Chương 4

Cung cấp điện cho các điểm dân cư nông thôn và miền núi

4.1. Phụ tải của hệ thống cung cấp điện nông thôn4.1.1.Đặc điểm của phụ tải điện nông thôn, miền núi

Hệ thống cung cấp điện cho khu vực nông thôn, miền núi có đặc điểm khác biệt, mà có thể liệt kê một số nét cơ bản sau:- Mật độ phụ tải thấp và phân bố không đều trên phạm vi lãnh thổ rộng lớn. Điều đó gây khó khăn cho việc đầu tư có hiệu quả hệ thống cung cấp điện; - Phụ tải rất đa dạng, bao gồm các hộ dùng điện trong trong sinh hoạt, trong sản xuất như: trồng trọt, thủy lợi, chăn nuôi, công nghiệp nhỏ, lò gạch, chế biến thực phẩm v.v. - Sự làm việc của rất nhiều thiết bị được thực hiện ở chế độ ngắn hạn với khoảng thời gian nghỉ khá dài, do đó thời gian sử dụng trong ngày rất thấp, ví dụ như quá trình chế biến thức ăn gia súc, quá trình vắt sữa v.v. - Phần lớn phụ tải điện nông nghiệp tác động theo mùa vụ, ví dụ các trạm bơm, các trạm xử lý hạt giống, các máy thu hoạch (tuốt lúa, làm sạch sản phẩm v.v.). - Sự chênh lệch giữa giá trị phụ tải cực đại và cực tiểu trong ngày rất lớn. Điều đó dẫn đến những khó khăn lớn cho việc ổn định điện áp.

Ngoài những đặc điểm cơ bản của phụ tải, bản thân mạng điện nông thôn cũng có những nét khác biệt như:- Do chiều dài đường dây lớn nên giá trị dòng điện ngắn mạch nhỏ, đôi khi không chênh lệch nhiều so với dòng điện làm việc, điều đó gây khó khăn cho việc lựa chọn ngưỡng bảo vệ để đảm bảo tính chọn lọc và độ nhạy cần thiêt của bảo vệ rơle.- Điều kiện làm việc của các thiết bị điện không thuận lợi (nhiệt độ và độ ẩm cao, môi trường khí độc hại v.v.). Điều đó gây trở ngại cho việc bảo quản và vận hành thiết bị điện và đảm bảo điều kiện an toàn lao động.- Sự phát triển liên tục của các phụ tải, sự phát triển và mở rộng các công nghệ hiện đại, sự phát triển cơ giới hóa và tự động hóa các quá trình sản xuất đòi hỏi phải không ngừng cải tạo và phát triển mạng điện theo những yêu cầu mới v.v. 4.1.2. Phụ tải sinh hoạt và dịch vụ công cộng

Phụ tải sinh hoạt của các hộ gia đình nông dân bao gồm các thành phần: thắp sáng chiếm trung bình khoảng 5070% tổng lượng điện năng tiêu thụ, quạt mát (2030)%, đun nấu (1020)%, bơm nước (510)% và các thành phần khác. Các thiết bị tiêu thụ điện chủ yếu trong các gia đình nông dân được thể hiện trong bảng 4.1:

Cùng với sự phát triển kinh tế, cơ cấu các thành phần phụ tải điện trong các hộ gia đình nông dân cũng thay đổi. Các thiết bị điện sử dụng cho mục đích giải trí ngày càng tăng, trong khi đó phụ tải chiếu sáng có xu hướng giảm dần. Khi số liệu điều tra không đầy đủ có

Ch.4. CCĐ NT 97

thể tham khảo áp dụng một số định mức sử dụng điện dưới đây để lập qui hoạch, thiết kế các dự án lưới điện cho khu vực nông thôn. Dự báo nhu cầu điện sinh hoạt gia dụng các vùng nông thôn Việt Nam cho trong bảng 7.pl (phụ lục). Thời gian sử dụng công suất cực đại của phụ tải sinh hoạt nằm trong khoảng TM=16002000h/năm.

Bảng 4.1 Phụ tải sinh hoạtSTT Tên thiết bị Pđ (W) Tỷ lệ hộ sử dụng,

(%)Tsd, (h) ksd

1 Đèn sợi đốt 75 100 5 0,21

40 85 4,5 0,19

25 37 3,5 0,13

2 Đèn huỳnh quang 40 55 4,5 0,19

20 32 4,5 0,19

3 Tivi màu 80 82 7,5 0,31

4 Đầu video 60 13 2,5 0,10

5 Radio- Casset 20 45 5 0,21

6 Quạt bàn 60 86 7,5 0,31

40 64 7,5 0,31

7 Quạt trần 100 12 6 0,25

80 28 6 0,25

8 Bàn là 1000 11 0,2 0,01

9 Tủ lạnh 135 8 14 0,58

10 Bếp điện 1000 5 2 0,08

11 Máy bơm nước 750 26 1 0,04

12 370 67 1 0,04

13 Nồi cơm điện 600 73 2 0,08

14 Ấm điện 1000 4 1 0,04

15 Sourvolter 15 25 12 0,50

16 Các thiết bị khác 20 13 1 0,42

Tổng nhu cầu phụ tải sinh hoạt được xác định theo biểu thức: Psh = kđt.nsh.p0sh (4.1)

Trong đó:p0sh – suất tiêu thụ trung bình của hộ gia đình nông thôn, kW/hộ;nsh – số hộ gia đình;

kđt – hệ số đồng thời, có thể xác định theo biểu thức (2.26), nếu không có số liệu cụ thể thì hệ số đồng thời có thể lấy theo bảng 1.pl (phụ lục).

Ch.4. CCĐ NT 98

Phụ tải dịch vụ công cộng bao gồm các thành phần sử dụng cho các nhu cầu hoạt động của cộng đồng như: ủy ban, trường học, nhà văn hóa, trạm y tế, nhà văn hóa, cửa hàng bách hóa v.v. Định mức tiêu thụ cho dịch vụ công cộng nông thôn và hệ số đồng thời được cho trong bảng 8.a.pl.4.1.3. Phụ tải sản xuất

Phụ tải sản xuất bao gồm các thành phần phụ tải sản xuất nông nghiệp, sản xuất công nghiệp và tiểu thủ công nghiệp. a) Phụ tải công nghiệp và tiểu thủ công nghiệp

Nhu cầu phụ tải điện công nghiệp địa phương, tiểu thủ công và lâm nghiệp được xác định trên cơ sở nhu cầu hiện tại và định hướng phát triển các ngành kinh tế này trên địa bàn. Tham số về phụ tải của một số thiết bị dùng trong công nghiệp và tiểu thủ công nghiệp nông thôn được thể hiện trong bảng 4.2:Bảng 4.2. Phụ tải sản xuất công nghiệp và tiểu thủ công nghiệp nông thôn

STT Tên thiết bị Pn (kW) Tsd (h/ngày) ksd cos

1 Máy hàn 2,8 9 0,38 0,65

2 Máy gia công sắt 1,5 15 615 0,4 0,6 0,80

3 Máy xat xát 4,5 11 6 8 0,3 0,6 0,80

4 Máy nghiền thức ăn gia súc 2,8 11 3 6 0,350,6 0,80

5 Máy sẻ gỗ 2,8 11 7 9 0,40,65 0,82

6 Máy kem đá 2,8 14 0,60 0,80

7 Máy bơm 1020 8 0,550,65

0,83

Phụ tải động lực được xác định theo biểu thức:

(4.2)Trong đó: Pni – công suất của thiết bị động lực, kW;

knc – hệ số nhu cầu, xác định theo biểu thức:

ksd - hệ số sử dụng tổng hợp của nhóm tải, xác định theo biểu thức (2.31).b) Phụ tải thủy lợi

Phụ tải điện thủy lợi chủ yếu là các trạm bơm tưới và tiêu úng. Các loại động cơ dùng ở các trạm bơm thường là loại không đồng bộ công suất đặt từ 10 75 kW.

Phụ tải thủy lợi được xác định theo nhu cầu tưới và tiêu.

Ch.4. CCĐ NT 99

Ptuoi= p0tuoi.Ftuoi; (4.3)Ptieu= p0tieu.Ftieu. (4.4)

Trong đó:Ftuoi và Ftieu – diện tivchs tưới và tiêu úng, ha; p0tuoi và p0tieu – suất tiêu thụ công suất cho tưới và tiêu úng, kW/ha, cho trong bảng 8.b.pl.

Công suất tính toán của nhóm phụ tải thủy lợi bằng giá trị cực đại của phụ tải tưới hoặc tiêu:

(4.5)

Thời gian sử dụng công suất cực đại tưới phụ thuộc vào loại cây hoa màu, có thể lấy gần đúng theo bảng 4.3.

Bảng 4.3. Thời gian sử dụng công suất cực đại của phụ tải điện thủy lợi, TM, h/năm

Loại cây trồng Tưới Tiêu

Cây lúa 12001800700 920Cây ăn quả 1000 1500

Cây công nghiệp 1500 2000

4.1.4. Tổng hợp phụ tải 4.1.4.1. Xác định phụ tải tính toán của mạng điện a) Phương pháp số gia

Phụ tải của mạng điện được tổng hợp trên cơ sở các số liệu điều tra và đo đếm. Phương pháp thông dụng nhất để tổng hợp phụ tải của mạng điện được thực hiện theo trình tự đã được trình bày ở mục 2.3. Phụ tải tổng hợp của nhóm sản xuất được xác định theo phương pháp số gia (xem mục 2.3 chương 2).b) Phương pháp 2

Phương pháp 2 cho phép xác định một cách gần đúng phụ tải tính toán có xét đến các hệ số đồng thời của các nhóm tải khác nhau:

PM = kkV ( ksh.Psh + kđl.Pđl) (4.6)Trong đó :

P - tổng công suất tính toán hay công suất cực đại của khu vực;Psh - tổng nhu cầu công suất sinh hoạt gia đình và dịch vụ công cộng; Pđl - tổng nhu cầu công suất phụ tải động lực;kkV : hệ số đồng thời cho các loại phụ tải trong khu vực thiết kế;ksh : hệ số đồng thời của các hộ gia đình khu vực thiết kế;kdl : hệ số đồng thời của phụ tải động lực.Phụ tải tính toán cũng có thể được xác định theo biểu thức gần đúng sau :

PM = kđt.Pi, (4.7)Trong đó:

Ch.4. CCĐ NT 100

a)Iđ

Đường dây trung áp

Rđ

b)Iđ

Đường dây trung áp

Pi - công suất của điểm tải thứ i.kđt - hệ số đồng thời của các phụ tải khu vực, có thể lựa chọn như sau :+ kđt = 0,6 khi Psh 0,5 Pi + kđt = 0,7 khi Psh = 0,7 Pi + kđt = 0,9 khi Psh = Pi

Các trường hợp khác kđt có thể nội suy.

4.2. Lựa chọn nguồn điện 4.2.1. Các nguồn điện cơ bản

Tùy theo đặc điểm địa lý của các vùng nông thôn, việc cung cấp điện được thực hiện với nhiều phương án khác nhau như: các trạm phát Điesel, trạm thủy điện nhỏ, trạm phong điện v.v. Phụ thuộc vào tiềm năng khai thác nguồn năng lượng tái tạo người ta xây dựng các phương án kết hợp các nguồn phát điện hỗn hợp: thuỷ điện nhỏ – pin mặt trời; phong điện – pin mặt trời; thuỷ điện nhỏ – Điesel; phong điện – Điesel; pin mặt trời – Điesel...với quy mô công suất hợp lý, đảm bảo cung cấp đủ điện cho nhu cầu phụ tải. Dưới đây sẽ giới thiệu một số phương án sử dụng nguồn năng lượng tại chỗ.4.2.1.1. Phương án cung cấp điện từ lưới quốc gia bằng mạng điện đơn giản

Đối với các vùng xa trung tâm có thể áp dụng phương pháp truyền tải điện năng bằng mạng điện đơn giản, tức là mạng điện ít dây dẫn, có thể là hai (2D) hoặc một pha (1D). Ở các loại mạng điện này người ta sử dụng đất làm một dây dẫn. Để có thể truyền dẫn điện trong đất cần phải xây dựng ở trạm phát và trạm thu các hệ thống tiếp địa (HTTĐ). Dòng điện được truyền từ trạm phát đến trạm thu bằng dây dẫn và trở về qua các HTTĐ và vùng đất giữa hai trạm trong mạng điện 1D, dòng điện 2 pha đi theo đường dây trên không, còn pha còn lại dòng điện đi trong đất (mạng 2D), (hình 4.1).

Ch.4. CCĐ NT 101

Hình 4.1: Sơ đồ nguyên lý mạng dùng đất làm một dây dẫn:a) sơ đồ mạng điện 2D và b) Sơ đồ mạng điện 1D

Do sự tác động điện từ, đường đi qua của dòng điện trong đất lặp lại hoàn toàn hành vi của tuyến đường dây trên không. Độ sâu thâm nhập của dòng điện trong đất phụ thuộc vào điện trở suất, tần số dòng điện, có thể xác định theo biểu thức:

; (4.8)

Trong đó : đ - điện trở suất của đất ,.m; f - tần số dòng điện, Hz.Đối với dòng điện tần số công nghiệp thì:

; (4.9)

Mật độ dòng điện đi vào lòng đất giảm dần theo độ sâu và chiều rộng, tức là mật độ dòng điện ngay tại nơi tiếp xúc với HTTĐ sẽ lớn nhất và giảm dần theo độ sâu và xa. Mật độ dòng điện tại một điểm bất kỳ cách vị trí tiếp địa một khoảng r được xác định:

A/m2 ; (4.10)

Trong đó:

jr - mật độ dòng điện tại điểm cách vị trí tiếp địa 1 khoảng r, A/m ;

Iđ - dòng điện đi xuống đất, A;rx- bán kính hay khoảng cách từ điểm tính đến vị trí tiếp địa, m.

Điện trở của 1km đường đi của dòng điện trong đất (ứng với chiều dài đường dây trên không), phụ thuộc vào tần số, điện trở suất của đất, chiều cao treo dây trên không và độ sâu thâm nhập của dòng điện, có thể xác định theo biểu thức Parson Bell:

Ch.4. CCĐ NT 102

Dây đất

Dòng điện sơ và thứ cấp

---- Dòng điện chạy trong đất

Hệ thống nối đất

Hệ thống nối đấtDây trung tính

Dây đất

Dây trung tính

Điểm phân phối trung tâm

Dây pha

Hình 4.2. Sơ đồ cung cấp điện nông thôn bằng mạng điện đơn giản dùng đất làm một dây dẫn

;

(4.11)

; (4.12)

Trong đó: h- chiều sâu thâm nhập vào lòng đất của dòng điện, m;H- chiều cao treo dây dẫn trên không, m;f - tần số dòng điện, Hz.Đối với dòng điện tần số công nghiệp:

; (4.13)

; (4.14)

Sơ đồ nguyên lý cung cấp điện cho khu vực nông thôn bằng mạng điện đơn giản được thể hiện trên hình 4.2. Việc lợi dụng đất làm một trong các dây dẫn cho phép tiết kiệm được đáng kể kim loại màu, tuy nhiên ở đây người ta phải xây dựng các hệ thống tiếp địa làm việc, vì vậy khi lựa chọn phương án cung cấp điện tối ưu, cần xem xét so sánh lượng tiết kiệm kim loại màu so với tượng chi phí cho hệ thống tiếp địa.4.2.1.2. Trạm phát Điesel

Trạm phát Điesel được sử dụng rộng rãi không chỉ ở các vùng sâu vùng xa, hải đảo mà còn là nguồn dự phòng đáng tin cậy đối với mọi phương án cung cấp điện. Trên thực tế hiện tại có rất nhiều loại trạm phát Điesel do các hãng khác nhau sản xuất như máy phát tự kích thích kiểu Fimag DCBS 63-4 của Đức, máy phát kiểu SSED (Đức), máy MST (Tiệp Khắc), máy GTE (Rumanie), v.v. Trên hình 4.3 biểu thị hình ảnh bao quát của một số cụm Điesel thông dụng. Giá thành của các cụm Điesel phụ thuộc vào công suất, mức độ trang bị tự động hóa, loại động cơ vv…Nhìn chung hiện tại suất vốn đầu tư của tổ phát Điesel nằm trong khoảng 350 650 $/kW (máy phát nhỏ có đơn giá lớn).

Ch.4. CCĐ NT 103

4.2.1.3. Năng lượng Mặt TrờiTheo số liệu tính toán năng lượng bức xạ Mặt Trời trên Trái Đất khoảng 1,21014

kW, tính trung bình trên một đầu người là gần 30 MW/ng. [40]. Tuy nhiên hiện tại tỷ lệ sử dụng năng lượng này còn quá ít. Công suất phát xạ của Mặt Trời phụ thuộc vào rất nhiều yếu tố như vị trí, thời gian trong ngày, thời gian trong năm, các điều kiện khí hậu, thời tiết v.v. Trong đó có nhiều yếu tố tác động ngẫu nhiên.

Ch.4. CCĐ NT 104

Hình 4.3. Hình dạng bao quát của trạm phát điện điesel

kínhlớp bán dẫn P lớp chống phản xạ

tia nắng

tiếp xúc mặt trước

lớp bán dẫn n tiếp xúc mặt sauđường tiếp giáp

modul quang điện

công tơ sản xuất

mạch điện xoay chiều

công tơ tiêu thụ

mạch điện một chiều

a)

6 2

3

4

57

8

Bộ chuyển đổi năng lượng Bộ nghịch lưu

Tuabin

Tia nắng

Máy phát

Mạng điện cao áp

Bình ngưngBơm cấp

Nước làm mát

Bơm đối lưuMôi chất làm mát

loopHơi nướcNước

Máy biến áp

Sự chuyển đổi từ năng lượng nhiệt của Mặt Trời thành điện năng năng có thể được thực hiện theo hai phương thức:

* Phương thức thứ nhất của nhà máy điện dùng bức xạ Mặt Trời là hệ thống làm việc như trạm nhiệt điện, mà trong đó lò hơi được thay bằng hệ thống kính hội tụ thu nhận nhiệt bức xạ Mặt Trời để tạo hơi nước quay tuabin (hình 4.4a).

* Phương thức thứ hai chuyển đổi quang năng thành điện năng dưới dạng pin Mặt Trời (hình 4.4c). Pin Mặt Trời, còn gọi là pin quang điện, có cấu tạo gồm hai lớp bán dẫn p và n. Lớp tiếp xúc giữa gọi là lớp tiếp xúc chuyển tiếp p - n. Dưới tác dụng của ánh sáng Mặt Trời vào lớp chuyển tiếp p-n có sự khuếch tán của các hạt dẫn cơ bản qua lớp tiếp xúc , tạo nên một điện trường và do đó sinh ra một suất điện động của quang điện. Giá trị của suất điện động này tăng theo sự tăng của cường độ chiếu sáng. Như vậy pin Mặt Trời biến đổi trực tiếp bức xạ năng lượng Mặt Trời thành điện năng, không qua bước trung gian về nhiệt.

Hiện nay, người ta đã chế tạo tế bào quang điện Mặt Trời có đường kính cỡ vài đề xi mét, cho công suất cỡ 1W trong điều kiện bức xạ Mặt Trời là 1kW/m2. Tuỳ theo nhu cầu phụ tải của hộ tiêu thụ mà người ta ghép các tế bào pin Mặt Trời thành các bộ, tổ hợp.

Năng lượng điện do pin Mặt Trời sản xuất ra nếu không dùng hết, thì có thể được tích trữ bằng ắc qui. Nhìn chung cho đến nay Pin Mặt Trời mới chỉ được chế tạo với công suất nhỏ, hiệu suất thấp, giá thành cao, thường chỉ được dùng để cung cấp cho các phụ tải nhỏ ở các vùng hải đảo xa. Đơn giá pin Mặt Trời trung bình khoảng 46 $/W và giá thành điện năng khoảng 0,250,40 $/kWh.4.2.1.4. Trạm phong điện

Nguyên lý làm việc chủ yếu của trạm phong điện (TPĐ) là lợi dụng sức gió để quay hệ thống cánh quạt (trực tiếp, hoặc gián tiếp qua bộ biến tốc) làm quay máy phát điện (hình 4.5). Điện năng sản xuất ra thường được tích trữ bằng ắc qui. Để xác định điện năng dự kiến ở một vị trí cụ thể, cần có dữ liệu về sự phân bố tốc độ gió theo sự phân cấp. Xét đến sự biến đổi của tốc độ gió theo thời gian. Để tính toán năng lượng gió cần biết các thông tin về tốc độ gió tại nơi đặt thiết bị ở độ cao tính toán. Các dữ kiện tin cậy cần phải được xử lý từ số liệu khảo sát không dưới 10 năm. Hiệu quả sử dụng của thiết bị gió phụ thuộc rất nhiều vào các điều kiện khí hậu, địa hình, các nguồn năng lượng tại chỗ, giá nhiên liệu, chính sách tài chính v.v. Công suất của động cơ gió tỷ lệ bậc ba với vận tốc, được xác định theo biểu thức:

P = 0,5.Cp.1.2.3.k.F.h3 (4.15)

Trong đó:

Ch.4. CCĐ NT 105

Hình 4.4. Năng lượng Mặt Trờia) Sơ đồ nguyên lý nhà máy điện Mặt Trời; b) Sơ đồ thiết hệ thống bị điện

Mặt Trời; c) Sơ đồ nguyên lý Pin Mặt Trời

thiết bị gia dụngmạng điện công cộng

b)c)

INCLUDEPICTURE "http://www.groupe-ame.com/img/rub_eolien/schema.gif" \* MERGEFORMATINET

gió

máy phát

Chuyển đổi điện năng

hộ dùng điện

cột

Hình 4.5. Sơ đồ trạm phong điện

P - công suất động cơ gió, kW;F - bề mặt quét gió của cánh, m2;k - khối lượng riêng của không khí, (k = 1,2kg/m3);Cp - hệ số công suất cực đại, (Cp= 0,59);1,2,3 - hiệu suất của bộ biến tốc, máy phát và ắc qui: 10,95; 20,80; 30,80 ;vh - vận tốc của gió ở độ cao trục gió, xác định theo biểu thức (4.16),m/s.

Để đánh giá được đầy đủ giá trị công suất của động cơ gió cần phải có đủ sô liệu thống kê về tốc độ và sự phân bố gió trong khu vực đặt thiết bị. Thông thường các số liệu về tốc độ gió được đo ở độ cao 10m, vì vậy để xác định tốc độ gió ở độ cao bất kỳ h, cần phải quy đổi theo biểu thức thực nghiệm sau: [40].

h = 0,1.hg.b, (4.16)Trong đó:

h - tốc độ gió ở độ cao h, m/s; – tốc độ gió theo số liệu đo của trạm khí tượng ở độ cao 10m, m/s; hg – chiều cao trục gió, m;b – hệ số thực nghiệm, đối với khu vực mở b=0,14 [40].Dòng năng lượng gió có mật độ ban đầu thấp, bởi vậy đòi hỏi công nghệ cao, tức là

giá thành của cơ cấu đắt, điều đó làm cho giá thành điện năng gió cao. Nhược điểm cơ bản của điện năng từ trạm phong điện là không ổn định, chất lượng điện thay đổi, nhưng nó có ưu điểm là không cần nhiên liệu, không gây ô nhiễm môi trường.

Giá thành điện năng của trạm phong điện được xác định theo biểu thức:

(4.17)

Trong đó: A – điện năng sản xuất bởi trạm phong điện: A=P.T;

T – thời gian làm việc của trạm phong điện, h/năm.

Zg – chi phí quy dẫn của trạm phong điện, xác định theo biểu thức:

Zg=pVg+Cvh; (4.18)p – hệ số tiêu chuẩn sử dụng và khấu hao thiết bị phong điện (p=0,18);Vg – vốn đầu tư trạm phong điện, bao gồm vốn mua thiết bị, vật tư và vốn xây dựng;Cvh – chi phí vận hành thường niên, lấy trung bình bằng 7% vốn đầu tư.

Để đảm bảo sự cung cấp điện ổn định người ta thường áp dụng sơ đồ kết hợp năng lượng gió và năng lượng Mặt Trời. Việc kết hợp turbine gió và module quang điện cho phép nâng cao hiệu quả sử dụng của các nguồn năng lượng này (hình 4.6).

Ch.4. CCĐ NT 106

Công suất của các trạm phong điện cần phải thỏa mãn nhu cầu phụ tải và nạp cho accquy với dung lượng đủ để cung cấp vào những lúc lặng gió. Vào thời gian lặng gió các accquy được nạp bởi cơ cấu điện Mặt Trời.

Chi phí cho các việc xây dựng các thiết bị gió được đánh giá theo các thành phần, %:

TT Chi phí cho các phần tử Tỷ lệ, % TT Chi phí cho các phần tử Tỷ lệ, %

1 Thiết bị gió 6070 5 Cơ sở hạ tầng (đường xá) 5 7

2 Nền móng 4 6 6 Các trang thiết bị tạm thời 2 5

3 Thiết bị điện 3 5 7 Máy phát 11 12

4 Nhà trạm 2 3 8 Các chi phí khác 2 3

Ngay từ những năm 1994 ở Đan Mạch đã có gần 3600 trạm phong điện, đảm bảo khoảng 3% lượng điện của quốc gia này, Ở Caliphornia có trên dưới 15000 trạm phong điện. Vào khoảng thập kỷ 80 của thế kỷ trước đơn giá thiết bị phong điện khoảng 3000 $/kW và giá thành điện năng là 20 cent/kWh. Với sự hoàn thiện công nghệ, đơn giá thiết bị phong điện ngày càng giảm. Hiện nay khoảng 6001200 $/kW và giá thành điện năng khoảng 710 cent/kWh, tức gấp rưỡi so với giá thành điện năng ở nhà máy nhiệt điện (giá thành điện năng của nhà máy nhiệt điện khoảng 46 cent/kWh). 4.2.1.5. Thủy điện nhỏ

Trạm thủy điện nhỏ làm việc theo nguyên lý chuyển đổi thế năng của dòng nước thành điện năng (hình 4.7). Công suất của trạm phát thủy điện nhỏ có thể xác định theo biểu thức:

P = Q.g.h, kW ; (4.19)

Ch.4. CCĐ NT 107

module quang điện turbine gió

bộ điều chỉnh

bộ chuyển đổi

accquy

Hình 4.6. Sơ đồ sử dụng các nguồn năng lượng gió và Mặt Trời cho hộ gia đình

Trong đó:Q – lưu lượng nước, m3/s ;g – gia tốc trọng trường, m/s2, (hoặc N/kg) (g=9,81) ;h – chiều cao cột nước, m.

Tùy theo quy mô của các trạm thủy điện nhỏ, đơn giá của trạm thủy điện nhỏ dao động trong khoảng 280 800 $/kW.

Giá thành sản xuất điện năng của trạm thủy điện nhỏ được xác định theo biểu thức:

Trong đó:A – điện năng sản xuất tại trạm thủy điện nhỏ: A = P.T;T – thời gian sử dụng công suất của trạm thủy điện; Ztđ – chi phí quy dẫn của trạm thủy điện nhỏ, xác định tương tự theo biểu thức (4.18). 4.2.1.6. Năng lượng biogas

Năng lượng biogas hay còn gọi là sinh khối là năng lượng thu lại từ các loại phế thải như rơm rạ, bả mía, trấu, phân gia súc, rác thải vv.

Ch.4. CCĐ NT 108

hđập

ống dẫn

turbinemáy phát

biến ápmạng điện

thế năng động năng năng

cơ năng điện năng

Hình 4.7. Sơ đồ trạm thủy điện nhỏ

Bể chứa gas

Cách nhiệt

Khuấy trộn

Máy nén Máy phát điện

Bộ

hâm

nón

g

Khí sinh ra bởi chất thải sinh học bao gồm các thành phần: 50 90% khí methan (CH4), 10 40% khí dioxyde carbone (CO2), khoảng 0,1% khí hydro sulfure (H2S) và hơi nước. Biogas có thể sinh nhiệt và điện năng. Điện năng được sản xuất bằng máy phát chạy bằng gas. Các loại máy phát này thường được chế tạo với công suất nhỏ khoảng vài kW, đủ để cung cấp cho một hộ gia đình. Đơn giá của máy phát điện chạy gas dao động trong khoảng 8001200 $/kW. Sơ đồ cung cấp điện bằng khí biogas được thể hiện trên hình 4.8.4.2.2. So sánh các phương án cung cấp điện

Việc thiết kế hệ thống cung cấp điện trong điều kiện kinh tế thị trường, đặc trưng bởi nhiều thành phần sở hữu cần phải được thực hiện trên cơ sở các nguyên lý và phương pháp phù hợp với các điều kiện này.

Để đánh giá hiệu quả kinh tế của các phương án ta sử dụng chỉ tiêu chi phí quy dẫn, được xác định theo biểu thức (3.1), (xem chương 3). Đối với các vùng ở độ xa trung bình so với lưới điện quốc gia, thì có thể so sánh các phương án cung cấp điện bằng lưới ba pha thông thường với phương án cung cấp điện bằng lưới đơn pha, còn đối với các vùng nông thôn xa trung tâm, nơi không thể đưa điện đến từ lưới quốc gia, thì việc cung cấp điện chỉ có thể thực hiện trên cơ sở khai thác các nguồn năng lượng tại chỗ. Tuy nhiên, trở ngại lớn nhất đối với việc sử dụng các nguồn năng lượng tái tạo là vốn đầu tư ban đầu cao. Mặt khác, việc so sánh kinh tế-kỹ thuật của các phương án cũng gặp nhiều khó khăn, do một số trở ngại chính, làm giảm đi tính cạnh tranh của các nguồn năng lượng tái tạo như:

- Giá điện từ các nguồn điện truyền thống hiện nay, do nhiều nguyên khác nhau, chưa phản ảnh đúng giá trị thực tế.

- Ảnh hưởng của các nguồn năng lượng đối với môi trường chưa thể xét đến một cách đầy đủ và chính xác;

- Công nghệ năng lượng tái tạo chưa thực sự hoàn thiện và chưa hoàn toàn khuất phục được các nhà đầu tư.

- Hiệu quả sử dụng của thiết bị gió phụ thuộc rất nhiều vào các điều kiện khí hậu, địa hình, các nguồn năng lượng tại chỗ, giá nhiên liệu, chính sách tài chính v.v.4.2.2.1. Xác định các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật của mạng điện địa phương

Giả thiết là phụ tải phân bố đều trên toàn bộ lãnh thổ cần cung cấp điện mà có thể quy về diện tích hình vuông với cạnh là 2r (hình 4.9). Diện tích của vùng quy hoạch được chia thành nhiều hình vuông nhỏ với các điểm tải đặt ở chính tâm. a) Chiều dài đường dây phân phốiChiều dài của đường dây phân phối được xác định theo biểu thức:

Lf = f.2.r ; (4.20)

Ch.4. CCĐ NT 109

Hình 4.8. Sơ đồ mô hình cung cấp điện bằng khí biogas

Hình 4.9. Sơ đồ lý tưởng của mạng điện

2r

Trong đó: N – số lượng điểm tải;r – nửa cạnh hình vuông lãnh thổ quy hoạch (hình 4.9);f - Hệ số hình dạng của lưới điện, phụ thuộc vào địa hình.b) Khối lượng kim loại màu của đường đây dài l:

G = 3.Fd.L.d (4.21)Trong đó: d – khối lượng riêng của kim loại làm dây dẫn;Fd - diện tích của tiết diện dây dẫn;L - chiều dài đường dây.Nếu tiết diện dây dẫn được chọn theo mật độ dòng điện J, tức là:

J – mật độ dòng điện; Thì ta có thể xác định:

; (4.22)

Trong đó:I – giá trị dòng điện chạy trên đường dây, A; U - Điện áp của đường dây, kV;cos - hệ số công suất trung bình của phụ tải. Có nghĩa là số lượng kim loại màu tỷ lệ thuận với mô men tải M.

M = P.LĐối với lưới điện lý tưởng mô men tải có thể xác định theo biểu thức:

M = ..r3 ; (4.23) - Hệ số phân nhánh đường dây, phụ thuộc vào đặc điểm phân bố của phụ tải, có giá trị trong khoảng 3,623,87; - mật độ phụ tải kW/km2.

Như vậy:

c) Tiết diện dây dẫn đẳng trịTừ biểu thức (4.19) ta suy ra thiết diện của dây dẫn Fdt có thể xác định:

; (4.24)

d) Vốn đầu tư của đường dây phân phối:

Vd = (ad + bdFdt).L = ; (4.25)

Trong đó:

Ch.4. CCĐ NT 110

ad, bd – các hệ số kinh tế cố định và thay đổi của đường dây. e) Hao tổn công suất tác dụng trên đường dây:

P=3I2R.L= =3J.I.L= = = ;

(4.26) - điện trở suất của vật liệu dây dẫn, /(km.mm2). f) Tổn thất điện năng:

;

(4.27)g) Chi phí quy dẫn:

(4.28)

4.2.2.1. So phương án cấp điện cho khu vực thưa dân cư bằng mạng điện đơn phaĐối với các vùng nông thôn miền núi không quá xa hệ thống điện quốc gia, thì có thể

thực hiện phương án cung cấp điện bằng mạng đơn giản. Chúng ta so sánh 2 phương án: Mạng điện ba pha thông thường và mạng điện đơn pha một dây + đất (1D). a) Chi phí quy dẫn của mạng điện ba pha thông thường

Để so sánh các phương án cung cấp điện bằng lưới ba pha thông thường và lưới đơn

pha, ngoài các chi phí của đường dây như đã biết, ta cần xét đế chi phí cho hệ thống nối đất :

Zd = pd(Vnđ+ Vd) + A3fc

Trong đó:pd – hệ số sử dụng hiệu quả và khấu hao vốn đầu tư; Vd - vốn đầu tư cho đường dây

Vnd- vốn đầu tư cho hệ thống nối đất ;Vốn đầu tư cho hệ thống nối đất được xác định theo biểu thức thực nghiệm: - Đối với mạng điện ba pha thông thường :

Vnd = 2+0,025.S, triệu đ ; (4.29)S – công suất tính toán của mạng điện, kVA.A3f – tổn thất điện năng ở mạng điện ba pha thông thường, được xác định theo biểu thức:

, kWh ; (4.30)

r0 – điện trở tác dụng của 1km đường dây ;

L – chiều dài đường dây, km ;

– thời gian hao tổn cực đại, h.

c - giá thành tổn thất điện năng, đ/kWh ;

Ch.4. CCĐ NT 111

I – dòng điện chạy trên đường dây ba pha thông thường, xác định theo biểu thức:

S – công suất truyền tải trên đường dây, kVA;

U – điện áp dây định mức, kV.

b) Chi phí quy dẫn của mạng điện đơn pha dùng đất làm một dây dẫn Chi phí quy dẫn của mạng điện đơn pha bao gồm các thành phần: Chi phí cho hệ thống nối

đất tăng cường, chi phí cho đường dây, chi phí phụ và chi phí tổn thất điện năng.

Zd1 = pd(Vnđ1+ Vd1+ Vf) + Ad1c (4.31)Trong đó:Vd1 – vốn đầu tư của đường dây đơn pha;Vnđ1 – vốn đầu tư cho hệ thống nối đất tăng cường,phục vụ cho việc dẫn điện trong đất, có thể xác định theo biểu thức thực nghiệm sau :

Vnđ1 = (3,5+0,015.S+0,003.S2)/Rtđ1, triệu đ ; (4.32)Rtđ1 – điện trở của hệ thống nối đất của mạng điện đơn pha, .

Rtđ1= Rtd-(0,0025.S+5.10-5S2); (4.33)

Rtđ – điện trở của hệ thống nối đất bảo vệ ở mạng điện ba pha thông thường.

Các biểu thức này chỉ áp dụng trong giới hạn công suất S 100 kVA, nếu công suất

S lớn thì sẽ có sai số khi áp dụng các biểu thức thực nghiệm, cần kahi thác thêm các thông tin bổ sung để hiệu chỉnh.Vf – vốn đầu tư phụ dùng để chuyển đổi điện năng một pha về dạng ba pha , trong tính toán có thể lấy bằng 12% vốn đầu tư của mạng điện đơn pha (Vf=12%Vd1).

Tổn thất điện năng trong mạng điện đơn pha được xác định theo biểu thức:

(4.34)

(4.35)

r0e – điện trở của “dây đất”, xác định theo biểu thức (4.13).

4.2.2.3. So phương án cấp điện cho khu vực thưa dân cư bằng nguồn điện tại chỗ

Đối với các khu vực nông thôn xa trung tâm, phương án kinh tế nhất là sử dụng các nguồn điện tại chỗ. Cho đến nay nguồn phát điện tại chỗ chủ yếu là các trạm điesel.Chi phí cho trạm điesel được xác định theo biểu thức:

Zdie=pdieVdie+Cnl +Cvh; (4.36)Trong đó: pdie – hệ số sử dụng hiệu quả và khấu hao vốn đầu tư của trạm điesel: p= atc+ kkh;kkh – hệ số khấu hao thiết bị điesel;Vđie – vốn đầu tư cho trạm điesel;Cnl – chi phí nhiên liệu:

Ch.4. CCĐ NT 112

Cnl=gnlbnl.A =gnlbnl.P.TM (4.37)gnl – giá thành 1 kg nhiên liệu đ/kg;bnl – suất chi phí nhiên liệu kg/kWh;P – công suất tiêu thụ (phụ tải), kW;TM – thời gian sử dụng công suất cực đại, h/năm;Cvh – chi phí vận hành.

Khi so sánh các phương án ta coi chi phí vận hành là như nhau, nên không cần xét đến thành phần này trong chi phí tính toán, như vậy chi phí tính toán cho trạm điesel sẽ là:

Zdie= pdieVdie+gnlbnl.P.TM (4.38)Giả dụ cần cung cấp điện cho một khu vực gồm N điểm tải. Ta so sánh 2 phương án:Phương án 1: Đặt cho mỗi điểm tải một máy Điesel công suất nhỏ;Phương án 2: Đặt một trạm Điesel công suất vừa cho cả vùng. Ở phương án này ngoài trạm phát Điesel còn phải xây dựng mạng điện phân phối đến các hộ tiêu thụ.Trong phương án đầu chi phí tính toán sẽ là:

Z1 = N(pdie V1+gnlb1P1TM) (4.39)Biểu thị công suất tính toán qua mật độ phụ tải: P=.4r2;Công suất tính toán của một điểm tải:

P1=P/N = (4.40)

Z1 = N(pdieV1+gnlb1 TM) (4.41)

Trong phương án 2

Z2 = Zdie+Zpp= pdieV2+gnlb2.4r2TM + +

(4.42)Xác định vùng cấp diện tối ưuĐặt Z1 = Z2 và sau một vài biến đổi ta có phương trình:

( )r3 +pdie(V2-N.V1)+4gnl. TM(b2- b1)r2=0;

(4.43)

Đặt: A=( ); (4.44)

B=4gnl. TM(b2- b1) (4.45)

C= (4.46)

D=pdie(V2-N.V1) (4.47)Ta có phương trình bậc ba:

A.r3 + B.r2 + C.r + D = 0 (4.48)

Ch.4. CCĐ NT 113

Nghiệm của phương trình trên là nửa cạnh hình vuông, giá trị này cần nhân với hệ số hiệu chỉnh để có chiều dài giới hạn, xác định danh giới vùng cung cấp điện kinh tế giữa hai phương án:

= 1,13 rf ; (4.49)

4.3. Sơ đồ cung cấp điện Sơ đồ của hệ thống cung cấp điện nông thôn là một phần của hệ thống điện quốc gia

(hình 4.10). Việc lựa chọn sơ đồ cung cấp điện cho các khu vực nông thôn dựa trên các tiêu chuẩn kỹ thuật như độ tin cậy cung cấp điện, chất lượng điện và sự hiện diện của các nguồn năng lượng tái sinh. Bài toán này được bắt đầu từ kết quả tính toán phụ tải ở các điểm nút, sau đó giải bài toán chọn cấp điện tối ưu, chọn vị trí, công suất và số lượng máy biến áp.

Đối với các điểm tải mới, việc lựa chọn sơ đồ cung cấp điện được thực hiện trên cơ sở so sánh kinh tế - kỹ thuật các phương án khả thi. Trong sơ đồ mạng điện phát triển cần phải giải bài toán tổng hợp cung cấp điện cho các hộ hiện tại và các hộ dùng điện mới theo các phương án phát triển mạng điện có xét đến quy hoạch phát triển điện lực nói chung của vùng và quốc gia. Việc xây dựng sơ đồ cung cấp điện phải đáp ứng các yêu cầu cơ bản của sơ đồ quy hoạch phát triển kinh tế tổng thể của cả vùng và khu vực. Bài toán so sánh lựa chọn phương án cung cấp điện tối ưu phải xét đến lợi ích của dự án trên cơ sở đảm bảo lợi ích chung của cả hệ thống.

Ch.4. CCĐ NT 114

4.3.1. Trạm biến áp phân phốiTrạm biến áp phân phối, hay còn gọi là trạm biến áp phân phối, có nhiệm vụ tiếp

nhận và biến đổi điện năng phía trung áp sang phí hạ áp để phân phối cho các hộ dùng điện (hình 4.11).

Công suất máy biến áp cần được tính toán lựa chọn sao cho có thể đáp ứng yêu cầu cung cấp điện đầy đủ với chất lượng đảm bảo đối với nhu cầu phát triển của phụ tải khu vực trong thời hạn 5 năm, có tính đến quy hoạch dài hạn tới 10 năm, đồng thời có thể đảm bảo công suất sử dụng không dưới 30% vào năm thứ nhất và không dưới 60% vào năm thứ ba để tránh non tải lâu dài cho máy biến áp.

Địa điểm đặt trạm biến áp tốt nhất là ở trung tâm phụ tải, nơi có vị trí thuận lợi, an toàn. Ngoài ra, cũng cần xem xét thêm các yếu tố về mỹ quan, giao thông v.v... Đối với các khu vực trung tâm phụ tải có nhu cầu sử dụng điện ba pha, bán kính cấp điện lớn và công suất phụ tải từ 100kVA trở lên nên xây dựng trạm treo với một máy biến áp ba pha hoặc ba máy biến áp một pha đặt trên cột điện bê tông ly tâm (một hoặc hai cột tuỳ thuộc vào quy mô công suất máy biến áp ở thời điểm cuối của giai đoạn quy hoạch, sao cho việc thay máy biến

Ch.4. CCĐ NT 115

áp ban đầu bằng máy có công suất lớn hơn đến hai lần cũng không làm ảnh hưởng đến kết cấu trạm).

Đối với các khu vực có nhu cầu sử dụng điện chủ yếu là sinh hoạt gia dụng, bán kính cấp điện ngắn, phụ tải công suất nhỏ đến 30kVA tại miền núi và đến 50kVA tại đồng bằng, trung du có thể sử dụng máy biến áp hai pha (điện áp sơ cấp là điện áp dây) đối với lưới điện có trung tính cách ly hoặc máy biến áp một pha, đối với lưới điện có trung tính nối đất trực tiếp đặt trên 1 cột điện bê tông ly tâm. Trong trường hợp cần thiết, cho phép lắp đặt trạm biến áp hai pha, nhưng phải được xem xét, tính toán kiểm tra về độ không đối xứng, dòng điện chạm đất hoặc ngắn mạch một pha trong lưới điện và so sánh kinh tế (vốn dầu tư vào lưới trung, hạ áp và trạm biến áp) với phương án lắp đặt trạm biến áp ba pha.* Điện áp và tổ đấu dây của máy biến áp

Điện áp sơ cấp của máy biến áp phải được lựa chọn theo nguyên tắc sau:- Tại các khu vực hiện đang tồn tại và trong tương lai sẽ phát triển lưới điện 35kV hoặc 22kV điện áp phía sơ cấp máy biến áp được chọn với một cấp tương ứng là 35kV hoặc 22kV.- Tại các khu vực đã có qui hoạch lưới điện 22kV, nhưng hiện đang tồn tại các cấp điện áp 35kV hoặc 15kV hoặc 6-10kV, thì phía sơ cấp của máy biến áp phải có 2 cấp điện áp là 22kV

Ch.4. CCĐ NT 116

Hình 4.11. Sơ đồ trạm biến áp ba pha: a) Sơ đồ kết cấu; b) Sơ đồ nguyên lý1. Máy biến áp T 6. Dây dẫn 11. Xà đỡ2. Cầu chảy FU 4. Cáp hạ áp 12. Tăng treo cáp3. Chống sét van FV 8. Cáp xuất tuyến 13. Xà đỡ cầu chảy và chống sét4. Tủ điện hạ áp 9. Dây nối 14. Giá đỡ máy biến áp

22 (35) kV

Chiếu sáng đườngXuất tuyếna) b)

và cấp điện áp đang tồn tại với bộ phận chuyển đổi điện áp sơ cấp có thể thao tác từ bên ngoài máy biến áp.- Các máy biến áp đều phải có 5 nấc phân áp là 5%; 2,5%; 0%; -2,5% và -5% (2x2,5%).* Thiết bị đóng cắt và bảo vệ trạm biến áp - Phía sơ cấp: Phía sơ cấp (trung áp) sử dụng cầu chảy tự rơi hoặc cầu chảy phụ tải (LBFCO) để bảo vệ ngắn mạch trạm biến áp có điện áp phía sơ cấp đến 35kV. Các trạm biến áp có kết hợp chức năng phân đoạn trên đường dây bố trí thêm dao cách ly phân đoạn. Điện áp định mức của cầu chảy và dao cách ly chọn theo điện áp của lưới điện ổn định lâu dài. - Phía thứ cấp: Đối với trạm biến áp cần có công tơ để quản lý điện năng thì lắp áptômát tổng. Các lộ nhánh lắp cầu chảy tự rới để bảo vệ. Đối với trạm không cần lắp công tơ thì chỉ lắp cầu chảy (loại cầu chảy hạ áp tự rơi ngoài trời) cho các lộ. Công tơ, cầu chảy hoặc áptômát được đặt trong tủ phân phối hạ áp treo trên cột trạm.4.3.2. Mạng điện phân phối

Lưới phân phối làm nhiệm vụ phân phối điện năng từ các trạm trung gian (hoặc trạm biến áp khu vực, hoặc thanh cái nhà máy điện) cho các phụ tải. Lưới phân phối trung áp có điện áp 10; 15; 22 và 35 kV cung cấp điện cho các trạm phân phối trung áp/hạ áp và các phụ tải trung áp (hình 4.12). Hệ thống phân phối điện năng có thể nhận điện năng từ một hay nhiều nguồn cung cấp.

Mạng điện phân phối cần phải đảm bảo yêu cầu vận hành dễ dàng linh hoạt và phù hợp với việc phát triển lưới điện trong tương lai. Đảm bảo chất lượng điện năng cao nhất về ổn định tần số và ổn định điện áp. Độ lệch điện áp cho phép là 5% giá trị định mức Un. Đảm bảo chi phí duy tu, bảo dưỡng là nhỏ nhất.

Do phụ tải ở các vùng nông thôn phân tán, nên dẫn đến mật độ phụ tải thấp. Điều đó dẫn đến đặc điểm của mạng điện phân phối ở các vùng nông thôn là bán kính hoạt động lớn, dòng điện chạy trên đường dây không cao, thời gian sử dụng công suất cực đại T M rất thấp, do đó làm giảm các chỉ tiêu kinh tế-kỹ thuật của mạng điện. Mặc dù độ tin cậy cung cấp điện đối với các vùng nông thôn không cao, nhưng khi thiết kế cũng cần phải xét đến để có thể lựa chọn sơ đồ phù hợp nhất. Khi thiết kế lưới phân phối, ta có thể chọn một trong các phương án xây dựng sơ đồ sau:

Ch.4. CCĐ NT 117

* Sơ đồ hình tia:

Trong sơ đồ hình tia (hình 4.13) khách hàng nhận điện từ hệ thống cao áp thông qua cơ cấu đóng cắt cao áp, máy biến áp cùng với tủ phân phối phía hạ áp.

Như vậy toàn bộ tải được cung cấp điện từ một nguồn đơn, điểm thuận lợi ở sơ đồ hình tia là có thể cấp điện cho nhiều loại tải khác nhau, làm giảm tối đa việc lắp đặt máy biến áp. Tuy nhiên ở sơ đồ này độ sụt áp khá lớn và hiệu quả sử dụng thấp, bởi vì những đường dây cấp điện bên hạ áp là nguồn cung cấp đơn. Giá thành của đường dây và máy cắt bên hạ áp khá cao khi dây dẫn và công suất máy biến áp trên 1000kVA. Trong trường hợp xẩy ra sự cố ở thanh cái thứ cấp hay trong máy biến áp nguồn thì toàn bộ phụ tải sẽ bị cắt. Việc gián đoạn cung cấp điện diễn ra cho đến khi quá trình sửa chữa kết thúc. Sự cố ở đường dây hạ áp cũng có thể sẽ làm ngừng cung cấp điện cho toàn bộ tải trên đường dây đó.

Để khắc phục các nhược điểm cơ bản của sơ đồ hình tia, người ta áp dụng một sơ đồ khác có cơ cấu dự phòng, đó là sơ đồ hình tia cải tiến.* Sơ đồ hình tia cải tiến

Khác với sơ đồ hình tia đơn giản, ở sơ đồ hình tia cải tiến có bố trí các cơ cấu dự phòng đường dây từ các trạm biến áp phân phối bên cạnh (hình 1.14).

Mỗi trạm hạ áp đơn vị là sự kết hợp giữa máy biến áp ba pha, cầu chảy bên cao áp và tủ phân phối bên hạ áp. Hệ thống này được kết nối với tải qua các thiết bị bảo vệ. Mỗi máy biến áp xác định rõ một vùng phụ tải và phải có khả năng đáp ứng trong trường hợp tải lớn nhất.

Ch.4. CCĐ NT 118

Hình 4.14. Sơ đồ hình tia cải tiến

Máy cắt chính

Hình 4.13. Sơ đồ mạng điện hình tia

Hình 4.12: Lưới điện phân phối

Trong trường hợp xẩy ra sự cố trên đường dây phân phối, phụ tải của trạm biến áp được kết nối với đường dây dự phòng lấy từ thanh cái trạm biến áp bên cạnh. Điều đó cho phép nâng cao độ tin cậy của mạng điện phân phối. Tuy nhiên sơ đồ này có chi phí cao hơn và không phải bao giờ cũng có thể đảm bảo hiệu quả kinh tế, vì vậy khi lựa chọn sơ đồ cần phải giải bài toán toán kinh tế-kỹ thuật.* Sơ đồ mạch vòng phía cao áp – hình tia phía hạ áp

Hệ thống này bao gồm một hay nhiều vòng ở phía cao áp với hai hay nhiều máy biến áp nối trên một vòng (hình 4.15). Sơ đồ này có độ tin cậy và hiệu quả khá cao.

Thông thường trong quá trình vận hành mạch vòng được mở bởi một cơ cấu phân đoạn, điểm mở này được tính toán xác định vị trí tối ưu. Cơ cấu phân đoạn được sử dụng để ngăn ngừa sự hoạt động song song của các nguồn. Một cơ cấu tự động có thể được điều khiển giữa hai máy cắt chính và máy cắt liên kết. Sơ đồ này đảm bảo cho phép phục hồi cung cấp điện nhanh chóng một khi có sự cố xẩy ra.

Ch.4. CCĐ NT 119

Máy cắt phân đoạn

Máy cắt chính phía sơ cấp

Mạch vòng

Máy cắt chính phía sơ cấp

4.3.3. Mạng điện hạ ápLưới hạ áp 380/220V được xây dựng để cấp điện cho các phụ tải hạ áp (hình 4.16).

- Đối với đường dây đi qua các khu vực thưa dân cư, xa nhà cửa, công trình công cộng sử dụng dây nhôm trần không có lõi thép, hoặc dây nhôm lõi thép trong các trường hợp cần thiết.- Đối với đường dây đi qua các khu vực dân cư tập trung, gần nhiều nhà cửa, công trình công cộng hoặc khu vực có nhiều người qua lại; khu vực ô nhiễm; khu vực nhiều cây cối nên sử dụng loại cáp vặn xoắn (ABC) ruột nhôm hoặc dây nhôm bọc cách điện.

- Đối với các đường dây đi qua khu vực nhiễm mặn có thể sử dụng dây nhôm có lớp mỡ bảo vệ chống ăn mòn.

- Đối với đường dây tại các khu vực nhiễm mặn quá nặng, đi sát biển có thể sử dụng dây đồng nhiều sợi hoặc dây hợp kim nhôm.

- Dây dẫn từ máy biến áp vào tủ hạ áp (400V/230V) và từ tủ đến đường dây hạ áp sử dụng loại cáp đồng một pha hoặc ba pha nhiều sợi bọc cách điện PVC hoặc XLPE - 1kV.

- Dây dẫn vào hộp công tơ treo trên cột dùng loại cáp đồng nhiều sợi bọc cách điện PVC hoặc XLPE - 1kV.

Ch.4. CCĐ NT 120

Hình 4.15. Sơ đồ mạch vòng phía cao áp - Hình tia

phía hạ áp

Hình 4.16. Lưới điện hạ áp

- Dây dẫn vào nhiều hộp công tơ đặt tại nhà dùng loại ruột đồng hoặc dây đồng nhiều sợi bọc cách điện cho đoạn dây phía ngoài nhà, và loại cáp điện (cáp muyle hoặc cáp vặn xoắn) luồn trong ống bảo vệ cho đoạn từ đầu hồi nhà đến công tơ điện.

- Dây dẫn vào công tơ và sau công tơ phải dùng dây dẫn nhiều sợi bọc cách điện hoặc cáp điện. Tiết diện dây bọc cách điện hoặc cáp điện phải phù hợp với công suất sử dụng của các hộ sử dụng điện nhưng tối thiểu không nhỏ hơn 2,5mm2.

- Để đảm bảo các điều kiện kinh tế, kỹ thuật trong phạm vi cung cấp điện không nên vượt quá khoảng cách quy định dưới đây:

Bảng 4.4. Chiều dài giới hạn của các đường dây lưới hạ áp

Loại đường dâyChiều dài cấp điện (m)

Khu vực dân cư tập trung Khu vực dân cư phân tán

Đường trục Đường nhánh

800500

1200800

- Nên lựa chọn tiết diện dây dẫn theo các định hướng sau:* Đối với các đường trục :

Để đảm bảo điều kiện độ bền cơ học, dây dẫn đường trục phải là dây nhiều sợi. Tuỳ theo công suất tải mà tiết diện dây pha có thể lựa chọn trong dãi 25120mm2, tuy nhiên không được nhỏ hơn quy định sau:

Ch.4. CCĐ NT 121

Bảng 4.5. Tiết diện giới hạn của dây hạ áp

Loại dâyTiết diện (mm2)

Vượt đường g. thông và thông tin cấp I Các vị trí còn lại

Dây nhôm 35 16

Dây AC, nhôm hợp kim 16 10

Dây đồng 16 10

* Đối với nhánh rẽ: Dây dẫn các nhánh rẽ cho phép sử dụng lõi một sợi. Tiết diện dây phải lựa chọn phù hợp với công suất tiêu thụ của các hộ sử dụng điện và tối thiểu không nhỏ hơn 2,5mm2.

- Đối với các nhánh rẽ và dây dẫn cấp điện cho các phụ tải một pha tiết diện dây trung tính chọn bằng dây pha.

- Dây dẫn dùng cho chiếu sáng ngoài trời mắc chung cột với đường trục hạ áp cho phép bố trí dưới dây trung tính.

- Cầu chảy bảo vệ đặt trên cột phải bố trí thấp hơn các dây dẫn để thuận tiện cho việc sửa chữa thay dây chảy.* Dây dẫn vào hộp công tơ

- Dây dẫn vào hộp công tơ treo ngay trên cột đường dây hạ áp nên chọn theo các loại tiết diện sau:

+ 2 x 25 mm2 hoặc 4 x11 mm2 cho hộp 6 công tơ 5/20A; + 2 x 16 mm2 hoặc 4 x7 mm2 cho hộp 6 công tơ 3/9A, (hoặc hộp công tơ 5/20A);+ 2 x 11 mm2 hoặc 4 x6 mm2 cho hộp 4 công tơ 3/9A, (hoặc hộp công tơ 5/20A)

+ 2 x 7 mm2 cho hộp 2 công tơ 3/9A.- Dây dẫn vào hộp nhiều công tơ để sát nhà, xa cột đường dây hạ áp, nên dùng các loại có

tiết diện: 2 x 16mm2- 2 x 25mm2- 2 x 35mm2 tuỳ theo số lượng công tơ và chiều dài dây dẫn vào hộp công tơ.

4.4. Ví dụ và bài tậpVí dụ 4.1. Hãy xác định phụ tải tính toán của mạng điện hạ áp được cung cấp điện bởi trạm biến áp phân phối 22/0,4 kV (hình 4.17). Phụ tải sinh hoạt bao gồm các điểm dân cư với số hộ cho trong bảng VD 4.1a, ngoài ra còn có một nhà ủy ban với tổng diện tích 210 m2. Phụ tải sản xuất gồm trạm xay xát, xưởng mộc, lò gạch và trạm bơm với số liệu cho trong bảng VD4.1b. Tổng chiều dài đường làng cần chiếu sáng là Lcs= 1,72 km, suất chiếu sáng đường là 3W/m. Suất tiêu thụ trung bình của mỗi hộ dân là p0 = 650W/hộ, suất tiêu thụ điện của nhà hành chính là 15W/m2.Bảng VD 4.1a. Số liệu về phụ tải sinh hoạt

Vị trí điểm tải 2 3 4 5 6 12 13

Số hộ gia đình 20 15 15 20 10 15 24

Ch.4. CCĐ NT 122

Bảng VD 4.1b. Số liệu về phụ tải động lực

Vị trí điểm tải 7 8 9 10

Tên hộ tiêu thụ Xay xát Xưởng mộc Lò gạch Trạm bơm

Pn, kW 10 7,5 28 32

ksd 0,57 0,43 0,78 0,75

cos 0,76 0,72 0,88 0,84

Giải: * Phụ tải chiếu sáng đường làng

Pcs= p0cs.Lcs = 1,7.3 = 5,16 kW;* Tính toán phụ tải sinh hoạtPhụ tải của nhà ủy ban ND: Pub=p0.nb.Fub = 15.210.10-3 = 3,15 kW;Phụ tải tính toán của điểm dân cư số 2:

Psh2= kđt N2.p0 = 0,41.20.0,65 = 5,33 kW;Với số hộ là 20 theo bảng 1.pl ta tìm được hệ số đồng thời kđt=0,41.Tính toán tương tự cho các điểm dân cư khác, kết quả ghi trong bảng VD4.3:Bảng VD4.1c. Kết quả tính toán phụ tải sinh hoạt của các điểm dân cư

Điểm N kđt Ptt, kW

2 20 0,41 5,33

3 15 0,44 4,29

4 15 0,44 4,29

5 20 0,41 5,33

6 10 0,47 3,055

12 15 0,44 4,29

13 24 0,4 6,24

Xác định phụ tải trên các đọan dây theo phương pháp số gia:

Ch.4. CCĐ NT 123

20N 10N

20N

15N

15N

B

X

M

G

TBA

1

2

3

4

5

6

9

8

7

10

H11

12

13

15N

24N

Hình 4.17. Sơ đồ mạng điện ví dụ 4.1

P5-6 = P6 = 3,055 kW;

P4-5 = P5-6+P5 =

Tính toán tương tự cho các đoạn dây khác, kết quả ghi trong bảng VD 4.1dBảng VD 4.1d. Kết quả tính toán phụ tải trên các đoạn dây

Đoạn 4-5 3-4 2-3 1-2 8-9 7-8 1-7 11-12 1-11

Ptt, kW 7,07 17,72 20,22 23,38 48,80 53,35 59,53 8,74 10,55

Tổng phụ tải sinh hoạt

Psh = P1-2+ P1-11.k1-11 =

Phụ tải chiếu sáng và phụ tải sinh hoạt có thể coi là đồng thời, vì vậy tổng công suất chiếu sáng và sinh hoạt sẽ là:

Psh+cs = Psh+Pcs= 29,92 + 5,16 = 35,08 kW;Phụ tải tính toán của toàn mạng điện được xác định bằng cách tổng hợp phụ tải động

lực, sinh hoạt và chiếu sáng:

Xác định hệ số công suất trung bình của phụ tải đông lực:

Đối với phụ tải sinh hoạt nông thôn hệ số công suất là cossh=0,96, như vậy hệ số công suất tổng hợp của mạng là:

Công suất toàn phần:

kVA;

Công suất phản kháng: Q = Ptt.tg = 83,07.0,53= 44,88 kVArVí dụ 4.2. Hãy xác định phụ tải tính toán của mạng điện phân phối 10 kV (hình 4.18), biết phụ tải tính toán của các trạm biến áp phân phối là:

TBA 3 4 5 7 8 10 11

S, kVA 123 58 115 207 132 75 84

Giải: Bài toán xác định phụ tải tính toán của mạng điện phân phối có thể được thực hiện theo hai phương pháp:

Ch.4. CCĐ NT 124

a) Phương pháp số gia: Ta tiến hành xác định phụ tải trên các đoạn dây, tính từ điểm cuối trở về thanh cái trạm trung gian.

Dòng công suất trên đoạn 2-6 bao gồm các thành phần phụ tải của các điểm 4 và 5, do S7>S8 nên ta có:

Dòng công suất trên đoạn 1-2 bao gồm các thành phần phụ tải của đoạn 2-6 và của điểm tải 3, Tính toán tương tự như trên, kết quả ghi trong bảng VD 4.2.Bảng VD 4.2. Kết quả tính toán phụ tải

Đoạn dây 1- 4 2-6 1-2 0-9 0-1 Thanh cáiStt, kVA 156,93 307,31 400,38 139,08 520,87 626,89

a) Phương pháp hệ số nhu cầuTheo phương pháp hệ số nhu cầu, phụ tải tính toán của mạng điện phân phối được

xác định theo biểu thức:Stt = kncSi = 0,78.(123+58+115+207+132+75+84) = 0,78.794 = 619,32 kVA

Hệ số nhu cầu tra theo bảng 4.pl ứng với số trạm biến áp là 7 hệ số knc = 0,78.Sai số giữa hai phương pháp

Ta nhận thấy sai số giữa hai phương pháp là không đáng kể, tuy nhiên trong mọi trường hợp phương pháp số gia vẫn là phương pháp có độ tin cậy cao hơn.

Ch.4. CCĐ NT 125

5

Hình 4.18: Lưới phân phối ví dụ 4.2

30

7

10 6

4

21

8

9

11

S4=58 kVA S5=115 kVA

S3=123 kVA

S7=207 kVA

S8=132 kVA

S10=75 kVA

S11=84 kVA

Ví dụ 4.3. Hãy so sánh các phương án cung cấp điện cho điểm dân cư miền núi bằng mạng điện ba pha thông thường U=22 kV và mạng điện đơn pha dùng đất làm một dây dẫn. Biết phụ tải tính toán là 100 kVA, hệ số công suất cos = 0,86 (tg=0,54), chiều dài đường dây từ trạm biến áp trung gian đến trung tâm tải là 37 km, thời gian sử dụng công suất cực đại TM=2450 h, hệ số sử dụng hiệu quả và khấu hao vốn đầu tư p=0,22; độ cao treo dây dẫn H=7,5m, điện trở suất của đất nơi xây dựng hệ thống nối đất có giá trị đ=550 .m, điện trở của hệ thống nối đất thông thường Rtđ=4 , giá thành tổn thất điện năng c = 1000 đ/kWh, hao tổn điện áp cho phép của mạng điện Ucp=5%. Giải: Xác định các thành phần phụ tải P = S. cos = 100.0,88 = 88 kW; Q = P.tg = 88.0,54 = 47,5 kVAr; Cho trước một giá trị x0=0,4 /km, ta xác định các thành phần hao tổn điện áp cho phép:

Giá trị hao tổn điện áp cho phép:

Ur = Ucp- Ux = 1100 – 32 = 1068 V Tiết diện dây dẫn cần thiết:

Theo điều kiện về độ bền cơ học tiết diện tối thiểu của đường dây 22 kV phải là 35 mm2, vì vậy ta chọn dây AC.35 có suất điện trở r0 = 0,85 /km.

Vốn đầu tư đường dây 22 kV:Vd = (ad+bdF).L = (22,19+1,28.35).37 = 8642,58.106đ.

Các hệ số ad và bd tra theo bảng 3.2.Xác định vốn đầu tư của hts nối đất bảo vệ:

Vnđ = 2+0,025.S = 2+0,025.100 = 45 triệu đ; Giá trị dòng điện chạy trên đường dây ba pha thông thường :

Thời gian tổn thất cực đại : = (0.124+TM.10-4)2.8760 = (0.124+2450.10-4)2.8760 = 1167 h ;

Tổn thất điện năng ở mạng điện ba pha thông thường:

= 3.2,622.0,85.37.1167.10-3= 758,34 kWh ;

Chi phí quy dẫn của phương án 1 :Zd=pd (Vtđ+ Vd)+A3f.c = 0,22.(45 + 8642,58)106 +758,34.0,001 = 1903,115.106đ/năm.

Phương án 2 :

Ch.4. CCĐ NT 126

Vốn đầu tư đường dây đơn pha 22 kV:Vd1 = (ad1+bd1F).L = (88,46+0,51.35).37 = 3928,44.106đ.

Các hệ số ad1 và bd1 tra theo bảng 3.2.Điện trở của hệ thống nối đất của mạng điện đơn pha, .

Rtđ1= Rtd-(2,42+0,01.S+3.10-5S2) = 4 – (2,41+0,01.100+3.10-5.1002)=0,28 ;

Xác định vốn đầu tư của hệ thống nối đất bảo vệ:Vnđ1 = (3,5+0,015.S+0,003.S2)/Rtđ1 = (3,5+0,015.100+0,003.1002)/0,28 = 125.106 đ ;

Dòng điện chạy trong mạng đơn pha :

Suất điện trở của “dây đất”, xác định theo biểu thức

Tổn thất điện năng trong mạng điện đơn pha:

=[4,552(0,85+0,064).37+4,552.2.0,513].1167.1

0-3= 828,84kWh

Chi phí quy dẫn của phương án 2 :Zd1=pd(Vtđ1+1,12Vd)+Ad1.c =0,22(125+1,12. 3928,44).106+ 828,84.0,001 = 996,30.106 đ.Kết quả tính toán của các phương án được tổng hợp trong bảng sau:Bảng VD 4.3.Kết quả tính toán của các phương án ví dụ 4.3

Phương án I, A A, kWh

Vốn đầu tư, 106đ Z, 106đ

Vtđ Vd Vf V

1 2,62 758,34 4,5 8642,58 0 8647,08 1903,112 4,55 828,84 125 3928,44 471,41 4524,86 996,30

Như vậy ta thấy Zd1 < Zd, có nghĩa là phương án mạng điện đơn pha sẽ cho hiệu quả kinh tế cao hơn so với mạng điện ba pha thông thường.Ví dụ 4.4. Hãy so sánh các phương án xây dựng trạm phong điện cung cấp cho khu vực nông thôn miền núi, biết vận tốc gió khảo sát trung bình của trạm khí tượng ở độ cao 10m là v=15,8 m/s; thời gian sử dụng công suất T = 3120 h/năm; Các tham số khác: chiều cao trục gió, hg, diện tích bề mặt quét gió của cánh quạt F và vốn đầu tư V được cho trong bảng VD 4.4a sau: Bảng VD 4.4.a Các dữ kiện bài toán ví dụ 4.4.

Phương án hg, m F, m2 V, $

I 6,5 1,15 665II 7,5 1,15 1130

Giải: Trước hết ta xác định vận tốc gió ở độ cao trục gió theo biểu thức (4.16):

h = 0,1..hg.b = 0,1.15,8.6,5.0,14 = 1,44 m/s;

Ch.4. CCĐ NT 127

* Phương án I:

Công suất của trạm phong điện xác định theo biểu thức (4.15):

P1=0,5.Cp.1.2.3.k.F.h3 = 0,5.0,59.0,95.0,8.0,8.1,2.1,15.1,443 = 0,74 kW;

Điện năng sản xuất: A1 = P1.T = 0,74.3120 = 2295,38 kWh;

Chi phí quy dẫn: Zg1= p.V1+ Cvh1 = 0,18.655 +0,07.655 = 166,27 $/năm

Giá thành điện năng:

Tính toán tương tự đối với phương án II, kết quả ghi trong bảng VD 4.4b.

Bảng VD 4.4.b Kết quả tính toán của các phương án ví dụ 4.4.

Phương án vh, m/s P, kW A, kWh Z, $ gg, $/kWhI 1,44 0,74 2295,38 166,27 0,072II 1,66 1,13 3526,13 282,54 0,080

Phân tích kết quả bảng VD 4.4b ta thấy phương án I có giá thành điện năng thấp hơn so với phương án II, vì vậy ta chọn phương án I là phương án xây dựng nguồn cung cấp điện cho khu vực nông thôn miền núi.Ví dụ 4.5. Hãy so sánh các phương án xây dựng trạm thủy điện nhỏ cung cấp điện cho khu vực miền núi. Thời gian sử dụng công suất trong năm T = 4280 h/năm; Các tham số: chiều cao cột nước h, lưu lượng nước Q, vốn đầu tư V, thời gian xây dựng công trình txd được cho trong bảng sau: Bảng VD 4.5a: Các dữ kiện ban đầu về các phương án xây dựng trạm thủy điện nhỏ

Phương án h,m Q, m3/s txd năm V, 103 $I 10 15 1 762

II 8,7 34 3 1365

Giải: Trước hết ta xác định các tham số kỹ thuật của các phương án * Phương án 1:Công suất tính toán của trạm thủy điện:

P = Q.g.h = 15.9,8.10 = 1470 kWĐiện năng sản xuất trong năm:

A= P.T = 1470.2480 = 6,29.106 kWh;Suất vốn đầu tư cho một đơn vị công suất tác dụng:

v0= V/P = 517.103/1470 = 0,352.103 $/kW;Chi phí quy dẫn:

Z = p.V + Cvh = 0,22.517 +0,07.517 = 121,805.103 $/năm;Giá thành điện năng:

Ch.4. CCĐ NT 128

ga = Z/A = 121,805.103/6,29.106 = 1,936 cent/kWh.Tính toán tương tự cho phương án 2, kết quả ghi trong bảng sau:

Phương án P, kW A, 106 kWh v0= 103 $/kW Z, 103 $/năm ga, cent/kWh1 1470 6,29 0,518 121,805 1,9362 2898,84 12,41 0,471 195,845 1,579

Phân tích các kết quả tính toán ta thấy phương án 2 có giá thành điện năng thấp hơn so với phương án 1, do đó ta chọn phương án 2 để đầu tư xây dưng công trình thủy điện. Ví dụ 4.6. Hãy so sánh các phương án dầu tư xây dựng trạm thủy điện theo phương pháp phân tích kinh tế - tài chính với các số liệu như ví dụ 4.4. Tất cả vốn đầu tư đều là vốn tự có, đối với phương án 2 vốn đầu tư được dải đều trong suốt thời gian xây dựng (3 năm); thuế suất ts = 25%, hệ số chiết khấu i = 0,1; tỷ lệ khấu hao thiết bị k kh=0,05; Chi phí vận hành lấy bằng 7% vốn đầu tư; Giá bán điện năng gb=0,05$/kWh.Giải: * Phương án 1: (đơn vị tính 103 $)- Doanh thu ở năm đầu tiên: B1= A.gb = 6,3.106. 0,05 = 315- Chi phí vận hành: Cvh1= kvh.V = 0,07.517 = 36,22;- Chi phí khấu hao: Ckh1 = kkh.V = 0,05.517 = 25,87;- Dòng tiền trước thuế: T1 = B1 – Cvh1 = 315 – 36,22 = 278,78;- Lợi tức chịu thuế: L1 = B1 – Ckh1 = 315 – 25,87 = 289,13;- Chi phí thuế: Cth = ts.L1 = 0,25.289,13 = 72,28;- Tổng chi phí: Ct = Cvh + Ckh + Cth = 36,22+25,87+72,28 = 134,37;- Dòng tiền sau thuế: T2.1 = B1 - Ct1 = 315 – 134,37 = 180,63;- Doanh thu quy về hiện tại: B1.-t =

- Tổng chi phí quy về hiện tại: Ct1.-1 = 134,37.0,91 = 122,16;- Dòng tiền sau thuế quy về hiện tại: T2.1.-1 = 180,63.0,91 = 164,20;

Tính toán tương tự cho các năm, kết quả ghi trong bảng VD 4.5a.Bảng VD 4.6.a Kết quả phân tích kinh tế - tài chính dự án thủy điện nhỏ phương án 1 (đơn vị 103 $)

Nămt. số

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Bt 314,58 314,58 314,58 314,58 314,58 314,58 314,58 314,58 314,58 314,58Cvh 517 36,22 36,22 36,22 36,22 36,22 36,22 36,22 36,22 36,22 36,22

Ckh 0 25,87 25,87 25,87 25,87 25,87 25,87 25,87 25,87 25,87 25,87T1 -517 278,36 278,36 278,36 278,36 278,36 278,36 278,36 278,36 278,36 278,36Llt 0 288,71 288,71 288,71 288,71 288,71 288,71 288,71 288,71 288,71 288,71

Cth 0 72,18 72,18 72,18 72,18 72,18 72,18 72,18 72,18 72,18 72,18Ct 517 134,27 134,27 134,27 134,27 134,27 134,27 134,27 134,27 134,27 134,27T2 -517 180,31 180,31 180,31 180,31 180,31 180,31 180,31 180,31 180,31 180,31

Ch.4. CCĐ NT 129

-t 1 0,91 0,83 0,75 0,68 0,62 0,56 0,51 0,47 0,42 0,39Bt-t 0 285,98 259,98 236,35 214,86 195,33 177,57 161,43 146,75 133,41 121,28Ct-t 517 122,06 110,97 100,88 91,71 83,37 75,79 68,90 62,64 56,94 51,77T2-t -517 163,92 149,02 135,47 123,15 111,96 101,78 92,53 84,12 76,47 69,52NPV -517 -353,5 -204,5 -69,04 54,12 166,08 267,86 360,39 444,50 520,97 590,49

- NPV = T2.-t = 590,49.103$; - R = Bt.-t/ Ct.-t = 1932,96/1342,47 = 1,44;- Thời gian thu hồi vố đầu tư: T= 3+54,12/(54,12+69,04) = 3,44 năm;- IRR = 0,21.* Phương án 2: (Tính toán tương tự như phương án 1, kết quả ghi trong bảng VD 4.6b.

Bảng VD 4.6.b Kết quả phân tích kinh tế - tài chính dự án thủy điện nhỏ phương án 2 (đơn vị 103 $)

Nămt. số

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Bt 0 0 0 620,35 620,35 620,35 620,35 620,35 620,35 620,35 620,35Cvh 0,0 0,0 0,0 58,24 58,24 58,24 58,24 58,24 58,24 58,24 58,24

Ckh 277,3 277,3 277,3 41,60 41,60 41,60 41,60 41,60 41,60 41,60 41,60T1 0,0 0,0 0,0 562,11 562,11 562,11 562,11 562,11 562,11 562,11 562,11Llt -277,3 -277,3 -277,3 578,75 578,75 578,75 578,75 578,75 578,75 578,75 578,75

Cth 0,0 0,0 0,0 144,69 144,69 144,69 144,69 144,69 144,69 144,69 144,69Ct 0,0 0,0 0,0 244,52 244,52 244,52 244,52 244,52 244,52 244,52 244,52T2 277,3 277,3 277,3 375,83 375,83 375,83 375,83 375,83 375,83 375,83 375,83-t -277,3 -277,3 -277,3 0,75 0,68 0,62 0,56 0,51 0,47 0,42 0,39

Bt-t 1,0 0,9 0,8 466,08 423,71 385,19 350,17 318,34 289,40 263,09 239,17Ct-t 0,0 0,0 0,0 183,71 167,01 151,83 138,03 125,48 114,07 103,70 94,27T2-t 277,3 252,1 229,2 282,36 256,70 233,36 212,14 192,86 175,33 159,39 144,90NPV -277.3 -529.4 -758.6 -476.3 -219.6 13.8 225.9 418.8 594.1 753.5 898.4

Tổng hợp kết quả tính toán của hai phương án:

Phương án

V, 103$

vo, 103$/kW

g, cent/kWh

NPV, 103$ IRR B/C T, năm

1 517 0,35 1,94 592,42 0,21 1,44 3,452 832 0,29 1,58 898,41 0,18 1,49 4,06

Như vậy ta thấy trong số 7 chỉ tiêu thì có 4 chỉ tiêu “bỏ phiếu” cho phương án 2 và 3

chỉ tiêu cho phương án 1. Xét về mức độ quan trọng của các chỉ tiêu thì phương án 2 có hiệu quả cao hơn phương án 1.Bài tậpBài tập 4.1. Hãy xác định phụ tải tính toán của mạng điện hạ áp được cung cấp điện bởi trạm biến áp phân phối 22/0,4 kV (hình 4.19). Phụ tải sinh hoạt bao gồm các điểm dân cư với số hộ cho trong bảng VD 4.1a, ngoài ra còn có một nhà ủy ban với tổng diện tích 305 m 2. Phụ tải sản xuất gồm trạm xay xát, xưởng mộc, lò gạch và trạm bơm với số liệu cho trong bảng VD4.1b. Tổng chiều dài đường làng cần chiếu sáng là Lcs= 2,18 km, suất chiếu sáng đường là

Ch.4. CCĐ NT 130

3W/m. Suất tiêu thụ trung bình của mỗi hộ dân là p0 = 720W/hộ, suất tiêu thụ điện của nhà hành chính là 15W/m2.Bảng BT 4.1a. Số liệu về phụ tải sinh hoạt

Vị trí điểm tải 2 3 4 5 6 12 13

Số hộ gia đình 13 25 27 20 18 21 18

Bảng BT 4.1b. Số liệu về phụ tải động lực

Vị trí điểm tải 7 8 9 10

Tên hộ tiêu thụ Xay xát Xưởng mộc Lò gạch Trạm bơm

Pn, kW 15 10 30 18

ksd 0,53 0,55 0, 82 0,71

cos 0,73 0,77 0,85 0,86

Bài tập 4.2. Hãy xác định phụ tải tính toán của mạng điện phân phối 22 kV (hình 4.20) theo các phương pháp: a) số gia; b) hệ số nhu cầu và đánh giá sai số giữa hai phương pháp, biết phụ tải tính toán của các trạm biến áp phân phối là:

TBA 3 4 5 6 7 8 9 11 12

S, kVA 215 128 208 155 97 102 68 116 214

Ch.4. CCĐ NT 131

13N 18N

20N

27N

25N

B

X

M

G

TBA

1

2

3

4

5

6

9

8

7

10

H11

1213

Hình 4.19. Sơ đồ mạng điện bài tập 4.1

18N18N 15N

14

5

Hình 4.19: Lưới phân phối bài tập 4.2

30

118

4

21

9

10

12

S4=128 S5=208

S3=215

S7=68S8=102S11=116 S12=214

76

S7=97 S6=155

Bài tập 4.3. Hãy so sánh các phương án cung cấp điện cho điểm dân cư miền núi bằng mạng điện ba pha thông thường U=35 kV và mạng điện đơn pha dùng đất làm một dây dẫn. Biết phụ tải tính toán là 87 kVA, hệ số công suất cos = 0,86 (tg=0,54), chiều dài đường dây từ trạm biến áp trung gian đến trung tâm tải là 43 km, thời gian sử dụng công suất cực đại TM=3250 h, hệ số chiết khấu i= 0,14, tuổi thọ công tình th=20 năm; độ cao treo dây dẫn H=8m, điện trở suất của đất nơi xây dựng hệ thống nối đất có giá trị đ=620 .m, điện trở của hệ thống nối đất thông thường Rtđ=4 , giá thành tổn thất điện năng c = 1000 đ/kWh, hao tổn điện áp cho phép của mạng điện Ucp=5%.Bài tập 4.4. Hãy so sánh các phương án xây dựng trạm phong điện cung cấp cho khu vực nông thôn miền núi, biết vận tốc gió khảo sát trung bình của trạm khí tượng ở độ cao 10m là v=13,6 m/s; thời gian sử dụng công suất T = 4050 h/năm; Các tham số khác: chiều cao trục gió, hg, diện tích bề mặt quét gió của cánh quạt F và vốn đầu tư V được cho trong bảng VD4.4a sau: Bảng VD 4.4.a Các dữ kiện bài toán bài tập 4.4.

Phương án hg, m F, m2 V, $

I 6,5 1,2 630II 8 1,75 1380

Bài tập 4.5. Hãy so sánh các phương án xây dựng trạm thủy điện nhỏ cung cấp điện cho khu vực miền núi. Thời gian sử dụng công suất trong năm T = 4350 h/năm; Các tham số: chiều cao cột nước h, lưu lượng nước Q, vốn đầu tư V, thời gian xây dựng công trình txd được cho trong bảng sau: Bảng VD 4.5a: Các dữ kiện ban đầu về các phương án xây dựng trạm thủy điện nhỏ

Phương án h,m Q, m3/s txd năm V, 103 $I 6 12 2 310

II 7,8 28 3 820Bài tập 4.6. Hãy so sánh các phương án xây dựng trạm thủy điện nhỏ cung cấp điện cho khu vực miền núi theo phương pháp phân tích kinh tế - tài chính với các dữ kiện như bài tập 4.5.

Câu hỏi ôn tập chương 4

1. Hãy trình bày đặc điểm và phương pháp xác định phụ tải điện nông thôn.2. Hãy trình bày đặc điểm và nguyên lý của mạng điện đơn giản.3. Hãy trình bày khái quát về nguồn điện Mặt Trời.4. Hãy trình bày khái quát về trạm phong điện.5. Hãy trình bày khái quát về thủy điện nhỏ và nguồn điện biogas.6. Hãy trình bày phương pháp xác định các chỉ tiêu kinh tế-kỹ thuật của mạng điện địa

phương.

Ch.4. CCĐ NT 132

7. Hãy trình bày phương pháp so sánh phương án cung cấp điện cho khu vực thưa dân cư bằng mạng điện đơn pha.

8. Hãy trình bày khái quát về trạm biến áp phân phối nông thôn.9. Hãy trình bày khái quát về mạng điện phân phối

Ch.4. CCĐ NT 133