Đồ án Môn lưới điện

Đồ án môn lưới điện Lê Minh DũngMỤC LỤC LỜI MỞ ĐẦU Điện năng là một nguồn năng lượng quan trọng của hệ thống năng lượng quốc gia, nó được sử dụng rộng rãi trên hầu hết các lĩnh vực như: sản xuất kinh tế, đời sống sinh hoạt, nghiên cứu khoa học… Hiện nay nước ta đang phát triển theo hướng công nghiệp hóa, hiện đại hóa, nên nhu cầu về điện năng đòi hỏi ngày càng cao về số lượng cũng như chất lượng. Để đáp ứng được về số lượng thì ngành điện nói chung phải có kế hoạch tìm và khai thác tốt các nguồn năng lượng có thể biến đổi chúng thành điện năng.Mặt khác, để đảm bảo về chất lượng có điện năng cần phải xây dựng hệ thống truyền tải, phân phối điện năng hiện đại, có phương thức vận hành tối ưu nhất đảm bảo các yêu cầu về kỹ thuật cũng như kinh tế. Xuất phát từ điều đó, bên cạnh những kiến thức giảng dạy trên giảng đường, mỗi sinh viên ngành Hệ thống điện đều được giao đồ án môn học về thiết kế điện cho mạng điện khu vực. Quá trình thực hiện đồ án giúp chúng ta hiểu biết tổng quan nhất về mạng lưới điện khu vực, hiểu biết hơn về những nguyên tắc chủ yếu để xây dựng hệ thống điện như xác định hướng và các thông số của các đường dây, chọn hệ thống điện áp cho mạng điện chính…những nguyên tắc tổ chức và điều khiển hệ thống, tổng vốn đầu tư và các nguồn nguyên vật liệu để phát triển năng lượng … Em xin chân thành cảm ơn đến thầy Phạm Văn Hòa, cùng toàn thể các thầy cô trong khoa Hệ thống Điện đã tận tình hướng dẫn em hoàn thành bản đồ án này. Hà Nội, ngày 5 tháng 3 năm 2012. SINH VIÊN Lê Minh Dũng THIẾT KẾ MẠNG LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC GỒM MỘT NGUỒN ĐIỆN VÀ MỘT SỐ PHỤ TẢI KHU VỰC CHƯƠNG I: TÍNH TOÁN CÔNG SUẤT VÀ VẠCH CÁC PHƯƠNG ÁN NỐI DÂY I. Tính toán công suất I.1. Sơ đồ địa lý I.2. Phân tích nguồn Nguồn cung cấp cho các hộ phụ tải ở đây là một nguồn công suất vô cùng lớn, hệ số công suất của nguồn là cos = 0,85. I.3. Phân tích phụ tải Tổng công suất các hộ tiêu thụ trong chế độ cực đại là 150 MW. Phụ tải cực tiểu bằng 70% phụ tải cực đại. Trong số 6 hộ phụ tải thì có 1 hộ phụ tải thuộc loại I, 2 hộ thuộc loại II có mức đảm bảo cung cấp điện ở mức cao nhất , nghĩa là nếu mất điện sẽ gây hậu quả nghiêm trọng. Ba hộ phụ tải còn lại thuộc họ loại III có mức yêu cầu đảm bảo cung cấp điện thấp hơn, là những hộ mà việc mất điện không gây hậu quả nghiêm trọng. Thời gian sử dụng công suất cực đại là Tmax = 5000 giờ Ta có bảng số liệu tổng hợp về phụ tải như sau: STT Phụ tải max Phụ tải min P(MW) Q(MVAr) S(MVA) P(MW) Q(MVAr) S(MVA) 1 15 9,30 17,65 10,5 6,51 12,35 2 40 24,19 46,84 28 17,35 32,94 3 25 15,49 29,41 17,5 10,85 20,59 4 35 21,69 41,18 24,5 15,18 28,82 5 30 18,59 35,29 21 13,01 24,70 6 30 18,59 35,29 21 13,01 24,70 S 175 107,85 205,66 122,5 75,91 144,1 Trong đó: Smin = 70% Smax. Smax = Pmax + jQmax. Smin= Pmin + jQmin. I.4. Tính toán cân bằng công suất Tổng công suất tác dụng do nguồn sinh ra bằng tổng công suất tác dụng do các hộ phụ tải tiêu thụ và tổn thất công suất tác dụng trên lưới. a) Cân bằng công suất tác dụng Sự cân bằng công suất tác dụng trông khu vực xét được biểu diễn bằng công thức sau : P = mSP + SDP  Trong đó : P : Tổng công suất phát của trạm điện SP: Tổng công suất tải cực đại của phụ tải SDP: tổn thất công suất toàn lưới phía cao áp SDP = 5% S P P = 1.175+ 0,05.175 = 183,75 ( MW) m : Hệ số đồng thời, phản ánh khả năng đồng thời cùng một lúc đều sử dụng công suất cực đại. Trong thiết kế lấy m = 1 b) Cân bằng công suất phản kháng Sự cân bằng công suất phản kháng được thể hiện bằng công thức: Q + Q = mSQ + DQ DQ = 15%.mSQ = = 16,18 (MVAr) => Q = mSQ + DQ - Q = 107,85 + 16,18 – 113,93= 10,1 (MVAr) Ta phân bù về các phụ tải theo nguyên tắc ưu tiên các hộ ở xa, và có cos thấp: Bù 4,1( MVAr ) tại phụ tải 2: = 40 + j(24,19 - 4,1) = 40 + 20,09 MVA Bù 3 MVAr tại phụ tải 3: = 25 + j(15,49 - 3) = 25 + 12,49 MVA Bù 3 MVAr tại phụ tải 4: = 35 + j(21,69 - 3) = 35 + 18,69 MVA Kết quả sau khi bù như sau : STT Pmax (MW) Qmax (MVAr) 1 15 9,30 0,85 2 40 20,09 0,89 3 25 12,49 0,89 4 35 18,69 0,88 5 30 18,59 0,85 6 30 18,59 0,85 II. Vạch các phương án nối dây Phương án 1 Phương án 2 Phương án 3 Phương án 4 Phương án 5 Phương án 6  - Sơ đồ hình tia có ưu điểm là : Đơn giản về sơ đồ nối dây, bố trí thiết bị đơn giản; các phụ tải không liên quan đến nhau , khi sự cố trên 1một đường dây không ảnh hưởng đến đường dây khác, tổn thất nhỏ hơn sơ đồ liên thông. Tuy vậy sơ đồ hình tia có nhược điểm là : khảo sát thiết kế thi công mất nhiều thời gian và tốn nhiều chi phí. - Sơ đồ liên thông có ưu điểm là khảo sát thiết kếgiảm nhiều so với sơ đồ hình tia, thiết bị dây dẫn có chi phí giảm. Tuy vậy nó có nhược điểm là cần có thêm trạm trung gian , thiết bị bố trí đòi hỏi bảo vệ rơle , thiết bị tự động hoá phức tạp hơn, độ tin cậy cung cấp diện thấp hơn so với sơ đồ hình tia. - Mạng kín có ưu điểm là độ tin cậy cung cấp cao, khả năng vận hành lưới linh hoạt, tổn thất ở chế độ bình thường thấp. Tuy nhiên nhược điểm của mạng kín là bố trí bảo vệ rơle và tự động hoá phức tạp, khi xảy ra sự cố tổn thất lưới cao, nhất là ở nguồn có chiều dài dây cấp điện lớn. Dựa vào ưu nhược điểm đã phân tích ở trên ta chọn phương án 4 và phương án 6 để tính toán tiếp. III. Chọn điện áp định mức cho lưới điện Lựa chọn cấp điện áp định mức cho mạng điện là nhiệm vụ rất quan trọng, vì trị số điện áp ảnh hưởng trực tiếp đến các chi phí kinh tế, kỹ thuật của mạng điện. Để chọn được cấp điện áp hợp lý phải thỏa mãn các yêu cầu sau: Phải đáp ứng được yêu cầu mở rộng phụ tải sau này. Đảm bảo tổn thất điện áp từ nguồn đến phụ tải. - Khi điện áp càng cao thì tổn thất công suất càng bé, sử dụng ít kim loại màu (I nhỏ). Nhưng điện áp càng tăng cao thì chi phí xây dựng mạng điện càng lớn và giá thành thiết bị càng tăng. Vì vậy phải chọn điện áp định mức như thế nào cho phù hợp về kinh tế và kĩ thuật. Chọn điện áp tối ưu theo công thức : Ui = 4,34. - đối với lộ đơn. Ui = 4,34. - đối với lộ kép. Ui - điện áp đường dây thứ i (kV). li - khoảng cách từ nguồn đến phụ tải thứ i ( km). Pi - công suất lớn nhất trên đường dây thứ i (MW). IV. Tính toán chọn tiết diện dây dẫn IV.1. Chọn tiết diện dây Do mạng điện thiết kế có Uđm=110kV, tiết diện dây dẫn thường được chọn theo phương pháp mật độ kinh tế của dòng điện Jkt. Fkt = (*) Với Imax là dòng điện cực đại trên đường dây trong chế độ làm việc bình thường, được xác định theo công thức: Imax = Trong đó : Jkt - mật độ kinh tế của dòng điện (mm2) Uđm - điện áp định mức của dòng điện. (kV) Smaxi - công suất trên đường dây thứ i khi phụ tải cực đại.(MVA) n - số lộ đường dây. Ta sử dụng dây nhôm lõi thép để truyền tải với thời gian sử dụng công suất cực đại của phụ tải là 4000h. Dựa vào tiết diện dây dẫn tính theo công thức (*), tiết hành chọn tiết diện tiêu chuẩn gần nhất và kiểm tra các điều kiện về sự tạo thành vầng quang. Độ bền cơ về đường dây và điều kiện pháp nóng của dây dẫn. IV.2. Kiểm tra điều kiện vầng quang Theo điều kiện, tiết diện dây dẫn không được nhỏ hơn trị số cho phép đối với mỗi cấp điện áp. Với cấp điện áp 110kV, để không xuất hiện vầng quang tiết diện dây dẫn tối thiểu được phép là 70mm2 . * Kiểm tra phát nóng dây dẫn. Theo điều kiện: Isc max < k. Icp. Trong đó : Icp - dòng điện cho phép của dây dẫn, nó phụ thuộc vào bản chất và tiết diện của dây. k - hệ số quy đổi theo nhiệt độ Khc = 0.82 ứng với nhiệt độ là 25oc. Đối với đường dây kép : Isc max = 2.Ibt max < 0.82 Icp. Đối với đường dây đơn khi có sự cố sẽ dẫn đến mất điện. V. Tiêu chuẩn tổn thất điện áp Các mạng điện 1 cấp điện áp đạt tiêu chuẩn 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 sự cố nằm trong khoảng sau đây: Đối với những mạng điện phức tạp (mạng điện kín), có thế chấp nhận tổn thất điện áp lớn nhất trong chế độ phụ tải cực đại và chế độ sự cố nằm trong khoảng: Trong đó DUbt Max , DUsc Max là tổn thất điện áp lúc bình thường và lúc sự cố nặng nề nhất. Ta tính tổn thất theo công thức: DUi % = % Trong đó: Pi ,Qi là công suất tác dụng và công suất phản kháng trên đường dây thứ i (MW, MVAr). Ri, Xi là điện trở tác dụng và điện kháng của đường dây thứ i(). CHƯƠNG II TÍNH TOÁN KINH TẾ KĨ THUẬT CHỌN PHƯƠNG ÁN TỐI ƯU PHẦN A: TÍNH TOÁN PHƯƠNG ÁN 4 I. Tính toán phân bố công suất sơ bộ, chọn cấp điện áp  I.1.Tính toán phân bố công suất sơ bộ Sơ đồ nối dây của phương án 4 : Sự phân bố công suất trong mạng: = = 32,83 + j20,34 MVA = (30 + j18,59) + (30 + j18,59) - (32,83 + j20,34) = 27,17 + j16,84 MVA = 32,83 + j20,34 - (30 + j18,59) = 2,83 + j1,75 MVA Ta có bảng số liệu sau : Nhánh Công suất MVA Chiều dài (km) N-1 15 + j9,3 44,72 N-2 40 + j20,09 50,00 N-3 25 + j12,49 58,31 N-4 35 + j 18,69 64,03 N-5 27,17 + j16,84 41,23 N-6 32,83 + j20,34 28,28 5-6 2,83 + j1,75 36,06 I.2.Tính toán chọn cấp điện áp  73,23 kV 83,48 kV 92,91 kV 108,42 kV 94,68 kV 102,11 kV 39,14 kV Ta chọn cấp điện áp 110 kV để truyền tải là hợp lý. II. Chọn tiết diện dây dẫn II.1. Chọn tiết diện dây dẫn theo mật độ dòng kinh tế Nhánh N-1 I = = 92,63 (A) F == 84,21 () Chọn dây AC-95 Nhánh N-2 I = = 117,47 (A) F = 106,79 () Chọn dây AC-120 Nhánh N-3 I =146,68 (A) F = = 133,35 () Chọn dây AC-150 Nhánh N-4 I =208,25 (A) F = 189,32 () Chọn dây AC-240 Xét mạch vòng N5-6 Đoạn N-5 I =167,78 (A) F = 152,53 () Chọn dây AC-185 Đoạn N-6 I =202,70 (A) F =184,17 () Chọn dây AC-185 Đoạn 5-6 I =17,46 (A) F =15,87 () Chọn dây AC-70 II.2. Kiểm tra phát nóng khi tải cưỡng bức Nhánh N-1 I = I = 92,63 (A) Dây AC-95 có I = 330 (A) K.I = 0,88.330 = 290,4 > I (t/m) Nhánh N-2 I = 2.I= 2.117,47 = 234,94 (A) Dây AC-120 có I = 380 (A) K.I = 0,88.380 = 334,4 >I (t/m) Nhánh N-3  I = I = 146,68 (A) Dây AC-150 có I = 445 (A) K.I = 0,88.445 = 391,6 >I (t/m) Nhánh N-4  I = I = 208,25 (A) Dây AC-240 có I = 610 (A) K.I = 0,88.610 = 536,8 > I (t/m) Xét mạch vòng N5-6  Sự cố đứt dây N-5  I 370,48 (A) Dây AC-185 có I = 510 (A) K.I = 0,88.510 = 448,8 > I (t/m) I =185,24 (A) Dây AC-70 có I = 265 (A) K.I = 0,88.265 = 233,2 > I ( t/m ) Sự cố đứt dây N-6  I370,48 (A) Dây AC-185 có I = 510 ( A ) K.I = 0,88.510 = 448,8 > I ( t/m ) I =185,24 (A) Dây AC-70 có I = 265 (A) K.I = 0,88.265 = 233,2 > I Sự cố đứt dây 5-6 : I = 185,24 Dây AC-185 có I = 510 ( A ) K.I = 0,88.510 = 448,8 > I (t/m) I =185,24 Dây AC-185 có I = 510 ( A ) K.I = 0,88.510 = 448,8 >I ( t/m ) Bảng thông số tiết diện đường dây của phương án 4: Nhóm Lộ l (km) Loại dây r0 Ω/km x0 Ω/km Icp A R (kΩ) X (kΩ) N-1 1 44,72 AC-95 0,33 0,43 330 14,76 19,23 N-2 2 50,00 AC-120 0,27 0,43 380 6,75 10,75 N-3 1 58,31 AC-150 0,21 0,42 445 12,24 24,49 N-4 1 64,03 AC-240 0,13 0,40 610 8,32 25,61 N-5 1 41,23 AC-185 0,17 0,40 510 7,01 16,49 N-6 1 28,28 AC-185 0,17 0,40 510 4,81 11,31 5-6 1 36,06 AC-70 0,42 0,40 265 15,15 14,42 III. Tính tổn thất điện áp lúc bình thường và khi sự cố nguy hiểm nhất  Nhánh N-1 DU=DU == 3,64(kV) DU% = DU = .100 = 3,31% Nhánh N-2: DU = = 4,42(kV) DU = 2. DU = 2.4,42 = 8,84(kV) DU = .100 = 4,02% DU = .100 = 8,04% Nhánh N-3 DU = DU = = 5,56(kV) DU% = DU% = .100 = 5,05% Nhánh N-4 DU = DU == 7,00 (kV) DU% = DU% = .100 = 6,36% Xét mạch vòng 0-5-6: DU == 4,26(kV) DU = 3,53(kV) DU =0,62(kV) DU = 4,26(kV) DU% =3,87 % Sự cố đứt đoạn 0-5 DU = DU + DU = = 13,02(kV) Sự cố đứt đoạn 0-6 DU = DU + DU = = 13,18( kV) Sự cố đứt đoạn 5-6 DU =4,70( kV) DU = 3,22(kV) DU = 13,18(kV) DU% =11,98% Từ kết quả tính toán ở trên ta có : DU% =DU% = 6,36% < 10% DU% = DU% = 11,98% < 20% Vậy phương án 4 thoả mãn các tiêu chuẩn kĩ thuật. PHẦN B: TÍNH TOÁN PHƯƠNG ÁN 6 I. Tính toán phân bố công suất sơ bộ, chọn cấp điện áp I.1.Tính toán phân bố công suất sơ bộ  Sơ đồ nối dây của phương án 6: Sự phân bố công suất trong mạng: = 15 + j9,3 MVA = 40 + j24,19 MVA = 25 + j15,49 MVA = 35 + j21,69 MVA = 30 + j18,59 MVA = 30 + j18,59 MVA Ta có bảng số liệu sau  Nhánh Công suất (MVA) Chiều dài (km) N-1 15 + j9,3 44,72 N-2 40 + j20,09 50,00 N-3 25 + j12,49 58,31 N-4 35 + j 18,69 64,03 N-5 30 + j18,59 41,23 N-6 30 + j18,59 28,28 I.2. Tính toán chọn cấp điện áp  73,23 kV 83,48 kV 92,91 kV 108,42 kV 72,78 kV 71,09 kV Ta chọn cấp điện áp 110 kV để truyền tải là hợp lý. II. Chọn tiết diện dây dẫn II.1. Chọn tiết diện dây dẫn theo mật độ dòng kinh tế Nhánh N-1 I = = 92,63 (A) F == 84,21 () Chọn dây AC-95 Nhánh N-2 I = = 117,47 (A) F = 106,79 () Chọn dây AC-120 Nhánh N-3 I =146,68 (A) F = = 133,35 () Chọn dây AC-150 Nhánh N-4 I =208,25 (A) F = 189,32 () Chọn dây AC-240 Nhánh N-5 I = 92,62 (A) F = 84,20 () Chọn dây AC-95 Nhánh N-6 I = 92,62 (A) F = 84,20 () Chọn dây AC-95 II.2. Kiểm tra phát nóng khi tải cưỡng bức Nhánh N-1 I = I = 92,63 (A) Dây AC-95 có I = 330 (A) K.I = 0,88.330 = 290,4 > I (t/m) Nhánh N-2 I = 2.I= 2.117,47 = 234,94 (A) Dây AC-120 có I = 380 (A) K.I = 0,88.380 = 334,4 >I (t/m) Nhánh N-3  I = I = 146,68 (A) Dây AC-150 có I = 445 (A) K.I = 0,88.445 = 391,6 >I (t/m) Nhánh N-4  I = I = 208,25 (A) Dây AC-240 có I = 610 (A) K.I = 0,88.610 = 536,8 > I (t/m) Nhánh N-5 I = 2.I = 185,24 (A) Dây AC-95 có I = 330 (A) K.I = 0,88.330 = 290,4 >I (t/m) Nhánh N-6 I =2.I = 185,24 (A) Dây AC-95 có I = 330 (A) K.I = 0,88.33= 290,4 > I (t/m) Bảng thông số tiết diện đường dây của phương án 6  Nhóm Lộ l (km) Loại dây r0 Ω/km x0 Ω/km Icp A R (kΩ) X (kΩ) N-1 1 44,72 AC-95 0,33 0,43 330 14,76 19,23 N-2 2 50,00 AC-120 0,27 0,43 380 6,75 10,75 N-3 1 58,31 AC-150 0,21 0,42 445 12,24 24,49 N-4 1 64,03 AC-240 0,13 0,40 610 8,32 25,61 N-5 2 41,23 AC-95 0,33 0,43 330 6,80 8,86 N-6 2 28,28 AC-95 0,33 0,43 330 4,67 6,08 III. Tính tổn thất điện áp lúc bình thường và khi sự cố nguy hiểm nhất  Nhánh N-1 DU=DU == 3,64(kV) DU% = DU = .100 = 3,31% Nhánh N-2 DU = = 4,42(kV) DU = 2. DU = 2.4,42 = 8,84(kV) DU = .100 = 4,02% DU = .100 = 8,04% Nhánh N-3 DU = DU = = 5,56(kV) DU% = DU% = .100 = 5,05% Nhánh N-4 DU = DU == 7,00 (kV) DU% = DU% = .100 = 6,36% Nhánh N-5 DU = DU == 3,35 (kV) DU = DU = 2.3,35 = 6,70 DU% = .100 = 3,05% DU% = .100 = 6,10% Nhánh N-6 DU == 2,30 (kV) DU = 2.DU = 2.2,30 = 4,60 DU% = .100 = 2,09% DU% = .100 = 4,18% Từ kết quả tính toán ở trên ta có : DU% =DU% = 6,36% < 10% DU%= DU% = 7,00% < 20% Vậy phương án 6 thoả mãn các tiêu chuẩn kĩ thuật. PHẦN C : TÍNH TOÁN TỔN THẤT CÔNG SUẤT, TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG VÀ HÀM CHI PHÍ Khi tính toán, thiết kế mạng lưới điện cần phải đảm bảo yêu cầu về kinh tế và kĩ thuật.Mặc dù trên thực tế hai yêu cầu kinh tế và kĩ thuật thường mâu thuẫn nhau, một lưới điện có chỉ tiêu kĩ thuật tốt, nhưng vốn đầu tư và chi phí vận hành lại cao. Ngược lại, lưới điện có vốn đầu tư, chi phí vận hành nhỏ thì tổn thất cao, cấu trúc lưới điện phức tạp, vận hành kém linh hoạt, độ an toàn thấp.Vì vậy việc đánh giá tính toán chỉ tiêu kinh tế, kĩ thuật của một lưới điện sẽ đảm bảo cho việc đạt chỉ tiêu về kĩ thuật, hợp lý về kinh tế. Để so sánh về mặt kinh tế ta sử dụng hàm chi phí tinh toán hàng năm: Z = (atc + avh).V + DA.b (1) Trong đó : Z: là hàm chi phí tổn thất hàng năm (đồng). atc : hệ số thu hồi vốn tiêu chuẩn, = = 0,125 Ttc: thời gian tiêu chuẩn thu hồi vốn đầu tư avh: hệ số khấu hao hao mòn thiết bị (ở đây vận hành đường dây nên avh = 4% =0,04) V: vốn đầu tư xây dựng đường dây DA: tổn thất điện năng , (kWh) DA = SDPmax.t =t DP: tổn thất công suất toàn hệ thống khi phụ tải cực đại, (kW) t: thời gian tổn thất lớn nhất phụ thuộc vào phụ tải và tính chất của phụ tải được tính bằng công thức: t = (0,124 + Tmax.10-4)2.8760 (h) Với Tmax: thời gian sử dụng phụ tải lớn nhất Với Tmax = 5000 h t = (0,124 + 5000.10-4)2.8760 = 3411(h) b : giá điện năng tổn thất, C = 700đ/1kWh. Giá dây dẫn: Loại dây AC-70 AC-95 AC-120 AC-150 AC-185 AC-240 AC-300 Giá (106 đ/ km) 208 283 354 403 441 500 600 Ta đi tính toán cụ thể cho 2 phương án trên : I. Tính toán cho phương án 4 Nhánh N-1 0,38 ( MW ) Nhánh N-2 1,12 ( MW ) Nhánh N3 0,79 ( MW ) Nhánh N-4 1,08 ( MW ) Mạch vòng N5-6 Đoạn N-5 0,59 ( MW ) Đoạn N-6 0,59 ( MW ) Đoạn 5-6 0,01 ( MW ) Tổng tổn thất công suất của phương án 4 là : 0,38+1,12+0,79+1,08+0,59+0,59+0,01 = 4,56 ( MW ) Tổn thất điên năng của phương án 4 là : = . = 4,56.3410,93 = 15553,84 ( MWh ) Số vốn đầu tư cơ bản của phương án 4 là : =(44,72.1,1.283+50.1,6.354+58,31.1,1.403+64,03.1,1.500+41,23.1,1.441+ 28,28.1,1.441+36,06.1,1.208). = 145279,49.10 đ Tổng chi phí của phương án 4 là : = (atc + avh).V + DA.b = (0,125+0,04).145279,49.10+ 15553,84.700.10 = 34,86.10 (đ ) II. Tính toán cho phương án 6 Nhánh N-1 0,38 ( MW ) Nhánh N-2 1,12 ( MW ) Nhánh N-3 0,79 ( MW ) Nhánh N-4 1,08 ( MW ) Nhánh N-5 0,70 ( MW ) Nhánh N-6 0,48 ( MW ) Tổng tổn thất công suất của phương án 6 là : 0,38+1,12+0,79+1,08+0,70+0,48 = 4,55 ( MW ) Tổn thất điện năng của phương án 6 là : =. = 4,55.3410,93 = 15519,73 ( MWh ) Số vốn đầu tư cơ bản của phương án 6 là: =(44,72.1,1.283+50.1,6.354+58,31.1,1.403+64.03.1,1.500+41,23.1,6.283+ +28,28.1,6.283). = 134780,79. (đ) Tổng chi phí của phương án 6 là : =(0,125+0,04).134780,79. + 15519,73.700.= 33,10.10 (đ) III. So sánh kinh tế kĩ thuật chọn phương án tối ưu Ta có bảng tổng hợp so sánh 2 phương án về chỉ tiêu kinh tế kĩ thuật Chỉ tiêu Phương án Phương án 6 Kĩ thuật % 6,36% 6,36% % 11,98% 8,04% Kinh tế Z 34,86.10 (đ) 33,10.10 (đ) Từ bảng tổng hợp ta thấy cả hai phương án đều đảm bảo về mặt kĩ thuật. Phương án 6 có tốn ít kinh phí hơn và có chỉ tiêu kĩ thuật tốt hơn. Mặt khác phương án đó là phương án đơn giản cả về sơ đồ nối dây cũng như về bố trí thiết bị bảo vệ rơle,máy biến áp, máy cắt…các phụ tải không liên quan đến nhau,nên khi có sự cố ở một phụ tải sẽ không ảnh hưởng đến các phụ tải khác. => Vậy ta chọn phương án 6 là phương án tối ưu. CHƯƠNG III TÍNH TOÁN LỰA CHỌN MÁY BIẾN ÁP BỐ TRÍ KHÍ CỤ VÀ THIẾT BỊ TRÊN SƠ ĐỒ NỐI ĐIỆN CHÍNH I. Tính toán chọn công suất, số lượng ,loại máy biến áp Trạm biến áp là một phần tử rất quan trọng của hệ thống điện, nó có nhiệm vụ tiếp nhận điện năng từ hệ thống, biến đổi từ cấp điện áp này sang cấp điện áp khác và phân phối cho các mạng điện tương ứng.vì vậy việc lựa chọn các máy biến áp cần đảm bảo tính chất cung cấp điện liên tục và yêu cầu về kinh tế ,kĩ thuật. I.1. Tính toán chọn công suất định mức, số lượng máy biến áp cho phụ tải Tất cả các phụ tải trong hệ thống bao gồm hộ loại I, II và III vì vậy để đảm bảo cung cấp điện cho các phụ tải này ta cần đặt 2 máy biến áp đối với hộ loại I, II và 1 máy biến áp đối với hộ loại III . Trong phương án tối ưu được chọn ở phần trên gồm 3 phụ tải loại I, II (2,5,6) và 3 phụ tải loại III(1,3,4).Như vậy công suất của máy biến áp trong trạm có thể xác định theo công thức sau: Đối với phụ tải loại III, TBA có 1 MBA SđmB ≥ Smax Phụ tải loại I, II, TBA có 2 MBA làm việc song song SđmB ≥ Với k: hệ số quá tải sự cố, lấy k =1,4. a- Phụ tải 1 Ta có : P1= 15 (MW) , cosj1= 0,85 S1B ³ 17,65 (MVA) => Chọn MBA có công suất định mức là Sđm =25(MVA). b- Phụ tải 2 Ta có: P = 40 (MW), cosj = 0,89 S ³ = 32,10(MVA) => Chọn 2 MBA có công suất định mức là S = 40(MVA) Tương tự ta có bảng số liệu: Phụ tải  Hộ loại Simax(MVA) SiđmB(MVA) 1 III 17,65 25 2 II 33,22 40 3 III 28,09 32 4 III 39,77 40 5 II 25,21 32 6 I 25,21 32 I.2. Chọn loại MBA Ta chọn MBA cho từng phụ tải: -Nếu phụ tải yêu cầu điều chỉnh điện áp thường thì chọn MBA 3 pha có đầu phân áp cố định. -Nếu phụ tải yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường thì chon MBA có bộ điều chỉnh điện áp dưới tải . phụ tải Loại máy Biến áp Số liệu kĩ thuật Số liệu tính toán Udđ (kV) Un (%) DPn (kW) DP0 (kW) I0 (%) R X DQo Cao Hạ () () kVAr 1 TPDH 25000/110 115 10,5 10,5 120 29 0,80 2,54 55,9 200 2 TPDH 40000/110 115 10,5 10,5 175 42 0,70 1,44 34,8 280 3 TPDH 32000/110 115 10,5 10,5 145 35 0,75 1,87 43,5 240 4 TPDH 40000/110 115 10,5 10,5 175 42 0,70 1,44 34,8 280 5 TPDH 32000/110 115 10,5 10,5 145 35 0,75 1,87 43,5 240 6 TPDH 32000/110 115 10,5 10,5 145 35 0,75 1,87 43,5 240 II. Bố trí thiết bị và khí cụ điện trên sơ đồ nối điện chính Do đa phần phụ tải là các hộ tiêu thụ loại I nên để đảm bảo cung cấp điện an toàn và liên tục ta sử dụng sơ đồ hệ thống hai thanh góp là việc song song.Khi vận hành một thanh góp vận hành còn một thanh góp dự trữ. Sơ đồ hệ thống 2 thanh góp Sơ đồ các trạm nguồn Đối với các trạm cuối ta có 2 trường hợp: - Phụ tải loại III : Ta dùng sơ đồ bộ đường dây-máy biến áp Sơ đồ bộ đường dây máy biến áp - Phụ tải loại I,II :ta dùng sơ đồ cầu Sơ đồ cầu trong Sơ đồ cầu ngoài Ta có thể chọn sơ đồ cầu theo 2 đk sau: - Chọn theo công suất của MBA,tính công suất giới hạn để thay đổi 2 sang 1 MBA làm việc : Sgh = SđmB .= SđmB . . Nếu Spt min ≤ Sgh sử dụng sơ đồ cầu ngoài. Nếu Spt min > Sgh sử dụng sơ đồ cầu trong. - Chọn theo đường dây, sơ đồ cầu thường được phối hợp với đường dây: Sơ đồ cầu ngoài phối hợp với đường dây có l < 70 km Sơ đồ cầu trong phối hợp với đường dây có l ≥ 70 km. Do thao tác bên MBA quan trọng hơn đường dây và các phụ tải của đồ án đều có khoảng cách l < 70 km nên ta chọn sơ đồ cầu trong, ngoài theo Sgh. a- Phụ tải 1,3,4 Là phụ tải loại III nên ta dùng sơ đồ bộ đường dây-máy biến áp. b- Phụ tải 2 Là phụ tải loại II nên ta dùng sơ đồ cầu. Sgh2 = SđmB2 . = 40.= 27,71 (MVA) Spt min= 31,33 > Sgh2 Þ ta chọn sơ đồ cầu trong. c- Phụ tải 5 Là phụ tải loại II nên ta dùng sơ đồ cầu. Sgh5= SđmB5 . = 32.= 22,23 (MVA) Spt min= 24,71 > Sgh5 Þ ta chọn sơ đồ cầu trong d- Phụ tải 6 Là phụ tải loại I nên ta dùng sơ đồ cầu. Sgh6= SđmB6 . = 32.= 22,23 (MVA) Spt min= 24,71 > Sgh6 Þ ta chọn sơ đồ cầu trong. Phụ tải Spt.min(MVA) SđmB(MVA) Pn(kW) Po(kW) Sgh(MVA) Chọn sơ đồ 1 12,35 25 120 29 - sơ đồ đường dây-MBA 2 31,33 40 175 42 27,71 sơ đồ cầu trong 3 20,23 32 145 35 - Bộ đường dây- máy biến áp 4 27,77 40 175 42 - Bộ đường dây- máy biến áp 5 24,71 32 145 35 22,23 sơ đồ cầu trong 6 24,71 32 145 35 2,23 sơ đồ cầu trong CHƯƠNG IV TÍNH TOÁN CHẾ ĐỘ XÁC LẬP ĐỐI VỚI PHƯƠNG ÁN TỐI ƯU Trong phần này ta phải xác định chính xác các trạng thái vận hành điển hình của mạng điện cụ thể là phải xác định chính xác tình trạng phân bố công suất trên các đoạn đường dây của mạng điện trong ba trạng thái :phụ tải cực đại,phụ tải cực tiểu và chế độ sự cố.Ta phải vẽ sơ đồ thay thế của mạng điện và trên đó ta lần lượt tính từ phụ tải ngược lên đầu nguồn điện. Trong quá trình tính toán ta có thể lấy điện áp phụ tải bằng điện áp định mức của của mạng điện, còn điện áp đầu nguồn để phù hợp với các chế độ vận hành của mạng điện ta lấy: Khi phụ tải ở chế độ cực đại và sự cố : UA = 1,1Uđm = 121 kV Khi phụ tải cực tiểu : UA = 1,05Uđm = 115 kV Khi tính toán phân bố dòng công suất trên các lộ đường dây trong mạng điện ta thường lấy điện áp nút là là Uđm = 110 KV.Sau khi tính dòng công suất trên các lộ đường dây ta tính toán chính xác điện áp tại các nút phụ tải.Để tính toán điện áp tại các nút phụ tải ta lấy một nút làm cơ sở .Trong đồ án thiết kế mạng điện nối với trạm có công suất vô cùng lớn nên ta chọn trạm làm nút cơ sở để tính các nút còn lại. I. Chế độ phụ tải cực đại I.1. Đoạn N-1 Sơ đồ nguyên lý Sơ đồ thay thế Tính các thông số +Dây dẫn: Dây dẫn AC-95 có ro=0,34 Ω/km, xo=0,423 Ω/km, bo=2,65.10 S RN-1= ro.lN-1 = 0,34.44,72 = 14,76 (Ω). XN-1 = xo .lN-1 = 0,43.44,72= 19,23 (Ω). Z = (14,76+j19,23) (Ω). +Máy biến áp TPDH- 25000/110 có: UN%= 10,5% DPn = 120 kW DP0 =29kW Io% = 0,8% Sđm = 25 MVA Điện trở, điện kháng của MBA: RB = = =2,32 (Ω). XB = = = 50,82 (Ω). ZB = ( RB +jXB) = (2,32+j50,82) (Ω). +Phụ tải: 1 = 15+j9,3 (MVA). a) Tính phân bố công suất trên đường dây - Công suất sau tổng trở của MBA = 1 = 15+j9,3 (MVA) - Tổn thất công suất trên tổng trở MBA = .ZB = .(2,32+j50,82) =0,06 + j1,31 (MVA). - Công suất trước tổng trở MBA =+ = (15+j9,3) + (0,06+ j1,31)= 15,06 +j10,61 (MVA). - Tổn thất công suất lúc không tải DP0 =0,029 MW, DQ0= .SđmB= =0,2 MVAr = 0,029+j0,2 (MVA). - Công suất trên thanh góp cao áp của MBA B1 = + = (15,06+j10,61)+(0,029+j0,2) = 15,09+j10,81 (MVA). - Công suất phản kháng do dung dẫn của đường dây N-1 sinh ra = jb0lN-1.Uđm2 =j2,65.10.44,72.1102= j0,72 ( MVA) - Công suất sau tổng trở đường dây =B1 - = (15,09+j10,81) – j0,72= 15,09+j10,09 (MVA) - Tổn thất công suất trên tổng trở đường dây : =.ZN-1 = .(14,76+j19,23 ) =0,40 + j0,52(MVA). - Công suất trước tổng trở dây dẫn : =(15,09 +j10,09)+(0,40 +j0,52)=15,49+j10,61 (MVA). - Công suất phản kháng do dung dẫn đầu đường dây sinh ra: = jb0lN-1.Uđm2 =j2,65.10.44,72.1212= j0,87 ( MVA) - Công suất đầu nguồn N-1 = S - =(15,49+j10,61) - j0,87= 15,49+j9,74 (MVA). b) Tính điện áp - Điện áp trên thanh cái nguồn khi phụ tải cực đại UN=1,1Uđm=121kV UN-1 = = 3,58 (kV) - Điện áp tại nút 1 U1 = UN - UN-1 = 121- 3,58 =117,42 (kV) - Tổn thất điện áp trên MBA ΔUB1 = = 4,89 (kV) Điện áp nút đã quy đổi về phía cao áp U’H = U1- ΔUB1 = 117,42 - 4,89 = 112,53 (kV) Điện áp tại phía hạ áp UH = = 112,53. =10,27 (kV) c) Tính tổn thất công suất, tổn thất điện năng - Tổng thất công suất : DPΣ = DPd+DPBA = 0,40+0,029+0,06 = 0,49(MW) - Tổng tổn thất điện năng: DA= DPΣ. t =0,49.3411= 1671,39 (MWh) I.2 Đoạn N-2 Sơ đồ nguyên lý Sơ đồ thay thế Tính các thông số +Dây dẫn Dây dẫn AC-120 có ro=0,27 Ω/km, xo=0,43 Ω/km, bo=2,69.10 S RN-2= ro.lN-2 = 0,27.25 = 6,75 (Ω). XN-2 = xo .lN-2 = 0,43.25=10,75 (Ω). Z = (6,75+j10,75) (Ω). +Máy biến áp MBA loại TPDH- 40000/110 có: UN%= 10,5% DPn = 175 kW DP0 =42W Io% = 0,7 Sđm = 40 MVA Điện trở, điện kháng của MBA: RB = = =0,66 Ω) XB = = = 15,88(Ω) ZB = ( RB +jXB) = (0,66+j15,88) (Ω). +Phụ tải: 2 = 40+j20,09 (MVA). a) Tính phân bố công suất trên đường dây - Công suất sau tổng trở của MBA = 2 = 40+j20,09(MVA) - Tổn thất công suất trên tổng trở MBA = .ZB = .(0,66+j15,88) =0,11 + j2,63MVA). - Công suất trước tổng trở MBA =+ = (40+j20,09) + (0,11+ j2,63)= 40,11 +j22,72 (MVA). - Tổn thất công suất lúc không tải 2DP0 =0,084 MW, 2DQ0= 2.SđmB= 2=0,56 MVAr = 0,084+j0,56 (MVA). - Công suất trên thanh góp cao áp của MBA B2 = + = (40,11+j22,72)+(0,084+j0,56) = 40,20+j23,28 - Công suất phản kháng do dung dẫn của đường dây N-2 sinh ra = jb0lN-2.Uđm2 =j2,69.10.50.1102= j1,63 (MVA) - Công suất sau tổng trở đường dây =B2 - = (40,20+j23,28) – j1,63= 40,20+j21,65 (MVA) - Tổn thất công suất trên tổng trở đường dây : =.ZN-2 = .(6,75+j10,75 ) =1,16 + j1,85(MVA). - Công suất trước tổng trở dây dẫn : =(40,20 +j21,56)+(1,16+j1,85)=41,36+j23,41 (MVA). - Công suất phản kháng do dung dẫn đầu đường dây sinh ra: =jb0lN-1.Uđm2 =j2,69.10.50.1212= j1,97 ( MVA) - Công suất đầu nguồn N-2 = S - =(41,36+j23,41) - j1,97= 41,36+j21,44 (MVA). b)Tính điện áp Điện áp trên thanh cái nguồn khi phụ tải cực đại UN=1,1Uđm=121kV UN-2 = = 4,39 (kV) - Điện áp tại nút 2 U2 = UN - UN-2 = 121- 4,39 =116,61 (kV) - Tổn thất điện áp trên MBA ΔUB2 = = 3,32 (kV) Điện áp nút đã quy đổi về phía cao áp U’H = U2- ΔUB2 = 116,61 - 3,32 = 113,29 (kV) Điện áp tại phía hạ áp UH = = 113,29 =10,34kV) c) Tính tổn thất công suất, tổn thất điện năng - Tổng thất công suất : DPΣ = DPd+DPBA = 1,16+0,084+0,11 = 1,35(MW) - Tổng tổn thất điện năng: DA= DPΣ. t =1,35.3411= 4604,85 (MWh) Tương tự với các phụ tải còn lại ta có bảng tính toán chế độ xác lập: Đoạn dây N-1 N-2 N-3 N-4 N-5 N-6 S''Bi 15+j9,3 40+j20,09 25+j12,49 30+j18,69 30+j18,59 30+j18,59 ΔSBi 0,06+j1,31 0,11+j2,63 0,11+j2,56 0,14+j5,25 0,09+j2,05 0,09+j2,05 S'Bi 15,06+j10,61 40,11+j22,72 25,11+j15,05 30,14+j23,94 30,09+j20,64 30,09+j20,64 ΔS0i 0,029+j0,2 0,084+j0,56 0,035+j0,24 0,042+j0,28 0,07+j0,48 0,07+j0,48 SBi 15,09+j10,81 40,20+j23,28 25,15+j15,29 30,18+j24,25 30,16+j21,12 30,16+j21,12 j0,72 j1,63 j0,97 j1,10 j1,32 j0,91 S''Ni 15,09+j10,09 40,20+j21,56 25,15+j14,32 30,18+j23,15 30,16+j19,80 30,16+j20,21 ΔSNi 0,40+j0,52 1,16+j1,85 0,84+j1,70 0,99+j3,06 0,73+j0,95 0,51+j0,66 S'Ni 15,49+j10,61 41,36+j23,41 25,99+j16,02 31,17+j26,21 30,89+j20,75 30,67+j20,87 j0,87 j1,97 j1,17 j1,34 j1,60 j1,10 SNi 15,49+j9,74 41,36+j21,44 25,99+j14,85 31,17+j24,87 31,89+j19,15 30,76+j19,77 Bảng tính toán điện áp các nút và tổn thất điện áp  Phụ tải  ∆UN (kV)  Ui (kV)  ∆UB (kV)  UH’ (kV)  UH (kV)  DPΣ (MW)  ∆A (MWh) 1 3,58 117,42 4,89 112,53 10,27 0,49 1671,39 2 4,39 116,61 3,32 113,29 10,34 1,35 4604,85 3 5,87 115,13 5.56 109,57 10,00 0,99 3359,83 4 7,69 113,31 7,06 106,25 9,70 1,17 3997,69 5 3,26 117,74 3,70 114,04 10,41 0,89 3035,79 6 2,32 118,68 3,67 115,01 10,50 0,67 2285,37 II. Chế độ phụ tải cực tiểu Chế độ phụ tải cực tiểu tính tương tự như chế độ phụ tải cực đại Để vận hành kinh tế các TBA, tại các trạm giảm áp có 2 MBA vận hành song song ,trong chế độ cực tiểu ta có thể cắt bớt 1 MBA nếu thỏa mãn điều kiện : Smin < Sgh = Sđm . Với Sgh được tính trong bảng tính toán sau: Phụ tải SminMVA SghMVA Nhận xét Số lượng MBA 1 12.35 - - 1 TPDH.25000/110 2 31,33 27.71 Không cắt 2 TPDH 40000/110 3 19,56 - - 1 TPDH 32000/110 4 27,77 - - 1 TPDH 40000/110 5 24,71 22.23 Không cắt 2 TPD 32000/110 6 24,71 22.23 Không cắt 2 TPDH 32000/110 Theo bảng trên ta thấy không có phụ tải nào có thể cắt bớt MBA Khi tính toán chế độ xác lập ta lấy: UN= 105%. 110 = 115,5(kV). Tính toán tương tự như chế độ phụ tải max ta có bảng sau : Đoạn dây N-1 N-2 N-3 N-4 N-5 N-6 S''Bi 10,5+j6,51 28+j14,06 17,5+j8,74 21+j13,08 21+j13,01 21+j13,01 ΔSBi 0,03+j0,64 0,03+j0,78 0,05+j1,26 0,07+j1,61 0,04+j1,00 0,04+j1,00 S'Bi 10,53+j7,15 28,03+j14,84 17,55+j10,00 21,07+j14,69 21,04+j14,01 21,04+j14,01 ΔS0i 0,029+j0,2 0,084+j0,56 0,035+j0,24 0,042+j0,28 0,07+j0,48 0,07+j0,48 SBi 10,56+j7,35 28,11+j15,42 17,59+j10,24 21,11+j14,97 21,11+j14,49 21,11+j14,49 j0,72 j1,63 j0,97 j1,10 j1,32 j0,91 S''Ni 10,56+j6,63 28,11+j13,79 17,59+j9,27 21,11+j13,87 21,11+j13,17 21,11+j13,58 ΔSNi 0,19+j0,25 0,55+j0,87 0,40+j0,80 0,44+j1,35 0,35+j0,46 0,24+j0,32 S'Ni 10,75+j6,88 28,66+j14,66 17,99+j10,07 21,55+j15,22 21,46+j13,63 21,35+j13,90 j0,79 j1,79 j1,07 j1,22 j1,46 j1,00 SNi 10,75+j6,09 28,66+j12,87 17,99+j9,00 21,55+j14,00 21,46+j12,17 21,35+j12,90 Bảng tính toán điện áp các nút và tổn thất điện áp  Phụ tải  ∆UN (kV)  Ui (kV)  ∆UB (kV)  UH’ (kV)  UH (kV)  DPΣ (MW)  ∆A (MWh) 1 2,52 112,98 3,43 109,55 10,00 0,25 852,75 2 3,04 112,46 2,26 110,2 10,06 0,66 2251,26 3 4,04 111,46 5.31 106.15 9,69 0,49 1671,39 4 4,93 110,57 4,47 106.10 9,69 0,55 1876,05 5 2,31 113,19 2,62 110,57 10,10 0,46 1569,06 6 1,59 113,91 2,60 111,31 10,16 0,35 1193,85 CHƯƠNG V: TÍNH TOÁN ĐIỀU CHỈNH ĐIỆN ÁP Để điều chỉnh điện áp trong HTĐ ta có thể có nhiều biện pháp. Đối với MBA có thể điều chỉnh điện áp bằng cách thay đổi đầu phân áp của MBA như thay đổi tỉ số biến đổi điện áp,thay đổi thông số đường dây,thay đổi dòng công suất phản kháng phụ tải trong mạng điện… Các phụ tải có yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường , ta sử dụng MBA có bộ điều chỉnh dưới tải và tiến hành chọn đầu phân áp cho các phụ tải với phạm vi điều chỉnh : Upatc = 115 9.1,78%.115. Các phụ tải có yêu cầu điều chỉnh điện áp thường ta sử dụng MBA có đầu phân áp cố định với phạm vi điều chỉnh là: Upatc= 115 2.2,5%.115. Yêu cầu điều chỉnh chất lượng điện áp bao gồm : + Yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường, độ lệch điện áp cho phép Trong chế độ phụ tải cực tiểu :dU1% = 0 % Trong chế độ phụ tải cực đại : dU2% = +5 % + Yêu cầu điều chỉnh điện áp thường Chế độ phụ tải cực tiểu : dU1% £ +7.5% Chế độ phụ tải cực đại: dU2% ≥+2.5% Quy ước: Kí hiệu “1” dùng cho chế độ phụ tải min. Kí hiệu “2” dùng cho chế độ phụ tải max Phương pháp chọn như sau: Điện áp yêu cầu trên thanh cái hạ áp của trạm được xác định theo công thức Uyc = UHđm + dU%.UHđm Trong đó UHđm là điện áp định mức của mạng điện hạ áp + Với hộ điều chỉnh điện áp khác thường : Đối với mạng điện này UHđm = 10,5 kV. Vì vậy điện áp yêu cầu trên thanh cái hạ áp của trạm khi phụ tải cực tiểu ,cực đại là : Uyc1 = UHđm + dU1%. UHđm = 10,5 +0 %.22 = 10,5 (kV). Uyc2 = UHđm + dU1%. UHđm = 10,5 +5 %.10,5 = 11,03 (kV). + Với hộ điều chỉnh điện áp thường : Uyc1 = UHđm + du1%. UHđm = 10,5 +7.5 %.10,5 = 11,29(kV). Uyc2 = UHđm + du1%. UHđm = 10,5 +2.5 %.10,5 = 10,76(kV). - Tỉ số biến đổi điện áp của MBA k == Với Upa giá trị điện áp tương ứng với đầu phân áp được chọn Ukt giá trị điện áp không tải phía hạ áp. Ukt =1,1.UHđm =1,1.10,5= 11,55 (kV) + MBA có bộ điều chỉnh điện áp dưới tải(Với hộ điều chỉnh điện áp khác thường ). Ở mỗi chế độ phụ tải có một đầu phân áp tương ứng Upa1=(UC1 - UB1). Upa2 =(UC2 - UB2). Điện áp của đầu điều chỉnh tiêu chuẩn là : Upatc = 115 9.1,78%.115. Upa1 chọn Upatc1 Upa2 chọn Upatc2 Tính lại giá trị điện áp thực trên thanh cái hạ áp của MBA UH1 =(UC1 - UB1). UH2 =(UC2 - UB2). Kiểm tra điều kiện : dU1%= .100% = 0% dU2%= .100% = 5% + MBA có đầu phân áp cố định (dùng cho yêu cầu điều chỉnh điện áp thường). Ở cả hai chế độ phụ tải min và phụ tải max chỉ dùng chung một đầu phân áp tiêu chuẩn : Upatb = (U1pa+U2 pa) (chọn đầu phân áp tiêu chuẩn gần nhất với giá tri Upatc) Tính lại giá trị điện áp thực trên thanh cái hạ áp của MBA UH1 =(UC1 - UB1). UH2 =(UC2 - UB2). Kiểm tra điều kiện : dU1%= .100% 7,5% dU2%= .100% 2,5%. Bảng số liệu các đầu phân áp tiêu chuẩn đối với MBA có yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường Nấc -9 -8 -7 -6 -5 -4 -3 -2 -1 0 Upatc (kV) 96,577 98,624 100,671 102,718 104,765 106,812 108,859 110,906 112,953 115 Nấc 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Upatc (kV) 115 117,047 119,094 121,141 123,188 125,235 127,282 129,329 131,376 133,423 Bảng số liệu các đầu phân áp tiêu chuẩn đối với MBA yêu cầu đcđa thường Nấc -2 -1 0 1 2 Upatc (kV) 109,25 112,125 115 117,875 120,75 - Chọn đầu phân áp cho MBA trạm 1. Điện áp trên thanh cái hạ áp đã quy đổi về phía cao áp U= 109,55kV U= 112,53 kV Đây là hộ loại I, yêu cầu điều chỉnh điện áp thường nên ta có các giá trị điện áp yêu cầu trên thanh cái của TBA : Uyc1 = Uđm + du1%.Uđm = 10,5 +7.5 %.10,5 = 11,29(kV). Uyc2 = Uđm + du1%.Uđm = 10,5 +2.5 %.0,5 = 10,76(kV). Tính đầu điều chỉnh trong MBA khi phụ tải cực tiểu và cực đại: Với Ukt = 11,55(kV) Upa1 = U. = 109,55. = 112,07 (kV) Upa2 = U. = 112,53. = 120,79 (kV) Ở cả hai chế độ phụ tải min và phụ tải max chỉ dùng chung một đầu phân áp tiêu chuẩn : Upatb = (U1pa+U2 pa) = (112,07+120,79) =116,43 (kV) Dựa vào bảng ta chọn Upatc =115kV ứng với n=0 Tính lại giá trị điện áp thực trên thanh cái hạ áp của MBA : UH1 =(UC1 - UB1). = 109,55.= 11,00 (kV) UH2 =(UC2 - UB2). =112,53.=11,30 (kV) Kiểm tra điều kiện : dU1%= .100% = 4,76% 7,5% dU2%= .100% = 7,62% 2,5% (thỏa mãn điều kiện) Tính toán tương tự cho các trạm còn lại ta có: Trạm biến áp Nấc chọn Chế độ Min Chế độ Max 1 0 0 2 1 1 3 -1 -1 4 -1 -1 5 1 1 6 2 2 CHƯƠNG VI TÍNH TOÁN CÁC CHỈ TIÊU KINH TẾ KỸ THUẬT CHO LƯỚI ĐIỆN Giá thành truyền tải điện của lưới điện được xác định theo công thức (đ/kWh) Trong đó : Y: chi phí vận hành hàng năm trong mạng điện (đ) Att: tổng điện năng mà các phụ tải điện nhận được, (MWh) . Tính tổng điện năng phụ tải nhận được Att được tính theo chế độ phụ tải cực đại với Tmax = 5000h. Ta có : Att = PSi.Tmax =175.5000 = 875.106 (MWh) . Chi phí vận hành hàng năm Y Y = avhd.Vd + avht.Vt + SDA.C (đ) Trong đó avhd : hệ số vận hành đường đây , avhd = 0,04; avht : hệ số vận hành thiết bị trong TBA , avht= 0,1; Vd : vốn đầu tư xây dựng đường đây. Vt : vốn đầu tư xây dựng TBA. C : giá điện trung bình ,C = 700đ/kWh. + Vốn đầu tư xây dựng đường đây: Vd = 134,78.109 (đ) SDA: tổng tổn thất điện năng (bao gồm tổn thất điện năng trên đường đây và MBA) , (MWh) + Vốn đầu tư xây dựng TBA : Với trạm có 2 MBA, giá sẽ bằng 1,8 lần trạm có 1 MBA Trong đó có: 1 trạm có 2 MBA công suất 40 MVA; 2 trạm có 2 MBA công suất 32 MVA; Và 3 trạm có 1 máy biến áp công suất lần lượt là: 25,32,40 MVA; Bảng giá MBA 110/22 (106/MBA) Sđm (MVA) 16 25 32 40 63 80 Vt(106 ) 13000 19000 22000 25000 35000 42000 Ta có vốn đầu tư xây dựng TBA là: Vt=19000.106+22000.106+25000.106+1,8.(2.25000.106+2.2.22000.106 =314.109(đ) Tổng tổn thất điện năng toàn lưới: SDA = 1671,39+4604,85+3359,83+3997,69+3035,79+2285,37 = 18954,92 (MWh) Tổn thất điện năng tính theo % điện năng của phụ tải: DA% =.100 = =2,17 % Chi phí vận hành hàng năm là: Y = avhd.Vd + avht.Vt + SDA.C = 0,04. 134,78.109 + 0,1.314.109+18954,92 .700.103 = 50,06.109 (đ) Vậy giá thành tải điện: = = 57,21 (đ/kWh). Giá thành xây dựng mạng điện cho 1 MW công suất phụ tải: k = = = 2,56.109 (đ/MW) Bảng tổng kết chỉ tiêu kinh tế- kĩ thuật của mạng điện TT Các chỉ tiêu Trị số Đơn vị 1 ΔUtb 6,36 % 2 ΔUsc 8,04 % 3 Độ dài đường đây Lộ đơn 167,06 km Lộ kép 119,51 km Tổng 286,57 km 4 Tổng công suất TBA 201 MVA 5 Vốn đầu tư Đường dây 134,78.109 đ Trạm biến áp 314.109 đ Tổng vốn đầu tư 448,78.109 đ 6 Tổng công suất phụ tải max 175 MW 7 Điện năng tải hàng năm 875.103 MWh 8 Tổng tổn thất công suất 5,56 MW 9 Tổng tổn thất điện năng 18954,92 MWh 10 Tổng tổn thất điện năng 2,17 % 11 Chi phí vận hành hàng năm 50,06.109 đ 12 Giá thành tải điện 57,21 đ/ kWh 13 Giá thành xây dựng cho 1 MW 2,56.109 đ TÀI LIỆU THAM KHẢO Mạng lưới điện. Nhà xuất bản Khoa học và kỹ thuật- Hà Nội , 2001. Tác giả Nguyễn Văn Đạm. Phân tích chế độ xác lập hệ thống điện.Nhà xuất bản Bách Khoa- Hà Nội, 2010. Tác giả Phạm Văn Hòa. Thiết kế các mạng và hệ thống điện. Nhà xuất bản Khoa học và Kĩ thuật Hà Nội, 2008.Tác giả Nguyễn Văn Đạm.