nod din sistemul energetic.

Observaţie: Având în vedere aspectul convenţional al noţiunii de putere de

scurtcircuit, în prezent este utilizată noţiunea de curent de scurtcircuit pentru caracterizarea

fiecărui nod din sistemul energetic; din punctul de vedere al problemelor de calitate a energiei

electrice prezintă interes curentul de scurtcircuit minim.


Puterea aparentă nominală a echipamentului SN : uterea calculată din valoarea

efectivă a curentului nominal de fază IN al unui echipament în conformitate cu relaţiile:

pentru echipament monofazat:

; (1.1)

pentru echipament între faze (bifazat):

; (1.2)

pentru echipament trifazat:

; (1.3)

pentru echipament trifazat dezechilibrat:

, (1.4)

în care: Imax este cea mai mare valoare efectivă dintre curenţii pe cele trei faze, Ufază

– tensiunea nominală între fază şi nul, Ulinie – tensiunea nominală între două faze ale reţelei.

Raportul de scurtcircuit: raport definit prin următoarele relaţii:

pentru echipamentul monofazat:

; (1.5)

pentru echipament între faze (bifazat):

; (1.6)

pentru toate echipamentele trifazate:

. (1.7)

Pentru menţinerea unei calităţi corespunzătoare a energiei electrice sunt necesare

cunoaşterea şi controlul curentului de scurtcircuit în nodurile cu sarcină perturbatorie şi

monitorizarea perturbaţiilor. De asemenea, trebuie cunoscute nivelul total ale perturbaţiilor

admise, precum şi valorile admise pentru diverse emisii perturbatoare, pentru fiecare

consumator în parte, astfel încât prin însumarea perturbaţiilor determinate de toţi

consumatorii să nu se depăşească nivelul de compatibilitate.

1.3. Indicatori de calitate a energiei electrice


Energia electrică este considerată ca un produs, care trebuie livrat de către furnizor la

consumator, respectând un anumit nivel de calitate.

Asigurarea calităţii energiei electrice a devenit o sarcină tot mai complexă, deoarece a

crescut numărul utilizatorilor având receptoare controlate electronic şi alte receptoare

neliniare. În prezent, (n Rom(nia, peste 65% dintre consumatori determin( emisii

perturbatoare (n re(eaua electric( de alimentare. Este firească necesitatea definirii unor

indicatori de calitate pentru energia electrică şi niveluri de compatibilitate, pe baza cărora să

se poată elabora recomandări internaţionale şi naţionale.

Prin indicator de calitate, în sens general, se înţelege o caracteristică de apreciere

cantitativă a proprietăţilor unui produs, analizat sub aspectul îndeplinirii cerinţelor privind

elaborarea sa, exploatarea sau consumul.

Indicatorii de calitate a energiei electrice trebuie să îndeplinească următoarele

condiţii:

( să fie universali, pentru a fi posibilă folosirea lor practică în proiectare şi/sau

exploatare, precum şi realizarea unui control metodologic, pe scară largă, cu precizia

necesară, utilizând mijloace de măsurare relativ simple şi ieftine, atât în reţelele furnizorilor,

cât şi la abonaţi;

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

condiţiilor de calitate a energiei electrice, ce revin furnizorului, respectiv consumatorului;

să fie perfectibili, pentru a putea surprinde, rapid şi cât mai complet, multiplele

aspecte, care definesc, la o anumită etapă, calitatea energiei electrice;

( să fie puţin numeroşi, clar şi precis delimitaţi, pentru a caracteriza cât mai exact, din

punct de vedere cantitativ, toate proprietăţile distinctive ale energiei electrice, într-un regim

stabilizat de funcţionare a SEN.

Există propuneri chiar pentru adoptarea unui indicator generalizat pentru carac-

terizarea calităţii tensiunii, care să fie bazat pe teoria spectrală a proceselor aleatoare; în acest

context, cu un singur indicator de calitate a energiei electrice, definit pe diferite domenii ale

spectrului de frecvenţă al funcţiei aleatoare u(t), pe fiecare fază a reţelei, pot fi caracterizate

variaţiile lente/rapide ale valorii efective a tensiunii, nesimetria şi regimul periodic

nesinusoidal.

Scopul ideal al fiecărui furnizor este de a pune în permanenţă, la dispoziţia con-

sumatorilor, o tensiune alternativă sinusoidală, de frecvenţă şi valoare efectivă menţinute

între anumite limite, fixate contractual, egale pe cele trei faze ale reţelei.


În realitate, furnizorii nu-şi pot alimenta consumatorii cu energie electrică de calitate

ideală, pe de o parte, din cauza unor caracteristici constructive de care dispun, iar, pe de altă

parte, din cauza unor perturbaţii care apar, în mod inerent, în funcţionarea sistemelor

energetice; acestea pot afecta toate caracteristicile curbei de tensiune: frecvenţa,

amplitudinea, forma şi simetria (în sistemele trifazate).

Practic, 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;

compararea informaţiei obţinute cu nivelul stabilit prin normative şi acceptabil

pentru majoritatea consumatorilor conectaţi la reţeaua respectivă.

Urmărirea indicatorilor de calitate a energiei electrice şi adoptarea de măsuri pentru

menţinerea acestora în limite admise, ca obligaţie a furnizorului de energie electrică, nu poate

fi făcută decât în corelaţie cu urmărirea perturbaţiilor introduse în reţeaua electrică de

alimentare de anumiţi consumatori.

În acest sens, indicatorii de calitate pot fi clasificaţi în două grupe:

( indicatori primari, care depind în primul rând, de furnizor;

indicatori secundari, care sunt influenţaţi de funcţionarea consumatorilor, ce pot fi

consideraţi perturbatori.

Indicatorii primari de calitate a energiei electrice se referă la:

calitatea produsului:

a) frecvenţă (controlată în sistemul energetic prin reglajul P ( f );

b) amplitudinea tensiunii de alimentare (controlată de reglajul Q ( U, al ploturilor

transformatoarelor şi al autotransformatoarelor din reţea);

c) supratensiunile temporare şi tranzitorii (limitate şi controlate prin sistemele de

protecţie contra supratensiunilor);

d) goluri de tensiune (limitate prin sistemele de protecţie prin relee);

calitatea serviciului (alimentare cu energie electrică):

a) întreruperile de scurtă şi lungă durată (acceptate, ca număr şi durată, prin convenţie

între furnizor şi consumator, în funcţie de exigenţa acestuia).

Furnizorul trebuie să prevadă o rezervă suficientă şi un reglaj frecvenţă – putere

corespunzător, pentru a menţine frecvenţa într-o bandă îngustă (reglementările internaţionale

prevăd, de regulă, 0,5 Hz), în jurul frecvenţei nominale, cel puţin pe o durată de 99% dintr-

un an.


De asemenea, trebui să asigure un reglaj corespunzător putere reactivă – tensiune,

astfel încât să se încadreze în banda de variaţie normală a tensiunii pe bare.

Supratensiunile temporare, la frecvenţa reţelei, sunt, în principal, o consecinţă a

defectelor cu punere la pământ şi, de obicei, sunt înlăturate după eliminarea defectului (0,1

s...0,3 s).

Golurile de tensiune sunt determinate de scurtcircuite în reţeaua electrică şi sunt

înlăturare odată cu separarea defectului de către protecţia prin relee ( cel mult 0,3 s).

Întreruperile de scurtă şi lungă durată depind, ca frecvenţă şi durată, de configuraţia

reţelelor (buclată, radială), de nivelul de protecţie şi automatizare, de tehnicile de mentenanţă

adoptate şi sunt consecinţa unor incidente. Normele de proiectare proprii furnizorului (uneori

la nivel naţional) şi caracteristicile echipamentelor utilizate în reţeaua electrică permit

evaluări ale acestui indicator.

Indicatorii primari sunt rezultatul planificării, proiectării şi organizării funcţionării

instalaţiilor.

Indicatorii secundari se referă în special la perturbaţiile determinate de funcţionarea

consumatorilor:

( armonici şi interarmonici (regimuri nesinusoidale);

( fluctuaţii rapide de tensiune;

( fluctuaţii lente de tensiune (efect de flicker);

( nesimetrii.

Indicatorii secundari de calitate a energiei electrice sunt determinaţi, în principal, de

tipul de sarcină al consumatorului.

Perturbaţiile armonice şi interarmonice, fluctuaţiile rapide şi lente de tensiune, precum

şi nesimetriile deteriorează calitatea energiei livrate consumatorilor, buna funcţionare a

echipamentelor acestora fiind afectată.

Pentru menţinerea unei calităţi suficiente a energiei electrice, este necesară, în afara

monitorizării perturbaţiilor, şi stabilirea unor limite clare şi măsurabile ale abaterilor admise.

1.3.1. Frecvenţa şi abaterea de la frecvenţa nominală

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

punct de vedere calitativ este condiţionată de menţinerea unei stări de echilibru între sursele

de energie şi consumul de energie electrică al sistemului.

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

situaţii în care echilibrul dintre cererea şi oferta de putere nu poate fi menţinut din cauze, cum


ar fi: inerţia mare a instalaţiilor de producere, lipsa de agent primar sau lipsa de capacitate în

grupurile energetice etc. Funcţionarea interconectată a sistemelor energetice naţionale

permite restabilirea rapidă a frecvenţei. În cazul unor sisteme insulare, la realizarea

dezechilibrului între cererea de energie şi ofertă se stabileşte un nou regim de lucru la o

frecvenţă inferioară. Durata de funcţionare în acest regim depinde de viteza de intervenţie a

“rezervei calde” a grupurilor din centralele electrice sau până la intrarea în funcţiune a

grupurilor aflate în “rezervă rece”.

Frecvenţa nominală este fN = 50 Hz în sistemele electroenergetice europene şi în

majoritatea sistemelor din Asia şi fN = 60 Hz în majoritatea ţărilor de pe continentul

american şi în Japonia.

În regim normal de funcţionare, frecvenţa poate varia în jurul valorii nominale, ca

urmare a modificării practic continue a sarcinii electrice a sistemului şi a reglajelor efectuate

pentru a acoperi curba de sarcină. Controlul frecvenţei se face practic la nivelul sistemului

energetic interconectat (sistemul european) şi nu poate fi influenţată prin acţiuni locale.

Atenţia deosebită acordată controlului frecvenţei pentru menţinerea în limite restrânse

este determinată de consecinţele importante negative ale abaterilor mari de frecvenţă pe

întreg fluxul de producere, transport, distribuţie şi utilizare a energiei electrice, de la centrala

electrică şi până la receptoarele consumatorului:

Efecte ale abaterilor mari de frecvenţă:

creşterea solicitărilor mecanice ale turbinelor cu abur ca urmare a modificării

frecvenţelor proprii dinamice de vibraţii la palete;

reducerea performanţelor tehnico economice ale grupurilor termoenergetice, cu

reducerea puterii blocurilor (turbină cu abur şi generator electric) centralei şi a creşterii

consumului specific de combustibil;

( creşterea pierderilor în transformatoarele din reţeaua electrică;

creşterea consumului propriu tehnologic în reţelele electrice de transport şi

distribuţie ale sistemului energetic naţional (SEN), reducerea puterii reactive maxime şi

reducerea factorului de putere la consumatori, afectarea funcţionării majorităţii receptoarelor

electrice: motoare asincrone, convertoare cu semiconductoare;

creşterea riscului de apariţie a unor avarii datorită modificării limitelor de

funcţionare stabilă a sistemului (stabilitate statică şi stabilitate dinamică);

reducerea siguranţei în funcţionare a unor instalaţii: pierderea performanţelor

garantate, uneori până la imposibilitatea continuării funcţionării, accentuarea fenomenelor de

uzură, deconectări datorită DASF (Deconectare Automată la Scăderea Frecvenţei) etc.;


reducerea randamentul instalaţiilor consumatoare, cu creşterea consumului specific

de energie electrică;

reducerea producţiei la consumatorii de energie electrică odată cu scăderea

frecvenţei tensiunii de alimentare;

Un indicator care poate fi folosit pentru estimarea variaţiilor lente de frecvenţă este

abaterea de frecvenţă (f ),

, (1.8)

în care: fN este frecvenţa nominală, iar f ( frecvenţa reală.

Abaterea relativă de frecvenţă sau abaterea procentuală se determină cu relaţia:

. (1.9)

Integrala abaterilor de frecvenţă pe durata unei zile este un important indicator în

cazul utilizării frecvenţei tensiunii din reţeaua electrică la sincronizarea ceasurilor electrice;

pentru a asigura funcţionarea corectă a ceasurilor electrice este necesar ca această integrala să

aibă o valoare nulă

.

Urmărirea încadrării frecvenţei în limitele impuse este în sarcina dispecerului

energetic de sistem, în colaborare cu dispecerii energetici ai sistemelor interconectate.

1.3.2. Amplitudinea tensiunii de alimentare.Variaţii lente de tensiune

Amplitudinea tensiunii de alimentare poate avea variaţii lente, datorate în special

căderilor de tensiune pe linii şi în transformatoare, determinate de variaţia sarcinii electrice a

consumatorilor. Variaţiile de tensiune pot fi determinate şi de modificări ale configuraţiei

schemei electrice de funcţionare a reţelei, precum şi de modificări ale regimului surselor de

putere reactivă.

Variaţiile lente de tensiune pot fi caracterizate prin abaterea relativă a tensiunii

într-un anumit punct al reţelei şi la un moment dat, faţă de tensiunea nominală:

, (1.10)

în care: Us este tensiunea de linie a reţelei electrice, într-un anumit punct şi la un mo-

ment dat (tensiune de serviciu), iar UN ( tensiunea nominală.

Raportul Us/UN este denumit nivel de tensiune.


Observaţie:

De menţionat că relaţia (1.10) poate transmite informaţii mai detaliate dacă se

raportează la tensiune contractată, în loc de tensiune nominală.

Limitele admisibile de variaţie sunt dependente de nivelul de tensiune la care este

alimentat un consumator. Conform normelor actuale, abaterile relative ale tensiunilor în PCC,

pentru reţelele având tensiunile nominale sub 220 kV nu trebuie să depăşească 10%;

pentru tensiuni nominale peste 220 kV, abaterile relative de tensiune

nu se standardizează. Condiţiile tehnice de dimensionare a echipamentelor conectate la

nivelul de tensiune de 400 kV precizează însă un interval de (380...420) kV, în care trebuie să

se încadreze tensiunea reală, ceea ce corespunde la o abatere admisă de maxim 5%.

Constructorii de echipamente indică, pentru fiecare categorie de receptoare, limitele

de imunitate la variaţiile de tensiune, acestea fiind cuprinse în general în intervalul (( 5 …

( 10)% . De exemplu, abaterea relativă admisibilă este de:

( ( 5% pentru motoare electrice;

10% pentru convertizoare cu semiconductoare din clasele de imunitate A şi B;

( (( 5...+10)% pentru convertizoarele cu clasa de imunitate C;

pentru aparate de sudare;

pentru lămpi electrice.

În cazul unor receptoare cu dependenţă accentuată de regimul de tensiune, este

necesară definirea unor indicatori suplimentari:

a) Valoarea medie a abaterii relative a tensiunii faţă de tensiunea nominală într-un

interval de timp T:

. (1.11)

Indicatorul Umed este o măsură a nivelului mediu al tensiunii pe barele de alimentare şi

oferă indicaţii privind alegerea corectă a plotului de reglaj al transformatorului.

b) Gradul de iregularitate sau abaterea relativă medie pătratică (parametru introdus de

P.Ailleret):

.

(1.12)

Abaterile tensiunii faţă de valoarea nominală pot avea efecte asupra:

( producţiei materiale, atât sub aspect cantitativ, cât şi sub aspect calitativ;


caracteristicilor echipamentului electric (pierderea performanţelor garantate,

modificări ale randamentului, ale gradului de uzură etc.), ajungându-se în unele cazuri chiar

la întreruperea funcţionării (influenţă asupra siguranţei în funcţionare a instalaţiei). Astfel,

spre exemplu, nivelul tensiunii de alimentare influenţează volumul producţiei realizate şi

consumul specific de energie electrică al cuptoarelor electrice cu rezistoare. De asemenea,

variaţia tensiunii de alimentare are o influenţă importantă asupra performanţelor lămpilor

electrice. Modificarea caracteristicii mecanice a motoarelor asincrone cu tensiunea aplicată

poate determina reducerea performantelor acţionărilor electrice.

Gradul de iregularitate poate fi utilizat pentru:

apreciere calităţii tensiunii pe barele de alimentare:

10% calitate foarte bună;

10% < 20% calitate bună;

20% < 50% calitate mediocră;

calitate necorespunzătoare.

( capacităţii de tranzit a reţelei şi contribuie la apariţia unor pierderi suplimentare în

aceasta.

Spre deosebire de frecvenţă, care este aceeaşi pentru toate punctele sistemului

energetic interconectat, indicatorii care caracterizează tensiunea la bornele receptoarelor

depind de o serie de factori, cum ar fi: tensiunea nominală a reţelei, capacitatea sa de

transport, lungimea liniilor de alimentare. În consecinţă, în cadrul unei metodologii de control

al calităţii tensiunii furnizate trebuie precizat locul (nodul) unde urmează să se facă

măsurările. De asemenea, prezintă importanţă stabilirea duratei măsurărilor.

Prin prelucrare statistică a rezultatelor, este posibilă obţinerea unor indicatori statistici

a variaţiei de tensiune pe perioade reprezentative de timp (oră, schimb de lucru, zi etc.).

Cunoaşterea parametrilor statistici ai tensiunii pe barele de alimentare permite caracterizarea

completă a calităţii tensiunii, în acest nod şi, în consecinţă, alegerea corectă a parametrilor

instalaţiilor de reglaj a tensiunii (ploturi transformatoare, controlul puterii reactive).

1.3.3. Supratensiuni

Supratensiunile sunt, de regulă, abordate mai ales în legătură cu probleme de alegere

şi coordonare a izolaţiei, având drept scop reducerea deteriorărilor determinate de solicitările

izolaţiei echipamentelor electrice şi deci creşterea siguranţei în funcţionare a instalaţiilor. Se


consideră ca supratensiuni toate cazurile în care tensiunea pe bare depăşeşte cu mai mult de

10% tensiunea nominală.

În funcţie de durată supratensiunile care apar în reţelele electrice pot fi clasificate în

următoarele categorii:

supratensiuni permanente (de frecvenţă industrială);

suprastensiuni temporare;

supratensiuni tranzitorii:

a) cu front lent (în special supratensiunile de comutaţie);

b) cu front rapid (în special supratensiunile de trăsnet);

c) cu front foarte rapid (specifice în special comutaţiilor în staţiile izolate cu SF6);

supratensiuni combinate.

Indicatorii de calitate care pot fi utilizaţi în caracterizarea supratensiunilor sunt:

a) factorul de supratensiune (în cazul supratensiunilor sub formă de impuls):

, (1.13)

în care Umax este valoarea de vârf a supratensiunii, iar Ufmax valoarea de vârf a

tensiunii alternative pe fază.

b) factorul de supratensiune (în cazul supratensiunilor de durata):

, (1.14)

în care Uper este valoarea efectivă a supratensiunii de durată, iar Uf valoarea efectivă

a tensiunii pe fază;

c) factorul de impuls:

.

(1.15)

Rezolvarea problemelor de coordonare a izolaţiei se rezolvă pe baza recomandărilor

CEI 71 – 1/1993. Din punctul de vedere al calităţii energiei electrice furnizată consumatorilor

prezintă interes numărul şi amplitudinea supratensiunilor admise, pe o durată de calcul (în

mod uzual un an). Aceste valori urmează a fi stabilite de către furnizorul de energie şi

înscrise în contractul încheiat cu consumatorii racordaţi la reţeaua electrică.

1.3.4. Goluri de tensiune


Golul de tensiune (fig.1.3) este definit ca fiind

o reducere, pe o durată (tg determinată

(în mod obişnuit sub 3 s), a amplitudinii sau a

valorii efective a tensiunii unei reţele electrice,

într-un anumit punct al acesteia.

Amplitudinea Ug a golului de tensiune

poate avea valori de (0,1...0,9)Uc , în care Uc este tensiunea contractată.

Se consideră că variaţiile de tensiune (Ug sub 0,1(Uc sunt cuprinse în banda admisă

de lucru, iar variaţiile (Ug mai mari de 0,9(Uc corespund unei întreruperi de tensiune.

Un gol de tensiune poate să apară la conectarea unor motoare electrice cu curenţi de

pornire mari (caz din ce în ce mai puţin întâlnit datorită obligativităţii controlului cu circuite

cu semiconductoare a curentului de pornire la motoarele mari) sau apare ca urmare a unor

defecte în reţeaua electrică şi a eliminării acestora prin funcţionarea protecţiilor prin relee şi a

automatizărilor.

Principalii indicatori de calitate care caracterizează golurile de tensiune sunt:

amplitudinea relativă sau procentuală:

, (1.16)

în care U este valoarea reziduală a tensiunii de fază, iar Uc tensiunea contractată pe

fază.

durata golului de tensiune:

, (1.17)

în care şi sunt momentele iniţial şi final ale golului de tensiune;

frecvenţa de apariţie a golurilor:

, (1.18)

în care Ng este numărul de goluri de tensiune care apar pe durata de referinţă T r (în

mod uzual un an).

Pentru caracterizarea completă a golurilor de tensiune pe durata de referinţă în

prezent, conform recomandărilor SR – EN 50160 se operează cu matricea amplitudine

durată .


Un gol de tensiune conduce la apariţia unor regimuri de funcţionare tranzitorii în

reţeaua electrică a consumatorului. Variaţia mărimilor de stare pe durata regimurilor

tranzitorii determinate de goluri de tensiune poate conduce la:

pierderea stabilităţii dinamice în funcţionare atunci când duratele golurilor de

tensiune au valori comparabile cu diferite constante de timp electrice şi mecanice, care

intervin în procesele tranzitorii; un exemplu de astfel de receptoare pot fi motoarele

asincrone, folosite la acţionările electrice;

creşterea solicitărilor termice în diferitele componente ale receptorului, ca urmare a

supracurenţilor care apar pe intervalul proceselor tranzitorii; posibilitatea ca un receptor să fie

expus deteriorării, din cauza depăşirii solicitărilor termice admisibile, indică şi prezenţa unei

sensibilităţi termice a receptoarelor la goluri de tensiune; un exemplu de receptoare cu

sensibilitate termică ridicată la goluri de tensiune îl reprezintă redresoarele cu tiristoare, la

care dereglarea comenzii produsă de golurile de tensiune poate conduce la apariţia unor

curenţi mari şi, uneori, la trecerea practic în regim de scurtcircuit;

creşterea solicitărilor produse de forţele electrodinamice, apărute în diferite

elemente ale receptorului, ca urmare a şocurilor de curent; posibilitatea ca receptorul să se

defecteze în urma acestor solicitări arată existenţa unei aşa – numite sensibilităţi

electrodinamice la goluri de tensiune;

la unele receptoare, pot apărea în diverse elemente şi altfel de suprasolicitări

mecanice, cum ar fi, de exemplu, în cazul acţionărilor electrice, solicitările produse de

şocurile de cuplu sau de acceleraţiile mari; în aceste situaţii se poate vorbi şi de o sensibilitate

mecanică la goluri de tensiune.

În funcţie de durată şi amplitudine, efectele golurilor de tensiune pot fi diferite în

funcţie de sensibilitatea receptoarelor:

pentru tensiuni U < 0,9Uc, chiar la durate foarte scurte ale golurilor de tensiune, de

ordinul tg = (0,2...0,3)s, rezultă perturbarea funcţionării unor aparate de comandă şi reglaj

(erori de comandă, pierderi de informaţii);

pentru o tensiune U = (0,7...0,8)Uc şi durate tg = (0,2...0,3)s, poate să apară

deconectarea contactoarelor de 0,4 kV în circuitele secundare;

pentru o tensiune U = (0,5...0,6) Uc şi durate tg = (1,5...3)s, poate apărea

instabilitatea motoarelor şi a compensatoarelor sincrone;

pentru tensiuni U < 0,5Uc şi durata golului peste 0,05s, lămpile cu descărcări se

sting şi se reaprind la câteva minute de la revenirea tensiunii la valoarea normală;


pentru o tensiune U = (0,15...0,3)Uc apar perturbaţii în funcţionarea convertoarelor

statice utilizate la acţionările cu viteză variabilă.

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). Astfel,

de exemplu, redresoarele cu semiconductoare, având clasa de imunitate A, admit variaţii de

tensiune de scurtă durată: (0,5...30) perioade ale fundamentalei în domeniul (15%(Uc, spre

deosebire de cele de clasă B şi C, care admit variaţii de scurtă durată în intervalul

((10...+15)% (Uc .

Studiile efectuate cu ajutorul unor echipamente specializate pentru monitorizarea

golurilor şi întreruperilor de tensiune vor permite obţinerea informaţiilor necesare pentru

înscrierea în contractul de furnizare a energiei a valorilor indicatorilor privind golurile de

tensiune.

Normele CEI indică, cu titlu informativ, următoarele durate ale golurilor de tensiune

(corespunzător frecvenţei fundamentale):

( instalaţii de clasă 1: o semiperioadă;

( instalaţii de clasă 2 sau 3: (1..300) semiperioade.

1.3.5. Întreruperi de scurtă şi lungă durată

Întreruperile de scurtă durată (sub 3s) sunt determinate de defecte în reţea şi

realimentarea consumatorilor prin reconfigurarea automată a reţelei utilizând automatica de

sistem. Pentru a pune în evidenţă diferenţa între condiţiile de apariţie a golurilor de tensiune

şi a întreruperilor de scurtă şi lungă durată se consideră exemplul indicat în fig. 1.4, corespun-

zător reţelei interne, cu tensiunea nominală de 20 kV, a unei intreprinderi.

La apariţia unui defect (scurtcircuit) pe circuitul care

alimentează bara B2 toate receptoarele alimentate de la bara B

vor sesiza o reducere de tensiune la borne (gol de tensiune).

Curentul de defect va parcurge întreruptoarele I21 şi I, dar

numai întreruptorul I21 va fi deconectat (selectiv) pentru a izola

defectul. Pentru toate receptoarele conectate pe barele B1 golul

de tensiune a fost eliminat şi tensiunea revine la valoarea

permanentă

Up (fig. 1.3). Receptoarele conectate la bara B2 nu vor mai fi alimentate (gol de ten-

siune urmat de întrerupere de tensiune). Automatica de sistem (anclanşarea automată a


rezervei) sesizează lipsa tensiunii pe bara B2 , comandă deconectarea întreruptorului I22 şi

conectarea întreruptorului IAAR (aflat în mod normal în poziţie deschis). Receptoarele

conectate la bara B2 vor fi realimentate, după un interval de timp determinat de funcţionarea

AAR (întrerupere de scurtă durată). În cazul în care nu este posibilă conectarea între-

ruptorului IAAR receptoarele conectate la bara B2 rămân nealimentate (întrerupere de lungă

durată) până când personalul de exploatare asigură înlăturarea defectului.

Durata întreruperilor de scurtă durată depinde de performanţele echipamentului de

automatizare.

Întreruperile de lungă durată sunt determinate în special de o configuraţie neadecvată

a reţelei de alimentare, de performanţele reduse ale echipamentelor, precum şi de lipsa unor

proceduri specifice de mentenanţă a instalaţiilor. În unele cazuri, consumatorii pot accepta

întreruperi de lungă durată şi schema de alimentare se proiectează acceptându-se acest risc.

1.3.6. Armonici şi interarmonici

Armonicile sunt semnale a căror frecvenţă este multiplu întreg al frecvenţei

fundamentale. În general, armonicile sunt generate de sarcini neliniare din reţea.

Interarmonicile sunt semnale a căror frecvenţă nu este multiplu al frecvenţei

fundamentale [1]. Unele dintre acestea sunt generate de sarcinile neliniare, iar altele sunt

intenţionat injectate de distribuitor, pentru telecomanda releelor sau pentru a comuta tarifele

consumatorilor casnici sau industriali.

Semnale de telecomandă

Companiile de distribuţie a energiei electrice injectează semnale de telecomandă

având frecvenţe interarmonice (de exemplu, în Franţa, această frecvenţă este de 175 Hz),

pentru comenzi în reţeaua electrică, utilizând chiar reţeaua de alimentare ca suport fizic.

Având în vedere dezvoltarea continuă a acestui sistem de comandă, se acordă o atenţie

deosebită limitării interarmonicilor, determinate de alte surse, pentru a nu perturba semnalele

utile.

Sarcini neliniare care provoacă interarmonici

Marea majoritate a interarmonicilor de curent şi tensiune din reţea sunt generate de

convertoarele statice de frecvenţă, utilizate din ce în ce mai mult pentru alimentarea

motoarelor sincrone sau asincrone în scheme de acţionare viteză variabilă (AVV).

Indicatorii de calitate ai regimului periodic nesinusoidal (deformant) sunt:


a) Factorul de distorsiune I (distorsiunea armonică totală, notată în literatura străină

cu THD – Total Harmonic Distorsion): raportul dintre valoarea efectivă a armonicilor (în

acest context, curenţii armonici Ik de rangul k) şi valoarea efectivă a fundamentalei [5].

(1.19)

Observaţie:

Deoarece aparatele de măsurare (distorsiometre) indică valoarea factorului de

distorsiune cu raportare la valoarea efectivă şi nu la valoarea efectivă a armonicii

fundamentale, trebuie luată în consideraţie şi această definiţie.

b) Factorul de distorsiune armonică parţial ponderată [5]: este definit de

relaţia: .

(1.20)

Observaţie

Distorsiunea armonică parţial ponderată (notată în literatura străină cu PWDH

( Partial Weighted Harmonic Distorsion) a fost introdusă pentru a lua în considerare faptul că

odată cu creşterea rangului, amplitudinea armonicilor descreşte.

c) Nivelul armonicii: raportul dintre valoarea efectivă a armonicii considerate şi

valoarea efectivă a fundamentalei:

.

(1.21)

1.3.7. Fluctuaţii de tensiune (efect de flicker)

Fluctuaţii de tensiune sunt considerate variaţiile de tensiune cu caracter repetitiv,

ciclice sau aleatorii, care au loc pe barele de alimentare ale unui consumator.

Astfel de variaţii sunt cauzate de funcţionarea cu şocuri de putere reactivă a unor

receptoare, cum ar fi:

în reţele de joasă tensiune: frigidere, ascensoare, aparate de sudare;

în reţele de medie tensiune: pompe, locomotive electrice, laminoare;

în reţele de înaltă tensiune: cuptoare cu arc electric, laminoare.


Aceste variaţii (fluctuaţii) de tensiune pe barele de alimentare determină efect de fli-

cker, evaluat prin jena fiziologică asupra ochiului uman, la variaţia fluxului luminos al lăm-

pilor electrice.

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

resimţită practic pentru o frecvenţă de repetiţie a fluctuaţiilor de aproximativ 10 Hz (valori de

0,3% din tensiunea nominală determină, la această frecvenţă de repetiţie, jenă fiziologică

observatorului uman).

Pentru caracterizarea efectului de flicker, se definesc următorii indicatori de calitate:

( Indicator de flicker instantaneu P este evaluat pe baza variaţiilor de tensiune pe ba-

rele de alimentare.

Valoarea P = 1 corespunde pragului convenţional de iritabilitate şi se determină din

curba de iritabilitate indicată în fig. 1.5 pentru variaţii dreptunghiulare de tensiune.

În general o variaţie U a tensiunii pe barele de alimentare are forma indicată în Fig.

1.6. Dacă tensiunea pe bare, iniţial avea valoarea Uc (de exemplu, egală cu tensiunea

contractată), nivelul d al perturbaţiei este:

. (1.22)

Nivelul maxim dmax rezultă:

, (1.23)

iar nivelul perturbaţiei staţionare (permanente) este:

. (1.24)

Curba din fig.1.6 indică două variaţii de tensiune, una spre valori inferioare şi alta

spre valori superioare.

Pentru a lua în considerare mecanismul real de jenă fiziologică, valorile variaţiilor de

tensiune se ponderează cu factori de corecţie, dependenţi de forma variaţiei. Valorile astfel

obţinute, se compară cu curba de iritabilitate (indicată în fig. 1.5 pentru variaţii

dreptunghiulare ale tensiunii) şi se stabileşte probabilitatea de depăşire a acestei curbe.


Estimarea efectului de jenă fiziologică impune o evaluare pe un interval semnificativ

de timp (de obicei 10 minute).

Curba de iritabilitate indicată în fig. 1.5 este denumită şi curba limită a nivelului de

flicker în cazul şocurilor de tensiune. Zona de sub curbă

este zona fără flicker; zona de deasupra curbei este zona cu

flicker.

Indicatorul de timp scurt Pst (short term)

rezultă pe baza unei prelucrări statistice a nivelurilor

instantanee P, pe un interval determinat de timp (în mod

obişnuit 10 minute). Nivelurile instantanee, stabilite, de exemplu, la fiecare 15 s, sunt

utilizate pentru construcţia unei curbe de probabilitate cumulată (CPF Cumulative

Probability Function) care permite determinarea probabilitătii de depăşire a unei anumite

valori (fig. 1.7).


Informaţiile obţinute din curba CPF, pe intervalul de observare (de obicei 10 minute),

permit calculul indicatorul Pst din relaţia:

. (1.25)

Valorile P0,1; P1s; P3s; P10s;

P50s reprezintă niveluri ale flickerului

depăşite în 0,1%; 1%; 3%; 10% şi

respectiv 50% din timp, pe intervalul de

observaţie.

Indicele s din relaţia (1.25) arată

că trebuie utilizate valorile netezite (smoothed value)

.3/)(

;3/)(

;5/)(

;3/)(

5,117,01

432,23

1713108610

80503050

PPPP

PPPP

PPPPPP

PPPP

s

s

s

s

Constanta de timp de 0,3 s a memoriei flickermetrului asigură ca P0,1 să nu se mo-

difice într-un mod brusc şi deci nu este necesară netezirea pentru această valoare.

( Indicatorul de flicker pe timp lung Plt (long – term) (de regulă 2 ore) este definit de

rela(ia [5]:

3

12

1

3

12

1

j

stjlt PP

, (1.26)

în care Pstj sunt cele 12 valori succesive ale indicatorului de timp scurt, determinate pe

intervalul de urmărire de 2 ore.

În relaţia (1.26) se ia considerare faptul că efectul de flicker, pe termen lung, se

însumează după o lege cubică.

Pentru limitarea efectului de flicker, se preconizează soluţii, cum ar fi: mărirea

curentului de scurtcircuit al reţelei în punctul comun de cuplare, prevederea unor surse statice

de compensare în timp real a puterii reactive.

1.3.8. Nesimetrii

Principalii indicatori de calitate care definesc regimul nesimetric sunt:


Factorul de nesimetrie negativă [%]: raportul dintre componenta de secvenţă

negativă (inversă) şi componenta de secvenţă pozitivă (directă) a curentului electric

(tensiunii):

. (1.27)

Factorul de nesimetrie zero [%]: raportul dintre componenta de secvenţă nulă

(homopolară) şi componenta de secvenţă pozitivă (directă) a curentului electric (tensiunii):

. (1.28)

Cap.2. Reglementări referitoare la calitatea energiei

electrice

Calitatea energiei electrice face obiectul a două categorii de reglementări:

norme tehnice;

reglementări privind responsabilitatea furnizorului faţă de consumator (client).

Organismele elaboratoare de norme tehnice sunt prezentate în tabelul 2.1.

Din tabelul 2.1 se poate constata că normele de calitate a energiei electrice pot avea

valabilitate la nivel mondial, european şi naţional. Comisia Electrotehnică Internaţională

(CEI IEC) elaborează norme internaţionale cu referire la domeniul energiei electrice (tabelul

2.2), dar poate publica rapoarte tehnice de trei tipuri [5]:

Organisme elaboratoare de norme

Tabelul 2.1

Nivel Norme generale Norme în domeniul

electric

Mondial

ISO

International

Standard

Organization

CEI

Commission

Electrotechnique

Internationale

European

CEN

Comité Européen

de Normalisation

CENELEC

Comité Européen de

Normalisation


Electrotechnique

Naţional

România

Institutul Român

de

Standardizare

Electrica,

Transelectrica,

Termoelectrica,

Hidroelectrica,

Nuclearoelectrica

tip 1 ( dacă, cu toate eforturile făcute, nu s-a putut obţine acordul pentru

publicarea unei norme internaţionale;

tip 2 dacă subiectul respectiv este în curs de dezvoltare tehnică sau dacă,

pentru un motiv oarecare, posibilitatea realizării unui acord pentru publicarea unei

norme internaţionale poate fi considerată pentru viitor, dar nu imediat (tabelul 2.3);

tip 3 dacă un comitet de studii a reunit date de natură diferită de cele care sunt

normal publicate ca normă internaţională, acestea putând cuprinde, de exemplu,

informaţii asupra stadiului tehnicii.

Tabel recapitulativ al publicaţiei CEI – 1000

Tabelul 2.2

Partea

Titlu Referinţă Situaţia

1 2 3 4

1-

Generalităţi

Application et interprétation de

définitions et termes fondamentaux.

1000 -1- 1 Publicat

2 - Mediu

Description de l’environnement

- Environnement électromagnétique

pour les perturbations conduites

basse fréquence et la transmission

de signaux sur les réseaux publics

d’alimentation.

1000- 2- 1 Publicat

Niveaux de compatibilité pour les

perturbations conduites basse

fréquence et la transmission de

signaux sur les réseaux publics

d’alimentation à basse tension.

1000- 2- 2 Publicat


Description de l’environnement -

Phénomenes rayonnés et

phénomenes conduits à des

fréquence autres que celle du réseau.

1000- 2- 3 Publicat

Niveaux de compatibilité pour les

perturbations conduites basse

fréquence dans les installations

industrielles.

1000- 2- 4 Publicat

Description de champs magnétiques

basse fréquence dans divers

environnement.

1000- 2- 5 Lucrare

în curs

Guide pour la détermination des

niveaux d’émission dans les

alimentation des sites industriels -

Perturbations conduites basse

fréquence.

1000- 2- 6 Lucrare

în curs

3- Limite Limites pour les émission de courant

harmonique; courant appelé par les

équipements ≤ 16 A par phase.

1000- 3- 2 Publicat

Perturbations produites par les

équipements raccordés au réseau

public d’alimentation à basse

tension - Limites concernant les

fluctuations de tension et le flicker

pour les équipements consommant

16 ampères et moins par phase.

1000- 3- 3 Publicat

Limites concernant les fluctuations

de tension et le flicker pour les

appareils consommant plus de 16

ampères par phase.

1000- 3- 5 Publicat

4 - Tehnici

de probă şi

măsurare

Vue d’ensemble sur les essais

d’immunité - Généralités.

1000- 4- 1 Publicat

Essais d’immunité aux décharges 1000- 4- 2 Revizuir


électrostatiques. e

Essais d’immunité aux champs

électromagnétiques rayonés aux

fréquence radioélectriques.

1000- 4- 3 Revizuir

e

Essais d’immunité aux perturbations

conduites de fréquence supérieure a

9 kHz.

1000- 4- 6 Lucrare

în curs

Guide général relatif aux mesures

d’harmoniques et

d’interharmoniques,ainsi qu’ à

l’appareillage de mesure, applicable

aux réseaux d’alimentation et aux

appareils qui y sont raccordés.

1000- 4- 7 În curs

de

revizuire


magnétiques à la fréquence du

réseau.

1000- 4- 8 Publicat


magnétiques impulsionnels.

1000- 4- 9 Publicat


magnétiques oscillatoires amortis.

1000-4-

10

Publicat

Essais d’immunité aux creux de

tension, coupures breves et

variations de tension.

1000-4-11 Publicat

Essais d’immunité aux ondes

oscillatoires amortis.

1000-4-12 Lucrare

în curs

Flickermetre. 1000-4-15 Lucrare

în curs

5 - Ghid de

instalare şi

atenuare a

perturbaţiilor


Rapoarte tehnice CEI de tip 2

Tabelul 2.3

Partea Titlu Referinţa Situaţia

Limite Limites pour les émission de courant

harmonique (courant appelé par les

équipements > 16 A par phase).

1000-3-4 Publicat

Limitation d’émission des courants

harmonique pour les équipements

raccordés aux réseaux moyenne et haute

tension.

1000-3-6 Publicat

Limitation les fluctuations de tension et

le flicker pour les équipements

raccordés aux réseaux moyenne et haute

tension.

1000-3-7 Publicat

Rapoartele tehnice de tip 1 şi 2 fac obiectul unei reexaminări după cel mult trei ani de

la publicare, pentru a se decide eventuala lor transformare în norme internaţionale. În tabelul

2.4 este indicată structura standardelor CENELEC.

2.1. Standardul European EN 50160

Standardul, aprobat de Biroul Tehnic al CENELEC, a intrat în vigoare la 15 iulie

1995, dată de la care furnizorii de energie electrică din cadrul Uniunii Europene sunt obligaţi

să-l respecte [4]. Standardul este aplicabil în reţelele de joasă tensiune şi cele de medie

tensiune, dar nu se aplică în următoarele cazuri:

funcţionare după un incident sau în condiţii temporare;

abateri în instalaţia sau echipamentul consumatorului;

abateri în echipamentul de generare (autogenerare);

condiţii excepţionale care depăşesc responsabilitatea furnizorului.

Structura standardelor (CENELEC)

Tabelul 2.4

Tip

Conţinut Scopuri

De bază (test şi

măsurare)

- măsurare şi metode de

testare;

- documente de

referinţă;

- fără testare a


- instrumentaţie;

- introducere de test;

- niveluri limită de

severitate

(imunitate);

- fără limite/fără criterii de

performanţă.

conformităţii

produsului (nu în lista

jurnalului oficial al

CE).

Generic - cerinţe precise şi

esenţiale (limite) pentru

toate produsele

destinate pentru utilizare

într-un mediu:

- domestic;

- industrie;

- special.

- referire la standarde de

bază

pentru măsurare/metode

de testare (care nu se

repetă);

- criterii generale de

performanţă.

- teste de conformitate

a produselor (listă a

jurnalului oficial CE);

- mijloace de

coordonare pentru

standardele de produs

(familiale).

Familie de

produse

- cerinţe CEM pentru

familiile de produs:

- criterii de performanţă

mai detaliate;

- introducerea de test

specific etc.

- referinţă la standardele

de bază

pentru măsurare/teste (fără

repetiţie).

- teste de conformitate

a

produselor (listă a

jurnalului oficial

CE);

- înaintea standardelor

generice dar trebuiesc

coordonate cu acestea.

Produs (dedicat) - idem, mai specific. - idem;


- în general nu este

necesar pentru emisie.

Se specifică faptul că acest standard poate fi complet sau parţial înlocuit de termeni şi

condiţii contractuale semnate de consumatorul şi furnizorul de energie electrică

Standardul cuprinde prevederi relative la (tabelul 2.5):

a) Frecvenţă

Valoare definită ca medie la 10 secunde.

Valoare nominală 50 Hz.

Variaţii:

pentru funcţionare sincronă (sisteme interconectate);

50 Hz 1% (adică de la 49,5 la 50,5 Hz), 95% din săptămână;

50 Hz (-6…+4)% (adică de la 47 la 52 Hz), 100% din săptămână.

pentru sistemele insulare:

50 Hz 2% (adică de la 49 la 51 Hz), 95% din săptămână;

50 Hz 15% (adică de la 42 la 57,5 Hz), 100% din săptămână.

b) Amplitudinea tensiunii

b.1) În reţele de joasă tensiune

Valoare nominală:

( valoare între fază şi nul în sistemele trifazate cu 4 conductoare: 230 V;

valoare între faze pentru sistemele trifazate cu 3 conductoare: 400 V.

Observaţie: Până în anul 2003, conform reglementărilor în vigoare, tensiunea

nominală în reţelele de joasă tensiune poate fi diferită de 230 V.

Norme EN 50160: Caracteristici ale calităţii energiei electrice în JT şi MT

Tabelul 2.5

Indicator Prevederi EN 50160

Frecvenţa 50 Hz 1%; 95 % din săptămână;

50 Hz + 4/- 6 %; 100 % din săptămână.

Variaţia amplitudinii

tensiunii

10 % Uc (tensiunea contractată); 95 %

din săptămână.

Variaţii rapide (bruşte) Limitate la 4 % Uc în general, cu totul

excepţional


6% Uc

Variaţii rapide (flicker) Plt 1%; 95 % din săptămână

Goluri de tensiune Informaţie: cea mai mare parte a golurilor

au o durată mai mică de 1 s cu o

amplitudine sub 60 %

Întreruperi de scurtă

durată

Informaţie: de la câteva zeci la mai multe

sute pe an; 70 % dintre întreruperi au o

durată mai mică de 1 s

Întreruperi de lungă

durată

Informaţie: de la 10 … 50 pe an

Supratensiuni

temporare

1,7 Uc

Supratensiuni tranzitorii Există

Nesimetrie 2 %; 95 % din săptămână

Armonici Limită pentru armonici până la rangul 25 şi

factor de distorsiune 8%; 95 % din

săptămână

Interarmonici În studiu.

Semnale de

telecomandă

Limitat conform curbei lui Meister; 99 %

din zi

b.2) În reţele medie tensiune:

Valoare nominală: 20 kV.

c) Variaţiile de tensiune (JT şi MT)

Valoarea efectivă medie pe 10 minute: 10% maximum, 95% din săptămână.

d) Variaţii rapide ale tensiunii (JT şi MT)

d.1) Amplitudinea variaţiilor de tensiune:

Variaţiile de tensiune, de regulă, nu trebuie să depăşească 5% din valoarea tensiunii

nominale, dar pot atinge 10% în JT şi 6% în MT repetat în timpul unei zile, pentru câteva

minute, în anumite condiţii.

Observaţie: Orice variaţie la care tensiunea ajunge la mai puţin decât 90% din

tensiunea contractată este considerată gol de tensiune.

d.2) Nivel de flicker (JT şi MT)


Plt 1 timp de 95% din săptămână.

e) Goluri de tensiune (JT şi MT)

Nu există valori standard; se indică doar câteva valori orientative.

Cap.3. Consideratii privind regimurile nesimetrice

3.1. Definirea regimului nesimetric

Un sistem polifazat simetric de mărimi periodice sinusoidale este un ansamblu

ordonat de mărimi sinusoidale yk(t), k = l...n, de perioadă T, care se succed la un interval de

timp constant T/n (în cazul regimurilor nesinusoidale, definiţia poate fi aplicată doar

armonicilor fundamentale):

(3.1)

cu reprezentarea în complex de forma :

(3.2)

Aproape întreaga energie electrică din lume este produsă şi distribuită prin sisteme

trifazate de curent alternativ, la frecvenţa de 50 sau 60 Hz. Circuitele trifazate reprezintă doar

o configuraţie particulară a elementelor şi surselor de putere din aceste sisteme, fiind

încadrate în cazul general al circuitelor polifazate. Utilizarea sistemelor trifazate a fost

justificată de avantajele tehnice şi economice confirmate în ani de experienţă. Cu toate

acestea, nu trebuie omisă utilitatea sistemelor cu număr mai mare de faze, ca de exemplu

sistemele hexafazate sau dodecafazate întâlnite în cazul alimentării invertoarelor de puteri

mari cerute de anumite procese industriale [6].

Despre o reţea electrică trifazată se spune că este echilibrată dacă impedanţele sale

echivalente pe cele trei faze sunt identice, având module şi argumente egale.

Reţeaua electrică este în schimb dezechilibrată dacă cel puţin una din impedanţele

complexe de fază diferă de celelalte două.

Dacă reţeaua electrică este dezechilibrată sau este alimentată de la surse de tensiune

nesimetrice, vor fi generate perturbaţii sub formă de nesimetrii, regimul de funcţionare al

reţelei fiind în acest caz nesimetric.

În literatura tehnică se întâlneşte aproape în egală măsură atât denumirea de sistem şi

regim "nesimetric", cât şi cea de sistem şi regim "dezechilibrat". Deşi nu a fost luată o


hotărâre definitivă la nivel internaţional privitoare la acest aspect, în unele ţări, se utilizează

cu precădere termenii "simetric / nesimetric" atunci când fac referire la sistemele de mărimi

electrice care se succed în timp (tensiuni şi curenţi) şi "echilibrat / dezechilibrat" când se

discută despre mărimile care nu au această proprietate (impedanţe şi admitanţe), despre

regimuri de funcţionare sau puteri şi energii.

În cazul abordărilor clasice, nesimetria sistemelor electroenergetice trifazate reale se

poate aprecia pe baza factorilor de nesimetrie, exprimaţi cu ajutorul componentelor simetrice.

Creşterea interesului pentru aspectele corelate ale calităţii energiei electrice a impus

completarea cu noi precizări şi modalităţi de evaluare a indicatorilor de regim dezechilibrat,

care să ia în consideraţie limitările definiţiei componentelor simetrice. Astfel, în cazul

regimurilor nesinusoidale, factorii de nesimetrie definiţi pentru armonica fundamentală a

curbelor de curent sau tensiune sunt completaţi de indicatori suplimentari.

3.2. Aplicabilitatea teoriei componentelor simetrice

Propusă în anul 1913 de Charles L. Fortescue şi dezvoltată ulterior în scopul analizei

defectelor nesimetrice în sistemele trifazate de către C.F.Wagner şi R.D.Evans , metoda

componentelor simetrice s-a dovedit esenţială pentru înţelegerea şi analiza funcţionării

sistemelor electroenergetice în regim dezechilibrat. Spre deosebire de metodele directe de

analiză, metoda componentelor simetrice pune în evidenţă abaterile comportamentului

elementelor dinamice de sistem faţă de regimul simetric şi prezintă avantajul unei

complexităţi reduse de calcul, studiul efectuându-se pe o singură fază, considerată referinţă

[6].

Utilizată iniţial în calculele de regim permanent stabilizat, metoda componentelor

simetrice şi-a dovedit aplicabilitatea şi în studiile de regim tranzitoriu.

3.2.1. Ecuaţiile generale ale teoriei componentelor simetrice

Metoda are la bază teorema lui Stokvis-Fortescue, conform căreia un sistem trifazat

oarecare de mărimi sinusoidale se poate descompune în trei sisteme de componente

simetrice-pozitive, negative şi zero:

(3.3)

cu: S(y) - sistemul de fazori dat;

Y+ - fazorul de referinţă al sistemului de secvenţă pozitivă S+; Y - fazorul de referinţă

al sistemului de secvenţă negativă S_; Yo - fazorul de referinţă al sistemului de secvenţă zero

So.


Sistemele de fazori S+, S_, So se numesc coordonate simetrice ale sistemului S dat, iar

fazorii Y+, Y_, Yo se numesc componente simetrice ale fazorilor daţi.

Deci, orice mărime de fază (U sau I) nesimetrică poate fi determinată cu ajutorul

componentelor simetrice, conform relaţiei (3.4). (în practică secţiunile sistemelor

electroenergetice sunt caracterizate de tensiunile de linie, aspect ce nu trebuie omis la

reprezentarea reţelelor de secvenţă).

[Y] = [A]-[Y] (3.4)

cu:

- vectorul coloană al mărimilor sistemului trifazat nesimetric

- vectorul coloană al componentelor simetrice

(3.5)

matricea de transformare corespunzătoare (matricea Fortescue).

Componentele simetrice ale unui set de mărimi de fază pot fi scrise la rândul lor sub

forma:

[Ysin] = [A]-1[Y] (3.6)

cu:

- inversa matricei de transformare

Sistemele de mărimi simetrice se caracterizează prin absenţa componentelor

de secvenţă negativă şi zero.

3.2.2. Semnificaţia fizică a componentelor simetrice

Descompunerea în componente simetrice a unui sistem polifazat oarecare nu

reprezintă numai un simplu algoritm matematic utilizat în scopul simplificării metodei de

studiu, ci corespunde unei realităţi fizice.

Astfel, componentele simetrice ale unui sistem de curenţi sau de tensiuni pot fi

măsurate direct şi independent unele de altele şi prezintă un comportament diferit în raport cu

structura reţelei şi cu natura aparatelor.


În timp ce componenta pozitivă produce câmpurile învârtitoare de secvenţă pozitivă

în armăturile motoarelor, componenta negativă induce câmpurile care produc cuplurile de

frânare.

Componenta de secvenţă zero intervine în toate cazurile de interferenţă între liniile de

telecomunicaţii şi liniile electrice de transport şi distribuţie. Curenţii şi tensiunile de secvenţă

negativă şi zero sunt dealtfel componentele cele mai utilizate în protecţia cu relee. Conectarea

transformatoarelor de curent în paralel permite măsurarea componentei zero de curent (3I0),

în timp ce conexiunea triunghi deschis a transformatoarelor de tensiune permite determinarea

componentei zero de tensiune (3U0), ambele utilizate în protecţiile de secvenţă zero sau de

cuvă ale generatoarelor, respectiv ale transformatoarelor de putere [2].

Pe de altă parte, componentelor simetrice de curent şi de tensiune le corespund

componente de putere de acelaşi fel, direct măsurabile şi având efecte diferite. Componenta

pozitivă de putere îşi are sursa în generator, în timp ce componentele negativă şi zero sunt

produse în punctul de dezechilibru şi circulă spre elementele echilibrate ale sistemului.

La rândul lor, impedanţele simetrice ale elementelor de sistem pot fi calculate sau

măsurate, principiul fiind indicat în figura 3.1.

Fig. 3.1 Schemele de determinare a impedanţelor simetrice: a – pozitivă; b – negativă;

c - zero


3.2.3. Relaţia între componentele simetrice

Ceea ce recomandă descompunerea mărimilor de fază nesimetrice în componente

simetrice este de fapt independenţa acestor componente într-un sistem echilibrat. Sistemele

electroenergetice sunt proiectate, din motive practice, să funcţioneze simetric, începând de la

generatoare până în punctul de conectare al consumatorilor monofazaţi, exceptând zonele de

defect sau dezechilibru constructiv.

În sistemele trifazate, sursele şi sarcinile trifazate pot fi conectate independent într-

una din combinaţiile: Y-Y, Y-Δ, Δ-Y, Δ-Δ sau Δ -Z, fiecare având comportamente distincte

în ceeea ce priveşte circulaţia componentelor nesimetrice de curent [6].

De exemplu, în cazul conexiunilor Y cu fir neutru condiţia necesară pentru ca

tensiunile la bornele receptorului să constituie un sistem simetric de mărimi este ca

deplasarea neutrului să fie nulă (fir neutru de impedanţă nulă), simetria fiind asigurată în

cazul alimentării cu tensiuni simetrice. Deşi în practică, simetria tensiunilor de fază la

receptoare nu este riguros îndeplinită, datorită căderilor de tensiune diferite pe linia de

alimentare, abaterile la receptoare se menţin în general în limite admisibile. Nesimetria

tensiunilor poate atinge valori deranjante în cazul unei întreruperi a conductorului neutru (Zn

foarte mare YN -> 0).

Pe de altă parte, condiţia necesară pentru ca tensiunile de fază ale receptorului în stea,

fără fir neutru, să fie simetrice este satisfăcută doar dacă receptorul este echilibrat. Datorită

acestui fapt, în sistemele trifazate de distribuţie doar receptoarele trifazate în stea echilibrate

pot fi alimentate fără conductor neutru, în caz contrar acestea funcţionând dezechilibrat

datorită nesimetriei sistemului de tensiuni. Aceasta survine oricum la apariţia unor defecţiuni

în sistem, cum ar scurtcircuite sau întreruperi nesimetrice.

În cazul circuitelor în conexiune triunghi, metoda şi relaţiile de calcul sunt analoage

celor corespunzătoare circuitelor cu conexiune stea, după ce în prealabil receptorul trifazat cu

elemente cuplate magnetic a fost echivalat cu unul fără cuplaje magnetice, iar conexiunea sa

triunghi a fost transfigurată într-una echivalentă stea. Indiferent de regimul de funcţionare,

suma curenţilor de linie pentru această configuraţie este nulă.

A. Cazul sistemelor trifazate echilibrate

Pe porţiunile echilibrate este îndeplinită condiţia: curenţii de o anumită secvenţă care

circulă în reţelele simetrice determină doar căderi de tensiune de aceeaşi secvenţă.

Conexiunile Y şi Δ


Pentru componentele de secvenţă ale tensiunilor şi curenţilor pe laturile unui circuit

echivalent cu conexiune Δ se poate scrie:

(3.7)

ceea ce înseamnă că prin conexiunea A nu circulă curenţi de linie de secvenţă zero.

Componentele de secvenţă pozitivă şi negativă ale curenţilor de fază sunt:

(3.8)


Faza de referinţă poate fi aleasă arbitrar, fără a influenţa rezultatele descompunerii.

Relaţii similare rezultă pentru tensiunile de linie ale conexiunii Y:

(3.9)

punându-se în evidenţă lipsa componentei zero a tensiunii de linie, în plus,

EMBED Equation.3 6/3 j

fl eUU (3.10)


Pentru calculele de regim nesimetric, fiecare din schemele de secvenţă poate fi redusă

la câte o impedanţă echivalentă unică, notată Z+(X+), Z-(X-), respectiv Z0(X0). Fiecare

reprezintă impedanţă (reactanţa) echivalentă între punctul de potenţial zero şi punctul de

nesimetrie. Valorile lor vor fi diferite pentru fiecare tip de nesimetrie sau poziţie a acesteia.

Reducerea schemei de secvenţă pozitivă necesită determinarea circulaţiei de curent înainte de

apariţia condiţiilor de nesimetrie, pe baza teoremei lui Thevenin, în urma stabilirii impedanţei

echivalente Thevenin.

Tensiunile de secvenţă pozitivă şi negativă pot fi privite ca tensiuni măsurate fie faţă

de punctul neutru, fie faţă de pământ, neexistând nici o legătură de valoare finită între aceste

două puncte pe schemele corespunzătoare.

3.3. Indicatori caracteristici ai regimului nesimetric

Sensibilitatea anumitor componente de sistem la nesimetria tensiunilor sau curenţilor

impune fixarea unor limite acceptate atât de constructor, cât şi de furnizor sau utilizator.

Acceptarea acestui compromis tehnico-economic este posibilă cu condiţia ca definirea unor

indicatori caracteristici şi metoda lor de determinare să fie stabilite clar [7].

n situaţia actuală, în care diversitatea definiţiilor ar putea genera confuzii, elementele

existente ar trebui grupate într-un cadru comun, raportate la o referinţă exactă şi calculate cu

o metodă precisă, dar simplă. Mai mult, evaluarea acestor indicatori trebuie să fie practică şi

menită, alături de alte măsuri, să stimuleze şi nu să descurajeze adoptarea măsurilor de

încadrare a lor în domenii recomandate.

Consideraţiile anterioare se referă la factorul de nesimetrie, definit (astfel încât să

îndeplinească toate condiţiile generale impuse indicatorilor de caliatate ca raportul între

valoarea efectivă a componentei negative sau zero a mărimii de stare urmărită şi cea a

componentei pozitive (pe armonica fundamentală). în ipoteza unui regim sinusoidal,

comparaţia poate să se bazeze la fel de bine şi pe valorile maxime sau medii.

Definiţia anterioară este într-o oarecare măsură restrictivă, deoarece se limitează la

modulul unui indicator complex, factorul de nesimetrie complex . Acesta este descris în

coordonate polare (3.13), cele două mărimi caracteristice ale sale putând fi determinate pe

baza parametrilor măsuraţi în sistem.

3.3.1. Definiţii ale indicatorilor

Factorul de nesimetrie de tensiune

Se defineşte:

Factorul de nesimetrie negative de tensiune:


(3.11)

Factorul de nesimetrie zero de tensiune:

(3.12)

Factorul de nesimetrie complex de tensiune:

(3.13)


Acest indicator elimină restricţiile introduse de definiţiile anterioare, care se limitau

doar la modulul său, fiind descris în coordonate polare de două mărimi caracteristice, care pot

fi determinate în urma măsurătorilor în sistem.

Exprimat funcţie de fazorii tensiunilor de fază şi respectiv de linie, indicatorul de mai

sus poate fi scris sub forma:

(3.1


Relaţia (3.14) are avantajul că permite determinarea rapidă a unui indicator de

nesimetrie complet, doar prin măsurarea directă a tensiunilor de linie, chiar şi pentru

sistemele cu neutrul neaccesibil.

Modulul factorului de nesimetrie poate fi determinat pe baza valorilor măsurate ale

tensiunilor de linie cu relaţia:

(3.15)

unde:

(3.16)

în timp ce argumetul poate fi extras din relaţia:

(3.17)

cu

Mărimile de mai sus descriu complet nesimetria de tensiune. Utilizarea fazorilor de

secvenţă zero nu se mai justifică, datorită faptului că efectul acestora este de cele mai multe

ori neesenţial, neafectând fenomenele de conversie a energiei in maşinile sincrone din

centralele sistemului şi in convertoare.

Factorul de nesimetrie de curent

In mod similar se vorbeşte despre:

Factorul de nesimetrie negativă de curent:

(3.18)

Factorul de nesimetrie zero de curent:

(3.19)

În cazul maşinilor sincrone de puteri mari, influenţa nesimetriei tensiunilor asupra

funcţionării lor se poate evalua în funcţie de valorile maxime determinate pentru raportul

între componenta negativă de curent şi curentul nominal al maşinii:


(3.20)

Indicatorul astfel definit sau un indicator similar, rezultat prin multiplicarea acestuia

cu timpul cât durează un defect nesimetric la borne, trebuie menţinut într-un domeniu inferior

valorii 0.1, respectiv 20, conform STAS 1893/1-87 [STAI].

Definiţia se poate dovedi utilă mai ales în cazul sistemelor cu neutrul izolat (

) mărimile implicate în calcul având semnificaţie fizică şi putând fi la fel de

uşor de determinat ca şi în cazul nesimetriei de tensiune:

(3.21)

Factorii de dezechilibru

Urmărind conceptul adoptat pentru definirea factorilor de nesimetrie, dezechilibrul

reţelelor se poate caracteriza obiectiv cu ajutorul componentelor simetrice de calcul ale

impedanţelor schemelor echivalente în stea, prin utilizarea factorilor

de dezechilibru de calcul (în ipoteza absenţei cuplajelor între faze):


(3.22)

unde Z+, Z_, Z0, numite impedanţe de calcul pozitivă, negativă şi respectiv zero, sunt

componentele rezultate în urma aplicării matricei de transformare Fortescue matricei

impedanţelor de fază.

3.3.2. Legătura dintre factorii de nesimetrie

O relaţie între indicatorii caracteristici ai regimului nesimetric se poate stabili plecând

de la relaţia de determinare a căderii de tensiune la bornele schemei de secvenţă negativă a

unui element de sistem:

(3.23)

unde cu Z_ s-a notat impedanţa negativă elementului;

Aceasta reprezintă impedanţa pe care elementul studiat o opune trecerii componentei

negative a curenţilor când aceştia străbat circuitul (principiul de determinare dat în figura

3.1.b).


Comprimarea informaţiei şi creşterea gradului său de generalizare pot fi obţinute prin

utilizarea valorii relative a impedanţei negative:

(3.24)

cu impedanţă de calcul şi φZ- - argumentul fazorului

impedanţa Z-.

Pentru elementele statice de sistem (fără piese în mişcare relativă unele faţă de altele),

impedanţele pozitivă şi negativă sunt egale între ele şi au exact valoarea celor determinate în

regim de scurtcircuit:

şi (3.25)

cu Z+ - impedanţa pozitivă a elementului (figura 3.1. a) şi Zk impedanţa de scurtcircuit

a elementului

În cazul maşinilor electrice rotative, impedanţele, predominant inductive, diferă major

în funcţie de sensul de rotaţie al câmpului electromagnetic generat de mărimile de la borne.

Domeniul valorilor în care se încadrează impedanţele negative este considerabil mai

mic decât cel corespunzător elementelor statice.

Pe baza definiţiilor indicatorilor introduşi, factorul de nesimetrie de tensiune se poate

scrie sub forma:

(3.26)

O parte din literatura de specialitate recomandă utilizarea unei relaţii de dependenţă

între nesimetria de tensiune şi curent care include valorile complexe ale indicatorilor:

(3.27)

cu Z+ - impedanţa pozitivă a circuitului echivalent

Deşi nu se menţionează explicit, această formulare a relaţiei de dependenţă se bazează

exclusiv pe valori obţinute din măsurători.

Dacă se ţine cont de posibilitatea apariţiei în reţelele electrice simultan a regimurilor

deformant şi nesimetric, se mai pot defini:

Factorul de nesimetrie negativă de tensiune corespunzător armonicii fundamentale:


(3.28)

Factorul de nesimetrie negativă respective zero de putere aparentă:

;

(3.29)

Factorul de distorsiune pentru sistemul de secvenţă pozitivă:

(3.30)

3.4. Standarde pentru limitarea şi controlul nesimetriilor în sistemele electroenergetice

Preocuparea crescândă din ultimii ani, atât din partea consumatorilor, cât şi din partea

companiilor de electricitate, privind asigurarea calităţii energiei, s-a manifestat pe planuri

multiple, acţiunile fiind concentrate în principal pe patru direcţii [4]:

introducerea unor standarde şi precizarea unor obligaţii din partea furnizorului,

omogene şi stabilite de o autoritate autonomă, care să protejeze consumatorul;

promovarea calităţii prin stabilirea unor instrumente de comparaţie, dintre care cele

mai utilizate rămân standardele generale, care pot fi completate însă de măsuri mai mult sau

mai puţin radicale (conform concepţiei actuale, consumatorii care depăşesc limitele de

perturbaţii alocate sunt deconectaţi) sau de măsuri stimulative ca tarifele modulate;

găsirea unor metode de măsură a indicatorilor de calitate comparabile şi controlabile;

îmbunătăţirea metodelor de diseminare a informaţiei referitoare la conţinutului noilor

standarde de calitate.

Contribuţia standardelor la îmbunătăţirea calităţii energiei este certificat de

experienţă. Standardele, normele, recomandările practice şi ghidurile privind indicatorii de

calitate ai energiei electrice urmăresc în general, introducerea unor mărimi de control şi

prescrierea limitelor acestora, dar la fel de bine pot oferi o estimare cantitativă a celor mai

grave situaţii apărute în practică sau pot indica procedeele de proiectare a echipamentelor şi

dispozitive bilite pe plan naţional, se pot impune cerinţe suplimentare documentelor cu


valabilitate internaţională [4].lor de îmbunătăţire a acestor indicatori. în funcţie de priorităţile

sta

Problemele legate de calitatea energiei găsesc astfel o rezolvare graduală, prin

propunerea unor standarde corespunzătoare.

Preocupările privind îmbunătăţirea prescripţiilor incluse de acestea, departe de a fi

finalizate, caută, prin valorile recomandate şi metodele de evaluare a acestora, să stimuleze şi

nu să descurajeze părţile interesate să ia măsurile adecvate de îmbunătăţire a indicatorilor.

Totuşi, normele în vigoare nu au reuşit deocamdată să ofere nişte instrumente

eficiente pentru reducerea satisfăcătoare a problemelor de calitate a energiei, mai ales în

contextul nou creat de pieţele libere de electricitate, fiind necesare documente noi sau

îmbunătăţiri ale celor existente, care să fie introduse ca şi clauze în contractele încheiate între

furnizor şi consumator.

Standardele discutate încontinuare, prezentate sumar în scopul unei comparaţii

generale, precizează limitele factorului de nesimetrie de tensiune sau/şi de curent, făcând

precizări şi asupra nivelelor admise pentru distorsiunile curenţilor şi tensiunilor.

♦ EN 50160 [CEN1]

Această normă europeană (aplicabilă din 1995) are ca obiect definirea şi descrierea

caracteristicilor tensiunii furnizate în punctul de conectare al consumatorului, prin

intermediul reţelelor de medie şi joasă tensiune, în condiţii normale de exploatare.

Referitor la nivelul de nesimetrie al tensiunilor, atât la joasă tensiune, cât şi la medie

tensiune (<35 kV), standardul prevede ca în condiţii normale de funcţionare, pentru o

perioadă predeterminată (o săptămână), 95% din valorile efective calculate pentru intervale

de 10 min ale componentei negative a tensiunii de alimentare să nu depăşească 0.2% din

componenta pozitivă. în anumite porţiuni, unde alimentarea de pe linie se face monofazat sau

bifazat, nivelul de nesimetrie negativă a tensiunilor trebuie să fie inferior valorii 3%.

♦ Standardele de calitate a energiei CEI

Aceste documente au fost propuse ca urmare a întâlnirii de lucru a Comitetului de

acţiune CEI din 1996, care a iniţiat elaborarea de noi standarde şi rapoarte tehnice referitoare

la calitatea energiei în reţelele electrice de medie şi joasă tensiune. întâlnirile grupului de

lucru CEI şi-au stabilit un număr de obiective prioritare care includ şi consideraţiile asupra

nivelelor de calitate a energiei, materializate într-un set de standarde CEI, publicate în seria

CEI 1000-X-X, care prescriu nivelurile de compatibilitate pentru perturbaţii conduse, inclusiv

armonici şi nesimetria de tensiune, în reţelele de joasă şi medie tensiune (CEI-2-4 [IEC 1 ]).


În ceea ce priveşte regimul nesimetric, standardele CEI limitează nivelul de

compatibilitate pentru factorul de tensiune în reţelele de joasă tensiune la 2%, iar pentru

motoarele asincrone la 1% (în cazul depăşirii impunând reevaluarea puterii nominale a

maşinii).

♦ Norma UNIPEDE (DISNORM 12/1989)

Cuprinde definiţiile caracteristicilor fizice ale energiei electrice livrată din sistemele

publice la joasă şi medie tensiune, precum şi valori ale indicatorilor de calitate.

În ceea ce priveşte nesimetria (negativă) de tensiune, nivelul de compatibilitate indicat

este de 2%.

♦ PE 143-2001 [TRAI]

Normativul românesc privind limitarea regimului nesimetric şi periodic nesinusoidal

în reţelele electrice defineşte parametrii ce caracterizează cele două regimuri, în concordanţă

cu normele din alte ţări.

Sunt precizate valori ca de exemplu nivelurile de compatibilitate şi de planificare ale

tensiunilor armonice conform CEI 1000-3-6, dar şi nivelul total admisibil al factorului de

nesimetrie pentru reţelele de distribuţie de 2% (CEI 1000-2-2).

Definiţiile şi limitele precizate sunt în concordanţă cu normele europene, fiind

corelate cu probabilitatea de realizare a valorilor în 95% din intervalul de referinţă de o

săptămână.

Pentru acei consumatori care nu se încadrează în limitele admise se fac recomandări

pentru limitarea regimului la care se face referi.


♦ Standardele germane [DINI, VDE1]

Recomandă pentru factorul de nesimetrie de tensiune valori limită de 1% pentru

regimurile de funcţionare de lungă durată ale maşinilor electrice rotative, dar mult mai

restrictive pentru reţele de distribuţie (0,7%).

Pe de altă parte, valorile maxim admise pentru factorii de nesimetrie de curent la

bornele maşinilor sincrone depind de tipul constructiv, trebuind menţinuţi la valori inferioare

lui 5 sau 8% pentru generatoare şi 8 sau 10 % pentru motoare.

Referitor la regimul nesimetric, normativele britanice şi franceze actuale impun

pentru reţelelele de înaltă tensiune (132, 225, 400 kV) valori ale factorilor de nesimetrie de

tensiune nu mai mari de 2, respectiv 1 %. Pe de altă parte, partea americană, reprezentată de

ANSI şi IEEE nu a prevăzut nici o astfel de limită. Totuşi, ca o compensare, studiile recente

conduse independent de ANSI, NEMA şi IEC au propus ca limite de nesimetrie: factorul de

nesimetrie permanentă de tensiune - 5% şi factorul de nesimetrie permanentă de curent -

10%.

Principalul dezavantaj al acestor standarde de calitate a energiei este faptul că în

general valorile indicate nu iau în considerare influenţa simultană şi reciprocă dintre sistemul

de alimentare şi consumator (IEEE 519 Std. Include totuşi o secţiune relativ nouă:

caracteristicile răspunsului sistemului

În cazul regimurilor nesinusoidal sau nesimetric, valorile indicatorilor sunt

prescrise individual, fără considerarea efectului echivalent. Stabilirea unor

limite de nesimetrie în cazul unui regim nesinusoidal ar permite determinarea unor

regimuri de funcţionare mai avantajoase pentru componentele sistemului.

Normele de calitate a energiei precizează în general aceleaşi nivele de

compatibilitate ale factorilor de nesimetrie în reţelele de distribuţie.

Pagina 1 din 57

http://www.tocilar.ro/

Diploma Regim Nesimetric

Documents