Расчет схем районной электрической сети

Казанский Государственный Энергетический Университет

Расчётно-пояснительная записка к курсовому проекту

по дисциплине «Передача и распределение электроэнергии»

РАСЧЕТ СХЕМ РАЙОННОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

Выполнил: Хусаинов А.Р.

Группа: МЭП-1-07

Приняла: Куракина О. Е.

Казань 2010 г.

Исходные данные

- Масштаб: в 1 клетке -9 км;

- Средний коэффициент мощности на подстанции "А", отн.ед. 0,93;

- Напряжение на шинах подстанции "А", кВ: ;

- Число часов использования максимальной нагрузки ;

- Максимальная активная нагрузка на подстанции, МВт:, , , , ;

- Коэффициенты мощности нагрузки на подстанциях имеют следующие значения: , , , , .

Выбор номинального напряжения электрической сети

Для выбранного варианта конфигурации электрической сети предварительно определим экономически целесообразное напряжение по формуле.

Для этого необходимо определить длину линии и соответствующие передаваемые мощности:

;

;

;

;

;

;

Рассчитаем перетоки активных мощностей без учета потерь мощности.

По первому закону Кирхгофа определим распределение мощности :

Определим мощности, передаваемые по двухцепным линиям:

Экономически целесообразными напряжениями для соответствующих линий являются:

Исходя из полученных результатов, видно, что выбранная схема электрической сети будет выполняться на напряжение

Длина линий

;

;

;

;

;

;

;

Определяем перетоки мощности:

Экономически целесообразными напряжениями для соответствующих линий являются:

Баланс активной и реактивной мощности в электрической сети

Определим наибольшую суммарную активную мощность, потребляемую в проектируемой сети , :

.

Для дальнейших расчетов определим наибольшую реактивную нагрузку i-го узла [Мвар] и наибольшую полную нагрузку i-го узла [МВ·А]:

,

,

где Рнб,i – максимальная активная нагрузка i- ого узла.

Так как мы рассматриваем электрическую сеть 110/10 кВ, то примем равным 1.

.

Суммарную наибольшую реактивную мощность, потребляемую с шин электростанции или районной подстанции, являющихся источниками питания для проектируемой сети, определим по формуле (2.3). Для воздушных линий 110 кВ в первом приближении допускается принимать равными потери и генерации реактивной мощности в линиях, т.е. 0.

Отсюда

Выбор типа, мощности и места установки компенсирующих устройств

Полученное значение суммарной потребляемой реактивной мощности сравниваем с указанным на проект значением реактивной мощности , которую экономически целесообразно получать из системы в проектируемую сеть.

, (8.3)

где - коэффициент мощности на подстанции “А”.

При в проектируемой сети должны быть установлены компенсирующие устройства, суммарная мощность которых определяется по формуле (2.5).

Определим мощность конденсаторных батарей, которые должны быть установлены на каждой подстанции по формулам (2.7) и (2.8).

Так как проектируется сеть 110/10кВ, то базовый экономический коэффициент реактивной мощности

,

,

,

,

.

Таблица 1

Определим реактивную мощность, потребляемую в узлах из системы с учетом компенсирующих устройств:

, (8.4)

где Qk,i – мощность конденсаторных батарей, которые должны быть установлены на каждой подстанции, Мвар.

Для 1-го узла:

Полная мощность в узлах с учетом компенсирующих устройств:

, (8.5)

где Qi – реактивная мощность, потребляемая в узлах из системы с учетом компенсирующих устройств, Мвар.

Выбор силовых трансформаторов понизительных подстанций

Количество трансформаторов выбирается с учетом категорийности потребителей по степени надежности. Так как, по условию курсового проекта, на всех подстанциях имеются потребители 1 категории и , то число устанавливаемых трансформаторов должно быть не менее двух.

В соответствии с существующей практикой проектирования и согласно ПУЭ, мощность трансформаторов на понижающих подстанциях рекомендуется выбирать из условия допустимой перегрузки в послеаварийных режимах до 30% в течение 2 часов. По [2, табл. П7] выбираем соответствующие типы трансформатора. Полная мощность

ПС № 1 , поэтому на ПС № 1 необходимо установить два трансформатора мощностью .

Для ПС № 1:

Для ПС № 2:

Для ПС № 3:

Для ПС № 4:

Для ПС № 5:

Результаты выбора трансформаторов приведены в таблице 2.

Таблица 2

Данные трехфазных двухобмоточных трансформаторов 110 кВ приведены в таблице 3.

Таблица 3

Выбор сечения проводников воздушных линий электропередачи

Определим распределение полной мощности (без учета потерь в линиях) в проектируемой сети.

Ι

ΙΙ

Расчетную токовую нагрузку определим по формуле:

, (8.6)

где αi – коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии, для линий 110 – 220кВ принимается равным 1,05;

- коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линии Тмах,

В нормальном режиме работы сети наибольший ток в одноцепной линии равен:

В двухцепной линии:

Ι

ΙΙ

Ι

Для А – 1: АС – 120;

Для A – 2: АС – 120;

Для А – 3: АС – 120;

Для А - 5': АС – 120;

Для 5 – 5': АС – 120;

Для А - 4: АС – 120;

Для 2 – 3: АС – 120;

ΙΙ

Для A – 1: АС – 120;

Для А – 5: АС – 120;

Для 1 – 4: АС – 120;

Для A – 3: АС – 120;

Для A – 2: АС – 120;

Для A – 4: АС – 120;

Для 2 – 3: АС – 120.

Проверка выбранных сечений по допустимому нагреву осуществляется по формуле: где - наибольший ток в послеаварийном режиме, А; - допустимый ток по нагреву, А.

Наибольшая токовая нагрузка в послеаварийном режиме будет иметь место при отключении одной цепи линии.

Ι

ΙΙ

Определяем допустимые токи по нагреву и все полученные результаты запишем в таблицу 4 и 5

Ι Таблица 4

ΙΙ Таблица 5

При сравнении наибольшего тока в послеаварийном режиме с длительно допустимым током по нагреву выполняется неравенство и, следовательно, выбранные провода удовлетворяют условию допустимого нагрева в послеаварийном режиме.

Выбор схем электрических подстанций

Применение схем распределительных устройств (РУ) на стороне ВН

Для центра питания А выбираем схему «одна рабочая секционированная выключателем система шин».

Ι Для ПС №3 и №5 выбираем схемы «мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий».

Для ПС №1, №2 и №4 выбираем схемы «два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий».

ΙΙ Для ПС №1, №2, №4 и №5 выбираем схемы «мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий».

Для ПС №3 выбираем схемы «два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий»

Применение схем РУ 10(6) кВ

На ПС №1, №2, №3, №4 и №5 применяют схемы 10(6) – «две одиночные секционированные выключателями системы шин», так как на всех этих подстанциях установлены два трансформатора.

Расчет технико-экономических показателей районной электрической сети

Технико-экономический расчет проведем по методу СНД.

Метод среднегодового необходимого дохода, применим для поиска и оценки вариантов электрических схем соединения подстанций нагрузок в единую распределительную электрическую сеть 110 кВ. Данный метод применяется многими регулируемыми энергетическими компаниями России; является достаточным критерием оценки экономической эффективности для выбора электрической сети.

Определим капитальные вложения на сооружение трасс воздушных линий электропередачи.

I Радиальные цепи:

Кольцевая схема A-3-5-A:

II Радиальные цепи:

Кольцевые схемы A-1-4-A:

А-2-3-А:

Суммарные капиталовложения на сооружение линий для двух вариантов:

Расчет суммарных годовых потерь электроэнергии

,

где -время потерь (час), определяющееся как:

Потери мощности в линиях электропередач:

I

II

Стоимость электроэнергии на сегодняшний день составляет .

Стоимость потерь электроэнергии для двух вариантов определим по формуле:

Капитальные вложения в строительство распределительных устройств 110/10кВ

Стоимость трансформаторов по с учетом коэффициента пересчета:

Таблица 6

В сумме: 198000 тыс.руб.

Стоимость компенсирующих устройств с выключателями:

Таблица 7

В сумме: 12000 тыс.руб.

Открытые распределительные устройства 110 кВ

Вариант №1

Таблица 8

Вариант №2

Таблица 9

Подстанция А является, по своей электрической схеме, одинаковой для двух вариантов. Ее стоимость:

Таблица 10

Итоговые капитальные затраты на строительство распределительных устройств по вариантам:

вариант 1

КРУ 1=173139 тыс.руб.;

вариант 2

КРУ 2=177313 тыс.руб.

Капитальные вложения в строительство распределительной электрической сети 110/10 кВ определяем по формуле:

К=КЛЭП+КТ+КРУ+ККУ.

Для варианта 1:

К1=231210+198000+12000+173139=614349 тыс.руб.

Для варианта 2:

К2=204030+198000+12000+177313=591343 тыс.руб.

Объем реализованной продукции

где b –тариф отпускаемой электроэнергии(b=1,63 кВт/ч);

- число часов использования максимальной нагрузки (= 4900 ч/год);

N – число подстанций.

Издержки на амортизацию, ремонт и обслуживание оборудования по

где α=2,8%.

Суммарные издержки определяются по формуле:

Определяем прибыль

Налог на прибыль. Принимаем 20%:

Н=0,2·П.

Н1=0,2·П1=0,2·1171381,371=234276,2742.руб./год.

Н2=0,2·П2=0,2·1172575,759=234515,1518.руб./год.

Рентабельность сети:

Получаем перспективность 1-го варианта: Р1<Р2.

По методу СНД:

Кр –поправочный коэффициент для нормативной рентабельности.

ТСЛ –срок службы воздушных линий (50 лет) и распределительных устройств (28,8 лет).

Еg=0,15 –коэффициент дисконтирования (означает, что окупаемость проекта не более 10 лет).

Итоговый среднегодовой необходимый доход подсчитывается по формуле, где необходимо учесть издержки на дополнительные потери в линиях (т.к. для разных вариантов потери в ЛЭП оказывается не одинаковыми).

По методу СНД второй вариант является экономически более целесообразным. По данному технико-экономическому расчету для дальнейшего проектирования выбираем второй вариант.

Бизнес-план

Дано:

величина кредита: К=591343 тыс.руб.

численность персонала: N=30 человек.

покупной тариф электроэнергии: Тпокуп=1,63 руб./кВт·ч.

средняя зарплата: ЗП=15000 руб.

число часов работы сети в нормальном режиме Туст=4900 ч.

РЭС получает определенное количество электроэнергии по цене:

Отчисления на фонд оплаты труда и на социальные нужды:

ФОТ=12·ЗП·N=12·15·30=5400 тыс.руб.

Qсоц.нужд.=0,365·5400=1971 тыс.руб.

Отчисления на амортизацию (издержки, по технико-экономическому расчету):

Затраты на эксплуатационные расходы на ЛЭП и силовое оборудование:

ЗЛЭП=0,004·КЛЭП=0,004·204030=816,12 тыс.руб.

ЗПС=0,003·КПС=0,003·(198000+12000+177313)=1161,939 тыс.руб.

Итого затрат:

З=ЗЛЭП+ЗПС=816,12+1161,939=1978,059 тыс.руб.

Тариф на электроэнергию для потребителей:

Треал=2,20 руб./кВт·ч.

Реализованная энергия:

Прочие расходы:

Налоги (относимые на себестоимость за год):

а) транспортный налог

Нтр=0,01·Преал=0,01·1196580=11965,8 тыс.руб.

б) подоходный налог

НФОТ=0,13·ФОТ=0,13·5400=702 тыс.руб.

в) налог на землю

Нз=0,01·Преал=0,01·1196580=11965,8 тыс.руб.

Итого:

НСБС=Нтр+НФОТ+Нз=1196580+702+11965,8=24633,6 тыс.руб.

Налоги (относимые на финансовые результаты):

а) на содержание жилого фонда

НЖ/Ф=0,015·Преал=0,015·1196580=17948,7 тыс.руб.

б) целевой сбор на нужды муниципальной милиции

ЦСМ/M=0,03·МОТ=0,03·4,33·15·30=58,455 тыс.руб.

в) на уборку территории

ЦУ/Т=0,01·ПБ=0,01·252352,91=2523,5291 тыс.руб.

г) налог на имущество

НИМ=0,02·К=0,02·591343=11826,86 тыс.руб.

Балансовая прибыль

ПБ=Преал-(Пприоб+ФОТ+QСоц.нудж+ИАРО+З+ППР+НСБС)=

=1196580-(886,557+ +5400+1971+16557,604+1978,059 +9124,63663+24663,6)=250328,1004.руб.

Налогооблагаемая прибыль

Прасч=ПБ-НФ=250328,1004-32357,5541=217970,5463 тыс.руб.,

где

НФ=НЖ/Ф+ЦСМ/М+ЦСУ/Т+НИМ=17948,7+58,455+2523,5291+

+11826,86=32357,5541тыс.руб.

Налог на прибыль

НПР=0,2·Прасч=0,2·217970,5463=43594,10925 тыс.руб.

Чистая прибыль

Пчист=Прасч-НПР=217970,5463-43594,10925=174376,437 тыс.руб.

Определение срока окупаемости

Таблица 11

Таким образом, срок окупаемости предприятия составляет 4 года.

Расчет режимов сети

Максимальный режим

Определение расчетной нагрузки ПС и расчет потерь в трансформаторах

Расчетная нагрузка ПС определяется по формуле:

,

где – нагрузка i-ой ПС;

– потери полной мощности в трансформаторе, МВА;

– реактивные мощности, генерируемые в начале линии da и конце линии ab, Мвар.

Емкостные мощности линий определяются по номинальным напряжениям:

, ,

где – емкостные проводимости линий.

Для одноцепных линий емкостная проводимость определяется следующим образом:

,

где – удельная емкостная проводимость линии (выбирается по [4, табл. 7.5], исходя из марки провода), см/км;

– длина линии, км.

Для двухцепных линий:

Определим потери мощности в трансформаторе согласно выражениям:

,

,

где k – количество одинаковых трансформаторов ПС;

– полная мощность i-ой ПС;

, , , – справочные данные.

Потери полной мощности в трансформаторе определяются по формуле:

.

Для ПС № 1 ():

.

Для ПС № 2 ():

.

Для ПС № 3 ():

.

Для ПС № 4 ():

.

Для ПС № 5 ():

.

Определим расчетные нагрузки соответствующих ПС:

;

Расчет перетоков мощностей с учетом потерь в линии

Рассмотрим кольцо А-3-2-А. Определим полные сопротивления линий.

Таблица 12

Рассмотрим кольцо А-4-1-А. Определим полные сопротивления линий.

Таблица 12

С помощью выражения:

определим приближенное потокораспределение в кольце А-3-2-А(без учета потерь мощности), для соответствующих линий:

По первому закону Кирхгофа определим распределение полной мощности в линии 2-3:

;

Потери мощности в линии А – 3:

;

Мощность в начале линии А – 3:

Для линии A – 2:

.

Для линии 2 – 3:

;

.

определим приближенное потокораспределение в кольце А-4-1-А(без учета потерь мощности), для соответствующих линий:

По первому закону Кирхгофа определим распределение полной мощности в линии 1-4:

;

Потери мощности в линии А – 4:

;

Мощность в начале линии А – 4:

Для линии A – 1:

.

Для линии 1 – 4:

;

Рассмотрим двухцепные линии:

Определение значения напряжения в узловых точках (в точках на стороне ВН) в максимальном режиме

Для ПС № 1:

;

Для ПС № 2:

Для ПС № 3:

;

Для ПС № 4:

Для ПС № 5:

Регулирование напряжения в электрической сети в максимальном режиме

Напряжение на шинах низкого напряжения, приведенное к стороне высшего напряжения для трансформаторов с не расщепленными обмотками типа ТДН (на подстанциях 1, 4 и 5) определяется по формуле:

,

где - активная и реактивная мощности нагрузки в рассматриваемом режиме;

- активное и реактивное сопротивление трансформаторов.

На подстанциях 3 и 4 установлены трансформаторы с расщепленными обмотками, поэтому определяется по формуле:

,

где

;

;

;

;

,

где

;

.

Используя вышеприведенные формулы, определим соответствующие показатели для всех подстанций.

Для ПС № 3 и 4 ():

;

;

;

;

Для ПС № 1,2 и 5 ():

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

Ответвление регулируемой части обмотки, обеспечивающее желаемое напряжение на шинах низшего напряжения

Для ПС № 1:

, округляем .

Действительное напряжение на шинах низшего напряжения подстанций определим по формуле (5.3):

По выражению (5.4) рассчитаем отклонение напряжения на этих шинах от номинального напряжения ():

Для ПС № 2:

, округляем .

Для ПС № 3:

, округляем .

Для ПС № 4:

, округляем .

Для ПС № 5:

, округляем .

Результаты расчета запишем в таблицу 13.

Таблица 13

Послеаварийный режим

Определим расчетную мощность подстанции №3:

;

Потери мощности в линии 2 – 3 при обрыве линии А – 3:

;

.

Для линии А – 2:

;

;

;

;

;

.

Определим расчетную мощность подстанции №1:

;

Потери мощности в линии 1 – 4 при обрыве линии А – 1:

;

.

Для линии А – 4:

;

;

;

;

;

.

Рассмотрим двухцепные линии:

Определение значения напряжения в узловых точках

в послеаварийном режиме

;

Напряжение в точках 2, 3, 4 и 5 определяется подобным образом, с учетом соответствующих линий:

Регулирование напряжения в электрической сети в послеаварийном режиме

Для ПС № 1:

, округляем .

Для ПС № 2:

, округляем .

Для ПС № 3:

, округляем .

Для ПС № 4:

, округляем .

Для ПС №5

, округляем .

Результаты расчета запишем в таблицу 14.

Таблица 14