Thiết kế mạng lưới điện khu vực gồm một nguồn điện và một số phụ tải khu vực

LỜI NÓI ĐẦU Điện năng là một nguồn năng lượng quan trọng của hệ thống năng lượng quốc gia, nó được sử dụng rộng rãi trên hầu hết các lĩnh vực như: sản xuất kinh tế, đời sống sinh hoạt, nghiên cứu khoa học… Hiện nay nước ta đang phát triển theo hướng công nghiệp hóa, hiện đại hóa, nên nhu cầu về điện năng đòi hỏi ngày càng cao về số lượng cũng như chất lượng. Để đáp ứng được về số lượng thì ngành điện nói chung phải có kế hoạch tìm và khai thác tốt các nguồn năng lượng có thể biến đổi chúng thành điện năng.Mặt khác, để đảm bảo về chất lượng có điện năng cần phải xây dựng hệ thống truyền tải, phân phối điện năng hiện đại, có phương thức vận hành tối ưu nhất đảm bảo các yêu cầu về kỹ thuật cũng như kinh tế. Xuất phát từ điều đó, bên cạnh những kiến thức giảng dạy trên giảng đường, mỗi sinh viên ngành Hệ thống điện đều được giao đồ án môn học về thiết kế điện cho mạng điện khu vực. Quá trình thực hiện đồ án giúp chúng ta hiểu biết tổng quan nhất về mạng lưới điện khu vực, hiểu biết hơn về những nguyên tắc chủ yếu để xây dựng hệ thống điện như xác định hướng và các thông số của các đường dây, chọn hệ thống điện áp cho mạng điện chính…những nguyên tắc tổ chức và điều khiển hệ thống, tổng vốn đầu tư và các nguồn nguyên vật liệu để phát triển năng lượng … Chúng em xin chân thành cảm ơn đến thầy Phạm Văn Hòa, cùng toàn thể các thầy cô trong khoa Hệ thống Điện đã tận tình hướng dẫn chúng em hoàn thành bản đồ án. Hà Nội, ngày 20 tháng 4 năm 2012. SINH VIÊN Trịnh Quốc Việt THIẾT KẾ MẠNG LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC GỒM MỘT NGUỒN ĐIỆN VÀ MỘT SỐ PHỤ TẢI KHU VỰC CHƯƠNG I: PHÂN TÍCH NGUỒN VÀ PHỤ TẢI ********* I – SƠ ĐỒ ĐỊA LÝ: 1.1. Những số liệu nguồn cung cấp. Nguồn có công suất vô cùng lớn. 1.2. Những số liệu về phụ tải. Trong hệ thống điện thiết kế gồm 6 phụ tải ( từ phụ tải 1 đến phụ tải 6). + Trong đó có phụ tải I và IV thuộc hộ loại I + Trong đó có phụ tải II và V thuộc hộ loại II + Trong đó có phụ tải III và VI thuộc hộ loại III Số liệu tính toán của các phụ tải cho trong bảng dưới đây Phụ tải Thuộc hộ loại Min Max cosφ P(MW) Q(MVAr) S(MVA) P(MW) Q(MVAr) S(MVA) 0.85 1 I 14 8.68 14+j8.68 20 12.39 20+j12.39 2 II 14 8.68 14+j8.68 20 12.39 20+j12.39 3 III 21 13.01 21+j13.1 30 18.59 30+j18.59 4 I 24.5 15.18 24.5+j15.18 35 21.69 35+j21.69 5 II 10.5 6.5 10.5+j6.5 15 9.3 15+j9.3 6 III 28 17.4 28+j17.4 40 24.79 40+j24.79 ∑ 112 69.45 112+j69.45 160 99.15 160+j99.15 Trong đó: Công suất tiêu thụ của các phụ tải khác nhau, công suất tiêu thụ cực tiểu bằng 70 % tải cực đại. Pmin = 70%.Pmax. Smax = Pmax+ jQmax. Smin= Pmin+jQmin. Tmax= 5000h (thời gian sử dụng công suất cực đại). II- Phân tích nguồn và phụ tải 2.1 Nguồn điện Ta sử dụng nguồn có công suất vô cùng lớn: - Nguồn công suất vô cùng lớn là nguồn có điện áp đầu cực không thay đổi về biên độ dù có xảy ra sự cố gì sau nó - Công suất nguồn lớn (5÷7) lần công suất tải. 2.2 Phụ tải - Các hộ phụ tải loại I,II là những hộ quan trọng, vì vậy phải dự phòng chắc chắn. Mỗi phụ tải phải được cấp điện bằng một lộ đường dây kép và hai máy biến áp làm việc song song để đảm bảo cấp điện liên tục cũng như đảm bảo chất lượng điện năng ở một chế độ vận hành. Khi ngừng cấp điện có thể làm hỏng sản phẩm, hư hại thiết bị gây ảnh hưởng lớn đến hoạt động của phụ tải. - Các hộ phụ tải loại III là các hộ phụ tải ít quan trọng hơn nên để giảm chi phí đầu tư ta chỉ cần cấp điện bằng một đường dây đơn và một máy biến áp. - Yêu cầu điều chỉnh điện áp. Các phụ tải có yêu cầu điều chỉnh điện áp thường nên phạm vi chỉnh điện áp ở chế độ cực đại, cực tiểu, sự cố là: -2,5% Uđm. ≤ du% ≤ +10% Uđm. - Tất cả các phụ tải đều có điện áp hạ như nhau là 22 kV, hệ số công suất của các hộ đều cosj = 0.85. III- Cân bằng công suất trong hệ thống điện 1.Cân bằng công suất tác dụng Trong trường hợp trạm biến áp cấp điện cho các phụ tải khu vực thì công suất trạm Ptrạm chỉ có cấp công suất cho các phụ tải cộng them tổn thất trong lưới,phần tự dùng của trạm là không đáng kể,còn công suất dự phòng là không xét vì đây chỉ là cấp điện nội bộ khu vực. Do vậy : Ptrạm = m∑Ppt + ∑∆P Trong đó: Ptrạm – Công suất tác dụng trạm biến áp ; ∑Ppt - Tổng công suất tác dụng các phụ tải ở chế độ cực đại; m – Hệ số đồng thời xuất hiện các phụ tải cực đại ( với m = 1 ) ∑∆P – Tổng tổn thất công suất tác dụng trên đường dây và máy biến á,có thể tính gần đúng bằng 5% của m∑Ppt; -Từ đó ta có : m∑Ppt = 160 MW; ∑∆P= 5%.160= 8 MW Ptrạm = m∑Ppt +∑∆P = 160 + 8 = 168 MW 2.Cân bằng công suất phản kháng Phương trình cân bằng công suất phản kháng trong trường hợp này như sau: Qtrạm + = m∑Qpt + ∑∆QB (1.6) Trong đó : Qtrạm – Công suất phản kháng của trạm biến áp; (Qtrạm= tgφtrạm.Ptrạm , tgφtrạm = , cosφtrạm là hệ số công suất trạm biến áp,thường lấy khoảng 0,85 ); - Tổng công suất bù sơ bộ ∑Qpt – Tổng công suất phản kháng phụ tải ; ∑∆QB – Tổng tổn thất công suất phản kháng trong máy biến áp ,có giá trị khoảng 15% của m∑Qpt ; -Từ đó ta có : tgφtrạm = = 0,62 ; Qtrạm = 0,62.168 = 104,16 ∑Qpt = ∑Qmax ; ∑∆QB = 15%* ∑Qmax = 0,15 . 99,15 = 14,873 = (∑Qmax + ∑∆QB ) - Qtrạm = ( 168 +14,873 ) – 104,16 = 78,713 Vậy cần bù công suất phản kháng là = 78,713 CHƯƠNG II: DỰ KIẾN CÁC PHƯƠNG ÁN, TÍNH TOÁN SƠ BỘ LỰA CHỌN PHƯƠNG ÁN ********* 2.1 Chọn điện áp định mức cho lưới điện Chọn điện áp tối ưu theo công thức kinh nghiệm: Ui = 4,34. ( kW, km, MW)- đối với lộ đơn. `Ui= 4,34. (kW, km, MW)- đối với lộ kép. Trong đó: Ui - điện áp đường dây thứ i (kV). li - khoảng cách từ nguồn đến phụ tải thứ i ( km). Pi - công suất lớn nhất trên đường dây thứ i(MW). Ta có bảng số liệu: Phụ tải Smax(MVA) Pmax(MW) li (km) Ui (kV) U đm (kV) 1 20+j12.39 20 3,605 78,072 110 2 20+j12.39 20 41,23 78,12 3 30+18.59 30 5,831 95,660 4 35+21.69 35 31,622 102,97 5 15+j9.3 15 31,622 67,653 6 40+j24.79 40 22,36 109,966 Từ bảng số liệu trên ta thấy rằng điện áp tải điện trong khoảng (78-110) chọn điện áp định mức cho mạng điện là Uđm = 110kV. 2.2 Dự kiến các phương án nối dây. Mạng điện thiết kế gồm 1 nguồn điện và 6 phụ tải, trong đó có 2 phụ tải loại I , 2 phụ tải loại II , 2 phụ tải loại III. Các phương án nối dây dựa vào các yếu tố sau: + Vị trí nguồn và phụ tải. + Đảm bảo chất lượng điện năng, kinh tế. + Đảm bảo vận hành an toàn, tin cậy và linh hoạt. Ta có thể đưa ra các phương án như sau: Phương án I: Phương án II: Phương án III: Phương án IV: Phương án V: 2.3 Tính toán chọn tiết diện dây dẫn Do mạng điện thiết kế có Uđm =110kV. Tiết diện dây dẫn thường được chọn theo phương pháp mật độ kinh tế của dòng điện Jkt. Fkt =. (*) Với Imax là dòng điện cực đại trên đường dây trong chế độ làm việc bình thường, được xác định theo công thức: Imax = = Trong đó : Jkt - mật độ kinh tế của dòng điện. Uđm - điện áp định mức của dòng điện. (kV) Smaxi - công suất trên đường dây thứ i khi phụ tải cực đại.(MVA) n - số lộ đường dây. Ta sử dụng dây nhôm lõi thép để truyền tải với thời gian sử dụng công suất cực đại của phụ tải là 5000h. ta có mật độ kinh tế của dòng điện Jkt = 1,1 A/mm2 . Dựa vào tiết diện dây dẫn tính theo công thức (*), tiết hành chọn tiết diện tiêu chuẩn gần nhất và kiểm tra các điều kiện về sự tạo thành vầng quang. Độ bền cơ về đường dây và điều kiện pháp nóng của dây dẫn. * Kiểm tra điều kiện vầng quang. Theo điều kiện, tiết diện dây dẫn không được nhỏ hơn trị số cho phép đối với mỗi cấp điện áp. Với cấp điện áp 110kV, để không xuất hiện vầng quang tiết diện dây dẫn tối thiểu được phép là 70mm2 . * Kiểm tra phát nóng dây dẫn. Theo điều kiện: Isc max < k. Icp. Trong đó : Icp - dòng điện cho phép của dây dẫn, nó phụ thuộc vào bản chất và tiết diện của dây. k - hệ số quy đổi theo nhiệt độ Khc = 0.8 ứng với nhiệt độ là 25oc. Đối với đường dây kép : Isc max = 2.Ibt max < 0.8 Icp. Đối với đường dây đơn khi có sự cố sẽ dẫn đến mất điện. 2.4 Tiêu chuẩn tổn thất điện áp Các mạng điện 1 cấp điện áp đạt tiêu chuẩn kĩ thuật nếu trong chế độ phụ tải cực đại các tổn thất điện áp lớn nhất trong chế độ làm việc bình thường và chế độ sự cố nằm trong khoảng sau đây: Đối với những mạng điện phức tạp (mạng điện kín), có thế chấp nhận tổn thất điện áp lớn nhất trong chế độ phụ tải cực đại và chế độ sự cố nằm trong khoảng: Trong đó DUbt Max , DUsc Max là tổn thất điện áp lúc bình thường và lúc sự cố nặng nề nhất. Ta tính tổn thất theo công thức: DUi (%) = % Pi ,Qi là công suất tác dụng và công suất phản kháng trên đường dây thứ i (MW, MVAr). Ri, Xi là điện trở tác dụng và điện kháng của đường dây thứ i(). 2.5 Tính toán cụ thể từng phương án Phương án I Sơ đồ : Lựa chọn tiết diện dây dẫn a - Đoạn đường dây N-1 Chọn tiết diện dây dẫn. Imax N-1 = = .103= 61,74 (A) Fkt = = = 56,129 Chọn dây dẫn loại AC-70 ,có tiết diện chuẩn là 70mm2 và dòng điện cho phép Icp=265A. - Kiểm tra theo điều kiện vầng quang: dây dẫn đã chọn có: Ftc=70mm2 70 mm2 ( thỏa mãn điều kiện). - Kiểm tra theo điều kiện phát nóng: vì đoạn N-1 là đường dây kép nên khi hỏng một đường thì đường còn lại vẫn phải làm việc bình thường. Do đó dòng điện trong chế độ sự cố phải nhỏ hơn hệ số k nhân với dòng điện cho phép của dây dẫn: Isc = 2.Ibt max = 2.61,74 = 123,48 (A) Isc < 0,8.Icp = 212A ( thỏa mãn điều kiện ). Kiểm tra tổn thất điện áp trên đường dây. Với loại đường dây AC- 70 ta có: ro=0.46/km, xo=0,44/km Điện trở và điện kháng đường dây : R=ro.l =0,46.36,05=8,292 (). X =xo .l =0,44.36,05=7,931(). - Tổn thất điện áp ở chế độ bình thường : DU1bt % ==2,183% - Tổn thất điện áp ở chế độ sự cố : DU1sc % =2. DU1bt % = 2. 2,183 % = 4,365 % b - Đoạn đường dây N-6 Chọn tiết diện dây dẫn: Imax = =.103 =246,995 (A) Fkt = = 224,541 Chọn dây dẫn loại AC-300 có tiết diện chuẩn là 300mm2 và dòng điện cho phép Icp= 690A. - Kiểm tra theo điều kiện vầng quang: dây dẫn đã chọn có: Ftc=300mm2 > 70 mm2 ( thỏa mãn điều kiện). - Kiểm tra theo điều kiện phát nóng : vì đoạn N-6 là đường dây đơn nên khi xảy ra sự có sẽ dẫn đến mất điện, không tính đến Isc. Kiểm tra tổn thất điện áp trên đường dây. Với loại đường dây AC- 300 ta có: ro=0.108/km, xo=0.392/km Điện trở và điện kháng đường dây : R=ro.l =1.0,108.22,36= 2,414 (). X =xo .l =.0,392.22,36=8,765 ().. - Tổn thất điện áp ở chế độ bình thường DU1bt % = = 5,188% Không tính đến tổn thất điện áp ở chế độ sự cố . Các đoạn dây còn lại tính tương tự, ta có các bảng số liệu tính toán. Bảng chọn tiết diện dây dẫn  đoạnđường dây số lộ l(km) Smax(MVA) Imax (A) Fkt Loại dây ro () xo () N-1 2 36,05  20+j12.39 61,741 56,129 AC-70 0,46 0,44 N-2 2 41,23 20+j12.39 61,741 56,129 AC-70 0,46 0,44 N-3 1 58,31 30+18.59 185,2396 168,4 AC-185 0,17 0,409 N-4 2 31,622 35+21.69 108,059 98,235 AC-95 0,33 0,429 N-5 2 31,622 15+j9.3 46,31 42,106 AC-70 0,46 0,44 N-6 1  22,36 40+j24.79 246,9954 224,541 AC-300 0,108 0,392 Bảng kiểm tra điều kiện phát nóng của dây dẫn Đoạn đường dây Imax Isc k,Icp(A) N-1 61,741 123,484 212 N-2 61,741 123,848 212 N-3 185,2396 370,479 408 N-4 108,059 216,117 264 N-5 46,316 92,633 212 N-6 246,9954 493,991 552 Theo số liệu tính toán bảng trên,các dây dẫn đã chọn thỏa mãn điều kiện phát nóng. Bảng tính tổn thất điện áp Đoạn đường dây R() X() DUbt% DUsc% N-1 8,2 7,9 2,183 7,93 N-2 8,2 7,9 2,183 7,93 N-3 9,91 23,848 6,122 N-4 5,22 6,78 2,725 6,78 N-5 5,22 6,78 1,138 6,78 N-6 2,41 8,76 2,59 Theo bảng trên ta thấy: DUbt max%= 6,122 < 10% DUscmax% = 7,93 < 20% (thỏa mãn điều kiện) Vậy phương án I đạt yêu cầu kĩ thuật. Phương án V 1. Sơ đồ : 2. Lựa chọn tiết diện dây dẫn Ở phương án này các phụ tải 3 và 4 nối với nhau thành mạch kín. Các phụ tải còn lại được tính giống phương án I. Ta chỉ tính toán đoạn mạch kín N-3-4-N. * Tính phân công suất trên đoạn đường dây. Giả sử các đường dây có cùng tiết diện, mạch điện đồng nhất ,ta có : - Công suất trên đoạn N-4. N-4= = 41,51+j25,722 (MVA). Công suất trên đoạn N-3. N-3 = 4+ 3 - N-4 = (35+j21,69)+(30+j18,59)-(41,51+j25,722) = 23,49+14,558 (MVA). Công suất trên đoạn 3-4. 3-4 = 3-N-3 =(30+j18,59)- (23,49+j14,558) = 6,51+j4,002 (MVA). a - Đoạn đường dâyN-4 Chọn tiết diện dây dẫn. Imax = = = .103=108,059 (A) Fkt = . = = 98,235 Chọn dây dẫn loại AC- 240 ,có tiết diện chuẩn là 240mm2 và dòng điện cho phép Icp=605A. - Kiểm tra theo điều kiện vầng quang: dây dẫn đã chọn có: Ftc=240mm2 > 70 mm2 ( thỏa mãn điều kiện). - Kiểm tra theo điều kiện phát nóng : đối với đường dây N-4 có 2 trường hợp vận hành sự cố : + trường hợp sự cố đoạn 4-3 + trường hợp sự cố đoạn N-3 Khi có sự cố đoạn N-3,công suất chạy trên đoạn còn lại là = =(30+j18,59)+(35+j21,69)=65+j40,28 (MVA) IscN-4 = ==401,357 A Isc N-4= 401,357 A < 0,8Icp(thỏa mãn điều kiện) b- Đoạn đường dây N-3 Imax ==194.302 A Fkt = . = =176.638 Chọn dây dẫn AC-240, Icp=605A - Kiểm tra theo điều kiện vầng quang: dây dẫn đã chọn có: Ftc=240mm2 >70 mm2 ( thỏa mãn điều kiện). - Kiểm tra theo điều kiện phát nóng : đối với đường dây N-3 có 2 trường hợp vận hành sự cố : + trường hợp sự cố đoạn 4-3 + trường hợp sự cố đoạn N-4 Khi có sự cố đoạn N-4,công suất chạy trên đoạn còn lại là: = =65+j40,28 (MVA) IscN-3 = IscN-4 =401,357 A Isc N-3= 401,357 < 0,8 Icp(thỏa mãn điều kiện) c- Đoạn đường dây 3-4 Imax ==40,158 A Fkt = . = = 36,507 Tiết diện tối thiểu cho cấp điện áp 110 kV là 70 mm2 .Chọn dây dẫn AC-70 để thỏa mãn điều kiện vầng quang với Icp=265A Kiểm tra theo điều kiện phát nóng : với đường dây này có 2 TH vận hành sự cố + trường hợp sự cố đoạn N-3 + trường hợp sự cố đoạn N-4 Sự cố đường dây N-4 nguy hiểm hơn do phụ tải của nó lớn hơn Isc = =108,0259 A < 0,8Icp Các đoạn đường dây còn lại được chọn ở phương án I , ta có bảng số liệu sau Đoạn đườngdây số lộ l (km) Smax (MVA) Imax (A) Fkt Loại dây ro () xo () N-1 2 36,05 20+j12.39 61,741 56,129 AC-70 0,46 0,44 N-2 2 41,23 20+j12.39 61,741 56,129 AC-70 0,46 0,44 N-3 1 58,31 30+18.59 185,2396 168,4 AC-240 0,17 0,409 N-4 1 31,622 35+21.69 216,118 196,47 AC-240 0,131 0,401 N-5 2 31,622 15+j9.3 46,31 42,106 AC-70 0,46 0,44 N-6 1 22,360 40+j24.79 246,9954 224,541 AC-300 0,108 0,392 3-4 1 28,284 6,51+j4,002 40,109 36,462 AC- 70 0,46 0,44 Bảng kiểm tra điều kiện phát nóng của dây dẫn Đoạn đường dây Imax Isc k,Icp(A) N-1 61,741 123,484 212 N-2 61,741 12,484 212 N-3 185,2396 370 484 N-4 216,118 432,235 484 N-5 46,31 92,633 212 N-6 246,9954 493,991 552 3-4 40,109  80,217 212 Theo số liệu tính toán bảng trên ,các dây dẫn đã chọn thỏa mãn điều kiện phát nóng. Kiểm tra tổn thất điện áp trên đường dây Tính tổn thất điện áp trên đoạn đường dây kín N-3-4-N Loại AC-240 có ro=0,131/km, xo=0,401/km - Điện trở điện kháng đường dây N-3 R=ro.l = 1. 0,131. 58,31=7,638(). X =xo .l =1. 0,401. 58,31= 23,382().. - Điện trở điện kháng đường dây N-4 R=ro.l = 1.0,131. 31,622=4,142(). X =xo .l =1. 0,401. 31,622= 12,68(). Loại AC-70 có ro=0,33/km, xo=0.429/km - Điện trở điện kháng đường dây 3-4 R=ro.l = 1.0,46. 28,284=13,011(). X =xo .l =1. 0,44.28,284= 12,445(). * Tổn thất điện áp lúc bình thường: Xét đoạn N-3: DUbtN-3% = = Trên đoạn N-4: DUbtN-4% = = Xét đoạn 3-4 DUbt3-4% = == 1,112% * Chế độ làm việc sự cố Ở chế độ làm việc sự cố chỉ xét trường hợp nặng lề nhất , đó là sự cố đoạn đường dây từ nguồn đến điểm phân bố công suất Trường hợp sự cố trên đoạn N-3 : DUscN-4-3% = = =11,914% Trường hợp sự cố trên đoạn N-4 : DUscN-3-4% = = =17,883% Bảng tính tổn thất điện áp Đoạn đường dây R() X() DUbt % DUsc% N-1 8,2 7,9 2,183 7,93 N-2 5,56 0,87 1,885 8,72 N-3 7,638 23,382 4,302 11,914 N-4 4,142 12,68 4,329 17,883 N-5 6,11 18,71 5,73 17,9 N-6 6,12 9,59 3,91 3-4 13,011 12,445 1,112 Theo bảng trên ta thất tổn thất điện áp lớn nhất trên đoạn đường dây kín N-3-4 DUbt max%=4,329 < 10% DUsc max% =17,883 < 20% (thỏa mãn điều kiện) Vậy phương án 5 đạt yêu cầu kĩ thuật. Bảng tổng kết tổn thất điện áp của 2 phương án Phương án DUbt % DUsc% 1 6,122 8,72 2 4,329 17,883 2.6 Tính toán so sánh các phương án về kinh tế Để so sánh về mặt kinh tế ta sử dụng hàm chi phí tinh toán hàng năm: Z = (atc + avh).K + DA.C (1) Trong đó : Z: là hàm chi phí tổn thất hàng năm (đồng). atc : hệ số thu hồi vốn tiêu chuẩn, = = 0,125 Ttc: thời gian tiêu chuẩn thu hồi vốn đầu tư avh: hệ số khấu hao hao mòn thiết bị ,ở đây lấy avh = 4% =0,04 K: vốn đầu tư xây dựng đường dây K = x.SK0i.li = SKi K0i: chi phí cho 1 đường dây nhánh thứ i, tiết diện Fi. li: chiều dài chuyên tải thứ i ,(km) Với đường dây đơn x= 1, đường dây kép x=1,6 DA: tổn thất điện năng , (kWh) DA = SDPmax.t =t DP: tổn thất công suất toàn hệ thống khi phụ tải cực đại, (kW) t: thời gian tổn thất lớn nhất phụ thuộc vào phụ tải và tính chất của phụ tải được tính bằng công thức: t = (0,124 + Tmax.10-4)2.8760 (h) Với Tmax: thời gian sử dụng phụ tải lớn nhất và lấy bằng Tmax = 5000 h t = (0,124 + 5000.10-4)2.8760 = 3411 (h) C: giá điện năng tổn thất, C = 700đ/1kWh. Giá dây dẫn: Loại dây AC-70 AC-95 AC-120 AC-150 AC-185 AC-240 AC-300 Giá (106 đ/ km) 405 489 534 615 683 772 969 Tính toán cụ thể như sau: a. Phương án 1 Đường dây Số lộ li(km) Loại dây x Koi(106đ) Ki(106 đ) Pi (MV) Qi (MVr) Ri () DPi (MV) N-1 2 36,05 AC-70 1,6 405 23360,4 20 12,39 8,2 0,375 N-2 2 41,23 AC-70 1,6 405 26717,04 20 18,59 5,56 0,343 N-3 1 58,31 AC-185 1 683 39825,73 30 21,69 9,91 1,122 N-4 2 31,622 AC-95 1,6 489 24741,05 35 25,97 5,22 0,819 N-5 2 31,622 AC-70 1,6 405 20491,06 15 9,3 5,22 0,134 N-6 1 22,36 AC-300 1 969 21666,84 40 24,79 2,41 0,441 Tổng 156802,1 3,235 Từ phương pháp tính ở trên ta lập được bảng số liệu sau: Tổng vốn đầu tư xây dựng đường dây : SKi = 156802,1 .106(đ) Tổng tổn thất công suất toàn hệ thống : SDPmax =3,235 (MW) Tổng tổn thất điện năng : DA =SDPmax . t = 3,235. 3411 =11034,6(MWh) Theo công thức (1) hàm chi phí tính toán: Z=(0,125+0,04). 156802,1.106 +11034,6.700.103 =3,36.1010(đ) b. Phương án 2 bảng số liệu tính toán Đường dây Số lộ li(km) Loại dây x Koi(106đ) Ki(106 đ) Pi (MV) Qi (MVr) Ri () DPi (MV) N-1 2 36,05 AC-70 1,6 405 23360,4 20 12,39 8,2 0,375 N-2 2 41,23 AC-70 1,6 405 26717,04 20 18,59 5,56 0,343 N-3 1 58,31 AC-240 1 772 45015,32 30 21,69 9,91 1,122 N-4 1 31,622 AC-240 1 772 39059,49 35 25,97 5,22 0,819 N-5 2 31,622 AC-70 1,6 405 20491,06 15 9,3 5,22 0,134 N-6 1 22,360 AC-300 1 969 21666,84 40 24,79 2,41 0,441 3-4 1 28,284 AC- 70 1 405 11455,02 6,51 4,002 13,011 0,063 Tổng 187765,2 3,298 Tổng vốn đầu tư xây dựng đường dây SKi = 187765,2.106 (đ) Tổng tổn thất công suốt toàn hệ thống : SDPmax =3,298(MW) Tổng tổn thất điện năng: DA =SDPmax . t = 3,298. 3411 =11248,8(MWh) Theo công thức (1) hàm chi phí tính toán: Z=(0,125+0,04). 187765,2.106+11248,8.700.103 = 3,89.1010(đ). Bảng tổng kết tính toán các chỉ tiêu kinh tế, kĩ thuật của các phương án Phương án DUbt% DUsc % K (106 đ) Z (1010đ) I 6,122 8,72 156802,4 3,36 II 4,329 17,883 187765,2 3,89 Kết luận: phương án I là phương án tối ưu nhất đảm bảo về kinh tế và kĩ thuật.mặt khác phương án đó là phương án đơn giản cả về sơ đồ nối dây cũng như về bố trí thiết bị bảo vệ rơle,máy biến áp, máy cắt…các phụ tải không liên quan đến nhau,nên khi có sự cố ở một phụ tải sẽ không ảnh hưởng đến các phụ tải khác,Vì vậy phương án I là phương án tối ưu nhất. CHƯƠNG III : TÍNH TOÁN LỰA CHỌN MÁY BIẾN ÁP BỐ TRÍ KHÍ CỤ VÀ THIẾT BỊ TRÊN SƠ ĐỒ NỐI ĐIỆN CHÍNH ********* 3.1 Tính toán chọn công suất, số lượng ,loại máy biến áp 3.1.1 Tính toán chọn công suất định mức, số lượng máy biến áp cho phụ tải Tất cả các phụ tải trong hệ thống bao gồm hộ loại I , II và hộ loại III vì vậy để đảm bảo cung cấp điện cho các phụ tải này ta cần đặt 2 máy biến áp đối với hộ loại I,II và 1 máy biến áp đối với hộ loại III . Đối với phụ tải loại III, TBA(trạm biến áp) có 1 MBA(máy biến áp) SđmB ≥ Smax Phụ tải loại I,II TBA có 2 MBA làm việc song song SđmB ≥ Với k: hệ số quá tải sự cố, lấy k =1,4. a- Phụ tải 1 Ta có : P1= 20 (MW) , cosj1= 0,85 S1max= = 23,529(MVA) S1B³ = 16,807 (MVA) Þ Chọn 2 MBA có công suất định mức là Sđm =25(MVA). b- Phụ tải 6 P1= 40 (MW) , cosj1= 0,85 S1max= = 47,058 (MVA) S1B³ 47,058 (MVA) Þ Chọn 1 MBA có công suất định mức là Sđm =63(MVA). Các phụ tải 2,3,4,5 tính và chọn tương tự như phụ tải 1,ta có bảng số liệu sau Phụ tải Thuộc hộ loại Simax(MW) cosj Simax(MVA) SiđmB(MVA) 1 I 20 0,85 23,529 25 2 II 20 0,85 23,529 25 3 III 30 0,85 35,294 40 4 I 35 0,85 41,476 32 5 II 15 0,85 17,647 16 6 III 40 0,85 47,058 63 3.1.2 Chọn loại MBA phụ tải số lộ Loại máy Biến áp Số liệu kĩ thuật Số liệu tính toán Uđm (kV) Un (%) DPn (kW) DP0 (kW) I0 (%) R X DQo Cao Hạ () () kVAr 1 2 TPDH 25000/110 115 22 10,5 120 29 0,8 2,54 55,9 200 2 2 TPDH 25000/110 115 22 10,5 120 29 0,8 2,54 55,9 200 3 1 TPDH 40000/110 115 22 10,5 175 42 0,7 1,44 34,8 280 4 2 TPDH 32000/110 115 22 10,5 145 35 075 1,87 43,5 240 5 2 TPDH 16000/110 115 22 10,5 85 21 0,85 4,38 87,7 136 6 1 TPDH 63000/110 115 22 10,5 260 59 0,65 0,87 22 410 3.2 Bố trí thiết bị và khí cụ điện trên sơ đồ nối điện chính. Do đa phần phụ tải là các hộ tiêu thụ loại I,II nên để đảm bảo cung cấp điện an toàn và liên tục ta sử dụng sơ đồ hệ thống hai thanh góp là việc song song.Khi vận hành một thanh góp vận hành còn một thanh góp dự trữ. Sơ đồ hệ thống 2 thanh góp Đối với các trạm cuối ta có 2 trường hợp: - Phụ tải loại III : Ta dùng sơ đồ bộ đường dây-máy biến Sơ đồ bộ đường dây máy biến áp - Phụ tải loại I,II :ta dùng sơ đồ cầu Sơ đồ cầu trong Sơ đồ cầu ngoài - Chọn theo công suất của MBA,tính công suất giới hạn để thay đổi 2 sang 1 MBA làm việc : Sgh = SđmB .= SđmB . . Nếu Spt min ≤ Sgh sử dụng sơ đồ cầu ngoài. Nếu Spt min > Sgh sử dụng sơ đồ cầu trong. a- Phụ tải 1 Là phụ tải loại I , ta dùng sơ đồ cầu: Sgh1= SđmB1 . = 25.=14,434(MVA) Spt min= 16,472 < Sgh1 Þ ta chọn sơ đồ cầu ngoài b- Phụ tải 6 Là phụ tải loại III nên ta dùng sơ đồ bộ đường dây-máy biến áp. Các phụ tải còn lại là phụ tải loại I,II tính tương tự như phụ tải 1 bảng chọn sơ đồ cầu: Phụ tải Sđm min(MVA) SđmB(MVA) Pn(kW) Po(kW) Sgh(MVA) Chọn 1 16.472 25 120 29 17,38 sơ đồ cầu ngoài 2 16,472 25 120 29 17,38 sơ đồ cầu ngoài 3 - - - - - - 4 28,822 32 145 35 22,233 sơ đồ cầu trong 5 32,941 16 85 21 11,246 sơ đồ cầu trong 6 - - - - - - Theo bảng số liệu đã tính phụ tải 1 và 2 ta dùng sơ đồ cầu ngoài,phụ tải 4,5 ta dùng sơ đồ cầu trong . CHƯƠNG IV : TÍNH TOÁN CHẾ ĐỘ XÁC LẬP CỦA LƯỚI ĐIỆN . ********* 4.1 Chế độ phụ tải cực đại. a. Đoạn N-1: * Sơ đồ nguyên lý : 2xAC-70 2TPD-25000/110 36,05 km N 1 2 =20+12,39 *Sơ đồ thay thế: S N-1 -jQ’ S' ‘N-1 N-1 S'' N-1 -jQ” C1 1 N C1 Z S B1 S’ ‘B1 D S 01 Z B S 1 S”B1 22 *Tính thông số: +Dây dẫn: Dây dẫn AC-70 có ro=0,46/km, xo=0,44/km,bo=2,58.10S. RN-1=ro.lN-1 =0,46.36,05=8,291 (). XN-1 =xo .lN-1 =0,44.36,05=7,931(). BN-1 = n.Bo.lN-1 = 2. 2,58.10.36,05 = 1,86. 10-4 (S). +TBA: MBA- 25000/110 có UN%= 10,5% DPn = 120 kW DP0 =29 kW Io% = 0,8% UC đm=115 kV Sđm = 25 MVA UH đm = 22 kV . Điện trở, điện kháng của MBA: R1B = = =2,539 (). X1B = = =55,545 (). Z1B =.( R1B +jX1B) =.(2,539 +j55,545) =1,2695+27,773(). +Phụ tải: 1 =20+j12,39(MVA). *Tính chế độ xác lập: Ta có UN = 1,1.Uđm= 121 kV. - Công suất sau tổng trở của MBA = 1 = 20+j12,39(MVA) - Tổn thất công suất trên tổng trở TBA = .Z1B = .(2,539+j55,545) =0,058 + j1,27(MVA). - Công suất trước tổng trở TBA =+ = (20+j12,39) + (0,058 + j1,27) = 20,058 +13,66(MVA). - Tổn thất công suất lúc không tải = n(∆P0+j) =2.(29.10-3+j)= 0,058+j0,4 (MVA). - Công suất trên thanh góp cao áp của MBA B1 = + = (20 +13,66) +(0,058+j0,4) = 20,058+j14,06(MVA). - Công suất phản kháng do dung dẫn của đường dây N-1 sinh ra jQcc” = jUđm2.N-1=j.1102.1,86.10-4 = j1,125( MVAr) - Công suất sau tổng trở đường dây =B1 - jQcc” =(20,116+j14,060)- j1,125 =20,116 +j12,935 (MVA) - Tổn thất công suất trên tổng trở đường dây : =.ZN-1 = .(8,2915+j7,931) =0,382 + j0j366(MVA). - Công suất trước tổng trở dây dẫn : =(20,116 +j12,935)+ (0,382 + j366) = 20,499+j13,301(MVA). - Công suất phản kháng do dung dận đầu đường dây sinh ra jQcc’ = jUN2.N-1=j.1212.1,86.10-4 = j1,362( MVAr) - Công suất đầu nguồn N-1 = S - jQcc’ =(20,499+j13,301)- j1,362 = 20,499 +j11,939(MVA). -Tổn thất điện áp trên đường dây N-1 UN-1 = = =2,187(kV) - Điện áp tại nút 1 U1 = UN - UN-1 = 121-2,187 =118,813 (kV) - Tổn thất điện áp trên MBA UB1 = = =6,815 (kV) Điện áp nút đã quy đổi về phía cao áp U’2 = U1- UB1 = 118,913- 6,815 = 111,998 (kV) Điện áp thực nút 2 U2 == U’2 .= 111,998. =21,426(kV). - Tổn thất điện năng trên đường dây: DAN-1 = DPN-1.t = 20.3411.10-3 = 68,22 (MWh) - Tổn thất điện năng trên trạm biến áp: DAB1 = n.DP0.t + = (2.29.8670+3411). 10-3 = 639,062(MWh) - Tổng tổn thất điện năng: DAN-1 = DAN-1 + DAb1 = 68,22 + 639,062= 707,282 (MWh) b. Đoạn N-6. * Sơ đồ nguyên lý : N 6 31.622 km S6 =40+j 24,79 TPDH-63000/110 *Sơ đồ thay thế: ZN-6 S”B6 22 66 B-6 Z ‘B6 S’ B6 S N 1 N-6 S'' ‘N-6 S' N-6 S S D 06 C6 C6 -jQ” -jQ’ *Tính thông số: +Dây dẫn: Dây dẫn AC-185 có ro=0,108/km, xo=0,392/km,bo=2,91.10S. RN-6=ro.lN-6 =0,108.22,36=2,414 (). XN-6 =xo .lN-1 =0,392 22,36=8,765(). BN-6 = n.Bo.lN-1 = 2,91.10.22,36= 0,65. 10-4 (S). +TBA: MBA- 63000/110 có UN%= 10,5% DPn = 260 kW DP0 =59kW Io% = 0,65% UC đm=115 kV Sđm = 63 MVA UH đm =22kV . Điện trở, điện kháng của MBA: R6B = = =0,009 (). X6B = = =2,204 (). Z1B =.( R1B +jX1B) =0,009+j2,204(). +Phụ tải: 6 =40+24,79(MVA). * Tính chế độ xác lập: Ta có UN = 1,1.Uđm= 121 kV. - Công suất sau tổng trở của MBA = 6 = 40+24,79 (MVA) - Tổn thất công suất trên tổng trở TBA = .Z6B = .(0,009+2,204) =0,0016 + j0,403(MVA). - Công suất trước tổng trở TBA =+ = (40+j24,79) + (0,0016 + j0,403)= 40,0016 +j25,193(MVA). - Tổn thất công suất lúc không tải = n( +j) =(59.10-3+j)= 0,059+j0,41 (MVA). - Công suất trên thanh góp cao áp của MBA B6 = + = (40,0016 +j25,193)+(0,059+j0,41) = 40,059+j25,603(MVA). - Công suất phản kháng do dung dẫn của đường dây N-1 sinh ra jQcc” = jUđm2.N-6=j1102. 0,651.10-4 = j0,394( MVAr) - Công suất sau tổng trở đường dây =B6 - jQcc” =(40,509+j29,714)- j0,557=40,509+j25,209(MVA) - Tổn thất công suất trên tổng trở đường dây : =.ZN-6 = .(0,009+j2,204 ) =0,447 + j1,623(MVA). - Công suất trước tổng trở dây dẫn : =(40,509+j25,209)+( 0,447+j1,623)=40,508+j26,832(MVA). - Công suất phản kháng do dung dận đầu đường dây sinh ra jQcc’ = jUN2.N-6=j.1212.0,651.10-4 = j0,476 ( MVAr) - Công suất đầu nguồn N-6 = S - jQcc’ =(40,508+26,832)- j0,476= 40,508+j26,356 (MVA). -Tổn thất điện áp trên đường dây N-1 UN-6 = = =2,654(kV) - Điện áp tại nút 1 U1 = UN - UN-1 = 121-2,654 =118,346 (kV) - Tổn thất điện áp trên MBA UB6 = = =0,472 (kV)\ Điện áp nút đã quy đổi về phía cao áp U’2 = U6- UB6 = 116,619- 0,472 = 117,873 (kV) Điện áp thực nút 2 U2 == U’2 .= 117,873. =22,55 (kV) - Tổn thất điện năng trên đường dây: DAN-6 = DPN-6.t = 40.3411.10-3 = 136 (MWh) - Tổn thất điện năng trên trạm biến áp: DAB6=DP0.t+=(59.8670+260.3411). 10-3 =874,355(MWh) - Tổng tổn thất điện năng: DAN-6 = DAN-6 + DAb6 = 136 + 874,355= 1010,795 (MWh) Ta có bảng thông số đường dây Phụ tải l(km) Pmax(MW) Qmax(MVAr) ro () xo () bo106(S) R() X() B106(S) 1 36,05 20 12,39 0,46 0,44 2,58 8,292 7,931 1,86 2 41,23 20 12,39 0,46 0,44 2,58 9,483 9,071 2, 127 3 58,31 30 18,59 0,17 0,409 2,82 9,913 23,849 1,664 4 31,622 35 21,69 0,131 0,401 2,65 2,071 6,34 1,676 5 31,622 15 9,3 0,46 0,44 2,58 7,273 6,957 1,632 6 22,360 40 24,79 0,108 0,392 2,81 2,415 8,765 0,651 Thông số máy biến áp được lấy ở bảng muc 3.1.2 phần chọn máy biến áp. Bảng tính toán điện áp các nút (kV) và tổn thất điện áp Phụ tải UN Ui UB U'2 U2 1 2,187 118,813 6,815 111,998 21,426 2 2,479 118,521 6,831 111,689 21,367 3 6,776 114,224 7,118 107,106 20,49 4 1,862 119,138 9,563 109,576 20,962 5 1,319 119,681 8,106 111,575 21,345 6 2,654 118,346 0,472 117,873 22,55 Bảng tính toán chế độ xác lập Phụ tải 1 2 3 4 5 6 S''B 20+j12,39 20+j12,39 30+j18,59 35+j21,69 15+j9,3 40+j24,79 SBi 0,058+j1,27 0,058+j1,27 0,149+j3,574 0,131+j3,04 0,057+j1,117 0,0016+j0,403 S'Bi 20,058+j13,66 20+058+j13,66 30,149+j22,163 35,131+j24,73 15,0565+j10,417 40,0016+j25,193 S0i 0,058+j0,4 0,058+j0,4 0,042+j0,28 0,07+j0,48 0,042+j0,272 0,059+j0,4095 SBi 20,116+j14,060 20,116+j14,060 30,19+j22,444 35,201+j25,21 150098+j10,689 40,06+j25,603 jQ''i 1,125j 1,287j 0,995j 1,014j 0,987j 0,394j S''Ni 20,116+j12,935 20,116+j12,773 30,19+j21,449 35,201+j24,196 15,098+j9,701 40,06+25,209 SNi 0,382+j0,366 0,445+j0,426 1,124+j2,703 0,312+j0,956 0,183+j0,175 0,447+j1,628 S'Ni 20,498+j13,3 20,561+j13,199 31,314+j24,152 35,513+j25,152 15,281+j9,877 40,507+j26,832 jQ'i 1,362j 1,557j 1,204j 1,227j 1,194j 0,476j SNi 20,498+j11,939 20,561+j11,641 31,314+j22,948 35,513+j23,925 15,281+j8,683 40,507+j26,356 Phụ tải Số SđmB DPN DP0 DAB DAdd DA MBA (MVA) (kW) (kW) (MWh) (MWh) (MWh) 1 2 32 120 29 639,062 68,220 707,282 2 2 25 120 29 639,062 68,220 707,282 3 1 32 175 42 703,69 102,330 806,02 4 2 40 145 35 909,039 119,385 1028,424 5 2 40 85 21 495,333 51,165 546,498 6 1 40 260 59 874,355 136,44 1010,795 Tổng 4260,542 545,76 4806,32 Bảng tính toán tổn thất điện năng 4.2 Chế độ phụ tải cực tiểu. Chế độ phụ tải cực tiểu tính tương tự như chế độ phụ tải cực đại Để vận hành kinh tế các TBA, tại các trạm giảm áp có 2 MBA vận hành song song ,trong chế độ cực tiểu ta có thể cắt bớt 1 MBA nếu thỏa mãn điều kiện : S < Sgh = Sđm . bảng tính toán sau: Phụ tải SMin (MVA) Sgh (MVA) Nhận xét 1 16,47 17,38 Cắt 1 MBA 2 16,47 17,38 Cắt 1 MBA 3 24,823 - Không cắt 4 28,832 22,233 Không cắt 5 12,352 11,246 Không cắt 6 32,941 Không cắt Theo bảng tính toán trên ta thấy phụ tải 1 và 4 cắt 1 MBA, còn lại không cắt MBA Khi tính toán chế độ xác lập ta lấy: UN= 105%. 110 = 115,5(kV). Bảng tính toán chế độ xác lập phụ tải 1 2 3 4 5 6 S''Bi 14+8,68j 14+8,68j 21+13,01j 24,5+15,18j 10,5+6,5j 28+17,4j SBi 0,0284+j0,623 0,0284+j0,623 0,073+j1,751 0,0643+j1,489 0,027+j0,547 0,001+j0,198 S'Bi 14,028+j9,303 14,028+j9,303 21,073+j14,761 24,564+j16,669 10,527+j7,047 28,001+j17,597 Soi 0,029+j0.2 0,029+j0,2 0,042+j0,28 0,07+j0,48 0,042+j0,272 0,059+j0,4095 SBi 14,057+j9,503 14,057+j9,502 21,119+j15,041 24,634+j17,149 10,569+j7,319 28,06+j18,007 jQ'' j0,62 j0,71 j1,097 j1,118 j1,088 j0,434 S''Ni 14,057+j8,882 14,057+j8,793 21,119+j13,944 24,634+j16,031 10,569+j6,23 28,06+17,573 SNi 10,183+j0,175 10,21+j0,201 0,546+j1,313 0,139+j0,426 0,085+j0,081 0,209+j0,757 S'Ni 14,24+j9,058 14,267+j8,994 21,66+j15,257 24,773+j16,457 10,654+j6,315 28,268+j18,331 jQ'i 0,681j 0,779j 1,204j 1,227j 1,194j 0,476j Sni 14,24+j8,377 14,268+j8,215 21,661+j14,053 24,774+j15,231 10,654+j5,117 28,268+j17,855 Bảng tính toán điện áp các nút và tổn thất điện áp Phụ tải UN (kV) Ui (kV) UB (kV) U'2 (kV) U2 (kV) 1 1,586 119,414 4,626 114,788 21,96 2 1,814 119,414 4,634 114,552 21,914 3 4,965 116,305 4,668 111,637 21,357 4 1,32 119,68 6,431 113,249 21,665 5 1,056 119,944 5,484 114,46 21,897 6 1,864 119,136 0,328 118,808 22,728 CHƯƠNG V : TÍNH TOÁN ĐIỀU CHỈNH ĐIỆN ÁP ********* Các phụ tải có yêu cầu điều chỉnh điện áp thường ta sử dụng MBA có đầu phân áp cố định với phạm vi điều chỉnh là: Upatc= 115 2.2,5%.115. Yêu cầu điều chỉnh chất lượng điện áp bao gồm : + Yêu cầu điều chỉnh điện áp thường Chế độ phụ tải cực tiểu : dU1% £ +7.5% Chế độ phụ tải cực đại: dU2% ≥+2.5% Quy ước: Kí hiệu “1” dùng cho chế độ phụ tải min. Kí hiệu “2” dùng cho chế độ phụ tải max Phương pháp chọn như sau: Điện áp yêu cầu trên thanh cái hạ áp của trạm được xác định theo công thức Uyc = UHđm + dU%.UHđm Trong đó UHđm là điện áp định mức của mạng điện hạ áp + Với hộ điều chỉnh điện áp thường : Uyc1 = UHđm + du1%. UHđm = 22 +7.5 %.22 = 23,65(kV). Uyc2 = UHđm + du1%. UHđm = 22 +2.5 %.22 = 22,55(kV). Tỉ số biến đổi điện áp của MBA k == Với Upa giá trị điện áp tương ứng với đầu phân áp được chọn Ukt giá trị điện áp không tải phía hạ áp. Ukt =1,1.UHđm =1,1.22= 24,2 (kV) giá trị điện áp trên thanh cái hạ áp quy đổi về phía cao áp U’H = k UH =(UC - UB). + MBA có đầu phân áp cố định (dùng cho yêu cầu điều chỉnh điện áp thường). Ở cả hai chế độ phụ tải min và phụ tải max chỉ dùng chung một đầu phân áp tiêu chuẩn : Upatb = (U1pa+U2 pa) (chọn đầu phân áp tiêu chuẩn gần nhất với giá tri Upatc) Điện áp của đầu điều chỉnh tiêu chuẩn là : Tính lại giá trị điện áp thực trên thanh cái hạ áp của MBA UH1 =(UC1 - UB1). UH2 =(UC2 - UB2). Kiểm tra điều kiện : dU1%= .100% 7,5% dU2%= .100% 2,5%. Bảng số liệu điện áp trên thanh cái hạ áp quy đổi về phía cao áp Trạm biến áp 1 2 3 4 5 6 U’2 min (kV) 111,998 111,698 107,106 109,576 111,575 117,873 U’2 max (kV) 114,788 114,552 111,637 113,249 114,46 118,808 Bảng số liệu các đầu phân áp tiêu chuẩn đối với MBA yêu cầu đcđa thường Nấc -2 -1 0 1 2 Upatc (kV) 109,25 112,125 115 117,875 120,75 5.1 Chọn đầu phân áp cho MBA trạm 1. Điện áp trên thanh cái hạ áp đã quy đổi về phía cao áp U= 111,998 kV U= 114,788 kV Đây là hộ loại I : Uyc1 = UHđm + du1%. UHđm = 22 +7.5 %.22 = 23,65(kV). Uyc2 = UHđm + du1%. UHđm = 22 +2.5 %.22 = 22,55(kV). Tính đầu điều chỉnh trong MBA khi phụ tải cực tiểu và cực đại: Với Ukt = 24,2(kV) Upa1 = U. = 111,998. = 114,603 (kV) Upa2 = U. = 114,788. = 123,166 (kV) Ở cả hai chế độ phụ tải min và phụ tải max chỉ dùng chung một đầu phân áp tiêu chuẩn : Upatb = (U1pa+U2 pa) = (114,603+13,166) =118,884 (kV) Dựa vào bảng ta chọn Upatc =117kV ứng với n=0 Tính lại giá trị điện áp thực trên thanh cái hạ áp của MBA : UH1 =(UC1 - UB1). = 111,998.= 23,165 (kV) UH2 =(UC2 - UB2). =114,788.=23,744 (kV) Kiểm tra điều kiện : dU1%= .100% = 5,9% 7,5% dU2%= .100% = 7,9% 2,5% (thỏa mãn điều kiện) 5.2 Các MBA của các trạm còn lại Trạm biến áp Nấc chọn Chế độ Min Chế độ Max 1 1 1 2 1 1 3 -1 -1 4 0 0 5 1 1 ss6 2 2 CHƯƠNG VI : TÍNH TOÁN GIÁ THÀNH TẢI ĐIỆN ********* Giá thành truyền tải điện của lưới điện được xác định theo công thức (đ/kWh) Trong đó : Y : chi phí vận hành hàng năm trong mạng điện (đ) Att : tổng điện năng mà các phụ tải điện nhận được, (MWh) . 1. Tính tổng điện năng phụ tải nhận được Att được tính theo chế độ phụ tải cực đại với Tmax = 5000h. Ta có : Att = PSi.Tmax =160.5000 = 800.103 (MWh) . Chi phí vận hành hàng năm Y . Y = avhd.kd + avht.kt + SDA.C (đ) Trong đó avhd : hệ số vận hành đường đây , avhd= 0,04. avht : hệ số vận hành thiết bị trong TBA , avht= 0,1. kd :vốn đầu tư xây dựng đường đây. kt : vốn đầu tư xây dựng TBA. SDA :tổng tổn thất điện năng (bao gồm tổn thất điện năng trên đường đây và MBA) , (MWh) C : giá điện 1kWh ,C = 700đ/1kWh. Vốn đầu tư xây dựng đường đây: kd = 156802,1 .106 (đ) Vốn đầu tư xây dựng TBA : Với trạm có 2 MBA, giá sẽ bằng 1,8 lần trạm có 1 MBA Bảng giá MBA 110/220 (106/MBA) Sđm (MVA) 16 25 32 40 63 80 Kt(106 ) 13000 19000 22000 25000 35000 42000 Ta có vốn đầu tư xây dựng TBA là: kt=1,8.( 22000.106+ 2.19000. 106+13000. 106)+25000.106 +35000. 106 =1,914. 1011(đ) Tổng vốn đầu tư xây dựng đường dây : SKi = 156802,1 .106(đ) Tổng tổn thất công suất toàn hệ thống : SDPmax =3,235 (MW) Tổng tổn thất điện năng : DA =11034,6(MWh) Tổn thất điện năng tính theo % điện năng của phụ tải: DA% == =1,379% Chi phí vận hành hàng năm là: Y = avhd.kd + avht.kt + SDA.C = 0,04. 156802,1 .106+ 0,1. 1,94. 1011+11034,6.700.103 = 2,567. 1010 (đ) * Vậy giá thành tải điện : = = 16,371 (đ/kWh). * Giá thành xây dựng mạng điện cho 1 MW công suất phụ tải: k = = = 980,013.106 đ/MW. TT Các chỉ tiêu Trị số Đơn vị 1 ΔUtb 6,122 % 2 ΔUsc 7,93 % 3 Độ dài đường đây Lộ đơn 80,67 km Lộ kép 140,524 km Tổng 221,194 km 4 Tổng công suất TBA 299 MVA 5 Vốn đầu tư Đường dây 1,568 1011đ Trạm biến áp 1,194 1011đ Tổng vốn đầu tư 2,762 1011đ 6 Tổng công suất phụ tải max 160 MW 7 Điện năng tải hàng năm 1401,6 103 MWh 8 Tổng tổn thất công suất 3,235 MW 9 Tổng tổn thất điện năng 11034,6 MWh 10 Tổng tổn thất điện năng 1,379 % 11 Chi phí vận hành hàng năm 2,567 1010 đ 12 Giá thành tải điện 16,371 đ/ kWh 13 Giá thành xây dựng cho 1 MW 980,013 106 MW Lời mở đầu Chương 1. Phân tích nguồn và phụ tải I.Sơ đồ địa lý 1.1. Những số liệu nguồn cung cấp 1.2. Những số liệu phụ tải II. Phân tích nguồn và phụ tải 2.1. Nguồn điện 2.2. Phụ tải III. Cân bằng công suất trong hệ thống điện Chương 2. Dự kiến các phương án, tính toán sơ bộ lựa chọn phương án 2.1. Chọn điện áp định mức cho lưới điện 2.2. Dự kiến các phương án nối dây 2.3. Tính toán chọn tiết diện dây dẫn 2.4. Tiêu chuẩn tổn thất điện áp 2.5. Tính toán cụ thể từng phương án 2.6. Tính toán so sánh các phương án về kinh tế Chương 3. Tính toán lựa chọn máy biến áp, bố trí khí cụ và thiết bị trên sơ đồ nối điện chính 3.1. Tính toán chọn công suất, số lượng, loại máy biến áp 3.1.1 Tính toán chọn công suất định mức, số lượng máy biến áp cho phụ tải 3.1.2 Chọn máy biến áp 3.2. Bố trí thiết bị và khí cụ điện trên sơ đồ nối điện chính Chương 4. Tính toán chế độ xác lập của lưới điện 4.1. Chế độ phụ tải cực đại 4.2. Chế độ phụ tải cực tiểu Chương 5. Tính toán điều chỉnh điện áp 5.1. Chọn đầu phân áp cho máy biến áp trạm 1 5.2. Chọn đầu phân áp cho máy biến áp trạm còn lại Chương 6. Tính toán giá thành tải điện