Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie

Wydział Elektrotechniki, Automatyki, Informatyki i Elektroniki

Elektroenergetyczne sieci rozdzielcze

Ocena sieci ŚN

Konsultacja: Wykonali:

Dr inż. Waldemar Szpyra Tomasz Madej

Andrzej Ludwin

Łukasz Leśniak

Michał Lewandowski

1.Cel projektu:

Celem projektu było przeprowadzenie analizy istniejącej sieci terenowej SN, zasilanej z GPZ D (rejon Y). Poddanie analizie sieci pod względem: niezawodności, gęstości prądu w liniach, warunków zwarciowych oraz dopuszczalnego odchylenia i spadku napięcia.

2.Dane rozpatrywanej sieci:

•Napięcie znamionowe U_N = 15 [kV]

•Przekroje przewodów w linii napowietrznej SN: 70, 50, 35, 25 [mm²]

•Moce transformatorów SN/nN: 630, 250, 160, 100, 75, 63, 50, 40, 30 [kVA]

•Moc transformatora WN/SN: 16 [MVA]

•Współczynnik mocy cosϕ = 0,9

Analiza sieci odbywa się na podstawie danych zawartych w schemacie ruchowym sieci(zawiera on: przekroje przewodów linii, długości linii, moce transformatorów SN/nN).

Obliczenia spadków napięć, rozpływu prądów w sieci dokonane zostały z wykorzystaniem arkusza kalkulacyjnego EXCEL oraz programu PLANS.

3.Ocena niezawodności sieci:

Dokonując oceny niezawodności sieci napowietrznej o układzie magistralno - odgałęźnym obciążonym mocą P > 0,5 [MW] należy porównać parametry sieci z wytycznymi opracowanymi na podstawie co zostało zawarte w tabeli1.

Tabela1. Porównanie parametrów sieci z dopuszczalnymi wartościami.

Parametry sieci	Wartości dopuszczalne	Wartości dla poszczególnych odejść
				01	02	03
Łączna długość linii SN przypadająca na jeden wyłącznik	50 km	51,659	17,46	31,97
Liczba stacji SN/nN na odcinku magistrali wyłączanej jednym wyłącznikiem	35 szt.	39	16	19
Maksymalna długość odgałęzienia	12 km	11,7	2,4	4,3
Liczba odgałęzień na odcinku magistrali wyłączanej jednym wyłącznikiem	8 szt.	23	11	8

W tabeli1. odejścia nr 04 i 05 nie zostały uwzględnione ze względu na obciążenie mocą czynna nie przekraczającą P = 0,5 [MW]

Z porównania parametrów sieci z dopuszczalnymi wartościami wynika, że:

-Łączna długość linii jest przekroczona w odejściu nr 01.

-Liczba stacji SN/nN na odcinku magistrali wyłączanej jednym wyłącznikiem jest zbyt duża w odejściu nr 01.

- Liczba odgałęzień na odcinku magistrali wyłączanej jednym wyłącznikiem jest zbyt duża w odejściach nr 01 i 02.

Innym sposobem oceny niezawodności sieci jest określenie jednostkowego wskaźnika intensywności uszkodzeń d, średniego czasu trwania zakłóceń t_a, współczynnika awaryjności q i rocznego czasu trwania zakłóceń T_a. Dokonać tego można na podstawie danych statycznych umieszczonych w tabeli2.

Tabela2. Jednostkowe wskaźniki intensywności uszkodzeń, średnie czasy trwania zakłóceń i współczynniki awaryjności na podstawie współczesnej statystyki w ZE1.

Element	Jednostka j	Jednostkowe wskaźniki intensywności uszkodzeń	Średnie czasy trwania zakłóceń ta^* [godz.]	Współczynniki awaryjności q^* [1x10^-3]	Roczny czas trwania zakłóceń Ta^* [godz./rok]
				ZE1	ZE1	ZE1	ZE1
Linia napowietrzna SN	100 km	5,2	4,8	2,85	25
Transformator SN	100 szt.	0,8	5,3	0,48	4,2

Wyznaczenie jednostkowego wskaźnika intensywności uszkodzeń d, średniego czasu trwania zakłóceń t_a, współczynnika awaryjności q i rocznego czasu trwania zakłóceń T_a dla różnych długości linii i zmieniającej się liczbie transformatorów w odejściach obliczone zostały na podstawie wzorów 1.1 - 4.2, wyniki umieszczone zostały w tabeli3.

dla linii dla transformatora

(1.1)
(1.2)

(2.1)
(2.2)

(3.1)
(3.2)

(4.1)
(4.2)

gdzie: l_od - długość odejścia

i_trafo - liczba transformatorów w odejściu

Tabela3. Jednostkowe wskaźniki intensywności uszkodzeń, średnie czasy trwania zakłóceń, współczynniki awaryjności i spodziewany roczny czas awarii analizowanej sieci.

Nr. odejścia		01	02	03	04	05
wskaźnik intensywności uszkodzeń d [1/j*rok]	linia napowietrzna	2,68	0,91	1,66	0,72	0,13
		transformator	0,32	0,13	0,15	0,08	0,02
		suma ( linia + trafo)	3	1,04	1,81	0,80	0,15
	średni czas zakłóceń ta [godz.]	linia napowietrzna	2,48	0,83	1,53	0,66	0,12
		transformator	2,07	0,85	1,01	0,53	0,16
		suma ( linia + trafo)	4,55	1,68	2,54	1,19	0,28
	współczynnik awaryjności q [1*10^-3]	linia napowietrzna	1,47	0,50	0,92	0,40	0,07
		transformator	0,18	0,07	0,09	0,04	0,01
		suma ( linia + trafo)	1,65	0,57	1,01	0,44	0,08
	spodziewany roczny czas przerw Ta [godz./rok]	linia napowietrzna	12,91	4,36	7,99	3,48	0,64
		transformator	1,64	0,67	0,79	0,42	0,12
		suma ( linia + trafo)	14,55	5,03	8,79	3,91	0,77

Spodziewany maksymalny roczny czas przerw wynosi T_a = 14,55 [h], a więc jest mniejszy niż dopuszczalna wartość, którą przyjmuje się T_a ≤ 25 [h].

4.Ocena poprawności doboru przekroju przewodów w linii do obciążenia:

Ocena poprawności doboru przekrojów linii do obciążenia jest porównaniem gęstości prądu płynącego w danej linii j_l z ekonomiczną gęstością prądu j_e

(5)
gdzie: I_l - wartość prądu płynącego w linii

s_l - przekrój przewodów w linii

Gęstość prądu została określona dla początków magistrali.

Tabela4. Zestawienie wartości prądów,

przekrojów oraz gęstości prądu w magistralach.

Nr odejścia	01	02	03	04	05
Il[A]	77,8	20,9	36,3	17,2	3,8
sl[mm^2]	70	70	70	70	70
jl[A/mm^2]	1,10	0,30	0,52	0,25	0,05

Dla określenia ekonomicznej wartości gęstości prądu j_e przyjmuje się:

-roczny przyrost obciążenia q_p = 0,4 %

-czas trwania start maksymalnych τ = 2500 [godz./rok]

a na ich podstawie odczytuje z rys1. wartość j_e.

Rys1.Ekonomiczna gęstość prądu w liniach kablowych i napowietrznych średniego napięcia w funkcji czasu trwania strat maksymalnych.

Wyznaczona ekonomiczna wartość gęstości prądu j_e = 1,15 [A/mm²].

Tabela5. Porównanie gęstości prądów

w magistralach z ekonomiczną gęstością prądu.

Nr odejścia	01	02	03	04	05
jl[A/mm^2]	1,10	0,30	0,52	0,25	0,05
je[A/mm^2]	1,15

Z porównania gęstości prądów w magistralach z ekonomiczną gęstością prądu dokonanego w tabeli5. wynika, że gęstości prądów w magistralach są mniejsze niż gęstość ekonomiczna przez co zależność nr (5) jest spełniona.

5.Warunki zwarciowe:

Wyznaczenie minimalnego przekroju przewodów, które mogą być przyłączone bezpośrednio do szyn ŚN w GPZ pozwala określić właściwy dobór przewodów na warunki zwarciowe.

Obliczenie dokonuje się z zależności (6).

(6)

gdzie:
-prąd zwarciowy, w [kA]

(7)

gdzie: U_n - napięcie znamionowe sieci, w [kV],

S_k^'' - moc zwarciowa na szynach SN w danym GPZ, w [MVA],

j_max - dopuszczalna gęstość prądu przy zwarciu, w [A/mm²],

w - współczynnik dopuszczalnego przekroczenia wytrzymałości zwarciowej

t_z - czas trwania zwarcia [s].

Przyjmuje się:

•Moc zwarciową na szynach SN w danym GPZ S_k^'' = 130 [MVA]

•Dopuszczalną gęstość prądu zwarciowego jednosekundowego j_max = 90 [A/mm²];

(dla: temperatury przewodu w chwili wystąpienia zwarcia 30^oC ; temperatury granicznej dopuszczalnej przy zwarciu 150^oC)

•Współczynnik dopuszczalnego przekroczenia wytrzymałości zwarciowej w = 1,3

•Czas trwania zwarcia t_z = 1 [s]

Na podstawie zależności (7) obliczony został prąd zwarciowy I^''_k = 5 [kA]

Obliczona wartość minimalna przekroju na podstawie wzoru (6) wynosi:

Przekroje magistrali wynoszące 70 [mm²] są większe od minimalnego przekroju wynoszącego 42,7 [mm²] - co pozwala stwierdzić, że przewody są dobrane prawidłowo ze względu na warunki zwarciowe.

6.Dopuszczalne odchylenia i spadki napięcia:

Dopuszczalne odchylenia i spadki napięcia - ich wartości - zależą od zapisów zawartych w umowie zawartej pomiędzy odbiorcą, a dostawcą energii. Natomiast jeżeli strony nie ustaliły w umowie sprzedaży standardów jakościowych energii elektrycznej, wówczas reguluje to „rozporządzenie przyłączeniowe”, które dopuszcza odchylenie napięcia od znamionowego w sieciach o napięciu znamionowym niższym niż 110kV w czasie 15 minut w przedziale od -10% do +5%.

W sieciach terenowych ze wzglądu na małe moce transformatorów SN/nN oraz długie obwody o małych przekrojach dopuszczalne wartości odchyleń napięcia są większe niż w sieciach miejskich.

Odchylenie napięcia na końcu linii nN zasilanej z j-tej stacji SN/nN wyrażone jest zależnością:

(8)

gdzie:

•
- odchylenie napięcia na końcu linii nN zasilanej z j-tej stacji SN/nN

•δU_Z1 - odchylenie napięcia na szynach SN w głównym punkcie zasilania sieci SN (δU_Z1=5%)

•U_SNj - spadek napięcia w sieci średniego napięcia (na drodze od GPZ 1 do stacji j) (wartości otrzymane z programu PLANS)

•δU_zTj - odchylenie napięcia wynikające z położenia zaczepu do regulacji przekładni transformatora SN/nN (δU_zTj = 0)

•U_Tj - spadek napięcia na transformatorze SN/nN oblicza się ze wzoru :

% (9)

gdzie: S_max ≈ m·S_n i cosϕ ≈ 0.9.

U_R% - składowa czynna napięcia zwarcia:
, (10)

U_X% - składowa bierna napięcia zwarcia:
, (11)

S_max - obciążenie transformatora w szczycie obciążenia sieci, w kVA,

S_n - moc znamionowa transformatora, w kVA,

m - stopień obciążenia transformatora

P_Cum - znamionowe straty mocy czynnej w uzwojeniach transformatora, w kW,

U_k% - napięcie zwarcia transformatora, w %.

•U_nNj - spadek napięcia na linii niskiego napięcia[dla sieci terenowej przyjmuje się
;(7,5% w linii nN + 1% w przyłączu)]

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

, (12)

_nT - przekładnia znamionowa transformatora SN/nN,

_nS - stosunek napięć znamionowych łączonych sieci SN i nN.

Ponieważ
_nT =
_nS => δU_j = 0%

Tabela6. Zestawienie wartości spadków napięć.

Nr odejścia	01	02	03	04	05
δUZ1 [%]	5	5	5	5	5
USNj [%]	4,89	0,57	1,02	0,38	0
δUzTj [%]	0	0	0	0	0
UTj [%]	1,96	1,96	2,2	2,09	2,17
Sn [kVA]	100	100	30	63	40
PCun [%]	1.6	1.6	0.65	1.2	0.84
Uk% [%]	4,5	4,5	4,5	4,5	4,5
UnNj [%]	8,5	8,5	8,5	8,5	8,5
δUj [%]	0	0	0	0	0
δUnNj [%]	-10,35	-6,03	-6,72	-5,97	-5,67

Maksymalne odchylenie napięcia na końcu linii nN zasilanej z stacji SN/nN wynosi -10,35 [%] ( odejście nr 01). Odchylenie to przekracza dopuszczalną wartość -10 [%].

7.Zestawienie parametrów analizowanej sieci:

Na podstawie danych projektowych i obliczeń zestawiono parametry analizowanej sieci w tabeli7.

Tabela7. Zestawienie parametrów sieci.

Nr. odejścia		01	02	03	04	05
Obciążenie	S [MVA]	2,17	0,60	1,02	0,49	0,11
		P [MW]	1,96	0,54	0,92	0,44	0,09
		I [A]	77,8	20,9	36,3	17,2	3,8
	Wyprowadzenie z GPZ	przekrój s [mm^2]	70	70	70	70	70
		rodzaj linii	napo- wietrzna	napo- wietrzna	napo- wietrzna	napo- wietrzna	napo- wietrzna
		obciążenie dopuszczalne Idd [A]	325	325	325	325	325
	Linie	długość linii l [km]	51,659	17,46	31,97	13,95	2,57
		gęstość prądu j [A/mm^2]	1,10	0,30	0,51	0,24	0,05
	Stacje ŚN/nN	liczba stacji [szt.]	39	16	19	10	3
		suma mocy trafo Ssuma [kVA]	4353	1197	2051	899	180
		średni stopień obciążenia S/Ssuma [%]	49,8	50,1	49,7	54,5	61,1
Awaryjność	spodziewany czas przerwy w ciągu roku Ta [godz./rok]	14,55	5,04	8,79	3,91	0,77
Spadek napięcia	ΔUmax [%]	4,89	0,57	1,02	0,38	0
		liczba stacji ΔU >ΔUdop [szt]	-	-	-	-	-

Literatura:

1. W. Szpyra, Ogólne zasady oceny sieci SN

2. W. Szpyra, Elektroenergetyczne sieci rozdzielcze - wykłady

3. J. Strojny, J. Strzałka, Projektowanie urządzeń elektroenergetycznych

4. P. Kacejko, J. Machowski, Zwarcia w systemach elektroenergetycznych

5. Praca zbiorowa, Poradnik inżyniera elektryka

6. W. Kotlarski, Sieci elektryczne

7. T. Bełdowski, H. Markiewicz Stacje i urządzenia elektroenergetyczne

8. Tadeusz Kahl Stacje elektroenergetyczne

Wytyczne programowania rozwoju sieci rozdzielczych(sieci 110kV, SN, nN). Instytut Energetyki, Zakład Sieci Rozdzielczych, Warszawa, Katowice 1986

8

---