GOSPODARKA

ELEKTROENERGETYCZNA

PROJEKT

Krzysztof Ściobłowski

Mikołaj Skowron

Paweł Sadko

Grzegorz Ślęzak

Kraków 2003

1. Temat projektu.

Dokonać analizy technicznej i ekonomiczne istniejącej sieci średniego napięcia w perspektywie 15 lat, zaproponować dwa realne warianty funkcjonowania sieci oraz wybrać optymalny wariant pod względem ekonomicznym.

2. Dane:

2.1 Opis sieci istniejącej.

Zasilanie rozpatrywanego terenu odbywa się sieciami SN o napięciu 15 kV i 30 kV.

Na rozpatrywanym terenie znajduje się stacja 30/15 kV, w którym znajdują się dwa transformatory o mocy 6,3MVA każdy. Stacja zasilana jest dwiema liniami 30 kV, które powiązane są z sąsiednimi GPZtami. Omawiana stacja zasila trzy linie 15 kV (RÓW.11 , RÓW.KN i WRO.1). Zapotrzebowanie na moc dla poszczególnych sieci:

RÓW.11 (15 kV) ⇒ S=700 kW

RÓW.KN (15 kV) ⇒ S= 3300 kW

WIE.9 (30 kV) ⇒ S= 600 kW

WRO.1 (15 kV) ⇒ S= 2100 kW

Suma mocy dla wszystkich sieci wynosi 6700 kW i rozkłada się symetrycznie na dwie sieci 30 kV zasilające stację 30/15 kV

Do zasilania sieci niskiego napięcia zastosowano transformatory 15/nn i 30/nn o mocy 25 kVA, 63 kVA, 100 kVA, 160 kVA i 250 kVA. Parametry transformatorów podano w tabeli.

Tabela nr 1 Parametry transformatorów 15/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

Tabela nr 2 Parametry transformatorów 30/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	31,5 31,5 31,5 31,5	0,4 0,4 0,4 0,4	2,5 1,5 3 2,8	4,5 4,5 4,5 4,5	0,12 0,235 0,43 0,400	0,59 1,16 1,8 2,55

Moc znamionowa	Napięcie		Prąd biegu jałowego	Napięcie zwarcia	Znamionowe straty mocy czynnej
		górne					dolne
SN	UH	UL	I0	Uzw	ΔPFe	ΔPCu
MVA	kV	kV	%	%	KW	kW
6,3	31,5	15,75	0,8	7	9	43

Tabela nr 3 Parametry transformatora 30/15 kV

Współczynnik wykorzystania transformatorów SN/nn wynosi 0,6.

Współczynnik mocy cosϕ dla wszystkich odbiorów wynosi 0,9

Sieć terenowa jest siecią napowietrzną z przewodami gołymi AFL o przekroju przewodów w magistrali S=70 mm², na odgałęzienia zastosowano przewody o przekroju S=35 mm². Reaktancja jednostkowa linii wynosi X₀=0,4 Ω/km.

1. Planowany wzrost obciążenia w perspektywie 15 lat:

- zakład przemysłowy:

Na rozpatrywanym terenie planowana jest budowa zakładu przemysłowego o mocy P=3000 kW i cosϕ=0,95 , przy czym moc pobierana przez zakład zmienia się w czasie w następujący sposób:

Rok 1 ⇒ P1=10% P_Z=300 kW

Rok 2 ⇒ P2=50% P_Z=1500 kW

Rok 3 ⇒ P3=100% P_Z=3000 kW

- pozostałe odbiory:

wzrost zapotrzebowania na moc pozostałej części sieci w tempie 1% na rok oraz wzrost zapotrzebowania na energię w tempie 1,5% na rok.

2.3 Zasilanie zakładu przemysłowego.

W roku pierwszym i drugim zakład zasilany z istniejącej sieci 15 kV Rów.KN wobec czego należy w roku zerowym wybudować linie SN o długości 0,95 km. Zakład ten wymaga rezerwowego zasilania począwszy od roku trzeciego, pociąga to konieczność budowy kolejnego odcinka linii z GPZtu o długości 1,3 km. Linia ta stanowi podstawowe zasilanie zakładu, w przypadku awarii zakłąd zasilany jest z sąsiedniej linii 15 kV (Rów.KN)

3. Obliczenia spadków napięć, strat mocy i energii w roku zerowym.

Wzór do obliczenia strat mocy w linii

(3.1)

Straty mocy w poszczególnych sieciach wynoszą

RÓW.11 ⇒ ΔPl=1,61 kW

RÓW.KN ⇒ ΔPl=170 kW

WIE.9 ⇒ ΔPl=58,43 kW

Wzór do obliczenia strat w transformatorach

(3.2)

m =0,6 - współczynnik wykorzystania transformatora

Tabela nr 4 Wartości strat mocy dla transformatorów 15 kV w sieci ROW.KN

SN [kVA]	ΔPFe kW	ΔPCu kW	n szt.	S0 kVA	ΔPTr kW	ΔP kW
25	0,125	0,56	15	15	0,32	4,82
63	0,18	1,2	25	38	0,64	15,97
100	0,26	1,6	13	60	1,03	13,44
160	0,4	2,25	7	96	1,46	10,2
250	0,52	3	3	150	1,96	5,88
50,33

Dla transformatorów S=63 kVA otrzymujemy

Straty mocy w poszczególnych transformatorach zostały wyznaczone w identyczny sposób. Straty mocy we wszystkich transformatorach danej linii są sumą strat mocy wszystkich transformatorów i wynoszą dla danej sieci:

RÓW.11 ⇒ ΔP=11,57 kW

RÓW.KN ⇒ ΔP=50,65 kW

WIE.9 ⇒ ΔP=10,37 kW

Straty mocy w transformatorze 30/15 kV wynoszą ΔP=13,78 kW

Wzór do obliczenia spadku napięcia w linii

(3.3)

Obliczanie parametrów linii:

X_L=X₀ ⋅ l - reaktancja odcinka linii o długości l [km] (3.4)

- rezystancja odcinka linii o długości l [km] (3.5)

Spadki napięci w poszczególnych liniach wynoszą:

RÓW.11 ⇒ ΔU_%=0,25

RÓW.KN ⇒ ΔU_% =5,3

WIE.9 ⇒ ΔU_%=2,43

4. Przedstawienie dwóch wariantów zasilania omawianego obszaru

Wariant 1

Wariant ten nie przewiduje żadnych inwestycji na omawianym obszarze ( poza niezbędnymi inwestycjami w postaci budowy dwóch linii koniecznych do zasilenia zakładu przemysłowego. Inwestycje te są niezależne od wyboru wariantu. ) Jest to możliwe ze względu na to, że zapotrzebowanie na moc omawianego obszaru nie przekracza możliwości transformatorów 30/15

Wariant 2

Wariant ten przewiduję uruchomienie GPZtu 110/15 kV z jednym transformatorem w roku pierwszym oraz uruchomieniu drugiego transformatora i przeizolowaniu linii 30 kV na 15 kV w roku w roku szóstym.

5. Analiza wariantu pierwszego

Zgodnie z punktem 3 zapotrzebowanie na moc wzrasta o 1% w ciągu roku zatem obciążenie transformatorów i linii będzie się zwiększać.

Można to zapisać w następujący sposób

(5.1)

gdzie

q_p=0,01- wzrost zapotrzebowania na moc

n- liczba lat

S_n- moc pozorna w n-tym roku

S₀- moc pozorna w roku zerowym

Straty mocy w transformatorach SN w kolejnych latach można przedstawić w następujący sposób:

Straty mocy w roku zerowym obliczamy ze wzoru 2.2

Straty mocy w roku n-tym wyrażają się wzorem

(5.2)

gdzie

⇒
(5.3)

stosując znaczenie

(5.4)

straty w transformatorze w n-tym roku możemy zapisać w poniższy sposób

(5.5)

Straty mocy w linii w kolejnych latach można przedstawić w następujący sposób:

Straty w roku zerowym wyrażają się wzorem 2.1, uwzględniając wzór 5.1 możemy zapisać, że straty w linii w n-tym roku wyrażają się wzorem

(5.6)

Spadek napięcia w danym odcinku linii w kolejnych latach

Spadek napięcia w roku zerowym wyraża się wzorem 2.3

Zgodnie z przyjętą prognozą wzrostu obciążenia ( wzór 5.1), wartość prądu wzrasta zgodnie ze wzorem:

(5.7)

Zatem spadek napięcia w kolejnych latach możemy zapisać jako:

(5.8)

Straty energii

czas trwania największych strat obciążeniowych

straty mocy odpowiadające największej wartości płynącego w linii prądu

---