Luận văn Thiết kế trạm biến áp 220/110/22kv và thiết kế mạng điện 110kv dùng phần mềm powerworld simulator

Uđm=110 (kV) UHT=110 (kV) Uđm≥UHT 2 Dòng điện định mức Iđm=600 (A) Icb max=520 (A) Iđm≥Icb max 3 Tổng trở định mức Z2đmBI=1,2 (Ω) Z2∑=1,192 (Ω) Z2đmBI≥Z2∑ 4 Ổn định lực động điện Ilđđ đm BI=126 (kA) ixk=8,73(kA) 2 Ilđđ đm BI≥ixk 5 Ổn định nhiệt Inh2.tnh=262.3 (kA2.s) BN=0,82(kA2.s) Inh2.tnh≥BN Vậy chọn BI như trên là thỏa mãn. Cấp 22 kV : Dùng thiết bị trọn bộ nên đã có BI, không cần chọn cho cấp này. CHỌN MÁY BIẾN ĐIỆP ÁP (BU) Máy biến điện áp (BU) có nhiệm vụ biến đổi điện áp có trị số cao U1 (điện áp sơ cấp) về điện áp thấp U2 (điện áp thứ cấp) tương ứng với thiết bị đo lường và sử dụng trong mạch bảo vệ qua các tỷ số biến. KU=U1U2 Máy biến điện áp được chọn theo các điều kiện: Cấp chính xác: phù hợp với yêu cầu của các dụng cụ đo. Điện áp định mức: Uđm BU=UHT Công suất định mức: Sđm BU≥∑S2 trong đó : ∑S2 - tổng phụ tải của BU tính bằng VA gồm cả công suất tác dụng P và công suất phản kháng Q. ∑S2=∑Pdc2+(∑Qdc)2 Chọn dây dẫn nối từ BU đến dụng cụ đo theo hai yêu cầu: Tổn thất điện áp (DU) trên dây dẫn không được lớn hơn 0.5% điện áp định mức thứ cấp. Thoả mãn điều kiện độ bền cơ, tiết diện nhỏ nhất đối với dây đồng là 1,5mm2 và dây nhôm là 2,5 mm2. Cấp 220 kV Các phụ tải thứ cấp BU: (Khác với BI, trên mỗi phân đoạn của thanh góp chỉ đặt một BU chung, cho nên phụ tải của nó là tất cả dụng cụ đo của các mạch nối vào phân đoạn đó trừ mạch máy điện (nếu có) có đặt BU riêng. Hình 8.2 Sơ đồ nối dây các thiết bị đo lường Bảng thông số dụng cụ đo lường: phụ lục 12 trang 328 – 329 sách Thiết kế NMĐ & TBA của thầy Huỳnh Nhơn. Bảng 8.15 Phụ tải các dụng cụ đo của BU cấp 220 kV STT Dụng cụ đo Kiểu Số lượng Phụ tải trên AB (VA, W) Phụ tải trên BC (VA, W) 1 Volt kế '378 1 2 0 2 Watt kế Д335 4 1,5 1,5 3 War kế Д345 4 1,5 1,5 4 Watt giờ И-680 4 2 2 5 Var giờ 11673M 4 2 2 6 Tần số kế M-1756 1 0 2 Tổng 9 9 Tổng công suất của phụ tải : S2=4×1,5+1,5+2+2+1,5+1,5+2+2+(2+2)=60 (VA) Chọn BU loại VCU-245 theo phụ lục 6.2 trang 297, sách Thiết kế NMĐ & TBA của thầy Huỳnh Nhơn có các thông số sau: Bảng 8.16 Bảng thông số chọn BU Kiểu U1đm (kV) U2đm (V) Cấp chính xác Công xuất định mức (VA) VCU-245 220/3 100/3 0,2 0,5 1 30 150 100 Chọn dây dẫn nối từ BU đến các dụng cụ đo là dây đồng, dài l = 100 (m), = 0,0188 (Ωmm2/m) Độ lệch điện áp : DU%=DUU2đm.100=Rdd.I2U2đm.100=Rdd.∑S23U2đm2.100≤0,5% Giới hạn: DU%=0,5% Þ Rdd=DU%.3U2đm2100.∑S2=0,5.3.(100/3)2100.60=0,83 (Ω) với Rdd=ρlddFdd Þ Fdd=ρlddRdd=0,0188.1000,83=2,27 (mm2) Vậy chọn dây dẫn có F = 4 (mm) để đảm bảo độ bền về cơ học. Cấp 110 kV Bảng thông số dụng cụ đo lường: phụ lục 12 trang 328 – 329 sách Thiết kế NMĐ & TBA của thầy Huỳnh Nhơn. Bảng 8.17 Phụ tải các dụng cụ đo của BU cấp 110 kV STT Dụng cụ đo Kiểu Số lượng Phụ tải trên AB (VA, W) Phụ tải trên BC (VA, W) 1 Vol kế '378 1 2 0 2 Watt kế Д335 3 1,5 1,5 3 Var kế Д345 3 1,5 1,5 4 Watt giờ И-680 3 2 2 5 Var giờ 11673M 3 2 2 6 Tần số kế M-1756 1 0 2 Tổng 9 9 Tổng công suất của phụ tải : S2=3×(1,5+1,5+2+2+1,5+1,5+2+2)+(2+2)=46 (VA) Chọn BU loại VCU-123 theo bảng phụ lục 6.2 sách Thiết kế NMĐ & TBA của thầy Huỳnh Nhơn trang 297, có các thông số sau: Bảng 8.18 Bảng thông số chọn BU Kiểu U1đm (kV) U2đm (V) Cấp chính xác Công xuất định mức (VA) VCU-123 110/3 100/3 0,2 0,5 1 30 150 100 Chọn dây dẫn nối từ BU đến các dụng cụ đo là dây đồng, dài l = 100 (m), = 0,0188 (Ωmm2/m) Độ lệch điện áp : DU%=DUU2đm.100=Rdd.I2U2đm.100=Rdd.∑S23U2đm2.100≤0,5% Giới hạn: DU%=0,5% Þ Rdd=DU%.3U2đm2100.∑S2=0,5.3.(100/3)2100.46=1,09 (Ω) với Rdd=ρlddFdd Þ Fdd=ρlddRdd=0,0188.1001,09=1,72 (mm2) Vậy chọn dây dẫn có F = 4 (mm) để đảm bảo độ bền về cơ học. Cấp 22 kV : Dùng thiết bị trọn bộ nên đã có BU, không cần chọn cho cấp này. CHỌN CHỐNG SÉT VAN CHO TBA Bảng 8.19 Bảng thông số chọn chống sét van cho TBA (PL10 trang 325 sách Thiết kế NMĐ & TBA của thầy Huỳnh Nhơn) Cấp điện áp (kV) Kiểu Điện áp định mức (kV) 220 PBMT-I-220T1 220 110 PBMT-110MY 110 22 PBM-35Y1 35 CHỌN PHẦN DẪN ĐIỆN CHO TRẠM BIẾN ÁP Tính toán cho các cấp điện áp: Cấp 220 kV Sử dụng cùng một loại dây dẫn mềm cho cả thanh góp và dây dẫn. Chọn dây dẫn từ hệ thống đến thanh góp: Chọn dây nhôm lõi thép. Vì đường dây dài nên chọn theo mật độ dòng kinh tế của dòng điện. Skt=Ibt maxjkt=1601=160 (mm2) Với Tmax220 kV=5902,05 giờ/năm Þ jkt=1 (tra bảng 10.8 sách Thiết kế NMĐ & TBA của thầy Huỳnh Nhơn trang 102). Tra bảng phụ lục 8.12 sách Thiết kế NMĐ & TBA của thầy Huỳnh Nhơn trang 312. Bảng 8.20 Bảng thông số dây AC – 300/204 Kiểu Đường kính d (mm) Đường kính lõi thép (mm) Tiết diện nhôm (mm2) Dòng cho phép (A) AC - 300/204 29,2 18,6 298 690 Kiểm tra theo dòng điện cho phép lâu dài: Icp.K1K2K3=690 . 0,88 . 1 . 1=607,2>Icb max=320 A trong đó: Icp – dòng cho phép K1 – hệ số hiệu chỉnh theo nhiệt độ môi trường xung quanh, theo khí hậu Việt Nam (35oC): K1=0,88 K2 – hệ số điều chỉnh phụ thuộc số dây song song, khoảng cách giữa hai dây lớn: K2=1 K3 – hệ số phụ thuộc cách đặt dây dẫn: K3=1 Kiểm tra theo điều kiện vầng quang Uvq=84.m . r. lgar=254,12 kV≥UHT=220 kV (m = 0,85; a = 400 cm Tra bảng 14.1 sách Thiết kế NMĐ & TBA của thầy Huỳnh Nhơn trang 131) Để đảm bảo an toàn ta tính Uvqmin đối với pha giữa trong điều kiện các pha đặt nằm ngang: Uvqmin= 0,96Uvq= 0,96 . 254,12= 243,96 kV ÞVậy Uvqmin= 243,96 kV > UHT = 220kV nên thỏa điều kiện vầng quang. Kiểm tra theo điều kiện ổn định nhiệt Tiết diện dây Schọn=298 mm2≥Smin=BNC=1,73 .10688=14,95 (mm2) với CAl = 88 hệ số phụ thuộc vào vật liệu thanh dẫn. Vậy dây đã chọn thỏa các yêu cầu kỹ thuật. Chọn thanh góp 220 kV và dây dẫn từ thanh góp 220 kV đến MBA: Sử dụng cùng một loại dây dẫn mềm đối với thanh góp và dây dẫn từ thanh góp đến MBA, vì đường dây ngắn nên chọn theo điều kiện phát nóng. Trường hợp này so với trường hợp trên cũng có các điều kiện tương tự và điều kiện nặng nề nhất là thỏa điều kiện vầng quang. Do đó cũng chọn dây dây AC – 300/204 Cấp 110 kV Sử dụng cùng một loại dây dẫn mềm cho cả thanh góp và dây dẫn. Chọn dây dẫn từ MBA đến thanh góp 110 kV: Sử dụng cùng một loại dây dẫn mềm đối với thanh góp và dây dẫn từ MBA đến thanh góp, vì đường dây ngắn nên chọn theo điều kiện phát nóng. Icp.K1K2K3≥Icb max Þ Icp≥Icb maxK1K2K3=5200,88 . 1 . 1=590,9 (A) Tra bảng phụ lục 8.12 sách Thiết kế NMĐ & TBA của thầy Huỳnh Nhơn trang 312 Bảng 8.21 Bảng thông số dây AC – 240/32 Kiểu Đường kính d (mm) Đường kính lõi thép (mm) Tiết diện nhôm (mm2) Dòng cho phép (A) AC - 240/32 21,6 7,2 244 610 Kiểm tra theo điều kiện vầng quang Uvq=84.m . r. lgar=182,33 kV≥UHT=110 kV (m = 0,85; a = 250 cm Tra bảng 14.1 sách Thiết kế NMĐ & TBA của thầy Huỳnh Nhơn trang 131) Để đảm bảo an toàn ta tính Uvqmin đối với pha giữa trong điều kiện các pha đặt nằm ngang: Uvqmin= 0,96Uvq= 0,96 . 182,33 = 175,04 kV ÞVậy Uvqmin= 175,04 kV > UHT = 110kV nên thỏa điều kiện vầng quang. Kiểm tra theo điều kiện ổn định nhiệt Tiết diện dây Schọn=244 mm2≥Smin=BNC=0,82 .10688=10,29 (mm2) Vậy dây đã chọn thỏa các yêu cầu kỹ thuật. Chọn dây dẫn từ thanh góp 110 kV đến phụ tải: Chọn dây nhôm lõi thép. Vì đường dây dài nên chọn theo mật độ dòng kinh tế của dòng điện. Skt=Ibt maxjkt=1001=100 (mm2) Với Tmax110 kV=5840 giờ/năm Þ jkt=1 (tra bảng 10.8 sách Thiết kế NMĐ & TBA của thầy Huỳnh Nhơn trang 102) Tra bảng phụ lục 8.12 sách Thiết kế NMĐ & TBA của thầy Huỳnh Nhơn trang 312 Bảng 8.22 Bảng thông số dây AC – 240/32 Kiểu Đường kính d (mm) Đường kính lõi thép (mm) Tiết diện nhôm (mm2) Dòng cho phép (A) AC - 240/32 21,6 7,2 244 610 Kiểm tra theo dòng điện cho phép lâu dài Icp.K1K2K3=610 . 0,88=536,8>Icb max=520A Kiểm tra theo điều kiện vầng quang Uvq=84.m . r. lgar=182,33 kV≥UHT=110 kV (m = 0,85; a = 250 cm Tra bảng 14.1 sách Thiết kế NMĐ & TBA của thầy Huỳnh Nhơn trang 131) Để đảm bảo an toàn ta tính Uvqmin đối với pha giữa trong điều kiện các pha đặt nằm ngang: Uvqmin= 0,96Uvq= 0,96 . 182,33 = 175,04 kV ÞVậy Uvqmin= 175,04 kV > UHT = 110kV nên thỏa điều kiện vầng quang. Kiểm tra theo điều kiện ổn định nhiệt Tiết diện dây Schọn=244 mm2≥Smin=BNC=0,82 .10688=10,29 (mm2) Vậy dây đã chọn thỏa các yêu cầu kỹ thuật. Cấp 22 kV Đối với cấp 22kV ta không cần chọn thanh góp vì máy cắt tổng phía 22 kV là máy cắt hộp bộ nhà sản xuất đã chế tạo sẵn thanh góp theo tiêu chuẩn . Chọn cáp ngầm từ MBA đến thanh góp phía 22kV: Điện áp định mức: Uđm ≥ UHT =22kV Đường dây ngắn nên ta chọn theo dòng điện cho phép lâu dài. Ta chọn cáp ngầm bằng đồng. Chọn cáp theo điều kiện dòng cho phép lâu dài: Icp.K1K2K3≥Icbmaxkqt Þ Icp≥Icb maxK1K2K3kqt=13100,88.1,3=1145,1 (A) Do Icbmax của cáp lớn nên ta dùng nhiều dây dẫn riêng lẻ ghép lại nhằm giảm dòng làm việc của từng sợi cáp. Chọn 4 cáp riêng lẻ đặt song song. Dòng cho phép trên mỗi sợi cáp. Icp≥1145,14=286,275 (A) Bảng 8.23 Bảng thông số dây cáp cáp đồng (PL 8.19 trang 317 sách Thiết kế NMĐ & TBA của thầy Huỳnh Nhơn) Tiết diện (mm2) Điện áp định mức (kV) Dòng điện cho phép lâu dài của cáp (A) 150 22 310 Kiểm tra theo điều kiện ổn định nhiệt Tiết diện dây Schọn=150 mm2≥Smin=BNC=3,78 .106171=11,37 (mm2) Vậy cáp đã chọn thỏa các yêu cầu kỹ thuật. Chọn dây dẫn từ thanh góp 22 kV đến phụ tải: Chọn dây nhôm lõi thép. Vì đường dây dài nên chọn theo mật độ dòng kinh tế của dòng điện. Skt=Ibt maxjkt=2601=260 (mm2) Với Tmax22 kV=6011,55 giờ/năm Þ jkt=1 (tra bảng 10.8 sách Thiết kế NMĐ & TBA của thầy Huỳnh Nhơn trang 102) Bảng 8.24 Bảng thông số dây AC – 120/19 (PL 8.12 sách Thiết kế NMĐ & TBA của thầy Huỳnh Nhơn trang 312) Kiểu Đường kính d (mm) Đường kính lõi thép (mm) Tiết diện nhôm (mm2) Dòng cho phép (A) AC - 120/19 15,2 5,6 118 380 Kiểm tra theo dòng điện cho phép Icp.K1K2K3=380 . 0,88=334,4>Icb max=260 A Kiểm tra theo điều kiện vầng quang Uvq=84.m . r. lgar=115 kV≥UHT=22 kV (m = 0,85; a = 100 cm Tra bảng 14.1 sách Thiết kế NMĐ & TBA của thầy Huỳnh Nhơn trang 131) Để đảm bảo an toàn ta tính Uvqmin đối với pha giữa trong điều kiện các pha đặt nằm ngang: Uvqmin= 0,96Uvq= 0,96 . 115 = 110,4 kV ÞVậy Uvqmin= 110,4 kV > UHT = 22kV nên thỏa điều kiện vầng quang Kiểm tra theo điều kiện ổn định nhiệt Tiết diện dây Schọn=118 mm2≥Smin=BNC=3,78.10688=22,09 (mm2) Vậy dây đã chọn thỏa các yêu cầu kỹ thuật. CHƯƠNG 9 TỰ DÙNG TRONG TRẠM BIẾN ÁP KHÁI NIỆM Điện tự dùng là nguồn điện để cung cấp cho các thao tác điều khiển, bảo vệ, các tín hiệu, hệ thống chiếu sáng và các yêu cầu cần thiết khác cho hoạt động của trạm; điện tự dùng có vai trò rất quan trọng trong nhà máy điện cũng như TBA vì vậy phải đảm bảo cung cấp điện liên tục cho hệ thống tự dùng lúc bình thường cũng như lúc sự cố. Cấp tự dùng của trạm là 0,5kV được lấy từ thanh góp 22kV. Trạm mà ta thiết kế thuộc loại trạm khu vực, do đó chọn Std=500 kVA. Để đạt được tính liên tục trong vận hành khi có sự cố, chọn sơ đồ tự dùng là hệ thống một thanh góp có phân đoạn bằng Aptomat. 500 Hình 9.1 Sơ đồ tự dùng của TBA CHỌN MBA TỰ DÙNG MBA tự dùng không cho phép sử dụng quy tắc quá tải sự cố vì nói chung thời gian quá tải quá 6 giờ/ngày, cho nên công suất MBA tự dùng được chọn theo điều kiện: Bình thường: SđmB≥Smax td Kiểm tra khả năng tự mở máy của các động cơ điện theo biểu thức: ∑Pđm ĐC=1,05-Ud%.ηtb.cosφtb.Sđm.100Ud% .Ikdtb(un%) trong đó: Udtb: điện áp trên thanh góp tự dùng trong thời gian tự mở máy của các động cơ, trung bình lấy bằng 70 Ikdtb - trị số dòng mở máy tổng của các động cơ, lấy bằng 4,8 ηtb - hiệu suất trung bình của các động cơ, =0,9 cosφtb - hệ số công suất trung bình (=0,8 ). uN% - điện áp ngắn mạch của MBA. Nếu: ∑Pđm ĐC≥Pđm B=SđmB . cosφ Điều đó có nghĩa là có thể tự mở máy tất cả các động cơ nối trên thanh góp, khi mất điện một phân đoạn này có thể để tất cả các động cơ không cần cắt điện, sau khi đóng nguồn dự phòng, các động cơ có thể đồng thời tự khởi động được. Nếu: ∑Pđm ĐC<∑PđmB Điều đó có nghĩa là không có khả năng tự mở máy tất cả động cơ vì lúc này điện áp trên thanh góp sẽ bé hơn 0,7Uđm: Ud%≤70% Cách giải quyết: Tăng công suất MBA đã chọn. Cắt bớt một số động cơ không cần thiết, sau khi các động cơ đã mở máy xong, các động cơ còn lại mới đóng lần lượt dần các động cơ đã cắt. Để tăng cường tính đảm bảo cung cấp điện liên tục cho hệ thống tự dùng ta sử dụng hai MBA. Hai MBA này có công suất bằng nhau và có thể làm việc riêng lẽ, tức là một máy làm việc có thể cung cấp đủ công suất cho phụ tải tự dùng (MBA còn lại đóng vai trò là MBA tự dùng dự phòng). Do đó ta chọn hai MBA tự dùng, tra sách Thiết kế NMĐ & TBA của thầy Huỳnh Nhơn trang 235 ta có số liệu của mỗi MBA có các thông số sau : Bảng 9.1 Thông số MBA tự dùng Công suất định mức (kVA) Điện áp định mức (kV) ∆P (W) ∆P (W) U Kích thước (mm) dài-rộng-cao Trọng lượng (kg) 560 22/0,4 1900 8300 5,5 1800-1200-2020 2765 Kiểm tra khả năng tự mở máy của các động cơ điện ∑Pđm ĐC=1,05-Ud%.ηtb.cosφtb.Sđm.100Ud% .Ikdtbun%=1,05-0,7.0,9.0,8.560.1000,7.4,8.5.5=763,636 (kW) Pđm B=SđmB . cosφ=560 . 0,82=459,2 (kW) Þ∑Pđm ĐC>Pđm B Thỏa điều kiện TÍNH TOÁN NGẮN MẠCH TẠI THANH GÓP 0.4kV Điện trở và điện kháng của máy biến áp tự dùng Thông số MBA: SđmB=560 kVA RB=∆PN.Uđm2Sđm2=8300 . 0.425602=0,0042 (Ω) XB=10.Ux%.Uđm2SđmB trong đó : Ux%: Thành phần phản kháng của điện áp ngắn mạch xác định theo biểu thức: Ux%=(UN%)2-(UR%)2 Với : UR%=∆PN10.SđmB=830010 . 560=1,482% Ux%=5,52-1,4822=5,297%XB=10.Ux%.Uđm2SđmB=10 . 5,297 . 0,42560=0,015 (Ω) Vậy tổng trở MBA tự dùng : Z=RB2+XB2=0,0042 2+0,015 2=0,016 (Ω) Trị số dòng ngắn mạch tại thanh góp 0.4kV IN=Utd3.Z=0,43.0,016=14,434 (kA) Dòng điện xung kích Ta có: ixk=2.kxk.IN Với kxk phụ thuộc vào công suất và UN% của MBA SđmB = 560¸ 1000 kVA ; UN% = 5,5 thì kxk = 1,3 => ixk=2 . 1,3 .14,434=26,537 (kA) CHỌN KHÍ CỤ ĐIỆN TRONG PHẦN TỰ DÙNG Chọn cáp từ thanh góp 22kV đến MBA tự dùng Vì khoảng cách từ thanh cái 22 kV đến máy biến áp tự dùng nhỏ do vậy chọn cáp từ thanh cái 22 kV đến máy biến áp tự dùng không cần phải chọn theo điều kiện mật độ dòng kinh tế. Mà chỉ cần chọn theo điều kiện dòng điện làm việc bình thường cực đại và điện áp định mức. Điện áp định mức: Uđm 22 kV Dòng điện làm việc bình thường cực đại: Ibtmax=Icbmax=Smax td3Uđm=5003.22=13,122 (A) Chọn cáp 3 lõi bằng đồng điện áp từ 20-35kV có lõi bọc chì riêng cách điện bằng giấy tẩm nhựa thông và chất dẻo không cháy đặt trong đất. Theo phụ lục 8.19 sách Thiết kế NMĐ & TBA của thầy Huỳnh Nhơn trang 317. Bảng 9.2 Thông số cáp cấp 22 kV Tiết diện lõi (mm2) Dòng điện cho phép (A) Cấp điện áp (kV) Điện trở ở 200C (W/km) 25 110 22 0.74 Kiểm tra lại cáp đã chọn Với dòng ngắn mạch được quy về phía cao của MBA: INC=KB.INH=0,422.14,434=0,262 (kA) Kiểm tra lại theo điều kiện phát nóng cưỡng bức: Schọn≥Smin=BNC Trong đó : CCu = 171 (A2s/mm2) BN=IN.C2.tN+Tkck=0,2622.0,02+0,05=0,0048 (kA2.s) Smin=BNC=0,0048 .106171=0,405 (mm2) => Schọn=25 mm2>Smin=0,405 mm2 Kiểm tra theo điều kiện cho phép lâu dài: Icp.K1.K2.K3≥Icbmax Trong đó: K1: Hệ số hiệu chỉnh theo nhiệt độ: K1 = 0,88 K2 : Hệ số hiệu chỉnh theo môi trường xung quanh: K2 = 1 K3 : Hệ số phụ thuộc vào độ nghiên của cáp chọn: K3 = 1 Icp.K1.K2.K3=110 . 0,88=96,8 A>Icb max=13,122 A Vậy cáp đã chọn thỏa yêu cầu kỹ thuật. Chọn cáp từ MBA tự dùng đến tủ phân phối 400V Điện áp định mức: Uđm 0,4 kV Dòng điện làm việc bình thường cực đại: Ibtmax=Icbmax=Smax td3Uđm=5003.0,4=721,69 (A) Chọn cáp 1 lõi bằng đồng, điện áp định mức đến 1kV cách điện bằng giấy tẩm nhựa thông và chất dẻo không cháy đặt trong đất, vỏ bọc chì hay nhôm. Theo phụ lục 8.15 sách Thiết kế NMĐ & TBA của thầy Huỳnh Nhơn trang 314 Bảng 9.3 Thông số cáp 0,4 kV từ MBA tự dùng đến tủ phân phối Tiết diện lõi (mm2) Dòng điện cho phép (A) Cấp điện áp (kV) Điện trở ở 200C (W/km) 240 880 0,4 0,077 Kiểm tra lại cáp đã chọn Với dòng ngắn mạch được quy về phía cao của MBA: INC=KB.INH=0,40,4.14,434=14,434 (kA) Kiểm tra lại theo điều kiện phát nóng cưỡng bức: Schọn≥Smin=BNC trong đó : CCu = 171 (A2s/mm2) BN=IN.H2.tN+Tkck=14,4342.0,02+0,05=14,584 (kA2.s) Smin=BNC=14,584.106171=22,33 (mm2) Schọn = 240 mm2 > Smin = 22,33 mm2 Kiểm tra theo điều kiện cho phép lâu dài: Icp.K1.K2.K3≥Icbmax Trong đó: K1: Hệ số hiệu chỉnh theo nhiệt độ: K1 = 0.88 K2 : Hệ số hiệu chỉnh theo môi trường xung quanh: K2 = 1 K3 : Hệ số phụ thuộc vào độ nghiên của cáp chọn: K3 = 1 Icp.K1.K2.K3=880 . 0,88=774,4 A>Icb max=721,69 A Vậy cáp đã chọn thỏa yêu cầu kỹ thuật. Chọn áptomat từ MBA đến thanh góp 0.4kV Áptomat: Thiết bị này có thể đóng cắt thiết bị điện lúc bình thường cũng như khi có xảy ra sự cố: Quá tải, ngắn mạch, sụt áp, công suất chạy ngược… Có các loại áptomat sau: Aptomat dòng cực đại. Aptomat dòng cực tiểu. Aptomat điện áp thấp. Aptomat công suất ngược. Dòng điện làm việc qua aptomat: Ibtmax=Icbmax=Smax.td3Uđm=5003×0.4=721,69 (A) Các điều kiện chọn Aptomat: Aptomat là thiết bị đóng cắt hạ áp, có chức năng bảo vệ quá tải và ngắn mạch. Các điều kiện chọn như sau: Uđm.AT≥Umạng Iđm.AT≥Ibtmax Icắtđm.AT≥IN Dựa vào các điều kiện trên ta chọn được Aptomat do Nga chế tạo: Theo phụ lục 11 sách Thiết kế NMĐ & TBA của thầy Huỳnh Nhơn trang 327 Bảng 9.4 Thông số chọn Aptomat Loại Iđm(A) Uđm (V) Icắtđm (kA) Э06C 1000 660 40 Kiểm tra: Iđm= 1000 (A) > Ibtmax = 721,69 (A) Uđm = 660 (V) > Umạng = 400 (V) Icắtđm = 40 (kA) > IN = 14,434 (kA) Vậy Aptomat đã chọn thoả điều kiện kỹ thuật. Chọn áptomat phân đoạn Điều kiện chọn Aptomat phân đoạn giống như Aptomat từ MBA đến thanh góp và tương tự ta chọn được Aptomat như trên là Э06C. Chọn thanh góp 0.4kV Chọn thanh góp cứng (thanh dẫn đơn, đặt đứng). Chọn thanh dẫn đồng, tiết diện chữ nhật có sơn theo phụ lục 8.9 sách Thiết kế NMĐ & TBA của thầy Huỳnh Nhơn trang 310 Bảng 9.5 Thông số chọn thanh góp Kích thước thanh dẫn (mm) Tiết diện một thanh (mm2) Trọng lượng một thanh (kg/m) Dòng điện cho phép 1 thanh (A) 50×5 250 2,225 860 Kiểm tra: Kiểm tra điều kiện phát nóng cưỡng bức: K1.K2.Icp≥Icbmax⟺1 . 0,88 . 860=756 A>Icbmax=721,69 A Vậy thỏa điều kiện phát nóng. Kiểm tra điều kiện ổn định nhiệt khi ngắn mạch: Schọn≥Smin=BNC trong đó : CCu = 171 (A2s/mm2) BN=IN.H2.tN+Tkck=14,4342.0.02+0.05=14,584 (kA2.s) Smin=BNC=14,584 .106171=22,33 (mm2) => Schọn = 160 mm2 > Smin = 22,33 mm2 Vậy thoả điều kiện ổn định nhiệt Chọn thanh dẫn như trên thỏa các yêu cầu kỹ thuật. PHẦN HAI THIẾT KẾ MẠNG ĐIỆN 110kV DÙNG PHẦN MỀM POWERWORLD SIMULATOR CHƯƠNG 10 CÂN BẰNG CÔNG SUẤT NGUỒN TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN VÀ TÍNH TOÁN CÔNG SUẤT NGUỒN Cân bằng công suất trong hệ thống điện nhằm xét khả năng cung cấp nguồn cho các phụ tải thông qua mạng điện. Trong phần này chúng ta xét sơ bộ cân bằng công suất lúc phụ tải cực đại trước khi đề ra phương án nối dây cho mạng điện. Nguồn điện 01 nguồn với cos=0,85 đủ cung cấp cho các loại phụ tải Điện áp thanh cái: 1,1 U R lúc phụ tải cực đại 1,05 UR lúc phụ tải cực tiểu 1,1 UR lúc sự cố Phụ tải 1 2 3 4 Pmax (MW) 20 22 16 18 Pmin (MW) = 40% Pmax 8 8,8 6,4 7,2 cos 0,75 0,78 0,80 0,82 Tmax (giờ/năm) 5300 5400 5000 5100 Yêu cầu cung cấp điện LT LT KLT KLT Điện áp thứ cấp trạm phân phối 22 Độ lệch điện áp cho phép phía phân phối 5% Vị trí (2;3) (3;0) (-4;0) (-1;1) CÂN BẰNG CÔNG SUẤT TÁC DỤNG Cân bằng công suất tác dụng nhằm mục đích giữ tần số ổn định trong hệ thống: Ta có: (1) Với: : tổng công suất tác dụng phát ra do các máy phát điện của các nhà máy trong hệ thống : tổng phụ tải tác dụng cực đại của các hộ tiêu thụ m: hệ số đồng thời (giả thiết chọn 1) : tổng tổn thất công suất tác dụng trên đường dây và máy biến áp : tổng công suất tự dùng của các nhà máy điện : tổng công suất dự trữ Do trong thiết kế môn học giả thiết nguồn điện đủ cung cấp hoàn toàn cho nhu cầu công suất tác dụng và chỉ cân bằng từ thanh cái cao áp của trạm biến áp của nhà máy điện nên biểu thức (1) có thể viết như sau: Với: = 20 + 22 + 16 + 18 = 76 (MW) = 0,09×m = 0,09 x 1 x 76 = 6,84(MW) => = 76 + 6,84= 82,84(MW) CÂN BẰNG CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG Cân bằng công suất phản kháng nhằm giữ điện áp bình thường trong hệ thống. Ta có biểu thức sau: (2) Do chỉ cân bằng từ thanh cái cao áp nên có thể bỏ qua tổng công suất phản kháng tự dùng của các nhà máy điện trong hệ thống () và tổng công suất phản kháng dự trữ của hệ thống (). Ngoài ra, với mạng điện 110kV, trong tính toán sơ bộ có thể coi tổn thất công suất phản kháng trên cảm kháng đường dây bằng công suất phản kháng do điện dung đường dây cao áp sinh ra. = Vậy biểu thức (2) có thể viết như sau: Với: : tổng công suất phản kháng phát ra của máy phát điện. với cos = 0,85 = 82,84 x tan(cos-1 0,85) = 51,340 (MVAr) : tổng phụ tải phản kháng của mạng điện. = Qpt1+ Qpt2+ Qpt3+ Qpt4 = Ppt1.tan1 + Ppt2 .tan2 + Ppt3.tan3 + Ppt4.tan4 = 20.tan(cos-10,75) + 22.tan(cos-10,78)+16.tan(cos-10,8) +18.tan(cos-10,82) = 17,638 + 17,650 + 12 + 12,564 = 59,852 (MVar) : tổng tổn thất công suất phản kháng trong các máy biến áp. (8 ÷12%) = ( 10%).Ppt2+QPt2 = 0,1x762+59,8522=9,674 (MVAr) Vậy = 1 x 59,852 + 9,674 – 51,340= 18,186 (MVar) Vì > 0 nên hệ thống cần đặt thêm thiết bị bù để cân bằng công suất phản kháng. TÍNH TOÁN BÙ SƠ BỘ Trong phần này ta chỉ thực hiện bù sơ bộ theo nguyên tắc sau: Bù ưu tiên cho phụ tải ở xa Bù cho phụ tải có hệ số công suất thấp hay có công suất tiêu thụ lớn có thể bù đến cos = 0,9 – 0,95 Phụ tải 1: cos= 0,75 nâng lên cos= 0,85 = ()= 5,243 (MVar) Phụ tải 2: nâng lên = ()= 4,02 (MVar) Phụ tải 3: cos=0,80 nâng lên cos=0,93 5,676 (MVar) Phụ tải 4: cos=0,82 nâng lên cos=0,89 3,247 (MVar) 18,186 (MVar) BẢNG SỐ LIỆU PHỤ TẢI SAU KHI BÙ SƠ BỘ STT P(MW) Q(MVar) Cos Qb(MVAr) Q - Qb S’(MVA) Cos 1 20 17,638 0,75 5,243 12,395 23,53 0,85 2 22 17,650 0,78 4,02 13,63 25,88 0,85 3 16 12 0,80 5,676 6,324 17,204 0,93 4 18 12,564 0,82 3,247 9,317 20,27 0,89 CHƯƠNG 11 DỰ KIẾN CÁC PHƯƠNG ÁN VỀ MẶT KỸ THUẬT Mạng điện gồm 4 phụ tải, trong đó: Phụ tải 1 và 2: yêu cầu cung cấp điện liên tục. Phụ tải 3 và 4: không yêu cầu cung cấp điện liên tục. LỰA CHỌN ĐIỆN ÁP TẢI ĐIỆN Khoảng cách từ nguồn đến phụ tải: Phụ tải 1: Phụ tải 2: Phụ tải 3: Phụ tải 4: Theo công thức still ta có: U=4,34 Trong đó: P: Là công suất truyền tải – kW. l: Khoảng cách truyền tải – km. U1 =4,34 (kV) U2 =4,34 (kV) U3=4,34 (kV) U4 =4,34 (kV) Chọn Uđm =110 (kV). CHỌN SƠ ĐỒ NỐI DÂY CỦA MẠNG ĐIỆN Khu vực phụ tải liên tục 1 2 N Phương án 1 1 2 N Phương án 2 1 2 N 1 2 N Phương án 3 Phương án 4 Ta loại phương án 2 và 3 : Lý do: Phương án 2: Tại vị trí tải 2 phải gánh tải cho tải 1 cho nên tải ở đây lớn từ đó ta phải chọn tiết diện dây dẫn lớn dẫn đến chi phí cho phương án này cao. Phương án 3: Tại vị trí tải 1 phải gánh tải cho tải 2 cho nên tải ở đây lớn từ đó ta phải chọn tiết diện dây dẫn lớn hơn nữa, đường dây ở phương án này xa dẫn đến chi phí cho phương án này cao. Khu vực phụ tải không liên tục 4 3 N Phương án 1 4 3 N Phöông aùn 2 Phương án 2 4 3 N Phương án 3 Ta loại phương án 2 và 3 : Lý do : Phương án 2: Tại vị trí tải 4 phải gánh tải cho tải 3 cho nên công suất truyền đường dây N4 gồm cả công suất của tải 3 và 4 nên ta phải chọn tiết diện dây dẫn lớn dẫn đến chi phí cho phương án này cao. Phương án 3: Tại vị trí tải 3 phải gánh tải cho tải 4 cho nên công suất truyền đường dây N3 gồm cả công suất của tải 3 và 4 nên ta phải chọn tiết diện dây dẫn lớn hơn nữa, đường dây ở phương án này xa dẫn đến chi phí cho phương án này cao. CHỌN TIẾT DIỆN DÂY tính chung cho cả hai khu vực liên tục và không liên tục. TmaxTB = = (giờ/năm) Ta sử dụng loại dây nhôm lõi thép nên chọn mật độ dòng kinh tế là: jkt = 1,0 (A/mm2) Dòng cho phép (Tra bảng PL 2.6 trang 120 sách Thiết kế mạng điện của thầy Hồ Văn Hiến) Khu vực phụ tải liên tục Phương án 1: Đường dây lộ kép hình tia FktN1 = (mm2)AC_70 FktN2 = (mm2)AC_70 Chọn môi trường có nhiệt độ 400C Chọn hệ số hiệu chỉnh nhiệt độ: k= 0,81 Đoạn Chiều dài Loại dây Dòng cho phép N_1 36,06 km AC_70 0,81x275=222,75 (A) N_2 30 km AC_70 0,81x275=222,75 (A) Kiểm tra điểu kiện phát nóng: Đứt một lộ đường dây N_1: Icbmax1 = 2×ImaxN1 = 2×62,33 = 124,66 (A) < Icp (thỏa). Đứt một lộ đường dây N_2: Icbmax1 = 2×ImaxN1 = 2×68,47 = 136,94 (A) < Icp (thỏa). Thỏa điều kiện phát nóng khi đứt 1 lộ Phương án 4: Đường dây liên thông mạch vòng FktN1 = (mm2)AC_120 FktN2 = (mm2)AC_120 FktN21 = = (mm2)AC_70 Chọn môi trường có nhiệt độ 400C Chọn hệ số hiệu chỉnh nhiệt độ: k= 0,81 Đoạn Chiều dài Loại dây Dòng cho phép N_1 36,06 km AC_120 0,81x360=291,6 (A) 2_1 31,62 km AC_70 0,81x275=222,75 (A) N_2 30 km AC_120 0,81x360=291,6 (A) Kiểm tra điều kiện phát nóng khi đứt 1 lộ, đứt dây N_2: IcbN1 = = 250,47 (A) < IcpN1 ( thoả) Icb21 = = 135,84 (A) <Icp21 (thỏa) Khu vực phụ tải không liên tục Phương án 1: Đường dây lộ đơn hình tia FktN3 = = (mm2)AC_95 FktN4 = = (mm2)AC_120 Chọn môi trường có nhiệt độ 400C Chọn hệ số hiệu chỉnh nhiệt độ: k= 0,81 Đoạn Chiều dài Loại dây Dòng cho phép N_3 40 km AC_95 0,81x335=271,35 (A) N_4 31,62 km AC_120 0,81x360=291,6 (A) TÍNH TOÁN THÔNG SỐ DƯỜNG DÂY b 2,1m 4,2m a 4m 2,1m c b 3,5m 3,5m 5m 5m 3,5m 3,5m b’ a c’ a’ c 4m 4m Chọn trụ kim loại 110kV cho đường dây vận hành lộ kép và đường dây vận hành lộ đơn: Trụ II110-3 Trụ Y110-2 Khu vực phụ tải liên tục Phương án 1: Đường dây lộ kép hình tia Đường dây Số lộ Mã hiệu dây Chiều dài (km) ro (Wkm) xo(Wkm) bo.10-6 (1W.km) R=ro.l (W) X=xo.l (W) Yc=bol (1W).10-6 N_1 2 AC_70 36,06 0,23 0,22 5,31 8,29 7,93 191,48 N_2 2 AC_70 30 0,23 0,22 5,31 6,9 6,6 159,3 Phương án 4: Đường dây liên thông mạch vòng Đường dây Số lộ Mã hiệu dây Chiều dài (km) ro (Wkm) xo(Wkm) bo.10-6 (1W.km) R=ro.l (W) X=xo.l (W) Yc=bol (1W).10-6 N_1 1 AC_120 36,06 0,27 0,43 2,65 9,74 15,5 95,56 2_1 1 AC_70 31,62 0,46 0,45 2,54 14,55 14,23 80,31 N_2 1 AC_120 30 0,27 0,43 2,65 8,1 12,9 79,5 Khu vực phụ tải không liên tục Phương án 1: Đường dây lộ đơn hình tia Đường dây Số lộ Mã hiệu dây Chiều dài (km) ro (Wkm) xo(Wkm) bo.10-6 (1W.km) R=ro.l (W) X=xo.l (W) Yc=bol (1W).10-6 N_3 1 AC_95 40 0,33 0,44 2,6 13,2 17,6 104 N_4 1 AC_120 31,62 0,27 0,43 2,65 8,54 13,6 83,79 TỔN THẤT CÔNG SUẤT VÀ SỤT ÁP Khu vực phụ tải liên tục Phương án 1: Đường dây lộ kép hình tia Lúc vận hành bình thường: Lúc sự cố: Phương án 4: Đường dây liên thông mạch vòng Lúc vận hành bình thường: Lúc sự cố đứt dây N_1: Lúc sự cố đứt dây N_2: Khu vực phụ tải không liên tục Phương án 1: Đường dây lộ đơn hình tia Bảng 11.1 Thống kê kết quả tổn thất công suất và sụt áp Khu vực Phương án Đoạn Số lộ Mã hiệu dây Chiều dài (km) ∆U% ∆P (MW) Lúc bình thường Liên tục Lộ kép hình tia 1 N_1 2 AC_70 36,06 2,209 0,3812 0,7676 N_2 2 AC_70 30 2,027 0,3864 Lộ đơn mạch vòng 4 N_1 1 AC_120 36,06 3,155 0,4349 0,9243 N_2 1 AC_120 30 3,045 0,4888 2_1 1 AC_70 31,62 0,109 0,0006 Không liên tục Lộ đơn hình tia 1 N_3 1 AC_95 40 2,718 0,3371 0,6368 N_4 1 AC_120 31,62 2,355 0,2997 Lúc sự cố Liên tục Lộ kép hình tia 1 N_1 2 AC_70 36,06 4,655 0,8340 1,6632 N_2 2 AC_70 30 4,218 0,8292 Lộ đơn mạch vòng 4 N_2 1 AC_120 30 6,218 1,9594 2,8187 2_1 1 AC_70 31,62 4,436 0,8593 CHƯƠNG 12 SO SÁNH PHƯƠNG ÁN VỀ KINH TẾ MỤC ĐÍCH Chọn phương án tối ưu trên cơ sở về kinh tế, chỉ có những phương án thỏa mãn về kỹ thuật mới giữ lại để so sánh về kinh tế. Tiêu chuẩn để so sánh các phương án về mặt kinh tế là phí tổn tính toán hàng năm ít nhất. TÍNH TOÁN Phí tổn tính toán hàng năm cho mỗi phương án: Z = ( avh + atc )×k + c×∆A Với: K : vốn đầu tư của mạng điện avh : hệ số vận hành, khấu hao sửa chữa phục vụ mạng điện. Đối với đường dây dùng cột sắt: avh = 7% Đối với đường dây dùng cột bê tông cốt thép: avh =4% atc : hệ số thu hồi vốn đầu tư phụ với Ttc = 5÷8 năm là thời gian thu hồi vốn đầu tư phụ tiêu chuẩn tùy theo chính sách sử dụng vốn của nhà nước. Chọn atc = 0,125 c : tiền 1 Kw/h điện năng DA : tổn thất điện năng DA =DPå× với =(0,124+ (giờ/năm) Tmaxtb = 5218,42 (giờ/năm) BẢNG ĐẦU TƯ CÁC PHƯƠNG ÁN Khu vực phụ tải liên tục Bảng 12.1 Tính tiền đầu tư của các phương án (Tra bảng PL 3.1 trang 122 và 3.2 trang 124 sách Thiết kế mạng điện của thầy Hồ Văn Hiến) Phương án Đường dây Loại dây Số lộ Chiều dài (km) Tiền đầu tư 1 km () Tiền đầu tư toàn đường dây ($) 1 N_1 AC_70 2 36,06 32,1 1157,526 N_2 AC_70 2 30 32,1 963 4 N_1 AC_120 1 36,06 22,2 800,532 N_2 AC_120 1 30 22,2 666 2_1 AC_70 1 31,62 21,2 670,344 Xét phương án 1: Đường dây lộ kép hình tia K = (1157,526 + 963)×103 = 2120,526×103 ($) τ (giờ/năm) DA = 0,7676 × 3653,9 = 2804,734 (MWh/năm) => Z = (0,04 + 0,125) x 2120,526×103 + 0,06x103 x 2804,734= 518,171×103($) Xét phương án 4: Đường dây liên thông mạch vòng K = (800,532 + 666 + 670,344)×103= 2136,876×103 ($) τ (giờ/năm) DA = 0,9243 × 3653,9 = 3377,3 (MWh/ năm) => Z = (0,04 + 0,125) x 2136,876×103 + 0,06x103 x 3377,3 = 555,223×103($) Bảng 12.2 Khối lượng kim loại màu cho các phương án (Tra bảng PL 2.1 trang 116 sách Thiết kế mạng điện của thầy Hồ Văn Hiến) Phương án Đường dây Loại dây Số lộ Chiều dài (km) Khối lượng (tấn/km/pha) Khối lượng 3 pha (tấn) 1 N_1 AC_70 2 36,06 0,275 59,499 N_2 AC_70 2 30 0,275 49,5 4 N_1 AC_120 1 36,06 0,492 53,22 N_2 AC_120 1 30 0,492 44,28 2_1 AC_70 1 31,62 0,275 26,09 Tổng khối lượng dây cho phương án 1: 108,999 tấn. Tổng khối lượng dây cho phương án 4: 123,59 tấn. Bảng 12.3 Tổng hợp các chỉ tiêu kinh tế của các phương án Chỉ tiêu Đơn vị Phương án 1 Phương án 4 Vốn đầu tư K 103$ 2120,526 2136,876 Tổn thất điện năng ∆A MWh/năm 2804,734 3377,3 DU%max % 2,209 3,155 Kim loại màu sử dụng Tấn 108,999 123,59 Phí tổn tính toán Z 103$ 518,171 555,223 Phương án lựa chọn cuối cùng là phương án 1 Khu vực phụ tải không liên tục Bảng 12.4 Tính tiền đầu tư các phương án (Tra bảng PL 3.1 trang 122 và 3.2 trang 124 sách Thiết kế mạng điện của thầy Hồ Văn Hiến) Phương án Đường dây Loại dây Số lộ Chiều dài (km) Tiền đầu tư 1 km () Tiền đầu tư toàn đường dây ($) 1 N_3 AC_95 1 40 21,8 872 N_4 AC_120 1 31,62 22,2 701,964 Xét phương án 1: Đường dây lộ đơn hình tia K = (872 + 701,964)×103= 1573,964×103 ($) τ (giờ/năm) DA = 0,6368 x 3653,9 = 2326,804 (MWh/năm) => Z = (0,04 + 0,125) x 1573,964×103 + 0,06x103 x 2326,804 = 399,312×103($) Bảng 12.5 Khối lượng kim loại màu cho các phương án (Tra bảng PL 2.1 trang 116 sách Thiết kế mạng điện của thầy Hồ Văn Hiến) Phương án Đường dây Loại dây Số lộ Chiều dài (km) Khối lượng (tấn/km/pha) Khối lượng 3 pha (tấn) 1 N_3 AC_95 1 40 0,386 46,32 N_4 AC_120 1 31,62 0,492 46,67 Tổng khối lượng dây cho phương án 1: 92,99 tấn. Bảng 12.6 Tổng hợp các chỉ tiêu kinh tế của các phương án Chỉ tiêu Đơn vị Phương án 1 Vốn đầu tư K 103$ 1573,964 Tổn thất điện năng ∆A MWh/năm 2338,5 DU%max % 2,718 Kim loại màu sử dụng Tấn 92,99 Phí tổn tính toán Z 103$ 399,312 Phương án lựa chọn cuối cùng là phương án 1 Sơ đồ nối dây các phương án tối ưu cho mạng điện 1 4 3 2 N CHƯƠNG 13 SƠ ĐỒ NỐI DÂY CHI TIẾT CHO MẠNG ĐIỆN VÀ TRẠM BIẾN ÁP CHỌN SỐ LƯỢNG VÀ CÔNG SUẤT CHO TRẠM BIẾN ÁP Ở CÁC TẢI Kiểu máy biến áp Trong thiết kế trạm phân phối này, sử dụng máy biến áp kiểu 3 pha có điều áp dưới tải. Số lượng máy biến áp Phụ tải 1, 2 yêu cầu cung cấp điện liên tục, nên chọn trạm có 2 máy biến áp làm việc để đề phòng trường hợp hỏng một máy. Phụ tải 3, 4 không yêu cầu cung cấp điện liên tục, nên chọn trạm có 1 máy biến áp làm việc. Đối với trạm có 1 MBA, chọn SđmB ³ Sptmax Đối với trạm có 2 MBA, chọn SđmB ³ CÔNG SUẤT MÁY BIẾN ÁP Phụ tải 1: (yêu cầu cung cấp điện liên tục) Spt1max = 23,53 (MVA) SđmB == 16,81 (MVA) => Chọn MBA có SđmB = 25 (MVA) Phụ tải 2: (yêu cầu cung cấp điện liên tục) Spt2max = 25,88(MVA) SđmB ==18,49 (MVA) => chọn MBA có Sđm = 25 (MVA) Phụ tải 3: (không yêu cầu cung cấp điện liên tục) Spt3max = 17,204 (MVA) SđmB ³ Spt3max = 17,204(MVA) => chọn MBA có Sđm = 25 (MVA) Phụ tải 4: (không yêu cầu cung cấp điện liên tục) Spt4max = 20,27 (MVA) SđmB ³ Smax = 20,27 (MVA) => chọn MBA có Sđm = 25 (MVA) Các thông số của MBA có công suất định mức SđmB=25 (MVA) (Tra bảng PL 4.2 trang 130 sách Thiết kế mạng điện của thầy Hồ Văn Hiến) DPN = 120 (KW) ; U N% = 10,5% ; io% = 0,8% Điện trở: RB = Tổng trở: ZB = Điện kháng: XB = Tổn thất công suất phản kháng: = 200 (kVAr) Bảng 13.1 Tổng trở và tổn thất sắt của MBA trong trạm TBA Số lượng SđmB (KVA) Uđm (KV) DPN (KW) UN (%) io (%) RB (W) XB (W) DPFe (KW) DQFe (KVAr) 1 2 25000 110 120 10,5 0,8 2,32 50,77 33 200 2 2 25000 110 120 10,5 0,8 2,32 50,77 33 200 3 1 25000 110 120 10,5 0,8 2,32 50,77 33 200 4 1 25000 110 120 10,5 0,8 2,32 50,77 33 200 Bảng 13.2 Tổng trở tương đương và tổn thất sắt của TBA TBA Số lượng RB (W) XB (W) DPFe (KW) DQFe (KVAr) 1 2 1,16 25,385 66 400 2 2 1,16 25,385 66 400 3 1 2,32 50,77 33 200 4 1 2,32 50,77 33 200 CHƯƠNG 14 BÙ KINH TẾ TRONG MẠNG ĐIỆN MỞ ĐẦU Ta phải tính dung lượng bù kinh tế để giảm tổn thất điện năng và nâng cao cos j đường dây. TÍNH TOÁN BÙ KINH TẾ Tính toán chi phí cho bởi: Z = Z1 + Z2 + Z3 Trong đó: Z1 : Phí tổn hàng năm do đầu tư thiết bị bù Qbù Z1 = (avh + atc)×k0 × Qbù Với avh = 0,1 : hệ số vận hành của thiết bị bù atc = 0,125 : hệ số thu hồi vốn đầu tư phụ k0 (đồng/MVAr): giá tiền 1 đơn vị công suất thiết bị bù (6000$/MVA) Z2 : Phí tổn do tổn thất điện năng của thiết bị bù Với c = 60( $/MWh) c = tiền 1 MWh tổn thất điện năng : tổn thất công suất tương đối của thiết bị bù, với tụ điện tĩnh lấy bằng 0,005 T : thời gian vận hành tụ điện, nếu vận hành suốt năm thì: T=8760 giờ Z3 : Chi phí do tổn thất điện năng do thành phần công suất kháng tải trên đường dây và máy biến áp sau khi đặt thiết bị bù. Đối với mạng điện hở cung cấp cho một phụ tải. Với Khu vực phụ tải liên tục Phụ tải 1: Mạng điện hở có 1 phụ tải, đặt 2 máy biến áp, đường dây lộ kép p + jq Qb1 Rd1 S1= 20 + j17,638 MVA N 1 RB1 Với Rd1 = 8,29 (W) RB1 = 1,16 (W) R = Rd1 + RB1 =8,29 + 1,16 = 9,45 (W) Z1 = (avh + atc) ×k0 × Qb1 Z1 = ( 0,1 + 0,125) × 6000 × Qb1 = 1350Qb1 Z2 = 60 × 8760 × 0,005 × Qb1= 2628Qb1 Z3 = 60 × 3653,9 × (Q1-Qb1)21102 × R = 18,12 × R × (Q1-Qb1)2 Z = Z1 + Z2 + Z3 = 1350Qb1 + 2628Qb1 + 18,12 × R × (Q1-Qb1)2 ∂Z∂Qb1= 1350 + 2628 – 36,24 × R × (Q1-Qb1) =0 3978 – 36,24R(Q1-Qb1) =0 R(Q1-Qb1) = 109,77 Qb1 = Q1 – 109,779,45 = 17,638 -11,62 = 6,02 (MVA) Hệ số công suất tại nút 1 sau khi bù: tanφ1'= Q1-Qb1P1=17,638-6,0220=0,58 cosφ1'=cos(tan-1(0,58))=0,87 Phụ tải 2: Mạng điện hở có 1 phụ tải, đặt 2 máy biến áp, đường dây lộ kép p + jq Qb2 Rd2 S1= 22 + j17,650 MVA N 2 RB2 R2 S2= 24 + j15,5052 N 2 RB2 R2 S2= 24 + j15,5052 N 2 RB2 Với Rd2 = 6,9 (W) RB2 = 1,16 (W) R = Rd2 + RB2 =6,9 + 1,16 = 8,06 (W) Z1 = (avh + atc) ×k0 × Qb2 Z1 = ( 0,1 + 0,125) × 6000 × Qb2 = 1350Qb2 Z2 = 60 × 8760 × 0,005 × Qb2= 2628Qb2 Z3 = 60 × 3653,9 × (Q2-Qb2)21102 × R = 18,12 × R × (Q2-Qb2)2 Z = Z1 + Z2 + Z3 = 1350Qb2 + 2628Qb2 + 18,12 × R × (Q2-Qb2)2 ∂Z∂Qb2= 1350 + 2628 – 36,24 × R × (Q2-Qb2) =0 3978 – 36,24R(Q2-Qb2) =0 R(Q2-Qb2) = 109,77 Qb2 = Q2 – 109,778,06 = 17,650 -13,62 = 4,03 (MVA) Hệ số công suất tại nút 2 sau khi bù: tanφ2'= Q2-Qb2P2=17,650-4,0322=0,62 cosφ2'=cos(tan-1(0,62))=0,85 Khu vực phụ tải không liên tục Phụ tải 3: Mạng điện hở có 1 phụ tải, đặt 1 máy biến áp, đường dây đơn p + jq Qb3 Rd3 S1= 16 + j12 MVA N 3 RB3 Với Rd3 = 13,2 (W) RB3 = 2,32 (W) R = Rd3 + RB3 =13,2 + 2,32 = 15,52 (W) Z1 = (avh + atc) × k0 × Qb3 Z1 = ( 0,1 + 0,125) × 6000 × Qb3 = 1350Qb3 Z2 = 60 × 8760 × 0,005 × Qb3= 2628Qb3 Z3 = 60 × 3653,9 × (Q3-Qb3)21102 × R = 18,12 × R × (Q3-Qb3)2 Z = Z1 + Z2 + Z3 = 1350Qb3 + 2628Qb3 + 18,12 × R × (Q3-Qb3)2 ∂Z∂Qb3= 1350 + 2628 – 36,24 × R × (Q3-Qb3) =0 3978 – 36,24R(Q3-Qb3) =0 R(Q3-Qb3) = 109,77 Qb3 = Q3 – 109,7715,52 = 12 -7,07 = 4,93 (MVA) Hệ số công suất tại nút 3 sau khi bù tanφ3'= Q3-Qb3P3=12-4,9316=0,44 cosφ3'=cos(tan-1(0,44))=0,92 Phụ tải 4: Mạng điện hở có 1 phụ tải, đặt 1 máy biến áp, đường dây đơn. p + jq Qb4 Rd4 S1= 18 + j12,564 MVA N 4 RB4 Với Rd4 = 8,54 (W) RB4 = 2,32 (W) R = Rd4 + RB4 = 8,54 + 2,32 = 10,86 (W) Z1 = (avh + atc) × k0 × Qb4 Z1 = ( 0,1 + 0,125) × 6000 × Qb4 = 1350Qb4 Z2 = 60 × 8760 × 0,005 × Qb4= 2628Qb4 Z3 = 60 × 3653,9 × (Q4-Qb4)21102 × R = 18,12 × R × (Q4-Qb4)2 Z = Z1 + Z2 + Z3 = 1350Qb4 + 2628Qb4 + 18,12 × R × (Q4-Qb4)2 ∂Z∂Qb4= 1350 + 2628 – 36,24 × R × (Q4-Qb4) =0 3978 – 36,24R(Q4-Qb4) =0 R(Q4-Qb4) = 109,77 Qb4 = Q4 – 109,7710,86 = 12,564 -10,11 = 2,45 (MVA) Hệ số công suất tại nút 4 sau khi bù: tanφ4'= Q4-Qb4P4=12,564-2,4518=0,56 cosφ4'=cos(tan-1(0,51))=0,87 Bảng 14.1 Kết quả bù kinh tế Phụ tải P (MW) Q (MVAr) cos trước bù Qbù (MVAr) Q – Qbù (MVAr) cos sau bù 1 20 17,638 0,75 6,02 11,618 0,87 2 22 17,650 0,78 4,03 13,62 0,85 3 16 12 0,80 4,93 7,07 0,92 4 18 12,564 0,82 2,45 10,114 0,87 Tổng công suất bù kinh tế: 17,43 (MVAr) CHƯƠNG 15 TÍNH TOÁN CÂN BẰNG CHÍNH XÁC CÔNG SUẤT KHÁNG VÀ TÍNH TOÁN PHÂN BỐ THIẾT BỊ BÙ CƯỠNG BỨC MỤC ĐÍCH Nếu nguồn không phát đủ công suất phản kháng cần thiết thì phải bù thêm sự thiếu hụt công suất phản kháng ở các phụ tải nhưng phải có sự phân bố hợp lý các thiết bị bù. CÂN BẰNG CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG Tổng công suất yêu cầu phát lên tại thanh cái cao áp PycΣ+jQycΣ=ΣSi trong đó Si là công suất ở đầu các đoạn đường dây nối với nguồn ΣSi = 78,0031 + j42,9439 (MVA) Vì nguồn đủ cung cấp công suất tác dụng yêu cầu nên công suất tác dụng của nguồn là: PF = ΣPyc = 78,0031 (MW) Vì nguồn phát theo hệ số công suất quy định, nên công suất phản kháng do nguồn phát lên tại thanh cái cao áp: QF=PF×tan(cos-10,85) = 78,0031 × tan(cos-10,85)= 48,34 (MVAr) Ta thấy rằng: QF = 48,34 (MVAr) > QycΣ= 42,9439 (MVAr) Vì vậy mạng không cần phải đặt thêm thiết bị bù cưỡng bức: QF = 48,34 (MVAr) tanφF=QFPF=42,943978,0031=0,55 cosφ'=cos(tan-10,55)=0,88 Bảng 15.1 Tổng kết bù cưỡng bức ở các phụ tải Phụ tải P (MW) Q (MVAr) Cosφ trước bù Qb (MVAr) Q - Qb (MVAr) cosφ’ sau bù 1 20 11,618 0,87 0 11,618 0,87 2 22 13,62 0,85 0 13,62 0,85 3 16 7,07 0,92 0 7,07 0,92 4 18 10,114 0,87 0 10,114 0,87 CHƯƠNG 16 TÍNH TOÁN PHÂN BỐ CÔNG SUẤT TRONG MẠNG ĐIỆN MỞ ĐẦU Phần này tính toán chính xác phân bố công suất trong mạng điện lúc phụ tải cực đại, cực tiểu và sự cố. Kết quả tính toán bao gồm điện áp và góc lệch pha tại các nút, tổn thất công suất tác dụng và phản kháng trên đường dây và máy biến áp, tổng công suất kháng do điện dung đường dây sinh ra, tổng công suất tác dụng và phản kháng của nguồn tính từ thanh góp cao áp của nhà máy điện. Đây là kết quả của bài toán phân bố công suất xác lập trong mạng điện. TÍNH TOÁN PHÂN BỐ CÔNG SUẤT LÚC PHỤ TẢI CỰC ĐẠI Sơ đồ mạng điện Điện áp nguồn tại thanh cái cao áp lúc phụ tải cực đại là: Tỉ số máy biến áp: k = Uđm caoUkt ha = 1101,1.22 = 4,545 Điện áp phía hạ cho bởi: Uhạ=Uhạ quy về caok Độ lệch điện áp: %∆U=Uhạ-Uđm hạUđm hạ× 100% Bảng 16.1 Bảng tổng kết đường dây Đường dây Tổn thất công suất tác dụng DPL (MW) Tổn thất công suất phản kháng DQL (MVAr) N_1 0,3098 -2,3316 N_2 0,3322 -1,8592 N_3 0,2956 -1,0898 N_4 0,2768 -0,8698 Tổng 1,2144 -6,1504 Bảng 16.2 Bảng tổn thất công suất trong trạm biến áp Trạm biến áp DP (MW) DQ (MVAr) 1 0,1218 1,4438 2 0,1342 1,715 3 0,0911 1,3903 4 0,1148 1,9059 Tổng 0,4619 6,455 Bảng 16.3 Bảng kết quả điện áp lúc phụ tải cực đại Phụ tải Điện áp phía hạ áp quy về cao áp (kV) Điện áp phía hạ áp (kV) % độ lệch điện áp phía thứ cấp 1 110,85 24,39 10,86% 2 110,44 24,30 10,45% 3 109,4 24,07 9,41% 4 108,13 23,79 8,14% Hệ số công suất của nguồn: cosφ = cos (arctan()) = 0,884 TÍNH TOÁN PHÂN BỐ CÔNG SUẤT LÚC PHỤ TẢI CỰC TIỂU Tổng kết phụ tải Phụ tải (không tính tới bù công suất phản kháng tương ứng với mạng điện lúc phụ tải cực tiểu): Phụ tải : Pmin = 40% Pmax , Qmin =40%Qmax Bảng 16.4 Tổng kết phụ tải Phụ tải 1 2 3 4 Pmin (MW) 8 8,8 6,4 7,2 Qmin (MVAr) 7,055 7,06 4,8 5,03 Tính điện áp và tổn thất công suất Điện áp nguồn tại thanh cái cao áp lúc phụ tải cực tiểu là : Umin = 1,05 . Umin = 1,05 . 110 = 115,5 Tỉ số máy biến áp: k = Uđm caoUkt ha = 1101,05.22 = 4,762 Điện áp phía hạ cho bởi: Uhạ=Uhạ quy về caok Độ lệch điện áp: %∆U=Uhạ-Uđm hạUđm hạ× 100% Bảng 16.5 Bảng tổng kết đường dây Đường dây Tổn thất công suất tác dụng DPL (MW) Tổn thất công suất phản kháng DQL (MVAr) N_1 0,068 -2,358 N_2 0,0656 -1,9472 N_3 0,0627 -1,2873 N_4 0,0508 -1,0210 Tổng 0,2471 -6,6135 Bảng 16.6 Bảng tổn thất công suất trong trạm biến áp Trạm biến áp DP (MW) DQ (MVAr) 1 0,0818 0,6594 2 0,0832 0,688 3 0,0472 0,4715 4 0,0500 0,5293 Tổng 0,2622 2,3482 Bảng 16.7 Bảng kết quả điện áp lúc phụ tải cực tiểu Phụ tải Điện áp phía hạ áp quy về cao áp (kV) Điện áp phía hạ áp (kV) % độ lệch điện áp phía thứ cấp 1 112,76 23,68 7,64% 2 112,86 23,70 7,73% 3 111,72 23,46 6,64% 4 111,86 23,49 6,77% Hệ số công suất của nguồn: cosφ = cos (arctan()) = 0,843 TÍNH TOÁN PHÂN BỐ CÔNG SUẤT LÚC SỰ CỐ Điện áp nguồn tại thanh cái cao áp lúc sự cố là Tỉ số máy biến áp: k = Uđm caoUkt ha = 1101,1.22 = 4,545 Điện áp phía hạ cho bởi: Uhạ=Uhạ quy về caok Độ lệch điện áp: %∆U=Uhạ-Uđm hạUđm hạ×100% Sự cố trên dây N_1 và N_2 Bảng 16.8 Bảng tổng kết đường dây Đường dây Tổn thất công suất tác dụng DPL (MW) Tổn thất công suất phản kháng DQL (MVAr) N_1 0,6739 -0,6257 N_2 0,7122 -0,3681 Bảng 16.9 Bảng tổn thất công suất trong trạm biến áp Trạm biến áp DP (MW) DQ (MVAr) 1 0,1212 1,4818 2 0,1342 1,7584 Bảng 16.10 Bảng kết quả điện áp lúc sự số trên đường dây Phụ tải Điện áp phía hạ áp quy về cao áp (kV) Điện áp phía hạ áp (kV) % độ lệch điện áp phía thứ cấp 1 108,44 23,86 8,45% 2 108,17 23,80 8,18% Hệ số công suất của nguồn: cosφ = cos (arctan()) = 0,869 Sự cố trên máy biến áp Bảng 16.11 Bảng tổng kết đường dây Đường dây Tổn thất công suất tác dụng DPL (MW) Tổn thất công suất phản kháng DQL (MVAr) N_1 0,328 -2,2116 N_2 0,3548 -1,835 Bảng 16.12 Bảng tổn thất công suất trong trạm biến áp Trạm biến áp DP (MW) DQ (MVAr) 1 0,1346 2,3334 2 0,1621 2,9349 Bảng 16.13 Bảng kết quả điện áp lúc sự cố trên máy biến áp Phụ tải Điện áp phía hạ áp quy về cao áp (kV) Điện áp phía hạ áp (kV) % độ lệch điện áp phía thứ cấp 1 107,76 23,71 7,77% 2 106,76 23,49 6,77% Hệ số công suất của nguồn: cosφ = cos (arctan()) = 0,871 CHƯƠNG 17 ĐIỀU CHỈNH ĐIỆN ÁP TRONG MẠNG ĐIỆN MỞ ĐẦU Phụ tải làm việc ở những trạng thái khác nhau trong những khoảng thời gian khác nhau => điện áp ở đầu mỗi tải sẽ bị thay đổi. Để đảm bảo chất lượng điện áp cho từng phụ tải khi vận hành, trên MBA có các đầu phân áp giúp cho ta có thể điều áp dưới tải. Điều chỉnh điện áp tại phụ tải được áp dụng nhằm đảm bảo chất lượng điện áp như thay đổi điện áp vận hành, thay đổi đầu phân áp của máy biến áp thường và máy biến áp điều áp dưới tải… Trong phần này, ngoài đặt thiết bị bù, phân bố công suất hợp lý trong mạng điện, thay đổi đầu phân áp của máy biến áp việc điều chỉnh điện áp thanh cái cao áp của nguồn sẽ tính toán chọn đầu phân áp tại các trạm giảm áp nhằm đảm bảo điện áp tại thanh cái hạ áp trong phạm vi độ lệch cho phép. CHỌN ĐẦU PHÂN ÁP Đầu phân áp Upacao (KV) +10% (1+0,1)x110 = 121 +7.5% (1+0,075)x110 = 118,25 +5% (1+0,05)x110 = 115,5 +2,5% (1+0,025)x110 = 112,75 0% 110 -2,5% (1-0,025)x110 =107,25 -5% (1-0,05)x110 =104,5 -7.5% (1-0,075)x110 =101,75 -10% (1-0,1)x110 =99 CHỌN ĐẦU PHÂN ÁP CHO MÁY BIẾN ÁP TRONG CÁC TÌNH TRẠNG LÀM VIỆC CỦA MẠNG ĐIỆN Uđm cao / Uđm hạ = 110 kV/ 22kV Chọn điện áp yêu cầu phía hạ: Uyc hạ = 22 kV Điện áp lúc không tải: Ukt hạ = 1,05×Uđm hạ = 23,1 kV Đầu phân áp tính toán: Upa,tt=U'1×Ukt,haUha,yc U'1: điện áp phía hạ áp qui về cao áp Kiểm tra lại điện áp phía hạ áp sau khi chọn đầu phân áp:Uhạ=U'1×Ukt,haUpa,tc Upa,tc đầu phân áp tiêu chuẩn Chọn đầu phân áp cho máy biến áp trong tình trạng làm việc cực đại Bảng 17.1 Chọn đầu phân áp lúc phụ tải cực đại Trạm Điện áp phía hạ áp quy về cao áp Uhạ trước lúc chọn đầu phân áp Đầu phân áp chọn Uhạ sau khi chọn đầu phân áp % độ lệch sau điều chỉnh 1 110,85 24,39 +5% 22,17 0,77 2 110,44 24,30 +5% 22,09 0,41 3 109,4 24,07 +5% 21,88 -0,55 4 108,13 23,79 +2,5% 22,15 0,68 Chọn đầu phân áp cho máy biến áp trong tình trạng làm việc cực tiểu Bảng 17.2 Chọn đầu phân áp lúc phụ tải cực tiểu Trạm Điện áp phía hạ áp quy về cao áp Uhạ trước lúc chọn đầu phân áp Đầu phân áp chọn Uhạ sau khi chọn đầu phân áp % độ lệch sau điều chỉnh 1 112,76 23,68 +7,5% 22,03 0,14 2 112,86 23,70 +7,5% 22,05 0,23 3 111,72 23,46 +7,5% 21,82 -0,82 4 111,86 23,49 +7,5% 21,85 -0,68 Chọn đầu phân áp cho máy biến áp trong tình trạng làm việc đứt 1 lộ dây Bảng 17.3 Chọn đầu phân áp lúc sự cố đứt 1 lộ dây Trạm Điện áp phía hạ áp quy về cao áp Uhạ trước lúc chọn đầu phân áp Đầu phân áp chọn Uhạ sau khi chọn đầu phân áp % độ lệch sau điều chỉnh 1 108,44 23,86 +2,5% 22,22 1 2 108,17 23,80 +2,5% 22,16 0,73 Chọn đầu phân áp cho máy biến áp trong tình trạng làm việc bị sự cố 1 MBA Bảng 17.4 Chọn đầu phân áp lúc sự cố 1 MBA Trạm Điện áp phía hạ áp quy về cao áp Uhạ trước lúc chọn đầu phân áp Đầu phân áp chọn Uhạ sau khi chọn đầu phân áp % độ lệch sau điều chỉnh 1 107,76 23,71 +2,5% 22,08 0,36 2 106,76 23,49 +2,5% 21,87 -0,59 CHƯƠNG 18 TỔNG KẾT CÁC CHỈ TIÊU KINH TẾ KỸ THUẬT CỦA MẠNG ĐIỆN TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG Tính toán tổn thất điện năng tương ứng với tình trạng phụ tải cực đại Tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện được chia ra làm 2 phần: Tổn thất công suất trên đường dây: SDPL = 1,2144 (MW) Tổn thất công suất trong máy biến áp bao gồm: Tổn thất trong đồng: SDPCu = 0,4619 (MW) Tổn thất trong sắt: SDPFe = 0,198 (MW) Ngoài ra còn có thể kể thêm tổn thất công suất trong thiết bị bù: SDPbù =DP*SQbù = 0,00517,43 = 0,087 (MW) Tổn thất công suất tổng là: DPS = SDPL + SDPCu + SDPFe + SDPbù = 1,2144 + 0,4619+ 0,198 + 0,087 = 1,9613(MW) Tổn thất công suất tính theo % của toàn bộ phụ tải trong mạng: ∆PS%=∆PSPS×100%=1,961376×100%=2,58% trong đó PS: tồng công suất tác dụng của phụ tải Tổng tổn thất điện năng hàng năm trong mạng điện: chia ra làm 2 phần Tổn thất điện năng trong thép của máy biến áp: DAFe DAFe = (SDPFe) T = 0,198 8760 = 1734,48 (MWh/năm) Tổn thất điện năng trên đường dây và trong cuộn dây của máy biến áp Ta có: Tmax = 5218,42 (giờ/năm) τ =3653,9 (giờ/năm) (lấy từ chương 3) DAR = (SDPL+SDPCu) = (1,2144 + 0,4619) × 3653,9 = 6125,03 (MWh/năm) Ngoài ra, tổn thất điện năng trong thiết bị bù có thể được tính gần đúng như sau: DAbù =SDPbù Tmax = 0,087 5218,42 = 454,003 (MWh/năm) Tổn thất điện năng tổng trong mạng điện: DAS = DAFe + DAR + DAbù = 1734,48 + 6125,03 + 454,003 =8313,513 (MWh/năm) Tổn thất điện năng tổng tính theo % của tổng điện năng cung cấp cho phụ tải: AS=PS×Tmax=76×5218,42 = 396599,92 (MWh/năm) ∆AS%=∆ASAS×100%=8313,513396599,92×100%=2,1% TÍNH TOÁN GIÁ THÀNH TẢI ĐIỆN Tính phí tổn vận hành hàng năm của mạng điện: Trong đó: : hệ số vận hành của đường dây, cột bê tông cốt thép lấy avh(L) = 0,04 : hệ số vận hành của trạm biến áp lấy từ 0,1 ÷ 0,14 KL : tổng vốn đầu tư xây dựng đường dây KT: tổng vốn đầu tư xây dựng trạm biến áp DAS : tổng tổn thất điện năng trong toàn mạng điện c : giá tiền 1 KWh điện năng tổn thất c = 0,06 $ /KWh. VỐN ĐẦU TƯ XÂY DỰNG TRẠM BIẾN ÁP Phụ tải Số lượng MBA Công suất MBA (MVA) Tiền đầu tư 103($) 1 2 25 760 2 2 25 760 3 1 25 380 4 1 25 380 Tổng 6 100 2280 Tổng vốn đầu tư xây dựng trạm biến áp: KT = 2280×103 ($) Phí tổn vận hành hàng năm của mạng điện: Y = 0,04 × (2120,526 + 1573,964)×103 + 0,1 × 2280×103 + 0,06 × 8313,513 = 376,28×103 ($/năm) Giá thành tải điện của mạng điện cho 1 KWh điện năng đến phụ tải là: β=YAS=376,28×103396599,92=0,95 ($/KWh) Giá thành xây dựng mạng điện cho 1 MW công suất phụ tải cực đại: k=KSPS=KL+KTPS=(2120,526 + 1573,964+2280)×10376= 78611,71 ($/MW) LẬP BẢNG CÁC CHỈ TIÊU KINH TẾ KỸ THUẬT Bảng 18.1 Các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật Thứ tự Các chỉ tiêu Đơn vị Trị số Ghi chú 1 Độ lệch điện áp lớn nhất % 10,86 Phụ tải 1 2 Độ lệch điện áp lớn nhất lúc sự cố % 8,45 Phụ tải 1 3 Tổng độ dài đường dây km 137,68 4 Tổng công suất các trạm biến áp MVA 150 5 Tổng công suất kháng do điện dung đường dây sinh ra MVAr 6,52 6 Tổng dung lượng bù MVAr 17,43 7 Vốn đầu tư đường dây 106 $ 3,69 8 Vốn đầu tư trạm biến áp 106 $ 2,280 9 Tổng phụ tải max, PS MW 76 10 Điện năng tải hàng năm, AS MWh 396599,92 11 Tổng tổn thất công suất ∆PS MW 1,9613 12 Tổng tổn thất công suất ∆PS% % 2,58% 13 Tổng tổn thất điện năng ∆AS MWh 8313,513 14 Tổng tổn thất điện năng ∆AS% % 2,1% 15 Giá thành xây dựng mạng điện cho 1 MW phụ tải, k 103 $/MW 78611,71 16 Phí tổn kim loại màu Tấn 201,989 17 Giá thành tải điện, b $/kWh 0,95 18 Phí tổn vận hành hàng năm, Y $ 376,28×103 TÀI LIỆU THAM KHẢO Huỳnh Nhơn, Thiết kế nhà máy điện và trạm biến áp, Nhà xuất bản Đại học Quốc Gia TP.HCM (2011) Hồ Văn Hiến, Hướng dẫn đồ án môn học điện 1 Thiết kế mạng điện, Nhà xuất bản Đại học Quốc Gia TP.HCM (2009)