Phân tích các nguồn cung cấp cung cấp điện và các phụ tải điện

25 12,69 13,37 6,84 15,25 14,75 R (Ω) 8,25 8,1 8,54 5,217 9,73 15,43 b0.10-6 (S/km) 2,65 2,69 2,69 2,65 2,69 2,58 x0 (Ω/km) 0,433 0,423 0,423 0,433 0,423 0,44 r0 (Ω/km) 0,33 0,27 0,27 0,33 0,27 0,46 l (km) 50 60 63,24 31,62 72,111 67,08 Isc (A) 174,92 221,58 268,22 174,92 221,6 93,28 Icp (A) 330 380 380 330 380 265 Ftc (mm2) 95 120 120 95 120 70 Ftt (mm2) 79,5 100,72 121,92 79,51 100,72 42,4 Imax (A) 87,46 110,79 134,11 87,46 110,8 46,64 S (MVA) 30+j14,52 38+j18,392 46+j22,264 30+j14,52 38+j18,392 16+j7,744 Đường Dây N-1 N-2 N-3 3-5 N-4 N-6 *. Tính tổn thất điện áp trong mạng điện ở phương án III + xét tổn thất điện áp trên đường dây khi mạng điện làm việc bình thường xét đoạn dây N-1 xét đoạn N-2 xét đoạn dây N-3 xét đoạn dây 3-5 xét đoạn dây N-4 xét đoạn dây N-6 Như vậy ở phương án này tổn thất điện áp lớn nhất khi mạng điện làm việc ở chế độ làm việc bình thường rơi vào phụ tải 3-5 tức đoạn dây N-3-5 Vậy: ∆Umaxbt %=∆UN-3 %+ ∆U3-5 % = 5,7%+2,11% = 7,81% Trường hợp bị sự cố: ∆Usc%=∆UN-3sc %+ ∆U3-5bt % = 2.5,7% + 2,11% = 13,51% Vậy tất cả các tuyến dây chạy đề thỏa mãn điều kiện về phát nóng lúc xảy ra sự cố Đường dây Loại cáp Icp(A) Isc(A) ∆Ubt% ∆Usc% N-1 2. AC-95 330 174,92 3,34 6,68 N-2 2.AC-120 380 221,58 5,7 11,4 N-3 2.AC-120 380 268,22 2,11 4,22 3-5 2.AC-95 330 174,92 2,11 4,22 N-4 2.AC-120 380 221,6 5,37 10,74 N-6 2.AC-70 265 93,28 2,98 5,96 Bảng 3.3 so sánh các thông số dòng điện và điện áp PHƯƠNG ÁN IV: Sơ đồ nối dây: S6 S4 S5 MĐMD S3 S1 S2 2. Chọn điện áp định mức của mạng điện : Tương tự phương án I ta thành lập bảng điện áp tính toán và điện áp định mức của mạng điện cho phương án IV.Utt= (kv) Đường dây S(MVA) L(km) Utt(kv) Uđm(kv) N-1 30+j14,52 50 99,91 110.0 N-2 38+j18,392 60 112,17 N-3 16+j7,744 63,24 77,544 N-5 30+j14,52 51 100 N-6 54+j26,136 67,08 132,43 6-4 38+j18,392 36,055 110,14 Bảng 4.1 điện áp tính toán và điện áp định mức của mạng điện Từ kết quả tính như trong bảng 4.1 ta chọn điện áp định mức cho hệ thống mạng điện Uđm=110kv 3. chọn tiết diện dây dẫn tính toán theo mật đọ dòng kinh tế. *. Xét đoạn N-1 Dòng công suất chạy trong đoạn N-1 SN-1=S1= 30+j14,52 (MVA) Dòng điện chạy trong đoạn dây N-1 khi các phụ tải làm việc ở chế độ cực đại. I= Tiết diện tính toán(Ftt) theo mật độ kinh tế tính theo công thức (1.2) F Vậy ta chọn dây dẫn loại AC-95 có dòng điện lâu dài cho phép ICP=330 (A) Như vậy nếu ta xét sự cố ngừng một mạch thì dòng điện chạy trong mạch còn lại ISC =2 Imax=2.87,466=174,93 (A) So sánh kết quả: ISC <ICP Vậy ta chọn dây dẫn AC-95 là phù hợp yêu cầu Các thông số đơn vị của dây AC-95 ứng với Dtb =5m Với l=50 (km) r *. xét đoạn dây N-2 -Dòng công suất chạy trên đường dây N-2 SN-2= S2=38+j18,392 (MVA) Dòng điện chạy trên đoạn đường dây N-2 trong chế độ phụ tải cực đại Tiết diện tính toán(Ftt) theo mật độ kinh tế tính theo công thức (1.2) Vậy ta chọn dây dẫn loại AC-120 có dòng điện lâu dài cho phép ICP=380 (A) Như vậy nếu ta xét sự cố ngừng một mạch thì dòng điện chạy trong mạch còn lại ISC =2 Imax=2.110,79=221,58 (A) So sánh kết quả: ISC <ICP Vậy ta chọn dây dẫn AC-120 là phù hợp yêu cầu Các thông số đơn vị của dây AC-120 ứng với Dtb =5m Với: l=60 (km) r0 *. Xét đoạn dây dẫn N-3 Dòng công suất chạy trên đường dây N-3 SN-3= S3= 16+j7,744 (MVA) Dòng điện chạy trên đoạn đường dây N-3 trong chế độ phụ tải cực đại Tiết diện tính toán(Ftt) theo mật độ kinh tế tính theo công thức (1.2) Vậy ta chọn dây dẫn loại AC - 70 có dòng điện lâu dài cho phép ICP=265 (A) Như vậy nếu ta xét sự cố ngừng một mạch thì dòng điện chạy trong mạch còn lại ISC =2 Imax=2.46,65=93,3 (A) So sánh kết quả: ISC <ICP Vậy ta chọn dây dẫn AC - 70 là phù hợp yêu cầu Các thông số đơn vị của dây AC - 70 ứng với Dtb =5m r0 Với: l=63,24 (km) *.Xét đoạn dây N-5 Dòng công suất chạy trên đường dây N-5 SN-5= S5= 30+j14,52 (MVA) Dòng điện chạy trên đoạn đường dây N-5 trong chế độ phụ tải cực đại Tiết diện tính toán(Ftt) theo mật độ kinh tế tính theo công thức (1.2) Vậy ta chọn dây dẫn loại AC-95 có dòng điện lâu dài cho phép ICP=330 (A) Như vậy nếu ta xét sự cố ngừng một mạch thì dòng điện chạy trong mạch còn lại ISC =2 Imax=2.87,46 = 174,92(A) So sánh kết quả: ISC <ICP Vậy ta chọn dây dẫn AC-95 là phù hợp yêu cầu Các thông số đơn vị của dây AC-95 ứng với Dtb =5m r Với: l=51 (km) *. Xét đoạn dây N-6 Dòng công suất chạy trên đường dây N-6 SN-6= S6 +S4 =16+j7,744+38+j18,392= 54+j26,136 (MVA) Dòng điện chạy trên đoạn đường dây N-6 trong chế độ phụ tải cực đại Tiết diện tính toán(Ftt) theo mật độ kinh tế tính theo công thức (1.2) Vậy ta chọn dây dẫn loại AC-150 có dòng điện lâu dài cho phép ICP=445 (A) Như vậy nếu ta xét sự cố ngừng một mạch thì dòng điện chạy trong mạch còn lại ISC =2 Imax=2. 157,44=314,88 (A) So sánh kết quả: ISC <ICP Vậy ta chọn dây dẫn AC-150 là phù hợp yêu cầu Các thông số đơn vị của dây AC-150 ứng với Dtb =5m Với: l=67,08 (km) r *. Xét đoạn dây 6-4 Dòng công suất chạy trên đường dây 6-4 S6-4= S4=38+j18,392 (MVA) Dòng điện chạy trên đoạn đường dây 6-4 trong chế độ phụ tải cực đại Tiết diện tính toán(Ftt) theo mật độ kinh tế tính theo công thức (1.2) Vậy ta chọn dây dẫn loại AC-120 có dòng điện lâu dài cho phép ICP=380 (A) Như vậy nếu ta xét sự cố ngừng một mạch thì dòng điện chạy trong mạch còn lại ISC =2 Imax=2.110,79=221,58 (A) So sánh kết quả: ISC <ICP Vậy ta chọn dây dẫn AC-120 là phù hợp yêu cầu Các thông số của dây AC-120 ứng với Dtb =5m Với: l=36,055 (km) r0 B/2.10-4 ( S) 1,325 1,883 1,631 1,351 1,84 0,97 Bảng 4.2 Thông số đường dây trong phương án IV X (Ω) 10,825 12,75 13,91 11,04 13,95 7,66 R (Ω) 8,25 8,1 14,545 8,415 7,043 4,867 b0.10-6 (S/km) 2,65 2,69 2,58 2,65 2,74 2,69 x0 (Ω/km) 0,433 0,425 0,440 0,433 0,416 0,423 r0 (Ω/km) 0,33 0,27 0,46 0,33 0,21 0,27 l (km) 50 60 63,24 51 67,08 36,055 Isc (A) 174,93 221,58 93,3 174,92 314,88 221,58 Icp (A) 330 380 265 330 445 380 Ftc (mm2) 95 120 70 95 150 120 Ftt (mm2) 79,51 100,72 42,4 79,51 143,12 100,72 Imax (A) 87,466 110,79 46,65 87,46 157,44 110,79 S (MVA) 30+j14,52 38+j18,392 16+j7,744 30+j14,52 54+j26,136 38+j18,392 Đường Dây N-1 N-2 N-3 N-5 N-6 6-4 *. Tính tổn thất điện áp trong mạng điện ở phương án IV + xét tổn thất điện áp trên đường dây khi mạng điện làm việc bình thường xét đoạn dây N-1 xét đoạn N-2 xét đoạn dây N-3 xét đoạn dây N-5 xét đoạn dây N-6 xét đoạn dây 6-4 Như vậy ở phương án này tổn thất điện áp lớn nhất khi mạng điện làm việc ở chế độ làm việc bình thường rơi vào phụ tải 3-2 tức đoạn dây N-3-2 Vậy ∆Umaxbt %= Trường hợp bị sự cố: ∆Usc%= Vậy tất cả các tuyến dây chạy đề thỏa mãn điều kiện về phát nóng lúc xảy ra sự cố Đường dây Loại cáp Icp(A) Isc(A) ∆Ubt% ∆Usc% N-1 2. AC-95 330 174,93 3,34 6,68 N-2 2.AC-120 380 221,58 4,48 8,96 N-3 2.AC-70 265 93,3 2,81 5.62 N-5 2.AC-95 330 174,92 3,41 6,82 N-6 2.AC-150 445 314,88 6,156 12,321 6-4 2.AC-120 380 221,58 2,69 5,38 Bảng 4.3 so sánh các thông số dòng điện và điện áp PHƯƠNG ÁN V: 1. Sơ đồ nối dây: S6 S4 S5 MĐMD S3 S1 S2 2. Chọn điện áp định mức của mạng điện: Tính điện áp cho toàn mạng điện theo lưới hình tia dựa vào công thức thưc nghiệm ta có: Ui=4,34. Đường dây S(MVA) L(km) Utt(kv) Uđm(kv) N-2 38+j18,392 60 112,17 110.0 N-3 46+j22,264 63,24 112,69 3-1 30+j14,52 36,055 98,59 N-4 68+j32,912 72,111 147,82 4-5 30+j14,52 31,623 98,167 N-6 16+j7,744 67,08 78,01 Bảng 5.1 điện áp tính toán và điện áp định mức của mạng điện 3. chọn tiết diện dây dẫn tính toán theo mật đọ dòng kinh tế. *. Xét đoạn N-2 Dòng công suất chạy trong đoạn N-2 SN-2=S2 =38+j18,392(MVA) Dòng điện chạy trong đoạn dây N-1 khi các phụ tải làm việc ở chế độ cực đại. Tiết diện tính toán(Ftt) theo mật độ kinh tế tính theo công thức (1.2) Vậy ta chọn dây dẫn loại AC-120 có dòng điện lâu dài cho phép ICP=380 (A) Như vậy nếu ta xét sự cố ngừng một mạch thì dòng điện chạy trong mạch còn lại ISC =2 Imax=2. 110,79=221,58 (A). So sánh kết quả: ISC <ICP Vậy ta chọn dây dẫn AC-120 là phù hợp yêu cầu Các thông số đơn vị của dây AC-120 ứng với Dtb =5m Với l=60 km *. xét đoạn dây N-3 - Dòng công suất chạy trên đường dây N-3 SN-3= S3 +S1=16+j7,744+30+j14,52=46+j22,264 (MVA) Dòng điện chạy trên đoạn đường dây N-3 trong chế độ phụ tải cực đại Tiết diện tính toán(Ftt) theo mật độ kinh tế tính theo công thức (1.2) Vậy ta chọn dây dẫn loại AC-120 có dòng điện lâu dài cho phép ICP=380 (A) Như vậy nếu ta xét sự cố ngừng một mạch thì dòng điện chạy trong mạch còn lại ISC =2 Imax=2.134,11=268,22 (A). So sánh kết quả: ISC <ICP Vậy ta chọn dây dẫn AC-120 là phù hợp yêu cầu Các thông số đơn vị của dây AC-120 ứng với Dtb =5m Với: l=63,24 (km) *. Xét đoạn dây dẫn 3-1 Dòng công suất chạy trên đường dây N-2 S3-1= S1= 30+j14,52 (MVA ) Dòng điện chạy trên đoạn đường dây N-3 trong chế độ phụ tải cực đại Tiết diện tính toán(Ftt) theo mật độ kinh tế tính theo công thức (1.2) Vậy ta chọn dây dẫn loại AC-95 có dòng điện lâu dài cho phép ICP=330 (A) Như vậy nếu ta xét sự cố ngừng một mạch thì dòng điện chạy trong mạch còn lại ISC =2 .Imax=2.87,46=174,92 (A). So sánh kết quả: ISC <ICP Vậy ta chọn dây dẫn AC-120 là phù hợp yêu cầu Các thông số đơn vị của dây AC-95 ứng với Dtb =5m Với: l=36,055 (km) *. Xét đoạn dây N-4 Dòng công suất chạy trên đường dây N-4 SN-4=S4 + S5= 38+j18,392+30+j14,52=68+j32,912 (MVA) Dòng điện chạy tren đoạn đường dây N-3 trong chế độ phụ tải cực đại Tiết diện tính toán(Ftt) theo mật độ kinh tế tính theo công thức (1.2) Vậy ta chọn dây dẫn loại AC-185 có dòng điện lâu dài cho phép ICP=500 (A) Như vậy nếu ta xét sự cố ngừng một mạch thì dòng điện chạy trong mạch còn lại ISC =2 Imax=2.198,25=396,5 (A) So sánh kết quả: ISC <ICP Vậy ta chọn dây dẫn AC-185 là phù hợp yêu cầu Các thông số đơn vị của dây AC-185ứng với Dtb =5m Với: l=72,111 (km) r *. Xét đoạn dây 4-5 Dòng công suất chạy trên đường dây 4-5 S4-5= S5 = 30+j14,52 (MVA) Dòng điện chạy trên đoạn đường dây 4-5 trong chế độ phụ tải cực đại Tiết diện tính toán(Ftt) theo mật độ kinh tế tính theo công thức (1.2) Vậy ta chọn dây dẫn loại AC-95 có dòng điện lâu dài cho phép ICP=330 (A) Như vậy nếu ta xét sự cố ngừng một mạch thì dòng điện chạy trong mạch còn lại ISC =2 .Imax=2.87,46=174,92 (A). So sánh kết quả: ISC <ICP Vậy ta chọn dây dẫn AC-120 là phù hợp yêu cầu Các thông số đơn vị của dây AC-95 ứng với Dtb =5m Với: l=31,623 (km) *. Xét đoạn dây N-6 Dòng công suất chạy trên đường dây N-6 SN-6= S6= 16+j7,744 (MVA) Dòng điện chạy trên đoạn đường dây N-6 trong chế độ phụ tải cực đại Tiết diện tính toán(Ftt) theo mật độ kinh tế tính theo công thức (1.2) Vậy ta chọn dây dẫn loại AC-70 có dòng điện lâu dài cho phép ICP=265 (A) Như vậy nếu ta xét sự cố ngừng một mạch thì dòng điện chạy trong mạch còn lại ISC =2 Imax=2.46,64=93,28 (A). So sánh kết quả: ISC <ICP Vậy ta chọn dây dẫn AC-70 là phù hợp yêu cầu Các thông số đơn vị của dây AC-70 ứng với Dtb =5m Với: l=67,08 (km) r0 B/2.10-4 ( S) 0,807 1,7 0,955 2,048 0,84 1,73 Bảng 5.2 Thông số đường dây trong phương án V X (Ω) 12,69 13,37 7,806 14,74 6,84 14,75 R (Ω) 8,1 8,54 5,95 6,13 5,22 15,43 b0.10-6 (S/km) 2,69 2,69 2,65 2,84 2,65 2,58 x0 (Ω/km) 0,423 0,423 0,433 0,409 0,433 0,44 r0 (Ω/km) 0,27 0,27 0,33 0,17 0,33 0,46 l (km) 60 63,24 36,055 72,111 31,623 67,08 Isc (A) 221,58 268,22 174,92 396,5 174,92 93,28 Icp (A) 380 380 330 500 330 265 Ftc (mm2) 120 120 95 185 95 70 Ftt (mm2) 100,72 131,92 79,5 180,2 79,5 42,4 Imax (A) 110,79 134,11 87,46 198,25 87,46 46,64 S (MVA) 38+j18,392 46+j22,264 30+j14,52 68+j32,912 30+j14,52 16+j7,744 Đường Dây N-2 N-3 3-1 N-4 4-5 N-6 *. Tính tổn thất điện áp trong mạng điện ở phương án V + Tổn thất điện áp trong mạng điện lúc bình thường đuợc áp dụng theo công thức + Tổn thất điện áp khi sự cố nặng nề ở phương án này là trường hợp đứt một dây ở lộ kép được tính theo công thức + xét tổn thất điện áp trên đường dây khi mạng điện làm việc bình thường xét đoạn dây N-2 xét đoạn dy N-3 xét đoạn dây 3-1 xét đoạn dây N-4 xét đoạn dây 4-5 xét đoạn dây N-6 Như vậy ở phương án này tổn thất điện áp lớn nhất khi mạng điện làm việc ở chế độ làm việc bình thường rơi vào phụ tải N-4 tức đoạn dây N-4-5 Vậy: ∆Umaxbt% = Trường hợp bị sự cố: ∆Usc%= Vậy tất cả các tuyến dây chạy đều thỏa mãn điều kiện về phát nóng lúc xảy ra sự cố Đường dây Loại cáp Icp(A) Isc(A) ∆Ubt% ∆Usc% N-2 2. AC-120 380 221,58 4,47 8,94 N-3 2.AC-120 380 268,22 5,7 11,4 3-1 2.AC-95 330 174,92 2,41 4,82 N-4 2.AC-185 500 396,5 7,45 14,9 4-5 2.AC-95 330 174,92 2,11 4,22 N-6 2.AC-70 265 93,28 2,98 5,96 Bảng 5.3 so sánh các thông số dòng điện và điện áp §3.4 SO SNH KINH TẾ CÁC PHƯƠNG ÁN Tổn thất điện áp Phương n I II III IV V ∆Umax bt% 5,37 7,848 7,81 8,846 9,56 ∆Umax sc% 10,74 13,018 13,51 15,002 17,01 Bảng 6.1chỉ tiêu kỹ thuật các phương án so sánh Từ các kết quả tính ở bảng 6.1,ta chọn 3 phương án I,II vàIII để tiến hành so sánh kinh tế- kỹ thuật. Vì các phương án của mạng điện có dùng điện áp định mức, do đó để đơn giản ta không cần tính vốn đầu tư vào các trạm hạ áp. Chỉ tiêu kinh tế được sử dụng khi so sánh phương án là các chi phí tính toán hằng năm, được xác định theo công thức: Z = (atc + avh).Kđ + ∆A.c (6.1) Trong đó: atc – hệ số hiệu quả của vốn đầu tư (atc = 0,125); avh – hệ số vận hành của các đường dây trong mạng điện (avh =0,04) kđ – tổng các vốn đầu tư về đường dây; ∆A – tổng tổn thất hằng năm; C – giá 1kw.h điện năng tổ thất (c=500 đ/1kw.h). 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 sau: Kđ =Ĩ1,6.k0i .li (6.2) trong đó: k0i – giá thành 1 km đường dây một mạch( đ/km). li – chiều dài đường dây thứ I cĩ Fitc(lI,km). tổn thất điện năng trên đường dây được xác định theo công thức sau: ∆A = Ĩ∆Pimax .t (6.3) Trong đó: Ĩ∆Pimax – 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 được tính như sau: Ĩ∆Pimax = (6.4) Trong đó: Pimax,Qimax – công suất tác dụng và công suất phản kháng chạy trên đường dây trong chế độ phụ tải cực đại. Ri – điện trở tác dụng của đường đây thứ i; Uđm – điện áp định mức của mạng điện. Thời gian tổn thất công suất cực đại có thể tính theo công thức sau:  =(0,124 + Tmax .10-4 )2 . 8760 (6.5) trong đó; Tmax thời gian sử dụng phụ tải cực đại trong năm. Bây giờ ta tiến hành tính các chỉ tiêu kinh tế – kỹ thuật của các phương án so sánh. Phương án I: 1.tính tổn thất công suất tác dụng trên các đường dây Tổn thất công suất tác dụng trên đường dây được xác định ở bảng 1.2. Tính công suất tác dụng của các đường dây đựợc tính theo công thức (6.4) Tổn thất công suất tác dụng trên đường dây N-1: ∆PN-1 = Tổn thất công suất tác dụng trên đường dây N-2: ∆PN-2 = Tổn thất công suất tác dụng trên đường dây N-3: ∆PN-3 = Tổn thất công tác dụng trên đường dây N-4: ∆PN-4 = Tổn thất công suất tác dụng trên đường dây N-5: ∆PN-5 = Tổn thất công suất tác dụng chạy trên đường dây N-6: ∆PN-6 = Tổng tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện phương án I bằng: ∆P = 0,757+1,193+0,38+1,433+0,77+0,403=4,936 (MW) 2.Tính vốn đầu tư xây dựng mạng điện . Giả thiết rằng các cuộn dây trên không hai mạch được đặt trên cùng một cột thép (cột kim loại). Như vậy vốn đầu tư xây dựng đường dây N-1 được xác định như sau; K1 = 1,6.k01 .l1 (6.6) Trong đó: l1 – chiều dài đường dây: l1 =50 (km) k01 – được xác định theo bảng 8.39 (sách thiết kế các mạng và hệ thống điện) Ký hiệu dy dẫn AC-70 AC-95 AC-120 AC-150 AC-185 AC-240 Cột b tơng ly tm 168 224 280 336 392 444 Cột thp 208 283 354 403 441 500 k01 =283.106(đ/km) như vậy: K1 =1,6. 283.106.50 =22640.106 (đ) Tương tự : Vốn đầu tư xây dựng đường dây N-2, l2=60(km) K2 = 1,6. 354.106.60 = 33984 .106 (đ) Vốn đầu tư xây dựng đường dây N-3,l3=63,24(km) K3 = 1,6. 208.106. 63,24= 21046,27 .106 (đ) Vốn đầu tư xây dựng đường dây N-4,l4=72,111(km) K4 = 1,6. 354.106. 72,111 = 40843,1.106 (đ) Vốn đầu tư xây dựng đường dây N-5,l5=51(km) K5 = 1,6. 283. 106. 51= 23092,8. 106 (đ) Vốn đầu tư xây dựng đường dây N-6,l6=67,08(km) K6 = 1,6.208. 106 . 67,08 = 22324,224.106 (đ) Tổng vốn đầu tư xây dựng đương dây của phương án I có giả trị bằng; Kđ = 163930,4 (đ) Đường dây Ký hiệu dây dẫn l, Km R, Ω P, MW Q, MVAr ∆P, MW K0 .106 đ/km Kđ. 106 đ N-1 AC-95 50 8,25 30 14,52 0,757 283 22640 N-2 AC-120 60 8,1 38 18,392 1,193 354 33984 N-3 AC-70 63,24 14,545 16 7,744 0,38 208 21046,27 N-4 AC-120 72,111 9,73 38 18,392 1,433 354 40843,1 N-5 AC-95 51 8,415 30 14,52 0,77 283 23092,8 N-6 AC-70 67,08 15,43 16 7,744 0,403 208 22324,224 Tổng : 5,673 163930,4 Bảng 6.2: tổn thất công suất và vốn đầu tư trong mạng điện 3. Xác định chi phí vận hành hằng năm: Tổng phí vận hành hằng năm được xác định theo công thức: Y = avhđ .Kđ +∆A.c (6.7) Thời gian tổn thất công suất lớn nhất bằng:  = (0,124+5000 . 10-4 )2 .8760 = 3411 h Tổn thất điện năng trongmạng điện có giá trị: ∆A = 5,673.3411 = 19350,603 (MW .h) Chi phí vận hành hằng bằng: Y=0,04. 163930,4.106 + 19350,603.103.500 = 10331,04.106 (đ) Chi phí tính toán hằng năm bằng: Z = atc .Kđ +Y= 0,125 . 163930,4. 106 +10331,04.106 =12308,17.106 (đ) § 3.5 phương án II: Tương tự phương án I, ta tính được các giá trị như trong bảng 6.3 như sau: Đường dây Ký hiệu dây dẫn l, km R, Ω P, MW Q, MVAr ∆P, MW K0 .106 đ/km Kđ. 106 đ N-1 AC-185 50 4,25 68 39,912 1,0667 441 35280 1-2 AC-120 36,055 4,867 38 18,392 0,717 354 20421,55 N-5 AC-150 51 5,355 46 22,264 1,156 403 32884,8 5-3 AC-70 31,623 7,273 16 7,744 0,19 208 10524,13 N-4 AC-120 72,111 9,734 38 18,392 1,4337 354 17911,267 N-6 AC-70 67,08 15,43 16 7,744 0,403 208 22324,224 Tổng : 4,9664 121434,704 Bảng 6.3: tổn thất công suất và vốn đầu tư trong mạng điện 3. xác định chi phí vận hành hằng năm: Tổng phí vận hành hằng năm được xác định theo công thức: Y = avhđ .Kđ +∆A.c (6.7) Thời gian tổn thât công suất lớn nhất bằng:  = (0,124+5000 . 10-4 )2 .8760 = 3411 h Tổn thất điện năng trong mạng điện có giá trị: ∆A = 4,9664.3411 = 16940,39 (MW .h) Chi phí vận hành hằng bằng: Y=0,04. 121434,704.106 +16940,39.103.500 = 13327,58 .106 (đ) Chi phi tính toán hằng năm bằng: Z = atc .Kđ +Y= 0,125 . 121434,704. 106 +13327,58 .106 =28506,918.106 (đ) § 3.6 phương án III: Tương tự phương án I, ta tính được các giá trị như trong bảng 6.4 như sau: Đường dây Ký hiệu dây dẫn l, km R, Ω P, MW Q, MVAr ∆P, MW K0 .106 đ/km Kđ. 106 đ N-1 AC-95 50 8,25 30 14,52 0,757 283 22640 N-2 AC-120 60 8,1 38 18,392 1,193 354 33984 N-3 AC-120 63,24 8,54 46 22,264 1,843 354 35819,136 3-5 AC-95 31,62 5,217 30 14,52 0,479 283 14317,536 N-4 AC-120 72,111 9,73 38 18,392 1,433 354 40843,67 N-6 AC-70 67,08 15,43 16 7,744 0,403 208 22324,224 Tổng : 6,108 169928,566 Bảng 6.4: tổn thất công suất và vốn đầu tư trong mạng điện 3. xác định chi phí vận hành hằng năm: Tổng phí vận hành hằng năm được xác định theo công thức: Y = avhđ .Kđ +∆A.c (6.7) Thời gian tổn thât công suất lớn nhất bằng:  = (0,124+5000 . 10-4 )2 .8760 = 3411 h Tổn thất điện năng trong mạng điện có giá trị: ∆A = 6,108.3411 = 20834,388 (MW .h) Chi phí vận hành hằng bằng: Y=0,04. 169928,566.106 +20834,388.103.500 = 17214,33 .106 (đ) Chi phi tính toán hằng năm bằng: Z = atc .Kđ +Y = 0,125 . 169928,566. 106 +17214,33 .106=38455,4.106 (đ) Cc chỉ tiu Phương n I II III ∆Umax bt% 5,37 7,848 7,81 ∆Umax sc% 10,74 13,018 13,51 Z.106 đ 12308,17 28506,918 38455,4 Bảng 6.5 chỉ tiêu các phương án so sánh Từ kết quả tính được trong bảng 6.5 ta nhận thấy rằng, phương án I là phương án tối ưu. Chương IV:CHỌN SỐ LƯỢNG, CÔNG SUẤT CÁC MÁY BIẾN ÁP TRONG CÁC TRẠM, SƠ ĐỒ TRẠM VÀ SƠ ĐỒ HỆ THỐNG ĐIỆN §4.1 CHỌN SỐ LƯỢNG, CÔNG SUẤT CÁC MÁY BIẾN ÁP TRONG CÁC TRẠM TĂNG ÁP CỦA NHÀ MÁY ĐIỆN Do nhà máy điện phát phát tất cả công suất vào mạng điện áp 110 (kv) (trừ công suất tự dùng), do đó nối các máy biến áp theo sơ đồ khối máy phát điện – máy biến áp. Trong trường hợp này công suất của các máy biến áp được xác định theo công thức: S Sđm (MVA) Trong đó Sđm là công suất định mức của mỗi máy phát điện. Chọn máy biến áp: TDư – 125000/110 có cá thông số cho trong bảng 4.7.1 Sđm, MVA Các số liệu kỹ thuật Các số liệu tính Uđm, kv Un, % ∆Pn, kw ∆P0, kw I0, % R, Ω X Ω ∆Q0, KWAr Cao Hạ 125 121 10,5 10,5 520 120 0,55 0,33 11,1 678 Bảng 4.7.1 các thông số của máy biến áp hạ áp § 4.2 CHỌN SỐ LƯỢNG VÀ CÔNG SUẤT MÁY BIẾN ÁP TRONG CÁC TRẠM HẠ ÁP Tất cả các phụ tải trong hệ thống điện đều là hộ loại I, vì vậy để đảm bảo cung cấp điện cho các phụ tải này cần đặt hai máy biến áp trong mỗi trạm. Khi chọn công suất của máy biến áp cần xét đến khả năng quá tải của máy biến áp còn lại ở chế độ sự cố. Xuất phát từ điều kiện quá tải cho phép bằng 40% trong thời gian phụ tải cực đại. Công suất của mỗi máy biến áp trong trạm có n máy biến áp được xác định theo công thức: Trong đó: Smax – phụ tải cực đại của trạm; K – hệ số quá tải của máy biến áp trong chế độ sự cố, k=1,4 N – số máy biến áp trong trạm. Đối với trạm có hai máy biến áp, công suất của mỗi máy biến áp bằng : * Tính công suất của các máy biến áp trong trạm II &IV. Từ bảng 1.1 ta có Smax =42,216MVA, do đó MVA Chọn máy biến áp TPDH -32000/110 trong trạm II &IV * Tính công suất của các máy biến áp trong trạm I & V. Từ bảng 1.1 ta có Smax = 33,33MVA, do đó MVA Chọn máy biến áp TPDH -25000/110 * Tính công suất của các máy biến áp trong trạm III & VI. Từ bảng 1.1 ta có Smax = 17,775MVA, do đó MVA Chọn máy biến áp TPDH -16000/110 trong trạm III & VI Bảng 4.7.2.Cc thơng số của trạm Sđm, MVA Cc số liệu kỹ thuật Cc số liệu tính Uđm, kV Un, % Pn, kW P0, kW I0, % R, Ω X, Ω Q0, kVAr Cao Hạ 32 115 11 10,5 145 35 0,75 1,87 43,5 240 25 115 11 10,5 120 29 0,8 2,54 55,9 200 16 115 11 10,5 85 21 0,85 4,38 86,7 136 § 4.3 CHỌN SƠ ĐỒ TRẠM VÀ SƠ ĐỒ HỆ THỐNG ĐIỆN 1.Trạm nguồn. Chọn sơ đồ hai hệ thống thanh góp được nối với nhau bằng hai máy cắt liên lạc MCll Hình 4.1 sơ đồ trạm nguồn. 2.Trạm cuối MCPĐ MCHB Hình 4.2 sơ đồ trạm cuối Trong đó các máy cắt điện 110kv được chọn là máy cắt SF6 2AC-70 S6 2AC-95 S5 2AC-120 S4 2AC-95 S1 2AC-70 S3 2AC-120 S2 Hình 4.3 sơ đồ hệ thống điện thiết kế Chương V:TÍNH CÁC CHẾ ĐỘ VẬN HÀNH CỦA MẠNG ĐIỆN Để đánh giá chỉ tiêu kinh tế – kỹ thuật của mạng điện thiết kế, cần xác định các thông số và độ chính xác lập trong các trạng thái phụ tải cực đại, cực tiểu và sau sự cố khi phụ tải cực đại. Khi xác định dòng công suất các tổn thất công suất ta lấy điện áp ở tất cả các nút trong mạng điện bằng điện áp định mức Ui= Uđm =110 kv. 5.1. chế độ phụ tải cực đại *5.1.1. đừờng dây MĐ – 1 Sơ đồ nguyên lý và sơ đồ thay thế: Sơ đồ nguyên lý: 2AC - 95 50(km) TPDH – 25000/110 S1 = 30+j14,52MVA MĐ Sơ đồ thay thế: Qcd Qcc 1 S’1 S”1 SN-1 Sb = 30+j14,52MVA Zd Zb Sc Sb ∆S0 Hình 5.1 tính chế độ mạng điện Trong chương III các thông số của đường dây: Zd =8,25+j10,825(Ω); B/2=1,325. 10-4 Đối với máy biến áp TPDH -25000/110: ∆S01 =2(∆P01+∆Q01) =2.(29+j200) .10-3 = 0,058+j0,4 MVA Tổn thất công suất trong tổng trở MBA có thể tính theo công thức: Công suất trước tổng trở bằng: Sb = S+∆Sb1 =30+j14,52+0,116+j2,566= 30,116+j17,086 MVA Dòng công suất vào cuộn dây cao áp của MBA có giá trị: Sc = Sb + ∆S01 = 30,116+j17,086 +0,058+j0,4 = 30,174+j17,486 MVA Công suất điện dung ở cuối đường dây bằng: Qcc= U2đm .B/2 = 1102. 1,325. 10-4= 1,603 MVAr Công suất sau tổng trở đường dây có giá trị: S’’1 =Sc – j Qcc = 30,174+j17,486 – j1,603 = 30,174+j15,883 MVA Tổn thất công suất trên tổng trở đường dây bằng: Dòng công suất trước tổng trở của đường dây có giá trị: S’1 = S’’1 +∆Sd1 = 30,174+j15,883 +0,793+j1,04 =30,967+j16,923 MVA Công suất điện dung đầu đường dây bằng: Qc d = Qcc = 1,603 MVAr Công suất từ nhà máy điện truyền vào đường dây có giá trị: SN-1 = S’1- jQc d =30,967+j16,923 – j1,603 = 30,967+j15,329 MVA * 5.1.2. Các đường dây MĐ-2, MĐ-3, MĐ-4, MĐ-5 và MĐ-6. Tính chế độ của các đường dây cịn lại được tiến hành tương tự. Thông số của các phần tử trong sơ đồ thay thế của đường dây nối với nhà máy điện. Đường dây Zd , Ω B/2.10-4, S ∆S0, MVA Zb, Ω S = P+jQ, MVA MĐ-1 8,25+j10,825 1,325 0,058+j0,4 1,27+j27,95 30+j14,52 MĐ-2 8,1+j12,75 1,883 0,07+j0,48 0,935+j21,75 38+j18,392 MĐ-3 14,545+j13,91 1,631 0,042+j0,272 2,19+j43,35 16+j7,744 MĐ-4 9,73+j15,25 1,94 0,07+j0,48 0,935+j21,75 38+j18,392 MĐ-5 8,415+j11,04 1,351 0,058+j0,4 1,27+j27,95 30+j14,52 MĐ-6 15,43+j14,757 1,73 0,042+j0,272 2,19+j43,35 16+j7,744 Bảng 7.1 Thông số các phần tử trong sơ đồ thay thế các đường dây nối với nhà máy điện ∆Sb, MVA 0,1166+j2,566 0,1377+j3,203 0,057+j1,132 0,1377+j3,203 0,1166+j2,566 0,0572+j1,132 0,623+j13,802 Bảng 7.2. các dòng công suất và tổn thất công suẩt trong tổng trở MBA Và trên đường dây nối với nhà máy điện Sb, MVA 30,116+j17,086 38,1377+j21,6 16,057+j8,867 38,1377+j21,595 30,1166+j15,086 16,0572+j8,876 Qc, MVAr 1,603 2,278 1,9735 2,3474 1,635 2,0933 S’’, MVA 30,174+j15,883 38,2077+j19,7976 16,099+j7,1655 38,2077+j19,7276 30,1746+j15,486 16,0992+j7,0457 ∆Sd, MVA 0,793+j1,04 1,2396+j1,9512 0,373+j0,357 1,487+j2,33 0,7666+j1,0058 0,394+j0,3766 5,053+j5,473 S’, MVA 30,967+j16,923 39,447+j21,749 16,472+j7,5225 39,6974+j22,0576 30,9412+j14,8568 16,493+j7,4233 SNi, MVA 30,967+j14,623 39,447+j19,471 16,472+j5,549 39,6974+j19,7102 30,9412+j13,2218 16,493+j5,329 174,017+j77,904 Đường dây N-1 N-2 N-3 N-4 N-5 N-6 Tổng 5.2. CÂN BẰNG CHÍNH XÁC CÔNG SUẤT TRONG MẠNG ĐIỆN Sau khi tính chính xác các dòng công suất khi chế độ phụ tải cực đại ta tiến hành cân bằng chính xác công suất trong mạng điện để đảm bảo nguồn điện có thể cung cấp đủ công suất theo yêu cầu. Trong cân bằng sơ bộ ta không tính chính xác tổn thất công suất của các phần tử trong mạng điện. Từ các tính toán trên ta lấy tổng công suất yêu cầu của các phụ tải thanh góp cao áp của nhà máy điện khu vực là: Syc =SN-1+SN-2+SN-3+SN-4+SN-5+SN-6 =168+j81,312 MVA Để đảm bảo công suất trong mạng điện thì nguồn điện phải cung cấp đủ công suất yêu cầu. Do đó công suất tác dụng do thanh góp cao áp của nhà máy điện khu vực phải cung cấp bằng: Pcc = 168 MW Hệ số công suất trung bình trên thanh góp cao áp của nhà máy điện khu vực là; cos =0,85 thì công suất phản kháng phải là: Qcc = Pcc .tg =168.0,62 = 104,117 MVAr Như vậy: Scc =168 +j104,117 MVA Từ các kết quả trên cho ta thấy công suất phản kháng của nguồn cung cấp phát ra lớn hơn công suất phản kháng yêu cầu. Vậy không cần bù công suất phản kháng trong chế độ phụ tải cực đại. 5.3 TRẠNG THÁI CỰC TIỂU Trong chế độ phụ tải cực tiểu, công suất của phụ tải bằng 70% công suất của chế độ phụ tải cực đại. Thông số của phụ tải cực tiểu cho trong bảng 1.1 Hộ tiêu thụ Smin,(MVA) Hộ tiêu thụ Smin,(MVA) 1 21+j10,164 4 26,6+j12,87 2 26,6+j12,87 5 21+j10,164 3 11,2+j5,42 6 11,2+j5,42 Bảng 7.3. công suất của các phụ tải trong chế độ cực tiểu Trong chế độ phụ tải cực tiểu, để vận hành kinh tế trạm biến áp có thể cắt bớt một máy biến áp trong trạm để thỏa mãn điều kiện sau: Trong đó; m – số máy biến áp trong trạm; m=2 ∆P0 – tổn thất công suất trong lõi thép ∆PN – tổn thất công suất ngắn mạch Sđm – công suất định mức của mỗi máy Đối với trạm hai máy: Sgh =Sđm . Kết quả tính các giá trị công suất phụ tải Spt và công suất giới hạn cho trong bảng 7.3.1. Phụ tải 1 2 3 4 5 6 Sgh,MVA 15,85 20,067 8,46 20,067 15,85 8,46 Spt,MVA 17,52 22,534 10,63 22,534 17,52 10,63 Bảng 7.3.1.giá trị Spt và Sgh của các trạm hạ áp Các kết quả tính toán ở trên cho thấy rằng, trong chế độ phụ tải cực tiểu tất cả các trạm đều vận hành hai máy biến áp. Tính chế độ vận hành khi phụ tải cực tiểu được tiến hành tương tự như chế đô cực đại các kết quả tính toán cho trong bảng 7.3.2. 5.4. CHẾ ĐỘ SAU SỰ CỐ Sự cố trong mạng điện thiết kế có thể xảy ra khi ngừng một mạch trên đường dây hai mạch nối từ nguồn cung cấp đến các phụ tải khi xét sự cố chúng ta không giả thiết sự cố xếp chồng, đồng thời chỉ xét trường hợp ngừng một mạch trên các đường dây nối từ máy điện đến phụ tải khi phụ tải cực đại, và máy phát vận hành bình thường, phát 85% công suất định mức. ∆Sb, MVA 0,057+j1,256 0,055+j1,286 0,03+j0,587 0,055+j1,286 0,057+j1,257 0,028+j0,55 Bảng 7.3.2.kết quả tính các thông số chế độ khi phụ tải cực tiểu Sb, MVA 21,057+j11,396 26,65+j14,156 11,23+j5,787 26,65+j14,156 21,057+j11,421 11,228+j5,974 Qc, MVAr 1,603 2,78 1,973 2,347 1,63 2,1 S’’, MVA 21,115+j10,193 26,725+j12,753 11,272+j4,428 26,725+j12,696 21,115+j10,191 11,27+j4,153 ∆Sd, MVA 0,375+j0,4925 0,587+j0,924 0,176+j0,168 0,704+j1,103 0,96+j0,463 0,184+j0,176 S’, MVA 21,49+10,684 27,312+j13,677 11,448+j4,596 27,43+j13,8 22,074+j10,654 11,454+j4,33 SNi, MVA 21,49+j9,08 27,132+j11,8 11,448+j2,965 27,43+j11,86 22,074+j9,024 11,454+j2,229 Đường dây N-1 N-2 N-3 N-4 N-5 N-6 ∆Sb, MVA 0,1166+j2,566 0,1377+j3,2 0,057+j1,132 0,1377+j3,2 0,1166+j2,56 0,057+j1,132 Bảng 7.3.3. các dòng công suất và tổn thất công suẩt trong tổng trở MBA Và trên đường dây nối với nhà máy điện sau sự cố Sb, MVA 30,116+j17,086 38,1377+j 21,6 16,057+j8,8762 38,1377+j 2 30,116+j17,08 16,057+j8,8762 Qc, MVAr 0,8 1,4 0,986 1,1732 0,817 1,046 S’’, MVA 30,174+j16,686 38,207+ j21,056 16,1+ j8,126 38,207+j20,902 30,1746+j16,67 16,1+j8,102 ∆Sd, MVA 1,621+j2,127 0,837+j0,75 0,837+j 0,75 3,05+j4,78 1,653+j2,168 0,828+j0,79 S’, MVA 31,8+j18,81 16,937+j8,911 16,937+j8,911 41,257+j25,68 31,83+j18,84 16,928+j8,894 SNi, MVA 31,8+j18,013 40,78+j24,42 16,937+ j7,925 41,257+j24,51 31,83+j18,023 16,928+j7,848 Đường dây N-1 N-2 N-3 N-4 N-5 N-6 Chương VI TÍNH ĐIỆN ÁP CÁC NÚT & ĐIỀU CHỈNH ĐIỆN ÁP TRONG MẠNG ĐIỆN VI.1. TÍNH ĐIỆN ÁP CÁC NÚT TRONG MẠNG ĐIỆN Trong mạng điện thiết kế chỉ có một nguồn cung cấp là thanh góp cao áp của nhà máy điện khu vực, với giả thiết có công suất vô cùng lớn đủ công suất cung cấp cho các phụ tải trong các chế độ vận hành nên ta chọn thanh góp110kv của nhà máy điện khu vực là nút cơ sở điện áp. Trong chế độ phụ tải cực đại và sau sự cố điện áp trên thanh góp cao áp của nhà máy điện khu vực bằng 110% điện áp danh định và khi phụ tải cực tiểu là 105%. Như vậy trong chế độ phụ tải cực đại và sau sự cố Ucđ= Usc = 121kv; Chế độ cực tiểu; Uct = 115,5kv VI.1.1 CHẾ ĐỘ PHỤ TẢI CỰC ĐẠI. 1) Đường dây N-1. Điện áp trên thanh góp cao áp trạm I là: Điện áp trên thanh góp hạ áp trạm I quy về phía cao áp 2) Đường dây N-2. Điện áp trên thanh góp cao áp trạm II là: Điện áp trên thanh góp hạ áp trạm II quy về phía cao áp 3) Đường dây N-3. Điện áp trên thanh góp cao áp trạm III là: Điện áp trên thanh góp hạ áp trạm III quy về phía cao áp 4) Đường dây N-4 Điện áp trên thanh góp cao áp trạm VI là: Điện áp trên thanh góp hạ áp trạm IV quy về phía cao áp Đường dây N-5 Điện áp trên thanh góp cao áp trạm I là: Điện áp trên thanh góp hạ áp trạm I quy về phía cao áp Đường dây N-6 Điện áp trên thanh góp cao áp trạm VI là: Điện áp trên thanh góp hạ áp trạm VI quy về phía cao áp Trạm biến áp 1 2 3 4 5 6 Uq,kV 112,979 111,712 114,604 113,577 114,61 114,431 Bảng 8.1.1 giá trị điện áp trên thanh góp hạ áp quy về cao áp VI.1.2. CHẾ ĐỘ PHỤ TẢI CỰC TIỂU (UCT =115KV) 1) Đường dây N-1. Điện áp trên thanh góp cao áp trạm I là: Điện áp trên thanh góp hạ áp trạm I quy về phía cao áp 2) Đường dây N-2. Điện áp trên thanh góp cao áp trạm II là: Điện áp trên thanh góp hạ áp trạm II quy về phía cao áp Đường dây N-3. Điện áp trên thanh góp cao áp trạm III là: Điện áp trên thanh góp hạ áp trạm III quy về phía cao áp Đường dây N-4 Điện áp trên thanh góp cao áp trạm VI là: Điện áp trên thanh góp hạ áp trạm IV quy về phía cao áp Đường dây N-5 Điện áp trên thanh góp cao áp trạm I là: Điện áp trên thanh góp hạ áp trạm I quy về phía cao áp Đường dây N-6 Điện áp trên thanh góp cao áp trạm VI là: Điện áp trên thanh góp hạ áp trạm VI quy về phía cao áp Trạm biến áp 1 2 3 4 5 6 Uq,kV 109,386 108,576 110,558 107,88 109,432 110,67 Bảng 8.1.2 giá trị điện áp trên thanh góp hạ áp quy về cao áp VI.1.3. CHẾ ĐỘ SAU SỰ CỐ (USC =121KV) 1) Đường dây N-1. Điện áp trên thanh góp cao áp trạm I là: Điện áp trên thanh góp hạ áp trạm V quy về phía cao áp 2) Đường dây N-2. Điện áp trên thanh góp cao áp trạm II là: Điện áp trên thanh góp hạ áp trạm II quy về phía cao áp Đường dây N-3. Điện áp trên thanh góp cao áp trạm III là: Điện áp trên thanh góp hạ áp trạm III quy về phía cao áp Đường dây N-4 Điện áp trên thanh góp cao áp trạm VI là: Điện áp trên thanh góp hạ áp trạm IV quy về phía cao áp Đường dây N-5 Điện áp trên thanh góp cao áp trạm V là: Điện áp trên thanh góp hạ áp trạm V quy về phía cao áp Đường dây N-6 Điện áp trên thanh góp cao áp trạm VI là: Điện áp trên thanh góp hạ áp trạm VI quy về phía cao áp Trạm biến áp 1 2 3 4 5 6 Uq,kV 108,745 105,56 111,224 103,215 108,576 110,846 Bảng 8.1.3 giá trị điện áp trên thanh góp hạ áp quy về cao áp VI.2 ĐIỀU CHỈNH ĐIỆN ÁP TRONG MẠNG ĐIỆN Tất cả các phụ tải trong mạng điện thiết kế đều là họ tiêu thụ loại I và có yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường. Đồng thời các giá trị điện áp trên thanh góp hạ áp quy về phía cao áp của các trạm trong chế độ phụ tải cực đại, cực tiểu và sau sự cố khác nhau tương đối nhiều. Do đó để đảm bảo chất lượng điện năng cung cấp cho các hộ tiêu thụ cần sử dụng các máy biến áp điều chỉnh điện áp dưới tải. Đối với các trạm có yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường, độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm quy định như sau: trong chế độ phụ tải cực đại: dUmax% =+5% trong chế độ phụ tải cực tiểu: dUmin% = 0% trong chế độ sau sự cố: dUsc% = 0÷+5%. Điện áp yêu cầu trên thanh góp hạ áp của các trạm được xác định theo công thức sau: Uyc = Uđm + dU%.Uđm Trong đó Uđm là điện áp định mức của mạng điện hạ áp. Đối với mạng điện thiết kế Uđm = 10kV. Vì vậy điện áp yêu cầu trên thanh góp hạ áp của trạm khi phụ tải cực đại bằng: Uyc max = 10 + kV Khi phụ tải cực tiểu: Trong chế độ sau sự cố: kV Tất cả các trạm ta dùng hai loại MBA TDH &TPDH 3200/10 có phạm vi điều chỉnh ± 9 x 1,78%, Ucđm =115kV ,Uhđm = 11 kV Kết quả tính điện áp trên thanh góp hạ áp của các trạm, quy đổi về phía điện áp cao trong các chế độ phụ tải cực đại, cực tiểu và sau sự cố cho trong bảng 6.2 Trạm biến áp 1 2 3 4 5 6 Uqmax,kV 112,979 111,712 114,604 113,577 114,61 114,431 Uqmin, kV 109,386 108,576 110,558 107,88 109,432 110,67 Uqsc, kV 108,745 105,56 111,224 103,215 108,576 110,846 Bảng 8.2.1 chế độ điện áp trên các thanh góp hạ áp quy đổi về phía cao áp Sử dụng các máy biến áp điều chỉnh điện áp dưới tải cho phép thay đổi các đầu điều chỉnh không cần cắt máy biến áp. Do đó cần chọn đầu điều chỉnh riêng cho chế độ cực đại, cực tiểu va sự cố. Để thuận tiện ta có thể tính trước điện áp, tương ứng với mỗi đầu điều chỉnh của MBA. Kết quả tính đối với ,MBA đ chọn cho trong bảng 8.2.2. Thứ tự đầu điều chỉnh Điện áp bổ sung, % Điện áp bổ sung, kV Điện áp đầu điều chỉnh, kV 1 +16,02 +18,45 133,45 2 +14,24 +16,40 131,40 3 +12,46 +14,35 129,35 4 +10,68 +12,30 127,30 5 +8,90 +10,25 125,25 6 +7,12 +8,20 123,20 7 +5,34 +6,15 121,15 8 +3,56 +4,10 119,10 9 +1,78 +2,5 117,05 10 0 +0 115,00 11 -1,78 -2,05 112,95 12 -3,56 -4,10 110,90 13 -5,34 -6,15 108,85 14 -7,12 -8,20 106,80 15 -8,90 -10,25 104,75 16 -10,68 -12,30 102,70 17 -12,46 -14,35 100,65 18 -14,24 -16,40 98,60 19 16,02 -18,45 96,55 Bảng 8.2.2 thông số điều chỉnh của MBA điều chỉnh dưới tải VI.2.1 CHỌN CÁC ĐẦU ĐIỀU CHỈNH TRONG MÁY BIẾN ÁP TRẠM 1 Trạm 1 loại máy biến áp TPDH- 25000/110; Ucđm = 115 kV, Uhđm =11 kV Chế độ phụ tải cực đại. Điện áp tính toán của đầu điều chỉnh của máy MBA được xác định theo công thức: Chọn đầu điếu chỉnh tiêu chuẩn n=8 khi đó điện áp của đầu điều chỉnh tiêu chuẩn; Utcmax = 119,1 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp bằng; Độ lệch trên thanh góp hạ áp bằng: Chế độ phụ tải cực tiểu Điện áp tính toán của đầu điều chỉnh của máy biến áp bằng: Chọn n=7 Utcmin = 121,15 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp có giá trị: Độ lêch điện áp bằng: Chế độ sau sự cố Điện áp tính toán của đầu điều chỉnh của máy biến áp bằng: Chọn n=10, Utcsc = 115 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp có giá trị: Độ lêch điện áp bằng: VI.2.2 CHỌN CÁC ĐẦU ĐIỀU CHỈNH TRONG MÁY BIẾN ÁP TRẠM 2 Trạm 2 loại máy biến áp TPDH- 32000/110; Ucđm = 115 kV, Uhđm =11 kV Chế độ phụ tải cực đại. Điện áp tính toán của đầu điều chỉnh của máy MBA được xác định theo công thức: Chọn đầu điếu chỉnh tiêu chuẩn n=9 khi đó điện áp của đầu điều chỉnh tiêu chuẩn; Utcmax = 117,05 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp bằng; Độ lệch trên thanh góp hạ áp bằng: Chế độ phụ tải cực tiểu Điện áp tính toán của đầu điều chỉnh của máy biến áp bằng: Chọn n=8 Utcmin = 119,1kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp có giá trị: Độ lêch điện áp bằng: Chế độ sau sự cố Điện áp tính toán của đầu điều chỉnh của máy biến áp bằng: Chọn n=12, Utcsc = 110,90KV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp có giá trị: Độ lêch điện áp bằng: VI.2.3 CHỌN CÁC ĐẦU ĐIỀU CHỈNH TRONG MÁY BIẾN ÁP TRẠM 3 Trạm 3 loại máy biến áp TPDH- 16000/110; Ucđm = 115 kV, Uhđm =11 kV 1)Chế độ phụ tải cực đại. Điện áp tính toán của đầu điều chỉnh của máy MBA được xác định theo công thức: Chọn đầu điếu chỉnh tiêu chuẩn n=7 khi đó điện áp của đầu điều chỉnh tiêu chuẩn; Utcmax = 121,15kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp bằng; Độ lệch trên thanh góp hạ áp bằng: Chế độ phụ tải cực tiểu Điện áp tính toán của đầu điều chỉnh của máy biến áp bằng: Chọn n=7 Utcmin = 112,15kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp có giá trị: Độ lêch điện áp bằng: Chế độ sau sự cố Điện áp tính toán của đầu điều chỉnh của máy biến áp bằng: Chọn n=9, Utcsc =117,05kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp có giá trị: Độ lêch điện áp bằng: VI.2.4 CHỌN CÁC ĐẦU ĐIỀU CHỈNH TRONG MÁY BIẾN ÁP TRẠM 4 Trạm 4 loại máy biến áp TPDH- 32000/110; Ucđm = 115 kV, Uhđm =11 kV Chế độ phụ tải cực đại. Điện áp tính toán của đầu điều chỉnh của máy MBA được xác định theo công thức: Chọn đầu điếu chỉnh tiêu chuẩn n=8 khi đó điện áp của đầu điều chỉnh tiêu chuẩn; Utcmax = 119,10kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp bằng; Độ lệch trên thanh góp hạ áp bằng: Chế độ phụ tải cực tiểu Điện áp tính toán của đầu điều chỉnh của máy biến áp bằng: Chọn n=8, Utcmin = 119,10kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp có giá trị: Độ lêch điện áp bằng: Chế độ sau sự cố Điện áp tính toán của đầu điều chỉnh của máy biến áp bằng: Chọn n=13, Utcsc = 108,85kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp có giá trị: Độ lêch điện áp bằng: VI.2.5 CHỌN CÁC ĐẦU ĐIỀU CHỈNH TRONG MÁY BIẾN ÁP TRẠM 5 Trạm 5 loại máy biến áp TPDH- 25000/110; Ucđm = 115 kV, Uhđm =11 kV Chế độ phụ tải cực đại. Điện áp tính toán của đầu điều chỉnh của máy MBA được xác định theo công thức: Chọn đầu điếu chỉnh tiêu chuẩn n=8 khi đó điện áp của đầu điều chỉnh tiêu chuẩn; Utcmax = 119,1 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp bằng; Độ lệch trên thanh góp hạ áp bằng: Chế độ phụ tải cực tiểu Điện áp tính toán của đầu điều chỉnh của máy biến áp bằng: Chọn n=7,Utcmin = 121,15kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp có giá trị: Độ lêch điện áp bằng: Chế độ sau sự cố Điện áp tính toán của đầu điều chỉnh của máy biến áp bằng: Chọn n=10, Utcsc = 115,00kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp có giá trị: Độ lêch điện áp bằng: VI.2.6 CHỌN CÁC ĐẦU ĐIỀU CHỈNH TRONG MÁY BIẾN ÁP TRẠM 6 Trạm 6 loại máy biến áp TPDH- 16000/110; Ucđm = 115 kV, Uhđm =11 kV Chế độ phụ tải cực đại. Điện áp tính toán của đầu điều chỉnh của máy MBA được xác định theo công thức: Chọn đầu điếu chỉnh tiêu chuẩn n=8 khi đó điện áp của đầu điều chỉnh tiêu chuẩn; Utcmax = 119,1 kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp bằng; Độ lệch trên thanh góp hạ áp bằng: Chế độ phụ tải cực tiểu Điện áp tính toán của đầu điều chỉnh của máy biến áp bằng: Chọn: n=7,Utcmin = 121,15kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp có giá trị: Độ lêch điện áp bằng: Chế độ sau sự cố Điện áp tính toán của đầu điều chỉnh của máy biến áp bằng: Chọn n=9, Utcsc = 117,05kV Điện áp thực trên thanh góp hạ áp có giá trị: Độ lêch điện áp bằng: ∆Usc, % +4,017 +4,703 +4,52 +5,1 +3,86 +4,17 Bảng 8.2.3. Thông số các đường dây trong mạng điện ∆Umin, % -0,68 +0,28 +0,383 -0,363 -0,905 +0,484 ∆Umax, % +4,34 +4,983 +4,056 +4,89 +5,1 +5,68 Ut sc, kV 10,401 10,47 10,452 10,51 10,386 10,417 Ut min, kV 9,932 10,028 10,038 9,964 9,91 10,048 Ut max, kV 10,434 10,49 10,405 10,49 10,51 10,568 Utc sc, kV 115 110,9 117,05 108,85 115,00 117,05 Utc min, kV 121,15 119,1 112,15 119,1 121,15 121,15 Utc max, kV 119,1 117,05 121,15 119,1 119,1 119,1 Trạm biến áp 1 2 3 4 5 6 Chương VII TÍNH CÁC CHỈ TIÊU KINH TẾ- KỸ THUẬT CỦA MẠNG ĐIỆN VII.1. Vốn đầu tư xây dựng mạng điện Tổng vốn đầu tư xây dựng mạng điện được xác định theo công thức K = Kd + Kt Trong đó: Kd – vốn đầu tư xây dựng đường dây Kt – Vốn đầu tư xây dựng các trạm biến áp Từ bảng 6.2 ta có vốn đầu tư xây dựng các đường dây trong phương án có gía trị: Kd =163930,4.106 đ Vốn đầu tư cho các trạm hạ áp và tăng áp được xác dịnh theo bảng 9.1 Công suất định mức 16 25 32 40 63 125 Giá thành .106 đ/trạm 13 000 19 000 22 000 25 000 35 000 61 000 Bảng 9.1 giá thành trạm biến áp truyền tải có một máy biến áp 110/10 – 20 kV Ghi chú giá thành hai máy biến áp bằng 1,8 lần giá thành một máy biến áp Trong hệ thống điện thiết kế có 6 trạm hạ áp, đồng thời mỗi tạm có hai máy biến áp, do đó vốn đầu tư cho các trạm hạ áp bằng: Theo như tính toán chọn MBA ở chương IV ta có trạm 1 và trạm 5 ta dùng máy biến áp TPDH-25 000/110, trạm 2& 4 dùng MBA TPDH-32 000/110, trạm 3&6 dùng MBA-TDH-16 000/110 Kth = Kt1 + Kt2 + Kt3 + Kt4 + Kt5 + Kt6 đồng Trong đó: Kti – gi thnh 1 trạm 110kV cĩ 1 MBA; Trạm cĩ 2 my Kt = 1,8Kti. Kt = 2 (22 + 19 + 13).109 = 108.109 đồng Như vậy tổng các vốn đầu tư xây dựng mạng điện bằng: K = Kd + Kt = 163930,4.106 +108.109 =272,93.109 đ VII.2. 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 tính toán ở các bảng 7.2 ,7.3.2và 7.3.3 Tổng tổn thất trên cá đường đây bằng: Lúc bình thường; ∆Pd = 5,053 MW Cực tiểu; ∆Pd = 2,986 MW Sau sự cố; ∆Pd = 8,826 MW Tổn thất công suất trong các cuộn dây của MBA có giá trị : ∆Pb =0,623 MW Tổn thất công suất trong lõi thép của MBA được xác định theo công thức sau: ∆P0 = 2 x 2 x( 0,0 21 +0,029+0,035) =0,34 MW Như vậy tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện bằng: ∆P =∆Pd + ∆Pb + ∆P0 = 5,053 + 0,623 + 0,34 = 6,016 MW Tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện tính theo phần trăm (%) bằng: VII.3. Tổn thất điện năng trong mạng điện Tổn thất điện năng trong mạng điện có thể tính theo công thức sau: ∆A = (∆Pd + ∆Pb) . + ∆P0 .t Trong đó;  – thời gian tổn thất công suất lớn nhất; t – thời gian các máy biến áp làm việc trong năm Bỡi vì các máy biến áp vận hành song song trong cả năm cho nên t = 8760 h. Thời gian tổn thất công suất lớn nhất có thể tính theo công thức sau:  =(0,124 + Tmax.10-4)2 .8760 = 3411 h Do đó tổn thất điện năng trong mạng điện bằng: ∆A = (5,053 + 0,623).3411 + 0,34.8760 = 22339,236 MW.h Ta cĩ Tmax = 5000h Tổng điện năng các hộ tiêu thụ nhận được trong năm bằng: A = ĨPmax .Tmax = 168.5000 =840.103 MW.h Tổn thất điện năng trong mạng điện tính theo phần trăm (%)bằng: VII.4.tính chi phí giá thành VII.4.1 chi phí vận hành hằng năm Các chi phí vận hành hằng năm trong mạng điện được xác định theo công thức: Y = avhd.Kd + avht.Kt + ∆A.c Trong đó: avhd – hệ số vận hành đường dây(avhd = 0,04) avht – hệ số vận hành các thiết bị trong trạm biến áp (avht = 0,1) c – giá thành 1kW.h điện năng tổn thất. Như vậy: Y = 0,04. 163930,4.106 + 0,1. 108.109 +22339,236.103 .500 =28,52.109 đ VII.4.2 chi phí tính toán hằng năm Chi phí tính toán hằng năm được xác định theo công thức: Z = atc .K+Y Trong đó 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. 272,93.109 +28,52.109 =62,64.109 đ VII.4.3 Giá thành truyền tải điện năng Giá thành truyền tải điện năng được xác định theo công thức: đ/kW.h VII.4.4 Giá thành xây dựng 1MW công suất phụ tải trong chế độ cực đại giá thành xây dựng 1 MW công suất phụ tải được xác định theo công thức: đ/MW Kết của tính các chỉ tiêu kinh tế – kỹ thuật của hệ thống điện thiết kếđược tổng hợp trong bảng 9.2 Các chỉ tiêu Đơn vị Giá trị 1.Tổng công suất phụ tải khi cực đại MW 168 2. Tổng chiều dài đường dây Km 363,431 3. Tổng công suất các máy biến áp hạ áp MVA 292 4. Tổng vốn đầu tư cho mạng điện 109 đ 272,93 5. Tổng vốn đầu tư về đường dây 109 đ 163,93 6. Tổng vốn đầu tư về các trạm biến áp 109 đ 108 7. Tổng điện năng các phụ tải tiêu thụ nhận được trong năm MWh 840.103 8. ∆Umaxbt % 5,37 9. ∆Umaxsc % 10,74 10. Tổng tổn thất công suất ∆P MW 6,016 11. Tổng tổn thất công suất ∆P % 3,581 12. Tổng tổn thất điện năng ∆A MWh 22339,236 13. Tổng tổn thất điện năng ∆A % 2,66 14. Chi phí vận hành hằng năm 109 đ 28,52 15. Chi phí tính toán hằng năm 109 đ 62,64 16. Giá thành truyền tải điện năng đ/kW.h 33,952 17. Giá thành xây dựng 1 MW công suất phụ tải khi cực đại 109 đ/MW 1,624 Bảng 9.2 các chỉ tiêu kinh tế-kỹ thuật của hệ thống điện thiết kế MỤC LỤC Trang LỜI NÓI ĐẦU 1 CHƯƠNG I PHÂN TÍCH CÁC NGUỒN CUNG CẤP CUNG CẤP ĐIỆN VÀ CÁC PHỤ TẢI ĐIỆN 2 CHƯƠNG IICÂN BẰNG CÔNG SUẤT TÁC DỤNG VÀ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG 4 §2.1:Đặc điểm quan trọng nhất của sản xuất điện năng 4 § 2.2: Cân bằng công suất tác dụng 4 § 2.3: Cân bằng công suất phản kháng 5 CHƯƠNG III: CHỌN PHƯƠNG ÁN LÝ VỀ KINH TẾ KỸ THUẬT 7 §3.1 DỰ KIẾN CÁC PHƯƠNG ÁN NỐI DÂY 7 §3.2 CÁC PHƯƠNG ÁN NỐI DÂY 8 a)phương án I: 8 b)Phương án II 9 c)Phương án III: 10 d)Phương án IV 11 e)Phương án V: 12 §3.3 SO SÁNH CÁC PHƯƠNG ÁN ĐÃ ĐỀ RA VỀ MẶT KỸ THUẬT 13 I. phương án I 13 II. Phương án II ………………………………………………….. 22 III Phương án III …………………………………………………. 30 IV. Phương án IV:………………………………………………… 38 V. Phương án V ………………………………..………………….. 45 §3.4 SO SÁNH KINH TẾ CÁC PHƯƠNG ÁN 52 Phương án I: 53 1.tính tổn thất công suất tác dụng trên các đường dây 53 2.Tính vốn đầu tư xây dựng mạng điện . 54 3.Xác định chi phí vận hành hằng năm: 55 § 3.5 phương án II: 55 § 3.6 phương án III: 56 Chương IV:CHỌN SỐ LƯỢNG, CÔNG SUẤT CÁC MÁY BIẾN ÁP TRONG CÁC TRẠM, SƠ ĐỒ TRẠM VÀ SƠ ĐỒ HỆ THỐNG ĐIỆN 58 §4.1 CHỌN SỐ LƯỢNG, CÔNG SUẤT CÁC MÁY BIẾN ÁP TRONG CÁC TRẠM TĂNG ÁP CỦA NHÀ MÁY ĐIỆN 58 § 4.2 CHỌN SỐ LƯỢNG VÀ CÔNG SUẤT MÁY BIẾN ÁP TRONG CÁC TRẠM HẠ ÁP 58 § 4.3 CHỌN SƠ ĐỒ TRẠM VÀ SƠ ĐỒ HỆ THỐNG ĐIỆN………. 59 1.Trạm nguồn………………………………………………………… 59 2.Trạm cuối 60 Chương V:TÍNH CÁC CHẾ ĐỘ VẬN HÀNH CỦA MẠNG ĐIỆN 62 5.1. CHẾ ĐỘ PHỤ TẢI CỰC ĐẠI 60 5.2. CÂN BẰNG CHÍNH XÁC CÔNG SUẤT TRONG MẠNG ĐIỆN…...65 5.3 TRẠNG THÁI CỰC TIỂU 65 5.4. CHẾ ĐỘ SAU SỰ CO 66 Chương VI: TÍNH ĐIỆN ÁP CÁC NÚT & ĐIỀU CHỈNH ĐIỆN ÁP TRONG MẠNG ĐIỆN…………………. 69 VI.1. TÍNH ĐIỆN ÁP CÁC NÚT TRONG MẠNG ĐIỆN………….. 69 VI.1.1 CHẾ ĐỘ PHỤ TẢI CỰC ĐẠI……………………..…………. 69 VI.1.2. CHẾ ĐỘ PHỤ TẢI CỰC TIỂU (UCT =115KV)…….……….. 71 VI.1.3. CHẾ ĐỘ SAU SỰ CỐ (USC =121KV)……………………….. 72 VI.2 ĐIỀU CHỈNH ĐIỆN ÁP TRONG MẠNG ĐIỆN………..…….. 74 VI.2.1 CHỌN CÁC ĐẦU ĐIỀU CHỈNH TRONG MÁY BIẾN ÁP TRẠM 1………………………………………………..……………… 76 VI.2.2 CHỌN CÁC ĐẦU ĐIỀU CHỈNH TRONG MÁY BIẾN ÁP TRẠM 2……………………………………………………………….. 78 VI.2.3 CHỌN CÁC ĐẦU ĐIỀU CHỈNH TRONG MÁY BIẾN ÁP TRẠM 3……………………………………………………………... 78 VI.2.4 CHỌN CÁC ĐẦU ĐIỀU CHỈNH TRONG MÁY BIẾN ÁP TRẠM 4…………………………………………......………………. 79 VI.2.5 CHỌN CÁC ĐẦU ĐIỀU CHỈNH TRONG MÁY BIẾN ÁP TRẠM 5……………………………………………………………….. 80 VI.2.6 CHỌN CÁC ĐẦU ĐIỀU CHỈNH TRONG MÁY BIẾN ÁP TRẠM 6…………………………………………....………......……… 82 Chương VII: TÍNH CÁC CHỈ TIÊU KINH TẾ KỸ THUẬT CỦA MẠNG ĐIỆN………………………. 83 VII.1. Vốn đầu tư xây dựng mạng điện……………………………… 83 VII.2. Tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện………………... 83 VII.3. Tổn thất điện năng trong mạng điện………………………….. 84 VII.4.tính chi phí giá thành…………………………………..……… 84 VII.4.1 chi phí vận hành hằng năm………………………………….. 84 VII.4.2 chi phí tính toán hằng năm……………………………………84 VII.4.3 Giá thành truyền tải điện năng………………………………85 VII.4.4 Giá thành xây dựng 1MW công suất phụ tải trong chế độ cực đại ……………………...……………………………………….. 85