Проектирование районной электрической сети

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное агентство по образованию

ГОУВПО Самарский государственный технический университет

Автоматизированные электроэнергетические системы и сети

Курсовой проект

ПРОЕКТИРОВАНИЕ РАЙОННОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

по предмету

Электроэнергетические системы и сети

Выполнил:

III -ТЭ- 5 Хамидуллин А.В.

Проверил:

Инаходова Л.М.

САМАРА, 2012 г



СОДЕРЖАНИЕ

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

1. ВЫБОР КОНФИГУРАЦИИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

1.1 Предварительное распределение активной мощности (ПРАМ) для нормального и расчетных послеаварийных режимов

1.2 Выбор номинальных напряжений независимых участков сети

1.3 Определение токов нормального и послеаварийного режима

1.4 Выбор марок проводов ЛЭП

1.5 Выбор марок и номинальных мощностей трансформаторов на подстанциях

1.6 Выбор схем соединения на стороне высокого напряжения подстанций

1.7 Технико-экономический расчёт



ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

Исходная информация для выполнения курсового проекта включает:

1. Топографическая карта района 100х100 км с расположением шести потребителей и двух источников питания (рис. 1). Для потребителей задана максимальная нагрузка по активной мощности в МВт. Масштаб: 1см = 10км.

Рис. 1. Схема расположения потребителей и источников питания

2. Сводная таблица параметров ИП и нагрузок (табл. 1).

Таблица 1

Параметр	Н1	Н2	НЗ	Н4	Н5	Н6	ИП1	ИП2
X, км	27	78	86	83	37	22	42	60
Y, км	77	81	64	28	25	42	62	46
Р, МВт	20	30	33	41	24	37	?	?

3. Число часов использования максимума: Т_max = 5120 ч.

4. Обобщенный коэффициент мощности сети: cosц = 0,908.

5. Коэффициент снижения нагрузки в минимальном режиме по отношению к максимальному режиму 0,3 (30%). В минимальном режиме на каждой подстанции отключается по одному трансформатору.

6. При проектировании приняты географические условия Среднего Поволжья. Район по гололёду: II, район по ветру: II.

7. При рассмотрении электрических режимов напряжение в источниках питания принято равным 110%U_ном в максимальном нормальном и расчётном послеаварийном режимах и 105%U_ном в минимальном режиме.



1. ВЫБОР КОНФИГУРАЦИИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

электрический сеть напряжение трансформатор

По заданному расположению источников питания и потребителей составляем 10 вариантов схем электрической сети района. Схему сети составляем с учетом следующих пунктов:

§ каждый потребитель должен иметь питание, по крайней мере, с двух сторон.

§ суммарная длина линии должна быть наименьшей.

§ исключить пересечения, а также линии, идущие друг к другу по трассировке под малыми острыми углами.

Длина линий электропередачи

для учета непрямолинейности трассы вводится коэффициент К_у. Для районов Среднего Поволжья К_у = 1,06. Суммарное количество присоединений узлов нагрузки

N = N_Н1+N_Н2+N_Н3+N_Н4+N_Н5+N_Н6.

Определение длин ЛЭП

Для варианта №1

L_? = 245,76 км

Рис 2. Схема соединения. Вариант № 1

Для варианта №2

Рис 3. Схема соединения. Вариант № 2



L_? = 246,18 км

Для варианта №3

Рис 4. Схема соединения. Вариант № 3

L_? = 253,76 км

Для варианта №4

Рис 5. Схема соединения. Вариант № 4



L_? = 303,8 км

Для варианта №5

Рис 6. Схема соединения. Вариант № 5

L_? = 258,27 км

Для варианта №6

Рис 7. Схема соединения. Вариант № 6



L_? = 327,28 км

Для варианта №7

Рис 8. Схема соединения. Вариант № 7

L_? = 354,23 км

Для варианта №8

Рис 9. Схема соединения. Вариант № 8



L_? = 285,98 км

Для варианта №9

Рис 10. Схема соединения. Вариант № 9

L_? = 290,01 км

Для варианта №10

Рис 11. Схема соединения. Вариант № 10

L_? = 309,47 км



Таблица № 2

Сравнение вариантов конфигурации сети

№ варианта	L ? - сумм. длина ЛЭП, км	Примечания
1	245,76	Схема проста, двухцепных линий нет, имеется "острый угол" для ЛЭА l7 и l8
2	246,18	Схема проста, выгодна по длине, не имеет "острых углов"
3	253,76	Схема проста, выгодна по длине, не имеет "острых углов"
4	303,8	Схема проста, не имеет "острых углов", имеет двухцепную ЛЭП l4 достаточно большой длины (-) = 87,41 км
5	258,27	Схема наиболее проста по распределению относительно ИП, не имеет "острых углов", имеет двухцепную ЛЭП l3 достаточно большой длины (-) = 71,11 км
6	327,28	Схема наиболее проста по распределению относительно ИП, не имеет "острых углов", имеет двухцепную ЛЭП l2 = 82 км, l3=66км, l4=76км- наименее выгодный вариант изначально
7	354,23	Схема проста, имеется "острый угол" для ЛЭА l7 и l8, имеет двухцепную ЛЭП l2 = 40 км, l3=86км, l4=92км - наименее выгодный вариант изначально
8	285,98	Схема наиболее проста по распределению относительно ИП, не имеет "острых углов", "компактно" распределена по местности (
9	290,01	Схема наиболее проста по распределению относительно ИП, не имеет "острых углов", "компактно" распределена по местности (наиболее выгодная
10	309,47	Схема наиболее проста по распределению относительно ИП, не имеет "острых углов", "компактно" распределена по местности (наиболее выгодная ЛДП ИП2 - Н4 - Н6 - Н5 - ИП1; ЛДП ИП2 - Н3 - Н2 - ИП2 - проста и компактна, имеет двухцепную ЛЭП l1 = 61,808 км, по сравнению с вариантом №8 меньшую длину двухцепной линии

Выбраны варианты №№ 1,2,3 - по минимальной длине и простоте конфигурации сети.

После расчета задачи ПРАМ, выбора U ном, расчета токов нормального и максимального режимов и выбора марок проводов для вариантов 1,2,3 выяснилась: необходимость введения в них двухцепных линии (после проверки выбранных марок проводов по условиях I дд. ), в результате L _? выбранных вариантов изменились.



Таблица №3

№ варианта	L ? - сумм. длина ЛЭП, км	Введенные двухцепные ЛЭП	Полученная в результате пересчета L ? - сумм. длина ЛЭП, км
1	245,76		245,76
2	246,18		246,18
3	253,76		253,76

По условию минимальной суммарной длины линий, наиболее выгодным вариантом является вариант № 10. Вариант № 2, является более простыми по взаимному расположению источников питания и нагрузок.

1.1 ПРЕДВАРИТЕЛЬНОЕ РАСПРЕДЕЛЕНИЕ АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ (ПРАМ) ДЛЯ НОРМАЛЬНОГО И РАСЧЕТНЫХ ПОСЛЕАВАРИЙНЫХ РЕЖИМОВ

Рис. 12. Схема электрической сети (вариант 2)

ПРАМ ДЛЯ НОРМАЛЬНОГО РЕЖИМА

РАСЧЕТ ЛДП - 1.

Расчет выполняем по правилу моментов. Составляем электрическую схему линии с двухсторонним питанием.



Рис. 13. Схема ЛДП - 1

=90.85 МВт

МВт

P_Н2-Н3 = P_ИП1-Н2 - P_Н2 = 70,85-30 = 40,85 МВт

P_Н3-Н4 = P_Н2-Н3- P_Н3 = 40,85-33 = 7,85 МВт

P_Н4-Н5 = P_Н2-Н3- P_Н4= 7,85-41= -33,15 МВт

P_Н5-Н6 = P_Н4-Н5- P_Н5 = -57,15 МВт

P_Н6-ИП2 = P_Н5-Н6- P_Н6 = -57,15-37 = -94,15 МВт

ПРАМ ДЛЯ РАСЧЕТНЫХ ПОСЛЕАВАРИЙНЫХ РЕЖИМОВ

Послеаварийный режим (ПАР) - это режим, в котором часть элементов электроустановки вышла из строя или выведена в ремонт вследствие аварийного отключения. При этом режиме возможна перегрузка оставшихся в работе элементов электроустановки током I_{ПАР мах}.

Расчетный послеаварийный режим - аварийное отключение одной одноцепной ЛЭП в независимой части сети.

РАСЧЕТ ЛДП - 1

Составляем карту послеаварийных режимов.



Карта послеаварийных режимов

ПАР1	-	20	50	83	124	148	185
ПАР2	20	-	50	83	124	148	185
ПАР3	50	30	-	83	124	148	185
ПАР4	83	63	30	-	124	148	185
ПАР5	124	104	74	41	-	148	185
ПАР6	148	128	98	65	24	-	185
ПАР7	185	165	135	102	61	37	-
ПАРmax	185	165	135	102	124	148	185

1.2 ВЫБОР НОМИНАЛЬНЫХ НАПРЯЖЕНИЙ НЕЗАВИСИМЫХ УЧАСТКОВ СЕТИ

На основе опыта проектирования и эксплуатации линии электропередачи используют приближенные эмпирические формулы, которые по величине потока активной мощности в нормальном режиме и длине ЛЭП позволяют получить оценку желаемого номинального напряжения. Выбор номинальных напряжений производится для каждой ЛЭП с последующим обобщением по всему независимому участку.

Для определения номинального напряжения линии на стадии проектирования применяется формула, предложенная Г.А. Илларионовым:

где l - длина линии, км;

P - мощность максимального режима, МВт.



РАСЧЕТ ЛДП - 1

РАСЧЕТ ДЛЯ ЛОП

Выбираем U_ном = 110 кВ.

U ср. ном. = 105 U ном /100 = 115,5 кВ



1.3 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТОКОВ НОРМАЛЬНОГО И ПОСЛЕАВАРИЙНОГО РЕЖИМОВ

Ток в линии электропередачи определяется по протекающей мощности Р [МВт], коэффициенту мощности cosц и среднему номинальному напряжению

U_{ср. ном} = 1,05 U_ном [кВ].

ТОКИ НОРМАЛЬНОГО МАКСИМАЛЬНОГО РЕЖИМА.

РАСЧЕТ ЛДП - 1

;

;

;

;



ТОКИ ПОСЛЕАВАРИЙНОГО РЕЖИМА

РАСЧЕТ ЛДП - 1

;

;

;

;

РАСЧЕТ ДЛЯ ЛОП

Расчет токов максимального послеаварийного режима для ЛОП не проводится.

Таблица 4

Результаты расчета токов нормального и послеаварийного режимов, А.

Режим	IИП1-Н1	IН1-Н2	IН2-Н3	IН3-Н4	IН4-Н5	IН5-Н6	IН6-ИП2
Норм	500,14	390,04	224,9	43,21	182,5	314,62	518,31
ПАР	1018,5	908,4	743,2	561,5	682,65	814,8	1018,5

1.4 ВЫБОР МАРОК ПРОВОДОВ ЛЭП

Выбор марок проводов производим по экономической плотности тока. Экономическое сечение провода определяется по формуле:

[мм²]

где I_м - ток максимальной нагрузки при нормальной работе сети, А; д_э - экономическая плотность тока, определяемая в зависимости от материала токоведущего проводника, конструкции лини и времени использования максимальной нагрузки, А/мм².

В данной работе используются воздушные линии электропередачи с проводами марки АС. Для воздушных ЛЭП средней полосы России при Т_max = 3000 ч 5000 ч (Т_max = 5110 ч) экономическая плотность тока д_э = 1,0 А/мм².

По найденному сечению берется ближайшее стандартное сечение.

После этого производятся технологические проверки выбранной марки провода.

При T max = 5120 ч. принимаем экономическую плотность тока равной у = 1,1 А/мм²

ЛДП-1

F _l1 = F _ИП1-Н1 =

F _l2 = F _Н1-Н2 =

F _l3 = F _Н2-Н3 =

F _l4 = F _Н3-Н4 =

F _l5 = F _Н4'_-Н5 =

F _l6 = F _Н5-Н6 =

F _l7 = F _Н6'' _-ИП2 =



Таблица 5

Линия	ИП1-Н1	Н1-Н2	Н2-Н3	Н3-Н4	Н4'-Н5	Н5-Н6	Н6-ИП2
Fэ, мм2		354,58	204,45	39,28	165,9	286,018	471,19
Стандартное сечение, мм2	2*240 Не проходит проверку №2	2*185 Не проходит проверку №2	2*120 Не проходит проверку №2	2*120 Не проходит проверку №3	240 Не проходит проверку №1 и №3	2*150 Не проходит проверку №2	2*240 Не проходит проверку №2

Выбор марки проводов

Таблица 6

Линия	Марка провода, АС	Сечение, мм2
ИП1-Н1	2*АС 240/39	2*240
Н1-Н2	2*АС 185/29	2*185
Н2-Н3	2*АС 120/19	2*120
Н3-Н4	2 * АС 120/19	2*120
Н4-Н5	АС 240/39	240
Н5-Н6	2*АС 150/24	2*150
Н6-ИП2	2*АС 240/39	2*240

1.5 ВЫБОР МАРОК И НОМИНАЛЬНЫХ МОЩНОСТЕЙ ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ПОДСТАНЦИЯХ

На подстанциях используется двухтрансформаторная схема. Желаемая мощность трансформатора определяется по формуле:

По найденной желаемой мощности из справочных данных выбираем ближайший по мощности трансформатор и выписываем его характеристики. Применяются двухобмоточные трансформаторы с низшим напряжением 10 кВ. Предпочтение отдаётся трансформаторам с расщеплёнными обмотками и РПН.

Находим желаемые мощности трансформаторов:

МВА;

МВА;

МВА;

МВА;

МВА;

МВА;

МВА;

По справочным данным выбираем следующие марки трансформаторов:

Таблица 7

№ ПС	1	2	3	4	5	6	7
Рn, МВт	91	71	41	8	33	57	94
Sж.тр, МВА	69,38	54,73	31,6	6	25,441	44	72,47
Марка тр-ра	ТРДН-25000/110	ТРДН-40000/110	ТРДЦН-63000/110	ТРДЦН-63000/110	ТРДН-40000/110	ТРДЦН-63000/110	ТРДН-25000/110
Исполнение	115/10,5	115/10,5	115/10,5	115/10,5	115/10,5	115/10,5	115/10,5
Sн,тр, МВА	25	40	63	63	40	63	25
UK, %	10,5	10,5	10,5	10,5	10,5	10,5	10,5
PХХ, кВт	25	42	59	59	42	59	25
IХХ, %	0,75	0,7	0,65	0,65	0,7	0,65	0,75
rT, Ом	2,5	1,3	0,8	0,8	1,3	0,8	2,5
хТ, Ом	55,6	34,7	22,0	22,0	34,7	22,0	55,6
QХ, кВАр	175	260	410	410	260	410	175

*Выбранные трансформаторы подходят для всех трех вариантов.



1.6 ВЫБОР СХЕМ СОЕДИНЕНИЯ НА СТОРОНЕ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ ПОДСТАНЦИЙ.

Применяются типовые схемы РУ - 35 - 110 кВ по справочным данным.

· Схема А - мостик с выключателем в перемычке и отделителях в цепях трансформаторов.

· Схема Б - сдвоенный мостик с отделителями в цепях трансформаторов мостик.

· Схема В - два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линий.

Таблица 8

№ п/ст	1	2	3	4	5	6
Тип. схема	А	А	А	А	А	А

1.7 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАСЧЁТПРЯМЫЕ ИНВЕСТИЦИИ ПО ЛЭП

где - удельные затраты на ЛЭП, - длина ЛЭП. Полученные результаты сведены в табл. 19.



Таблица 9

Линия	Марка провода	Удельные затраты, млн. руб./км	Длина ЛЭП, км	Капитальные затраты, млн. руб.
ИП1-Н1	2*АС240/39	2,5	20,36	50,9
Н1-Н2	2*АС185/29	1,95	54,23	105,75
Н2-Н3	2*АС120/19	1,75	19,91	34,84
Н3-Н4	2*АС120/19	1,75	38,29	67,01
Н4-Н5	АС240/39	2,2	48,86	107,5
Н5-Н6	2*АС150/24	1,85	24,03	44,45
Н6-ИП2	2*АС240/39	2,5	40,5	101,25
Итого	511,7млн.руб.

ПРЯМЫЕ ИНВЕСТИЦИИ ПО ПС

Таблица 10

№ ПС	Схема соединения	Тип трансформатора	Капитальные затраты, млн. руб.
1	А	ТРДН-25000/110	48,95
2	А	ТРДН-40000/110	58,15
3	А	ТРДЦН-63000/110	65,9
4	А	ТРДЦН-63000/110	65,9
5	А	ТРДН-40000/110	63,4
6	А	ТРДЦН-63000/110	65,9
7	А	ТРДН-25000/110	48,95
Итого	417,15 млн. руб.

ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ РАСХОДЫ

Издержки на ремонт ЛЭП:

Издержки на обслуживание ЛЭП:

Издержки на амортизацию ЛЭП:

Издержки на ремонт ПС:

Издержки на обслуживание ПС:

Издержки на амортизацию ПС:

РАСЧЁТ ВОЗМЕЩЕНИЯ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

РАСЧЕТ ДЛЯ ЛЭП

Издержки по возмещению потерь электроэнергии в ЛЭП вычисляются по формуле:

где:

*1,5 = 0,0012975 млн. руб.

Таблица 11

Линия	Марка провода	Rл, Ом	Р, МВт	Сумма млн. руб.
ИП1-Н1	2*АС240/39	5,006	91	6,6
Н1-Н2	2*АС185/29	13,831	71	5,85
Н2-Н3	2*АС120/19	4,302	41	2,56
Н3-Н4	2*АС120/19	6,687	7,85	0,988
Н4-Н5	АС240/39	2,611	33,15	1,85
Н5-Н6	2*АС150/24	6,383	57,15	5,48
Н6-ИП2	2*АС240/39	6,720	94,15	6,76
Итого	30,088млн.руб.



РАСЧЕТ ПО ПС

- коэффициент загрузки.

млн. руб.

Таблица 12

ПС	Тип трансформатора	PK, МВт	PХХ, МВт		(п), млн.руб.
1	ТРДН-25000/110	0,12	0,025	1,0132	0,840728
2	ТРДН-40000/110	0,16	0,042	0,9912	1,215473
3	ТРДЦН-63000/110	0,245	0,059	0,9964	1,879105
4	ТРДЦН-63000/110	0,245	0,059	0,8391	1,722675
5	ТРДН-40000/110	0,16	0,042	0,9086	1,246857
6	ТРДЦН-63000/110	0,245	0,059	0,7692	1,661765
7	ТРДН-25000/110	0,12	0,025	1,0132	0,840728
					9,407млн. руб.

ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ

Мощность суммарной нагрузки.

МВт

Т_max = 5120 ч

Объем реализованной электроэнергии:



Количество реально реализованной электроэнергии.

j = 0,17 - доля электросетей от всей энергосистемы (17% - средняя по России)

в - стоимость 1 кВт·ч.

Общие капитальные затраты по ЛЭП и ПС.

К = [млн.руб.]

Издержки по ремонту и обслуживанию ЛЭП и ПС.

И_аро = И_ро+И_а = 26,4346+22,341 = 48,7756 млн. руб.

И_э? = И_{э лэп}+ И_эп/ст = 30,088+9,407 = 39,495 млн. руб.

Прибыль до налогообложения = (П ч + Иа) - Иа = 419,65-22,341 = 419,65 млн. руб.

Налог на прибыль = 0,24 Прибыль до налогообложения = 0,24 * 419,65 = 100,64 млн. руб.

Пч = Прибыль до налогообложения - Налог на прибыль = 419,365-100,64 = 319,01 руб.

NCF = Пч+Иа = 319,01+22,341 = 341,351 млн. руб.

NPV = ?NCF·Kd - K_? = 2520,1 - 928,85 = 1591,25 млн. руб.

Норма дисконта принимается равно ставке рефинансирования ЦБ РФ q = 0,13

Рассчитаем коэффициенты дисконтирования Kd по годам на срок 20 лет:

Kd₀ =

Kd₁ =

Kd₂ =

Kd₃ =

Kd₄=

Kd₅=

Kd₆=

Kd₇ =

Kd₈ =

Kd₉ =

Kd₁₀ =

Kd₁₁ =

Kd₁₂=

Kd₁₃ =

Kd₁₄ =

Kd₁₅ =

Kd₁₆ =

Kd₁₇ =

Kd₁₈=

Kd₁₉=



BCR =

Значение суммы коэффициента дисконтирования Дс = ? Kd = 7,938

ЧИСТЫЙ ДИСКОНТИРОВАННЫЙ ДОХОД

млн.руб.

ВНУТРЕННЯЯ НОРМА ДОХОДНОСТИ.

ДИСКОНТИРОВАННЫЕ ИНТЕГРАЛЬНЫЕ ЗАТРАТЫ

млн.руб.

ЭКВИВАЛЕНТНЫЕ ГОДОВЫЕ РАСХОДЫ

млн.руб.

ПРИВЕДЁННЫЕ ЗАТРАТЫ



млн. руб.

РАСЧЕТ СРОКА ОКУПАЕМОСТИ

Проект окупится на 3 год.

Размещено на Allbest.ru