1. Temat projektu.

2. Założenia projektowe.

Dane odbioru
Moc zapotrzebowana odbioru Pz w kolejnych latach		Nominalna	Poawaryjna
Rok 1	MW	0,5	0
2	MW	0,5	0
3	MW	4	2
4	MW	6	3
5 i nastepne	MW	8	4
Wspołczyniik cosf odbioru		0,8	0,8
Odl . nowego odbioru(lokalizacji gpa) od linii 100kv	km	2	-
GPZ DANE		GPZ a	GPZ b
Sn trafo	MVA	2*16	2*16
Straty jałowe trafo	kW	10,5	10,5
Straty obciazeniowe trafo	kW	75	75
Uz trafo	%	12	12
Io trafo(bieg jałowy)	%	0,5	0,5
Obc szczytowe GPZ	MW	10	12
Cosf		0,9	0,9
Energia pobierana z gpz w ciagu roku	GWh	25	24
Straty mocy w obw. Zasilanych z gpz	KW	150	160
Straty energii w obw zasil. Z gpz	MWh	270	280
Stopien odciazenia gpz w wyniku budowy nowego gpz	%	20	30
Stopien zmniejszenia strat mocy czynnej w obw. Zasil. Z GPZ w wyniku wybudowania nowego GPZ	%	40	50
Roczny przyrost mocy zapotrezbowanej z GPZ	%	1,5	1,5
Roczny przysrost energii pobieranej zGPZ	%	1,5	1,5
Odległ. Odbioru od istniejacych GPZ (dł. Linii ŚN)	Km	16	8

3. Proponowane rozwiązania zasilania obiektu:

3.1. Wariant 1 - zasilanie obiektu z istniejących GPZtów.

Podział obciążenia poszczególnych GPZtów

Podziału obciążenia dokonaliśmy w oparciu o założenie najmniejszych strat mocy w liniach zasilających obiekt z GPZtów A i B.

Najmniejsze straty ΔP będą gdy zostanie spełniony warunek:

ΔP1= ΔP2

co przy założeniu jednakowego przekroju przewodów s daje:

rozwiązaniem tego równania dla naszych danych jest:
. Oznacza to, że dłuższą linią l₁ (z GPZ A) będzie przesyłane 0,4 całego obciążenia obiektu, natomiast linią l₂ pozostała część obciążenia.

Przy takim podziale obciążenia zapotrzebowanie mocy w kolejnych 15 latach kształtuje się następująco:

GPZ A + odb S [MVA]	Rok	GPZ B + odb S [MVA]
11,11	0	13,33
11,28	1	14,155
11,44	2	14,355
13,62	3	16,94
14,79	4	18,66
15,97	5	20,37
16,14	6	20,58
16,33	7	20,8
16,51	8	21,02
16,7	9	21,24
16,9	10	21,48
17,09	11	21,71
17,29	12	21,94
17,49	13	22,18
17,69	14	22,42
17,89	15	22,67

Z analizy obciążenia w poszczególnych latach wynika, że już po dwóch latach konieczna byłaby wymiana transformatorów w GPZcie B na nowe jednostki o mocy 25 MVA, aby zapewnić 100% rezerwę zasilania. Podobnie należałoby postąpić z transformatorami w GPZ A w 5 roku.

Zastosowane nowe transformatory mają następujące parametry:

Transformator TNORCA o mocy 25 [MVA] prod. ABB-ELTA S.A. w Łodzi
Sn trafo	MVA	25
Straty jałowe trafo	kW	18
Straty obciążeniowe trafo	kW	125
Uz trafo	%	12
Io trafo(bieg jałowy)	%	0,5

Dodatkowo w roku 6 „przesuwamy” 2 MVA obciążenia z GPZ A do GPZ B, aby zapewnić całkowitą rezerwę w GPZ A w przypadku awarii, bez potrzeby wymiany transformatorów na 25 MVA w tym GPZcie. Rozkład obciążenia po takim zabiegu przedstawia się następująco:

GPZ A + odb S [MVA]	Rok	GPZ B + odb S [MVA]
11,11	0	13,33
11,28	1	14,155
11,44	2	14,355
13,62	3	16,94
14,79	4	18,66
15,97	5	20,37
14,14	6	22,58
14,33	7	22,8
14,51	8	23,02
14,7	9	23,24
14,9	10	23,48
15,09	11	23,71
15,29	12	23,94
15,49	13	24,18
15,69	14	24,42
15,89	15	24,67

Dobór przewodów:

Doboru przewodu dokonaliśmy ze względu na obciążalność długotrwałą:

Dobór przekroju należy przeprowadzić w ten sposób aby obciążenie robocze przewodu nie przekraczało jego obciążalności długotrwałej I_r≤I_dop.

Gdzie:

I_r- prąd roboczy odbioru

I_dop - obciążalność długotrwała przewodu.

Dla naszych danych obliczyliśmy:

I_rA= 156,96 A

I_rB= 230,94 A

Zdecydowaliśmy się na wybór linii AFL-6 120mm.

Dane tej linii to:

Odcinek GPZ A -> odb: lA=16 km RA=3,82 Ω XA=6,4 Ω

Odcinek GPZ B -> odb: lA=8 km RA=1,91 Ω XA=3,2 Ω

Dopuszczalny spadek napięcia - sprawdzenie właściwego doboru przewodów.

GPZ A			GPZ B
cos ϕ	0,8		cos ϕ	0,8
sin ϕ	0,6		sin ϕ	0,6
lA	16	km	lB	8	km
RA	3,82	Ω	RB	1,91	Ω
XA	6,4	Ω	XB	3,2	Ω
IobcA	153,96	A	IobcB	230,94	A
I czynny	123,17	A	I czynny	184,75	A
I bierny	92,38	A	I bierny	138,56	A
Rzast = Rlinii + Rtrafo	3,88	Ω	Rzast = Rlinii + Rtrafo	1,97	Ω
X zast = Xlinii + Xtrafo	8,09	Ω	X zast = Xlinii + Xtrafo	4,89	Ω
ΔU gpzA-odb= Rzast*I czynny+X zast*I bierny	1225,21	V	ΔU gpzA-odb= Rzast*I czynny+X zast*I bierny	1041,54	V
ΔU %	8,17	%	ΔU %	6,94	%

Spadki napięcia dla poszczególnych odcinków linii mieszczą się w zakresie wartości dopuszczalnych.

Harmonogram prac przy budowie zasilania dla odbioru.

Rok 0

- budowa linii 15kV z GPZ B do Odbioru o długości 8 km.

Rok 2

- wymiana transformatorów transformatorów w GPZ B na 2x25 MVA

- budowa linii 15kV z GPZ A do Odbioru o długości 16 km.

Rok 6

- transfer obciążenia 2 MVA z GPZ A do GPZ B, w celu zapewnienia 100% rezerwy w GPZ
A bez potrzeby wymiany transformatorów.

Rozkład obciążenia w poszczególnych GPZach.

Rok	Sodb z GPZ A	Sodb z GPZ B	GPZ A + odbiór +transfer	GPZ B + odbiór +transfer
	MVA	MVA	MVA	MVA
0	0	0	11,11	13,33
1	0	0,625	11,28	14,155
2	0	0,625	11,44	14,355
3	2	3	13,62	16,94
4	3	4,5	14,79	18,66
5	4	6	15,97	20,37
6	2	8	14,14	22,58
7	2	8	14,33	22,8
8	2	8	14,51	23,02
9	2	8	14,7	23,24
10	2	8	14,9	23,48
11	2	8	15,09	23,71
12	2	8	15,29	23,94
13	2	8	15,49	24,18
14	2	8	15,69	24,42
15	2	8	15,89	24,67

Straty mocy i energii.

GPZ A:

Rok Rok	Sodb z GPZ A	GPZ A +odbiór + transfer	Straty w Transformatorach Transformatorach GPZ A				Straty w istniejących obwodach zasilanych		Straty w linii A
		S	S	Mocy [kW]		Energii [MWh]		Mocy	Energii	Mocy	Energii
		[MVA]	[MVA]	Jałowe	Obciąż.	Jałowe	Obciąż.	[kW]	[MWh]	[kW]	[MWh]
0	0	11,11	21	18,08	183,96	40,46	150	270	0	0
1	0	11,28	21	18,64	183,96	41,71	152,25	274,05	0	0,00
2	0	11,44	21	19,17	183,96	42,90	154,53	278,16	0	0,00
3	2	13,62	21	27,17	183,96	60,81	156,85	282,33	67,91	226,35
4	3	14,79	21	32,04	183,96	71,71	159,20	286,57	152,8	509,28
5	4	15,97	21	37,36	183,96	83,61	161,59	290,87	271,6	905,39
6	2	14,14	21	29,29	183,96	65,55	164,02	295,23	67,91	226,35
7	2	14,33	21	30,08	183,96	67,32	166,48	299,66	67,91	226,35
8	2	14,51	21	30,84	183,96	69,02	168,97	304,15	67,91	226,35
9	2	14,7	21	31,65	183,96	70,84	171,51	308,72	67,91	226,35
10	2	14,9	21	32,52	183,96	72,78	174,08	313,35	67,91	226,35
11	2	15,09	21	33,36	183,96	74,65	176,69	318,05	67,91	226,35
12	2	15,29	21	34,25	183,96	76,64	179,34	322,82	67,91	226,35
13	2	15,49	21	35,15	183,96	78,66	182,03	327,66	67,91	226,35
14	2	15,69	21	36,06	183,96	80,70	184,76	332,57	67,91	226,35
15	2	15,89	21	36,99	183,96	82,77	187,53	337,56	67,91	226,35

GPZ B:

Rok Rok	Sodb z GPZ B	GPZ B +odbiór + transfer	Straty w Transformatorach Transformatorach GPZ B				Straty w istniejących obwodach zasilanych		Straty w linii B
		S	S	Mocy [kW]		Energii [MWh]		Mocy	Energii	Mocy	Energii
		[MVA]	[MVA]	Jałowe	Obciąż.	Jałowe	Obciąż.	[kW]	[MWh]	[kW]	[MWh]
0	0	13,33	21	26,03	183,96	61,51	160	280	0	0
1	0,625	14,155	21	29,35	183,96	69,36	162,4	284,2	3,32	11,05
2	0,625	14,355	21	30,19	183,96	71,33	164,84	288,46	3,32	11,05
3	3	16,94	36	28,70	315,36	67,82	167,31	292,79	76,40	254,64
4	4,5	18,66	36	34,82	315,36	82,29	169,82	297,18	171,9	572,94
5	6	20,37	36	41,49	315,36	98,06	172,37	301,64	305,6	1018,56
6	8	22,58	36	50,99	315,36	120,49	174,95	306,16	543,3	1810,78
7	8	22,8	36	51,98	315,36	122,85	177,58	310,76	543,3	1810,78
8	8	23,02	36	52,99	315,36	125,23	180,24	315,42	543,3	1810,78
9	8	23,24	36	54,01	315,36	127,64	182,94	320,15	543,3	1810,78
10	8	23,48	36	55,13	315,36	130,29	185,69	324,95	543,3	1810,78
11	8	23,71	36	56,22	315,36	132,85	188,47	329,83	543,3	1810,78
12	8	23,94	36	57,31	315,36	135,44	191,30	334,77	543,3	1810,78
13	8	24,18	36	58,47	315,36	138,17	194,17	339,79	543,3	1810,78
14	8	24,42	36	59,63	315,36	140,93	197,08	344,89	543,3	1810,78
15	8	24,67	36	60,86	315,36	143,83	200,04	350,06	543,3	1810,78

- Straty mocy jałowe i obciążeniowe w transformatorach GPZ zostały obliczone na podstawie wzorów:

- Straty energii jałowe i obciążeniowe obliczono na podstawie wzorów:

gdzie:

T_tr=8760

τ_tr=

τ_trA=2238h (w GPZ A)

τ_trB=2363,2h (w GPZ B)

P₁- moc istniejących obw. zasilanych

P₂- moc przesyłana linią 15kV do odbioru

τ₁- czas trwania maksymalnych strat dla istniejących obw. zasilanych

τ₂- czas trwania maksymalnych strat dla linii 15kV

- Straty mocy i energii w istniejących obwodach zasilanych rosną o 1,5% w każdym kolejnym roku.

τ_A=ΔE_A/ΔP_A=1800h (z GPZ A)

τ_B=1750h (z GPZ B)

- Straty mocy i energii w liniach 15kV zasilających odbiór:

gdzie:

S - moc pozorna odbioru;

τ_L = 3333 h (obliczona jako 2/3T=2/3*5000h)

ANALIZA EKONOMICZNA

Rok	Koszty inwestycyjne		Koszty stałe		Koszty zmienne		Koszty całkowite zdyskon - towane
		Linie zasilające	Transfor - matory	Linie zasilające	Transfor -matory	Linie zasilające		Transfor - matory
		tys. PLN	tys. PLN	tys. PLN	tys. PLN	tys. PLN	tys. PLN	tys. PLN
0	882,2	0
1	0	0
2	1644,64	100
3	0	0
4	0	0
5	0	0
6	0	0
7	0	0
8	0	0
9	0	0
10	0	0
11	0	0
12	0	0
13	0	0
14	0	0
15	0	0

---