Đồ án Thiết kế điện cho mạng điện khu vực

5 15 10 50 0 Bước 1 Chọn điện áp định mức của mạng Điện áp vận hành của cả mạng điện ảnh hưởng chủ yếu đến các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật, cũng như các đặc trưng kỹ thuật của mạng điện. Điện áp định mức của cả mạng điện phụ thuộc vào nhiều yếu tố: Công suất của phụ tải, khoảng cách giữa các phụ tải và các nguồn cung cấp điện, vị trí tương đối giữa các phụ tải với nhau. Điện áp định mức của mạng điện được chọn đồng thời với sơ đồ cung cấp điện. Điện áp định mức sơ bộ của mạng điện có thể xác định theo giá trị của công suất trên mỗi đoạn đường dây trong mạng điện. Có thể tính điện áp định mức của đường dây theo công thức thực nghiệm : Uvhi = 4,34 li : Khoảng cách truyền tải [km] Pi : Công suất truyền tải trên đường dây [MW] Nếu thì chọn Uđm = 110 kV Ví dụ : Đối với đường dây N -1 thì : P1 = Ppt1=28 MW l 1= 53,852 km Do đó Chọn Uđm = 110 kV Các đường dây còn lại tính tương tự Bảng 2.11 Điện áp tính toán và điện áp định mức của mạng điện Đường dây Công suất truyền tải ( MVA ) Chiều dài đường dây l ( km ) Điện áp tính toán U ( kV ) Điện áp định mức của mạng Uđm ( kV ) NĐ - 1 28+ j 13,561 53,852 97,225 110 3 - 2 26 + j 12,592 31,623 91,822 NĐ - 3 56 + j 25,372 50,000 133,486 NĐ - 4 56 + j 27,122 36,056 132,498 4 - 5 24 + j 11.624 41,231 89,496 NĐ - 6 28 + j 13.561 50,990 96,861 Bước 2 Chọn tiết diện dây dẫn Các mạng điện 110 kV được thực hiện chủ yếu bằng các đường dây trên không, các dây dẫn được sử dụng là dây nhôm lõi thép (AC). Đối với mạng điện khu vực, các tiết diện dây dẫn được chọn theo mật độ kinh tế của dòng điện nghĩa là : Trong đó : Imax - dòng điện chạy trên đường dây ở chế độ phụ tải cực đại, A Jkt- mật độ kinh tế của dòng điện [A/mm2] Với dây AC và Tmax = 4800h thì Jkt = 1,1 A/mm2 Dòng điện chạy trên đường dây trong chế độ phụ tải cực đại được tính bằng công thức : Trong đó : n- số mạch của đường dây Uđm- điện áp định mức của mạng điện, kVs Smax - công suất chạy trên đường dây khi phụ tải cực đại, MVA Đối với đường dây trên không 110kv, để không xuất hiện vầng quang các dây nhôm lõi thép cần phải có tiết diện F70 mm2 Khi đã tính được Ftt , ta chọn Ftc gần với Ftt nhất (nhưng vẫn phải thỏa mãn điều kiện tổn thất vầng quang ). Độ bền cơ của đường dây trên không thường được phối hợp với điều kiện về vầng quang của dây dẫn nên không cần phải kiểm tra điều kiện này. Để đảm bảo cho đường dây vận hành bình thường trong các chế độ sau sự cố , cần phải có điều kiện sau : Trong đó : Isc : Dòng điện chạy trên đường dây trong chế độ sự cố Icp : Dòng điện làm việc lâu dài cho phép của dây dẫn Khi tính toán cần sử dụng dòng công suất ở bảng 2.1 Bảng 2.12 Dòng điện làm việc lâu dài cho phép của một số dây dẫn Dây dẫn Dòng điện làm việc lâu dài cho phép [A] AC - 70 265 AC - 95 330 AC - 120 380 AC - 150 445 AC - 185 510 Sau đây ta sẽ tính toán chọn tiết diện dây dẫn cho từng đường dây: Đối với đường dây N-1: MVA MVA FTC = 70 mm2 ICP = 265 A Thoả mãn Các đường dây còn lại tính tương tự Bảng 2.13 Đặc tính các đường dây Đường dây NĐ – 1 3 - 2 NĐ - 3 NĐ – 4 4 - 5 NĐ - 6 l (km) 53,852 31,623 50 36,056 41,231 50,99 P (MW) 28 26 56 56 24 28 Q (MVAr) 13,561 12,592 25,372 27,122 11,624 13,561 S (MVA) 31,111 28,889 61,479 62,222 26,667 31,111 Imax (A) 81,645 151,628 161,134 163,29 139,965 81,645 F (mm2) 74,059 137,844 146,485 148,445 127,241 74,059 FTC (mm2) AC - 70 AC –120 AC – 150 AC – 150 AC – 120 AC – 70 ISC (A) 163,29 - 322,268 326,58 - 163,29 ICP (A) 265 380 445 445 380 265 Bước 3 Tính thông số đường dây Đối với đường dây NĐ – 2 và NĐ – 5 có R = r0.l X = x0.l B = b0.l Đối với các đường dây còn lại có R = r0.l/2 X = x0.l/2 B = 2.b0.l Kết quả tính các thông số đường dây cho ở bảng 2.14 Bảng 2.14 Thông số các đường dây Đường dây FTC (mm2) l (km) R0 () X0 () B0.10-6 (s/km) R () X () B.10-4 (s) NĐ-1 AC-70 53,852 0,45 0,44 2,58 12,117 11,847 2,779 3 - 2 AC-120 31,623 0,27 0,42 2,59 10,436 13,598 0,84 NĐ-3 AC-150 50,000 0,21 0,40 2,59 6,75 10,5 1,295 NĐ-4 AC-150 36,056 0,21 0.40 2,59 4,867 7,572 1,868 4 - 5 AC-120 41,231 0,27 0,42 2,59 13,606 17,729 1,093 NĐ-6 AC-70 50,990 0,45 0,44 2,58 11,473 11,218 2,631 Bước 4 Xác định tổn thất điện áp lớn nhất trong mạng điện Tổn thất điện áp lớn nhất của phương án là tổn thất điện áp tính từ nguồn đến điểm có điện áp thấp nhất trong mạng điện. Có hai chế độ làm việc : Chế độ làm việc bình thường Tổn thất điện áp trên mỗi đoạn đường dây trong chế độ vận hành bình thường được tính bằng công thức : Trong đó : ∆Umax - Tổn thất điện áp lớn nhất trong mạng điện ∆U -Tổn thất điện áp trên đoạn đường dây cần xét , % P-Công suất tác dụng chạy trên đoạn đường dây Q-Công suất phản kháng chạy trên đoạn đường dây R, X- điện trở và điện kháng đơn vị của đoạn đường dây Chế độ làm việc sự cố Các đường dây nối từ nguồn đến các phụ tải 1, 3, 4, 6 là đường dây 2 mạch nên khi có sự cố xảy ra thì: ∆Usc = 2∆Ubt Ví dụ: Đối với đường dây NĐ – 1 ta có: Trong trường hợp đứt một mạch trên đoạn đường dây NĐ-1 ,ta có: ∆UN-1sc% = 2.3,831%= 7,662 % Bảng 2.15 Tổn thất điện áp trên các đoạn đường dây trong mạng điện ĐD P[MW] Q[MVAr] R[Ω] X[Ω] Uđm[kV] ∆Ubt% ∆Usc% NĐ – 1 28 13,561 12,117 11,847 110 3,831 7,662 3 - 2 26 12,592 10,436 13,598 110 3,366 - NĐ – 3 56 25,372 6,75 10,5 110 5,326 10,652 NĐ – 4 56 27,122 4,867 7,572 110 3,95 7,94 4 - 5 24 11,624 13,606 17,729 110 4,402 - NĐ – 6 28 13,561 11,473 11,218 110 3,912 7,824 Từ bảng trên ta thấy: Phương án đạt tiêu chuẩn kỹ thuật d) Phương án 4 Sơ đồ mạng điện của phương án 4 cho trên hình 2.9 15 Hình 2.9 Sơ đồ mạng điện phương án 4 1 NĐ 10 6 2 4 50 3 5 15 10 50 0 Bước 1 Chọn điện áp định mức của mạng Điện áp vận hành của cả mạng điện ảnh hưởng chủ yếu đến các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật, cũng như các đặc trưng kỹ thuật của mạng điện. Điện áp định mức của cả mạng điện phụ thuộc vào nhiều yếu tố: Công suất của phụ tải, khoảng cách giữa các phụ tải và các nguồn cung cấp điện, vị trí tương đối giữa các phụ tải với nhau. Điện áp định mức của mạng điện được chọn đồng thời với sơ đồ cung cấp điện. Điện áp định mức sơ bộ của mạng điện có thể xác định theo giá trị của công suất trên mỗi đoạn đường dây trong mạng điện. Có thể tính điện áp định mức của đường dây theo công thức thực nghiệm : Uvhi = 4,34 li : Khoảng cách truyền tải [km] Pi : Công suất truyền tải trên đường dây [MW] Nếu thì chọn Uđm = 110 kV Ví dụ : Đối với đường dây N -1 thì : P1 = Ppt1=28 MW l 1= 53,852 km Do đó Chọn Uđm = 110 kV Các đường dây còn lại tính tương tự Bảng 2.16 Điện áp tính toán và điện áp định mức của mạng điện Đường dây Công suất truyền tải ( MVA ) Chiều dài đường dây l ( km ) Điện áp tính toán U ( kV ) Điện áp định mức của mạng Uđm ( kV ) NĐ - 1 28+ j 13,561 53,852 97,225 110 NĐ - 2 26 + j 12,592 67,082 95,389 NĐ - 3 30 + j 12,780 50,000 99,914 NĐ - 4 56 + j 27,122 36,056 132,498 4 - 5 24 + j 11.624 41,231 89,496 NĐ - 6 28 + j 13.561 50,990 96,861 Bước 2 Chọn tiết diện dây dẫn Các mạng điện 110 kV được thực hiện chủ yếu bằng các đường dây trên không, các dây dẫn được sử dụng là dây nhôm lõi thép (AC). Đối với mạng điện khu vực, các tiết diện dây dẫn được chọn theo mật độ kinh tế của dòng điện nghĩa là : Trong đó : Imax - dòng điện chạy trên đường dây ở chế độ phụ tải cực đại, A Jkt- mật độ kinh tế của dòng điện [A/mm2] Với dây AC và Tmax = 4800h thì Jkt = 1,1 A/mm2 Dòng điện chạy trên đường dây trong chế độ phụ tải cực đại được tính bằng công thức : Trong đó : n- số mạch của đường dây Uđm- điện áp định mức của mạng điện, kVs Smax - công suất chạy trên đường dây khi phụ tải cực đại, MVA Đối với đường dây trên không 110kv, để không xuất hiện vầng quang các dây nhôm lõi thép cần phải có tiết diện F70 mm2 Khi đã tính được Ftt , ta chọn Ftc gần với Ftt nhất (nhưng vẫn phải thỏa mãn điều kiện tổn thất vầng quang ). Độ bền cơ của đường dây trên không thường được phối hợp với điều kiện về vầng quang của dây dẫn nên không cần phải kiểm tra điều kiện này. Để đảm bảo cho đường dây vận hành bình thường trong các chế độ sau sự cố , cần phải có điều kiện sau : Trong đó : Isc : Dòng điện chạy trên đường dây trong chế độ sự cố Icp : Dòng điện làm việc lâu dài cho phép của dây dẫn Khi tính toán cần sử dụng dòng công suất ở bảng 2.1 Bảng 2.17 Dòng điện làm việc lâu dài cho phép của một số dây dẫn Dây dẫn Dòng điện làm việc lâu dài cho phép [A] AC - 70 265 AC - 95 330 AC - 120 380 AC - 150 445 AC - 185 510 Sau đây ta sẽ tính toán chọn tiết diện dây dẫn cho từng đường dây: Đối với đường dây N-1: MVA MVA FTC = 70 mm2 ICP = 265 A Thoả mãn Các đường dây còn lại tính tương tự Bảng 2.18 Đặc tính các đường dây Đường dây NĐ – 1 NĐ – 2 NĐ - 3 NĐ – 4 4 - 5 NĐ - 6 l (km) 53,852 67,082 50 36,056 41,231 50,99 P (MW) 28 26 30 56 24 28 Q (MVAr) 13,561 12,592 12,78 27,122 11,624 13,561 S (MVA) 31,111 28,889 32,609 62,222 26,667 31,111 Imax (A) 81,645 151,628 85,576 163,29 139,965 81,645 F (mm2) 74,059 137,844 77,796 148,445 127,241 74,059 FTC (mm2) AC - 70 AC – 120 AC – 70 AC – 150 AC – 120 AC – 70 ISC (A) 163,29 - 171,152 326,58 - 163,29 ICP (A) 265 380 265 445 380 265 Bước 3 Tính thông số đường dây Đối với đường dây NĐ – 2 và NĐ – 5 có R = r0.l X = x0.l B = b0.l Đối với các đường dây còn lại có R = r0.l/2 X = x0.l/2 B = 2.b0.l Kết quả tính các thông số đường dây cho ở bảng 2.4 Bảng 2.19 Thông số các đường dây Đường dây FTC (mm2) l (km) R0 () X0 () B0.10-6 (s/km) R () X () B.10-4 (s) NĐ-1 AC-70 53,852 0,45 0,44 2,58 12,117 11,847 2,779 NĐ-2 AC-120 67,082 0,27 0,42 2,59 22,137 28,845 1,778 NĐ-3 AC-70 50,000 0,45 0,44 2,58 11,25 11 2,58 NĐ-4 AC-150 36,056 0,21 0.40 2,59 4,867 7,572 1,868 4 - 5 AC-120 41,231 0,27 0,42 2,59 13,606 17,729 1,093 NĐ-6 AC-70 50,990 0,45 0,44 2,58 11,473 11,218 2,631 Bước 4 Xác định tổn thất điện áp lớn nhất trong mạng điện Tổn thất điện áp lớn nhất của phương án là tổn thất điện áp tính từ nguồn đến điểm có điện áp thấp nhất trong mạng điện. Có hai chế độ làm việc : Chế độ làm việc bình thường Tổn thất điện áp trên mỗi đoạn đường dây trong chế độ vận hành bình thường được tính bằng công thức : Trong đó : ∆Umax - Tổn thất điện áp lớn nhất trong mạng điện ∆U -Tổn thất điện áp trên đoạn đường dây cần xét , % P-Công suất tác dụng chạy trên đoạn đường dây Q-Công suất phản kháng chạy trên đoạn đường dây R, X- điện trở và điện kháng đơn vị của đoạn đường dây Chế độ làm việc sự cố Các đường dây nối từ nguồn đến các phụ tải 1, 3, 4, 6 là đường dây 2 mạch nên khi có sự cố xảy ra thì: ∆Usc = 2∆Ubt Ví dụ: Đối với đường dây NĐ – 1 ta có: Trong trường hợp đứt một mạch trên đoạn đường dây NĐ-1 ,ta có: ∆UN-1sc% = 2.3,831%= 7,662 % Bảng 2.20 Tổn thất điện áp trên các đoạn đường dây trong mạng điện ĐD P[MW] Q[MVAr] R[Ω] X[Ω] Uđm[kV] ∆Ubt% ∆Usc% NĐ – 1 28 13,561 12,117 11,847 110 3,831 7,662 NĐ – 2 26 12,592 22,137 28,845 110 7,758 - NĐ – 3 30 12,780 11,25 11 110 3,951 7,902 NĐ – 4 56 27,122 4,867 7,572 110 3,95 7,94 4 - 5 24 11,624 13,606 17,729 110 4,402 - NĐ – 6 28 13,561 11,473 11,218 110 3,912 7,824 Từ bảng trên ta thấy: Phương án đạt tiêu chuẩn kỹ thuật e) Phương án 5 Sơ đồ mạng điện của phương án 5 cho trên hình 2.11 15 Hình 2.11 Sơ đồ mạng điện phương án 5 1 NĐ 6 10 2 4 50 3 5 15 10 50 0 Để tìm điện áp vận hành của vòng kín NĐ-3-4-NĐ theo công thức Still ta cần tìm được phân bố công suất trong vòng kín đó. Tìm phân bố công suất trong vòng kín NĐ-3-4-NĐ: Giả sử toàn bộ đường dây trong mạch vòng kín có cùng tiết diện. Ta có công suất truyền tải trên đoạn NĐ-3 là: SNĐ-3 = [ S3(l3-4 + l4-NĐ) +S4l4-NĐ] /(lNĐ-3 + l3-4 + l4-NĐ) = [(30 + j12,780)(50,99+36,056)+ (32 + j 15,498)36,056] /(50 + 50,99 + 36,056)] = 27,474 + j 12,185 MVA Vậy công suất truyền tải trên đoạn 4-3 và NĐ-4 là: S4-3 = S3 - SNĐ-3 = 2,526 + j 0,595 MVA SNĐ-4 = S4 + S4-3 = 34,526 + j 16,093 MVA Từ đó ta thấy rằng điểm 3 là điểm phân bố công suất. Chọn điện áp cho lưới điên: Áp dụng công thức Still. Ví dụ xét đoạn lưới NĐ – 3: PNĐ-3 = 27,474 MW L3 = 50 km Vậy theo Still ta có: UvhNĐ-3 = = 96,029 kV Áp dụng tương tự công thức Still cho các đoạn lưới điện tương tự ta có bảng sau: Bảng 2.21 Điện áp tính trên các đoạn ĐD và điện áp ĐM của cả mạng điện PA5 Đường dây Công suất truyền tải ( MVA ) Chiều dài đường dây l ( km ) Điện áp tính toán U ( kV ) Điện áp định mức của mạng Uđm ( kV ) NĐ - 1 28+ j 13,561 53,852 97,225 110 NĐ - 2 26 + j 12,592 67,082 95,389 NĐ - 3 27,474 + j12,185 50,000 96,029 3 - 4 2,526 + j 0,595 50,99 41,493 NĐ - 4 34,526 + j 16,093 36,056 89,836 NĐ - 5 24 + j 11.624 72,111 92,688 NĐ - 6 28 + j 13.561 50,990 96,861 Bước 2 Chọn tiết diện dây dẫn Các mạng điện 110 kV được thực hiện chủ yếu bằng các đường dây trên không, các dây dẫn được sử dụng là dây nhôm lõi thép (AC). Đối với mạng điện khu vực, các tiết diện dây dẫn được chọn theo mật độ kinh tế của dòng điện nghĩa là : Trong đó : Imax - dòng điện chạy trên đường dây ở chế độ phụ tải cực đại, A Jkt- mật độ kinh tế của dòng điện [A/mm2] Với dây AC và Tmax = 4800h thì Jkt = 1,1 A/mm2 Dòng điện chạy trên đường dây trong chế độ phụ tải cực đại được tính bằng công thức : Trong đó : n- số mạch của đường dây Uđm- điện áp định mức của mạng điện, kVs Smax - công suất chạy trên đường dây khi phụ tải cực đại, MVA Đối với đường dây trên không 110kv, để không xuất hiện vầng quang các dây nhôm lõi thép cần phải có tiết diện F70 mm2 Khi đã tính được Ftt , ta chọn Ftc gần với Ftt nhất (nhưng vẫn phải thỏa mãn điều kiện tổn thất vầng quang ). Độ bền cơ của đường dây trên không thường được phối hợp với điều kiện về vầng quang của dây dẫn nên không cần phải kiểm tra điều kiện này. Để đảm bảo cho đường dây vận hành bình thường trong các chế độ sau sự cố , cần phải có điều kiện sau : Trong đó : Isc : Dòng điện chạy trên đường dây trong chế độ sự cố Icp : Dòng điện làm việc lâu dài cho phép của dây dẫn Khi tính toán cần sử dụng dòng công suất ở bảng 2.1 Bảng 2.22 Dòng điện làm việc lâu dài cho phép của một số dây dẫn Dây dẫn Dòng điện làm việc lâu dài cho phép [A] AC – 70 265 AC – 95 330 AC – 120 380 AC – 150 445 AC – 185 510 Sau đây ta sẽ tính toán chọn tiết diện dây dẫn cho từng đường dây: Đối với đường dây N-3: = 27,474 + j 12,185 MVA = 30,055 MVA FTC = 120 mm2 ICP =380 A Thoả mãn Các đường dây còn lại tính tương tự Bảng 2.23 Đặc tính các đường dây Đường dây NĐ – 1 NĐ – 2 NĐ - 3 3 - 4 NĐ - 4 NĐ - 5 NĐ - 6 l (km) 53,852 67,082 50 50,99 36,056 72,111 50,99 P (MW) 28 26 27,474 2,526 34,526 24 28 Q (MVAr) 13,561 12,592 12,185 0,595 16,093 11,624 13,561 S (MVA) 31,111 28,889 30,055 2,595 38,092 26,667 31,111 Imax (A) 81,645 151,628 157,748 13,620 199,931 139,965 81,645 F (mm2) 74,059 137,844 143,407 12,382 181,755 127,241 74,059 FTC (mm2) AC - 70 AC –120 AC – 150 AC – 70 AC-185 AC –120 AC – 70 ISC (A) 163,29 - - - - - 163,29 ICP (A) 265 380 445 265 510 380 265 Bước 3 Tính thông số đường dây Với đường dây 2 mạch: R = r0.l/2 X = x0.l/2 B = 2.b0.l Với đường dây 1 mạch: R = r0.l X = x0.l B = b0.l Kết quả tính các thông số đường dây cho ở bảng 2. Bảng 2.24 Thông số các đường dây Đường dây FTC (mm2) l (km) R0 () X0 () B0.10-6 (s/km) R () X () B.10-4 (s) NĐ-1 AC-70 53,852 0,45 0,44 2,58 12,117 11,847 2,779 NĐ-2 AC-120 67,082 0,27 0,42 2,59 22,137 28,845 1,778 NĐ-3 AC–150 50,000 0,21 0,40 2,65 16,5 21,5 1,325 3 - 4 AC–70 50,99 0,45 0,44 2,65 16,827 21,926 1,351 NĐ-4 AC-185 36,056 0,21 0,409 2,65 11,898 15,504 0,955 NĐ-5 AC-120 72,111 0,27 0,42 2,59 23,797 31,008 1,911 NĐ-6 AC-70 50,990 0,45 0,44 2,58 11,473 11,218 2,631 Bước 4 Xác định tổn thất điện áp lớn nhất trong mạng điện Tổn thất điện áp lớn nhất của phương án là tổn thất điện áp tính từ nguồn đến điểm có điện áp thấp nhất trong mạng điện. Có hai chế độ làm việc : Chế độ làm việc bình thường Tổn thất điện áp trên mỗi đoạn đường dây trong chế độ vận hành bình thường được tính bằng công thức : Trong đó : ∆Umax - Tổn thất điện áp lớn nhất trong mạng điện ∆U -Tổn thất điện áp trên đoạn đường dây cần xét [ %] P-Công suất tác dụng chạy trên đoạn đường dây Q-Công suất phản kháng chạy trên đoạn đường dây R, X- điện trở và điện kháng đơn vị của đoạn đường dây Chế độ làm việc sự cố Các đường dây nối từ nguồn đến các phụ tải 1, 6 là đường dây 2 mạch nên khi có sự cố xảy ra thì: ∆Usc = 2∆Ubt Ví dụ: Đối với đường dây NĐ – 1 ta có: Trong trường hợp đứt một mạch trên đoạn đường dây NĐ-1 ,ta có: ∆UN-1sc% = 2.3,831%= 7,662 % Bảng 2.25 Tổn thất điện áp trên các đoạn đường dây trong mạng điện ĐD P[MW] Q[MVAr] R[Ω] X[Ω] Uđm[kV] ∆Ubt% ∆Usc% NĐ – 1 28 13,561 12,117 11,847 110 3,831 7,662 NĐ – 2 26 12,592 22,137 28,845 110 7,758 - NĐ – 3 27,474 12,185 16,5 21,5 110 5,912 16,208 3 - 4 2,526 0,595 16,827 21,926 110 0,459 - NĐ – 4 34,526 16,093 11,898 15,504 110 5,457 18,702 NĐ – 5 24 11,624 23,797 31,008 110 7,699 - NĐ – 6 28 13,561 11,473 11,218 110 3,912 7,824 Xét mạch kín NĐ-3-4-NĐ: Trường hợp nặng nề nhất là trường hợp đứt dây NĐ-3 hoặc NĐ-4 vì công suất truyền tải trên 2 đoạn này lớn, chiều dài đường dây lớn, Còn đoạn 3-4 ở chế độ xác lập chỉ có một lượng nhỏ dòng công suất chạy qua và chiều dài đường dây 3-4 cũng nhỏ hơn các đoạn còn lại. Khi xảy ra sự cố đứt dây NĐ-3 thì đoạn NĐ-4 tải toàn bộ công suất 2 phụ tải 3 và 4 PNĐ-4 = Ppt3 + Ppt4 = 62 MVA QNĐ-4 = Qpt2 + Qpt3= 28,278 MVAr ∆UN-4sc% = 9,72 % Đoạn 4-3 tải công suất của phụ tải 3 P = 30 MVA Q = 12,780 MVAr ∆U4-3sc% = 6,488 % Khi xảy ra sự cố đứt dây N-3 thì ∆UNĐ-3sc% = ∆UN-4sc% + ∆U4-3sc% = 16,208 % Khi xảy ra sự cố đứt dây N-4 thì đoạn N-3 tải toàn bộ công suất 2 phụ tải 2 và 3 PN-3 = Ppt2 + Ppt3 = 62 MVA QN-3 = Qpt2 + Qpt3= 28,278 MVAr ∆UN-3sc% = 12,179 % Đoạn 4-3 tải công suất của phụ tải 4 P = 32 MVA Q = 15,498 MVAr ∆U3-4sc% = 6,523 % ∆UN-4sc%=∆UN-3sc% + ∆U3-4sc%=18,702 % Vậy tổn thất điện áp max trong mạch vòng là 18,702 % Từ bảng trên ta thấy: Phương án đạt tiêu chuẩn kỹ thuật CHƯƠNG 3 SO SÁNH KINH TẾ CÁC PHƯƠNG ÁN 3.1. Đặt vấn đề Khi tính toán, thiết kế mạng lưới điện cần phải đảm bảo yêu cầu về kinh tế và kĩ thuật.Mặc dù trên thực tế hai yêu cầu kinh tế và kĩ thuật thường mâu thuẫn nhau, một lưới điện có chỉ tiêu kĩ thuật tốt, vốn đầu tư và chi phí vận hành cao. Ngược lại, lưới điện có vốn đầu tư, chi phí vận hành nhỏ thì tổn thất cao, cấu trúc lưới điện phức tạp, vận hành kém linh hoạt, độ an toàn thấp.Vì vậy việc đánh giá tính toán chỉ tiêu kinh tế,kĩ thuật của một lưới điện sẽ đảm bảo cho việc đạt chỉ tiêu về kĩ thuật, hợp lý về kinh tế. Vì các phương án so sánh của mạng điện có cùng điện áp định mức, do đó để đơn giản ta không cần tính vốn đầu tư vào các trạm hạ áp. Chỉ tiêu kinh tế được sử dụng để so sánh các phương án là các chi phí tính toán hàng năm, được xác định theo công thức: Z = (atc+ avh) KD + ∆A.c Trong đó : Z - hàm chi phí tính toán hàng năm atc- hệ số hiệu quả của vốn đầu tư , atc = 0,125 avh - hệ số vận hành đối với các đường dây trong mạng điện, avh= 0,07 ∆A - tổng tổn thất điện năng hàng năm c - giá 1Kwh điện năng tổn thất, c= 600 đ KD - tổng các vốn đầu tư về đường dây [đ] Tính KD: KD = ∑n k0i li Trong đó : k0i - giá thành 1 km đường dây thứ i [đ/km] li - chiều dài đoạn đường dây thứ i [km] n = 1,6 với ĐD 2 mạch trên cùng một cột n = 1 với đường dây 1 mạch Bảng 3.1 Bảng giá đường dây Đơn vị: triệu đồng /km Loại dây Cột bê tông cốt thép Cột thép AC-70 300 380 AC-95 308 385 AC-120 320 392 AC-150 336 403 AC-185 352 416 AC-240 402 436 Ghi chú: Giá tiền trong bảng trên chỉ đúng cho đường dây 110 KV có một lộ. Nếu đường dây có 2 lộ trên một cột thì lấy giá tiền ở bảng trên nhân với hệ số 1,6. Tổn thất điện năng trong mạng điện được tính theo công thức ∆A = ∑∆Pimax .τ Trong đó : τ - thời gian tổn thất công suất lớn nhất [h] ∆Pimax - tổn thất công suất trên đoạn ĐD thứ i khi công phụ tải cực đại Ta có công thức tính ∆Pimax: Trong đó : Pimax ,Qimax - CSTD và CSPK chạy trên đường dây thứ i ở chế độ phụ tải cực đại. Ri - điện trở tác dụng của đoạn đưòng dây thứ i (Ω) Uđm - điện áp định mức của mạng điện (kV) Thời gian tổn thất công suất lớn nhất có thể được tính theo công thức: τ = (0,124 + Tmax .10-4)2 . 8760 h Trong đó : Tmax - thời gian sử dụng phụ tải cực đại trong năm Với Tmax = 4800 h ta có τ =3195,79 h Sau đây ta sẽ tính toản hàm chi phí tính toán hàng năm đối với từng phương án. 3.2. Tính hàm chi phí tính toán 3.2.1. Phương án 1 Tính chi phí xây dựng KD cho mỗi đoạn đường dây Ví dụ: Xét đoạn đường dây NĐ - 1(AC-70) KD(NĐ-1)= 1,6.ko(NĐ-1)lNĐ-1 Giả sử các đường dây dùng cột thép ta có: ko(NĐ-1) = 380.106 đ/km KD(NĐ-1) = 1,6. 380.106 . 53,852 = 30400.106 đ Tính toán tương tự cho các đoạn dây còn lại ta có bảng sau: Bảng 3.2 . Chi phí đầu tư cho phương án 1 ĐD Loại dây P MW Q MVAr l km Uđm kV RΩ ∆P MW koi 106đ n KD 106đ NĐ - 1 AC-70 28 13,561 53,852 110 12,117 0,97 380 1,6 32742,02 NĐ - 2 AC-120 26 12,592 67,082 110 22,137 1,53 385 1,0 25826,57 NĐ - 3 AC-70 30 12,780 50,000 110 11,25 0,99 380 1,6 30400 NĐ - 4 AC-70 32 15,498 36,056 110 8,113 0,85 380 1,6 29122,05 NĐ - 5 AC-120 24 11,624 72,111 110 23,797 1,4 385 1,0 27762,73 NĐ - 6 AC-70 28 13,561 50,990 110 11,473 0,92 380 1,6 31001,92 Tổng 6,66 176855,29 Từ bảng trên ta xác định được: Tổng tổn thất công suất toàn hệ thống : ∑∆Pmax = 6,66 MW Tổng vốn đầu tư xây dựng đường dây : KD = 176855,29.106 đ Xác định hàm chi phí tính toán hàng năm: Hàm chi phí tính toán hàng năm xác định theo công thức: Z = (atc+ avh)K + ∑∆Pmax .τ . c Thay số ta được: Z = (0,125 + 0,07). 176855,29.106 + 6,66.103 . 3195,79.600 = 47,26.109 đ 3.2.2. Phương án 2 Tính toán tương tự như phương án trên ta có bảng sau: Bảng 3.3 . Chi phí đầu tư cho phương án 2 ĐD Loại dây P MW Q MVAr l km Uđm kV RΩ ∆P MW koi 106đ n KD 106đ NĐ - 1 AC-70 28 13,561 53,852 110 12,117 0,97 380 1,6 32742,02 3 - 2 AC-120 26 12,592 31,623 110 10,436 0,72 385 1,0 12174,86 NĐ - 3 AC-150 56 25,372 50,000 110 6,75 2,11 392 1,6 31360 NĐ - 4 AC-70 32 15,498 36,056 110 8,113 0,85 380 1,6 29122,05 NĐ - 5 AC-120 24 11,624 72,111 110 23,797 1,4 385 1,0 27762,73 NĐ - 6 AC-70 28 13,561 50,990 110 11,473 0,92 380 1,6 31001,92 Tổng 6,97 164163,58 Từ bảng trên ta xác định được: Tổng tổn thất công suất toàn hệ thống : ∑∆Pmax = 6,97 MW Tổng vốn đầu tư xây dựng đường dây : KD = 164163,58.106 đ Xác định hàm chi phí tính toán hàng năm: Hàm chi phí tính toán hàng năm xác định theo công thức: Z = (atc+ avh)K + ∑∆Pmax .τ . c Thay số ta được: Z = (0,125 + 0,07). 164163,58.106 + 6,97.103 . 3195,79.600 = 45,38.109 đ 3.2.3. Phương án 3 Bảng 3.4 . Chi phí đầu tư cho phương án 3 ĐD Loại dây P MW Q MVAr l km Uđm kV RΩ ∆P MW koi 106đ n KD 106đ NĐ - 1 AC-70 28 13,561 53,852 110 12,117 0,97 380 1,6 32742,02 3 - 2 AC-120 26 12,592 31,623 110 10,436 0,72 385 1,0 12174,86 NĐ - 3 AC-150 56 25,372 50,000 110 6,75 2,11 392 1,6 31360 NĐ - 4 AC-120 56 27,122 36,056 110 4,867 1,56 392 1,6 22614,32 4 - 5 AC-95 24 11,624 41,231 110 13,606 0,80 385 1,0 15873,94 NĐ - 6 AC-70 28 13,561 50,990 110 11,473 0,92 380 1,6 31001,92 Tổng 7,08 145766,96 Từ bảng trên ta xác định được: Tổng tổn thất công suất toàn hệ thống : ∑∆Pmax = 7,08 MW Tổng vốn đầu tư xây dựng đường dây : KD = 145766,96.106 đ Xác định hàm chi phí tính toán hàng năm: Hàm chi phí tính toán hàng năm xác định theo công thức: Z = (atc+ avh)K + ∑∆Pmax .τ . c Thay số ta được: Z = (0,125 + 0,07). 145766,96.106 + 7,08.103 . 3195,79.600 = 42,00.109 đ 3.2.4. Phương án 4 Bảng 3.5 . Chi phí đầu tư cho phương án 4 ĐD Loại dây P MW Q MVAr l km Uđm kV RΩ ∆P MW koi 106đ n KD 106đ NĐ - 1 AC-70 28 13,561 53,852 110 12,117 0,97 380 1,6 32742,02 NĐ - 2 AC-120 26 12,592 67,082 110 22,137 1,53 385 1,0 25826,57 NĐ - 3 AC-70 30 12,780 50,000 110 11,25 0,99 380 1,6 30400 NĐ - 4 AC-150 56 27,122 36,056 110 4,867 1,56 392 1,6 22614,32 4 - 5 AC-120 24 11,624 41,231 110 13,606 0,80 385 1,0 15873,94 NĐ - 6 AC-70 28 13,561 50,990 110 11,473 0,92 380 1,6 31001,92 Tổng 6,77 158458,77 Từ bảng trên ta xác định được: Tổng tổn thất công suất toàn hệ thống : ∑∆Pmax = 6,77 MW Tổng vốn đầu tư xây dựng đường dây : KD = 158458,77.106 đ Xác định hàm chi phí tính toán hàng năm: Hàm chi phí tính toán hàng năm xác định theo công thức: Z = (atc+ avh)K + ∑∆Pmax .τ . c Thay số ta được: Z = (0,125 + 0,07). 158458,77.106 + 6,77.103 . 3195,79.600 = 43,88.109 đ 3.2.5. Phương án 5 Bảng 3.6 . Chi phí đầu tư cho phương án 5 ĐD Loại dây P MW Q MVAr l km Uđm kV RΩ ∆P MW koi 106đ n KD 106đ NĐ - 1 AC-70 28 13,561 53,852 110 12,117 0,97 380 1,6 32742,02 NĐ - 2 AC-120 26 12,592 67,082 110 22,137 1,53 385 1,0 25826,57 NĐ - 3 AC-150 27,474 12,185 50,000 110 16,5 1,23 380 1,0 19000 3 - 4 AC-70 2,526 0,595 50,99 110 16,827 0,09 380 1,0 19376,2 NĐ - 4 AC-180 34,526 16,093 36,056 110 11,898 1,43 385 1,0 13881,56 NĐ - 5 AC-120 24 11,624 72,111 110 23,797 1,4 385 1,0 27762,73 NĐ - 6 AC-70 28 13,561 50,990 110 11,473 0,92 380 1,6 31001,92 Tổng 7,57 169591 Từ bảng trên ta xác định được: Tổng tổn thất công suất toàn hệ thống : ∑∆Pmax = 7,57 MW Tổng vốn đầu tư xây dựng đường dây : KD = 169591.106 đ Xác định hàm chi phí tính toán hàng năm: Hàm chi phí tính toán hàng năm xác định theo công thức: Z = (atc+ avh)K + ∑∆Pmax .τ . c Thay số ta được: Z = (0,125 + 0,07). 169591.106 + 7,57.103 . 3195,79.600 = 47,58.109 đ 3.3. Kết luận Từ sự phân tích ở trên ta thấy rằng PA3 có hàm chi phí tính toán nhỏ nhất, Z3 = 42,00.109 đ/năm Độ lệch hàm chi phí tính toán hàng năm giữa các phương án 1, 2, 4, 5 với phương án 3 tính theo phần trăm là: ΔZ13 % = ( Z1 – Z3 ) . 100 /Z3= (47,26– 42,00) . 100/ 42,00= 12,524 ΔZ 23 % = ( Z2 – Z3) . 100 /Z3 = (45,38– 42,00) . 100/ 42,00= 8,048 ΔZ43 % = ( Z4 – Z3 ) . 100 /Z3 = (43,88– 42,00) . 100/ 42,00= 4,476 ΔZ53 % = ( Z5 – Z3 ) . 100 /Z3 = (47,58– 42,00) . 100/ 42,00= 13,286 Ta có bảng tổng kết hàm chi phí tính toán và độ lệch ΔZ: Bảng 3.7 Tổng kết các phương án PA1 PA2 PA3 PA4 PA5 Z (109đ/năm) 47,26 45,38 42,00 43,88 47,58 ΔZ % 12,524 8,048 0 4,476 13,286 KD (109 đ) 176,85 164,16 145,76 158,46 169,59 ∆Umaxbt% ∆Umaxsc% Từ bảng trên ta loại phương án 1, 2, 5 vì các phương án này có: ΔZ % > 5 Còn các PA 3, 4 là các phương án tương đương về mặt kinh tế do: ΔZ % < 5 Khi đó để lựa chọn PA hợp lý nhất ta dựa vào chỉ tiêu kỹ thuật tổn thất điện áp max khi bình thường và khi sự cố hay vốn đầu tư cho mạng điện. So về vốn đầu tư và hàm chi phí tính toán thì PA3 là nhỏ nhất Vậy PA3 là hợp lý Kết luận: Phương án 3 là phương án tối ưu nhất đảm bảo về kinh tế và kĩ thuật.Có vốn đầu tư và hàm chi phí tính toán nhỏ nhất đồng thời đảm bảo các tiêu chí về kĩ thuật.Vì vậy phương án 3 là phương án tối ưu nhất. CHƯƠNG 4 CHỌN MÁY BIẾN ÁP VÀ SƠ ĐỒ NỐI DÂY 4.1. Chọn máy biến áp của các trạm phụ tải Đối với những phụ tải loại I (gồm các phụ tải 1, 3, 4, 6), để đảm bảo an toàn cho việc cung cấp điện thì trong trạm biến áp càn có 2 máy biến áp (n=2) cùng loại thỏa mãn các chỉ tiêu kỹ thuật. Còn phụ tải 2, 5 là phụ tải loại III nên trong trạm biến áp của phụ tải này chỉ cần 1 MBA. Khi chọn công suất của máy biến áp cần phải xét đến khả năng quá tải của máy biến áp còn lại sau sự cố. Xuất phát từ điều kiện quá tải cho phép bằng 40% trong thời gian phụ tải cực đại. Công suất của mỗi máy biến áp làm việc trong trạm có n máy biến áp được xác định theo công thức : SđmBA ≥ Smax / k(n-1) Trong đó: Smax - phụ tải cực đại của trạm k - hệ số quá tải của máy biến áp trong chế độ sau sự cố, k =1,4 n - số máy biến áp trong trạm Đối với trạm có hai máy biến áp, công suất của mỗi máy biến áp bằng: SđmBA ≥ Smax / 1,4 Ở phần trên chúng ta đã lựa chọn điện áp vận hành của mạng điện là 110 KV Do đó chúng ta lựa chọn máy biến áp có Uđm= 110 KV Sau đây ta sẽ lựa chọn các máy biến áp cho các phụ tải: Đối với phụ tải 1 : S1max = 31,111 MVA Vậy S1đm ≥ S1max / 1,4 = 31,111/1,4 = 222,22 MVA Do đó chúng ta chọn MBA TPDH-25000/110 Đối với phụ tải 2: S2max = 28,889 MVA Vậy S2đm ≥ S2max = 28,889 MVA Do đó chúng ta chọn MBA TPDH-32000/110 Đối với phụ tải 3: S3max = 32,609 MVA Vậy S3đm ≥ S3max / 1,4 = 32,609 /1,4 = 23,292MVA Do đó chúng ta chọn MBA TPDH-25000/110 Đối với phụ tải 4: S4max = 35,555 MVA Vậy S4đm ≥ S4max / 1,4 = 35,555 /1,4 = 25,396 MVA Do đó chúng ta chọn MBA TPDH-32000/110 Đối với phụ tải 5: S5max = 26,667 MVA Vậy S5đm ≥ S5max =26,667 MVA Do đó chúng ta chọn MBA TPDH-32000/110 Đối với phụ tải 6: S6max = 31,111 MVA Vậy S6đm ≥ S6max / 1,4 = 31,111 /1,4 = 22,222 MVA Do đó chúng ta chọn MBA TPDH-25000/110 Tổng kết lại ta có bảng sau: Bảng 4.1. Thông số các máy biến áp Phụ tải Máy biến áp Các số liệu kỹ thuật Các số liệu tính toán UđmkV Un % ΔPn KW ΔPo KW Io % R Ω X Ω ΔQo KVAr Cao Hạ 1,3 TPDH 25000/110 115 23,5 10,5 120 29 0,8 2,54 55,9 200 4,5 TDH 32000/110 115 23,5 10,5 145 35 0,75 1,87 43,5 240 6 TDH 25000/110 115 23,5 10,5 120 29 0,8 2,54 55,9 200 2 TPDH 32000/110 115 23,5 10,5 145 35 0,75 1,87 43,5 240 4.2. Chọn sơ đồ trạm nguồn, trạm trung gian và sơ đồ trạm cuối 4.2.1 Sơ đồ trạm nguồn Do các phụ tải là phụ tải loại I nên ở Trạm biến áp (TBA) nguồn sử dụng sơ đồ hệ thống 2 thanh góp đảm bảo độ tín cậy cung cấp điện và vận hành một cách linh hoạt. Trong khi vận hành thì một hệ thống thanh góp được làm việc còn hệ thống thanh góp còn lại ở trạng thái không làm việc ( hay dự trữ ). Hình 4.1 Sơ đồ trạm nguồn 4.2.2. Sơ đồ trạm trung gian Ta chọn sơ đồ trạm trung gian sử dụng một thanh góp có phân đoạn vì ưu điểm của sơ đồ này là đơn giản, rẻ tiền và dễ vận hành đồng thời độ tin cậy của nó tương đối cao. Hình 4.2 Sơ đồ trạm trung gian sử dụng một thanh góp có phân đoạn Sơ đồ cuối Ta sử dụng sơ đồ cầu ngoài vì chiều dài đường dây ngắn (l ≤ 70 km), ít sự cố trên đường dây,nhưng để vận hành kinh tế MBA khi phụ tải cực tiểu nhằm giảm tổn thất điện năng trong máy Hình 4.3 Sơ đồ cầu ngoài Hình 4.4 Sơ đồ nối dây hệ thống CHƯƠNG 5 TÍNH TOÁN PHÂN BỐ CÔNG SUẤT TRONG MẠNG ĐIỆN Để đánh giá các chỉ tiêu kinh tế- kỹ thuật của mạng điện thiết kế,cần xác định các thông số chế độ xác lập trong các chế độ phụ tải cực đại,cực tiểu và sau sự cố khi phụ tải cực đại. Khi xác định các dòng công suất và các tổn thất công suất,ta lấy điện áp ở tất cả các nút trong mạng điện bằng điện áp định mức: Ui = Udm= 110 kV. Để tính tổn thất công suất chạy trên một đoạn đường dây ta sử dụng công thức: Để tính tổn thất điện áp ta sử dụng công thức: ΔU = Để tính tổn thất công suất trong cuộn dây máy biến áp ta sử dụng công thức: Trong đó : S - công suất của phụ tải MVA Sdm- công suất định mức của máy biến áp MVA n - số máy biến áp vận hành trong trạm Tổn thất điện áp trong máy biến áp: ΔUb = (kV) Trong chế độ phụ tải cực đại điện áp nguồn bằng 110% điện áp danh định nên: UN= 110% . 110=121 kV Theo giả thiết ở trên để tính các dòng công suất chạy trên các đoạn đường dây ta chọn Ui =Uđm= 110 kV. Sơ đồ nguyên lý và sơ đồ thay thế các đường dây Sơ đồ nguyên lý Sơ đồ thay thế 5.1.1. Tính toán máy biến áp và dung dẫn của dây a) Chế độ phụ tải cực đại Ta có : 1 =pt1 = 28+ j 13,561 MVA Tổng tổn thất công suất trong trạm biến áp 1 là: Δb1 = + j Tổn hao công suất trên lõi sắt trạm biến áp 1 ∆ = 2 (∆Po1+ j ∆Qo1 ) Công suất đi vào trạm biến áp 1: =1++ ∆= 28,148 + j 15,991MVA Tính toán tương tự ta có bảng sau : Phụ tải Pi (MW) Qi (MVAr) Smaxi (MVA) ∆PN (MW) ∆UN % ∆P0 (MW) ∆Q0 (MVAr) Pbi (MW) Qbi (MVAr) 1 28 13,561 31,111 120 10,5 29 200 28,148 15,991 2 26 12,592 28,889 145 10,5 35 240 26,155 15,572 3 30 12,780 32,609 120 10,5 35 200 30,158 15,41 4 32 15,498 35,555 145 10,5 29 240 32,16 18,048 5 24 11,624 26,667 145 10,5 35 240 24,175 16,97 6 28 13,561 31,111 120 10,5 29 200 28,148 15,991 Bảng 5.1 Phụ tải tính toán của các trạm biến áp trong chế độ max b) Chế độ phụ tải cực tiểu Trong chế độ phụ tải cực tiểu, phụ tải bằng 50% chế độ phụ tải cực đại. Điện áp trên thanh cái cao áp của nguồn trong chế độ phụ tải cực tiểu : UN = 105% . Uđm= 1,05 . 110 = 115,5 kV Công suất của các phụ tải trong chế độ cực tiểu: Phụ tải MVA Smin [MVA] Phụ tải MVA Smin [MVA] 1 14 + j 6,781 15,556 4 16 + j 7,749 17,778 2 13 + j 6,296 14,444 5 12 +j 5,812 13,333 3 15 + j 6,390 16,304 6 14 + j 6,781 15,556 Bảng 5.2 Công suất phụ tải trong chế độ cực tiểu Do trong chế độ phụ tải cực tiểu công suất của các phụ tải giảm đi một nửa, nên có thể cắt bớt một máy biến áp vận hành song song nhằm giảm bớt tổn thất không tải trong trạm biến áp. Chế độ vận hành này gọi là chế độ vận hành kinh tế. Điều kiện để cắt bớt 1 máy biến áp: Trong đó: n - số máy biến áp vận hành song song. P0- tổn thất công suất không tải kW. Pn - tổn thất công suất tác dụng khi ngắn mạch. Từ biểu thức trên ta có bảng kết quả sau: Phụ tải 1 3 4 6 SBA, MVA 25 25 32 25 Sgh, MVA 17,38 17,38 22,23 17,38 Spt, MVA 15,556 16,304 17,778 15,556 Bảng 5.3 Công suất giới hạn của các trạm hạ áp Nhận xét: Công suất giới hạn của các trạm lớn hơn công suất phụ tải yêu cầu do đó trong chế độ này chế độ vận hành kinh tế trạm là chế độ vận hành 1 MBA trong tất cả các trạm. Phụ tải Pimin (MW) Qimin (MVAr) Si (MVA) ∆P0 (MW) ∆Q0 (MVAr) Pbimin (MW) Qbimin (MVAr) 1 14 6,781 15,556 0,029 0,2 14,049 7,49 2 13 6,296 14,444 0,035 0,24 13,065 7,216 3 15 6,390 16,304 0,029 0,2 15,059 7,15 4 16 7,749 17,778 0,035 0,24 16,055 8,509 5 12 5,812 13,333 0,035 0,24 14,065 7,81 6 14 6,781 15,556 0,029 0,2 14,049 7,49 Bảng 5.4 Phụ tải tính toán của các trạm biến áp trong chế độ min c) Chế độ sự cố nặng nề Điện áp nguồn khi mạng lưới điện gặp sự cố nặng nề: UN = 110% . Uđm = 1,1 . 110 = 121 kV Sự cố nặng nề nhất là đứt một mạch đường dây gần nguồn , Khi đường dây bị đứt một mạch thì tổng trở đường dây đó tăng lên gấp đôi, còn dung dẫn của đường dây đó thì bị giảm một nửa. Do đó tổn hao trên tổng trở đường dây tăng lên gấp đôi,công suất phản kháng do dung dẫn đường dây đó sinh ra giảm đi một nửa.Tổng trở của MBA, tổn hao trên máy biến áp sẽ không thay đổi do trong trạm vẫn phải vận hành 2 máy. Phụ tải tính toán tương tự chế độ max Công suất do dung dẫn đường dây sinh ra ở đầu và cuối đường dây Xét đường dây NĐ - 1 Qđ = Qc = B. = 2,779.10-4. = 1,68 MVAr Tính toán tương tự ta có bảng sau : Đường dây Qđi = Qci (MVAr) NĐ-1 1,68 3 - 2 0,5 NĐ-3 0,78 NĐ-4 1,13 4 - 5 0,66 NĐ-6 1,59 5.1.2. Tính dòng công suất đi trên các đường dây A. chế độ phụ tải cực đại b1 = 28,148+ j 15,991 MVA Công suất đi ra khỏi tổng trở đường dây N-1 : N-1’’ = b1 - j QcN-1 = 28,148+ j 15,991 – j 1,68 = 28,148+ j 14.311 MVA Tổn hao công suất trên tổng trở đường dây NĐ - 1: ∆N-1 = = 1 + j 0,98 MVA Công suất đi vào tổng trở đường dây : N-1’ = N-1’’ + ∆N-1 = 29,148 + 15,29 MVA Công suất đi vào đường dây NĐ - 1 là: N-1 = SN-1’ – j QN-1đ= 29,148 + j 13,609 MVA Các đường dây còn lại tính toán tương tự ta có bảng sau : Đường dây (MVA) (MVA) Qđ =Qc MVAr (MVA) (MVA) (MVA) N – 1 28,148 + j15,991 12,117 + j11,847 1,681 28,148 + j14,31 29,148 + j15,29 29,148 + j13,609 3 – 2 26,155 + j15,572 10,436 + j13,598 0,508 26,155 + j15,064 26,945 + j16,084 26,945 + j15,576 N – 3 30,158 + j15,41 6,75 + j10,5 0,783 56,313 + j30,982 58,613 + j34,562 58,613 + j33,779 N - 4 32,16 + j18,048 4,867 + j7,572 1,13 60,335 + j35,018 62,295 + j38,068 62,295 + j36,938 4 - 5 28,175 + j16,97 13,606 + j17,729 0.661 28,175 + j16,309 29,365 + j38,068 29,365 + j17,198 N – 6 28,148 + j15,991 11,473 + j11,218 1,592 28,148 + j14,399 29,098 + j15,329 29,098 + j13,737 Bảng 5.5 Công suất trên các đường dây trong chế độ phụ tải cực đại B.Chế độ phụ tải cực tiểu Sơ đồ thay thế đường dây N – 4 - 5 ở chế độ MIN Tính toán tương tự chế độ MAX ta có : Đường dây (MVA) (MVA) Qđ =Qc MVAr (MVA) (MVA) (MVA) N – 1 14,049 + j7,49 12,117 + j11,847 1,681 14,049 + j5,809 14,279 + j6,039 14,279 + j4,358 3 – 2 13,065 + j7,216 10,436 + j13,598 0,508 13,065 + j6,708 13,255 + j6,948 13,255 + j6,44 N – 3 15,059 + j7,15 6,75 + j10,5 0,783 28,124+ j14,366 28,684+ j15,236 28,684 + j14,453 N - 4 16,055 + j8,509 4,867 + j7,572 1,13 30,12 + j16,319 30,59 + j17,049 30,59 + j15,919 4 - 5 14,065 + j7,81 13,606 + j17,729 0.661 14,065+ j7,149 14,345+ j7,509 14,345 + j6,848 N – 6 14,049 + j7,49 11,473 + j11,218 1,592 14,049+ j5,898 14,269+ j6,118 14,269+ j4,526 Bảng 5.6 Công suất trên các đường dây trong chế độ phụ tải cực tiểu C. Chế độ sự cố Sự cố nguy hiểm nhất là sự cố đứt một mạch ở đường dây gần nguồn .Sơ đồ nguyên lý đường dây N-5-4 Sơ đồ thay thế : Tính toán tương tự chế độ MAX ta có bảng sau : Đường dây (MVA) (MVA) Qđ =Qc MVAr (MVA) (MVA) (MVA) N – 1 28,148 + j15,991 24,234 + j23,694 0,804 28,148 + j15,150 30,198 + j17,15 30,198 + j16,31 3 – 2 26,155 + j15,572 10,436 + j13,598 0,508 26,155 + j15,064 26,945 + j16,084 26,945 + j15,576 N – 3 30,158+ j15,41 13,5 + j21 0,391 56,313+ j30,982 60,923+ j38,152 60,923 + j37,760 N - 4 32,16+ j18,048 9,734 + j15,144 0,565 60,335 + j35,018 64,245 + j41,108 64,245 + j40,543 4 - 5 28,175 + j16,97 13,606 + j17,729 0,661 28,175+ j16,309 29,365+ j17,859 29,365 + j17,198 N – 6 28,148 + j15,991 11,473 + j11,218 0,796 28.148+ j15,195 30,088+ j17,095 30,088+ j16,299 Bảng 5.7. Công suất trên các đường dây trong chế độ sự cố CHƯƠNG 6 TÍNH ĐIỆN ÁP CÁC NÚT VÀ ĐIỀU CHỈNH ĐIỆN ÁP TRONG MẠNG ĐIỆN 6.1. Tính điện áp các nút 6.1.1. Điện áp các nút tại chế độ phụ tải cực đại Lấy UN = 121 kV Xét đường dây N-1: Tổn thất điện áp trên đường dây N-1: ∆UN1 = = 5,708 kV Điện áp trên cuộn cao áp của MBA 1: U1= UN - ∆UN1= 121 – 5,708 = 115,292 kV Tổn thất điện áp trên cuộn dây cao áp MBA 1: ∆Ub1 = = 4,089 kV Điện áp trên cuộn hạ áp của MBA 1 quy về phía cao áp : Ub1H = U1 - ∆Ub1 = 111,203 kV Các đường dây còn lại tính tương tự 6.1.2. Điện áp các nút tại chế độ phụ tải cực tiểu Lấy UN = 115 kV Tính tương tự chế độ phụ tải cực đại. 6.1.3. Điện áp các nút tại chế độ sự cố nặng nề: Lấy UN = 121 kV Tính tương tự chế độ phụ tải cực đại 6.1.4. Tổng kết Đường dây Uđầu kV ∆UĐD kV UtrướcBA kV ∆Uba kV Ucuối kV N – 1 121 5,708 115,292 4,089 111,203 3 – 2 110,827 6,056 104,771 6,832 97,939 N – 3 121 10,173 110,827 4,103 106,697 N – 4 121 7,797 113,203 3,64 109,562 4 – 5 113,203 8,605 104,598 7,461 97,137 N – 6 121 5,395 115,605 4,078 111,527 Bảng 6.1 điện áp các nút ở chế độ MAX Đường dây Uđầu kV ∆UĐD kV UtrướcBA kV ∆Uba kV Ucuối kV N – 1 115 2,796 112,204 3,949 108,205 3 – 2 110,021 2,979 107,042 3,062 103,98 N – 3 115 4,978 110,021 3,878 106,143 N – 4 115 3,828 111,171 3,505 107,666 4 – 5 111,171 4,024 106,967 3,324 103,643 N – 6 115 2,646 112,354 3,944 108,41 Bảng 6.2 điện áp các nút ở chế độ MIN Đường dây Uđầu kV ∆UĐD kV UtrướcBA kV ∆Uba kV Ucuối kV N – 1 121 11,827 109,173 4,318 104,855 3 – 2 99,853 6,056 93,797 7,631 86,166 N – 3 121 21,147 99,853 4,584 95,269 N – 4 121 16,081 104,919 3,929 100,99 4 – 5 104,919 8,605 96,314 8,102 88,212 N – 6 121 11,158 109,842 4,292 105,55 Bảng 6.3 điện áp các nút ở chế độ sự cố Chú thích Uđầu: điện áp tại đầu tổng trở máy biến áp UtrướcBA : điện áp ngay trước máy biến áp lý tưởng ∆UĐD : Tổn thất điện áp trên đường dây ∆Uba : Tổn thất điện áp trong máy biến áp Ucuối : điện áp phía hạ áp quy đổi về phía cao áp. Trạm biến áp 1 2 3 4 5 6 UmaxkV 111,203 97,939 106,697 109,562 97,137 111,527 UminkV 108,203 103,98 106,143 107,666 103,643 108,41 Usc kV 104,855 86,166 95,269 100,99 88,212 105,55 Bảng 6.4 Bảng tổng kết điện áp các nút phụ tải (tại các chế độ MAX, MIN và sự cố nặng nề) quy đổi về phía cao áp. 6.2. Điều chỉnh điện áp trong mạng điện Các phụ tải 1, 2, 3 có yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường, các phụ tải 4, 5, 6 có yêu cầu điều chỉnh điện áp thường . Đồng thời các giá trị điện áp trên thanh góp hạ áp quy về cao áp của các trạm trong chế độ phụ tải cực đại, cực tiểu và sau sự cố khác nhau tương đối nhiều. Do đó để đảm bảo chất lượng điện áp cung cấp cho các hộ tiêu thụ cần sử dụng các máy biến áp điều chỉnh điện áp dưới tải cho các phụ tải 1, 2, 3 và máy biến áp thường cho các phụ tải 4, 5, 6. Các máy biến áp dùng trong các trạm biến áp của mạng điện thiết kế là các máy biến áp điều chỉnh điện áp dưới tải có phạm vi điều chỉnh. ± 9 .1,78% ó -17,622 kV 17,622 kV Đối với trạm có yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường, độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm được quy định như sau: Trong chế dộ phụ tải cực đại: dUmax% = +5 % Trong chế độ phụ tải cực tiểu: dUmin% = 0 % Trong chế độ sau sự cố : dUsc% = 0+5 % Đối với trạm có yêu cầu điều chỉnh điện áp thường, độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm được quy định như sau: Chế độ phụ tải cực tiểu : dUmin% ≥ +7,5% Chế độ phụ tải cực đại : dUmax% ≥ +2,5% Chế độ sự cố : dUsc% ≥ -2,5% Điện áp yêu cầu trên thanh góp hạ áp của trạm được xác đinh theo công thức sau: Uyc = Udm + dU% . Uđm Trong đó Uđm là điện áp định mức của mạng điện hạ áp Đối với mạng điện thiết kế Uđm = 22kV. Vì vậy điện áp yêu cầu trên thanh góp hạ áp của trạm trong các chế độ như sau: Phụ tải cực đại: Uycmax = 22 + 5% . 22 = 23,1 ( kV) Phụ tải cực tiểu: Uycmin = 22 + 0% . 22 = 22,0 (kV) Chế độ sau sự cố: Uycsc = 22 + 5% . 22 = 23,1 (kV) Với hộ điều chỉnh điện áp thường : Phụ tải cực đại : Uycmax = 22 + 7,5 %.22 = 23,65 (kV). Phụ tải cực tiểu : Uycmin = 22 + 2,5 %.22 = 22,55 (kV). Phụ tải sự cố : Uycsc = 22 – 2,5%.22 = 21,45 (kV). Kết quả tính điện áp trên thanh góp hạ áp của các trạm, quy đổi về phía điện áp cao trong các chế độ phụ tải cực đại, cực tiểu và sau sự cố tính ở phần trước. Với các phụ tải có yêu cầu điều chỉnh thường ta chọn MBA thường có phạm vi diều chỉnh : 2.2,5%Uđm với Uđm = 115 (kV). Như vậy MBA có các đầu phân áp tiêu chuẩn ứng với nấc : Bảng 6.5 Điện áp máy biến áp tương ứng với các đầu phân áp (MBA thường) Nấc -2 -1 0 1 U (kV) 109,25 112,13 115 117,88 Sử dụng các máy biến áp điều chỉnh điện áp dưới tải cho phép thay đổi các đầu điều chỉnh không cần cắt các máy biến áp. Do đó cần chọn đầu điều chỉnh riêng cho chế độ phụ tải cực đại, cực tiểu và sau sự cố. Để thuận tiện có thể tính trước điện áp, tương ứng với mỗi đầu điều chỉnh MBA, Kết quả tính đối với MBA chọn cho trong bảng sau : Thứ tự đầu điều chỉnh Điện áp bổ sung % Điện áp bổ sung kV Điện áp đầu điều chỉnh kV 9 16,02 18,45 133,45 8 14,24 16,40 131,40 7 12,46 14,35 129,35 6 10,68 12,30 127,30 5 8,90 10,25 125,25 4 7,12 8,20 123,20 3 5,34 6,15 121,15 2 3,56 4,10 119,10 1 1,78 2,05 117,05 0 0,00 0,00 115,00 -1 1,78 -2,05 112,95 -2 3,56 -4,10 110,90 -3 5,34 -6,15 108,85 -4 7,12 -8,20 106,80 -5 8,90 -10,25 104,75 -6 10,68 -12,30 102,70 -7 12,46 -14,35 100,65 -8 14,24 -16,40 98,60 -9 16,02 -18,45 96,55 Bảng 6.5 Điện áp máy biến áp tương ứng với các đầu phân áp 6.2.1. Chọn đầu điều chỉnh cho trạm biến áp 1 Chế độ phụ tải cực đại Điện áp tính toán của đầu điều chỉnh của máy biến áp được xác định theo công thức: Udcmax = = 111,203.23,5/23,1= 113,128 kV Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n = 0. khi đó điện áp của đầu điều chỉnh tiêu chuẩn Utcmax = 115 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp bằng: Utmax = = 22,724 kV Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp bằng: ∆Umax% = = 3,29 ≈ 5 % Như vậy đầu điều chỉnh tiêu chuẩn đã chọn là phù hợp Chế độ phụ tải cực tiểu và chế độ sự cố tính tương tự . 6.2.2. Chọn các đầu điều chỉnh trong các trạm còn lại Chọn các đầu điều chỉnh của các máy biến áp còn lại được tiến hành tương tự như trên. Bảng 6.6.Chọn các đầu điều chỉnh máy biến áp TBA n Utcmax kV n Utcmin kV n Utcsc kV Utmax kV Utmin kV Utsc kV ∆Umax % ∆Umin % ∆Usc % 1 0 115,00 0 115,00 -3 108,85 22,724 22,11 22,64 3,29 0.5 2,9 2 -7 100,65 -2 110,90 -9 96,55 22,867 22,034 20,97 3,94 0,15 -4,67 3 -3 108,85 -1 112,95 -8 98,60 23,035 22,084 22,7 4,7 0,38 3,2 4 0 115,00 -2 110,90 -2 110,90 22,39 22,81 21,4 1,76 3,7 -2,7 5 -6 102,70 -5 104,75 -9 96,55 22,22 23,25 21,47 1 5,69 -2,4 6 1 117,05 -2 110,90 0 115,00 22,39 22,97 21,57 1,78 4,42 -1,9 Ghi chú : TBA – trạm biến áp CHƯƠNG 7 TÍNH TOÁN CÁC CHỈ TIÊU KINH TẾ KỸ THUẬT CỦA MẠNG ĐIỆN 7.1. Tổng công suất của phụ tải Spt =168 + j 79,616 MVA Ppt = 168 MW Qpt = 79,616 MVAr 7.2. Tổng dung lượng các máy biến áp (MBA) Theo kết quả các chương trước: Trạm biến áp (TBA) 1,3 có 2 MBA loại TPDH- 25000/110 Trạm biến áp (TBA) 6 có 2 MBA loại TDH- 32000/110 Trạm biến áp (TBA) 2 có 2 MBA loại TPDH- 32000/110 Trạm biến áp (TBA) 4 có 2 MBA loại TDH- 32000/110 Trạm biến áp (TBA) 5 có MBA loại TDH- 32000/110 Vậy tổng công suất các MBA S∑MBA = 4.32000 + 6.25000 =278000 kVA 7.3. Tổng chiều dài đường dây l1∑ = 263,752 km 7.4. Tính tổn thất điện áp lớn nhất trong mạng điện Từ kết quả tính toán ở chương 3 ta nhận thấy tổn thất điện áp lớn trong các chế độ vận hành như sau : Tổn thất điện áp lớn nhất ở chế độ phụ tải cực đại : ΔUbtmax = 5,236 % Tổn thất điện áp lớn nhất ở chế độ sự cố : ΔUscmax = 10,652 % 7.5. Tổn thất công suất tác dụng(CSTD) Tổn thất trong mạng điện gồm có tổn thất công suất trên đường dây và tổn thất công suất tác dụng trong các trạm biến áp ở chế dộ phụ tải cực đại Từ các kết quả tính toán chương 5, tổng tổn thất công suất tác dụng trên các đoạn đường dây trong mạng điện là: ∆Pd = ∑∆Pi = 1+0,79+2,3+1,19+1,86+0,95 = 8,19MW Tổng tổn thất CSTD trong các cuộn dây của các máy biến áp có giá trị: ∆Pb = 0,09+0,12+0,088+0,102+0,14+0,09 = 0,72 MW Tổng tổn thất CSTD trong lõi thép của các MBA : ∆P0 = 0,314 MW Như vậy tổng tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện bằng: ∆P=∆Pd +∆Pb +∆P0= 9,224 MW Tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện tính theo % bằng: ∆P % = ∆P/ Ppt= 9,835.100/168 = 5,85% 7.6. Tổn thất điện năng trong 1 năm của mạng điện ở chế độ MAX Tổng tổn thất điện năng trong mạng điện có thể xác định theo công thức sau: ∆A=(∆Pd + ∆Pb) . τ +∆P0.t Trong đó: τ : Thời gian tổn thất công suất lớn nhất t : Thời gian các máy biến áp làm việc trong năm Lấy t = 8760 h Vậy: ∆A = (8,19 + 0,72).3411 + 0,314.8760=33142,65 MWh Điện năng nguồn cung cấp cho các hộ tiêu thụ trong một năm: A = P∑.Tmax= 168. 4800 =806400 MWh Vậy: ∆A % = ∆A/A = 33142,65.100/806400 = 4,11 % 7.7. Vốn đầu tư xây dựng mạng điện Tổng các vốn đầu tư xây dựng mạng điện được xác định theo công thức: K= Kd + Kt Trong đó: Kd - vốn đầu tư cho đường dây, đ Kt- vốn đầu tư cho trạm biến áp, đ Ở chương 3 ta đã tính được vốn đầu tư đường dây trong phương án 3 là: Kd = 145766,96.106 đ Vốn đầu tư cho các trạm hạ áp trong mạng điện thiết kế là: Kt = Kt(TPDH 25000/110 ) +Kt(TPDH 32000/110 )+ Kt(TDH 32000/110 )+ Kt(TDH 32000/110 ) = 1,8 (22.109.1,3.2 + 29.109 .2+ 22.109 .2) +1,3. 29 .109 + 29 = 353,26.109 đ (Giá hành các máy biến áp nhân với hệ số 1,3 do máy biến áp là máy biến áp có thiết bị điều áp dưới tải) Do đó tổng vốn đầu tư để xây dựng mạng điện là: K=Kd + Kt = (145,766 + 353,26).109 = 499,026 . 109 đ 7.8. Tính giá thành mạng điện cho 1MW Giá thành xây dựng 1MW công suất phụ tải trong chế độ phụ tải cực đại được xác định theo biểu thức: K0 = K/Ppt= 499,026.109/168=2,97 .109 đ/ MW 7.9 Tính giá thành tải điện Chi phí vận hành hàng năm trong mạng điện được xác định theo công thức: Y= avh.K + ∆A.C = 0,07. 499,026.109 + 33142,65.103.500 = 54,8.109 đ Giá thành truyền tải điện năng được tính theo công thức: β = = 54,8.109 /(806400 .103) = 67,97 đ/ kWh Các chỉ tiêu Đơn vị Giá trị 1.Tổng công suất khi phụ tải cực đại MW 168 2.Tổng chiều dài đường dây hai mạch Km 190,898 3.Tổng chiều dài đường dây một mạch km 72,854 4.Tổng công suất các MBA hạ áp MW 317 5.Tổng vốn đầu tư cho mạng điện 109đ 499,026 6.Tổng vốn đầu tư về đường dây 109 đ 145,766 7. Tổng vốn đầu tư các trạm biến áp 109đ 353,26 8.Tổng điện năng các phụ tải tiêu thụ MWh 806400 9.∆Umaxbt % 5,236 10. ∆Umaxsc % 10,652 11.Tổng tổn thất công suất MW 9,224 12. Tổng tổn thất công suất % 5,85 13. Tổng tổn thất điện năng MWh 33142,65 14. Tổng tổn thất điện năng % 4,11 15.Chi phí vận hành hàng năm 1010đ 5,48 16.Giá thành truyền tải điên năng đ/kWh 67,97 17.Giá thành xây dựng 1 MW công suất phụ tải cực đại 109đ/MW 3,25 Bảng chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật của mạng điện thiết kế