Проектирование развития районной электрической сети. 2

Федеральное агентство по образованию  Российской Федерации

Государственное образовательное  учреждение высшего профессионального  образования

«Российский государственный профессионально-педагогический университет»

Институт электроэнергетики и  информатики

Кафедра автоматизированных систем электроснабжения

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

КУРСОВАЯ РАБОТА

ПО КУРСУ  «ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ И СИСТЕМЫ»

 

НА ТЕМУ

 

«Проектирование развития районной электрической сети»

 

 

 

 

 

 

 

 

Студент группы     ЗЭМ-506                                                     

 

Руководитель работы                                                                 

 

 

 

Екатеринбург 

2009 г.

 

Содержание

 

ЗАДАНИЕ НА ВЫПОЛНЕНИЕ КУРСОВОГО  ПРОЕКТА

 

Для заданного варианта расположения и мощности потребителей выбрать схему развития районной электрической сети при соблюдении заданных требований к надежности схемы  и качеству электроэнергии, отпускаемой  потребителям.

При выполнении задания  на курсовое проектирование необходимо:

1. Разработать варианты развития сети с выбором номинального напряжения, трассы и числа цепей линий электропередачи.
2. Рассчитать распределение токов (потоков мощности) в каждом из выбранных вариантов по расстояниям между узлами и мощностям нагрузок узлов.
3. Выбрать число параллельных цепей и сечения линий электропередачи для каждого варианта схемы сети по экономическим интервалам с учетом возможных послеаварийных состояний сети.
4. Определить потери мощности в каждом из вариантов.
5. Сравнить варианты  по приведенным затратам и выбрать два лучших варианта.
6. Выбрать число и мощность трансформаторов на подстанциях с учетом категорий надежности потребителей данного района.
7. Рассчитать для принятых вариантов развития распределительных сетей нормальные и послеаварийные установившиеся режимы при максимальной нагрузке.
8. Выяснить необходимость местного регулирования напряжения. Проверить возможность регулирования напряжения переключением отпаек на трансформаторах подстанции.
9. Произвести окончательное сравнение двух вариантов и выбрать лучший вариант по экономическим критериям с учетом заданных технических требований.
10. Оформить пояснительную записку и графическую часть.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1. Исходные данные

 

Расположение потребителей и источника питания (балансирующего узла), мощности нагрузок, номера узлов и расстояния между узлами:

источник питания (1) – 110 кВ;

• cos φ = 0,9;
• все потребители узла 4 являются потребителями III категории надежности, в остальных узлах состав потребителей:   I – 30 %,            II – 30 %,   III – 40 %;
• номинальное напряжение потребителей 6 кВ;
• Т_max  нагрузок – 6500 ч;
• район проектирования – Урал;
• масштаб:  1см – 20 км.

 

2. Разработка вариантов развития сети

1.    L_Σ = 348 км

________________________________________________________________________

2.    L_Σ = 340 км

 

 

 

 

 

 

3.    L_Σ = 368 км

_____________________________________________________________________

4.    L_Σ = 388 км

 

 

 

 

 

 

Узловые токи нагрузки определяются по соотношению

 

 

2.1. Расчет   первого  варианта

 

Кольцевая схема. Общая  протяженность линий 348 км.

2.1.1. Расчет токораспределения в сети

Ток на головном участке 1 – 2 определяется по правилу моментов:

 

I₂₃ = I₁₂ – I₂ = 0,259 – 0,146 = 0,113 кА

 

I₃₄ = I₂₃ – I₃ = 0,113 – 0,117 = – 0,004 кА

I₄₅ = I₃₄ – I₄ = – 0,004 – 0,088 = – 0,092 кА

I₁₅ = I₅ – I₄₅ =  0,234 + 0,092 =  0,326 кА

 

Предполагается сооружение на всех участках одноцепных линий электропередачи.

2.1.2. Выбор сечений линий электропередачи

 

     Токи на  участках:

      1 – 2:

I₁₂ = 259 А.  Ближайший критический ток I_кр = 370 А соответствует сечению 240 мм². На этом участке выбирается одноцепная линия с проводом АС-240.

 

      2 – 3:

     I₂₃ = 113 А.  I_кр = 170 А.  120 мм².  АС-120.

 

      3 – 4:

     I₃₄ = 4 А.  I_кр = 80 А.  70 мм².  АС-70 (предварительно).

 

      4 – 5:

     I₄₅ = 92 А.  I_кр = 170 А.  120 мм².  АС-120.

 

      1 – 5:

    I₁₅ = 326 А.  I_кр = 370 А.  240 мм².  АС-240.

 

Анализ распределения  тока в кольцевой сети показал, что  не соответствуют   условиям надежности выбранные сечения   для   участка

3 – 4 (70 мм²)  и участка 2 – 3 (120 мм²) при отключенной линии 1 – 5. В первом случае  I₃₄^АВ = 322 А (при I_доп = 265 А), во втором  I₂₃^АВ = 439 А           (при I_доп = 370 А).  Поэтому для линии 3 – 4 выбираем провод АС-120, для линии 2 – 3 АС-240.

2.1.3. Результаты расчетов по  варианту 1

  

Линия	Ток участка, А	Число цепей, сечение	Вид аварии	IАВ, А	Iдоп, А
1 – 2	259	АС-240	Обрыв 1 – 5	585	610
2 – 3	113	АС-240	Обрыв 1 – 5	439	610
3 – 4	4	АС-120	Обрыв 1 – 5	322	370
4 – 5	92	АС-120	Обрыв 1 – 2	351	370
1 – 5	326	АС-240	Обрыв 1 – 2	585	610

 

   

2.1.4. Выбор схемы подстанции

 

Число ячеек выключателей 110 кВ:

 

Узел	Число присоединений		Число ячеек выключателей 110 кВ
	Линий	Трансформаторов
1	2	2	5
2	2	2	5
3	2	2	5
4	2	2	5
5	2	2	5

                                          Всего выключателей – 25.

 

2.2 Расчет второго варианта

Общая протяженность линий 340 км.

2.2.1.  Расчет токов в кольцевом участке

Ток на головном участке 1 – 2 определяется по правилу моментов:

 

I₂₅ = I₁₂ – I₂ = 0,157 – 0,146 = 0,011 кА

I₁₅ = I₅ – I₂₅ = 0,234 – 0,011 = 0,223 кА

2.2.2.   Выбор сечений линий  электропередачи

 

     Токи на  участках:

      1 – 3:

I₁₃ = 205 А.  С учетом необходимости двух параллельных цепей величина тока на одну цепь составляет:

                             

Ближайший критический  ток I_кр = 170 А соответствует сечению 120 мм². На этом участке выбираются две одноцепные линии АС-120.

В условиях аварийного режима I₁₃^АВ = 205 А. I_доп = 370 А.

I₁₃^АВ < I_доп  .  – Удовлетворяет условию работы в аварийном режиме.

 

      3 – 4:

     а)  На  одну цепь I_Ц = I₃₄/2 = 44 А.   I_кр = 85 А.  2АС-70.

     б)  I₃₄ = 88 А.   I_кр = 170 А.  120 мм².  АС-120.    

  На данном участке, питающем потребителей III категории надежности,    возможно строительство двух одноцепных линий сечением АС-70 (вариант     а, без отключения потребителей) или одной линии АС-120 (вариант б).

Необходимо рассчитать величину ущерба от перерыва снабжения     потребителей в варианте б.

 

      1 – 2:

     I₁₂ = 157 А.  I_кр = 170 А.  120 мм².  АС-120. (предварительно)

      2 – 5:

      I₂₅ = 11 А. I_кр = 80 А.  АС-70

      1 – 5:

    I₁₅ = 223 А.  I_кр = 370 А.  120 мм².  АС-240.

Анализ кольцевой части  сети по условиям надежности показал, что худшим аварийным режимом  является режим с отключенной линией       1 – 5. В этом случае по линии 1 – 2 протекает ток  I₁₃^АВ = 380 А при       I_доп = 370 А. Принимаем для линии 1 – 2 провод АС-240. Сечения линий 1 – 3 и 3 – 4  удовлетворяют условиям надежности.

2.2.3. Результаты расчетов по варианту 2

 

Линия	Ток участка, А	Число цепей, сечение	Вид аварии	IАВ, А	Iдоп, А
1 – 2	157	АС-240	Обрыв 1 – 5	380	610
2 – 5	11	АС-70	Обрыв 1 – 5	234	265
1 – 5	223	АС-240	Обрыв 1 – 2	380	610
1 – 3	102	2АС-120	Обрыв 1 цепи	205	370
3 – 4 а 3 – 4 б	44 88	2АС-70 АС-120	Обрыв 1 цепи Ущерб	88 −	265 −

2.2.4.  Выбор схемы подстанции

Число ячеек выключателей 110 кВ:

Узел	Число присоединений		Число ячеек выключателей 110 кВ
	Линий	Трансформаторов
1	4	2	7
2	2	2	5
3 а 3 б	4 3	2 2	7 6
4 а     4 б	2 1	2 1	5 2
5	2	2	5

                                                     Всего выключателей –  а)  29

                                                                                              б) 25

2.2.5.  Экономическое сопоставление вариантов подключения узла 4   на предмет ущерба от перерыва снабжения потребителей (в ценах 1985 г.)

     Вариант А:

В этом случае узел 4 подключается к узлу 3 по двум линиям АС-70 с установкой на подстанции 4 двух трансформаторов  ТДН – 16000/110.

 

Капитальные вложения  в линии  с проводом АС-70 при U_ном = 110 кВ на стальных одноцепных опорах для II района по гололеду рассчитываются по удельной стоимости сооружения  с₀ = 16,5 т.р./км:

К_Л = 2с₀ · l =16,5 · 64 · 2 = 2112 т.р.

 

Стоимость подстанции К_П включает стоимость трансформатора (63 т.р.) и стоимость ячеек выключателей 110 кВ (35 т.р.)

 

К_П = nК_Т + nК_В = 63 · 2 + 35 · 5 = 301 т.р.

 

Суммарные капитальные вложения в  строительство варианта составят

 

К_Σ =  К_Л + К_П = 2112 + 301 = 2413 т.р.

 

Ежегодные издержки на амортизацию  и обслуживание для линий составляют 2,8%, для подстанций 110 кВ – 9,4%, соответственно             α_л = 0,028,  α_п = 0,094.

 

Для определения издержек на покрытие потерь электроэнергии необходимо найти параметры схемы замещения  сети:

 

R_Л = r · l/n = 0,428 · 64/2 = 13,7 Ом

R_П = R _Т/n = 4,38 /2 = 2,19 Ом

R_Σ = R_Л + R_П = 13,7 + 2,19 = 15,9 Ом

ΔР_хх = ΔР_тхх · n = 0,019 · 2 = 0,038 МВт

Потери мощности в  максимальном режиме по току I₃₄ = I₄ = 0,088 А

 

ΔР_мах = 3 · I²₄ · R_Σ = 3 · 0,088² · 15,9 = 0,369 МВт

 

     Число часов  максимальных потерь

 

τ = (0,124 + Т_мах / 10⁴)² · 8760 = 5248 ч.

 

     Удельная  стоимость потерь электроэнергии  составляет 1,5 коп/ кВтч или 

β₀ = 1,5 · 10^-2 т.р. / МВТч

    

     Годовая стоимость  потерь электроэнергии – издержки:

 

И_ΔЭ = β₀ (τ · ΔР_мах + 8760 · ΔР_хх) = 1,5 · 10^-2 (5248 · 0,369 + 8760 · 0,038) =         = 34 т.р.

Е_Н – нормативный коэффициент эффективности (Е_Н = 0,12…0,15)

Приведенные затраты в варианте а составляют

 

З_а = Е_Н · К_Σ + α_л · К_л + α_п · К_П + И_ΔЭ = 0,12 · 2413 + 0,028 · 2112 +

+ 0,094 · 301 + 34 = 411 т.р.

Вариант Б:

К_Л = с₀ · l =16,9 · 64 = 1081 т.р.

К_П = nК_Т + nК_В = 63 + 35 · 2 = 133 т.р.

К_Σ =  К_Л + К_П = 1214,6 т.р.

 

R_Л = r · l/n = 0,249 · 64 = 15,94 Ом

R_П = R _Т/n = 4,38 Ом

R_Σ = R_Л + R_П = 15,94 + 4,38 = 20,32 Ом

ΔР_хх = ΔР_тхх  = 0,019 МВт

ΔР_мах = 3 · I²₄ · R_Σ = 3 · 0,088² · 20,32 = 0,472 МВт

И_ΔЭ = 1,5 · 10^-2 (5248 · 0,472 + 8760 · 0,019) = 39,7 т.р.

 

В рассматриваемом варианте при отключении линии или трансформатора электроснабжение потребителя прекращается. При расчете ущерба, связанного с перерывом питания, следует учесть два последовательно включенных элемента: линию и трансформатор (m = 2), полное отключение нагрузки ε = 1, удельный ущерб α = 6 · 10³ т.р. / МВт и       Р_мах = 15 МВт.  Параметры потока отказов линии ω_л = 1,1 отказа/год на 100 км, трансформатора  ω_т = 0,02 отказа/год. Среднее время восстановления для линии Т_вл = 1,0 · 10^-3 лет/отказ,  трансформатора –   Т_вт = 20 · 10^-3 лет/отказ.  Величина ущерба составляет:

У = α Р_мах ε(ω_л(l/100) Т_вл + ω_т Т_вт) = 6 · 10³ · 15 · 1· (1,1 · (64/100) · 10^-3 +

+ 0,02 · 20 · 10^-3) = 99 т.р.

 

Приведенные затраты в варианте б составляют

З_б = Е_Н · К_Σ + α_л · К_л + α_п · К_П + И_ΔЭ + У = 0,12 · 1214 + 0,028 · 2112 +

+ 0,094 · 133 + 39,7 + 99 = 356 т.р.

 

Вариант «Б» дешевле варианта «А» на 13,4 %. Поэтому во всех вариантах развития сети питание потребителей узла 4 предусматривается по одной линии АС-120 с установкой на подстанции одного трансформатора ТРДН-16000/110.

2.3. Расчет третьего варианта

   Общая протяженность линий 368 км

2.3.1  Расчет токов в кольцевом  участке

Ток на головном участке 1 – 5

 

I₅₄ = I₁₅ – I₅ = 0,257 – 0,234 = 0,023 кА

I₄₃ = I₅₄ – I₄ = 0,023 – 0,088 = – 0,065 кА

I₁₃ = I₃ – I₄₃ =  0,117 + 0,065 =  0,182 кА

2.3.2.  Выбор сечений линий электропередачи

 

     Токи на  участках:

      1 – 2:

I₁₂ = 146 А.  С учетом необходимости двух параллельных цепей величина тока на одну цепь составляет:

 

                             

Ближайший критический  ток I_кр = 85 А соответствует сечению 70 мм². На этом участке выбираются две одноцепные линии АС-70.

В условиях аварийного режима (обрыв 1 цепи)  I₁₂^АВ = 146 А. I_доп = 265 А.

I₁₂^АВ < I_доп    – Удовлетворяет условию работы в аварийном режиме.

 

Кольцевая часть:

      1 – 5:

      I₁₅ = 257 А.   I_кр = 370 А.   АС-240.

 

      5 – 4:

      I₅₄ = 23 А. I_кр = 80 А.  АС-70

 

      4 – 3:

    I₄₃ = 65 А.  I_кр = 80 А.   АС-70 (предварительно)

 

       1 – 3:

      I₁₃ = 182 А.   I_кр = 370 А.   АС-240.

      Анализ  распределения токов в кольцевой  части сети по условиям надежности  показал, что худшим аварийным  режимом является режим с отключенной  линией  1 – 5. В этом случае  по линии 3 – 4, имеющей сечение 70 мм² протекает ток I₃₄^АВ = 322 А   при I_доп = 265 А. Принимаем для линии 3 – 4 провод АС-120.

2.3.3.  Результаты расчетов по варианту 3

 

Линия	Ток участка, А	Число цепей, сечение	Вид аварии	IАВ, А	Iдоп, А
1 – 2	73	2АС-70	Обрыв 1 цепи	146	265
1 – 5	257	АС-240	Обрыв 1 – 3	439	610
5 – 4	23	АС-70	Обрыв 1 – 5	234	265
4 – 3	65	АС-120	Обрыв 1 – 5	322	370
1 – 3	182	АС-240	Обрыв 1 – 5	439	610

2.3.4.  Выбор схемы подстанции

         Число ячеек выключателей 110 кВ:

 

Узел	Число присоединений		Число ячеек выключателей 110 кВ
	Линий	Трансформаторов
1	4	2	7
2	2	2	5
3	2	2	5
4	2	2	5
5	2	2	5

Всего выключателей –   27

2.4. Расчет четвертого варианта

        Общая протяженность линий 388 км.

2.4.1. Выбор сечений линий электропередачи

 

     Токи на  участках:

      1 – 2:

I₁₂ = 146 А.  С учетом необходимости двух параллельных цепей величина тока на одну цепь составляет:

                             

  Ближайший критический ток I_кр = 85 А .   2АС-70.

В условиях аварийного режима I₁₂^АВ = 146 А. I_доп = 265 А.

I₁₃^АВ < I_доп  .  – Удовлетворяет условию работы в аварийном режиме.

 

      1 – 3:

     I₁₃ = 117 А.  I_ц = 58 А.   I_кр = 85 А.  2АС-70.

     I₁₂^АВ = 117 А  при I_доп = 265 А.

 

     1 – 5:

    I₁₅ = 234 А.  I_ц = 117 А.    I_кр = 180 А.  2АС-120.

     I₁₅^АВ = 234 А  при I_доп = 370 А.

  

     1 – 4:

    I₁₄ = 88 А.  I_кр = 170 А.  АС-120.

    В  расчете  второго варианта было проведено  экономическое   сопоставление   вариантов подключения узла 4 по линиям АС-120 и АС-70 на предмет ущерба от перерыва электроснабжения,  которое однозначно определяет выбор одноцепной линии АС-120.

2.4.2.  Результаты расчетов по варианту 4

 

Линия	Ток участка, А	Число цепей, сечение	Вид аварии	IАВ, А	Iдоп, А
1 – 2	73	2АС-70	Обрыв 1 цепи	146	265
1 – 3	58	2АС-70	Обрыв 1 цепи	117	265
1 – 5	117	2АС-120	Обрыв 1 цепи	234	370
1 – 4	88	АС-120	Ущерб	–	–

 

 

   

 

       

 

 

 

2.4.3.  Выбор схемы подстанции

          Число ячеек выключателей 110 кВ:

 

Узел	Число присоединений		Число ячеек выключателей 110 кВ
	Линий	Трансформаторов
1	7	2	10
2	2	2	5
3	2	2	5
4	1	1	2
5	2	2	5

Всего выключателей –   27

3. Выбор трансформаторов на понижающих подстанциях

 

Узел	Мощность нагрузки		S / 1,4 МВ · А	Тип и число трансформаторов
	Р, МВт	S, МВ · А
2	25	27,8	19,9	2ТРДН-25000/110
3	20	22,2	15,9	2ТДН-16000/110
4	15	16,7	–	ТРДН-16000/110
5	40	44,4	31,7	2ТРДН-40000/110

4. Расчет экономических показателей линий

4.1.  Вариант 1

Линия	Длина, км	Ток, А	Сечение, число цепей	R, Ом	ΔРмах, МВт	Кл, т.р.
1 – 2	54	259	АС-240	6,53	1,314	1015,2
2 – 3	84	113	АС-240	10,16	0,389	1579,2
3 – 4	64	4	АС-120	15,94	0,0008	1081,6
4 – 5	104	92	АС-120	25,9	0,658	1757,6
1 – 5	42	326	АС-240	5,08	1,620	789,6
Всего:					3,982	6223,2

 

Участок 1 – 2:   R_л = r · l / n = 0,121 · 54 = 6,53 Ом

                                   ΔР_мах = 3 · I² · R_л = 3 · 0,259² · 6,53 = 1,314 МВт

                                   К_л = n · c₀ · l = 18,8 · 54 = 1015,2 т.р.

 

Участок 2 – 3:   R_л = 0,121 · 84 = 10,16 Ом

                                   ΔР_мах = 3 · 0,113² · 10,16 = 0,389 МВт

                                   К_л = 18,8 · 84 = 1579,2 т.р.

         

Участок 3 – 4:   R_л = 0,249 · 64 = 15,94 Ом

                                   ΔР_мах = 3 · 0,004² · 15,94 = 0,0008 МВт

                                   К_л = 16,9 · 64 = 1081,6 т.р.

    

Участок 4 – 5:   R_л = 0,249 · 104 = 25,9 Ом

                                   ΔР_мах = 3 · 0,092² · 25,9 = 0,658 МВт

                                   К_л = 16,9 · 104 = 1757,6 т.р.

 

Участок 1 – 5:   R_л = 0,121 · 42 = 5,08 Ом

                                   ΔР_мах = 3 · 0,326² · 5,08 = 1,620 МВт

                                   К_л = 18,8 · 42 = 789,6 т.р.

 

Издержки на компенсацию  потерь энергии

      

И_ΔЭ = 1,5 · 10^-2 · 5248 · ΔР_мах^Σ = 1,5 · 10^-2 · 5248 · 3,982 = 313,5 т.р.

 

Стоимость выключателей   К_в = 25 · 35 = 875 т.р.

 

Общие затраты:

      

З₁ = Е_Н · К_л + α_л · К_л + И_ΔЭ + К_в = 0,12 · 6223,2 + 0,028 · 6223,2 +

 

+ 313,5 + 875 = 2109,5 т.р.

4.2.  Вариант 2

Линия	Длина, км	Ток, А	Сечение, число цепей	R, Ом	ΔРмах, МВт	Кл, т.р.
1 – 2	54	157	АС-240	6,53	0,483	1015,2
2 – 5	80	11	АС-70	34,24	0,012	1320
1 – 5	42	223	АС-240	5,08	0,758	789,6
1 – 3	50	102	2АС-120	6,23	0,194	1690
3 – 4	64	88	АС-120	15,94	0,370	1081,6
Всего:					1,817	4896,4