Đồ án Thiết kế mạng lưới điện khu vực

6 8,12 Như vậy: DU%max = 7,4% < DUcp% = 10% DUsc%max = 14,8% < DUsccp% = 20% Kết luận: Dây dẫn đã chọn thoả mãn điều kiện kỹ thuật cho phép Ưu nhược điển của phương án II: + Giảm bớt chiều dài đường dây. + Tổn thất điện áp trên các đoạn đường dây vẫn trong giới hạn cho phép. + Độ tin cậy cung cấp điện giảm vỉ khả năng phát sinh sự cố trên đoạn đường dây NĐ-PT2 ảnh hưởng đến đoạn đường dây PT2-PT4. 3. Phương án III Hình 2-4 Nhận xét: So sánh pương án nối dây III với phương án I ta thấy có các đoạn đường dây giống nhau là NĐ-PT1; NĐ-PT2; NĐ-PT5; NĐ-PT6. Vì vậy ta chỉ cần tính cho đoạn đường dây NĐ-PT3-PT4. Còn các đoạn đường dây khác lấy kết quả tính toán ở phương án I. a . Chọn tiết diện dây dẫn. Ta tính theo công thức: Imax = và c Với Tmax= 5000h đ Jkt= 1,1 Ta có I3max = = = 152,42(A) F3tt = = = 138,58 (mm2) I4max = = = 72,96 (A) F3tt = == 66,33(mm2) Từ kết quả trên kết hợp với điều kiện phát sáng vầng quang , ta tiến hành chọn tiết diện chuẩn cho các đoạn đường dây như sau: đoạn đưòng dây S MVA Itt A Icp A Ftt mm2 Fchon mm2 L km xo W/km X W ro W/km R W bo10-6 1/Wkm B10-6 1/W NĐ-PT3 58,01 152 445 138,6 150 71 0,416 29,54 0,21 14,91 2,74 194,5 PT3-PT4 27,77 73 265 72,96 70 41 0,44 18,04 0,46 18,86 2,58 108,8 Kiểm tra điều kiện phát nóng của dây dẫn: Ta tiến hành kiểm tra theo điều kiện : Iscmax < K.Icp với Iscmax = 2Itt K = 0,8 Ta có kết quả thể hiện trên bảng sau: Đoạn dường dây loại dây Icp (A) K.Icp (A) Ibt (A) Isc (A) NĐ-PT3 AC-150 445 365 152 304 PT3-PT4 AC-70 265 212 73 146 Như vậy các dây dẫn thoả mạn điều kiện phát nóng: c. Kiểm tra tổn thất điện áp trên đường dây DU%=.100% ; DUsc%=2. DU% kết quả tính toán cho các đoạn đường dây được thể hiện qua bảng: Đoạn đường dây DU% DUsc% NĐ-PT3 6,64 13,28 PT3-PT4 2,85 5,7 Vậy phương án đạt yêu cầu kỹ thuật Ta có bảng tổng kết về dây dẫn của phương án III: Bảng 2-7 doạn đường dây loại dây Icp A KIcp A Ilv A Isc A L km xo W/km X W ro W/km R (W) bo.106 1/Wkm B10-6 1/W DU% DUsc% NĐ-PT1 AC-70 265 212 73 146 72 0,44 31,68 0,46 33,12 2,58 185,76 3,56 7,12 NĐ-PT2 AC-120 380 304 140 280 63 0,423 26,65 0,27 17 2,69 169,47 4,94 9,88 NĐ-PT3 AC-150 445 365 152 304 71 0,416 29,54 0,21 14,91 2,74 194,5 6,64 13,28 PT3-PT4 AC-70 265 212 73 146 41 0,44 18,04 0,46 18,86 2,58 108,8 2,85 5,7 NĐ-PT5 AC-70 265 212 82 164 95 0,44 41,8 0,46 43,7 2,58 245,1 7,4 14,8 NĐ-PT6 AC-70 265 212 58 116 73 0,44 32,12 0,46 33,58 2,58 188,34 4,06 8,12 Nhận xét phương án III: _ Giảm bớt chiều dài đường dây so với phương án I _ Tiết diện dây dẫn đoạn NĐ-PT3 tăng . _ tổn thất điện áp các đoạn đường dây vẫn trong giới hạn cho phép _ Độ tin cậy cung cấp điện giảm do khi xảy ra sự cố trên đoạn đường dây NĐ-PT3 ảnh hưởng trực tiếp dến đoạn đường dây Phương án IV Hình 2-5 Nhận xét : So sánh phương án I có các đoạn đường dây được nối giống nhau là : NĐ-PT3 ; NĐ-PT4 ; NĐ -PT5 ; NĐ - PT6 .Do đó ta không phải tính các đoạn đường dây này mà lấy kết quả tính toán từ phương án I. Như vậy ta chỉ cần tính cho mạch vòng kín : NĐ-PT1-PT2-NĐ . Tính tiết diện dây dẫn : Dòng công suất chạy trên đoạn đường dây NĐ -PT1 là: PNĐ-1=== 30,4 (MW) Dòng công suất chạy trên đoạn đường dây NĐ- PT2 là : PNĐ-1===33,83 (MW) Dòng công suất chạy trên đoạn đường dây nối PT1-PT2 là : P1-2=PNĐ-1-P1=30,4-25=5,4 (MW) Cosj1= 0,9 ị tgj1=0,484 ; LNĐ-1=72 km ; LNĐ-2=63 km ; L1-2=40 km Do đó: QNĐ-1= PNĐ-1. tgj1=30,4.0,484 = 14,71 (MVAr) QNĐ-2= PNĐ-2. tgj1=33,83.0,484 = 17,38 (MVAr) Q1-2= P2. tgj1=5,4. 0,484 = 2,61 (MVAr) Imax = Ftt = Với Tmax=5000h ; ị Jtt=1,1 ; Khi đóINĐ-1max= = = .106 =177,4 (A) Tính tương tự cho các đoạn đường dây còn lại ta có kết quả sau : đoanđườngdây Ftt mm2 F chon mm2 L km x0 W/km X W r0 W/km R W b0 1/Wkm B 1/W NĐ-PT1 177,47 185 72 0,409 29,45 0,17 12,24 2,84 204,5 NĐ-PT2 199,86 185 63 0,409 25,77 0,17 10,71 2,84 178,9 PT1-PT2 31,52 70 40 0,44 17,6 0,46 18,4 2,58 103,2 b . Kiểm tra sự phát nóng khi sự cố : ã Khi đoạn NĐ-PT1 bị đứt: Dòng điện sự cố chạy trên đoạn đường dây từ NĐ-PT2 sẽ là: IscNĐ-2= == (0,3375+j0,1686).103(A) IscNĐ-2= 377 (A) Dòng điện sự cố chạy trên đoạn PT2 –PT1 là : Isc2-1= 146 (A) ã Khi đứt đoạn NĐ- PT2 Dòng điện sự cố chạy trên đoạn NĐ-PT1 là IscNĐ -1= 377 (A) Dòng điện sự cố chạy trên đoạn PT1 –PT2 là ISC1-2= 280 (A) Ta có kết quả ở bảng sau : đoạnđườngdây loại dây Icp A K.Icp A Ibt A I scmax A NĐ - PT1 AC-185 445 365 177,47 377 NĐ - PT2 AC-185 445 365 220 377 PT1- PT2 AC-70 265 212 34,7 280 Như vậy các dây dẫn đã chọn không đảm bảo kỹ thuật. do đó ta tăng tiết diện dây dẫn lên một cấp .Cụ thể như sau : đoạnđườngdây loại dây L km X W R W Icp A K.Icp A Ibt A I scmax A NĐ - PT1 ACO-240 72 28,08 9,36 605 484 177,47 377 NĐ - PT2 ACO-240 63 24,57 8,19 605 484 220 377 PT1- PT2 AC-70 40 17,16 13,2 330 264 34,7 280 Như vậy đoạn đường dây PT1-PT2 vẫn chưa đảm bảo yêu cầu kỹ thuật .Ta tiến hành nâng thêm một cấp tiết diện dây dẫn như sau : đoạnđườngdây loại dây L km X W R W Icp A K.Icp A Ibt A I scmax A PT1-PT2 AC-120 40 16,92 10,8 380 304 34,7 280 Sau khi đã chọn lại tiết diện dây dẫn ta nhận thấy các dây dẫn thoã mãn điều kiện phát nóng c . Kiểm tra tổn thất điện áp trên đường dây : Ta áp dụng công thức: DU%=.100% . Ta có kết quả ở bảng sau: đoan đường dây DUbt% DUsc% NĐ- PT1 5,93 11,86 NĐ- PT2 6,7 13,4 PT1- PT2 1,2 5,8 (khi đứt đoạn NĐ-PT1) PT2- PT1 1,2 8,2 (khi đứt đoạn NĐ-PT2 ) NĐ- PT1 – PT2 16 (khi đứt đoạn NĐ-PT2 ) NĐ- PT2- PT1 13,3 (khi đứt đoạn NĐ-PT1) kết hợp kết quả các đoạn đường dây đã tính ở phương án I. Ta có: DUbt% = 7,4 < DUbtcp% = 10% DUsc% = 16< DUsccp% = 20% Vậy dây dẫn đã chọn thoả mãn các điều kiện kỷ thuật ãƯu nhược điểm của phương án IV. So với các phương án trước, phương án IVcó một mạch vòng kín nên tiết kiệm được dây dẫn. Nhưng lại tốn công khảo sát thiết kế Tổn thất điẹn áp ở mức cho phép Xác suất xẩy ra sự cố lớn và ảnh hưởng trực tiếp. 5. Phương án V Hình 2-6 Nhận xét: Sóánh cách nối dây với phương án I ta thấy có các đoạn nối dây giốnh nhau là:NĐ - PT1 ; NĐ - PT2 ; NĐ - PT3 ; NĐ - PT4 . Do đó ta lấy kết quả tính toán các đoạn này từ phương án I đoạn đường dây loại dây X(W) R(W) B.10-6(1/W) NĐ - PT1 AC - 70 31,68 33,12 185,76 NĐ - PT2 AC – 120 26,65 17 169,47 NĐ - PT3 AC – 70 31,24 32,66 183,18 NĐ - PT4 AC – 70 47,52 49,68 245,1 Ta chỉ cần tính toán cho mạch vòng kín: NĐ - PT5 – PT6 – NĐ. a . Tính tiết diện dây dẫn: Dòng công suất chạy trên đoạn đường dây NĐ - PT5 là: PNĐ-5= = = 25,37 (MW) Dòng công suất chạy trên đoạn đường dây NĐ - PT6 là: PNĐ-5= = = 23,42 (MW) Dòng công suất chạy trên đoạn đường dây PT5 - PT6 là: P5-6 = Pnđ-6 – P6 = 23,42 – 20 = 3,42 (MW) Dòng công suất phản kháng : QNĐ-5 = PNĐ-5.tgj = 25,37.0,484 = 12,28 (MWAr) QNĐ-6 = PNĐ-6.tgj = 23,42.0,484 = 11,34 (MWAr) Q5-6 = P5-6.tgj = 3,42.0,484 = 1,66 (MWAr) Dòng điện cực đại chạy trên đường dây: Imax = = Tiết diện dây dẫn tính toán: Ftt = với Jkt = 1,1 Ta có kết quả ở bảng sau: đoanđườngdây Ftt mm2 F chon mm2 L km x0 W/km X W r0 W/km R W b0 1/Wkm B 1/W NĐ-PT5 135 150 95 0,416 39,52 0,21 19,95 2,74 260,3 NĐ-PT6 134 150 73 0,416 30,268 0,21 15,33 2,74 200 PT5-PT6 69,9 70 54 0,44 23,76 0,46 24,48 2,58 139,32 Kiểm tra sự phát nóng khi sự cố: Khi đoạ NĐ - PT5 bị đứt: Dòng diện sự cố chạy trên đoạn đường dây NĐ - PT6 sẽ là: IscNĐ-2== IscNĐ-2 = 248,8(A) Dòng diện sự cố chạy trên đoạn đường dây PT6 – PT5 sẽ là: c = = = 160,5(A) Tương tự khi sự cố dứt đoạ NĐ -PT6. ta có: IscNĐ-5 = 248,8 (A) IscNĐ-6 = 116,5 (A) Ta có bảng kết quả sau: đoạnđườngdây loại dây Icp A K.Icp A Ibt A I scmax A NĐ - PT5 AC-150 445 365 148,5 248,8 NĐ - PT6 AC-150 445 365 147,4 248,8 PT5- PT6 AC-70 265 212 76,9 160,5 Như vậy các dây dẫn đã chọn thoả mãn điều kiện phát nóng khi sự cố. kiểm tra tổn thất điện áp trên đường dây: ta áp dụng công thức: DU%=.100% Ta có kết quả ở bảng sau: đoan đường dây DUbt% DUsc% NĐ- PT5 6,92 11,86 NĐ- PT6 5,81 13,4 PT5- PT6 1,02 5,95 (khi đứt đoạn NĐ-PT6) PT6- PT5 1,02 8,34 (khi đứt đoạn NĐ-PT5 ) NĐ- PT5 – PT6 19,79 (khi đứt đoạn NĐ-PT6) NĐ- PT6- PT5 19,96 (khi đứt đoạn NĐ-PT5) kết hợp với kết quả tính toán ở phương án I ta thấy: DUbt% = 7,5 < DUbtcp% = 10% DUsc% = 19,96 < DUsccp% = 20% Vậy dây dẫn đã chọn thoả mãn các điều kiện kỷ thuật ãƯu nhược điểm của phương án V. So với các phương án trước, phương án Vcó một mạch vòng kín nên NĐ- PT5 – PT6 tiết kiệm được dây dẫn. Nhưng lại tốn công khảo sát thiết kế Tổn thất điẹn áp ở mức cho phép Xác suất xẩy ra sự cố lớn và ảnh hưởng trực tiếp đến phụ tải * Kết luận chung: Sau khi tính toán và so sánh các phương án, ta nhận thấy các phương án đều đạt yêu cầu về kỹ thuật. Do đó ta đưa cả 5 phương án để tính toàn và so sánh về mặt kinh tế để chọn ra các phương án tối ưu. so sánh các phương án về mặt kinh tế Tiêu chuận để so sánh các phương án về mặt kinh tế là phí tổn tính toán hàng năm phải nhỏ nhất. Hàm chi phí tính toán hàng năm của mỗi phương án được tính theo biểu thức: Z = (avh + atc) . k + rA . C Trong đó avh là phí tổn vận hành avh = 0,04 (Trong đồ án này ta dùng bê tông li tâm cốt thép) atc: là hệ số tiêu chuẩn thu hồi vốn đầu tư phụ atc= 1/Ttc = 0,125 k: Là vốn đầu tư của mạng điện (chỉ tính đến thành phần chính là đường dây) k = Sk0 . L Với: k0: Là giá trị 1km đường dây. Nếu đường dây lộ kép thì giá tiền bằng 1,6 lần đường dây lộ đơn. L: Là chiều dài đường dây có tiết diện F C: Là giá tiền 1kWh điện năng tổn thất C = 500đồng. rA: Là tổng tổn thất điện năng hàng năm trong mạng điện. rA = SrPmax. t = t Với t: Là thời gian thời gian tác dụng lớn nhất trong năm. t = (0,124 + Tmax . 10-4 )2 . 8760 = (0,124 + 5000 . 10-4)2 . 8760 = 3411 (h) T max = 5000h: Là thời gian sử dụng công suất lớn nhất SrPmax : Là tổng tổn thất công suất tác dụng trên đường dây SrPmax = Uđm = 110 kV; Các giá trị Pmax , Qmax , R đã được tính ở phần trước . Phương án I . Hình 2-2 Ta tính đoạn NĐ-PT1. Pmax = 25 MW Qmax = 12,1 MVAr R = 33,12 W SrPmax = = 1,056 MW Tính toán tương tự cho các đoạn đường dây còn lại ta có kết qủa ghi ở bảng đoạn đường dây Pmax (MW) Qmax (MVAr) R (W) rPmax (MW) Loại dây L (km) Ko.106 NĐ_PT1 25 12,1 33,12 1,056 AC_70 72 168.1,6 NĐ_PT2 40 19,36 17 1,387 AC_120 63 280.1,6 NĐ_PT3 30 14,52 32,66 1,412 AC_70 71 168.1,6 NĐ_PT4 25 12,1 49,68 1,584 AC_70 108 168.1,6 NĐ_PT5 28 13,6 43,7 1,416 AC_70 95 168.1,6 NĐ_PT6 20 9,7 33,58 0,686 AC_70 73 168.1,6 Từ bảng kết quả ta tính tỏng vốn đầu tư như sau: k = Sk0i . Li = (168 . 1,6 72+280 . 1,6 .63 + 168 . 1,6 . 71 + 168 . 1,6 . 108 + 168 . 1,6 . 9 5 + 168 . 1,6 . 7,3 ) . 106 = 140851,2 . 106 (đồng) SrPmax = 1,056 + 1,387 + 1,412 + 1,584 + 1,416 + 0,686 = 7,541 (MW) Tổng tổn thất điện năng: SrA = SrPmax . t SrA = 7,541 . 3411 . 103 = 25722,351 . 103 Phí tổn tính toán hằng năm: Z = (avh + atc) . k + rA . C = (0,04 + 0,125) . 140851,2.106 + 25722,351 . 103 . 500 = 36101623,5 . 103 Phương án II Hình 2-3 Tính tương tự như phương án I – Ta có bảng kết quả sau Đoan đường dây Pmax (MW) Qmax (MVAr) R (W) rPmax (MW) Loại dây L (km) Ko.106 (đồng/km) NĐ-PT1 25 12,1 33,12 1,056 AC-70 72 168.1,6 NĐ-PT1 65 31,46 10,71 4,616 AC-70 63 444.1,6 PT2-PT4 25 12,1 23 1,466 AC-70 50 168.1,6 NĐ-PT1 30 14,52 32,66 1,412 AC-70 71 168.1,6 NĐ-PT5 28 13,6 49,68 1,416 AC-70 95 168.1,6 NĐ-PT6 20 9,7 33,58 0,686 AC-70 73 168.1,6 Từ bảng kết quả ta có. k = Sk0i . Li = 141792 . 106 (đồng ) SrP = 10,652 (MW) SrA = 36333,972. 103 (kWh) Z = 41562666. 10 3 (đồng ) Phương án III . Hình 2-4 Tính tương tự phương án I ta có bảng kết quả sau: Đoạn đường dây Pmax (MW) Qmax (MVAr) R (W) rPmax (MW) Loại dây L (km) Ko.106 (đồng/km) NĐ-PT1 25 12,1 33,12 1,056 AC-70 72 168.1,6 NĐ-PT2 40 19,36 17 1,387 AC-120 63 280.1,6 NĐ-PT3 55 26,62 14,91 4,601 AC-150 71 336.1,6 NĐ-PT4 25 14,52 18,86 3,019 AC-70 41 168.1,6 NĐ-PT5 28 13,6 43,7 1,416 AC-70 95 168.1,6 NĐ-PT6 20 9,7 33,58 0,686 AC-70 73 168.1,6 Từ bảng ta tính được: k = 141926,4 . 106(đồng ) SrPmax = 12,156 (MW) = 12156 kW SrA = 41464,116 . 103(kWh) Z = 44149914 . 103 (đồng) Phương án IV. Hình 2-5 Tương tự phương án I – Ta có bảng kết quả sau: Đoạn đường dây Pmã (MW) Qmã (MVAr) R (W) rPmã (MW) Loại dây L(km) K0 .106 (đ/km) NĐ - PT1 30,4 14,71 9,36 0,882 AC –240 72 444 NĐ - PT2 33,83 17,38 8,19 0,979 AC -240 63 444 PT1- PT2 5,1 2,61 10,8 0,029 AC –120 40 280 NĐ -PT3 30 14,52 32,66 1,412 AC –70 71 168.1,6 NĐ -PT4 25 12,1 49,68 1,584 AC –70 108 168.1,6 NĐ -PT5 28 13,6 43,7 1,416 AC –70 95 168.1,6 NĐ -PT6 20 9,7 33,58 0,686 AC –70 73 168.1,6 Từ bảng ta tính được : K = 164413,6 . 106 (đồng) SrP = 6,988 (MW) SrA = 23836,068 .103 (kWh) Z = 39046278 . 103 (đồng) Phương án V . Hình 2-6 Tương tự phương án I ta có bảng kết quả Đoan đường dây Pmã (MW) Qmã (MVAr) R (W) rPmax (MW) Loại dây L(km) K0 .106 (đồng/km) NĐ -PT1 25 12,1 33,12 1,056 AC- 70 72 168 .1,6 NĐ -PT2 40 19,36 17 1,387 AC-120 63 280 .1,6 NĐ -PT3 30 14,52 32,66 1,412 AC-70 71 186 .1,6 NĐ -PT4 25 12,1 49,68 1,584 AC –70 108 168 .1,6 NĐ -PT5 25,37 12,28 19,95 1,31 AC-150 95 336 NĐ -PT6 23,42 11,34 15,33 0,858 AC –150 73 336 PT5 –PT6 3,42 1,66 24,48 0,029 AC –70 54 1,68 Từ bảng trên ta tính được: K = 161212,8 . 106(đồng) SrPmax = 7,636 (MW) SrA = 26046,396 . 103 (kWh) Z = 39623310 . 103 (đồng) Kết quả tính toán và kỹ thuật của 5 phương án được thể hiện ở bảng tổng hợp sau: Phương án I II III IV V Tổn thất điện năngra(kWh) 25722351 36333972 41464116 23836068 26064396 Tổn thất Bình điện áp thường lớn nhất Sự cố 7,4 14,8 7,4 14,8 7,4 14,8 6,7 16 6,92 19,96 Tổng vốn đầu tư k (đồng) 140851,2 . 106 141792 . 106 141926,4 . 106 164413,6 . 106 161212,8.106 Phí tổn vận hành hằng năm (đồng) 36101623,5 . 103 41562666 . 103 44149914 . 103 39046278 . 103 39623310 . 103 Ta thấy phương án I là phương án có vốn đầu tư bé nhất, phí tổn vận hành hàng năm bé nhất. Đồng thời các chỉ số kỹ thuât của phương án I cũng tốt hơn phương án còn lại. Do đó ta chọn phương án I là phương án tối ưu. Chương III Chọn báy biến áp và sơ đồ nối điện . chọn máy biến áp. Lựa chọn số lượng máy biến áp Đối với mạng điện ta thiết kế các phu tải đều là phụ tải loại I. Do đó để việc cung cấp điện được bảo đẩm liên tục tại mỗi trạm biến áp ta đặt hai máy biến áp làm việc song song. ( mỗi máy nối vào một phân đoạn thanh góp riêng và giữa các phân đoạn này có một thiết bị đóng cắt tự động) Lựa chọn công suất của các máy biến áp. Ta coi các máy biến áp đã được nhiệt đới hoá nên không cần hiệu chỉnh công suất theo nhiệt độ. Trong mỗi trạm biến áp ta chọn công suất định mức (S đm) của mỗi máy như sau: Sđm ỏ Trong đó: N : là số máy biến áp giống nhau làm việc song song (n=2) Sdm : là công suất định mức tính toán. K : Là hệ số quá tải cho phép của máy biến áp (k = 1,4) Smax là trị số công suất cực đại của phụ tải trạm Tính cho trạm biến áp của phụ tải 1 Có Smax = 27,77 (MVA) n = 2; k = 1,4 => Sđm ỏ = 19,836 (MVA) Tính tương tự cho các trạm biến áp của các phụ tải khác ta có kết quả trong bảng : Phụ tải llll loại phụ tải số máy biến áp Smax Sđm cosj 1 I 2 27,77 19,836 0,9 2 I 2 53,24 38,03 0,9 3 I 2 30,24 21,6 0,9 4 I 2 27,77 19,836 0,9 5 I 2 31,23 22,31 0,9 6 I 2 22,23 15,88 0,9 Từ bảng kết quả về công suất ở trên ta chọn các máy biến áp như sau:WWWWWW phụ tải loại máy biến áp số liệu kỹ thuật số liệu tính toán Utt % rPnm (kW) rPo kW Io % Ucao kV Uhạ kV RT (W) XT (W) rPT (kW) rQT (kWAr) 1 TPDH-25000/110 10,5 120 29 0,8 115 22 2,54 55,9 132 200 2 TPDH-40000/110 10,5 175 42 0,7 115 22 1,44 43,8 132 280 3 TPDH-25000/110 10,5 120 29 0,8 115 22 2,54 55,9 132 200 4 TPDH-25000/110 10,5 120 29 0,8 115 22 2,54 55,9 132 200 5 TPDH-25000/110 10,5 120 29 0,8 115 22 2,54 55,9 132 200 6 TPDH-16000/110 10,5 85 21 0,85 115 22 4,38 86,7 132 136 Trong bảng trên . RT: là tổng trở tác dụng của cuộn dây sơ cấp và thứ cấp của MBA đã thay đổi về phía điện áp cao. RT = (W) XT : Là điện kháng của một máy biến áp . XT = (W) rPT: Là tổn thất công suất tác dụng trong n MBA ứng với khi phụ tải cực đại: rPT = (MW) rQT : Là tổn thất công suất phản kháng trong n MBA ứng với khi phụ tải cực đại: rQT = (MVAr) chọn sơ đồ nối điện Yêu cầu chung của sơ đồ nối điện là phải đảm bảo cung cấp điện an toàn ,liên tục , linh hoạt trong vận hành . Sơ đồ đơn giản , dễ thao tác , giá thành hạ , tiết kiệm thiết bị . Tuỳ thuộc vào khoảng cách truyền tải mà ta sử dụng sơ đồ cầu ngoài hay cầu trong ( với khoảng cách truyền tải L>70 Km ta sử dụng sơ đồ cầu trong nếu L70 Km nên ta sử dụng sơ đồ cầu ngoài Hình 3 –1 Sơ đồ cầu trong: MC MC MBA MBA MC DCL DCL MCĐL Phụ tải Hình 3 –2 Sơ đồ cầu ngoài MC MC MBA MBA MCĐL MC DCL DCL Phụ tải chương IV công suất tối ưu của thiết bị bù Sơ lược về thiết bị bù. Để giảm công suất và điện năng trong hệ thống điện người ta có thể: Phân phối công suất tác dụng và phản kháng trong hệ thống điện một cách hợp lý nhất. Giảm công suât phản kháng truyền tải trên đường dây bằng biện pháp đặt các thiết (bù kinh tế ) ở đây ta xét đến phần thứ hai đó là biện pháp bù kinh tế Ta nhận thấy rằng phầ lớn phụ tải của mạng điện là các hộ tiêu thụ nhiều công suất phản kháng. Nên trên các đường dây của mạng điện chuyên chở một lượng công suất phản kháng làm tăng tổn thất điện năng và công suất . Vì: rP = Nư vậy muốn giảm rA, rP ta phải lượng Q chuyên chở trên đường dây bằng cách đặt các thiết bị bù phát công suất phản kháng ngay tại phụ tải Trong hệ thống điện có hai loại thiêt bị bù được sử dung rộng rãi là tụ điện tĩnh và máy bù đồng bộ. Tuy nhien ta sử dụng tụ điện tĩnh nhiều các nguyên nhân sau: Tổn thất công suất tác dụng trong máy bù đồng bộ lớn hơn nhiều so với tụ điện tĩnh Sử dụng vận hành tụ điện tĩnh dễ dàng, linh hoạt hơn nhiều so với máy bù đồng bộ Tụ điện tĩnh có thể làm việc trong mạng điện với mọi cấp điện áp bất kỳ còn máy bù đồng bộ đủ làm việc với một cấp điện áp nhất định Giá 1KVAr của tụ điện tĩnh ít phụ thuộc vào công suất đặt còn của máy bù đồng bô phụ thuộc nhiều vào công suất của nó. II – Xác định dung lượng bù tối ưu: Khi đặt thiết bị bù để giảm Q ta sẽ giảm được rP do đó giảm được tổn thất điện năng nhưng mặt khác khi đặt thiết bị bù ta cũng phải tốn một khoản tiền để mua lắp đặt, vận hành thiết bị bù đó. Nói cách khác dung lượng thiết bị bù lắp đặt hợp lý nhất về mặt kinh tế là dung lượng đảm bảo chi phí tính toán hằng năm Z bé nhất. Gọi Z là chi phí tính toán toàn bộ trong một năm khi đặt bộ dung lượng là Qb tại mạng điện có phụ tải S = P + j Q công suất tụ điện tĩnh không thay đổi trong một năm. Phí tổn Z bao gồm ba phần: Phí tổn do đặt tụ điện: Z1 = (avh + atc ) . kb = (avh + atc ) . kb*. Qb Trong đó: avb : là hệ số vận hành của tụ điện tĩnh, thường lấy avb = 0,1 atc: Là hệ số tiêu chuẩn thu hồi vốn đầu tư: atc = 1/Ttc ;Ttc= nah. Vậy atc=1/8=0,125 k*b: Là gaí tiền đầu tư cho một đơn vị dung lượng tụ điện (đ/KVAr) phí tổn về tổn thất điện năng do bản thân tụ điện tĩnh tiêu thụ: Z2 = C0.rP*b . T = C0.rPb*.Qb.T Trong đó: C0: Là giá tiền 1 kWh tổn thất điện năng. rP*b: Là tổn thất công suất tác dụng trong 1 đơn vi dung lượng bù,với tụ điên tĩnh lấyrP*b=0,005 T: Là thời gian tụ điện tĩnh làm việc.Do tụ điện tĩnh được đặt ở trạm biến áp nên T = 8760h/năm. Phí tổn về tổn thất điện năng trong mạng điện sau klhi có đặt tụ điện tĩnh: Z3= C0.rA = C0.rP.t = C0. t. R Trong đó: Q: Là công suất phản kháng của phụ tải. R = Rd + Rb là điện trở của đường dây và máy biến áp. t: Là thời gian tổn thất công suất lớn nhất ; t=3411 (h) Vậy tổn phí tính toán tổng của mạng điện đặt tụ điện tĩnh là: Z = Z1 + Z2 + Z3 =(avh + atc).Kb*.Qb + C0.rP*b . T + . K.t Để xác định được côn suất tụ điện tĩnh ứng với phí tổn tính toán bé nhất ta lấy được đạo hàm của Z theo Qb và cho bằng không: ƏZ/ƏQb = (avh+atc) . k*b + Co .rPb .T - .R.t = 0 Từ đó Qb = Q - (4-1) Hay Qb = Q - (4-2) Nhận xét chung: Các trạm biến áp cho các phụ tải đều được cung cấp điện bằng đường dây 2 lộ (lộ kép) và không qua trạm biến áp trung gian nào do đó ta có sơ đồ thay thế chung cho các đường dây như sau. NĐ S = P + jQ == Rd Rb Qb Việc xác định công suất bù cho từng phụ tải ta đều áp dụng công thức (4-2 ) Công suất tối ưu của thiết bi bù ở chế độ phụ tải cực đại 1. Phụ tải 1. Smax = 25+j 12,1 (MVA ) Rd = 33,12 (W ) Rb=2,54 (W ) K*b = 150 ã103đ/KVAr =150ã106đ/MVAr Co =500đ/ kwh = 5ã 105đ/ MWh Dp*b =0,005 acb=0,1 a+c=0,125 T = 8760 h T =3411h Vậy: Qb= Q = = 6,57(MVAR) 2. Phụ tải 2. Smax = 40 +j19,36 (MVA) Rd =17(W) Rb = 1,44(W) Qb=19,36 - = 8,65(MVAr) 3. Phụ tải 3. Smax= 30+ j 14,52 (MVA) Rd= 32,66 (W) Rb = 2,54 (W) Qb = 14,52- 4. Phụ tải 4. Smax= 25+j 12,1(MVA) Rd = 49,68(W) Rb = 2,54 (W) Qb = 8,32(MVAr) Phụ tải 5. Smax= 20 +j 13,6 (MVA) Rd = 43,7 (W) Rb = 2,54 (W) Qb = 9,33 (MVAr) 6. Phụ tải 6: Smax = 20 +j 9,7 (MVA) Rd = 33,58 (W) Rb = 4,38 (W) Qb = 4,5 (MVAr) Kiểm tra hệ số công suất sau khi bù . Thông thường trong hệ thống điện Cosj phải được nâng lên hệ số 0,9y0,95. Tăng cosj > 0,95 cũng không nên vì lúc đó Dp Chủ yếu xác định do P chứ không phải do Qvì vậy nâng cao lên nữa chỉ tốn Qb mà ít giảm được Dp; DA. Vậy ta lấy tiêu chuẩn này để kiểm tra cosj sau khi bù. Sau khi bù công suất cần cung cấp cho các phụ tải sẽ là: S’= P + j (Q- Qb) Cosj’ = Tgj’ = Kiểm tra phụ tải 1: Q- Qb= 12,1 – 6,57 =5,53 (MVAr) Cosj’ = = 0,977 Tgj’= = 0,2212 Cosj’ = 0,977 > 0,95 mà ta chỉ cần bù đến Cosj = 0,95↔ Tgj = 0,329 = Q’b = 3,88 (MVAr) Kiểm tra phụ tải 2: Q – Qb = 19,36 – 8,65 = 10,71(MVAr) Cosj’ Tgj’ = Cosj’ = 0,966 > 0.95 ta chỉ cần bù đến Cosj = 0,95 vậy Tgj = 0,329 = Q’b = 6,2 (MVAr) Kiểm tra phụ tải 3. Q – Qb = 14,52 – 8,91 = 5,61 (MVAr) Cosj’ = Tgj’ = Cosj’ = 0,983 >0,95 mà ta chỉ cần bù tối đa đến Cosj = 9,5 Tgj = 0,329 = Vậy : Q’b 14,52 – 0,329 . 30 = 4,65 (MVAr) Kiểm tra phụ tải 4: Q – Qb = 12,1 – 8,32 = 3,78 Cosj’ Tgj’ = Cosj’ = 0,989 > 0,95 => ta chỉ bù đến Cosj = 0,95 => Tgj = 0,329 = Q’b = 3,875 (MVAr) Kiểm tra phụ tải 5: Q – Qb = 13,6 – 9,33 = 4,27 (MVAr) Cosj’ = Tgj’ = Cosj’ = 0,989 > 0,95. ta chỉ cần bù đến Cosj = 0,95 Tgj = 0,329 = => Q’b = 13,6 – 0,329 . 28 = 4,388(MVAr) Kiểm tra phụ tải 6: Q - Qb = 9,7- 4,5 = 5,2 (MVAr) Cosj = Tgj’ = Cosj’ = 0.968 > 0,95. ta chỉ cần bù đến Cosj = 0,95 Tgj = 0,329 = = 3,12 (MVAr) Sau khi tình toán ta có bảng tổng kết sau: Phụ tải Thông số 1 2 3 4 5 6 pmax(MW) 25 40 30 25 28 20 Qmax(MVAr) 12,1 19,365 14,52 12,1 13,6 9,7 Cosj 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 Qb max (MVAr) 3,88 6,2 4,65 3,875 4,388 3,12 Cosj’ 0,95 0,95 0,95 0,95 0,95 0,95 Công suất tối ưu của thiết bị bù ở chế độ phụ tải cực tiểu . Phụ tải 1. Smin = 17,5 + j 8,5 (MVA) Rd = 33,12 (W) Rb =2,5(W) Qb =Q- =8,5 – 3,584 = 4,916 (MVAr) 2. Phụ tảI 2 Smin = 28 +j 13,6 (MVA) Rd = 17 (W) Rb 1,44 (W) Qb = 13,6 - 3. Phụ tải 3 Smin = 21 +j 10,2(MVA) Rd = 32,66 (W) Rb =2,54 (W) Qb = 10,2 - 4. Phụ tải 4 Smin= 17,5 +j 8,5 Rd = 49,68 (W) Rb = 2,54 (W) Qb = 6,06 (MVAr) 5. Phụ tải 5. Smin = 19,6 +j 9,5 (MVA) Rd =43,7(W) Rb = 2,54 (W) Qb = 6,743 (MVAr) 6. Phụ tải 6. Smin = 14+ j 6,8 (MVA) Rd 33,58(W) Rb = 4,38(W) Qb = 3,12 (MVAr) 7. Kiểm tra hệ số công suất bù. Kiểm tra phụ tải 1: Q – Qb = 3,584 (MVAr) cosj’ = tgj’ = cosj’ = 0,979 > 0,95 ta chỉ cần bù đến cosj = 0,95 ú tgj = 0,329 = hay Qb = 8,5 – 17,5 . 0,329 = 2,7425 (MVAr) Kiểm tra phụ tải 2: Q – Qb 6,914(MVAr) cosj’ = tgj’ = cosj’ = 0,971 > 0,915 ta chỉ bù đến cosj = 0,95 ú tgj = 0,325 hay : 0,329 = Qb = 4,388 (MVAr) Kiểm tra phụ tải 3: Q – Qb = 3,622 cosj’ = tgj’ = cosj’ = 0,985 >0,95 tachỉ cần bù cosj =0,95 ú tgj = 0,329 ú Qb = 10,2 – 0,329 .21 = 3,291 (MVAr) Kiểm tra phụ tải 4: Q – Qb = 2,44 (MVAr) cosj’ = tgj’ = cosj’ = 0,99 > 0,95. ta chỉ bù đến cosj = 0,95 ú tgj’ = 0,329 = Hay: Qb = 8,5 –17,5 .0,39 = 2,7425 (MVAr) KIểm tra phụ tải 5 : Q-Qb = 2,757 (MVAr) cosj’ = tgj’ = cosj’ =0,99 Ta chỉ cần bù đến cosj = 0,95 ú cosj = 0,329 = Hay Qb = 9,5 –0,329 .19,6 = 3,0516 (MVAr) Kiểm tra phụ tải 6: Q –Qb = 3,68 (MVAr) cosj’ = tgj’ = cosj = 0,967 > 9,5. Ta chỉ cần bù đến cosj = 9,5 tgj = 0,329 = Hay: Qb = 6,8 – 0,329 . 14 = 2,194 (MVAr) Sau khi tímh toán ta có bảng tổng kết sau: Phụ tải Thông số 1 2 3 4 5 6 Pmin (MW) 17,5 28 21 17,5 19,6 14 Qmin (MVAr) 8,5 13,6 10,2 8,5 9,5 9,7 cosj 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 Q’bmin 2,7425 4,388 3,291 2,7425 3,0516 2,194 cosj’ 0,95 0,95 0,95 0,95 0,95 0,95 Chương V tính điện áp – công suất - điện năng trong mạng điện Để tính toán phân bố công suất điện áp,điện năng trong mạng điện, đối với máy biến áp các thông số được quy đổi từ điện áp hạ áp sangđiện áp cao và điện áp ở cuối đường dây lấy bằng điện áp định mức. Uđm = 110kv. Thiết bị bù đã được lắp dặt trong mạng điện. Ta tiến hành tình toán trong các trạng thái vận hành khi phụ tải cực đại, cực tiểu,và sự cố. Cụ thể như sau: Tính toán ở chế độ cực đại. Điện áp thanh các của nguồn : U1= 110%Uđm U1=110.100% =121(kv) Sơ đồ thay thế của các đường dây từ nguồn đến các phủ tải 1á 6giống nhau và có dạng như nhau: Zb Zd = U1 S S’ S’’ Sc Sb Spt -j -j DS0 Qb Tính cho đoạn NĐ - PT1. Tính phân bố công suất. Spt1 = 25 + j(12,1- 3,88) = 25 + j 8,22 (MVA) Zd=j = 16,56 +j 15,84 (W) = 185,76 . 10 (s) Zb = (2,54+j 55,9) = 1,27 + j 27,95 (W) DS0= (DP0+ DQ0) .2.10 = (29+j 200) . 2 . 10 = 0,058 + j 0,4 (MVA) Tổn thất công suất trong trạm biến áp: DSzb =Zb. (1,27 + j 27,95) = 0,073 + j1,6 (MVA) Công suất trên thanh cái cao áp của trạm Sb=Spt1 + DSzb=25+ j8,22 + 0,073 +j1,6 = 25,073 +j9,82 (MVA) Công suất cuối đường dây: Sc = Sb +DS0 = 25,073 + j9,82 + 0,058 + j0,4 = 25,131 +j10,22 (MVA) Công suất điện dung cuối đường dây: -jQcc = -jU2đm . = -j.1102 .185 . 10-6 = -j2,24 (MVAr) S’’ = Sc+(-jQcc) = 25,131 +j10,22 – j2,24 = 25,131+ j7,96 (MVA) Tổn thất công suất trên đường dây: DSzd = . Zđ = (16,56 + j15,84) = 0,951 +jo,91 (MVA) Công suất đầu đường dây: S’=S’’ + DSzđ = 25,131 + j7,96 + 0,951 + j0,91 = 26,082 + j8,87 (MVA) Công suất phát ra từ thanh cái cao áp nhà máy điện : -jQcd =-jU21.= -j1212 .185 .10-6 = -j2,71 (MVA) S=S’- jQcd = 26,082 +j8,87 –j2,71 = 26,082 + j6,16 (MVA) Tính điện áp các nút. Tổn thất điện áp trên đường dây: DUd = = 4,73 (kv) Điện ápcuối đường dây: Uc = U1- DUd =121- 4,73 = 116,27 (kv) Tổn thất điện áp trong trạm biến áp: DUb= Điện áp trên thah góp hạ áp của trạm biến áp đã quy đổi về phía cao áp: Un=Uc- DUb=116,27 – 2,64 = 113,63 (kv) Tính tổn thất điện năng: (DA) Tổn thất diện năng trong đoạn đường dây gồm tổn thất trên đường dây (DAd) và tổn thất trong máy biến áp (DAb) DA= DAd +DAb với DAd = DPzd.T =0,951 . 103 . 3111 =3243861 (kwh) DAd= nDP0t += 2.29.8760 +.120. =508154 (kwh) rA = rAd + rAb = 3243861+508 = 3244369 (kwh) Tính cho đoạn NĐ- PT2. Tính tương tự như đã tính ở đoạn NĐ- PT1 ta được: phân bố công suất. Spt2 = 40 + j 19,36 (MVA) rS0 = 0,084 +j 0,56 (MVA) rSzb = 0,045+ j 1,08 (MVA) Sb = 40,045 + j 20,44 (MVA) Sc = 40,129 + j 21 (MVA) -jQcc = - j 2,05 (MVAr) S’’ = 40,129 + j 18,95 (MVA) rSzb = 1,385 + j 2,172 (MVA) S’= 41,514 + j 21,122 (MVA) - jQ cd = -j 2,48 (MVAr) S = 41,514 + j 18,642 (MVA) Điện áp các nút. rUd = 5,242 (kv) Uc = 115,758 (kv) rUb = 3,22 (kv) Un = 112,538 (kv) Tổn thất điện năng. rAd = rPzd . T = 4724235 (kWh) rAb = n .rP0 .t + = 735962(kWh) rA =rAd + rAb =5460197(kWh) Tính cho đoạn NĐ- PT3. Phân bố công suất. Spt3 = 30+j 9,87 (MVA) rS0 = (rP0 + j rQ0).2 .10-3 = 0,058 + j 0,4 (MVA) rSzb = 0,105 j 2,303 (MVA) Sb = 30,105 + j 12,173 (MVA) Sc = 30,163 +j 12,573 (MVA) -j.Qcc = -j.2,216 (MVAr) S’’ = 30,163 + j.10,357 (MVA) rSzd = 1,373 + j.1,313 (MVA) S’ = 31,536 + j.11,67 (MVA) -j.Qcd = -j.2,682 (MVAr) S =31,536 +j.8,988 (MVA) Điện áp các nút. rUd =5,763 (kV) Uc =115,237 (kV) rUb =3,433 (kV) Un = 111,804 (kV) Tổn thất điện năng. rAd = 4683303 (kVh) rAb = 508153 (kVh) rA =5191456 (kVh) Tính cho đoạn NĐ -PT4. Phân bố công suất. Spt4 =25 +j.8,225 (MVA) rSo = 0,058 + j.0,4 (MVA) rSzb = 0,072 +j. 1,593 (MVA) Sb = 25,072 + j. 9,818 (MVA) Sc = 25,13 + j.10,218 (MVA) -j.Qcc = - j. 3,365 (MVAr) S’’= 25,13 + j.6,853 (MVA) rSzd = 1,391 +j. 1,331 (MVA) S’ = 26,521+j. 8,184 (MVA) -j Qcđ = -j . 4,072 (MVAr) S = 26,521+ j.4,112 (MVA) Điện áp các nút. rUd = 7,051 (kV) Uc = 113,949 (kV) Ub = 2,687 (kV) Un = 111,262 (kV) Tổn thất điện năng . rAd = 4744701 (kWh) rAb = 509930 (kWh) rA= 5254631 (kWh) Tính cho đoạn NĐ- PT5. Phân bố công suất. Spts = 28 + j. 9,212 (MVA) rA0 = 0,058 + j. 0,4 (MVA) rSzb = 0,091 + j.2,012 (MVA) Sb = 28,091 +j. 11,224 (MVA) Sc = 28,149 +j. 11,624 (MVA) - j.Qcc = -j.2,966 (MVAr) S’’= 28,149 + j.8,658 (MVA) rAzd = 1,573 + j. 1,505 (MVA) S’ = 29,722 + j.10,163 (MVA) - j.Qcđ = -j. 3,589 (MVAr) S = 29,722 +j.6,574 (MVA) Điện áp các nút. rUd =7,123 (kV) Uc= 113,877 (kV) rUb= 3,068 (kV) Un = 110,809 (kV) Tổn thất điện năng. rAd =5365503 (kWh) rAb= 508192 (kWh) rA=5873695 (kWh) Tính cho đoạn : ND-PT6. Phân bố công suất. SPT6 =20+j.6,58 (MVA) rS0 =0,044 +j.0,272(MVA) rSzb=0,081 +j.1,604 (MVA) Sb =20,081+j.8,184 (MVA) Sc =20,123+j.8,456 (MVA) -jQcc=-j.2,279(MVAr) S’’=20,123+j.6,177 (MVA) rSzd=0,621+j.0,594 (MVA) S’=20,744 +j.6,771 (MVA) - j Qcd=-j.2,757 (MVAr) S=20,744 +j.4,014 (MVA) Tính điện áp các nút. rUd=3,777 (kV) Uc = 117,223 (kV) rUb = 3,402 (kV) Un = 113,821 (kV) Tổn thất điện năng. rAd = 2118231 (kWh) rAb = 368002 (kWh) rA = 2486233 (kWh) Tính toán ở chế độ phụ tải cực tiểu. Tính tương tự như đã tính ở chế độ phụ tải cực đại ,ở đây ta thay bằng phụ tải cực tiểu, có : Điện áp thanh cái nguồn : U1= 105% .110 =115,5 (kV) Công suốt phụ tải : Spt = Pm,in +j.(Qmin – Q’bmin) Sơ đồ thay thế các đoạn dây từ nguồn đến phụ tải Zd Zb === U1 S S’ S’’ Sc Sb Spt -j DS0 -j -j DS0 Qb Tính cho đoạn NĐ -PT1. Tính phân bố công suất. Zd = (Rd +jXd) = 16,56 +j.15,84 (W) Zb = (Rb+jXb) = 1,72+ j.27,95 (W) =185,76.10-6 (s) Spt1 = 17,5 +j (8,5-2,743) = 17,5 + j.5,757 (MVA) rSzb = 0,036 + j.0,783 (MVA) Sb =17,536 + j.6,54 (MVA) rSo = 0,058 + j.0,4 (MVA) Sc = 17,594 + j.6,94 (MVA) - j Qcc = -j.2,24 (MVAr) S’’ = 17,594 + j.4,7 (MVA) rSzd = 0,464 + j.0,44 (MVA) S’ =18,058 + j.5,144 (MVA) - j Qcd = -j.2,478 (MVAr) S = 18,058 + j.2,666 (MVA) Điện áp các nút. rUd =3,3 (kV) Uc = 112,2 (kV) rUb = 1,828 (kV) Un = 110,372 (kV) Tổn thất điện năng. rAd = 1582704 (kWh) rAb = 508154 (kWh) rA = 2090858 (kWh) Tính cho đoạn NĐ -PT2. Phân bố công suất. Zd = 8,5 + j.13,325 (W) Zb = 0,72 + j. 17,4 (W) = 169,47 .10-6 (S) Spt=28 +j 9,218 (MVA) rSzb = 0,052 + j1,253 (MVA) Sb = 28,082 + j. 10,465 (MVA) rSo = 0,084 + j . 0,56 (MVA) Sc = 28,136 + j 11,025 (MVA) -jQcc = - j.2,05 (MVAr) S’’ = 28,136 + j 8,975 (MVA)  rSzd = 0,612 +j. 0,5959 (MVA) S’ = 28,748 + j .9,934 (MVA) - j Qcd = -j . 2,261 (MVAr) S = 28,748 + j . 7,673 (MVA) Điện áp các nút . rUd = 3,262 (kV) Uc = 112,238 (kV) rUb = 1,802 (kV) Un = 110,436 (kV) Tổn thất điện năng. rAd = 2087532 (kWh) rAb = 735962 (kWh) rA = 2823494 (kWh) Tính cho đoạn NĐ _ PT3. Phân bố công suất. Zd = 16,33 + j .15,62 (W) Zb = 1, 27+ j . 27.95 (W) = 183,18 .10-6 (s) Spt3 = 21 + j.6,909 (MVA) rSzb = 0,051 + j. 1,118 (MVA)  Sb = 21,051 + j . 8,027 (MVA) rSo = 0,058 + j . 0,4 (MVA) Sc = 21,109 + j . 8,427 (MVA) - j Qcc = -j . 2,216 (MVAr) S’’ = 21,109 + j . 6,211 (MVA) rSzd = 0,653 +j . 0,625 (MVA) S’ =21,762 + j . 6, 6836 (MVA) - j Q cd = -j . 2,44 (MVAr) S = 21,762 + j . 4,392 (MVA) Điện áp các nút. rUd = 4,001 (kV) Uc = 111,499 (kV) rUb = 2,252 (kV) Un= 109,247 (kV) Tổn thất điện năng. rAd = 2227383 (kWh) rAb = 508153 (kWh) rA = 2735536 (kWh) Tính cho đoạn NĐ_PT4. Phân bố công suất . Zd = 24,84 + j . 23,76 (W) Zb = 1,27 + j. 27,95 (W) = 278,1 .10-6 (s) Spt4 = 71,5 + j . 5,756 (MVA) rSzb = 0,036 + j . 0,783 (MVA) Sb =17,536 + j . 6,5 (MVA) rSo = 0,058 + j . 0,4 (MVA) Sc = 17,594 + j .6,9 (MVA) -j Qcc = -j . 3,365 (MVAr) S’’ = 17,594 + j . 3,574 (MVA) rSzd = 0,671 + j . 0,642 (MVA) S’ = 18,265 + j . 4,216 (MVA) - j Qcd = -j . 3,71 (MVAr) S = 18,265 + j . 0,5 (MVA) Điện áp các nút. rUd = 4,8 (kV) Uc = 110,7 (kV) rUb = 1,852 (kV) Un = 108,848 (kV) Tổn thất điện năng. rAd = 2288781 (kWh) rAb = 509930 (kWh) rA = 2798711 (kWh) Tính cho đoạn NĐ_ PT5 . Phân bố công suất. Zd = 21,85 + j . 20,9 (W) Zb = 1,27 + j . 27, 95 (W) = 245,1 . 10-6 (s) Spt5 = 19,6 + j . 6,448 (MVA) rSzb = 0,045 + j . 0,978 (MVA) Sb = 19,645 + j . 7,426 (MVA) rSo = 0,058 + j . 0,4 (MVA) Sc = 19,703 + j . 7,826 (MVA) -j Qcc = -j .2,966 (MVAr) S’’ = 19,703 + j . 4,86 (MVA) rSzd = 0,743 + j . o,711 (MVA) S’ = 20,446 + j . 5,571 (MVA) -j Qcd = -j . 3,27 (MVAr) S = 20,46 + j . 2,301 (MVA) Điện áp các nút. rUd = 4,876 (kV) Uc = 110,624 (kV) rUb= 2,102 (kV) Un = 108 ,522 (kV) Tổn thất điện năng. rAd = 2503674 (kWh) rAb = 508192 (kWh) rA = 3011866 (kWh) Tính cho đoạn NĐ_PT6. Phân bố công suât. Zd = 16,79 +j .16,06 (W) Zb = 22,19 + j . 43,35 (W) Y/2 = 188,34 .10-6 (s) Spt6 = 14 + j . 7,506 (MVA) rSzb = 0,046 + j . 0,91 (MVA) Sb = 14,046 + j . 8,416 (MVA) rSo = 0,042 + j . 0,272 (MVA) Sc = 14,088 + j . 8,688 (MVA) - j Qcc = -j 2,279 (MVAr) S’’ = 14,088 + j . 6,409 (MVA) rSzb = 0,366 +j . 0,321 (MVA) S’ = 14,424 + j .6,73 (MVA) -j Qcd = -j . 2,513 (MVAr) S = 14,424 +j . 4,217 (MVA) Điện áp các nút:. rUd = 3,033 (kV) Uc = 112,467 (kV) rUb = 3,517 (kV) Un = 108,95 (kV) Tổn thất điện năng. rAd = 1146096 (kWh) rAb = 368002 (kWh) rA = 1514098 (kWh) Tính toán ở chế độ sự cố nặng nề. Khi sự cố nặng nề đứt một lỗ của đường dây lỗ kép khi phụ tải ở chế độ phụ tải cực đại . Uđm = 110 kV ; U1 = 110% Uđm = 121 kV Khi đó tổn thất không tải trong trạm biến áp rSo va công suẩt tại thanh cái cao áp của trạm Spt ở chế độ sự cố nặng nề và chế độ phụ tải cực đại là như nhau . Từ đó ta có : Tính cho đường dây NĐ - PT1. Zd = 33,12 + j . 31, 68 (W). Zb = 1,27 + j . 27,95 (W). B/2 = 92,88 . 10_2 (s) Phân bố công suất . Spt1 = 25 + j . 8,22 (MVA) rSzb = 0,073 + j . 1,6 (MVA) Sb = 25,073 + j . 9,82 (MVA) rS0 = 0,0588 + j . 0,4 (MVA) Sc = 25,131 + j . 10,22 (MVA) -j Qcc = - j . 1,124 (MVAr) S’’ = 25,131 + j . 9,096 (MVA) rSzd = 1,954 + j . 1,869 (MVA) S’ = 27,085 + j . 10,965 (MVA) - j Qcđ = -j . 1,36 (MVAr) S = 27,085 + j . 9,605 (MVA) Điện áp các nút . rUd = 10,285 (kV) Uc = 110,715 (kV) rUb = 2,766 (kV) Un = 107,949 (kV) Tổn thất điện năng . rAd = 6665094 (kWh) rAd = 508154 (kWh) rA = 7173248 (kWh) Tính cho đoạn NĐ_PT2. Zd = 17 + j . 26,65 (W) Zb = 0,72 + j . 17,4 (W) B/2 = 84,735 .10-6 (s) Phân bố công suất . S pt2 = 40 + j . 19,36 ( MVA) rSzb = 0,045 + j . 1,08 ( MVA) S b = 40,045 + j . 20,44 ( MVA) rSo = 0,084 + j . 0,56 ( MVA) Sc = 40,129 + j . 21 ( MVA) - j Qcc = -j . 1,021 ( MVAr) S’’ = 40,129 + j . 19,979 ( MVA) rSzd = 2,822 + j . 424 ( MVA) S’ = 42,951 + j . 24,403 ( MVA) - j Qcd = -j . 1,241 ( MVAr) S = 42,951 + j . 23,162 ( MVA) Điện áp các nút . rUd = 11,135 (kV) Uc = 109,865 (kV) rUb = 3,5 (kV) Un = 106,365 (kV) Tổn thất điện nằng. rAd = 9625842 (kWh) rAb = 735962 (kWh) rA = 10361804 (kWh) Đoạn đường dây NĐ_ PT3. Zd = 32,66 + j . 31,24 (W) Zb = 1,27 + j . 27,95 (W) B/2 = 91,59 .10-6 (s) Phân bố công suất . Spt3 = 30 + j . 9,87 (MVA) rSzb = 0,105 + j . 2,303 (MVA) Sb = 30,105 + j . 12,173 (MVA) rSo = 0,058 + j . 0,4 (MVA) Sc = 30,163 + j . 12,573 (MVA) -j Qcc = -j . 1,108 (MVAr) S’’ = 30,163 + j .11,465 (MVA) rSzd = 2,809 + j . 2,687 (MVA) S’ = 33,972 + j .14,152 (MVA) -j Qcd = -j 1,341 (MVAr) S = 32,972 + j .12,811 (MVA) Điện áp các nút. rUd = 12,553 (kV) Uc= 108, 447 (kV) rUb = 3,4 (kV) Un = 105,047 (kV) Tổn thất điện năng. rAd = 9581499 (kWh) rAb = 508153 (kWh) rA = 10089652 (kWh) Đường dây NĐ_PT4. Zd = 49,68 + j . 47,52 (W) Zb = 1,27 + j .27,95 (W) B/2 = 139,05 . 10-6 (s) Phân bố công suất. Spt4 =25+ j. 8,225 (MVA) rSzb = 0,072 +j . 1,593 (MVA) Sb = 25,072 + j. 9,818 (MVA) rS0 = 0,058 +j . 0,4 (MVA) Sc= 25,13 +j . 10,218 (MVA) -j Qcc = -j . 1,683 (MVAr) S’’= 25,13 + j. 8,535 (MVA) rSzd = 2,881 + j.2,756 (MVA) S’ = 28,011 + j . 11,291 (MVA) -j Qcd = -j . 2,036 (MVAr) S = 28,011 +j . 9,255 (MVA) Điện áp các nút. rUd = 15,935 (kV) Uc = 105,065 (kV) rUb = 2,915 (kV) Un = 102,15 (kV) Tổn thất điện năng . rAd = 9827091 (kWh) rAb = 509930 (kWh) rA = 10337021 (kWh) Đường dây NĐ_PT5. Zd = 43,7 +j . 41,8 (W) Zb = 1,27 + j . 27,95 (W) B/2 = 122,55 .10-6 (s) Phân bố công suất . Spt5 = 28 + j . 9,212 (MVA) rS2d = 0. 091 + j . 2,012 (MVA) Sb = 28,091 + j . 11,224 (MVA) rS0 = 0,068 + j . 0,4 (MVA) S0 = 28,149 + j . 11,624 (MVA) -j Qcc = -j . 1,483 (MVAr) S’’ = 28,149 + j . 10,141 (MVA) rSzd = 3,234 + j . 3,093 (MVA) S’ = 31,383 + j . 13, 234 (MVA) -j Qcd = -j . 1,794 (MVAr) S = 31, 383 +j . 11,44 (MVA) Điện áp các nút. rUd = 15,906 (kV) Uc = 105,094 (kV) rUb = 3,324 (kV) Un = 101,77 (kV) Tổn thất điện năng. rAd = 11031174 (kWh) rAb = 508192 (kWh) rA = 11539366 (kWh) Đường dây NĐ_ PT6. Zd = 33,58 + j . 32,12 (W) Zb = 2,19 + j . 43,35 (W) B/2 = 94,17 . 10-6 (s) Phân bố công suất . Spt6 = 20 + j . 6,58 (MVA) rSzb = 0,081 + j . 1,604 (MVA) Sb = 20,081 + j . 8,184 (MVA) rS0 = 0,042 + j . 0,272 (MVA) Sc = 20.123 + j . 8,456 (MVA) -j Qcc = -j . 1,14 (MVAr) S’’ = 20,123 + j . 7,316 (MVA) rSzd = 1,276 + j . 1,221(MVA) S’ = 21,399 + j . 8,537 (MVA) -j Qcd = -j . 1,379 (MVAr) S’ = 21,399 = J . 7,158 (MVA) Điện áp các nút . rUd = 8,205 (kV) Uc = 112,795 (kV) rUb = 5,535 (kV) Un = 107,26 (kV) Tổn thất điện năng. rAd = 4352436 (kWh) rAb = 368002 (kWh) rA = 4720438 (kWh) Chương VI điều chỉnh điện áp trong mạng điện Để bảo đảm độ lệch điện áp tại các thiết bị dùng điện nằm trong giới hạn cho phép, ta phải thực hiện các biện pháp điều chỉnh điện áp. Độ lệch pha điện áp phát sinh ra ở các thiết bị dùng điện là do hai nguyên nhân chính : Nguyên nhân phát sinh ở bản thân các phụ tải.: Do phụ tải Q, P của các hộ dùng điện luân thay đổi dẫn đến thay đổi tổn thất điện áp từ đó thay đổi độ lẹch điện áp. Nguyên nhân phát sinh do sự biến đổi về tình trạng vận hành của hệ thống điện, dẫn đến thay đổi công suất truyền tải trên đường dây và làm thay đổi tổn thất điện áp trên đường dây. Trong mạng điện có hai yêu cầu về điều chỉnh điện áp. Yêu cầu cao hay yêu cầu khác thường. Yêu cầu thấp hay yêu cần thường. Trong bản đồ án này ta chọn điều chỉnh điện áp theo yêu cầu khác thường. Các biện pháp điều chỉnh điẹn áp thông dụng ở trong mạng điện là: + Điều chỉnh điện áp máy phát. + Chọn tỷ số biến đổi của máy biến áp thích hợp. + Đặt các thiết bị bù ngang có điều chỉnh công suất phản kháng. + Đặt các thiết bị bù dọc trên đường dây. Ơ đây ta tiến hành điều chỉnh điện áp bằng cách chọn tỷ số biến đổi của máy biến áp thích hợp. Tức ta chọn đầu phần áp sao cho đảm bảo chất lượng điện áp. Điện áp trên thanh góp hạ áp của các trạm biến áp phụ tải phải nằm trong độ lệch giới hạn như sau : + Lúc phụ tải cực đại: rU1cp % = 5% Uđm. + lúc phụ tải cực tiều: rU2cp% = 0% Uđm. + Lúc sự cố nặng nề : rU3cp % = (045)%Uđm. + Trong 6 trạm biến áp phụ tải của mạng điện ta chọn máy biến áp điều chỉnh điện áp dưới tải, tự động điều chỉnh hoặc thao tác bởi các nhần viên trực nhật, có phạm vi điều chỉnh : 60,9 x 17% Ucdđ Trạm biến áp 1. Đặt hai máy biến áp TPDH – 25000/110 Điện ấp trên thanh góp cao áp cảu trạm ở chế độ phụ tải cực đại U’ln = 113,63(kV) Ơ chế độ phụ tải cực tiểu.: U’nh = 110,372(kV) Ơ chế độ sự cố nặng lề : U’sc = 107,949 (kV) Theo tài liệu “ Mạng lưới điện “ Của tiến sĩ : Nguyễn Vân Đạm. Tra bảng 16: Máy biến áp hai cuộn dây 3 pha 110 (kV), tìm được. Ucdđ = 115(kV); Undđ = 22(kV) Phạm vi điều chỉnh điện áp của máy biến áp : 69. 1,78% Điện áp yêu cầu trên thanh góp hạ áp của trạm trong các chế độ : + Chế độ phụ tải lớn nhất: Uycln = Udđm + .Udđm = 22 +.22 = 23,1 (kV) + Chế độ phụ tải nhỏ nhất : Uycnh = Udđm + . Udđm = 22 + . 22 =22(kV) + Chế độ sự cố nặng lề: Uycnh Ê Uycsc Ê Uycln => 22 ÊUycdcÊ 23,1 (kV) Tính đầu điều chỉnh trong máy biến áp đối với chế độ phụ tải lớn nhất. Uđcln = Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn: -3. + Điện áp của đầu điều chỉnh tiêu chuẩn bằng: Udcltc = Ucdđ + Điện áp thực trên thanh góp hạ áp của trạm Ulnt = + Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm : dUln % = Tíh đầu điều chỉnh trong maý biến áp đối với chế độ phụ tải cực tiểu. Udcnh = Chọn đầu tiêu chuẩn : - 2 Điện áp của đầu điều chỉnh tiêu chuẩn bằng : Udcnhtc = Ucdđ + Điện áp thực trên thanh góp hạ áp của trạm : Unht = Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm : dUnh% = Tính đầu điều chỉnh phân áp trong MBA ở chế độ sự cố nặng nề . Udcsc = Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn 6: Điện áp của đầu điều chỉnh tiêu chuẩn Udcsctc = 115 + Điện áp thực trên thanh gop hạ áp của trạm Usct = Độ lệch điện áp trên thanh góp của trạm : dUsc% = Trạm biến áp 2. Đặt hai máy biến áp TPDH_40.000/110 U’ln = 112,538 (kV) ; U’nh = 110,436 (kV) ; U’sc = 106,365 (kV) Ucdd = 115 (kV) ; Uhd đ = 22 (kV) Tính ở chế độ phụ tải lớn nhất . Uycln = 23,1 (kV) Uđcln = Chọn nấc điều chỉnh : -4 Uđcltc = 115 + Ulnt = DUln% = Tính ở chế độ phụ tải nhỏ nhất. Uycnh = 22 (kV) Uđcnh = Chọn nấc điều chỉnh : - 2 Uđcnhtc = 110 ,91 (kV) Unht =21,91 (kV) dUnh % = 0,41% Tính ở chế độ sự cố nặng nề . Uycsc = 23,1 (kV) Udcsc = 101,3 (kV) Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuân :-7 Udcsctc = 100,67 (kV) Usct = 23,25 (kV) DUsc % = 5,68 % Trạm biến áp 3. Đặt hai MBA TPDH 25000/110 U’ln = 111,804 (kV): U’nh = 109,247 (kV) ; U’sc =105,047 (kV) Ucdd =115 (kV) ; Undd = 22 (kV) Tính ở chế độ phụ tải lớn nhất . Uycln = 23,1 (kV) Udcln = 106,48 (kV) Chọn nấc điều chỉnh : -4 Udclntc = 106,81 (kV) Ulnt = 23,03 (kV) DUln % = 4,68% Tính ở chế độ phụ tải cực tiểu. Uycnh = 22 (kV) Udcnh = 109,247 (kV) Chọn nấc điều chỉnh : -3 Udcntc = 108,86 (kV) Unht = 22,08 (kV) dUnh % = 0,36% Tính ở chế độ sự cố nặng nề . Uycsc = 23,1 (kV) Udcsc = 100,05 (kV) Chọn nấc điều chỉnh: -7 Udcsctc = 100,67 (kV) Usct = 22,96 (kV) dUsc % = 4,36% Trạm biến áp 4. Đặt hai MBA: TPDH-2500/110 U’ln = 111,26 (kV); U’nh = 108,88 (kV) ; U’sc = 102,15 (kV) Ucdđ =115 (kV); Undd =22 (kV) Tính ở chế độ phụ tải cực đại . Uycln =23,1 (kV) Uđcln =105,96 (kV) Chon nấc điều chỉnh: -4 Udclntc = 106,8 (kV) Ulnt = 22,92 (kV) dUln % = 4,18% Tính ở chế độ phụ tải cực tiểu. Uycnh = 22 (kV) Udcnh = 108,88 (kV) Chọn nấc điều chỉnh: -3 Udcnhtc = 108,56 (kV) Unht = 22,004 (kV) dUnh % = 0,018 % 3. Tính ở chế độ sự cố nặng nề. Uycsc =23,1 (kV) Udcsc= =97,286 (kV) Chọn nấc điều chỉnh: -9 Uđcsctc =96,58 (kV) Usct =23,27 (kV) dUsc % = 5,77 % Trạm biến áp 5. Đặt 2 MBA : TPDH- 25000/110 U’ln = 110,809 (kV); U’nh =108,522 (kV); U’sc =101,7 (kV) Ucdđ = 115 (kV); Undđ = 22 (kV) Tính ở chế độ phụ tải cực đại . Uycln = 23,1 (kV) Udcln =105,53 (kV) Chọn nấc điều chỉnh :-5 Uđclntc = 104,77 (kV) Ulnt = 23,27 (kV) dUln % =5,77 % Tính ở chế độ phụ tải cực tiểu. Uycnh =22 (kV) Uđcnh = 108,522 (kV) Chọn nấc điều chỉnh:-3 Udcnhtc = 108,86 (kV) Unht =21,93 (kV) dUnh % = 0,32% Tính ở chế độ sự cố nặng nề . Uycsc =23,1 Udcsc =96,92 (kV) Chọn nấc điều chỉnh: -9 Udcsctc = 96,58 (kV) Usct = 23,18 (kV) dUsc % = 5,36% Trạm biến áp 6. Đặt 2 MBA : TPDH-16000/110 U’ln = 113,821 (kV) ; U’nh = 108,95 (kV); U’sc-= 107,26 (kV) Ucdđ= 115 (kV) ; Undđ = 22 (kV) Tính ở chế độ phụ tải cực đại . Uycln = 23,1 (kV) Uđcln = 108,4 (kV) Chọn nấc điều chỉnh :-3 Uđclntc = 108,86 (kV) Ulnt = 23,003 (kV) dUln % = -0,44% Tính ở chế độ phụ tải cực tiểu . Uycnh = 22 (kV) Udcnh =108,95 (kV) Chọn nấc điều chỉnh:-3 Uđcnhtc = 108,86 (kV) U nht = 22,02 (kV) dU nh % = 0,09% Tính ở chế độ sự cố nặng nề. Uýcc = 23,1(kV) Uđcsc = 102,15 (kV) Chọn nấc điều chỉnh: - 6 Uđcsctc = 102,72 (kV) Usct = 22,97 (kV) dUsc % = 4,41% Chương VII tính giá thành tải điện Phí tổn vận hành hàng năm. *Dựa vào hàm phí tổn: Y = avhd . kdS + avht . ktS + rAS . C Trong đó: avhd : là hệ số vận hành đường dây. avhd = 0,04 avht: Là hệ số vận hành trạm biến áp. avht= 0,1 kdS: Là tổng vốn đầu tư xây dựng đường dây. kdS =Sk0. l k0: Là đơn vị xây dựng một km đường đây. l: Chiều dài đường dây. ktS: Là tổng vốn đầu tư xây dựng trạm biến áp. ktS= kBA + kMC + kTD+kxd + kDCA kBA: Là tiền mua máy biến áp kMC: Là tiền mua máy cắt kTĐ: Là tiền mua máy thiết bị bù (tụ điện tĩnh) kXD: Là tiền xây dựng, lắp đặt trạm kDCL: Là tiền mua dao cách ly rAS: Là tổng tổn thất điện năng hàng năm trong toàn mạng. C: Là giá tiền 1kwh điện năng tổn thất. C = 500vnđ/kwh Sự đụng bảng: Suất giá đầu tư đường dây Suất giá đầu tư trậm biến áp Giá vật tư thiết bị trạm biến áp Do thầy giáo Nguyễn Lân Tráng cung cấp. Sử dụng các số liệu đã tính ở các chương I; II; III; IV; V; VI Ta tính được: Vốn đầu tư xây dựng đường dây. kdS = 140851,2 . 106vnđ (số liệu đã tính ở chương II) Vốn đầu tư xây dựng trạm biến áp: ktS Tiền mua máy biến áp: kBA kBA = kBA1 + kBA2 + kBA3 + kBA4 + kBA5 + kBA6 Trong đó: Trạm biến áp 1,2,3,4,5 dùng máy biến áp TPDH – 25000/110 có k = 411480 USD/máy SkBA1,3,4,5 = 411480 . 8 = 3291840(USD) = 3291840 . 15570 = 51253948800 (Theo tỷ giá của ngân hàng Công Thương Việt Nam ngày 25/10/2003) Trạm biến áp số 2 dùng máy TPDH – 40000/110 có k = 457620USD/máy KBA2 = 456720 . 2 = 915240 (USD) = 915240 .155070 = 14250286800VNĐ Trạm biến áp số 6 dùng máy TPDH – 16000/110 có k = 241940USD/máy KBA6 = 241940 . 2 = 483880(USD) = 483880 . 15570 = 7534011600VNĐ kBA = 46909(USD) = 73038247200(VNĐ) Tiền mua máy cắt: kMC Tiền mua máy cắt cao áp: kMC1 Chọn máy cắt SF6 – 123kv – 2000 A Có: k = 32225USD/máy KMC1 = 3225 . 31 = 998975USD = 998975 . 15570 = 15554040750VNĐ Tiền mua máy cắt hạ áp: kMC2 Chọn máy cắt SF6 –38kv – 630 A Có k = 16538USD/máy. kMC2 = 16538 . 18 =297648USD = 297684 . 15570 = 4634939880VNĐ Tiền mau dao cách ly: kDCL Chọn dao cách ly 123 (kv) – 3pha – 2tiếp đất – 2000A – 31,5kA Có: k = 10533USD/bộ kDCL = 10533 . 86 = 905838USD = 905838 . 15570 = 14103897660VNĐ Tiền mua thiết bị bù: kTĐ kTĐ = 26,113 . 10 3 . 150 . 103 = 3916950 . 10 3 VNĐ Tiền xây dựng và lắp đặt trạm . kXD = 4 . 1,8 .19 .10 9 + 1,8 . 13 .109+ 1,8 . 25 .109 = 205,2 . 109VNĐ Vậy ta có: ktS = 312535042440VNĐ = 312535 .106 (VNĐ) Phí tổn về tổn thất điện năng của mạng điện. Tổn thất công suất không tải rP0 của máy biến áp. SrP0 = rP0 1 + rP0 2 +rP0 3 + rP0 4 +rP0 5 +rP0 6 = 2.(29.4 + 42+21 ) = 358 (kw) = 0,358 (MW) Tổng tổn thất công suất trên cuôn dây MBA ở chế đọ cực đại SrPqc = 0,073 + 0,045 + 0,105 + 0,072 + 0,091 + 0,081=0,467 (MW) Tổng tổ thất công suất trên đường đây ở chế độ phụ tải cực đại. SrPzd =0,951+1,385+1,373+1,391+1,573+0,621=7,294(MW) Tổn thất công suất tác dụng do lắp đặt tác dụng do lắp đặt thiết bị bù. SQb = 26,113 (MVAr) SrP0b = 0,006(MW) SrPbù = 26,113. 0,006 = 0,157(MW) Tổng tổn thất công suất trong toàn mạng: SrPpn = 8,276 (MW) Tổng công suất tác dụng toàn mạng: SPpt = 168 (MW) Tổn thất công suất tác dụng toàn mạng tính theo%: rPm% = SP = 176,119 (MW) là công suất do nguồn phát ra. Tổn thất điện năng trong các trạm biến áp: rAb = SrP0.t + SrPqc.t = (0,358.8760+0,467.3411).103 = 4729.103 (kWh) Tổn thất điện năng trên đường dây: rAd = SrPzd.t =7,294.103.3411=24880.103 (kWh) Tổn thất điện năng trong các thiết bị bù: rAbù = SrPbù .t =0,157.3411.103 =536.103 (kWh) Tổng tổn thất điện năng hằng năm của mạng: rAS =rAb +rAd +rAbù rAS =30145.103 (kWh) Tổng điện năng các hộ tiêu thụ hằng năm. Atthụ =SPmax.Tmax = 168.103.5000=840.106 (kWh) Tổng điện năng nguồn phát ra hằng năm: Ang=SP.Tmax = 176,119.103. 5000 =880.106 (kWh) Tổn thất năng tính theo % rAm% Thay các giá trị vào hàm phí tổn ta được: Y = 0,04.140851,2.106 + 0,1.312535042440 + 500.30145.103 = 51960052244(VNĐ) = 51,960.109(VNĐ) Giá thành truyền tải điện năng.. Tổng vốn đầu tư cho mạng. kS =kdS + ktS = 453386242440 (VNĐ) = 453,386.109(VNĐ) Giá thành xây dựng cho 1 kW công suất phụ tải. k = = 2698727,6 (VNĐ/kW) = 2698728(VNĐ/kW) Giá thành truyền tải điện năng/1kW tới phụ tải. B = (VNĐ/kW) Tài liêu tham khảo. Mạng lưới điện – Chủ biên:Nguyễn Văn Đạm. NXB Khoa Học và Kỹ Thuật – 2002 2> Sổ tay “lựa chọn và tra cứu thiết bị điên” từ 0,4 đến 500 kV _ Chủ biên: Ngô Hồng Quang NXB Khoa Học và Kỹ Thuật – 2002 3> Mạng và hệ thống điện – Chủ biên: Nhóm mạng điện Đh kỹ thuật Đà Nẵng NXB Đà Nẵng – 2002 4> Bảng: Suất giá đầu tư đường dây,đầu tư trạm biến áp và giá vật tư thiết bị tram diện. Do thầy giáo Nguyễn Lân Tráng cung cấp.