Расчет схем районной электрической сети

Казанский Государственный Энергетический Университет

Расчетно-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

№ узлаКоличество КУТип КУ
14УКРМ – 10,5 – 3400 У3
24УКРМ – 10,5 – 2500 У3
34УКРМ – 10,5 – 2050 У3
44УКРМ – 10,5 – 1700 У3
54УКРМ – 10,5 – 2950 У3

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

№ узлаПолная мощность в узле, МВ-АТип трансформаторов
131,32
222,97
317,73
414,6
529,26

Данные трехфазных двухобмоточных трансформаторов 110 кВ приведены в таблице 3.

Таблица 3

Справочные данные
2516
Пределы регулирования
115115
10,511
10,510,5
12086
2721
0,70,85
2,544,4
55,986,8
175112

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

ЛинияА – 1А – 2А – 3А – 43 – 2А- 5′5- 5′
86,365,29846,8440,232166,9380,63
Марка проводаАС – 120АС – 120АС – 120АС – 120АС – 120АС – 120АС – 120
172,6224,3224,380,4697,7333,86161,25
390390390390390390390

ΙΙ Таблица 5

ЛинияА – 1А – 2А – 3А – 4А – 53- 21 – 4
66,5265,29846,846080,63219,78
Марка проводаАС – 120АС – 120АС – 120АС – 120АС – 120АС – 120АС – 120
253,07224,3224,3253,07133,0497,7172,6
390390390390390390390

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

Мощность, кВ-АСтоимость 1 шт., тыс. руб.Количество, шт.Итого, тыс. руб.
25000190006114000
1600014000484000

В сумме: 198000 тыс. руб.

Стоимость компенсирующих устройств с выключателями:

Таблица 7

МаркаСтоимость, тыс. руб.КоличествоИтоговая стоимость, тыс. руб.
УКРМ-10,5-3400У375043000
УКРМ-10,5-2500У360042400
УКРМ-10,5-2050У349041960
УКРМ-10,5-1700У345041800
УКРМ-10,5-2950У371042840

В сумме: 12000 тыс. руб.

Открытые распределительные устройства 110 кВ

Вариант №1

Таблица 8

Наименование ОРУСтоимость тыс. руб.Постоянная часть затрат, тыс. руб.УзелВсего, тыс. руб.
Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии9063119701,4,563099
Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий11150119702,346240
Итого, тыс. руб.109339

Вариант №2

Таблица 9

Наименование ОРУСтоимость тыс. руб.Постоянная часть затрат, тыс. руб.УзелВсего, тыс. руб.
Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии906311970521033
Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий11150119701,2,3,492480
Итого, тыс. руб.113513

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

Таблица 10

Наименование РУСтоимость, тыс. руб.Постоянная часть затрат, тыс. руб.Номер узлаВсего, тыс. руб.
Две рабочие и обходная система шин3880025000А63800

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

ГодЕжегодная чистая прибыль, тыс. руб.Выплата процентов за кредит, тыс. руб.Остаток непогашенного долга, тыс. руб.
1174376,437591343+59134,3476100,863
2174376,437476100,863+47610,0863254114,336
3174376,437254114,336+25411,4336105149,33
4174376,437105149,33+10514,933-58712,1714

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

ЛинияМарка провода
А – 3АС – 120/19
А – 2АС – 120/19
2 – 3АС – 120/19

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

Таблица 12

ЛинияМарка провода
А – 4АС – 120/19
А -1АС – 120/19
1 – 4АС – 120/19

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

№ ПС
196,81-3,52-910,999,9
2106,44-4,58-711,111
3105,398-4,54-710,999,9
4108,539-3,66-611,09510,95
5104,045-3,56-811,07710,77

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

№ ПС
1103,78-7,79-811,0510,5
2105,4-7,03-710,999,9
3103,378-7,81-811,0410,4
4105,17-7,14-710,979,7
5104,96-7,24-710,959,5

1 Звезда2 Звезды3 Звезды4 Звезды5 Звезд (No Ratings Yet)
Loading...

Зараз ви читаєте: Расчет схем районной электрической сети