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 – 2 | 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:
,
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
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 |