AKADEMIA GÓRNICZO-HUTNICZA

WYDZIAŁ ELKTROTECHNIKI, AUTOMATYKI, INFORMATYKI I ELEKTRONIKI

elktroenergetyczne

sieci

rozdzielnie

Projekt

Konsultanci: Opracowanie:

dr inż. Waldemar Szpyra Krzysztof Ściobłowski

mgr inż. Wojciech Tylek Mikołaj Skowron

Paweł Sadko

Grzegorz Ślęzak

III rok Elektrotechniki

Kraków, 2002 r.

Spis treści:

Dane:

W projekcie przyjęto:

• moce transformatorów SN/nn o wartościach 25, 63, 100, 160, 250 kV

• współczynnik wykorzystania transformatora -
  ,
  

• przekroje przewodów:
  w magistrali -
  
  w odgałęzieniach
  

• reaktancję jednostkową linii
  

W projekcie analizowano dwie sieci o napięciu
oraz jedną sieć o napięciu
.

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
25 63 100 160 250	15,75 15,75 15,75 15,75 15,75	0,4/0,42 0,4/0,42 0,4 0,4 0,4	3,5 2 2,3 1,6 1,3	4,5 4,5 4,5 4,5 4,5	0,125 0,180 0,260 0,400 0,520	0,560 1,200 1,600 2,250 3,000

Analiza linii 30 kV

Wzór do obliczenia strat mocy w linii

Wzór do obliczenia strat obciążeniowych w transformatorach

Wzór do obliczenia spadku napięcia w linii

Obliczanie parametrów linii:

X_L=X₀ ⋅ l - reaktancja odcinka linii o długości l [km]

- rezystancja odcinka linii o długości l [km]

Obliczanie największego spadku napięcia polega na sumowaniu spadków napięcia na poszczególnych odcinkach linii.

Obliczenie strat mocy polega na sumowaniu strat w poszczególnych odcinkach linii

gałąź	długość [km]	Prąd [A]	Rezystancja [Ω]	Reaktancja [Ω]	Spadek napięcia [V]			Strata mocy [kW]
											na Rl	na Xl	w gałęzi
0-1	1,870	11,41	0,80	0,75	8,21	3,68	11,9	0,312
1-5	0,522	9,95	0,22	0,20	1,97	0,85	2,82	0,067
5-7	0,087	8,8	0,04	0,03	0,32	0,11	0,43	0,009
7-9	0,087	8,51	0,04	0,03	0,30	0,10	0,40	0,008
9-11	0,391	6,66	0,17	0,15	1,02	0,43	1,45	0,022

Przy podanych mocach transformatorów, współczynniku wykorzystania i
odbiór o najniższym napięciu znajduje się w punkcie „Makowiska”, gdzie procentowy spadek napięcia ΔU_%=0,19%.

Straty mocy w tej sieci wynoszą:

Str	Liczba transformatorów w linii	Straty obciążeniowe znamionowe ΔPCu	Straty jałowe znamionowe ΔPFe	Suma strat obciążeniowych	Suma strat jałowych
kVA		kW	kW	kW	kW
25 63 100 160 250	2 6 4 1 0	0,56 1,2 1,6 2,25 3	0,125 0,18 0,26 0,4 0,52	0,4 2,59 2,3 0,81 0	0,25 1,08 1,04 0,4 0

-w linii ΔP_l = 0,58 kW

-obciążeniowe w transformatorach ΔP_obcTr = 6,1 kW

-jałowe w transformatorach ΔP_j = 2,77 kW

W przypadku przeizolowania tej sieci na 15kV:

-procentowy spadek napięcia ΔU_%=0,76%.

Straty mocy

-w linii ΔP_l = 2,13 kW

-obciążeniowe w transformatorach ΔP_obcTr = 6,1 kW

-jałowe w transformatorach ΔP_j = 2,77 kW

Analiza linii 15kV („GPZ”-„Rów.11”)

Największy procentowy spadek napięcia w sieci występuje w punkcie „D-SOT” i wynosi ΔU_%=0,43%.

Straty mocy w tej sieci wynoszą

-w linii ΔP_l = 1,61 kW

-obciążeniowe w transformatorach ΔP_obcTr = 6,1 kW

-jałowe w transformatorach ΔP_j = 3,38 kW

Analiza linii 15kV („GPZ”-„Rów.KN”)

Największy procentowy spadek napięcia w sieci występuje w punkcie „D.6-WWG” i wynosi
.

Straty mocy w tej sieci wynoszą

-w linii ΔP_l = 170 kW

-obciążeniowe w transformatorach ΔP_obcTr = 27 kW

-jałowe w transformatorach ΔP_j = 12,8 kW

W celu zapewnienia mniejszych spadków napięcia i strat mocy połączono obydwie sieci pomiędzy punktami „Rów.13” a „Rw.14” tworząc pętlę zamkniętą.

Obliczenie prądów wypływających z GPZ do poszczególnych części pętli wyznacza się ze wzorów:

Punkt spływu wyznacza się odejmując od prądu wypływającego z GPZ kolejne prądy odbiorów poczynając od odbioru znajdującego się najbliżej GPZ.

Prąd płynący w magistrali od GPZu do pkt. „Rw.11” wynosi 84 A, a prąd płynący w magistrali od GPZu do pkt. „Rw.KN” wynosi 79 A.

Punkt spływu występuje przy odbiorze „J-4”, procentowy spadek napięcia w tym punkcie
,

Straty mocy w pętli wynoszą:

-w linii ΔP_l = 55,9 kW

-obciążeniowe w transformatorach ΔP_obcTr = 33,1 kW

-jałowe w transformatorach ΔP_j = 16,2 kW

Pętlę rozcięto pomiędzy odbiorami „I-2” a „I-4” i zasilono z oddzielnych sekcji szyn w GPZ.

Analiza linii w warunkach awaryjnych

Zakładając, że występuje awaria w linii pomiędzy „GPZ” a odbiorem „Rów.11” następuje odłączenie tego fragmentu sieci od GPZ-u i zasilenie go z drugiej strony poprzez zamknięcie odłącznika przy rozcięciu pętli. W takich warunkach największy procentowy spadek napięcia sieci występuje w punkcie „R-5” i wynosi

Straty mocy w linii wrastają do
.

W odwrotnej sytuacji - tj. awarii linii na odcinku „GPZ”-„Rów.KN” - największy procentowy spadek napięcia w sieci wynosi
i występuje w punkcie „B-5”, przy czym straty mocy w linii wzrastają do
.

Analiza zakładu przemysłowego

Zakład przemysłowy o mocy 3 MW zasilony jest oddzielną linią prowadzoną z GPZ o długości 1,30 km. Przekrój przewodu wynosi
. Procentowy spadek napięcia w tej linii wynosi ΔU_%=1%, a straty mocy
. Zakład ten pracuje na
. Posiada zasilanie rezerwowe z istniejącej magistrali sieci 15 kV o długości 0,95 km. Przy pełnym zasilaniu zakładu linią rezerwową procentowy spadek napięcia wzrośnie do poziomu:

• w sieci nie połączonej w pętlę z 5,3% do 5,8%

• w sieci połączonej w pętlę i rozciętej w punkcie „I-4” z 1,5% do 2,4%.

Projektowanie nowego GPZ

Średnia moc transformatora w analizowanej sieci wynosi 79,5 kVA. Uwzględniając transformatory w części sieci nie objętej analizą oraz transformatory w analizowanej sieci, a także moc zakładu przemysłowego zapotrzebowanie na moc w GPZ wynosi 13268 kVA.

GPZ powinien być zatem zasilany dwoma transformatorami
o mocy 16 MVA każdy.

Wzory do obliczeń parametrów transformatora

- impedancja

- reaktancja

- rezystancja

Dane transformatora 16 MVA:

• 
  - napięcie górne

• 
  - napięcie dolne

• 
  - procentowe napięcie zwarcia

• 
  - prąd biegu jałowego

• 
  - straty mocy jałowe

• 
  - straty mocy obciążeniowe

• 
  - rezystancja transformatora

• 
  - reaktancja transformatora

• 
  - impedancja transformatora

GPZ jest zasilany dwiema niezależnymi liniami napowietrznymi 110 kV. Ze względu na to, że stacja ta jest stacją końcową zastosowano układ trójwyłącznikowy z wyłącznikami na liniach zasilających i w poprzeczce. Posiada on dwa transformatory o mocy 16 MVA każdy zapewniając w ten sposób pełne rezerwowanie mocy. Ze względu na wymagania dotyczące niezawodności zasilania rozdzielnia po stronie SN posiada podwójny system szyn zbiorczych oraz podział na sekcje, do łączenia obu sekcji szyn zastosowano sprzęgło systemowo-sekcyjne.

Schemat połączeń GPZ-u

Obciążalność długotrwała

AFL

AFL

Maksymalny prąd jaki płynie w magistrali o przekroju
wynosi 248,5A (stan awaryjny - zasilenie całej sieci z jednej strony) natomiast maksymalny prąd jaki płynie w odgałęzieniach o przekroju
wynosi 19,1 A - zatem przewody są poprawnie dobrane pod względem obciążalności długotrwałej.

Zwarcia

Zwarcia w GPZ

Wzory do obliczeń

- prąd zwarciowy początkowy

- gęstość prądu

Uwzględniając tylko impedancję transformatora prąd zwarciowy początkowy wynosi

Gęstość prądu dla

Uwzględnienie reaktancji systemu elektroenergetycznego o mocy zwarciowej
.

- reaktancja systemu elektroenergetycznego

Dołączenie reaktancji systemu elektroenergetycznego do obwodu zwarciowego powoduje zmniejszenie prądu zwarciowego o 6% -do wartości

Dopuszczalna gęstość prądu
dla przewodów AFL dla temperatury granicznej
, temperatury przewodu w chwili zwarcia
wynosi
.

Obliczeniowa gęstość prądu wynosi
zatem przewód wytrzyma zwarcie.

Sprawdzanie wytrzymałości zwarciowej przewodów w odgałęzieniach od magistrali S = 35 mm²

Najbliższe odgałęzienie od magistrali występuje w odległości 0,13 km od GPZ. Uwzględniając impedancję linii w obwodzie zwarcia prąd zwarcia wynosi
, gęstość prądu wynosi
co przekracza dopuszczalna wartość gęstości prądu
.

W celu spełnienia kryteriów zwarciowych należy skrócić czas zwarcia

- maksymalny czas zwarcia

Stosując na odgałęzienia przewód o
czas trwania zwarcia musiałby wynosić
, co jest praktycznie nierealne. Zachodzi konieczność wymiany przewodów na grubsze,
. Taką operację należy wykonać przy odgałęzieniach: „Rów.KN”, „Rów.12”, „Wie.KN”, „SKANSEN”, „Rów.11” oraz główny odcinek zasilający odbiory „Rów.KN”, „R-4”, „R-5”, „R-6”. Warunki zwarciowe wymagają również, aby czas zwarcia wynosił co najwyżej

Regulacja napięcia

	Pierwszy odbiór			Punkt spływu		Awaria
obecnie	pocz. linii nn	kon. linii nn	pocz. linii nn		kon. linii nn	pocz. linii nn	kon. linii nn
δUGPZ =	4,40	4,40	4,40		4,40	4,40	4,40
Utr =	-2,50	-2,50	-2,50		-2,50	-2,50	-2,50
UN =	0,25	0,25	0,25		0,25	0,25	0,25
UztS =	2,50	2,50	2,50		2,50	2,50	2,50
UŚN =	0,00	0,00	-1,53		-1,53	-7,30	-7,30
UnN =	0,00	-7,00	0,00		-7,00	0,00	-7,00
δUnN =	4,65	-2,35	3,12		-3,88	-2,65	-9,65
od 2004	pocz. linii nn	kon. linii nn	pocz. linii nn		kon. linii nn	pocz. linii nn	kon. linii nn
δUGPZ =	5,00	5,00	5,00		5,00	5,00	5,00
Utr =	-2,50	-2,50	-2,50		-2,50	-2,50	-2,50
UN =	-5,00	-5,00	-5,00		-5,00	-5,00	-5,00
UztN =	7,50	7,50	7,50		7,50	7,50	7,50
UŚN =	0,00	0,00	-1,53		-1,53	-7,30	-7,30
UnN =	0,00	-7,00	0,00		-7,00	0,00	-7,00
δUnN =	5,00	-2,00	3,47		-3,53	-2,30	-9,30

δU_GPZ - przyrost napięcia w GPZ

U_tr - spadek napięcia na transformatorze

U_N - przyrost napięcia wynikającego z różnicy przekładni znamionowej transformatora

ϑ_s - stosunek napięć znamionowych sieci,

ϑ_n - przekładnia znamionowa transformatora.

ϑ_s -
obecnie, a od 2004 roku

ϑ_n -

U_ztS - przyrost napięcia wynikający ze zmiany położenia zaczepów regulacyjnych

U_ŚN - spadek napięcia na linii średniego napięcia

U_nN - spadek napięcia na linii niskiego napięcia

δU_nN - odchylenie napięcia u odbiorcy na niskim napięciu

Mimo, że przewód o przekroju 35 mm² spełnia kryteria obciążalności długotrwałej to nie spełnia kryteriów zwarciowych, dlatego należy zastosować przewód o przekroju 70 mm²

Zarządzenie nr 29 Ministra Górnictwa i Energetyki z dnia 17.07.1974 r w sprawie doboru przewodów i kabli elektroenergetycznych do obciążeń prądem elektrycznym. Dziennik Budownictwa nr 7, listopad 1974

- 4 -

Tr. 16MVA

110/15,75 kV

Tr. 16MVA

110/15,75 kV

Zakład

Rów.11

Rów.KN

Wie.8

Wro.1

GPZ

U = 15 kV

0.217

0.391

0.739

0.043

0.391

0.087

0.087

0.522

1.87

0.261

0.87

0.174

0

1

5

7

9

11

12

10

8

6

4

2

3

Wie.4

100

Wie.5

160

Wie.6

25

Wie.7

100

Wie.8

63

Wie.9

63

---