cap. 7. aspecte privind calitatea energiei electrice

Prof. Silviu Darie Inginerie Electrica Asistata De Calculator

1

ASPECTE PRIVIND CALITATEA ENERGIEI ELECTRICE

CUPRINS:

Pagina:

7. ASPECTE PRIVIND CALITATEA ENERGIEI ELECTRICE......................................... 2

7.1 NOŢIUNI GENERALE ..........................................................................................................................................2

7.2. ANALIZA REGIMULUI DEFORMANT............................................................................................................5

7.3. ANALIZĂ ARMONICĂ........................................................................................................................................5

7.4. REPREZENTAREA ARMONICILOR COMPONENTE ALE UNEI UNDE .................................................8

7.5. CONTRIBUŢIA FUNDAMENTALEI SI CONTRIBUŢIA ARMONICILOR................................................9

7.6. COMPONENTE SIMETRICE ŞI ARMONICI ................................................................................................16

7.7. EFECTELE ARMONICILOR IN REŢELELE DE PUTERE ........................................................................20

7.8. INDICATORI PENTRU APRECIEREA FORMEI NESINUSOIDALE A TENSIUNII /CURENTULUI (REGIMUL DEFORMANT): ....................................................................................................................................21

7.9 STUDIU DE CAZ..................................................................................................................................................24 7.9.1 MĂSURĂTORI ENERGETICE. DESCRIEREA SISTEMULUI DE MĂSURĂ .......................................24

PUNCTELE DE MĂSURĂ ŞI MONITORIZARE ..................................................................................................24

REZULTATELE MĂSURĂTORILOR....................................................................................................................25

CONCLUZII................................................................................................................................................................32

7.10 REDUCEREA ARMONICILOR. FILTRE......................................................................................................35 7.10.1 SOLUŢII TEHNICE...................................................................................................................................35

7.11 UTILIZAREA PROGRAMULUI DE CALCUL EDSA HARMONICS ANALYSIS...................................41

1 STUDIU DE CAZ.....................................................................................................................................................41


2

7. ASPECTE PRIVIND CALITATEA ENERGIEI ELECTRICE 7.1 NOŢIUNI GENERALE In etapa actuala nu se poate vorbi de o normare unitară a calităţii energiei electrice pe plan internaţional şi uneori pe plan naţional. Nu exista un standard internaţional de calitate a energiei electrice, dar numeroase probleme legate de calitatea energiei electrice sunt reflectate în lucrările Comisiei Electrotehnice Internaţionale (CEI). CEI în publicaţia Nr. 38 recomandă ca în condiţii normale de distribuţie tensiunea în punctul de livrare să nu difere faţă de tensiunea nominală cu mai mult de ± 10%. In majoritatea ţărilor, sistemul de indicatori ai calităţii energiei electrice este alcătuit din anumite caracteristici cantitative ale variaţiilor lente sau rapide ale valorii efective a tensiunii, forma si simetria lor în sistemul trifazat, precum şi caracteristicile de variaţie lentă / rapidă ale frecventei.

Normele electrotehnice internaţionale sunt luate în considerare la întocmirea normelor naţionale ale diverselor ţări, în unele privinţe aceste norme fiind chiar mai severe decât recomandările CEI (Comisiei Electrotehnice Internaţionale).

In România nu exista până în prezent un standard unitar de calitate a energiei electrice. O parte din parametrii care pot prezenta interes în definirea calităţii energiei electrice sunt definiţi şi normaţi în mod individual. In acest sens problema tensiunilor nominale şi a abaterilor admisibile ale tensiunii faţă de aceste valori sunt precizate în STAS 930. Unele definiţii şi reglementări privind variaţiile rapide şi nesimetria tensiunii sunt precizate în documentul PE 124. Problema referitoare la regimurile nesimetrice şi regim deformant sunt abordate în PE 143/94.

In Tabelul 7.1 se sintetizează principalele cauze şi efecte ale calităţii ne corespunzătoare a energiei electrice.

Tabelul 7.1

Natura Origine Efecte Control Remedii

A. Conservarea calitativa a formei de unda

Variaţii lente ale tensiunii

Variaţii ale încărcării reţelei

Nu sunt deranjamente dacă nu sunt depăşite valorile admisibile

Voltmetru sau oscilograf

Regulatoare de tensiune

Goluri de tensiune

Scurtcircuite în reţea; Şocuri mari de curent

La scăderea sub 30% si durata mai mare de 0.01 s are loc opriri de utilaje.

Oscilograf; Oscilopertur- bograf; Monitorizare continua.

Mai multe staţii de alimentare; Întărirea reţelei de înaltă tensiune.

Supra- tensiuni

Fenomene atmosferice; Descărcări bruşte de sarcina; Manevre pe circuite cu tiristoare

La scăderea sub 30% si durata mai mare de 0.01 s are loc opriri de utilaje.

Oscilograf; Oscilopertur- bograf; Monitorizare continua.

Paratrăsnete; Tratarea neutrului; DRV; Filtre; Echipotentiali- zari masa-pamint.


3

B. Deformarea undei de tensiune:

Armonici sau frecvente suprapuse

Saturaţia transformatoa-relor de putere; Arc electric; Redresoare de putere; Invertoare; Convertoare; Bobine neliniare sau saturate; Saturaţia transformatoa-relor.

Supratensiuni; Dereglarea funcţionarii circuitelor electronice; Pierderi suplimentare in fier si cupru; Încălzirea suplimentara a circuitelor; Îmbătrânirea condensatoarelor; Supratensiuni; Supratensiuni si distrugerea bateriilor de condensatoare.

Analizoare de perturbaţii; Oscilografieri.

Întărirea reţelei de înaltă tensiune; Separarea circuitelor; Filtre; Decuplarea bateriilor de condensatoare in absenta sarcinii; Supradimensio-nari echipamente.

Impulsuri de tensiune si pierderi tranzitorii de inalta frecventa

Comutaţia tiristoarelor; Manevre in circuite puternic inductive; Supratensiuni atmosferice; Descărcări electrostatice.

Străpungeri de izolaţii; Perturbarea transmisiei de date; Perturbarea de comenzi electronice; Comenzi intempestive.

Analizoare de spectru; Detectoare de perturbaţii

DRV; Sisteme electronice de protecţie si curăţirea circuitelor de alimentare.

În funcţionarea reţelelor electrice tensiune reprezintă un parametru variabil în timp şi spaţiu. Variaţia în spaţiu se datorează în principal căderilor de tensiune pe linii şi transformatoare. Variaţia în timp a tensiunii se datorează modificării circulaţiilor de puteri şi/sau a configuraţiei schemei electrice de alimentare. Variaţiile de tensiune în funcţie de viteza de variaţie, se clasifica în :

• Variaţii lente sau abateri de tensiune, având viteza de variaţie sub 1%/sec; • Variaţii rapide sau fluctuaţii de tensiune, având viteza de variaţie peste 1%/sec. Abaterea de tensiune într-un anumit punct a reţelei, în procente din tensiunea nominală se estimează cu relaţia:

∆UU U

US n

n=

−100 , in % (7.1)

unde:

U s - este tensiunea de serviciu a reţelei în Volţi; U n - tensiunea nominala a reţelei în Volţi.


4

Considerând variaţia în timp a tensiunii de serviciu în punctul de reţea analizat, abaterea medie a tensiunii faţă de valoarea nominala într-un interval de timp T se defineşte ca fiind:

∆ ∆UT

U t dtT

Us t UnUn

U

= =−

= −

∫∫1

100100

100

1 10000

( ) .( )

.

( ).

ττ

, in %.

unde:

∆U t( ) reprezintă abaterea de tensiune fata de valoarea nominală, în punctul analizat; Us t( ) tensiunea de serviciu, la momentul t, în punctul considerat; U nivelul mediu de tensiune, pe intervalul considerat τ .

Valori normate ale variaţiilor de tensiune: Variaţii ale tensiunii de cca (5-10) % in jurul valorii nominale, având o periodicitate de cel puţin câteva minute (5 …30 minute) pot afecta regimul normal de exploatare atât în instalaţiile furnizorului cit si in cele ale consumatorului. Conform CEI, pentru punctele de racord din mediul industrial, se recomanda următoarele niveluri de compatibilitate privind abaterile tensiunii fata de valoarea nominala:

• ± 8 % pentru instalaţii de clasa 1; • ± 10 % pentru instalaţii de clasa 2; • ± 10%…± 15% pentru instalaţii de clasa 3.

In regim normal de funcţionare, în majoritatea ţărilor se admit abateri de ± 10%. Unele tari, admit abateri de tensiune diferite in domeniul (+) si domeniul (-). In regim de avarie se admit abateri de tensiune de cca ± 15%. In România, conform STAS 930/89, abaterile procentuale admisibile ale tensiunii de serviciu in punctele de livrare, pentru reţelele a căror tensiune nominala se afla sub 220 kV nu trebuie sa depăşească ± 10%. Indicatori pentru fluctuaţii de tensiune: Fluctuaţiile de tensiune se descriu ca o serie de variaţii ale valorii efective ori ale valorii de vârf ale undei de tensiune intre doua niveluri adiacente sau a o serie de variaţii ciclice ale înfăşurătoarei undei de tensiune pe o anumita perioada de timp. Amplitudinea lor nu depăşeşte în mod normal domeniul ± 10%.

Indicatori pentru aprecierea nesimetriei în alimentare cu energie electrica: Aprecierea nesimetriei se face prin intermediul următorilor coeficienţi [PE143/94, RENEL]:


5

• Coeficient de disimetrie, UU

2

1;

• Coeficient de asimetrie, UU

0

1;

Unde: U U U0 1 2, , reprezintă valoarea efectiva de secvenţă homopolară, direct şi inversă a undei de tensiune.

In România, coeficientul de disimetrie maxim admis este de 2% pentru reţelele de joasă şi medie tensiune şi de 1% pentru reţelele de înaltă tensiune.

7.2. ANALIZA REGIMULUI DEFORMANT În sistemele electrice se pot întâlni următoarele tipuri fundamentale de distorsiune armonică:

• Armonici; • Componente continue; • Interarmonici; • Goluri de comutaţie; • Zgomote.

Regim deformant se defineşte ca fiind regimul permanent de funcţionare al reţelelor electroenergetice de tensiune alternativă în care undele de tensiune şi de curent sunt periodice şi cel puţin una din ele nu este sinusoidală [PE 143/94]. Element deformant , este un echipament care produce sau amplifică semnale armonice. Elementele deformante se clasifică în:

• Elemente deformante de categoria I-a: sunt elemente de circuit, care alimentate cu semnale riguros sinusoidale produc fenomene deformante;

• Elemente deformante de categoria II-a: sunt elemente de circuit care nu dau naştere la regim deformant dar care alimentate cu semnale nesinusoidale amplifică deformaţia existentă (elemente reactive care formează circuite oscilante a căror frecvenţă poate coincide cu frecvenţele curenţilor armonici produşi de elementele deformante de categoria I-a).

Consumator deformant este consumatorul care conţine elemente care generează în punctul de delimitare regim deformant. 7.3. ANALIZĂ ARMONICĂ Este operaţia de descompunere a unei oscilaţii periodice date în oscilaţii armonice ale căror frecvenţe proprii sunt multipli întregi ai frecvenţei fundamentale. Matematicianul francez Joseph Fourier a demonstrat că dacă o funcţie (t) îndeplineşte condiţiile Dirichlet (funcţia este mărginită, are un număr finit de discontinuităţi de prima speţă şi este monotonă pe porţiuni) atunci funcţia se poate exprima prin sume de semnale, numite serii Fourier:

• Forma dezvoltată:


6

∑∞

=

ω+ω+=1n

nn0 )}tnsin(b)tncos(a{C)t(f (7.2)

• Forma restrânsă:

∑∞

=

α+ω+=1n

nn0 )tnsin(cC)t(f (7.3)

• Forma în complex:

∑∑∞

−∞=

ω∞

=

ω−−

ω =++=n

tjnn

1n

tjnn

tjnn0 eC}eCeC{C)t(f , (7.4)

unde:

2jbaC nn

n−= se numeşte amplitudine spectrală complexă;

2a

C 00 = , reprezintă componenta continuă;

2n

2nn bac += , reprezintă amplitudinea armonicii de rang n;

n

nn b

aarctg=α , este faza iniţială a armonicii de rangul n.

Observaţii:

o Daca n=1, se spune ca avem armonica 1 sau armonica fundamentală; o Rangul unei armonici se mai cunoaşte şi sub denumirea de ordinul armonicii. o Funcţii particulare:

Funcţia pară: are graficul simetric faţă de axa ordonatelor, satisfăcând condiţia:

)tT(f)t(fsau

)t(f)t(f

−=

=− (7.5)

Pentru astfel de funcţii, bn =0 şi se obţine:

∑∞

=

ω+=1n

n0 tncosaC)t(f (7.6)

Funcţia impară: are graficul simetric faţă de originea axelor; pentru o astfel de funcţie avem condiţiile:


7

)tT(f)t(fsau

)t(f)t(f

−−=

−=− (7.7)

Pentru astfel de funcţii se obţine:

∑∞

=

ω=1n

n tnsinb)t(f (7.8)

Funcţia alternativ simetrică conţine numai armonici impare şi îndeplineşte condiţia:

)t(f)2Tt(f −=+ (7.9)

Are forma descompusă în armonici:

∑∞

=++ ω++ω+=

0k1k21k2 ]t)1k2sin(bt)1k2cos(a[)t(f (7.10)

ECUAŢIILE DE ANALIZĂ: Cunoscând funcţia f(t), se calculează:

∫

∫

ω=

=

T

0n

T

00

dt)tncos()t(fT2a

dt)t(fT1a

(7.11)

∫

∫

ω−=

ω=

T

0

tjnn

T

0n

dte)t(fT1C

dt)tnsin()t(fT2b

unde: f(t) este funcţia dată sub formă analitică; T este perioada funcţiei analizate. C0 este valoarea medie pe o perioada a funcţiei f(t).


8

7.4. REPREZENTAREA ARMONICILOR COMPONENTE ALE UNEI UNDE

Reprezentarea individuală a armonicilor componente ale unei unde se poate face:

• In procente din componenta fundamentală, figura ; • In procente din valoarea efectivă totală a undei deformate, figura .

20%

40%

60%

80%

100%

50 A = 100 %

43 A= 86 %

29 A = 58 %

18 A = 36 %

10 A = 20 %

3 A = 6 %

n1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

% din fundmn.

Figura 7.1

20%

40%

60%

80%

100%

n1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

50 A = 66,7 %

43 A = 57,3 %

29 A = 38,7 %

18 A = 24 %10 A = 13,3 %

3 A = 4 %

75 A = 100 %

% din val.ef. totala

Figura 7.2


9

7.5. CONTRIBUŢIA FUNDAMENTALEI SI CONTRIBUŢIA ARMONICILOR

50 A

43 A

29 A

18

10 A

3 A

n1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

I - valoare efectiva

10

20

30

40

50

A Contributia fundamentalei

Contributia armonicilor

Figura 7.3 Contribuţia fundamentalei, în valoare efectivă se defineşte:

121ef1 III == (7.12)

Contribuţia armonicilor, in valoare efectivă:

2n

25

24

23

22nef I...IIIII ++++= (7.13)

Daca se aplica relaţiile (7.12) si (7.13) la figura se obţine:

A88,55IA75IA50I

nef

ef

ef1

===


10

FORME DE UNDĂ ŞI SPECTRUL DE FRECVENŢĂ ELEMENTE DEFORMANTE DE CATEGORIA I– CAZURI PRACTICE

CONVERTOR CU SASE PULSURIHarmonic source current waveform

0 180 360 540 720

Angle in Degrees

150

100

50

0

-50

-100

-150

M

ag in

%

0 4 8 12 16 20 24 28 32 36 40

Harmonic

100

80

60

40

20

0

M

ag in

%

Figura 7.4

Convertor cu 6 pulsuri Spectrul unui convertor cu 6 pulsuri

Ordinul armonicii, n Amplitudinea în % din fundamentală

Unghiul de defazaj, în grade

1 100 0 5 18 180 7 12 0 11 6 180 13 4 0 17 2 180 19 1 0 23 1 180 25 1 0 31 1 180 35 0 0 37 0 180


11

CONVERTOR CU 12 PULSURIHarmonic source current waveform

0 180 360 540 720

Angle in Degrees

150

100

50

0

-50

-100

-150

M

ag in

%

0 4 8 12 16 20 24 28 32 36 40

Harmonic

100

80

60

40

20

0

M

ag in

%

Figura 7.5

Forma de unda şi spectrul unui convertor cu 12 pulsuri Spectrul unui convertor cu 12 pulsuri



1 100 0 5 2 180 7 1 0 11 6 180 13 4 0 17 2 180 19 1 0 23 1 180 25 1 0 29 1 180 31 1 0 35 0 180 37 0 0


12

CURBA DE MAGNETIZARE - TRANSFORMATOR DE PUTERE

Harmonic source current waveform

0 180 360 540 720

Angle in Degrees

150

100

50

0

-50

-100

-150

M

ag in

%

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Harmonic

100

80

60

40

20

0

M

ag in

%

Figura 7.6

Forma de undă şi spectrul curbei de magnetizare a unui transformator de putere saturat Spectrul de frecvenţă a curbei de magnetizare a unui transformator de putere saturat



1 100 0 3 50 0 5 20 0 7 5 0 9 3 0


13

CUPTOR CU ARC ELECTRICHarmonic source current waveform

0 180 360 540 720

Angle in Degrees

150

100

50

0

-50

-100

-150

M

ag in

%

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Harmonic

100

80

60

40

20

0

M

ag in

%

Figura 7.7

Forma de undă şi spectrul de frecvenţă a unui cuptor cu arc electric

Spectrul de frecvenţe a unui cuptor cu arc electric



1 100 0 3 29 0 5 8 0 7 3 0 9 2 0


14

ILUMINAT FLUORESCENT


0 180 360 540 720

Angle in Degrees

150

100

50

0

-50

-100

-150

M

ag in

%

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Harmonic

100

80

60

40

20

0

M

ag in

%

Figura 7.8

Forma de undă şi spectrul de frecvenţe - iluminat fluorescent

Spectrul de frecvenţe - iluminat fluorescent


Unghiul de defazaj, în

grade 1 100 0 3 18 0 5 5 0 7 2 0 9 1 0


15

CONVERTIZOR CU TIRISTOAREHarmonic source current waveform

0 180 360 540 720

Angle in Degrees

150

100

50

0

-50

-100

-150

M

ag in

%

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50

Harmonic

100

80

60

40

20

0

M

ag in

%

Figura 7.9

Forma de undă şi spectrul de frecvenţă – convertizor cu tiristor

CONVERTIZOR CU 6 PULSURIHarmonic source current waveform

0 180 360 540 720

Angle in Degrees

150

100

50

0

-50

-100

-150

M

ag in

%

0 3 6 9 12 15 18 21 24 27 30

Harmonic

100

80

60

40

20

0

M

ag in

%

Figura 7.10

Forma de undă şi spectrul de frecvenţă – convertizor de frecvenţă variabila (6 pulsuri)


16

CONVERTIZOR CU 12 PULSURI


0 180 360 540 720

Angle in Degrees

150

100

50

0

-50

-100

-150

M

ag in

%

0 4 8 12 16 20 24 28 32 36 40

Harmonic

100

80

60

40

20

0

M

ag in

%

Figura 7.11

Forma de undă şi spectrul de frecvenţă – convertizor de frecvenţă variabila (12 pulsuri)

7.6. COMPONENTE SIMETRICE ŞI ARMONICI După cum se ştie în anul 1918 C.L. Fortescue a introdus noţiunea de componente simetrice în cadrul unui şedinţe a AIEE.. Cu această ocazie Fortescue a demonstrat că un sistem de n fazori nesimetrici /dezechilibraţi se descompune în n sisteme de fazori simetrici / echilibraţi. Astăzi, metoda componentelor simetrice este larg utilizată în analiza sistemelor electrice dezechilibrate.

Conform acestei metode şi a principiului superpoziţiei, se demonstrează că orice sistem trifazat de fazori se poate înlocui cu trei sisteme trifazate simetrice: două sisteme trifazate simetrice, dar cu sensuri opozite de rotaţie şi un sistem trifazat homopolar (de secvenţă zero). Metoda componentelor simetrice consta in reducerea unui sistem trifazat nesimetric la trei sisteme, trifazate simetrice, figura 7.4: un sistem de secvenţă directă, format dintr-un sistem de trei fazori egali în mărime, defazaţi la 120º în sensul negativ trigonometric, sau sensul orar; un sistem de secvenţă inversă (sau secvenţă negativă) format dintr-un sistem de trei fazori egali în mărime, defazaţi la 120º în sensul pozitiv trigonometric, sau sensul antiorar; un sistem de secvenţă homopolară (sau secvenţă zero) format dintr-un sistem de trei fazori egali în mărime şi în fază.


17

Aceste reprezentări se pot aplica la orice sistem trifazat de mărimi.

Figure 7.12 Sistemul de componente simetrice:

a : Sistemul de secvenţa pozitivă; b: Sistemul de secvenţa negativă; c: Sistemul de secvenţă

homopolară/zero

Pentru un sistem trifazat de mărimi se poate scrie următorul sistem de relaţii:

A A A A

A A A A

A A A A

R R R R

S S S S

T T T T

= + +

= + +

= + +

1 2 0

1 2 0

1 2 0

(7.14)

la care se mai adaugă următoarele restricţii:

A A e

A A e

A A e

A A e

A A A

S Rj

S Rj

T Rj

T Rj

R S T

1 1120

2 2120

1 1120

2 2120

0 0 0

=

=

=

=

= =

−

− (7.15)

unde s-a folosit indicile 1,2 şi 0 pentru secvenţa pozitivă, negativă şi zero.


18

Figura 7.13 Descompunerea unui sistem trifazat nesimetric în sistemele de secvenţă.

Daca se alege faza A ca şi origine de fază, atunci se poate scrie:

şi:

V = V + V + Va 0 1 2 V = V + a V + aVb 0

21 2 (7.16)

V = V + aV + a Vc 0 12

2

V V V V0 a b c= 13

( + + )

V = 13

(V + aV + a V )1 a b2

c (7.17)


19

In relaţiile (7.16 – 7.17) faza A este considerată fază de referinţă. Metoda componentelor simetrice reprezintă o transformare de coordonate, o trecere din sistemul de referinţa al fazelor la sistemul de referinţă al componentelor simetrice. Fizic, aceasta înseamnă o trecere din sistemul fazelor A, B şi C în sistemul direct (1), invers (2) şi homopolar (0). Din punct de vedere geometric, transformarea înseamnă o trecere din sistemul de coordonate al fazelor A, B si C în sistemul de coordonate al componentelor simetrice, fiecare sistem având alte caracteristici simetrice. Algebric, transformarea reprezintă o transformare liniară de ecuaţii.

Trebuie să se înţeleagă că dacă o componenta simetrica exista într-o faza, atunci ea există în toate fazele sistemului în studiu.

Definind secvenţele de mai sus, se poate identifica:

• Armonicile de secvenţă pozitivă; • Armonicile de secvenţă negativă; • Armonicile de secvenţă zero.

În tabelul 7.2 se indică identificarea secvenţelor pentru componentele armonice.

Tabelul 7.2

Rangul armonicii Secvenţa: 1 + 2 - 3 0 4 + 5 - 6 0 7 + 8 - 9 0

3n+1 + 3n-1 - 3n 0

V = 13

(V + a V + aV )2 a2

b c


20

Conform tabelului de mai sus, armonicile multiplu de 3 (3n) sunt de secvenţă zero (0). Aceasta face ca, în cazul reţelelor electrice cu patru conductoare (în special reţelele electrice de distribuţie de joasă tensiune în care o pondere însemnată o au sistemele de calcul şi instalaţiile de iluminat cu descărcări în gaze şi vapori metalici – consumatori deformanţi de gradul I) să apară o supraîncărcare a circuitului de nul, chiar şi pentru sistemele echilibrate. Trebuie să menţionăm că, în cazul reţelelor electrice ce conţin surse de armonici, dimensionarea conductelor electrice trebuie să se facă în funcţie de valoarea totala efectivă a curenţilor (true RMS current value), adică cu considerarea aportului la curent a tuturor armonicilor prezente în circuit. O distribuţie a armonicilor de curent este dată in tabelul 7.3.

Tabelul 7.3

Tipul sarcinii electrice

Conductor Sistem trifazat cu trei conductoare

Sistem trifazat cu patru conductoare

De fază Impare de secvenţă pozitivă şi secvenţă negativă

Impare de secvenţă pozitivă şi secvenţă negativă

Trifazat echilibrat

Cond.neutru N/A Nu este curent De fază Impare de secvenţă

pozitivă, negativă şi zero

Impare de secvenţă pozitivă, negativă şi zero

Monofazat echilibrat

Cond.neutru N/A Curentul de secvenţă zero

De fază Impare de secvenţă pozitivă, negativă şi zero

Impare de secvenţă pozitivă, negativă şi zero

Monofazat dezechilibrat

Cond.neutru N/A Curentul de secvenţă zero la care se mai adaugă curentul rezidual de dezechilibru de secvenţă pozitivă şi negativă

7.7. EFECTELE ARMONICILOR IN REŢELELE DE PUTERE Prezenţa armonicilor în reţea au o influenţă negativă asupra performanţelor reţelei, modului de funcţionare a echipamentelor electrice de putere, măsură şi protecţie. Efectele poluării armonice se clasifică în:

• Efecte tehnice:


21

• Efecte economice. EFECTE TEHNICE:

• Supraîncărcarea electrică a căilor de curent (datorită creşterii valorii efective a curentului ca urmare a contribuţiei armonicilor de curent);

• Solicitări suplimentare a izolaţiei electrice ca urmare a fenomenelor de supratensiune (în special datorită fenomenelor de rezonanţă);

• Creşterea pierderilor de putere în elementele de reţea (pierderi în materialul conductor, în materialele magnetice şi în dielectric);

• Funcţionarea eronata a aparatelor de măsură, protecţie, comunicaţii, etc.; • Interferenţe cu aparatele de comunicaţii.

EFECTE ECONOMICE

• Creşterea cheltuielilor totale de exploatare şi întreţinere a reţelei; • Majorarea investiţiilor;

7.8. INDICATORI PENTRU APRECIEREA FORMEI NESINUSOIDALE A TENSIUNII /CURENTULUI (REGIMUL DEFORMANT):

Regimul deformant se defineşte ca fiind regimul permanent de funcţionare a reţelelor electrice de tensiune alternativa în care undele de tensiune si de curent sunt periodice şi cel puţin una din ele nu este sinusoidala, PE143/94. In România, nivelurile limită ale distorsiunii tensiunii sunt precizate de normativul PE 143/94, RENEL. Se limitează pe armonici valorile maxime procentuale atât ale armonicilor de tensiune cât şi de curent. In funcţie de raportul dintre curentul de scurtcircuit şi de sarcina la punctul de analiza se impune valoarea maxima a coeficientului de distorsiune THD. Parametrii ce caracterizează regimul deformant sunt:

Coeficientul de distorsiune al undei de tensiunii:

δUU

U

jj

==∑ 2

2

40

1100. , in % (7.18)

unde: U j este valoarea armonicii de tensiune de ordinul j;

U1 este valoarea tensiunii de frecventa fundamentala. U1

Coeficientul de distorsiune al undei de curent:


22

δII

I

jj

==∑ 2

2

40

1

100. (7.19)

unde: I j este valoarea armonicii de curent de ordinul j;

I1 este valoarea curentului de frecventa fundamentala. I1

Legislaţia cu privire la armonici a suferit o serie de modificări în timp atât în Comunitatea Statelor Europene cât şi în USA. Organismele Europene recomandă nivelurile de compatibilitate pentru regimul deformant prin diferite acte normative cum ar fi: Standarde Europene (EN), recomandări CEI, UNIPEDE precum şi ale grupului de lucru Nr. 36 al CIGRE. Astfel, recomandările CEI cu privire la distorsiunea armonica totală THD sunt date în funcţie de caracteristicile mediului electromagnetic, după cum urmează:

Tabelul 7.4

Instalaţii din clasa 1: Instalaţii din clasa 2: Instalaţii din clasa 3: THD < 5% THD < 8% THD < 10%

CEI defineşte următoarele clase de mediu electromagnetic: • Clasa 1: se aplica reţelelor de joasa tensiune protejate şi cu echipamente sensibile la

perturbaţii; nivelurile de compatibilitate sunt mai mici decât pentru reţelele publice; • Clasa 2: se aplica în general pentru puncte de racordare situate în mediu industrial;

nivelurile de compatibilitate sunt identice ce cele corespunzătoare reţelelor publice; • Clasa 3: se aplica numai pentru punctele de racord la joasa şi medie tensiune din

mediul industrial; pentru anumite tipuri de perturbaţii, nivelurile de compatibilitate sunt superioare celor din clasa 2.

In România nivelurile limita admisibile ale distorsiunii tensiunii in punctul de delimitare sunt corelate cu normele CEI pentru instalaţiile din clasa 2 de mediu electromagnetic şi sunt sintetizate în cadrul normativului PE143/94:

Nivelurile limita de compatibilitate pentru armonicile de tensiune, PE143/94

Tabelul 7.5

Armonici impare nemultiplu de 3:

Armonici impare multiplu de 3

Armonici pare

Armonici de tensiune



Rang

jt - mt it

Rang

jt mt

Rang

jt mt

5 6 3 3 5 2 2 2 1.5


23

7 5 2 9 1.5 1 4 1 1

11 3.5 1.5 15 0.3 0.3 6 0.5 0.5

13 3 1.5 21 0.2 0.2 8 0.5 0.2

17 2 1 >21 0.2 0.2 10 0.5 0.2

19 1.5 1 12 0.2 0.2

23 1.5 0.7 >12 0.2 0.2

25 1.5 0.7

>25 *) **)

*)

0 2 1325

. . *+h

**)

0 2 0525

. . *+h

Nivelurile limita de compatibilitate pentru armonicile de curent la consumatori, PE143/94

Tabelul 7.6

Rangul armonicilor impare:

Isc/Is *):

N<11 11 <N< 17 17 < N <23 23< N < 35 N > 35

Coeficientul de

distorsiune %:

<20 4 2 1.5 0.6 0.3 5 20 - 150 7 3.5 2.5 1 0.5 8 50 - 100 10 4.5 4 1.5 0.7 12

100 - 1000 12 5.5 5 2 1 15 > 1000 15 7 6 2.5 1.4 20

*) : Isc este curentul de scurtcircuit in punctul de delimitare intre consumator şi SEN; Is este curentul nominal la frecventa fundamentala, corespunzător sarcinii conectate.


24

7.9 STUDIU DE CAZ 7.9.1 MĂSURĂTORI ENERGETICE. DESCRIEREA SISTEMULUI DE MĂSURĂ

În scopul prezentării modului practic de efectuare a unei analize armonice în cadrul unei întreprinderi industriale, autorul v-a prezenta un studiu concret efectuat de către autor. Societatea Comerciala SC X S.A. a constatat că sistemul de alimentare cu energie electrica pe partea de joasa tensiune 0.4 kV prezintă fluctuaţii de tensiune şi supra încărcări electrice temporare, situaţii ce au condus la deconectări ale sistemului de alimentare.

In acest sens, autorul a efectuat o serie de măsurători de tensiune şi curenţi la transformatoarele din postul de transformare şi la plecările pe magistrale la S.C. X SA.

In vederea efectuării măsurătorilor energetice s-a utilizat un echipament specializat, bazat pe tehnică de calcul, powermeter PM295 produs al firmei SATEC din Izrael. Sistemul PM295 a fost conectat printr-un soft specializat la un laptop – pentru colectarea datelor de măsură. In acest fel s-au efectuat măsurători simultane pe cele trei faze de tensiuni, curenţi, puteri active, reactive, totala, frecvenţă şi s-a efectuat o analiza armonică.

PUNCTELE DE MĂSURĂ ŞI MONITORIZARE

Măsurătorile s-au efectuat în punctele stabilite de comun acord cu Societatea Comerciala X SA., după cum urmează:

• In postul de transformare pe plecarea principala din TRAFO, pe partea de 0.4 kV; • Pe magistralele de plecare ce alimentează consumatorii deformanţi; • În postul de transformare, la al doilea transformator, pe plecarea principala a

acestuia; • Pe una din magistralele principale.

S-au efectuat următoarele măsurători:

• Tensiunea pe fiecare fază; • Curenţii pe fază; • Puterile active pe faze; • Puterile reactive pe faze; • Puterile aparente pe faze; • Factorul de putere pe fiecare fază; • Puterea activa totală; • Puterea reactiva totală; • Frecvenţa.

De asemenea s-au efectuat înregistrări ale curbelor de tensiune şi curent. S-a efectuat analiza armonica a curbelor de tensiune şi curent şi s-au determinat THD (coeficientul total de distorsiune, în procente %) pentru tensiunile pe fază şi curenţi. S-a efectuat măsurarea separată a armonicii fundamentale pentru curent şi tensiune, precum şi valoarea efectiva a tensiunii şi curentului cu considerarea


25

conţinutului de armonici a acestora.

Figura 7.14

Punctele de racordare a PM295 SATEC REZULTATELE MĂSURĂTORILOR În urma instalării sistemului PM295/SATEC s-au înregistrat următoarele valori (valoare efectivă):

Mag4Mag6 Mag5

3x0.4 kV, 50 Hz

PM295

TRAFO3

Mag1Mag3 Mag2

PM295


26

MAGISTRALA 3BASE MEASUREMENTS:

1 V, in Volti 2292 V, in Volti 2323 V, in Volti 2334 I, in A 2565 I, in A 2576 I, in A 2597 P, in KW 488 P, in KW 489 P, in KW 48

10 Q, in KVAR 3011 Q, in KVAR 3012 Q, in KVAR 3113 S, in KVA 5614 S, in KVA 5715 S, in KVA 5716 PF 0.8517 PF 0.8518 PF 0.8419 P, total in KW 14420 Q, total, in KVAR 9121 FREQUENCY 50

ANALIZA ARMONICA

THD, %Val.efectivape faza

Val.efectiva,Armonica 1

VOLTAGE, L1 9.20% 231 230VOLTAGE, L2 7.7 234 233VOLTAGE, L3 7.6 234 233

CURENT, L1 33.2 254 241CURENT, L2 34.6 259 245CURENT, L3 36.10% 262 246


27




ANALIZA ARMONICA






28




ANALIZA ARMONICA

THD, in%Val.efectivape faza


VOLTAGE, L1 9.30% 231 230VOLTAGE, L2 8 234 233VOLTAGE, L3 8 235 234



29




ANALIZA ARMONICA

THD, in %Val.efectivape faza



CURENT, L1 46.1 440 400CURENT, L2 45 484 441CURENT, L3 42.90% 443 407


30

ALIMENTARE GENERALA DIN TRAFO T3BASE MEASUREMENTS:



ANALIZA ARMONICA






31

MASURATORI LA PT2:




ANALIZA ARMONICA






32

CONCLUZII Sistemul de alimentare din incinta întreprinderii S.C. X S.A este foarte poluat cu armonici superioare de curent. Acest lucru determină supra încărcări termice pe cabluri, poluare radio, poluarea comunicaţiilor prin cablu, şi în general perturbarea tuturor receptoarelor conectate la reţeaua interioara a întreprinderii studiate. Modul de funcţionarea conduce la reducerea duratei de viaţă a cablurilor şi a echipamentelor electrice, perturbaţii în sistem, funcţionarea defectuasă a aparatelor de măsură şi control. Poluarea extrem de accentuată a curenţilor determină erori mari în sistemul de măsură şi protecţie a echipamentelor din întreprindere analizată.

PT 2 GENERALBASE MEASUREMENTS:



ANALIZA ARMONICA






33

In urma măsurătorilor efectuate s-au constat următoarele:

• Nivelul de tensiuni este în general în limitele prescrise (amplitudinea tensiunii); • Încărcarea cablurilor electrice pe plecări este în general echilibrată; • Unda de tensiune este distorsionată în toate punctele măsurate. Valoarea

măsurată a lui THD (coeficientul total de distorsiune al tensiunii) este peste limita maximă admisă de 5%. Astfel, valorile THD măsurate sunt:

• 9.20 % pe plecarea Magistrala ...; • 9.60 % pe plecarea Magistrala ....; • 9.30 % pe plecarea Magistrala .....; • 8.40 % pe plecarea Magistrala .....; • 8.80 % pe plecarea generală din postul de transformare;

• Unda de curent este extrem de distorsionata. Valoarea THD pentru curent fiind mult peste limita admisa de 5%, pe toate plecările, după cum urmează: Plecări din postul de transformare pe magistrale..., tabelul 7.7:

Tabelul 7.7

Faza R, în %

Faza S, în %

Faza T, în %

Magistrala:

33.2 34.6 36.10 Mag. .. 43.8 40.4 47.2 Mag. .. 62.3 51.3 57.3 Mag. .. 46.1 45 42.9 Mag. ..

Plecarea din trafo..:

Tabelul 7.8

Faza R, în %

Faza S, în %

Faza T, în %

40.2 36.6 36.4

Forma undei de curent pe plecările din post se încadrează în limitele prescrise. Se constată o distorsionare a curentului pe faza T de 3.60 %, valoare ce se încadrează în limitele admise de PE 139/199 de 5%.

Pentru informarea cititorului, se dau forma undei de tensiune respectiv de curent.


34

Figura 7.15

Forma undei de tensiune

Figura 7.16 Forma undei de curent

Unda de tensiune

Unda de curent


35

7.10 REDUCEREA ARMONICILOR. FILTRE În scopul reducerii nivelului de armonice, exista mai multe soluţii, care se pot clasifica:

• Soluţii tehnice; • Soluţii operaţionale.

Metodologia generală în reducerea nivelului de armonici este prezentat în figura

PROIECTAREA DE FILTRESI AMPLASAREA LOR IN

RETEA

FLTRAREA ARMONICILORSI /SAU DEZVOLTAREA DE ALTE

TEHNOLOGII ACTIVE

MARIREA NUMARULUI DE FAZE A ECHIPAMENTELOR

ELECTRONICE

TRANSORM ATOARECU ROTIREA FAZEI

Figura 7.17

7.10.1 SOLUŢII TEHNICE În general soluţiile tehnice constă în utilizarea de filtre acordate combinate cu alte tehnice de reducere a nivelului de armonici. Se folosesc următoarele soluţii:

• Filtrarea armonicilor; • Instalarea de baterii de condensatoare şi filtre; • Mărirea numărului de faze a echipamentelor electronice; • Utilizarea tehnologiei Custom Power si produse Custom Power.

FILTRAREA ARMONICILOR Filtrarea armonicilor este larg utilizata în industrie si alte utilităţi. Sunt două tipuri de filtre:

• Filtre pasive, care constau din elemente pasive – rezistenţe, bobine şi condensatoare;

• Filtre active, unde filtrul constă din surse controlate de curent şi/sau tensiune.

FILTRE PASIVE Filtrele pasive, în reducerea nivelului de armonici, pot fi:

• Montate în serie, cu scopul de a mări impedanţa căii armonicilor; se mai numesc filtre serie sau de blocare, figura ;

• Montate în paralel, cu scopul şuntării armonicilor la masă, figura; Filtrele de prima categorie se numesc filtre serie, iar cele din a doua categorie filtre paralel sau şunt. Cele mai des utilizate sunt filtrele şunt /paralel.


36

L

H N

C

Filt ru serie

Sursa de armonici

Sursa de armoniciC

L

Filt ru paralel/sunt

a)

b) Figura 7.18

Filtre pentru compensarea armonicilor: a) – Filtru serie; b) – filtru paralel.

1. FILTRE PARALEL: Aceste filtre pot fi:

• Simplu acordate, figura ; • Dublu acordate, figura ; • Filtru trecere sus, figura


37

1 a. Filtru simplu acordat:

Figura 7.19 Filtru simplu acordat

Caracteristicile filtrului:

• Frecvenţa de rezonanţă:

LC21f0 π

= ()

unde: f0 este frecvenţa de rezonanţă, în Hz; L – inductivitatea bobinei, în H; C – capacitatea condensatorului. Relaţia () se mai poate scrie:

L

C10 X

Xff = ()

unde: f1 este frecvenţa fundamentala, în Hz; XL – reactanţa inductivă a bobinei, în ohmi; XC – reactanţa capacitivă a condensatorului, în ohmi.

• Factorul de calitate:

RX

RX

Q )f(C)f(L rr == ()

unde:

Q este factorul de calitate;

C

L

BT

R

1 2

R


38

R este rezistenta filtrului, în ohmi; )f(L r

X - reactanţa inductiva la frecvenţa de rezonanţă, în ohmi;

)f(L rX - reactanţa capacitivă la frecvenţa de rezonanţă, în ohmi.

• Banda de trecere, BT:

QBT 0ω

=

unde:

BT este banda de trecere; 00 f2π=ω - pulsaţia de rezonanţă;

f0 – frecvenţa de rezonanţă.

Observaţii: Valorile tipice pentru Q sunt între 20 la 150; valorile cele mai utilizate sunt în jurul de 50.

1 b. Filtru dublu rezonant:

După cum arată şi numele, un astfel de filtru are două frecvenţe de rezonanţă. Un astfel de filtru se poate utiliza în locul a două filtre simplu acordate, cum ar fi pentru armonica de ordinul 5 şi 7. Avantajele unui astfel de filtru constau în:

• Pierderile totale de putere sunt mai mici la frecvenţa fundamentală; • Există o singură bobină.

METODA GENERICĂ ÎN PROIECTAREA UNUI FILTRU PARALEL

Proiectarea unui filtru se bazează pe conţinutul de armonici – obţinut prim măsurători în teren sau simulări de reţea. Criteriul de bază în proiectarea unui filtru este alegerea corespunzătoare a valorii capacităţii condensatorului, valoare ce este determinată de factorul de putere ce se doreşte a se obţine, în PCC (Point of Common Coupling) la frecvenţa de lucru a reţelei - 50 Hz. Un punct cheie în proiectarea unui filtru este cunoaşterea conţinutului de armonici ( prim măsurători). Aceasta va determina tipul si numărul de filtre necesare. Se procedează la calculul circulaţiilor de putere în reţea. Se alege strategia în compensarea factorului de putere. Strategia în compensarea factorului de putere va conduce la cunoaşterea locului de instalare a bateriei de condensatoare, deci valoarea tensiunii la care se face compensarea puterii reactive. Se determină puterea reactivă necesară compensării factorului de putere la valoarea cerută ( 0.93 – factorul de putere neutral). Diagrama de calcul a unui filtru este prezentată in figura


39

START

CALCUL REG. PERMANENT

COMPESARE FACTORDE PUTERE

DETERMINAREA PUTERIIREACTIVE NECESARE

CALCULUL REACTANTEICAPACITIVE

ALEGEREA ORDINULUIARMONICII CE SE COMP.

SE CALCULEAZA REAC.CAP.

SE CALCULEAZA REAC. BOB.

n

la f recventa industriala de 50 Hz

SE ALEGE FACTORUL DECALITATE Q: cca 40 ...80

a

1

2

3

4

5

6

7

9

8


40

CALCULUL REZISTENTEI R

LXQ

nR =

SE VERIFICA SOLICITAREACONDENSATORULUI

SE VERIFICA SOLICITAREAINDUCTORULUI

DA

DA

SE PRINTEAZA REZULTATELE

STOP

a

10

11

12

13

GO TO 7

GO TO 8


41

7.11 UTILIZAREA PROGRAMULUI DE CALCUL EDSA HARMONICS ANALYSIS O metodă generala de analiză folosind programul EDSA Harmonic Analysis presupune parcurgerea următorilor paşi:

1. Modelarea sistemului de analizat în ECAD; 2. Se rulează / utilizează programul EDSA Harmonic Analysis; 3. Se rulează scanarea de frecvenţă (frequency scan) a reţelei în scopul determinării

frecvenţelor posibile de rezonanţă în reţeaua în studiu; 4. Se compară frecvenţele de rezonanţă proprii ale reţelei în studiu cu spectrul de frecvenţe al

sistemului ne liniar armonic existent în reţea; aceasta va da o orientare asupra frecvenţelor la care este posibil să apară rezonanţa în sistemul în studiu;

5. Se plasează corespunzător sarcinile neliniare în reţea (sursele de armonici); 6. Se rulează analiza THD pentru curenţi şi tensiuni pentru toate nodurile reţelei, analizând: 7. Forma de unda, curent respectiv tensiune; 8. Condiţii posibile de rezonanţă; 9. Nivelurile THD pentru curenţi si tensiuni; 10. Încărcarea efectivă a echipamentelor, (true RMS loading) liniilor, transformatoarelor de

putere, bateriilor de condensatoare, etc.; 11. Valorile factorului K pentru transformatoarele de putere; 12. Se aplică metodele cunoscute de reducere a armonicilor de curent, respectiv de tensiune în

sistemul studiat – aplicarea de filtre; 13. Se re analizează punctele prezentate mai sus, 1 - 11.

1 STUDIU DE CAZ Pentru a ilustra modul corect de utilizarea a programului EDSA Harmonic Analysis, se consideră următorul exemplu. Se dă reţeaua de alimentare a unor consumatori industriali. Se rulează regimul permanent si de scurtcircuit în scopul determinării regimului de lucru a dulapului de alimentare / bara TFCS1, figura 7.21


42

Pentru schema din figura 7.21 se calculează factorul de putere la bara TFCS1, figura 7.22.

Figura 7.22

În acest sens se lansează EDSA Power Factor Correction, si se creiaza fisierul TFCS1.wpf, figura 7.23. Se impune realizarea unui factor de putere la bara de 0.93. Pentru aceasta este necesara instalarea la bara TFCS1 a unei baterii de condensatoare de cca 106 KVAR, figura 7.24.

Figura 7.23


43

Figura 7.24

Figura 7.25

Se observă că prin compensarea factorului de putere la barele TFCS1 la 0.93, feederul ce alimentează bara TFCS1 se descarcă de la 944 A (figura 7.24) la 862 A (figura 7.25). Se consideră bateria de condensatoare decuplată şi se ridică caracteristica de frecvenţă a reţelei. Pentru aceasta se rulează EDSA Harmonics Analysis şi se activează programul de Scanarea de frecventa – Frequency Scaning. Se considera nodul TFCS1 în procesul de scanare.


44

Figura 7.26

Figura 7.27


45

Figura 7.26 reprezintă caracteristica de frecventa a reţelei fără bateria de condensatoare cuplată. Din figura 7.27 se constată că în cazul când bateria de condensatoare este cuplată, reţeaua prezintă o frecventa proprie de rezonanţă la frecvenţa de 400 Hz ( n=8, la frecvenţa de 50 Hz). Aceasta înseamnă că în cazul existentei unei surse de armonici în reţea, armonica de ordinul 8 a sursei armonice va fi puternic amplificată şi va putea genera supratensiuni la bornele bateriei de condensatoare provocând distrugerea acesteia. Se considera că motorul M7 este alimentat printr-un convertizor de frecvenţă variabilă, convertizor ce are spectrul de frecvenţe reprezentat in figura 7.28. Pentru aceasta, se înserează o sursa de armonici de 183.57 KVA şi un factor de putere de 0.87 la modul M7. Figura 7.28 prezintă etapele ce se parcurg pentru inserarea unei surse de armonici în reţea. Din spectrul de frecvente al convertizorului se observă că armonica de ordinul 5 (400 Hz) este dominantă, figura 7.29.

Figura 7.28

Pasul 1: Se activează sursa de armonici

Pasul 2: Se plasează sursa de armonici la M7


46

Figura 7.29

Se procedează la analiza comportării reţelei în cazul prezenţei sursei de armonici in nodul M7, pentru două situaţii distincte:

• fără bateria de condensatoare cuplată la bara TFCS1; • cu bateria de condensatoare cuplată la bara TFCS1.

Pentru aceasta se activează VTHD (Voltage Total Harmonic Distorsion Tool), şi se măsoară VTHD la bara TFCS1. Se dau rezultatele pentru cazul când bateria de condensatoare este cuplată, (cazul cel mai defavorabil), figura 7.30. Figura 7.31 reprezintă forma undei de tensiune la bara TFCS1 şi spectrul de frecvenţă a acestei unde. Se notează datele obţinute pentru tensiunea de la bara TFCS1: V1= 364 V, Vrms = 366 V, THD = 11.35 %, Vpeak = 1.387 p.u. (cu bateria de condensatoare cuplată). Se măsoară VTHD şi în celelalte noduri ale reţelei, de exemplu BARA-JT, bara 6 KV, etc., pentru cele două situaţii - cu şi fără bateria de condensatoare cuplate la bara TFCS1.


47

Figura 7.30

Pasul 1: Se alege THD

Pasul 2: Se masoara VTHD la Bara TFCS1


48

Figura 7.31

Figura 7.32


49

Se procedează la măsurarea ITHD în feederul ce alimentează bara TFCS1, figura..7.33.

Figura 7.33

Se obţine forma undei de curent prin feeder şi spectrul armonic al acesteia; se dă valoarea efectivă totală a curentului prin feeder – 784.02 A, cu aportul armonicilor. Toate datele obţinute sunt pentru cazul când bateria de condensatoare este cuplată (pentru simplificarea prezentării, se dă cazul cel mai defavorabil).

Pasul 1: Se activeaza ITHD

Pasul 2: Se masoara ITHD prin feeder


50

Figura 7.34

Prezenţa armonicilor, face ca valoarea totala efectiva a curentului prin feeder să fie de 784.20 A fata de 779.20 A cât este armonica fundamentală a curentului. Valoarea ITHD este de 11.14 %, figura.7.34. Situaţia corespunde cazului când bateria de condensatoare este cuplată la bara TFCS1. Se procedează la măsurarea ITHD şi VTHD în punctele principale din reţea. Se compară rezultatele cu cele indicate în PE 134/1999. In figura 7.35 se recomandă studiile minime ce trebuiesc efectuate în analiza armonică a unei reţele electrice industriale.


51

Figura 7.35

Studiu 1: VTHD

Studiu 2: VTHD

Studiu 3: VTHD

Studiu 4: VTHD

Studiu 5: VTHD

Studiu 6: VTHD

Studiu 7: VTHD

Studiu 8,9,10: ITHD


52

Deoarece VTHD este >5% la bara TFCS1 (PE 143/1999), se recomandă reducerea armonicilor prin utilizarea filtrelor acordate. Pentru aceasta, se va introduce un filtru acordat pe armonica 5 (400 Hz) la bara TFCS1. Se lansează programul EDSA Harmonics Analysis şi se activează „Automatic Filter Sizing”, şi se completează datele pentru dimensionarea filtrului, figura 7.36.

Figura 7.36

Se completează următoarele date în vederea dimensionării filtrului, figura 7.36:

• PCC Bus TFCS1; • PCC Branch BARA-JT2 – TFCS1 • Filter Bus TFCS1; • Desired Power Factor 93%; • Demand Factor 1 • General VTHD 5.00 %.

Prin rularea programului EDSA de dimensionare automată a filtrului se obţin următoarele valori pentru filtru: Filtru acordat pe armonica 4.3 ( 200 Hz):


53

Filtru simplu acordat, (single tuned )cu următoarele valori ale parametrilor filtrului, figura 7.37:

• R = 0.004 ; • XL = 0.070 ; • XC1 = 1.294

Filtru acordat pe armonica 6.3 ( 300 Hz),: Filtru simplu acordat, (single tuned )cu următoarele valori ale parametrilor filtrului:

• R = 0.034; • XL = 0.434; • XC1 = 17.223

Filtru acordat pe armonica 10.6 ( 500 Hz), single tuned: Single Tuned, cu următoarele valori ale parametrilor filtrului

• R = 0.288 ; • XL = 0.288 ; • XC1 = 32.318

Figura 7.37


54

Se procedează la amplasarea filtrelor la bara TFCS1 şi se reia tot procesul de analiză de la început, verificându-se din nou valorile lui VHTD şi ITHD şi se compară cu datele din PE 143/1999.

cap. 7. aspecte privind calitatea energiei electrice

Documents