aliment are

UNIVERSITATEA BACĂU

FACULTATEA DE INGINERIE

CATEDRA DE ENERGETICĂ, MECATRONICĂ ŞI

ŞTIINŢA CALCULATOARELOR

Prof. dr.ing. Gheorghe Hazi

Bacău – 2008

Introducere

Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor Pag. 2

1. Introducere

Stabilirea soluţiilor de alimentare, a regimurilor de funcţionare, a modului de

furnizare şi a condiţiilor de plată pentru consumatorii de energie electrică reprezintă o

activitate de o deosebită importanţă având în vedere faptul că orice persoană fizică sau

juridică nu-şi poate desfăşura o activitate (în condiţii normale) fără a beneficia de cel puţin o

cale de alimentare cu energie electrică.

Prin consumator final de energie electrică se înţelege persoana fizică sau juridică

care consumă energie electrică pe bază de contract şi ale cărei instalaţii electrice de utilizare

sunt conectate la instalaţia de alimentare a furnizorului prin unul sau mai multe puncte de

delimitare, prin care primeşteşi, în condiţii determinate, refurnizează energie electrică unor

subconsumatori. Unii consumatori care au centrală proprie, pot furniza energie electrică. Prin

subconsumator, care este o persoană fizică sau juridică ale cărei instalaţii electrice sunt

racordate la instalaţiile electrice ale unui consumator.

Consumatorii pot avea unul sau mai multe locuri de consum.

In legătură cu problema abordată, alimentarea cu energie electrică a consumatorilor,

se mai definescşi următoarele mărimi:

• Consumator eligibil – consumatorul acreditat de autoritatea competentǎ care

poate să aleagă furnizorulşi să contracteze direct cu acesta energia necesară şi

care are acces la reţelele de transport şi/sau distribuţie.

• Furnizor – agent economic a cărei activitate de bază este cea de furnizare a

energiei electrice către consumatori în calitate de parte contractantă în contractul

de furnizare a energieişi care are licenţă să comercializeze energie electrică.

• Instalaţie de alimentare – numită branşament la JTşi racord la MT sau IT –

instalaţia electrică prin care se face legătura între reţeaua furnizorului în punctul

de racordareşi instalaţia consumatorului în punctul de delimitare.

• Punct de delimitare – locul în care instalaţiile consumatorului se racordează la

instalaţiile furnizoruluişi în care aceasta se delimitează ca proprietate.

• Instalaţie de utilizare – ansamblul instalaţiilor electrice aparţinând

consumatorului, situate în aval de punctul de delimitare.

Introducere


• Loc de consum – amplasamentul instalaţiilor de utilizare ale unui consumator,

inclusiv ale subconsumatorilor săi, prin care se consumă energie electrică

furnizată prin una sau mai multe instalaţii de alimentare.

1.1. Categorii de consumatori de energie electrică

Potrivit reglementărilor actuale (Ordinul ANRE nr. 5/28.11.2000 – pentru aprobarea

Metodologiei privind încadrarea pe categorii a consumatorilor de energie electrică), în funcţie

de puterea contractată, consumatorii se împart în:

• mici consumatori, cu puterea contractată sub 30 kW pe loc de consum

• mici consumatori, cu puteri contractate între 30şi 100 KW pe loc de consum;

• mari consumatori, cu puteri contractate peste 100 KW pe loc de consum.

Prin putere contractată se înţelege cea mai mare putere medie cu durata de înregistrare orară

sau pe 15 minute consecutive, convenită prin contract, pe care consumatorul are dreptul să o

absoarbă în perioada de consum, pe fiecare loc de consum.

După natura consumului de energie electrică, consumatorii se împart în următoarele

categorii:

A. Consumatori casnici - la care energia este folosită pentru iluminat şi receptoare

electrocasnice necesare în propria locuinţă;

B. Agenţi economici

1. Consumatori industriali – care utilizează energia electrică în activităţi ce

presupun procese de extragere din natură a unor obiecte ale muncii care există

şi se reproduc independent de intervenţia omului, procese de prelucrare a

produse lor extrase din natură, a produselor agricole şi ale exploatării

forestiere, stufului şi pescuitului, precum şi procese de restabilire a

parametrilor tehnici şi calitativi iniţiali ai produselor industriale.

Consumatorii industriali pot fi, în funcţie de valoarea puterii contractate, mari

sau mici.

2. Servicii publice – consumatori de tip industrial care utilizează energia

electrică pentru activităţi de tip transport în comun, alimentare cu apă, gaze,

energie termică, telecomunicaţii, iluminat public etc., al căror consum este

continuu dependent de factori externi (transport urban şi interurban bazat pe

Introducere


energie electrică, captarea, tratarea şi distribuţia apei, distribuţia energiei

termice şi a apei calde, distribuţia gazelor naturale, poşta naţională, iluminat

public).

3. Consumatori agricoli – consumatori care utilizează energia electrică în scopul

creşterii plantelor şi animalelor, al întreţinerii terenurilor şi adăposturilor

destinate acestor activităţi.

4. Consumatori terţiari – consumatori din domeniul public cum ar fi:

a. Administraţia publică

b. Învăţământul

c. Apărarea naţională

d. Sănătatea şi asistenţa socială

e. Altele de acest fel

5. Consumatori temporari – consumatori care utilizează energia pentru o

perioadă de timp limitată, în scopul construirii, reparării, amenajării unor

obiective, precum şi pentru organizarea unor activităţi recreative delimitate în

timp (spectacole în aer liber, târguri, expoziţii).

C. Consumatori atipici – consumatori al căror consum de energie poate fi asimilat

consumului casnic, locurile de consum respective având însă un alt specific. Aici intră:

- părţile comune ale blocurilor de locuinţe;

- cămine de bătrâni, cămine studenţeşti, de copii orfani etc.

- chiliile mănăstireşti

- garaje personale

- sedii de partide

- leagăne de copii

- servicii turistice în pensiuni turistice şi agroturistice.

Pe de altă parte, potrivit PE-124/95, "Normativ privind stabilirea soluţiilor de

alimentare cu energie electrică a consumatorilor industriali şi similari", deci din punct de

vedere al soluţiilor de alimentare, această categorie de consumatori, se împarte în mai multe

clase în funcţie de sarcina maximă de durată absorbită în punctele de delimitare, conform

tabelului nr. 1 de mai jos:

Introducere


Tabel nr. 1.1 Clase de consumatori industriali şi similari

Clasa Sarcina maximă de durată

Momentul sarcinii

Treapta de tensiune minimă în punctul de racordare

Posibilităţi de alimentare a consumatorului

[MVA] [MVAkm] Direct la tensiunea reţelei zonale

Prin transformare

A peste 50 peste 1500 400 220* 110

- 220 110

400/110 KV 220/110 KV 110/ MT 220/MT

B 7.5-50 Maximum 1500 110 110 110/MT C 2.5-7.5 30-80 110

20 110(20) 110/MT

20/6 KV 20/0.4 KV

D 0.1-2.5 Maximum 8 Maximum 3

20 10* 6*

6*-20 20/0.4 KV 10/0.4 KV 6/0.4 KV

* tensiuni care nu se mai dezvoltă

1.2. Delimitarea instalaţiilor dintre consumator şi furnizor

O altă noţiune importantă utilizată în alimentarea consumatorilor cu energie electrică

este punctul de delimitare. Punctul de delimitare se defineşte în raport cu staţia de primire

care este prima staţie (staţie de transformare sau de conexiuni, post de transformare, tablou de

distribuţie) situată pe amplasamentul sau în vecinătatea amplasamentului unui consumator

care îndeplineşte simultan condiţiile:

a) se află pe traseul reţelelor electrice de legătură dintre furnizor şi consumator;

b) prin intermediul acesteia se realizează nemijlocit alimentarea cu energie electrică a

consumatorului;

c) tensiunea primară sau secundară din staţie este egală cu cea mai mare tensiune din

instalaţiile consumatorului.

Punctul de delimitare se va alege în raport cu staţia de primire: în amonte, în aval sau

în cadrul acesteia. El se stabileşte la un element fizic care permite realizarea efectivă a

separării instalaţiilor furnizorului şi consumatorului (cleme, borne, izolatoare trecere, cutii

terminale, etc.). Punctul de delimitare se stabileşte prin avizul de racordare, de acest lucru

ţinându-se seama la proiectarea şi execuţia instalaţiilor.

Introducere


110 kV 20 kV

La stabilirea punctului de delimitare se vor avea în vedere: • Tipul instalaţiei: de transport, de distribuţie sau de utilizare. • Limita de proprietate asupra terenurilor, evitându-se cât mai mult posibil

amplasarea instalaţiilor operatorului de reţea pe proprietatea utilizatorului. • Racordarea în perspectivă a noi utilizatori la instalaţia de racordare. Punctul de delimitare va fi stabilit astfel încât reţelele electrice amplasate pe domeniul

public să fie deţinute, de regulă, de către operatorul de reţea. Ca excepţie, cazurile particulare se rezolvă prin reglementare a autorităţii competente pentru racordare prin linie directă.

1.3. Etape în alimentarea cu energie electrică a consumatorului

Un consumator de energie electrică poate avea mai multe locuri de consum,

dispersate în teritoriu. Stabilirea soluţiilor de alimentare ca şi încheierea contractelor de

furnizare a energiei electrice se face separat pentru fiecare loc de consum.

Proiectarea, execuţia şi recepţionarea instalaţiilor de alimentare şi de utilizare a

energiei electrice, racordate la Sistemul Energetic Naţional, precum şi extinderea sau

modificarea acestora se vor efectua în conformitate cu prescripţiile, normativele şi

reglementările în vigoare.

Procedura de racordare se aplică în următoarele situaţii:

Pentru utilizatorii care solicită racordarea la reţeaua electrică a unui loc de producere

sau de consum nou;

Pentru utilizatorii care solicită modificarea instalaţiei prin care este racordat la reţea

un loc de producere sau de consum existent;

Utilizatorii la ale căror locuri de producere sau consum existente se modifică

elementele tehnice energetice ori administrative, caracteristice acestora.

LEA 110 kV

LEA 110 kV

Punct de delimitare

LES

20 k

V C

onsu

mat

or

Figura 1.1 Indicarea punctului de

delimitare

Introducere


Principalele etape în alimentarea cu energie electrică a consumatorilor sunt (HG 90

din 23 ianuarie 2008):

• Etapa preliminară de documentare şi informare a viitorului utilizator;

• Depunerea de către viitorul utilizator a cererii de racordare şi a documentaţiei

aferente pentru obţinerea avizului tehnic de racordare.

• Emiterea de către operatorul de reţea a avizului tehnic de racordare, ca ofertă de

racordare.

• Încheierea contractului de racordare între operatorul de reţea şi utilizator.

• Încheierea contractului de execuţie între operatorul de reţea şi un executant şi

realizarea instalaţiei de racordare la reţeaua electrică.

• Punerea în funcţiune a instalaţiei de racordare.

• Punerea sub tensiune a instalaţiei de utilizare.

1.3.1. Etapa preliminară de documentare şi informare a viitorului utilizator

Utilizatorul poate solicita operatorului de reţea informaţii privind condiţiile şi

posibilităţile de realizare a racordării la reţea a unui loc de producere sau de consum,

prezentând datele caracteristice ale acestuia.

La solicitarea unui utilizator operatorul de reţea oferă solicitanţilor informaţii

generale privind:

• Necesitatea obţinerii unui aviz de amplasament sau a elaborării unui studiu de

soluţie, dacă este cazul. În această situaţie se indică procedurile care se aplică,

etapele care se parcurg, documentaţia şi datele necesare.

• Posibilităţile de racordare la reţeaua proprie a instalaţiilor aferente locului de

producere sau de consum.

• Etapele procesului de racordare la reţea şi durata estimată a fiecăreia dintre

acestea, corelat cu specificul şi datele energetice ale locului de producere sau de

consum.

• Acţiunile pe care trebuie să le întreprindă utilizatorul, respectiv operatorul de

reţea, şi documentele aferente necesare, specifice fiecărei etape a procesului de

racordare.

• Tarifele în vigoare practicate de operatorul de reţea pentru emiterea avizelor

tehnice de racordare, respectiv tarifele de racordare şi temeiul legal al acestora.

Aceste informaţii se transmit solicitantului în scris, gratuit, în termen de cel mult

15 zile calendaristice de la înregistrarea cererii scrise a acestuia.

Introducere


1.3.2. Depunerea de către viitorul utilizator a cererii de racordare şi a

documentaţiei aferente pentru obţinerea avizului tehnic de racordare

Se face pentru fiecare loc de consum. Se recomandă ca obţinerea avizului de

racordare să se obţină înainte de executarea instalaţiei de utilizare. Dacă racordul solicitat

influenţează semnificativ reţeaua de transport, avizul trebuie semnat şi de către operatorul

acestei reţele.

Cererea de racordare cuprinde cel puţin următoarele informaţii:

Datele de identificare a locului de producere sau de consum, a utilizatorului şi, dacă

este cazul, a împuternicitului legal, a proiectantului de specialitate sau a furnizorului.

Tipul instalaţiilor de la locul de producere sau de consum, pentru care se solicită

racordarea: generatoare, instalaţii de distribuţie, instalaţii consumatoare etc.

Data estimată solicitată pentru punerea sub tensiune a instalaţiei de utilizare de la

locul de producere sau de consum, puterea prevăzută a fi evacuată sau consumată şi

evoluţia acesteia.

Eventuale indicaţii privind grupul de măsurare a energiei electrice sau informaţii

pentru stabilirea acestuia.

Declaraţia pe propria răspundere a solicitantului referitoare la autenticitatea datelor şi

la conformitatea cu originalul a documentelor prezentate în copie, anexate cererii.

Lista documentelor care compun documentaţia anexată.

Documentaţia anexată cuprinde:

• Avizul de amplasament in copie, dacă acesta este necesar conform

reglementărilor, pentru obiectivul sau instalaţia ce se realizează pe locul de

producere sau de consum respectiv.

• Studiul de soluţie pentru racordarea la reţeaua electrică, dacă a fost elaborat.

• Datele tehnice si energetice caracteristice locului de producere sau de consum al

utilizatorului, conform reglementărilor în vigoare la data depunerii cererii de

racordare, aprobate de autoritatea competentă.

• Certificatul de urbanism în termen de valabilitate, în copie.

• Planul de situaţie la scară, cu amplasarea în zonă a locului de producere/consum,

vizat de emitentul certificatului de urbanism, ca anexă la acesta, pentru

construcţiile noi sau pentru construcţiile existente care se modifică, în copie.

Pentru construcţiile existente care nu se modifică este suficientă schiţa de

Introducere


amplasament, cu coordonate din care să rezulte precis poziţia locului de

producere/consum.

• Copia certificatului de înregistrare la registrul comerţului sau a altor autorizaţii

legale de funcţionare emise de autorităţile competente.

• Actul de proprietate sau orice alt înscris care atestă dreptul de folosinţă asupra

terenului, incintei ori clădirii în care se constituie locul de producere sau de

consum pentru care se solicită racordarea, în copie. În cazul spaţiilor închiriate,

este necesar şi acordul notarial al proprietarului pentru executarea de lucrări în

instalaţiile electrice.

• Autorizaţia de construire a obiectivului, în termen de valabilitate, în copie, în

situaţia în care se solicită racordarea unei organizări de şantier pentru realizarea

acestuia.

În documentaţie se specifică, după caz, cerinţele privind continuitatea alimentării în

punctul de delimitare, pentru a fi avute în vedere la stabilirea soluţiei de racordare la reţeaua

electrică.

Soluţia de racordare se stabileşte de către operatorul de reţea prin fişă de soluţie sau

studiu de soluţie, după caz, în conformitate cu prevederile reglementărilor emise de

autorităţile competente. Cheltuielile legate de elaborarea fişei de soluţie sunt incluse în tariful

de emitere a avizului tehnic de racordare. Studiul de soluţie se elaborează de către operatorul

de reţea şi se plăteşte de solicitant. Costurile pentru realizarea studiului de soluţie se stabilesc

de operatorul de reţea pe bază de deviz, respectându-se principiile liberei concurenţe.

Termenul de elaborare a unui studiu de soluţie, de la data depunerii datelor complete,

este de maximum 3 luni pentru racordarea locului de producere/consum la o reţea cu

tensiunea de 110 kV sau mai mare, respectiv de maximum o lună pentru racordarea la o reţea

de medie sau de joasă tensiune. Utilizatorul trebuie să opteze pentru una dintre variantele de

soluţie stabilite în studiu şi să îşi exprime opţiunea în scris într-un interval de maximum două

luni.

Operatorii de distribuţie şi operatorul de transport şi de sistem vor colabora pentru

avizarea studiului de soluţie şi pentru stabilirea celei mai avantajoase soluţii de racordare,

respectiv pentru emiterea avizului tehnic de racordare, în următoarele situaţii:

• În cazul locurilor de producere cu puteri instalate mai mari de 10 MW, racordate la

reţeaua electrică de distribuţie.

Introducere


• În cazul locurilor de consum racordate la reţeaua electrică de distribuţie cu

tensiunea de 110 kV.

• În cazul locurilor de producere sau de consum care se racordează pe barele de

medie tensiune sau 110 kV ale staţiilor de transformare ale operatorului de

transport şi de sistem.

1.3.3. Emiterea avizului tehnic de racordare

Se face în termen de maxim 30 de zile de la data înregistrării documentaţiei complete

(inclusiv plata tarifului pentru emiterea avizului de racordare). Dacă este cazul, la acest

termen se adaugă durata de elaborare a studiului de soluţie.

Avizul tehnic de racordare emis de către operatorul de reţea conţine condiţiile tehnico-economice de racordare la reţea, respectiv, după caz, următoarele:

• Puterea aprobată pentru racordare şi evoluţia acesteia. • Descrierea soluţiei de racordare, care include lucrările pentru realizarea racordării,

cu precizarea punctului de racordare, punctului de delimitare şi a lucrărilor ce trebuie efectuate pentru extinderea sau întărirea reţelei electrice în amonte de punctul de racordare, impuse de realizarea sau de modificarea instalaţiei de racordare respective.

• Obligaţiile solicitantului de îndeplinire a unor condiţii specifice pentru racordare; • Cerinţele de monitorizare şi de reglaj, inclusiv interfaţa cu sistemele informatice

de monitorizare, comandă şi achiziţie de date (SCADA) şi de telecomunicaţii. • Datele de înregistrare care necesită verificarea în timpul funcţionării. • Tariful de racordare. • Nivelul de continuitate a alimentării asigurat de reţeaua electrică în punctul de

delimitare. • Obligaţiile solicitantului legate de participarea sa la menţinerea siguranţei în

funcţionare a SEN şi la restaurarea funcţionării SEN după o cădere totală sau parţială a acestuia.

• Cerinţe şi condiţii specifice pentru furnizarea de servicii tehnologice de sistem către operatorul de transport şi de sistem sau către operatorii de distribuţie.

• Cerinţe privind protecţiile şi automatizările la interfaţa cu reţeaua electrică. • Obligaţia încheierii convenţiei de exploatare, la solicitarea operatorului de reţea,

pentru stabilirea sarcinilor privind exploatarea şi întreţinerea instalaţiilor, urmărirea consumului şi reducerea acestuia în situaţii excepţionale apărute în funcţionarea SEN.

• Cerinţe pentru echipamentele principale de măsurare, control, protecţie şi automatizare din instalaţiile utilizatorului.

• Cerinţe privind structura şi locul de montare ale echipamentelor de măsurare care servesc la stabilirea contravalorii serviciului de transport sau de distribuţie prestat utilizatorului de către operatorul de reţea.

• Durata de valabilitate a avizului tehnic de racordare. • Alte condiţii specifice.

Introducere


1.3.4. Încheierea contractului de racordare

Se face la cererea utilizatorului. Nu este necesar dacă nu se execută lucrări noi sau

modificări la instalaţiile existente. Utilizatorul trebuie să achite taxa de racordare calculată

astfel:

T=B+C

B - reprezintă componenta corespunzătoare instalaţiei de racordare; mărimea acesteia se

determină în funcţie de tipul reţelei, lungimea racordului/branşamentului şi puterea

aprobată, pe baza unor indici specifici reprezentând costuri medii pe unitatea de măsură (

km, kW, buc. etc.).

C - reprezintă componenta corespunzătoare recepţiei lucrărilor şi punerii sub tensiune a

instalaţiei de utilizare, stabilită pe bază de tarife.

Valoarea acestor componente este stabilită de ANRE (Ordinul 55/2008).

În anumite situaţii, utilizatorii pot suporta şi cheltuieli pentru lucrări în amonte de

punctul de racord.

Pentru încheierea contractului de racordare, utilizatorul va anexa la cerere următoarele

documente:

• Copia avizului tehnic de racordare.

• Copia certificatului de înregistrare la registrul comerţului sau alte autorizaţii legale

de funcţionare emise de autorităţile competente, dacă este cazul.

• Autorizaţia de construire a obiectivului sau, în cazul construcţiilor existente, actul

de proprietate, respectiv contractul de închiriere, în copie.

• Acordurile proprietarilor terenului, în original, autentificate de un notar public,

pentru ocuparea sau traversarea terenului, precum şi pentru exercitarea de către

operatorul de reţea a drepturilor de uz şi de servitute asupra terenurilor afectate de

instalaţia de racordare (numai în cazurile în care instalaţia de racordare este

destinată în exclusivitate racordării unui singur loc de producere sau de consum).

În cazul în care, pentru racordarea unui loc de producere sau de consum, sunt necesare

lucrări de modificare ori deviere a instalaţiilor electrice existente ale operatorului de reţea,

rezultate din avizul de amplasament, acestea se vor face de către operatorul de reţea ca titular

de investiţie, pe cheltuiala utilizatorului, conform reglementărilor ANRE, anterior încheierii

contractului de racordare. Utilizatorul răspunde de obţinerea tuturor avizelor şi acordurilor

necesare pentru deviere.

Introducere


După încheierea contractului de racordare şi în condiţiile prevăzute în acesta,

operatorul de reţea soluţionează toate problemele legate de realizarea racordării la reţeaua

electrică, respectiv asigură: proiectarea, construirea şi punerea în funcţiune a instalaţiei de

racordare, inclusiv realizarea în instalaţiile din amonte de punctul de racordare a tuturor

condiţiilor tehnice pentru asigurarea capacităţii necesare în vederea preluării consumului

suplimentar solicitat de utilizator la parametrii calitativi corespunzători normelor în vigoare.

1.3.5. Contractarea şi executarea lucrărilor, recepţionarea şi punerea în funcţiune a instalaţiilor de racordare

Pentru racordarea utilizatorilor la reţeaua electrică se execută, după caz, următoarele

categorii de lucrări:

• Lucrări de întărire a reţelei electrice în amonte de punctul de racordare, pentru

crearea condiţiilor tehnice necesare racordării unui utilizator.

• Lucrări pentru realizarea instalaţiei de racordare, respectiv a instalaţiilor cuprinse

între punctul de racordare şi punctul de delimitare;

• Lucrări pentru realizarea instalaţiilor din aval de punctul de delimitare.

Lucrările de întărire a reţelei din amonte de punctul de racord se execută, de regulă, de

către operatorul de reţea, pe cheltuiala proprie.

Lucrările pentru realizarea instalaţiei de racordare se execută de către operatorul de

reţea fiind suportate de utilizator prin taxa de racordare. Utilizatorul poate alege un executant

autorizat, caz în care tariful de racordare se recalculează. Aceste instalaţii intră în proprietatea

operatorului de reţea şi pot fi utilizate pentru racordarea altor consumatori.

Lucrările aferente instalaţiilor din aval de punctul de delimitare se execută de către

utilizator.

1.3.6. Punerea sub tensiune a instalaţiilor de utilizare

Punerea sub tensiune a instalaţiilor electrice ale utilizatorilor se face, cu respectarea

termenului prevăzut în contractul de racordare, după depunerea de către utilizator, la

operatorul de reţea, a dosarului instalaţiei de utilizare întocmit de executantul acesteia şi, după

caz, încheierea convenţiei de exploatare şi a contractului pentru transportul, distribuţia sau

furnizarea energiei electrice, cu respectarea normelor în vigoare.

Dosarul instalaţiei de utilizare cuprinde, după caz, următoarele documente:

Introducere


• Declaraţia executantului, prin care se confirmă: respectarea cerinţelor din avizul

tehnic de racordare, realizarea instalaţiei de utilizare în baza proiectului tehnic

verificat în condiţiile legii, cu respectarea normelor tehnice în vigoare la data

executării acesteia şi cu îndeplinirea condiţiilor care permit punerea ei sub

tensiune.

• Procesele-verbale care confirmă efectuarea verificărilor şi recepţiei la terminarea

lucrărilor, cu rezultate corespunzătoare, buletine de încercări şi altele asemenea.

Dosarul instalaţiei de utilizare cuprinde, după caz, şi următoarele documente:

• Schema monofilară a instalaţiei de utilizare, la nivelul necesar pentru realizarea

conducerii prin dispecer, dar cel puţin la nivel de interfaţă cu instalaţia de

racordare, staţia de conexiuni sau tabloul general, cu precizarea protecţiilor

prevăzute şi a reglajelor acestora.

• Schema de racordare la reţeaua de utilizare a surselor proprii, avizată de operatorul

de reţea.

În cazul în care operatorul de reţea a solicitat expertizarea instalaţiei de utilizare,

documentaţia tehnică va cuprinde şi rapoartele de expertiză elaborate de organisme de

expertiză sau de experţi atestaţi în condiţiile legii.

La cererea operatorului de reţea, utilizatorul are obligaţia de a comanda expertiza şi de

a suporta costul acesteia. Dacă raportul de expertiză atestă faptul că instalaţia de utilizare era

corespunzătoare sau dacă expertiza cerută este suplimentară verificărilor prevăzute de norme,

costul expertizei va fi suportat de către operatorul de reţea.

Operatorii de reţea şi deţinătorii de capacităţi energetice racordate la reţelele electrice

de interes public au obligaţia să asigure exploatarea şi mentenanţa instalaţiilor proprii în

conformitate cu normele în vigoare, numai cu personal calificat şi autorizat.

1.4. Contractarea energiei electrice

Contractele se întocmesc pe baza contractelor cadru aprobate de către ANRE.

Consumatorii eligibili pot achiziţiona simultan energie electrică prin mai multe

contracte cu furnizori concurenţialişi în acest caz vor contracta direct serviciul de

distribuţieşi/ sau transport.

După deschiderea completă a pieţei de energie electrică, consumatorii alţii decât cei

casnici şi asimilaţi acestora pot achiziţiona simultan energie electrică prin mai multe contracte

Introducere


cu furnizori concurenţiali şi în acest caz vor contracta direct serviciul de distribuţie şi/ sau

transport.

Contractul de furnizare a energiei electrice se încheie, de regulǎ, pentru fiecare loc de

consum, pe o durată convenită de ambele părţi. Dacǎ un consumator are mai multe locuri de

consum pe teritoriul unui furnizor, poate exista un singur contract. De regulă ele se încheie

pe o durată nedeterminată, cu excepţia cazurilor de alimentare provizorie sau pe perioada

unor lucrări. Contractul reglementează raporturile dintre furnizor şi consumator cu privire la

furnizarea, facturarea, plata şi condiţiile de utilizare a energiei electrice. Avizul de racordare

stă la baza contractului şi face parte integrantă din acesta. Contractul poate fi modificat,

detaliat şi completat prin acte adiţionale acceptate de ambele părţi. Energia livrată poate fi

stabilită anual, trimestrial sau lunar. Pentru consumatorii la care, prin contract, nu sunt

stabilite cantităţile de energie lunare, defalcarea pe lună a cantităţilor trimestriale se face la

propunerea consumatorilor. In lipsă, repartizarea se face uniform.

Pentru fiecare mare consumator industrial, prin contract se stabileşte puterea ce poate

fi redusă în situaţii de deficit de putere, până la limita puterii minime tehnologice.

In cazul unor instalaţii electrice noi, documentele necesare încheierii contractului vor

fi însoţite de dosarul instalaţiei electrice respective.

La încheierea unui contract pentru consumatorii casnici, aceştia trebuie să prezinte:

- actul de proprietate sau contractul de închiriere a locuinţei;

- dovada de la furnizorul de energie unde a avut ultimul domiciliu că nu are debite

restante.

Pentru încheierea contractului de furnizare a energiei electrice, consumatori

industrialişi similari trebuie să prezinte următoarele documente:

a) cererea pentru încheierea contractului de furnizare;

b) avizul de racordare;

c) actul de proprietate, contractul de închiriere sau autorizaţia de construcţie, după

caz, în copie;

d) schema electrică monofilară a instalaţiei de alimentare a consumatorului cu

indicarea punctului de delimitareşi a locului de amplasare pentru echipamentul de măsură,

caşi dosarul instalaţiei de utilizare;

In cazul noilor consumatori se vor prezentaşi actele de înfiinţare, funcţionare, în

copie.

Introducere


In contractul încheiat de marii consumatori industriali, mai precis în convenţiile de

exploatare anexe la contract, se vor menţiona obligatoriu următoarele:

a) condiţiile de corelare a mărimilor de reglaj al instalaţiilor de protecţieşi de

automatizare ale consumatorului cu cele din instalaţiile furnizorului;

b) încadrarea în limitele prescripţiilor a efectelor perturbatoare determinate de

funcţionarea receptoarelor consumatorului (fluctuaţii de tensiune, regimul deformant);

c) nivelul de siguranţă în alimentarea cu energie electrică a consumatorului

(indicatori garantaţi);

d) sursele de compensare a energiei electrice reactive cu dispozitivele de reglaj;

e) puterile absorbite la vârf.

Pe lângă contract, furnizorul şi marii consumatori vor încheia convenţii de exploatare

care să cuprindă obligaţii reciproce cu privire la exploatarea şi întreţinerea instalaţiilor

electriceşi urmărirea regimului de consum (schema normală de funcţionare, modul de

comunicare cu dispecerul furnizorului, stabilirea reglajelor la protecţii, comanda

echipamentelor de comutaţie, etc.). Convenţia de exploatare se anexează la contract şi face

parte integrantă din acesta. Ea se reactualizează ori de câte ori apar modificări ale instalaţiilor

respective, în structura organizatorică sau cu ocazia încheierii unui nou contract. Convenţii de

exploatare se pot încheiaşi cu micii consumatori de energie electrică.

In cazul consumatorilor care au echipamente şi instalaţii a căror întrerupere peste o

durată critică mai mică decât cea înscrisă în contract poate duce la explozii, incendii,

distrugeri de utilaje sau accidente umane, aceştia au obligaţia de a asigura surse proprii de

alimentare cu energie electrică a acestor instalaţii. Puterea minimă necesară în aceste situaţii

poartă denumirea de putere minimă de avarie.

In situaţii de restricţii în SEN, potrivit normelor de limitare, consumatorului i se poate

reduce puterea maximă până la puterea minimă tehnologică, care este puterea necesară

consumatorului pentru a evita pierderi de producţie prin deteriorare.

In ceea ce priveşte calitatea energiei electrice, în contractele cadru se face trimitere la normele

de calitate specifice. Astfel, pentru variaţiile de frecvenţă plaja de variaţie este de 50±0.5 Hz

95% din timp şi 50+2÷50-3 Hz 100% din timp. Pentru tensiune abaterile în punctul de

delimitare sunt de ± 10%, 95% din timp. Referitor la regimul deformant, standardul de

calitate impune pentru coeficientul de distorsiune al tensiunii δU de 8%, 95% din timp, iar

pentru coeficientul de disimetrie este de 2%, 95% din săptămână. Alte aspecte de calitate sunt

Introducere


precizate în prescpripţii specifice: PE 142 - fenomenul de fliker, PE 143 - regimul deformant

şi nesimetrii). Astfel coeficientul de distorsiune maxim pentru tensiune δU este de 8% (la

JT+MT), iar coeficientul de disimetrie maxim este de 2%. Dacă sunt consumatori nesimetrici

(racordaţi pe una sau două faze) se admite 3%.

Pentru întreruperile în alimentarea cu energie electrică, consumatorii pot cere

despăgubiri, dacă acestea se dovedesc a fi din vina furnizorului şi dacă depăşesc limitele

garantate prin contract. Pentru marii consumatori, valoarea despăgubirilor este limitată de

valoarea prejudiciului cauzat consumatorului şi de valoarea energiei livrate în medie într-o zi,

în cazul unei întreruperi pe zi. Pentru două sau mai multe întreruperi în aceeaşi zi valoarea

despăgubirilor nu va putea depăşi de două ori preţul energiei livrate în cursul unei zile medii.

De asemenea, pentru abateri ale tensiunii faţǎ de limitele stabilite, pe o duratǎ mai mare de 30

minute consecutive taxa se reduce cu o valoare stabilitǎ în contract (12.5%). Similar se

procedează în cazul abaterilor de frecvenţǎ.

Valoarea reducerilor tarifare pentru consumatorii casnici şi micii consumatori

industriali şi similari este de 1 % pentru fiecare procent de abatere în afara limitelor

prevăzute, dacă la contractare nu s-a negociat altfel. Reducerea tarifara se aplica la cererea

scrisă a consumatorului. Cererea se depune în maxim 3 zile lucrătoare de la constatarea

evenimentului de către consumator şi va fi soluţionată de furnizor în maxim 10 zile

lucrătoare. Durata pentru care se aplică reducerea tarifară se determină pe baza diagramelor

echipamentelor înregistratoare specificate în contract şi verificate metrologic. Energia

electrică consumată se determină pe baza diagramelor echipamentelor înregistratoare,

verificate metrologic, a înregistrării sistemelor de măsurare a consumului de putere şi energie,

prin tehnică de calcul sau printr-o altă metodă convenită între furnizor şi consumator.

1.5. Plata energiei electrice

Tarifele practicate în ţara noastră, în cazul consumatorilor captivi, pentru plata

energiei electrice sunt reglementate de Ordinul ANRE nr. 65 din 24.06.2008:

• Tarif binom diferenţiat (tip A) - reprezintă forma cea mai completă de facturare a

consumului de energie electrică. Acest tarif cuprinde următoarele elemente:

- taxa pentru putere în orele de vârf de sarcină;

- taxa pentru putere în restul orelor;

Introducere


- preţul pentru energie consumată în orele de vârf;

- preţul pentru energia consumată în restul orelor.

Taxa pentru putere în orele de vârf se aplică la cea mai mare putere medie pe sfert de

oră absorbită în perioada de facturare (de obicei o lună). Taxa pentru putere se aplică pentru

diferenţa dintre cea mai mare pe sfert de oră din intervalul de facturare şi valoarea similară

pentru orele de vârf. Taxa este stabilită pentru un an, dar se împarte la perioada de facturare.

Cele două componente au rolul de a acoperi cheltuielile legate de producerea, transportul şi

distribuţia energiei electrice şi să contribuie la aplatizarea curbei de sarcină prin descurajarea

agenţilor economici de a utiliza o putere mare o perioadă scurtă de timp. Taxa de putere la

orele de vârf contribuie la aplatizarea curbelor de sarcină prin nivelul ridicat al taxei la orele

de vârf.

T PT

P PT

W C W Cbdv p

vm v p

rv v r= ⋅ + − ⋅ + ⋅ + ⋅max max max( )

12 12r (1.2)

unde:

- Pvmax - puterea maximă la vârf în perioada de facturare [KW];

- Pmmax - puterea maximă absorbită în perioada de facturare [KW];

- Tvp - taxa de putere la orele de vârf [lei/KW⋅an];

- Trp - taxa de putere în restul orelor [lei/KW⋅an];

- Wv - energia consumată la orele de vârf în perioada de facturare [KWh];

- Wr - energia consumată în restul orelor în perioada de facturare [KWh];

- Cv - costul energiei la vârf, [lei/KWh];

- Cr - costul energiei în restul orelor, [lei/KWh];

Tarifele diferă la U ≥ 110 KV, 1 ≤ U < 110 KV, respectiv joasă tensiune, fiind mai

mare la tensiuni mai mici.

Valorile tarifelor sunt date în tabelul 2:

Tabelul 1.2 Valori pentru tariful binom diferenţiat, tip A

Taxa pentru putere [lei/kW/an] Taxa pentru energie [lei/kWh] Nivel tensiune Ore vârf seară Rest ore Ore vârf seară Rest ore ≥ 110 kV 1.846.908 796.080 1.844 671 1-110 kV exclusiv

2.501.640 1.049.808 1.897 690

JT (0.1- 1 kV)

4.276.428 1.839.744 2.243 816

Introducere


• Tarif binom diferenţiat (tip A33), asemănător din punct de vedere cu tariful tip A,

dar cu o detaliere a tarifelor pe ore pentru energie şi diferenţiatǎ pe 3 durate de

utilizare (micǎ, medie, mare).

gCgWnCnWvCvWrpTvPmP

vpTvPbdT ⋅+⋅+⋅+⋅−+⋅=

12)maxmax(

12max (1.3)

n – ore normale;

g – ore de gol (000-600 , mai mare sâmbăta şi duminica).

Tarifele sunt diferite pentru durata de utilizare mică, medie şi durată de utilizare

medie, consumatorul alegându-şi tariful care îi este mai favorabil.

• Tarif monom diferenţiat (tip B) - cuprinde numai componenta de energie din tariful

binom diferenţiat. El este format din preţul energiei consumate la orele de vârf şi preţul

energiei în restul orelor:

(1.4) T W C W Cmdv v r= ⋅ + ⋅ r

In acest caz, costurile Cv, Cr sunt mai mari faţă de tariful binom diferenţiat cu 20-50%.

• Tarif binom simplu (tip C) - cuprinde componenta pentru puterea contractatăşi

componenta pentru energia consumată nediferenţiate pe ore:

T PT

W Cbs contrp= ⋅ + ⋅

12 (1.5)

unde Pcontr reprezintă puterea contractată.

Dacă consumatorul depăşeşte cu peste 15% puterea contractatǎ taxa pe putere se dublează.

Această prevedere este valabilă pentru toate tarifele de tip binom (A, A33, C), cu o putere

contractată de până la 3 MW. Pentru cei cu putere contractată mai mare ca 3 MW se percep

penalităţi pentru abateri de la energia prognozată a fi consumată potrivit procedurii elaborate

de ANRE.

Tabelul 1.3 Valori pentru tariful binom diferenţiat, tip A33 (DU mică)

Taxa pentru putere [lei/kW/an] Taxa pentru energie [lei/kWh] Nivel tensiune Ore vârf Rest ore Ore vârf Ore normale Ore

gol 220 kV 454.416 197.580 1.749 871 686 ≥ 110 kV 534.360 232.332 1.909 951 749 1-110 kV exclusiv

547.572 238.080 2.110 1.051 827

JT (0.1- 1 kV)

647.232 281.412 2.853 1.421 1.119

Introducere


Tabelul 1.4

Valori pentru tariful binom diferenţiat, tip A33 (DU mijlocie) Taxa pentru putere [lei/kW/an] Taxa pentru energie [lei/kWh] Nivel

tensiune Ore vârf Rest ore Ore vârf Ore normale Ore gol

220 kV 1.136.040 493.932 1.381 688 542 ≥ 110 kV 1.335.924 580.824 1.464 729 574 1-110 kV exclusiv

1.368.924 595.176 1.563 778 613

JT (0.1- 1 kV)

1.618.092 703.524 1.971 982 773

Tabelul 1.5

Valori pentru tariful binom diferenţiat, tip A33 (DU mare) Taxa pentru putere [lei/kW/an] Taxa pentru energie [lei/kWh] Nivel

tensiune Ore vârf Rest ore Ore vârf Ore normale Ore gol

220 kV 2.396.748 1.042.068 1.116 556 438 ≥ 110 kV 2.612.148 1.135.716 1.196 596 469 1-110 kV exclusiv

2.358.456 1.025.424 1.343 669 527

JT (0.1- 1 kV)

2.448.696 1.064.652 1.776 885 696

• Tarif monom simplu (tip D) - cuprinde numai valoarea energiei.

(1.6) T Wms = ⋅C

C

Se recomandă pentru consumatorii care nu au o activitate productivă, inclusiv

consumatorii terţiari. Si acesta este diferenţiat pe nivele de tensiune.

• Tariful monom diferenţiat de zi-noapte (tip E1) - are două componente:

- componenta de zi aplicabilă pentru consumul între orele 7-22 al zilelor lucrătoare;

- componenta de noapte aplicabilă pentru consumul de energie între orele 22-7 zile

lucrătoareşi pentru zilele nelucrătoare, tariful fiind aproximativ la jumătate faţă de cel de zi.

T W C Wmd zi zi n n1 = ⋅ + ⋅ (1.7)

Introducere


Tabelul 1.6

Valori pentru tarifele tip B, C, Dşi pentru energia reactivă Tarif tip B (monom diferenţiat)

Tarif tip C (binom simplu)

Tarif tip D (monom simplu)

Tarife energie reactivă

Nivel tensiune

Ore vârf [lei/kWh]

Rest ore [lei/kWh]

Taxa putere contr. [lei/kW/an]

Taxa energie [lei/kWh]

[lei/kWh] [lei/kvarh]

≥ 110 kV 2.527 959 1.394.784 874 1.167 117 1-110 kV exclusiv

2.795 1.064 1.566.636

937 1.278 128

JT (0.1- 1 kV)

3.720 1.382 2.001.348 1196 1.668 167

• Tarif monom diferenţiat (tip E2) - este similar cu tariful E1 cu diferenţa că nu se

ţine seama de zilele de sâmbătă şi duminică.

Tabelul 1.7 Valori pentru tarifele tip E1şi E2

Tarif tip E1 [lei/kWh Tarif tip E2[lei/kWh Nivel tensiune Ore zi

7-22 Ore noapte 22-7 inclusiv vineri 22-luni 7

Ore zi 7-22

Ore noapte 22-7

≥ 110 kV 1.527 737 1.229 722 1-110 kV exclusiv

1.610 813 1.365 806

JT (0.1- 1 kV)

2.107 1.069 1.792 1.051

Pe lângă energia activă, în toate situaţiile de mai sus se adaugă taxa pentru energia

reactivă determinată cu relaţia:

(1.8) ( ) wrCWrWrT ⋅⋅−= 426.0

în care Wr reprezintă energia reactivă consumată în perioada de facturare, W energia activă

totală, iar Cwr tariful energiei reactive în [lei/kVarh].

Se remarcă că se plăteşte numai energia reactivă care o depăşeşte pe cea aferentă

factorului de putere neutral 0.92. Pentru energia reactivă aferentă unui factor de putere mediu

lunar mai mic de 0.65, tariful se majorează de 3 ori.

• Pentru consumatorii casnici se aplică un tarif diferenţiat în funcţie de cantitatea de energie consumatăşi de tariful ales.

Introducere


Tarifele pentru consumatorii casnici sunt: A. Tarife cu plata postconsum:

a) Tarif social CS: 1 22 (CS s s sT Nz C Nz C W Nz C= ⋅ ⋅ + ⋅ + − ⋅ ⋅ 23)

C

Se observă că consumul de până la 2 kWh/zi se taxează cu un tarif social Cs1, 2-3 kWh/zi cu Cs2, iar ceea ce depăşeşte cu Cs3 Tarif opţional de tip monom fără abonament, tip CD:

CD CDT W C= ⋅ b) Tarif opţional de tip monom cu abonament (rezervare), tip CR:

CR zi ZI CRT A N W C= ⋅ + ⋅ care conţine un abonament zilnic Azi [lei/zi] plătit pentru cele NZI zile din lunăşi un termen de tip monom.

e) Tarif monom diferenţiat, cu rezervare, pe două zone orare, tip CR2: 2CR ZI ZI zi zi n nT A N W C W= ⋅ + ⋅ + ⋅

în care se diferenţiază, în plus, consumul de zi cu cel de noapte, similar ca la tariful E1. f) Tarif monom diferenţiat pe trei zone orare, tip CR3:

3CR ZI ZI v v n n g gT A N W C W C W C= ⋅ + ⋅ + ⋅ + ⋅ unde intervalele de vârf, normale şi gol sunt diferite faţă de cele stabilite pentru

consumatorii industriali. g) CI - Tarife cu consum inclus ( 1)CI zi CI zi CIT Nzi A W N C= ⋅ + − ⋅ ⋅ Se plăteşte obligatoriu 1 kWh/zi , care intră în abonament. h) CTP – tarif monom cu tranşe de putere rezervată

CTP zi CTP CTPT Nzi A W C= ⋅ + ⋅

Azi depinde de tranşa de putere (0-3), (3-6) (>6) kW.

B. Tarife cu preplatǎ:

Sunt trei tarife notate cu CP, CP2, CP3, asemănătoare cu tarifele CA, CA2, CA3

valorile tarifelor fiind ceva mai mici.

La consumatorii cu tarife binome şi monome diferenţiate trebuie să fie montate

contoare speciale, de preferinţă electronice.

Echipamentele de măsurare trebuie să fie acceptate de ambele părţişi se montează, de

regulă în staţia de primire sau în apropierea acesteia. Locurile de măsură trebuie să fie

accesibile atât furnizorului cât şi consumatorului.

Introducere


Tabelul 1.8 Valori tarife consumatori casnici CS, CD, CA

Tarif social tip CS

Tarif tip monom tip CA Nivel tensiune

≤ 50 kWh [lei/kWh]

> 50 kWh [lei/kWh]

Tarif tip monom fără abonament Tip CD [lei/kWh]

Abonament [lei/zi]

[lei/kWh]

JT (0.1- 1 kV)

936 4.025 1.985 1.458 1.472

1-110 kV exclusiv

- - 1.520 1.458 1.166

Tabelul 1.9

Valori tarife consumatori casnici CA2, CA3 Tarif monom diferenţiat tip CA2

Tarif monom diferenţiat tip CA3

Nivel Tensiune

Abon. [lei/zi]

Ore zi [lei/kWh]

Ore noapte [lei/kWh]

Abonam. [lei/zi]

Ore vârf [lei/kWh]

Ore normale [lei/kWh]

Ore Gol [lei/kWh]

JT (0.1- 1 kV)

1.485 1.789 1.162 1.485 2.944 1.472 1.162

1-110 kV exclusiv

1.485 1.400 920 1.485 2.332 1.166 920

Tabelul 1.10 Zone orare pentru tarife A33, A, B

Ore vârf Luna A33 A,B

Ore gol Ore normale

Ianuarie

ZL ZN

8-10 17-22 0-6 22-17

10-17, 22-0, 6-8 17-22

Februarie

ZL ZN

8-10 17-22 0-6 22-17

10-17, 22-0, 6-8 17-22

Martie

ZL ZN

8-10 18-22 0-6 22-18

10-18, 22-0, 6-8 18-22

Aprilie

ZL ZN

19-22 0-6 22-19

22-0, 6-19 19-22

Mai

ZL ZN

20-22 0-6 22-20

22-0, 6-20 20-22

Iunie

ZL ZN

0-6 0-24

6-0

Iulie

ZL ZN

0-6 0-24

6-0

Introducere


August

ZL ZN

20-22 0-6 22-20

22-0, 6-20 20-22

Septembrie

ZL ZN

19-22 0-6 22-19

22-0, 6-19 19-22

Octombrie

ZL ZN

8-10 18-22 0-6 22-18

10-18, 22-0, 6-8 18-22

Noiembrie

ZL ZN

8-10 17-22 0-6 22-17

10-17, 22-0, 6-8 17-22

Decembrie

ZL ZN

8-10 17-22 0-6 22-17

10-17, 22-0, 6-8 17-22

Tabelul 1.11 Zone orare pentru tarife CA3, CP3

Sezon Ore vârf Ore gol Ore normale

Vară 01.04-30.09

8-9 0-8 21-0 vineri 21-luni 8

9-21

Iarnă 1.10-31.03

8-10 19-22

0-8 22-0 vineri 21-luni 8

10-19

Notă: pentru tarifele CA2, CP2, zonele orare sunt similare celor de la tariful E1.

Schimbarea tipului de tarif este permisă în următoarele cazuri:

(1) Pentru toate tipurile de consumatori: a) după douăsprezece luni calendaristice de la ultima schimbare, cu excepţia

consumatorilor casnici care optează să treacă la tarif social sau trebuie să treacă de la tarif social la un alt tarif (nedepăşirea venitului minim )

b) la apariţia unor noi tipuri de tarife, chiar dacă de la ultima schimbare nu au trecut douăsprezece luni calendaristice;

c) la desfiinţarea tarifului aplicat consumatorului.

(2) Pentru consumatorii de tip agent economic (suplimentar faţă de prevederile alineatului anterior), chiar dacă de la ultima schimbare nu au trecut douăsprezece luni calendaristice:

a) de la orice tarif de tip monom la orice tarif de tip binom; b) de la tariful binom de tip C la tariful binom de tip A sau A33; c) de la tariful binom de tip A la tariful binom de tip A33.

Toate lucrările legate de proiectarea şi execuţia instalaţiilor de utilizare trebuie să fie supravegheate de electricieni autorizaţi. Există mai multe grade de electricieni autorizaţi:

Electricienii autorizaţi pot avea următoarele tipuri de autorizaţii: a) autorizaţii de tip A pentru proiectare şi verificare proiecte;

Introducere


b) autorizaţii de tip B pentru executare şi verificare instalaţii;

c) autorizaţii pentru exploatare.

Pentru autorizaţiile de tip Aşi B se prevăd câte patru grade de competenţă: gradul I, gradul II, gradul IIIşi gradul IV

Autorizaţiile de fiecare tipşi grad conferă următoarele competenţe:

a) gradul I A, pentru proiectare de instalaţii electrice interioare, cu o putere instalată cel mult egală cu 10 kWşi la o tensiune de cel mult 1 kV;

b) gradul I B, pentru executare de lucrări de instalaţii electrice interioare, cu o putere instalată cel mult egală cu 10 kWşi la o tensiune de cel mult 1 kV;

c) gradul II A, pentru proiectare de instalaţii electrice, cu orice putere instalată tehnic realizabilă şi la o tensiune nominală de cel mult 1 kV;

d) gradul II B, pentru executare de lucrări de instalaţii electrice, cu orice putere instalată tehnic realizabilă şi la o tensiune nominală de cel mult 1 kV;

e) gradul III A, pentru proiectare şi verificare de proiecte de instalaţii electrice, cu orice putere instalată tehnic realizabilă şi la o tensiune nominală de cel mult 20 kv;

f) gradul III B, pentru executare şi verificare a lucrărilor de instalaţii electrice, cu orice putere instalată tehnic realizabilă şi la o tensiune nominală de cel mult 20 kv;

g) gradul IV A, pentru proiectare şi verificare de proiecte de instalaţii electrice, cu orice putere instalată tehnic realizabilă şi la orice tensiune nominală standardizată;

h) gradul IV B, pentru executare şi verificare a lucrărilor de instalaţii electrice, cu orice putere instalată tehnic realizabilă şi la orice tensiune nominală standardizată.

Electricianul autorizat care proiectează o instalaţie electrică poate să elaboreze individual un proiect sau să coordoneze elaborarea proiectului de către un colectiv de electricieni, care nu este obligatoriu să fie autorizaţi.

Electricianul autorizat care execută o lucrare de instalaţie electrică poate să execute individual instalaţia sau să coordoneze şi să supravegheze executarea lucrării de către o echipă de electricieni, care nu este obligatoriu să fie autorizaţi.

În scopul respectării legilor şi normelor în vigoare, operatorii economici care desfăşoară activităţi de proiectare şi executare de instalaţii electrice racordate la Sistemul Electroenergetic Naţional trebuie să deţină atestat emis de Autoritatea Naţională de Reglementare în Domeniul Energiei.

Activităţile supuse atestării sunt: a) atestat de tip A — încercări de echipamente şi instalaţii electrice; b) atestat de tip B — proiectare şi executare de instalaţii electrice interioare pentru construcţii civile şi industriale, branşamente aeriene şi subterane, la tensiunea nominală de 0,4 kV; c) atestat de tip C1A — proiectare de linii electrice, aeriene sau subterane, cu tensiuni nominale de 0,4 kV — 20 kV şi posturi de transformare cu tensiunea nominală superioară de cel mult 20 kV; d) atestat de tip C1B — proiectare de linii electrice, aeriene sau subterane, cu tensiuni nominale de 0,4 kV — 110 kV şi posturi de transformare cu tensiunea nominală superioară de cel mult 20 kV;

Introducere


e) atestat de tip C2A — executare de linii electrice, aeriene sau subterane, cu tensiuni nominale de 0,4 kV — 20 kV şi posturi de transformare cu tensiunea nominală superioară de cel mult 20 kV; f) atestat de tip C2B — executare de linii electrice, aeriene sau subterane, cu tensiuni nominale de 0,4 kV — 110 kV şi posturi de transformare cu tensiunea nominală superioară de cel mult 20 kV; g) atestat de tip D1 — proiectare de linii electrice aeriene cu tensiuni nominale de 110 kV — 400 kV, linii electrice subterane cu tensiuni nominale de 110 kV sau 220 kV; h) atestat de tip D2 — executare de linii electrice aeriene cu tensiuni nominale de 110 kV — 400 kV, linii electrice subterane cu tensiuni nominale de 110 kV sau 220 kV; i) atestat de tip E1 — proiectare de staţii electrice şi de instalaţii aparţinând părţii electrice a centralelor; j) atestat de tip E2 — executare de staţii electrice şi de lucrări la partea electrică a centralelor; k) atestat de tip F — executare de lucrări de vopsire a elementelor de susţinere a reţelelor electrice/defrişare pentru culoarul de trecere al liniilor electrice aeriene.

Determinarea sarcinilor de calcul


2. Caracteristicile consumului de putere şi energie electrică

a consumatorilor industriali şi similari

Stabilirea soluţiilor de alimentare cu energie electrică implică determinarea mai întâi a

puterii cerute de consumator. Pentru abordarea acestei probleme sunt necesare o serie de

informaţii, de volumul şi precizia acestora depinzând alegerea metodei determinare şi precizia

rezultatelor.

2.1. Sarcini şi regimuri de funcţionare ale receptoarelor

Sarcina electrică reprezintă puterea activă sau aparentă absorbită de un consumator sau

receptor.

Graficul de sarcină este curba care indică modificarea în timp a sarcinii a unor receptoare,

a unui grup de receptoare sau a unui consumator.

Regimurile de lucru ale receptoarelor se pot clasifica astfel:

• Regimuri de durată - în care receptoarele pot funcţiona un timp îndelungat fără

modificarea parametrilor de regim (temperatură conductoare, randament, etc.).

• Regimuri de scurtă durată - caracteristice sistemelor de acţionare electrică, în care

sarcina variază în timp, iar datorită perioadei scurte, temperatura nu atinge o valoare

stabilizată. După o perioadă de funcţionare sarcina revine la zero şi temperatura

conductoarelor revine la temperatura mediului.

• Regimuri intermitente - în care perioadele de sarcină alternează cu perioade de pauză,

durata unui ciclu (funcţionare+pauză) nedepăşind

10 minute. Un asemenea regim este caracterizat de

durata de funcţionare la sarcină constantă şi o

perioadă de pauză. Potrivit STAS 1893/1-87 există

o varietate de regimuri intermitente pentru

motoarele electrice. Un indicator semnificativ al

regimului intermitent este durata de acţionare,

DA: Figura 2.1

Funcţionarea în regimul intermitent



DAt

t tc

c p

=+

⋅100 [%] (2.1)

unde (vezi figura) tc este timpul de conectare, iar tp este timpul de pauză.

Puterea instalată a unui consumator este suma puterilor nominale ale tuturor receptoarelor,

fixe sau mobile, ale consumatorului respectiv.

(2.2.a) P Pinst Nii

n

==∑

1

Pentru majoritatea receptoarelor puterea nominală este înscrisă pe plăcuţa acestuia.

Pentru receptoarele în regim intermitent, puterea nominală se stabileşte cu relaţia:

P P DAN = ⋅max 100

(2.2.b)

Relaţia de mai sus se stabileşte pe baza echivalenţei energiilor calorice dezvoltate:

100

3)(3

maxmax

max

2max

2

DAPtt

tPP

sautt

tII

tIRttIR

pc

cN

pc

cN

cpcN

⋅=+

⋅=

+⋅=

⇒⋅⋅⋅=+⋅⋅⋅

(2.3)

Sarcina medie a unui grup de receptoare sau a unui consumator se defineşte astfel:

ST

S t dtmed

T

= ⋅ ⋅∫1

0

( ) (2.4)

PT

P t dtmed

T

= ⋅ ⋅∫1

0

( ) (2.5)

Sarcina maximă de durată este definită ca puterea maximă medie cerută pe un interval de

timp de o oră sau 15 minute consecutiv. De regulă puterea cerută sau contractată, Pc, este

egală cu puterea maximă activă de durată, Pmax Ea se mai numeşte şi putere maximă simultan

absorbită.

Sarcina maximă de scurtă durată (de vârf) este valoarea maximă a puterii pe o perioadă

scurtă de timp (0-10 s).

Sarcina maximă de durată este utilizată pentru dimensionarea elementelor de reţea din

punct de vedere termic şi pentru calculul pierderilor de putere maxime. Sarcina maximă de

scurtă durată este utilă pentru determinarea fluctuaţiilor de tensiune din reţea, pentru alegerea

siguranţelor fuzibile şi pentru reglajul protecţiilor.



In cazul consumatorilor pentru care nu există măsurători, puterea maximă activă de durată

se deduce din energia anuală:

PWT

an

PMmax = (2.6)

în care TPM reprezintă durata de utilizare a puterii maxime, adică durata dintr-un an în care

dacă consumatorul ar funcţiona cu Pmax ar consuma întreaga energie contractată anual. Durata

de utilizare a puterii maxime TPM are, de regulă, valori cuprinse între 2500 şi 5000 h/an.

Pentru consumatorii casnici TPM se situează în jurul valorii de 3000 h/an, cu tendinţă de

creştere spre 3500 h/an.

2.2. Indicatori ai curbelor de sarcină

Factorul de utilizare a puterii instalate Ku, se defineşte ca raportul dintre durata de

utilizare a puterii instalate şi intervalul de referinţă T (de regulă 1 an):

KTT

PPu

i me

i

= = d (2.7)

TWPi

an

inst

= (2.8)

Pentru o grupă de n receptoare, factorul de utilizare a puterii instalate, va fi:

KK P

Pu

ui insti

n

inst

=⋅

=∑

1 (2.10)

Coeficientul de cerere Kc se defineşte ca raportul dintre puterea cerută şi puterea instalată:

KP

Pcc

inst

= (2.11)

Coeficienţii de cerere se utilizează curent în calculele de proiectare pentru determinarea

puterii cerute de un consumator sau pentru dimensionarea căilor de curent. Valorile acestuia

se determină din experienţa de exploatare sau pe baza unor prescripţii.

Coeficientul de simultaneitate, Ks, pentru un grup de receptoare sau un grup de plecări de

pe o bară, se defineşte ca raportul dintre sarcina maximă (de regulă puterea activă) a grupului

şi sarcinile maxime individuale:



KP

Ps

ii

n=

=∑

max

max1

(2.12)

La determinarea puterii maxime simultan absorbite trebuie să se ţină seama ca această putere

să nu depăşească puterea medie la nivelul respectiv.

Coeficientul de maxim al puterii active, KM se defineşte ca raportul dintre puterea cerută şi

puterea medie într-o perioadă considerată de timp. În literatură se dau curbe pentru

determinarea lui KM în funcţie de coeficientul de utilizare Ku şi de numărul de receptoare.

KP

PMc

med

= (2.13)

Din relaţiile de mai sus rezultă:

(2.14) Muc KKK ⋅=

Durata de utilizare a sarcinii maxime se determină ca raport dintre energie şi puterea

maximă:

TWP

TWS

S P Q

W W

PMan

SMSan

San an Qan

=

=

= +

= ⋅ +

max

max

max max max

.

2 2

2 2103 W

(2.15)

2.3. Determinarea sarcinilor de calcul

Este o activitate de o importanţă deosebită deoarece pe baza acestui calcul se

dimensionează căile de alimentare şi se cere avizul de racordare. Valoarea maximă a puterii

maxime absorbite de un consumator va fi înscrisă în contract.

2.3.1. Consumatori publici

În normativul PE 132/2003 se dau puterile cerute pe categorii de consumatori urbani,

rurali şi cei din extravilan:

a. consumatori casnici;



b. consumatori concentraţi (mici consumatori industriali şi similari, terţiari); c. iluminat public.

Puterea cerută pe apartament are valori între 2 kW (garsonieră) pentru cazul în care apa

caldă, gătitul şi încălzirea nu se realizează pe cale electrică şi până la 8 kW (apartament cu 4-

5 camere) dacă energia electrică se utilizează şi în aceste scopuri. Evoluţia în timp a

consumului pentru următorul interval de timp (25-30 ani) se apreciază prin relaţii de forma:

(2.16) P t a tcb( ) = ⋅

În tabelul 2.1 sunt date puterile cerute pentru consumatorii urbani. În cazul în care din

chestionarul energetic sau din analiza receptoarelor electrice din dotarea consumatorului

rezultă puteri instalate mai mari decât cele din tabelul 2.1, dimensionarea instalaţiei se va face

corespunzător cu acestea.

Tabelul 2.1 Puterea activă de calcul pentru consumatorii casnici din mediul urban )

VARIANTA DE DOTARE

Nr. camerede locuit

Putere instalată

pe apartamentPi [kW]

Putere de calcul pe apartament

Pc [kW]

Var. min Var.max 1. Garsoniere 1 camera 8 2,0 2,5 2. Apartament cu 2-3 camere 12 3,0 3,5

A 3. Apartament cu 4-5 camere 20 3,5 4,0 4. Vile ≤ 5 camere 20 3,5 4,0 5. Vile > 5 camere 25 5,5 6,0 1. Garsoniere 1 camera 10 2,5 3,0 2. Apartament cu 2-3 camere 15 3,5 4,0

B 3. Apartament cu 4-5 camere 23 4,0 4,5 4. Vile ≤ 5 camere 23 4,0 4,5 5. Vile > 5 camere 28 6,5 7,0 1. Garsoniere 1 camera 13 3,0 3,5 2. Apartament cu 2-3 camere 18 4,0 4,5

C 3. Apartament cu 4-5 camere 26 4,5 5,0 4. Vile ≤ 5 camere 26 4,5 5,0 5. Vile > 5 camere 30 7,5 8,0 1. Garsoniere 1 camera 18 3,5 4,0 2. Apartament cu 2-3 camere 23 5,5 6,0

D 3. Apartament cu 4-5 camere 32 7,5 8,0 4. Vile ≤ 5 camere 32 7,5 8,0 5. Vile > 5 camere 35 8,5 9,0



Variantele de dotare A ÷ D se referă la modul de satisfacere a utilităţilor şi anume: A. - Dotare cu receptoare electrocasnice pentru iluminat, conservare hrană, audio-

vizual, activităţi gospodăreşti şi asigurarea apei calde, a încălzirii şi al gătitului

prin termoficare sau centrale proprii şi cu racord de gaze la bucătării.

B. - Idem A şi în plus asigurarea electrică a apei calde.

C. - Idem B şi în plus gătit electric.

D. - " Tot electric ", respectiv C şi în plus încălzit electric

La calculul puterii de calcul pe apartament, pentru blocurile cu mai mult de 4 (patru)

niveluri se va adăuga pe fiecare apartament 100 W/ap. care reprezintă consum mediu pe

apartament pentru utilităţi comune: iluminat scări, ascensor, hidrofor,etc.

Varianta minimă şi maximă se va alege funcţie de zona geografică şi densitatea de

consum (aglomerări urbane, zone periferice, etc.).

Puterea cerută în mediul rural este de ordinul 0.7 kW/gospodărie în sate izolate şi 2.5 în

sate dezvoltate. Şi aici se prevăd puteri mai mari în cazul utilizării energiei electrice pentru

gătit, apă caldă sau încălzire. Evoluţia în timp se apreciază cu aceeaşi relaţie, (2.16).

În tabelul 2.2 se prezintă puterile cerute pe o gospodărie.

Tabelul 2.2 Puterea activă de calcul pentru consumatorii casnici din mediul rural

Putere instalatape gospodarie

Pi [kW]

Putere de calculpe gospodarie

Pc [kW]sat izolat 4 0,7÷0,9sat dezvoltat 6 1,1÷1,6casa vacanta 5 1,1÷1,5sat izolat 5 0,9÷1,2sat dezvoltat 9 1,9÷2,5casa vacanta 7 1,5÷1,81. sat izolat 6 1,2÷1,4

I 2. sat dezvoltat 10 2,2÷2,73. casa vacanta 8 1,7÷2,01. sat izolat 7 1,4÷1,6

C II 2. sat dezvoltat 12 2,7÷3,23. casa vacanta 10 2,0÷2,21. sat izolat 9 1,8÷2,2

III 2. sat dezvoltat 14 3,2÷3,73. casa vacanta 12 2,2÷2,7

B3

B1

A1

VARIANTADE DOTARE

A2A3

B2



Variantele A, B şi C au următoarele semnificaţii: A - dotare pentru iluminat şi utilizări casnice comune

B - idem A şi în plus pentru gătit şi preparare apă caldă electric

C - idem B şi în plus încălzit spaţiu electric.

Zonele I, II şi III sunt definite în STAS 1907/80 (Instalaţii de încălzire - Calculul

necesarului de căldură) şi indicate în harta din fig.7, din cuprinsul acestuia.

Variantele B şi C se vor lua în considerare numai dacă există certitudinea că în zonă

nu există alte posibilităţi de asigurare a combustibilului decât energia electrică.

În cazul în care din chestionarul energetic sau din analiza receptoarelor electrice din

dotarea consumatorului rezultă puteri instalate mai mari decât cele din tabelul 2.2,

dimensionarea instalaţiei se va face corespunzător cu acestea.

Minimul şi maximul de la Pc se va alege funcţie de zona geografică şi densitatea de

consum.

În zonele în care se află construcţii tip “case de vacanţă” în număr mare, acestea se

pot asimila cu zone urbane de vile.

Pentru consumatori concentraţi alimentaţi din reţeaua publică se recomandă utilizarea

puterilor cerute de aceştia. In normativ se dau valori orientative, de obicei pe unitatea de

suprafaţă, pentru diferiţi consumatori terţiari (şcoli, magazine, hoteluri, spitale, etc.). Valorile

pentru mediul urban sunt arătate în tabelul 2.3, iar pentru mediul rural în tabelul 2.4.

Tabelul 2.3 Puterea activă de calcul pentru consumatorii edilitari, social-cultural,

din mediul urban

Putere instalată orientativă

Destinaţia consumatorului specifică totală

Coeficientde utilizare

ku Nr. crt.

U. M. valoare kW 0 1 2 3 4 5

1 Magazine, spaţii comerciale, servicii (inclusiv reclame) W/m2 75 ÷100 - 0,80

- fără restaurante kW/cam 1 - 0,70 kW/cam 1 0,90 2 Hoteluri - cu restaurante

kW +15÷100 -

3 Sedii administrative, politice, economice, etc. W/m2 120 ÷ 200 - 0.90

4 Policlinici - - 20 ÷ 140 0,65



5 Spitale, clinici, sanatorii W/pat 500 ÷ 1000 - 0,70

6 Creşe, grădiniţe, cămine W/m2 20 ÷ 50 - 0,75

7 Şcoli generale, licee W/m2 20 ÷ 50 - 0,75

8 Facultăţi, institute de învăţământ superior W/m2 50 ÷ 75 - 0,80

9 Teatre, filarmonici, muzee, săli de expoziţie, etc W/m2 50 ÷ 75 - 0,60 ÷ 0,75

10 Cinematografe - - 50 ÷ 70 0,70 11 Puncte termice - - 80 ÷ 120 0,85

NOTĂ:

1. Consumurile indicate reprezintă valori orientative şi vor fi utilizate acolo unde nu se cunosc alte date pentru studii de ansamblu pentru zone urbane extinse. 2. Pentru consumatorii particulari concentraţi (ateliere de reparaţii, mică producţie, etc.) se vor lua în considerare consumuri deja cunoscute pentru astfel de consumatori. 3. Prin unitatea de măsură Watt/m2 se înţelege Watt/m2 suprafaţă utilă.

Tabelul 2.4

Puterile de calcul pentru consumatorii concentraţi

în mediul rural

Denumirea consumatorului

Putere instalată orientativă

Factorul de utilizare ku

1 2 3 4 Şcoală W/m2 20 0,75 Magazin W/m2 20 0,80 Instituţii şcolare W/m2 75 0,60 Creşă, grădiniţă W/m2 20 ÷50 0,75 Dispensar, cabinet medical

W/m2 30 0,70

Liceu, gimnaziu KW 50 ÷ 150 0,75 Poştă KW 20 0,65 Moară KW 50 ÷ 120 0,80 Lăptărie, Brutărie W/m2 30 0,60 Crescătorie păsări W/m2 15 0,60 Crescătorie animale W/m2 15 0,60 Grajduri staule W/m2 10 0,60 Atelier mecanic W/m2 25 ÷ 60 0,70 Pompă de apă KW 7,5 ÷ 22 0,80 Hambar de cereale W/m2 5 0,60 Depozit materiale W/m2 5 0,60 Spital W/m2 500 ÷1000 0,70



NOTĂ:

1. Consumurile indicate sunt valori orientative şi vor fi utilizate acolo unde nu se cunosc alte date pentru studii de ansamblu. 2. Prin unitatea de măsură Watt/m2 se înţelege Watt/m2 suprafaţă utilă. Pentru nivele superioare (linii de JT, posturi de transformare, linii de MT, staţii de

transformare) se aplică relaţii de forma:

(2.17) P K Pc si

n

= ⋅ ⋅=∑

1ci

Pentru determinarea încărcării liniilor de alimentare, se aplică coeficienţi de simultaneitate

a căror valoare depinde de numărul şi de categoria de consumatori. Astfel pentru o linie care

alimentează un număr de apartamente cuprins între 2 şi 100 Ks variază între 0.65 şi 0.34 în

mediul urban şi între 0.52 şi 0.25 în mediul rural. Pentru stabilirea puterii de dimensionare a

unui post de transformare se aplică un coeficient de simultaneitate de 0.85 la suma puterilor

liniilor de JT care pleacă din acel post. Pentru o linie de MT se aplică un coeficient de

simultaneitate egal cu 0.9 la suma puterilor absorbite de posturile alimentate în regim normal

de funcţionare din linia respectivă. In cazul staţiilor de transformare, se aplică un coeficient

de simultaneitate egal cu 0.8 din suma puterilor pe liniile de MT care pleacă din staţia

respectivă.

Tabelul 2.5 Coeficienţi de simultaneitate pentru determinarea puterilor de calcul

Elementul Număr de Coeficientul de simultaneitate

(Ks) de reţea consumatori URBAN RURAL

1 2 3 4 1. Pc1 - Linie electrică aeriană sau subterană care alimentează un număr de apartamente sau locuinţe individuale

1 2 3 4 5 6 7 8 9

1,00 0,65 0,64 0,63 0,63 0,62 0,62 0,61 0,60

1,00 0,52 0,52 0,51 0,51 0,50 0,50 0,49 0,49

10 11 12 13 14 15 16

0,59 0,58 0,57 0,56 0,55 0,54 0,53

0,48 0,48 0,48 0,47 0,47 0,47 0,46



17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40

41÷60 61÷75 76÷100 >100

0,52 0,51 0,51 0,51 0,50 0,49 0,48 0,47 0,46 0,45 0,44 0,43 0,42 0,41 0,40 0,40 0,40 0,39 0,39 0,39 0,38 0,38 0,37 0,37 0,36 0,35 0,34 0,33

0,46 0,46 0,45 0,45 0,44 0,42 0,40 0,38 0,36 0,34 0,33 0,32 0,31 0,30 0,30 0,30 0,30 0,30 0,30 0,29 0,29 0,29 0,29 0,29 0,28 0,27 0,26 0,25

2. Pc2 - Post de transformare aerian sau în cabină de zid, urban sau rural

Pc2 =

Ks1· Pc1n n

n

=∑

1

0,85 = Ks1

3. Pc3 - Linie electrică de medie tensiune, aeriană sau subterană, urbană sau rurală

Pc3 = Ks2

Pc2n n

n

=∑

1

0,9 = Ks2

4. Pc4 - Staţie de transformare 110/20 kV de alimentare a reţelei de distribuţie urbană sau rurală

Pc4 = Ks3

Pc3n n

n

=∑

1

0,8 = Ks3

NOTĂ: pentru vile şi case de vacanţă se vor folosi următorii coeficienţi de simultaneitate: - în mediul urban 2 ÷10 vile – 0,75 ; 10 ÷ 20 vile – 0,65. - în mediul rural 2 ÷10 case vacanţă – 0,50; 10 ÷ 20 case vacanţă – 0,45.

În normativ se dau curbe de variaţie a sarcinii pentru perioada 2000-2025, minime şi maxime,

pe categorii de consumatori şi variante de dotare. Un exemplu este dat în figura 2.2.



2000 2003 2004 2005 2006 2007 2010 2015 2018 2020 2025A1 0,255 0,37 0,41 0,45 0,48 0,50 0,57 0,66 0,70 0,73 0,79A2 0,357 0,52 0,58 0,63 0,67 0,71 0,80 0,92 0,98 1,02 1,10

A3,A4 0,408 0,60 0,66 0,72 0,76 0,81 0,91 1,05 1,12 1,16 1,26A5 0,530 0,82 0,92 1,01 1,09 1,15 1,33 1,57 1,68 1,76 1,92

Fig. 2.2 - Evoluţia consumului casnic (puterea absorbită pe apartament la nivel de PT)

A1: P(t) = 0,255*t0, A2: P(t) = 0,357*t0,35 A3, A4: P(t) = 0,408*t0,35 A5: P(t) = 0,530*t0,40

Evoluţia în timp a consumului (puterea absorbită pe apartament la nivel de PT-kW/apartament)pentru consumatorii casnici din mediul urban, varianta maximă

Varianta de dotare "A"

0,000

0,500

1,000

1,500

2,000

2,500

2000 2003 2004 2005 2006 2007 2010 2015 2018 2020 2025

T (ani)

Pabs

(kW

) A1A2A3,A4A5



2.3.2. Consumatori industriali şi similari

Sarcina maximă de durată se determină de către proiectantul general tehnolog sau de către

consumator, pe etape de dezvoltare a firmei, pe baza următoarelor criterii:

• destinaţia şi legătura tehnologică dintre agregate;

• puterile unitare, tensiunea şi coeficienţii de utilizare a puterii instalate;

• existenţa unor consumatori care acceptă sarcină exclusiv în golul de sarcină al

sistemului;

• repartiţia receptoarelor în cadrul obiectivului;

• necesitatea utilizării cu eficienţă maximă a energiei electrice.

In faza de proiectare se pot utiliza mai multe metode de determinare a sarcinii.

1. Metoda consumului specific de energie se aplică pentru receptoarele cu un grafic de

sarcină aproximativ constant.

P PW A

Tc med= =⋅0 (2.18)

în care W0 este consumul specific de energie pe unitatea de producţie (Kwh/buc, Kwh/t, etc.),

A- producţia propusă pentru intervalul considerat T. Consumul specific pe unitatea de produs,

pe diferite ramuri ale industriei este dat în literatură.

Această metodă aproximativă se utilizează numai pentru o primă determinare a puterii

cerute şi dă rezultate satisfăcătoare pentru unităţile cu producţie de serie mare şi cu diversitate

redusă a produselor.

În tabelul 2.5 se dau câteva valori pentru consumul specific W0.

Tabelul 2.5

Consumuri de energie electrică pe unitatea de produs Nr. Crt.

Ramura industrială UM Consum specific

1. Cocs metalurgic kWh/t 32 2. Oţel kWh/t 8.5÷9.2 3. Oţel electric kWh/t 685÷693 4. Ţevi din oţel fără sudură kWh/t 124÷126 5. Aer comprimat kWh/1000 m3 90÷100 6. Rafinarea cuprului kWh/t 390÷418 7. Cărbune subteran kWh/t 21 8. Autoturisme kWh/buc 625÷1200



9. Autocamioane kWh/buc 2860 10. Biciclete kWh/buc 22.4 11. Hidrogen kWh/1000 m3 5000÷6000 12. Vopsele kWh/t 150÷235 13. Uree kWh/t 153 14. Hârtie de ziar kWh/t 375 15. Ciment kWh/t 100÷111

2. Metoda sarcinii specifice de calcul pe unitatea de suprafaţă se utilizează pentru

aprecierea puterii cerute de consumatorii industriali.

(2.19) SpPc ⋅= 0

în care p0 reprezintă puterea activă de calcul pe unitatea de suprafaţă în [KW/m2].

Aşa cum am arătat în paragraful precedent, metoda se utilizează pentru consumatorii

terţiari din mediul urban (şcoli, hoteluri, restaurante, etc.) şi în cazul consumatorilor terţiari

din mediul rural (şcoli, magazine, poştă, etc.).

Pentru consumatorii industriali se dă p0 pentru hale de producţie cu un număr mare de

receptoare.

Câteva valori exemplificative se dau în tabelul 2.6.

3. Metoda coeficientului de cerere. Din definiţiile date anterior rezultă expresia echivalentă

a coeficientului de cerere:

KP

PP

PPP

K Kcc

inst

c

med

med

instu M= = ⋅ = ⋅ (2.20)

Tabelul 2.6 Densitatea de sarcină pentru unităţi din ramura construcţii maşini

Densitatea de sarcină p0 [W/m2] Nr. crt.

Tipul secţiei Receptoare de forţă Iluminat

1. Turnătorii 220÷370 12÷19 2. Debitare termică a metalelor 260÷280 12÷19 3. Hale de montaj 300÷580 11÷16 4. Construcţii metalice 350÷390 11÷13 5. Laboratoare 130÷290 20÷27 6. Sudură şi tratament termic 300÷600 11÷16

In cazul unor unităţi industriale existente, determinarea puterii cerute de un receptor

sau de un grup de receptoare se face utilizând aparate măsurat pe circuitul de alimentare a

receptoarelor respective (kilowattmetre, contoare de energie activă electronice). Contoarele

electronice moderne au facilitatea de a înregistra maximul puterilor absorbite şi, totodată,



înregistrează curbe de sarcină. În cazul utilizării unor contoare clasice (de inducţie) de tip

CA-43, CR-43 sau CA-32, CR-32, se fac citiri la sfert de oră şi se reţine valoarea maximă din

perioada de referinţă (zi lucrătoare, zi nelucrătoare, etc.). Rezultă puterea cerută:

PW

= 15 minmax c 0 25. [KWh] (2.21)

unităţile noi, aflate în faza de proiectare, se utilizează coeficien

Pentru ţi de cerere stabiliţi

pe baza experienţei proiectantului sau se iau coeficienţi daţi în literatură.

P K Pc c inst= ⋅Q P tg

S P Qc c

c c c

= ⋅

= +

( )ϕ2 2

(2.22)

În literatură se dau valori ale coeficienţilor de cerere şi ale factorului de putere pe ramuri

e

de activitate(metalurgie neferoasă, metalurgie feroasă, industria sării, etc.) şi pe tipuri de

instalaţii (furnale, pompe, macarale, laminoare etc). Câteva exemple sunt date în tabelul 2.7.

Dacă numărul de receptoare de acelaşi fel este cuprins între 4 şi 50, coeficientul de cerer

al grupei se corectează:

K KKc/ = +

−1

Kc ca

(2.23)

unde Ka este un factor dependent de numărul de receptoare din grupă:

Puterea cerută la un nivel superior

(bară, alimentare consumator) se

stabileşte ca sumă a puterilor cerute la

nivel inferior:

număr mare de receptoare.

P P

Q Q

S P QPQ

t cii

n

= ∑

t cii

n

t t t

t

t

=

= +

=

=

=∑

1

1

2 2

cos( )ϕ

(2.24)

et a dă re

4 50

M od zultate bune în cazul unui



Tabelul 2.7 Coeficienţi de utilizare şi de cerere

Coeficienţi Nr. crt.

Grupa de receptoare de utilizare Ku

de cerere Kc

cosϕ

1. Furnale – ventilatoare 0.7÷0.95 0.75÷0.95 0.7÷0.87 2. Furnale – macarale 0.35 0.4 0.7 3. Laminoare (medie pe secţie) 0.3÷0.4 0.4÷0.6 0.83 4. Mine - staţii de pompe 50÷200

kW 0.75 0.8 0.8÷0.9

5. Mine – transportoare cu bandă 0.7 0.75 0.75÷0.8 6. Maşini unelte (serie mare) 0.16 0.2 0.5 7. Transformatoare de sudură

(sudură manuală) 0.3 0.35 0.35

8. Cuptoare electrice cu rezistenţă cu încărcare continuă

0.7 0.8 0.95

9. Ciment – Cuptoare rotative 0.6 0.75 0.8

10. Cariere 0.65 0.75 0.8

4. Metoda formulei binome. In acest caz puterea cerută se determină cu relaţia:

P a P b Pc NX= ⋅ + N⋅ (2.25)

unde PNX - suma puterilor nominale a celor mai mari x motoare, iar PN - suma puterilor

nominale a motoarelor din grupa respectivă, iar a şi b, coeficienţi determinaţi pe cale

statistică.

Dacă sunt mai multe grupe de receptoare, cei doi termeni se determină separat pentru

fiecare grupă, iar pe total vom avea:

(2.26.a) P a P b Pc NX ii

n

= ⋅ + ⋅=∑( ) (max

1Ni )

în care (a⋅PNX)max reprezintă valoarea maximă a primului termen din cele n grupe de

receptoare avute în vedere.

În literatură se dau valorile coeficienţilor a, b, şi cosϕ în funcţie de x - numărul de

receptoare mari, pentru diferite grupe de receptoare. Evident a şi b au valori subunitare.

Valori exemplificative sunt date şi în tabelul 2.8.

Determinarea puterii reactive cerute se face pe baza factorului de putere:

ϕtgPQ cc ⋅= (2.26.b)



Tabelul 2.8

Coeficienţi din metoda formulei binome Coeficienţi Grupa de receptoare N A B cosϕ

Motoare electrice – maşini unelte a) secţii de prelucrare la cald, serii mari 5 0.5 0.26

0.65

b) secţii de prelucrare la rece, serii mari 5 0.5 0.14 0.5 Motoare electrice ale ventilatoarelor 5 0.25 0.65 0.8 Poduri rulante şi macarale a) în cazangerii, secţii de reparaţii şi montaj, ateliere mecanice

3 0.2 0.06 0.5

b) în turnatorii 3 0.3 0.09 0.5 c) în oţelăriii Siemens-Martin 3 0.03 0.11 0.5 Motoare electrice ale transportatoarelor cu bandă a) fără interblocări 5 0.4 0.4 0.75

b) cu intreblocări 5 0.2 0.6 0.75

5. Metoda analizei directe Această metodă se recomandă în cazul unui număr redus de

receptoare pentru care se cunosc informaţii în legătură cu caracteristicile curbelor de sarcină.

Ea constă în determinarea directă a coeficientului de cerere:

if

absi

rmed

sic

PPK

KKK

=

⋅⋅

=ηη

(2.27)

Ki - coeficient de încărcare a receptoarelor;

ηmed - randamentul mediu al receptoarelor;

ηr - randamentul reţelei de alimentare din punctul considerat până la bornele receptoarelor

(0.97÷1);

Pabs - puterea absorbită din totalul puterii instalate Pif în funcţiune.

Randamentul mediu al receptoarelor:

η

η

med

ii

n

i

ii

n

P

P= =

=

∑

∑1

1

(2.28)

Pi - puterea utilă a receptorului i;

ηi - randamentul receptorului i.

După determinarea coeficientului de cerere se aplică relaţia stabilită mai sus.

Factorul de putere mediu se determină cu relaţia:



cos

cos

ϕη

η ϕ

meda

a

i

ii

n

i

i ii

n

PS

P

P= =

⋅

=

=

∑

∑1

1

(2.29)

6. Metoda probabilistică. Se recomandă în cazul receptoarelor a căror sarcini variază rapid

şi în limite largi (cuptoare cu arc, laminoare, tracţiune electrică, etc.). Sunt necesare

următoarele informaţii:

- legea de repartiţie în timp a sarcinii;

- valoarea medie a sarcinii;

Datele de bază, în special legea de repartiţie, se obţin din exploatarea curentă a unor

instalaţii similare, prin înregistrări pe aparate, de rutină sau speciale. Pentru asemenea tipuri

de receptoare, viteza de înregistrare (frecvenţa de eşantionare la aparatele numerice) trebuie

să fie mare, pentru a sesiza fenomene cu durata de circa 10-15 s.

Determinarea legii de repartiţie a sarcinii se face prin aplicarea unor teste de concordanţă a

distribuţiei empirice (obţinută prin înregistrări) cu funcţiile de repartiţie teoretice.

Funcţiile de repartiţie utilizate mai des în stabilirea sarcinilor probabile sunt:

a) repartiţia normală:

f P eP Pmed

( )( )

=⋅ ⋅

⋅−

−

⋅

⎡

⎣⎢⎢

⎤

⎦⎥⎥1

2

2

22

σ πσ (2.30)

b) repartiţia exponenţială:

f PP

emed

PPmed( ) = ⋅

−1 (2.31)

c) repartiţia ERLANG:

f PP

P emed

PPmed( ) = ⋅ ⋅

−⋅

42

2

(2.32)

d) repartiţia RAYLEIGH:

f P PP

emed

PP med( ) \=

⋅⋅

⋅− ⋅

⎡

⎣⎢

⎤

⎦⎥π

π

2 24

2

(2.33)

Funcţiile de repartiţie sunt

prezentate în figura alăturată:

Toate aceste repartiţii satisfac condiţia de normare:



(2.34) f P dP( ) ⋅ =∞

∫0

1

cu observaţia că pentru repartiţia normală, limitele de integrare sunt -∞,+∞.

Verificarea acestei condiţii o vom demonstra pentru repartiţiile ERLANG şi RAYLEIGH.

În primul caz, notând

med

med

PdPdu

PPu

⋅=

⋅=

2

2

va rezulta: (2.35)

10

00

0

=−=⋅+⋅−=⋅⋅∞−

∞−∞−

∞− ∫∫ uuuu edueeudueu (2.36)

iar în cazul repartiţiei RAYLEIGH

dPPPdu

PPu

med

med

⋅⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡⋅=

⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡⋅=

2

2

2

4

π

π

(2.37)

(2.38) ∫∫∞

−∞

=⋅=⋅00

1)( duedPPf u

Probabilitatea ca P ≤ Pc va fi:

(2.39) Pr { } ( )ob P P f P dPc

Pc00

≤ ≤ = ⋅∫iar riscul ca valoarea Pc să fie depăşită:

(2.40) { }Pr ( )ob P P f P dPcPc

> = ⋅∞

∫

determinarea puterii de calcul, cu un anumit nivel de risc, r, se face prin rezolvarea ecuaţiei:

(2.41) r f P dPc

= ⋅∞

∫ ( ) P

De exemplu, pentru repartiţia normală, rezultă:

Pc = Pmed+1.645⋅σ, pentru r=0.05 şi

Pc = Pmed+2.325⋅σ, pentru r=0.01.

Rezolvarea ecuaţiei se face cu uşurinţă prin metode numerice, sau prin utilizarea unor

medii software specifice (MATHCAD, MATHLAB).



2.4. Procedura de stabilirea a puterii cerute pentru un consumator industrial

Cele mai bune rezultate în determinarea puterii cerute se obţin prin analiza atentă a

procesului tehnologic, în colaborare cu proiectantul instalaţiei tehnologice.

Paşii de urmat, după caz, sunt:

• Determinarea puterilor de calcul la nivelul reţelelor de JT, utilizând unul din procedeele

enumerate mai sus. Sarcinile se calculează la nivelul tablourilor de distribuţie de JT In

cazul în care există. Dacă există receptoare cu funcţionare ocazională sau de scurtă

durată (electroventile, unele aparate de sudură), acestea nu se iau în considerare numai

pentru sarcina de vârf.

• Se totalizează sarcinile la nivelul barelor de JT ale posturilor de transformare.

• Se calculează sarcinile la barele de MT ale posturilor prin adăugarea pierderilor de

putere pe transformatoare

• Se adaugă consumul direct din 6 KV (dacă există) şi aportul bateriilor de condensatoare.

• Se însumează separat puterile active şi reactive la nivelul sursei de injecţie (SRA 110 -

bara de MT, staţie de MT, etc.). In cazul unor secţii sau fluxuri tehnologice diferite se

aplică coeficienţi de simultaneitate obţinuţi din instalaţii similare sau din literatură.

Factorul de putere mediu se determină pe baza puterii aparente calculate.

In cazul existenţei unor receptoare cu şocuri sau fluctuaţii importante de sarcină puterea de

calcul a acestora se determină separat, pe baza datelor indicate de furnizor.

2.5. Determinarea sarcinilor de vârf

Pentru reţelele de JT se determină luând în considerare curenţii de pornire ai motoarelor

electrice. Astfel pentru un grup de motoare vom avea:

I I I K Iv p c u N= + − ⋅max max( ) (2.42)

unde Ku reprezintă coeficientul de utilizare pentru motoarele cu curentul de pornire cel mare

(Inmax).

IS

Ucc

n

=⋅3

, este curentul de calcul (2.43)

Ipmax - curentul de pornire cel mai mare din grupul de receptoare.

Pentru anumite receptoare, dacă furnizorul pune la dispoziţie valoarea de vârf a curentului

absorbit, atunci în calcule se va utiliza acea valoare.



2.6. Determinarea consumului de energie

Se face pe baza duratei de utilizare a sarcinii maxime ca şi prin metoda consumului

specific de energie (pe unitatea de produs) luându-se în considerare programul de producţie

estimat.

(2.45) E P T

E W

an PM

an i ii

n

= ⋅

= ⋅=∑

max

1

A

în care Wi reprezintă consumul de energie pentru realizarea produsului i (Kwh/buc, Kwh/t,

ş.a.) iar Ai reprezintă producţia prevăzută din produsul i pentru anul respectiv. Consumul de

energie reactivă se aproximează cu relaţia:

E E tgQan an med= ⋅ ϕ (2.46)

In cazul în care există surse de energie reactivă în reţea, aportul acestora se calculează separat şi apoi cantitatea se scade din consumul total de energie reactivă.

Tipuri şi configuraţii de scheme ale reţelelor de alimentare a consumatorilor


3. Reţele de distribuţie a energiei electrice la consumatori industriali şi

similari. Configuraţii şi tipuri de scheme

3.1. Criterii de alegere a schemelor şi structurii reţelelor

Prin alegerea structurii şi arhitecturii unei reţele electrice de alimentare se înţelege

alegerea tensiunii de alimentare, a schemei reţelei şi dimensionarea optimă a elementelor

componente ale acesteia.

Criteriile de alegere a schemelor şi structurii reţelelor electrice sunt următoarele:

1. Asigurarea în perspectiva de lungă durată a (10÷20 ani) a consumului de energie a

zonei alimentate.

2. Eficienţa economică a variantei alese determinată prin cheltuieli minime de investiţii,

costuri scăzute, de exploatare-întreţinere.

3. Realizarea siguranţei necesare în funcţionarea instalaţiilor de alimentare cu energie

electrică şi reducerea numărului şi a duratei întreruperilor a consumatorilor sau receptoarelor

la un nivel minim acceptabil din punct de vedere economic.

4. Asigurarea calităţii energiei furnizate consumatorilor, precum şi limitarea în cadrul

valorilor admise a perturbaţiilor provocate de consumatori/receptoare.

5. Asigurarea funcţionării economice a reţelelor de distribuţie în conδiţiile variaţiilor de

sarcină.

6. Puterea şi amplasarea receptoarelor de energie electrică.

7. Numărul, puterea, tensiunea şi amplasarea surselor de energie electrică.

8. Nivelul curenţilor de scurtcircuit.

Pentru sistemele de distribuţie publică, alegerea soluţiilor se face pe baza unui studiu

de perspectivă, pe o durată minimă de 10 ani. Soluţiile alese trebuie să permită dezvoltarea

acestora şi după această perioadă, cu integrarea elementelor principale ale reţelelor existente

(soluţiile să fie autosctructurate).

In cazul consumatorilor industriali, schemele de alimentare se stabilesc în faza de

proiectare, o dată cu proiectarea instalaţiilor tehnologice, luându-se în calcul dezvoltarea de

perspectivă a consumatorului.



Soluţiile stabilite în fiecare etapă de dezvoltare se vor încadra în studiile de

perspectivă, corelat cu evoluţia consumului.

Alegerea schemei de distribuţie de înaltă tensiune se va face luând în considerare

ansamblul reţelei, adică se va ţine cont şi de structura reţelei de MT. Reţeaua de MT poate să

constituie, prin concepţia ei, rezervă de alimentare a consumatorilor/receptoarelor conectaţi în

regim normal pe barele de MT ale unei staţii de transformare, situaţie care trebuie avută în

vedere la stabilirea schemei electrice şi a numărului de transformatoare din staţii.

De asemenea, la stabilirea schemei de MT se va ţine seama de schema reţelei de JT,

de modul de rezervare a consumatorilor pe această tensiune. In funcţie de condiţiile de

continuitate cerute de consumatori, alimentarea acestora se va realiza prin una sau două căi de

alimentare, ambele dimensionate la puterea economică în regim normal de funcţionare.

Consumatorii casnici şi terţiari din localităţile urbane vor fi alimentaţi într-o schemă buclată,

cu funcţionare radială în regim normal de funcţionare. Consumatorii casnici şi terţiari din

mediul rural vor fi alimentaţi, de regulă, în schemă radială. Pentru unii consumatori din

mediul urban sau rural, se va realiza la cererea acestora, o a doua alimentare, dacă este

necesar un nivel mărit de siguranţă în alimentare.

In cazul consumatorilor industriali (din mediul urban sau rural) se alimentează prin

una sau două căi de alimentare, după caz. Deoarece volumul de investiţii pentru realizarea

unei alimentări duble poate fi mare, soluţia va trebui să aibă la bază un calcul tehnico-

economic care să ţină seama de daunele probabile provocate de întreruperile în alimentarea cu

energie electrică. Se va urmări ca schema de alimentare să fie cât mai simplă, evitându-se

dublări inutile ale unor elemente, cu o probabilitate mică de utilizare.

Se va urmări ca tensiunea înaltă să pătrundă cât mai aproape de centrul de greutate al

consumului. In cazul reţelelor publice, se va urmări realizarea unui număr mai mare de staţii

de transformatoare 110/MT cu puteri mai mici (4, 6.3, 10 MVA).

La proiectarea schemelor se va urmări, totodată, utilizarea unui număr minim de

aparate de comutaţie, evitarea bobinelor de reactanţă, considerarea capacităţii de suprasarcină

a elementelor de reţea, utilizarea pe scară largă a mijloacelor numerice de automatizare.

Pentru a răspunde diferitelor situaţii care pot apare în exploatare, se va urmări să se

realizeze următoarele:

• Separarea alimentării pe fluxuri tehnologice cu intercondiţionări minime, ceea ce

permite scoaterea de sub tensiune a instalaţiilor unei linii tehnologice fără perturbarea alteia.



• Utilizarea în staţii şi puncte de distribuţie a unor elemente tipizate, interschimbabile,

de tipul elementelor debroşabile.

• Asigurarea condiţiilor de mentenanţă a instalaţiilor electrice.

• Organizarea la marii consumatori a unei comenzi operative prin dispecer şi a unui

sistem de c-dă şi supraveghere bazat pe calculatoare de proces.

Tensiunile nominale ale reţelelor de alimentare a consumatorilor sunt:

• In reţele de JT: 400/230 V. In momentul de faţă încep să fie introduse, în zone rurale,

reţele de 1000 V.

• In reţele de MT urbane sau rurale: 20 KV.

• In reţele interne ale consumatorilor industriali, 6 KV, numai dacă aceştia au receptoare

care funcţionează la această tensiune.

• In reţele de repartiţie: 110 KV.

Reţelele de distribuţie publică de 6 şi 10 KV existente se vor trece etapizat la

tensiunea de 20 KV. In cazul unor lucrări de reparaţii curente sau capitale în aceste instalaţii,

se vor prevedea cabluri şi echipamente de 20 KV.

Etapele şi modul de trecere la 20 kV se vor stabili pe bază de calcul tehnico-economic,

luându-se în considerare următoarele:

a) valoarea neamortizată şi starea de uzură fizică a reţelelor existente;

b) creşterea consumului existent în zonă şi/sau apariţia de noi consumatori, corelată cu

capacitatea economică a reţelelor existente;

c) lucrările de urbanizare şi sistematizare propuse de administraţia locală, lucrări care

determină necesitatea de restructurare a reţelelor electrice;

d) posibilitatea asigurării tensiunii de 20 kV în surse.

Alegerea schemei electrice şi a profilului staţiilor de transformare de IT/MT de

distribuţie publică se va face numai în ansamblul reţelei de distribuţie de înaltă tensiune

(reţeaua de alimentare a staţiilor) şi de medie tensiune (reţeaua de consum).

Structura schemelor electrice primare şi soluţia constructivă pentru instalaţiile

tehnologice primare ale staţiile de transformare se va stabili ca urmare a concluziilor unui

studiu de fezabilitate prin care se vor compara din punct de vedere tehnico-economic soluţiile

de echipare clasice cu cele care utilizează echipamente compacte, multifuncţionale, de gabarit



redus, având indicatori de fiabilitate superiori, mediu de stingere a arcului electric în SF6 sau

vacuum şi izolaţie compozită.

3.2. Reţele de joasă tensiune

3.2.1. Reţele publice

Schema reţelei de joasă tensiune şi modul de asigurare a rezervării la nivelul

consumatorilor influenţează schema şi parametrii reţelei de medie tensiune.

Analiza modului cum schema reţelei de medie tensiune răspunde la continuitatea

alimentării consumatorilor se va face numai în corelare cu modul de rezolvare a acestei

probleme şi la nivelul reţelei de joasă tensiune.

Se recomandă aducerea mediei tensiuni cât mai aproape de consumatori având ca scop

reducerea lungimii plecărilor de joasă tensiune (ţinând seama de condiţiile impuse de căderea

de tensiune admisă, asigurarea selectivităţii protecţiilor) şi a CPT-ului.

Consumatorii casnici şi terţiari din localităţile urbane vor fi alimentaţi pe joasă

tensiune, de regulă, într-o schemă buclată, cu funcţionare radială în regim normal, separaţia

realizându-se în puncte optime pe criteriul CPT minim şi al protecţiilor selective.

Consumatorii casnici şi terţiari din mediul rural vor fi alimentaţi, de regulă, în schemă radială.

Schema reţelelor de joasă tensiune urbane şi rurale se va alege în funcţie de densitatea

de sarcină, de configuraţia reţelelor de medie tensiune, de numărul de posturi de transformare

de MT/JT şi numărul şi durata întreruperilor în alimentare admise de consumatori.

Regimul de funcţionare de joasă tensiune va fi radial indiferent de configuraţia

schemei.

Schemele de distribuţie pentru reţele de distribuţie publică pot fi radiale (fig. 3.1, 3.2)

sau buclate, (fig. 3.3) cu funcţionare radială.

Reţelele radiale se recomandă în zonele rurale şi în zonele urbane periferice.

În cazul

acestor reţele nu

asigură

dimensionarea

pentru preluarea

unor alte sarcini în

0.4 kV

C S

Figura 3.1

Reţea de JT radială (zone rurale)



regimuri de avarie.

În figura 3.1 se prezintă o schemă

radială utilizată cu precădere în zonele rurale. In

cazul lungimilor mari, pentru asigurarea

funcţionării selective a protecţiilor împotriva

scurtcircuitelor, se montează celule de

secţionare (CS) prevăzute cu siguranţe sau

întrerupătoare automate. Acestea trebuie să

asigure deconectarea defectelor din

aval pentru care protecţia din post nu

este sensibilă.

Figura 3.2

Distribuţie radială (urbană)

Reţelele buclate se utilizează

în cazul distribuţiei urbane pe JT.

Barele din bucla de JT sunt formate în

firide amplasate la parterul blocurilor

(în cazul locuinţelor) sau de firide

speciale în exteriorul clădirii.

Asemenea distribuitoare se pot utiliza

şi în zone rurale pentru alimentarea

unor consumatori importanţi. Liniile

de JT se dimensionează astfel:

- să asigure funcţionarea la

densitatea economică de curent în

regim normal, punctul de separare din

buclă fiind stabilit pe criteriul

pierderilor minime de energie;

Figura 3.3

Distribuţie buclată

- să asigure Imaxad > Ibuclă în regim de avarie (defect într-unul din posturile adiacente).

Transformatoarele din posturi trebuie să poată prelua sarcina integral la defectarea

unui transformator din posturile învecinate.

Alimentarea cu energie electrică a reţelelor de iluminat public se face din posturile de

transformare de reţea, în schemă radială.



3.2.2. Reţele industriale

In cazul reţelelor de JT din

unităţile industriale, între 40 şi 60% din

consum este realizat pe 0.4 KV. In aceste

condiţii realizarea unor scheme simple şi

fiabile are o importanţă economică

deosebită.

Principalele tipuri de scheme

utilizate sunt: radiale, de tip magistrală şi

scheme buclate.

Schemele radiale pot fi simple, pe

mai multe nivele şi directe (fig. 3.4).

In cazul schemei din fig. 3.4 se remarcă

existenţa unui tablou general, TG,

alimentat direct de pe barele de JT al unui

post, a unor tablouri principale, TP, şi a

unor tablouri secundare, TS. În cazul unor

receptoare importante, cum ar fi pompe, compresoare, etc.) se utilizează racordarea directă pe

barele de JT ale posturilor de transformare.

Figura 3.4

Schema radială simplă

Schemele de tip magistrală sunt recomandate în halele industriale cu densitate mare

de maşini unelte, fiind avantajoase din punct de vedere constructiv, în cazul utilizării

magistralelor din bare conductoare. Normativele prevăd acest sistem pentru curenţi mai mari

de 60 A. Se utilizează bare de Al sau Cu. In medii cu praf sau fibre combustibile, barele vor fi

capsulate în materiale necombustibile. Gradul de protecţie se stabileşte în funcţie de categoria

mediului.

Distribuţia tip magistrală are următoarele particularităţi:

• Gradul de siguranţă în alimentarea consumatorilor este ceva mai scăzut deoarece

defectarea unui sector de magistrală are ca efect scoaterea din funcţiune a tuturor

receptoarelor din aval. Dezavantajul se poate reduce prin secţionarea magistralei şi prin

efectuarea de by-pass între diferite ramuri. De asemenea se pot realiza şi magistrale duble.

• Cheltuielile de investiţie şi exploatare sunt mai reduse ca urmare a întreţinerii mai

simple şi a reducerii pierderilor de putere şi tensiune.



• Curenţii de scurtcircuit au valori mai mari.

In figura 3.6 se prezintă o schemă de tip magistrală în care magistralele se formează

de pe bara de 0.4 KV a postului de transformare, iar în figura 3.5, o schemă în care magistrala

este bloc cu transformatorul MT/0.4 KV.

Schemele buclate sunt economice şi sigure în exploatare. Buclarea reţelei de JT se

face ca în cazul reţelelor urbane, între

două PT apropiate. In punctele în care

bucla este deschisă se poate monta o

instalaţie de automatizare de tip AAR. In

regim normal, din motive de reglaj al

instalaţiei de protecţie, schema

funcţionează radial. In figura 3.7 se

prezintă o reţea de JT industrială buclată

între două posturi de transformare şi una

buclată pe acelaşi post.

Reţelele de iluminat din unităţile

industriale se realizează separat pentru

iluminatul de lucru şi separat pentru

iluminatul de siguranţă. Reţelele de iluminat industrial se alimentează din reţelele de joasă

tensiune ale unităţii (prin tablouri

separate în cazul unui număr mare de

plecări). In cazul în care există

receptoare cu şocuri de putere reactivă,

se recomandă alimentarea reţelei de

iluminat printr-un transformator separat

MT/0.4 KV. De regulă iluminatul

industrial se alimentează din două surse,

fie prin rezervarea numai a surselor, fie

prin rezervarea totală, adică şi sursele de

lumină.

Figura 3.5

Schema magistrală bloc transformator

Figura 3.6

Schemă magistrală formată pe barele de JT ale

postului



În figura 3.8 se prezintă

două cele două variante de

realizării iluminatului industrial.

Pentru iluminatul de

siguranţă se va utiliza o sursă

independentă (baterii de

acumulatoare, grup electrogen) fie

se va realiza alimentarea pe o cale

separată de iluminatul normal

dintr-o sursă separată a

furnizorului. Dacă iluminatul de

siguranţă nu este permanent în

funcţiune, conectarea acestuia

trebuie să se realizeze automat,

într-un interval de timp de 2÷15 s.

Figura 3.7

Schemă de distribuţie buclată la joasă tensiune

Figura 3.8 Reţele de iluminat industriale



3.3. Reţele de medie tensiune

3.3.1 Reţele publice

In reţelele publice, sistemul de distribuţie se realizează la 20 KV, chiar dacă în prima

etapă se va funcţiona la 6 sau 10 KV. Din punct de vedere al modului de racordare la staţiile

de alimentare 110/MT, reţelele de medie tensiune pot fi clasificate în două categorii:

a) reţele cu racordare directă;

b) reţele cu racordare indirectă, prin puncte de conexiuni.

Reţelele cu racordare directă sunt acelea în care posturile de transformare MT/0.4

KV sunt racordate direct la barele de MT ale staţiilor de transformare, prin intermediul liniilor

de medie tensiune. Reţelele cu

racordare indirectă, prin puncte de

conexiuni, sun acelea în care

posturile de transformare MT/0.4

KV sunt racordate prin linii de MT

la barele postului de conexiuni,

care, la rândul său este alimentat

dintr-o staţie 110/MT prin linii

care nu au racordate ale sarcini la

ele. Prin punct de conexiune se

înţelege bara de medie tensiune a unei

viitoare staţii 110/MT, a cărei apariţie se

justifică prin creşterea consumului în

zonă. În reţelele de medie tensiune nu se

va mai dezvolta sistemul de distribuţie

prin puncte de alimentare.

Figura 3.9

Schema de distribuţie prin LEA cu rezervă din două

staţii

Figura 3.10

Distribuţie directă prin LES pe barele de MT a

aceleiaşi staţii



In reţelele publice se va adopta de

regulă sistemul de distribuţie direct.

Sistemul indirect se va adopta atunci când

o staţie de transformare este situată

departe, iar, datorită consumului actual,

realizarea ei nu este încă justificată.

Sistemul de racordare indirectă se va

utiliza în situaţii speciale, când staţia de

transformare de 110/20 kV este situată

departe şi când prin consumul zonei nu

este pe moment justificată apariţia unei

staţii noi de 110/20 kV. În această

situaţie, staţia de conexiuni va fi

concepută, amplasată şi construită de aşa

manieră, încât să formeze corpul de

conexiuni de 20 kV al unei viitoare staţii

110/20 kV.

Figura 3.11

Distribuţie directă cu rezervare din

staţii diferite

Figura 3.12

Schema de distribuţie în grilă Schemele de distribuţie publică

de MT cele mai uzuale sunt date în fig.

3.9÷3.12.

Alegerea schemei optime pentru o zonă de consum se va face pe baza unui studiu de

fezabilitate, luându-se în considerare şi schemele de 110 kV, precum şi configuraţia reţelelor

de joasă tensiune.

In figura 3.9 se prezintă o schemă folosită în cazul distribuţiei rurale. Posturile sunt

alimentate radial sau în buclă. Cele alimentate în buclă sunt posturi în cabină de zid, în timp

ce posturile aeriene sunt racordate radial. Nu este obligatorie racordarea între două staţii însă

dacă acest lucru se realizează, se utilizează, de regulă, o celulă de secţionare, CS. Punctul de

secţionare se alege astfel încât pierderile de energie să fie minime. În regimul de sarcină

maximă, punctul de secţionare este optim dacă circulaţia de putere în punctul de secţionare

este minimă când linia este buclată.

In figura 3.10. este arătată o schemă de distribuţie urbană în buclă închisă pe barele

aceleiaşi staţii. Se utilizează numai atunci când buclarea pe o altă staţie nu este posibilă

(datorită distanţelor). Varianta de reţea din figura 3.11 este buclată pe două staţii de MT



diferite, fiind cea mai uzuală în momentul de faţă în reţelele de 20 KV urbane. In figura 3.12

se prezintă o variantă extinsă a celei din figura

3.11, în care există în plus legături în grilă între

buclele de MT diferite. Este recomandată în

zonele urbane cu consumuri mai mari de 4

MVA/Km2.

În figura 3.13 este arătată o reţea de

distribuţie directă în dublă derivaţie, în care

fiecare buclă este format din două linii în paralel,

toate posturile fiind racordate la cele două linii.

Alimentarea se face dintr-o staţie sau din două staţii. Varianta este recomandată pentru reţele

urbane cu densităţi mai mari de 8 MVA/Km2.

În figura 3.14 este prezentată o reţea de

dstribuţie directă tip simplă sau dublă derivaţie

cu unităţi de secţionare a reţelei şi rezervare pe

aceeaşi staţie sau pe două staţii diferite. Se

recomandă de asemenea pentru cu densitate de

sarcină de peste 8 MVA/km2.

După destinaţia pe care o au, posturile de

transformare pot fi :

a) de reţea - care alimentează consumatori

casnici si terţiari;

b) de consumator - care alimentează un singur consumator (terţiari sau mici consumatori);

c) mixte- care alimentează atât consumatori casnici si terţiari cât şi mici consumatori .

Din posturile de transformare mixte se va evita alimentarea unor consumatori a căror

curbă de sarcină reclamă o durată de utilizare a puterii maxime absorbite care conduce la

funcţionare neeconomică şi respectiv la diminuarea rezervei de putere a transformatorului.

Partea de construcţie a posturilor de transformare de reţea se va dimensiona pentru următoarele puteri plafon:

• 630 kVA pentru posturile la sol, cabină zidită şi/sau compactizate. Puterile mai mari de 630 kVA se vor justifica ca necesitate şi oportunitate;

• 250 kVA pentru posturile de transformare montate pe un stâlp;

• 400 kVA şi 630 kVA pentru posturi montate pe doi stâlpi.

Schema şi puterea posturilor de transformare, de consumator sau mixte, se vor realiza,

de regulă, în una din variantele din figurile 3.15÷3.20, în funcţie de puterea şi nivelul de

Figura 3.13

Distribuţie directă tip dublă deriva-ţie

Figura 3.14

Distribuţie directă tip simplă sau dublă derivaţie



rezervare cerut de consumatorii concentraţi. Se recomandă să nu se monteze unităţi trafo cu

putere mai mare de 1600 kVA.

DAS AAR

L1 L2

20 kV

C2 C3 C1

1 Figura 3.15

PT cu bare de MT secţionate alimentate din surse diferite şi cu bare de JT

secţionate

În figura 3.15 se arată schema unui post de transformare cu bară la MT secţionate

alimentate din surse diferite şi bare secţionate la MT. Dacă întreg consumul necesită siguranţă

mărită şi durată mică de nealimentare, atunci acesta se asigură în proporţie de 100% prin ca-

blurile de MT şi în transformatoare. Pe barele de JT sunt conectaţi şi alţi consumatori care nu

impune nivel de siguranţă mare, aceştia vor fi deconectaţi prin DAS când lucrează instalaţia

AAR (în acest caz rezerva care este necesară pentru a se asigura în linie şi transformator, se

va diminua corespunzător cu puterea consumatorilor ce pot fi deconectaţi).

Liniile de MT (distribuitorii) se pot alimenta de pe secţii de bare, din staţii diferite sau de pe

secţii de bare separate (care se rezervă cu AAR) din aceeaşi staţie de transformare.

AAR AAR

L1 L2

20kV

C2 C1 C1 C2

L3

2

Figura 3.16

PT cu bare de MT secţionate ali-mentate din surse diferite cu un

transformator de rezervă

În figura 3.16 se prezintă schema unui PT cu bare de MT secţionate alimentate din

surse diferite cu un transformator de rezervă pentru două transformatoare în sarcină şi două

instalaţii de automatizare pe cupla de JT. Capacitatea de transport a sursei 2 şi a transformato-

rului de rezervă se va corela cu puterea consumatorilor care necesită siguranţă mărită de pe



cea mai încărcată din barele de JT. Liniile de MT (distribuitorii) pot fi alimentaţi de pe secţii

de bare din staţii diferite sau de pe secţii de bare separate (care se rezervă cu AAR) din

aceeaşi staţie de transformare.

3

În figura 3.17 se arată schema unui PT alimentată dintr-o singură sursă, LEA MT.

În figura 3.18 se prezintă cazul unui PT alimentat dintr-un LES MT. Rezervarea barei JT se poate face cu un transformator de rezervă cu /fără AAR sau reţea JT alimentată din alt PT.

În figura 3.19 se arată schema unui PT de tip intrare ieşire alimentat dintr-o singură sursă. Rezervarea barei JT se poate face cu un transforma-tor de rezervă cu /fără AARsau reţea JT alimentat din alt PT.

Figura 3.17

PT din LEA MT alimentată dintr-o singură sursă fără rezervare pe JT

LEA

JT

LES

JT

4

Figura 3.18

PT din LES MT alimentată dintr-o singură sursă fără rezervare pe JT

MT

JT

5 Figura 3.19

PT tip intrare-ieşire alimentat dintr-o singură sursă

JT

6

MT Figura 3.20

PT alimentată din două surse diferite



În figura 3.20 se arată schema unui PT alimemtat din două surse difertie. Rezervarea barei JT se poate face cu un transforma-tor de rezervă cu /fără AAR sau reţea JT alimentat din alt PT.

3.3.2. Reţele industriale

În unităţile industriale, reţelele de MT au rolul fie pentru distribuţia interioară a

energiei (la marii consumatori), fie au rolul numai de alimentare a unităţii.

Schemele de MT din marile unităţi industriale pot fi:

• scheme radiale;

• scheme magistrale;

• scheme de tip mixt.

Schemele radiale sunt cele mai răspândite. Acestea pot fi:

• scheme radiale cu o

singură treaptă utilizate în

unităţile cu o arie restrânsă

de răspândire a

receptoarelor;

• scheme radiale cu două

sau mai multe trepte.

In figura 3.21 se prezintă o

schemă de alimentare care cuprinde

instalaţii cu o treaptă cât şi cu două

trepte. Având în vedere importanţa

punctelor de distribuţie, acestea se

alimentează pe două căi. Avantajul

schemelor radiale îl constituie

limitarea curenţilor de scurtcircuit şi

simplitatea instalaţiilor de protecţie.

Dacă alimentarea este radială dublă,

siguranţa în funcţionare în alimentarea

receptoarelor este de asemenea foarte bună. Principalul dezavantaj al schemelor radiale îl

constituie numărul ridicat al celulelor din staţiile şi punctele de distribuţie, lungimea mare a

liniilor în cablu, precum şi un grad redus de utilizare a instalaţiilor (gradul de utilizare este

Figura 3.21

Distribuţie radială în reţele industriale de MT



definit ca raport între energia efectiv tranzitată pe un element şi valoarea economică a

acesteia):

GUTW

W TS T

S T Ts

ec r

r

ec r r

= ⋅ =⋅

⋅⋅

( ) ( )max

max

100 100

(3.1)

în care Tr reprezintă durata de utilizare a sarcinii

maxime

realizată.

In literatură se propun scheme de alimentare

radiale cu o singură rezervă pentru mai multe posturi de

transformare. Această variantă are avantajul că reduce

semnificativ valoarea investiţiilor.

Se propun şi scheme de alimentare cu starea de succes

2 din 3 în care cele trei alimentări asigură fiecare 50%

din sarcină. Un asemenea exemplu este dat în figura

3.22.

le de alimentare fiind prevăzute

l încărcate, pierderile de

ă

• mai redus.

t:

eptoarelor la defecte pe

bara de MT a postului.

In cazul unor receptoare foarte importante se

utilizează şi scheme de alimentare cu funcţionare în

paralel a surselor, linii

cu protecţii selective.

O asemenea schemă este prezentată în figura 3.23.

Avantajele sistemului cu alimentare continuă sunt:

• Liniile de MT sunt ega

energie fiind mai mici.

• Nivelul de tensiune este mai stabil datorit

puterii de scurtcircuit mai mari.

Numărul golurilor de tensiune este

Dezavantajele acestui sistem sun

• Puteri de scurtcircuit mai mari.

• Întrerupere totală a rec

Schema u alim.

continuă

Figura 3.23

radială c

Figura 3.22 Alimentare radială cu magistrală de rezervă

Sursa II

PD

Sursa I

AAR AAR

S/2 S/2



• Condiţii mai dificile de lucru pentru protecţie faţă de situaţia racordării în schema

radială dublă, secţionată.

comutaţiei. Se reduc numărul de celule din staţii, sche

uncţion

reţelele buclate

(var. a) şi cu magistrală dublă (var. b).

Figura 3.24

Schema în inel

Schemele magistrale conduc la simplificarea instalaţiilor de distribuţie a

mele sunt mai simple şi creşte gradul de

utilizare. Schemele de acest tip au

dezavantajul că sunt probleme cu

f area protecţiilor pe magistrală.

Schemele de tip magistrală pot

fi cu alimentare de la un capăt sau în

inel, precum şi scheme cu magistrale

paralele. Schemele cu magistrală în

inel seamănă cu

urbane de MT (fig. 3.24).

In figura 3.25 se prezintă două

scheme magistrale cu magistrală unică

Figura 3.25 Scheme magistrale cu alimentare de

ăt (a – magistrală unicla un cap ă, b- magistrală dublă)



Alegerea uneia sau a alteia din soluţii depinde de importanţa receptoarelor alimentate,

utilizarea magistralei duble (şi a unor transformatoare de rezervă) fiind făcută numai atunci

când este necesar.

In figura 3.26 se

prezintă o variantă în

care se utilizează o

magistrală de

rezervă .

Figura 3.26

Schema cu magistrală de rezervă

O eficienţă deosebită o au schemele magistrale realizate cu bare conductoare şi care

sunt utilizate din ce în ce mai mult în unităţile de metalurgie şi siderurgie.

3.4. Reţele de 110 kV

In afara unor staţii de transformare, reţelele de 110 kV sunt întotdeauna publice. Ele

se mai numesc şi reţele de repartiţie.

Cele mai utilizate scheme sunt date în figurile 3.27-3.31.

In figura 3.27 este prezentată o reţea de tip racord adânc. Această structură este

utilizată atât în cazul reţelelor publice cât şi în cazul reţelelor industriale. Pentru unităţi

industriale se utilizează, de regulă, două asemenea legături.

110 kV

LEA 110 kVSRA 110 kV

20 kV

Figura 3.27 Reţea de 110 kV tip staţie de racord adânc (SRA)



110 kV

LEA 110 kV

LEA 110 kV

20 kVB

A sau A1

C sau A2

Staţie de 110 kV intrare/ieşire (sau tip H) Figura 3.28

110 kVA

20 kV

1

2

nC

Reţea de 110 kV în inel

Figura 3.29



20 kV

110 kVA

B

Figura 3.30 Reţea de 110 kV dublă derivaţie

20 kVB

110 kVA

C

B

1

2

Figura 3.31 Reţea de tip racord T

În cazul reţelelor publice, schema este folosită pentru alimentarea reţelelor de MT

urbane sau rurale, când reţeaua de MT are asigurată rezervarea din altă staţie de transformare

110/MT, racordată la o sursă diferită pe 110 kV.

Schema din figura 3.28 ste utilizată atunci când reţeaua de MT nu are asigurată

rezervarea pe partea de MT. De asemenea schema se utilizează atunci când se impune un

nivel relativ ridicat de siguranţă pe barele de MT ale staţiei cum este cazul unor consumatori



industriali importanţi, transport feroviar, staţii de pompare, etc. In cazul reţelelor cu rezervare

pe partea de MT, puterea instalată în transformatoarele 110/MT se va alege considerând

ambele transformatoare în funcţiune, fără rezervare integrală între ele. Schema poate constitui

o primă etapă pentru reţeaua în inel.

Schema din figura 3.29 este utilizată de obicei pentru alimentarea marilor aglomerări

urbane. Inelul este alimentat din două staţii importante A, C (400(220)/110 kV). Numărul de

staţii de transformare din inel n ≤ 6. Staţiile care fac parte din buclă pot fi cu una sau două

unităţi de transformare.

Schema din figura 3.30 se utilizează pentru alimentarea prin LEA 110 kV a zonelor

rurale la care se impun două unităţi de transformare (consumatori importanţi în zonă – petrol,

grupuri generatoare, nu există rezervare pe MT, ferme agricole).

În sfârşit, varianta din figura 3.31 este utilizată pentru alimentarea zonelor rurale, fără

consumatori importanţi. Staţiile A şi B sunt de sistem (400(220)/110 kV), iar numărul de

derivaţii în T nu poate fi mai mare de 6.

Calculul indicatorilor de fiabilitate


4. Siguranţa în funcţionare a reţelelor electrice ale consumatorilor industriali şi similari

4.1. Obiectivele calculelor de siguranţă

Problema siguranţei în funcţionare sau a fiabilităţii instalaţiilor energetice este o

problemă majoră în energetică datorită implicaţiilor economice importante pe care le are la

scara întregii economii naţionale.

4.2. Metode de calcul ale indicatorilor de siguranţă

Pentru alegerea soluţiei de alimentare a consumatorilor şi pentru efectuarea calculelor

tehnico-economice este necesar să fie determinaţi indicatorii de fiabilitate referitori la

siguranţa în alimentare a acestora în fiecare din soluţiile analizate.

Cea mai utilizată metodă de calcul a indicatorilor de fiabilitate este metoda lanţurilor

Markov cu timp continuu. In anumite situaţii se utilizează şi alte metode, cum ar fi utilizarea

relaţiilor binomiale pentru determinarea probabilităţilor de stare, sau utilizarea repartiţiei

Poisson pentru determinarea indicatorilor garantaţi.

4.2.1. Metoda lanţurilor Markov cu timp continuu

4.2.1.1. Fiabilitatea elementului simplu

Metoda lanţurilor Markov cu timp continuu are la bază repartiţia exponenţială a

timpilor de bună funcţionare şi a timpilor de reparare. Astfel timpul de bună funcţionare ca

variabilă aleatoare. este caracterizat de densitatea de probabilitate:

(4.1) f t e t( ) = ⋅ − ⋅λ λ

în care λ este intensitatea de defectare definită ca probabilitatea condiţionată ca un element

care a funcţionat până în momentul t, să se defecteze în următorul interval de timp dt,

raportată la acest interval de timp.

Timpul de reparare ca variabilă aleatoare. este caracterizat de densitatea de

probabilitate:



(4.2) g t e t( ) = ⋅ − ⋅μ μ

în care μ este intensitatea de reparare definită ca probabilitatea condiţionată ca un element

care a fost defect până în momentul t, să fie reparat în următorul interval de timp dt, raportată

la acest interval de timp.

Aceste funcţii de repartiţie satisfac condiţia de normare:

P E f t dt e t{ } ( )= ⋅ = −∞

− ⋅ ∞

∫0

01λ = (4.3)

P E g t dt e t{ } ( )= ⋅ = −∞

− ⋅ ∞

∫0

01μ = (4.4)

Pentru un element în stare de funcţionare la momentul t>0 putem scrie:

(4.5) { }P t t f t dt e F tf

tt≤ = ⋅ = − =∫ −( ) ( )

0

1 λ

(4.6) { }P t t f t dt e R tft

t≥ = ⋅ = =∞

−∫ ( ) ( )λ

în care tf reprezintă timpul de bună funcţionare.

Pentru un element defect la momentul t>0 putem scrie:

(4.7) { }P t t g t dt e G tr

tt≤ = ⋅ = − =∫ −( ) ( )

0

1 μ

(4.8) { }P t t g t dt e H trt

t≥ = ⋅ = =∞

−∫ ( ) ( )μ

în care tr reprezintă timpul de reparare.

Considerând simultan ambele procese, de defectare cu intensitatea λ şi de reparare cu

intensitatea μ, atunci probabilitatea ca elementul să fie în funcţiune la momentul t+dt,

respectiv probabilitatea ca elementul să fie defect la momentul t+dt va fi:

P t dt P t dt Q t u dtQ t dt Q t dt P t dt

{ } ( ) ( ) ( )( ) ( ) ( ) ( )+ = ⋅ − ⋅ + ⋅ ⋅+ = ⋅ − ⋅ + ⋅ ⋅

11

λμ λ

(4.9)

adică probabilitatea ca elementul să fie în funcţiune la momentul t+dt este dată de

probabilitatea ca el să fie în funcţiune la momentul t înmulţită cu probabilitatea ca el să nu se

defecteze în următorul interval de timp dt la care se adaugă probabilitatea ca el să fie defect în

momentul t înmulţită cu probabilitatea ca el să fie reparat în următorul interval de timp dt. In

mod similar, probabilitatea ca elementul să fie defect la momentul t+dt este dată de

probabilitatea ca el să fie defect la momentul t înmulţită cu probabilitatea ca el să fie reparat



în următorul interval de timp dt la care se adaugă probabilitatea ca el să fie în funcţiune la

momentul t înmulţită cu probabilitatea ca el să se defecteze în următorul interval de timp dt.

Sistemul de mai sus poate fi scris:

P t dt P tdt

P t Q t

Q t dt Q tdt

Q t P t

( ) ( ) ( ) ( )

( ) ( ) ( ) ( )

+ −= − ⋅ + ⋅

+ −= − ⋅ + ⋅

λ μ

μ λ (4.10)

sau

′ = − ⋅ + ⋅′ = − ⋅ + ⋅

P t P t Q tQ t Q t P t

( ) ( ) ( )( ) ( ) ( )

λ μμ λ

(4.11)

Prin eliminarea variabilei Q(t) rezultă ecuaţia diferenţială liniară de gradul II:

0)(')()( =⋅++′′ tPtP μλ (4.12)

cu soluţia generală:

(4.13) P t C C e t( ) ( )= + ⋅ − + ⋅1 2

λ μ

în care C1, C2 sunt constante de integare. Pentru Q(t) vom avea:

Q t C C e t( ) ( )= ⋅ − ⋅ − + ⋅λμ

λ μ1 2 (4.14)

Constantele de integrare se determină în funcţie de starea elementului la t=0. Dacă

elementul este în funcţiune, atunci P(0)=1, Q(0)=0 şi rezultă:

P t e

Q t e

t

t

( )

( )

( )

( )

=+

++

⋅

=+

−+

⋅

− + ⋅

− + ⋅

μλ μ

λλ μ

λλ μ

λλ μ

λ μ

λ μ

(4.15)

Dacă elementul este defect la t=0, atunci P(0)=0, Q(0)=1 şi rezultă:

P t e

Q t e

t

t

( )

( )

( )

( )

=+

−+

⋅

=+

++

⋅

− + ⋅

− + ⋅

μλ μ

μλ μ

λλ μ

μλ μ

λ μ

λ μ

(4.16)

Dacă în relaţiile de mai sus facem t → ∞ constatăm că valoarea probabilităţilor de

succes şi de refuz nu mai depind de starea iniţială, la t=0:

P P t

Q Q t

t

t

= =+

= =+

→∞

→∞

lim

lim

( )

( )

μλ μλ

λ μ

(4.17)



4.2.1.2. Fiabilitatea sistemelor

Considerăm un sistem format din m elemente, care se poate afla în 2m=N stări.

Probabilitatea ca sistemul să fie în starea i, la momentul t+dt va fi:

(4.18) P t dt P t p dt i Ni j jij

N

( ) ( ) ( ), , ,...,+ = ⋅ ==∑ 1 2

1

în care pji(dt) reprezintă probabilitatea că în intervalul de timp dt sistemul să treacă din starea

j în starea i. Aceste probabilităţi trebuie să satisfacă condiţia de normare:

(4.19) p dtjii

N

( ) ==∑ 1

1

adică se rămâne în starea j sau se trece într-o altă stare i, i=1,2,..N, dar toate acestea dau

evenimentul sigur.

Probabilităţile pji(dt) sunt de forma:

λk⋅dt - dacă la trecerea din starea j în starea i se defecteză elementul k

pji(dt) =

μk⋅dt - dacă la trecerea din starea j în starea i se repară elementul k

Vom nota în general pij(dt)=qij⋅dt (i#j).

Scriind din nou ecuaţia probabilităţilor la momentul t+dt avem:

(4.20) P t dt P t q dt P t dt qi j jijj i

N

i ikk i

N

( ) ( ) ( ) [ ]+ = ⋅ ⋅ + ⋅ − ⋅=≠

=≠

∑1 1

1 k∑

în care s-a ţinut seama de faptul că, potrivit relaţiei de normare:

(4.21) p dt q dtii ikkk i

N

( ) = − ⋅=≠

∑11

dacă notăm cu

(4.22) q qii ikkk i

N

= −=≠

∑1

atunci obţinem:

(4.23) ′ = ⋅=∑P t q P ji jij

N

( ) ( )1

sau matricial:



(4.24) [ ] [ ] [′ = ⋅P t q P tT

( ) ( )]Deoarece pentru t → ∞, Pi = const., rezultă că pentru durate mari de studiu, [P']=0 şi vom

avea ecuaţia simplificată:

(4.25) [ ] [ ]q PT⋅ = 0

Întrucât sistemul de ecuaţii de mai sus admite o infinitate de soluţii (matricea [q] este

singulară), sistemul de mai sus se completează cu condiţia de normare a probabilităţilor de

succes:

(4.26) Pii

N

==∑ 1

1

4.2.2. Indicatori de fiabilitate

4.2.2.1. Cazul unui element

Indicatorii de fiabilitate pentru un element sunt:

1. Probabilitatea de succes

Se determină în condiţiile precizate la pct. 4.1.1.

μλμ+

=P (4.27)

2. Probabilitatea de insucces

μλλ+

=Q (4.28)

3. Durata de funcţionare în perioada de referinţă T=8760 h=1an, Tfan. Aceasta este

proporţională cu probabilitatea de succes:

TTPTfan ⋅+

=⋅=μλ

μ [h/an] (4.29)

4. Durata de nefuncţionare (refuz) într-un an, Tran:

T Q Tran = ⋅ =+

⋅λ

λ μT [h/an] (4.30)

3. Durata medie de funcţionare între două defecte, Tf:

T t f t dtf = ⋅ ⋅ =∞

∫ ( )0

1λ

[h] (4.31)



din relaţia de mai sus rezultă că intensitatea de defectare, λ, poate fi determinată statistic pe

baza mediei timpului de bună funcţionare a elementului:

λ =1

Tf

[h-1] (4.32)

4. Durata medie a unei stări de defect (refuz):

T t g t dtr = ⋅ ⋅ =∞

∫ ( )0

1μ

[h] (4.33)

5. Numărul mediu de treceri din stări de succes în stări de insucces în perioada de

referinţă, Nr:

μμλλμλ ⋅⋅==⋅

+⋅

=⋅⋅== TQT

TTTP

TT

Nr

ran

f

fanr (4.34)

4.2.2.2. Cazul unui sistem

In cazul unui sistem pot apare şi stări din care se iese prin manevră manuală sau

automată.

Principalii indicatori care se calculează sunt:

1. Probabilitatea de succes, P:

(4.35) P Pii S

=∈∑

în care S reprezintă mulţimea stărilor de succes.

2. Probabilitatea de insucces, Q:

(4.36) Q Pii R

= = −∈∑ 1 P

T

în care R reprezintă mulţimea stărilor de insucces sau de refuz.

3. Durata probabilă de funcţionare în perioada de referinţă, T, Tfan:

[h/an] (4.37) TPTfan ⋅=

4. Durata medie anuală de nefuncţionare, datorită defectelor eliminate prin reparaţii,

Tran:

[h/an] (4.38) T Qran = ⋅

.

5. Numărul mediu anual de defecte eliminate prin reparaţii în perioada de referinţă, T,

Nr:



[într/an] (4.39) TqPNSi Rj

ijir ⋅⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡⋅= ∑ ∑

∈ ∈

6. Numărul mediu anual de defecte eliminate prin manevre manuale, Nm:

[într/an] (4.40) TqPNSi RMj

ijim ⋅⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡⋅= ∑ ∑

∈ ∈

relaţie care poate fi utilizată în situaţiile în care toate stările de defect, inclusiv cele eliminate

prin manevre manuale sau automate sunt considerate. Aceasta însemnă că în cazul defectării

unui element rezervat de un altul care nu funcţionează în paralel (dar care poate fi cuplat

automat sau manual) se generează o stare de insucces. În relaţia de mai sus, RM reprezintă

mulţimea stărilor de refuz din care se iese prin manevră manuală.

În practică este mai comod să se considere stările de refuz eliminate prin manevră

manuală sau automată ca stări de succes (la aplicarea metodei Makov), iar numărul

întreruperilor eliminate prin manevră manuală sau automată sunt calculate separat. Acest

procedeu este justificat (în cazul reţelelor electrice) de durata mică a întreruperilor eliminate

prin manevre, durată neglijabilă în raport cu cele de bună funcţionare sau în raport cu cele de

reparaţie. În această situaţie se utilizează relaţia:

N Pm me= ⋅ ⋅Tλ [într/an] (4.41)

unde λme reprezintă intensitatea echivalentă de defectare la manevre, determinată cu relaţia:

[h-1] (4.42) λ me iji Sj RM

=∈∈

∑λ

Practic, ca stări de succes este suficient să se considere numai starea corespunzătoare schemei

normale, cu toate elementele în stare de funcţionare, întrucât probabilitatea celorlalte stări este

mică. În acest fel λme reprezintă suma intensităţilor de defectare ale elementelor rezervate cu

elemente care intră în funcţiune prin manevră manuală.

În acest caz durata medie a unei întreruperi manuale, Tm, trebuie stabilită în funcţie de

condiţiile concrete de exploatare ale reţelei.

7. Durata medie anuală de nefuncţionare datorită defectelor eliminate prin manevre

mmrman TNT ⋅= [h/an] (4.43)

8 Numărul mediu anual de întreruperi eliminate prin manevre automate, NAAR:

[într/an] (4.44) TqPNSi RAj

ijiAAR ⋅⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡⋅= ∑ ∑

∈ ∈

în care RA reprezintă mulţimea stărilor de refuz din care se iese prim manevră automată.



Şi în acest caz se pot aplica principiile descrise mai sus. Practic, numărul mediu anual de

întreruperi eliminate prin manevre automate se determină cu relaţia:

N P T N T KAAR m m ij AARi Sj RA

= ⋅ − ⋅ ⋅ ⋅ −∈∈

∑( ) (λ 1 ) [într/an] (4.45)

în care, pentru acurateţe, din durata probabilă de funcţionare fără defecte eliminate prin

reparaţii s-a scăzut durata probabilă de nefuncţionare datorită defectelor eliminate prin

manevre manuale.

RA reprezintă mulţimea stărilor de refuz din care se iese prim manevre automate, iar

KAAR=0.1, reprezintă riscul de nefuncţionare al automatizării.

Dacă în schema de alimentare a unui consumator există instalaţii de automatizare,

situaţiile în care aceasta refuză să acţioneze se elimină prin manevre manuale. In acest caz λme

devine:

[h-1] (4.46) λ λ λme ij ij AARi Sj RA

i Sj RM

K= + ⋅∈∈

∈∈

∑∑

9. Intensitatea echivalentă de defectare la defecte eliminate prin reparaţii, λe:

λ erN

P T=

⋅ [h-1] (4.47)

10. Intensitatea echivalentă de reparare, μe:

μ erN

P T=

− ⋅( )1 [h-1] (4.48)

11. Durata medie a unei întreruperi eliminate prin reparaţie:

err

ranr N

TPNTT

μ1)1(

=⋅−

== [h/într] (4.50)

12. Numărul mediu anual de întreruperi eliminate prin reparaţii a căror durată

depăşeşte o valoare critică, tcr:

[într/an] (4.51) N N ecr rte cr= ⋅ − ⋅μ

relaţia de mai sus rezultă din

(4.52) { } t

tr edttgttP μ−

∞

=⋅=≥ ∫ )(



valabilă pentru o întrerupere. Este evident că, dacă într-un an numărul mediu anual de

întreruperi eliminate prin reparaţie este Nr atunci probabilitatea de mai sus se multiplică cu

acesta.

13. Durata maximă de restabilire a alimentării, Trmax:

TT

r

re

emax ln

ln= ⋅

⋅

−

11

1μ

λ [h/într] (4.53)

în care r reprezintă riscul ca valoarea Trmax să nu fie depăşită la o întrerupere.

Relaţia de mai sus rezultă din repartiţia Poisson. Aceasta se aplică în cazul

evenimentelor rare.

Pentru un eveniment rar care are loc în medie de Nr ori pe an, probabilitatea ca acesta să aibă

loc de x ori este:

xr

N

x Nx

ePr

!

−

= [evenimente/an] (4.54)

Numărul mediu de întreruperi a căror durată de păşeşte Trmax va fi

(4.55) maxmax

re Trr eNN ⋅−⋅= μ

Rezultă că probabilitatea ca întreruperile cu durata Trmax să apară de x ori va fi:

xr

N

x Nx

ePr

max!

max−

= (4.56)

Probabilitatea ca acest eveniment rar să nu se producă într-un an va fi dată de P0 :

(4.57) max0

rNeP −=

iar aceasta trebuie să fie mai mare decât 1-r unde r este riscul impus (0.1 sau 0.05). Din

egalitatea

(4.58) rP −=10

se determină Trmax după cum urmează.

(4.59) maxmax1 rTe

rr eNN eer⋅−⋅−− ==−

μ

care prin logaritmare dă:

sau (4.60) max)1ln( re Tr eNr ⋅−⋅−=− μ

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛−

⋅=⋅−

rNe

r

Tre

11ln1

maxμ (4.61)

dacă se ţine seama că

TTPN eer ⋅≈⋅⋅= λλ (4.62)

deoarece P > 0.99, atunci relaţia ce trebuia demonstrată (de la pct.11) rezultă imediat.



Interpretarea rezultatelor obţinute cu relaţia demonstrată mai sus trebuie făcută cu

prudenţă în situaţiile în care Nr=λe T < 1. Aceasta înseamnă că într-un an nu apare, în medie,

nici măcar o întrerupere cu durata medie Tr. In asemenea situaţii se poate considera λe T = 1,

aceasta însemnând că durata de referinţă la care ne raportăm nu este T ci 1/λe= Tf.

14. Numărul maxim anual de întreruperi eliminate prin reparaţii, Nrmax:

Determinarea are la bază tot repartiţia Poisson. Numărul se determină din condiţia ca

probabilitatea de a apare un număr de întreruperi mai mare ca Nrmax să fie mai mică ca riscul r

impus (r=0.1 sau 0.05). Punând condiţia inversă, adică probabilitatea de a apare un număr de

întreruperi mai mic ca Nrmax să fie mai mare sau egală cu 1-r vom avea:

N x ei

Tr

T

ei

i

x e

max |!

( ) (= ⋅ ⋅ ≥⎧⎨⎩

⎫⎬⎭

− ⋅

=∑

λ

λ 10

r)− [într/an] (4.63)

13. Numărul maxim anual de întreruperi eliminate prin manevre manuale, Nmmax:

N x ei

Tm

T

mei

i

x me

max |!

( ) (= ⋅ ⋅ ≥⎧⎨⎩

⎫⎬⎭

− ⋅

=∑

λ

λ 10

r)− [într/an] (4.64)

14. Numărul maxim anual de întreruperi eliminate prin manevre automate, NAAR:

N x ei

TAAR

T

AARi

i

x AAR

max |!

( ) (= ⋅ ⋅ ≥⎧⎨⎩

⎫⎬⎭

− ⋅

=∑

λ

λ 10

r)− [într/an] (4.65)

în care

(4.66) λ λAAR ij AARi Sj RA

K= ⋅ −∈∈

∑ ( )1

4.2.3. Procedura de calcul a indicatorilor de fiabilitate

Cuprinde următorii paşi:

- desenarea schemei monofilare de alimentare a consumatorului. Schema trebuie să

cuprindă sursele (barele staţiilor de sistem pentru care se cunosc indicatorii de

fiabilitate asociaţi λe, μe, λme), liniile de alimentare şi punctul de delimitare în care

se calculează indicatorii;

- analiza atentă a funcţionării reţelei pentru a se stabili toate căile fezabile de

alimentare. Nu se vor lua în considerare căi de alimentare pe care coordonatorul

reţelei (dispecerul) nu le utilizează niciodată.

- desenarea schemei bloc de fiabilitate; aceasta se obţine prin gruparea în serie a

elementelor simple



Indicatorii echivalenţi pentru o grupare serie se calculează astfel:

∑

∑

=

=

=

=

n

i i

i

es

n

iis

1

1

μλ

λμ

λλ

(4.67)

- reducerea schemei de fiabilitate la un element echivalent prin grupări ale

elementelor în serie şi în paralel (dacă acest lucru este posibil)

Indicatorii echivalenţi pentru două elemente în paralel sunt:

21

2

2

1

1

12

22

1

1

1

μμμμλ

μλ

λμλλ

μλ

λ

+=

++

⋅+⋅=

p

p (4.68)

- calculul λme, şi λAAR; la calculul acestor parametri trebuie să se ţină seama de

faptul că şi derivaţiile legate la calea de curent care alimentează consumatorul care

nu sunt legate prin echipamente care să asigure separarea în caz de defect, produc

întreruperi eliminate prin manevre manuale sau automate;

- calculul indicatorilor de fiabilitate.

Relaţiile de echivalenţă de mai sus se pot demonstra prin scrierea ecuaţiilor pentru

determinarea probabilităţilor de stare utilizând matricea de tranziţie.

Pentru n elemente în serie, în care starea 0 este singura stare de succes, iar starea i de

insucces se obţine la defectarea elementului i, matricea de tranziţie va fi:

2 ν

λ λ λμ μ μ1 1 2 2 ν ν

1

Figura 4.1 Schema pentru n elemente

serie



[ ]

⎥⎥⎥⎥⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢⎢⎢⎢⎢

⎣

⎡

−

−−

+++−

=

nn

nn

q

μμ

μμμμ

λ λ λ λ λ

......

......)..(

22

11

2121 λ

(4.69)

şi sistemul pentru rezolvarea ecuaţiilor de stare, devine:

(4.70)

1

,...,2,1,0

0)..(

0

0

1021

=

==⋅−⋅

=⋅+⋅+++−

∑

∑

=

=

n

ii

ii

n

iiin

P

niPP

PP

iμλ

μλλλ

de unde

∑

∑

=

=

+=

=+⋅

=⋅=

n

i i

i

n

i i

i

i

ii

P

P

niPP

1

0

10

0

1

1

1)1(

,..,2,1,

μλ

μλ

μλ

(4.71)

deoarece starea de succes este starea 0, rezultă numărul mediu anual de defecte:

∑

∑∑

∑

∑∑ ∑

=

==

=

=∈ ∈

=⋅−

⋅⋅=

⋅−=

=

⇒⋅⋅=⋅⋅=⋅⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡⋅=

n

i i

i

n

ii

n

ii

re

n

iie

e

n

ii

Si Rjijir

TP

TP

TPN

TPTPTqPN

1

1

0

10

1

10

)1()1(μλ

λλμ

λλ

λλ

(4.72)



Pentru două elemente în paralel, (fig. 4.2) matricea de tranziţie [q] va fi:

2

Figura 4.2 Elemente în paralel

(4.73)

⎥⎥⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢⎢⎢

⎣

⎡

μ+μ−μμλμ+λ−μλμ+λ−μ

λλλ+λ−

=

)(0)(0

0)(0)(

q

2112

1212

2121

2121

Folosind sistemul (4.25) (din care eliminăm o ecuaţie ) şi (4.26) vom avea:

(4.74)

⎥⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢⎢

⎣

⎡

=

⎥⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢⎢

⎣

⎡

⋅⋅

⎥⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢⎢

⎣

⎡

+−+−

+−

1000

1111)(0

0)(0)(

4

3

2

1

1212

2121

2121

PPPP

μμλλμμλλ

μμλλ

de unde rezultă:

21211221

211 μμμλμλλλ

μμ⋅+⋅+⋅+⋅

⋅=P (4.75)

21211221


μλ⋅+⋅+⋅+⋅

⋅=P (4.76)

21211221


λμ⋅+⋅+⋅+⋅

⋅=P (4.77)

21211221


λλ⋅+⋅+⋅+⋅

⋅=P (4.78)

Din egalitatea:

(4.79) TQTqPTPN eSi Rj

ijier ⋅⋅=⋅⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛⋅=⋅⋅= ∑ ∑

∈ ∈

μλ

rezultă:



( )211221

2121

321

1322

μλμλμμμμλλ

λλλ

⋅+⋅+⋅

+⋅⋅=

=++

⋅+⋅=

PPPPP

e

(4.80)

214

1322 μμλλ

μ +=⋅+⋅

=P

PPe (4.81)

4.2.4. Calculul indicatorilor de fiabilitate în cazul schemelor complexe

Sunt situaţii în practică când reducerea la un element echivalent a schemei bloc de

fiabilitate nu este posibilă. În aceste situaţii, spre deosebire de algoritmul prezentat la pct. 4.3,

calculul intensităţii echivalente de defectare, λe şi a intensităţii echivalente de reparare, μe se

realizează pe baza generării tuturor stărilor şi a rezolvării sistemului (4.25), (4.26). Totuşi,

având în vedere numărul mare de stări posibile, dimensiunea matricei [q] este foarte mare.

Din acest motiv, calculul probabilităţilor de stare se face prin metoda binomială care are la

bază faptul că evenimentele sunt independente. Potrivit normativului PE-013, metoda

binomială este acceptabilă atunci când rapoartele λ/μ<0.05, ceea ce în cazul reţelelor electrice

este întotdeauna adevărat.

În asemenea situaţii, probabilităţile de stare sunt termenii produsului binomial:

nipq

p

qp

iii

ii

ii

ii

n

iii

,...,2,11

)(1

=−=+

=

+=

+∏=

μλλ

μλμ

(4.82)

Probabilitatea de succes va fi:

(4.83) ∑ ∏∏∈ ∈∈

⋅=Sk NFj

iFi

i qpP

unde prin notaţia i∈F se înţelege că elementul i este în funcţiune în starea de succes k, iar prin

notaţia j∈NF se înţelege că elementul i este defect în starea de succes k.

Pentru generarea tuturor stărilor, se foloseşte un algoritm bazat pe modelul unui

număr binar cu n cifre. Algoritmul este prezentat în figura 4.3.

Dacă asociem valoarea 0 binară valorii TRUE a variabilelor logice li atunci rezultă

următoarea succesiune pentru o schemă cu 3 elemente:



0 0 0 -> starea 1

0 0 1 -> starea 2

0 1 0 -> starea 3

0 1 1 -> starea 4

1 0 0 -> starea 5

1 0 1 -> starea 6

1 1 0 -> starea 7

1 1 1 -> starea 8

adică numărul stării (NrStr)

este egal cu numărul binar

obţinut + 1.

ALGORITM DE GENERARE A STÃRILOR

Numărul mediu anual

de defecte eliminate prin

reparaţie se determină cu

relaţia:

TqPNRj

kjSk

kr ⋅⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛= ∑∑

∈∈

unde suma interioară reprezintă

suma intensităţilor de defectare

ale elementelor în funcţiune în

starea k, prin a căror defectare

se trece într-o stare de

insucces.

Pentru verificarea stărilor (dacă

sunt de succes sau nu) se scrie

o funcţie logică care descrie

starea sistemului în funcţie de

starea elementelor, descrisă

prin variabilele li, i=1,2,..,n.

De exemplu, pentru schema din figura 4.4, funcţia logică este:

li=True

i=i+1

Nu

li=FalseNrStr=NrStr+1

i>1

lj=True,j=1,2,..,i-1

Da

Da

Nu

NrStr=2n

STOP

Da Nu

i=1

NrStr=1li=True, i=1,2,...n

Start

Figura 4.3 Algoritm de generare a stărilor



73752

64261

llllllllllF⋅+⋅⋅+

+⋅⋅+⋅=

Determinarea Nr cu relaţia (4.84) presupune ca din fiecare stare de succes să fie generate

tranzacţii către stări de insucces prin simularea defectării elementelor în funcţiune (se obţine

astfel suma interioară din (4.84)).

După calculul lui Nr se calculează λe, μe cu relaţiile (4.47), (4.48) şi apoi toţi indicatorii.

6

1 4

2 5 7

3

Figura 4.4

Analiza tehnico-economică a soluţiilor de alimentare


5. Analiza tehnico-economică a soluţiilor de alimentare cu energie

electrică a consumatorilor

Orice instalaţie nouă realizată trebuie analizată şi fundamentată din punct de vedere

al eficienţei economice. Pentru instalaţiile de producţie, mai general în cazul celor cu scop

lucrativ, stabilirea eficienţei se face în faza de studiu de fezabilitate. În cazul instalaţiilor de

alimentare cu energie electrică realizate de diverşi investitori pentru alimentarea receptoarelor

proprii sau pentru racordarea la reţeaua furnizorului, eficienţa economică trebuie justificată la

nivelul întregii lucrări de investiţie, având în vedere activitatea de bază. La nivelul

proiectantului instalaţiilor de alimentare cu energie electrică va trebui să se realizeze numai

un calcul tehnico-economic de comparare a variantelor. Dacă lucrările de alimentare cu

energie electrică sunt realizate de furnizorul de energie electrică, atunci eficienţa dovedită de

către proiectantul acestora.

5.1. Componente economice luate în calcul

Principalele componente economice care trebuie luate în considerare la efectuarea

calculelor tehnico-economice sunt:

a) Investiţiile - cuprind investiţiile efective, investiţiile de echivalare şi investiţiile de

înlocuire.

Investiţiile efective, Ief, sunt legate de realizarea efectivă a obiectivului propriu-zis şi

cuprind investiţiile directe, investiţiile conexe şi investiţiile colaterale.

Investiţiile directe - sunt investiţiile stabilite prin documentaţia economică (devizele

obiectivului).

Investiţiile conexe - sunt investiţii care nu se referă la direct obiectivul analizat, dar

sunt determinate de realizarea acestuia (amenajări de teren, măsuri suplimentare de protecţie

faţă de alte obiective, etc.). Nu se iau în considerare acele investiţii conexe care aduc venituri

unei alte unităţi economice.

Investiţiile colaterale - sunt investiţiile realizate în colaborare cu alte unităţi sau

numai de aceştia, cu scopul asigurării noului obiectiv cu utilităţi (apă, gaze, abur, canalizări,

căi ferate, telecomunicaţii, etc.), fie pentru asigurarea bunei funcţionări a altor unităţi, dar



care sunt perturbate de apariţia noului obiectiv (de exemplu devieri de reţele la realizarea unui

obiectiv). Aceste investiţii se includ în devizul general.

Investiţiile de echivalare, Iech, sunt investiţii fictive care se calculează şi se adaugă la

investiţiile efective pentru a aduce la echivalenţă din punct de vedere al producţiei realizate

variantele analizate. Acestea se aplică şi la investiţiile de înlocuire, Ii. Ele se determină pe

baza diferenţelor de capacitate dintre variante, în cazul nostru, cea de putere transportată, ΔP,

şi a investiţiilor specifice pe unitatea de producţie, iech.

(5.1) I P iech ech= ⋅Δ

în care iech, reprezintă investiţia specifică în reţele pentru transportul unui KW, [$/KW], iar

ΔP, diferenţa de putere între soluţii, [KW].

Investiţiile de echivalare se iau în considerare pentru variantele cu o producţie sau

capacitate mai mică.

Investiţiile de înlocuire, Iin, sunt egale ca mărime şi eşalonare în timp, cu investiţia

iniţială pentru componentele investiţiei a căror durată de funcţionare expiră pe durata de

studiu. Dacă pentru înlocuire intervin şi alte cheltuieli legate de demontarea instalaţiilor

existente, atunci acestea se adaugă la investiţia iniţială.

b) Valoarea reziduală, Vrez, reprezintă valoarea materialelor rămase după expirarea

duratei de utilizare normale a echipamentului sau instalaţiilor şi care mai pot fi utilizate.

Acestea se iau în calcul pentru instalaţiile a căror durată normală de viaţă este mai mică decât

durata de studiu, Ts.

c) Valoarea remanentă, Vrem, reprezintă valoarea fondurilor fixe rămase neamortizate

la sfârşitul duratei de studiu şi care mai pot produce efecte economice şi după această

perioadă. Evident, ea este mai mică decât valoarea iniţială şi se poate determina cu relaţia:

snsnn

efrem TTdacaTT

TI

V >−⋅= ),( (5.2)

în care Tn reprezintă durata normală de viaţă a instalaţiei.

d) Cheltuielile anuale de calcul, Cc, reprezintă cheltuielile necesare funcţionării

instalaţiilor respective şi cuprind:

d1) Cheltuieli anuale efective, Cef, reprezintă cheltuieli de bază pentru realizarea

scopului propus (în cazul furnizorului de energie, cheltuielile de achiziţionare a energiei,

cheltuieli pentru achiziţionarea combustibilului, etc.).

d2) Cheltuieli anuale de amortizare, Cam, reprezintă cheltuielile pentru recuperarea

treptată a valorii cu care se reduce valoarea fondurilor fixe datorită uzurii şi morale. In acest



fel se creează fonduri noi pentru retehnologizare şi reparaţii. Se determină în funcţie de durata

normală de viaţă, Tn.

CITam

ef

n

= (5.3)

In calculele tehnico-economice trebuie luată fie investiţia iniţială, fie valoarea cheltuielilor de

amortizare, dar nu amândouă.

d3) Cheltuieli pentru salariile personalului de exploatare, Cp, reprezintă valoarea

anuală a salariilor plătite personalului care realizează producţia:

[$/an] (5.4) C Np p= ⋅R

I

în care Np reprezintă numărul de persoane care realizează producţia de bază, iar R [$/an]

valoarea medie anuală a salariului, inclusiv CAS şi alte cheltuieli cu munca vie, în [$/an]. De

obicei, cheltuielile anuale cu personalul se includ în cheltuielile de exploatare (pct. d4).

d4) Cheltuieli pentru întreţinerea, reparaţia curentă şi capitală a utilajelor, Cex sau

cheltuielile propriu-zisă de exploatare:

Cex ef= ⋅β (5.5)

în care β reprezintă cota de cheltuieli de exploatare cu valori cuprinse între 10 şi 1% la

instalaţiile clasice şi în jur de 2% pentru instalaţiile moderne. De remarcat că în cazul

instalaţiilor energetice, coeficientul β cuprinde de regulă şi cheltuielile cu personalul, Cp.

d5) Cheltuieli anuale de echivalare, Cech, ce cuprind cheltuielile pentru exploatarea,

întreţinerea şi exploatarea curentă a instalaţiilor corespunzătoare investiţiei de echivalare:

C Iech eech= ⋅β (5.6)

Acestea se iau în considerare la fel ca şi investiţiile de echivalare.

d6) Cheltuieli efective pentru echivalare, Cefech, reprezintă cheltuieli pentru realizarea

producţiei de echivalare.

d7) Cheltuieli cu pierderile de energie, Cwp

∑∑ ⋅⋅Δ+⋅⋅⋅⋅= wfewwp cTPcIRC τ2max3 [$/an] (5.7)

unde τ [h/an] reprezintă timpul de pierderi, iar cw costul energiei pierdute [$/kWh]. Primul

termen ne dă costul pierderilor de energie longitudinale, dependente de sarcină, iar cel de-al

doilea ne dă costul pierderilor de energie în fierul transformatoarelor.

e) Daune anuale, D, cuprind daune anuale de continuitate, Dc şi de calitate, Dcal:

Daunele anuale de continuitate se determină pe baza indicatorilor de fiabilitate în

alimentarea cu energie electrică a consumatorului:



D N D T N D T N D Tc r r m m AAR AAR= ⋅ + ⋅ + ⋅( ) ( ) ( ) [$/an] (5.8)

în care TAAR reprezintă durata de întrerupere la defecte eliminate manevre automate, Tr, Tm,

au fost definiţi în capitolul precedent. Curba D(t) ne indică dauna probabilă în funcţie de

durata întreruperii în alimentarea cu energie electrică şi are forma:

Daunele de calitate se determină pe

baza penalizărilor prevăzute în reglementări

specifice sau în contracte pentru abateri de

calitate. În cazul energiei electrice, potrivit

standardului de performanţă şi a contractelor

cadru, valoarea penalităţilor se negociază.

Pentru abaterile de tensiune şi de frecvenţă se

penalizează prin reducerea tarifului practicat cu

12.5% (valoare recomandată) pentru cantitatea

de energie livrată cu abateri de tensiune sau

frecvenţă:

Determinarea daunelor probabile D W ccal cal w= ⋅ ⋅0125. [$/an]

(5.9)

în care Wcal reprezintă energia livrată, necorespunzătoare calitativ într-un an, iar cw costul

unitar al unui KWh, având valoarea de aproximativ 0.05 [$/KWh].

5.1. Principalii indicatori de eficienţă economică

Există două categorii principale de indicatori tehnico-economici:

a) Indicatori pentru stabilirea eficienţei investiţiei;

b) Indicatori pentru compararea tehnico-economică a investiţiilor.

Indicatorii cei mai utilizaţi din prima categorie sunt:

1. Venitul net actualizat, VNA:

[$] (5.10) ∑=

−+⋅++−−−+−=sT

i

ireziremiiiii aVVDICVIVNA

10 )1()(

în care:

I0 - investiţia efectivă în anul iniţial (0), [$];

Vi - veniturile obţinute în anul i în urma realizării investiţiei, [$/an];



Ci - cheltuielile anuale de calcul în anul i, în [$/an];

(5.11) wpipiiefii CCCCC +++= exp

Ii - investiţia efectivă în anul i, [$];

Di - dauna probabilă în anul i, {$/an];

a - rata de actualizare, egală cu 0.1-0.12 [an-1] potrivit ultimelor recomandări.

In valoarea investiţiilor se iau în considerare investiţiile de înlocuire, Iin dar nu se

consideră investiţiile de echivalare. In mod similar în valoarea cheltuielilor anuale nu se

consideră cheltuielile de amortizare sau cele de echivalare. În valoarea venitului anual, Vi, se

includ încasările anuale din producţia de bază, în cazul nostru din vânzarea de energie. De

remarcat că actualizare se face la data efectuării primelor cheltuieli de investiţie.

Pentru lucrările de alimentare cu energie electrică, indicatorul VNA poate fi utilizat

în cazul furnizorului de energie electrică.

Investiţia este rentabilă dacă VNA>0.

2. Rata internă de rentabilitate, RIR. Reprezintă valoarea ratei de actualizare, a,

pentru care VNA=0:

(5.12) { }0)(|100 =⋅= aVNAaRIR

Dacă RIR > 10-15% atunci investiţia se consideră eficientă, altcum ea mai trebuie analizată.

Acest indicator se poate utiliza la fel ca şi VNA.

3. Indicele de profitabilitate, Ip:

∑

∑

=

−

=

−

+⋅+++

+⋅++=

s

s

T

i

iiii

T

i

ireziremii

p

aDCII

aVVVI

10

1

)1()(

)1()( (5.13)

Este definit ca raport dintre veniturile actualizate din perioada de studiu şi totalul

cheltuielilor din aceeaşi perioadă. O investiţie este eficientă dacă Ip > 0.

4. Durata de recuperare actualizată, Trec:

(5.14)

{ }

])[()1()(

)(1)1()()(

0)(|

10

ttaDCIVVV

itaDCIVVVItF

tFtT

ttttreztremtt

T

i

iiiireziremii

rec

s

−⋅+⋅−−−+++

+−⋅+⋅−−−+++−=

==

−

=

−∑

în care 1(x) reprezintă funcţia treaptă (=0 pentru x < 0 şi =1 pentru x≥0), iar [x] reprezintă

partea întreagă a numărului real x.



O investiţie este cu atât mai eficientă cu cât Trec este mai mic. Având în vedere

influenţa ratei de actualizare a, o investiţie poate fi considerată eficientă dacă Trec < 8 ani.

5. Criteriul CTA, cheltuieli totale actualizate:

(5.15) CTA I I C D Vrez Vrem a I ai i i i ii

echd

i

Ts

= + + + − − ⋅ + + ⋅ +−

=∑0

1

1 1( ) ( ) −( )

în care d reprezintă durata de execuţie a lucrărilor de investiţie. Se remarcă că investiţia de

echivalare se ia în considerare în ultimul an de realizare a lucrărilor.

In valoarea investiţiilor se includ investiţiile efective, Ief şi cele de înlocuire, Iin. În

valoarea cheltuielilor de calcul se includ şi cheltuielile de exploatare ale investiţiei de

echivalare, Cech ca şi cele pentru realizarea producţiei de echivalare, Cefech, începând cu anul

d+1. Nu se iau în considerare cheltuielile pentru amortizare.

Acest indicator, CTA, este recomandat pentru compararea tehnico-economică a

variatelor de alimentare cu energie electrică a consumatorilor.

In cazul în care cheltuielile, veniturile şi daunele anuale sunt constante, iar investiţia

se realizează în anul 0, atunci relaţiile de mai sus se simplifică:

( ) (( )

)1 1 1 111

+ = ⋅ −+

=−

=∑ a

a aTi

i

T

T sa

s

s (5.16)

în care Tsa reprezintă durata de studiu actualizată. De exemplu pentru Ts=10 ani, rezultă

Tsa=6.14 ani, pentru Ts=20 ani avem Tsa=8.51, iar pentru Ts=30 ani, rezultă Tsa=9.43 ani.

Alegerea caracteristicilor instalaţiilor


6. Alegerea caracteristicilor instalaţiilor

In acest capitol ne vom referi la câteva caracteristici mai importante pentru

elementele schemelor instalaţiilor electrice de alimentare a consumatorilor industriali şi a

receptoarelor acestora cum sunt: stabilirea tensiunii de alimentare, stabilirea amplasamentelor

pentru staţii şi posturi de transformare, stabilirea schemei de comutaţie, alegerea puterii

transformatoarelor, alegerea secţiunii cablurilor şi conductoarelor.

6.1. Alegerea tensiunii de alimentare

Este influenţată de mai mulţi factori printre care:

• caracteristicile instalaţiilor SEN din zonă;

• sarcinile maxime de durată cerute de consumator şi de receptoare;

• tensiunea de funcţionare a receptoarelor;

• reducerea la minim a numărului de trepte de tensiune utilizate în incinta unui

consumator;

• existenţa unei centrale proprii;

• eficienţa economică.

Potrivit normativului PE-124/95, tensiunea de alimentare se alege în principal pe baza

sarcinii maxime de durată şi a momentului acesteia faţă de punctul de racord (a se vedea

tabelul din cap. 1).

Treptele de tensiune de alimentare recomandate sunt:

• 400 sau 110 KV pentru sarcini Smax ≥ 50 [MVA] şi MS 1500 [MVA⋅Km];

• 110 KV pentru sarcini 7.5 ≤ Smax ≤ 50 [MVA] şi MS ≤ 1500 [MVA⋅Km];

• 110 KV sau 20 KV pentru sarcini 2.5 ≤ Smax ≤ 7.5 [MVA] şi 30 ≤ MS ≤ 80

[MVA⋅Km];

• 20 KV sau 0.4 KV pentru sarcini 0.1 ≤ Smax ≤ 2.5 [MVA] şi MS ≤ 8 [MVA⋅Km].

•

Sunt necesare calcule de optimizare a soluţiei, de exemplu prin CTA, în următoarele

situaţii:



• în cazul existenţei posibilităţii alimentării la mai multe tensiuni;

• în cazul platformelor industriale cu consumuri importante de putere şi energie a

căror realizare implică realizare de noi staţii sau modificarea structurii reţelei;

• în cazul existenţei unor centrale proprii care pot debita energia la diferite trepte de

tensiune.

• De altfel, pentru marii consumatori, este recomandată întotdeauna efectuarea unui

calcul de eficienţă.

Pentru sistemul intern de distribuţie, în cazul unităţilor mari poate fi de 10, 6, 0.66 şi

0.4 KV.

Datorită tipurilor de receptoare existente, aproape întotdeauna trebuie utilizată tensiunea de

0.4 KV. Alegerea tensiunii interne de 6 sau 10 KV este legată de existenţa motoarelor la una

din aceste tensiuni. De remarcat că multe unităţi realizează numai echipamente la 10 (12) KV.

In literatură se recomandă şi utilizarea tensiunii de 0.66 KV, având în vedere gama de puteri

pentru motoare realizată la această tensiune. Utilizarea unui număr mai mare de 2 trepte de

tensiune în reţeaua internă, conduce la pierderi de energie în transformatoarele de putere

dintre treptele de tensiuni.

Ca recomandare generală, în cazurile în care diferenţa dintre CTA la variantele de

realizare a reţelei de alimentare cât şi a reţelei interne, rezultă mai mică de 10 %, se

recomandă utilizarea tensiunii mai mari datorită perspectivei mai bune pe care o oferă

(capacitate de transport mai mare).

6.2. Staţii şi posturi de transformare

In legătură cu acestea trebuie rezolvate următoarele probleme:

• alegerea amplasamentelor;

• alegerea schemei de comutaţie primară şi secundară;

• alegerea numărului şi a puterii optime a transformatoarelor.

6.2.1. Stabilirea amplasamentelor

Alegerea judicioasă a amplasării staţiilor de transformare şi a punctelor de distribuţie

este un factor hotărâtor în acţiunea de optimizare a reţelei electrice dintr-o incintă industrială.



Abaterea de la poziţiile optime ale amplasamentelor conduc la creşterea investiţiilor în

reţelele de cabluri şi la creşterea pierderilor de energie în reţelele de cabluri.

Operaţia de stabilire optimă a amplasamentelor începe cu stabilirea cartogramei

sarcinilor pe planul general de amplasare a secţiilor de producţie. Pentru fiecare secţie se

trasează conturul clădirilor şi sarcinile de calcul sub forma unor cercuri având raza

dependentă de sarcină:

r PKi

i

SC

=

în care Pi reprezintă puterea cerută

în secţia (clădirea) respectivă, iar

KSC este un factor de scară în

[KW/mm2]. Fiecare cerc poate fi

împărţit în sectoare reprezentând

diferitele categorii de sarcini:

iluminat, forţă, joasă sau medie

tensiune, etc.

Întrucât puterile reactive

absorbite de secţii se pot asigura şi

din surse locale (baterii de

condensatoare) este utilă trasarea

unei asemenea cartograme şi

pentru puterea reactivă.

Urmează calculul

coordonatelor centrului de sarcină

atât la nivelul secţiilor cât şi la

nivelul unităţii economice. Pentru aceasta se pot utiliza mai multe metode:

Figura 6.1

Reprezentarea sarcinilor în plan

a) Metoda momentelor sarcinilor

XP x

P

i ii

n

ii

n01

1

=⋅

=

=

∑

∑ (6.1)



YP y

P

i ii

n

ii

n01

1

=⋅

=

=

∑

∑ (6.2)

în care xi, yi reprezintă coordonatele sarcinii i.

b) Metoda momentelor energiei

XP T x

P T

i PMi ii

n

i PMii

n01

1

=⋅ ⋅

⋅

=

=

∑

∑ (6.3)

YP T y

P T

i PMi ii

n

i PMii

n01

1

=⋅ ⋅

⋅

=

=

∑

∑ (6.4)

în care TPMi reprezintă durata de utilizare a puterii active, Pi, i=1,2,..,n.

Relaţiile de mai sus se aplică succesiv pentru fiecare secţie şi apoi pentru nivelul

unităţii.

Se pot utiliza şi metode mai precise care ţin seama de valoarea investiţiilor, a

pierderilor de energie şi de valoarea cheltuielilor de exploatare. Experienţa arată însă că în

majoritatea cazurilor aplicarea unor metode simple de calcul sunt suficiente întrucât erorile de

determinare a sarcinilor şi a traseelor definitive sunt mai mari decât erorile proprii metodelor

respective.

Un aspect important care trebuie luat în considerare este dinamica sarcinilor pe o

perioadă mai lungă (10÷15) ani. Într-adevăr, creşterea productivităţii instalaţiilor, utilizarea

unor tehnologii moderne, modificarea numărului de schimburi, precum şi dezvoltări

ulterioare, pot conduce la modificări importante faţă de prevederile iniţiale.

6.2.2. Stabilirea schemelor de comutaţie

Presupune stabilirea schemelor de realizare a instalaţiilor de alimentare şi a reţelelor

interne, a echipamentelor de comutaţie ce se montează în staţii, posturi şi pe liniile

componente ale reţelelor. Această problemă este în final tot o problemă de optim care se

rezolvă prin compararea tehnico-economică a mai multor variante.

La fixarea variantelor trebuie să se ţină seama de următoarele:



• O importantă cale de reducere a investiţiilor o constituie realizarea staţiilor de

transformare de tip racord adânc (dacă alimentarea se realizează pe 110 KV).

• Trebuie să se asigure condiţii pentru deconectarea defectelor de către protecţii.

• Să se asigure siguranţa în funcţionare impusă de receptoare (eventual optimizată în

funcţie de valoarea investiţiilor şi a daunelor).

• Să se asigure condiţii pentru efectuarea lucrărilor de mentenanţă şi o flexibilitate

suficientă în efectuarea manevrelor.

• Influenţa unor receptoare asupra calităţii tensiunii (regim deformant, fenomenul de

fliker).

• Limitarea puterilor de scurtcircuit la nivelul acceptat de echipamente.

• Etapele de dezvoltare ulterioară a firmei.

Pe partea de 110 KV a LEA de racord se montează de regulă întrerupătoare. Este

posibilă renunţarea la acestea, dacă se poate realiza declanşarea întrerupătorului din staţia de

alimentare (prin cablu pilot, fibră optică, radio).

In ceea ce priveşte instalaţiile de MT, în staţiile de conexiuni sau partea de MT a

SRA există mai multe soluţii:

• Sisteme cu bară simplă nesecţionată.

• Sisteme cu bară simplă secţionată.

• Sisteme cu bară dublă şi cuplă transversală.

• Sisteme cu bară dublă din care una secţionată.

Având în vedere calitatea celulelor executate în momentul de faţă (celule închise,

eventual cu bara şi echipamentele capsulate în SF6), se recomandă utilizarea sistemului cu

bară simplă secţionată, alimentările duble ale receptoarelor mai importante făcându-se de pe

secţii diferite.

Echiparea celulelor din staţiile principale se realizează de regulă cu separator şi

întrerupător în montaj fix sau cu întrerupător în montaj debroşabil. În celulă se vor prevedea

şi reductoare de curent pentru conectarea protecţiilor. Plecările trebuie să fie prevăzute şi cu

CLP în vederea legării liniilor la pământ. De asemenea pentru a se verifica prezenţa tensiunii

pe liniile racordate în celule se prevăd, în variantele moderne, indicatoare capacitive de

tensiune. Pentru plecări de importanţă mai mică, se pot prevedea şi celule cu separator de

sarcină şi siguranţe fuzibile, cu sau fără reductoare de curent. Alimentarea circuitelor de

tensiune din celule (măsură + protecţii) se realizează de regulă prin intermediul unei celule de

măsură, câte una pentru fiecare secţie de bare.



In ceea ce priveşte echiparea posturilor de transformare, acest lucru depinde de tipul

şi locul de amplasare al acestuia. In marile unităţi industriale, posturile de transformare, cu

puteri de 250-1600 KVA se prevăd cu celule în staţiile de alimentare, în cabina postului de

transformare, situat la distanţe de ordinul zecilor de metri, nu se mai montează nimic pe

partea de MT. Pe partea de JT se utilizează întrerupătoare automate debroşabile de tip USOL,

OROMAX, sau alte tipuri de echipamente de acest tip din import, sau întrerupătoare în

montaj fix şi separatoare. Dacă distanţa dintre staţia de distribuţie de MT şi postul de

transformare este mare sau dacă postul de transformare are două alimentări, se recomandă ca

în postul de transformare să se realizeze o bară, cu sau fără cuplă longitudinală, cu celule de

sosire de la surse şi celule de transformator. Prezenţa barei de MT este legată de realizarea

AAR la MT. Dacă AAR se realizează la JT, se poate ca pe partea de MT să fie prevăzute

numai separatoare, fiind însă obligatorii întrerupătoarele automate pe partea de JT cu

acţionare automată.

In cazul posturilor de tip abonat, cu puteri de 250-1600 KVA se recomandă utilizarea

de celule de transformator cu întrerupător şi transformatoare de curent pe partea de MT.

Transformatorul va fi prevăzut cu o protecţie maximală pe partea de MT. Pentru posturile de

transformare alimentate în buclă , celulele de linie pot fi prevăzute cu numai cu separatoare

(eventual de sarcină), iar celula de transformator cu separator de sarcină şi siguranţe. Se

remarcă utilizarea din ce în ce mai mult a separatoarelor cu 3 poziţii (închis, deschis, la

pământ). In cazul în care nu se mai prevede extinderea postului cu noi celule se recomandă

celule de tip RMU (Ring-Main Units). Dacă este necesară extinderea ulterioară a posturilor de

transformare, ele se vor prevedea cu celule extensibile. Pentru celulele care alimentează

motoare se poate utiliza şi combinaţia cu separator, siguranţe fuzibile şi contactoare de MT.

Posturile aeriene de 40-250 KVA se echipează pe partea de MT cu separator şi

siguranţe, iar pe partea de JT cu siguranţe sau întrerupătoare automate.

In ceea ce priveşte echiparea pe partea de JT a tablourilor de joasă tensiune, acestea

se prevăd fie cu siguranţe şi, eventual, cu comutatoare manuale, fie cu întrerupătoare

automate. Alegerea unui tip de echipament sau altul este dată de importanţa circuitului ca şi

de posibilitatea apariţiei suprasarcinilor. Prevederea de întrerupătoare automate se recomandă

pentru circuitele care alimentează motoare. Dacă pe un circuit apar suprasarcini şi nu se

prevede întrerupătoare automate, atunci pentru protecţia la suprasarcină se prevăd relee

termice. Aparataj de protecţie se prevede obligatoriu:

• La plecările din tabloul de distribuţie.



• La intrările în tablourile de distribuţie cu o putere totală instalată mai mare de 8

KW, ale consumatorilor racordaţi direct din reţeaua furnizorului.

• La intrarea în tablourile de forţă sau lumină cu mai mult de 5 circuite ale

consumatorilor racordaţi direct din reţeaua furnizorului. In situaţiile cu puterea

instalată cuprinsă între 5 şi 8 KW dar cu mai puţin de 5 circuite, utilizarea aparatelor

de protecţie este apreciată de către proiectant.

• La ieşirea din contorul de tarifare dacă distanţa până la tabloul de distribuţie este

mai mare de 25 m.

• În punctele în care secţiunea unei coloane scade, cu excepţia cazurilor în care

aparatajul de protecţie din amonte asigură şi protecţia zonei cu secţiune micşorată.

• La ramificaţiile spre receptoarele individuale, cu excepţia ramificaţiilor pentru

receptoare de putere mică asigurate la plecarea din tabloul electric cu maximum 16

A la 220 V.

• La plecările racordate înainte de siguranţele generale din tabloul de distribuţie.

• Pe circuitele secundare de c-dă şi semnalizare.

Pe circuitele prevăzute cu siguranţe se poate renunţa la aparatajul manual de

comutaţie, aceasta realizându-se prin manevrarea acestora, recomandate fiind separatoarele cu

MPR.

6.2.3. Alegerea puterii transformatoarelor

1. Transformatoare din staţii 110/MT

Pentru alegerea puterii transformatoarelor trebuie respectate următoarele criterii şi

principii:

• Asigurarea tranzitului puterilor pe întreaga perioadă de studiu.

• Limitarea curentului de scurtcircuit pe barele de MT la valori admisibile pentru

echipamentele din staţie şi pentru liniile de MT racordate la aceasta.

• Asigurarea condiţiilor de pornire a celui mai mare motor sau autopornirea grupului

de motoare racordate la bara de MT.

• Dacă se utilizează mai multe transformatoare, acestea vor fi identice.

• Numărul de transformatoare într-o staţie va fi de regulă egal cu 2 în cazul

consumatorilor industriali care nu au rezervare pe MT. Dacă consumatorul are o

rezervă pe MT sau daunele probabile sunt mici, atunci staţia va fi prevăzută cu un



singur transformator. Staţiile de distribuţie publică vor fi prevăzute de regulă cu un

transformator. Se admite montarea a două transformatoare dacă ea nu are rezervare

pe MT sau dacă ea alimentează şi consumatori industriali importanţi.

• Se vor utiliza de regulă transformatoare cu bobinaje din aluminiu.

• Se consideră o creştere a sarcinii pe maxim 10 ani.

Criteriul de alegere a puterii transformatoarelor este cel al CTA. Pentru un calcul

riguros, se poate efectua calculul CTA pentru fiecare situaţie în parte.

[$] (6.5) ∑=

−+⋅+++=sT

i

iiWPiexi aDCCICTA

1

)1()(

unde

I - valoarea investiţiei efective:

I N C C CT cel celMT= ⋅ + +( )110 [$] (6.6)

cu Ccel110+CcelMT=120 [mii $].

N - numărul de transformatoare identice în paralel;

CT - costul transformatorului în [$];

Cex - cheltuieli anuale de exploatare, inclusiv cele cu personalul:

Cex = ⋅ Iβ [$/an] (6.7)

cu β=0.045 [an-1].

CWP - costul pierderilor de energie anuale

C N P TN

P SS

cWP fe cun

w= ⋅ + ⋅ ⋅⎛⎝⎜

⎞⎠⎟ ⋅ ⋅( )maxΔ Δ

12

τ [$/an] (6.8)

Di - daunele probabile în anul i

În ceea ce priveşte numărul de transformatoare, în normativ se precizează

următoarele:

a) Pentru staţiile de transformare care alimentează consumatorii industriali sau

similari se prevăd de regulă 2 transformatoare. Un singur transformator poate fi

prevăzut în cazurile în care daunele sunt reduse sau când există posibilitatea de

preluare (măcar parţială) a sarcinii pe MT.

b) Pentru staţiile publice se prevăd, de regulă, un singur transformator. Se admite

montarea a două transformatoare în următoarele situaţii:

- nu există rezervare independentă (din altă staţie) pe barele de MT



- când ponderea consumului industrial în consumul staţiei este mare, iar

consumatorii industriali cer o siguranţă mărită în alimentare

Pentru alte situaţii, în care precizările de mai sus nu conduc la o decizie clară,

normativul prevede utilizarea metodei daunei specifice de frontieră. În tabelul 6.1 sunt

date daunele specifice raportate la preţul energiei (valoare daune / valoare energie

nelivrată) de la care este eficientă trecerea la două transformatoare. Valorile sunt

diferenţiate în funcţie de coeficientul kM1, gradul de încărcare al transformatorului în

situaţia în care acesta ar fi singur.

De precizat că utilizarea criteriului CTA, potrivit celor expuse mai sus, prin

considerarea daunelor, dă rezultatele cele mai convingătoare.

Paşii de urmat sunt:

A. Stabilirea puterii maxime tehnice, Snth:

10

10

)1( Mnth

Mnth

SSNSS

≥⋅−≥

pentru cazul când se montează un transformator în staţie, respectiv pentru cazul când se

montează mai multe (dacă se defectează un transformator, celelalte trebuie să poată prelua

sarcina). SM10 reprezintă sarcina din anul 10 de studiu an din care sarcina nu mai creşte.

Cu un transformator astfel ales, se verifică că valoarea curentului de scurtcircuit nu

depăşeşte valorile admise.

nT

M SSk max

1 =

I UZ Z

Ikn

s Tkad=

⋅⋅ +

≤11

3.| |

(6.9)

unde Zs este impedanţa de scurcircuit a sistemului pe bara de alimentare a transformatoarelor.

Se verifică de asemenea că tensiunea la bornele motoarelor este suficientă pe

perioada pornirii:

U I Z UZ Z Z

Z k Umot p motp

n

s T motpmotp

nmot= ⋅ =⋅

⋅ + +⋅ ≥ ⋅

1053 3

.| |

(6.10)

în care k=0.85 pentru pornirea unui motor şi 0.70 pentru autopornirea unui grup de motoare.

Ip, Zmotp reprezintă curentul de pornire, respectiv impedanţa de pornire pentru cel mai mare

motor care porneşte sau pentru grupul de motoare care autopornesc. Pentru cazul unui grup de



motoare care autopornesc, Zmotp se consideră pentru turaţia la care ajunge motoarele după un

gol de tensiune.

Tabelul 6.1 Valoarea daunelor specifice de la care devine economică instalarea a două transformatoare

identice

TSM [h/an] SnT kM1

2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 10 0.4

0.6 0.8 1.0

41 26 19 14

27 17 12 9

20 13 9 7

16 10 7 5

13 8 6 4

11 7 4 3

10 6 4 2

16 0.4 0.6 0.8 1.0

28 18 13 9

16 12 8 6

14 9 6 4

11 7 5 3

9 5 4 2

8 5 3 2

7 4 2 1

25 0.4 0.6 0.8 1.0

18 12 8 6

12 8 5 3

9 6 4 2

7 4 3 2

6 3 2 1

5 3 2 1

4 2 1

0.5 40 0.4

0.6 0.8 1.0

16 10 7 5

11 7 5 3

8 5 3 2

6 4 3 2

5 3 2 1

4 3 2 1

4 2 1

0.5 63 0.4

0.6 0.8 1.0

15 9 7 5

10 6 4 3

7 5 3 2

6 4 2 1

5 3 2 1

4 2 1 1

3 2 1

0.5

B. Se alege varianta economică a puterii, Snec, prin calculul CTA pentru mai multe

variante (ca număr de transformatoare şi ca putere) şi alegerea celei cu CTA minim.

In îndrumarul de proiectare 1E-Ip51/1-94 se dă o procedură simplificată de stabilire a

sarcinii economice pe baza sarcinii maxime de calcul, SMC considerând fie un o creştere

anuală a sarcinii cu o rată r, fie un salt cu o valoare Z în anul t:

(6.11) S m SMC r M= ⋅ 1

în care SM1 - sarcina din primul an de studiu pe un singur transformator.



mr - coeficient care ţine seama de creşterea sarcinii cu rata anuală, r [%], dat în

tabelul 6.2 mr=f(r). Valoarea SMC este ceva mai mică decât SM1⋅(1+r)10 pentru a se asigura o

putere optimă pe întreaga perioadă de studiu.

Tabelul 6.2 Valorile multiplicatorului mr corespunzător unor sarcini maxime anuale în creştere cu rată

medie anuală r

r [%/an] 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

mr 1.00 1.03 1.06 1.09 1.13 1.16 1.21 1.25 1.30 1.35 1.41 S m SMC s M= ⋅ 1

ms - coeficient care ţine seama de creşterea sarcinii cu salt într-unul din anii 1-10,dat

în tabelul 6.2, ms=f(Z, t), cu Z- valoarea saltului de sarcină şi t anul de salt.

Tabelul 6.3 Valorile multiplicatorului ms corespunzător unei creşteri în salt de Z ori la sfârşitul anului t

de exploatare

Anul t de salt Z 1 2 3 4 5 6 7 8 9

1.2 1.18 1.16 1.15 1.13 1.12 1.30 1.09 1.08 1.07 1.4 1.36 1.33 1.30 1.27 1.24 1.21 1.19 1.17 1.14 1.6 1.55 1.50 1.45 1.41 1.37 1.39 1.29 1.26 1.23 1.8 1.75 1.67 1.61 1.55 1.50 1.45 1.40 1.36 1.31 2.0 1.92 1.84 1.77 1.70 1.63 1.57 1.51 1.46 1.40 2.2 2.10 2.01 1.93 1.85 1.77 1.70 1.63 1.56 1.50 2.4 2.29 2.19 2.09 2.00 1.91 1.82 1.74 1.67 1.59 2.6 2.48 2.36 2.25 2.15 2.05 1.95 1.86 1.77 1.69 2.8 2.67 2.54 2.42 2.30 2.19 2.08 1.98 1.89 1.79 3.0 2.85 2.71 2.58 2.45 2.33 2.22 2.10 2.00 1.89

Din tabelele 6.4 sau 6.5 se alege Snec=f(SMC, TSM) prin încadrarea SMC într-o plajă

aferentă unei puteri nominale de transformator.

C. Se alege puterea transformatorului:

Sn=max(Snth, Snec).



Tabelul 6.4 Domeniile de utilizare economică a transformatoarelor TTUS-110 kV cu bobinaje din Al

TSM [h/an] Sn [MVA] 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000

10 0-7.9 0-7.3 0-6.8 0-6.2 0-5.7 0-5.3 0-4.9 16 7.9-10.4 7.3-9.6 6.8-8.9 6.2-8.2 5.7-7.5 5.3-6.9 4.9-6.4 25 10.4-25 9.6-25 8.9-25 8.2-23.3 7.5-21.5 6.9-19.8 6.4-18.2 40 25-40 25-40 25-40 23.3-40 21.5-40 19.8-40 18.2-38.1 63 40-63 40-63 40-63 40-63 40-63 40-63 38.1-63

Tabelul 6.5

Domeniile de utilizare economică a transformatoarelor TTUS-110 kV cu bobinaje din Cu TSM [h/an] Sn

[MVA] 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 25 0-25 0-25 0-25 0-25 0-24.7 0-22.8 0-21.0 40 25-40 25-40 25-40 25-40 24.7-40 22.8-40 21.0-40 63 40-63 40-63 40-63 40-63 40-63 40-63 40-63

2. Transformatoare din posturi

Se aplică aceleaşi principii. In normativul 3. RE-Ip 51/2-93 se dau curbe şi tabele cu

valori economice ale transformatoarelor în funcţie de TSM şi Smax pentru diferite grade de

încărcare.

O verificare importantă care trebuie efectuată ca pe perioada pornirii motoarelor

tensiunea să nu scadă sub valoarea de 0.7Un pentru a nu a fi afectată funcţionarea altor

receptoare (contactoare, relee, etc.).

Potrivit normativului I7, tensiunea la bornele motoarelor de joasă tensiune nu trebuie

să scadă sub 12 % Un.

6.3. Alegerea secţiunii cablurilor şi conductoarelor

Secţiunea cablurilor şi a conductoarelor se determină ţinând seama de o serie de

restricţii tehnice, după cum urmează:

• Încălzirea în regim de durată ca urmare a efectului termic al curentului de calcul.

• Încălzirea în regim de scurtă durată ca urmare a efectului termic al curenţilor de

scurtcircuit şi al curenţilor de pornire al motoarelor.

• Căderea de tensiune în regimuri normale şi de avarie.



• Rezistenţa mecanică, în special în cazul liniilor aeriene.

• Pierderi prin efect corona în cazul LEA de FIT.

Respectarea condiţiilor de mai sus nu asigură însă în mod obligatoriu şi o funcţionare

economică a liniilor electrice. Se impune în primul rând determinarea unei secţiuni economice

care să fie apoi verificată la condiţiile tehnice de mai sus. Secţiunea aleasă în final va fi:

( )S Steh ec= max , S

6.3.1. Alegerea secţiunii pe criterii economice

Secţiunea economică se stabileşte pe baza unui calcul tehnico-economic care are la

bază CTA:

CTA N A K S l p T lS N

I c Texsa w sa= ⋅ + ⋅ ⋅ ⋅ + ⋅⎡

⎣⎢⎤⎦⎥+ ⋅ ⋅

⋅⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ −( ) max1

1003 12 3ρ τ 0 (6.12)

în care - N - reprezintă numărul de circuite al liniei;

- A - costul specific al liniei, independent de secţiunea liniei, în [$/Km];

- K - costul specific pe unitatea de lungime şi de secţiune, în [$/Km⋅mm2];

- pex - procentul de cheltuieli de exploatare anuale din valoarea investiţiei în [%/an];

- Tsa - durata de studiu actualizată:

T aa asa

iT

i

T

s

s

= + = −+

⎡

⎣⎢

⎤

⎦⎥

−

=∑ ( )

( )1 1 1 1

11

(6.13)

- ρ - rezistivitatea materialului din care este realizat conductorul, în [Ω⋅mm2/Km];

- l - lungimea liniei în [Km];

- S - secţiunea liniei care trebuie determinată, în [mm2];

- Imax - curentul maxim pe linie în [A];

- τ - timpul de pierderi pentru energia electrică activă:

τ = ⋅+ ⋅− ⋅

T TTSM

SM

SM

3175 0 2758760 0 363

.

. [h/an]

- TSM - durata de utilizare a sarcinii maxime în [h/an];

- cw - costul energiei electrice pierdute, egal cu 50 [$/MWh].

Dacă la majorarea numărului de circuite este necesară mărirea numărului de celule

din capetele liniei, acestea se adaugă la CTA. Făcând minimul funcţiei CTA=f(N,S) se obţine

secţiunea optimă din punct de vedere economic.



Normativele actuale utilizează o metodă simplificată. Astfel se determină secţiunea

economică pentru linia cu un circuit:

dCTA SdS

K l p T I lS

c Texsa w sa

( , )max

1 1100

3 22

3= ⋅ ⋅ + ⋅⎡⎣⎢

⎤⎦⎥− ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ =−ρ τ 10 0 (6.14)

S I c T

K p Tec

w sa

exsa

= ⋅⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅

⋅ + ⋅⎡⎣⎢

⎤⎦⎥

−

max3 1

1100

3ρ τ 0 (6.15)

din relaţia de mai sus se determină densitatea economică de curent:

j IS

K p T

c Tecec

exsa

w sa

= =⋅ + ⋅⎡⎣⎢

⎤⎦⎥

⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ −max

1100

3 1 3ρ τ 0

K

(6.20)

În cazul în care se montează mai multe conductoare pe fază, fără celule la capete,

densitatea economică de corectează cu relaţia:

(6.21) j jecN ec j= ⋅

În cazul în care se creşte numărul de circuite, se utilizează o relaţie asemănătoare:

(6.22) j j KecN ec jnc= ⋅

unde coeficienţii Kj, Kjnc sunt coeficienţi supraunitari (1.15-1.6). Coeficientul Kjnc depinde şi

de lungimea liniei.

Procedura prevăzută de normativ pentru determinarea secţiunii economice este

următoarea:

1. Se alege din tabele, în funcţie de TSM şi Imax , de tipul şi tensiunea liniei, densitatea

economică de curent, jec şi Kj sau Kjnc.

2. Se determină secţiunea economică:

S Ijecec

= max (6.23)

3. Se determină numărul optim de conductoare pe fază sau numărul optim de circuite:

N Ij K S

SK Sc

ec j

ec

j

=⋅ ⋅

=⋅

max

max max

sau (6.24)

N Ij K S

SK Sc

ec jnc

ec

jnc

=⋅ ⋅

=⋅

max

max max

(6.25)

aici Smax reprezintă secţiunea maximă pentru un tip constructiv de linie:

• LEA JT - Smax = 95 mm2.

• LEA MT - Smax = 120 mm2.



• LES JT - Smax = 240 mm2.

• LES 6 KV - Smax = 240 mm2.

• LES 20 KV - Smax = 150 mm2.

4. Se alege numărul de conductoare, N prin rotunjirea valorii de calcul, Nc. Pentru

valori mici se procedează astfel:

a) dacă Nc ≤ 1.41, se alege N=1;

b) dacă 1.41 < Nc ≤ 2.5, se alege N=2.

De regulă, dacă N>1 atunci, S=Smax.

Determinarea sarcinii maxime, Imax, se face în mai multe variante, după caz:

• Sarcina maximă este egală cu cea din primul an şi nu variază.

• Sarcina creşte în fiecare an cu o rată anuală, r. In acest caz sarcina de calcul Imax nu

se ia egală cu valoarea I1⋅(1+r)10 ci se utilizează o valoare corectată mai mică astfel încât

funcţionarea să fie economică pe întreaga perioadă:

(6.26) I I rmax = ⋅1 K

în care I1 este sarcina maximă din primul an. Kr se ia din tabele în funcţie de rata de creştere r

şi de perioada de creştere a sarcinii după primul an.

• Sarcina creşte anual cu o rată r şi, în plus, prezintă un salt într-unul din ani. Sarcina

maximă de calcul se ia:

(6.27) I I Krsmax = ⋅1

cu Krs luat din tabele în funcţie de r şi de anul şi valoarea de salt a sarcinii.

În cazul liniilor formate din mai multe tronsoane, sarcina de calcul se face în funcţie

de curenţii pe tronsoane şi de lungimea acestora, din condiţia de pierderi echivalente:

∑

∑

=

=

⋅= n

ii

n

iii

e

l

lII

1

1

2

max (6.28)

In mod similar se procedează şi cu durata de utilizare a sarcinii maxime:

TW W

P QSM

ii

n

Qii

n

ii

n

ii

n= ⋅

⎛⎝⎜

⎞⎠⎟ +

⎛⎝⎜

⎞⎠⎟

⎛⎝⎜

⎞⎠⎟ +

⎛⎝⎜

⎞⎠⎟

= =

= =

∑ ∑

∑ ∑103 1

2

1

2

1

2

1

2. (6.29)



6.3.2. Alegerea secţiunii pe criterii tehnice

Practic secţiunea aleasă economic se verifică la restricţiile tehnice de mai jos.

1. Verificarea la sarcina maximă de durată. Este necesar ca temperatura

conductorului în regim de durată nu depăşeşte valorile prescrise de fabricant. Valorile acestor

temperaturi sunt în jurul lui 70 °C.

Practic se face verificarea că inegalitatea de mai jos este respectată:

(6.30) I Iadc c≥

în care Iadc reprezintă curentul admis de conductor (cablu) corectat în funcţie de condiţiile de

montare, iar Ic reprezintă curentul de calcul (curentul de sarcină maximă).

Valoarea Iadc se calculează pe baza curentului admis de conductoare şi cabluri în

condiţii standard, Iad. Acesta se ia din tabele, fiind stabilit după cum urmează:

• In cazul conductoarele liniilor aeriene neizolate sau izolate, valoarea Iad este dată

pentru θad=60-90 °C şi θa=25 [°C] şi grad de încărcare 100%.

Valoarea corectată se determină cu relaţia:

I I Kadc ad A= ⋅ 1 (6.31)

unde K1A se ia din tabele în funcţie de temperatura mediului ambiant şi de tipul

conductorului.

• Pentru cablurile electrice, normativul PE 107 dă valori ale sarcinii admisibile în

regim cu gradul de încărcare 70%. Gradul de încărcare, G, este definit ca raport între sarcina

medie şi cea maximă (de 15 minute). Valoarea Iad este dată separat pentru cabluri pozate în

pământ şi separat pentru cele pozate în aer. Pentru cablurile pozate în pământ valorile sunt

date pentru temperatura solului de 20 °C şi rezistenţa termică specifică (inversul

conductivităţii termice) egală cu 1 K⋅m/W. S-a considerat o adâncime de pozare de 0.7 m.

Pentru cabluri pozate în pământ curentul admisibil corectat se calculează cu relaţia:

(6.32) I I fadc ad= ⋅ ⋅1 2f

în care f1=f1(θad, G , θsol, Rsol) - factor de corecţie în funcţie de temperatura solului, θsol,

gradul de încărcare G, rezistivitatea solului Rsol, fiind dat în tabele;

f2=f2(nc, G , Rsol) - factor de corecţie care ţine seama de numărul de cabluri aflate în

vecinătate, fiind precizat de asemenea în tabele.

Pe lângă aceşti doi factori, în cazuri speciale, se pot aplica coeficienţi de corecţie

suplimentari:



- la montaj în tuburi se aplică un coeficient de 0.85;

- dacă se utilizează plăci de acoperire cu o curbură pronunţată astfel încât nu se

elimină incluziunile de aer, se aplică un coeficient de corecţie de 0.9.

Pentru cabluri pozate în aer valorile Iad sunt date pentru θa=30 °C. Se dau coeficienţi

de corecţie care ţin seama de temperatura mediului de aglomerarea de cabluri ca şi de modul

de aşezare a acestora:

(6.33) I I K Kadc ad a n= ⋅ ⋅

în care Ka ţine seama de temperatura aerului. iar Kn ţine seama de numărul de cabluri şi de

aşezarea acestora.

De precizat că la stabilirea sarcinii de calcul Ic trebuie să se ţină seama (aşa cum s-a

mai arătat) de influenţa regimurilor intermitente sau variabile.

2. Stabilitatea termică la scurtcircuit - Are rolul de a asigura că pe durata unui

scurtcircuit sau pe durata pornirii unor motoare, temperatura cablului nu depăşeşte valoarea

admisă pe o durată scurtă de timp, θkad, egală, la majoritatea cablurilor cu 160 °C.

Verificarea are la bază relaţia:

(6.34) θθθ dcmdttiR k ⋅⋅≤⋅⋅ )()()( 2

relaţie care poate fi scrisă şi altfel (după separarea variabilelor şi integrarea după timp,

respectiv după temperatură). De remarcat că pentru un calcul acoperitor se consideră că la

începutul scurtcircuitului temperatura avea valoarea maximă de regim permanent.

i t dt S c dk

t

Rad

kadk2

0

20

0

0

0

11

( ) ( )( )

⋅ ≤⋅ ⋅

⋅+ ⋅ −+ ⋅ −

⋅∫ ∫γ

ρβ θ θα θ θ

θθ

θ

(6.35)

în care ∝R reprezintă coeficientul de variaţie al rezistenţei cu temperatura în [°C]-1;

c - căldura specifică a materialului din care este realizat conductorul în [J/Kg⋅°C];

β - coeficientul de variaţie a căldurii specifice cu temperatura în [°C]-1;

c0 - căldura specifică la temperatura de referinţă θ0 [J/Kg⋅°C];

ρ0 - rezistivitatea materialului la temperatura de referinţă θ0 [Ω m];

Primul termen al integralei ne dă curentul echivalent de scurtcircuit, iar cel de-al

doilea poate fi evaluat pe baza densităţii de curent admise la scurcircuit, jk.

(6.36) I I j Ske kad k2 2≤ = ⋅( )2

I I m n tke k k= ″ ⋅ + ⋅( ) (6.37)



în care parametrii m şi n ţin seama de aportul componentei aperiodice a curentului de

scurtcircuit, respectiv de variaţia în timp (la defecte apropiate de generatoare) a componentei

periodice.

3. Stabilitatea electrodinamică la scurtcircuit. Se va verifica că forţele

electrodinamice care apar între conductoarele fazelor nu depăşesc valorile admise din punct

de vedere mecanic de către conductoare. Problema se pune numai în cazul conductoarelor sub

formă de bară, fixate rigid.

4. Verificarea la căderea de tensiune. Căderea de tensiune admisă în liniile electrice

este la joasă tensiune de 5% în instalaţiile de forţă şi 3% în instalaţiile de lumină, dacă

alimentarea consumatorului se face direct din reţeaua furnizorului. Dacă alimentarea

consumatorului se face dintr-un post de transformare sau centrala proprie, valorile pierderilor

de tensiune este limitată la 10, respectiv 8%. Căderea de tensiune admisă pe perioada de

pornire a unui motor este de maxim 12 %.

ΔU I R X= ⋅ ⋅ + ⋅[ cos( ) sin( )]φ φ (6.39)

Practic trebuie respectată inegalitatea:

ΔΔ

UU

Un

ad⋅ ⋅ ≤3 100 (6.40)

Pentru reţele de joasă tensiune, densitatea de curent admisă pe perioada pornirii

motoarelor este de 35 A/mm2 pentru cupru, respectiv 20 A/mm2 pentru conductoare de

aluminiu.

5. Din punct de vedere al rezistenţei mecanice, normativele prevăd secţiuni minime,

chiar dacă din alte calcule rezultă valori mai mici. La cablurile de energie în general,

secţiunea minimă este de 1.5 mm2, în cazul conductoarelor de cupru şi 4 mm2 în cazul

conductoarelor de aluminiu. In cazul conductoarelor montate în exterior, pe pereţii clădirilor,

secţiunile minime sunt de 4 mm2 în cazul cuprului şi 10 mm2 în cazul conductoarelor din

aluminiu. În normative se dau secţiuni minime pentru diferite categorii de instalaţii.

Bibliografie


Bibliografie

1. Albert, H., Florea, I. – Alimentarea cu energie electrică a întreprinderilor

industriale, Editura Tehnică Bucureşti, 1987, Vol. I+II.

2. Comşa, D., şa – Proiectarea instalaţiilor electrice industriale, Editura Didactică

şi Pedagogică, Bucureşti, 1979.

3. Mircea, I. – Instalaţii şi echipamente electrice, Editura Didactică şi Pedagogică,

Bucureşti, RA, 1996.

4. Balaurescu, D., Eremia, M., Îmbunătăţirea factorului de putere, Editura Tehnică,

Bucureşti, 1981.

5. Baraboi, A., şa – Tehnici moderne în comutaţia de putere, Editura A 92, Iaşi,

1996.

6. Codul Tehnic al Reţelelor de Distribuţie, aprobat prin Decizia ANRE nr.

101/2000.

7. Decizia ANRE nr. 57/11.10.1999 pentru aprobarea contractelor-cadru de

furnizare a energiei electrice.

8. Ordinul ANRE nr. 11 din 28.06.2001 pentru aprobarea tarifelor la energia

electrică livrată consumatorilor captivi

9. Decizia ANRE nr. 22/08.02.2000 pentru aprobarea Procedurii de soluţionare a

neînţelegerilor apărute la încheierea contractelor în sectorul energiei electrice şi

termice

10. Ordinul ANRE nr. 5/28.11.2000 pentru aprobarea Metodologiei privind

încadrarea pe pe categorii a consumatorilor de energie electrică

11. Ordinul ANRE nr. 4/12.10.2000 privind aprobarea Regulamentului pentru

acreditarea consumatorilor eleigibili de energie electrică

12. Decizia ANRE nr. 33/26.08.1999 pentru aprobarea Regulamentului de constatare,

notificare şi sancţionare a abaterilor de la reglementările emise în domeniul

energiei electrice şi termice

13. Decizia ANRE nr. 34/27.08.1999 privind aprobarea Standardului de performanţă

pentru serviciul de furnizare a energiei electrice la tarife reglementate

Bibliografie


14. OUI 217/97 – Procedura privind taxa pentru puterea aprobată consumatorilor,

realizarea lucrărilor şi PIF.

15. PE 132/2003 – Normativ pentru proiectarea reţelelor electrice de distribuţie

publică, SC ELECTRICA SA 2003.

aliment are

Documents