Thiết kế hệ thống cung cấp điện cho nhà máy đồng hồ chính xác - Lưới điện trung áp thị xã Sơn La

hất 83,5 mm, thấp nhất 20 mm, lượng mưa chủ yếu tập trung vào 3 tháng 6, 7, 8, chiếm 85% lượng mưa cả năm. Độ ẩm trung bình 85%. Biểu tổng hợp khí hậu thuỷ văn Thị xã Sơn La (bình quân 10 năm) TT Danh mục Tháng Cả năm 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 Nhiệt độ không khí Nhiệt độ trung bình 15,2 17,6 19,8 23,5 25,1 25,5 25,1 25,2 24,1 21,4 18,6 15,6 21,4 Nhiệt độ thấp 2,8 4,1 4,8 10,1 14,2 16,5 18,8 18,2 13,5 9,6 6,1 2,6 26 Nhiệt độ cao 29,5 32,1 35,7 37,3 37,9 35 33,6 33,8 33,8 31,7 30,7 27,9 37,9 2 Mưa Lượng mưa(mm) 178 255 520 1123 1840 2475 2985 2082 1142 430 328 137 1446 Số ngày mưa 6 6 7 13 19 19 22 18 13 8 4 2 137 3 Độ ẩm không khí Trung bình 79 76 73 73 76 82 84 84 82 81 78 76,8 78,6 Thấp 34 25 22 26 36 50 54 51 46 39 39 33 22 4 Nắng Tổng số giờ nắng 137 153 182 188 215 148 155 178 188 159 162 187 2052 Số ngày nắng 24 22 25 28 30 28 29 30 28 28 27 28 32,7 5 Gió 100 100 100 63 50 44 33 33 60 90 80 80 Hướng gió thịnh hành SE SE SE SE SE W NE S SE SE SE SE SE 1.2.ĐẶC ĐIỂM KINH TẾ – XÃ HỘI: 1.2.1.Hiện trạng xã hội: 1.2.1.1.Dân số: Dân số toàn thị xã 71.500 người, trong đó số dân thành thị 30.500 người, chiếm 42,7%; số dân nông thôn 41.000 người, chiếm 57,3%. Hiện trạng đời sống văn hoá: .Hộ có mức sống trung bình khá: 7000 hộ. .Hộ nghèo: 620 hộ. .Hộ có tivi: 11.000 hộ. .Hộ có xe máy: 6.780 hộ. .Hộ có ôtô, công nông: 238 hộ. Giáo dục: các em ở độ tuổi đến trường 15.281 em. Y tế: .Cán bộ y tá, dược sĩ, y sĩ: 79 người. .Số người dùng nước sạch: 59.500 người. 1.2.1.2.Hệ thống giao thông: Đường quốc lộ : quốc lộ 6 chạy trên địa phận thị xã từ Km 307 – Km 333. Đường nội thị: .Tuyến đường: Tỉnh uỷ – bản Mòng – Mường Chanh dài 16km. .Tuyến đường: Chiềng Ngần – Mường Bằng dài 11km. .Tuyến đường: Chiềng Xôm – Chiềng Đen dài 9km. Dự kiến ưu tiên mở mới các tuyến đường liên xã, đến năm 2010 hoàn thành các tuyến đường, đảm bảo giao thông thông suốt và nâng cấp các tuyến đường hiện có, mở mới các tuyến đường đô thị đáp ứng chủ trương nâng cấp thị xã Sơn La lên đô thị loại III vào năm 2005. Đường xã: Thực hiện mục tiêu kết hợp sắp xếp lại dân cư với mở đường giao thông, phấn đấu đến 2010 có đường đến các bản thuộc thị xã và từng bước nâng câp đường xã. Xây dựng các bến xe liên tỉnh: Thị xã, ngã ba Mai Sơn, Chiềng Ngần, Chiềng Xôm. Đường hàng không: nâng cấp sân bay Nà Sản – Hà Nội - Điện Biên. 1.2.2.Hiện trạng kinh tế: 1.2.2.1.Công nghiệp và tiểu thủ công nghiệp: Tuy còn nhiều khó khăn nhưng dã được chú ý, sắp xếp dần đi vào ổn định và phát triển tương đối nhanh, cơ sở vật chất còn nghèo nàn, thiết bị lạc hậu, vốn cho sản xuất còn khó khăn. Trong những năm qua giá trị sản lượng tăng bình quân hàng năm 14,5%. Năm 2000 giá trị sản lượng đạt 155 tỷ, năm 2001 là 176 tỷ, tỷ trọng SXCN-TTCN trong GDP tăng từ 19,5% năm 1995 lên 24,6% năm 2000, Đã hình thành khu công nghiệp Chiềng Sinh, khai thác được lợi thế tiềm năng, tăng thêm năng lực sản xuất, tạo đà cho kinh tế phát triển. Ngành chế biến nông lâm sản phát triển, xây dựng được nhà máy ươm tơ, chế biến cà phê, chế biến gỗ ván dăm và hình thành được hàng trăm tổ hợp, điểm chế biến nông lâm sản với nhiều sản phẩm đa dạng. Ngành công nghiệp sản xuất vật liệu xây dưng phát triển mạnh, đã xây dựng dưọc nhà máy xi măng công suất 8,2 vạn tấn/năm; xây dựng nhà máy gạch Tuy-nen công suất 30 triệu viên/năm, xây dựng được nhiều cơ sở sản xuất và kinh doanh vật liệu khác. Ngành công nghiệp sản xuất hàng tiêu dùng: xây dựng được 2 cơ sở sản xuất bia hơi công suất 4500 lít/ngày, hình thành cơ sở sản xuất đồ kim khí hàng thủ công mỹ nghệ. Ngành công nghiệp cơ khí đạt nhiều kết quả trong sản xuất các máy công tác nhỏ, công cụ cầm tay phục vụ phát triển nông nghiêp và nhu cầu tiêu dùng của nhân dân. 1.2.2.2.Nông nghiệp: Chuyển biến mạnh về cơ cấu cây trồng, vật nuôi, mùa vụ thay đổi cơ bản theo hướng công nghiệp hoá, hiện đại hoá, sản xuất hàng hoá gắn với thị trường. Hình thành vùng cây công nghiệp chủ lực phá thế độc canh cây lương thực. Năm 1991 có 87 ha cà phê, 37 ha đậu tương, diện tích cây lương thưc là chủ yếu thì đến năm 2000 đã có 1.300 ha cà phê, 130 ha dâu tằm, 1.500 ha cây ăn quả có sản lượng là: cà phê 550 tấn, kén tằm 26 tấn, hoa quả tươi các loại 3.000 tấn, tạo được vùng nguyên liệu cho công nghiệp chế biến phát triển. Sản lượng lương thực quy thóc tăng từ 10.600 tấn năm 1995 lên 11.260 tấn năm 2000, Chăn nuôi đã chuyển hướng và từng bước trở thành ngành chính. Từ năm 1996 đến nay đàn gia cầm gia súc tăng nhanh, năm 2000 có 3.937 con bò, 29.500 con lợn, 217.000 con gia cầm. Giá trị sản lượng chăn nuôi tăng 4,3% năm đảm bảo nhu cầu của thị trường. 1.2.2.3.Thương mại du lịch: Lưu thông vật tư hàng hoá ngày càng thông thoáng, đáp ứng kịp thời hàng hoá, dịch vụ cho phát triển sản xuất và nhu cầu tiêu dùng của nhân dân. Góp phần chủ yếu là thành phần kinh tế tư nhân. Lĩnh vực bưu chính viễn thông phát triển mạnh đáp ứng truyền tải thông tin kịp thời cho phục vụ sản xuất và đời sống. 100% xã phường có điện thoại, thông tin báo chí đã được phát hành đến 12 xã phường. Tính đến năm 2000 bình quân 100 dân đã có 8 máy điện thoại. Dịch vụ du lịch bước đầu phát triển xong chưa có tổ chức, hiệu quả chưa cao, chưa khai thác được tiềm năng cho phát triển du lịch. 1.3.PHƯƠNG HƯỚNG PHÁT TRIỂN: Với vị trí là trung tâm kinh tế của tỉnh, hoạt động thương mại, dịch vụ, du lịch của thị xã ngày càng giữ vị trí quan trọng, là cầu nối giữa sản xuất và tiêu dùng, có tác dụng kích thích sản xuất phát triển, năng động và hiệu quả; thúc đẩy phân công lao động xã hội, thúc đẩy chuyên môn hoá tạo điều kiện cho lĩnh vực sản xuất, tăng năng suất lao động, tạo việc làm và tạo điều kiện thực hiện hợp tác đan xen, hội nhập. Cải tạo nâng cấp chợ trung tâm. Xây dựng trung tâm thương mại siêu thị tại ngã tư cầu 308, chợ Mé Ban, chợ 7-11 Quyết Thắng, chợ Nong Đúc Chiềng Sinh. Tổ chức tốt hệ thống chợ xép nội thị (chợ Chiềng An, khu tổ 13 Chiềng Lề…) và hình thành chợ ở các trung tâm xã, cụm xã Hua La, Chiềng Ngần, Chiềng Đen, Chiềng Xôm và các điểm làm dịch vụ tại các khu cụm dân cư đáp ứng nhu cầu lưu thông hàng hoá. Phát triển nhanh và hiện đại hoá dịch vụ bưu chính viễn thông, mở rộng xuống 6 xã, phổ cập internet. Phát triển mạnh các dịch vụ vốn, bảo hiểm, tín dụng phục vụ sản xuất và sự nghiệp CNH-HĐH. Phát triển mạnh các dịch vụ kỹ thuật, dịch vụ tư vấn dịch vụ đời sống đáp ứng nhu cầu đa dạng trong sản xuất kinh doanh và đời sống nhân dân. Quy hoạch các điểm du lịch sinh thái bản Mòng Hua La, nghĩa trang Tô Hiệu, bia vua Lê Thánh Tông . Phát triển du lịch trở thành ngành kinh tế mũi nhọn. CHƯƠNG II : ĐÁNH GIÁ HIỆN TRẠNG LƯỚI ĐIỆN TRUNG ÁP CỦA THỊ XÃ SƠN LA 2.1.NGUỒN ĐIỆN: Nguồn điện cung cấp cho thị xã Sơn La được lấy từ ba nguồn cấp: .Thanh cái 10 kV trạm biến áp trung gian 2-9, cấp cho các lộ 971, 972. .Thanh cái 35 kV trạm trung gian 2-9, cấp cho các lộ 374, 376, 379, .Thanh cái 35 kV trạm 110/35 kV- Sơn La, cấp cho các lộ 372, 374, 376, 378, 2.2.LƯỚI ĐIỆN TRUNG ÁP VÀ CÁC TRẠM BIẾN ÁP: Lưới trung áp cấp cho thị xã Sơn La là lưới 35 kV và 10 kV: .Lộ 971 có tổng chiều dài 23 km, tổng số trạm 22 trạm, tổng dung lượng 3.197 kVA .Lộ 972 có tổng chiều dài 13,6 km, tổng số trạm 27 trạm, tổng dung lượng 4.512 kVA. .Lộ 372 có tổng chiều dài 2,5 km, tổng số trạm 6 trạm, tổng dung lượng 6.490 kVA. .Lộ 374 có tổng chiều dài 36,3 km, tổng số trạm 25 trạm. .Lộ 376 có tổng chiều dài 12,2 km, tổng số trạm 4 trạm, tổng dung lượng 300 kVA. .Lộ 378 có tổng chiều dài 4 km, tổng số trạm 180 trạm. .Lộ 379 có tổng chiều dài 19,8 km, tổng số trạm 7 trạm, tổng dung lượng 1.240 kVA. Các tuyến này sẽ đưa điện tới các trạm biến áp hạ áp, sau đó theo đường dây hạ áp tới các phụ tải tiêu thụ. 2.2.1.Sơ đồ nguyên lý của các đường dây trung áp: Trạm biến áp công cộng Cáp ngầm Hình 2.1:Sơ đồ nguyên lý lộ 971 Hình 2.2: Sơ đồ nhuyên lý lộ 971. Hình 2.2: Sơ đồ nhuyên lý lộ 972. Hình 2.3: Sơ đồ nguyên lý lộ 372. Hình 2.4: Sơ đồ nguyên lý lộ 374. Hình 2.5: Sơ đồ nguyên lý lộ 376. Hình 2.6: Sơ đồ nguyên lý lộ 378. Hình 2.7: Sơ đồ nguyên lý lộ 379. 2.2.2.Hiên trạng tải của các máy biến áp: Bảng 2.1: Hiện trạng tải của các máy biến áp. TT Tên trạm Điện áp (kV) Sđm (kVA) Ktải Tmax (h) cosj Lộ 971 1 10 Quyết Thắng 10/0,4 180 0,89 3500 0,92 2 Cung văn hoá 10/0,4 250 0,92 3500 0,92 3 Xe khách 10/0,4 250 0,75 3500 0,92 4 Tổ 6 Quyết Thắng 10/0,4 180 0,68 3500 0,92 5 Xã Cơi 1 10/0,4 180 0,89 3500 0,92 6 Đài THVN 10/0,4 180 0,11 3500 0,92 7 Đài PTTH 10/0,4 100 0,46 3500 0,92 8 Xưởng kẹo 10/0,4 180 0,57 3500 0,92 9 Vật tư 10/0,4 180 0,88 3500 0,92 10 Xưởng dệt 10/0,4 180 0,88 3500 0,92 11 Sông Đà 10/0,4 180 0,34 3500 0,92 12 Bản Nam 10/0,4 50 0,35 3500 0,92 13 Viện 6 10/0,4 180 0,98 3500 0,92 14 Ân Sinh 10/0,4 100 0,53 3500 0,92 15 Nà Coóng 10/0,4 180 0,77 3500 0,92 16 Uỷ ban 10/0,4 180 0,97 3500 0,92 17 Thiếu NTD 10/0,4 100 0,58 3500 0,92 18 Bản Kham 10/0,4 160 0,26 3500 0,92 19 Bó Cằm 10/0,4 50 0,46 3500 0,92 20 Nè Tở 10/0,4 31.5 0,12 3500 0,92 21 Co Phung 10/0,4 75 0,16 3500 0,92 22 Trại tâm thần 10/0,4 100 0,61 3500 0,92 Lộ 972 1 Mỳ Mầu 10/0,4 180 0,56 3500 0,92 2 Mường La 10/0,4 160 0,71 3500 0,92 3 Nhà máy nước I 10/0,4 180 0,28 3500 0,87 4 Nhà máy nước 2 10/0,4 320 0,63 3500 0,845 5 Bản Bó 10/0,4 180 0,37 3500 0,845 6 TT y tế DP 10/0,4 50 0,37 3500 0,845 7 TT cai nghiện 10/0,4 100 0,62 3500 0,845 8 Sở y tế 10/0,4 50 0,28 3500 0,845 9 BHXH 10/0,4 50 0,37 3500 0,845 10 Dược phẩm 10/0,4 160 0,93 3500 0,845 11 Trường y 10/0,4 180 0,94 3500 0,845 12 Bản Lầu 10/0,4 250 0,8 3500 0,845 13 Vi Ba 10/0,4 50 0,34 3500 0,845 14 NH nhà nước 10/0,4 180 0,28 3500 0,845 15 Sở công an 10/0,4 180 0,34 3500 0,845 16 Bưu điện 10/0,4 100 0,72 3500 0,97 17 Đồi Châu 10/0,4 250 0,70 3500 0,97 18 Suối reo 10/0,4 250 0,70 3500 0,97 19 Văn công 10/0,4 180 0,70 3500 0,97 20 Khí tượng 10/0,4 180 0,85 3500 0,97 21 Quỹ hỗ trợ 10/0,4 100 0,21 3500 0,97 22 Xăng dâu TH 10/0,4 180 0,70 3500 0,97 23 Cầu sắt 10/0,4 180 0,71 3500 0,97 24 Phong Lan 10/0,4 160 0,47 3500 0,97 25 Sở giáo dục 10/0,4 180 0,71 3500 0,97 26 Bản Hẹo 10/0,4 400 0,94 3500 0,97 27 NH Nông nghiệp 10/0,4 180 0,28 3500 0,98 Lộ 372 1 Mồ côi 35/0,4 180 0,81 3500 0,9 2 Tuy nen 35/0,4 560 0,54 3500 0,9 3 Xi măng 35/0,4 4000 0,55 3500 0,88 4 Gạch Blốch 35/0,4 630 0,85 3500 0,57 5 Bê tông ly tâm 35/0,4 560 0,09 3500 0,61 6 Cơ khí mới 35/0,4 560 0,85 3500 0,61 Lộ 374 1 35 Quyết Thắng 35/0,4 180 0,63 3500 0,8 2 Xã Cơi 2 35/0,4 180 0,45 3500 0,8 3 Tỉnh uỷ 35/0,4 320 0,92 3500 0,8 4 Bản Hìn 35/0,4 50 0,54 3500 0,8 5 Phiêng Tam 35/0,4 100 0,21 3500 0,8 6 Bản Tam 35/0,4 50 0,12 3500 0,8 7 Tò Lọ 35/0,4 50 0,21 3500 0,8 8 Bản Nam 35/0,4 50 0,19 3500 0,8 9 Bản Phảng 35/0,4 50 0,27 3500 0,8 10 Bản Hôm 35/0,4 50 0,13 3500 0,8 11 Lả Hôm 35/0,4 75 0,19 3500 0,8 12 Bản Hùn 35/0,4 50 0,16 3500 0,8 13 Bong Phiêng 35/0,4 50 0,11 3500 0,8 14 ót Nọi 35/0,4 50 0,05 3500 0,8 15 ót Luông 35/0,4 75 0,14 3500 0,8 16 BãI đá 35/0,4 180 0,72 3500 0,8 17 Cơ khí 35/0,4 180 0,76 3500 0,8 18 Huổi Hìn 35/0,4 180 0,8 3500 0,8 19 Kho K4 I 35/0,4 180 0,75 3500 0,8 20 35 Quyết Tâm 35/0,4 180 0,87 3500 0,8 21 Trạm than 35/0,4 180 0,91 3500 0,8 22 Viện Quân Y 6 35/0,4 320 0,21 3500 0,8 23 Sư phạm 35/0,4 250 0,95 3500 0,8 24 Chiềng Sinh 35/0,4 180 0,72 3500 0,8 Lộ 376 1 Chiềng Ngần 35/0,4 100 0,26 3500 0,8 2 Nà Ngùa 35/0,4 50 0,78 3500 0,8 3 Noong La 35/0,4 100 0,31 3500 0,8 4 Bản Pít 35/0,4 50 0,14 3500 0,8 Lộ 378 1 Ngã ba Mai Sơn 35/0,4 180 1.05 3500 0,8 Lộ 379 1 áp Phan 35/0,4 400 0,14 3500 0,8 2 Bệnh viện 35/0,4 180 0,65 3500 0,8 3 Bản Hài 35/0,4 180 0,64 3500 0,8 4 Bản Cá 35/0,4 100 0,5 3500 0,8 5 Chiềng Xôm 35/0,4 180 0,61 3500 0,8 6 Bản ái 35/0,4 180 0,25 3500 0,8 7 Cà phê bản Xẳng 35/0,4 100 0,75 3500 0,8 Số lượng các loại máy biến áp: Bảng 2.2: Số lượng các loại MBA TT Loại máy biến áp Số lượng 1 Máy có dung lượng 31,5 kVA 2 2 Máy có dung lượng 50 kVA 16 3 Máy có dung lượng 75 kVA 3 4 Máy có dung lượng 100 kVA 13 5 Máy có dung lượng 160 kVA 4 6 Máy có dung lượng 180 kVA 37 7 Máy có dung lượng 250 kVA 6 8 Máy có dung lượng 320 kVA 3 9 Máy có dung lượng 400 kVA 2 10 Máy có dung lượng 560 kVA 3 11 Máy có dung lượng 630 kVA 1 12 Máy có dung lượng 4000 kVA 1 Tổng số (chiếc) 91 Tổng dung lượng (kVA) 19.258 Qua thống kê ta thấy một số các máy biến áp đầy tải, tuy nhiên vẫn có số lượng lớn các trạm còn chạy non tải, làm giảm hiệu quả sử dụng máy biến áp, gây tổn thất lớn. 2.2.3. Hiện trạng các đường dây trung áp: Đường dây trung áp qua thị xã Sơn La chủ yếu là đường dây trên không, lộ đơn và có một vài đoạn cáp ngầm. Bảng 2.3: Hiện trạng các đường dây trung áp TT Tên đường dây Loại dây l(m) Lộ 971 1 Xuất tuyến- 8 AC50 900 2 8-8/4 AC50 200 3 8/4 - xe khách AC50 250 4 8-11 AC50 250 5 11-13 AC50 200 6 13-26 AC50 1210 7 26-31 AC50 450 8 31—60 AC50 1800 9 60--85 AC50 2400 10 31-31/6 AC50 320 11 31/6-31/12 AC50 300 12 31/6—Vật tư AC50 40 13 31/12—bản Nam AC50 2360 14 31/12-31/18 AC50 160 15 31/18—sông Đà AC50 10 16 13-13/5 AC50 500 17 13/5-đài TNVN AC50 25 18 13/5-13/6 AC50 60 19 13/6—xã Cơi I AC50 120 20 13/6-13/6A/7 AC50 530 21 13/6A/7-13/6A/17 AC50 600 22 13/6-13/14 AC50 800 23 13/14-13/37 AC50 1000 24 13/14—Nà Coóng AC50 15 25 13/14-13/14/9 AC50 850 26 13/14/9—trại Tâm thần AC50 700 27 13/14/9-13/14/11 AC50 300 28 13/14/11-13/14/12 AC50 1460 29 13/14/12-13/14/13 AC50 1000 30 13/14/13—Bó Cằm AC50 300 31 13/14/13-13/14/15 AC50 1800 32 13/14/15—Nè Tở AC50 900 33 13/14/15—Co Phung AC50 900 Lộ 972 1 Xuất tuyến- 3 AC70 300 2 3—Mì Mầu AC50 200 3 3-29 AC70 1100 4 29-35 AC70 430 5 35-43 AC50 620 6 43-43/8 AC50 800 7 43/8-43/8/1 AC50 10 8 43/8/1—bản Bó AC50 400 9 43-44 AC50 45 10 44-54 AC50 600 11 54—Y tế DP AC50 40 12 54-63 AC50 700 13 63—trường Y AC50 40 14 63-73 AC50 600 15 73-74 AC50 40 16 74—sở Y tế AC50 40 17 74-75 AC50 40 18 75—bảo hiểm AC50 40 19 75-83 AC50 500 20 83-83/9 AC50 380 21 83/9—cầu Sắt AC50 25 22 83/9-83/14 AC50 220 23 83/14-83/17 AC50 200 24 83/17-Sở giáo dục AC50 460 25 83/17-83/22 AC50 180 26 83/22-NH NN AC50 970 27 83-91 AC50 400 28 91-96 AC50 300 29 96-102 AC50 235 30 102— suối Reo AC50 25 31 102-103 AC50 40 32 103-103/2 AC50 45 33 103/2-Văn công AC50 280 34 103-108 AC50 115 35 108-111 AC50 210 36 111-115 AC50 150 37 115-119 AC50 240 38 119-120 AC50 216 Lộ 372 1 Xuất tuyến-9 AC95 930 2 9-9/3 AC50 300 3 9-9/5 AC50 460 4 9/5—xi măng AC50 100 5 9/5—gạch Blốch AC50 200 6 9-22 AC95 1000 7 22-22/3 AC70 25 8 22/3-22/3/1 AC50 80 9 22/3-22/4 AC50 30 10 22/4-22/4/1 AC50 50 Lộ 374-1 1 Xuất tuyến Sơn La-4 AC35 50 2 4-19 AC35 966 3 19-38 AC35 4000 4 43-21 AC35 4500 5 21-10 AC35 2000 6 10-7 AC35 500 Lộ 374-2 1 Xuất tuyến 2-9-4 AC70 400 2 45/9-45/7 AC70 200 3 45/7-45/7/5 AC50 150 4 45/7/5—Huổi Hin AC50 600 5 45/7-45/4 AC70 300 6 45/4-45/4/5 AC50 1300 7 45/4/5-kho 4 I AC50 250 8 45/4-45/2 AC70 100 9 45/2-45 AC70 250 10 45-50 AC35 500 11 50-54 AC35 500 12 50—xã Cơi II AC35 500 13 54-74 AC35 2300 14 74—bản Hìn AC35 1800 15 74-86 AC35 1500 16 86-86/10 AC35 1300 17 86/10-86/20 AC35 1200 18 86/20-86/26 AC35 500 19 86/26—bản Hùn AC35 1300 20 86/26-86/39 AC35 1200 21 86/39—ót Luông AC35 500 22 86—104 AC35 2500 23 104—108 AC35 600 24 104—104/24 AC35 3000 25 104/24—104/31 AC35 4000 26 104/31—bản Nam AC35 2300 27 104/31—104/31/2 AC35 260 28 104/31/2—bản Pảng AC35 900 Lộ 376 1 Xuất tuyến Sơn La-4 AC70 400 2 4—4/6 AC70 2000 3 4/16-4/16/12 AC70 1400 4 4/16-4/22 AC70 700 5 4/22-4/30 AC70 900 6 4/30—bản Pát AC70 2700 7 4/30-4/38 AC70 1000 8 4/38—Noong La AC70 200 9 4/38-Xuất tuyến TG2-9 AC70 3200 Lộ 378 1 Xuất tuyến -27 AC70 3600 2 27—TBA Mai Sơn AC70 200 Lộ 379 1 Xuất tuyến -12 AC70 2000 2 12-12/6 AC50 400 3 12-19 AC70 1700 4 19-19/7 AC50 750 5 19-21 AC70 400 6 21-28 AC70 700 7 28-38 AC70 1900 8 38—Chiềng Xôm AC50 270 9 38-59 AC70 4700 10 59—bản ái AC50 270 11 59-65 AC70 500 12 65—cà phê bản Sẳng AC50 300 2.2.4. Đánh giá hiện trạng : * NGUỒN ĐIỆN: Trạm trung gian 2/9: Gồm có 2 MBA trung gian và 1 MBA tự dùng 2 MBA trung gian có công suất mỗi máy là 32000kVA, cấp điện áp 35/10,5 kV, cosj = 0,9. MBA tự dùng có công suất 50kVA, điện áp 10/0,4kV. Trạm 110kV Sơn La: Một máy có công suất 25000 kVA, cấp điện áp 115/38,5 kV do Liên Xô sản xuất, mới được cải tạo năm 1997. Một MBA tự dùng 420kVA-38,5/0,4kV. * LƯỚI ĐIỆN: Hầu hết các trạm biến áp phân phối thường xuyên vận hành non tải, có những máy có hệ số mang tải rất thấp (ktải=0,5), do vậy lượng tổn thất trong máy biến áp mà hệ thống phải chịu lớn. Các đường đây hạ áp phân bố chưa hợp lý, không tuân theo quy hoạch, không đảm bảo an toàn, mất mỹ quan, gây khó khăn cho việc quản lý, vận hành, sửa chữa. Tóm lại, lưới đện hiện trạng chưa đáp ứng được yêu cầu của một thị xã đang phát triển. 2.3 ĐÁNH GIÁ CÁC CHỈ TIÊU KỸ THUẬT CỦA LƯỚI ĐIỆN Để đánh giá chất lượng lưới điện, ta phải tính toán tổn thất công suất, tổn thất điện năng, tổn thất điện áp trong hệ thống cung cấp điện. 2.3.1 Cơ sở lý thuyết 1 Sơ đồ thay thế sử dụng trong tính toán a- Sơ đồ thay thế của đường dây Thông số của sơ đồ thay thế + Điện trở R ; (W) + Điện kháng X ; (W) + Điện dẫn G ; (1/Wkm) + Điện dẫn B ; (1/Wkm) -Khi tính toán với lưới có cấp điện áp Uđm £ 6-66 KV ta có thể bỏ qua điện dẫn G và dung dẫn B cho nên trong sơ đồ thay thế sẽ không có G và B +Như vậy trong sơ đồ thay thế của đường dây chỉ xét đến hai thành phần là điện trở R và điện khángX, cụ thể như sau: 1 2 ZD = R+JX Trong đó: ZD là tổng trở của đường dây R= r0.l: (2-1) X= x0.l; (2-2) Với r0 ,x0, l là điện trở tác dụng, điện kháng trên một km đường dây(W/km) và chiều dài đường dây(km) r0 và x0 có thể tra trong các tài liệu kỹ thuật Điện trở r0 trong các tài liệu được xác định ở nhiệt độ môi trường là 200C nếu ở nhiệt độ khác thì r0 cũng sẽ thay đổi song để cho đơn giản ta không xét đến sự thay đổi đó. Điện kháng x0 thay đổi theo khoảng cách trung bình giữa các pha. Khoảng cách trung bình giữa các pha được xác định theo công thức sau: Với D1,D2,D3 là khoảng cách giữa các pha ; m đối với lưới điện có Uđm = 6-10 KV lấy D TB= 1m b-Sơ đồ thay thế của máy biến áp (MBA) -Các máy biến áp thường được sử dụng trong các trạm biến áp là MBA 2 cuộn dây , MBA 3 cuộn dây và máy biến áp tự ngẫu Việc phân tích chế độ mang điện được tiến hành sau khi đã qui đổi tổng trở, điện áp , dòng điện của đường dây và máy biến áp về một cấp điện áp nào đó ở đây ta dùng ký hiệu điện áp trong tính toán là U. -Đối với lưới 6 KV thường sử dụng MBA 2 cuộn dây vì thế trong phần chuyên đề ta chỉ xét đến MBA 2 cuộn dây -Với các MBA 2 cuộn dây nhà chế tạo thường cho sẵn các tham số như: +Công suất định mức (Sđm) +điện áp định mức các cuộn dây (U1đm; U2đm) +Tổn thất công suất tác dụng khi không tải (DP0) +Tổn thất công suất tác dụng khi ngắn mạch (DPN) +Dòng điện không tải % so với dòng điện định mức (Io %) +Dòng điện định mức của các cuộn dây(I1đm ,I 2đm ) +Điện áp ngắn mạch % so với điện áp định mức (Un%) -Máy biến áp được thay thế bằng sơ đồ với các tham số như sau: Rb Xb Gb Bb Trong đó : Rb , Xb ,GB ,BB được xác định theo các công thức sau: Một cách gần đúng thì sơ đồ thay thế của MBA 2 cuộn dây có thể được sử dụng như sau: ZB =RB+XB DS0= DP0 +JDQ0 Trong đó DS0 đặc trưng cho tổn thất không tải của MBA với DQ0 =I0 %.S đmB/100 2. Nguyên tắc tính toán tổn thất công suất : Vì đã biết công suất ở các nút phụ tải và điện áp ở đầu đường dây cho nên việc tính toán tổn thất công suất được tính từ cuối lên đầu đường dây với các qui ước như sau: - Coi điện áp ở các nút phụ tải đều bằng nhau và bằng Uđm -Thứ tự số nút ở đường dây là i,j = 1 ¸ n -Thứ tự phụ tải có trên đường dây là k = 1 ¸ m a- Phụ tải của các nút: Phụ tải ở các nút đã cho biết dưới dạng công suất toàn phần S của MBA , hệ số phụ tải và cosjTB : -Hệ số tải là tỷ số giữa công suất cực đại của phụ tải so với dung lượng của MBA: => Spt max = SđmB . kt -Hệ số cos jTB của phụ tải lấy theo số liệu của điện lực đống đa là cosjTB=0,85 -công suất của phụ tải biểu diễn dưới dạng số phức : Sptmax =Pptmax +J Qptmax ; (2-5) Trong đó : Pptmax = Sptmax . cosj ; (2-6) ; (2-7) - Tổn thất công suất trong MBA của phụ tải là : DSB= DPB +JDQB Trong đó : DPB = DPo + DPN*(Sptmax/SđmB)2 ; (2-8) DQB = DQo + (UN%*S2ptmax)/(100*SđmB) ; (2-9) -Phụ tải thứ k tại nút i sẽ là : Sk (i)= SPTK + DSBK ; (2-10) b-Công suất chạy trên đoạn đường dây i j sau khi qua tổng trở của đoạn đường dây ij : ; (2-11) Trong đó : DSZ(IJ)K là tổn thất công suất trên tổng trở của đoạn đường dây i J thứ k c- Tổn thất công suất trên tổng trở của đoạn đường dây ij là ;(2-12) Trong đó: ZIJ là tổng trở của đoạn đường dây i ,j 3. Cách tính tổn thất điện năng a- Thời gian sử dụng công suất lớn nhất Tmax Trong đó : Amaxlà sản lượng điện năng lớn nhất theo năm của phụ tải Pmax là công suất tác dụng lớn nhất của phụ tải tính theo công thức b- Thời gian chịu tổn thất công suất lớn nhất tMAX tMAX được xác định qua hàm quan hệ : t = f (TMAX ; cosjtb) Nhưng trong tính toán gần đúng ta có thể xác định theo công thức sau : t = (0,124 +10-4 Tmax)2 . t ; (2-14) Trong đó : t là thời gian có điện thực tế ; giờ T=8760 - t cắt điện c-Tổn thất điện năng trong MBA (DAB) ;(2-15) Trong đó n là số máy biến áp đang vận hành trong trạm d-Tồn thất điện năng trên đường dâyDAdd ;(2-16) Trong đó : tTB là thời gian tổn thất công suất lớn nhất trung bình tính theo Tmaxtb ;(2-17) g- Tổng tổn thất điện năng DA: DA = DAđ d + DAB ; (2-18) => DA%=DA/A = DA*100/(Tmaxtb*Pmax) ; (2-19) 2.3.2. Sử dụng phần mềm LOADFLOW trong tính toán hiện trạng : 1. Giới thiệu về phầm mềm : Cùng với sự tiến bộ về khoa học và công nghệ nói chung và của nghành tin học nói riêng ngày nay có nhiều các ứng dụng của tin học vào các ngành kỹ thuật và sản xuất . Với phần tính toán tổn thất điện năng , tổn thất công suất , tổn thất điện áp trên lưới điện thì đây là 1 phần mềm rất thuận tiện cho việc tính toán . Vì vậy ta sử dụng phần mềm này để tiến hành tính toán các lộ đường dây tron đồ án này . Phần mềm này đuợc viết bởi Tiến sỹ Trần Tấn Lợi , giảng viên bộ môn Hệ thống điện trường Đại học Bách Khoa Hà Nội . Việc kiểm định tính chính xác của chương trình được trình bày ở phần phụ lục cuối đồ án . 2. Các khâu chuẩn bị cho việc sử dụng LOADFLOW: * Đánh số nút cho sơ đồ một sợi : -Nút số 1 thường dành cho nút hệ thống . Các nút tiếp theo của lưới có thể được đánh theo một thứ tự bất kỳ chỉ cần số thứ tự của nút không trùng nhau và là dãy số liện tục. Thông thường để tránh nhầm lẫn và để có thể vào được dữ liệu theo bất kỳ kiểu nào , thì các nút còn lại của lưới được vào theo thứ tự tăng dần kể từ nút hệ thống và chiều của dòng công suất được tính từ nút nhỏ tới nút lớn .(trường hợp lưới hở). * Tổng số nút của lưới và điện áp của nút hệ thống : -Tổng số nút của lưới được tính kể cả nút hệ thống, có thể tổng số nút của lưới không trùng với nút có số thứ tự lớn nhất vì ta vẫn có thể đánh số thứ tự bất kỳ, còn khi đánh theo thứ tự thì tổng số nút sẽ bằng số nút lớn nhất của mạng . *Kết cấu của lưới : -LOADFLOW cho phép có thể tính với các lưới có kết cấu bất kỳ. Với lưới hở tổng số nút của nhánh có thể biết được ngay và nó bằng tổng số nút trừ 1. Cần phải biết lưới, mã hiệu dây, tiết diện, số lộ, chiều dài (tính bằng km ) trong danh sách các loại dãy đã chứa trong thư viện , đồng thời phải tuân thủ cách viết về mã dây trong thư viện, ví dụ AC-120 thì trong thư viện (AC120) *Thông tin về nút tải gồm 3 kiểu : -Kiểu A: Khi các thông tin P;Q có nghĩa là dưới nút tải có thể là một lưới nhỏ khác gồm nhiều phụ tải và MBA khác song tất cả sẽ được tính toán và qui đổi về tương đương . -Kiểu B: Khi nút tải toàn bộ là các trạm biến áp, lúc đó thông tin cần thiết cho nút tải là : +Loại máy biến áp sử dụng trong trạm +Công suất danh định +Số lượng MBA +Phụ tải sau trạm PMAX Cosj TMAX(K1) Lưu ý :Khi vào số liệu máy biến áp ta cần vào đúng mã máy biến áp Ví dụ TM 320. Trường hợp trong thư viện không có máy như của mình thì phải tra trong sổ, bảng để vào thư viện loại máy đó - Kiểu C: Khi nút tải vừa là phụ tải vừa là trạm biến áp . Trường hợp này được sử dụng khi muốn tính một lưới điện tổng hợp hai hay nhiều cấp điện áp trong cùng một lưới .Lúc này phụ tải có thể đã được quy đổi như trong kiểu A đã được giới thiệu hoặc thuần là các trạm biến áp như trong kiểu B đã trình bày ở phần trên . Và như vậy khi sử dụng các thông tin của nút tải , còn phải cần thêm điện áp của các nút tải để chương trình tự quy đổi về một cấp tính toán xong nó lại tự qui đổi về các đại lượng trong hệ đợn vị có tên, giúp cho ta rất nhiều công sức trong việc chuyển đổi đại lượng tính toán . + Đối với đường cáp nếu trong phần mà cáp chứa các thông số về điện áp rồi thì không cần ký hiệu lại, còn nếu cùng loại mã đó nhưng tồn tại cả ở nhiều cấp điện áp khác nhau thì tiến hành tương tự như ở đường dây trên không. 3. Sơ đồ khối thể hiện trình tự việc tính toán bằng LOADFOW: * Gia công dữ liệu đầu vào + Tính Tmax; Pmax; đánh số nút + Cos j ; tiết diện; chiều dài + Tổng số nút Kiểm tra dữ liệu của thư viện: Số liệu thiết bị thư viện so với lưới Tạo tệp dữ liệu theo sơ đồ kết cấu của lưới (đã gia công sẵn) Nạp dữ liệu vào thư viện qua sổ tay Cho máy tính làm việc (tự tính toán) Nếu chưa đủ Đã đủ -> Kiểm tra lại kết cấu của lưới có gì sai không Không hội tụ Hội tụ In số liệu tính toán 4. Thực hiện tính toán cho các lộ đường dây trung áp của thị xã Sơn La : a) Lộ đường dây 971 : Kết quả tính toán được lấy trực tiếp từ chương trình LOADFLOW ( Số liệu chi tiết được ghi ở phần phụ lục trang ) TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG TOÀN LƯỚI * T0 trung bình T0tb = 1968 giờ * Tmax trung bình Tmaxtb = 3500 giờ * Tổn thất không tải DA-fe = 76650 kWh/nam * Tổn thất dây cuốn DA-cu = 40360 kWh/nam * Tại các trạm DA-trạm = 117010 kWh/nam * Trên đường dây DAdd = 115882 kWh/nam * Toàn lưới DA-tram + DAdd = 232892 kWh/nam * Tổng điện năng tiêu thụ 7283530 kWh/nam * Tổn thất điện năng % = 3.20 % * Tổn thất điện áp DUmax = 3.61 % nut( 10) * Cos-fi trung bình lưới = 0.90 * Hệ thống = Không bị quá tải b) Lộ đường dây 972 : Kết quả tính toán được lấy trực tiếp từ chương trình LOADFLOW ( Số liệu chi tiết được ghi ở phần phụ lục trang ) TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG TOÀN LƯỚI * T0 trung bình T0tb = 1968 giờ * Tmax trung bình Tmaxtb = 3500 giờ * Tổn thất không tải DA-fe = 104244 kWh/nam * Tổn thất dây cuốn DA-cu = 51169 kWh/nam * Tại các trạm DA-trạm = 155413 kWh/nam * Trên đường dây DAdd = 434077 kWh/nam * Toàn lưới DA-tram + DAdd = 589489 kWh/nam * Tổng điện năng tiêu thụ 9724259 kWh/nam * Tổn thất điện năng % = 6.06 % * Tổn thất điện áp DUmax = 9.67 % nut( 41) * Cos-fi trung bình lưới = 0.86 * Hệ thống = Không bị quá tải c) Lộ đường dây 372 : Kết quả tính toán được lấy trực tiếp từ chương trình LOADFLOW ( Số liệu chi tiết được ghi ở phần phụ lục trang ) TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG TOÀN LƯỚI * T0 trung bình T0tb = 1968 giờ * Tmax trung bình Tmaxtb = 3500 giờ * Tổn thất không tải DA-fe = 101966 kWh/nam * Tổn thất dây cuốn DA-cu = 42531 kWh/nam * Tại các trạm DA-trạm = 144497 kWh/nam * Trên đường dây DAdd = 12019 kWh/nam * Toàn lưới DA-tram + DAdd = 156516 kWh/nam * Tổng điện năng tiêu thụ 10517766 kWh/nam * Tổn thất điện năng % = 1.49 % * Tổn thất điện áp DUmax = 0.24 % nut( 5) * Cos-fi trung bình lưới = 0.79 * Hệ thống = Không bị quá tải d) Lộ đường dây 374 : Kết quả tính toán được lấy trực tiếp từ chương trình LOADFLOW ( Số liệu chi tiết được ghi ở phần phụ lục trang ) TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG TOÀN LƯỚI * T0 trung bình T0tb = 1968 giờ * Tmax trung bình Tmaxtb = 3500 giờ * Tổn thất không tải DA-fe = 57904 kWh/nam * Tổn thất dây cuốn DA-cu = 21262 kWh/nam * Tại các trạm DA-trạm = 79166 kWh/nam * Trên đường dây DAdd = 1456 kWh/nam * Toàn lưới DA-tram + DAdd = 80621 kWh/nam * Tổng điện năng tiêu thụ 3438934 kWh/nam * Tổn thất điện năng % = 2.34 % * Tổn thất điện áp DUmax = 0.18 % nut( 30) * Cos-fi trung bình lưới = 0.78 * Hệ thống = Không bị quá tải e) Lộ đường dây 376 : Kết quả tính toán được lấy trực tiếp từ chương trình LOADFLOW ( Số liệu chi tiết được ghi ở phần phụ lục trang ) TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG TOÀN LƯỚI * T0 trung bình T0tb = 1968 giờ * Tmax trung bình Tmaxtb = 3500 giờ * Tổn thất không tải DA-fe = 9986 kWh/nam * Tổn thất dây cuốn DA-cu = 1635 kWh/nam * Tại các trạm DA-trạm = 11622 kWh/nam * Trên đường dây DAdd = 22 kWh/nam * Toàn lưới DA-tram + DAdd = 11643 kWh/nam * Tổng điện năng tiêu thụ 295337 kWh/nam * Tổn thất điện năng % = 3.94 % * Tổn thất điện áp DUmax = 0.02 % nut( 9) * Cos-fi trung bình lưới = 0.90 * Hệ thống = Không bị quá tải f) Lộ đường dây 379 : Kết quả tính toán được lấy trực tiếp từ chương trình LOADFLOW ( Số liệu chi tiết được ghi ở phần phụ lục trang ) TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG TOÀN LƯỚI * T0 trung bình T0tb = 1968 giờ * Tmax trung bình Tmaxtb = 3500 giờ * Tổn thất không tải DA-fe = 32062 kWh/nam * Tổn thất dây cuốn DA-cu = 8905 kWh/nam * Tại các trạm DA-trạm = 40967 kWh/nam * Trên đường dây DAdd = 1172 kWh/nam * Toàn lưới DA-tram + DAdd = 42139 kWh/nam * Tổng điện năng tiêu thụ 1656131 kWh/nam * Tổn thất điện năng % = 2.54 % * Tổn thất điện áp DUmax = 0.18 % nut( 13) * Cos-fi trung bình lưới = 0.79 * Hệ thống = Không bị quá tải Qua kết quả tính toán thu được sau khi sử dụng chương trình LOADFLOW ta thấy lộ 972 có tổn thất điện năng vượt quá mức cho phép (5%) , không lộ nào bị quá tải , vì vậy chỉ cần tiến hành cải tạo lại lộ 972 nhằm giảm tổn thất điện năng xuống dưới mức 5% . 3. Các nguyên nhân chính gây ra tổn thất của lưới : Nguyên nhân do kết cấu lưới : các đường dây có tiết diện nhỏ , điện áp thấp trong khi phụ tải lớn và không ngừng phát triển . Do có tổn thất trong lõi thép và trong cuộn MBA Do tiêu thụ nhiều công suất phản kháng trên lưới điện Do chế độ vận hành : Công suất phụ tải đường dây lớn , thời gian sử dụng công suất cực đại kéo dài . Các MBA phụ tải thì rất non tải . CHƯƠNG III MỘT SỐ GIẢI PHÁP CỤ THỂ CHO LƯỚI TRUNG ÁP KHU VỰC 3.1. MỘT SỐ GIẢI PHÁP NHẰM GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG Đặt các thiết bị bù công suất phản kháng trên đường dây , cắt bớt các MBA trong chế độ vận hành cực tiểu . Nâng cấp tiết diện đường dây Nâng cao điện áp vận hành định mức của lưới điện Thay đổi các MBA non tải bằng các MBA phù hợp Nâng cao chất lượng sửa chữa và kiểm tra mạng điện 3.2 . CÁC GIẢI PHÁP CỤ THỂ ÁP DỤNG CHO LƯỚI ĐIỆN TRUNG ÁP THỊ XÃ SƠN LA : 3.2.1. Các giải pháp trước mắt : Là nhóm các giải pháp nhằm tác động trực tiếp đến các nguyên nhân gây chất lượng điện năng xấu, không đảm bảo các chỉ tiêu kỹ thuật cơ bản hoặc gây mất an toàn trong vận hành. Khi lưới điện vi phạm các chỉ tiêu trên thì thông thường nó cần phải được ưu tiên cải tạo ngay tức khắc mà ít bị ràng buộc bởi các chỉ tiêu kinh tế lâu dài. Tuy nhiên để thực hiện các giải pháp trên người ta cũng có thể đề ra nhiều phương án cụ thể để rồi tiến hành so sánh và chọn ra được phương án tối ưu. Các giải pháp cụ thể để cải tạo còn tuỳ thuộc vào mức độ vi phạm các chỉ tiêu kỹ thuật. Dưới đây liệt kê một số giải pháp cụ thể: Thay các đoạn dây đang trong tình trạng vận hành quá tải. Thay đổi tiết diện các đường trục chính nhằm cải thiện chất lượng điện áp. Bù công suất phản kháng cho lưới. Phối kết hợp đồng thời các giải pháp trên để có giải pháp tối ưu. 3.2.2.Các giải pháp lâu dài : Là nhóm các giải pháp nhằm nâng cao chất lượng điện năng cung cấp cùng việc giảm tổn thất điện năng trong lưới. Các giải pháp lâu dài không những chỉ nhằm vào các lưới vi phạm các chỉ tiêu kỹ thuật cơ bản mà còn nhằm vào các lưới có chỉ tiêu kinh tế kém (tổn thất điện năng lớn mặc dù chưa vi phạm các chỉ tiêu kỹ thuật). Và vì vậy khi tiến hành các giải pháp này người ta cần phải đánh giá được hiệu quả kinh tế trước mắt và lâu dài của giải pháp. Nhóm các giải pháp này cần phải được tính toán trên cơ sở định hướng lâu dài (dựa vào các dự báo phát triển của phụ tải, vào xu hướng phát triển chung của vùng và toàn khu vực). Về nguyên tắc các giải pháp lâu dài cũng có thể áp dụng một số các phương pháp như đã nêu trong phần giải pháp ngắn hạn tuy nhiên cũng cần phải được tính toán với các phụ tải tương lai và phải đánh giá được hiệu quả kinh tế của từng giải pháp. Chính vì vậy nhóm các giải pháp lâu dài thiên về các phương pháp có hiệu quả kinh tế cao hơn nhưng đòi hỏi một lượng vốn đầu tư lớn và thời gian thực hiện dài hơn. Dưới đây là một số các phương pháp cụ thể: Thay đổi điện áp của lưới phân phối. Thay đổi loại máy biến áp. Thay đổi kết cấu lưới. Thay đổi gam máy biến áp. Thay đổi các thiết bị đo đếm, bảo vệ. Thay đổi cách vận hành 3.2.3. Giải pháp cụ thể : 1. Mục đích : Làm giảm DUmax £ 5% Ktải hết quá tải 2. Các giải pháp : Bù Thay dây Phối hợp vừa bù vừa thay dây a. Nguyên tắc bù : Dựa trên thực tế : chỉ bù cosj đến cosj = 0,95 Vị trí và dung lượng bù : - Ưu tiên phụ tải ở xa nguồn - Chỉ dùng các bình tụ từ 200 - 300 kVar - Không bù thừa . b. Thay dây : - Thay cùng 1 chủng loại dây - Chỉ thay dây dọc đường trục chính 3.3. ÁP DỤNG CÁC GIẢI PHÁP CỤ THỂ ĐỂ GIẢM TỔN THẤT CHO LỘ ĐƯỜNG DÂY 972 : TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG TOÀN LƯỚI * T0 trung bình T0tb = 1968 giờ * Tmax trung bình Tmaxtb = 3500 giờ * Tổn thất không tải DA-fe = 104244 kWh/nam * Tổn thất dây cuốn DA-cu = 51169 kWh/nam * Tại các trạm DA-trạm = 155413 kWh/nam * Trên đường dây DAdd = 434077 kWh/nam * Toàn lưới DA-tram + DAdd = 589489 kWh/nam * Tổng điện năng tiêu thụ 9724259 kWh/nam * Tổn thất điện năng % = 6.06 % * Tổn thất điện áp DUmax = 9.67 % nut( 41) * Cos-fi trung bình lưới = 0.86 * Hệ thống = Không bị quá tải Hình 3.1. Sơ đồ lộ 972 trước khi cải tạo . 3.3.1. Phương án 1 : Đặt các thiết bị bù tại các nút , nhằm giảm tổn thất điện áp trên đường dây . Trong phương án này ta đặt dung lượng của tụ bù sao cho đạt cosjtb = 0,95 . Sử dụng phần mềm tính toán LOADFLOW tính toán với dung lượng bù ở các nút như sau : Nút 25 bù 200 kVAr , nút 29 bù 200 kVAr , nút 33 bù 300 kVar . Kết quả tính toán được lấy trực tiếp từ chương trình LOADFLOW ( Số liệu chi tiết được ghi ở phần phụ lục trang ) TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG TOÀN LƯỚI * T0 trung bình T0tb = 1968 giờ * Tmax trung bình Tmaxtb = 3500 giờ * Tổn thất không tải DA-fe = 104244 kWh/nam * Tổn thất dây cuốn DA-cu = 51169 kWh/nam * Tại các trạm DA-trạm = 155413 kWh/nam * Trên đường dây DAdd = 334753 kWh/nam * Toàn lưới DA-tram + DAdd = 490166 kWh/nam * Tổng điện năng tiêu thụ 9547632 kWh/nam * Tổn thất điện năng % = 5.13 % * Tổn thất điện áp DUmax = 8.20 % nut( 41) * Cos-fi trung bình lưới = 0.95 * Hệ thống = Không bị quá tải Phương pháp này tuy có giảm tổn thất điện năng nhưng vẫn chưa đạt được yêu cầu : giảm tổn thất điện năng xuống dưới 5% . 3.3.2. Phương án 2 : Nâng tiết diện dây dẫn các đoạn : 1-2 , 2-4 , 4-6 , 6-10 , 10-11 , 11-14 , 14-16 , 16-17 , 17-19 , 19-21 , 21-29 , 29-30 , 30-31 , 31-33 , 33-37 , 37-38 , 38-39 , 39-40 , 40-41 trên sơ đồ từ AC50 lên thành AC 120 với tổng chiều dài lên tới 7936 m ; riêng 2 đoạn 1-2 , 2-4 : lên thành lộ kép AC120 Hình 3.2 . Sơ đồ lộ 972 sau khi bù Kết quả tính toán được lấy trực tiếp từ chương trình LOADFLOW ( Số liệu chi tiết được ghi ở phần phụ lục trang ) TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG TOÀN LƯỚI * T0 trung bình T0tb = 1968 giờ * Tmax trung bình Tmaxtb = 3500 giờ * Tổn thất không tải DA-fe = 104244 kWh/nam * Tổn thất dây cuốn DA-cu = 51169 kWh/nam * Tại các trạm DA-trạm = 155413 kWh/nam * Trên đường dây DAdd = 152326 kWh/nam * Toàn lưới DA-tram + DAdd = 307739 kWh/nam * Tổng điện năng tiêu thụ 9223220 kWh/nam * Tổn thất điện năng % = 3.34 % * Tổn thất điện áp DUmax = 4.49 % nut( 28) * Cos-fi trung bình lưới = 0.85 * Hệ thống = Không bị quá tải 3.3.3. Phương án 3 : Tiến hành đồng thời việc nâng tiết diện dây các đoạn : 1-2 , 2-4 , 4-6 , 6-10 , 10-11 , 11-14 , 14-16 từ AC50 lên thành AC120 với tổng chiều dài : 4370 m ; đồng thời tiến hành bù công suất phản kháng tại các nút với dung lượng bù như sau : Nút 25 bù 200 kVAr , nút 29 bù 200 kVAr , nút 33 bù 300 kVar . Kết quả tính toán được lấy trực tiếp từ chương trình LOADFLOW ( Số liệu chi tiết được ghi ở phần phụ lục trang ) TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG TOÀN LƯỚI * T0 trung bình T0tb = 1968 giờ * Tmax trung bình Tmaxtb = 3500 giờ Hình 3.3. Sơ đồ lộ 972 sau khi thay dây . Hình 3.4. Sơ đồ lộ 972 sau khi bù và thay dây * Tổn thất không tải DA-fe = 104244 kWh/nam * Tổn thất dây cuốn DA-cu = 51169 kWh/nam * Tại các trạm DA-trạm = 155413 kWh/nam * Trên đường dây DAdd = 172558 kWh/nam * Toàn lưới DA-tram + DAdd = 327971 kWh/nam * Tổng điện năng tiêu thụ 9259199 kWh/nam * Tổn thất điện năng % = 3.54 % * Tổn thất điện áp DUmax = 4.98 % nut( 41) * Cos-fi trung bình lưới = 0.94 * Hệ thống = Không bị quá tải 3.3.4. Bảng so sánh kết quả trước và sau khi cải tạo : Lộ đường dây Hiện trạng và biện pháp cải tạo cosjtb DUmax % åDAmax% 972 Hiện trạng 0,86 9.67 6.06 972 Bù công suất phản kháng 0,95 8,2 5,13 972 Nâng tiết diện dây dẫn 0,85 4,49 3,34 972 Vừa bù vừa nâng tiết diện dây dẫn 0,94 4,98 3,54 Ta thấy chỉ có phương án 2 và phương án 3 là đảm bảo chỉ tiêu về kỹ thuật , phương án 1 tuy cũng giảm được tổn thất nhưng vẫn chưa đạt được chỉ tiêu cho phép . 3.4.SO SÁNH CHỈ TIÊU KINH TẾ : 3.4.1. Chi phí tính toán phương án 2 : Vốn đầu tư : K2 = 9336 . 15380 = 143 587 680 đ Tổng tổn thất điện năng : DA2 = 307739 kWh Chi phí tính toán : Z2 = ( avh + atc ) K2 + c. DA2 = ( 0,1 + 0,2 ). 143587680 + 1000 . 307739 = 350 815 304 (đ) 3.4.2. Chi phí tính toán phương án 3 : Vốn đầu tư : K3 = 4370 . 15380 +2.5 500 000 + 9 450 000 = 87 660 600 đ Tổng tổn thất điện năng : DA2 = 327971 kWh Chi phí tính toán : Z2 = ( avh + atc ) K2 + c. DA2 = ( 0,1 + 0,2 ). 87660600 + 1000 . 327971 = 354 269 180 (đ) Như vậy phương án 2 tuy vốn đầu tư ban đầu lớn hơn nhưng chi phí tính toán lại nhỏ hơn . Vậy ta chọn phương án 2 để tiến hành cải tạo lộ đường dây . PHẦN KIỂM CHỨNG LOADFLOW Nội dung bao gồm: Phần I: Kiển chứng về tổn thất công suất và điện áp trên lưới. Phần II: Kiểm chứng về tổn thất công suất trong các trạm biến áp. Phần III: Kiển chứng về tổn thất điện năng trong các trạm và trên lưới. PHẦN I : KIỂM CHỨNG VỀ TỔN THẤT CÔNG SUẤT VÀ ĐIỆN ÁP TRÊN LƯỚI Ví dụ 1: Giả thiết cho lưới điện như hình vẽ: Các tham số đầu vào được cho ngay trên hình vẽ. Còn dưới đây là kết quả tính toán của LOADFLOW cũng được thể hiện ngay trên sơ đồ dưới đây: Dưới đây là phần kiểm chứng bằng cách tính toán bằng tay theo các cách tính chính xác: Công việc kiểm chứng được tiến hành theo các nguyên tắc sau: Thiết lập sơ đồ thay thế chính xác. Tính toán các tham số của sơ đồ thay thế bằng cách lấy các số liệu ( r0; x0; b0 ) từ bộ thư viện của CT. Tính toán phân bố chính xác phân bố công suất trên các đoạn. (tính từ nút 3 ngược trở về phía nguồn, chấp nhận kết quả điện áp đã có trên sơ đồ). Tính toán lại tổn thất công công suất và tổn thất điện áp. So sánh các kết quả. Phần cụ thể: Sơ đồ thay thế lưới điện 1 2 3 100+j100 100+j100 R12 + jX12 R23 + jX23 S’’23 S’23 S’12 S’’12 -jQ’’3/2 -j Q’2/2 -j Q’’2/2 -j Q’1/2 Từ thư viện 10 kV của CT ta tra được loại dây AC70 với các tham số sau: AC70 r0 = 0,47 (W/km). x0 = 0,341 (W/km). b0 = 0,00000273 (1/Wkm). B = b0x l = 0,00000273x 10 = 0,0000273 -jQ’’3 = (U23 x B)/2 = 10,2652x 0,0000273/2 = -j1,4383 S23’’ = 100 + j100 – jQ3’’ = 100 + j98,56 DS23 = (S23’’/U3)2. (R23 + JX23) = (1002 + 98,562)/10,2652.(4,7 +j3,41) = 0,88 + j0,64 . Chú ý: Dòng công suất đầu đường dây là kết quả mà CT. đã cho trên mỗi đoạn dây. Chúng ta sẽ kiểm chứng xem dòng công suất đó sẽ phải bằng dòng công suất ở cuối mỗi đoạn dây (S23’’) cộng với phần tổn thất công suất trên mỗi đoạn dây đó. S23’ = 100,9 + j99,20 (kết quả từ CT.) theo tính toán S23’ = S23’’ + DS23 = 100 +j98,56 + 0,88 + j0,64 = 100,9 + j99,20 . Tiếp theo chúng ta xác định dòng công suất ở cuối đoạn 1-2: S12’’ = S23’ + S2 – jQ23’ – jQ12’’ Ta có Q23’ = Q12’’ (chung cùng được tính chung ở điện áp nút 2 & cả hai đoạn dây 1-2 và 2-3 cùng loại dây và chiều dài). Q23’ = Q12’’ = U22. B/2 = (10,344)2.0,00000273/2 S12’’ = 100,9 + j99,20 + 100 + j100 + (10,344)2.0,00000273 = 200,90 + j196,29 Ta sẽ tính tổn thất công suất trên đoạn 1-2 theo S12’’ & U2. DS12 = (S12’’/U2)2. (R12 + jX12) = (200,902 + 196,292)/10,3442.(4,7 +j3,41) = 3,46531 + j2,50682 . Tương tự như tính ở đoạn trước. Ta sẽ kiểm chứng xem từ kết quả của CT cho dòng công suất ở đầu đường dây. S12’ = 204,3 + j198,8 (kết quả từ CT.) theo tính toán S12’ = S12’’ + DS12 = 200,90 + j196,29 + 3,46531 + j2,50682 = 204,37 + j198,80 . PHẦN KIỂM CHỨNG VỀ TỔN THẤT ĐIỆN ÁP Trong phần này để có kết quả chính xác về tổn thất điện áp trên các đoạn, ta sử dụng phân bố công suất chính xác như đã tính ở phân trên. (Cần nhớ rằng các công thức sử dụng trong tính toán bằng tay ở đây vẫn chỉ là các công thức gần đúng, các kết quả điện áp mà chương trình tính ra tại các nút là chính xác hơn nhiều vì nó kể đến cả các thành phần ngang trục của điện áp dáng, mặc dù thành phần này là rất nhỏ). DU12 = = = 155,82 V U2 » 10,5 – 0,15582 » 10,34 kV DU23 = = = 75,9 V U3 » 10,344 – 0,0759 » 10,27 kV PHẦN II: KIỂM CHỨNG TỔN THẤT CÔNG SUẤT TRONG CÁC TRẠM: Ví dụ 2: Giả thiết các tham số của lưới như hình vẽ: HV 2.1 Các tham số đầu vào được cho ngay trên hình vẽ (Tuy nhiên còn một vài số liệu đầu vào chưa thể hiện trên hình vẽ trên. Xong các số liệu này vẫn có thể lấy ra được từ tệp đầu vào Tmax2 = ;Tmax3= ). Còn dưới đây là kết quả tính toán của LOADFLOW cũng được thể hiện ngay trên sơ đồ dưới đây: HV 2.2 Ngoài ra CT còn tính toán tổn thất trong các trạm như sau: HV 2.3 Phần kiểm chứng sẽ được bắt đầu từ việc xác định tổn thất công suất trong các trạm biến áp để rồi tính ra các phần công suất qui về các nút tải (bao gồn công suất của phụ tải sau trạm cộng với tônr thất công suất trong trạm). Các công suất này cũng đã được CT. tính xong không in ra trong phần kết quả. Tuy nhiên chung ta vẫn có thể tra được trong file dữ liệu (Dùng chức năng Xen & kiểm tra tệp DL). Dưới đây là kết quả tra được trong file DL của CT. S2 = P2 + jQ2 = 335,80976 + j298,13179 kVA S3 = P3 + jQ3 = 173,78352 + j137,19102 kVA Để kiếm chứng số liệu này chúng ta vào thư viện máy biến áp (Uđm=10 kV) của CT. để tra các tham số của các máy biến áp trong các trạm cho trên sơ đồ. Dưới đây là các tham sồ tra được từ thư viện của CT. Nút số 3 loại máy TM250 có các tham số sau: Sđm = 250 kVA; DP0 = 0,820 (kW); DPN = 4,2 (kW); i0= 2,3 (%); uN = 4,7 (%). Nút số 2 loại máy TM560 có các tham số sau: Sđm = 560 kVA; DP0 = 1,42 (kW); DPN = 7,6 (kW); i0= 2,5 (%); uN = 5,5 (%). Công suất đầu vào các trạm biến áp tức là công suất qui về các nút, thực chất là phần công suất của phụ tải sau trạm cộng với tổn thất công suất trong các máy biến áp (bao gồn DSfe và DScu). DSfe = DP0 + jDQ0 = DP0 + j(i0%.Sđm)/100 (2-1) DSCu = (Smax/U)2.(RB +jXB) (2-2) lấy U=Uđm cho nên DSCu = (Smax/Sđm)2.DPN + j (Smax/Sđm)2.DQN (2-3) Trong đó .DQN = (2-4) áp dụng các công thức trên ta có: P2 = DP0(2) +((Pmax(2)/cosj2)/Sdm(2) )2. .DPN(2) + Pmax(2) = 1,42 +((330/0,78)/560)2.7,6 + 330 = 335,8 kW . Q2 = (i0%.Sđm)/100+((Pmax(2)/cosj2)/Sdm(2) )2. + Qmax(2) = (2,5. 560)/100 + ((330/0,78)/560)2 . + (330/0,78) = 298,1 kVar . Ta cũng tiến hành tương tự và được kết quả ở nút số 3như sau: P3 = 173,7 kW . Q3 = 137,1 kVAr . Các kết quả tính được hoàn toàn tương tự như từ CT. đã cho. Để có được kết quả cho trên hình (HV 2.2). ta tiên hành tương tự như trong phần 1 (xác định tổn thất công suất trên đường dây). PHẦN KIỂM CHỨNG TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG TRONG CÁC TRẠM: Để kiểm chứng tổn thất điện năng trong các trạm ta sử dụng công thức sau: DAtrạm = DP0 . n . t + DPN (Kt)2. n . t (3-1) Trong đó: n - số máy biến áp của trạm Kt – hệ số tải cực đại Kt = (Smax/SdmB) = Pmax/cosj. SdmB (3-2) t - thời gian sử dụng công suất cực đại. t = (0,124 +0,0001 . Tmax)2. t (3-3) Phần dưới đây ta sẽ kiểm chứng về tổn thất điện năng trong các trạm của Ví dụ 2 Tổn thất điện của trạm 3 Nút số 3 loại máy TM250 có các tham số sau: Sđm = 250 kVA; DP0 = 0,820 (kW); DPN = 4,2 (kW); i0= 2,3 (%); uN = 4,7 (%). Tổn thất điện năng không tải: DAfe = DP0 . t = 0,820 . 8760 = 7 183,2 kWh/năm . Tổn thất điện năng trong dây cuốn là: DACu = DPN (Kt)2. n . t (3-4) Kt = (Smax/SdmB) = Pmax/(cosj. SdmB) = 170/(0,81 . 250) = 0,8395 t = (0,124 +0,0001 . Tmax)2. t = (0,124+0,0001 . 3000)2 . 8760 = 1574,8 giờ . DACu = 4,2 . 0,83952 . 1. 1574,8 = 4 661,397 kWh/năm . Tương tự ở nút 2 Nút số 2 loại máy TM560 có các tham số sau: Sđm = 560 kVA; DP0 = 1,42 (kW); DPN = 7,6 (kW); i0= 2,5 (%); uN = 5,5 (%). Tổn thất điện năng không tải: DAfe = DP0 . t = 1,42 . 8760 = 12439,2 kWh/năm . Tổn thất điện năng trong dây cuốn là: DACu = DPN (Kt)2. n . t Kt = (Smax/SdmB) = Pmax/(cosj. SdmB) = 330/(0,78 . 560) = 0,7554 t = (0,124 +0,0001 . Tmax)2. t = (0,124+0,0001 . 2500)2 . 8760 = 1225,31 giờ . DACu = 7,6 . 0,75542 . 1. 1225,31 = 5 313,901 kWh/năm . PHẦN KIỂM CHỨNG TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG TRÊN ĐƯỜNG DÂY VÀ TOÀN LƯỚI: Để kiểm chứng phần này trước tiên ta xuất phát từ các công thức tính toán của CT. Việc xác định chính xác tổn thất điện năng trên lưới điện là công việc phức tạp, và khó có thể tính toán được bằng một công thức nào hoàn toàn chính xác. LOADFLOW chấp nhận cách tính gần đúng tổn thất điện năng trên tất cả các đoạn dây của lưới bằng cách lấy tổn thất công suất tác dụng cực đại của từng đoạn nhân với thời gian chịu tổn thất công suất trung bình ( ttb ) của cả lưới. Thời gian chịu tổn thất công suất trung bình của lưới được xác định theo công thức sau; ttb = (3-5) Trong đó: Pmaxi – là công suất cực (trung bình) của các hộ phụ tải ti - là thời gian chịu tổn thất công suất cực đại của các hộ phụ tải (đã được tính kiểm chứng ở phần trên). n - số hộ phụ tải trong lưới. Ngoài ra để tính tổn thất điện năng % toàn lưới LOADFLOW còn tính cả giá trị thời gian sử dụng công suất cực đại trung bình của cả lưới theo biểu thức sau: Tmaxtb = (3-6) Trong đó: Pi – là công suất cực (trung bình) tại các nút của hộ phụ tải (là phần công suất có kể đến cả tổng thất công suất trong các máy biến áp của trạm) Tmaxi - là thời gian sử dụng công suất cực đại của các hộ phụ tải. n - số hộ phụ tải trong lưới. Tổn thất điện năng trên đường dây của toàn lưới sẽ được tính như sau: DAdd = ttb. (3-7) Trong đó: DPij - là tổn thất công suất tác dụng trên đoạn i-j của lưới m - là tổng số nhánh của lưới ttb - thời gian chịu tổn thất trung bình của lưới (xem phần trên) Tổn thất điện năng toàn lưới sẽ được tính theo công thức sau: DAå = DAdd + å DAtrạm (3-8) Trong đó: DAtrạm = DAfe + DACu (là phần tổn thất điện năng trong từng trạm) Tổn thất điện năng tính theo phần trăm sẽ tính theo công thức sau: DA% = (3-9) Trong đó: A - là tổng điện năng tiêu thụ của lưới trong 1 năm được tính theo công thức sau: A = P1-2. Tmaxtb (3-10) P1-2 - Là dòng công suất ở đầu nguồn. Trường hợp ở nguồn có nhiều xuất tuyến thì lúc đó P1-2 là tổng các dòng công suất tác dụng của tất cả các xuất tuyến. Để kiểm chứng thực tế ta vẫn thực thi với ví dụ 2 Tính thời gian chịu tổn thất công suât cực đại trung bình: ttb = = (330 . 1225 + 170 . 1575)/(330 + 170) = 1344 giờ . Tính thời gian sử dụng công suất cực đại trung bình: Tmaxtb = = (335,8 . 2500 + 173,7 . 3000)/(335,8 + 173,7) = 2670 giờ . Tổng tổn thất điện năng trên đường dây: DAdd = ttb. = 1344 . (20,64 + 2,29) = 30818 kWh/năm . Tổng tổn thất điện năng toàn lưới: DAå = DAdd + å DAtrạm = 30818 + (7183,2+4661,397) + (12439,2+5313,901) = 30818 + 17818 + 11850 = 60486 kWh/năm . Tổng điện năng tiêu thụ toàn lưới: A = P1-2. Tmaxtb = 532,52263 . 2670 = 1 422 367 kWh/năm . Tổn thất điện năng phần trăm của toàn lưới: DA% = = (60486 . 100)/1422367 = 4,25 % . TÀI LIỆU THAM KHẢO Gt : Thiết kế cấp điện (NXB KHKT, 1998).Tg : Ngô Hồng Quang, Vũ Văn Tẩm. Gt : Cung cấp điện cho xí nghiệp công nghiệp ( ĐHBK ).Tg : Trần Bách, Đặng Ngọc Dinh, Phan Đăng Khải, Ngô Hồng Quang. Gt : Kỹ thuật điện cao áp - An toàn điện.Tg: Võ Viết Đạn. Gt : Hướng dẫn thiết kế kỹ thuật điện cao áp.Tg : Nguyễn Minh Chước. Gt : Nhà máy và trạm biến áp.Tg: Trịnh Hùng Thám, Nguyễn Hữu Khái, Đào Quang Thạch, Lã Văn Út, Phạm Văn Hoà, Đào Kim Hoa. 6. Gt : Sách tra cứu về cung cấp điện xí nghiệp công nghiệp. Bản dịch của Bộ môn hệ thống điện - Trường ĐHBK Hà nội 7. Sách : Hệ thống cung cấp điện. T.g: Nguyễn Công Hiền, Nguyễn Mạnh Hoạch - NXHKHKT 2001