lưới điện tuấn anh

Lời mở đầu*******

Năng lượng điện là nguồn năng lượng quan trọng không thể thiếu trong hệ thống năng lượng chung mà ngày nay chúng ta dang sử dụng. Điện dùng trong hầu hết các lĩnh vực: sinh hoạt, sản xuất, du lịch, dịch vụ…

Đất nước ta đang trên đà phát triển, nhu cầu về điện ngày càng tăng. Quá trình công nghiệp hóa, hiện đại hóa đang diễn ra hết sức mạnh mẽ, trên khắp cả nước các khu dân cư, khu công nghiệp mới mọc lên ngày càng nhiều. Điều này đòi hỏi xây dựng thêm các mạng lưới điện mới để truyền tải điện năng. Thiết kế các mạng và hệ thống điện là một nhiệm vụ quan trọng của các kỹ sư nói chung và đặc biệt là các kỹ sư hệ thống điện.

Xuất phát từ điều đó, bên cạnh những kiến thức được giảng dạy từ nhà trường, mỗi sinh viên hệ thống điện đều được giao đồ án môn học về thiết kế điện cho mạng điện khu vực. Quá trình hoàn thành đồ án giúp sinh viên hiểu sâu hơn về môn học, hình dung ra một phần thực tế, tạo tiền đề phục vụ cho công việc sau này.

Em xin chân thành cảm ơn thầy Phạm Văn Hòa, cùng toàn thể các thầy cô trong khoa Hệ Thống Điện trường Đại học Điện lực đã tận tình hướng dẫn em hoàn thành bản đồ án này.

Hà Nội, ngày 24 tháng 5 năm 2011.

SINH VIÊN

Bùi Tuấn Anh

1

TRƯỜNG ĐẠI HỌC ĐIỆN LỰCKHOA HỆ THỐNG ĐIỆN

THIẾT KẾ MÔN HỌC LƯỚI ĐIỆN

Họ tên sinh viên: BÙI TUẤN ANH Lớp : Đ5H4

1.Sơ đồ mặt bằng vị trí các nguồn điện và các phụ tải:

(1) I (2)

II

(3) IV

III (4)

V (5) VI (6)

2.Nguồn : Công suất vô cùng lớn 3.Phụ tải:

Phụ tải I II III IV V VIPmax;MW 20 25 28 32 35 40Pmin 70%Pmax

Cos 0.852

Loại hộ II II I II II I

Giá 1 kWh điện năng tôn thất : 700 đ/kWhGiá 1 kVAr thiết bị bù : 150.103 đ/kVAr;Hệ số đồng thời m =1; Thời gian sử dụng công suất cực đại Tmax= 5000 h; JKT = 1,1

A/mm2. Điện áp trên thanh cái của nguồn điện khi phụ tải cực tiểu UA = 1,05 Uđm, khi phụ tải

cực đại UA = 1,1 Uđm, khi sự cố nặng nề UA = 1,1 Uđm.

4.Nội dung tính toán:

1 - Tinh toán cân băng công suất, xây dựng phương án.

2 - Tinh toán kinh tế kỹ thuật, chọn phương án tối ưu.

3 - Chọn máy biến áp và sơ đồ nối điện chinh.

4 - Tinh toán chế độ xác lập lưới điện.

5 - Tinh toán lựa chọn đầu phân áp.

6 - Tinh toán các chi tiêu kinh tế kỹ thuật.

3

CH Ư ƠNG I

TINH TOAN CÂN BĂNG CÔNG SUÂT VA XÂY DƯNG PHƯƠNG AN

1.1.Phân tích nguồn và phụ tải.

Số liệu phụ tải 1 2 3 4 5 6Pmax (MW) 20 25 28 32 35 40Qmax (MVAR) 12.4 15.5 17.36 19.84 21.7 24.8Pmin (MW) 14 17.5 19.6 22.4 24.5 28Qmin (MVAR) 8.68 10.85 12.152 13.888 15.19 17.36Cos 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85Loại phụ tải II II I II II I

1.2. Tính toán cân bằng công suất.1.2.1. Cân băng công suât tac dung.

Tông công suất tác dụng do nguồn sinh ra phải băng tông công suất tác dụng do các phụ tải tiêu thụ và tôn thất công suất tác dụng trên lưới (khu vực).

Trong đó: ∑Ptrạm: Tông công suất phát của trạm điện. m : Hệ số đồng thời. Trong tinh toán thiết kế lấy m = 1 ∑Pptj : Tông tôn thất trên đường dây và máy biến áp trong mạng điện. m.∑Pptj= Ppt1 + Ppt2 + Ppt3 + Ppt4 + Ppt5 + Ppt6

= 20+25+28+32+35+40= 180 (MW)

∑ Pmd

: Tông tôn thất trên đường dây và máy biến áp trong mạng điện.

Khi tinh toán sơ bộ ta lấy theo phần trăm của tông công suất phụ tải cực đại.

∑ Pmd= 5%*m* ptj= 0.05*180= 9 (MW)

Vậy ∑Ptrạm= 1*180 + 9= 189 (MW)

4

1.2.2. Cân băng công suât phan khang va bu công suât cương bưc.

Sự cân băng công suất phản kháng được thể hiện băng biểu thức sau:

∑Qb + ∑Qtrạm = m. ∑Qpt + ∑∆QB

Trong đó :

∑Qtrạm : Tông công suất phản kháng do trạm điện phát ra.

∑Qtrạm = ∑Ptrạm*tgtrạm = ∑Ptrạm*tg(arccos 0.85)

∑Qtrạm = 189*0.62 = 117.18 (MVAr)

∑Qpt : Tông công suất phản kháng của phụ tải. ∑Qpt = ∑Pptj.tgptj = 180*0.62= 111.6 (MVAr)

∑∆QB : Tông tôn thất công suất phản kháng trong máy biến áp. Được tinh theo phần trăm của công suất phụ tải.

∑∆QB = 15%*m*∑Qpt = 0,15*1*111.6 = 16.74(MVAr).

∑Qb : Tông công suất phản kháng bù sơ bộ.

∑Qb = (m*∑Qpt + ∑∆QB) - ∑Qtrạm

= 1*111.6 + 16.74 – 117.18 = 11.16 (MVAr).

Ta dự kiến bù sơ bộ dựa trên nguyên tắc là bù ưu tiên cho các hộ ở xa, có cos thấp trước và chi bù đến cos = 0,90 ÷ 0,95 (không bù cao hơn vì sẽ không kinh tế và ảnh hưởng không tốt tới tinh ôn định của hệ thông điện). Còn thừa thì ta bù cho các hộ ở gần có cos cao hơn và bù cho đến khi có cos = 0,85 ÷ 0,90. Công suất bù sơ bộ cho hộ tiêu thụ thứ i nào đó được tinh như sau:

Qbi = Qi – Pi*tgi mới

Trong đó :

Pi , Qi : là công suất của hộ tiêu thụ trước khi bù. tgi mới : được tinh theo cosi mới – hệ số công suất của hộ thứ i sau khi bù.

Ta chọn vị tri bù tại 2 điểm 1 và 5:

Bù 5.4 MVAr tại phụ tải 1 :

S’pt1= P1+ jQ1’= 20+ j*(12.4- 5.4)= 20+ j*7 MVA

5

cos’1 mới= 0.943Bù 5.76 MVAr tại phụ tải 5:S’pt5=P5+ j*Q5’= 35+ j*(21.7- 5.76)= 35+ j*15.94 MVAcos’5 mới= 0.91

Kết quả bù sơ bộ như sau:

Số liệu phụ tải 1 2 3 4 5 6

Pmax (MW) 20 25 28 32 35 40Qmax (MVAR) 12.4 15.5 17.36 19.84 21.7 24.8Cos 0.85 0.85 0.85 0.85 0.85 0.85Q’max (MVAR) 7 15.5 17.36 19.84 15.94 24.8Cos’ 0.943 0.85 0.85 0.85 0.91 0.85

1.3.Xây dưng phương án nôi dây.

1.3.1. Dư kiên cac phương an nôi dây.+) Phương án 1:

I (2) II

(2)

(1) (2) IV

III

6

(2) V (1) VI

+) Phương án 2:V

(1)

I VI

(1) (2)

III IV

(1) (2)

7

II

(2)

+) Phương án 3:

V

(1)

I VI

(1) (2)

III IV

(1) (2)

II

(2)

8

+) Phương án 4:

V

(1)

I VI

(1) (2)

III IV

(1) (2)

II

(2)

9

+) Phương án 5:

V

I (2) II (2)

III IV

(1) (2)

V

(2) VI (1)

1.3.2.Phân tích và giữ lại một sô phương an tính toan tiêp:

-Sơ đồ hình tia có ưu điểm: sơ đồ nối dây, bố tri thiết bị đơn giản; các phụ tải

không liên quan đến nhau, sự cố trên 1 một đường dây không ảnh hưởng đến đường dây

10

khác, tôn thất nhỏ hơn sơ đồ liên thông. Tuy vậy sơ đồ hình tia có nhược điểm: khảo sát

thiết kế thi công mất nhiều thời gian và tốn nhiều chi phi.

- Sơ đồ liên thông có ưu điểm: khảo sát thiết kế giảm nhiều so với sơ đồ hình tia,

thiết bị dây dẫn có chi phi giảm. Tuy vậy nó có nhược điểm: cần có thêm trạm trung

gian, đòi hỏi bảo vệ rơle, thiết bị tự động hoá phức tạp hơn, độ tin cậy cung cấp điện

thấp hơn so với sơ đồ hình tia.

- Mạng kin có ưu điểm là độ tin cậy cung cấp cao, khả năng vận hành lưới linh

hoạt, tôn thất ở chế độ bình thường thấp. Tuy nhiên nhược điểm của mạng kin là: bố tri

bảo vệ rơle và tự động hoá phức tạp, khi xảy ra sự cố tôn thất lưới cao, nhất là ở nguồn

có chiều dài dây cấp điện lớn.

Dựa vào các ưu nhược điểm ở trên, kết hợp với 5 phương án được xây dựng ta

chọn phương án 1 và 5 để tiếp tục tinh toán.

CAC ĐINH HƯƠNG KY THUÂT CƠ BAN.

Do khoảng cách giữa nguồn cung cấp điện và các phụ tải, hoặc giữa các phụ tải

với nhau tương đối xa nên ta sẽ dùng đường dây trên không để cung cấp điện cho các

phụ tải. Và để đảm bảo về độ bên cơ cung như khả năng dẫn điện ta sử dụng loại dây

AC để truyền tải, còn cột thì sử dụng loại cột thep.

Phụ tải loại I có yêu cầu đảm bảo cung cấp điện ở mức cao nhất phải được cung

cấp điện từ một mạch vòng kin hoặc đường dây lộ kep. Còn đối với phụ tải loại II thì chi

cần sử dụng 1 đường dây đơn cung cấp. Chọn máy biến áp cho các trạm hạ áp: với các

phụ tải loại I ta sẽ sử dụng 2 máy biến áp vận hành song song, còn với phụ tải loại II chi

cần chọn 1 máy biến áp.

11

CHƯƠNG II

TINH TOAN KINH TÊ - KY THUÂT, CHỌN PHƯƠNG AN TỐI ƯU

Tiến hành tinh toán cho 2 phương án.SO SANH CAC PHƯƠNG AN VÊ MĂT KY THUÂT:

Lựa chọn điện áp tải điện.

Ta sử dụng công thức kinh nghiệm sau để xác định điện áp định mức của đường dây:

(kV)

Trong đó:

P: Là công suất chuyên trở trên các đường dây (MW).

L: Là khoảng cách truyền tải (km).

n: Là số lộ dây song song. Tinh toán lựa chọn tiết diện dây dẫn theo mật độ kinh tế của dòng điện ( Jkt ).

Trong đó:

Ilv: Dòng điện làm việc chạy trên đường dây (A).

Pijmax, Qijmax : Dòng công suất tác dụng và phản kháng lớn nhất chạy trên đoạn dây .

n :số mạch đường dây. Udm: Điện áp định mức (kV). Jkt: Mật độ kinh tế của dòng điện ( A/mm2)

12

Sau đó dựa vào tiết diện kinh tế đã được tinh ở trên ta tiến hành chọn tiết diện theo chuân: Fchọn ≥ Fk

Tinh tôn thất điện áp lúc vận hành bình thường và khi sự cố nguy hiểm nhất. Tôn thất điện áp trên một đoạn đường dây được tinh theo biểu thức sau:

Trong đó:

P, Q : Là dòng công suất tác dụng và phản kháng chạy trên đường dây đó.

R, X: Là điện trở và điện kháng của đoạn dây đó.

Udm: Là điện áp định mức của mạng điện.

Trường hợp sự cố nguy hiểm nhất là khi lộ kep ( hoặc mạch vòng kin) bị đứt một lộ dây ( một đoạn đường dây ).

Kiểm tra phát nóng của dây dẫn lúc sự cố.

Ta phải tinh được dòng điện chạy trong dây dẫn của đoạn đường dây đó lúc sự cố nặng nề nhất ( Isc). Sau đó, so sánh trị số tinh được với dòng điện cho phep chạy trong dây dẫn đó (Icp).

Nếu là đoạn đường dây có lộ kep thì dòng điện khi có sự cố băng 2 lần dòng điện khi ở chế độ phụ tải max.

Isc =2* Imaxbt

Các phương án đảm bảo được các yêu cầu về kỹ thuật là các phương án phải thỏa mãn được hai điều kiện sau:

+ Điện áp:

Lúc bình thường : ∆Umaxbt% ≤ 10% Lúc sự cố : ∆Umaxbt% ≤ 20%

+ Các dây dẫn lựa chọn cho các đoạn đường dây của 2 phương án phải đảm bảo được điều kiện phát nóng khi có sự cố: Isc ≤K1.Icp

Isc : Dòng điện lớn nhất lúc sự cố. Icp: Là dòng điện cho phep lâu dài chạy qua dây dẫn. K1: Hệ số hiệu chinh theo nhiệt độ làm việc khác nhiệt độ tiêu chuân ( lấy K1 =

0,88).

13

Nếu như tiết diện dây dẫn đã chọn mà không thỏa mãn điều kiện trên thì ta phải tăng tiết diện dây cho đến khi thỏa mãn.2.1 Tính toán phân bô công suất sơ bộ, chọn cấp điện áp

I.Phương án 1.

I.1. Tính toán phân bô công suất sơ bộ, chọn cấp điện áp.I.1.1. Tính toán phân bô công suất sơ bộ và điện áp vận hành lưới.

+) Sơ đồ nối dây của phương án 1:

I (2) II

(2)

(1) (2) IV

III

(2) V (1) VI

P (MW) Q (MVAr) L (km) U (kV)N-1 20 7 42.43 82.62N-2 25 15.5 31.62 90.17N-3 28 17.36 20 67.79N-4 32 19.84 40 101.97N-5 35 15.94 42.43 106.52N-6 40 24.8 36.06 112.85

-Với số liệu điện áp tinh toán trên các nhánh như trên, ta chọn cấp điện áp định mức vận hành cho toàn lưới là 110kV.II.Phương án 5.II.1. Tính toán phân bô công suất sơ bộ, chọn cấp điện áp.

14

II.1.1. Tính toán phân bô công suất sơ bộ và điện áp vận hành lưới. Sơ đô nôi dây cua phương an 5:

V

I (2) II (2)

III IV

(1) (2)

V

(2) VI (1)

Tinh toán phân bố công suất sơ bộ:SN-1 = Spt1 = 20 + j7 (MVA)SN-2 = Spt2 = 25 + j15.5 (MVA)

15

S3-6 = Spt3 + Spt6 = (28 + j17.36) + (40 + j24.8)= 68 + j42.16 (MVA)SN-4 = Spt4 = 32 + j19.84 (MVA)SN-5 = Spt4 = 35 + j15.94 (MVA)SN-6= Spt6= 40 + j24.8 (MVA)

P (MW) Q (MVAr) L (km) U (kV)N-1 20 7 42.43 82.62N-2 25 15.5 31.62 90.163-6 68 42.16 50 105.77N-4 32 19.84 40 101.97N-5 35 15.94 42.43 106.52N-3 28 17.36 20 67.79

Kết luận: Qua tinh toán ta thấy mạng điện dùng điện áp 110kV để truyền tải là hợp ly.

I.2. Chọn tiêt diện dây dân (theo tưng lộ).

I.2.1. Chọn tiêt diện dây dân theo mật độ dong kinh tê, kiêm tra các điêu kiện phát nong.

Phương án 1:

.xét nhánh N-1:

Imax= * 10 = 148.1 (A).

Ftt= (mm2)Chọn dây dẫn AC-120 có Icp= 380(A)

Isc = Imax =148.1 (A)

+Kiểm tra điều kiện phát nóng khi tải cương bức:

Isc ≤ 0,88* Icp = 0,88*380 = 334.4 (A)

Vậy đoạn N-1 là dây AC-120: r0=0,27 Ω/km; x0=0,403 Ω/km;

b0=2,85.10-6 1/ Ωkm

Xét nhánh N-2: Imax= 103* =188.3 (A)

16

Ftt= = 171.2 (mm2). Chọn dây dẫn AC-150 có Icp= 445 (A)Isc= Imax= 188.3(A)Kiểm tra điều kiện phát nóng khi tải cương bức: Isc ≤ 0,88*Icp = 0,88*445 = 391.6 (A)

Vậy đoạn N-2 là dây AC-150: r0=0,21 Ω/km; x0=0,398 Ω/km; b0=2,9.10-6 1/ Ωkm.

Xét nhánh N-3: Imax= 103* =140.3(A)

Ftt= = 127.5 (mm2) Chọn dây dẫn AC-120 có Icp= 380 (A)

Isc = 2Imax = 280.6 (A)Kiểm tra điều kiện phát nóng khi tải cương bức: Isc ≤ 0,88*Icp = 0,88*380 = 334.4 (A)

Vậy đoạn N-3 là dây AC-120: r0=0,27 Ω/km; x0=0,403 Ω/km;

b0=2,85.10-6 1/ Ωkm.

Xét nhánh N-4: Imax= *103= 213.2 (A)

Ftt= = 193.8 (mm2) Chọn dây dẫn AC-185 có Icp= 510 (A) Isc = Imax = 213.2 (A)

Kiểm tra điều kiện phát nóng khi tải cương bức: Isc ≤ 0,88*Icp = 0,88*510 = 448.8 (A)


Xét nhánh N-5: Imax= *103= 208.5 (A)

Ftt= = 189.5 (mm2) Chọn dây dẫn AC-185 có Icp= 510 (A) Isc = Imax = 208.5 (A)

Kiểm tra điều kiện phát nóng khi tải cương bức: Isc ≤ 0,88* Icp = 0,88*510 = 448.8 (A)

17


Xét nhánh N-6: Imax= *103= 120.4 (A)

Ftt= =109.5 (mm2) Chọn dây dẫn AC-95 có Icp= 330 (A) Isc = 2Imax = 240.8 (A)

Kiểm tra điều kiện phát nóng khi tải cương bức: Isc ≤ 0,88*Icp = 0,88*330 = 290.4 (A)


Phương án 5:

.xét nhánh N-I:

Imax = *10 = 111.2 ( A)

Ftt = = 101.1 ( mm ) Chọn dây dẫn AC- 95, có Icp = 330(A) Isc = Imax = 111.2 (A)+Kiểm tra điều kiện phát nóng khi tải cương bức: Isc ≤ 0,88. Icp = 0,88*330 = 290.4 ≥ 111.2(A) Vậy đoạn N-1 là dây AC-95: r0=0.33 Ω/km; x0=0.411 Ω/km; b0= 2,81.10-6 1/ Ωkm.

.xét nhánh N – II:

Imax = *10 = 154.4 ( A)

Ftt = = 140.4 ( mm ) Vậy chọn dây dẫn AC – 120 có Icp = 380 (A) Ta có Isc = Imax = 154.4 ( A) Kiểm tra điều kiện phát nóng khi tải cương bức Isc = 154.4 (A) 0,88*Icp = 0,88*380 = 334.4 (A)Vậy nhánh N-II ta chọn dây dẫn AC- 120 với : r0= 0.27 Ω/km ; x0= 0.403 Ω/km; b0= 2,85.10-6 1/ Ωkm.

.xét nhánh III-VI:

Imax = *10 = 210 ( A)

18

Ftt = = 191 ( mm ) Vậy chọn dây dẫn AC –185 có Icp = 510 (A) Ta có Isc = 2Imax = 420 ( A) Kiểm tra điều kiện phát nóng khi tải cương bức Isc = 420 (A) 0,88*Icp = 0,88*510 = 448.8 (A)Vậy nhánh I-III ta chọn dây dẫn AC- 185 với : r0= 0.17 Ω/km ; x0= 0.384 Ω/km; b0= 2,96.10-6 1/ Ωkm.

.xét nhánh N – IV:

Imax = *10 = 197.6 ( A)

F0t = = 179.6( mm ) Vậy chọn dây dẫn AC – 150 có Icp = 445 (A) Ta có Isc = Imax = 197.6 ( A) Kiểm tra điều kiện phát nóng khi tải cương bức Isc = 197.6 (A) 0,88*Icp = 0,88*445 = 391.6 (A)Vậy nhánh N-IV ta chọn dây dẫn AC- 150 với : r0= 0.21 Ω/km ; x0= 0.398 Ω/km; b0= 2,9.10-6 1/ Ωkm.

.xét nhánh N-V:

Imax = *10 = 201.9 ( A)

Ftt = = 183.5 ( mm ) Vậy chọn dây dẫn AC –150 có Icp = 445 (A) Ta có Isc = Imax = 201.9 ( A) Kiểm tra điều kiện phát nóng khi tải cương bức Isc = 201.9 (A) 0,88*Icp = 0,88*445 = 391.6 (A)Vậy nhánh N-V ta chọn dây dẫn AC- 150 với : r0= 0.21 Ω/km ; x0= 0.398 Ω/km; b0= 2,9.10-6 1/ Ωkm.

.xét nhánh N – III:

Imax = *10 = 86.5 ( A)

19

Ftt = = 78.6 ( mm ) Vậy chọn dây dẫn AC – 70 có Icp = 265 (A) Ta có Isc = 2Imax = 173 ( A) Kiểm tra điều kiện phát nóng khi tải cương bức Isc = 173 (A) 0,88*Icp = 0,88*265 = 233.2 (A)Vậy nhánh N-V ta chọn dây dẫn AC- 70 với: r0=0.45 Ω/km; x0=0.42 Ω/km; b0= 2,73.10-6

1/ Ωkm.I.2.2. Kiêm tra tôn thất điện áp luc vận hành binh thương và khi sư cô nguy hiêm nhất.

Ta có công thức tinh tôn thất điện áp ∆U% :

Trong đó:

P, Q: là dòng công suất tác dụng và phản kháng chạy trên đường dây đó.R, X: là điện trở và điện kháng của đoạn dây đó.U: Điện áp định mức của mạng điện.

Chi tiêu kĩ thuật: + Tôn thất điện áp lớn nhất lúc vận hành bình thường ∆Umaxbt% ( nghĩa là tinh tôn thất điện áp từ nguồn tới phụ tải xa nhất ) và tôn thất điện áp lúc sư cố nặng nề nhất ∆Umaxsc% phải thỏa mãn các điều kiện sau: ∆Umaxbt% 10% Udm

∆Umaxsc% 20% Udm

Lúc làm việc bình thường và khi có sự cố lần lượt tinh toán ∆U cho các lộ như sau:Phương án 1:xét nhánh N-1 :

- Tôn thất điện áp ở chế độ bình thường

U= = = 3.17 (kV)

- Tôn thất điện áp lúc sự cố là không xet đến.

.xét nhánh N-2 :- Tôn thất điện áp ở chế độ bình thường :

U= = = 3.28 (kV)


.xét nhánh N-3 :

20

- Tôn thất điện áp ở chế độ bình thường :

U= = = 1.32(kV)

-Tôn thấy điện áp lúc sự cố là :sc = 2* U = 2*1.32 = 2.64 ( kV)

.xét nhánh N-4:- Tôn thất điện áp ở chế độ bình thường :

U= = = 4.75 ( kV)



U= = = 4.66 ( kV)



U= = = 3.83 (kV)

. -Tôn thấy điện áp lúc sự cố là :sc = 2* U = 2*3.83= 7.66 ( kV).

Xét chỉ tiêu kĩ thuật : Trường hợp tôn thất điện áp ở chế độ bình thường : ∆Umaxbt = 4.75 ( kV) ∆Umaxbt% = *100 = 4.3 % < 10% Udm

Trường hợp khi sự cố nặng nề nhất : ∆Usc max = 7.66 ( kV) ∆Uscmax% = *100 = 6.96 % < 20% Udm => Kêt luận: Phương án 1 thỏa mãn yêu cầu kĩ thuật.

Phương án 5:Xét nhánh N-1 :

- Tôn thất điện áp ở chế độ bình thường:

U= = = 3.66 (kV)

- Tôn thất điện áp lúc sự cố là không xet đến

21

Xét nhánh N-2 :- Tôn thất điện áp ở chế độ bình thường :

U= = = 3.74 (kV)

Tôn thất điện áp lúc sự cố là không xet đếnXét nhánh N-3-6:

-Tôn thất điện áp ở chế độ bình thường:U = N-III + III-VI

= +

= 1.81+3.78= 5.59 (kV)

Sự cố 1, đứt N-3: ∆Usc1= 1.81*2 + 3.78= 7.4 (kV) Sự cố 2, đứt 1-3: ∆Usc2 = 1.81 + 3.78*2= 9.37 (kV)

∆Uscmax = ∆Usc1; ∆Usc2= 9.37 (kV)Xét nhánh N-4:


U= = = 5.32 ( kV)

Tôn thất điện áp lúc sự cố là không xet đến. Xét nhánh N-5:


U= = = 4.66 ( kV)

- - Tôn thất điện áp lúc sự cố là không xet đến.

Xét nhánh N-3:- Tôn thất điện áp ở chế độ bình thường :

U= = = 1.81 (kV)

-Tôn thấy điện áp lúc sự cố là : sc = 2* U = 2*1.81 = 3.62 ( kV).

Xét chỉ tiêu kĩ thuật : Trường hợp tôn thất điện áp ở chế độ bình thường : ∆Umaxbt = 5.59 ( kV) ∆Umaxbt% = .100 = 5.1 % < 10% Udm

Trường hợp khi sự cố nặng nề nhất : ∆Usc max = 9.37 ( kV)

22

∆Uscmax% = . 100 = 8.5% < 20% Udm => Kêt luận: Phương án 5 thỏa mãn yêu cầu kĩ thuật.

2.3. Tính toán kinh tê-kỹ thuật chọn phương án tôi ưu

Xet chi tiêu kinh tế thì phương án nào có số vốn đầu tư và chi phi vận hành hàng năm nhỏ nhất thì đó là phương án có tinh kinh tế nhất.

Để so sánh các phương án xem phương án nào kinh tế hơn thì ta chọn phương án nào có chi phi tinh toán hàng năm be hơn.

Chi phi tinh toán hăng năm của mỗi phương án được tinh như sau:Z = atc.V + ∆A.co

Trong đó: +atc : Hệ số thu hồi vốn tiêu chuân.

atc = , với Ttc = 8 năm atc = 0,125

Ttc : Số năm thu hồi vốn tiêu chuân.

+V : Số vốn đầu tư cơ bản.

V = Voij.Lij

Voij : Số vốn đầu tư để xây dựng 1km chiều dài đường dây. Lij : Chiều dài đoạn đường dây ij.

Dây lộ kep thì cần phải nhân thêm hệ số là 1.6. +∆A : Tông tôn thất điện năng của phương án ở chế độ phụ tải max. ∆A = ∑∆P.

∆P : Tông tôn thất công suất tác dụng của mạng (kW).

: Là thời gian tôn thất công suất lớn nhất (h). = (0,124 + Tmax .10-4)2.8760

Với Tmax = 5000 (h) ta tinh được: = (0.124 + 5000*10-4)2*8760

= 3410.93 +co : Là giá 1kWh điện năng tôn thất.

co = 700(đ)2.3.1.Tính toán phí tôn hàng năm của tưng phương án:

1. Phương án 1:

23

∆PN-1 = = = 0.43 (MW)

∆PN-2 = = = 0.47 (MW)

∆PN-3 = = = 0.24 (MW)

∆PN-4 = = = 0.8 (MW)

∆PN-5 = = = 0.88 (MW)

∆PN-6 = = = 1.09 (MW)

∑∆P = ∆PN-1 + ∆PN-2 + ∆PN-3 + ∆PN-4 + ∆PN-5 + ∆PN-6

= 0.43 + 0.47 + 0.24 + 0.8 + 0.88 + 1.09= 3.91 (MW)

∆A= 3.91*3410.93= 13336.7363 (MW.h)Ap dụng công thức tinh chi phi vận hành hăng năm, ta tinh được phi tôn vận hành hàng năm của các đoạn đường dây phương án 1 như sau:

Lộ ĐD

Số lộ n

Lij

(km) Fch

(mm2) r0

Ω/kmV0ij.106

(đ/km)∆Pnh

(MW)

Voij.Lij

(106đ)

N-1 1 42.43 120 0.27 354 0.43 15020.22 N-2 1 31.62 150 0.21 403 0.47 12742.86 N-3 2 20 120 0.27 354 0.24 11328 N-4 1 40 185 0.17 441 0.8 17640 N-5 1 42.43 185 0.17 441 0.88 18711.63 N-6 2 36.06 95 0.33 283 1.09 16327.968Tông 212.54 3.91 91770.678

24

Giá thành đường dây trên không một mạch điện áp 110kV được tra ở bảng 8.39. (Thiết kế các mạng và hệ thống điện – Nguyễn Văn Đạm, NXB KHKT 2008).

Vậy tông chi phi của phương án 1 là:

Z1= 0.125*91770.678*106 + 700*13336.7363*103= 20807.05016*106 (đ)

2.Phương án 5:Tôn thất công suất tác dụng của mạng điện:

∆PN-1 = = = 0.52 (MW)

∆PN-2 = = = 0.61 (MW)

∆P3-6 = = = 2.25 (MW)

∆PN-4 = = = 0.98 (MW)

∆PN-5 = = = 1.09 (MW)

∆PN-3 = = = 0.4 (MW)

∑∆P = ∆PN-1 + ∆PN-2 + ∆P3-6 + ∆PN-4 + ∆PN-5 + ∆PN-3

=0.52 + 0.61 + 2.25 + 0.98 + 1.09 + 0.4=5.85 (MW)

∆A= 5.85*3410.93= 19953.9405 (MW.h)

Ap dụng công thức tinh chi phi vận hành hăng năm, ta tinh được phi tôn vận hành hàng năm của các đoạn đường dây phương án 5 như sau:

25

Lộ ĐD

Số lộ n

Lij

(km) Fch

(mm2) r0

Ω/kmV0ij.106

(đ/km)∆Pnh

(MW)Voij.Lij

(106đ) N-1 1 42.43 95 0.33 283 0.52 12007.69 N-2 1 31.62 120 0.27 354 0.61 11193.48 3-6 2 50 185 0.17 441 2.25 35280 N-4 1 40 150 0.21 403 0.98 16120 N-5 2 42.43 150 0.21 403 1.09 17099.29 N-3 1 20 70 0.45 208 0.4 6656Tông 226.48 5.85 98356.46

Vậy tông chi phi của phương án 5 là:Z5= 0.125*98356.46*106 + 700*19953.9405*103= 26262.31585*106 (đ)

2.3.2. So sánh kinh tê – kỹ thuật, chọn phương án tôi ưu.

Sau khi tinh toán, ta có bảng tông hợp các phương án về chi tiêu kinh tế-kỹ thuật như sau:

Chi tiêu Phương án 1 Phương án 5

Kỹ thuật∆Umaxbt% 4.75 5.59

∆Uscmax% 7.66 9.37

Kinh tế Z (đ) 20807.05016*106 26262.31585*106

Từ bảng tông hợp kết quả trên ta thấy cả 2 phương án đều đảm bảo chi tiêu kỹ thuật. Mà phương án 1 có chi tiêu kinh tế Z nhỏ hơn:

=20.77%Kêt luận: Phương án I là phương án tối ưu nhất đảm bảo về kinh tế và kỹ thuật. Mặt khác

phương án đó là phương án đơn giản cả về sơ đồ nối dây cung như về bố tri thiết bị bảo vệ rơle, máy biến áp, máy cắt… Các phụ tải không liên quan đến nhau, nên khi có sự cố ở một phụ tải sẽ không ảnh hưởng đến các phụ tải khác. Vì vậy phương án I là phương án tối ưu nhất.Vậy ta chọn phương án 1 là phương án tinh toán tiếp.

26

CHƯƠNG III: CHỌN MAY BIẾN AP VA SƠ ĐÔ NÔI ĐIỆN CHINH

3.1 Tính toán chọn máy biên áp

3.1.1 Tính toán chọn công suất định mức, sô lượng máy biên áp cho phụ tải:

Phụ tải trong hệ thống bao gồm hộ loại I và hộ loại II, vì vậy để đảm bảo cung cấp điện cho các phụ tải này ta cần đặt 2 MBA làm việc song song đối với hộ loại I và 1 MBA đối với hộ loại II.

Nếu như khi tinh toán điều chinh điện áp mà không đảm bảo được thì ta sử dụng máy biến áp điều chinh dưới tải.

Công suất của máy biến áp được chọn theo công thức sau:- Phụ tải loại II có một máy biến áp,sử dụng cho phụ tải 1,2, 4, 5:

SđmB ≥ Sptmax

- Phụ tải loại I có hai máy biến áp,sử dụng cho phụ tải 3,6:

SđmB ≥

Phụ tải số 1:

Vậy ta chọn máy biến áp cho phụ tải số 1 loại TPD – 25000/110 có công suất định mức là SđmB = 25(MVA) .

Phụ tải số 2:

Vậy ta chọn máy biến áp cho phụ tải số 2 loại TPD – 32000/110 có công suất định mức là SđmB = 32(MVA).

Phụ tải số 3:


27

Phụ tải số 4:


Phụ tải số 5:


Phụ tải số 6:


Cuối cùng ta có bảng tông hợp kết quả lựa chọn máy biến áp sau:

Số liệu phụ tải 1 2 3 4 5 6

Pmax(MW) 20 25 28 32 35 40Qmax(MVAr) 7 15.5 17.36 19.84 15.94 24.8Sptmax(MVA) 21.19 29.42 32.94 37.65 38.46 47.06SttB(MVA) 21.19 29.42 23.53 37.65 38.46 33.62SdmB(MVA) 1x25 1x32 2x25 1x40 1x40 1x40Kiểu MBA TPD TPD TPD TPD TPD TPD

CAC THÔNG SÔ KY THUÂT CUA MAY BIẾN AP:

28

Sđm

(MVA)Kiểu

Uđm (kV) UN

(%)

∆PN

(kW)

∆P0

(kW)

I0

(%)

R

(Ω)

X

(Ω)

∆Q0

(kVAr)

C H

25 TPD 115 10,5 10,5 120 29 0,8 2.54 55.9 20032 TPD 115 10,5 10,5 145 35 0,75 1,87 43.5 24040 TPD 115 10,5 10,5 175 42 0,7 1.44 34.8 280

3.2 Chọn sơ đồ nôi điện chính

Sơ đồ hệ thống điện thiết kế được cho trong bản vẽ khô A-3 đi kèm cuối bản thiết kế này. Trong đó máy cắt 110kV được chọn là máy cắt SF6, còn phia 10kV sử dụng các máy cắt hợp bộ.

CHƯƠNG IV:TINH TOAN CHẾ ĐÔ XAC LÂP CUA LƯỚI ĐIỆN

29

4.1.Tính toán chê độ phụ tải max.

Ta có thông số đường dây như sau:

R = .r0.l ; X = .x0.l ; = n.b0.

Lộ n*L(km) ro x0 b0.10-6 R X 10-6B/2

N-1 2*14.14 0.27 0.415 2.74 1.909 2.934 38.744N-2 1*60.83 0.16 0.409 2.78 9.733 24.879 84.554N-3 2*44.72 0.27 0.415 2.74 6.037 9.279 122.533N-4 1*72.11 0.27 0.415 2.74 19.47 29.926 98.791N-5 2*31.62 0.27 0.415 2.74 4.269 6.561 86.639N-6 1*41.23 0.27 0.415 2.74 11.132 17.110 56.485

IV.I.1. Đoan N-1:

*Sơ đồ thay thế:

*Tinh thông số:+TBA:

MBA- 32000/110 có UN%= 10,5% Pn = 145 kWP0 =35 kW Io% = 0,75%

2TPD-32000/110

14.14 kmN 5

S1

2xAC-120

30

S1

-jQ’

S'N-1 N-11 S''

N-1

-jQ”C1

1

N

C1

Z SB1 S'B1

S01

ZB S1 S"B1 22

UC đm=115 kV Sđm = 32 MVA

UH đm = 22 kV .Điện trở, điện kháng của MBA:

R1B = = = 1,872 ( ).

X1B = = = 43,395 ( ).

Z1B = *( R1B +jX1B) = *(1,872+j43,395) = 0,936+j21,698 ( ).

Phu tai:- Tôn thất điện năng trên đường dây: AN-1 = PN-1. = 28.28*3410.93*10-3 =96.461 (MWh)- Tôn thất điện năng trên trạm biến áp:

AB1=n.P0.t+

=(2*35*8670+ 3410.93)*10-3 =875.250(MWh)

- Tông tôn thất điện năng:AN-1 = AN-1 + AB1 = 96.461+ 875.250 = 971.711(MWh)

IV.I.2. Đoan N-2:* Sơ đồ nguyên ly :

N 260.83 km S2 =40+j20.568

TPD-63000/110


31

SN-2 S'N-2 S'

'N-2

NZN-2

SB2

S" B2

S

ZB2

S'B2




UH đm = 10.5 kV .Điện trở, điện kháng của MBA:

R2B = = = 0.866( ).

X2B = = = 0.35( ).

Z2B = .( R2B +jX2B) = 0.866+j0.35( ). +Phu tai:

2=40+j20.568 (MVA).

* Tinh chế độ xác lập:Ta có UN = 1,1.Uđm= 121 kV.- Công suất sau tông trở của MBA:

= 2 = 40+j20.568 (MVA)

- Tôn thất công suất trên tông trở TBA:

= .Z2B= .(0.866+j0.35)=0.145+j0.056 (MVA).

- Công suất trước tông trở TBA: = + = (40+j20.568) + (0.145+j0.056 )=40.125+j20.624(MVA).

- Tôn thất công suất lúc không tải:

= n( +j ) =(59*10-3+j )

=0.059+j0.41(MVA).- Công suất trên thanh góp cao áp của MBA:

B2 = + = (40.125+j20.624)+(0.059+j0.41)=40.184+j3.034(MVA).

- Công suất phản kháng do dung dẫn của đường dây N-1 sinh ra:

32

-jQ’ -jQ”C2C2

0

jQcc” = j Uđm

2. N-2=j1102*84.554*10-6 = j1.023( MVAr)

- Công suất sau tông trở đường dây:

= B2 - jQcc” = (40.184+j3.034)-j1.023= 40.184+j2.011(MVA)

- Tôn thất công suất trên tông trở đường dây :

= *ZN-2

= *(9.733+j24.879)=1.302+j3.316(MVA).

- Công suất trước tông trở dây dẫn : =(40.184+j2.011)+(1.302+j3.316)=41.486+j5.327(MVA).

- Công suất phản kháng do dung dẫn đầu đường dây sinh ra:

jQcc’ = j UN

2. N-2=j1212*84.554*10-6 = j1.238 (MVAr).- Công suất đầu nguồn:

N-2 = S - jQcc’ =(41.486+j5.327)-j1.238= 41.486+j4.089(MVA).

-Tôn thất điện áp trên đường dây N-2:

UN-2 = = =4.431(kV)

- Điện áp tại nút 2:

U2 = UN - UN-2 = 121-4.431=116.565(kV)

- Tôn thất điện áp trên MBA:

UB2 = = =0.347(kV)

- Điện áp nút đã quy đôi về phia cao áp:U’2 = U2- UB2 = 116.565-0.347=116.218(kV)

- Điện áp thực nút 2:

U2 = = U’2 . = 116.218* =10.611(kV)

- Tôn thất điện năng trên đường dây:

33

AN-2 = PN-2. = 40*3410.93*10-3 = 136.437(MWh)- Tôn thất điện năng trên trạm biến áp:

AB2=P0.t+

=(59*8670+260*3410.93).10-3=1043.682 (MWh)- Tông tôn thất điện năng:

AN-2 = AN-2 + AB2 =136.437+1043.682 = 1177.119(MWh)IV.I.3. Đoan N-3:






R3B = = =1,872 ( ).

2TPD-32000/110

44.72 kmN 3

S3

2xAC-120

34

.S

3

-jQ’

S'N-3 N-3 S''

N-3

-jQ”C3

1

N

C3

Z SB3 S'B3

S03

ZB S\3

3 S"B3 22

X3B = = =43,395 ( ).

Z3B = .( R3B +jX3B) = .(1,872 +j43,395) =0,936+j21,698 ( ).

Phu tai:

3 = 35+j17.78(MVA).

*Tinh chế độ xác lập:Ta có UN = 1,1.Uđm= 121 kV.- Công suất sau tông trở của MBA:

= 3 =35+j17.78 (MVA)

- Tôn thất công suất trên tông trở TBA

= 2

2''3 //

đm

B

US

*Z3B = 2

22

11078.1735 *(0,936+j21,698)

= 0.119+j2.764(MVA)- Công suất trước tông trở TBA:

'3BS = + = (35+j17.78 ) + (0.119+j2.764) = 35.119+j20.544 (MVA).


= n( +j ) =2*(35.10-3+j )

= 0,07+j0,48(MVA).- Công suất trên thanh góp cao áp của MBA:

B3 = + = (35.119+j20.544 )+(0,07+j0,48)= 35.189+j21.024 (MVA)

- Công suất phản kháng do dung dẫn của đường dây N-1 sinh ra: jQcc

” = j Uđm2. N-3= j1102*122.533*10-6 = j1.483 (MVAr)


= B3 - jQcc” = (35.189+j21.024)-j1.483 = 35.189+j19.541 (MVA)

- Tôn thất công suất trên tông trở đường dây:

= .ZN-3 = *(6.037+j9.279) = 0.769+j1.182 (MVA).

- Công suất trước tông trở dây dẫn: = (35.189+j19.541 )+ (0.769+j1.182 )

= 35.958+j20.723(MVA).


35

jQcc’ = j UN

2. N-3=j*1212*122.533*10-6 = j1.794 (MVAr)- Công suất đầu nguồn:

N-3 =S - jQcc’ = (35.958+j20.723)-j1.794= 35.958+j18.929 (MVA).


UN-3 =

= = 3.383 (kV)


U3 = UN - UN-3 = 121-3.383= 117.617 (kV)


UB3 = =

= 8.138 (kV)

- Điện áp nút đã quy đôi về phia cao áp:U’2 = U3- UB3 = 117.617-8.138= 109.479 (kV)


U2 = = U’2 . = 109.479* = 9.996 (kV).

- Tôn thất điện năng trên đường dây: AN-3 = PN-3. = 35*3410.93*10-3 = 119.383 (MWh)- Tôn thất điện năng trên trạm biến áp:

AB3= n.P0.t+

=(2*35*8670+ 3410.93)*10-3 = 1039.2(MWh)

- Tông tôn thất điện năng:AN-1 = AN-1 + AB1 = 119.383 + 1039.2= 1158.583 (MWh)

36


N 472.11 km S4 =30+j14.327

TPD-40000/110*Sơ đồ thay thế:





R4B = = = 1.446 ( ).

X4B = = = 34.716 ( ).

Z4B = .( R4B +jX4B) = 1.446+j34.716 ( ).

+Phu tai:

4= 30+j14.327 (MVA).


= 4= 30+j14.327 (MVA)


37

SN-4

-jQ’

S'N-4 S'

'N-4

-jQ”C4

N

C4

ZN-4 SB4

S'’

B4

S0

ZB4 S"B4

= .Z4B= *(1.446+j34.716)= 0.132+j3.171 (MVA).

- Công suất trước tông trở TBA: = + = (30+j14.327 )+(0.132+j3.171)= 30.132+j17.498 (MVA).


= n( +j ) = (30.10-3+j )

= 0.03+j0.28(MVA).- Công suất trên thanh góp cao áp của MBA:

B4 = + = (30.132+j17.498)+(0.03+j0.28)= 30.162+j17.778 (MVA).


” = j Uđm2. N-4= j1102*98.791*10-6 = j1.195 (MVAr)


= B4 - jQcc” = (30.162+j17.778)-j1.195= 30.162+j16.583 (MVA)


= *ZN-4

= *(19.47+j29.926)= 1.906+j2.930 (MVA).

- Công suất trước tông trở dây dẫn : = (30.162+j16.583) + (1.906+j2.930)

= 32.068+j19.513 (MVA).- Công suất phản kháng do dung dẫn đầu đường dây sinh ra:

jQcc’ = j UN

2. N-4=j1212*98.971*10-6 = j1.449 (MVAr).- Công suất đầu nguồn:

N-4= S - jQcc’ = (32.068+j19.513)-j1.449= 32.068+j18.064 (MVA).


UN-4= = =9.986(kV)


U4 = UN - UN-4 = 121-9.986= 111.014 (kV)

38


UB4 = = = 5.38 (kV)

- Điện áp nút đã quy đôi về phia cao áp:U’2 = U4- UB4 = 111.014-5.38= 105.634 (kV)


U2 = = U’2 . = 105.634* =9.645 (kV)

- Tôn thất điện năng trên đường dây: AN-4 = PN-4. = 30*3410.93*10-3 = 102.328 (MWh)- Tôn thất điện năng trên trạm biến áp:

AB4= P0.t+

= (42*8670+175*3410.93).10-3= 964.833 (MWh)- Tông tôn thất điện năng:

AN-4 = AN-4 + Ab4 = 102.328+964.833 = 1067.161(MWh)

IV.I.5. Đoan N-5:


*Tinh thông số:

2TPD-40000/110

31.62 kmN 5

S5

2xAC-120

39

S1

-jQ’

S'N-5 N-5 S''

N-5

-jQ”C5

5

N

C5

Z SB5 S'B5

S05

ZB S5

5 S"B5 22

+TBA:MBA- 40000/110 có UN%= 10,5% Pn = 175 kW

P0 =42 kW Io% = 0,7%

UC đm=115 kV Sđm = 40MVA


R5B = = = 1.446 ( ).

X5B = = = 34.716 ( ).

Z5B = .( R5B +jX5B) = .(1.446+j34.716 ) = 0.723+j17.358 ( ).

Phu tai:

5 = 42+j26.027 (MVA).

*Tinh chế độ xác lập:Ta có UN = 1,1.Uđm= 121 kV.- Công suất sau tông trở của MBA:

= 5 = 42+j26.027 (MVA)


= *Z5B = *(0.723+j17.358)

= 0.146+j3.502(MVA)- Công suất trước tông trở TBA:

= + = (42+j26.027 ) + (0.146+j3.502) = 42.146+j29.529 (MVA).- Tôn thất công suất lúc không tải:

= n( +j ) = 2*(42.10-3+j )

= 0.084+j0.56 (MVA).- Công suất trên thanh góp cao áp của MBA:

B5 = + = (42.146+j29.529)+(0.084+j0.56)= 42.23+j30.089 (MVA)


” = j Uđm2. N-5= j1102*86.639*10-6 = j1.048 (MVAr)


40

= B5 - jQcc” = (42.23+j30.089)-j1.048= 42.23+j29.041 (MVA)

- Tôn thất công suất trên tông trở đường dây:

= .ZN-5 = *(4.269+j6.561)= 0.861+j1.324 (MVA).

- Công suất trước tông trở dây dẫn: = (42.23+j29.041)+(0.861+j1.324)

= 43.091+j30.365 (MVA).


jQcc’ = j UN

2. N-5= j*1212*86.639*10-6 = j1.268 (MVAr)- Công suất đầu nguồn:

N-5 = S - jQcc’ = (43.091+j30.365)-j1.268= 43.091+j29.097 (MVA).


UN-5 =

= = 3.167 (kV)


U5 = UN - UN-5 = 121-3.167= 117.833(kV)


UB5 = =

= 4.609 (kV)

- Điện áp nút đã quy đôi về phia cao áp:U’5 = U5- UB5= 117.833-4.609= 113.224(kV)


U5 = = U’5 . = 113.224* = 10.338(kV).

- Tôn thất điện năng trên đường dây:

41

AN-5 = PN-5. = 42*3410.93*10-3 = 143.259 (MWh)- Tôn thất điện năng trên trạm biến áp:

AB5=n.P0.t+

= (2*42*8670+ 3410.93)*10-3=1191.256 (MWh)

- Tông tôn thất điện năng:AN-5 = AN-5 + AB5 = 143.259+1191.256= 1334.515 (MWh)


N 641.23 km S6 =25+j15.493

TPD-32000/110



MBA- 32000/110 có: UN%= 10,5% Pn = 145 kWP0 =35 kW Io% = 0,75%


UH đm = 22 kV .Điện trở, điện kháng của MBA:

R6B = = = 1,872 ( ).

X6B = = = 43,395 ( ).

42

SN-6

-jQ’

S'N-1 S'

'N-6

-jQ”C6

N

C6

ZN-6 SB6

S'B6

S0

ZB6 S"B6

Z6B = .( R1B +jX1B) = *(1,872 +j43,395) = 1,872 + j43,395 ( ).

+Phu tai:

6= 25+j15.493 (MVA).


= 6 = 25+j15.493 (MVA)


= *Z6B= *(1,872+j43,395)= 0.134+j3.102 (MVA).

- Công suất trước tông trở TBA: = + = (25+j15.493 )+(0.134+j3.102)= 25.134+j18.595 (MVA).


= n( +j ) = (35.10-3+j )

= 0.035+j0.24 (MVA).- Công suất trên thanh góp cao áp của MBA:

B6 = + = (25.134+j18.595)+(0.035+j0.24)= 25.169+j8.835 (MVA).


” = j Uđm2. N-6= j1102*56.485*10-6 = j0.683 (MVAr)


= B6 - jQcc” = (25.169+j8.835)-j0.683 = 25.169+j8.152 (MVA)


= *ZN-6

= *(11.132+j17.110)= 0.644+j0.99 (MVA).

- Công suất trước tông trở dây dẫn : = (25.169+j8.152)+(0.644+j0.99)= 25.813+j9.142 (MVA).


jQcc’ = j UN

2. N-6= j1212*56.485*10-6 = j0.827 (MVAr).- Công suất đầu nguồn:

43

N-6 = S - jQcc’ = (25.813+j9.142)-j0.827 = 25.183+j8.135 (MVA).


UN-6 =

= = 3.61(kV)


U6 = UN - UN-6 = 121-3.61= 117.39 (kV)


UB6 = = = 7.291 (kV)\

- Điện áp nút đã quy đôi về phia cao áp:U’2 = U6- UB6 = 117.39 -7.291 = 110.099 (kV)


U6 = = U’6* = 110.099 * = 10.053 (kV)

- Tôn thất điện năng trên đường dây: AN-6 = PN-6. = 25*3410.93*10-3 = 85.273(MWh)- Tôn thất điện năng trên trạm biến áp:

AB6=P0.t+

= (35*8670+145*3410.93).10-3= 801.185 (MWh)- Tông tôn thất điện năng:

AN-6 = AN-6 + Ab6 = 85.273+801.185= 886.308(MWh)

44

Bảng tính toán điện áp các nut (kV) và tôn thất điện áp:

Phụ tải UN Ui UB U'2 U2

1 0.872 120.128 3.394 116.734 10.658

2 4.431 116.565 0.347 116.218 10.611

3 3.383 117.617 8.138 109.479 9.996

4 9.986 111.014 5.38 105.634 9.645

5 3.167 117.833 4609 113.224 10.338

6 3.61 117.39 7.291 110.099 10.053

4.2 Tính toán các chê độ sư cô khi phụ tải max

Ta chi xet sự cố nặng nề nhất, tức là đứt một đường dây điện lộ kep khi hệ thống vận

hành ở chế độ phụ tải cực đại, ở chế độ sự cố điện áp trên thanh cái cao áp của nguồn là

1.1 lần điện áp định mức của mạch điện.

Khi đó điện trở và điện kháng của đường dây gặp sự cố sẽ tăng lên 2 lần, còn điện dẫn

giảm 2 lần.

Đoạn N-1 N-3 N-5

R( ) 3.818 12.074 8.538

X( ) 5.868 18.558 13.122

106B/2(S) 19.372 61.267 43.32

45

Tinh tương tự như ở chế độ phụ tải cực đại ta được bảng:

Phụ tải 1 3 5

S''B 28+j17.352 35+j17.78 42+j26.027

SBi0.0839+j1.97 0.119+j2.764 0.146+j3.502

S'Bi28.084+j19.322 35.189+j21.024 42.146+j29.529

S0i0.07+j0.48 0.07+j0.48 0.084+j0.56

SBi28.154+j19.802 35.189+j21.024 42.23+j30.089

jQ''i j0.235 j0.742 j0.524

S''Ni28.154+j19.567 35.189+j20.282 42.23+j29.565

SNi0.252+j0.388 0.769+j1.182 0.431+j0.662

S'Ni28.046+j19.955 35.958+j19.1 42.661+j30.227

jQ'i j0.619 j0.897 j0.634

SNi28.046+j19.336 35.958+j18.203 42.661+j29.593

Ui(kV) 119.256 120.119 118.125

UHi(kV) 10.578 10.237 10.4

46

CHƯƠNG V : TINH TOAN LỰA CHỌN ĐẦU PHÂN AP(Chọn phụ tải 2)

Để điều chinh điện áp trong HTĐ ta có thể có nhiều biện pháp. Đối với MBA có thể điều chinh điện áp băng cách thay đôi đầu phân áp của MBA như thay đôi ti số biến đôi điện áp, thay đôi thông số đường dây, thay đôi dòng công suất phản kháng phụ tải trong mạng điện…

5.1. Tính bô sung chê độ phụ tải min:

N 260.83 km S2 =40+j20.568

TPD-63000/110


Ta có UN = 1,05.Uđm= 110*1.05=115.5 kV.

= 2 = 40+j20.568 (MVA)

= .Z2B= .(0.866+j0.35)=0.145+j0.056(MVA). = +

= (40+j20.568) + (0.145+j0.056 )=40.125+j20.624(MVA).

= n( +j ) =(59*10-3+j )

=0.059+j0.41(MVA).

B2 = + = (40.125+j20.624)+(0.059+j0.41)=40.184+j3.034(MVA).

jQcc” = j Uđm

2. N-2=j1102*84.554*10-6 = j1.023( MVAr)

47

SN-2

-jQ’

S'N-2 S'

'N-2

-jQ”C2

N

C2

ZN-2

SB2

S" B2

S0

ZB2 S'B2

= B2 - jQcc” = (40.184+j3.034)-j1.023= 40.184+j2.011(MVA)

= *ZN-2

= *(9.733+j24.879)=1.302+j3.316(MVA).

=(40.184+j2.011)+(1.302+j3.316)=41.486+j5.327(MVA).

jQcc’ = j UN

2. N-2=j115.52*84.554*10-6 = j1.128MVAr).- Công suất đầu nguồn:

N-2 = S - jQcc’ =(41.486+j5.327)-j1.128= 41.486+j4199(MVA).


UN-2 = = =4.642(kV)


U2 = UN - UN-2 = 115.5-4.642=110.858(kV)


UB2 = = =0.363(kV)

- Điện áp nút đã quy đôi về phia cao áp:U’2 = U2- UB2 = 110.858-0.363=110.495(kV)

5.2. Chọn đầu phân áp:Phạm vi điều chinh: 5*1,78%; UCđm=115kV; UHđm=10.5kV

+ Yêu cầu điều chinh điện áp khác thường, độ lệch điện áp cho phep:Trong chế độ phụ tải cực tiểu :dU1% = 0 %Trong chế độ phụ tải cực đại : dU2% = +5 %

+ Yêu cầu điều chinh điện áp thường:Chế độ phụ tải cực tiểu : dU1% +7.5% Chế độ phụ tải cực đại: dU2% ≥+2.5%

Quy ước: Ki hiệu “1” dùng cho chế độ phụ tải min. Ki hiệu “2” dùng cho chế độ phụ tải max.-Điện áp yêu cầu trên thanh cái hạ áp của trạm được xác định:

48

Uyc = UHđm + dU%.UHđm Trong đó UHđm là điện ap định mức cua mạng điện hạ ap.

+ Với hộ điều chinh điện áp khác thường : Đối với mạng điện này UHđm = 10.5 kV. Vì vậy điện áp yêu cầu trên thanh cái hạ áp của trạm khi phụ tải cực tiểu, cực đại là :

Uyc1 = UHđm + dU1%. UHđm = 10.5 +0 %.10.5 = 10.5 (kV).

Uyc2 = UHđm + dU1%. UHđm = 10.5 +5 %.10.5 = 11.025 (kV).+ Với hộ điều chinh điện áp thường :Uyc1 = UHđm + dU1%. UHđm = 10.5 +7.5 %.10.5 = 11.2875(kV).Uyc2 = UHđm + dU1%. UHđm = 10.5 +2.5 %.10.5 =10.7625 (kV).

- Ti số biến đôi điện áp của MBA k = =

Với: Upa là giá trị điện áp tương ứng với đầu phân áp được chọn. Ukt là giá trị điện áp không tải phia hạ áp.

Ukt =1,1*UHđm =1,1*10.5= 11.55 (kV)-Giá trị điện áp trên thanh cái hạ áp quy đôi về phia cao áp

U’H = k UH =(UC - UB).

+ MBA có bộ điều chinh điện áp dưới tải. (Với hộ điều chinh điện áp khác thường ).

Ở mỗi chế độ phụ tải có một đầu phân áp tương ứng:

Upa1=(UC1 - UB1).

Upa2 =(UC2 - UB2).

Điện áp của đầu điều chinh tiêu chuân là:Upatc = 115 9.1,78%.115.Upa1 chọn Upatc1

Upa2 chọn Upatc2

Tinh lại giá trị điện áp thực trên thanh cái hạ áp của MBA

UH1 =(UC1 - UB1).

UH2 =(UC2 - UB2).

Kiểm tra điều kiện :

dU1%= .100% = 0%

49

dU2%= .100% = 5%

+ MBA có đầu phân áp cố định (dùng cho yêu cầu điều chinh điện áp thường).

Ở cả hai chế độ phụ tải min và phụ tải max chi dùng chung một đầu phân áp tiêu chuân :

Upatb = (U1pa+U2 pa) (chọn đầu phân áp tiêu chuân gần nhất với giá tri Upatc)

Điện áp của đầu điều chinh tiêu chuân là :Tinh lại giá trị điện áp thực trên thanh cái hạ áp của MBA:

UH1 =(UC1 - UB1).

UH2 =(UC2 - UB2).


dU1%= .100% 7,5%

dU2%= .100% 2,5%.

Bảng số liệu điện áp trên thanh cái hạ áp quy đôi về phia cao áp:

Tram biên áp 1 2 3 4 5 6

U’2 max

(kV)116.734 116.218 109.479 105.634 113.224 110.099

U’2 min

(kV) - 110.495 - - - -

50

Bảng chọn đầu phân áp:Thứ tự đầu điều

chinhĐiện áp bô sung

(%)Điện áp bô sung

(kV)Điện áp đầu điều chinh

-5 -8.9 -10.235 104.765

-4 -7.12 -8.473 106.527

-3 -5.34 -6.141 108.859

-2 -3.56 -4.094 110.906

-1 -1.78 -2.047 112.953

0 0 0 115

1 1.78 2.047 117.047

2 3.56 4.094 119.094

3 5.34 6.141 121.141

4 7.12 8.473 123.188

5 8.9 10.235 125.235

5.2.1 Chọn đầu phân áp cho MBA tram 1.Điện áp trên thanh cái hạ áp đã quy đôi về phia cao áp

U'2= 116.734 (kV)Đây là hộ loại I, yêu cầu điều chinh điện áp khác thường nên ta có các

giá trị điện áp yêu cầu trên thanh cái của TBA :

Uyc1 = UHđm + dU1%. UHđm = 10.5 +0 %*10.5 = 10.5 (kV)

Uyc2 = UHđm + dU1%. UHđm = 10.5 +5 %*10.5 = 11.025 (kV)

Tinh đầu điều chinh trong MBA khi phụ tải cực đại:

Upa2 = U . =116.734 * = 122.293(kV)

Upatc2=123.188 ứng với n =4.Tinh lại giá trị điện áp thực trên thanh cái hạ áp của MBA :

51

Ut2= *UHđm=(116.734/123.188)*10.5=9.95 (kV)

Độ lệch điện áp trên thanh cái hạ áp:

U2%= *100

=(10-9.95)/10*100=0.5%<5%.(thỏa mãn điều kiện).

5.2.2 Chọn đầu phân áp cho MBA tram 2.Điện áp trên thanh cái hạ áp đã quy đôi về phia cao áp :

U = 110.495kV U = 116.218 kV

Đây là hộ loại II, yêu cầu điều chinh điện áp thường nên ta có cácgiá trị điện áp yêu cầu trên thanh cái của TBA :

Uyc1 = Uđm + du1%.Uđm = 10.5+7.5%*10.5=11.2875(kV).Uyc2 =Uđm + du1%.Uđm =10.5+2.5 %*10.5=10.7625 (kV).

Tinh đầu điều chinh trong MBA khi phụ tải cực tiểu và cực đại:Với Ukt = 11.55(kV)

Upa1 = U . = 110.495* = 113.064 (kV)

Upa2 = U . = 116.218* = 124.722(kV)

Ở cả hai chế độ phụ tải min và phụ tải max chi dùng chung một đầu phân áptiêu chuân : Upatb = (U1pa+U2 pa) = (113.064 +124.722) =118.893(kV)

Dựa vào bảng ta chọn Upatc =119.094 kV ứng với n=2.Tinh lại giá trị điện áp thực trên Điện áp trên thanh cái hạ áp đã quy đôi về

phia cao áp:

UH1 =(UC1 - UB1). = 110.495* = 10.716 (kV)

UH2 =(UC2 - UB2). =116.218* =11.271 (kV)


dU1%= .100% = 2.057% 7,5%

dU2%= .100% = 7.343% 2,5% (thỏa mãn điều kiện).

5.2.3 Các MBA của các tram con lai Đối với MBA của trạm 3, 5 chọn tương tự như trạm 1, MBA trạm 4, 6 chọn tương tự như trạm 2, ta có bảng thông số chọn:

52

Trạm biến áp Nấc chọnChế độ min

Nấc chọnChế độ Max

1 - 42 2 23 - 04 - 05 - 26 - 2

53

CHƯƠNG 6: TINH TOAN CAC CHỈ TIÊU KINH TẾ-KY THUÂT

Giá thành truyền tải điện của lưới điện được xác định theo công thức

(đ/kWh)

Trong đó : Y : chi phi vận hành hàng năm trong mạng điện (đ) Att : tổng điện năng mà cac phụ tải điện nhận được, (MWh) .

1. Tính tổng điện năng phu tai nhận được Att được tinh theo chế độ phụ tải cực đại với Tmax = 5000h.

Ta có : Att = Pi.Tmax =228*5000 = 1140*103 (MWh) .1. Chi phí vận hanh hang năm Y .

Y = avhd.kd + avht.kt + A.C (đ)Trong đó

avhd : hệ sô vận hành đường đây , avhd= 0,04.avht : hệ sô vận hành thiết bị trong TBA , avht= 0,1.kd :vôn đầu tư xây dựng đường đây.kt : vôn đầu tư xây dựng TBA.A :tổng tổn thất điện năng (bao gôm tổn thất điện năng trên đường đây và

MBA) , (MWh)C : gia điện 1kWh ,C = 700đ/1kWh.a. Vốn đầu tư xây dựng đường đây: kd = 118196.262*106 (đ)b. Vốn đầu tư xây dựng TBA :

Với trạm có 2 MBA, giá sẽ băng 1,8 lần trạm có 1 MBA2 trạm có 2 MBA công suất 32 MVA,1 trạm có 2 MBA công suất 40 MVA,1 trạm có 1 máy biến áp công suất 40 MVA,1 trạm có 1 máy biến áp công suất 63 MVA,1 trạm có 1 máy biến áp công suất 32 MVA.

54

Bảng giá MBA 110/220 (106/MBA):

Sđm

(MVA) 16 25 32 40 63 80

Kt(106 ) 13000 19000 22000 25000 35000 42000

+Ta có vốn đầu tư xây dựng TBA là:kt=1,8*(4*22000.106+2*25000.106)+25000.106 +35000*106+22000*106

=3.303*1011(đ).

+Tông tôn thất điện năng trên đường dây (đã tinh ở chương II):∑Ad= 20486.0456 (MWh)

+Tông tôn thất điện năng trên MBA( đã tinh ở chương 4):AB = 971.711+1177.119+1158.583+1067.161+1334.515+886.308

= 6595.397 (MWh) A =Ad+AB = 20486.0456+6595.397= 27081.443 (MWh)

Tôn thất điện năng tinh theo % điện năng của phụ tải:

A% = = *100= 2.376%Chi phi vận hành hàng năm là:

Y = avhd.kd + avht.kt + A.C = 0,04*118196.262*106+ 0,1*3.303*1011+27081.443*700*103

= 5.698*1010 (đ)

* Vậy giá thành tải điện : = = 49.982 (đ/kWh).

* Giá thành xây dựng mạng điện cho 1 MW công suất phụ tải:

k = = = 663.272*106 đ/MW

Kêt quả tính toán các chỉ tiêu kinh tê - kỹ thuật của hệ thông điện sau khi thiêt kê được tông hợp trong bảng sau:

STT Các chỉ tiêu Đơn vị Giá trị

55

1 Tông công suất phụ tải khi cực đại

MW 228

2 Tông chiều dài đường dây km 355.13

3 Tông công suất các MBA MVA 343

4 Tông vốn đầu tư cho mạng điện

1010đ 3.315

5 Tông vốn đầu tư về đường dây

109đ 118.196

6 Tông vốn đầu tư các trạm biến áp

1011đ 3.303

7 Tông điện năng các phụ tải tiêu thụ

MWh 1140*103

8 ΔUtb % 8.36

9 ΔUsc % 6.2

10 Tông tôn thất công suất MW 6.006

11 Tông tôn thất công suất % 2.634

12 Tông tôn thất điện năng MWh 27081.443

13 Tông tôn thất điện năng % 2.376

14 Chi phi vận hành hàng năm 1010 đ 5.698

15 Chi phi tinh toán hàng năm 1010 đ 11.304

16 Giá thành truyền tải điện đ/ kWh 49.982

17 Giá thành xây dựng cho 1 MW

106 đ/MW 663.272

TÀI LIỆU THAM KHAO

56

1. Nguyễn Văn Đạm. Mạng lưới điện. Nhà xuất bản Khoa học và Kĩ thuật Hà Nội , 2001.

2. Nguyễn Văn Đạm. Mạng lưới điện.( Tinh chế độ xác lập của các mạng điện và hệ thống phức tạp). Nhà xuất bản Khoa Học va Kỹ thuật Hà Nội, 2000.

3. Nguyễn Văn Đạm. Thiết kế các mạng và hệ thống điện. Nhà xuất bản Khoa học và Kĩ thuật Hà Nội, 2008.

MỤC LỤCLời mở đầu

57

Những số liệu nguồn cung cấp 2Chương 1. Tính toán cân bằng công suất, xây dưng phương án

1.1. Phân tich nguồn và phụ tải 41.2. Tinh toán cân băng công suất1.2.1 Cân băng công suất tác dụng1.2.2 Cân băng công suất phản kháng và bù công suất cương bức1.3. Xây dụng các phương án nối dây1.3.1 Dự kiến các phương án nối dây1.3.2 Phân tich, giữ lại một số phương án để tinh toán tiếp

445668

Chương 2. Tính toán kinh tê kỹ thuật, chọn phương án tôi ưu 102.1. Tinh toán phân bố công suất sơ bộ, chọn cấp điện áp vận hành lưới

13

2.2. Chọn tiết diện dây dẫn (theo từng lộ) 142.2.1 Chọn tiết diện dây dẫn theo mật độ dòng kinh tế, kiểm tra các điều kiện phát nóng

14

2.2.2 Kiểm tra tôn thất điện áp lúc vận hành bình thường và khi sự cố nguy hiểm nhất

17

2.3. Tinh toán kinh tế-kỹ thuật chọn phương án tối ưu2.3.1 Tinh toán phi tôn hàng năm từng phương án

2122

2.3.2 So sánh kinh tế-kỹ thuật chọn phương án tối ưu 24Chương 3. Chọn máy biên áp và sơ đồ nôi điện chính 25

3.1. Chọn máy biến áp 253.2. Chọn sơ đồ nối điện chinh 27

Chương 4. Tính toán chê độ xác lập của lưới điện 284.1. Chế độ phụ tải cực đại 28

4.2. Chế độ sự cố khi phụ tải cực đại 43Chương 5. Tính toán lưa chọn đầu phân áp 45

5.1. Tinh bô sung cho chế độ phụ tải min 455.2. Chọn đầu phân áp 46

Chương 6. Tính toán các chỉ tiêu kinh tê kỹ thuật 52Tài liệu tham khảo 55Mục lục 56

58

Documents

lưới điện tuấn anh