Thiết kế lưới điện khu vực

MỞ ĐẦU Quá trình công nghiệp hoá hiện đại hoá nước ta đang đòi hỏi trình độ khoa học kỹ thuật cao. Ngành điện là ngành hạ tầng cơ sở được ưu tiên phát triển cũng yêu cầu trình độ theo kịp và đáp ứng được nhu cầu. Trong hệ thống điện của nước ta hiện nay quá trình phát triển phụ tải ngày càng nhanh nên việc quy hoạch và thiết kế mới và phát triển mạng điện đang là vấn đề cần quan tâm của ngành điện nói riêng và cả nước nói chung. Đồ án môn học Lưới điện giúp sinh viên áp dụng những kiến thức đã học để thực hiện những công việc thực tế. Tuy là đồ án môn học nhưng đã giúp sinh viên có những khái niệm cơ bản trong công việc và nó cũng là bước đầu tập dược để có những khái niệm cơ bản trong đồ án tốt nghiệp sắp tới và công việc sau này để đáp ứng tốt những nhiệm vụ đề ra. Trong quá trình làm đồ án em rất biết ơn các thầy cô giáo trong bộ môn và các thầy trực tiếp phụ trách môn học trên lớp. Em chân thành cảm ơn thầy giáo Nguyễn Hoàng Việt đã hướng dẫn cho em hoàn thành đồ án này. Sinh viên NGUYỄN BÁ TÙNG CHƯƠNG I CÂN BẰNG CÔNG SUẤT TÁC DỤNG VÀ PHẢN KHÁNG TRONG HỆ THỐNG Điện năng có đặc điểm là không thể dự trữ được. Phụ tải yêu cầu đến đâu thì HTĐ đáp ứng đến đó, do đó công suất phát của các nhà máy điện phải luôn thay đổi theo sự thay đổi nhu cầu công suất tác dụng P và điện áp của các nhà máy điện phải luôn thay đổi để đáp ứng nhu cầu công suất phản kháng Q của phụ tải. Công suất tác dụng và công suất phản kháng của nguồn điện phải luôn cân bằng với công suất phụ tải trong mọi thời điểm vận hành I. Phân tích phụ tải điện Trong hệ thống thiết kế có 6 phụ tải.Tất cả các phụ tải đều là hộ loại I và hệ số cosj = 0.85.Thời gian sử dụng phụ tải cực đại Tmax=5000 h.Các phụ tải đều có yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường .Điện áp định mức của mạng điện thứ cấp của các trạm hạ áp bằng 10KV Bảng 1.1 Thông số của các phụ tải điện Hộ tiêu thụ Smax=Pmax+jQmax MVA Smax MVA Smin=Pmin+jQmin MVA Smin MVA 1 22+j13.64 25.89 11+j6.82 12.945 2 34+j21.08 40 17+j10.53 20 3 24+j14.88 28.239 12+j7.44 14.119 4 30+j18.6 35.3 15+j9.3 17.65 5 35+j21.7 41.18 17.5+j10.85 20.59 6 36+j22.32 42.358 18+j11.16 21.179 Tổng 181+j112.22 212.967 90.5+j56.11 106.4835 II.Cân bằng công suất trong hệ thống điện 1.Cân bằng công suất tác dụng. Cân bằng công suất tác dụng cần thiết để giữ được tần số bình thường trong hệ thống. Cân bằng công suất tác dụng có tính chất toàn hệ thống và nó được xác định bằng biểu thức sau : Trong đó : : Tổng công suất tác dụng phát ra do các máy phát điện của các nhà máy điện trong hệ thống. : Tổng công suất tác dụng cực đại của các hộ tiêu thụ. : Tổng tổn thất công suất tác dụng trên đường dây và MBA. : Tổng công suất tự dùng của các nhà máy điện, khi tính toán ta sơ bộ ta lấy giá trị bằng không. : Tổng công suất dự trữ, khi tính toán sơ bộ ta cũng lấy giá trị bằng không. m : hệ số đồng thời, khi tính toán ta lấy m = 1. = 0 MVA = 0 MVA = 181 + 12.67 =193.67 MVA 2. Cân bằng công suất phản kháng. Để giữ cho điện áp bình thường phải có sự cân bằng công suất phản kháng ở hệ thống nói chung và từng khu vực nói riêng. Sự cân bằng công suất phản kháng được xác định bởi biểu thức sau : Trong đó : : Tổng công suất phản kháng cực đại của mạng. : Tổng tổn thất công suất phản kháng trong lưới điện. : Tổng công suất phản kháng điện dung trên đường dây sinh ra. Trong khi tính toán sơ bộ ta lấy : : Tổng công suất phản kháng tự dùng. : Tổng công suất phản kháng dự trữ. Trong khi tính toán sơ bộ ta lấy: : Tổng tổn thất công suất phản kháng trong các MBA của hệ thống :Tổng công suất phản kháng phát ra bởi các máy phát điện và có trị số: =193.67*0.62=120.08 MVAr với cosj=0.85 Þtgj =0.62 = 0 = 0 =112.22 MVAr = 15%= 16.833 MVAr QF < QYC Ta tiến hành bù sơ bộ Dung lượng cần bù SQB =8.973MVAR. Ta thấy rằng SQB > 0 nghĩa là nguồn điện thiếu công suất phản kháng. Lượng công suất phản kháng thiếu hụt là 8.973MVAR ta phải dùng các tụ điện đặt tại các nút phụ tải để bù vào cho đủ. * Nguyên tắc bù : - Bù ở hộ xa nhất (tính từ hai nguồn điện đến), nếu chưa đủ thì bù ở hộ gần hơn, quá trình tiếp tục như vậy cho đến khi bù hết số lượng cần bù. Khi ta bù đến cosj’= 0,95 (tgy’= 0,33). Nếu công suất phản kháng cần bù lần cuối nhỏ hơn công suất phản kháng lúc đến cosj’= 0,95 thì chỉ bù đến số lượng cần bù, sau đó tính cosj’ sau khi bù. Sau đây ta lần lượt bù tại các phụ tải theo nguyên tắc đã nêu : + Phụ tải 1 bù đến cosj’= 0,95 (tgy’= 0,33) QB2= (tgj2 - tgj’2) = 22*(0,62– 0,33) = 6.38MVAR Sau khi bù cho phụ tải 1 thì lượng công suất phản kháng của hệ thống còn thiếu là Q’B = QB - QB2 = 8.973 – 6.38 = 2.593 MVAR Ta bù cho nút phụ tải 3, trước khi bù ta có Ppt3= 24 ; cosj = 0,85 Qpt3 = 24*0.62= 14.88MVAR Sau khi bù ta có : cosj’3 = cos = cos= 0.89 Kết luận sau khi bù ta có : + Phụ tải 1 được bù đến cosj’= 0,95 + Phụ tải 3 được bù đến cosj’= 0,89 Tổng dung lượng bù : 8.973MVAR Từ kết quả trên ta có bảng thông số cosj và dung lượng bù tại các nút phụ tải như sau : Phụ tải Pi(MW) Qi(MVAR) cosj (trước khi bù) Qi (MVAR) cosj (sau khi bù) Qb(MVAR 1 22 13.64 0,85 7.26 0.95 6.38 2 34 21.08 0,85 21.08 0,85 0 3 24 14.88 0,85 12.287 0,89 2.593 4 30 18.6 0,85 18.6 0,85 0 5 35 21.7 0,85 21.7 0,85 0 6 36 22.32 0,85 22.32 0,85 0 CHƯƠNG II CÁC PHƯƠNG ÁN NỐI DÂY .LỰA CHỌN Uđm DỰ KIẾN CÁC PHƯƠNG ÁN CUNG CẤP ĐIỆN Dựa vào tính chất của các hộ tiêu thụ điện (loại I) cấn có hai đường dây cung cấp điện, vị trí tương đối giữa nguồn và phụ tải và vị trí giữa các phụ tải với nhau ta dự kiến 5 phương án có thể thực hiện như sau: Hình 1 Sơ đồ mạch điện phương án I Hình 2 Sơ đồ mạch điện phương án II Hình 3 Sơ đồ mạch điện phương án III Hình 4 Sơ đồ mạch điện phương án IV Hình 5 Sơ đồ mạch điện phương án V CHƯƠNG III TÍNH TOÁN CHỈ TIÊU KỸ THUẬT –KINH TẾ CỦA CÁC PHƯƠNG ÁN . CHỌN PHƯƠNG ÁN CẤP ĐIỆN HỢP L‎Ý NHẤT I.Phương án I Sơ đồ mạng điện phương án I cho trên hình Hình 6 Sơ đồ mạch điện phương án I 1.Chọn điện áp định mức của mạng điện Có thể tính điện áp định mức của đường dây theo công thức kinh nghiệm sau: ,kV Trong đó : l –khoảng cách truyền tảI ,km P-công suất truyền tảI trên đường dây ,MW Tính điện áp định mức trên đường dây từ NĐ-1 kV Các điện áp từ nguồn điện tới các phụ tải khác tính tương tự Kết quả tính toán được cho dưới bảng sau: Bảng 3.1 Điện áp tính táon và điện áp định mức của mạng Đường dây Công suất truyền tải S,MVA Chiều dài đường dây l,km điện áp tính toán U,kV điện áp định mức mạng Uđm,kV NĐ-1 22+j7.26 58.31 86.63 110 NĐ-2 34+j21.08 44.72 104.33 NĐ-3 24+j12.287 58.31 90.43 NĐ-4 30+j18.6 28.28 96.94 NĐ-5 35+j21.7 50 106.2 NĐ-6 36+j22.32 50 107.59 Từ bảng kết quả trên ta chọn điện áp định mức mạng điện là Uđm=110kV 2.Chọn tiết diện dây dẫn Các mạng điện 110kV được thực hiện chủ yếu bằng các đường dây trên không .Các đường dây được sử dụng là dây nhôm lõi thép (AC) Thiết kế mạng điện khu vực ta chọn dây dẫn bằng mật độ kinh tế. Tra bảng trong giáo trình mạng lưới điện với dây AC và Tmax=5000h ta có : Jkt=1,1A/mm2 F = *Trong đó : +Jkt : là mật độ kinh tế của dòng điện. +Imax :là dòng điện lớn nhất chạy qua dây dẫn trong chế độ làm việc bình thường Imax = 103 *Với : +Smax :là công suất lớn nhất mà đọan dây đó phải truyền tải (MVA) +Umax :là điện áp định mức của mạng điện (kV) Tiến hành chọn tiết diện dường dây theo tiêu chuẩn gần nhất và kiểm tra các điều kiện vè sự tao thành vầng quang ,độ bền cơ của đường dây và phát nóng dây dẫn trong các chế độ sau sự cố Đối với đường dây 110kV ,để không xuất hiện vầng quang các dây nhôm lõi thép cần phải có F³ 70 mm2 Độ bền cơ của đường dây trên không thường được phối hợp với điều kiện vầng quang của dây dẫn ,cho nên không cần kiểm tra điều kiện này Để đảm bảo cho đường dây vận hành bình thường trong các chế độ sau sự cố cần phải có điều kiện sau : Isc £ Icp Isc –dòng điện chạy trên đường dây trong chế độ sự cố Icp –dòng điện làm việc lâu dài cho phép của dây dẫn *Đoạn N-1 : IN1 = 103 = A FN1 = mm2 Khi sự cố đứt 1 dây ta có : I1SC=2.IN-1 = 121.6 (A) Vậy ta chọn dây AC- 70 có ,Icp =275 A Các tiết diện dây dẫn được tính tương tự Kết quả tính toán được cho trong bảng Bảng 3.2 Thông số của các đường dây trong mạng điện Đ d S MVA Ibt A Ftt mm2 Ftc mm2 Icp A Isc A l km r0 W/km x0 W/km B0.10-6 S/km R W X W .10-6 S NĐ-1 22+j7.26 60.8 54.45 70 275 121.6 58.31 0.42 0.441 2.57 12.245 12.858 149.86 NĐ-2 34+j21.08 104.81 95.28 95 335 209.62 44.72 0.31 0.43 2.64 6.93 9.615 118.06 NĐ-3 24+j12.287 70.64 64.23 70 275 141.28 58.31 0.42 0.441 2.57 12.245 12.858 149.86 NĐ-4 30+j18.6 92.48 84.07 70 275 184.96 28.28 0.42 0.441 2.57 5.93 6.24 72.68 NĐ-5 35+j21.7 107.89 98.1 95 335 215.78 50 0.31 0.43 2.64 7.75 10.75 132 NĐ-6 36+j22.32 110.98 100.89 95 335 221.96 50 0.31 0.43 2.64 7.75 10.75 132 3.Tính tổn thất điện áp trong mạng điện Tính tổn thất điện áp thì có tính trong chế độ bình thường và trong chế độ sự cố : . Trong chế độ bình thường thì tổn thất điện áp được tính theo công thức: Trong đó: +Pi, Qi là công suất chạy trên đoạn đường dây thứ i +Ri, Xi là điện trở, điện kháng của đoạn đường dây thứi Lúc sự cố nguy hiểm nhất là lúc đứt một trong hai lộ trên các đoạn đường dây. Ta sẽ tính tổn thất điện áp lớn nhất trong các đoạn đường dây để so sánh với điều kiện tổn thất lớn nhất cho phép. Tính tổn thất điện áp NĐ-1 DU1bt = Khi một mạch đường dây bị đứt : DUsc=2*DU1bt= =6.072 Tính tổn thất điện áp trên các đường dây còn lại được tính tương tự như với đường dây trên Kết quả tính tổn thất điện áp trên các đường dây cho trong bảng : Bảng 3.3 Tổn thất điện áp trên các đường dây trong mạng điện Đường dây DUbt DUsc NĐ--1 3.036 6.072 NĐ--2 3.622 7.244 NĐ--3 3.73 7.46 NĐ--4 2.43 4.86 NĐ--5 4.17 8.34 NĐ--6 4.29 8.58 Từ bảng ta nhận thấy rằng tổn thất điện áp lớn nhất của mạng điện trong phương án I có giá trị : DUmaxbt =DUnđ-6bt =4.29 tổn thất điện áp lớn nhất khi sự cố bằng : DUmaxsc =DUnđ-6sc=8.58 II.Phương án II Sơ đồ mạng điện phương án II cho trên hình Hình7 Sơ đồ mạch điện phương án II Kết quả tính toán được cho trong bảng Bảng 3.5 Thông số của các đường dây trong mạng điện Đ d S MVA Ibt A Ftt mm2 Ftc mm2 Icp A Isc A l km r0 W/km x0 W/km B0.10-6 S/km R W X W .10-6 S NĐ-1 22+j7.26 60.8 54.45 70 275 121.6 58.31 0.42 0.441 2.57 12.245 12.858 149.86 NĐ-2 34+j21.08 104.81 95.28 95 335 209.62 44.72 0.31 0.43 2.64 6.93 9.615 118.06 4-3 24+j12.287 70.64 64.23 70 275 141.28 31.623 0.42 0.441 2.57 6.64 6.973 81.27 NĐ-4 54+j30.887 162.99 148 150 445 325.98 28.28 0.19 0.415 2.74 2.69 5.87 77.49 NĐ-5 35+j21.7 107.89 98.1 95 335 215.78 50 0.31 0.43 2.64 7.75 10.75 132 NĐ-6 36+j22.32 110.98 100.89 95 335 221.96 50 0.31 0.43 2.64 7.75 10.75 132 Bảng 3.6 Giá trị tổn thất điện áp trong mạng điện Đường dây DUbt DUsc NĐ--1 3.036 6.072 NĐ--2 3.622 7.244 4—3 2.03 4.06 NĐ—4 2.7 5.4 NĐ--5 4.17 8.34 NĐ--6 4.29 8.58 Từ kết quả bảng 3.6 nhận thấy rằng tổn thất điện áp cực đại trong chế độ vận hành bình thường bằng: DUmaxbt% = DUN-6=4.29%<10% tổn thất điện áp cực đại trong chế độ vận hành sự cố bằng : DUmaxsc % = 8.58%<20% III.Phương án III Sơ đồ mạng điện của phương án III Hình.8 Sơ đồ mạch điện phương án III 1.Tính điện áp định mức của mạng điện Dòng công suất chạy trong đoạn đường dây NĐ-2 Dòng công suất chạy trên đường dây 2-1 2.Chọn tiết diện dây dẫn Tiết diện dây NĐ-2 IN2 = 103 = A FN2 = mm2 Khi sự cố đứt 1 dây ta có : I2SC=2.IN-2 = 329.74 (A) Vậy ta chọn dây AC- 150 có ,Icp =445 A Tiết diện dây 2-1 IN2-1 = 103 = 60.8A FN2-1 =54.45 mm2 Khi sự cố đứt 1 dây ta có : I2-1SC=2.IN-1 = 121.6 (A) Vậy ta chọn dây AC-70,Icp =275A Các tiết diện dây dẫn được tính tương tự Kết quả tính toán được cho trong bảng Đ d S MVA Ibt A Ftt mm2 Ftc mm2 Icp A Isc A l km r0 W/km x0 W/km B0.10-6 S/km R W X W .10-6 S 2-1 22+j7.26 60.8 54.45 70 275 121.6 41.23 0.42 0.441 2.57 8.66 9.09 105.96 NĐ-2 56+j28.7 164.87 149.88 150 445 329.74 44.72 0.19 0.415 2.74 4.25 9.28 122.53 NĐ-3 24+j12.287 70.64 64.23 70 275 141.28 58.31 0.42 0.441 2.57 12.245 12.858 149.86 NĐ-4 30+j18.6 92.48 84.07 70 275 184.96 28.28 0.42 0.441 2.57 5.93 6.24 72.68 NĐ-5 35+j21.7 107.89 98.1 95 335 215.78 50 0.31 0.43 2.64 7.75 10.75 132 NĐ-6 36+j22.32 110.98 100.89 95 335 221.96 50 0.31 0.43 2.64 7.75 10.75 132 Bảng 3.8 Thông số của các đường dây trong mạng điện 3.Tính tổn thất điện áp trong mạng điện Tính tổn thất điện áp trên đường dây NĐ-2-1 trong chế độ làm việc bình thưòng : Tổn thất điện áp trên đoạn đường dây NĐ-2 DUNĐ-2 %= Tổn thất điện áp trên đoạn đường dây 2-1: DU2-1 %= như vậy tổn thất điện áp trênđoạn đường dây NĐ-2-1 bằng : DUNĐ-2-1%=DUNĐ-2% +DU2-1% =4.17% + 2.15% =6.32% Tính tổn thất điện áp trên đường dây trong chế độ sự cố : Đối với đường dây NĐ-2-1 ,khi ngừng một mạch trên đoạn NĐ-2 sẽ nguy hiểm hơn so với trường hợp sự cố một mạch trên đoạn 2-1 .Khi ngừng một mạch trên đường dây NĐ-2, tổn thất điện áp trên đoạn này bằng : DUNĐ-2SC% =2*DUNĐ-2% = 2*4.17 %= 8.34% Trường hợp ngừng một mạch trên đoạn 2-1: DU2-1SC% =2*DU2-1% =2*2.15% = 4.3% Kết quả tính tổn thất điện áp trên các đoạn còn lại cho trong bảng : Bảng 3.9 Tổn thất điện áp trên các đoạn đường dây trong mạng điện Đường dây DUbt% DUsc% 2-1 2.15 4.3 NĐ-2 4.17 8.34 NĐ-3 3.73 7.46 NĐ-4 2.43 4.86 NĐ-5 4.17 8.34 NĐ-6 4.29 8.58 Tổn thất điện áp lớn nhất trong mạng điện lúc bình thường DUmaxbt% =4.29% Tổn thất điện áp lớn nhất trong mạng điện lúc sự cố: DUmaxsc% =8.58% IV.Phương án IV Sơ đồ mạng điện phương án IV cho trên hình Hình 9 Sơ đồ mạch điện phương án IV 1.Chọn tiết diện dây dẫn trong mạng điện Bảng 3.11.thông số của các đường dây trong mạng điện Đ d S MVA Ibt A Ftt mm2 Ftc mm2 Icp A Isc A l km r0 W/km x0 W/km B0.10-6 S/km R W X W .10-6 S 2-1 22+j7.26 60.8 54.45 70 275 121.6 41.23 0.42 0.441 2.57 8.66 9.09 105.96 NĐ-2 56+j28.7 164.87 149.88 150 445 329.74 44.72 0.19 0.415 2.74 4.25 9.28 122.53 4-3 24+j12.287 70.64 64.23 70 275 141.28 31.62 0.42 0.441 2.57 6.64 6.973 81.27 NĐ-4 54+j30.887 162.99 148 150 445 325.98 28.28 0.19 0.415 2.74 2.69 5.87 77.49 NĐ-5 35+j21.7 107.89 98.1 95 335 215.78 50 0.31 0.43 2.64 7.75 10.75 132 NĐ-6 36+j22.32 110.98 100.89 95 335 221.96 50 0.31 0.43 2.64 7.75 10.75 132  3.Tính tổn thất điện áp trong mạng điện Bảng 3.12.tổn thất điện áp trên các đường dây trong mạng điện Đường dây DUbt% DUsc% 2-1 2.15 4.3 NĐ-2 4.17 8.34 NĐ-4 2.7 5.4 4-3 2.03 4.06 NĐ-5 4.17 8.34 NĐ-6 4.29 8.58 Tổn thất điện áp lớn nhất trong mạng điện lúc bình thường DUmaxbt% =4.29% Tổn thất điện áp lớn nhất trong mạng điện lúc sự cố: DUmaxsc% =8.58% V.Phương án V Sơ đồ mạng điện cho dưới sơ đồ Hình 10 Sơ đồ mạch điện phương án V Việc tính toán các dòng công suất chạy trên các đoạn đường dây nối từ nguồn đến từng phụ tải riêng lẻ tương tự như các phương án trên.Riêng mạng kín N-3-5-N ta tính như sau: SA2=SA0+S3=2.54+j2.67+24+j12.287=26.5+j14.95 MVA Sau đó dựa vào các công thức tính dòng điện và tiết diện chạy trên dây dẫn tương tự như các phương án trên ta có kết quả sau: 1.Chọn điện áp định mức cho mạng điện Bảng 3.13.Điện áp tính toán và điện áp định mức mạng điện Đường dây Công suất truyền tải S,MVA Chiều dài đường dây l,km điện áp tính toán U,kV Điện áp định mức ,kV NĐ-1 22+j7.26 58.31 86.63 110 NĐ-2 34+j21.08 44.72 104.33 NĐ-3 26.5+j14.95 58.31 94.435 3-5 2.54+j2.67 30 36.14 NĐ-4 30+j18.6 28.28 96.94 NĐ-5 32.5+j19.04 50 102.661 NĐ-6 36+j22.32 50 107.59 2. Tính tiết diện dây dẫn cho mạng điện Bảng 3.14 Thông số của các đường dây trong mạng điện Đ d S MVA Ibt A Ftt mm2 Ftc mm2 Icp A Isc A l km r0 W/km x0 W/km B0.10-6 S/km R W X W .10-6 S NĐ-1 22+j7.26 60.8 54.45 70 275 121.6 58.31 0.42 0.441 2.57 12.245 12.858 149.86 3-5 2.54+j2.67 35.445 32.222 70 275 70.89 30 0.42 0.441 2.57 12.6 13.23 38.55 NĐ-2 34+j21.08 104.81 95.28 95 335 209.62 44.72 0.31 0.43 2.64 6.93 9.615 118.06 NĐ-3 26.5+j14.95 79.8 72.54 70 275 159.6 58.31 0.42 0.441 2.57 24.49 25.715 74.928 NĐ-4 30+j18.6 92.48 84.07 70 275 184.96 28.28 0.42 0.441 2.57 5.93 6.24 72.68 NĐ-5 32.5++j19.04 98.6 89.637 95 335 215.78 50 0.31 0.43 2.64 15.5 21.5 66 NĐ-6 36+j22.32 110.98 100.89 95 335 221.96 50 0.31 0.43 2.64 7.75 10.75 132  3.Tính tổn thất điện áp trong mạng điện Bảng 3.15 Tổn thất điện áp trên các đường dây trong mạng điện Đường dây DUbt% DUsc% NĐ--1 3.97 6.05 NĐ--2 3.622 7.244 3--5 0.555 1.11 NĐ-3 8.548 16.192 NĐ-4 2.43 4.86 NĐ-5 7.541 18.206 NĐ-6 4.29 8.58 Tổn thất điện áp lớn nhất trong mạng điện lúc bình thường DUmaxbt% =8.548% Tổn thất điện áp lớn nhất trong mạng điện lúc sự cố: DUmaxsc% =18.206% Để thuận tiện khi so sánh các phương án về mặt kỹ thuật ,các giá trị tổn thất điện áp cực đại của các phương án được cho dưới bảng Bảng 3.16 Chỉ tiêu kỹ thuật của các phương án so sánh Tổn thất điện áp Phương án I II III IV V DUmaxbt% 4.29 6.067 4.29 4.29 8.548 DUmaxsc% 8.58 12.134 8.58 8.58 18.206 VI.So sánh kinh tế các phương án Từ bảng kết quả ta chọn 4 phương án I,III,IV để tiến hành so sánh kinh tế –kỹ thuật Vì các phương án so sánh của mạng điện có cùng cấp điện áp ,do đó để đơn giản không cần tính đến vốn đầu tư vào các trạm biến áp Chỉ tiêu kinh tế được so sánh các phương án là các chi phí tính toán hàng năm ,được xác định theo công thức sau: Z=(atc +avhđ)*Kđ +DA*c Trong đó : atc-hệ số hiệu quả vốn đầu tư (atc=0.125) avhđ-hệ số vận hành đối với các đường dây trong mạng điện (avhđ=0.07) Kđ-tổng các vốn đầu tư về đường dây DA- tổng tổn thất điện năng hàng năm c- giá 1 kWh điện năng tổn thất (c=500đ/kwh) Đối với các đường dây trên không hai mạch đặt trên cùng một cột, tổng vốn đầu tư để xây dựng các đường dây có thể xác định theo công thức: Kđ = 1,6*k0i * li k0i : giá thành 1km đường dây một mạch (đ/km) li :chiều dài đoạn đường dây thứ i (km). Tổn thất điện năng trên đường dây được xác định theo công thức: A = Pi max* Pi max : tổn thất công suất trên đường dây thứ i khi phụ tải cực đại : thời gian tổn thất công suất cực đại. Tổn thất công suất trên đường dây thứ i có thể tính: Pi max, Qi max : công suất tác dụng và phản kháng chạy trên đường dây trong chế độ phụ tải cực đại. Ri : điện trở tác dụng của đường dây thứ i Uđm : điện áp định mức của mạng điện. Thời gian tổn thất công suất cực đại có thể tính: = ( 0,124 +Tmax10-4)2* 8760 Tmax - thời gian sử dụng phụ tải cực đại trong năm Bảng : giá thành 1km đường dây một mạch (triệu/km) Đường dây Cột bê tông(triệu/km) Cột thép(triệu/km) AC -70 300 380 AC-95 308 385 AC-120 320 392 AC-150 336 403 AC-185 352 416 AC-240 402 436 Phương án I a.Tính tổn thất công suất tác dụng trên đường dây - Tổn thất công suất tác dụng trên đường dây NĐ-1: - Tổn thất công suất trên các đường dây còn lại được tính tương tự, ta có bảng: Bảng 3.17 Tổn thất công suất trên đường dây của phương án I ĐD Pi (MW) Qi (MW) Ri () P(MW) NĐ-1 22 7.26 12.245 1.426 NĐ-2 34 21.08 6.93 0.917 NĐ-3 24 12.287 12.245 0.736 NĐ-4 30 18.6 5.93 0.611 NĐ-5 35 21.7 7.75 1.086 NĐ-6 36 22.32 7.75 1.149 P 5.925 b.Tính vốn đầu tư xây dung mạng điện Giả thiết đường dây trên không hai mạch được đặt trên cùng loại cột thép. - Vốn đầu tư xây dựng đường dây NĐ-1: K1 = 1.6*koi*Li = 1.6 * 380 106 *58.31 =35452.48 *106 đ. - Vốn đầu tư xây dựng các đường dây còn lại được tính tương tự Bảng 3.18 Vốn đầu tư xây dựng các đường dây của phương án I ĐD KH dây ko.106 (đ/km) L (km) Ki . 106 (đ) NĐ-1 AC - 70 380 58.31 35452.48 NĐ-2 AC - 95 385 44.72 27547.52 NĐ-3 AC - 70 380 58.31 35452.48 NĐ-4 AC - 70 380 28.28 17194.24 NĐ-5 AC -95 385 50 30800 NĐ-6 AC -95 385 50 30800 Kd 177246.72 c.Xác định chi phí vận hành hàng năm * Tổng các chi phí vận hành hàng năm được xác định theo công thức: Y = avhđ *Kđ + A* c - Thời gian tổn thất công suất lớn nhất bằng: = (0,124+Tmax10-4)2*8760 = ( 0,124 +500010-4)2* 8760 = 3411 h. - Tổn thất điện năng trong mạng điện: A = Pi max* = 5.925* 3411 = 20210.175 MWh. - Chi phí vận hành hàng năm bằng: Y = avhđ *Kđ + A*c = 0,07* 177246.72*106 + 20210.175*103 *500 = 22512.358*106 đ. * Chi phí tính toán hàng năm: Z = atc *Kđ + Y = 0,125*177246.72*106 + 22512.358*106 = 44668.198*106 đ. Phương án III a.Tính tổn thất công suất tác dụng trên đường dây Bảng 3.19 Tổn thất công suất trên đường dây của phương án III ĐD Pi (MW) Qi (MW) Ri () P NĐ-1 22 7.26 12.245 1.426 NĐ-2 34 21.08 6.93 0.917 4-3 24 12.287 6.64 0.4 NĐ-4 54 30.887 2.69 0.86 NĐ-5 35 21.7 7.75 1.086 NĐ-6 36 22.32 7.75 1.149 P 5.838 b.Tính vốn đầu tư xây dung mạng điện Bảng 3.20 Vốn đầu tư xây dựng các đường dây của phương án III ĐD KH dây ko.106 (đ/km) L (km) Ki . 106 (đ) NĐ-1 AC-70 380 58.31 35452.48 NĐ-2 AC-95 385 44.72 27547.52 4-3 AC-70 380 31.623 19226.784 NĐ-4 AC-150 403 28.28 18234.944 NĐ-5 AC-95 385 50 30800 NĐ-6 AC-95 385 50 30800 Kd 162059.904 c.Xác định chi phí vận hành hàng năm * Tổng các chi phí vận hành hàng năm được xác định theo công thức: Y = avhđ *. Kđ + A* c - Thời gian tổn thất công suất lớn nhất bằng: = (0,124+Tmax 10-4)2 = ( 0,124 +5000 10-4)2 * 8760 = 3411 h. - Tổn thất điện năng trong mạng điện: A = Pi max * = 5.838*3411= 19913.418 MWh. - Chi phí vận hành hàng năm bằng: Y = avhđ*Kđ + A*c = 0,07*162059.904 106 + 19913.418 103 *500 =21300.902106 đ. * Chi phí tính toán hàng năm: Z = atc* Kđ + Y = 0,125 *162059.904 106 + 21300.902 106 = 41558.39 106 đ. Phương án IV a.Tính tổn thất công suất tác dụng trên đường dây Bảng 3.21 Tổn thất công suất trên đường dây của phương án IV ĐD Pi (MW) Qi (MW) Ri () P 2-1 22 7.26 8.66 0.384 NĐ-2 56 28.7 4.25 1.391 4-3 24 12.287 6.64 0.399 NĐ-4 54 30.887 2.69 0.86 NĐ-5 35 21.7 7.75 1.086 NĐ-6 36 22.32 7.75 1.149 P 5.269 b.Tính vốn đầu tư xây dựng mạng điện Bảng 3.22 Vốn đầu tư xây dựng các đường dây của phương án IV ĐD KH dây ko.106 (đ/km) L (km) Ki . 106 (đ) 2-1 AC - 70 380 41.23 25067.84 NĐ-2 AC -150 403 44.72 28835.456 4-3 AC-70 380 31.623 19226.784 NĐ-4 AC-150 403 28.28 18234.944 NĐ-5 AC-95 385 50 30800 NĐ-6 AC-95 385 50 30800 Kd 152965.024 c.Xác định chi phí vận hành hàng năm * Tổng các chi phí vận hành hàng năm được xác định theo công thức: Y = avhđ * Kđ + A* c - Thời gian tổn thất công suất lớn nhất bằng: =(0,124+Tmax10-4)2=( 0,124 +500010-4)2*8760 = 3411 h. - Tổn thất điện năng trong mạng điện: A = Pi max * = 5.269* 3411= 17972.559 MWh. - Chi phí vận hành hàng năm bằng: Y = avhđ.Kđ + A.c = 0,07*152965.024 106 + 17972.559103*500 = 19693.831 106 đ. * Chi phí tính toán hàng năm: Z = atc . Kđ + Y = 0,125 *152965.024 106 + 19693.831 106 = 38814.459 106 đ. Từ các kết quả tính toán trên ta có bảng tổng hợp các chỉ tiêu kính tế – kỹ thuật của 3 phương án như sau: Bảng 3.23 Tổng hợp các chỉ tiêu kinh tế – kỹ thuật của các phương án so sánh Các chỉ tiêu PHƯƠNG ÁN I III IV Umaxbt% 4.29 4.29 4.29 Umaxsc% 8.58 8.58 8.58 Z.106 đ 44668.198 41558.39 38814.459 Từ bảng trên ta nhận thấy rằng phương án IV là phương án tối ưu. CHƯƠNG IV SỐ LƯỢNG, CÔNG SUẤT MBA TRONG CÁC TRẠM. SƠ ĐỒ CÁC TRẠM VÀ HỆ THỐNG ĐIỆN. I.Chọn số lượng, công suất các máy biến áp trong các trạm hạ áp Do các phụ tải đều là loại I nên trong mỗi trạm hạ áp cần phải đặt 2 máy biến áp. Trong trường hợp xảy ra sự cố 1 máy biến áp thì máy biến áp còn lại phải cung cấp đủ công suất cho các phụ tải loại I đồng thời cho phép máy biến áp làm việc quá tải với k = 40%Sđm hay k = 1,4Sđm và cho phép quá tải trong 5 ngày đêm, mỗi ngày đêm không quá 6 giờ. Công suất của mỗi máy biến áp được xác định theo CT : Khi Bảng 4.1 Bảng tổng kết chọn máy biến áp các phụ tải Phụ tải NĐ-1 NĐ-2 NĐ-3 NĐ-4 NĐ-5 NĐ-6 SđmB , MVA 25 32 25 32 32 32 Căn cứ theo số liệu trên kết hợp với bảng thông số ta tiến hành chọn các MBA thích hợp, kết quả ghi ở bảng dưới đây. Bảng 4.2 Số liệu tính toán của các máy biến áp Loại MBA Số lượng Số liệu kỹ thuật Số liệu tính toán Uc kV Uh kV Un% Pn kW Po kW Io% R X Qo kVAr TPDH-25000/110 4 115 10 10,5 120 29 0,8 2,54 55,9 200 TPDH-32000/110 8 115 10 10,5 145 35 0,75 1,87 43,5 240 1.Chọn sơ đồ trạm và hệ thống điện Sơ đồ nối các trạm gồm có biến áp loại sơ đồ trạm: trạm nguồn, trạm trung gian và trạm cuối. a. Trạm nguồn Do phụ tải là các hộ tiêu thụ loại I nên để đảm bảo cung cấp điện an toàn và liên tục ta sử dụng sơ đồ hai hệ thống thanh góp làm việc song song. Khi vận hành một hệ thống thanh góp vận hành còn một hệ thống thanh góp dự trữ. b. Trạm trung gian Sử dụng sơ đồ hai hệ thống thanh góp phân đoạn trung gian: c. Trạm cuối ở trạm cuối có các trường hợp xảy ra như sau: Nếu đường dây dài (l ³ 70 km) và trên đường dây hay xảy ra sự cố. Khi đó các máy cắt đặt ở cuối đường dây (dùng sơ đồ cầu máy cắt) (Hình a). Nếu đường dây ngắn (l < 70 km) và ít xảy ra sự cố thì máy cắt đặt phía máy biến áp. Mục đích để thao tác đóng cắt máy biến áp theo chế độ công suất của trạm (phụ tải cực đại, phụ tải cực tiểu của trạm). Khi đó sơ đồ của trạm cuối như (Hình b). (Hình a). (Hình b). d. Sơ đồ nối dây toàn mạng điện CHƯƠNG V TÍNH CHÍNH XÁC CÁC CHẾ ĐỘ VẬN HÀNH CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN. Trong phần này ta xác định các trạng thái vận hành điển hình của hệ thống điện, khi đó yêu cầu về thông số mạng điện là quan trọng nhất để thiết kế hệ thống hợp lý. Cụ thể là phải tính chính xác tình trạng phân bố công suất, tổn thất điện áp trên các đoạn đường dây của hệ thống và trong các biến áp, từ đó lựa chọn phương án điều chỉnh điện áp tối ưu nhất. Ta tiến hành xét hệ thống làm việc ở chế độ: phụ tải cực đại, phụ tải cực tiểu và sau sự cố. Vì biết điện áp đầu nguồn và công suất phụ tải nên các thông số hệ thống được tính theo phương pháp gần đúng I.Chế độ phụ tải cực đại 1.Đoạn NĐ-5 Sơ đồ nguyên lý s UN=110%Udm=121KV trong chế độ phụ tải cực đại Lấy điện áp các nút bằng Uđm=110kv của mạng,các thông số của đường dây lẩy theo bảng 3.11 và thông số máy biến áp theo bảng4.2 Sơ đồ thay thế Tổn thất công suất trong máy biến áp : Dòng công suất trước tổng trở của máy biến áp : Công suất điện dung ở cuối đường dây : Công suất sau tổng trở đường dây : Tổn thất công suất trên đường dây : Công suất trước tổng trở đường dây : Công suất điện dung ở đầu đường dây : Qcđ = Qcc = 1.6 MVAr Công suất đầu đường dây : Tổn thất điện áp trên nhánhN-5 Tổn thất điện áp trên đoạn N-a là: Điện áp tại nút a là: Tổn thất điện áp trong máy biến áp là: Điện áp phía hạ áp của MBA được qui đổi về phía cao áp là: Điện áp thực của MBA phía hạ áp là: 2. Đoạn NĐ-2-1 Sơ đồ nguyên lý Tổn thất trong máy biến áp: Sb1=S1+ Sơ đồ thay thế S Với Q’c1=Qc1= 0.5*1102*105.96*10-6= 1.282 MVAr S21’’=22.11+j7.516 MVA S21’= S21’’+ S’21=22.5+j7.926MVA S21=S’21-jQc1=22.5+j6.644MVA Sb2=S2+ Tổn thất công suất trong máy biến áp : Dòng công suất trước tổng trở của máy biến áp : Công suất điện dung ở cuối đường dây : Công suất sau tổng trở đường dây : S’’N2= S2’-jQcc’ Qcc’=Qcc=1.483MVA SN2=56.683+j29.347MVA SN2=SN2’’+ Tổn thất công suất trên đường dây : SN2’=58.114+j32.472MVA SN2=SN2’-jQcc=58.114+j30.989MVA Đối với sơ đồ mạch N-4-3 ta tính tương tự như sơ đồ N-2-1 Đoạn N-6 tính tương tự như đoạn N-5 ta có bảng thông số sau: Bảng 5.1 Thông số các phần tử trong sơ đồ thay thế các đường dây nối với NMĐ trong chế độ phụ tải cực đại. Lộ NĐ-5 13,989+j13,38 1,57 0,058+j0,4 1,27+j27,95 30 + j14,7 Lộ ĐD Zd , Ω B/2.10-6,S Zb , Ω S =P+jQ, MVA 2-1 8.66+j9.09 105.96 1.27+j27.95 22+j7.26 NĐ-2 4.25+j9.28 122.53 0.935+j21.75 56+j28.7 4-3 6.64+j6.973 81.27 1.27+j27.95 24+j12.287 NĐ-4 2.69+j5.87 77.49 0.935+j21.75 54+j30.887 NĐ-5 7.75+j10.75 132 0.935+j21.75 35+j21.7 NĐ-6 7.75+j10.75 132 0.935+j21.75 36+j22.32 Bảng 5.2 Các dòng công suất và tổn thất công suất trong tổng trở MBA và trên dường dây nối với nhà máy điện Đường dây ,MVA ,MVA ,MVA ,MVA Qc MVAr ,MVA ,MVA 2-1 22.5+j6.64 22.5+j7.926 0.39+j0.41 22.11+j7.516 1.282 22.11+j8.798 0.11+j1.178 NĐ-2 58.144+j30.989 58.114+j32.472 1.431+j3.125 56.683+j29.317 1.483 34.183+j24.186 0.183+j3.106 4-3 24.517+j10.656 24.517+j11.639 0.389+j0.408 24.128+j11.231 0.983 24.128+j14.214 0.128+j1.927 NĐ-4 55.55+j31.814 55.55+j32.752 0.875+j1.91 54.675+j30.842 0.938 30.158+j21.124 0.158+j2.524 NĐ-5 36.333+j23.347 36.333+j24.947 1.143+j1.585 35.19+j23.362 1.6 35.19+j24.962 0.19+j3.262 NĐ-6 37.323+j24.105 37.323+j25.705 1.126+j1.561 36.197+j24.144 1.6 36.197+j25.744 0.197+j3.424 Tổng 234.367+j127.551 5.269+j8.999 0.966+j15.421 Cân bằng chính xác công suất trong hệ thống Từ bảng 5.2 ta có: = 234.367+j127.551MVA. Để đảm bảo điều kiện cân bằng công suất trong hệ thống, các nguồn điện phải cung cấp đủ công suất theo yêu cầu. Vì vậy tổng công suất tác dụng cho hệ thống và nhà máy cần phải cung cấp bằng: Pcc = 234.367 MW. Khi hệ số công suất của các nguồn bằng 0,85 thì tổng công suất phản kháng của hệ thống và nhà máy điện có thể cung cấp bằng: Qcc = Pcc . tgφ = 234.367*0.62 = 145.308 MVAr. Như vậy: = 234.367+j145.308MVA. Ta thấy công suất phản kháng do các nguồn cung cấp lớn hơn công suất phản kháng yêu cầu vì vậy không cần bù công suất phản kháng trong chế độ phụ tải cực đại. II.Chế độ phụ tải cực tiểu NĐ-3 17 + j 8,33 Trong chế độ này có thể cắt bớt một MBA trong các trạm HA với điều kiện: Với n là số máy biến áp vận hành, trường hợp này m=2 do đó: Bảng 5.3 Giá trị Spt trong chế độ phụ tải cực tiểu & Sgh của các trạm hạ áp. Phụ tải Si Spti Sghi 1 11+j3.63 11.583 17.38 2 17+j10.54 20 22.234 3 12+j6.144 13.481 17.38 4 15+j9.3 17.649 22.234 5 17.5+j10.85 20.591 22.234 6 18+j11.16 21.179 22.234 Nhận xét: Phụ tải NĐ-1 NĐ-2 NĐ-3 NĐ-4 NĐ-5 NĐ-6 Từ bảng số liệu tính toán trên ta thấy ở chế độ phụ tải cực tiểu ta có thể cắt bớt 1 máy biến áp trong các trạm biến áp để tránh tổn thất do MBA làm việc non tải. 1.Đoạn NĐ-5 Máy biến áp : Sơ đồ thay thế Tổn thất công suất trong máy biến áp: Dòng công suất trước tổng trở của máy biến áp: Công suất điện dung ở cuối đường dây: Công suất sau tổng trở đường dây: Tổn thất công suất trên đường dây: Công suất trước tổng trở đường dây: Công suất điện dung ở đầu đường dây: Qcđ = Qcc = 1.6 MVAr Công suất đầu đường dây : 2.Đoạn N-2-1 Sơ đồ nguyên lý Tổn thất công suất trong máy biến áp: Sơ đồ thay thế Dòng công suất trước tổng trở của máy biến áp: Công suất điện dung ở cuối đường dây: Công suất sau tổng trở đường dây: Tổn thất công suất trên đường dây: Công suất trước tổng trở đường dây: S21=S21’-jQcc=11.165+j1.84MVA S2’=S2m++S21 S2’=28.263+j13.523MVA SN2’’=S2’-jQc2’ Mà Qc2’=Qc2=0.5*Udm2*B=1102*122.53*10-6=1.483MVAr SN2’’=28.263+j12.04MVA SN2’=SN2’’+ S’N2=28.594+j12.764MVA SN2m=S’N2-jQc2=28.594+j11.281 Đoạn N-4-3 tính tương tự như đoan N-2-1 và đoạn N-6 tính tương tự như đoạn N-5 ta có bảng số liệu sau: Bảng 5.4 Thông số các phần tử trong sơ đồ thay thế các đường dây nối với NMĐ trong chế độ phụ tải cực tiểu. Lộ NĐ-5 13,989+j13,38 1,57 0,058+j0,4 1,27+j27,95 30 + j14,7 Lộ ĐD Zd , Ω B/2.10-6,S Zb , Ω S =P+jQ, MVA 2-1 8.66+j9.09 105.96 2.54+j55.9 22+j7.26 NĐ-2 4.25+j9.28 122.53 1.87+j43.5 34+j21.08 4-3 6.64+j6.973 81.27 2.54+j55.9 24+j12.287 NĐ-4 2.69+j5.87 77.49 1.87+j43.5 30+j18.6 NĐ-5 7.75+j10.75 132 1.87+j43.5 35+j21.7 NĐ-6 7.75+j10.75 132 1.87+j43.5 36+j22.32 Bảng 5.5 Các dòng công suất và tổn thất công suất trong tổng trở MBA và trên dường dây nối với nhà máy điện Đường dây ,MVA ,MVA ,MVA ,MVA Qc MVAr ,MVA ,MVA 2-1 11.165+j1.847 11.165+j3.129 0.094+j0.099 11.071+j3.03 1.282 11.071+j4.312 0.071+j0.682 NĐ-2 28.594+j11.281 28.594+j12.764 0.331+j0.724 28.263+j12.04 1.483 17.098+j11.676 0.098+j1.136 4-3 12.174+j5.064 12.174+j6.047 0.099+j0.104 12.075+j5.943 0.983 12.075+j6.924 0.075+j0.782 NĐ-4 27.49+j15.565 27.49+j16.503 0.222+j0.485 27.268+j16.018 0.938 15.094+j11.892 0.094+j1.042 NĐ-5 17.868+j9.198 17.868+j10.798 0.268+j0.372 17.6+j10.426 1.6 17.6+j12.026 0.1+j1.176 NĐ-6 18.386+j9.57 18.386+j11.17 0.28+j0.394 18.102+j10.776 1.6 18.102+j12.376 0.102+j1.216 Tổng 115.677+j52.525 1.294+j2.178 0.54+j6.034 Cân bằng chính xác công suất trong hệ thống Từ bảng 5.4 ta có: = 115.677+j52.525 MVA. Để đảm bảo điều kiện cân bằng công suất trong hệ thống, các nguồn điện phải cung cấp đủ công suất theo yêu cầu. Vì vậy tổng công suất tác dụng cho hệ thống và nhà máy cần phải cung cấp bằng: Pcc = 115.677 MW. Khi hệ số công suất của các nguồn bằng 0,85 thì tổng công suất phản kháng của hệ thống và nhà máy điện có thể cung cấp bằng: Qcc = Pcc . tgφ = 115.677*0.62= 71.72 MVAr. Như vậy: = 115.677+j71.72 MVA. Ta thấy công suất phản kháng do các nguồn cung cấp lớn hơn công suất phản kháng yêu cầu vì vậy không cần bù công suất phản kháng trong chế độ phụ tải cực tiểu III.Chế độ sau sự cố Xét trường hợp sự cố khi ngừng một mạch trên các dây nối từ nguồn cung cấp đến các phụ tải và không xét sự cố xếp chồng. 1.Đoạn NĐ-5 Máy biến áp : Sơ đồ thay thế Tổn thất công suất trong máy biến áp : Dòng công suất trước tổng trở của máy biến áp : Công suất điện dung ở cuối đường dây : Công suất sau tổng trở đường dây : Tổn thất công suất trên đường dây : Công suất trước tổng trở đường dây : Công suất điện dung ở đầu đường dây : Qcđ = Qcc = 0.893 MVAr Công suất đầu đường dây : 2.Đoạn N-2-1 Sơ đồ nguyên lý Tổn thất trong máy biến áp: Sb1=S1+ Sơ đồ thay thế S Với Q’c1=Qc1= 0.5*1102*52.98*10-6=0.776 MVAr S21’’=22.11+j8.022 MVA S21’= S21’’+ S’21=22.764+j8.709 MVA S21=S’21-jQc1=22.764+j7.933 MVA Sb2=S2+ Tổn thất công suất trong máy biến áp : Dòng công suất trước tổng trở của máy biến áp : Công suất điện dung ở cuối đường dây : Công suất sau tổng trở đường dây : S’’N2= S2’-jQcc’ Qcc’=Qcc=0.897MVA S’’N2=56.947+j31.222 MVA S’N2=SN2’’+ Tổn thất công suất trên đường dây : SN2’=59.347+j36.564 MVA SN2sc=SN2’-jQcc=59.347+j35.564 MVA Đối với sơ đồ mạch N-4-3 ta tính tương tự như sơ đồ N-2-1 Đoạn N-6 tính tương tự như đoạn N-5 ta có bảng thông số sau: Ta có bảng tổng kết sau: Bảng 5.6 Thông số các phần tử trong sơ đồ thay thế các đường dây nối với NMĐ trong chế độ sau sự cố. Lộ NĐ-5 13,989+j13,38 1,57 0,058+j0,4 1,27+j27,95 30 + j14,7 Lộ ĐD Zd , Ω B/2.10-6,S Zb , Ω S =P+jQ, MVA 2-1 17.32+j18.18 52.98 1.27+j27.95 22+j7.26 NĐ-2 8.5+j18.56 61.265 0,935+j21.75 34+j21.08 4-3 13.28+j13.946 40.635 1,270+j27.95 24+j12.287 NĐ-4 5.38+j11.74 38.49 0,935+j21.75 30+j18.6 NĐ-5 15.5+j21.5 61 0.935+j21.75 35+j21.7 NĐ-6 15.5+j21.5 61 0,935+j21.75 36+j22.32 Tổng Bảng 5.7 Các dòng công suất và tổn thất công suất trong tổng trở MBA và trên dường dây nối với nhà máy điện Đường dây ,MVA ,MVA ,MVA ,MVA Qc MVAr ,MVA ,MVA 2-1 22.764+j7.933 22.764+j8.709 0.654+j0.687 22.11+j8.022 0.776 22.11+j8.798 0.11+j1.178 NĐ-2 59.347+j35.564 59.347+j36.461 2.4+j5.239 56.947+j31.222 0.897 34.183+j24.186 0.183+j3.106 4-3 24.824+j13.755 24.824+j14.35 0.696+j0.731 24.128+j13.619 0.595 24.128+j14.214 0.128+j1.927 NĐ-4 56.526+j34.119 56.526+j34.683 1.544+j3.368 54.982+j34.315 0.564 30.158+j21.124 0.158+j2.524 NĐ-5 37.114+j25.755 37.114+j26.738 1.924+j2.669 35.19+j24.069 0.893 35.19+j24.962 0.19+j3.262 NĐ-6 38.238+j26.789 38.238+j27.682 2.041+j2.831 36.197+j24.851 0.893 36.197+j25.744 0.197+j3.424 Tổng 238.813+j143.915 9.259+j15.525 0.966+j15.421 Cân bằng chính xác công suất trong hệ thống Từ bảng 5.7 ta có: = 238.813+j143.915 MVA. Để đảm bảo điều kiện cân bằng công suất trong hệ thống, các nguồn điện phải cung cấp đủ công suất theo yêu cầu. Vì vậy tổng công suất tác dụng cho hệ thống và nhà máy cần phải cung cấp bằng: Pcc = 238.813 MW. Khi hệ số công suất của các nguồn bằng 0,85 thì tổng công suất phản kháng của hệ thống và nhà máy điện có thể cung cấp bằng: Qcc = Pcc . tgφ = 238.813*0.62 = 148.064 MVAr. Như vậy: = 238.813+j148.064 MVA. Ta thấy công suất phản kháng do các nguồn cung cấp lớn hơn công suất phản kháng yêu cầu vì vậy không cần bù công suất phản kháng trong chế độ sau sự cố. CHƯƠNG VI TÍNH ĐIỆN ÁP CÁC NÚT VÀ ĐIỀU CHỈNH ĐIỆN ÁP TRONG MẠNG ĐIỆN 1.Chế độ phụ tải cực đại a. Từ NĐ-5: Tính toán điện áp và tổn thất điện áp trên các nút ở chế độ cực đại lấy Un=121Kv Tổn thất điện áp trên đường dây Điện áp tại nút 5: U5 = Ucs - Ud = 121 – 4.543= 116.457 kV Tổn thất điện áp trong máy biến áp: Điện áp trên thanh góp hạ áp đã quy đổi về phía điện áp cao: U5q = U5 - Ub = 116.457 – 4.945 = 111.512 kV. b.Từ N-2-1: KV Zb2=0.935+j21.75 Zb1=1.27+j27.95 Các đoạn NĐ-4-3,NĐ-6: tính tương tự Bảng 6.1 Điện áp các nút Phụ tải Ui , kV Uiq, kV 1 114.357 111.961 2 116.645 111.861 3 116.158 112.474 4 118.222 114.097 5 116.457 111.512 6 116.326 111.222 2.Chế độ phụ tải cực tiểu a. Từ NĐ-5: Tính toán điện áp và tổn thất điện áp trên các nút ở chế độ cực tiểu lấy Un=115.5Kv Tổn thất điện áp trên đường dây Điện áp tại nút 5: U5 = Ucs - Ud = 115.5-2.204 = 113.296 kV Tổn thất điện áp trong máy biến áp: Điện áp trên thanh góp hạ áp đã quy đổi về phía điện áp cao: U5q = U5 - Ub = 113.296-4.098 = 108.388 kV b.Đoạn N-2-1: KV Zb2=1.87+j43.5 Zb1=2.54+j55.9 Các đoạn NĐ-4-3,NĐ-6: tính tương tự Bảng 6.2 Điện áp các nút Phụ tải Ui , kV Uiq, kV 1 112.319 109.923 2 113.122 108.662 3 112.942 109.243 4 114.021 109.237 5 113.296 108.388 6 113.227 108.637 3.Chế độ sau sự cố a. Từ NĐ-5: Tính toán điện áp và tổn thất điện áp trên các nút ở chế độ sự cố lấy Un=121Kv Tổn thất điện áp trên đường dây Điện áp tại nút 5: U5 = Ucs - Ud = 121-9.505 = 111.495 kV Tổn thất điện áp trong máy biến áp: Điện áp trên thanh góp hạ áp đã quy đổi về phía điện áp cao: U5q = U5 - Ub = 111.495-5.165= 106.33 kV. b.Đoạn từ N-2-1: KV Zb2=0.935+j21.75 Zb1=1.27+j27.95 Các đoạn NĐ-4-3,NĐ-6: tính tương tự Bảng 6.3 Điện áp các nút Phụ tải Ui , kV Uiq, kV 1 106.258 103.722 2 111.238 106.222 3 110.52 106.694 4 115.122 110.886 5 111.495 106.33 6 111.183 105.842 4.Chọn phương thức điều chỉnh điện áp trong mạng điện Đường dây truyền tải điện của hệ thống điện dài nên tổn thất điện năng khi truyển tải điện từ nguồn đến các hộ tiêu thụ có giá trị lớn. Đồng thời giá trị phụ tải thay đổi liên tục với yêu cầu cập điện áp khác nhau do đó ta cần phải tiến hành điều chỉnh điện áp để đảm bảo yêu cầu của phụ tải. Các hộ phụ tải ở đồ án môn học này là các hộ tiêu thụ loại I có yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường nên ta phải dùng máy biến áp điều chỉnh dưới tải với độ lệch cho phép trên thanh góp hạ áp của trạm được quy định như sau: - Chế độ phụ tải lớn nhất : Umax% = +5 %. - Chế độ phụ tải nhỏ nhất : Umin% = 0 %. - Chế độ sau sự cố : Usc% = 0 ¸ +5 %. Căn cự theo yêu cầu điều chỉnh của phụ tải ta xác định được điện áp yêu cầu của các hộ phụ tải như sau: Uycmax = Uđm + 0,05.Uđm = 10 + 0,05*10 = 10.5 (kV) Uycmin = Uđm = 10 (kV) Uycsc = Uđm + 0,05.Uđm = 10 + 0,05*10 = 10.5 (kV) Để điều chỉnh điện áp ta dùng máy biến áp điều chỉnh dưới tải có phạm vi điều chỉnh điện áp là ± 9 x 1,78%, Ucdđ = 115 kV và Uhdđ = 10 kV Bảng 6.4 Chế độ điện áp trên các thanh góp hạ áp quy đổi về phía cao áp TBA 1 2 3 4 5 6 Uqmax, kV 111.961 111.861 112.474 114.197 111.512 111.222 Uqmin, kV 109.923 108.662 109.243 1019.237 108.388 108.637 Uqsc, kV 103.722 106.222 106.694 110.886 106.33 105.842 Bảng 6.5 Thông số điều chỉnh của máy biến áp điều chỉnh dưới tải Thứ tự đầu điều khiển Điện áp bổ sung,% Điện áp bổ sung,kV Điện áp đầu điều chỉnh 1 +16.02 +18.45 133.423 2 +14.24 +16.4 131.376 3 +12.46 +14.35 129.329 4 +10.68 +12.3 127.282 5 +8.9 +10.25 125.235 6 +7.12 +8.2 123.188 7 +5.34 +6.15 121.14 8 +3.56 +4.10 119.094 9 +1.78 +2.05 117.04 10 0 0 115 11 -1.78 -2.05 112.953 12 -3.56 -4.1 110.906 13 -5.34 -6.15 108.859 14 -7.12 -8.2 106.812 15 -8.9 -10.25 104.765 16 -10.68 -12.3 102.718 17 -12.46 -14.35 100.671 18 -14.24 -16.4 98.624 19 -16.02 -18.45 96.577 a.Chế độ phụ tải cực đại Trạm biến áp 1: Điện áp điều chỉnh: Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n = 14: Utcmax = 106.812 (kV) Điện áp thực trên thanh góp hạ áp : Độ lệch điện áp : Thoả mãn điều kiện điều chỉnh điện áp. Các trạm biến áp còn lại :Tính tương tự Bảng 6.6 Kết quả tính điều chỉnh điện áp ở chế độ cực đại Phụ tải 2-1 NĐ-2 4-3 NĐ-4 NĐ-5 NĐ-6 Uqmax,kV 111.961 111.861 112.474 114.097 111.512 111.222 Uđcmax,kV 106.63 106.53 107.487 108.664 106.202 105.926 Utcmax,kV 106.812 108.812 106.859 108.859 106.812 106.812 Utmax,kV 10.482 10.473 10.368 10.481 10.44 10.413 Umax% 4.82 4.73 3.68 4.81 4.4 4.13 b.Chế độ phụ tải cực tiểu Trạm biến áp 1: Điện áp điều chỉnh: Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n = 12: Uminđc = 110.906 kV. Điện áp thực trên thanh góp hạ áp: . Độ lệch điện áp: Thoả mãn điều kiện điều chỉnh điện áp. Các trạm biến áp còn lại: Tính tương tự Bảng 6.7 Kết quả tính điều chỉnh điện áp ở chế độ cực tiểu Phụ tải 2-1 NĐ-2 4-3 NĐ-4 NĐ-5 NĐ-6 Uqmin,kV 109.923 108.662 109.243 109.237 108.388 108.637 Uđcmin,kV 109.923 108.662 109.243 109.237 108.388 108.637 Utcmin,kV 110.906 108.859 110.906 110.906 108.859 108.859 Utmin,kV 9.911 9.982 9.85 9.85 9.957 9.98 Umin% -0.89 -0.18 -1.5 -1.5 -0.43 -0.2 c.Chế độ sau sự cố Trạm biến áp 1: Điện áp điều chỉnh: Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n = 17 có Utcsc = 100.067 kV. Điện áp thực trên thanh góp hạ áp: Độ lệch điện áp: Thoả mãn điều kiện điều chỉnh điện áp. Các trạm biến áp còn mại: Tính tương tự Bảng 6.8 Kết quả tính điều chỉnh điện áp ở chế độ sau sự cố Phụ tải 2-1 NĐ-2 4-3 NĐ-4 NĐ-5 NĐ-6 Uqsc,kV 103.722 106.222 106.694 110.886 106.33 105.842 Uđcsc,kV 98.783 101.164 101.613 105.606 101.267 100.802 Utcsc,kV 100.067 102.718 102.718 106.812 102.718 102.718 Utsc,kV 10.365 10.341 10.387 10.374 10.352 10.304 Usc% 3.65 3.41 3.87 3.74 3.52 3.04 CHƯƠNG VII CÁC CHỈ TIÊU KINH TẾ-KỸ THUẬT CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN I. Vốn đầu tư xây dựng mạng điện Tổng vốn đầu tư để xây dựng mạng điện: K = Kd + Kt Kd _ tổng vốn đầu tư xây dựng đường dây trong mạng điện, ta có: Kd = 152.965024*109đ Kt _ là tổng vốn đầu tư xây dựng các trạm biến áp trong mạng điện trong đó 2 trạm sử dụng máy biến áp loại TPDH-25000/110, 4 trạm dùng máy biến áp loại TPDH-32000/110 và trong mỗi trạm ta dùng hai máy biến áp vận hành song song nên Kt = 1,8.( 4*29*109 + 2*22*109) = 288*109 đ Vậy ta có: K = 288*109 + 152.965024 *109 = 440.965024*109 đ Bảng giá thành một trạm biến áp Trạm biến áp(MVA) Giá thành(109VND/cái) 32 29 25 22 16 15 II.Tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện Tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện gồm có tổn thất công suất trên đường dây và tổn thất công suất tác dụng trong các trạm biến áp ở chế độ phụ tải cực đại. Theo kết quả đã tính toán ta có: - Tổng tổn thất công suất tác dụng trên các đường dây: ΔPd = 5.269 MW. - Tổng tổn thất công suất tác dụng trong các cuộn dây của các máy biến áp: ΔPb = 0.966 MW. - Tổng tổn thất công suất trong lõi thép của các máy biến áp: ΔPo = ΣΔPoi = 4*2*0.35+2*2*0.29=0.396 MW - Vậy tổng tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện: ΔP = ΔPd + ΔPb + ΔPo = 5.269+0.966+0.396=6.631 MW - Tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện tính theo %: III. Tổn thất điện năng trong mạng điện Tổng tổn thất điện năng trong mạng điện có thể xác định theo công thức: ΔA = (ΔPd + ΔPb).τ + ΔPo.t τ – thời gian tổn thất công suất lớn nhất t – thời gian các máy biến áp làm việc trong năm Do các máy biến áp vận hành song song trong cả năm cho nên t = 8760h Thời gian tổn thất công suất lớn nhất: τ = (0,124 + Tmax . 10-4)2 . 8760 = (0,124 + 5000*10-4)2 *8760 = 3411h Tổng tổn thất điện năng trong mạng điện: ΔA = 17972.559 MWh Tổng điện năng các hộ tiêu thụ nhận được trong năm: A = ΣPmax . Tmax = 181*5000 = 905*103 MWh Tổn thất điện năng trong mạng điện tính theo %: . IV.Tính chi phí và giá thành 1. Chi phí vận hành hàng năm Các chi phí vận hành mạng điện hàng năm được xác định theo công thức: Y = avhd . Kd + avht . Kt + ΔA . c avhd _ hệ số vận hành đường dây ; avhd = 0,07 avht _ hệ số vận hành các thiết bị trong các trạm biến áp ; avht = 0,1 c _ giá thành 1 kWh điện năng tổn thất,c=500đ/kWh Như vậy: Y = 0,07*152.965024*109 + 0,1*288*109 + 17972.559*500 = 39.517*109 đ 2.Chi phí tính toán hàng năm Chi phí tính toán hàng năm được xác định theo công thức: Z = atc . K + Y atc là hệ số định mức hiệu quả của các vốn đầu tư, atc = 0,125. Do đó chi phí tính toán bằng: Z = 0,125*440.965024*109 + 39.517*109 = 94.638*109 đ. 3.Giá thành truyền tải điện năng Giá thành truyền tải điện năng được xác định theo công thức: đ/kWh. 4.Giá thành xây dựng 1MW công suất phụ tải trong chế độ cực đại Giá thành xây dựng 1MW công suất phụ tải được xác định theo biểu thức: đ/MW. Kết quả tính các chỉ tiêu kinh tế – kỹ thuật của hệ thống điện thiết kế được tổng hợp trong bảng7.1 Bảng 7.1 Các chỉ tiêu kinh tế – kỹ thuật của hệ thống điện thiết kế Stt Các chỉ tiêu Đơn vị Giá trị 1 ΔUmaxbt % 4.29 2 ΔUmaxsc % 8.58 3 Tổng chiều dài đường dây, Li km 289.62 4 Tổng dung lượng các trạm MBA, Sb MVA 440.965024 5 Tổng vốn đầu tư về đường dây, Kd 109 đ 152.965024 6 Tổng vốn đầu tư về các trạm biến áp, Kt 109 đ 288 7 Tổng công suất phụ tải khi cực đại, Pmaxi MW 181 8 Điện năng tải hàng năm, A MWh 905 9 Tổng tổn thất công suất ΔP MW 5.269 10 Tổng tổn thất công suất ΔP % 3.663 11 Tổng tổn thất điện năng ΔA MWh 17972.559 12 Tổng tổn thất điện năng tương đối, ΔA% % 1.986 13 Chi phí vận hành hàng năm, Y 109 đ 39.517 14 Giá thành truyền tải điện năng β đ/kWh 43.665 15 Giá thành xây dựng 1MW công suất phụ tải khi cực đại. 109đ/MW 2.436