Đồ án môn học thiết kế điện lưới - Công nghệ kỹ thuật điện, điện tử | Trường đại học Điện Lực
Đồ án môn học thiết kế điện lưới - Công nghệ kỹ thuật điện, điện tử | Trường đại học Điện Lực được sưu tầm và soạn thảo dưới dạng file PDF để gửi tới các bạn sinh viên cùng tham khảo, ôn tập đầy đủ kiến thức, chuẩn bị cho các buổi học thật tốt. Mời bạn đọc đón xem!
Môn: Công nghệ kỹ thuật điện, điện tử
Trường: Đại học Điện lực
Thông tin:
Tác giả:
Tài liệu liên quan:
Preview text:
BỘ CÔNG THƯƠNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC ĐIỆN LỰC
KHOA KỸ THUẬT ĐIỆN ĐỒ ÁN MÔN HỌC
THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN Sinh viên thực hiện:
Mã sinh viên: ..............................
Giảng viên hướng dẫn: ThS. ĐỖ THỊ LOAN
Ngành: CÔNG NGHỆ KỸ THUẬT ĐIỆN, ĐIỆN TỬ
Chuyên ngành: ĐIỆN CÔNG NGHIỆP VÀ DÂN DỤNG Lớp: D15DCN&DD1 Khoá: 2022 - 2023 1
TRƯỜNG ĐẠI HỌC ĐIỆN LỰC
CỘNG HOÀ XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM
KHOA KỸ THUẬT ĐIỆN
Độc lập - Tự do – Hạnh phúc
ĐỀ TÀI ĐỒ ÁN MÔN HỌC
Họ và tên sinh viên: ..............................
Mã sinh viên: .............................. Lớp: D15DCN&DD1 Đề số: 5
Ngành: Công nghệ Kỹ thuật điện, điện tử
Chuyên ngành: Điện công nghiệp và dân dụng
1) Tên đồ án Thiết kế lưới điện 2) Các số liệu a) Dữ liệu nguồn điện
Thiết kế hệ thống điện gồm một nguồn điện công suất vô cùng lớn và 5 phụ tải. Hệ thống:
- Hệ thống điện có công suất vô cùng lớn
- Hệ số công suất cosφ = 0,85
- Điện áp trên thanh cái của nguồn điện:
+ Khi phụ tải cực đại, khi sự cố nặng nề là: UA =1,1 Uđm
+ Khi phụ tải cực tiểu là: UA = 1,05 Uđm
b) Dữ liệu phụ tải điện: Phụ tải Số liệu 1 2 3 4 5
Công suất cực đại Pmax (MW) 22 33 40 31 29 Tỉ lệ Pmin/Pmax 0,7 Hệ số công suất 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 YCĐC điện áp KT Loại hộ phụ tải III I I I I Điện áp thứ cấp(kV) 22 33 40 31 29
Thời gian sử dụng công suất lớn nhất (h) 4577
Sơ đồ bố trí nguồn điện và phụ tải 2 5 2 NÐ 3 4 1 10km 10km
Một ô vuông có kích thước 10x10 km
Giá 1kWh tổn thất điện năng là 1500 đồng
3/ Nội dung, nhiệm vụ thực hiện
Chương 1: Cân bằng công suất và đề xuất phương án nối dây
1.1 Cân bằng công suất tác dụng và phản kháng
1.2 Đề xuất phương án nối dây
1.3 Tính chọn cấp điện áp truyền tải
Chương 2: Tính chọn tiết diện dây dẫn
2.1 Chọn tiết diện dây theo phương pháp mật độ dòng kinh tế
2.2 Áp dụng cho các phương án
Chương 3: Tính toán chỉ tiêu kinh tế và chọn phương án tối ưu
3.1 Phương pháp tính toán chỉ tiêu kinh tế
3.2 Tính kinh tế cho các phương án đề xuất
3.3 Lựa chọn phương án tối ưu
Chương 4: Lựa chọn máy biến áp và sơ đồ
4.1 Chọn số lượng và công suất máy biến áp
4.2 Chọn sơ đồ nối dây cho các trạm
Chương 5: Tính chế độ xác lập
5.1 Tính chế độ xác lập khi phụ tải cực đại
5.2 Tính chế độ xác lập khi phụ tải cực tiểu 3
Chương 6: Tính điện áp các nút và điều chỉnh điện áp trong mạng điện
6.1 Tính điện áp các nút trong chế độ cực đại
6.2 Tính điện áp các nút trong chế độ cực tiểu
6.3 Chọn đầu phân áp máy biến áp
Chương 7: Tính các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật của lưới điện Yêu cầu các bản vẽ:
01 bản vẽ sơ đồ nối điện chính
4/ Ngày giao đề tài: 23 / 08 /2022
5/ Ngày nộp quyển: 15 /11 /2022
Hà Nội, ngày 23 tháng 08 năm 2022
GIẢNG VIÊN HƯỚNG DẪN ThS. Đỗ Thị Loan LỜI CAM ĐOAN 4
Tôi, .............................. xin cam đoan những nội dung trong đồ án này là do tôi thực
hiện dưới sự hướng dẫn của ThS Đỗ Thị Loan. Các số liệu và kết quả trong đồ án là
trung thực và chưa được công bố trong các công trình khác. Các tham khảo trong đồ án
đều được trích dẫn rõ ràng tên tác giả, tên công trình, thời gian và nơi công bố. Nếu
không đúng như đã nêu trên, tôi hoàn toàn chịu trách nhiệm về đồ án của mình.
Hà Nội, ngày 15 tháng 11 năm 2022 Người cam đoan (Ký và ghi rõ họ tên)
NHẬN XÉT CỦA GIẢNG VIÊN HƯỚNG DẪN TT Nội dung Ý kiến nhận xét 5 1 Hình thức trình bày
Đồ án thể hiện đầy đủ 2 các nội dung đề tài 3 Các kết quả tính toán 4 Thái độ làm việc 5 Tổng thể Các ý kiến khác:
……………………………………………………………………………………………
……………………………………………………………………………………………
……………………………………………………………………………………………
……………………………………………………………………………………………
……………………………………………………………………………………………
……………………………………………………………………………………………
……………………………………………………………………………………………
……………………………………………………………………………………………
Hà Nội, ngày … tháng … năm 2022 Giảng viên hướng dẫn (Ký và ghi rõ họ tên) 6
ĐÁNH GIÁ CỦA HỘI ĐỒNG CHẤM TT Nội dung
Ý kiến nhận xét, đánh giá 1 Hình thức trình bày 2
Đồ án thể hiện đầy đủ các nội dung đề tài 3 Các kết quả tính toán 4 Trả lời câu hỏi 5 Tổng thể Các ý kiến khác:
……………………………………………………………………………………………
……………………………………………………………………………………… …………….
……………………………………………………………………………………………
………………………………………………………………………… ……….
……………………………………………………………………………………………
……………………………………………………………………………….
……………………………………………………………………………………………
………………………………………………………………………………………
Hà Nội, ngày … tháng … năm 2022 Cán bộ chấm 1 Cán bộ chấm 2 7 MỤC LỤC
CHƯƠNG 1: CÂN BẰNG CÔNG SUẤT VÀ ĐỀ XUẤT CÁC PHƯƠNG ÁN
NỐI DÂY..............................................................................................................1
1.1) Phân tích nguồn và phụ tải..........................................................................................1
1.2) Phân loại phụ tải điện..................................................................................................1
1.3) Nguồn điện cung cấp..................................................................................................2
1.4) Phụ tải điện.................................................................................................................2
1.5) Cân bằng công suất tác dụng và phản kháng...............................................................2
1.6) Ưu nhược điểm của phương án nối dây......................................................................4
1.7) Đề xuất phương án nối dây.........................................................................................4
CHƯƠNG 2: TÍNH CHỈ TIÊU KỸ THUẬT........................................................7
2.1) Chọn cấp điện áp truyền tải.........................................................................................7
2.2) Chọn tiết diện dây dẫn, so sánh các phương án về mặt kĩ thuật..................................7
2.3) Tính tổn thất điện áp...................................................................................................7
2.4) Tính toán kĩ thuật các phương án................................................................................8
CHƯƠNG 3: TÍNH TOÁN CHỈ TIÊU KINH TẾ..............................................17
3.1) Phương pháp tính chỉ tiêu kinh tế.............................................................................17
3.2) Tính toán cụ thể cho từng nhóm................................................................................18
3.3) Lựa chọn phương án tối ưu.......................................................................................21
CHƯƠNG 4: LỰA CHỌN MÁY BIẾN ÁP VÀ SƠ ĐỒ NỐI ĐIỆN.................21
4.1) Lựa chọn máy biến áp...............................................................................................21
4.2) Chọn sơ đồ nối dây cho các trạm..............................................................................22
CHƯƠNG 5: TÍNH CHẾ ĐỘ XÁC LẬP...........................................................24
5.1) Phân tích chế độ xác lập............................................................................................24
5.2) Chế độ phụ tải cực đại...............................................................................................25
5.3) Chế độ phụ tải cực tiểu.............................................................................................28 8
CHƯƠNG 6: TÍNH ĐIỆN ÁP CÁC NÚT VÀ ĐIỀU CHỈNH ĐIỆN ÁP TRONG
MẠNG ĐIỆN......................................................................................................30
6.1) Tính điện áp nút trong mạng điện.............................................................................30
6.2) Chọn đầu phân áp máy biến áp.................................................................................31
6.3) Chế độ phụ tải cực đại...............................................................................................33
6.4) Chế độ phụ tải cực tiểu.............................................................................................33
CHƯƠNG 7: TÍNH CÁC CHỈ TIÊU KINH TẾ KỸ THUẬT CỦA LƯỚI ĐIỆN34
7.1) Vốn đầu tư xây dựng lưới điện..................................................................................34
7.2) Tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện............................................................34
7.3) Tổn thất điện năng trong mạng điện..........................................................................35
7.4) Tính chi phí và giá thành...........................................................................................35
CHƯƠNG 8: TÀI LIỆU THAM KHẢO.............................................................37
DANH MỤC CÁC TỪ VIẾT TẮT: 9 Dd Dây dẫn MBA Máy biến áp Sgh Công suất giới hạn Spt Công suất phụ tải Sđm Công suất định mức TPD
Máy biến áp T - ba pha D - làm mát dầu bằng quạt, T - ba cuộn dây), H - điẻu H
chỉnh điện áp dưới tải), (P - cuộn dây hạ áp phân chia)
DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU 10
Bảng 1.1: Thông số các phụ tải trong hệ thống điện thiết kế................................2
Bảng 2.1: Bảng số liệu phụ tải của phương án 1...................................................9
Bảng 2.2: Thông số đường dây của phương án 1................................................10
Bảng 2.3: Thông phát nóng đường dây của phương án 1...................................10
Bảng 2.4: Tổn thất điện áp của phương án 1.......................................................10
Bảng 2.5: Thông số đường dây của phương án 2................................................12
Bảng 2.6: Thông phát nóng đường dây của phương án 2...................................12
Bảng 2.7: Tổn thất điện áp của phương án 2.......................................................12
Bảng 2.8: Khoảng cách từ nguồn đến các phụ tải của phương án 3...................13
Bảng 2.9: Thông số đường dây của phương án 3................................................14
Bảng 2.10: Thông phát nóng đường dây của phương án 4.................................14
Bảng 2.11: Tổn thất điện áp của phương án 3.....................................................14
Bảng 2.12: Khoảng cách từ nguồn đến các phụ tải của phương án 4.................15
Bảng 2.13: Thông số đường dây của phương án 4..............................................16
Bảng 2.14: Thông phát nóng đường dây của phương án 4.................................16
Bảng 2.15: Tổng thất điện áp của phương án 4...................................................17
Bảng 3.1: Giá thành đường dây trên không của một mạch điện áp 110kV (106đ/km)
.............................................................................................................................18
Bảng 3.2: Thông số tổn thất công suất và vốn đầu tư của phương án 1..............19
Bảng 3.3: Thông số tổn thất công suất và vốn đầu tư của phương án 2..............19
Bảng 3.4: Thông số tổn thất công suất và vốn đầu tư của phương án 4..............20
Bảng 3.5: Thông số chỉ tiêu của các phương án..................................................21
Bảng 4.1: Thông số máy biến áp của phương án được chọn..............................22
Bảng 4.2: Thông số máy biến áp của phương án được chọn..............................22
Bảng 5.1: Thông số đường dây N-2....................................................................26 11
Bảng 5.2: Thông số các phần tử trong sơ đồ thay thế các đường dây ở chế độ cực
đại........................................................................................................................27
Bảng 5.3: Các dòng công suất và tổn thất công suất trong tổng trở MBA và trên
đường dây trong chế độ cực đại..........................................................................27
Bảng 5.4: Các dòng công suất và tổn thất công suất trong tổng trở MBA và trên
đường dây trong chế độ cực đại..........................................................................28
Bảng 5.5: Công suất của các phụ tải trong chế độ cực tiểu.................................28
Bảng 5.6: Giá trị Spt và Sgh của các trạm hạ áp.................................................29
Bảng 5.7: Thông số các phần tử trong sơ đồ thay thế các đường dây ở chế độ cực
tiểu.......................................................................................................................29
Bảng 5.8: Thông số các phần tử trong sơ đồ thay thế các đường dây ở chế độ cực
tiểu.......................................................................................................................29
Bảng 5.9: Các dòng công suất và tổn thất công suất trong tổng trở MBA và trên
đường dây trong chế độ cực tiểu.........................................................................29
Bảng 6.1: Bảng quy đổi MBA hạ áp về cao áp ở chế độ cực tải.........................31
Bảng 6.2: Bảng quy đổi MBA hạ áp vê cao áp ở chế độ cực tiểu.......................31
Bảng 6.3: Chế độ điện áp trên các thanh góp hạ áp quy đổi về phía cao áp.......32
Bảng 6.4: Thông số điều chỉnh của MBA điều chỉnh dưới tải............................32
Bảng 6.5: Thông số các đường dây trong mạng điện..........................................33
Bảng 6.6: Thông số các đường dây trong mạng điện..........................................33
Bảng 7.1: Vốn đầu tư cho các trạm tăng áp và hạ áp..........................................34
Bảng 7.2: Các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật của hệ thống điện thiết kế...................36
DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ
Hình 1.1: Phương án tia.........................................................................................5
Hình 1.2: Phương án liên thông 1.........................................................................5 12
Hình 1.3: Phương án liên thông 2.........................................................................6
Hình 1.4: Phương án mạch vòng...........................................................................6
Hình 2.1: Khoảng cách từ nguồn đến các phụ tải của phương án 2....................11
Hình 3.1: Thông số tổn thất công suất và vốn đầu tư của phương án 3..............20
Hình 4.1: Sơ đồ hệ thống 2 thanh góp.................................................................23
Hình 4.2: Sơ đồ cầu trong và sơ đồ cầu ngoài.....................................................23
Hình 4.3: Sơ đồ bộ đường dây- máy biến áp.......................................................24
Hình 5.1: Sơ đồ thay thế máy biến áp 2 cuộn dây...............................................24
Hình 5.2: Sơ đồ thay thế đường dây....................................................................25
Hình 5.3: Sơ đồ đường dây N-2..........................................................................26
Hình 5.4: Sơ đồ thay thế của đường dây N-2......................................................26 13
CHƯƠNG 1: CÂN BẰNG CÔNG SUẤT VÀ ĐỀ XUẤT CÁC PHƯƠNG ÁN NỐI DÂY
1.1) Phân tích nguồn và phụ tải * Nguồn điện
- Là nơi cung cấp dòng điện lâu dài cho thiết bị sử dụng điện trong đời sống sinh hoạt
như: Sản xuất nông nghiệp, công nghiệp và nghiên cứu khoa học….
- Nguồn điện được chia làm ba loại:
+ Nguồn điện 1 chiều (DC): Là nguồn cung cấp cho dòng điện đi từ 1 chiều,
không bị biến đổi theo thời gian.
+ Nguồn điện xoay chiều (AC): Là nguồn cung cấp dòng điện xoay chiều, biến
đổi theo thời gian tuy nhiên không cố định như nguồn điện 1 chiều.
+ Nguồn điện 3 pha: Bao gồm 4 pha nóng và 1 pha lạnh. Nguồn điện này
thường dùng cho các xí nghiệp, nhà máy lớn nhằm chạy động cơ có công suất cực đại. * Phụ tải điện
- Phụ tải là nơi mà điện năng sẽ được biến đổi thành những năng lượng khác như
nhiệt năng (sưởi ấm, đun nấu), quang năng (chiếu sáng) hay cơ năng (chạy máy bơm,
quạt điện), … nhằm phục vụ những nhu cầu và mục đích đa dạng của con người.
- Phụ tải có thể bao gồm những thiết bị sử dụng điện trong gia đình, những máy
móc sử dụng điện trong nhà máy, xí nghiệp hay xưởng cơ khí,… Các trạm biến áp cũng
được gọi là phụ tải.
1.2) Phân loại phụ tải điện
- Phân loại theo tính chất tiêu thụ điện
+ Phụ tải dùng để chiếu sáng
+ Phụ tải dùng trong sinh hoạt
+ Phụ tải phục vụ các hoạt động nông nghiệp + Phụ tải trong kinh doanh
- Phân loại theo hộ tiêu thụ và tầm quan trọng của phụ tải
+ Phụ tải loại I: là loại phụ tải được cung cấp điện liên tục. Nếu mất điện xảy ra
đồng nghĩa sẽ gây ra những hậu quả vô cùng nghiêm trọng về mọi mặt, cả về người và của.
+ Phụ tải loại II: là loại phụ tải nếu mất điện cung cấp sẽ gây thiệt hại về kinh tế
như sản xuất sản phẩm bị thiếu hụt, hàng hóa thứ phẩm tăng, gây ra tình trạng
lãng phí và mất cân bằng trong tiêu thụ của thị trường.
+ Phụ tải loại III: là phụ tải cho phép mất điện. Cụ thể đó có thể là các công trình
dân dụng, khu dân cư hay công trình phúc lợi, … 14
1.3) Nguồn điện cung cấp
Hệ thống điện có công suất vô cùng lớn nên chọn nút nguồn là nút cân bằng công
suất và nút điện áp cơ sở. Điện áp trên thanh cái nguồn khi phụ tải cực tiểu UA = l,05Uđm,
khi phụ tải cực đại UA = 1,1 Uđm, khi sự cố nặng nề UA = 1,1 Uđm.
1.4) Phụ tải điện
Hệ thống điện cần thiết kế có 6 phụ tải trong đó có 4 phụ tải loại I và 1 phụ tải loại
III đều có hệ số cosφpt =
0,9. Thời gian sử dụng phụ tải cực đại Tmax = 4577h và hệ số
đồng thời Ks = l (Hệ số đồng thời là tỷ số giữa phụ tải thực tế với tổng phụ tải cực đại ổn
định của các thiết bị. Ks là số liệu cơ bản để xác định phụ tải tính toán của các phân
xưởng, các xí nghiệp, theo kinh nghiệm vận hành Ks = (0,85 ÷ 1)), các phụ tải sẽ cùng đồ
thị phụ tải và đạt cực đại tại cùng thời điểm. Có 2 phụ tải yêu cầu điều chỉnh điện áp khác
thường (KT) và 4 phụ tải yêu cầu điều chỉnh điện áp thường (T). Điện áp định mức của
mạng điện thứ cấp các trạm hạ áp bằng 22kV. Phụ tải cực tiểu bằng 70% phụ tải cực đại
Từ số liệu các phụ tải sau khi tính toán giá trị công suất các phụ tải ở chế độ cực
đại và cực tiểu ta lập được bảng sau:
Bảng 1.4.1.1: Thông số các phụ tải trong hệ thống điện thiết kế Tải Loại cosφ (h) (kV) Tải 1 3 24,44 22 10,65 17,11 15,4 7,45 0,9 4577 22 Tải 2 2 36,67 33 15,97 25,67 23,1 11,18 0,9 4577 22 Tải 3 2 44,44 40 19,36 31,11 28 13,55 0,9 4577 22 Tải 4 2 34,44 31 15 24,11 21,7 10,50 0,9 4577 22 Tải 5 2 32,22 29 14,04 22,56 20,3 9,83 0,9 4577 22 Trong đó: ; ;
Lựa chọn kỹ thuật cơ bản :
- Chọn cột thép nếu đuờng dây 2 mạch sẽ được đặt trên cùng một cột
- Sử dụng đường dây trên không dây dẫn trần (ĐDTK dây dẫn trần)
- Vật liệu làm dây dẫn dây nhôm lõi thép (AC) - Máy biến áp
1.5) Cân bằng công suất tác dụng và phản kháng
Tại mỗi thời điếm trong chế độ xác lập của hệ thống, nguồn của hệ thống cần phải cung
cấp công suất bằng với công suất của các hộ tiêu thụ, kể cả tổn thất trong mạng điện
nghĩa là cần phải thực hiện đúng sự cân bằng giữa công suất cung cấp và công suất tiêu
thụ. Dựa vào điều kiện cân bằng công suất ta kiểm tra khả năng cung cấp điện năng của
nguồn trước yêu cầu của phụ tải, để sợ bộ định ra các phương án vận hành cho từng nhà
máy điện trong hệ thống ở các trang thái vận hành phụ tải cực đại, cực tiểu và sau sự cố.
a) Cân bằng công suất tác dụng
Biểu thức cân bằng công suất trong hệ thống điện 15 (1.0) Trong đó: + : Tổng công suất phát + : Tổng công yêu cầu
+ m: hệ số đồng thời m = l
+ : Tổng công suất các nút phụ tải
: Tổng tổn thất công suất tác dụng trên đuờng dây và máy biến áp (1.1)
: Tổng công suất tự dùng các nhà máy điện
: Tổng công suất dự trữ trong hệ thống (1.2)
Song theo yêu cầu đồ án ta có nguồn điện
Xét từ thanh góp cao áp, ta coi và (vì nguồn có công suất vô cùng lớn) Từ (1.1) và (1.2) ta có:
= 1,05.(22 + 33 + 40 + 31 +29) = 162,75 (MW)
b) Cân bằng công suất phản kháng
Sự cân bằng công suất phản kháng phản ánh điện áp trong hệ thống điện. Nếu công
suất phản kháng phát ra lớn hơn công suất phản kháng tiêu thụ thì điện áp trong mạng
điện sẽ tăng, ngược lại nếu công suất phản kháng phát ra nhỏ hơn công suất phản kháng
tiêu thụ thì điện áp trong mạng điện sẽ giảm. Vì vậy để đảm bảo chất lượng cần thiết của
điện áp của các hộ tiêu thụ trong mạng điện và trong hệ thống, cần tiến hành cân bằng sơ
bộ công suất phản kháng.
Biểu thức cân bằng công suất phản kháng: Trong đó
+ : Tổng công suất phản kháng phát ra trên lưới
+: Tổng công suất phản kháng yêu cầu.
+ : Tổn thất công suất phản kháng trên điện cảm của đường dây.
+ QC: Tổng tổn thất công suất do điện dung của đường dây sinh ra (Trong khi tính sơ bộ, ta coi: )
+ Qdt: Công suất phản kháng dự trữ (lấy Qdt = 0)
+ Qtd: Công suất phản kháng tự dùng (lấy Qtd = 0)
+ : Tổn thất công suất phản kháng trên máy biến áp
Tính tổng công suất phản kháng phát ra trên lưới:
Tổng công suất phản kháng yêu cầu:
Với cosφ=0,85 => tanφ=0,62, ta có
Tổng công suất phản kháng của nguồn 16
= 1. (22 + 33 + 40 + 31 + 29). 0,484 = 75,02 (MVAr) Với ta tính được
Tổn thất công suất phản kháng trên máy biến áp
= 15% = 75,02 . 15% = 11,25 (MVAr)
Công suất phản kháng tiêu thụ yêu cầu theo: = 75,02 + 11,25 =86,27 (MVAr)
So sánh công suất phản kháng của nguồn và công suất phản kháng tiêu thụ yêu cầu, ta
thấy = > = 86,27. Vì vậy ta không phải bù công suất phản kh áng
1.6) Ưu nhược điểm của phương án nối dây a) Phương án hình tia:
+ Ưu điểm: Có khả năng sử dụng các thiết bị đơn giản, rẻ tiền và các thiết bị bảo vệ
role đơn giản, thuận tiện khi phát triển và thiết kế cải tạo mạng điện hiện có, khi xảy
ra sự cố không gây ảnh hưởng đến các đường dây khác. Tổn thất nhỏ hơn lưới liên thông
+ Nhược điểm: Chi phí đầu tư dây cao, khảo sát thiết kế thi công mất nhiều thời gian, lãng phí khả năng tải
b) Phương án liên thông
+ Ưu điểm: Việc tổ chức thi công sẽ thuận lợi vì hoạt động trên cùng một đường dây
+ Nhược điểm: Cần có thêm trạm trung gian, thiết kế bố trí đòi hỏi phải bảo vệ bằng
role. Thiết kế cắt tự động khi gặp sự cố phức tạp hơn. Độ tin cậy cung cấp điện thấp
hơn so với lưới hình tia.
c) Phương án mạch vòng
+ Ưu điểm: Độ tin cậy cung cấp điện cao,khả năng vận hành lưới linh hoạt.
+ Nhược điểm: Số lượng máy cắt cao áp nhiều hơn, bảo vệ role phức tạp hơn, tổn thất
điện áp lúc sự cố lớn.
1.7) Đề xuất phương án nối dây
Phương án 1: Phương án tia 17
Hình 1.7.1: Phương án tia 5 2 NÐ 3 4 1 10km 10km
Phương án 2: Phương án liên thông 1
Hình 1.7.2: Phương án liên thông 1 5 2 NÐ 3 4 1 10km 10km
Phương án 3: Phương án liên thông 2 18
Hình 1.7.3: Phương án liên thông 2 5 2 NÐ 3 4 1 10km 10km
Phương án 4: Phương án mạch vòng
Hình 1.7.4: Phương án mạch vòng 5 2 NÐ 3 4 1 10km 10km 19
CHƯƠNG 2: TÍNH CHỈ TIÊU KỸ THUẬT
2.1) Chọn cấp điện áp truyền tải
- Điện áp định mức của mạng điện ảnh hưởng chủ yếu đến các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật,
cũng như các đặc trưng kỹ thuật của mạng điện.
- Điện áp định mức của mạng điện phụ thuộc vào nhiều yếu tố: công suất của phụ tải,
khoảng cách giữa các phụ tải với nhau và khoảng cách từ phụ tải đến nguồn.
- Điện áp định mức của mạng điện thiết kế được chọn đồng thời với sơ đồ cung cấp điện.
- Điện áp định mức của mạng sơ bộ của mạng điện có thể xác định theo giá trị của công
suất trên mỗi đường dây trong mạng điện và theo chiều dài của nguồn đến phụ tải.
Có thể tính điện áp định mức của đường dây bằng công thức kinh nghiệm sau đây: (2.1)
Trong đó : Li: Khoảng cách truyền tải của đoạn đường dây thứ i (km)
Pi: Công suất truyền tải của đoạn đường dây thứ i (MW)
Ui: Điện áp vận hành trên đoạn đường dây thứ i (kV)
2.2) Chọn tiết diện dây dẫn, so sánh các phương án về mặt kĩ thuật
- Dây dẫn lựa chọn là dây nhôm lõi thép (AC) là loại dây dẫn có độ dẫn điện tốt, đảm bảo
độ bền cơ học cao, sử dụng ở mọi cấp điện áp và được sử dụng rộng rãi trong thực tế
- Để lựa chọn tiết diện dây dẫn có các phương pháp sau
+ Chọn tiết diện dây dẫn theo mật độ dòng kinh tế (DDTK lưới cao áp)
+ Chọn tiết diện dây dẫn theo điều kiện phát nóng (lưới hạ áp trong nhà và khu công nghiệp)
+ Chọn tiết diện dây dẫn theo tổn thất cho phép của điện áp (lưới trung và hạ áp)
- Việc sử dụng phương pháp nào còn phụ thuộc vào trị số điện áp định mức của mạng
điện vì vậy trong quá trình tính toán cho các phương án khi tìm được trị số điện áp định
mức của mạng điện thì ta sẽ chọn được phương pháp để tìm tiết diện dây
- Sau khi chọn, ta kiểm tra lại bằng các điều kiện kĩ thuật
+ Điều kiện phát nóng lâu dài
+ Điều kiện phát nóng vầng quang điện
+ Điều kiện độ bền cơ
2.3) Tính tổn thất điện áp
- Các mạng điện 1 cấp điện áp đạt chỉ tiêu kĩ thuật nếu trong chế độ phụ tải cực đại các
tổn thất điện áp lớn nhất trong chế độ làm việc bình thường và chế độ sau sự cố nằm trong khoảng sau: ∆Ubt max = 10% ÷ 15% ∆Usc max = 15% ÷ 20%
- Đối với những mạng điện phức tạp (mạng điện kín), có thể chấp nhận tổn thất điện áp
lớn nhất trong chế độ phụ tải cực đại và chế độ sau sự cố nằm trong khoảng: ∆Ubt max = 15% ÷ 20% 20 ∆Usc max = 20% ÷ 25%
Trong đó: ∆Ubt max là tổn thất điện áp khi bình thường lớn nhất.
∆Usc max là tổn thất điện áp lúc sau sự cố lớn nhất.
- Nếu không thỏa mãn ta chọn lại tiết diện dây dẫn
Tổn thất điện áp được tính theo công thức : Trong đó:
Pi, Qi : lần lượt là công suất tác dụng và công suất phản kháng trên đường dây thứ i
Ri, Xi: là điện trở tác dụng và điện kháng của đường dây thứ i (). Ri = và Xi =
Dây đơn n = 1, dây kép n = 2
Đối với dây kép nếu đứt một dây thì tổn thất điện áp trên đường dây là:
2.4) Tính toán kĩ thuật các phương án
Xét phương án 1: Phương án hình tia 5 2 NÐ 3 4 1 10km 10km
Ta có bảng số liệu tính toán sau:
Bảng 2.4.1.1: Bảng số liệu phụ tải của phương án 1 Đường dây Số lộ n L (km) U (kV) N-1 1 22 10,66 50,99 87,12 N-2 2 33 15,98 50,00 76,90 N-3 2 40 19,37 36,06 81,89 21 N-4 2 31 15,01 64,03 76,66 N-5 2 29 14,05 44,72 72,20
* Lựa chọn tiết diện dây dẫn:
Từ bảng số liệu trên ta thấy điện áp U nằm trong khoảng (72,20 kV - 87,12 kV) nên ta
chọn điện áp định mức là Uđm = 110 kV. Đồng thời ta cũng chọn tiết diện dây dẫn theo
phương pháp mật độ kinh tế của dòng điện Jkt. (mm) Trong đó :
: là mật độ kinh tế của dòng điện (A/mm) với Jkt được tra trong bảng 6.3 mật độ
kinh tế Jkt trang 156 sách Mạng Lưới Điện –Trần Bách. Với dây AC và T 2
max = 4577 h (< 5000) thì Jkt = 1,1 A/mm
: là điện áp định mức ( kV)
: là công suất trên đường dây thứ i khi phụ tải cực đại (MVA)
n: là số lộ đường dây.
: là dòng điện cực đại trên đường dây ở chế độ làm việc bình thường (kA). (kA)
Ta tính đường dây N-2
Tra bảng bảng 2.7 (thống số đường dây trên không loại AC và A) trang 246 sách Mạng
Lưới Điện – PGS.TS Trần Bách, ta lựa chọn tiết diện dây dẫn ta chọn loại dây AC - 120
với thông số như sau: ro = 0,31 Ω/km, xo = 0,43 Ω/km, và Icp = 330 (A)
- Kiểm tra điều kiện vầng quang: F = 120 mm2 2 dd
(thỏa mãn điều kiện > 70 mm )
- Kiểm tra điều kiện phát nóng: vì đoạn N - 2 là đường dây kép nên khi hỏng một lộ thì
lộ còn lại vẫn phải làm việc bình thường.
IscN-2 = 2.ImaxN-2 = 2.96,22 = 192,44 (A) < 0,88.Icp = 0,88.330 = 290,4 (A)
=> Dây AC-95 thỏa mãn điền kiện phát nóng
- Kiểm tra tổn thất điện áp trên N-2 + Chế độ bình thường: RN-2 = = = 7,75 (Ω) XN-2 = = = 10,75 (Ω) = .100 = 3,53% 3,53% < 15% (thoả mãn)
- Chế độ sau sự cố khi xảy ra đứt 1 lộ đường dây N-2
= 2.3,35% = 7,07% < 20% (thỏa mãn)
Tương tự cho các đường dây còn lại, ta có bảng
Bảng 2.4.1.2: Thông số đường dây của phương án 1 Đd P Q n L (km) (A) Ftt ) ro xo R X 22 (Ω/km (Ω/km (Ω) (Ω) ) ) 10,6 12,7 21,5 N-1 22 1 50,99 128,31 116,65 0,25 0,423 6 5 7 15,9 10,7 N-2 33 2 50,00 96,22 87,48 0,31 0,43 7,75 8 5 19,3 N-3 40 2 36,06 116,63 106,03 0,25 0,423 4,51 7,63 7 15,0 13,7 N-4 31 2 64,03 90,39 82,17 0,31 0,43 9,92 1 7 14,0 N-5 29 2 44,72 84,57 76,88 0,42 0,441 9,39 9,86 5
- Kiểm tra điều kiện phát nóng dây dẫn ta có:
Bảng 2.4.1.3: Thông phát nóng đường dây của phương án 1 Đd Loại dây Icp (A) 0,88.Icp (A) Isc (A) ro (Ω/km) x (Ω/km) o N-1 AC-120 380 334,40 0,25 0,423 N-2 AC-95 330 290,40 192,43 0,31 0,43 N-3 AC-120 380 334,40 233,24 0,25 0,423 N-4 AC-95 330 290,40 180,76 0,31 0,43 N-5 AC-70 265 233,20 169,10 0,42 0,441
Ta thấy các dây thỏa mãn điền kiện phát nóng
- Kiểm tra tổn thất điện áp
Bảng 2.4.1.4: Tổn thất điện áp của phương án 1 Đường dây N-1 N-2 N-3 N-4 N-5 ΔUbt% 4,22 3,53 2,71 4,25 3,40 ΔUsc% 7,06 5,42 8,50 6,79
- Ta không tính ΔUsc% của N-1 vì N-1 là đường dây đơn nên khi hỏng một lộ thì không làm việc.
- Từ các kết quả trong bảng, ta nhận thấy rằng, tổn thất điện áp lớn nhất của mạng điện
trong phương án I có giá trị:
∆Umax bt% = ∆UN-3bl% = 2,71%
- Tổn thất điện áp lớn nhất khi sự cố bằng:
∆Umax sc% = 2∆UN-4bl% = 8,50%
Để thuận tiện, trong các phương án còn lại chỉ trình bày phương pháp xác định các thông
số chế độ đối với những trường hợp đặc biệt có trong sơ đồ mạng
Xét phương án 2: Phương án liên thông 1 5 23 2 NÐ 3 4 1
Ta có bảng số liệu tính toán sau: 10km
Hình 2.4.2: Khoảng cách từ nguồn đến các phụ tải của phương án 2 10km Đường dây Số lộ n L (km) U (kV) 3-1 1 22 10,66 36,06 85,49 N-2 2 33 15,98 50 76,90 N-3 2 62 30,03 36 100,11 N-4 2 31 15,01 64 76,66 N-5 2 29 14,05 45 72,20
- Từ bảng số liệu trên ta thấy điện áp U nằm trong khoảng (72,20 kV - 100,11 kV) nên ta
chọn điện áp định mức là Uđm = 110 kV.
- Tiếp đến ta làm như phương án 1 nhưng ở đây ta chú ý là tải 3 và 1 liên thông với nhau nên:
Smax(N-3) = Smax3 + Smax1 = 62 + j30,03 (MVA),
Tương tự cho các đường dây còn lại
Bảng 2.4.2.1: Thông số đường dây của phương án 2 L F R X Đd P Q n tt r (km) (A) ) o (Ω/km) xo (Ω/km) (Ω) (Ω)
3-1 22 10,66 1 36,06 128,31 116,65 0,25 0,42 9,02 15,25 N-2 33 15,98 2 50,00 96,22 87,47 0,31 0,43 7,75 10,75
N-3 62 30,03 2 36,06 180,79 164,35 0,19 0,42 3,43 7,48 N-4 31 15,01 2 64,03 90,39 82,17 0,31 0,43 9,92 13,77 N-5 29 14,05 2 44,72 84,57 76,88 0,42 0,44 9,39 9,86
- Kiểm tra điều kiện phát nóng dây dẫn ta có:
Bảng 2.4.2.2: Thông phát nóng đường dây của phương án 2 Đd Loại dây Icp (A) 0,88.Icp (A) Isc (A) ro (Ω/km) x (Ω/km) o 3-1 AC-120 380 334,40 0,25 0,42 N-2 AC-95 330 290,40 192,44 0,31 0,43 N-3 AC-150 445 391,60 361,55 0,19 0,42 N-4 AC-95 330 290,40 180,78 0,31 0,43 N-5 AC-70 265 233,20 169,13 0,42 0,44
=> Ta thấy các dây thỏa mãn điền kiện phát nóng
- Kiểm tra tổn thất điện áp 24
Bảng 2.4.2.3: Tổn thất điện áp của phương án 2 Đường dây 3-1 N-2 N-3 N-4 N-5 ΔUbt% 2,98 3,53 3,61 4,25 3,40 ΔUsc% 7,06 7,22 8,50 6,79
- Kiểm tra điều kiện tổn thất điện áp, ta thấy : ΔUbt% max < 15 % ΔUsc% max < 20%
=> Vậy tất cả các đường dây đều mãn yêu cầu kỹ thuật.
Từ các kết quả trong bảng, ta nhận thấy rằng, tổn thất điện áp lớn nhất của mạng điện
trong phương án II có giá trị:
∆Umax bt% = ∆UN-3bl% + ∆U3-1bl% = 3,61% + 2,98% = 6,59%
Trong chế độ sự cố không xét sự cố xếp chồng mà chỉ xét sự cố đơn giản (đứt một dây),
ngoài ra đường dây 3-1 là đường dây đơn, khi hỏng một lộ thì không làm việc nên:
∆Umax sc% = 2∆UN-4bl% = 8,50% .
Xét phương án 3: Phương án liên thông 2 5 2 NÐ 3 4 1 10km 10km
Ta có bảng số liệu tính toán sau:
Bảng 2.4.2.4: Khoảng cách từ nguồn đến các phụ tải của phương án 3 Đường dây Số lộ n L (km) U (kV) N-1 1 22,00 10,66 50,99 87,12 N-2 2 33,00 15,98 50,00 76,90 N-3 2 71,00 34,38 36,06 106,66 3-4 2 31,00 15,01 31,62 72,57 N-5 2 29,00 14,05 44,72 72,23 25
Từ bảng số liệu trên ta thấy điện áp U nằm trong khoảng (72,23 kV - 106,66 kV) nên ta
chọn điện áp định mức là Uđm = 110 kV.
Tiếp đến ta làm như phương án 1 nhưng ở đây ta chú ý là tải 3 và 4 liên thông với nhau nên:
Smax(N-3) = Smax3 + Smax4 = 70 + j34,38 (MVA) 31,62km
Tương tự cho các đường dây còn lại
Bảng 2.4.2.5: Thông số đường dây của phương án 3 L F r x R X Đd P Q n tt o o (km) (A) ) (Ω/km) (Ω/km) (Ω) (Ω) 22,0 N-1 10,66 1 50,99 128,31 116,65 0,25 0,42 12,75 21,57 0 33,0 N-2 15,98 2 50,00 96,22 87,47 0,31 0,43 7,75 10,75 0 71,0 N-3 34,38 2 36,06 207,02 188,20 0,16 0,41 2,88 7,39 0 31,0 3-4 15,01 2 31,62 90,39 82,17 0,31 0,43 4,90 6,80 0 29,0 N-5 14,05 2 44,72 84,57 76,88 0,42 0,44 9,39 9,86 0
- Kiểm tra điều kiện phát nóng dây dẫn ta có:
Bảng 2.4.2.6: Thông phát nóng đường dây của phương án 4 Đd Loại dây Icp (A) 0,88.Icp (A) Isc (A) ro (Ω/km) x (Ω/km) o N-1 AC-120 380,00 334,40 0,25 0,42 N-2 AC-95 330,00 290,40 192,44 0,31 0,43 N-3 AC-185 510,00 448,80 414,01 0,16 0,41 3-4 AC-95 330,00 290,40 180,78 0,31 0,43 N-5 AC-70 265,00 233,20 169,13 0,42 0,44
=> Ta thấy các dây thỏa mãn điền kiện phát nóng
- Kiểm tra tổn thất điện áp
Bảng 2.4.2.7: Tổn thất điện áp của phương án 3 Đường dây N-1 N-2 N-3 3-4 N-5 ΔUbt% 4,22 3,53 3,79 2,10 3,40 ΔUsc% 7,06 7,58 4,20 6,80 26
=> Vậy tất cả các đường dây đều mãn yêu cầu kỹ thuật.
Từ các kết quả trong bảng, ta nhận thấy rằng, tổn thất điện áp lớn nhất của mạng điện
trong phương án 3 có giá trị:
∆Umax bt% = ∆U3-4bl% + ∆UN-3bl% = 2,10% + 3,79% = 5,89%
Tổn thất điện áp lớn nhất khi sự cố bằng:
∆Umax sc% = 2∆U3-4bl% + 2∆UN-3bl% = 4,20% + 7,58% = 11,78%.
Xét phương án 4: Phương án tia 5 2 NÐ 3 4 1 10km 10km
- Gỉả sử mạch điện đồng nhất và các đoạn đường dây có cùng tiết diện + SmaxN-2 = = = 34,96 + j16,93 (MVA)
+ Smax2-4 = SmaxN-2 - Smax2 = (34,96 + j16,93) – (33 + j15,98) = 1,96 +j0,95 (MVA)
+ SmaxN-4 = Smax4 - Smax2-4 = (31 + j15,01) – (1,96 + j0,95) = (29,04 + j14,06) (MVA)
Dựa vào bảng số, ta có bảng số liệu tính toán sau:
Bảng 2.4.2.8: Khoảng cách từ nguồn đến các phụ tải của phương án 4 Đường dây Số lộ n L (km) U (kV) N-1 1 22,00 10,66 50,99 87,12 N-2 1 35,17 17,03 50,00 107,43 2-4 1 1,96 0,95 40,00 36,66 N-4 1 29,04 14,06 64,03 99,79 N-3 2 40,00 19,37 36,06 81,89 N-5 2 29,00 14,05 44,72 72,20 27
Từ bảng số liệu trên ta thấy điện áp U nằm trong khoảng (36,66 kV - 107,43 kV) nên ta
chọn điện áp định mức là Uđm = 110 kV.
Tiếp đến ta tương tự như phương án 1 ta có bảng kết quả lựa chọn tiết diện dây và kiểm tra tổn thất điện áp:
Vậy phụ tải 4 là điểm phân công suất trong mạch kín trên.
- Tính toán lựa chọn tiết diện dây dẫn và kiểm tra điều kiện phát nóng dây dẫn trên các
đoạn: đoạn N-4, đoạn 2-4, đoạn 4-N ta có bảng kết quả:
Bảng 2.4.2.9: Thông số đường dây của phương án 4 L F r x R X Đd P Q n tt o o (km) (A) ) (Ω/km) (Ω/km) (Ω) (Ω) 22,0 N-1 10,66 1 50,99 128,31 116,65 0,25 0,42 12,75 21,57 0 35,1 N-2 17,03 1 50,00 205,10 186,45 0,16 0,41 8,00 20,45 7 4-2 1,96 0,95 1 40,00 11,43 10,39 0.42 0,44 16,80 17,60 29,0 N-4 14,06 1 64,03 169,35 153,95 0,16 0,41 10,24 26,19 4 40,0 N-3 19,37 2 36,06 116,63 106,03 0,25 0,42 4,51 7,63 0 22,0 N-1 10,66 1 50,99 128,31 116,65 0,25 0,42 12,75 21,57 0
- Kiểm tra điều kiện phát nóng dây dẫn ta có:
Bảng 2.4.2.10: Thông phát nóng đường dây của phương án 4 r x Đd Loại dây I o o cp (A) 0,88.Icp (A) Isc (A) (Ω/km) (Ω/km) N-1 AC-120 380,00 334,40 0,25 0,42 N-2 AC-185 510,00 448,80 410,19 0,16 0,41 4-2 AC-70 265 233,20 22,86 0.42 0,44 N-4 AC-185 510,00 448,80 338,69 0,16 0,41 N-3 AC-120 380,00 334,40 233,27 0,25 0,42 N-5 AC-70 265,00 233,20 169,13 0,42 0,44
=> Ta thấy các dây thỏa mãn điền kiện phát nóng:
Sự cố đứt dây N-2
IscN-2 = 410,19 < 0,88Icp = 448,80 (A)
Isc4-2 = 22,86 < 0,88.Icp = 448,80 (A)
=> Vậy dây AC-185 thỏa mãn điều kiện phát nóng
Sự cố đứt dây N-4
IscN-4 = 377,78 < 0,88Icp = 448,80 (A) 28
Isc4-2 = 22,86 < 0,88.Icp = 448,80 (A)
=> Vậy dây AC-185 thỏa mãn điều kiện phát nóng
Sự cố đứt dây 2-4
IscN-4 = 377,78 < 0,88Icp = 448,80 (A)
IscN-2 = 410,19 < 0,88Icp = 448,80 (A)
=> Vậy dây AC-185 thỏa mãn điều kiện phát nóng
- Kiểm tra tổn thất điện áp trên đường dây:
Bảng 2.4.2.11: Tổng thất điện áp của phương án 4 Đường dây N-1 N-2 4-2 N-4 N-3 N-5 ΔUbt% 4,22 5,20 0,45 5,83 2,71 3,40 ΔUsc% 10,40 0,90 11,66 5,42 6,80
=> Vậy phương án 4 thỏa mãn yêu cầu kỹ thuật
Từ các kết quả trong bảng, ta nhận thấy rằng, tổn thất điện áp lớn nhất của mạng điện
trong phương án 4 có giá trị:
∆Umax bt% = ∆UN-4bl % = 5,83%
Vậy tổn thất điện áp lớn nhất trong chế độ sự cố là tổn thất điện áp khi đứt đoạn đường dây N-2 và bằng:
∆Umax sc% = 2∆UN-4% + 2∆U4-2% = 11,66% + 0,9% = 12,55% Kết luận
Qua tính toán chỉ tiêu kỹ thuật ta thấy tất cả các phương án đều đạt yêu cầu kỹ thuật. Tuy
nhiên các phương án có thông số đường dây, cách đi dây, tổn thất điện áp khác nhau. Vì
vậy ta cần phải xét chỉ tiêu kinh tế để so sánh và chọn phương án hợp lý nhất.
CHƯƠNG 3: TÍNH TOÁN CHỈ TIÊU KINH TẾ
Thực tế, việc ta quyết định chọn phương án thiết kế nào của hệ thống điện đều phải dựa
trên cơ sở so sánh về mặt kinh tế, kỹ thuật. Tiêu chuẩn để so sánh các phương án về mặt
kinh tế là chi phí tính toán hằng năm phải bé nhất. Với các phương án trên đều thoả mãn
chỉ tiêu về mặt kỹ thuật nên ta phải so sánh các phương án về mặt kinh tế để chọn 1 phương án tối ưu.
3.1) Phương pháp tính chỉ tiêu kinh tế
- Vì các phương án so sánh của mạng điện có cùng điện áp định mức, do đó để đơn giản
không cần tính vốn đầu tư vào các trạm hạ áp.
- Chỉ tiêu kinh tế được sử dụng khi so sánh các phương án là các chi phí tính toán hằng
năm, được xác định theo công thức: Z = (atc + a ).K + ∆A.C vh (3.1)
Trong đó: atc: hệ số hiệu quả của vốn đầu tư, atc = 1/Ttc = 1/8 = 0,125
Với Ttc: Thời gian thu hồi vốn đầu tư, ta lấy Ttc = 8 29
avh: hệ số vận hành đường dây (a = 0,04) vh
K: Tổng các vốn đầu tư về đường dây
∆A: Tổng tổn thất điện năng hàng năm
C: Giá 1kWh điện năng tổn thất, C = 1500đ/kWh
- Đối với các đường dây trên không 2 mạch đặt trên cùng một cột, tổng vốn
đầu tư để xây dựng các đường dây có thể xác định theo công thức sau: K = x.ΣK0i.li (3.2)
Trong đó: K0i : giá thành 1km đường dây một mạch, (đ/km)
Li: chiều dài đường dây thứ i, (km)
x : với đường dây đơn thì x = 1, với đường dây kép thì x = 1,6
- Tổn thất điện năng trên đường dây: ∆A = Σ∆Pi max . τ (3.3)
Trong đó: τ: thời gian tổn thất công suất cực đại
∆Pi max: tổn thất công suất tác dụng trên đường dây thứ i khi phụ tải cực đại ∆Pi max = (3.4)
Si max là công suất trên đường dây thứ I khi phụ tải ở chế độ cực đại Si max = (3.5)
Ri: điện trở tác dụng của đường dây thứ i
Bảng 3.1.1.1: Giá thành đường dây trên không của một mạch điện áp 110kV (106đ/km) AC- Loại dây AC-70 AC-95 AC-120 AC-180 AC-240 150 Cột thép 208 283 354 403 441 500
(số liệu lấy từ Bảng 8.39 tr 256, cuốn thiết kế các mạng và hệ thống điện – 2008)
- Thời gian tổn thất công suất lớn nhất có thể được tính theo công thức: τ = (0,124 + T -4 2 max .10 ) .8760
+ Trong đó: Tmax là thời gian sử dụng phụ tải cực đại trong năm
Theo yêu cầu ta có Tmax = 4577 h nên ta tính được τ = 2964,16 h
Sau đây ta sẽ tính toán hàm chi phí tính toán hàng năm đối với từng phương án
3.2) Tính toán cụ thể cho từng nhóm a) Xét phương án 1
Đầu tiên ta xét đường dây N-1
- Tổn thất công suất tác dụng của đoạn N-1: = 0,63 (MW)
- Tính vốn đầu tư xây dựng mạng điện đoạn N-1:
Do N-1 là đường đơn nên x = 1, chiều dài đoạn đường dây N-1 là: L = 1 50,99 km
- Đường dây N-1 là loại AC-120 nên giá thành 1 km đường dây là: K 6 0i = 354.10 đ/km 30
- Vậy ta có vốn đầu tư xây dựng đường dây N-1 tính như sau: K 6 6
N-1 = x.ΣK0N-1.l N-1 = 1,0. 354.10 . 50,99 = 18050. 10 đ
Tính toán tương tự cho đọn còn lại ta có
Tổn thất công suất và vốn đầu tư của phương án 1
Bảng 3.2.1.1: Thông số tổn thất công suất và vốn đầu tư của phương án 1 Smax ∆P K Đd Loại dây x L (km) R (Ω) 0 K (106đ) (MVA) (MW) (106đ) N-1 AC-120 1,0 50,99 24,45 12,75 0,63 354 18050,46 N-2 AC-95 1,6 50,00 36,67 7,75 0,86 283 22640,00 N-3 AC-120 1,6 36,06 44,44 4,51 0,74 354 20424,38 N-4 AC-95 1,6 64,03 34,44 9,92 0,97 283 28992,78 N-5 AC-70 1,6 44,72 32,22 9,39 0,81 208 14882,82 Tổng: 4,01 104990,44
- Xác định chi phí vận hành hàng năm
+ Thời gian tổn thất công suất lớn nhất của các đường dây là:
∆A = (∆P1Max. = 4,01. 2964,16 = 11872,70 MWh
+ Tổng chi phí vận hành của phương án 1 là: Z = (atc+a ). K + ∆A. C vh
= (0,125 + 0,04). 11872,70.106 + 104990,44. 103. 1500 = 3,51. 1010 (đ) b) Xét phương án 2
Tính tương tự phương án 1, ta có bảng
Bảng 3.2.1.2: Thông số tổn thất công suất và vốn đầu tư của phương án 2 Smax ∆P K Đd Loại dây x L (km) R (Ω) 0 K (106đ) (MVA) (MW) (106đ) 3-1 AC-120 1,0 36,06 24,45 9,02 0,45 354 12765,24 N-2 AC-95 1,6 50,00 36,67 7,75 0,86 283 22640,00 N-3 AC-185 1,6 36,06 71,00 3,43 1,35 354 23251,49 N-4 AC-95 1,6 64,03 34,44 9,92 0,97 283 28992,78 N-5 AC-70 1,6 44,72 32,22 9,39 0,81 208 14882,82 Tổng: 4,43 102532,33
- Xác định chi phí vận hành hàng năm
+ Thời gian tổn thất công suất lớn nhất của các đường dây là:
∆A = (∆P1Max. = 4,43. 2964,16 = 13135,68 MWh
+ Tổng chi phí vận hành của phương án 2 là: 31 Z = (atc+a ). K + ∆A. C vh
= (0,125 + 0,04). 102532,33.10 + 13135,68. 10 6 3. 1500 = 3,66. 1010 (đ) c) Xét phương án 3
Tính tương tự phương án 1, ta có bảng
Hình 3.2.2: Thông số tổn thất công suất và vốn đầu tư của phương án 3 Smax ∆P K Đd Loại dây x L (km) R (Ω) 0 K (106đ) (MVA) (MW) (106đ) N-1 AC-120 1,0 50,99 24,45 12,75 0,63 354 18050,46 N-2 AC-95 1,6 50,00 36,67 7,75 0,86 283 22640,00 N-3 AC-150 1,6 36,06 68,89 2,88 1,48 441 25443,94 3-4 AC-95 1,6 31,62 34,44 4,90 0,48 283 14317,54 N-5 AC-70 1,6 44,72 32,22 9,39 0,81 208 14882,82 Tổng: 4,26 95334,75
- Xác định chi phí vận hành hàng năm
+ Thời gian tổn thất công suất lớn nhất của các đường dây là:
∆A = (∆P1Max. = 4,26. 2964,16 = 11803,37 MWh
+ Tổng chi phí vận hành của phương án 3 là: Z = (atc+a ). K + ∆A. C vh
= (0,125 + 0,04). 95334,75.10 + 1 6
1803,37. 103. 1500 = 3,34. 1010 (đ) d) Xét phương án 4
Tính tương tự phương án 1, ta có bảng
Bảng 3.2.2.1: Thông số tổn thất công suất và vốn đầu tư của phương án 4 Smax ∆P K Đd Loại dây x L (km) R (Ω) 0 K (106đ) (MVA) (MW) (106đ) N-1 AC-120 1,00 50,99 24,45 12,75 0,63 354,00 18050,46 N-2 AC-185 1,00 50,00 39,08 8,00 1,01 441,00 22050,00 4-2 AC-70 1,00 40,00 2,18 16,80 0,01 208,00 8320,00 N-4 AC-185 1,00 64,03 32,26 10,24 0,88 441,00 28237,23 N-3 AC-120 1,60 36,06 44,44 4,51 0,74 354,00 20424,38 N-5 AC-70 1,60 44,72 32,22 9,39 0,81 208,00 14882,82 Tổng: 4,07 111964,89
- Xác định chi phí vận hành hàng năm
+ Thời gian tổn thất công suất lớn nhất của các đường dây là:
∆A = (∆P1Max. = 4,07. 2964,16 = 12060,91 MWh
+ Tổng chi phí vận hành của phương án 4 là: 32 Z = (atc+a ). K + ∆A. C vh
= (0,125 + 0,04). 111964,89.106 + 12060,91. 10 . 1500 = 3 3,66. 1010 (đ)
3.3) Lựa chọn phương án tối ưu
Bảng 3.3.1.1: Thông số chỉ tiêu của các phương án Phương án Các chỉ tiêu I II III IV ΔUbt max% 2,71% 6,59% 5,89% 5,83% ΔUsc max% 8,50% 8,50% 11,78 12,55% 10 Z (10 đ) 4,41 4,43 4,26 3,66
- Từ kết quả trên bảng ta nhận tuy phương án III có chi phí vận hành thấp nhất nhưng
phương án I lại là phương án có tổn thất điện áp bình thường, tổn thất điện áp sự cố và
chi phí vận hành phù hợp nhất trong 4 phương án Kết luận:
Vậy ta chọn phương án 1 là phương án thiết kế cho mạng điện.
Như vậy sau khi đưa ra các phương án thoả mãn về mặt kỹ thuật, chúng ta đã tiến hành
so sánh về mặt kinh tế các phương án và lựa chọn phương án 1 là phương án tối ưu. Từ
chương sau trở đi ta chỉ tiến hành tính toán cho phưong án này.
CHƯƠNG 4: LỰA CHỌN MÁY BIẾN ÁP VÀ SƠ ĐỒ NỐI ĐIỆN
- Máy biến áp (MBA) là một thiết bị rất quan trọng và nó chiếm một phần không nhỏ về
vốn đầu tư trong hệ thống điện.Việc lựa chọn máy biến áp cần dựa vào các nguyên tắc sau:
- Căn cứ vào phương thức vận hành và yêu cầu điều chỉnh điện áp của phụ tải để chọn
máy biến áp có đầu phân áp cố định hay máy biến áp điều chỉnh dưới tải.
- Căn cứ vào tính chất hộ tiêu thụ là hộ loại I hay III để chọn số lượng máy biến áp phù
hợp. Mạng điện yêu cầu thiết kế gồm có 5 phụ tải loại I và III nên đặt 2 máy biến áp cho
phụ tải loại I và một máy biến áp cho phụ tải loại III.
- Khi một máy biến áp bất kì nghỉ (do sự cố hay bảo dưỡng) thì máy biến áp còn lại với
khả năng quá tải cho phép có thể cung cấp điện cho toàn bộ phụ tải lúc cực đại.
- Phụ tải loại III ta đặt 1 máy biến áp.
- Ta sử dụng máy biến áp 3 pha 2 cuộn dây để giảm chi phí lắp đặt, chuyên chở vận hành….
- Tất cả các máy biến áp được chọn đều được hiệu chỉnh ở nhiệt độ môi trường.Tại Việt
Nam nhiệt độ trung bình môi trường đặt máy là 250C, nhiệt độ môi trường lớn nhất là
420C. Các máy biến áp được chọn ở dưới đây coi như đã được hiệu chỉnh theo nhiệt độ môi trường ở Việt Nam. 33
1.1) Lựa chọn máy biến áp
- Khi chọn công suất máy biến áp cần xét đến khả năng quá tải của máy biến áp còn lại ở
chế độ sau sự cố. Xuất phát từ điều kiện quá tải cho phép trong thời gian phụ tải cực đại
bằng 40%. Công suất của mỗi máy biến áp trong trạm có n máy biến áp (n>1) được xác định theo công thức: SiđmB ≥ (4.2) - Trong đó: S
phụ tải cực đại của trạm i imax :
k: hệ số quá tải của máy biến áp trong chế độ sau sự cố, k = 1,4
n: số máy biến áp đặt trong trạm
- Đối với phụ tải loại I: SidmB ≥ (4.3)
- Đối với phụ tải loại III: SidmB ≥ Simax (4.4) Từ đó ta có bảng:
Bảng 4.1.1.1: Thông số máy biến áp của phương án được chọn Phụ tải Loại Số MBA (MVA) Kiểu máy 1 III 1 24,45 TPDH-25000/110 2 I 2 26,19 TPDH-32000/110 3 1 2 31,75 TPDH-32000/110 4 1 2 24,60 TPDH-25000/110 5 1 2 23,02 TPDH-25000/110
Bảng 4.1.1.2: Thông số máy biến áp của phương án được chọn S Số liệu kỹ thuật Số liệu tính toán Phụ ố Loại MBA R X tải lộ Cao Hạ % kW kW % kVAr 2,5 55, 1 1 TPDH-25000/110 115 22 10,5 120 29 0,8 200 4 9 1,8 43, 2 2 TPDH-32000/110 115 22 16,0 145 35 0,75 240 7 5 1,8 43, 3 2 TPDH-32000/110 115 22 16,0 145 35 0,75 240 7 5 2,5 55, 4 2 TPDH-25000/110 115 22 10,5 120 29 0,8 200 4 9 2,5 55, 5 2 TPDH-25000/110 115 22 10,5 120 29 0,8 200 4 9
4.2) Chọn sơ đồ nối dây cho các trạm
- Do đa phần là phụ tải là loại I nên để đảm bảo cung cấp điện an toàn và liên tục ta sử
dụng sơ đồ hệ thống hai thanh góp làm việc song song. Khi vận hành một thanh góp vận
hành còn một thanh góp dự trữ. 34
Hình 4.2.1: Sơ đồ hệ thống 2 thanh góp
- Đối với trạm cuối ta có 2 trường hợp:
+ Phụ tải loại I ta dùng sơ đồ cầu trong
Hình 4.2.2: Sơ đồ cầu trong và sơ đồ cầu ngoài
+ Phụ tải loại III ta dùng sơ đồ bộ đường dây-máy biến áp. 35
Hình 4.2.3: Sơ đồ bộ đường dây- máy biến áp Kết luận
- Vậy cần sử dụng 8 máy biến áp 3 pha 2 cuộn dây:
+ 3 máy biến áp TDH-25000/110.
+ 2 máy biến áp TDH-32000/110.
- Sơ đồ nối dây ta chọn sơ đồ hệ thống 2 thanh góp nhằm đảm bảo tính cung cấp điện an
toàn và liên tục. Khi vận hành 1 thanh góp vận hành còn 1 thanh góp dự trữ.
- Phụ tải 2, 3, 4, 5 sử dụng sơ đồ cầu trong.
- Phụ tải 1 sử dụng sơ đồ đường dây máy biến áp.
Để đánh giá các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật của mạng điện thiết kế,cần xác định các thông số
chế độ xác lập trong các trạng thái phụ tải cực đại,cực tiểu và sau sự cố khi phụ tải cực
đại.Khi xác định các dòng công suất và tổn thất công suất,ta lấy điện áp ở tất cả các nút
trong mạng điện bằng điện áp danh định Ui = Uđm = 110kV
CHƯƠNG 5: TÍNH CHẾ ĐỘ XÁC LẬP
Để đánh giá các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật của mạng điện thiết kế,cần xác định các thông số
chế độ xác lập trong các trạng thái phụ tải cực đại,cực tiểu và sau sự cố khi phụ tải cực
đại. Khi xác định các dòng công suất và tổn thất công suất,ta lấy điện áp ở tất cả các nút
trong mạng điện bằng điện áp danh định Ui=Uđm=110kV
5.1) Phân tích chế độ xác lập
Tổn thất công suất trong máy biến áp
Hình 5.1.1: Sơ đồ thay thế máy biến áp 2 cuộn dây ZB PCu + j QCu Ppt + jQpt P0 + j Q0
- Tổn thất công suất trong máy biến áp gồm 2 thành phần, tổn thất sắt trong lõi thép và
tổn thất đồng trong cuộn dây máy biến áp: SB = S0 + SCu = PB + QB (5.1) 36
- Tổn thất trong lõi thép máy biến áp : (5.2) - Trong đó :
+ P : Tổn thất công suất tác dụng trong lõi thép máy bi 0
ến áp và bằng tổn thất không
tải trong máy biến áp. (MW) + Q : Tổn 0
thất công suất từ hóa trong lõi thép máy biến áp (MVAr)
+ n: Số lượng máy biến áp .
+ I0% : Dòng điện không tải phần trăm .
+ SđmB: Công suất định mức của máy biến áp.
+ Tổn thất đồng trong máy biến áp (5.3)
- Trong đó : S: Công suất phụ tải ( MVA)
ZB: Tổng trở máy biến áp - Vậy ta có : (5.4)
- Tổn thất công suất trên đường dây:
Hình 5.1.2: Sơ đồ thay thế đường dây Rd + jXd Spt jQc jQc
- Tổn thất công suất chạy trên đường dây được xác định theo công thức: ∆Sd = . ( R + jX d ) (MV d A) (5.5)
- Trong đó: S: Công suất toàn phần chạy trên đường dây (MVA)
Rd: Điện trở trên đường dây (Ω/km)
Xd: Điện kháng trên đường dây (Ω/km)
5.2) Chế độ phụ tải cực đại
Xét đường dây N-2: 37
Hình 5.2.1: Sơ đồ đường dây N-2 N 2 2x AC - 95 33+ j15,98 50km 2x TPDH-32000/110 - Sơ đồ thay thế
Hình 5.2.2: Sơ đồ thay thế của đường dây N-2 N 2 jQcđ jQcc 33+ j15,98 ∆S0
Ta có các thông số đường dây:
Bảng 5.2.2.1: Thông số đường dây N-2 Loại Số P Q L U Rn Xn B Đd max max o.106 (S) dây lộ (MW) (MVar) (km) (kV) (Ω/km (Ω/km) (S/km) AC- N-2 2 33 15,98 50,00 76,90 7,75 10,75 2,64 1,32 95
- Tổn thất công suất trong lõi thép máy biến áp là :
2. (35 + j240).10-3 = 0,07 + j0,48 MVA Ω
- Tổn thất trong tổng trở máy biến áp là : 0,104 + j2,42
- Công suất trước tổng trở máy biến áp bằng :
- Dòng công suất vào cuộn dây cao áp của MBA có giá trị :
- Công suất điện dung ở cuối đường dây bằng: = 1102 .1,32.10-4 = 1,60 MVAr
- Công suất sau tổng trở đường dây có giá trị:
- Tổn thất công suất trên đường dây bằng: = 0,93 + j1,29 MVA 38
- Dòng công suất trước tổng trở đường dây có giá trị:
- Công suất điện dung đầu đường dây bằng:
- Công suất từ nhà máy điện truyền vào đường dây có giá trị:
Ta tính nốt các đường dây N-1, N-3, N-4, N-5
Tính chế độ của các đường dây N-1, N-3, N-4 và N-5 được tiến hành tương tự. Để đơn
giản có thể biểu diễn các kết quả tính toán trong các bảng.
Bảng 5.2.2.2: Thông số các phần tử trong sơ đồ thay thế các đường dây ở chế độ cực đại Đườn g dây 12,75 + 1,27 + N-1 0,68 0,058 + j0,4 22,00 + j10,66 j21,57 j27,95 0,94 + N-2 7,75 + j10,75 1,32 0,07 + j0,48 33,00 + j15,98 j21,75 0,07 + N-3 4,51 + j7,63 0,97 0,94 + j21,75 40,00 + j19,37 j0,48 N-4 9,92 + j13,77 1,69 0,058 + j0,4 1,27 + j27,95 31,00 + j15,01 N-5 9,39 + j9,86 1,15 0,058 + j0,4 1,27 + j27,95 29,00 + j14,05
Bảng 5.2.2.3: Các dòng công suất và tổn thất công suất trong tổng trở MBA và trên đường
dây trong chế độ cực đại Đường dây 22,781+j12,7 N-1 22,781+j11,91 0,66+j1,11 22,121+j11,62 3 34,104+j18,5 33,174+j17,2 N-2 34,104+j16,97 0,93+j1,29 7 8 41,013+j23,5 40,223+j22,2 N-3 41,013+j22,39 0,79+j1,33 6 3 32,253+j17,5 N-4 32,253+j15,55 1,07+j1,48 31,183+j16,11 91 29,252+j16,3 29,167+j15,4 N-5 29,252+j14,95 0,085+j0,89 4 5 159,403+j81, Tổng 3,535+j6,10 77
Bảng 5.2.2.4: Các dòng công suất và tổn thất công suất trong tổng trở MBA và trên đường
dây trong chế độ cực đại Đường ) dây 39 N-1 0,82 22,121 + j12,44 22,063 + j12,04 0,063 + j1,38 N-2 1,60 33,174 + j18,88 33,104 + j18,4 0,104 + j2,42 N-3 1,17 40,223 + j23,4 40,153 + j22,92 0,153 + j3,55 N-4 2,04 31,183 + j18,15 31,125 + j17,75 0,125 + j2,74 N-5 1,39 29,167 + j16,84 29,109 + j16,44 0,109 + j2,39 Tổng 0,554 + j12,48
Cân bằng chính xác công suất nguồn điện
Từ bảng 5.2. ta tính được tổng công suất yêu cầu trên thanh góp 110kV là:
Để đảm bảo điều kiện cân bằng công suất trong hệ thống thì nguồn điện phải cung cấp đủ
công suất theo yêu cầu. Vì vậy tổng công suất tác dụng do nguồn cung cấp phải là:
Khi hệ số công suất của nguồn cos = 0,85 thì tổng công suất phản kháng nguồn cung cấp là: Như vậy:
Từ các kết quả trên ta nhận thấy rằng, công suất phản kháng do nguồn cung cấp lớn hơn
công suất phản kháng yêu cầu nên ta không cần tiến hành bù công suất phản kháng trong
chế độ phụ tải cực đại.
5.3) Chế độ phụ tải cực tiểu
Công suất của các phụ tải trong chế độ cực tiểu cho trong sau
Bảng 5.3.1.1: Công suất của các phụ tải trong chế độ cực tiểu Đd Pmin (MW) Qmin (MVAr) Smin (MVA) N-1 15,4 7,45 17,11 N-2 23,1 11,18 25,67 N-3 28 13,55 31,11 N-4 21,7 10,50 24,11 N-5 20,3 9,83 22,56
Trong chế độ phụ tải cực tiểu có thể xét cho nghỉ 1 máy biến áp (MBA) trong các trạm 2
MBA ,nhưng cần thỏa mãn điều kiện:
Trong đó: m là số máy biến áp của trạm
Với trạm có 2 máy biến áp thì
Kết quả tính các giá trị công suất phụ tải và côn
g suất giới hạn được ghi trong bảng:
Bảng 5.3.1.2: Giá trị Spt và Sgh của các trạm hạ áp Phụ tải 1 2 3 4 5 Spt 17,11 25,67 31,11 24,11 22,56 Sgh 11,98 17,94 21,62 16,76 15,68 40
Các kết quả tính toán trong bảng cho thấy trong chế độ phụ tải cực tiểu các trạm 2, 3, 4, 5 đều vận hành 2 MBA
Việc tính toán chế độ mạng điện khi phụ tải cực tiểu được tiến hành tương tự như chế độ cực đại
Bảng 5.3.1.3: Thông số các phần tử trong sơ đồ thay thế các đường dây ở chế độ cực tiểu Đd 12,75+j21,5 N-1 0,68 0,058 + j0,4 1,27 + j27,95 15,40 + j7,45 7 7,75 + N-2 1,32 0,07 + j0,48 0,94 + j21,75 23,10 + j11,18 j10,75 N-3 4,51 + j7,63 0,97 0,07 + j0,48 0,94 + j21,75 28,00 + j13,55 9,92 + N-4 1,69 0,058 + j0,4 1,27 + j27,95 21,70 + j10,50 j13,77 N-5 9,39 + j9,86 1,15 0,058 + j0,4 1,27 + j27,95 20,30 + j9,83
Bảng 5.3.1.4: Thông số các phần tử trong sơ đồ thay thế các đường dây ở chế độ cực tiểu Đd ) ) N-1 15,7987+j7,41 15,7987+j8,23 0,31+j0,52 15,489+j7,71 23,6409+j11,8 N-2 23,6409+j10,23 0,42+j0,59 23,221+j11,24 3 28,505+j15,20 N-3 28,505+j14,04 0,36+j0,61 28,145+j14,59 9 N-4 22,299+j8,82 22,299+j10,86 0,48+j0,66 21,819+j10,2 N-5 20,802+j9,04 20,802+j10,43 0,39+j0,41 20,412+j10,02 Tổng 111,046+j49,54 1,96+j2,79
Bảng 5.3.1.5: Các dòng công suất và tổn thất công suất trong tổng trở MBA và trên đường
dây trong chế độ cực tiểu Đd ) N-1 0,82 15,4887+j8,53 15,4307+j8,13 0,0307+j0,68 N-2 1,60 23,2209+j12,84 23,1509+j12,36 0,0509+j1,18 N-3 1,17 28,145+j15,77 28,075+j15,29 0,075+j1,7 N-4 2,04 21,819+j12,24 21,761+j11,84 0,061+j1,34 N-5 1,39 20,412+j11,41 20,354+j11,01 0,054+j1,18 Tổng 0,2716+j6,12
Cân bằng chính xác công suất nguồn điện
Từ bảng trên ta tính được tổng công suất yêu cầu trên thanh góp 110kV là: 41
Để đảm bảo điều kiện cân bằng công suất thì nguồn điện phải cung cấp đủ công suất theo
yêu cầu. Vì vậy tổng công suất tác dụng do nguồn cung cấp phải là:
Khi hệ số công suất của nguồn cos = 0,85 thì tổng công suất phản kháng nguồn cung cấp là: Như vậy:
Từ các kết quả trên ta nhận thấy rằng, công suất phản kháng do nguồn cung cấp lớn hơn
công suất phản kháng yêu cầu nên ta không cần tiến hành bù công suất phản kháng trong
chế độ phụ tải cực tiểu
CHƯƠNG 6: TÍNH ĐIỆN ÁP CÁC NÚT VÀ ĐIỀU CHỈNH ĐIỆN ÁP TRONG MẠNG ĐIỆN
Tính điện áp các nút và điều chỉnh điện áp trong mạng điện là một công việc quan trọng
để đánh giá tổn thất điện áp và tổn thất điện năng của hệ thống. Từ đó, ta sẽ có các
phương thức thích hợp để giảm được tổn thất điện trên đường dây truyền tải.
6.1) Tính điện áp nút trong mạng điện
Chọn thanh góp 110kV của hệ thống là nút điện áp cơ sở. Trong chế độ phụ tải cực đại và
chế độ sau sự cố, chọn điện áp UCS =
110%. Uđm = 110%.110 = 121kV, còn trong chế độ
cực tiểu lấy UCS = 105%.Uđm = 105%. 110 =115kV
a) Chế độ phụ tải cực đại (UCS = 121kV) Đường dây N-1
Điện áp trên thanh góp cao áp của trạm 1 là:
Điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm quy về cao áp:
Tính điện áp trên các đường dây còn lại thực hiện tương tự dây N-1 ở mục trên. Kết quả
tính toán điện áp được ghi trong bảng sau :
Bảng 6.1.1.1: Bảng quy đổi MBA hạ áp về cao áp ở chế độ cực tải Trạm biến áp 1 2 3 4 5 Uq (kV) 110,26 115,13 113,56 113,74 114,29
b) Chế độ phụ tải cực tiểu (UCS = 115kV) Đường dây N-1
Điện áp trên thanh góp cao áp của trạm 1 là:
Điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm quy về cao áp: 42
Tính điện áp trên các đường dây còn lại thực hiện tương tự dây N-1 ở mục trên. Kết quả
tính toán điện áp được ghi trong bảng sau :
Bảng 6.1.1.2: Bảng quy đổi MBA hạ áp vê cao áp ở chế độ cực tiểu Trạm biến áp 1 2 3 4 5 Uq (kV) 105,05 106,15 109,68 107,9 109,43
6.2) Chọn đầu phân áp máy biến áp
Các phụ tải trong mạng điện thiết kế (4 phụ tải loại I và 1 phụ tải loại III) và có yêu cầu
điều chỉnh điện áp khác thường. Đồng thời các giá trị điện áp trên thanh góp hạ áp quy
về cao áp của các trạm trong chế độ phụ tải cực đại, cực tiểu và sau sự cố khác nhau
tương đối nhiều. Do đó để đảm bảo chất lượng điện áp cung cấp cho các hộ tiêu thụ cần
sử dụng các máy biến áp điều chỉnh điện áp dưới tải.
Các MBA trạm dùng loại TPDH-32000/110, TPDH-25000/110 có phạm vi điều chỉnh
±9 x 1,78%, Ucđm= 115 kV, Uhđm= 22 kV.
Đối với trạm có yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường , độ lệch điện áp trên thanh góp
hạ áp của trạm được quy định như sau:
Trong chế dộ phụ tải cực đại dUmax% = +5%
Trong chế độ phụ tải cực tiểu dUmin% = 0%
Trong chế độ sau sự cố dUsc% = 0÷5%
Điện áp yêu cầu trên thanh góp hạ áp của trạm được xác đinh theo công thức sau:
Trong đó: Udm là điện áp định mức của mạng điện hạ áp
Đối với mạng điện thiết kế Udm =22 kV. Vì vậy điện áp yêu cầu trên thanh góp hạ áp
của trạm trong các chế độ như sau: Khi phụ tải cực đại: Khi phụ tải cực tiểu:
Trong chế độ sau sự cố:
Kết quả tính điện áp trên thanh góp hạ áp của các trạm, quy đổi về phía điện áp cao trong
các chế độ phụ tải cực đại, cực tiểu và sau sự cố cho trong bảng sau
Bảng 6.2.1.1: Chế độ điện áp trên các thanh góp hạ áp quy đổi về phía cao áp Trạm biến áp 1 2 3 4 5 Uqmax (kV) 110,26 115,13 113,56 113,74 114,29 Uqmin (kV) 105,05 106,15 109,68 107,9 109,43 Uqsc (kV) 111,67 112,54 110,72 112,38 43
Sử dụng các máy biến áp điều chỉnh điện áp dưới tải cho phép thay đổi các đầu điều
chỉnh không cần cắt các máy biến áp. Do đó cần chọn đầu điều chỉnh riêng cho chế độ
phụ tải cực đại, cực tiểu và sau sự cố.
Để thuận tiện có thể tính trước điện áp, tương ứng với mỗi đầu điều chỉnh của MBA.
Bảng 6.2.1.2: Thông số điều chỉnh của MBA điều chỉnh dưới tải Thứ tự đầu điều Điện áp bổ sung Điện áp bổ sung Điện áp đầu điều chỉnh (%) (kV) chỉnh (kV) 1 +16,02 +18,45 133,45 2 +14,24 +16,40 131,40 3 +12,26 +14,35 129,35 4 +10,68 +12,30 127,30 5 +8,90 +10,25 125,25 6 +7,12 +8,20 123,20 7 +5,34 +6,15 121,15 8 +3,56 +4,10 119,10 9 +1,78 +2,05 117,05 10 0 0 115,00 11 -1,78 -2,05 112,95 12 -3,56 -4,10 110,90 13 -5,34 -6,15 108,85 14 -7,12 -8,20 106,80 15 -8,90 -10,25 104,75 16 -10,68 -12,30 102,70 17 -12,26 -14,35 100,65 18 -14,24 -16,40 98,60 19 -16,02 -18,45 96,55
6.3) Chế độ phụ tải cực đại Đối với MBA trạm 1
Điện áp tính toán của đầu điều chỉnh của MBA được xác định theo công thức:
Chọn đầu điều chỉnh điện áp tiêu chuẩn n = 15, khi đó điện áp của đầu điều chỉnh tiêu
chuẩn Utcmax=104,75 kV (dựa vào bảng 5.10)
Điện áp thực trên thanh góp hạ áp bằng:
Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp bằng:
Như vậy đầu điều chỉnh tiêu chuẩn đã chọn là phù hợp
Đối với các trạm còn lại sử dụng cách tính tương tự, kết quả cho ra ở bảng sau 44
Bảng 6.3.1.1: Thông số các đường dây trong mạng điện Trạm biến áp Utcmax (kV) Utmax (kV) ΔUmax % 1 104,75 23,1 5 2 110,9 22,83 3,7 3 108,13 23,1 5 4 110,9 22,56 2,5 5 110,9 22,67 3
6.4) Chế độ phụ tải cực tiểu
Tương tự với cực tải, ta có
Bảng 6.4.1.1: Thông số các đường dây trong mạng điện Trạm biến áp Utcmin (kV) Utmin (kV) ΔUmin % 1 104,75 22,16 2,7 2 104,75 22,29 1,31 3 108,85 22,16 2,7 4 106,8 21,04 0,18 5 108,15 22,26 1,18
CHƯƠNG 7: TÍNH CÁC CHỈ TIÊU KINH TẾ KỸ THUẬT CỦA LƯỚI ĐIỆN
7.1) Vốn đầu tư xây dựng lưới điện
Tổng vốn đầu tư xây dựng của mạng điện: Trong đó:
- vốn đầu tư xây dựng đường dây;
- vốn đầu tư xây dựng trạm biến áp.
Theo chương 3 ta có tổng vốn đầu tư xây dựng đường dây là: 104990,44.10 = 104,99.10 6 9
Trong hệ thống diện thiết kế có 5 trạm hạ áp, 4 trạm có 2 máy biến áp và 1 trạm có 1 máy
biến áp, do đó vốn đầu tư cho các trạm biến áp.
Tra bảng 8.40 (trang 255) sách “Thiết kế các mạng và hệ thống điện”- Nguyễn Văn Đạm ta có bảng dưới đây
Bảng 7.1.1.1: Vốn đầu tư cho các trạm tăng áp và hạ áp Trạm Số MBA Loại MBA Giá thành (109 đ) ∑K 9 t .10 đ 1 1 TPDH-25000/110 19 19 2 2 TPDH-32000/110 22 44 3 2 TPDH-32000/110 22 44 4 2 TPDH-25000/110 19 38 5 2 TPDH-25000/110 19 38 45 Tổng 183
Tổng vốn đầu tư xây dựng trạm biến áp:
Tổng vốn đầu tư xây dựng mạng điện:
= 104,99. 109+183. 109 = 287,99. 109 đ
7.2) Tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện
Tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện gồm có tổn thất công suất trên đường dây và
tổn thất công suất tác dụng trong các trạm biến áp ở chế độ phụ tải cực đại.
Theo kết quả tính toán ở các bảng trong chương 5, tổng tổn thất công suất tác dụng trên các đường dây bằng:
Tổng tổn thất công suất tác dụng trong các cuộn dây của các MBA có giá trị:
Tổng tổn thất công suất trong lõi thép của các MBA được xác định theo công thức sau:
Như vậy, tổng công suất tác dụng trong mạng điện bằng:
Tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện tính theo phần trăm (%) bằng:
7.3) Tổn thất điện năng trong mạng điện
Tổng tổn thất điện năng trong mạng điện có thể xác định theo công thức sau: Trong đó:
τ: thời gian tổn thất công suất lớn nhất
t: thời gian các máy biến áp làm việc trong năm
Bởi vì các MBA vận hành song song trong cả năm nên t = 8760 h.
Thời gian tổn thất công suất lớn nhất có thể tính theo công thức sau:
Do đó tổng tổn thất điện năng trong mạng điện bằng:
Tổng điện năng các hộ tiêu thụ nhận được trong năm bằng:
Tổn thất điện năng trong mạng điện tính theo phần trăm (%) bằng:
7.4) Tính chi phí và giá thành
a) Chi phí vận hành hàng năm
Các chi phí vận hành hang năm trong mạng điện được xác định theo công thức: 46 Trong đó:
avhd: hệ số vận hành đường dây (avhd = 0,04)
avht: hệ số vận hành các thiết bị trong các trạm biến áp (avht = 0,10)
c: giá thành 1 kW.h điện năng tổn thất Như vậy:
= 0,04. 104,99. 109 + 0,1. 183.10 + 14617,05. 10 9 . 1500 = 44,43. 10 3 đ 9
b) Chi phí tính toán hàng năm
Chi phí tính toán được xác định theo công thức: Trong đó:
atc: hệ số định mức hiệu quả của các vốn đầu tư (atc = 0,125)
Do đó chi phí tính toán bằng:
c) Giá thành truyền tải điện năng
Giá thành truyền tải điện năng được xác định theo công thức:
d) Giá thành xây dựng 1 MW công suất phụ tải trong chế độ cực đại
Giá thành xây dựng 1 MW công suất phụ tải được xác định theo biểu thức:
Kết quả tính chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật của hệ thống điện thiết kế được tổng hợp trong bảng sau
Bảng 7.4.1.1: Các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật của hệ thống điện thiết kế STT Các chỉ tiêu Đơn vị Giá trị 1
Tổng công suất phụ tải khi cực đại MW 155 2
Tổng chiều dài đường dây km 245,8 3
Tổng công suất các MBA hạ áp MVA 276 4
Tổng vốn đầu tư cho mạng điện K 10 đ 9 287,99 5
Tổng vốn đầu tư về đường dây K 9 d 10 đ 104,99 6
Tổng vốn đầu tư về các trạm biến áp K 9 t 10 đ 183 7
Tổng điện năng các phụ tải tiêu thụ A MWh 709435 8
Tổn thất điện áp lớn nhất khi bình thường Umax bt% % 5 9
Tổn thất điện áp lớn nhất khi sự cố Umax sc% % 10 10
Tổng tổn thất công suất tác dụng ΔP MW 4,374 11
Tổng tổn thất công suất tác dụng phần trăm ΔP% % 2,39 12
Tổng tổn thất điện năng ΔA MWh 14617,05 13
Tổng tổn thất điện năng phần trăm ΔA% % 2,06 14
Chi phí vận hành hàng năm, Y 10 đ 9 44,43 15
Chi phí tính toán hàng năm Z 10 đ 9 80,43 16
Giá thành truyền tải điện năng β đ/MWh 62,63 17
Giá thành xây dựng 1MW công suất khi phụ tải cực 109 đ/MW 1,21 47 đại Ko
CHƯƠNG 8: TÀI LIỆU THAM KHẢO
[1] Nguyễn Văn A (2015). Chất lượng điện năng, Sách chất lượng điện năng, Đặng Văn
B, NXB KHKT, Hà Nội, 15-40.
[2] Ngô Hồng Quang – Sổ tay tra cứu thiết bị điện từ 0,4 đến 500 kV – Nhà xuất bản Khoa học và Kỹ thuật.
[3] Nguyễn Văn Đạm – Thiết kế các mạng và hệ thống điện – Nhà xuất bản Khoa học và Kỹ thuật.
[4] Thiết kế các mạng và hệ thống điện (Nguyễn Văn Đạm) …… 48