PROJEKT SIECI ELEKTROENERGETYCZNEJ

TEMAT 7

Przedmiot: Urządzenia i sieci elektroenergetyczne

Wydział: Elektrotechniki, Automatyki, Informatyki i Inżynierii Biomedycznej

Wykonawstwo:

Seweryn Kwieciński

Andrzej Kuś

Łukasz Uszko

Spis treści:

1. Założenia projektowe

2. Dobór baterii kondensatorów do zakładów przemysłowych

3. Parametry zastępcze sieci

4. Transformatory

5. Dobór przekroju przewodów do zakładów przemysłowych P1, P2, P3 oraz P4 (dla wariantu 1 oraz 2).

a) Dobór na obciążalność długotrwałą przewodu

b) Dobór na obciążalność zwarciową przewodu

c) Dobór przekroju przewodu z kryterium na maksymalny dopuszczalny spadek napięcia

d) Dobór ostatecznych przekrojów przewodów z 3 kryteriów

6. Rozpływ prądów

7. Wyznaczenie spadków napięcia w sieci i napięć w poszczególnych węzłach

8. Straty mocy

9. Straty energii

10. Porównanie wyników symulacji w programie ESA 2.0 z wynikami obliczeń w arkuszu kalkulacyjnym.

11. Wnioski końcowe

12. Literatura

1. 
   

1. Założenia projektowe

1.Wyznaczyć parametry schematu zastępczego przyjętej sieci:

2. Dobór przekroju przewodów do zakładów przemysłowych P1, P2, P3 oraz P4 (dla wariantu 1 oraz 2).

3. Dobrać baterię kondensatorów dla zakładów przemysłowych P1, P2, P3 oraz P4 tak aby dyrektywny współczynnik mocy wyniósł 0,93i (dla wariantu 1 oraz 2).

4. Wyznaczenie rozpływów mocy/prądu w sieci (dla wariantu 1 oraz 2).

5. Wyznaczenie spadków napięcia w sieci (dla wariantu 1 oraz 2).

6. Obliczenie całkowitych strat mocy i energii układu (dla wariantu 1 oraz 2) oraz wybranie, który wariant będzie generował mniejsze straty i energii w sieci.

Wariant I

Rys. 1

Wariant II

Rys. 2

Tabela 1

Dane projektowe
gałąź
A0 - A1
A1 - A2
A2 - P1
A2 - A3
A3 - P2
A3 - A4
A4 - C1
C1 - C2
C2 - C3
A4 - A5
A5 - A6
A6 - P3
A6 - A7
A7 - A8
A8 -D1
D1 - D4
D1 -D2
D2 - D3
D2 - D5
A8 - A9
A9 -A10
A10 - P4
A10 - A11
A0- P3

P − kable o układzie płaskim – stykające się ze sobą (ułożone w ziemi)

T − kable o układzie trójkątnym – stykające się ze sobą (ułożone w ziemi)

P_70 − kable o układzie płaskim – odstęp między kablami równy 7cm (ułożone w ziemi)

Napięcie w punkcie A0: U_n = 15,75 kV

Moc zwarciowa na szynach A w GPZ: S_k” = 487 MVA

Czas od wystąpienia do wyłączenia zwarcia: t_k = 0,8 s

2. Dobór baterii kondensatorów do zakładów przemysłowych

Baterię kondensatorów dobrano w następujący sposób [1]:

Ze wzorów wyznaczono moc czynną i bierną przed kompensacją.

P = S_obc • cosφ (2.1)

Q = S_obc • sinφ (2.2)

Następnie wyznaczono moc pozorną po kompensacji wstawiając cosφ_d = 0,93.

$\ S_{\text{skomp}} = \frac{P}{\cos\varphi_{d}}$ (2.3)

Moc bierna po kompensacji :

Q_skomp = S_skomp • sinφ_d (2.4)

Moc bierną baterii kondensatorów można przedstawić jako różnicę mocy biernej przed i po kompensacji:

Q_C = Q − Q_skomp (2.5)

Znając moc baterii kondensatorów, reaktancje można policzyć z:

$X_{C} = \frac{U_{N}^{2}}{Q_{C}}$ (2.6)

Pojemność baterii wyznaczono ze wzoru:

$C = \frac{1}{\omega \bullet X_{C}}$ (2.7)

Tabela 2

Dobór baterii kondensatorów

gałąź

A2 - P1

A3 - P2

A6 - P3

A10 - P4

A0- P3

Q - Moc bierna zakładu przed kompensacją

S_skomp - Moc pozorna po kompensacji

Q_skomp - Moc bierna pobierana przez poszczególny zakład po kompensacji

Q_c – Moc bierna baterii

C – Pojemność baterii

1. 
   

2. Parametry zastępcze sieci

Parametry zastępcze linii

Sieć elektroenergetyczna została zaprojektowana na napięcie 15 kV, więc schemat zastępczy linii (kablowych i napowietrznych) zawiera tylko rezystancje i reaktancje [2]:

Rys. 3

$R_{L} = \frac{R_{0} \bullet l}{1000}\ $ (3.1) $X_{L} = \frac{X_{0} \bullet l}{1000}\text{\ \ }$ (3.2)

Gdzie:

R_L – rezystancja danej linii [Ω] X_L – reaktancja danej linii [Ω]

R₀ – rezystancja jednostkowa [Ω/km] X₀ – reaktancja jednostkowa [Ω/km]

l – długość danej linii [m]

Parametry linii zostały dobrane z katalogu TELE-FONIKA Kable na 2009r. [3]

Aby obliczyć reaktancje przewodów linii napowietrznych należało dobrać słup SN. Wybrano słup spółki ENERGOLINIA w Poznaniu [4]:

Rys. 4

Znając odległości pomiędzy poszczególnymi liniami (185 cm) można obliczyć indukcyjność roboczą linii napowietrznej:

Dla przewodu wykonanego z materiału magnetycznego do których zalicza się AFL [2]: (3.3)

gdzie:

b_śr - średni odstęp między przewodami

dla linii 3-fazowych jednotorowych o niesymetrycznym układzie przewodów:

gdzie: b₁₂ , b₁₃ , b₂₃ – wzajemne odległości pomiędzy przewodami fazy 1, 2 i 3

r - promień przekroju przewodu

µ_w - względna przenikalność materiału przewodowego (dla AFL µ_w=1)

Następnie reaktancja jednostkowa obliczania jest ze wzoru:

X₀ = ω • L₀ (3.4)

Tabela 3

Obliczanie reaktancji linii napowietrznej

S [mm^2]

50

70

120

Tabela 4

Parametry linii
gałąź
A0-A1
A1-A2
A2-P1
A2-A3
A3-P2
A3-A4
A4-C1
C1-C2
C2-C3
A4-A5
A5-A6
A6-P3
A6-A7
A7-A8
A8-D1
D1-D4
D1-D2
D2-D3
D2-D5
A8-A9
A9-A10
A10-P4
A10-A11
A0-P3

1. Transformatory

W celu doboru transformatorów najpierw należało wyznaczyć minimalną moc każdego z nich, tak, by były one w trakcie pracy obciążane do maksymalnie 70% mocy znamionowej.

Następnie, korzystając z katalogu Fabryki Transformatorów w Żychlinie, dobrano odpowiednie transformatory o mocach z przedziału 25 kVA do 630 kVA [5].

Schemat zastępczy transformatora z pominięciem elementów poprzecznych [2]:

Rys. 5

Rezystancja transformatora:

$R_{T} = \frac{\Delta P_{\text{Cu}} \bullet U_{N}^{2}}{S_{N}^{2}}$ (4.1)

Impedancja transformatora:

$Z_{T} = \frac{\Delta U_{z\%} \bullet U_{N}^{2}}{100 \bullet S_{N}}$ (4.2)

Reaktancja transformatora:

$X_{T} = \sqrt{Z_{T}^{2} - R_{T}^{2}}$ (4.3)

Tabela 5

Parametry transformatorów

Gałąź

A2 - P1

A3 - P2

A4 - C1

C1 - C2

A4 - A5

A6 - P3

A6 - A7

D2 -D5

A8 - A9

A10 - P4

A0- P3

Tabela 6

Gałąź	Parametry transformatorów po dobraniu z katalogu
	1,3* Sobc [kVA]
A2 - P1	726,96
A3 - P2	1931,137
A4 - C1	39,52
C1 - C2	573,3
A4 - A5	30,16
A6 - P3	1620,697
A6 - A7	93,6
D2 -D5	410,8
A8 - A9	94,9
A10 - P4	877,89
A0- P3	1782,77

1. Dobór przekroju przewodów do zakładów przemysłowych P1, P2, P3 oraz P4 (dla wariantu 1 oraz 2).

1. Dobór na obciążalność długotrwałą przewodu

W tym kryterium uwzględniamy maksymalny prąd (I_max), który będzie płynął przez przewód w warunkach znamionowej obciążalności prądowej [2]:

$I_{\max} = \frac{S_{\text{obc}}}{\sqrt{3} \bullet U_{N}}$ (5.1)

U_N – napięcie znamionowe sieci (międzyprzewodowe)

S_obc - moc pozorna obciążenia

Dopuszczalna długotrwała obciążalność prądowa kabli została dobrana z katalogu producenta [3] :

Tabela 7

Gałąź	Typ lini	Sobc [kVA]	Imax [A]	S dobrane [mm^2]
A2 - P1	kablowa, P70	559,20	20,50	35
A3 - P2	kablowa, P70	1485,49	54,45	35
A6 - P3	kablowa, T	1246,69	45,70	35
A10 - P4	kablowa, P70	675,30	24,75	35
A0 - P3 (wariant II)	kablowa, T	1246,69	45,70	35

1. Dobór na obciążalność zwarciową przewodu

Impedancja systemu elektroenergetycznego

$Z_{Q} = \frac{c \bullet U_{N}^{2}}{S_{k}"} = \frac{1,1 \bullet ({15,75k)}^{2}}{487M} = 0,51\Omega$ (5.2)

gdzie

c – współczynnik zależny od napięcia sieci (c = 1,1)

U_N – napięcie znamionowe sieci (międzyprzewodowe)

S_k’’ – Moc zwarciowa obliczeniowa

Dla sieci zasilających o napięciach znamionowych niższych od 35 kV, , jeżeli nieznana jest rezystancja R_q oraz reaktancja X_q sieci zasilającej, można przyjąć:

X_Q = 0, 995 Z_Q = 0, 5 * 0, 995 = 0, 51Ω (5.3)

R_Q = 0, 1 X_Q = 0, 05Ω (5.4)

Współczynnik do obliczania wartości udarowego prądu zwarciowego:

$\kappa = 1,02 + 0,98e^{- \frac{3R}{X}} = 1,02 + 0,98e^{- \frac{3*0,05}{0,51}} = 2,02$ (5.5)

Znając wartość współczynnika κ oraz czas trwania zwarcia T_k z odpowiednich charakterystyk można odczytać wartości parametrów m oraz n.

m = 0, 3

Ustalony prąd zwarciowy I_k jest równy prądowi zwarciowemu początkowemu I_k’’

Z tego powodu:

n = 1

Następnym krokiem jest wyliczenie wartości prądu I_k’’ dla pętli zwarciowych utworzonych z odcinka od sieci zasilającej do miejsca przyłączenia kabla, wg. wzoru [2]:

$I_{k}" = \frac{U_{N}}{\sqrt{3} \bullet \sqrt{R^{2} + X^{2}}}$ (5.6)

Aby tego dokonać należy obliczyć rezystancje poszczególnych gałęzi następnie je zsumować to samo należy zrobić z reaktancjami.

GPZ - P1:

	RL [Ω]	X L [Ω]
A0-A1	0,16	0,25
A1-A2	0,30	0,45
Razem: (RL,XL)	0,46	0,70

R₁=R_L+R_Q =0,46+0,05= 0,51 Ω

X₁=X_L+X_Q =0,7+0,51= 1,21 Ω

GPZ – P2:

	RL [Ω]	X L [Ω]
A0-A2	0,46	0,70
A2-A3	0,43	0,35
Razem: (RL,XL)	0,89	1,05

R₁=R_L+R_Q=0,89+0.05= 0,94Ω

X₁=X_L+X_Q=1,05+0,51= 1,56 Ω

GPZ – P3:

	RL [Ω]	X L [Ω]
A0-A3	0,89	1,05
A3-A4	0,22	0,27
A4-A5	0,57	0,46
A5 – A6	0,1	0,38
Razem: (RL,XL)	1,78	2,16

R₁=R_L+R_Q=1,78+0.05= 1,83Ω

X₁=X_L+X_Q=2,16+0,51= 2,67 Ω

GPZ – P4:

	RL [Ω]	X L [Ω]
A0-A6	1,78	2,16
A6-A7	0,26	0,41
A7-A8	0,15	0,46
A8 – A9	0,43	0,25
A9-A10	0,51	0,57
Razem: (RL,XL)	3,13	3,85

R₁=R_L+R_Q=3.13+0.05= 3,18 Ω

X₁=X_L+X_Q=3,85+0,51= 4,36 Ω

GPZ – P3 (wariant drugi):

R₁=R_L+R_Q=0+0.05= 0,05 Ω

X₁=X_L+X_Q=0+0,51= 0,51 Ω

Dzięki odczytanym uprzednio wartościom m i n można wyznaczyć prąd cieplny z zależności:

$I_{\text{th}} = I_{k}" \bullet \sqrt{m + n}$ (5.7)

m, n – współczynniki efektu cieplnego składowej nieokresowej i okresowej

Z katalogu TELE-FONIKI odczytujemy maksymalną dopuszczalną gęstość prądu dla kabla o żyłach aluminiowych przy zwarciu trwającym 1 sekundę, dla najbardziej niekorzystnych warunków, tj. przy nagrzaniu kabla przed zwarciem do .

Ostatecznie, minimalny przekrój przewodu dobieramy z wzoru wg. nowej normy

(PN-IEC 60364 - Instalacje elektryczne w obiektach budowlanych)

$s_{\min} = \frac{I_{\text{th}}}{j_{\max} \bullet \sqrt{\frac{1}{t_{k}\ }} \bullet \ }$ (5.8)

gdzie:

I_th - prąd zwarciowy cieplny w A

t_k - czas trwania zwarcia

j_max - gęstość dopuszczalna jednosekundowego prądu zwarciowego w A/mm²

Znormalizowaną średnicę przewodu dobieramy z katalogu.

Tabela 8

gałąź	Rl [Ω]	Xl [Ω]	Ik'' [A]	Ith [A]	Smin [mm^2]	Sdob [mm^2]
GPZ-P1	0,51	1,21	6925,10	7895,83	75,13	95
GPZ-P2	0,94	1,56	4992,68	5692,536	54,17	70
GPZ-P3	1,83	2,67	2809,21	3202,997	30,48	35
GPZ-P4	3,18	4,36	1685,04	1921,237	18,28	35
GPZ-P3	0,05	0,51	17744,86	20232,25	192,51	240

1. Dobór przekroju przewodu z kryterium na maksymalny dopuszczalny spadek napięcia

W celu doboru przewodów ze względu na dopuszczalny spadek napięcia

(równy ΔU_dop% = 0,5% ).

Wyznaczenie minimalnego przekroju przewodu odbywa się ze wzoru:

ΔU$= \frac{R \bullet P + X \bullet Q}{U_{p}}$ (5.9)

$U_{p} = \frac{U}{U_{p}}*100\%$ (5.10)

Stąd dobraliśmy odpowiedni przekrój

Tabela 9

gałąź	l [m]	P [kW]	Q [kVAr]	R0 [Ω]	X0 [Ω]	RL [Ω]	XL [Ω]	∆U [V]	∆U [%]	Sdob [mm^2]
A2 - P1	2029	519,2	207,68	0,87	0,24	1,77	0,49	64,61	0,04	35
A3 - P2	2055	1379,3	551,7	0,25	0,21	0,51	0,43	60,11	0,04	120
A6 - P3	2419	1157,5	463,01	0,25	0,21	0,60	0,51	59,38	0,04	120
A10 - P4	1573	627	250,8	0,87	0,24	1,37	0,38	60,49	0,04	35
A0- P3 (wariant II)	2919	1157,5	463,01	0,21	0,2	0,61	0,58	62,21	0,04	150

1. Dobór ostatecznych przekrojów przewodów z 3 kryteriów

W celu ustalenia ostatecznych przekrojów przewodów należy porównać przekroje otrzymane z każdego z 3 kryteriów i wybrać największe, tak by wszystkie kryteria były spełnione.

Tabela 10

gałąź	Sdob [mm^2]
A2 - P1	95
A3 - P2	120
A6 - P3 (wariant I)	120
A10 - P4	35
A0- P3 (wariant II)	240

1. Rozpływ prądów

Rozpływ prądów w sieci wyznaczamy analogicznie [1]:

najpierw należy obliczyć wartość prądu pobieranego przez każdy z transformatorów:

$$I_{T} = \frac{P_{T}}{\sqrt{3} \bullet U_{N} \bullet cos\varphi_{d}}$$	(6.1)

Następnie wyliczamy prąd czynny oraz bierny:

IcT = IT • cosφd	(6.2)
IbT = IT • sinφd	(6.3)

Rozpływ prądów obliczamy metodą superpozycji dokładnie tak samo jak w przypadku mocy, korzystając ze wzoru:

$$I_{A\left( n - 1 \right) - An} = \sum_{k = 1}^{k = m}I_{\text{Tk}}$$	(6.4)

Tabela 11

Gałąź	Wariant 1	Wariant 2
	Icz [A]	Ib [Ar]
A0 - A1	167,81	66,32
A1 - A2	167,81	66,32
A2 - P1	19,06	7,53
A2 - A3	148,75	58,79
A3 - P2	50,64	20,02
A3 - A4	98,10	38,77
A4 - C1	16,07	6,35
C1 - C2	15,03	5,94
C2 - C3	0,00	0,00
A4 - A5	82,03	32,42
A5 - A6	81,24	32,11
A6 - P3	42,50	16,80
A6 - A7	38,74	15,31
A7 - A8	36,28	14,34
A8 -D1	10,77	4,26
D1 - D4	0,00	0,00
D1 -D2	10,77	4,26
D2 -D3	0,00	0,00
D2 -D5	10,77	4,26
A8 - A9	25,51	10,08
A9 - A10	23,02	9,10
A10 - P4	23,02	9,10
A10 - A11	0,00	0,00
A0- P3	----------	--------

1. Wyznaczenie spadków napięcia w sieci i napięć w poszczególnych węzłach

SPADKI NAPIĘCIA W SIECI

Tabela 12

Gałąź	Wariant 1 [V]	Wariant 2 [V]
A0 - A1	43,43	32,43
A1 - A2	80,19	59,88
A2 - P1	37,43	37,43
A2 - A3	85,12	60,80
A3 - P2	34,43	34,43
A3 - A4	32,05	18,17
A4 - C1	2,53	2,53
C1 - C2	1,23	1,23
C2 - C3	0,00	0,00
A4 - A5	61,67	29,72
A5 - A6	20,32	9,69
A6 - P3	34,07	-------------
A6 - A7	16,35	16,35
A7 - A8	12,04	12,04
A8 -D1	1,18	1,18
D1 - D4	0,00	0,00
D1 -D2	0,88	0,88
D2 -D3	0,00	0,00
D2 -D5	3,79	3,79
A8 - A9	13,49	13,49
A9 - A10	16,93	16,93
A10 - P4	35,00	35,00
A10 - A11	0,00	0,00
A0- P3	-----------	35,67

1. Straty mocy

Obliczamy najpierw straty obciążeniowe w rezystancjach podłużnych linii oraz transformatorów:

PoL = 3 • IL^2 • R	(8.1)
$$P_{\text{oT}} = P_{\text{CuN}} \bullet \left( \frac{S}{S_{N}} \right)^{2}$$	(8.2)
gdzie: I­L ­– moduł prądu płynącego przez lini

P_CuN – za tą wartość podstawić możemy podaną przez producenta (Fabryka Transformatorów w Żychlinie) wartość strat obciążeniowych transformatora przy obciążeniu mocą znamionową.

W przypadku linii 15 kV straty jałowe w linii są pomijalnie małe, dla transformatora natomiast pomijalnie mały jest wpływ spadków napięcia, dlatego wzór na straty jałowe w transformatorze można uprościć do postaci:

$$P_{\text{jT}} = P_{\text{FeN}} \bullet \left( \frac{U}{U_{N}} \right)^{2}$$	(8.3)
PjT ≈ PFe	(8.4)

w którym wartość P_Fe jest wartością znamionową, podawaną przez producenta.

Całkowite straty mocy czynnej w gałęzi oblicza się poprzez zsumowanie strat obciążeniowych i jałowych we wszystkich liniach oraz transformatorach, według wzoru:

$P = \sum_{k = 1}^{k = n}\left( {P}_{\text{oL}\left( k - 1 \right)k} + {P}_{\text{oTk}} + {P}_{\text{jTk}} \right)$ (8.5)

Tabela 14

Całkowite straty mocy czynnej
Gałąź
A0 - A1
A1 - A2
A2 - P1
A2 - A3
A3 - P2
A3 - A4
A4 - C1
C1 - C2
C2 - C3
A4 - A5
A5 - A6
A6 - P3
A6 - A7
A7 - A8
A8 -D1
D1 - D4
D1 -D2
D2 -D3
D2 -D5
A8 - A9
A9 - A10
A10 - P4
A10 - A11
A0- P3
Suma

1. Straty energii

Obliczenie całkowitych strat energii układu należy w tym przypadku (gdy czas użytkowania mocy szczytowej T_s dla linii nie jest znany) rozpocząć od obliczenia energii pobieranej przez każdy z transformatorów według wzoru [1]:

AT = TsT • PsT (9.1)

Następnie metodą superpozycji wyliczamy energię w poszczególnych gałęziach:

$A_{A\left( n - 1 \right) - An} = \sum_{k = 1}^{k = m}A_{\text{Tk}}$ (9.2)

Czas użytkowania mocy szczytowej T_s dla poszczególnych odcinków linii otrzymujemy posługując się wzorem:

$T_{\text{sL}} = \frac{A_{L}}{P_{L}}$ (9.3)

Straty energii w transformatorze obliczane są jako suma strat obciążeniowych i jałowych, według wzoru:

AT = AoT + AjT (9.4)

gdzie straty obciążeniowe i jałowe opisywane są wzorami:

AoT = PoT • τsT (9.5)
AjT = PjT • t (9.6)

Wartość czasu trwania maksymalnych strat $\tau_{s} = \frac{2}{3}{\bullet T}_{s}$, natomiast t to całkowity czas pracy urządzenia, w tym wypadku rok, czyli t = 8760 h.

Jałowe straty energii w linii są pomijalnie małe, straty obciążeniowe wyliczane są z zależności:

AoL = PoL • τsL (9.7)

Całkowite straty energii w sieci oblicza się analogicznie do całkowitych strat mocy:

$A = \sum_{k = 1}^{k = n}\left( {A}_{\text{oL}\left( k - 1 \right)k} + {A}_{\text{Tk}} \right)$ (9.8) Tabela 15
Linia
A0 - A1
A1 - A2
A2 - P1
A2 - A3
A3 - P2
A3 - A4
A4 - C1
C1 - C2
C2 - C3
A4 - A5
A5 - A6
A6 - P3
A6 - A7
A7 - A8
A8 -D1
D1 - D4
D1 -D2
D2 -D3
D2 -D5
A8 - A9
A9 - A10
A10 - P4
A10 - A11
A0- P3
Suma

1. Porównanie wyników symulacji w programie ESA 2.0 z wynikami obliczeń w arkuszu kalkulacyjnym.

Wprowadziliśmy następujące dane:

Tabela 16

Nazwa węzła	Typ węzła	Napięcie węzła U/Un [kV]	P [kW]	Q [kVar]
A0	4	15,75	0	0
A1	1	15,75	0	0
A2	1	15,75	0	0
P1	1	15,75	0	0
A3	1	15,75	0	0
P2	1	15,75	0	0
A4	1	15,75	0	0
C1	1	15,75	0	0
C2	1	15,75	0	0
C3	1	15,75	0	0
A5	1	15,75	0	0
A6	1	15,75	0	0
P3	1	15,75	0	0
A7	1	15,75	0	0
A8	1	15,75	0	0
D1	1	15,75	0	0
D4	1	15,75	0	0
D2	1	15,75	0	0
D3	1	15,75	0	0
D5	1	15,75	0	0
A9	1	15,75	0	0
A10	1	15,75	0	0
P4	1	15,75	0	0
A11	1	15,75	0	0
P1'	1	0,42	259,6	103,84
P1''	1	0,42	259,6	103,84
P2'	1	0,42	344,83	137,93
P2''	1	0,42	344,83	137,93
P2'''	1	0,42	344,83	137,93
P2''''	1	0,42	344,83	137,93
P3'	1	0,42	385,8	154,34
P3''	1	0,42	385,8	154,34
P3'''	1	0,42	385,8	154,34
C1'	1	0,42	28,27	11,17
C2'	1	0,42	410,13	162,09
A5'	1	0,42	21,58	8,53
A7'	1	0,42	66,96	26,46
D5'	1	0,42	293,88	116,15
A9'	1	0,42	67,89	26,83
P4'	1	0,42	313,5	125,4
P4''	1	0,42	313,5	125,4

Powyższa tabelka jest identyczna dla obu wariantów

Tabela 17

Tabela z danymi dla wariantu I
Nazwa gałęzi
A0 - A1
A1 - A2
A2 - P1
A2 - A3
A3 - P2
A3 - A4
A4 - C1
C1 - C2
C2 - C3
A4 - A5
A5 - A6
A6 - P3
A6 - A7
A7 - A8
A8 -D1
D1 - D4
D1 -D2
D2 - D3
D2 - D5
A8 - A9
A9 -A10
A10 - P4
A10 - A11
P1 - P1'
P1 - P1''
P2 - P2'
P2 - P2''
P2 - P2'''
P2 - P2''''
P3 - P3'
P3 - P3''
P3 - P3'''
C1 - C1'
C2 - C2'
A5 - A5'
A7 - A7'
D5 - D5'
A9 - A9'
P4 - P4'
P4 - P4''

W założeniu projektowym mieliśmy zadane że jeśli w danym węźle zainstalowany jest więcej niż jeden transformator, ze względu na zwiększony pobór mocy (maksymalna moc transformatora zgodnie z założeniami nie większa niż 630 kVA) to każdy z tych transformatorów zasila osobny obwód (nie pracują one równolegle). Dlatego też aby spełnić te założenia w programie ESA musieliśmy dla każdego transformatora osobno utworzyć „wirtualny” węzeł

(punkty oznaczone: ' , '' , ''' , '''' ).

Z przeprowadzonych obliczeń program zwrócił nam następujące wartości:

Tabela 18

Otrzymane wyniki dla wariantu I
Nazwa gałęzi
A0 - A1
A1 - A2
A2 - P1
A2 - A3
A3 - P2
A3 - A4
A4 - C1
C1 - C2
C2 - C3
A4 - A5
A5 - A6
A6 - P3
A6 - A7
A7 - A8
A8 -D1
D1 - D4
D1 -D2
D2 - D3
D2 - D5
A8 - A9
A9 -A10
A10 - P4
A10 - A11

Spadki napięć dla wariantu I
Węzeł
A0
A1
A2
P1
A3
P2
A4
C1
C2
C3
A5
A6
P3
A7
A8
D1
D4
D2
D3
D5
A9
A10
P4
A11

Tabela 20

Tabela z danymi dla wariantu II
Nazwa gałęzi
A0 - A1
A1 - A2
A2 - P1
A2 - A3
A3 - P2
A3 - A4
A4 - C1
C1 - C2
C2 - C3
A4 - A5
A5 - A6
A0 - P3
A6 - A7
A7 - A8
A8 -D1
D1 - D4
D1 -D2
D2 - D3
D2 - D5
A8 - A9
A9 -A10
A10 - P4
A10 - A11
P1 - P1'
P1 - P1''
P2 - P2'
P2 - P2''
P2 - P2'''
P2 - P2''''
P3 - P3'
P3 - P3''
P3 - P3'''
C1 - C1'
C2 - C2'
A5 - A5'
A7 - A7'
D5 - D5'
A9 - A9'
P4 - P4'
P4 - P4''

Tabela 21

Otrzymane wyniki dla wariantu II
Nazwa gałęzi
A0 - A1
A1 - A2
A2 - P1
A2 - A3
A3 - P2
A3 - A4
A4 - C1
C1 - C2
C2 - C3
A4 - A5
A5 - A6
A0 - P3
A6 - A7
A7 - A8
A8 -D1
D1 - D4
D1 -D2
D2 - D3
D2 - D5
A8 - A9
A9 -A10
A10 - P4
A10 - A11

.

Założyliśmy błąd obliczeń iteracyjnych na poziomie 1E-15, za maksymalna liczbę iteracji

przyjęliśmy 100 000, oraz precyzje obliczeń do 2 miejsc po przecinku.

Tabela 21

Spadki napięć dla wariantu II
Węzeł
A0
A1
A2
P1
A3
P2
A4
C1
C2
C3
A5
A6
P3
A7
A8
D1
D4
D2
D3
D5
A9
A10
P4
A11

1. Wnioski końcowe:

Zadaniem projektu było zaznajomienie nas z kolejnymi etapami projektowania sieci

elektroenergetycznej SN. Duża część obliczeń została wykonana zarówno w arkuszu kalkulacyjnym jak i programie ESA 2.0.

Otrzymane przez nas wyniki za pomocą programu nieco różnią się od otrzymanych metodą tradycyjną, czego spodziewaliśmy się. Jest to to spowodowane dużą niedokładnością obliczeń metodą pisemną ponieważ licząc tak zakładamy że w każdym węźle napięcie jest równe dopiero gdy znamy prądy pobierane przez urządzenia w danych węzłach, obliczamy spadki napięć na poszczególnych liniach. Natomiast program za pomocą dużej liczby iteracji obliczeń pozwala wyeliminować tą niezgodność. Różnica ta objawia się szczególnie w rozpływie prądów w poszczególnych gałęziach, ponieważ jak wiadomo żeby dostarczyć tą samą moc do urządzenia przy niższym napięciu potrzebny jest większy prąd. Bardzo dobrze tą zależność możemy zaobserwować w wynikach naszych obliczeń.

Jako że mieliśmy dobrać odpowiedni wariant budowy sieci z przeprowadzonych obliczeń jasno wynika że korzystniejszy jest wariant II. Jest to podyktowane tym iż przy tym wariancie generowane są mniejsze straty mocy i energii. Jako ciekawostkę możemy dodać że rocznie przy wariancie połączeń nr. II koszt energii zaoszczędzonej wyniesienie ok. 16 122,83 zł (dane z dnia 03.11.2012)

1. Literatura:

1. J.Strojny, J.Strzałka: Zbiór zadań z sieci elektrycznych, cz. II, Wyd. 6, Kraków 2000

2. http://home.agh.edu.pl/~amakuch/ - Instrukcje ćwiczeniowe podstaw elektroenergetyki

3. http://www.energolinia.poznan.pl/ - Katalog słupów dla linii napowietrznych SN z układem płaskim i trójkątnym dla przewodów AFL-6

4. http://www.tfkable.com - TELE-FONIKA Kable - Katalog kabli i przewodów elektroenergetycznych - Edycja wrzesień 2009

5. http://www.ftz.pl/ - Fabryka Transformatorów w Żychlinie- Katalog transformatorów rozdzielczych olejowych trójfazowych dostosowanych do pracy na napięcia 400V i 420V