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
№ узла
|
Количество КУ
|
Тип КУ
|
1
|
4
|
УКРМ – 10,5 – 3400 У3
|
2
|
4
|
УКРМ – 10,5 – 2500 У3
|
3
|
4
|
УКРМ – 10,5 – 2050 У3
|
4
|
4
|
УКРМ – 10,5 – 1700 У3
|
5
|
4
|
УКРМ – 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
№ узла
|
Полная мощность в узле,
МВ·А
|
Тип трансформаторов
|
1
|
31,32
|
|
2
|
22,97
|
|
3
|
17,73
|
|
4
|
14,6
|
|
5
|
29,26
|
|
Данные трехфазных двухобмоточных
трансформаторов 110 кВ приведены в таблице 3.
Таблица 3
Справочные данные
|
|
|
|
25
|
16
|
Пределы регулирования
|
|
|
|
115
|
115
|
|
10,5
|
11
|
|
10,5
|
10,5
|
|
120
|
86
|
|
27
|
21
|
|
0,7
|
0,85
|
|
2,54
|
4,4
|
|
55,9
|
86,8
|
|
175
|
112
|
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
Линия
|
А – 1
|
А – 2
|
А – 3
|
А – 4
|
3 – 2
|
А– 5'
|
5– 5'
|
|
86,3
|
65,298
|
46,84
|
40,23
|
2
|
166,93
|
80,63
|
Марка провода
|
АС – 120
|
АС – 120
|
АС – 120
|
АС – 120
|
АС – 120
|
АС – 120
|
АС – 120
|
|
172,6
|
224,3
|
224,3
|
80,46
|
97,7
|
333,86
|
161,25
|
|
390
|
390
|
390
|
390
|
390
|
390
|
390
|
ΙΙ Таблица 5
Линия
|
А – 1
|
А – 3
|
А – 4
|
А – 5
|
3– 2
|
1 – 4
|
|
66,52
|
65,298
|
46,84
|
60
|
80,63
|
2
|
19,78
|
Марка провода
|
АС – 120
|
АС – 120
|
АС – 120
|
АС – 120
|
АС – 120
|
АС – 120
|
АС – 120
|
|
253,07
|
224,3
|
224,3
|
253,07
|
133,04
|
97,7
|
172,6
|
|
390
|
390
|
390
|
390
|
390
|
390
|
390
|
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·А
|
Стоимость 1 шт., тыс.руб.
|
Количество, шт.
|
Итого, тыс.руб.
|
25000
|
19000
|
6
|
114000
|
16000
|
14000
|
4
|
84000
|
В сумме: 198000 тыс.руб.
Стоимость компенсирующих
устройств с выключателями:
Таблица 7
Марка
|
Стоимость, тыс.руб.
|
Количество
|
Итоговая стоимость,
тыс.руб.
|
УКРМ-10,5-3400У3
|
750
|
4
|
3000
|
УКРМ-10,5-2500У3
|
600
|
4
|
2400
|
УКРМ-10,5-2050У3
|
490
|
4
|
1960
|
УКРМ-10,5-1700У3
|
450
|
4
|
1800
|
УКРМ-10,5-2950У3
|
710
|
4
|
2840
|
В сумме: 12000 тыс.руб.
Открытые распределительные
устройства 110 кВ
Вариант №1
Таблица 8
Наименование ОРУ
|
Стоимость тыс.руб.
|
Постоянная часть затрат,
тыс.руб.
|
Узел
|
Всего, тыс.руб.
|
Два блока с выключателями
и неавтоматической перемычкой со стороны линии
|
9063
|
11970
|
1,4,5
|
63099
|
Мостик с выключателями в
цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий
|
11150
|
11970
|
2,3
|
46240
|
Итого, тыс.руб.
|
-
|
-
|
-
|
109339
|
Вариант №2
Таблица 9
Наименование ОРУ
|
Стоимость тыс.руб.
|
Постоянная часть затрат,
тыс.руб.
|
Узел
|
Всего, тыс.руб.
|
Два блока с выключателями
и неавтоматической перемычкой со стороны линии
|
9063
|
11970
|
5
|
21033
|
Мостик с выключателями в
цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий
|
11150
|
11970
|
1,2,3,4
|
92480
|
Итого, тыс.руб.
|
-
|
-
|
-
|
113513
|
Подстанция А является, по
своей электрической схеме, одинаковой для двух вариантов. Ее стоимость:
Таблица 10
Наименование РУ
|
Стоимость, тыс.руб.
|
Постоянная часть затрат,
тыс.руб.
|
Номер узла
|
Всего, тыс.руб.
|
Две рабочие и обходная
система шин
|
38800
|
25000
|
А
|
63800
|
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
Год
|
Ежегодная чистая
прибыль, тыс.руб.
|
Выплата процентов за
кредит, тыс.руб.
|
Остаток непогашенного
долга, тыс.руб.
|
1
|
174376,437
|
591343+59134,3
|
476100,863
|
2
|
174376,437
|
476100,863+47610,0863
|
254114,336
|
3
|
174376,437
|
254114,336+25411,4336
|
105149,33
|
4
|
174376,437
|
105149,33+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:
,
– 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
Линия
|
Марка провода
|
|
А – 3
|
АС – 120/19
|
|
А – 2
|
АС – 120/19
|
|
2 – 3
|
АС – 120/19
|
|
Рассмотрим кольцо А-4-1-А.
Определим полные сопротивления линий.
Таблица 12
Линия
|
Марка провода
|
|
А – 4
|
АС – 120/19
|
|
А –1
|
АС – 120/19
|
|
1 – 4
|
АС – 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
|
|
|
|
|
|
1
|
96,81
|
-3,52
|
-9
|
10,99
|
9,9
|
2
|
106,44
|
-4,58
|
-7
|
11,1
|
11
|
3
|
105,398
|
-4,54
|
-7
|
10,99
|
9,9
|
4
|
108,539
|
-3,66
|
-6
|
11,095
|
10,95
|
5
|
104,045
|
-3,56
|
-8
|
11,077
|
10,77
|
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
|
|
|
|
|
|
1
|
103,78
|
-7,79
|
-8
|
11,05
|
10,5
|
2
|
105,4
|
-7,03
|
-7
|
10,99
|
9,9
|
3
|
103,378
|
-7,81
|
-8
|
11,04
|
10,4
|
4
|
105,17
|
-7,14
|
-7
|
10,97
|
9,7
|
5
|
104,96
|
-7,24
|
-7
|
10,95
|
9,5
|