AKADEMIA GÓRNICZO-HUTNICZA w KRAKOWIE

GOSPODARKA ELEKTROENERGETYCZNA

PROJEKT PRZYŁĄCZENIA ODBIORU PRZEMYSŁOWEGO I OSIEDLA DO SIECI ELEKTROENERGETYCZNEJ.

WSTĘPNA ANALIZA KOSZTÓW.

Konsultacja: Wykonali:

dr inż. Waldemar Szpyra. Piotr Ciemięga

Paweł Ciupek

Maciej Data

Artur Piegza

Spis treści:

1. Cel projektu -------------------------------------------------------------------------------------2

2. Dane do obliczeń i analiz----------------------------------------------------------------------3

3. Założenia projektowe---------------------------------------------------------------------------4

4. Sieć osiedlowa-----------------------------------------------------------------------------------5

5. Warianty przyłączenia odbiorów------------------------------------------------------------20

6. Analiza techniczna obu wariantów ---------------------------------------------------------26

7. Straty mocy i energii--------------------------------------------------------------------------41

8. Koszty inwestycyjne--------------------------------------------------------------------------49

9. Koszty roczne stałe----------------------------------------------------------------------------51

10. Koszty zmienne--------------------------------------------------------------------------------53

11. Całkowite roczne koszty zdyskontowane--------------------------------------------------55

12. Literatura---------------------------------------------------------------------------------------56

1. Cel projektu.

- Zaproponowanie minimum dwóch wariantów układu zasilania odbioru.

- Dobór zasadniczych parametrów elementów tych układów (obciążalność długotrwała, warunki zwarciowe, dopuszczalne spadki napięć).

- Wykonanie analizy ekonomicznej i wybór wariantu optymalnego w sensie kosztów.

Analizy ekonomiczne należy wykonać dla horyzontu czasowego 15 lat.

2. Dane do obliczeń i analiz.

Na obszarze Zakładu Energetycznego X zachodzi potrzeba zasilenia nowo powstających odbiorów: zakładu przemysłowego oraz osiedla mieszkaniowego (dane dotyczące tych odbiorów zamieszczono w tabeli 1.1)

Tabela 1.1 Dane odbiorów:

Dane odbioru przemysłowego
Wyszczególnienie	Jednostka	Stan pracy		Uwagi
					Normalny	Awaryjny
Moc maksymalna zapotrzebowania odbioru w kolejnych latach:
Rok 1	MW	1	0,0
Rok 2	MW	1	0,0
Rok 3	MW	3,0	1,0
Rok 4	MW	4,0	1,5
Rok 5	MW	6,0	2	TS=6400
Współczynnik mocy odbioru cos	-	0,8	0,8
Odległość nowego odbioru (lokalizacji GPZ) od linii 110kV	km	3
Odległość nowego odbioru od istn. GPZ (wzdłuż dop. Trasy)	km	6
Odległość odbioru od istn. Linii SN	km	0,9;1,25
Dane osiedla
Wyszczególnienie	Jednostka	Ilość		Uwagi
Domki jednorodzinne	szt.	30
Bloki 5-kondygnacyjne:	szt.	6
Liczba klatek schodowych	szt.	5
Liczba lokali na 1 klatce na 1 kond.	szt.	4
Liczba mieszk. w jednym bloku	szt.	350
Bloki 11-kondygnacyjne	szt.	5
Liczba lokali na 1 kondygnacji	szt.	8
Liczba mieszk. w jednym bloku	szt.	250
Garaże	% mieszkań	75
Budynki użyteczności publicznej:
Przedszkole	szt.	1
Pawilon handlowy	szt.	1
Poczta	szt.	1
Kino	szt.	1
Odległość od istn. GPZ	km	4,5
Odległość od istn. Linii SN	km	0,8;1,2

Odbiory te można zasilić z istniejącego GPZ pod warunkiem wybudowania nowych linii SN, lub z nowego GPZ wybudowanego specjalnie w tym celu.

Budowa nowego GPZ wiąże się ze zmianą konfiguracji istniejącej sieci, a efektem tego będzie:

- odciążenie istniejących GPZ P

- zmniejszenie strat mocy i energii w tej sieci

Dane istniejącego GPZ P umieszczone są w tabeli 1.2.

Tabela 1.2. Dane GPZ

Dane GPZ P
Wyszczególnienie	Jednostka	Tr1	Tr2
Moc znamionowa transformatorów	MVA	16	16
Straty jałowe transformatora	kW
Straty obciążeniowe transformatora	kW
Napięcie zwarcia transformatora	%	12	12
Prąd biegu jałowego transformatora	%
Obciążenie szczytowe w roku „0”	MVA	7	6
Współczynnik mocy szczytowej w roku „0”	-	0,9	0,93
Czas użytkowania mocy szczytowej w roku „0”	godz./rok	3500	3200
Stopień odciążenia GPZ w wyniku budowy nowego GPZ	%	20	15
Roczny przyrost mocy zapotrzebowanej z GPZ	%	1,1	1,1
Roczny przyrost energii pobieranej z GPZ	%	1,2	1,3
Stopień zmniejszenia strat mocy czynnej w obwodach zasilanych w wyniku wybudowania nowego GPZ	%	35	25

3. Założenia projektowe.

Do analizy wariantów rozwiązania przyjęto następujące założenia:

- Istniejąca sieć elektroenergetyczna, aparaty i urządzenia w stacjach transformatorowych spełniają warunki techniczne dla założonego przyrostu mocy w rozpatrywanym horyzoncie czasowym (z wyjątkiem transformatorów w stacjach GPZ).

- Moc transformatorów musi być tak dobrana, aby w przypadku awarii jednego z transformatorów w GPZ, drugi przeniósł pełne obciążenie zapewniając zasilanie odbiorcom (100% rezerwy mocy).

- Czas realizacji inwestycji (budowy obiektu elektroenergetycznego lub jego modernizacji) 1 rok.

4. Sieć osiedlowa.

Na rysunku 4.1 jest przedstawiony plan osiedla mieszkaniowego z naniesionym schematem elektrycznym.

Rys. 4.1

Opis rysunku :

Na rozpatrywanym fragmencie osiedla znajdują się następujące obiekty:

- 6 bloków mieszkalnych 5 kondygnacyjnych, oznaczonych numerami:1-6

- 5 bloków mieszkalnych 11 kondygnacyjnych, oznaczonych numerami: 7-11

- 30 domków jednorodzinnych, oznaczonych numerami: 16-45

- poczta, oznaczona nr.12

- pawilon handlowy, oznaczony nr.13

- przedszkole, oznaczone nr.14

- kino, oznaczone nr.15

- T1-T5 - stacje transformatorowe

- kolor zielony oznacza linie o U_N=15 kV (linia przerywana - kabel, ciągla - linia napow.)

- kolor niebieski oznacza linie o U_N=400 V

4.1 Obciążenie szczytowe poszczególnych obiektów na przyłączu nn.

Bloki 11 i 5- kondygnacyjne:

Bloki te są wyposażone w następujące media:

• elektryczność

• ciepła woda z zewnątrz

• centralne ogrzewanie

Przyjęto model energetyczny III (oświetlenie, drobne grzejnictwo, zmechanizowany sprzęt, kuchnie), tab 1.1 [1]

Domki jednorodzinne:

Domki wyposażone są w następujące media:

• gaz

• elektryczność

• centralne ogrzewanie

Przy dalszych obliczeniach przyjęto, przyjęto model energetyczny II (oświetlenie, drobne grzejnictwo, zmechanizowany sprzęt, podgrzewanie wody) , tab1.2 [1]

Tab 4.1 Sumaryczne obciążenie szczytowe na przyłączu nN dla poszczególnych rodzajów zabudowy mieszkalnej.

	Ilość budynków	Ilość mieszkńców 1 budynku	Średniówka	Moc szczytowa 1 budynku na przyłączu [kW]	Suma mocy szczytowych poszczególnych typów budynków [kW]
Domki jednorodzinne	30	-	7180 [W/gd]	7,18	215,4
Bloki 5 pietrowe	6	350	780 [W/M]	273	1638
Bloki 11 piętrowe	5	250	780 [W/M]	195	975

Budynki użyteczności publicznej.

Przedszkole

Ilość dzieci w przedszkolu przyjęto 100 Szczytówka 160 W/dziecko (współczynniki z tabeli 1.3 ze strony 20.)

P=100*160=16kW

Pawilon Handlowy

Powierzchnie Pawilonu handlowego przyjmujemy 1000m2 Szczytówka 70 W/m2 (współczynniki z tabeli 1.3 ze strony 21.)

P=1000*70=70kW

Moc szczytową dla poczty określono na 20 kW

Moc szczytową dla kina na 50kW

Tab 4.2 Moc szczytowa na przyłączu nn w budynkach użyteczności publicznej:

Nazwa obiektu	Moc szczytowa na przyłączu kW
Przedszkole	16
Pawilon	70
Poczta	20
Kino	50
	156

Oświetlenie zewnętrzne (tab. 1.5 [1])

Wskaźnik dla zabudowania wielorodzinnego 18W/mieszkańca

P_szw = 3350*18 = 60,3kW

Wskaźnik dla zabudowy jednorodzinnej 135 W/gd

P_szj = 30*135 = 4,05kW

P_szo = 64,4kW

W wartości P_szo zawiera się moc potrzebna do oświetlenia obiektów użyteczności publicznej. Całkowitą moc potrzebną do oświetlenia dzielimy na 5 i dodajemy do każdego transformatora (­P_o = 12,9 kW).

Garaże

75% mieszkań posiada garaże.

Liczba garaży 780.

Moc szczytowa na przyłączu pojedynczego garażu P_1g = 2kW.

Moc na przyłączach nn we wszystkich garażach.

P_g = 2*780 = 1560kW

Blok 5 kondygnacyjny:

Liczba mieszkań = 100

Liczba garaży = 75

Suma mocy szczytowych garaży przy jednym bloku:

P_g5 = 150 kW

Blok 11 kondygnacyjny:

Liczba mieszkań = 88

Liczba garaży = 66

Suma mocy szczytowych garaży przy jednym bloku:

P_g11 = 132 kW

4.2 Obciążenie szczytowe w warunkach normalnych poszczególnych stacji transformatorowych ŚN/nN (metoda energoprojektu).

Obciążenie szczytowe poszczególnych stacji obliczono z wzoru (tab. 1.9 [1]):

(4.1)

gdzie:

P_w - moc szczytowa zabudowy wielorodzinnej

P_j - moc szczytowa zabudowy jednorodzinnej

P_p - moc szczytowa zabudowy użyteczności publicznej

P_o - moc szczytowa oświetlenia zewnętrznego

P_g - moc szczytowa garaży

Całkowitą moc potrzebną do oświetlenia dzielimy na 5 i dodajemy do każdego transformatora

(­P_o = 12,9 kW).

l_g - liczba garaży

j - współczynnik jednoczesności dla garaży przyjmujemy 0,1

• Obciążenie szczytowe stacji ST1:

Transformator Tr1 A

Zabudowa mieszkalna wielorodzinna (10)

P_w = 195 kW

Zabudowa mieszkalna jednorodzinna (39-45)

P_j = 7*7,18 = 50,5 kW

Garaże

l_g = 2*66=132

P_g = j*l­_g* P_1g = 0,1*132*2 = 26,4 kW

Obciążenie całkowite transformatora Tr1A

P_T1 = 0,95*195+0,95*50,5+0,8*26,4= 254,5 kW

Transformator Tr1 B

Zabudowa mieszkalna wielorodzinna (11)

P_w = 195 kW

Budynki użyteczności publicznej (13,12)

P_p = 70+20=90 kW

Oświetlenie zewnętrzne

P_o = 12,9 kW

Obciążenie całkowite transformatora Tr1B

P_T1 = 0,95*195+0,8*90+12,9 = 270kW

• Obciążenie szczytowe stacji ST2:

Transformator Tr2 A

Zabudowa mieszkalna wielorodzinna (8,9)

P_w = 2*195 = 390 kW

Obciążenie całkowite transformatora Tr2A

P_T2 = 0,95*390= 370,5 kW

Transformator Tr2 B

Zabudowa mieszkalna wielorodzinna (6)

P_w = 273kW

Zabudowa mieszkalna jednorodzinna (31-38)

P_j = 8*7,18 = 57,5 kW

Garaże

l_g = 2*66 + 75 =207

P_g = j*l­_g* P_1g = 0,1*207*2 = 41,4 kW

Oświetlenie zewnętrzne

P_o = 12,9 kW

Obciążenie całkowite transformatora Tr2B

P_T2 = 0,95*273+0,95*57,5+0,8*41,4+12,9 = 360 kW

• Obciążenie szczytowe stacji ST3:

Transformator Tr 3 A

Zabudowa mieszkalna wielorodzinna (7)

P_w = 195kW

Budynki użyteczności publicznej (14,15)

P_p = 66 kW

Garaże

l_g = 1*75 + 66 = 141

P_g = j*l­_g* P_1g = 0,1*141*2 = 28,2 kW

Obciążenie całkowite transformatora Tr3A

P_T3 = 0,95*195+0,8*66+0,8*28,2 = 261kW

Transformator Tr 3 B

Zabudowa mieszkalna wielorodzinna (5)

P_w = 273 kW

Oświetlenie zewnętrzne

P_o = 12,9 kW

Obciążenie całkowite transformatora Tr3B

P_T3 = 0,95*273+12,9 = 272kW

• Obciążenie szczytowe stacji ST4:

Transformator Tr 4 A

Zabudowa mieszkalna wielorodzinna (1)

P_w = 273kW

Zabudowa mieszkalna jednorodzinna (24-26)

P_j = 3*7,18 =21,5 kW

Garaże

l_g = 2*75=150

P_g = j*l­_g* P_1g = 0,1*150*2 = 30 kW

Obciążenie całkowite transformatora Tr4A

P_T4 = 0,95*273+0,95*21.5+0,8*30= 304 kW

Transformator Tr 4 B

Zabudowa mieszkalna wielorodzinna (2)

P_w = 273 kW

Zabudowa mieszkalna jednorodzinna (27-30)

P_j = 4*7,18 =29 kW

Oświetlenie zewnętrzne

P_o = 12,9 kW

Obciążenie całkowite transformatora Tr4B

P_T4 = 0,95*273+0,95*29+12,9 = 300 kW

• Obciążenie szczytowe stacji ST5:

Transformator Tr 5 A

Zabudowa mieszkalna wielorodzinna (3)

P_w = 273 kW

Zabudowa mieszkalna jednorodzinna (20-23)

P_j = 4*7,18 = 29 kW

Garaże

l_g = 2*75=150

P_g = j*l­_g* P_1g = 0,1*150*2 = 30 kW

Obciążenie całkowite transformatora Tr5A

P_T5 = 0,95*273+0,95*29+0,8*30= 311 kW

Transformator Tr 5 B

Zabudowa mieszkalna wielorodzinna (4)

P_w = 273 kW

Zabudowa mieszkalna jednorodzinna (16-19)

P_j = 4*7,18 = 29 kW

Oświetlenie zewnętrzne

P_o = 12,9 kW

Obciążenie całkowite transformatora Tr5B

P_T5 = 0,95*273+0,95*29+12,9 = 300 kW

Tab 4.3 Obciążenie szczytowe w warunkach normalnych:

Numer stacji	ST1		ST 2		ST 3		ST 4		ST 5
Obciążenie [kW]	Tr 1A	Tr 1B	Tr 2A	Tr2B	Tr 3A	Tr 3B	Tr 4A	Tr 4B	Tr5A	Tr5B
		254,5	270	370,5	360	261	272	304	300	311	300

Obciążenie awaryjne poszczególnych stacji.

Awaryjne obciążenie poszczególnych stacji obliczono z zależności:

P_a=P+∆P (4.2)

gdzie:

P_a - obciążenie awaryjne stacji

P - obciążenie szczytowe stacji w stanie bezawaryjnym

∆P- przyrost mocy powstały na wskutek obciążenia stacji dodatkowymi odbiorami energii elektrycznej

Rozpatrzono przypadek uszkodzenia każdego transformatora w stacji.

• - awaria stacji nr 1

Tr 1A:

∆P_1Tr1B= 0,95*7*7,18 + 0,8*26,4 =69 kW

∆P_2Tr2A = 0,95*195= 185,3 kW

Tr 1B:

∆P_1Tr1A= 0,8*90=72 kW

∆P_2Tr2A = 0,95*195+12,9= 198 kW

• awaria stacji nr 2

Tr2A:

∆P_2Tr2B = 0,95*195= 185,3 kW

∆P_3Tr3A = 0,95*195 =185,3 kW

Tr2B:

∆P_4Tr4A = 0,95*273= 260 kW

∆P_2Tr2A = 0,95*57,5+0,8*41,4+12,9 =101 kW

• awaria stacji nr 3

Tr3A

∆P_3Tr3B = 0,8*66+28,2*08= 75,5 kW

∆P_2Tr2A = 0,95*195= 185,3 kW

Tr3B:

∆P_2Tr2A = 12,9 kW

∆P_2Tr2B = 0,95*273= 260 kW

• awaria stacji nr 4

Tr4A:

∆P_4Tr4B = 0,95*273+0,95*21,5+0,8*30 = 304 kW

Tr4B:

∆P_4Tr4A = 0,95*273+0,95*29 +12,9 = 300 kW

• awaria stacji nr 5

Tr5A:

∆P_5Tr5B = 0,95*273 +0,95*29+ 0,8*30 = 312 kW

Tr5B:

∆P_5Tr5A = 0,95*273+0,95*29+ 12,9 = 305 kW

Obciążenie szczytowe awaryjne poszczególnych stacji transformatorowej obliczono z zależności:

P_a=P_n+∆P_n (4.3)

n - nr stacji transformatorowej

Wyniki obliczeń zostały przedstawione w poniższej tabeli.

Tab 4.4 Obciążenie szczytowe transformatorów SN/nn w stanach awaryjnych [kW].

Nr nieczynnego transformatora		Obciążenie szczytowe poszczególnych transformatorów [kW]
				ST1		ST2		ST3		ST4		ST5
				Tr 1A	Tr 1B	Tr 2A	Tr 2B	Tr 3A	Tr 3B	Tr 4A	Tr 4B	Tr 5A	Tr 5B
ST1	Tr 1A	-	339	556	360	261	272	304	300	311	300
		Tr 1B	326,5	-	568,5	360	261	272	304	300	311	300
	ST2	Tr 2A	254,5	270	-	545,3	446,3	272	304	300	311	300
		Tr 2B	254,5	270	471,5	-	261	272	564	300	311	300
	ST3	Tr 3A	254,5	270	556	360	-	347,5	304	300	311	300
		Tr 3B	254,5	270	383,5	620	261	-	304	300	311	300
	ST4	Tr 4A	254,5	270	370,5	360	261	272	-	604	311	300
		Tr 4B	254,5	270	370,5	360	261	272	604	-	311	300
	ST5	Tr 5A	254,5	270	370,5	360	261	272	304	300	-	612
		Tr 5B	254,5	270	370,5	360	261	272	304	300	616	-

Tab 4.5 Maksymalne obciążenie transformatorów w warunkach awaryjnych:

Numer stacji	ST1		ST 2		ST 3		ST 4		ST 5
Obciążenie [kW]	Tr 1A	Tr 1B	Tr 2A	Tr2B	Tr 3A	Tr 3B	Tr 4A	Tr 4B	Tr5A	Tr5B
		326,5	339	568,5	620	446.3	347	604	604	616	612

Dobór transformatorów.

Dla stacji transformatorowej

- ST1, 2x 400 kVA w każdej stacji

- ST2, ST3, ST4 , ST5 2x 630 kVA w każdej stacji

Tabela 4.6 Parametry transformatorów SN/nn:

Moc znamionowa	Napięcie		Prąd biegu jałowego	Napięcie zwarcia	Znamionowe straty mocy czynnej
		górne					dolne
SN	UH	UL	I0	Uzw	ΔPFe	ΔPCu
kVA	kV	kV	%	%	kW	kW
400 630	15,75 15,75	0,4 0,4	1,1 1	4,5 6	0,750 0,970	4,250 6,100

4.3 Dobór przekrojów linii nn.

Dobór ze względu na nagrzewanie prądem zwarciowym;

Założenie: Linia NN jest linią drugiego rodzaju;

a) wyznaczenie reaktancji i rezystancji poszczególnych elementów;

Impedancja transformatora:

(4.4)

(4.5)

(4.6)

Impedancja systemu

(4.7)

gdzie:

c - współczynnik napięciowy przyjmujemy c=1,1

- napięcie znamionowe

- moc zwarciowa

Parametry linii:

(4.8)

X_LŚN = 0,1[Ω/km] × x [km] (4.9)

Parametry transformatora 110/15 i reaktancji systemu przeliczone na poziom 0,4 kV:

R_{TR WN/ŚN} = R_TR110/15×ν² = 0,046× (0,4/15)² = 0,000033 [Ω]

X_{TR WN/ŚN} = X_TR110/15×ν² = 1,1× (0,4/15)² = 0,00078 [Ω]

X_SYS = Z_SYS = 0,0825× (0,4/15)² = 0,000059 [Ω]

Parametry transformatorów ŚN/NN wynoszą na szynach 0,4 kV:

Transformatory 400 [kVA]:

Z_{TR1 15/0,4} = 0,018 [Ω]

R_{TR1 15/0,4} = 0,00425 [Ω]

X_{TR1 15/0,4} = 0,017 [Ω]

Parametry transformatorów ŚN/NN wynoszą na szynach 0,4 kV:

Transformatory 630 [kVA]:

Z_{TR1 15/0,4} = 0,015 [Ω]

R_{TR1 15/0,4} = 0,00246 [Ω]

X_{TR1 15/0,4} = 0,0148 [Ω]

Parametry linii ŚN obliczamy ogólnie wg poniższej zależności.

R_LŚN = 0,00042* (0,4/15)^2* l[m] = 0,0003 *l[km] [Ω]

X_LŚNk = 0,1[Ω/km] *(0,4/15)²*x [km] = 0,000071* x[km] [Ω]

X_LŚNAfl = 0,4[Ω/km] *(0,4/15)²*x [km] = 0,000284* x[km] [Ω]

Impedancję wypadkową poszczególnych stacji obliczamy wg zależności:

Z_wyp = Z_{TR WN/ŚN} + Z_LŚN + Z_{TR ŚN/NN} + Z_SYS

gdzie: Z_{TR WN/ŚN} =
= 0,00078 [Ω]

Z_LŚN =

Z_{TR1 ŚN/NNo,4} =
= 0,018[Ω]

Z_{TR1 ŚN/NNo,63} =
= 0,015[Ω]

Tab 4.6 Impedancja wypadkowa dla poszczególnych stacji.

Nr stacji	l linii [m]	X linii [Ω]	R lini [Ω]	Z linii [Ω]	Ztrwn/śn+Ztrsn/nn+Zsys [Ω]	Z wyp. [Ω]
1	4500	0,00126	0,00135	0,0018	0,0192	0,0210
2	4700	0,00127	0,00141	0,0019	0,0162	0,0180
3	4880	0,00128	0,00195	0,0023	0,0162	0,0185
4	5080	0,00129	0,00201	0,0024	0,0162	0,0186
5	5260	0,00130	0,00206	0,0024	0,0162	0,0187

- dla stacji nr 1 Z_wyp = 0,0210 [Ω]

- dla stacji nr 2 Z_wyp = 0,0180 [Ω]

- dla stacji nr 3 Z_wyp = 0,0185 [Ω]

- dla stacji nr 4 Z_wyp = 0,0186 [Ω]

- dla stacji nr 5 Z_wyp = 0,0187 [Ω]

b) obliczenie prądu początkowego zwarcia I­­­­­­­­­­­­­''_k

Założenie: k_c = 1;

c = 1,1;

(4.10)

Zwarciowy prąd zastępczy:

- dla stacji nr 1 I_p = 12097 [A]

- dla stacji nr 2 I_p = 14113 [A]

- dla stacji nr 3 I_p = 13732 [A]

- dla stacji nr 4 I_p = 13658 [A]

- dla stacji nr 5 I_p = 13585 [A]

b) wyznaczenie przekroju przewodów;

Założenie: t_z = 0,5 [s];

(4.11)

j_1sek = 72 [A/mm²]

w=1,3 -współczynnik dopuszczalnego przekroczenia wytrzymałości zwarciowej

t_z - czas zwarcia;

j_1sek - gęstość prądu 1-sekundowa (odczytana z tabeli 11,9 -n strzalka )dla przewodu stalowo aluminiowego o temperaturze dopuszczalnej długotrwale υ_dop = 70 ^oC i temperaturze dopuszczalnej przy zwarciu υ_gz = 150 ^oC);

- dla stacji nr 1 s_min = 91 mm²

- dla stacji nr 2 s_min =107 mm²

- dla stacji nr 3 s_min = 103mm²

- dla stacji nr 4 s_min = 102 mm²

- dla stacji nr 5 s_min = 102 mm²

Przyjmujemy najbliższy, znormalizowany przekrój kabla podawany przez PN:

- dla wszystkich stacji

s_min = 120 mm²

Dobór ze względu na obciążalność długotrwałą (nagrzewanie prądem obciążenia długotrwałego);

Warunek:

I_r - prąd roboczy odbiornika;

I_dop - dopuszczalny prąd obciążenia długotrwałego;

Założenie: cos ϕ = 0,9

(4.12)

gdzie:

∑P - moc przyłączona do danego odcinka kabla (pomiędzy dwiema stacjami);

Wartości prądów I_dop odczytujemy z tabeli 11.3 [5] dla kabla o żyłach miedzianych tak, aby były one większe bądź równe od I_r.

Prądy robocze obliczone dla poszczególnych odcinków linii nN przedstawione są w tabeli poniżej.

Tab 4.7 Przekroje przewodów w liniach nn.

Rodzaj odcinka	∑P [kW]	Ir [A]	Prąd tablicowy [A]	Przekrój przew. [mm²]
St1-St2 w	416	667	715	400
St1-St2 z	77	123	145	25
St2-St3 z	416	667	715	400
St2-St3 w	290	465	535	240
St2-St4 w	291	466	535	240
St2-St4 z	71	114	145	25
St4-St5 w	291	466	535	240
St4-St5 z	56	90	110	16
St3-St5 z	47,5	76	82	10
St3-St5 w	291	466	535	240
St1-St3 w	211	338	355	120
St1-St3z	81,5	130	145	25

w-wewnętrzny odcinek kabla pomiędzy dwoma stacjami

z-zewnętrzny odcinek kabla pomiędzy dwoma stacjami

Dobór ze względu na dopuszczalny spadek napięcia;

Warunek: ΔU_dop = (+5% / -10%)U_N - wg normy IEC

Założenie: Obliczenia przeprowadzamy dla normalnego stanu pracy sieci z uwzględnieniem jej rozcięć;

Spadek napięcia na linii NN obliczamy korzystając z metody momentowej

według zależności:

ΔU_on =

gdzie:

X_o = 0,1 [Ω/km]=0,0001[Ω/m];

m = 1 -dla linii 3-faz;

γ = 53 [m/Ωmm²];

l [m] - długość odcinka;

i [A] - prąd obliczony na podstawie obciążenia przyłączonego do danego odcinka

kabla (pomiędzy dwiema stacjami);

Poniżej został przedstawiony schemat sieci, według którego wykonaliśmy obliczenia.

Rys 4.2

Obliczone wartości spadków napięć przedstawia poniższa tabela:

Tab 4.8

Stacja	Odcinek	ΔU [V]	ΔU [%]
St1	T145 25 T1-I 400 T1-II 25 T1VII 25 T1VIII 25	0,50 -0,027 5,12 2,98 6,5	0,25 -0,01 2,2 1,3 2,8
St2	T2-III 240 T2II 25 T2-IV 25 T2VI 400	0,5 1,8 4,7 -0,02	0,2 0,8 2 -0,01
St 3	T3-V 240 T3-VI 400 T3VIII 25 T3X 10	1,52 -0,02 1,1 7,1	0,66 -0,01 0,5 3,1
St 4	T4-III 240 T4-IV 25 T4XI 16 T4XII 240	0,5 2,5 3,3 1,5	0,2 1,1 1,4 0,6
St 5	T5-XI 16 T5-IXa 240 T5Ixb 240 T5X 10	5,1 0,5 1,6 11,6	2,2 0,2 0,7 5

*jako odcinek w tabeli powyżej rozumiana jest odległość od stacji do rozcięcia na trasie kabla pomiędzy dwiema stacjami

Ponieważ spadki napięcia w niektórych przypadkach przekraczają dopuszczalne wartości, przyjęto najmniejszy dopuszczalny przekrój 25 mm² .Ostateczne spadki napięć zamieszczono w poniższej tabeli.

Stacja	Odcinek	ΔU [V]	ΔU [%]
St1	T145 25 T1-I 400 T1-II 25 T1VII 25 T1VIII 25	0,50 -0,027 5,12 2,98 6,5	0,25 -0,01 2,2 1,3 2,8
St2	T2-III 240 T2II 25 T2-IV 25 T2VI 400	0,5 1,8 4,7 -0,02	0,2 0,8 2 -0,01
St 3	T3-V 240 T3-VI 400 T3VIII 25 T3X 25	1,52 -0,02 1,1 2,7	0,66 -0,01 0,5 1,2
St 4	T4-III 240 T4-IV 25 T4XI 25 T4XII 240	0,5 2,5 2,0 1,5	0,2 1,1 0,9 0,6
St 5	T5-XI 25 T5-IXa 240 T5Ixb 240 T5X 25	3,2 0,5 1,6 4,5	1,4 0,2 0,7 2,0

5. Warianty realizacji przyłączenia odbiorów.

Obciążenie transformatorów WN/SN bez uwzględnienia nowo powstałych odbiorów:

Po przeanalizowaniu danych zawartych w tabeli 1.2. dokonano obliczeń obciążenia transformatorów w stacji GPZ P przy 1,1 [%] corocznym wzroście zapotrzebowania na moc szczytową, oraz wzroście poboru energii 1,2 [%] dla Tr1 i 1,3 [%] dla Tr2 na przestrzeni 15 lat. Otrzymane wyniki zamieszczono w tabeli 5.1. i tabeli 5.2.

(5.1)

gdzie:

P_i - moc szczytowa w „i”-tym roku,

P₀ - moc szczytowa w „0” roku,

q_p - roczny przyrost mocy szczytowej dla transformatora 1 i 2 w GPZ P wynosi 1,1[%]

Znaną wartością jest moc czynna szczytowa P i cos w 0 roku Moc pozorna S, oraz moc bierna Q wyznaczone zostały z zależności (5.2) i (5.3).

(5.2)

(5.3)

Energię pobieraną przez odbiory zasilane przez GPZ P w roku „0” policzono ze wzoru 5.4, a na kolejne lata z zależności 5.5.

(5.4)

gdzie:

E₀ - energia pobierana w „0” roku,

P₀ - moc szczytowa w „0” roku,

T_S - czas użytkowania mocy szczytowej w roku „0” odczytany dla transformatorów z tabeli 1.2. dla osiedla przyjęto T_S = 3500.

(5.5)

gdzie:

E_i - energia pobierana w „i”-tym roku,

E₀ - energia pobierana w „0” roku,

q_E - roczny przyrost energii pobieranej z transformatora I wynosi 1,2[%] natomiast dla dla transformatora II 1,3[%].

Przykładowe obliczenia dla 1 roku dla transformatora 1:

Tab 5.1 Obciążenie transformatora I w ciągu 15 lat od istniejących odbiorów:

Rok	Transformator 1
	P	S	Q	E	T
	[MW]	[MVA]	[MVAr]	[MWh]	[h]
0	6,300	7,000	3,051	22050	3500
1	6,369	7,077	3,085	22337	3507
2	6,439	7,155	3,119	22627	3514
3	6,510	7,234	3,153	22921	3521
4	6,582	7,313	3,188	23219	3528
5	6,654	7,394	3,223	23521	3535
6	6,727	7,475	3,258	23827	3542
7	6,801	7,557	3,294	24137	3549
8	6,876	7,640	3,330	24450	3556
9	6,952	7,724	3,367	24768	3563
10	7,028	7,809	3,404	25090	3570
11	7,106	7,895	3,441	25416	3577
12	7,184	7,982	3,479	25747	3584
13	7,263	8,070	3,518	26081	3591
14	7,343	8,159	3,556	26420	3598
15	7,423	8,248	3,595	26764	3605

Tab 5.2 Obciążenie transformatora II w ciągu 15 lat od istniejących odbiorów:

Rok	Transformator 2
	P	S	Q	E	T
	[MW]	[MVA]	[MVAr]	[MWh]	[h]
0	5,580	6,000	2,205	17856	3200
1	5,641	6,066	2,230	18088	3206
2	5,703	6,133	2,254	18323	3213
3	5,766	6,200	2,279	18561	3219
4	5,830	6,268	2,304	18803	3225
5	5,894	6,337	2,329	19047	3232
6	5,959	6,407	2,355	19295	3238
7	6,024	6,478	2,381	19546	3245
8	6,090	6,549	2,407	19800	3251
9	6,157	6,621	2,434	20057	3257
10	6,225	6,694	2,460	20318	3264
11	6,294	6,767	2,487	20582	3270
12	6,363	6,842	2,515	20850	3277
13	6,433	6,917	2,542	21121	3283
14	6,504	6,993	2,570	21395	3290
15	6,575	7,070	2,599	21673	3296

Obciążenie szczytowe pochodzące od osiedla na szynach SN w stacji WN/SN P_PZ

Obciążenie szczytowe poszczególnych stacji obliczono z wzoru (tab 1.9 [1]):

(5.6)

Oznaczenia takie same jak we wzorze 4.1

Współczynnik jednoczesności dla garaży j=0,05

Współczynnik jednoczesności dla domków jednorodzinnych j=0,41 (z tab. 1.10 dla 20 j=0,43, dla 50 j=0,37, wartość została interpolowana liniowo)

Tab 5.3 Dane (w kW):

Pw	Pj	Pp	Po	Pg
2613	215,4	156	64,4	1560

Z wzoru 5.6:

Energię pobieraną przez nowo wybudowane osiedle w roku 1 policzono ze wzoru 5.4, a na kolejne lata z zależności 5.5.

Tab 5.4 Obciążenie w kolejnych latach:

Rok	Osiedle
	P	S	Q	E	Ts
	[MW]	[MVA]	[MVAr]	[MWh]	[h]
1	2,524	2,804	1,222	8834,000	3500,0
2	2,552	2,835	1,236	8948,842	3506,9
3	2,580	2,866	1,249	9065,177	3513,9
4	2,608	2,898	1,263	9183,024	3520,8
5	2,637	2,930	1,277	9302,404	3527,8
6	2,666	2,962	1,291	9423,335	3534,8
7	2,695	2,995	1,305	9545,838	3541,7
8	2,725	3,028	1,320	9669,934	3548,8
9	2,755	3,061	1,334	9795,643	3555,8
10	2,785	3,095	1,349	9922,987	3562,8
11	2,816	3,129	1,364	10051,985	3569,9
12	2,847	3,163	1,379	10182,661	3576,9
13	2,878	3,198	1,394	10315,036	3584,0
14	2,910	3,233	1,409	10449,131	3591,1
15	2,942	3,269	1,425	10584,970	3598,2

Obciążenie od odbioru przemysłowego.

Energię pobieraną przez zakład przemysłowy policzono ze wzoru 5.5 zamiast P₀ podstawiając moc szczytową w poszczególnych latach (tabela 1.1.). Przez okres budowy zakładu (pierwsze 2 lata) jako czas użytkowania mocy szczytowej przyjęto T_S = 3200, natomiast po rozpoczęciu produkcji (w trzecim roku) T_S = 6400 (zgodnie z założeniami projektu - tabela 1.1.)

Tab 5.5 Obciążenie od odbioru przemysłowego w kolejnych latach

Rok	Odbiór przemysłowy
	P	S	Q	E	Ts
	[MW]	[MVA]	[MVAr]	[MWh]	[h]
1	1	1,25	0,75	3359	3500
2	1	1,25	0,75	3366	3500
3	3	3,75	2,25	19200	6400
4	4	5	3	25600	6400
5	6	7,5	4,5	38400	6400
6	6	7,5	4,5	38400	6400
7	6	7,5	4,5	38400	6400
8	6	7,5	4,5	38400	6400
9	6	7,5	4,5	38400	6400
10	6	7,5	4,5	38400	6400
11	6	7,5	4,5	38400	6400
12	6	7,5	4,5	38400	6400
13	6	7,5	4,5	38400	6400
14	6	7,5	4,5	38400	6400
15	6	7,5	4,5	38400	6400

Wariant I

Zasilenie nowo powstałych obiektów będzie realizowane z istniejącego GPZ P. Nowa linia 15 kV o długości 6 km zasilana z GPZ P sekcja II, zasila zakład przemysłowy. Zasilanie awaryjne będzie z linii zasilającej osiedle po wybudowaniu 1,5 km odcinka. Osiedle będzie także zasilane z nowo wybudowanej linii o długości 4,5 km przyłączonej do sekcji I GPZ P. Osiedle również wymaga dwóch linii zasilających niezależnych od siebie. Zasilanie rezerwowe zapewni linia wyprowadzona z GPZ P sekcji II o długości 5 km., W St4 będzie zainstalowane SZR, które w razie awarii na jednej z linii zasilających przełączy zasilanie na drugą linię.

Obciążenie transformatorów z uwzględnieniem nowo powstałych odbiorów.

Osiedle jest zasilane z Tr1 natomiast zakład przemysłowy z Tr2.

Tab 5.6 Obciążenie transformatora I w kolejnych latach z uwzględnieniem nowego osiedla.

Rok	Transformator 1
	P	S	Q	E	Ts
	[MW]	[MVA]	[MVAr]	[MWh]	[h]
0	6,300	7	3,051	22050	3500
1	8,893	9,881	4,307	31171	3505
2	8,991	9,990	4,355	31567	3511
3	9,090	10,100	4,403	31968	3517
4	9,190	10,211	4,451	32375	3523
5	9,291	10,323	4,500	32787	3529
6	9,393	10,437	4,549	33204	3535
7	9,497	10,552	4,599	33626	3541
8	9,601	10,668	4,650	34054	3547
9	9,707	10,785	4,701	34487	3553
10	9,813	10,904	4,753	34925	3559
11	9,921	11,024	4,805	35370	3565
12	10,031	11,145	4,858	35819	3571
13	10,141	11,268	4,911	36275	3577
14	10,252	11,392	4,965	36736	3583
15	10,365	11,517	5,020	37204	3589

Tab 5.7 Obciążenie transformatora II w kolejnych latach z uwzględnieniem zakładu przemysłowego.

Rok	Transformator 2
	P	S	Q	E	Ts
	[MW]	[MVA]	[MVAr]	[MWh]	[h]
0	5,580	6,000	2,205	17856	3200
1	6,641	7,316	2,980	21288	3205
2	6,703	7,383	3,004	21523	3211
3	8,766	9,950	4,529	37761	4308
4	9,830	11,268	5,304	44403	4517
5	11,894	13,837	6,829	57447	4830
6	11,959	13,907	6,855	57695	4825
7	12,024	13,978	6,881	57946	4819
8	12,090	14,049	6,907	58200	4814
9	12,157	14,121	6,934	58457	4808
10	12,225	14,194	6,960	58718	4803
11	12,294	14,267	6,987	58982	4798
12	12,363	14,342	7,015	59250	4793
13	12,433	14,417	7,042	59521	4787
14	12,504	14,493	7,070	59795	4782
15	12,575	14,570	7,099	60073	4777

Tab 5.8 Sumaryczne obciążenie transformatorów w kolejnych latach.

Rok	Suma Transformatorów
	P	S	Q	E	T
	[MW]	[MVA]	[MVAr]	[MWh]	[h]
0	11,880	13,000	5,257	39906	3500
1	15,535	17,197	7,287	52459	3377
2	15,695	17,373	7,359	53090	3383
3	17,856	20,050	8,931	69730	3905
4	19,020	21,480	9,755	76778	4037
5	21,185	24,161	11,329	90234	4259
6	21,352	24,344	11,404	90899	4257
7	21,521	24,529	11,480	91572	4255
8	21,691	24,717	11,557	92253	4253
9	21,864	24,906	11,635	92944	4251
10	22,039	25,098	11,713	93643	4249
11	22,215	25,291	11,793	94352	4247
12	22,393	25,487	11,873	95069	4245
13	22,574	25,685	11,954	95796	4244
14	22,756	25,885	12,036	96532	4242
15	22,940	26,087	12,119	97277	4240

Zajdzie konieczność wymiany transformatorów w GPZ P już w pierwszym, a ewentualnie w trzecim roku, gdy zostanie uruchomiony zakład przemysłowy. Zapotrzebowanie na moc będzie wynosić w 3 roku ok. 20 MVA (tabela 5.7.). Transformatory powinny się wzajemnie rezerwować i biorąc pod uwagę docelowe zapotrzebowanie (w 15 roku, (tabela 5.7) zachodzi konieczność wymiany jednostek 16 MVA na 25 MVA.

Wariant II

Budowa nowej stacji transformatorowej GPZ K. Nowy GPZ przejmie część obciążenia od już pracujących stacji transformatorowych, na poziomie określonym w założeniach projektowych (tabela 1.2.). Nowy GPZ zasilony zostanie z pobliskiej linii 110 kV poprzez jej rozcięcie i doprowadzenie WN dwoma niezależnymi liniami napowietrznymi.

Do zasilenia odbioru przemysłowego zastosowane zostaną dwie równoległe linie kablowe średniego napięcia o długości 300 m. Osiedle zostanie zasilone dwiema niezależnymi liniami napowietrznymi 15 kV poprowadzonymi od nowo wybudowanego GPZ K. Linia 1 długości 600 m, linia 2 długości 1000 m (Rys 6.3).

VI. Analiza techniczna przyjętych wariantów realizacji przyłączenia.

Wariant I.

Do zrealizowania omawianego wariantu konieczne jest dokonanie następujących inwestycji:

- wybudowania dwóch linii napowietrznych ŚN zasilających odbiór przemysłowy, jedną zasilaną przez GPZ P (sekcja II) o długości 4,5 km (Linia II), drugą - 1,5 km połączoną z linią zasilającą osiedle (linia III)

- wybudowania dwóch linii zasilających osiedle, jedna linia o długości 4,5 km zasilana z sekcji I GPZ P (Linia I), druga o długości 5 km (Linia IV)

- wymiany transformatorów w GPZ P na jednostki 25 MVA.

Schemat linii 15 kV:

Rys 6.1

Obiekt przemysłowy będzie zasilony dwiema niezależnymi liniami, w ciągu dwóch pierwszych lat obiekt nie wymaga zasilania mocą poawaryjną, dlatego też w roku poprzedzającym rozpoczęcie użytkowania obiektu wybudowana zostanie jedna linia napowietrzna SN (linia II). W tym roku również zostaną wybudowane linie zasilające osiedle (linia I i IV), równocześnie transformatory w GPZ P zostaną wymienione na jednostki o mocach znamionowych 25 MVA już w pierwszym roku. Wybudowanie drugiej linii zasilającej zakład przemysłowy (linia III) w trzecim roku wymusza pewność zasilania obiektu.

Obciążenie szczytowe linii SN.

W normalnym stanie pracy obciążone są tylko linie I i II.

P­_SNO - obciążenie szczytowe linii I od osiedla w roku 0

P­_SNZ - obciążenie szczytowe linii II od zakładu przemysłowego w roku 0

Linia I - linia od GPZ do osiedla

Linia II - linia od GPZ do zakładu przemysłowego

Linia III - linia od zakładu przemysłowego do osiedla

P­_SI - obciążenie szczytowe linii I w roku 15

P­_SII - obciążenie szczytowe linii II w roku 15

P­_SIII - obciążenie szczytowe linii III w roku 15

Osiedle

Moc szczytową na linii SN policzono ze wzoru (tab 1.9 [1]):

(6.1)

Oznaczenia takie same jak we wzorze 4.1.

Dane takie jak w poprzednim podpunkcie.

Obciążenie linii SN od osiedla dla roku 1wynosi:

Tab 6.1 Obciążenie linii zasilającej osiedle w kolejnych latach:

Rok	Osiedle linia SN
	P	S	Q	E	T
	[MW]	[MVA]	[MVAr]	[MWh]	[h]
1	2,667	2,963	1,292	9334,500	3500,0
2	2,696	2,996	1,306	9455,849	3506,9
3	2,726	3,029	1,320	9578,775	3513,9
4	2,756	3,062	1,335	9703,299	3520,8
5	2,786	3,096	1,349	9829,441	3527,8
6	2,817	3,130	1,364	9957,224	3534,8
7	2,848	3,164	1,379	10086,668	3541,7
8	2,879	3,199	1,394	10217,795	3548,8
9	2,911	3,234	1,410	10350,626	3555,8
10	2,943	3,270	1,425	10485,184	3562,8
11	2,975	3,306	1,441	10621,492	3569,9
12	3,008	3,342	1,457	10759,571	3576,9
13	3,041	3,379	1,473	10899,446	3584,0
14	3,075	3,416	1,489	11041,138	3591,1
15	3,108	3,454	1,505	11184,673	3598,2

Zakład przemysłowy

P­_SNZ = 1000 kW

Tab 6.2. Obciążenie linii zasilającej zakład przemysłowy w warunkach normalnej pracy w kolejnych latach:

Rok	Odbiór przemysłowy
	P	S	Q	E	T
	[MW]	[MVA]	[MVAr]	[MWh]	[h]
0	1	1,25	0,75	3359,09	3359,1
1	1	1,25	0,75	3365,74	3365,7
2	3	3,75	2,25	19200	6400,0
3	4	5	3	25600	6400,0
4	6	7,5	4,5	38400	6400,0
5	6	7,5	4,5	38400	6400,0
6	6	7,5	4,5	38400	6400,0
7	6	7,5	4,5	38400	6400,0
8	6	7,5	4,5	38400	6400,0
9	6	7,5	4,5	38400	6400,0
10	6	7,5	4,5	38400	6400,0
11	6	7,5	4,5	38400	6400,0
12	6	7,5	4,5	38400	6400,0
13	6	7,5	4,5	38400	6400,0
14	6	7,5	4,5	38400	6400,0
15	6	7,5	4,5	38400	6400,0

Dobór przekrojów linii ŚN.

Założenia: Przekrój linii ŚN = const;

S_k^'' = 3000 [MVA];

S_TR = 25 [MVA];

Linia ŚN jest linią II-go rodzaju;

Dobór przekrojów ze względu na nagrzewanie prądem zwarciowym;

a) wyznaczenie reaktancji i rezystancji poszczególnych elementów;

Impedancja transformatora:

Korzystano z wzorów 4.4, 4.5, 4.6

Impedancja systemu

Korzystano ze wzroru 4.7

Impedancja wypadkowa (dane z podpunktu 4.3.a)

Z_Z = Z_Q + Z_T = 1,1 + 0,0825 = 1,1825Ω

b) obliczenie prądu początkowego zwarcia I­­­­­­­­­­­­­''_k

Założenie: k_c = 1;

c = 1,1;

Z wzoru 4.10:

Zwarciowy prąd zastępczy:

c) wyznaczenie przekroju przewodów;

Założenie: t_z = 0,5 [s];

w=1,3- współczynnik dopuszczalnego przekroczenia wytrzymałości zwarciowej

t_z - czas zwarcia;

j_1sek - gęstość prądu 1-sekundowa (odczytana z tabeli 11,9 [5] )dla przewodu stalowo aluminiowego o temperaturze dopuszczalnej długotrwale υ_dop = 80 ^oC i temperaturze dopuszczalnej przy zwarciu υ_gz = 200 ^oC);

Dla przewodu AFL:

Przekrój minimalny obliczono z wzoru 4.11

j_1sek = 85 [A/mm²] dla przewodu stalowo aluminiowego o temperaturze dopuszczalnej długotrwale υ_dop = 80 ^oC i temperaturze dopuszczalnej przy zwarciu υ_gz = 200 ^oC);

Przyjmujemy najbliższy, znormalizowany przekrój podawany przez PN, czyli:

s = 70 mm²

Kabel (wyjście z GPZ i na osiedlu)

Przekrój minimalny obliczono z wzoru 4.11

j_1sek = 72 [A/mm²] dla kabla temperaturze izolacji polwinitowej o temperaturze dopuszczalnej długotrwale υ_dop = 70 ^oC i temperaturze dopuszczalnej przy zwarciu υ_gz = 150 ^oC);

Przyjmujemy najbliższy większy, znormalizowany przekrój podawany przez PN, czyli:

s = 70 mm²

Dobór ze względu na obciążalność długotrwałą (nagrzewanie prądem obciążenia długotrwałego)

Warunek:

I_r - prąd roboczy odbiornika

I_dop - dopuszczalny prąd obciążenia długotrwałego

Moc całkowitą ΣP_cał obliczamy dla roku 15 na podstawie danych z tabeli 6.1, oraz tabeli 6.2

Założenia:

φ₁ = 0,9

φ₂ = 0,8

Linia I

Sumujemy moc osiedla i moc awaryjną zakładu przemysłowego w roku 15. Z wzoru (4.12):

I_dop = 290 [A] dla AFL 70 [mm²]

I_dop = 250 [A] dla kabla Al 120 [mm²]

Linia II

Moc zakładu przemysłowego w roku 15 w czasie normalnej pracy. Z wzoru (4.12):

I_dop = 290 [A] dla AFL 70 [mm²]

I_dop = 280 [A] dla kabla Al 150 [mm²]

Linia III

Linia ta działa tylko w przypadku awarii linii II. Z wzoru (4.12):

I_dop = 170 [A] dla AFL 50 [mm²]

I_dop = 137 [A] dla kabla Al 50 [mm²]

Linia IV

Linia ta działa tylko w przypadku awarii linii I. Z wzoru (4.12):

I_dop = 170 [A] dla AFL 50 [mm²]

I_dop = 137 [A] dla kabla Al 50 [mm²]

Ze względu na to że z GPZ wszystkie odpływy wyprowadzone są kablem 120 mm² taki kabel stosujemy też w wyprowadzeniu linii IV. W linii I ze względu na dużą gęstość prądu zwiększamy przekrój linii napowietrznej do 120 mm²

Tab 6.3 Przekroje linii SN w mm²:

Nr linii		I	II	III	IV
Przekuj [mm]	AFl	120	120	70	120
		kabel	120	150	70	120

Dobór ze względu na spadki napięcia na linii

Sprawdzenia czy odchylenie napięcia od wartości znamionowej nie przekracza +5%, -10% zgodnie z Rozporządzeniem Ministra Gospodarki z dnia 25 września 2000 r [5]. Procentowy spadek napięcia policzono ze wzoru:

(6.2)

gdzie:

δU_Z1 - odchylenie napięcia na szynach SN w głównym punkcie zasilania sieci SN w projekcie wynosi ono +5%,

U_SNj - spadek napięcia w sieci średniego napięcia (na drodze od GPZ do stacji SN/nn), policzony został ze wzoru:

(6.3)

δU_j - odchylenie napięcia wynikające z różnicy między stosunkiem napięć znamionowych transformatora, a stosunkiem napięć znamionowych sieci łączonych za jego pośrednictwem:

(6.4)

_nT - przekładnia znamionowa transformatora SN/nN, czyli 15,75/0,4,

_nS - stosunek napięć znamionowych łączonych sieci SN i nN 15/0,4.

δU_zTj - odchylenie napięcia wynikające z położenia zaczepu do regulacji przekładni transformatora SN/nN (znak odchylenia jest przeciwny do znaku zmiany przekładni, np. zmiana przekładni o -5% daje wzrost napięcia po stronie nN o +5%), założono +4% dla osiedla i +5% dla odbioru przemysłowego,

U_Tj - spadek napięcia na transformatorze SN/nN, dla odbioru przemysłowego założono 2%, dla osiedla policzono:

(6.5)

gdzie:

cosφ=0,95

U_R% - składowa czynna napięcia zwarcia z wzoru:

(6.6)

dane z tabeli 4.6

dla transformatorów 630 kVA

dla transformatorów 400 kVA

U_X% - składowa bierna napięcia zwarcia z wzoru :

(6.7)

U_k% - napięcie zwarcia transformatora, z tabeli 3. 9

dane z tabeli 4.6:

dla transformatorów 630 kVA:

,

dla transformatorów 400 kVA

,

S_max - obciążenie transformatora w szczycie obciążenia sieci, w kVA dla poszczególnych transformatorów z tabeli 4.3.,

S_n - moc znamionowa transformatora, w kVA,

P_Cun - znamionowe straty mocy czynnej w uzwojeniach transformatora, w kW z tabeli 4.6

Obliczenia spadków napięć na transformatorze SN/nn na podstawie wzoru 5.6.

Przykładowe obliczenie dla transformatora 1A:

Tabela 6.4 Spadki napięcia na transformatorach SN/nn

Trafo	Sn[kVA]	Pmax[kW]	ΔUr [%]	ΔUx [%]	ΔUt[%]
T1A	400	254,5	1,06	4,37	1,58
T1B	400	270	1,06	4,37	1,68
T2A	630	370,5	0,97	5,92	1,71
T2B	630	360	0,97	5,92	1,66
T3A	630	261	0,97	5,92	1,20
T3B	630	272	0,97	5,92	1,25
T4A	630	304	0,97	5,92	1,40
T4B	630	300	0,97	5,92	1,38
T5A	630	311	0,97	5,92	1,43
T5B	630	300	0,97	5,92	1,38

U_nNj - spadek napięcia na linii niskiego napięcia, przyjęto 3% dla zakładu, dla osiedla z tabeli 4.8, przyjmując największy spadek napięcia dla danej stacji transformatorowej SN/nn.

Spadek napięcia na linii ŚN obliczamy korzystając z metody odcinkowej według zależności:

ΔU_on =
(6.8)

gdzie:

X_o = 0,1 [Ω/km] dla kabla;

X_o = 0,4 [Ω/km] dla linii napowietrznej;

m = 1 dla linii 3-faz;

γ = 34 [m/Ωmm²];

l [m] - długość odcinka;

i [A] - prąd obliczony na podstawie obciążenia z uwzględnieniem

współczynników tab. 1.9 [1];

Linia nr I

Wyznaczenie współczynników udziału poszczególnych stacji (k_i) w całkowitym obciążeniu:

(6.9)

gdzie:

P_SZST - moc szczytowa jednej stacji (z tabeli 4.3);

P_CALK - suma mocy szczytowych wszystkich stacji (z tabeli 4.3);

Tabela 6.5

	k1	k2	k3	k4	k5
k	0,175	0,243	0,178	0,201	0,204

Wyznaczenie składowej czynnej prądów poszczególnych stacji:

(6.10)

P_SN15 - obciążenie linii SN w roku 15

P_SN15 = 3108 [kW]

cosφ = 0,9

np.:

Tabela 6.6 Prądy czynne w poszczególnych stacjach:

	i1	i2	i3	i4	i5
ii^c [A]	23,3	32,3	23,6	26,7	27,1

Tabela 6.7 Składowe czynne prądów na poszczególnych odcinkach:

	igpz-1	i1-2	i2-3	i3-5	i5-4
i^c(k-1)k [A]	133	109,7	77,4	53,8	26,7

Wyznaczenie składowych biernych prądów na poszczególnych odcinkach:

(6.11)

np.:

Tabela 6.8 Składowe bierne prądów na poszczególnych odcinkach:

	igpz-1	i1-2	i2-3	i3-5	i5-4
i^b(k-1)k [A]	64,4	53,1	37,5	26,1	12,9

Obliczenia wykonywaliśmy dla poniższego schematu:

Rys 6.2

Procentowy spadek napięcia policzono ze wzoru:

(6.12)

np. dla odcinka GPZ-St1:

Tabela 6.9 Spadki napięcia na poszczególnych odcinkach linii I:

Odcinek	ΔU	ΔU%
		[V]	[%]
GPZ-St1	256,4	1,71
St1-St2	6,4	0,04
St2-St3	4,1	0,03
St3-St5	3,2	0,02
St5-St4	1,5	0,01

Linia nr II

Wyznaczenie prądu czynnego:

P_Z15 - obciążenie szczytowe linii w roku 15

cosφ = 0,8

Wyznaczenie składowej biernej prądu:

Spadek napięcia z wzoru 6.8:

ΔU =

Procentowy spadek napięcia z wzoru 6.12:

ΔU_% = 5,7[%]

Całkowite spadki napięcia.

Przykładowe obliczenia spadku napięcia dla Stacji St1 na podstawie wzoru 6.2.

Tabela 6.10 Spadki napięć w nowo wybudowanych odbiorach w warunkach normalnej pracy.

Węzęł	δUZ1	USNj[%]	δUj[%]	δUzTj[%]	UTj[%]	UnNj[%]	U [%]
Zakład	5	5,7	-5	5	2	3	-5,7
St1	5	1,71	-5	4	1,68	2,8	-2,1
St2	5	1,75	-5	4	1,66	2	-0,4
St3	5	1,78	-5	4	1,20	1,2	-0,2
St4	5	1,80	-5	4	1,40	1,4	-0,6
St5	5	1,81	-5	4	1,38	2	-1,1

Wyznaczono spadki napięć z uwzględnieniem, że linia II zasila zakład przemysłowy, a linia I osiedle w warunkach normalnej pracy. Wyznaczone spadki napięć są mniejsze niż dopuszczalne +5%, -10%, więc przekroje są dobrane prawidłowo.

Wariant II

Drugie rozwiązanie wymusza dokonanie inwestycji w zakresie:

- rozcięcie linii i zasilenie GPZ K dwoma niezależnymi torami linii 110 kV, długość jednego toru - 2 km,

- budowa stacji transformatorowo - rozdzielczej 110/15 kV,

- poprowadzenie dwóch linii kablowych SN 3x120 mm² z GPZ do odbioru przemysłowego o długości 300 m,

- budowa dwóch linii napowietrznych 3x120 mm² o długości linia 1 - 600 m, linia 2 - 1000m zasilających osiedle, wyprowadzenie z GPZ kablowe o przekroju 3x120 mm^2­­ długość 100 m. Linia 2 zasila St1-St3, linia 1 St4-St5.

Schemat linii 15 kV:

Rys. 6.3

Dobór przekrojów linii ŚN.

Dobór przekrojów ze względu na nagrzewanie prądem zwarciowym;

Założenia: Przekrój linii ŚN = const;

S_k^'' = 3000 [MVA];

S_TR = 16 [MVA];

Linia ŚN jest linią II-go rodzaju;

a) wyznaczenie reaktancji i rezystancji poszczególnych elementów;

Impedancja transformatora z wzorów 4.4, 4.5, 4.6:

Impedancja systemu z wzoru 4.7:

przyjmujemy c=1,1

Impedancja wypadkowa:

Z_Z = Z_Q + Z_T = 1,69 + 0,0825 = 1,7725Ω

b) obliczenie prądu początkowego zwarcia I­­­­­­­­­­­­­''_k

Założenie: k_c = 1;

c = 1,1;

Na podstawie wzoru 4.10

c) wyznaczenie przekroju przewodów z wzoru 4.11:

Założenie: t_z = 0,5[s];

Dla przewodu AFL:

j_1sek = 85 [A/mm²] dla przewodu stalowo aluminiowego o temperaturze dopuszczalnej długotrwale υ_dop = 80 ^oC i temperaturze dopuszczalnej przy zwarciu υ_gz = 200 ^oC);

[mm²]

Przyjmujemy najbliższy, znormalizowany przekrój podawany przez PN, czyli:

s = 50 mm²

Kabel (wyjście z GPZ i na osiedlu)

j_1sek = 72 [A/mm²] dla kabla temperaturze izolacji polwinitowej o temperaturze dopuszczalnej długotrwale υ_dop = 70 ^oC i temperaturze dopuszczalnej przy zwarciu υ_gz = 150 ^oC);

[mm²]

Przyjmujemy najbliższy większy, znormalizowany przekrój podawany przez PN, czyli:

s = 70 mm²

Dobór ze względu na obciążalność długotrwałą (nagrzewanie prądem obciążenia długotrwałego)

Warunek:

I_r - prąd roboczy odbiornika;

I_dop - dopuszczalny prąd obciążenia długotrwałego;

Moc całkowitą ΣP_cał obliczamy dla roku 15 na podstawie współczynników z tabeli 6.1, 6.2

Założenia:

φ₁ = 0,9

φ₂ = 0,8

Linia 1 i linia 2

Obie te linie zasilają osiedle. W stanie normalnym linia 1 stacje transformatorowe 4-5, linia 2 stacje 1-3. W stanie awaryjnym jedna z linii przejmuje całość obciążenia. Obliczenia wykonane dla najcięższych warunków pracy - dla stanów awaryjnych.

Z wzoru 4.12:

I_dop = 170 [A] dla AFL 50 [mm²]

I_dop = 137 [A] dla kabla Al 50 [mm²]

Linia 3 i linia 4

Obie te linie zasilają zakład. W stanie normalnym obie linie są tak samo obciążone. W stanie awaryjnym jedna z linii przejmuje na siebie zasilanie awaryjne.

Z wzoru 4.12:

I_dop = 160 [A] dla kabla Al 70 [mm²]

Ze względu na to że z GPZ wszystkie odpływy wyprowadzone są kablem 120 mm² taki kabel stosujemy też w linii 3 i 4.

Tab 6.11 Przekroje linii SN w mm²:

Nr linii		1	2	3	4
Przekuj [mm]	AFl	120	120	-	-
		kabel	120	120	120	120

Dobór ze względu na spadki napięcia na linii

Spadki napięcia policzone zostały z takich samych wzorów jak w wariancie I.

δU_j , U _nT ,  U _nS , δU_zTj , U_Tj , U_nNj - takie same jak w wariancie I

Linie 1 i 2.

Na podstawie danych z tabel 6.6, oraz przy użyciu wzorów 6.8 i 6.11 obliczono spadki napięcia na poszczególnych odcinkach linii 1 i 2.

Obliczenia wykonano dla poniższego schematu:

Rys 6.4

Tabela 6.12 Spadki napięcia na poszczególnych odcinkach linii 1 i 2:

Odcinek	ΔU	ΔU%
		[V]	[%]
GPZ-St4	18,7	0,12
St4-St5	3,1	0,02
St5-St3	1,3	0,01
GPZ-St1	21,8	0,14
St1-St2	1,8	0,01

Linie 3 i 4

Wyznaczenie prądu czynnego:

P_Z15 - obciążenie szczytowe linii w roku 15

cosφ = 0,8

Wyznaczenie składowej biernej prądu:

Spadek napięcia z wzoru 6.5:

ΔU =

Procentowy spadek napięcia z wzoru 6.12:

ΔU_% = 0,16[%]

Całkowite spadki napięcia.

Tabela 6.13 Spadki napięć w nowo wybudowanych odbiorach w warunkach normalnej pracy.

Węzęł	δUZ1	USNj[%]	δUj[%]	δUzTj[%]	UTj[%]	UnNj[%]	U [%]
Zakład	5	0,16	-5	5	2	3	-0,2
St1	5	1,71	-5	3	0,14	2,8	-1,65
St2	5	1,75	-5	3	0,15	2	-0,9
St3	5	1,78	-5	3	0,15	1,2	-0,13
St4	5	1,80	-5	3	0,12	1,4	-0,32
St5	5	1,81	-5	3	0,14	2	-0,95

Wyznaczone spadki napięć są mniejsze niż dopuszczalne +5%, -10%, więc przekroje są dobrane prawidłowo.

VII. Straty mocy i energii.

Straty mocy i energii w liniach SN.

Straty mocy

Straty mocy w istniejących obwodach oszacowano na podstawie danych z poprzedniego projektu (liczono w nim straty mocy w obwodach sekcji I GPZ P).

Straty wynoszą: ΔP_S = 119,6[kW]. Założono, że straty mocy w obwodach sekcji II są takie same.

Straty mocy czynnej w liniach zasilających obliczono z wzoru:

(7.1)

gdzie:

S[MVA] - moc pozorna przesyłana linią

U[kV] - napięcie znamionowe sieci

R_S[Ω] - rezystancja linii

Straty mocy dla poszczególnych transformatorów(dla starej sieci) na kolejne lata obliczono z zależności:

(7.2)

gdzie:

S₀ [MVA] - moc szczytowa stacji w roku 0

ΔP₀ [kW] - straty w obwodach zasilanej ze stacji w roku 0

S_i [MVA] - moc szczytowa stacji w roku i

ΔP_i [kW] - straty w obwodach zasilanej ze stacji w roku i

Straty obliczone z zależności 7.2 zamieszono w tabeli 7.1.Szczytowe moce dla poszczególnych transformatorów wzięte zostały z tabeli 5.6 i 5.7 dla wariantu I. W II wariancie dla nowego GPZ K zgodnie, z założeniami projektu, jako straty mocy dla obwodów przejętych z GPZ P, zasilanych z transformatora 1 przyjęto 35% strat transformatora 1 GPZ P w roku wybudowania GPZ K (czyli w roku 1). Dla transformatora 2 nowego GPZ K przyjęto 25% strat transformatora 2 w istniejącym GPZ P. Dodano również straty w nowo wybudowanych liniach. Straty mocy czynnej w tych liniach policzono ze wzoru 7.1.

Straty w nowych liniach w warunkach normalnej pracy dla wariantu I:

- Linia I

- Linia II

Straty w liniach dla wariantu II:

Założono że linia 1 i linia 2 przenoszą po połowie szczytowego obciążenia osiedla.

- Linia 1

- Linia 2

Założono że linia 3 i linia 4 przenoszą po połowie szczytowego obciążenia zakładu.

- Linia 3

- Linia 4

Linia 1 i linia 3 zostały przyłączone do sekcji 1 w GPZ K a Linie 2 i linia 4 zostały przyłączone do sekcji 2 w GPZ K.

Straty mocy w kolejnych latach dla wariantu II policzono jako sumę strat w obwodach przejętych przez ten GPZ, straty w liniach zasilających odbiór przemysłowy oraz straty w liniach zasilających osiedle. Licząc wzrost strat linii przejętych zależności 7.2, a linii osiedla i zakładu z zależności 6.1

Tabela 7.1 Straty mocy czynnej w liniach zasilanych z GPZ-ów dla obu wariantów.

Rok	Wariant I		Wariant II
		GPZ P		GPZ P		GPZ K
		Tr1 [kW]	Tr2 [kW]	Tr1 [kW]	Tr2 [kW]	Tr1 [kW]	Tr2 [kW]
0	119,6	119,6	77,7	89,7	0,0	0,0
1	188,3	130,4	79,5	91,7	45,0	32,0
2	192,5	133,1	81,2	93,7	46,0	32,7
3	196,7	135,8	83,0	95,8	48,0	34,4
4	201,1	203,7	84,9	97,9	50,0	36,1
5	205,5	263,4	86,7	100,1	53,6	39,3
6	210,1	428,9	88,6	102,3	54,6	40,1
7	214,7	431,9	90,6	104,5	55,7	40,9
8	219,5	435,0	92,6	106,9	56,9	41,7
9	224,3	438,1	94,7	109,2	58,0	42,5
10	229,3	441,4	96,8	111,6	59,2	43,4
11	234,4	444,6	98,9	114,1	60,4	44,2
12	239,6	448,0	101,1	116,6	61,7	45,1
13	244,9	451,5	103,3	119,2	62,9	46,0
14	250,3	455,0	105,6	121,8	64,2	46,9
15	255,8	458,6	107,9	124,5	65,5	47,9

Straty energii

Straty w liniach liczymy z wzoru:

ΔE = τ⋅ΔP (7.3)

gdzie:

ΔE [MWh] - strata energii.

τ - roczny czas trwania strat maksymalnych

ΔP [kW]- maksymalne straty mocy czynnej w liniach

Licząc straty w transformatorach GPZ, τ liczymy z wzoru Kopeckiego:

(7.4)

gdzie:

τ [h] - czas trwania maksymalnych strat (wzór Kopeckiego).

cosϕ_max - kosinus mocy szczytowej.

α - współczynnik zmienności obciążenia α = 1.

T_p [h] - Czas pracy elementu sieci.

(7.5)

T_max [h] - czas użytkowania mocy szczytowej.

Czasy trwania maksymalnych strat dla poszczególnych linii zamieszczono w tabeli 7.2.

Linie zasilane z GPZ P transformator 1 T_max = 3500 [h]

Przykładowo policzono dla jednej linii, dla kolejnych analogicznie:

Czas użytkowania mocy szczytowej nowego osiedla jest taki sam jak w istniejącej sieci, natomiast dla zakładu wynosi on T_max=6400 [h] i dla zakładu czas trwania maksymalnych strat obliczony tak jak wcześniej z wzoru 7.4 wynosi:

Zgodnie z założeniami odbiór przemysłowy jest zasilany dwiema liniami z dwóch sekcji po połowie mocy przesyłanej każdą z tych linii, więc moc pobierana z sekcji I przez zakład wynosi 3 [MW].

Wartość zastępczą czasu trwania maksymalnych strat dla transformatorów policzono z zależności:

(7.6)

gdzie:

τ [h] - czas użytkowania mocy szczytowej stacji zasilającej obiekty

τ_i [h] - czas użytkowania mocy szczytowej odbioru przyłączonego do stacji

P_i [MW] - moc szczytowa odbioru przyłączonego do stacji

Przykładowe obliczenia dla transformatora 1 w wariancie I:

Tabela 7.2 Czasy trwania maksymalnych strat.

Wariant I		Wariant II
GPZ P		GPZ P		GPZ K
Transformator 1	Transformator 2	Transformator 1	Transformator 2	Transformator 1	Transformator 2
3076	3515	3500	3200	3252	3056

Straty energii w liniach policzone z wzoru 7.3 zamieszczono w tabeli 7.3.

Tabela 7.3 Straty energii w liniach zasilanych z poszczególnych GPZ-ów w MWh.

Rok	Wariant I		Wariant II
		GPZ P		GPZ P		GPZ K
		Tr 1 [MWh]	Tr 2 [MWh]	Tr 1 [MWh]	Tr 2 [MWh]	Tr 1 [MWh]	Tr 2 [MWh]
0	418,6	382,7	112,9	89,0	0,0	0,0
1	579,2	459,7	79,6	72,2	72,7	64,2
2	592,1	469,2	80,1	72,7	73,1	64,5
3	605,2	479,0	80,7	73,3	88,0	76,5
4	618,5	717,4	81,3	73,8	97,1	84,0
5	632,2	927,5	81,9	74,3	117,6	101,5
6	646,2	1509,1	82,5	74,9	118,4	102,0
7	660,5	1519,7	83,1	75,4	119,1	102,5
8	675,1	1530,6	83,8	76,0	119,9	103,1
9	690,0	1541,7	84,4	76,6	120,7	103,6
10	705,3	1553,1	85,1	77,2	121,6	104,1
11	720,9	1564,7	85,8	77,8	122,4	104,7
12	736,9	1576,6	86,5	78,4	123,2	105,2
13	753,2	1588,7	87,2	79,0	124,1	105,8
14	769,8	1601,1	87,9	79,7	125,0	106,4
15	786,9	1613,8	88,6	80,4	125,9	107,0

Straty mocy i energii w transformatorach.

Straty mocy czynnej transformatorów policzono wzoru:

(6.7)

Wyniki obliczeń zamieszczono w tabeli 7.5.

Tabela 7.4 Parametry transformatora 25MVA i 16 MVA 110/15,75:

Moc znamionowa	Napięcie		Prąd biegu jałowego	Napięcie zwarcia	Znamionowe straty mocy czynnej
		górne			dolne			jałowe	obciążeniowe
Sn	UH	UL	Io	uk	PFe	PCu
kVA	kV	kV	%	%	kW	kW
25 000	115	15.75	0.5	12	22.0	127.0
16 000	115	15.75	0.5	12	15.5	87.5

Przykładowe obliczenia dla GPZ P transformatora 1:

Tabela 7.5 Straty mocy czynnej w transformatorach w kW:

Rok	Wariant I		Wariant II
		GPZ P		GPZ P		GPZ K
		Tr1	Tr2	Tr1	Tr2	Tr1	Tr2
0	31,96	29,32	32,25	27,80	0,00	0,00
1	41,84	32,88	22,73	22,57	22,35	19,75
2	42,28	33,08	22,89	22,73	22,48	19,83
3	42,73	42,12	23,06	22,89	27,05	23,51
4	43,19	47,80	23,22	23,05	29,86	25,84
5	43,66	60,91	23,39	23,22	36,16	31,22
6	44,13	61,30	23,57	23,39	36,40	31,38
7	44,62	61,70	23,75	23,57	36,64	31,53
8	45,12	62,11	23,93	23,75	36,88	31,69
9	45,64	62,52	24,12	23,93	37,13	31,86
10	46,16	62,94	24,31	24,11	37,38	32,02
11	46,69	63,36	24,50	24,30	37,64	32,19
12	47,24	63,80	24,70	24,50	37,90	32,36
13	47,80	64,23	24,90	24,70	38,16	32,53
14	48,37	64,68	25,11	24,90	38,43	32,71
15	48,95	65,14	25,32	25,11	38,71	32,89

Straty energii w transformatorach policzono z wzoru :

ΔE = ΔP_fe⋅8760+ΔP_cu⋅τ⋅(S/Sn)² (7.8)

Czasy trwania maksymalnych strat przyjęto z tabeli 7.2.

Wyniki umieszczono w tabeli 7.6.

Przykładowe obliczenia dla GPZ P dla transformatora 1:

ΔE = 22⋅8760+127⋅3500⋅(7/25)² = 227,6 MWh

Tabela 7.6 Straty energii w transformatorach:

Rok	Wariant 1		Wariant 2
		GPZ P		GPZ P		GPZ K
		Tr 1 [MWh]	Tr 2 [MWh]	Tr 1 [MWh]	Tr2 [MWh]	Tr 1 [MWh]	Tr 2 [MWh]
0	227,6	216,1	159,8	151,9	0,0	0,0
1	253,8	230,9	146,1	145,1	144,9	141,1
2	255,1	231,6	146,4	145,3	145,1	141,2
3	256,5	263,4	146,6	145,5	151,2	145,8
4	257,9	283,4	146,9	145,7	154,9	148,7
5	259,3	329,5	147,1	145,9	163,3	155,5
6	260,8	330,9	147,3	146,1	163,6	155,7
7	262,3	332,3	147,6	146,4	163,9	155,9
8	263,9	333,7	147,9	146,6	164,3	156,1
9	265,4	335,1	148,1	146,8	164,6	156,3
10	267,0	336,6	148,4	147,1	164,9	156,5
11	268,7	338,1	148,7	147,3	165,3	156,7
12	270,4	339,6	149,0	147,6	165,6	156,9
13	272,1	341,2	149,3	147,8	166,0	157,1
14	273,8	342,7	149,6	148,1	166,3	157,3
15	275,6	344,3	149,9	148,4	166,7	157,5

Straty całkowite dla obu wariantów otrzymano przez zsumowanie strat zamieszczonych w tabelach 7.1, 7.3, 7.5, 7.6. Wyniki umieszczono w tabeli7.7.

Tabela 7.7 Straty całkowite mocy i energii w rozpatrywanych wariantach:

Rok	Mocy [kW]		Energii [MWh]
		Wariant I	Wariant II	Wariant I	Wariant II
0	300,47	227,49	1245	513,54
1	393,40	335,56	1522,2	865,93
2	400,91	341,57	1546,6	868,38
3	417,42	357,78	1602,5	907,41
4	495,74	370,74	1875,7	932,32
5	573,52	393,69	2147	987,07
6	744,39	400,42	2745,4	990,48
7	752,95	407,28	2773,2	993,95
8	761,69	414,30	2801,6	997,5
9	770,62	421,47	2830,6	1001,1
10	779,74	428,80	2860,3	1004,8
11	789,07	436,29	2890,6	1008,5
12	798,60	443,94	2921,6	1012,4
13	808,34	451,76	2953,3	1016,3
14	818,29	459,74	2985,6	1020,2
15	828,45	467,90	3018,7	1024,3

Na podstawie tabeli 7.7 możemy porównać dwa warianty zasilenia odbioru. Straty począwszy od roku pierwszego znacząco się różnią. Znacznie większe straty są w wariancie I (w roku 15 straty energii w wariancie I są prawie 3-krotnie większe niż w wariancie II).

VIII. Koszty inwestycyjne.

Dla istniejącego układu sieciowego nie jest konieczna analiza wszystkich generowanych przez niego kosztów ponieważ projekt ma na celu porównanie wariantów, czyli koszty które są takie same dla obu wariantów mogą zostać pominięte. Do takich kosztów można zaliczyć wszystkie koszty stałe sieci istniejącej przed jej planowaną rozbudową jak i koszty wybudowania i utrzymania sieci osiedlowej, gdyż dla obu wariantów sieć osiedlowa jest taka sama. W obu wariantach uwzględniono koszty stałe związane z wydatkami poniesionymi na inwestycje i użytkowanie nowych obiektów w tym także transformatorów w istniejących GPZ-tach, ponieważ nastąpiła ich wymiana.

Nakłady inwestycyjne dla wariantu I.

W wariancie I nakłady inwestycyjne generowane są w kolejnych latach na pokrycie następujących inwestycji:

Rok 0

- Budowa Linii II - linii napowietrznej SN zasilającej obiekt przemysłowy. Linia AFL o długości 6 km i przekroju przewodów 3x150 mm²

- Budowa Linii I - linii łączącej osiedle z GPZ P o długości 4,5 km i przekroju przewodów 3x120 mm².

- Budowa linii IV - linii łączącej osiedle z istniejącą GPZ P o długości 5 km i przekroju przewodów 3x70mm². Linia ta zasila osiedle tylko w przypadku awarii linii I.

- Wymiana transformatorów w stacji GPZ O ze względy na niewystarczającą rezerwę mocy na jednostki o mocy znamionowej S_NT = 25 MVA.

Rok 2

- Budowa linii III - łączącej odbiór przemysłowy z linią I na St4 o długości 1,5 km i przekroju 3x70mm².

Tabela 8.1. Nakłady inwestycyjne w sieci wariant I

Rok	Rodzaj inwestycji	Koszt jednostkowy (za km lub szt)	Koszt inwestycji [PLN]
0	Linia I - AFL o długości 4,5 km i przekroju przewodów 3x120 mm^2.	105 000PLN/km	472 500
		Linia II - AFL o długości 6 km i przekroju przewodów 3x150 mm^2.	115 000 PLN/km	690 000
		Linia IV - AFL o długości 5 km i przekroju przewodów 3x70 mm^2.	92 000 PLN/km	460 000
		Wymiana 2 transformatorów w stacji GPZ A na jednostki o mocy znamionowej SNT = 25 MVA.	1 150 000 PLN/szt.	2 300 000
2	Linia III - AFL o długości 1,5 i przekroju przewodów 3x70 mm^2.	92 000 PLN/km	138 000

Nakłady inwestycyjne dla wariantu II.

W wariancie poniesione zostaną następujące nakłady inwestycyjne:

Rok 0

- Budowa dwóch odcinków napowietrznej linii AFL 240 mm², 110 kV jednotorowej o łącznej długości 4 km.

- Budowa i wyposażenie nowej stacji transformatorowej (GPZ P).

- Budowa dwóch linii kablowych (Linia 3 i 4) zasilających odbiór przemysłowy o przekrojach 3x120 mm² i łącznej długości 600 m.

- Budowa dwóch linii napowietrznej (Linia 1 i 2) zasilających osiedle o przekroju 3x120 mm² AFL i łącznej długości 1300 m.

Tabela 8.2. Nakłady inwestycyjne w sieci wariant II

Rok	Rodzaj inwestycji	Koszt jednostkowy (za km lub szt)	Koszt inwestycji [PLN]
0	Dwa odcinki linii 110kV o przekroju 240 mm^2 i łącznej długości 4 km	350 000 PLN/km	1 400 000
		Rozdzielnia napowietrzna 110 kV w układzie H 3.	1 950 000	1 950 000
		Budowa dwóch stanowisk transformatorowych i ich wyposażenie w transformatory 16 MVA i zabezpieczenia.	1 060 000 PLN/szt.	2 120 000
		Budynek 24 polowej rozdzielni SN.		480 000
		Wyposażenie 15 pól rozdzielni SN		680 000
		Koszty ogólne stacji (ogrodzenie, drogi, budynki nastawni itp.) 30 % kosztów wyposażenia.		1 569 000
		Linie 1 i 2 - AFL o łącznej długości 1,6 km i przekroju przewodów 3x120 mm^2.	105 000PLN/km	168 000
		Linie 3 i 4 i wyprowadzenie z GPZ- kablowe o łącznej długości 0,4 km i przekroju przewodów 3x120 mm^2.	150 000 PLN/km	60 000

Stacja transformatorowa o układzie rozdzielni 110 kV H3, wyposażona w dwa transformatory S_NT = 16 MVA, dwudziestoczteropolową rozdzielnię 15 kV z czego wyposażonych jest 14 pól: dwa zasilające, jedno sprzęgłowe, dwa pomiarowe, dwa do potrzeb własnych i siedem odpływowych z czego cztery do nowych odbiorów i trzy do połączenia z istniejącą siecią.

9. Koszty roczne stałe

Koszty roczne stałe

W analizie pominięto koszty identyczne dla obu wariantów (koszty stałe istniejącej sieci i osiedla), obliczono koszty stałe dla nowych elementów sieci. Koszty roczne stałe zostały policzone z zależności:

(9.1)

gdzie:

I_jk - wartość inwestycyjna j-ej grupy urządzeń (linii, transformatorów, itp.),

r_rrj - rata rozszerzonej reprodukcji (amortyzacja + akumulacja) j-ej grupy urządzeń obliczona ze wzroru:

(9.2)

(9.3)

p - stopa dyskonta p=8%

N_a normatywny okres ekspoatacji

r_esj - współczynnik kosztów eksploatacyjnych (ogólnych, utrzymania i remontów) j-ej grupy urządzeń,

N_u - liczba grup urządzeń,

Współczynniki r_rrj i r_esj zamieszczone są w tabeli 9.1. Nakłady inwestycyjne wzięte zostały z tabel 8.1 i 8.2.

Tabela 9.1. Współczynniki wykorzystywane do obliczeń kosztów stałych

Nazwa urządzenia	Na	rrr	res	rrr+res
Transformatory	10	0,149	0,038	0,187
Linie kablowe	22	0,098	0,040	0,138
Linie napowietrzne	22	0,098	0,040	0,138
Rozdzielnie, aparatura, budynki	10	0,149	0,035	0,184

Przykładowe obliczenia stałych kosztów rocznych dla transformatorów (wariantu I):

Koszty roczne stałe zdyskontowane.

Aby efektywnie porównać warianty zasilania odbioru pod względem kosztów konieczne jest ich sprowadzenie za pomocą rachunku dyskonta na jeden wybrany rok (w tym przypadku rok 0), posługując się zależnością:

(9.4)

gdzie:

- koszt zdyskontowany na rok 0 dla n - tego roku (dla j-ej grupy urządzeń)

K_sw(n) - całkowity koszt roczny w n-tym roku

i - stopa dyskonta i = 8 %

n - kolejny rok analizy.

Przykładowe obliczenia stałych kosztów rocznych zdyskontowanych dla transformatorów (wariantu I):

Całkowite stałe koszty zdyskontowane obliczono ze wzroru:

(9.5)

gdzie:

- stałe roczne koszty zdyskontowane dla poszczególnych grup urządzeń (transformatory, linie, i inne)

Tabela 9.2. Całkowite stałe roczne koszty zdyskontowane w rozpatrywanej sieci elektroenergetycznej

Rok	Koszty roczne stałe zdyskontowane [PLN]
		Wariant I	Wariant II
1	605 671	1 372 493
2	560 807	1 270 827
3	534 387	1 176 692
4	494 802	1 089 529
5	458 150	1 008 824
6	424 213	934 096
7	392 790	864 904
8	363 695	800 837
9	336 754	741 515
10	311 809	686 588
11	288 712	635 730
12	267 326	588 639
13	247 524	545 036
14	229 189	504 663
15	212 212	467 280

10. Koszty roczne zmienne

Koszty roczne zmienne.

Koszty roczne zmienne zostały policzone z zależności :

K_Z = kp⋅ΔPs+k_A⋅ΔE (10.1)

gdzie:

kp - jednostkowy koszt mocy, w zł(kW⋅rok),

k_A - jednostkowy koszt energii elektrycznej, w zł/MWh,

ΔPs - straty mocy przy obciążeniu szczytowym, w kW ( z tab. 7.1),

ΔE - roczna strata energii, w kWh/rok ( z tab. 7.1),

Całkowite koszty roczne zmienne zostały zamieszczone w tabeli 10.2, natomiast całkowite koszty roczne zmienne zdyskontowane w tabeli 10.3

Tabela 10.1 Jednostkowe koszty mocy i energii:

L.p.	Jednostkowe opłaty za moc i energię
1	Jednostkowy koszt mocy	PLN/kW/rok	40,0
2	Jednostkowy koszt energii	PLN/MWh	281,4

Przykładowe obliczenia kosztów zmiennych dla roku 1 wariantu 1:

K_Z = kp⋅ΔPs+k_A⋅ΔE= 40⋅393,4+281,4⋅1522,2= 444 143

Tabela 10.2. Koszty zmienne strat mocy i energii.

Lata	Koszty roczne zmienne [PLN]
		Wariant I	Wariant II
1	444 143	257 131
2	451 302	258 058
3	467 717	269 694
4	547 734	277 221
5	627 187	293 548
6	802 436	294 777
7	810 605	296 030
8	818 952	297 308
9	827 481	298 611
10	836 196	299 941
11	845 101	301 296
12	854 201	302 679
13	863 500	304 089
14	873 001	305 526
15	882 711	306 993

Koszty roczne zmienne zdyskontowane.

Przy obliczeniu zmiennych rocznych kosztów zdyskontowanych korzystano z zależności:

(10.2)

gdzie:

- koszt zdyskontowany na rok 0 dla n - tego roku

K_sw(n) - całkowity koszt roczny w n-tym roku

i - stopa dyskonta i = 8 %

n - kolejny rok analizy.

Przykładowe obliczenia zmiennych kosztów rocznych zdyskontowanych (wariantu I):

Tabela 10.3. Koszty zmienne zdyskontowane:

Lata	Koszty roczne zmienne zdyskontowane [PLN]
		Wariant I	Wariant II
1	411 244	238 084
2	386 919	221 244
3	371 289	214 092
4	402 600	203 766
5	426 853	199 784
6	505 671	185 759
7	472 980	172 731
8	442 454	160 626
9	413 946	149 380
10	387 321	138 931
11	362 450	129 221
12	339 215	120 198
13	317 507	111 813
14	297 223	104 020
15	278 267	96 777

11. Całkowite roczne koszty zdyskontowane

Tabela 11.1 Koszty roczne koszty zdyskontowane na rok 0 w PLN:

Lata	Koszty zdyskontowane
		Wariant I	Wariant II
1	1 016 915	1 610 578
2	947 725	1 492 071
3	905 675	1 390 783
4	897 403	1 293 295
5	885 003	1 208 607
6	929 884	1 119 855
7	865 770	1 037 634
8	806 149	961 463
9	750 701	890 895
10	699 130	825 519
11	651 162	764 951
12	606 541	708 837
13	565 032	656 849
14	526 412	608 683
15	490 479	564 057
Suma	11 543 983	15 134 077

Koszty roczne zdyskontowane na rok 0 wynoszą:

Wariant I 11 543 983 PLN

Wariant II 15 134 077 PLN

Na podstawie powyższych obliczeń wykazano, że wariant I, czyli zasilenie nowych odbioru z istniejącej stacji GPZ jest tańsze niż budowa nowej stacji transformatorowej. Wynika to głównie z faktu poniesienia dużych nakładów finansowych na budowę nowego GPZ K

12. Literatura

1. „Elektroenergetyczne Sieci Rozdzielcze” pod red. Szczęsnego Kujszczyka t II

2. „Rozdzielcze Sieci Elektroenergetyczne” Jerzy Marzecki

3. Wykład z przedmiotu: „Elektroenergetyczne Sieci Rozdzielcze”

4. Wykład z przedmiotu: „Gospodarka Elektroenergetyczna”

5. „Projektowanie urządzeń elektroenergetycznych” Jan Strojny, Jan Strzałka, skrypt uczelniany AGH 1079 wyd. 4 uzupełnione

1

---