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 iого 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.

Й

ЙЙ

Расчетную токовую нагрузку определим по формуле:

(8.6)

где бi — 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:

Й

ЙЙ

Й

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;

ЙЙ

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.

Й

ЙЙ

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

Й Таблица 4

ЙЙ 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».

Й 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».

ЙЙ 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

гдевремя 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: 198 000 тыс. руб.

Стоимость компенсирующих устройств с выключателями:

Таблица 7

В сумме: 12 000 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=173 139 тыс. руб.;

вариант 2

КРУ 2=177 313 тыс. руб.

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

К=КЛЭП+КТ+КРУ+ККУ.

Для варианта 1:

К1=231 210+198000+12 000+173139=614 349 тыс. руб.

Для варианта 2:

К2=204 030+198000+12 000+177313=591 343 тыс. руб.

Объем реализованной продукции где bтариф 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 б=2,8%.

Суммарные издержки определяются по формуле:

Определяем прибыль Налог на прибыль. Принимаем 20%:

Н=0,2?П.

Н1=0,2· П1=0,2·1 171 381,371=234 276,2742.руб./год.

Н2=0,2· П2=0,2·1 172 575,759=234 515,1518.руб./год.

Рентабельность сети:

Получаем перспективность 1-го варианта: Р1<�Р2.

По методу СНД:

Крпоправочный коэффициент для нормативной рентабельности.

ТСЛсрок 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=591 343 тыс. руб.

численность персонала: N=30 человек.

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

средняя зарплата: ЗП=15 000 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=0,004·204 030=816,12 тыс. руб.

ЗПС=0,003· КПС=0,003·(198 000+12000+177 313)=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=0,01·1 196 580=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=0,01·1 196 580=11965,8 тыс. руб.

Итого:

НСБС=Нтр+НФОТ+Нз=1 196 580+702+11 965,8=24 633,6 тыс. руб.

Налоги (относимые на финансовые результаты):

а) на содержание жилого фонда НЖ/Ф=0,015· Преал=0,015·1 196 580=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=0,01·252 352,91=2523,5291 тыс. руб.

г) налог на имущество НИМ=0,02· К=0,02·591 343=11826,86 тыс. руб.

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

=1 196 580-(886,557+ +5400+1971+16 557,604+1978,059 +9124,63 663+24663,6)=250 328,1004.руб.

Налогооблагаемая прибыль Прасч=ПБ-НФ=250 328,1004−32 357,5541=217 970,5463 тыс. руб.,

где НФ=НЖ/Ф+ЦСМ/М+ЦСУ/Т+НИМ=17 948,7+58,455+2523,5291+

+11 826,86=32 357,5541 тыс. руб.

Налог на прибыль НПР=0,2· Прасч=0,2·217 970,5463=43 594,10925 тыс. руб.

Чистая прибыль Пчист=Прасч-НПР=217 970,5463−43 594,10925=174 376,437 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