Đề tài Lựa chọn thông số cấu trúc hệ thống cung cấp điện đô thị có xét đến chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện

ơ đồ khối các bước tính toán chọn thông số cấu trúc LHA II.4 Lựa chọn thông số cấu trúc lưới hạ áp. Ta tiến hành lựa chọn thông số của lưới hạ áp theo hai tiêu chuẩn: + Tiêu chuẩn kỹ thuật; + Theo giản đồ khoảng chia kinh tế sử dụng hàm chi phí vòng đời khi xét đến chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện: Trong trường hợp này do cường độ hỏng hóc và thời gian phục hồi của các cáp có tiết diện khác nhau là như nhau do đó ứng với cùng một mật độ phụ tải và chiều dài cáp thì chi phí độ tin cậy của các cáp tiết diện khác nhau là như nhau.Do đó khi so sánh chi phí vòng đời của các cáp tiết diện khác nhau thì thành phần chi phí độ tin cậy không ảnh hưởng đến kết quả so sánh. Nhưng ta vẫn tính thành phần chi phí độ tin cậy vì nó ảnh hưởng đến chi phí vòng đời của toàn bộ LHA. II.4.1 Lựa chọn chiều dài ĐDRN II.4.1.1 Lựa chọn chiều dài ĐDRN theo tiêu chuẩn kỹ thuật. Thông số của đường dây rẽ nhánh ứng với các tiết diện tương ứng được cho trong bảng sau: Bảng 2.2 Các thông số của ĐDRN F1 [ mm2] 35 50 70 95 120 rol [Ω/km] 0,554 0,386 0,272 0,206 0,161 Ilcp [A] 158 198 245 292 344 Kol [Trđ/km] 57,7 80,6 113,1 151,2 189,8 a. Kiểm tra điều kiện phát nóng dài hạn. Cáp được chọn phải thoả mãn điều kiện: ILmax≤ K.Icp (2.1) Trong đó: Ilmax: Dòng làm việc bình thường lớn nhất xuất hiện trên ĐDRN [A]. (2.2) Slmax: Công suất tính toán của ĐDRN [VA] Slmax=d1.σ.K đt.Kđđ = l.lkc.σ. K đt.Kđđ (2.3) σ: Mật độ phụ tải [VA/m2 ]; dl: Diện tích phụ tải mà ĐDRN cấp điện (m2). Đối với sơ đồ lưới điện lý tưởng có thể tính được dl=l.lkc; l :Chiều dài ĐDRN (m), trong tính toán lấy trung bình l=60m; lkc:Khoảng cách giữa hai hộp cáp rẽ nhánh, trong tính toán lấy lkc=40m; Kđđ=1:Hệ số đồng đều của phụ tải; Kđt=0,8:Hệ số đồng thời của phụ tải; U đm=380V; Icp: Dòng điện làm việc lâu dài cho phép của cáp(A); K=1: Hệ số hiệu chỉnh. Tính toán và kiểm tra có thể xuất hiện trên các ĐDRN và kết quả cho trong bảng 2.3. Trong đó dấu “+” nghĩa là cáp thoả mãn điều kiện,”-“ là áp không thoả mãn điều kiện. Bảng 2.3 Kiểm tra điều kiện phát nóng dài hạn của ĐDRN. σ (VA/m2 ) Slmax (VA) Ilmax (A) Tiết diện ĐDRN 35 50 70 95 120 10 19200 29.17 + + + + + 20 38400 58.34 + + + + + 30 57600 87.52 + + + + + 40 76800 116.69 + + + + + 50 96000 145.86 + + + + + 60 115200 175.03 - + + + + 70 134400 204.21 - - + + + Qua đó ta thấy khi mật độ phụ tải tăng cao tới 70VA/m2 thì các loại cáp dùng trong giả thiết hầu như đều thoả mãn điều kiện phát nóng dài hạn. Riêng với cáp 35mm2 và 50mm2 nếu ở mật độ phụ tải cao hơn 50VA/m2 sẽ có thể bị quá tải. Tuy nhiên sự quá tải không lớn và các thiết diện này cũng chỉ thường được sử dụng khi mật độ phụ tải nhỏ. Vậy để thoả mãn điều kiện phát nóng dài hạn ta nên chọn chiều dài ĐDRN l≤ ltb =60m. Giá trị này cũng phù hợp trong thực tế. b. Chọn chiều dài ĐDRN theo điều kiện tổn thất điện áp cho phép. [V] (2.4) Trong đó: L: Chiều dài đường dây (m). r0 và x0: Điện trở và điện kháng đơn vị của ĐDRN (Ω/km). Với đường dây cáp vặn xoắn x0<<r0 P: Công suất tác dụng của phụ tải: P=S.cosφ=l.lkc.Kđt.Kđđ.cosφ (W) (2.5) Thay vào công thức (2.4) ta được: [V] (2.6) [m] (2.7) Yêu cầu về tổn thất điện áp phụ thuộc và rất nhiều yếu tố như chế độ làm việc, chế độ đầu phân áp của MBA…ở mức thiết kế, theo giả thiết ΔUlcp≤ 1%. Uđm, thay giá trị này vào công thức (2.7) ta được chiều dài ĐDRN theo tổn thất điện áp cho phép l= f(σ, F1) như trong Bảng 1.1-Phụ lục 1. II.4.1.2 Lựa chọn thông số ĐDRN theo giản đồ khoảng chia kinh tế sử dụng hàm chi phí vòng đời khi xét đến chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện. Giản đồ khoảng chia kinh tế chọn tiết diện ĐDRN. - Hàm chi phí vòng đời cho một ĐDRN có dạng: [tr.đ] (2.8) (2.9) Trong đó: Kol, rol - Vốn đầu tư xây dựng [Tr. đ/km] và điện trở đơn vị [Ω/km] của ĐDRN. ltb - Chiều dài trung bình của ĐDRN [m]. τHA - Thời gian tổn thất công suất lớn nhất =2400h. Ce - Giá điện năng [đ/kWh]. Cml - Giá mất điện khi sự cố cáp [đ/kWh]. τl - Thời gian phục hồi sự cố cáp [h]. λl - Cường độ hỏng hóc cáp [lần/100km.năm]. Uđm=380V. (P/A,i,n)- Hệ số quy đổi theo thời gian. Theo giả thiết (P/A,i,n)=7,843. Thành phần chi phí tổn thất viết cho trường hợp phụ tải cuối đường dây vì coi chiều dài ĐDRN là ngắn và phần lớn phụ tải tập trung ở cuối đường dây. Thay các phương án ĐDRN vào (2.9) ta tính được Wl=f(σ, Fl, Ce, Cml) và chọn được tiết diện ĐDRN hợp lý Flop để Wl đạt Min. Kết quả lựa chọn tiết diện ĐDRN như sau: Bảng 2.4 Tiết diện hợp lý của ĐDRN( theo bảng PL1.2) Ce=900[đ/kwh] Ce=1200[đ/kwh] Ce=1500[đ/kwh] σ[VA/m2 ] Flop[mm2 ] σ[VA/m2 ] Flop [mm2 ] σ[VA/m2 ] Flop [mm2 ] 1≤ σ ≤17 35 1≤ σ ≤21 35 1≤ σ ≤13 35 18≤ σ ≤25 50 16≤ σ ≤22 50 14≤ σ ≤19 50 26≤ σ ≤36 70 23≤ σ ≤31 70 20≤ σ ≤28 70 37≤ σ ≤44 95 32≤ σ ≤38 95 29≤ σ ≤34 95 45≤ σ ≤70 120 39≤ σ ≤70 120 35≤ σ ≤70 120 b. Xác định chiều dài hợp lý của ĐDRN. Bước 1. Với mật độ phụ tải σ, giá điện Ce, giá mất điện Cml ta xác định được Flop từ giản đồ kinh tế Wl=f(σ, Fl, Ce, Cml). Bước 2. Từ quan hệ l=f(σ,Fl), với Flop đã xác định ở bước 1 ta xác định được chiều dài của ĐDRN. Bước 3. Kết hợp quan hệ l=f(σ, Fl) với kiểm tra điều kiện phát nóng dài hạn ta tìm được chiều dài hợp lý của ĐDRN như sau: lOP= Min{ ltb,l} = f(σ, Ce, Cml). Kết quả thu được cho trong Bảng 1.2- Phụ lục 1 * Nhận xét: - Giá điện càng cao thì tiết diện đường dây rẽ nhánh càng lớn. - Cáp vặn xoắn tiết diện 120mm2 xuất hiện nhiều ở mật độ phụ tải lớn , đây là xu hướng tiết diện được sử dụng tại những nơi có mật độ phụ tải cao II.4.1 Lựa chọn chiều dài ĐDTC II.4.1.1 Lựa chọn chiều dài ĐDTC theo tiêu chuẩn kỹ thuật. 1. Khi chưa thực hiện giải pháp nâng cao độ tin cậy. Thông số của đường dây rẽ nhánh ứng với các tiết diện tương ứng được cho trong bảng sau: Bảng 2.5 Các thông số của ĐDTC FL [ mm2] 120 150 185 240 300 roL[Ω/km] 0,161 0,129 0,106 0,081 0,064 ILcp [A] 344 391 448 528 608 KoL [Trđ/km] 189,8 216,8 261,3 325,2 410,7 a. Lựa chọn chiều dài ĐDTC theo điều kiện phát nóng dài hạn. Cáp được chọn phải thoả mãn điều kiện: ILmax≤ K.Icp (2.10) Trong đó: ILmax: Dòng làm việc bình thường lớn nhất xuất hiện trên ĐDTC . (2.11) (2.12) SLmax: Công suất tính toán của ĐDTC [ VA] SLmax=d2.σ.K đt.Kđđ = L1.ltb.σ. K đt.Kđđ (2.13) σ: Mật độ phụ tải[VA/m2 ]; d2: Diện tích phụ tải mà ĐDTC cấp điện (m2). Đối với sơ đồ lưới điện lý tưởng có thể tính được d2=L1.ltb; L1:Chiều dài ĐDTC (m); ltb:Khoảng cách trung bình của ĐDRN, trong tính toán lấy ltb= 60m; Kđđ=1:Hệ số đồng đều của phụ tải; Kđt=0,8:Hệ số đồng thời của phụ tải; U đm=380V; Icp: Dòng điện làm việc lâu dài cho phép của cáp(A); K=1: Hệ số hiệu chỉnh. Thay giá trị Icp vào (2.9) ta tìm được giá trị giưới hạn của chiều dài ĐDTC theo điều kiện phát nóng dài hạn L1= f(σ,FL ). Kết quả cho trong Bảng 1.3 Phụ lục 1 b. Chọn chiều dài ĐDTC theo điều kiện tổn thất điện áp cho phép. (2.14) Trong đó: L2: Chiều dài đường dây (m). r0L và x0L: Điện trở và điện kháng đơn vị của ĐDTC (Ω/km). Với đường dây cáp vặn xoắn x0<<r0 P: Công suất tác dụng của phụ tải: P=S.cosφ=L2.ltb.Kđt.Kđđ.cosφ (W) (2.15) Thay vào công thức (2.14)ta được: [V] (2.16) [m] (2.17) Theo giả thiết ΔULcp≤ 4%. Uđm, thay giá trị này vào công thức (2.7) ta được chiều dài ĐDTC theo tổn thất điện áp cho phép L2= f(σ, FL) như trong Bảng 1.4-Phụ lục 1. So sánh bảng 1.3 và 1.4- Phụ lục 1 ta có L= Min(L1,L2) là chiều dài ĐDTC thảo mãn điều kiện kỹ thuật và cho trong Bảng 1.5-Phụ lục 1. c. Xác định chiều dài của ĐDTC theo bán kính phục vụ của TBAPP. Bán kính phục vụ của TBAPP là khoảng cách xa nhất một TBAPP có thể phục vụ theo khả năng công suất của mình. Công suất lớn nhất truyền tải trên một lộ ĐDTC được xác định theo công thức sau: SL=SBPP/Nlộ (2.18) Trong đó: Nlộ - Số lộ ra của TBAPP. SBPP- Công suất TBAPP. Ngoài ra ta còn có: SL=L’’.σ.ltb.Kdt.Kdd [VA ] (2.19) L’’- Chiều dài ĐDTC theo bán kính cung cấp điện của TBAPP. (2.20) Từ đây ta thu được quan hệ L’’= f(σ,SBPP) và kết quả cho trong Bảng 1.6- Phụ lục 1. 2. Khi thực hiện giải pháp nâng cao độ tin cậy. Mục đích của giải pháp nâng cao độ tin cậy cung cấp điện là đảm bảo phụ tải của một TBAPP không bị ngừng cấp điện khi xảy ra khi sự cố TBAPP đó hoặc khi TBAPP đó phải ngừng điện kế hoạch. Khi đó phụ tải của TBAPP phải được cấp điện từ các TBAPP xung quanh thông qua ĐDTC của TBAPP đó và các TBAPP xung quanh. Muốn vậy thì ĐDTC phải đảm bảo điều ki n phát nóng dài hạn và điều kiện tổn thất điện áp cho phép khi thực hiện đấu nối ĐDTC của TBAPP đó với ĐDTC của các TBAPP xung quanh. Trong đồ án ta giả thiết TBAPP có 4 lộ ra, giả thiết cả 4 lộ ĐDTC đều được cấp điện từ 4 TBAPP xung quanh. Như vậy, ĐDTC của TBAPP phải chịu tải lớn gấp đôi và chiều dài cũng lớn gấp đôi. Và các TBAPP xung quanh cũng vẫn đảm bảo đủ công suất phục vụ do mỗi trạm chỉ bị quá t ải 25% Tổn thất điện áp cho phép lúc này là: ΔUcpsc=10%Udm a. Lựa chọn chiều dài ĐDTC theo điều kiện phát nóng dài hạn. Cáp được chọn phải thoả mãn điều kiện: ILmax≤ K.Icp (2.21) Trong đó: ILmax: Dòng làm việc bình thường lớn nhất xuất hiện trên ĐDTC . (2.22) (2.23) SLmax: Công suất tính toán của ĐDTC [VA] SLmax=d2.σ.K đt.Kđđ = 2.L1.ltb.σ. K đt.Kđđ (2.24) σ: Mật độ phụ tải[VA/m2 ]; d2: Diện tích phụ tải mà ĐDTC cấp điện (m2). Đối với sơ đồ lưới điện lý tưởng có thể tính được d2=2.L1.ltb; L1:Chiều dài ĐDTC(m); ltb:Khoảng cách trung bình của ĐDRN, trong tính toán lấy ltb= 60m; Kđđ=1:Hệ số đồng đều của phụ tải; Kđt=0,8:Hệ số đồng thời của phụ tải; U đm=380V; Icp: Dòng điện làm việc lâu dài cho phép của cáp(A); K=1: Hệ số hiệu chỉnh. Thay giá trị Icp vào (2.9) ta tìm được giá trị giới hạn của chiều dài ĐDTC theo điều kiện phát nóng dài hạn L1= f(σ,FL ). Kết quả cho trong Bảng 1.7- Phụ lục 1. b. Chọn chiều dài ĐDTC theo điều kiện tổn thất điện áp cho phép. [m] (2.25) Các thông số tương tự như trên Theo giả thiết điện áp cho phép sự cố ΔULcpsc = 10%. Uđm, thay giá trị này vào công thức (2.7) ta được chiều dài ĐDTC theo tổn thất điện áp cho phép L2= f(σ, FL) như trong Bảng 1.8-Phụ lục 1. So sánh bảng 1.7 và 1.8- Phụ lục 1 ta có L= Min(L1,L2) là chiều dài ĐDTC thảo mãn điều kiện kỹ thuật và cho trong Bảng 1.9-Phụ lục 1. c. Xác định chiều dài của ĐDRN theo bán kính phục vụ của TBAPP. Ta tính tương tự và kết quả cho trong Bảng 1.6 Phụ lục 1. II.4.1.2 Lựa chọn thông số ĐDTC theo giản đồ khoảng chia kinh tế sử dụng hàm chi phí vòng đời khi không thực hiện giải pháp nâng cao độ tin cậy cung cấp điện. Giản đồ khoảng chia kinh tế chọn tiết diện ĐDTC. - Hàm chi phí vòng đời cho một ĐDTC có dạng: [tr.đ] (2.26) (2.27) Trong đó: KoL, roL - Vốn đầu tư xây dựng [Tr.đ/km] và điện trở đơn vị [Ω/km] của ĐDTC. ltb - Chiều dài trung bình của ĐDRN [m]. τHA - Thời gian tổn thất công suất lớn nhất =2400h. Ce - Giá điện năng [đ/kWh]. Cml - Giá mất điện khi sự cố cáp [đ/kWh]. τl - Thời gian phục hồi sự cố cáp [h]. λl - Cường độ hỏng hóc cáp [lần/100km.năm]. Uđm=380V. (P/A,i,n)- Hệ số quy đổi theo thời gian. Theo giả thiết (P/A,I,n)=7,843. Ở thành phần chi phí tổn thất ta chia 3 vì coi phụ tải phân bố đều dọc theo ĐDTC. Thay các phương án ĐDTC vào (2.27) ta tính được WL=f(σ, Fl, Ce, Cml) và chọn được tiết diện ĐDTC hợp lý FLop để WL đạt Min. Kết quả lựa chọn tiết diện ĐDTC như sau: Bảng 2.6 Tiết diện hợp lý của ĐDTC( theo bảng 1.10-pl1) Ce=500[đ/kwh] Ce=900[đ/kwh] Ce=1700[đ/kwh] σ[VA/m2 ] FLop[mm2 ] σ[VA/m2 ] FLop[mm2 ] σ[VA/m2 ] FLop [mm2 ] 1≤ σ ≤12 120 1≤ σ ≤10 120 1≤ σ ≤9 120 13≤ σ ≤19 150 11≤ σ ≤14 150 10≤ σ ≤14 150 20≤ σ ≤21 185 15≤ σ ≤18 185 15≤ σ ≤16 185 22≤ σ ≤29 240 19≤ σ ≤25 240 17≤ σ ≤23 240 30≤ σ ≤70 300 26≤ σ ≤70 300 24≤ σ ≤70 300 b. Xác định chiều dài hợp lý của ĐDTC . Bước 1. Từ quan hệ L1= f(σ,FL ) xác định chiều dài ĐDTC theo điều kiện phát nóng dài hạn cho phép. Theo (2.12) Bước 2. Từ quan hệ L2= f(σ, FL) xác định chiều dài của ĐDTC theo điều kiện tổn thất điện áp cho phép.Theo (2.17) Bước 3.Từ quan hệ L= Min(L1,L2) xác định chiều dài của ĐDTC theo điều kiện kỹ thuật. Bước 4. Với mật độ phụ tải σ, giá điện Ce, giá mất điện Cml ta xác định được FLop từ giản đồ kinh tế WL=f(σ, FL, Ce, Cml). Theo (2.27) Bước 5. Từ quan hệ L’’=f(σ, SBPP), ứng với các SBPP khác nhau, xác định chiều dài ĐDTC theo bán kính phục vụ của TBAPP. Theo (2.20) Bước 6. Kết hợp c ác quan hệ ta tìm được chiều dài hợp lý của ĐDTC như sau: LOP= Min{ L,L’’} = f(σ, SBPP, Ce, Cml). Kết quả thu được cho trong Bảng 1.11- Phụ lục 1. II.4.1.2 Lựa chọn thông số ĐDTC theo giản đồ khoảng chia kinh tế sử dụng hàm chi phí vòng đời khi thực hiện giải pháp nâng cao độ tin cậy cung cấp điện. a. Giản đồ khoảng chia kinh tế chọn tiết diện ĐDTC. Giá trị vẫn như trong bảng 2.6 b. Xác định chiều dài hợp lý của ĐDTC . Bước 1. Từ quan hệ L1= f(σ,FL ) xác định chiều dài ĐDTC theo điều kiện phát nóng dài hạn cho phép. Theo (2.23) Bước 2. Từ quan hệ L2= f(σ, FL) xác định chiều dài của ĐDTC theo điều kiện tổn thất điện áp cho phép. Theo (2.25) Bước 3.Từ quan hệ L= Min(L1,L2) xác định chiều dài của ĐDTC theo điều kiện kỹ thuật. Bước 4. Với mật độ phụ tải σ, giá điện Ce, giá mất điện Cml ta xác định được FLop từ giản đồ kinh tế WL=f(σ, FL, Ce, Cml). Theo (2.27). Bước 5. Từ quan hệ L’’=f(σ, SBPP), ứng với các SBPP khác nhau, xác định chiều dài ĐDTC theo bán kính phục vụ của TBAPP. Theo (2.20) Bước 6. Kết hợp các quan hệ ta tìm được chiều dài hợp lý của ĐDTC như sau: LOP= Min{ L,L’’} = f(σ, SBPP, Ce, Cml). Kết quả thu được cho trong Bảng 1.12- Phụ lục 1. * Nhận xét: - Giá điện càng cao thì tiết diện cáp trục càng tăng. - Ở mật độ phụ tải phù hợp thì tiết diện 150mm2 được sử dụng là phản ánh đúng xu hướng hiện nay. Các bước xác định chiều dài ĐDTC trên đây chỉ kà gần đúng. Thực tế quá trình lựa chọn chiều dài Đ DTC là một qua trình truy lặp nhiều lần trong đó từ một chiều dài Đ DTC cho trước, chọn tiết diện Đ DTC FLop(1) theo giản đồ (2.26). Từ FLop(1) chọn được Fop(1) theo (2.27). Thay Fop(1) vào (2.26) ta chọn được FLop(1) và từ đó xác định được Fop(1) . Vòng lặp tiếp tục cho đến khi hội tụ tại một cặp FLop(k) và Fop(k) ở bớc thứ k nào đó. Tuy nhiên khi thiết kế có thể lấy L= Ltb=250m và chọn FLop theo Fop. Kết quả này gây sai số tại những vùng có mật độ phụ tải rất cao hoặc rất thấp, còn đối với đô thị mật độ phụ tải khoảng 15VA/m2 thì kết quả L=Ltb có thể chấp nhận được. III. Lựa chọn TBAPP. III.1 Lựa chọn số lượng TBAPP khi không thực hiện giải pháp nâng cao độ tin cậy cung cấp điện. Số TBAPP tính theo công suất TBAPP. Trên diện tích khảo sát TBAPP nào đó, theo điều kiện phát nóng dài hạn cho phép, số TBAPP có thể xác định theo công suất TBAPP như sau: (2.28) Trong đó: Stt- Công suất tính toán của phụ tải [MVA] trong khu vực khảo sát D. Các đại lượng Kđt, Ktt,σ tương tự các công thức trên. Ứng với các giá trị của mật độ phụ tải σ và STBPP thay vào (2.28) ta tính được số TBAPP theo quan hệ N’B=f( σ,STBPP). Kết quả cho trong Bảng 1.13- Phụ lục 1. TBA tính theo phạm vi cấp điện. Số TBA được tính theo công thức: (2.29) Trong đó: LOP, lOP - chiều dài hợp lý ĐDRN, ĐDTC đã xác định theo Bảng 1.2 và Bảng 1.10 – Phụ lục 1 Nlộ - số lộ ra của một TBAPP. Thay các số liệu vào (2.29), xác định được NB’’= f(σ,SBPP, Ce ) Kết quả cho trong bảng 1.14- Phụ lục 1. Để các TBAPP không bị quá tải thì số lượng TBAPP được chọn theo quan hệ sau: NB=Max{ NB’, N’’ĐDTC } So sánh hai bảng 1.13 và bảng 1.14a- Phụ lục 1 theo quan hệ trên ta được kết quả cho trong bảng 1.15a- phụ lục 1. III.2 Lựa chọn số lượng TBAPP khi thực hiện giải pháp nâng cao độ tin cậy cung cấp điện. Số TBAPP tính theo công suất TBAPP. Kết quả cho trong Bảng 1.13- Phụ lục 1. TBA tính theo phạm vi cấp điện. Tương tự trường hợp khi không thực hiện giải pháp nâng cao độ tin cậy cung cấp điện, thay giá trị LOP, lOP - chiều dài hợp lý ĐDRN, ĐDTC đã xác định theo Bảng 1.2 và Bảng 1.12 – Phụ lục 1, Thay các số liệu vào (2.29), xác định được NB’’= f(σ,SBPP, Ce ) Kết quả cho trong bảng 1.14b- Phụ lục 1. So sánh hai bảng 1.13 và bảng 1.14b- Phụ lục 1 theo quan hệ trên ta được kết quả cho trong bảng 1.15b- phụ lục 1. III.3 Lựa chọn công suất TBAPP khi không thực hiện giải pháp nâng cao độ tin cậy cung cấp điện. Công suất TBAPP được chọn sao cho cực tiểu hàm chi phí vòng đời của toàn bộ LHA bao gồm các ĐDRN, ĐDTC, TBAPP. Các chi phí vòng đời của từng phần trên được tính như sau: Chi phí vòng đời của TBAPP. Hàm chi phí vòng đời của một TBAPP được xác định theo công thức sau: (2.30) Trong đó: KMBAPP- Vốn đầu tư xây dựng một TBAPP. ΔP0, ΔPn - Tổn thất không tải và tổn thất ngắn mạch của máy TBAPP [kW]. T- Thời gian vận hành MBA trong năm = 8760h. SBPP - Công suất định mức của máy TBAPP [kVA]. λ2 - Cường độ hỏng hóc [lần] của TBAPP τ2 - Thời gian phục hồi [h/lần] của TBAPP. λ3 -Cường độ ngừng điện kế hoạch [lần] của TBAPP τ3 - Thời gian ngừng điện kế hoạch [h/lần] của TBAPP. Cm2 - Giá mất điện khi sự cố máy BAPP [đ/kWh] Cm3 - Giá mất điện khi ngừng điện kế hoạch máy BAPP [đ/kWh] Thay các thông số vào (2.30) ta được kết quả cho trong bảng 2.7 ` Bảng 2.7: Thông số các máy biến áp của phương án TBAPP SBPP(kVA) KBPP (Tr.đ) Δpo (kW) ΔPn (kW) WBPP(Tr.đ) Ce=900(đ/kWh) Ce=1200(đ/kWh) Ce=1500(đ/kWh) 180 59 0.45 2.95 719.67 745.60 771.54 250 70 0.61 4.1 986.72 1022.44 1058.17 400 90 0.84 5.75 1534.62 1584.40 1634.19 630 123 1.12 8.2 2371.22 2440.61 2510.00 750 145 1.3 10.5 2831.89 2917.98 3004.07 b. Chi phí vòng đời của một ĐDTC thuộc TBAPP. Sau khi tính toán và lựa chọn các thông số ĐDTC hợp lý, chi phí vòng đời của ĐDTC thuộc một TBAPP được xác định như sau: (2.31) Trong đó: KoL, roL, ltb, Uđm,τHA, (P/A,i,n), Ce, Kdt, Kdd, σ, Cml, τ1,λ1 tương tự (2.27) LOP theo kết quả đã tìm ở trên Nlo= 4: Số ĐDTC thuộc một TBAPP. Kết quả thu được cho trong bảng 1.16- Phụ lục 1 Chi phí vòng đời của một ĐDRN thuộc TBAPP. Sau khi tính toán và lựa chọn các thông số ĐDRN hợp lý, chi phí vòng đời của ĐDRN thuộc một TBAPP được xác định như sau: (2.32) Trong đó: Kol, rol, ltb, Uđm,τHA, (P/A,i,n), Ce, Kdt, Kdd, σ, Cml, τ1,λ1 tương tự (2.9) lOP theo kết quả đã tìm ở trên. m- Số ĐDRN thuộc một TBAPP. (2.33) Kết quả thu được cho trong bảng 1.17- Phụ lục 1 Giản đồ khoảng chia kinh tế lựa chọn công suất hợp lý TBAPP. Hàm chi phí vòng đời của toàn bộ LHA là: WHA=NB.( WBPP+WL+Wl ) [Tr.đ] (2.34) Ứng các giá trị NB, WBPP, WL, Wl tính được ở các phần trên ta thay vào (2.34) Kết quả thu được cho trong bảng 1.18- Phụ lục 1.Từ đó kết quả tóm tắt như bảng 2.8 Bảng 2.8 Công suất TBAPP hợp lý khi không thực hiên giải pháp nâng cao ĐTC cung cấp điện. Ce=900[đ/kwh] Ce=1200[đ/kwh] Ce=1500[đ/kwh] σ[VA/m2 ] SSPPop[kVA] σ[VA/m2 ] SSPPop[kVA] σ[VA/m2 ] SSPPop[kVA] 1≤ σ ≤13 180 1≤ σ ≤16 180 1≤ σ ≤19 180 14≤ σ ≤26 250 17≤ σ ≤29 250 20≤ σ ≤32 250 27≤ σ ≤48 400 30≤ σ ≤51 400 33≤ σ ≤54 400 49≤ σ ≤70 630 52≤ σ ≤70 630 55≤ σ ≤70 630 III.4 Lựa chọn công suất TBAPP khi thực hiện giải pháp nâng cao độ tin cậy cung cấp điện. Khi thực hiện giải pháp nâng cao ĐTC cung cấp điện thì TBAPP không bị mất điện khi xảy ra sự cố hoặc khi ngừng cấp điện kế hoạch nên trong chi phí vòng đời của TBAPP sẽ không có thành phần chi phí ĐTC. Công suất TBAPP được chọn sao cho cực tiểu hàm chi phí vòng đời của toàn bộ LHA bao gồm các ĐDRN, ĐDTC, TBAPP. Các chi phí vòng đời của từng phần trên được tính như sau: Chi phí vòng đời của TBAPP. Hàm chi phí vòng đời của một TBAPP được xác định theo công thức sau: (2.35) Trong đó: KMBAPP- Vốn đầu tư xây dựng một TBAPP. ΔP0, ΔPn - Tổn thất không tải và tổn thất ngắn mạch của máy TBAPP [kW]. Thay các thông số vào (2.35) ta được kết quả cho trong bảng 2.9 Bảng 2.9: Thông số các máy biến áp của phương án TBAPP SBPP(kVA) KBPP (Tr.đ) Δpo (kW) ΔPn (kW) WBPP(Tr.đ) Ce=900(đ/kWh) Ce=1200(đ/kWh) Ce=1500(đ/kWh) 180 59 0.45 2.95 136.80 162.73 188.67 250 70 0.61 4.1 177.18 212.90 248.63 400 90 0.84 5.75 239.35 289.13 338.92 630 123 1.12 8.2 331.17 400.56 469.95 750 145 1.3 10.5 403.26 489.35 575.44 1000 195 1.65 13 517.26 624.68 732.10 Chi phí vòng đời của một ĐDTC thuộc TBAPP. Sau khi tính toán và lựa chọn các thông số ĐDTC hợp lý, chi phí vòng đời của ĐDTC thuộc một TBAPP được xác định như sau: (2.36) Trong đó: KoL, roL, ltb, Uđm,τHA, (P/A,i,n), Ce, Kdt, Kdd, σ, Cml, τ1,λ1 tương tự (2.27) LOP theo kết quả đã tìm ở trên Nlo= 4: Số ĐDTC thuộc một TBAPP. Kết quả thu được cho trong bảng 1.19- Phụ lục 1 Chi phí vòng đời của một ĐDRN thuộc TBAPP. Sau khi tính toán và lựa chọn các thông số ĐDRN hợp lý, chi phí vòng đời của ĐDRN thuộc một TBAPP được xác định như sau: (2.37) Trong đó: Kol, rol, ltb, Uđm,τHA, (P/A,i,n), Ce, Kdt, Kdd, σ, Cml, τ1,λ1 tương tự (2.9) lOP theo kết quả đã tìm ở trên. m- Số ĐDRN thuộc một TBAPP. (2.38) Kết quả thu được cho trong bảng 1.20- Phụ lục 1 Giản đồ khoảng chia kinh tế lựa chọn công suất hợp lý TBAPP. Hàm chi phí vòng đời của toàn bộ LHA là: WHA=NB.( WBPP+WL+Wl ) [Tr.đ] (2.39) Ứng các giá trị NB, WBPP, WL, Wl tính được ở các phần trên ta thay vào (2.39) Kết quả thu được cho trong bảng 1.21- Phụ lục 1. Từ đó kết quả tóm tắt như bảng 2.10 Bảng 2.10 Công suất TBAPP hợp lý khi thực hiên giải pháp nâng cao ĐTC cung cấp điện. Ce=900[đ/kwh] Ce=1200[đ/kwh] Ce=1500[đ/kwh] σ[VA/m2 ] SSPPop[kVA] σ[VA/m2 ] SSPPop[kVA] σ[VA/m2 ] SSPPop[kVA] 1≤ σ ≤17 180 1≤ σ ≤20 180 1≤ σ ≤23 180 18≤ σ ≤30 250 21≤ σ ≤33 250 24≤ σ ≤36 250 31≤ σ ≤52 400 34≤ σ ≤55 400 37≤ σ ≤58 400 53≤ σ ≤70 630 56≤ σ ≤70 630 59≤ σ ≤70 630 IV. Xu hướng phát triển lưới điện hạ áp. Lựa chọn thông số cấu trúc LHA là một bài toán có tính quy hoạch, lời giải thu được sẽ là tài liệu tham khảo có giá trị cho các cán bộ làm công tác quy hoạch vì nó tính toán, dự báo trước các thông số cấu trúc hợp lý TBAPP. Tuy nhiên vấn đề là ở chỗ khi phụ tải tăng lên, các thông số cấu trúc tối ưu có thay đổi, vậy yêu cầu đặt ra là phải có chiến lược phát triển hợp lý sao cho thoả mãn đồng thời hai mặt sau: Lưới điện được phát triển hợp lý từ ngay trong lòng lưới điện hiện có nếu lưới điện hiện có đong ở tình trạng tốt. Nói cách khác, một phần lưới vơới thông số cấu trúc cũ không còn kinh tế nhưng vẫn tiếp tục được sử dụng, Thông số cấu trúc lưới, mặt khác lại phải bám sát được các giá trị kinh tế đã được dự báo nhằm phù hợp với sự tăng trưởng phụ tải. Do vậy, nếu làm tốt công tác quy hoạch tổng thể, có thể lựa chọn được các lời giải thoả mãn cả hai yêu cầu trên. Để giả quyết vấn đề này, phải có chiến lược phát triển thích hợp xem xét vận dụng cảu hai xu thế dường như dối nghịch nhau là việc giảm thiểu tối đa chủng loại thiết bị sử dụng và tính thay đổi liên tục của các thông số cấu trúc tối ưu. Tức là phải chấp nhận các bước biến đổi quá độ và lựa chọn các thông số cấu trúc tối ưu cho cả quá trình. Sau đây là một số đề xuất phát triển lưới điện có tham khảo hiện trạng lưới điện hạ áp tại các đô thị Việt Nam. IV.1 Mở rộng và phát triển TBAPP Mật độ phụ tải trong tính toán nêu trên là giá trị trung bình coi như đồng đều cho cả một khu vực lớn nào đó. Tuy nhiên, bao giờ cũng có những bộ phận nhỏ diện tích trong đó mật độ phụ tải phát triển cao hơn mật độ phụ tải trung bình và ngược lại.. Do đó, khi mật độ phụ tải tăng, tức là số TBAPP tăng, nếu theo quan điểm phụ tải phâm bố đều thì cấu trúc lưới hạ áp tại mọi nơi phải liên tục thay đổi ( vị trí, công suất TBAPP). Thực tế không diễn ra như vậy. Khi phụ tải tăng, theo kết quả tính toán tối ưu có hai khả năng xảy ra: - Một là nếu giá trị công suất TBAPP vẫn còn đang tối ưu, dựa vào hiện trạng phát triển của phụ tải để dự báo, có thể lắp đặt thêm các TBAPP vào các nơi có mật độ phụ tải tăng cao trước. Khi cấy thêm TBAPP vào sơ đồ không tránh khỏi quá tải đường dây. Vấn đề này sẽ được đề cập tới ở mục sau. -Hai là nếu có sự thay đổi thông số tối ưu, có thể làm giảm số lượng TBAPP. Trong trường hợp này không thay đổi đồng loạt mà chỉ nên thay các MBA cũ có công suất thấp bằng MBA có công suất tối ưu cao hơn vào các vị trí MBA đang bị quá tải chỉ tại nơi có mật độ phụ tải cao, chấp nhận vận hành non tải trong giai đoạn quá độ , MBA cũ sé được đưa ra các nơi có mật độ phụ tải thích hợp và cho tiếp tục vận hành. Hình thức phát triển có thể qua các bước a, b, c như sau: IV.2 Mở rộng và phát triển lưới cáp hạ áp. Đường cáp nói chung khó thay thế liên tục. Vậy nếu muốn giảm chủng loại cáp phải giả thiết một tiết diện cáp tối ưu trong một khoảng phát triển dài của phụ tải. Muốn có được giả thiết đúng đắn, phải có dự báo chính xác sự phát triển của phụ tải, xác định số năm trong thời gian đồ thị phụ tải tăng trong phạm vi tối ưu của tiết diện được chọn sao cho khi cáp cần thay thì cũng là lúc thông số tiết diện tối ưu thay đổi. Khi tiết diện tối ưu đã được coi là không thay đổi, trong quá trình phụ tải tăng, số TBAPP tăng ta tiến hành đặt thêm cáp song song với các tuyến cáp có sẵn, hoặc tăng số lộ ra khỏi TBAPP. Việc làm này khá đơn giản khi sử dụng các loại cáp vặn xoắn. Dựa trên thực tế hiện nay, tiết diện FL=240mm2 và Fl= 70mm2 đang được đưa vào sử dụng làm cáp trục và cáp nhánh của lưới hạ áp trong tương lai gần, có thể chọn cặp tiết diện này để tính toán chiến lược đặt thêm cáp. Các phương án đặt là 1,2,3,4,5 lộ song song cho cáp trục và 1,2,3,4 lộ song song cho cáp nhánh. Trong đó điện trở đơn vị sẽ được giảm tỉ lệ nghịch với số cáp được đặt. Vốn sẽ tăng lên nhưng chỉ tăng 85% cho mỗi đường cáp đặt thêm vì không cần vố quy hoạch xây dựng ước tính 15% vốn đầu tư ban đầu (tham khảo số liệu dự án SIDA- Thuỵ Điển). Kết luận: - Tổng chi phí vòng đời lưới hạ áp khi thực hiện giải pháp nâng cao độ tin cậy cung cấp điện nhỏ hơn nhiều so với khi không thực hiện. Kết quả nầy thu được khi so sánh chi phí vòng đời LHA: WHA ở Bảng 1.20 và Bảng 1.23- Phụ lục 1. Điều này cho thấy việc thực hiện giải pháp nâng cao độ tin cậy là tối ưu hơn. -Công suất TBAPP khi xét đến chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện so với khi không xét đến chỉ tiêu này là nhỏ hơn. Đồng thời số lượng TBAPP khi xét đến độ tin cậy cung cấp điện lớn hơn so với khi không xét đến chỉ tiêu này.Điều này là phù hợp vì khi thực hiện giải pháp để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện thì chiều dài của ĐDTC phải giảm để đảm bảo tiêu chuẩn kỹ thuật, như vậy phạm vi cấp điện của TBAPP sẽ giảm dẫn đến số lượng TBAPP tăng lên. -Khi giá điện tăng ứng với mật độ phụ tải nhất địnhcông suất TBAPP có xu hướng giảm. Điều này cho thấy tổn thất trong MBA đóng một vai trò quan trọng trong tính toán lựa chọn thông số MBA khi xét đến tính kinh tế. -Công suất SBPP= 160kVA sử dụng hiệu quả ở các khu vực có mật độ phụ tải thấp. - Công suất SBPP= 250kVA và SBPP= 400kVA sử dụng hiệu quả ở các khu vực có mật độ phụ tải trung bình. - Công suất SBPP= 630kVA sử dụng hiệu quả ở các khu vực có mật độ phụ tải cao. Phần III: Lựa chọn thông số cấu trúc lưới điện trung áp đô thị khi xét đến chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện. III.1 Đặt vấn đề. Như đã nói trong chương tổng quan chung, đô thị là phụ tải quan trọng, có mật độ phụ tải lớn và phụ tải công nghiệp chiếm tỉ lệ cao. Chính vì vậy sự cố mất điện trên diện rộng sẽ gây ra thiệt hại kinh tế cũng như thiệt hại chính trị, xã hội rất lớn. Do đó thông số cấu trúc lưới điện tring áp mà ở đây được đặc trưng bằng thông số cấu trúc của TBATG phải đáp ứng được tầm quan trọng đó. Theo quy hoạch và xu hướng phát triển của lưới điện trung áp đô thị, các đường dây trung áp thường sử dụng cáp ngầm đi song song với các trục đường giao thông. Điều này cho phép xây dựng và bảo quản dễ dàng đồng thời thuận lợi cho việc liên lạc với lưới hạ áp. Cấu trúc LTA đô thị có thể là hình tia, có thể là hình mạch vòng lín hoặc kết hợp cả hai cấu trúc này (cấu trúc mạch vòng kín vận hành hở). Theo các nghiên cứu trước đây chỉ ra rằng, đối với lưới trung áp đô thị thì cấu trúc mạch vòng kín vận hành hở là tối ưu hơn cả khi có xét đến độ tin cậy cung cấp điện. Do đó việc xem xét lựa chọn cấu trúc chung LTA đô thị là không cần thiết và chúng ta sẽ sử dụng cấu trúc mạch vòng kín vận hành hở làm sơ đồ lựa chọn thông số LHA đô thị. Hình 3.1 sơ đồ cấu trúc TBATG Đối với LHA có cấu trúc mạch vòng kín vận hành hở, đường dây dùng cáp ngầm thì có các sự cố gây mất điện sau: - Mất điện do sự cố MBA của TBATG: Điểm khác biệt với TBAPP là TBATG sử dụng hai MBA, như vậy khi sự cố một MBA thì MBA còn lại với khả năng quá tải vẫn sẽ cấp điện đủ cho phụ tải cuat TBATG đó. Mặt khác, khi sự cố cả hai MBA của TBATG thì do lưới có cấu trúc mạch vòng kín nên phụ tải của TBATG bị sự cố vẫn có thể được cấp điện bởi các TBATG khác sau thời gian thao tác đổi nối. Như vậy có thể kết luận việc ngừng điện do sự cố TBATG được loại bỏ. - Mất điện do sự cố trên các lộ cáp trung áp: Có hai loại sự cố trên các lộ cáp trung áp: + Sự cố thoáng qua: Cáp trung áp hạ ngầm nên khả năng xảy ra sự cố thoáng qua ở cáp là không có. Nhưng vẫn tồn tại sự cố thoáng qua trên các lộ cáp do ảnh hưởng của sự cố thoáng qua xảy ra ở thanh cái trung áp của các TBAPP, do bảo vệ rơle làm việc không chọn lọc…Sự cố này được loại trù một cách hiệu quả bằng việc sử dụng tự động đóng lặp lại (TĐL) ở máy cắt đầu nguồn. + Sự cố vĩnh cửu: Sự cố này không thể loại trừ hoàn toàn mà chỉ có thể giảm thiểu thiệt hại do nó gây ra bằng việc phân đoạn các lộ cáp. Theo thực tế hiện nay xu hướng phân đoạn sử dụng Reclose kết hợp với dao cách ly phân đoạn là một giả pháp hữu hiệu để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện của LTA do sự vĩnh cửu ở các cáp ngầm trung áp gây ra. Trong bài toán lựa chọn thông số lưới điện trung áp đô thị theo giản đồ khoảng chia kinh tế thì chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện không ảnh hưởng tới việc lựa chọn thông số chiều dài cũng như tiết diện của các tuyến cáp trung áp. Chiều dài, tiết diện cáp trung áp chỉ phụ thuộc vào thông số cấu trúc LHA, công suất TBATG SBTG và giá điện năng Ce. Trên cơ sở các phân tích nêu trên, trong chương này sẽ giải quyết hai vấn đề” Thứ nhất: Lựa chọn thông số cấu trúc lưới điện trung áp đô thị. Thứ hai: Dựa trên thông số cấu trúc LHA đô thị đã lựa chọn được, ta tiến hành giải quyết bài toán phân đoạn tối ưu cho các tuyến cáp trung áp đó. III.2 Các giả thiết tính toán. Trong chương II ta đã lựa chọn được thông số cấu trúc tói ưu LHA đô thị khi có xét đến độ tin cậy cung cấp điện và ta sẽ sử dụng kết quả đó để lựa chọn thông số cấu trúc tối ưu của LTA đô thị. Giá mất điện được chọn theo thời gian mất điện theo Bảng giá mất điện của Canada đưa ra. Do cáp trung áp hạ ngầm nên thời gian sửa chữa sự cố sẽ mất nhiều thời gian. Theo thống kê thời gian tìm kiếm và sửa chữa sự cố cáp trung áp là 4 giờ. Theo bảng 2.1 giá mất điện trung áp cho sự cố cáp trung áp là 55.400đ/kWh. Cường độ hỏng hóc cáp ngầm lấy theo Bảng 4.1( trang 169) Lưới điện II- Trần Bách λ0=1,5 lần/100km.năm. - Điện áp ba pha định mức LTA là Uđm= 22kV. Tổn thất điện áp cho phép của LTA là ΔUcp≤ 10% Uđm. - Mỗi TBATG sử dụng 02 MBA ba pha hai cuộn dây có công suất thay đổi SBTG=(16,20,25,40) MVA. - Số lộ cáp của TBATG là 4,6,8,10,12,14,16 lộ -ĐDTA sử dụng nhôm bọc cách điện XLPE, đặt ngầm, có tiết diện (50,70,95,120,150,185,240,300,400)mm2. - Trên diện tích khu vực khảo sát TBATG D’=16km2, mật độ phụ tải đô thị phân bố đều, xét từ 1VA/m2 đến 70VA/m2. Hệ số đồng thời Kđt=0,8. Hệ số đồng đều Kđđ =0,8. Hệ số tham gia đỉnh đồ thị phụ tải Kđ =1. - Thời gian sử dụng công suất lớn nhất của LTA đô thị là Tmax=5000h/năm. Hệ số cosφ=0,9. Thời gian tổn thất công suất lớn nhất τHA=3400h/năm. - Thời gian sử dụng thiết bị là n=25năm, hệ số chiết khấu i=12%/năm. - Giá điện năng tính tại thanh cái 110kV của TBATG là Ce=(900, 1200, 1500) đồng/kWh. - Chi phí của các thiết bị bảo vệ, tự động hoá, thiết bị bù…liên quan là như nhau đối với các phương án thông số cấu trúc lưới đô thị. III.3. Lựa chọn thông số cấu trúc LTA Tóm tắt các thủ tục tiến hành lựa chọn cấu trúc TBATG: Thu thập xử lý các thông tin cần thiết liên quan đến khu vực cần thu hoạch, thiết kế: mật độ phụ tải σ, giá bán điện Ce, yêu cầu cung cấp điện và các đặc điểm hạn tầng kinh thế - xã hội. Từ σ, Ce, STBATG theo giản đồ khoảng chia kinh tế cấu trúc TBATG tìm công suất hợp lý STBATG cho khu vực. Với các STBATG đã chọn được ở bước trên xác định số lượng hợp lý các TBATG. Với STBATG, σ và Ce xác định các tiết diện F cáp trung áp hợp lý. Nếu tiết diện đã được quy chuẩn chọn số lượng cáp chạy song song cần thiết. Từ σ, Ce, STBATG chọn các chiều dài hợp lý một số lộ các cáp trung áp. Dựa vào các đặc điểm phụ tải và địa hình cụ thể, các vùng trong khu vực, sắp xếp thích hợp các TBATG. Tính toán các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật toàn LTA. Hiệu chính lại vị trí đặt trạm, chiều dài các lộ cáp để có các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật tốt nhất Icp m Kiểm tra phát nóng dài hạn SBTG Kiểm tra ΔU≤ΔUcp Chọn FTA theo giản đồ K.C.K.T Kiểm tra phát nóng sự cố σ LPPop D’ Tính LTAΣ Tính L1lộ Tính ZDD NBppop SBppop σ SBppop D’ Tính ZTA Tính ZBTG Tính NBTG Hình 3.2 : Sơ đồ khối các bước tính toán chọn thông số cấu trúc LTA III.3.1. Chiều dài toàn bộ ĐDTA ĐDTC của LHA và ĐDTA có liên qua chặt chẽ với nhau vì cả hai bộ phận của HTCCĐ ĐT này đều phụ thuộc vào cấu trúc hạ tần giao thông đô thị. Nói chung ĐDTC của LHA chạy song song với ĐDTA ( hình 3.1) Nhờ đặc điểm này, có thể xây dựng lên quan hệ giữ chiều dài ĐDTC của LHA với só lượng TBAPP và tổng chiều dài ĐDTA như sau: LTAΣ=N’TBAPP.LHA.10-3+(N’TBAPP-1).lkc.10-3 [km] (3.1) Trong đó: LTAΣ: Tổng chiều dài ĐDTA LHA: Chiều dài hai ĐDTC của TBAPP, LHA= 2LOP LOP: Xác định theo (2.28) lkc: Khoảng cách giữa hai hộp nối cáp rẽ nhánh hạ áp liên tiếp, lkc=40m. N’TBAPP: Số lượng TBAPP trong diện tích khảo sát D=16km2 được tính theo công thức: N’TBAPP=16.NB (3.2) Trong đó NB: Số TBAPP hợp lý của diện tích khảo sát D=1km2 được lấy theo Bảng 1.22- Phụ lục 1 ứng với loại MBA có công suất hợp lý SOPBPP. Thay các số liệu liên quan vào (3.1) ta tính được chiều dài toàn bộ LTA như trong Bảng 2.1- Phụ lục 2. III.3.2 Số lượng TBATG và chiều dài 1 lộ ĐDTA. Số lượng TBATG được tính theo công thức sau: (3.3) Trong đó: SBTG: Công suất một MBA(MVA) Kqt: Hệ số quá tải của MBA ( kqt=1.3) Hệ số 2 ở mẫu là 2 MBA trên một trạm. Số TBATG là hàm của mật độ phụ tải và công suất TBATG. Kết quả tính được cho trong bảng 2.2- phụ lục 2. Vậy chiều dài một lộ ĐDTA được tính như sau: (3.4) Trong đó: m: Số lộ ra của một TBATG. Chiều dài một lộ là hàm của mật độ phụ tải và công suất TBATG, số lộ ra của một TBATG và giá bán điện Ce. Kết quả tính toán cho trong bảng 2.3- phụ lục 2. III.3.3 Chọn tiết diện ĐDTC. Các tiêu chuẩn kỹ thuật lựa chọn tiết diện ĐDTA bao gồm: Tổn thất điện áp cho phép. Kiểm tra phát nóng dài hạn cho phép.Tương đương với tiêu chuẩn này là chọn tiết diện ĐDTA theo dòng điện cực đại dài hạn cho phép của dây dẫn. Kiểm tra phát nóng sự cố cho phép. Tiêu chuẩn kinh tế để lựa chọn tiết diện ĐDTA là giản đồ khoảng chia kinh tế dựa trên hàm chi phí vòng đời của ĐDTA. Các phương án ĐDTA cho trong Bảng 3.1 Bảng 3.1 Các thông số kỹ thuật ĐDTA F [mm2] Ro [Ω/km] Lo(mH/km) Co(µF/km) Icp [A] Ko [Trđ/km] 50 0.657 0.729 0.175 188 239 70 0.458 0.695 0.196 230 305 95 0.334 0.688 0.216 276 358 120 0.267 0.647 0.235 314 420 150 0.227 0.622 0.254 352 464 185 0.184 0.605 0.273 399 510 240 0.132 0.581 0.304 465 616 300 0.115 0.565 0.329 526 782 400 0.102 0.536 0.368 601 962 - Kiểm tra tiết diện Đ DTA theo dòng điện dài hạn cho phép. Tiêu chuẩn kiểm tra phát nóng dài hạn như sau: Trong đó: Knd: Hệ số hiệu chỉnh liên quan đến tác động của nhiệt độ môi trrường xung quanh cáp và cách lắp đặt cáp, lấy Knd=1. Dòng điện cực đại tính toán xuất hiện trên một lộ Đ DTA: (3.5) Trong đó: SBTG: Công suất một MBATG. Kqt: Hệ số quá tải của TBATG =1,3. Udm: điện áp định mức lưới trung áp: Udm=22kV. So sánh Itt với Icp lần lượt các tiết diện ĐDTA cho trong bảng 1.3. Tiết diện ĐDTA thoả mãn sẽ tương ứng với cáp có dòng điện cho phép lớn hơn và gần nhất với dòng điện tính toán cực đại. Kết quả cho trong Bảng 3.2 Bảng 3.2 Chọn tiết diện ĐDTA theo điều kiện phát nóng dài hạn Số lộ ra 16MVA 20MVA 25MVA 40MVA 4 95 150 240 _ 6 50 70 120 240 8 50 50 70 150 10 50 50 50 95 12 50 50 50 70 14 50 50 50 70 16 50 50 50 50 Kiểm tra tiết diện ĐDTA theo điều kiện phát nóng sự cố: Khác với kiểm tra tiết diện cáp hạ áp, đối với cáp trung áp do dòng điện sự cố khá lớn nên phải đưa tiêu chuẩn này vào kiểm tra khi chọn tiết diện cáp. Kiểm tra tiết diện cáp trung áp theo điều kiện sự cố phụ thuộc vào độ lớn dòng điện sự cố và thời gian tồn tại sự cố. Điều kiện kiểm tra như sau: (3.6) Trong đó: Isc: Dòng điện sự cố trong thời gian tsc Iscts: Dòng điện phát nóng sự cố tương đương với thời gian sự cố tương đương tsctd của cáp. Trong thiết kế lấy: (3.7) Trong đó IN(3): Dòng điện ngắn mạch 3 pha đối xứng lớn nhất xuất hiện gần TBATG với giả thiết điện áp phía lưới cao áp U*cb=1. (3.8) Trong đó: I*cb: Dòng điện nggắn mạch 3 pha trong hệ thương đối cơ bản. X*cbΣ: Tổng điện trở ngắn mạch trong hệ tương đối cơ bản. Để tính IN(3) lớn nhất xuất hiện trên Đ DTA, chọn điểm ngắn mạch gần TBATG. Do đó: (3.9) Trong đó: Scb: là công suất cơ bản(MVA), Ucb=Utb=23kV. Sc: Công suất cắt của máy cắt nguồn cuat TBATG. SC= IC. Utb=31,5.23=724,5(MVA). UN%: Điện áp ngắn mạch % của MBATG. Các MBATG có Un%=10,5%. Thay các số liệu vào (3.9) và (3.8) ta được In(3) như trong Bảng 3.3 Bảng 3.3 Chọn tiết diện cáp trung áp theo điều kiện phát nóng sự cố Bảng 3.3 Chọn tiết diện cáp trung áp theo điều kiện phát nóng sự cố SBTG(MVA) 16MVA 20MVA 25MVA 40MVA IN(kA) 5.95 7.1 8.4 11.59 F(mm2) 56 67 79 109 Fchọn(mm2) 70 70 95 120 Dòng điện phát nóng sự cố tương đương ứng với thời gian sự cố tương đương tsctd của cáp. Isctd được xác định như sau: (3.10) Trong đó: F: Tiết diện cáp(mm2) Jsctd: Mật độ dòng điện chịu phát nóng sự cố cho phép của cáp(A/mm2). Ta tra được với cáp nhôm ở nhiệt độ môi trường 300C, tsctd=1s thì Jsctd=16A/mm2. Thời gian sự cố lấy bằng thời gian cắt của bảo vệ . Trong thiết kế lấy tsc=tc=0,5S. Thay (3.7) và (3.10) vào (3.6) ta được: (3.11) Kết quả cho trong Bảng 3.3 Lựa chọn tiết diện Đ DTA theo giản đồ khoảng chia kinh tế. Hàm chi phí vòng đời của 1km chiều dài Đ DTA được xác định như sau: (3.12) Trong đó: K0, r0: Vốn đầu tư xây dựng (Trđ) và điện trở đơn vị của Đ DTA(Ω/km) τTA: Thời gian tổn thất công suất cực đại = 3400h. Ce: Giá điện năng. Uđm=22kV. (P/A,i,n): Hệ số quy đổi thời gian tương đương, theo giat hiết (P/A, 12%,25)=7,843 Với Imax tính theo công thức: Ta thấy hàm chi phí vòng đời ngoai phụ thuộc vảo tiết diện dây đẫn còn phụ thuộc vào công suất TBATG, số lộ của TBATG, giá điện năng và không phụ thuộc vào mật độ phụ tải. Tiết diện ĐDTA hợp lý được chọn sao cho WoL=min{WoL, FL } Kết quả cho trong Bảng 2.4- Phụ lục 2. Tổng hợp kết quả ở Bảng 3.2, Bảng 3.3 và Bảng 2.4- Phụ lục 2 ta chọn được tiết diện Đ DTA như Bảng 3.4. Bảng 3.4 Tổng hợp kết quả lựa chọn tiết diện ĐDTA Số Lộ Công suất MBATG (MVA) m 16 20 25 40 16 20 25 40 16 20 25 40 Ce = 900 đ/kWh Ce = 1200 đ/kWh Ce = 1500 đ/kWh 4 185 240 240 300 240 240 240 400 240 240 240 400 6 95 185 185 240 120 185 240 240 185 240 240 240 8 95 95 95 240 95 120 185 240 95 185 185 240 10 70 70 70 185 70 70 120 240 95 95 185 240 12 70 70 70 185 70 70 95 185 70 70 95 240 14 70 70 70 120 70 70 95 185 70 70 95 185 16 70 70 70 120 70 70 95 120 70 70 95 185 - Kiểm tra tiết diện Đ DTA theo điều kiện tổn thất điện áp. Tổn thất điện áp lớn nhất với đường dây phụ tải phân bố đều được tính theo công thức sau: (3.13) Trong đó: Pmax, Qmax: Công suất tác dụng và công suất phản kháng lớn nhất xuất hiện trên một lộ Đ DTA với giả thiết cosφ=0,9. Pmax= Smax.cosφ(MW) Qmax= Smax.sinφ(MWAr) R, X: Điện trở và điện kháng của một lộ ĐDTA. r0, x0 : Điện trở và điện kháng đơn vị của ĐDTA ứng với tiết diện tương ứng (cho trong Bảng 3.4) L1Lo: Chiều dài 1 lộ ĐDTA(km) xác định theo (3.4). Vậy tổn thất điện áp trên một lộ ĐDTA được xác định như sau: (3.14) Kết quả cho trong Bảng 2.5- Phụ lục 2 ứng với số lộ ra khác nhau. Nhân xét: - Khi mật độ phụ tải tăng thì tổn thất điện áp giảm rất nhanh do khi mật độ phụ tải tăng thì số TBA tăng nên chiều dài một lộ giảm nhanh. - Tổn thất điện áp với mật độ phụ tải nhỏ là rất lớn, đặc biệt là khi số lộ ra giảm hoặc công suất TBA tăng. Trong thực tế có thể sử dụng một số biện pháp bù kỹ thuật để khắc phục tình trang này. Tuy nhiêu việc lựa chọn này ít được áp dụng. III.3.4 Giản đồ khoảng chia kinh tế chọn công suất TBATG. Ứng với từng mật độ phụ tải và giá bán điện năng, giản đồ khoang rchia kinh tế lựa chọn công suất TBATG sẽ sử dụng hàm chi phí vòng đời của toàn bộ LTA có dạng: (3.15) Trong đó: WDDTA và WBTG: Chi phí vòng đời cho phần Đ DTA và TBATG. Các chi phí này được xác định như sau: Chi phí vòng đời của một TBATG. Các phương án MBA thuộc TBATG được cho trong Bảng 3.5. Bảng 3.5: Thông số một máy biến áp thuộc TBATG SBPP (MVA) KBPP (Tr.đ) Δpo (kW) ΔPn (kW) WBPP(Tr.đ) Ce=900 (đ/kWh) Ce=1200 (đ/kWh) Ce=1500 (đ/kWh) 16 6700 18 70 17045.61 18260.81 19476.01 20 7000 18 74 17726.73 18968.97 20211.21 25 7600 20 80 19295.74 20660.99 22026.23 40 9500 28 95 24389.28 26185.71 27982.14 Chi phí vòng đời của một TBATG đặt hai MBA được tính như sau: (3.16) Trong đó: KBTG: Vốn đầu tư xây dựng lắp đặt 1 MBA của TBATG.(Trđ). ΔP0, ΔPn : Tổn thất không tải và tổn thất ngắn mạch của một MBA(kW). T: Thời gian vận hành MBA trong một năm, T=8760(h). Kết quả tính toán cho trong Bảng 3.5. b. Chi phí vòng đời của ĐDTA. Chi phí vòng đời của ĐDTA được xác định như sau: (3.17) Trong đó: LTAΣ: Tổng chiều dài ĐDTA được tính theo (3.1). Tính chi phí vòng đời của LTA. (3.18) Thay (3.3), (3.16), (3.17) vàp (3.18) ta tính được tổng chi phí vòng dời LTA theo mật độ phụ tải, công suất, số lộ ra và giá bán điện năng. Công suất TBATG sẽ lấy giá trị SBTGOPtương ứng với hàm chi phí vòng đời WTA của toàn bộ LTA cực tiểu. Ví dụ với số lộ ra m=5 ta có công suất TBATG ưóng với các mật độ phụ tải như trong Bảng 3.6. Bảng 3.6 Công suất TBATG hợp lý khi m=10 Ce=900[đ/kwh] Ce=1200[đ/kwh] Ce=1500[đ/kwh] σ[VA/m2 ] SBTGop[kVA] σ[VA/m2 ] SBTGop[kVA] σ[VA/m2 ] SBTGop[kVA] 1≤ σ ≤12 2x16 1≤ σ ≤15 2x16 1≤ σ ≤18 2x16 13≤ σ ≤23 2x20 16≤ σ ≤24 2x20 19≤ σ ≤28 2x20 24≤ σ ≤55 2x25 25≤ σ ≤55 2x25 29≤ σ ≤57 2x25 56≤ σ ≤70 2x40 56≤ σ ≤70 2x40 58≤ σ ≤70 2x40 Với các giá trị m khác ta tính tương tự và kết qủa cho trong Bảng 2.6- Phụ lục 2. Nhận xét: Khi số lộ ra từ một TBATG tăng lên thì với một mật độ phụ tải nhất định cong suất của TBATG tăng lên. Khi mật độ phụ tải tăng, giá trị SBTGOP=2x25MVA thích hợp với thiết kế thực tế. Với mật độ phụ tải thấp công suất hợp lý SBTGOP=2x16MVA. III.3.5. Xu hướng phát triển lưới trung áp. Cũng như LHA khi mật độ phụ tải tăng theo thời gian LTA cũng biến đỏi và phát triển. Để cấu trúc LTA luôn vận hành kinh tế cần có một chiến lược phát triển hợp lý. Kết quả tính toán tối ưu LTA thu được ở trên sẽ thuận tiện cho cán bộ làm công tác quy hoạch tham khảo và đánh giá. Song kết quả này còn giúp vạch ra được một số chiến lược phát triển LTA. Cũng như cấu trúc LHA, LTA cũng gồm hai phần: cáp trung áp và TBATG. Tiết diện cáp được chọn chỉ phụ thuộc vào công suất TBATG, số lộ ra từ một TBATG, chiều dài cáp phụ tuộc vào mật độ phụ tải. Theo kết quả tính toán tối ưu, có hai khả năng xảy ra khi mật độ phụ tải tăng: - Một là: Mật độ phụ tải thay đổi trong phạm vi mà TBATG hợp lý chưa thay đổi. TỪ giản đồ lựa chọn công suất TBATG hợp lý dễ thấy trong một mật độ phụ tải khá rộng và với các lộ ra khác nhau, gam công suất 2x20MVA là giá trị hợp lý. Trong phạm vi này, khi mật độ phụ tải tăng, số lượng TBATG tăng, tuy nhiên trong tính toán NTBATG chỉ là giá trị trung bình. Trong thực tế phụ tải không tăng đồng loạt mà như đã phân tích ở trên, trong diện tích khảo sát, có một vài bộ phận phụ tải tăng nhanh trong khi phần còn lại tăng chậm. Do vậy, ở những nơi mật độ phụ tải tăng nhanh sẽ làm cho các thiết bị trở nên bị quá tải, tại các TBATG của khu vực này sẽ được đặt thêm các MBATG hoặc tìm địa điểm thích hợp đặt các TBATG mới và chấp nhận các MBTG vận hành non tải trong giai đoạn đầu. Khi phụ tải tăng quá giá trị công suất quá tải dài hạn cho phép thì sẽ là lúc đặt thêm máy mới. -Hai là: Tại nơi có sự thay đổi công suất TBATG hợp lý. Khi đó có 2 phần cần quan tâm: + Về TBATG, sẽ có sự giảm số lượng TBATG. Tuy nhiên, vì phụ tải không tăng đồng loạt nên chỉ thay MBATG tối ưu công suất lớn hơn vào TBATG tại những nơi phụ tải tăng cao, chấp nhận làm việc non tải trong gian đoạn đầu, MBA cũ sẽ đưa ra nơi có mật độ phụ tải thích hợp. + Về đường dây, do tiết diện dây phụ thuộc vào công suất TBATG, cho nên khi công suất TBATG tăng, tiết diện tối ưu sẽ thay đổi. Song cũng như phân tích trên, chỉ tại các nơi mật độ phụ tải tăng cao, có sự thay đổi công suất TBATG thì mới tính đến việc thay đổi loại dây, cáp ngầm là loại dây dẫn được đặt dưới đất nên nói chung khi đã đảm bảo các chỉ tiêu kỹ thuật thì vân hành rất an toàn và tuổi thọ cao. Việc thay thế tuy rất khó khăn, song không bắt buộc thay đổi liên tục và đồng loạt, giải pháp là đặt thêm các đường dây song song theo các tuyết cáp cũ. Có thể tính toán một tiết diện cáp có tính phổ biến theo tiêu chuẩn quốc tế để tiện cho việc mua sắm vận hành và thay thế. Cáp trung áp có tiết diện F=120mm2 không quá lãng phí khi được dùng cho mật độ phụ tải thấp, mà lại có khả năng tải cao bằng cách đặt thêm các đường dây song song khi mật độ phụ tải tăng cao. Sử dụng loại dây này với các phương án lựa chọn là k = 1, 2, 3, 4 cáp song song. Lập lại file số liệu đường dây ( tiết diện và điện dung cáp tăng k lần, điện trở và điênh kháng giảm k lần, vốn tăng 85% tổn vốn ban đầu mỗi khi tăng số lộ song song thêm một lộ) KẾT LUẬN Sau khi tiến hành phân tích, lựa chon thông số cấu trúc của lưới hạ áp đô thị ta thấy rằng: Tổng chi phí vòng đời LHA khi thực hiện giải pháp nâng cao độ tin cậy cung cấp điện nhỏ hơn nhiều khi không thực hiện. Công suất TBAPP khi thực hiện gíải pháp nâng cao độ tin cậy cung cấp điện cũng nhỏ hơn khi không thực hiện. Đồng thời số lượng TBAPP khi thực hiện giải pháp cũng lớn hơn khi không thực hiện giải pháp. Sau khi tiến hành phân tích, lựa chon thông số cấu trúc của lưới trung đô thị ta thấy: Khi mật độ phụ tải tăng, số lộ ra càng tăng thì chiều dài cáp trung áp giảm rất nhanh khi mật độ phụ tải tăng và công suất lớn nhất trên một lộ cũng giảm nhanh khi số lộ ra khỏi TBATG tăng. DANH MỤC CÁC BẢNG PHỤ LỤC - Phụ lục 1: Bảng 1.1 Chiều dài ĐDRN theo điều kiện tổn thất điện áp Bảng 1.2 Tiết diện và chiều dài hợp lý của ĐDRN Bảng 1.3 Chiều dài ĐDTC theo điều kiện phát nóng dài hạn Bảng 1.4 Chiều dài ĐDTC theo điều kiện tổn thất điện áp Bảng 1.5 Chiều dài ĐDTC theo điều kiện kỹ thuật Bảng 1.6 Chiều dài ĐDTC theo bán kính phục vụ của TBAPP Bảng 1.7 Chiều dài ĐDTC theo điều kiện phát nóng Bảng 1.8 Chiều dài ĐDTC theo điều kiện tổn thất điện áp Bảng 1.9 Chiều dài ĐDTC theo điều kiện kỹ thuật Bảng 1.10 Tiết diện hợp lý ĐDTC khi không thực hiện nâng cao ĐTCCCĐ Bảng 1.11 Chiều dài hợp lý ĐDTC khi không thực hiện nâng cao ĐTCCCĐ Bảng 1.12 Chiều dài hợp lý ĐDTC khi thực hiện nâng cao ĐTCCCĐ Bảng 1.13 Chi phí vòng đời ĐDTC thuộc một TBAPP Bảng 1.14 Chi phí vòng đời toàn bộ ĐDRN thuộc một TBAPP Bảng 1.15 Công suất hợp lý của TBAPP theo giản đồ khoảng chia kinh tế Bảng 1.16 Số TBAPP theo công suất trạm Bảng 1.17 Số TBAPP theo phạm vi cấp điện khi không nâng cao ĐTCCCĐ Bảng 1.18 Số TBAPP hợp lý khi không thực hiện nâng cao ĐTCCCĐ Bảng 1.19 Số TBAPP theo phạm vi cấp điện khi thực hiện nâng cao ĐTCCCĐ Bảng 1.20 Số TBAPP hợp lý khi thực hiện nâng cao ĐTCCCĐ Bảng 1.21 Chi phí vòng đời ĐDTC thuộc một TBAPP Bảng 1.22 Chi phí vòng đời toàn bộ ĐDRN thuộc một TBAPP Bảng 1.23 Công suất hợp lý của TBAPP theo giản đồ khoảng chia kinh tế - Phụ lục 2: Bảng 2.1 Tổng độ dài ĐDTA Bảng 2.2 Số lượng TBATG Bảng 2.3 Chiều dài một lộ ĐDTA Bảng 2.4 Giản đồ kinh tế lựa chọn tiết diện dây trung áp Bảng 2.5 Tổn thất điện áp của một lộ ĐDTA [%] Bảng 2.6 Giản đồ khoảng chia kinh tế lựa chọn công suất TBATG Bảng 2.7 Số phân đoạn hợp lý của ĐDTA TÀI LIỆU THAM KHẢO Trần Bách (2004), Lưới điện và hệ thống điện, tập 2, NXB Khoa học và Kỹ thuật, Hà Nội. Đặng Diệu Hương (2004), Đánh giấ khả năng tải và độ tin cậy của các hệ thống cung cấp điện, Luận văn Thạc sĩ Kỹ thuật, Trường Đại học Bách Khoa Hà Nội, Hà Nội. Nguyễn Công Hiền, Nguyễn Mạnh Hoạch (2005), Hệ thống cung cấp điện xí nghiệp công nghiệp đô thị và nhà cao tầng, NXB Khoa học và Kỹ thuật, Hà Nội. Bạch Quốc Khánh (1996), Lựa chọn các thông số cấu trúc các trạm biến áp phân phối và trạm biến áp trung gian cho lưới phân phối điện đo thị, Luận văn Thạc sĩ Khoa học Kỹ thuật, Trường Đại học Bách Khoa Hà Nội, Hà Nội. Bạch Quốc Khánh (2001), Đánh giá tác động của quản lý nhu cầu điện đến các chỉ tiêu – kinh tế kỹ thuật, tiêu chuẩn thiết kế và khả năng ứng dụng điều khiển phụ tải bằng sóng trong hệ thống cung cấp điện đô thị, Luận án Tiễn sĩ Kỹ thuật, Trường Đại học Bách Khoa Hà Nội, Hà Nội. Hoàng Thanh Sơn (2004), Nghiên cứu về độ tin cậy của hệ thống điện và phương pháp nâng cao dộ tin cậy cho lưới phân phối sử dụng kết hợp máy cắt đóng lặp lại và dao cách ly phân đoạn, Luận văn Thạc sĩ Kỹ thuật, Trường Đại học Bách Khoa Hà Nội, Hà Nội. Đặng Quốc Thắng (1992), Áp dụng nguyên lý tự động thiết kế để phân tích và lựa chọn cấu trúc các hệ thống cung cấp điện đô thị, Luận án Phó tiến sĩ Khoa học Kỹ thuật, Hà Nội. Lã Văn Út (2000), Ngắn mạch trong Hệ thống điện, NXB Khoa và Kỹ thuật, Hà Nội.