Проектирование развития районной электрической сети

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