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 – 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

«