Đề tài Quy hoạch cải tạo mạng điện hạ áp xã Khánh Dương - Yên Mô - Ninh Bình đến năm 2010

2, Bưu điện và 210 m chiếu sáng đường Theo công thức trên chúng tôi có công suất tính toán của các cơ sở PTC1 = 1000 x 15 = 15 (kW) PTC2 = 1000 x 15 = 15 (kW) PBĐ= 100 x 15 = 1.5 (kW) PCS = 210 x 2 = 0.42 (KW) Kđt n = Kđt đ = Pcc1đ = 0.44 x (15 + 15 + 1.5 + 0.42) = 13.92 (kW) Pcc1n = 0.73 x (15 + 15 + 1.5 + 0.42) = 23.33 (kW) Tính toán tương tự cho các điểm tải khác của TBA Liên Dương 1 chúng tôi có kết quả cho ở bảng 4. 11 Bảng 4.11 Kết quả tính phụ tải công cộng tại các điểm tải Điểm tải số Pccn(kW) Pccđ(kW) 1 23.33 13.92 2 6.37 7.19 3 0 0.48 4 1.13 1.52 5 0 0.5 6 0 0.5 7 1.13 0.8 8 0 0.58 9 0 0.4 4.2.4 Tổng hợp phụ tải dự báo năm 2010 Để tổng hợp nhu cầu phụ tải đến năm 2010, chúng tôi sử dụng phương pháp số gia như đã được trình bày ở phần tổng hợp phụ tải hiện tại của xã ở chương trước Tổng hợp theo phương pháp số gia cho từng điểm tải các TBATT của xã *Đối với TBA Liên Dương1 - Tổng hợp phụ tải dự báo cho điểm tải số 1 TBA Liên Dương1 Điểm tải số 1 gồm có các phụ tải sau: +Phụ tải sinh hoạt gia đình Pshn = 12.97(kW) Pshđ = 23.02(kW) +Phụ tải sản xuất Psxn =9.75(kW) Psxđ =5.58(kW) +Phụ tải công cộng Pccn = 23.33 (kW) Pccđ = 13.92(kW) - Phụ tải tính toán tổng hợp giữa phụ tải sinh hoạt và công cộng xã hội Theo công thức (3.30), (3.31), (3.32),(3.33) khi đó chúng tôi có (kW) (kW) - Phụ tải tổng hợp của toàn bộ điểm tải số 1 tại các thời điểm cực đại(, Psx) (kW) (kW) Tính toán tổng hợp tương tự cho các điểm tải khác của TBA Liên Dương 1 chúng tôi có kết quả thể hiện ở bảng4. 12 Bảng 4.12 Kết quả tổng hợp phụ tải dự báo năm 2010 của các điểm tải TBA Liên Dương 1 P(kW) Điểm tải Phụ tải SHGĐ Phụ tải SXTTCN phụ tải CCXH Phụ tải tổng hợp cosji Pshn Pshđ Psxn Psxđ Pccn Pccđ Pthn Pthđ cosj Số1 12.97 23.02 9.75 5.85 23.33 13.92 37.51 35.3 0.78 Số2 5.19 8.54 1.5 0.9 6.37 7.19 10.25 13.35 0.89 Số3 13.26 23.53 3.42 2.052 0 0.48 15.23 24.91 0.91 Số4 12.97 23.02 10.14 6.084 1.13 1.52 19.84 27.49 0.91 Số5 13.26 23.53 3.42 2.052 0.5 15.23 24.92 0.91 Số6 11.52 20.23 0.5 11.52 20.48 0.91 Số7 12.39 22 5.61 3.366 1.13 0.8 16.33 24.24 0.91 Số8 12.41 21.49 14.634 8.78 0.58 22.42 27.16 0.89 Số9 10.59 18.16 9 5.4 0.4 16.11 21.56 0.89 Công suất tham gia vào cực đại ngày lớn lơn công suất tính toán đêm nên chúng tôi tính toán theo công suất tham gia vào cực đại đêm Phụ tải tại các điểm tải của TBA Liên Dương1 Điểm tải số 1 S1 = 35.3 + j 28.31 kVA S2 = 13.35 + j 6.84 kVA S3 = 24.91 + j 11.36kVA S4 = 27.49 + j 12.54 kVA S5 = 24.92+ j 11.36kVA S6 = 20.48+ j 9.34 kVA S7 = 24.24+ j 11.1 kVA S8 = 27.16 + j 13.91 kVA S9 = 21.56 + j 11.04 kVA Phụ tải dự báo tại các điểm tải của các TBA khác tính toán tương tự kết quả chúng tôi cho ở bảng 4. 13 TBA Tam Dương Các điểm tải TBA Tam Dương 5 1 0 3 4 6 TBA TamDương Lộ 1 Lộ 2 0 7 2 8 9 Bảng 4. 14 Tính chất của các điểm tải TBA Tam Dương Dự báo 2010 Điểm tải Phụ tải sinh hoạt Phụ tải sản xuất Phụ tải côngcộng Số 1 Số 2 Số 3 Số4 Số5 Số6 Số7 Số8 Số9 Số 10 Số 11 52hộ Xóm Đình 56hộ Xóm Cầu 50 hộ Xóm Bến 48 hộ Xóm Bến 38 hộ Xóm Trại 36hộ Xóm Trại 40hộ Xóm Đình 32 hộ Xóm Hàng 35 hộ Xóm Hàng 24 hộ mới 40 hộ mới 1 Máycưa+M.saysát +M hàn 1M.Nghiền +1Mcưabào 1Mcưabào 1MáyTiện+1Máycưabào 1 Máycưa+M.saysát 1M.Nghiền +1Máy Tiện 1M.tiện+1 Mcưa bào 1M.tiện+1Mcưabào+1M.KĐ2.8 + 1M.hàn 1M.Tiện + 1M.cưa bào Nhà trẻ +CS CS CS CS CS CS CS CS CS CS CS Trong đó: MKĐ2.8 – là máy kem đá 2.8 kW (ksd = 0.75) - Điểm tải số 10 gồm 24 hộ dân dọc đường ra trung tâm huyện Yên Mô - Điểm tải số 11 gồm 40 hộ dân mới tại Xóm Trại (được thể hiện rõ trên bản đồ hành chính) là tổng số hộ gia tăng đến 2010 Tính toán tương rự chúng tôi có kết quả cho trong bảng 4.15 Bảng 4.15. Kết quả tổng hợp phụ tải dự báo 2010 của các điểm tải TBA Tam Dương P(kW) Điểm tải Phụ tải SHGĐ Phụ tải SXTTCN Phụ tải CCXH Phụ tải tổng hợp cosji Pshn Pshđ Psxn Psxđ Pccn Pccđ Pthn Pthđ Số1 14.99 26.23 10.08 6.05 1.12 0.97 21.82 30.36 0.89 Số2 15.74 28.25 10.64 6.38 0.24 22.34 32.19 0.89 Số3 14.41 25.22 2.5 1.5 0.48 15.82 26.27 0.91 Số4 13.83 24.56 3.47 2.08 0.28 15.83 25.85 0.91 Số5 11.23 19.71 9.88 5.93 0.2 17.33 23.34 0.89 Số6 10.64 18.68 9.5 5.7 0.58 16.49 22.36 0.89 Số7 11.82 20.75 3.47 2.08 0.52 13.82 22.17 0.91 Số8 9.68 16.83 0.64 9.68 17.16 0.91 Số9 10.59 18.16 0.36 10.59 18.34 0.91 Số10 7.61 12.97 6.17 3.7 0.6 11.3 15.42 0.89 Số11 11.82 20.75 3.42 2.05 0.62 13.79 22.21 0.91 Công suất của các điểm tải của TBA Tam Dương Điểm tải số 1 S1 = 30.36+ j 15.55 kVA S2 = 32.19 + j 16.49 kVA S3 = 26.27+ j 11.97kVA S4 = 25.85+ j 11.78 kVA S5 = 23.34+ j 11.96 kVA S6 = 22.36+ j 11.46 kVA S7 = 22.17+ j 10.1 kVA S8 = 17.16+ j 7.82 kVA S9 = 18.34+ j 8.36 kVA S10 = 15.42 + j 7.9 kVA S11= 22.21+ j 10.12 kVA TBA Liên Dương 2 Các điểm tải TBA Liên Dương 2 Lộ 2 8 9 0 0 2 6 Lộ 1 1 4 5 5 7 3 Bảng 4.16 Tính chất phụ tải tải dự báo 2010 tại các điểm tải TBA Liên Dương2 Điểm tải Phụ tải sinh hoạt Phụ tải sản xuất Phụ tải côngcộng Số 1 Số 2 Số 3 Số4 Số5 Số6 Số7 Số8 Số9 25 hộ Xóm Đông 14 hộ Xóm Đông 16hộ Xóm Đông 23hộ Xóm Bắc 24 hộ Xóm Bắc 29 hộ Xóm Nam 18 hộ Xóm Nam 20 hộ Xóm Mới 30 hộ Xóm Mới 1Máycưa+1M.KĐ2.8+1M.hàn 1M.Nghiền+1M.Tiện+1M.Hàn M.nghiền + M.tiện 1M.cưabào+M.KĐ2.8+1M.Tiện M.nghiền +1Mhàn Nhà trẻ+cs đường Chiếu sáng đường Chiếu sáng đường Chiếu sáng đường Chiếu sáng đường Chiếu sáng đường Chiếu sáng đường Chiếu sáng đường Chiếu sáng đường Tính toán tương tự như trên chúng tôi có kết quả cho trong bảng 4.17 Bảng 4.17 Kết quả tổng hợp phụ tải dự báo 2010 của các điểm tải TBA Liên Dương2 P(kW) Điểm tải Phụ tải SHGĐ Phụ tải SXTTCN Phụ tải CCXH Phụ tải tổng hợp Cosji Pshn Pshđ Psxn Psxđ Pccn Pccđ Pthn Pthđ Số1 7.926 13.51 6.06 3.64 1.91 2.85 12.6 17.23 0.89 Số2 4.842 8.07 10.2 6.12 0.36 13.05 11.91 0.78 Số3 5.418 8.992 0.24 5.42 9.11 0.91 Số4 7.292 12.429 0.56 7.29 12.71 0.91 Số5 7.609 12.97 0.24 7.61 13.08 0.91 Số6 8.985 15.463 9.75 5.85 0.16 0.16 15.31 19.03 0.89 Số7 5.966 9.987 0.12 5.97 10.04 0.91 Số8 6.485 10.952 5.4 3.24 0.3 9.29 12.96 0.89 Số9 9.295 15.78 10.53 6.32 0.44 16.25 19.79 0.89 Công suất tại các điểm tải của TBA Liên Dương2 Điểm tải số 1 S1 = 17.23 + j 8.83 kVA S2 = 11.91 + j 9.56 kVA S3 = 9.11+ j 4.15 kVA S4 = 12.71 + j 5.79 kVA S5 = 13.08+ j 5.96 kVA S6 = 19.03+ j 9.75 kVA S7 = 10.04+ j 4.57 kVA S8 = 12.96 + j 6.64 kVA S9 = 19.79 + j 10.14 kVA CHƯƠNG 5 PHƯƠNG ÁN QUY HOẠCH LƯỚI ĐIỆN 5.1. MỘT SỐ YÊU CẦU ĐƯỢC SỬ DỤNG KHI ĐỀ SUẤT PHƯƠNG ÁN CẢI TẠO LƯỚI ĐIỆN XÃ KHÁNH DƯƠNG VÀ PHÂN VÙNG PHỤ TẢI * Phải đảm bảo chất lượng điện * Vốn đầu tư phải nhỏ Khi bố trí lưới điện của xã Khánh Dương thì các TBA hiện có được giữ lại nếu đảm bảo các yêu cầu kỹ thuật của công trình,kể cả việc tăng công suất cho trạm,còn các trường hợp không đảm bảo kỹ thuật của công trình cũng như không đáp ứng được nhu cầu gia tăng phụ tải,không đảm bảo được bán kính của trạm,không nằm ở trung tâm tải...thì phải tính đến việc dịch chuyển hay xây dựng thêm TBA mới. Các dường trục và nhánh rẽ nếu không đảm bảo tiêu chuẩn kỹ thuật thì cần phải nâng cấp hoặc xây dựng mới hoàn toàn. Có thể sử dụng hỗn hợp đường dây trung áp, hạ áp, đèn đường đi chung một cột nếu có thể. Đối với các MBA tiêu thụ thì tuỳ thuộc vào nguồn trung áp hiện có mà chọn MBA. Các TBA xây dựng mới sử dụng các máy có gam công suất từ 50400kVA Bán kính hoạt động của TBATT: - Nông thôn từ 0.60.8 km Để đề ra được phương án quy hoạch trước hết ta phải phân vùng phụ tải trước Mục đích của việc phân vùng phụ tải nhằm xây dựng cho ta một sơ đồ cung cấp điện hợp lý, chọn số lượng dung lượng MBA, cũng như vị trí trung tâm cấp điện phù hợp với bán kính cung cấp điện của lưới hạ thế (<0.8km) - Căn cứ vào đặc điểm và khả năng cấp điện của các trung tâm nguồn điện hiện tại và khả năng mở rộng của nguồn cho xã Khánh Dương. - Căn cứ vào đặc điểm địa hình, giao thông thực tế của xã. - Căn cứ vào phương hướng phát triển kinh tế xã hội hiện tại và tương lai của xã. Chúng tôi phân xã Khánh Dương ra làm 5 vùng phụ tải như sau: + Vùng I cung cấp cho 92 hộ xóm Đình (điểm tải 1, điểm tải 7 TBA Tam Dương 2), 56 hộ xóm Cầu (điểm tải 2 TBA Tam Dương 2), 50 hộ xóm Bến (điểm tải 3 của TBA Tam Dương 2) và 24 hộ dân mới dọc đường ra trung tâm huyện (điểm tải 10) + Vùng II gồm 48 hộ Xóm Bến (điểm tải số 4 TBA Tam Dương 2), xóm Trại(điểm tải số 5 và 6 TBA Tam Dương 2) và 40 hộ dân mới (điểm tải số 11) + Vùng III gồm xóm Mới (điểm tải số 8, 9 TBA Liên Dương 2) và 39 hộ xóm Đông (điểm tải số 1và số 2 TBA Liên Dương 2) + Vùng IV gồm 16 hộ xóm Đông (Điểm tải số 3TBA Liên Dương2) , xóm Bắc(điểm tải số 4,5 TBA Liên Dương2),xóm Nam (điểm tải số 6,7 TBA Liên Dương 2) và 112 hộ xóm Hàng(điểm tải số 8,9 TBA Tam Dương 2 và điểm tải số 1 TBA Liên Dương 1) + Vùng V gồm xóm Yên Thịnh(điểm tải số 8,9 TBA Liên Dương 1), xóm Trài (điểm tải số 7 TBA Liên Dương 1), xóm 1 (điểm tải số 3TBA Liên Dương1), xóm 2 (điểm tải số 4 TBA Liên Dương 1), xóm 4 (điểm tải số 5,6 TBA Liên Dương1) và 15 hộ xóm Hàng (điểm tải số 2 TBA Liên Dương1) Từ kết quả tính toán dự báo với các TBATT của xã Khánh Dương ở trên chúng tôi có - Vùng I : SI = S1+S7+S10+S2+S3 = (30.36+j 15.55) + (22.17+j 10.1) + (15.42+j 7.9) + (32.19+j 16.49) + (26.27+j 11.97) = 126.41 + j 62.01 kVA Tính toán tương tự chúng tôi có kết quả các vùng phụ tải - Vùng II: SII = 93.76 + j 45.32 kVA - Vùng III: SIII = 61.89 + j 35.17 kVA - Vùng IV: SIV = 130.77 + j 74.71 kVA - Vùng V: SV = 184.22 + j 87.49 kVA 5.2. CHỌN DUNG LƯỢNG MBA VÀ ĐỀ XUẤT PHƯƠNG ÁN CẢI TẠO 5.2.1. Chọn dung lượng MBA Trên cơ sở của phần dự báo nhu cầu của xã Khánh Dương. Chúng tôi có được công suất tính toán dự báo theo nhu cầu phụ tải của xã đến năm 2010.Đó chỉ là công suất tính toán của phụ tải, để xác định nhu cầu thực tế ta phải kể thêm tổn thất trên đường dây, tổn thất trong MBA và khả năng phat triển phụ tải cho những năm dự báo sau. Trong tính toán gần đúng,tổn thất công suất tác dụng trên mạng điện có thể lấy bằng 10% và mức gia tăng phu tải cho những năm của dự báo chúng tôi lấy bằng 10%. Khi đó phụ tải tính toán cho vùng phụ tải của xã được xác định theo biểu thức sau: Ptt = Pttdb2010 + 20%. Pttdb2010 ; kW Qtt = Ptt. tgj ; kVAr Stt = Ptt + j Qtt ; kVA Trong đó: Ptt - Công suất tác dụng tính toán (kW). Pttdb2010 - Công suất tác dụng tính toán theo dự báo (kW). Pttdb2010. 20% - Lượng tổn thất công suất tác dụng và mức đọ phát triển phụ tải cho những năm dự báo sau. Qtt - Công suất phản kháng tính toán (kVAr). Stt - Công suất toàn phần tính toán (kVA). Cosj - hệ số công suất tính toán. Theo hệ số công suất tính toán được tra theo tỷ lệ giữa công suất ngày và đêm được cho trong bảng Bảng tỷ lệ giữa công suất ngày và công suất <0.35 0.6 0.85 1.15 1.4 >1.41 Cosjn 0.92 0.88 0.83 0.78 0.76 0.73 Cosjđ 0.94 0.91 0.89 0.85 0.8 0.76 Khi đó phụ tải thực tế của các vùng phụ tải của xã Khánh Dương như sau: - Vùng I: Stt1 = 151.69 + j 74.41 kVA - Vùng II: Stt2 = 112.51 + j 54.38 kVA - Vùng III: Stt3 = 74.05+ j 42.08 kVA - Vùng IV: Stt4 = 156.92 + j 89.29 kVA - Vùng V: Stt5 = 221.04+ j 104.99 kVA 5.2.2. ĐỀ SUẤT PHƯƠNG ÁN CẢI TẠO LƯỚI ĐIỆN XÃ KHÁNH DƯƠNG Dựa trên cơ sở phân vùng phụ tải và sau khi xem xét đánh giá lưới điện hiện tại chúng tôi thấy các TBATT đều có bán kính hoạt động khá lớn (>800m) cần phải giảm bán kính hoạt động nên chúng tôi đề xuất một số phương án cải tạo sau khi đã đem so sánh sơ bộ với nhiều phương pháp khác: Phương án 1: (Sơ đồ 2): Vùng I giữ nguyên vị trí TBATT Tam Dương 180 – 10/0.4 kV trạm này sẽ cung cấp điện cho 92 hộ xóm Đình (điểm tải 1,điểm tải7 TBA Tam Dương2) , 56 hộ xóm Cầu (điểm tải2 TBA Tam Dương 2), 50 hộ xóm Bến (điểm tải3 của TBA Tam Dương 2) và 24 hộ dân mới dọc đường ra trung tâm huyện (điểm tải 10) và tính toán lại tiết diện dây dẫn để giảm hao tổn trên đường dây - Vùng II đặt TBATTm1 160 – 10/0.4kV cung cấp điện cho 48 hộ Xóm Bến (điểm tải số 4 TBA Tam Dương 2), xóm Trại(điểm tải số 5 và 6 TBA Tam Dương 2) và 40 hộ dân mới (điểm tải số 11) và tính toán lại tiết diện dây dẫn để giảm hao tổn trên đường dây. Nguồn điện cao áp cấp cho trạm được lấy từ lộ 974 TBATG Khánh Cư với chiều dài đường cao áp 10kV phải kéo mới là 0.5 (km) - Vùng III Giữ nguyên vị trí TBATT Liên Dương2 100 – 10/0.4kV cung cấp điện cho xóm Mới (điểm tải số 8, 9 TBA Liên Dương 2) và 39 hộ xóm Đông (điểm tải số 1và số 2 TBA Liên Dương 2) và tính toán lại tiết diện dây dẫn để giảm hao tổn trên đường dây - Vùng IV Giữ nguyên vị trí TBATT Liên Dương1 180 –10/ 0.4kV cung cấp điện cho 16 hộ xóm Đông (Điểm tải số 3TBA Liên Dương2) , xóm Bắc(điểm tải số 4,5 TBA Liên Dương2),xóm Nam (điểm tải số 6,7 TBA Liên Dương 2) và 112 hộ xóm Hàng(điểm tải số 8,9 TBA Tam Dương 2 và điểm tải số 1 TBA Liên Dương 1) và tính toán lại tiết diện dây dẫn để giảm hao tổn trên đường dây - Vùng V Đặt TBATTm2 250kVA- 10/0.4kV cung cấp điện cho xóm Yên Thịnh(điểm tải số 8,9 TBA Liên Dương 1), xóm Trài (điểm tải số 7 TBA Liên Dương 1), xóm 1 (điểm tải số 3TBA Liên Dương1), xóm 2 (điểm tải số 4 TBA Liên Dương 1), xóm 4 (điểm tải số 5,6 TBA Liên Dương1) và 15 hộ xóm Hàng (điểm tải số 2 TBATT Liên Dương1) và tính toán lại tiết diện dây dẫn để giảm hao tổn trên đường dây. Nguồn điện cao áp cấp cho trạm được lấy từ lộ 974 TBATG Khánh Cư Phương án 2 (Sơ đồ 3): Các Vùng I, vùng II, vùng III, vùng IV các TBATT vẫn được giữ nguyên theo phương án 1 - Vùng V: + Đặt TBATTm2 160 – 10/0.4kV cung cấp điện cho xóm 1(điểm tải số 3TBA Liên Dương1), xóm 2 (điểm tải số 4 TBA Liên Dương 1), xóm 4 (điểm tải số 5,6 TBA Liên Dương1) và 15 hộ xóm Hàng (điểm tải số 2 TBATT Liên Dương 1) và tính toán lại tiết diện dây dẫn để giảm hao tổn trên đường dây. Nguồn điện cao áp được lấy trực tiếp từ lộ 974 TBATG Khánh Cư chạy dọc xã + Đặt TBATTm3 100 – 10/0.4kV cung cấp điện cho xóm Yên Thịnh(điểm tải số 8,9 TBA Liên Dương 1), xóm Trài (điểm tải số 7 TBA Liên Dương 1) và tính toán lại tiết diện dây dẫn để giảm hao tổn trên đường dây. Nguồn điện cao áp cấp cho trạm được lấy từ TBATT 1 với chiều dài đường cao áp 10kV phải kéo mới là 0.28 (km) Vị trí đặt các TBATT đảm bảo nằm ở trung tâm phụ tảI để giảm bán kính hoạt động ,thuận tiện giao thông , thuận tiện nối với nguồn, lưới cao áp. Vị trí của TBATT xác định theo toạ độ của các điểm tải Trong đó: Pi - công suất điểm tảI thứ I, kW X,Y – toạ độ của TBATT Xi, yi – toạ độ của các điểm tải thứ i n - Số phụ tải . Từ bản đồ hiện trạng điện xã Khánh Dương , kẻ trục toạ độ oxy và xác định các toạ xi, yi. Nếu như đặt TBA đúng vị trí như đã tính toán thì sẽ rơI vào khu vực dân cư. Như vậy căn cứ vào địa hình thực tế của của xã chúng tôI chọn vị trí thích hợp nhất cho phương án 1 và phương án 2 được thể hiện ở bản đồ 2 và bản đồ 3 Vì các trạm có công suất nhỏ và để giảm giá thành xây dựng chúng tôi chọn cách đặt các trạm mới là trạm treo. 5.3. TÍNH KỸ THUẬT CỦA CÁC PHƯƠNG ÁN 5.3.1 . Tổn thất điện áp cho phép của lướiđiện hạ áp Các TBATT của xã Khánh Dương được cấp điện từ lộ 974 TBATG Khánh Cư 35/10kV lộ này cấp cho các xã Khánh Thịnh , Khánh An lộ 974 sử dụng dây AC50. Dựa vào điện năng của các xã trong tháng 8 chúng tôi có được kết quả sau: HTX Đại Thắng 1: S1 = 131.06 + j 81.23 kVA HTX Xuân Thắng: S2 = 139.32 + j 82.67 kVA HTX khánh Thịnh: S3 = 139.37 + j 71.4 kVA HTX Khánh An : S4 = 139.32+ j 75.24 kVA Trạm bơm Khánh An : S5 = 406.6+ j 250.75kVA Trạm bơm Khánh Thịnh : S6 = 133.11 + j 82.49 kVA * Phương án 1 HTX Tam Dương: S7 = 151.69 + j 74.41 kVA HTX Liên Dương 2: S8 = 74.05+ j 42.08 kVA HTX Liên Dương 1: S9 = 156.92 + j 89.29 kVA TBATTm1 : S10 = 112.51 + j 54.38 kVA TBATTm2 : S11 = 221.04+ j 104.99 kVA Khi đó Sơ đồ lộ 974 TBATG Khánh Cư được thể hiện ở hình vẽ 7 Các Trạm không cải tạo lại đường dây cao áp là: TBATT Liên Dương1, TBATT Liên Dương2, TBATT Tam Dương, TBATTm2 Xét TBATT Tam Dương - Thông số kỹ thuật maý biến áp Tam Dương 180kVA-10/0.4 kV DPo = 1.2 (kW) DPk = 4.1 (kW) DUk = 5.5 % I0% = 7 % Tổn thất trong máy biến áp hạ áp được xác định theo biểu thức: * Điện áp ngắn mạch tác dụng: D Ua % = D Pk .4.1 x Điện áp ngắn mạch phản kháng: D Up% = =% Tổn thất điện áp thực tế trong máy biến áp: D Utt % = = - Tổn thất điện áp từ thanh cái trạm trung gian 974 Khánh Cư đến đầu vào TBATT Tam Dương : DUtt= + = 411.23(V) Từ kết quả trên chúng tôi có bảng 5.2 Bảng 5.2 độ lệch điện áp và tổn thất điện áp cho phép sau Thành phần thiết bị điện Mức % phụ tải của MBA 100% 25% Thanh cái trung gian D Utc Đường dây 10kV D VCA MBA hạ áp D VMBA D UMBA Đường dây 0,4kV DUdd0,4 5 - 4.11 5 -3.98 (- 9.41) 0 -1.03 5 - 0.99 0 Độ lệch U tại thụ điện DV% - 7.5 2.98 <+ 7.5 Độ lệch của thanh cái10kV hoàn toàn phụ thuộc vào chế độ vận hành của trạm ở chế độ cao. Qua điều tra thực tế chúng tôi thấy khi ở chế độ cao và MBA điều áp dưới tải D Vtc100= + 5%, D Vtc25= 0% Đối với thanh cái 0.4kV thì D VMBA100=5%, D VMBA25=5% Như vậy tổn thất điện áp cho phép lưới hạ áp là: = 5 – 4.11 –3.98 + 5 + 7.5 = 9.41% Tính toán tương tự cho các trạm còn lại chúng tôi thu được kết quả sau: + Tổn thất điện áp lưới hạ áp TBATT Liên Dương 1là: 9.05% + Tổn thất điện áp lưới hạ áp TBATT Liên Dương 2 là: 9.56% + Tổn thất điện áp lưới hạ áp TBATTm2 là: 10.26% * TBATTm1 có chiều dài đường cao áp là 0.5km Thông số kỹ thuật TBATTm1 160kVA-10/0.4 kV Do ABB sản xuất DPo = 0.5 (kW) DPk = 2.95 (kW) DUk = 4.5 % I0% = 7 % Tổn thất trong máy biến áp hạ áp được xác định theo biểu thức: - Điện áp ngắn mạch tác dụng: D Ua % = D Pk . Điện áp ngắn mạch phản kháng: D Up% = = Tổn thất điện áp thực tế trong máy biến áp: D Utt % = = Chúng tôi tính toán độ lệch điện áp tại điểm đấu (tại TBATT Tam Dương) Tổn thất điện áp từ trung gian đến điểm đấu dựa vào sơ đồ lộ 974 TBATG Khánh Cư theo phương án 1 chúng tôi có: DUtt= 411.23 (V) = 5 - = 0.88 % - Tổng hao tổn điện áp cho phép đường dây 10 kVvà 0,4kV: D UCP100% = D V100Đ.đáu + D U100TBA + D V100TBA – D V100TD = 0.88 – 2.69 +5 + 7.5 = 10.69 % Ta có D V100tc = +5%; D V25tc = 0% Để phân chia hao tổn điện áp của đường dây có cấp điện áp khác nhau theo ta xét đến hệ phương trình sau: D Ucp10 + D Ucp0,4 = D Ucpå = 10.69 = 0.045 Trong đó: D Ucp – Là tổng hao tổn điện áp cho phép L10 , L0,4 –Chiều dài đường dây 10kV và chiều dài trung bình đường dây 0,4 kV U10, U0,4 - Điện áp định mức của đường dây 10 kV và 0,4 kV nc, nh – Số dây dẫn cao áp và hạ áp (nc = 3 và nh =4) GiảI hệ phương trình trên chúng tôI được: D Ucp0.4 = 10.23 %, D Ucp10 = 0.46 %, Vậy hao tổn điện áp cho phép của TBATTm1 là D Ucp0.4 = 10.23 % Bảng 5.3 Độ lệch điện áp và D Ucp của mạng từ điểm đấu(Z)vàoTBATTm1 Thành phần thiết bị điện Mức % phụ tải của MBA 100% 25% Điểm đấu vào TBATT m1 D Vđ.đấu Đường dây 10kV DUdd 10 MBA D VMBA D UMBA Đường dây 0,4kV DUdd0,4 5 - 4.12 - 0.46 5 - 2.69 -10.23 -1.03 0.12 5 - 0.67 0 Độ lệch U tại thụ điện DV% - 7.5 3.3 < 7.5 * Phương án 2 HTX Tam Dương: S7 = 151.69 + j 74.41 kVA HTX Liên Dương 2: S8 = 74.05+ j 42.08 kVA HTX Liên Dương 1: S9 = 156.92 + j 89.29 kVA TBATTm1 : S10 = 112.51 + j 54.38 kVA TBATTm2 : S11 =133.37 + j 61.73 kVA TBATTm3 : S12 = 87.67+ j 43.26kVA kVA Khi đó Sơ đồ lộ 974 TBATG Khánh Cư được thể hiện ở hình vẽ 8 - Xác định hao tổn điện áp cho phép của TBATTm2 và TBATTm3 tương tự như đã xét cho phương án 1 chúng tôI có: Hao tổn điện áp cho phép TBATTm2 DUcp = 10.23 % Hao tổn điện áp cho phép TBATTm3 DUcp0.4 = 9.72%, DUcp10 = 0.2% 5.3.2. Tính thiết diện dây dẫn các phương án Việc lựa chọn tiết diện dây dẫn cũng giữ một vai trò quan trọng cơ bản trong thiết kế hệ thống cung cấp điện. Nếu ta chọn dây dẫn có tiết diện quá lớn sẽ làm tăng chi phí kim loại màu, không đảm bản chỉ tiêu kinh tế. Nếu ta chọn tiết diện dây dẫn quá nhỏ thì dẫn đến tình trạng quá tải, khi đó hao tổn công suất, hao tổn điện năng, hao tổn điện áp sẽ lớn không đảm bảo về mặt kỹ thuật. Vì vậy khi chọn dây dẫn ta phải đảm bảo cả về chỉ tiêu kinh tế lẫn kỹ thuật. Như ta đã biết với mạng điện địa phương, các thiết bị sử dụng điện mắc trực tiếp vào mạng điện hạ áp. Do vậy yêu cầu chất lượng điện của thụ điện phải đảm bảo. Mặt khác, do phụ tải nhiều mà không phải các phụ tải đều đặt thiết bị điều chỉnh điện áp tổn thất điện áp thường vượt quá giá trị cho phép. Vì vậy chúng tôi chọn tiết diện dây dẫn theo hao tổnđiện áp cho phép. - Nội dung phương pháp chọn tiết diện theo hao tổn điện áp cho phép: Việc chọn dây dẫn có tiết diện không đổi suốt chiều dài đường dây, hay tiết diện thay đổi phụ thuộc vào phụ tải phân bố gần hay xa. Nhưng dù phương pháp án nào cũng đảm bảo điều kiện kỹ thuật là tổn thất điện áp thực tế nhỏ hơn hay bằng tổn thất điẹn áp cho phép. Xét với đặc điểm lưới điện xã Khánh Dương chúng tôi chọn phương pháp chọn tiết diện dây dẫn không đổi suốt chiều dài đường dây. Tiết diện dây dẫn được xác định theo biểu thức sau: F = (mm2) Trong đó: Pi – Công suất chạy trên đoạn thứ i (kW) Li – Chiều dài đoạn dây thứ i (km) n – Số đoạn đường trục g - Điện dẫn xuất: với dây nhôm g = 31,7 (W/mm2) Un - Điện áp định mức của mạng điện (kV) D Uacp – Thành phần tổn thất điện áp tác dụng cho phép - Thành phần tổn thất điện áp phản kháng : - Tổn thất điện áp tác dụng cho phép: 5 * Xác định tiết diện dây dẫn theo phương án 1 - Xác định tiết diện cho đường dây cao áp kéo điện vào TBATTm1 0.5 km 10 kV 112.51 + j 54.38 Đường dây cao áp 10kV chúng tôi tiến hành tính tiết diện theo DUcp - Tổn thất điện áp cho phép : DUcp = (V) Chọn sơ bộ x0 = 0.38W/km - Tổn thất điện áp phản kháng là: DUp = (V) - Tổn thất điện áp tác dụng là: DUacp = DUcp – DUp = 46 – 1.03 = 44.97 (V) Tiết diện dây cao áp là: F = = (mm2) Chọn tiết diện dây dẫn quy chuẩn kết hợp với độ bền cơ học và sự phát triển của lưới điện sau này nên chúng tôi chọn dây AC 35 có r0 = 0.85 W/km, x0 = 0.38 W/km Kiểm tra tổn thất điện áp thực tế: DUtt = = 5.81(V) < DUcp. Vậy ta chọn tiết diện dây dẫn đảm bảo. - Xác định tiết diện lưới hạ áp các TBATT cải tạo Sơ đồ TBA Liên Dương1 S2.5 S2.1 S1.1 S1.2 S1.3 S2.3 S2.4 S2.2 250m 45m 105m 90m 140m 200m 100m 70m 100m 3 4 2 1 1 2 3 6 5 * Phụ tải tại các điểm tải - Lộ 1 TBATT Liên Dương1 S1.1 = S1 = 35.3 + j 28.31 kVA S1.2 = S9 = 18.34 + j 8.36 kVA S1.3 = S8 = 17.16 + j 7.82 kVA - Lộ 2 TBATT Liên Dương1 S2.1 = S3 = 9.11 + j 4.15 kVA S2.2 = S4 = 12.71 + j 5.79 kVA S2.3 = S5 = 13.08 + j 5.96 kVA S2.4 = S6 = 19.03 + j 9.75 kVA S2.5 = S7 = 10.04 + j 4.57 kVA - Lộ 1 TBATT Liên Dương1 Cải tạo Tổn thất công suất tác dụng là: (kW) (kWh) Tổn thất điện áp trên đoạn dây 0- 3 (V) < 9.05% Vậy tổn thất điện áp nằm trong giới hạn cho phép nên lộ 1TBATT Liên Dương1 mới không cần thay dây(đoạn 0-3 dây A70,) - Lộ 2 TBATT Liên Dương1 Cải tạo Tổn thất điện áp trên đoạn dây 0- 5 (V) >9.05% Cần chọn lại tiết diện lộ 2: Khi chọn lại tiết diện để đảm bảo những yêu cầu trên chúng tôi chọn dây là dây AV. Sơ bộ chúng tôi chọn x0 = 0.25 W/km. Sau đó chúng tôi tiến hành tính tiết diện dây dẫn Tổn thất phản kháng trên đoạn 0-5 = (V) Tổn thất điện áp cho phép: (V) Tổn thất điện áp tác dụng cho phép: = 34.39 – 8.01 = 26.38(V) Tiết diện dây dẫn được xác định theo biểu thức sau: F = = (mm2) Chúng tôi chọn dây AV 95 có r0 = 0.35 W/km, x0 = 0.24 W/km Chúng tôi tiến hành kiểm tra lại tổn thất điện áp trên lộ 2 31.16 (V) Vậy tiết diện chọn đảm bảo nên chúng tôi chọn tiết diện dây đường trục là AV 95. - Tính tiết diện đoạn nhánh 1-6 + Tổn thất điện áp trên đoạn 0-1(lộ 2) (V) Như vậy tổn thất diện áp trên đoạn 1-6 phải đảm bảo điều kiện sau: (V) Trên đoạn 1-6 dây hiện tại là dây A35 hao tổn điện áp là: 2.54(V) < 27.13(V) nên không phải thay tiết diện dây. - Hao tổn điện năng đường dây TBATT Liên Dương 1 (cải tạo): Hao tổn điện năng đường dây TBATT Liên Dương 1 (cải tạo) bằng tổng hao tổn điện năng của các đoạn dây cả Tổn thất công suất tác dụng là: (kW) 8394.94 (kWh) Vậy hao tổn điện năng của TBATT Liên Dương 1là: DA = (DP1 + DP2) x t = 14761.19 (kWh) S1.1 S1.2 S1.3 S2.5 S2.2 250m 305m 30 m 300m 350m S3.1 S3.2 S3.3 365m 185m 245m 1 2 3 1 2 1 2 3 - Sơ đồ TBATTm2 - Lộ 1 TBATTm2 S1.1 = S2 = 13.35 + j 6.84 kVA S1.2 = S5 = 24.92+ j 11.36 kVA S1.3 = S6 = 20.48+ j 9.34 kVA - Lộ 2 TBATTm2 S2.1 = S3 = 24.91+ j 11.36kVA S2.2 = S4 = 27.49+ j 12.54kVA - Lộ 3 TBATTm3 S3.1 = S7 = 24.24+ j 11.1kVA S3.2 = S8 = 27.16 + j 13.91kVA S3.3 = S9 = 21.56 + j 11.04 kVA + Lộ 1 TBATTm2: Tổn thất điện áp với dây dẫn hiện có trên đoạn 0-2: 54.36 (V); 14.3%> Do vậy phải tính chọn lại tiết diện dây dẫn Sơ bộ chúng tôi chọn x0 = 0.25 W/km Tổn thất phản kháng trên đoạn 0-2 = (V) Tổn thất điện áp cho phép: (V) Tổn thất điện áp tác dụng cho phép: = 38.99 – 6.23 = 32.76(V) Tiết diện dây dẫn được xác định theo biểu thức sau: F = = (mm2) Chúng tôi chọn dây AV 70 r0 = 0.46W/km, x0 = 0.27W/km Kiểm tra lại tổn thất điện áp trên lộ 2: 31.83(V) <. Do vậy chọn tiết diện trục chính là dây AV 70 . + Lộ 2 TBATTm2: Tổn thất điện áp thực tế trên đoạn 0-2: 70.72(V); 18.61%> Do vậy cần tính chọn lại tiết diện lại dây dẫn lộ 2: Sơ bộ chúng tôi chọn x0 = 0.25 W/km Tổn thất phản kháng trên đoạn 0-2 = (V) Tổn thất điện áp cho phép: (V) Tổn thất điện áp tác dụng cho phép: = 38.99 – 7.61 = 31.38(V) Tiết diện dây dẫn được xác định theo biểu thức sau: F = = (mm2) Chúng tôi chọn dây AV 70 r0 = 0.46W/km, x0 = 0.27W/km Kiểm tra lại tổn thất điện áp trên lộ 2: 38.89(V) . Do vậy chúng tôi chọn tiết diện dây trục chính là AV 70 r0 = 0.46W/km, x0 = 0.27W/km + Lộ 3 TBATTm2: Tổn thất điện áp thực tế trên đoạn có trên đoạn 0-3: 84.94(V); 22.35% > Cải tạo lại đoạn 0-3: Tổn thất phản kháng trên đoạn 0-3 = (V) Tổn thất điện áp cho phép: (V) Tổn thất điện áp tác dụng cho phép: = 38.99 – 10.19 = 28.8(V) Tiết diện dây dẫn được xác định theo biểu thức sau: F = = (mm2) Chúng tôi chọn dây AV 120 r0 = 0.27W/km, x0 = 0.21W/km Kiểm tra lại tổn thất điện áp trên lộ 3: 40.96(V) 10.78% >. Vậy tiết diện tăng lên một cấp AV150. Kiểm tra lại tổn thất điện áp trên lộ 3: 33.93(V) 8.93% <. Vậy tiết diện AV150 đã chọn đảm bảo. * Các TBATT Khác tính tương tự kết quả cho trong bảng - Sơ đồ TBATT Liên Dương 2 S1.1 S1.2 S2.2 S2.1 240m 150m 130m 180m 1 2 1 2 - Lộ 1 TBATT Liên Dương2 S1.1 = S1 = 17.23+ j 8.83kVA S1.2 = S2 = 11.91+ j 9.56kVA - Lộ 2TBATT Liên Dương2 S2.1 = S8 = 12.96+ j 6.64kVA S2.2 = S9 = 19.79+ j 10.14kV S2.1 S1.2 S1.1 240m 100m 150m 1 2 1 S1.3 4 250m 150m 3 - Sơ đồ TBATTm1 - Lộ 1 TBATTm1 S1.1 = S 5 = 23.34+ j 11.97 kVA S1.2 = S6 = 22.36+ j 11.46 kVA S1.4 = S11 = 22.21+ j 10.12 kVA - Lộ 2 TBATTm1 S2.1 = S4 = 25.85+ j 11.78kVA S1.3 S1.2 S1.4 100m 200m 120m 180m 300m S1.1 1 2 3 4 S1.5 5 140m 6 * Sơ đồ TBA Tam Dương Công suất tại các điểm tải S1.1 = S 1 = 30.36+ j 15.55kVA S1.2 = S3 = 26.27+ j 11.97kVA S1.3 = S2 = 32.19+ j 16.49kVA S1.4 = S10 = 15.42+ j 7.9 kVA S1.5 = S7 = 22.17+ j 10.1kVA Bảng 5.4 Kết quả tính toán lựa chọn tiết diện dây dẫn theo phương án 1 Đường dây chiều dài l (m) Ftt(mm2) Fchọn (AV)(mm2) DUkiểm tra(V) DA kWh/năm Chú thích * Trạm Tam Dương Trục 0-4 780 119.1 150 33.09 12855.8 Nhánh 1-5 140 A35 8.66 1185.83 không cảI tạo Nhánh 2-6 120 A35 8.8 1427.92 không cảI tạo * TrạmBATTm2 - Lộ 1 Trục 0-3 585 53.81 70 31.83 7229.29 -Lộ 2 Trục 0-2 650 67.04 70 38.89 9387.99 - Lộ 3 Trục 0-3 795 117.97 150 33.93 10405.69 * Trạm Liên Dương2 - Lộ 1 Trục 0-2 390 A35 19.01 2869.3 không cảI tạo - Lộ 2 Trục 0-2 310 A35 19.42 3250.38 không cảI tạo * Trạm BATTm1 - Lộ 1 Trục 0-3 590 63.14 70 37.36 9887.87 Nhánh 1-4 150 14.78 25 17.18 2497.19 - Lộ 2 Trục 0-1 150 A35 10.82 1728.3 không cảI tạo * Trạm BATT Liên Dương1 - Lộ 1 Trục 0-3 400 A70 21.64 6366.26 không cảI tạo - Lộ 2 Trục 0-5 600 80.18 95 31.16 8251.47 Nhánh 1-6 100 A35 2.54 143.46 không cảI tạo * Phương án 2 - Tiết diện dây dẫn của các TBATT Liên Dương 1, Liên Dương 2, Tam Dương và TBATTm1 được chọn như theo phương án 1. Chúng tôi tiến hành tính chọn tiết diện cho 2 trạm sau: TBATTm3 - Sơ đồ TBATTm3 S1..2 S1.3 185m 245m S1.1 1 2 3 45m Công suất tại các điểm tải S1.1 = S 7 = 24.24+ j 11.1kVA S1.2 = S8 = 27.16+ j 13.91 kVA S1.3 = S9 = 21.56+ j 11.04 kVA TBATTm2 - Sơ đồ TBATTm2 S1.1 S1.2 S1.3 S2.5 S2.2 250m 305m 30 m 300m 350m 1 2 3 1 2 - Lộ 1 TBATTm2 S1.1 = S 2 = 13.35+ j 6.84 kVA S1.2 = S5 = 24.92+ j 11.36 kVA S1.3 = S6 = 20.48+ j 9.34 kVA - Lộ 2 TBATTm2 S2.1 = S3 = 24.91+ j 11.36kVA S2.2 = S4 = 27.49+ j 12.54kVA - Xác định tiết diện dây dẫn cho đường dây cao áp nối vào TBATTm3 0.28 km 10 kV 87.55 + j 43.26 Đường dây cao áp 10kV chúng tôi tiến hành tính tiết diện theo DUcp - Tổn thất điện áp cho phép : DUcp = (V) Chọn sơ bộ x0 = 0.38 W/km - Tổn thất điện áp phản kháng là: DUp = (V) - Tổn thất điện áp tác dụng là: DUacp = DUcp – DUp = 20 - 0.46 = 19.54 (V) Tiết diện dây cao áp là: F = = (mm2) Chọn tiết diện dây dẫn quy chuẩn kết hợp với độ bền cơ học và sự phát triển của lưới điện sau này nên chúng tôi chọn dây AC 35 có r0 = 0.85 W/km, x0 = 0.38 W/km Kiểm tra tổn thất điện áp thực tế: DUtt = = 2.54(V) < DUcp . Vậy ta chọn tiết diện dây dẫn đảm bảo. - Tiết diện dây dẫn cho lưới hạ áp của các TBATT này tính toán tương tự phương án 1 chúng tôi có kết quả cho trong bảng Bảng 5.5 Kết quả tính tiết diện dây dẫn theo phương án 2 Đường dây chiều dài l (m) Ftt(mm2) Fchọn (AV)(mm2) DUkiểmtra(V) DA kWh/năm * Trạm BATTm3 Trục 0-3 475 47 50 36.19 9896.84 * Trạm BATTm2 -Lộ 1 Trục 0-3 585 52.71 70 31.83 7229.29 -Lộ 2 Trục 0-2 650 67.29 70 38.85 9387.99 5.4. SO SÁNH CÁC PHƯƠNG ÁN LỰA CHỌN PHƯƠNG ÁN TỐI ƯU 5.4.1. Dự toán vốn đầu tư cho phương án 1 Sau khi tính toán cải tạo chúng tôI tiến hành tính toán tổng số vốn đầu tư phương án 1 - Vốn đầu tư xây dựng đường dây cao áp 10 kV nối điện cho TBATTm1: VCA1 = 64 x 0.5 = 32 x 106 đ VN - Vốn đầu tư xây dựng đường dây 0.4 kV Bảng 5.6 Vốn đầu tư cho dường dây hạ áp theo phương án 1 Đường dây Chiều dài l(m) Fchọn (AV)(mm2) Đơn giá(106 đ/km) Vốn đầu tư cải tạo đ.d 0.4kV V.106 đ * Trạm Tam Dương Trục 0-4 780 150 80.12 62.494 * TrạmBATTm2 - Lộ 1 Trục 0-3 585 70 52.22 30.549 -Lộ 2 Trục 0-2 650 70 52.22 33.943 - Lộ 3 Trục 0-3 795 150 80.12 63.695 * Trạm BATTm1 - Lộ 1 Trục 0-3 590 70 52.22 30.81 Nhánh 1-3 150 25 29.125 4.369 * Trạm BATT Liên Dương1 -Lộ 2 Trục 0-5 600 95 60.24 36.144 Vậy tổng giá trị vốn đầu tư xây dựng đường dây 0.4kVphương án 1 là: VHA1 = 262x106 đ - Vốn đầu tư xây dựng TBATT m1 và TBATTm2 là: Bảng 5.7 Vốn đầu tư trạm biến áp theo phương án 1 TRạm BATT Côngsuất (kVA) Vốn đầu tư t. bị (106 đ) Vốn xây dựng (106 đ) Vốn đầu tư(106đ) Tổng Vốn đầu tư TBA (106 đ) * TrạmBATTm2 250 49.221 76.223 125.444 242.19 * Trạm BATTm1 160 40.523 76.223 116.746 Vậy tổng số vốn đầu tư cho TBATTm1 và TBATTm2 là VTBA1 = 242.19 x106 đ - Giá trị thánh lý theo phương án 1 Theo thông tin do chi nhánh điện lực Yên Khánh cung cấp thì giá trị của vật liệu thanh ký chỉ còn 30 % giá trị hiện thời tiến hành tính thanh lý dựa trên sơ đồ các trạm mới để tính giá trị thanh lý các đoạn đừng dây đó. Do vậy chúng tôi có tổng giá trị thanh lý theo phương án 1: Bảng 5.8 Giá trị thanh lý theo phương án 1 TBA chiều dài l(m) F (A)(mm2) Đơn giá(106đ/km) Đơn gia thanh lý(106đ/km) Giá trị thanh lýV. (106 đ) * Trạm Tam Dương 300 A50 42 12.6 3.78 750 A35 39.5 11.85 8.888 * Trạm Liên Dương2 600 A35 39.5 11.85 7.11 * Trạm BATT Liên Dương1 334 A70 48.5 14.55 4.86 1090 A35 39.5 11.85 12.917 330 A50 42 12.6 4.158 Vậy tổng giá trị thanh lý đường dây phương án 1 là: VTL1= 41.71 x 106 đ Tổng số vốn đầu tư của phương án 1là: V = VCA1 + VHA1+ VTBA1 - VTL1 = (32 + 262 + 242.19 – 41.71)x106 = 494.48x106 đVN 5.4.2. Dự toán vốn đầu tư cho phương án 2 - Vốn đầu tư xây dựng đường dây cao áp 10 kV nối điện cho TBATTm1 và TBATTm2: VCA2 = 64x(0.5+0.28) = 49.92x106 đ VN - Vốn đầu tư xây dựng đường dây 0.4 kV Bảng 5.9 Vốn đầu tư cho dường dây hạ áp theo phương án 2 Đường dây Chiều dài l(m) Fchọn (AV)(mm2) Đơn giá(106 đ/km) Vốn đầu tư cải tạo đ.dây 0.4kVV.106 đ * Trạm Tam Dương Trục 0-4 780 150 80.12 62.494 * Trạm BATTm1 - Lộ 1 Trục 0-3 590 70 52.22 30.81 Nhánh 1-4 150 25 29.125 4.369 * Trạm BATT Liên Dương1 -Lộ 2 Trục 0-5 600 95 60.24 36.144 * Trạm BATTm3 0 Trục 0-3 475 50 43.18 20.511 * Trạm BATTm2 -Lộ 1 Trục 0-3 585 70 52.22 30.549 -Lộ 2 0 Trục 0-2 650 70 52.22 33.943 Vậy tổng giá trị vốn đầu tư xây dựng đường dây 0.4kVphương án 2 là: VHA2 = 218.82x106 đ - Vốn đầu tư xây dựng TBATT m1 và TBATTm2 và TBATTm3là: Bảng 5.10 Vốn đầu tư trạm biến áp theo phương án 1 TRạm BATT công suất(kVA) Vốn đầu tư tb(106 đ) Vốn xây lắp(106đ) Vốn đầu tư(106 đ) Tổng Vốn đầu tư TBA (106 đ) * TrạmBATTm2 160 40.523 76.223 116.746 * TrạmBATTm3 100 27.425 76.223 103.648 337.14 * Trạm BATTm1 160 40.523 76.223 116.746 Vậy tổng vốn đâu tư xây dựng TBA là: VTBA2 = 337.14 x 106 đVN - Giá trị thanh lý theo phương án 2 Bảng 5.11 Giá trị thanh lý theo phương án 2 TBA chiều dài l (m) F (A)(mm2) Đơn giá(106đ/km) Đơn gia thanh lý(106đ/km) Gia trị thanh lýV. (106 đ) * Trạm Tam Dương 300 A50 42 12.6 3.78 750 A35 39.5 11.85 8.888 * Trạm Liên Dương2 600 A35 39.5 11.85 7.11 * Trạm BATT Liên Dương1 334 A70 48.5 14.55 4.86 1090 A35 39.5 11.85 12.917 330 A50 42 12.6 4.158 Vậy tổng giá trị thanh lý đường dây phương án 2 là: VTL2= 41.71x106 đ Khi đó tổng vốn đầu tư cho phương án 2 là: V = VCA2 + VHA2+ VTBA2 - VTL2 = (49.92 + 218.82 + 337.14- 41.7)x106 = 564.18x106 đVN 5.4.3. So sánh các phương án lựa chọn phương án tối ưu Có nhiều phương pháp để tính toán so sánh các phương án cung cấp điện. Chúng tôi sử dụng phương pháp xác định chi phí tính toán của các phương án trong 1 năm để chọn phương án tối ưu. Một vấn đề quan trọng so sánh các phương án phải kể đến tính chất xã hội và hiệu quả của nó. Trong các phương án so sánh , phương án nào có vốn đầu tư nhỏ thì chi phí hành năm nhỏ là phương án kinh tế, nhưng thường phương án có vốn đầu tư lớn lại có chi phí vận hành hao tổn nhỏ và ngược lại. Điều kiện kinh tế để lựa chọn phương án tối ưu là phương án nào có chi phí tính tính toán hàng năm nhỏ thì phương án đó kinh tế nhất. Z = En.V + C min Trong đó: V- là tổng vốn đầu tư của phương án . En – là hệ số sử dụng hiệu quả định mức vốn đầu tư: En = Tn – thời gian thu hồi vốn đầu tư là 8 năm C - tổng chi phí hành năm. Ckh – chi phí khấu hao trong cung cấp điện. Ckh = Chúng tôi tính khấuhao theo phương pháp khấu hao cố định T – tuổi thọ công trình T = 20 năm Cvh – chi phí vận hành : Cvh = g.n g – chi phí định mức cho nhân công giả định. n - Số công giả định vận hành thiết bị điện. Ngoài ra : Cvh = 12.G.m m- Số công giả định. G – Tiền lương tháng của công nhân vận hành . Cht – chi phí hao tổn điện năng : Cht = DA. CD DA – tổn thất điện năng. CD – Giá thành tổn thất điện năng. Ck – chi phí khác chophục vụ quản lý. Trong khi so sánh phương án lựa chọn phương án tối ưu chúng tôi không xét đến những thành phần giống nhau trong hai phương án mà chỉ xét đến các thành phần khác nhau của hai phương án khi đó chúng tôi có. * Phương án 1 - Vốn đầu tư cho trạm TTm2 gồm: vốn đầu tư cho máy biến áp 250-10/0.4kV, tủ điện hạ thế, cầu dao cao thế, chông sét van, biến dòng, công tơ vô công, công tơ hữu công (theo như phần đã trình bày ở trên). VTBA1 = 125.444 x 106 đVN - Vốn xây dựng đường dây 0.4kV: Vđ.d0.4 = 128.187 x106 đVN Vậy tổng vốn đầu tư cho phương án 1 đem so sánh là: VPAN1 = VTBA1 + Vđ.d0.4 = 253.631x106 đVN Chi phí cho phương án 1: Cht = DA.CD DA = DAdd+DAMBA Phương án 1 Hao tổn MBATTm2 Tên TBA Sn(kVA) Stt(kVA) D Pk(kW) D Po(kW) Uk% TBATTm2 250 244.61 4.1 0.64 4.5 DABA = DPo.t + DPk.t (kWh) = 0.64 x 8760 +4.1 x =14405.09 (kWh) Hao tổn điện năng đường dây của TBATTm2 tính ở trên : DA dd= 27022.97 (kWh) Vậy hao tổn điện năng của phương án 1là: DA = DABA+ DAdd = 14405.09 + 27022.97 = 41428.06(kWh) + Khi đó chi phí hao tổn Cht = 41428.06 x 360 = 14.91x106 đ + Chi phí khấu hao Ckh = 12.68 x 106 đ + Chi phí vận hành Cvh = 12x2x400000 = 9.6x106đ + Chi phí khác Ck = 30%Ckh = 3.8x106 đ Tổng chi phí phương án 1: C = 40.99x106 đ Chi phí vận hành hàng năm của phương án 1 là: Z = En.V + C = 0.125x253.631x106 +40.99x106 = 72.69x106 đ Trong đó: En – là hệ số sử dụng hiệu quả định mức vốn đầu tư: En = Tn – thời gian thu hồi vốn đầu tư là 8 năm * Phương án 2 - Vốn đầu tư cho trạm TTm2,TBATTm3 gồm: vốn đầu tư cho máy biến áp TBATTm2 160-10/0.4kV, và MAB 100 – 10/0.4kV của TBATTm3 và các thiết bị như: tủ điện hạ thế, cầu dao cao thế, chông sét van, biến dòng, công tơ vô công, công tơ hữu công (theo như phần đã trình bày ở trên). VTBA2 = (116.746 + 103.648)x106 = 220.394x 106 đVN - Vốn xây dựng đường dây 0.4kV: Vđ.d0.4 = 121.147x106 đVN - Vốn đầu tư xây dựng đường dây cao áp 10kV cấp điện cho TBATTm2 của phương án 2 là: Vđ.d10 = 0.28x 64 = 17.92x106 đVN Vậy tổng vốn đầu tư cho phương án 2 đem so sánh là: VPAN2 = VTBA2 + Vđ.d0.4 + Vđ.d10 = 359.461 x106 đVN Chi phí cho phương án 2: - Chi phí hao tổn Cht = DA.CD DA = DAdd+DAMBA Xác định hao tổn trong MBATTm2, MBATTm3 Tên TBA Sn(kVA) Stt(kVA) D Pk(kW) D Po(kW) Uk% TBATTm2 TBATTm3 160 100 146.97 97.66 2.95 2.05 0.5 0.32 4.5 4.5 DABA = DPo.t + DPk.t (kWh) * MBATTm2 160-10/0.4kV DABA2 = 0.5x8760 +2.95x = 9959.629(kWh) * MBATTm3 100-10/0.4kV DABA3 = 7186.015(kWh) - Hao tổn điện năng đường dây của TBATTm2 tính ở trên : DA dd2= 16617.28 (kWh) - Hao tổn điện năng đường dây của TBATTm3 tính ở trên : DA dd3= 9896.84 (kWh) Vậy tổng hao tổn điện năng của phương án là: DA = DABA+ DAdd =(9959.629+7186.015)+(16617.28+9896.84) = 43659.764 (kWh) + Khi đó chi phí hao tổn Cht = 43659.764 x360 = 15.71x106 đ + Chi phí khấu hao Ckh = 17.97x106 đ + Chi phí vận hành Cvh = 12x2x400000 = 9.6x106đ + Chi phí khác Ck = 30%Ckh = 5.39x106 đ Tổng chi phí phương án 2: C = 48.671 x106 đ Chi phí vận hành hàng năm của phương án 2 là: Z2 = En.V2 + C = 0.125x359.461 x106 +48.671x106 = 93.6x106 đ Nhận xét: So sánh 2 phương án trên chúng tôi thấy chi phí tính toán của phương án 1 nhỏ hơn chi phí tính toán của phương án 2 (Z1 < Z2). Do đó chúng tôi chọn phương án 1 làm phương án cải tạo lưới điện xã KhánhDương 5.5. TIẾN TRÌNH CẢI TẠO MẠNG ĐIỆN XÃ KHÁNH DƯƠNG Căn cứ vào ưu nhược điểm của lưới điện hiện tại và quá trình phát triển của phụ tải đến năm 2010 mà tôi đã trình bày ở các chương trước chúng tôi đưa ra tiến trình cải tạo mạng điện xã Khánh Dương như sau * Giai đoạn 2005-2007 - Tiến hành xây dựng TBATTm2 - Tiếnhành xây dựng đường dây 0.4kV của TBATT m2 - Cải tạo một phần mạng điện của xã * Giai đoạn 2008-2010 - Tiến hành xây dựng đường dây 10kV cấp điện cho TBATT m1 - Xây dựng TBATT m1 - Cải tạo lại toàn bộ lưới điện của xã Bảng 5.12 Tiến trình cải tạo lưới điện xã Khánh Dương Thứ tự các phần tử lưới điện được thực hiện Vốn đầu tưV.106 đ Giá trị thanh lý V.106 đ TổngVốn đầu tưV.106 đ Năm thực hiện 1. TBATTm2 125.444 125.444 2005-2006 2. Đường dây 0.4 kV đầu tư cho TBATTm2 128.187 39 89.187 2007 3. Đường dây 10kV cấp TBATTm1 32 32 2008 4. TBATTm1 116.746 116.746 2008 5. Đường dây0.4kV đầu tư cho TBATTm1 81.345 11.85 69.495 2009 6. Đường dây cải tao lưới điện toàn xã 98.638 37.03 61.608 2009-2010 CHƯƠNG 6 ĐÁNH GIÁ MỘT SỐ CHỈ TIÊU CỦA LƯỚI ĐIỆN SAU QUY HOẠCH 6.1. HAO TỔN ĐIỆN ÁP CỦA LƯỚI ĐIỆN Hao tổn điện áp: DU = DU% = Hao tổn điện áp được xác định đối với các trạm như sau: - TBATT Liên Dương 1 sau cải tạo Hao tổn lớn nhất là lộ 2 của đường trục 0-5 DU max = 31.16 (V) DU max% = 8.2% Tương như vậy chúng tôi có kết quả hao tổn điện áp của các trạm sau quy hoạch được cho trong bảng 6.1 Bảng 6.1 Kết quả tính hao tổn điện áp của các trạm sau quy hoạch Trạm biến áp DUmax(V) DUmax(%) * Trạm Tam Dương Trục 0-4 33.09 8.71 * TrạmBATTm2 -Lộ 2 Trục 0-2 38.89 10.23 * Trạm Liên Dương2 -Lộ 2 Trục 0-2 19.42 5.11 * Trạm BATTm1 - Lộ 1 Trục 0-3 37.36 9.83 * Trạm BATT Liên Dương1 -Lộ 2 Trục 0-5 31.16 8.2 Nhận xét: Như vậy hao tổn điện áp của lưới điện xã Khánh Dương sau cải tạo đã được cải thiện một cách đáng kể. Cụ thể: TBATT Liên Dương 1trước cải tạo hao tổn điện áp DUmax = 35.7% Sau cải tạo DUmax = 8.2% TBATT Liên Dương 2trước cải tạo hao tổn điện áp DUmax = 30.35% Sau cải tạo DUmax = 5.11% TBATT Tam Dương trước cải tạo hao tổn điện áp DUmax = 39.52% Sau cải tạo DUmax = 8.71% Và 2 TBATT mới TBATTm1 DUmax = 9.83% TBATTm2 DUmax = 10.23% 6.2. HAO TỔN NĂNG LƯỢNG CỦA MẠNG ĐIỆN Chúng tôi có kết quả hao tổn điện năng của các trạm sau quy hoạch Hao tổn điện năng trên đường dây: DA = DPå. t (kW) Hao tổn điện năng trên đường dây bằng tổng hao tổn điện năng của các đoạn dây trên các lộ của trạm (t = 2241.64 h). Ngoài ra còn hao tổn do mối nối hao tổn qua công tơ theo tài liệu hướng dẫn tính hao tổn điện năng của công ty điện lực 1 thì tổng hao tổn này lấy bằng 30 % DAd.d từ kết quả tính trình bày ở phần tính kỹ thuật các phương án trên chúng tôi có bảng kết quả sau: Bảng 6.2 Kết quả tính hao tổn điện áp của các trạm sau quy hoạch Tram Biến áp DA(kWh) DA (%) * Trạm Tam Dương 20110.415 3.27 * TrạmBATTm2 35129.861 3.92 * Trạm Liên Dương2 7955.584 2.65 * Trạm BATTm1 18347.368 4.02 * Trạm BATT Liên Dương1 19189.547 3.02 Trong đó: Hao tổn điện năng của lưới điện sau quy hoạch: DA % = với A = PmaxxT (T = 4045.37h) Hao tổn điện năng trong máy biến áp: DABA = DPo.t + DPk.t (kWh) - Đối với MBATTm2 DABA = 0.64 x 8760 +4.1 x =14405.09 (kWh) Tính tương tự cho các MBA khác chúng tôi có kết quả cho ở bảng 6.3 Bảng 6.3 Kết quả tính hao tổn điện năng các MBA Tên Trạm Sn(kVA) Stt (kVA) DAMBA(kWh) Tam Dương 180 168.96 18609.68 Liên Dương1 180 179.6 19600.89 Liên Dương2 100 85.17 10297.47 TBATTm1 160 124.96 8413.75 TBATTm2 250 244.71 14412.08 Nhận xét: Qua tính toán chúng tôi thấy hao tổn điện năng của lưới điện xã Khánh Dương giảm xuống còn rất nhỏ. Cụ thể: TBATT Tam Dương trước cải tạo hao tổn điện năng DAmax = 15.5% Sau cải tạo DAmax = 3.27% TBATT Liên Dương 1 trước cải tạo hao tổn điện năng DAmax =18.67 % Sau cải tạo DAmax = 3.02% TBATT Liên Dương 2 trước cải tạo hao tổn điện năng DAmax = 13.53% Sau cải tạo DAmax = 2.65% 6.3. ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN Để đánh giá độ tin cậy cung cấp điện cho toàn bộ lưới điện xã KhánhDương sau quy hoạch chúng tôi tiến hành đánh giá độ tin cậy cungcấp điện cho TBA dài nhất là TBA TTm1 MC TC 10kV 4.33km 160-10/0.4kV 0.4kV 0.59km Sơ đồ mạng điện cấp cho TBA TTm1 TC 10kV MC Đ D10 MBA TC0.4 ATM Đ D0.4 Sơ đồ thay thế các phần tử Theo ta có thông số hỏng hóc và thời gian phục hồi của mạng điện được cho trong bảng 6.3 Bảng 6.4 thông số hỏng hóc và thời gian phục hồi của mạng điện Phần tử 1km đường dây kV TBATT Thiết bị phân phối Thông số 10 0.4 10/0.4 Thanh cái TBđóng cắt năm 30 350 15 65 7 tph(h) 12 4 90 4 8 Thông lượng hỏng hóc của đường dây 10kV là: Thông lượng hỏng hóc của đường dây 0.4kV là: Thông lượng hỏng hóc của toàn mạng là: Thay số chúng tôi có : = 65x10-3+7x10-3+129.9x10-3+15x10-3+65x10-3+7x10-3+206.5x10-3 = 495.4x10-3 Kết quả tính toán được trình bày ở bảng sau: Bảng 6.5 Kết quả tính toán thông lượng hỏng hóc của mạng điện Phần tử TC10 MC Đ D 10 MBA TC0.4 ATM Đ D0.4 Tổng 65 7 129.9 15 65 7 206.5 495.4 Tph(h) 4 8 12 90 4 8 4 260 56 1558.8 1350 260 56 824 4364.8 Thời gian phục hồi của mạng điện là: (h) Độ tin cậy trong một năm vận hành là(t=1) P(t) =e-= e-0.495x1= 0.61. Xác xuất hỏng hóc : Q= 1- 0.61 = 0.39 Thời gian làm việc an toàn giữa 2 sự cố : = 2.02 (năm) Hệ số dừng: Kd = 0.302 Hệ số sẵn sàng: Kss = 1-Kd = 0.7 Nănglượng thiếu hụt tính cho TBATTm1 (kWh) Như vậy sau cải tạo chúng tôi có: Thời gian làm việc an toàn giữa 2 sự cố của lưới tăng tP = 1.48 (năm) lên đến tP = 2.02 (năm) Độ tin cậy cho một năm của lưới tăng từ Pt = 0.51 lên đến Pt = 0.61 Xác suất hỏng hóc của lưới giảm xuống từ : Qt = 0.49 giảm xuống Qt = 0.39 KẾT LUẬN VÀ ĐỀ NGHỊ 1. KẾT LUẬN Trong quá trình thực hiện đề tài, do vốn kiến thức còn hạn chế nhưng được sự hướng dẫn tận tình của các thầy cô giáo trong bộ môn Cung cấp và sử dụng điện khoa Cơ điện - Trường ĐHNN I Hà Nội, cùng với sự giúp đỡ của cán bộ chi nhánh điện Yên Khánh và sự nỗ lực của bản thân, đặc biệt là sự hướng dẫn tận tình của thầy giáo Th.S Nguyễn Ngọc Kính, cho đến nay tôi đã hoàn thành đề tài của mình. Đề tài gồm 6 chương: Chương 1: Đặc điểm tự nhiên kinh tế xã hội của xã. Chương 2: Đặc điểm lưới điện hiện tại. Chương 3: Đánh giá lưới điện hiện tại. Chương 4: Dự báo phụ tải. Chương 5: Phương án quy hoạch lưới điện. Chương 6: Đánh giá một số chỉ tiêu của lưới sau quy hoạch. Trong chương 1 được sự giúp đỡ của UBND xã Khánh Dương, chúng tôi đã thu thập được tương đối đầy đủ tình hình kinh tế, văn hoá, giáo dục và định hướng phát triển của xã đến năm 2010. Đây là yếu tố cơ bản cho phần dự báo phụ tải và quy hoạch cải tạo mạng điện xã Khánh Dương Trong chương 2 và chương 3 chúng tôi tiến hành điều tra các thông tin về đặc điểm nguồn lưới điện và tiến hành đánh giá lưới điện hiện tại của xã Khánh Dương, xã hiện tại có 3 MBA cung cấp điện cho nhân dân. Sau khi tính toán đánh giá chúng tôi thu được kết qủa là các trạm đều ở tình trạng có tổn thất điện áp, tổn thất điện năng và có bán kinh hoạt đông rất lớn phụ tải trên các pha chưa đối xứng, cần có biện pháp cải tạo lại . Trong chương 4 chúng tôi tiến hành thu thập thông tin của các năm quá khứ để dự báo sự phát triển của phụ tải. Chúng tôi nhận thấy điện năng tiêu thụ qua các năm thay đổi tương đối đều và ổn định. Do vậy chúng tôi chọn phương pháp dự báo phụ tải theo phương pháp ngoại suy tuyến tính sau đó chúng tôi tiến hành tinh toán tổng hợp tải cho các điểm tải cụm tải của các trạm biến áp của xã. Chương 5 Trên cơ sở phân vùng phụ tải và căn cứ vào xem xét đánh giá hiện trạng lưới điện của xã chúng tôi đề ra 2 phương án để cải tạo. Sau khi so sánh 2 phương án chúng tôi chọn phương án 1 làm phương án quy hoạch cho xã Khánh Dương vì phương án 1 tối ưu hơn. Chương 6 Tiến hành đánh giá một số chỉ tiêu sau quy hoạch. Chúng tôi nhận thấy đề tài có tính khả thi cao nên có thể áp dụng để quy hoạch và cải tạo mạng điện xã Khánh Dương hiện đã rất xuống cấp. 2. ĐỀ NGHỊ Do thời gian thực tập ngắn, khả năng chuyên môn của bản thân còn hạn chế nên chúng tôi không đưa ra thiết kế thi công chi tiết các phương án, đề nghị đề tài sau sẽ thiết kế thi công tiếp. Trong quá trình thực hiện đề tài việc tìm tài liệu tham khảo gặp rất nhiều khó khăn nên đề nghị khoa có thêm phòng tư liệu riêng để cung cấp giáo trình và tài liệu tham khảo cho sinh viên. Cuối cùng tôi xin chân thành cảm ơn sự giúp đỡ tận tình của thầy giáo Th.S Nguyễn Ngọc Kính, các thầy cô giáo trong bộ môn Cung cấp và sử dụng điện cùng các cán bộ chi nhánh Điện Yên Khánh đã tạo điều kiện thuận lợi cho tôi thực hiện đề tài này. Nhưng với vốn kiến thức thực, cũng như kinh nghiệm thực tế còn hạn chế nên đề tài đã không tránh khỏi thiếu sót. Kính mong được sự chỉ bảo tận tình của các thầy cô giáo và các bạn đồng nghiệp, đó là bài học bổ ích và thiết thực nhất của giúp tôi nâng cao kiến thức và giúp cho đề tài ngày càng hoàn thiện hơn. TÀI LIỆU THAM KHẢO 1. Nguyễn Ngọc Kính - Nguyễn Văn Sắc Mạng điện nông nghiệp. Nhà xuất bản Giáo dục - Hà Nội - 1999. 2. Trần Quang Khánh Quy hoạch điện nông thôn NXB Đại học Nông nghiệp I, 2000 3. Trần Bách Lưới và hệ thống điện Nhà xuất bản khoa học và kỹ thuật - hà Nội - 2000 4. Nguyễn Công Hiền, Đặng Ngọc Dinh Giáo trình cung cấp điện 5. Trần Đình Long Quy hoạch phát triển năng lượng và điện lực Nhà xuất bản khoa học và kỹ thuật - Hà Nội - 1999 6. Ngô Hồng Quang Sổ tay lựa chọn và tra cứu thiết bị điện từ 0.4đến 500kV Nhà xuất bản khoa học và kỹ thuật - 2002 MỤC LỤC LỜI CẢM ƠN Để hoàn thành đồ án này. Em xin bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc nhất tới: - Thầy giáo hướng dẫn Th.S nguyễn Ngọc kính, các thầy cô giáo trong bộ môn cung cấp và sử dụng điện khoa Cơ Điện trường Đại học Nông nghiệp I - Hà Nội - Các cán bộ lãnh đạo chi nhánh điện yên khánh. - Cùng tập thể bạn bè sinh viên lớp điện K45 và các đồng nghiệp trong và ngoài trường. - Đã tận tình hướng dẫn, giúp đỡ, đóng góp và bổ xung những ý kiến quý báu tạo mọi điều kiện cho tôi hoàn thành đồ án tôt nghiệp này. Tôi xin gửi tới các thầy giáo, cô giáo trong bộ môn điện cùng toàn thể cán bộ trong chi nhánh điện yên khánh lời cảm ơn chân thành nhất. Hà Nội, tháng 12 năm 2004 Sinh viên Nguyễn Văn Hưng