MỞ ĐẦU - WordPress.com · Web viewVì vậy trong giai đoạn đầu của thiết kế phát triển hệ thống điện hay các mạng điện của các vùng riêng biệt

Đồ Án Môn Học Mạng Lưới Điện

MỞ ĐẦUNgày nay, điện năng là một phần vô cùng quan trọng trong hệ thống năng lượng

của một quốc gia. Điện năng là một dạng năng lượng có nhiều ưu điểm như: dễ dành chuyển thành các dạng năng lượng khác (nhiệt, cơ, hóa…), dễ truyền tải và phân phối. Chính vì vậy điện năng được sử dụng rất rộng rãi trong mọi lĩnh vực hoạt động của con người. Trong điều kiện nước ta hiện nay đang trong thời kì công nghiệp hoá và hiện đại hoá thì điện năng lại đóng một vai trò vô cùng quan trọng.

Điện năng là nguồn năng lượng chính của các ngành công nghiệp, là điều kiện quan trọng để phát triển các đô thị và dân cư.. Vì lý do đó khi lập kế hoạch phát triển kinh tế xã hội, kế hoạch phát triển điện năng phải đi trước một bước, nhằm thỏa mãn nhu cầu điện năng không những trong giai đoạn trước mắt mà còn dự kiến cho sự phát triển trong tương lai 5,10 năm hoặc có khi còn lâu hơn nữa. Thêm vào đó nền kinh tế nước ta còn trong giai đoạn đang phát triển và việc sản xuất điện năng còn đang thiếu thốn so với nhu cầu tiêu thụ điện nên việc truyền tải điện, cung cấp điện cũng như phân phối điện cho các hộ tiêu thụ cần phải được tính toán kĩ lưỡng để vừa đảm bảo hợp lí về kĩ thuật cũng như về kinh tế.

Trong quá trình nghiên cứu và thiết kế Đồ án môn học này đã đưa ra phương án có khả năng thực thi nhất trong việc thiết kế mạng lưới điện cho một khu vực gồm các hộ tiêu thụ điện loại I và loại III. Nhìn chung, phương án được đưa ra đã đáp ứng được những yêu cầu cơ bản của một mạng lưới cung cấp điện như: độ tin cậy cung cấp điện, chất lượng điện năng, tính kinh tế và an toàn…

Dù đã cố gắng nhưng đồ án sẽ không tránh khỏi những thiếu sót và hạn chế, em rất mong nhận được sự chỉ bảo và giúp đỡ của các thầy để em có thể hoàn thiện được nội dung thiết kế đồ án, hoàn thiện và nâng cao kiến thức chuyên môn cũng như rèn luyện bản thân về tác phong làm việc, tinh thần và trách nhiệm.

Em xin chân thành cảm ơn sự giúp đỡ của Thầy Lã Minh Khánh đã giúp đỡ em hoàn thành đồ án môn học này.

Hà Nội, ngày 29 tháng 12 năm 2011

Sinh viên thiết kế

Lê Hải Nam

Lê Hải Nam- Lớp htd3k53 Page 1


MỤC LỤCMỞ ĐẦU……………………………………………………………………………………….1

CHƯƠNG 1……………………………………………………………………………………3

PHÂN TÍCH NGUỒN VÀ PHỤ TẢI………………………………………………………….3

CÂN BẰNG CÔNG SUẤT TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN…………………………………….3

1.1 PHÂN TÍCH NGUỒN VÀ PHỤ TẢI..............................................................................31.1.1 Nguồn điện............................................................................................................31.1.2 Phụ tải điện...........................................................................................................3

1.2 CÂN BẰNG CÔNG SUẤT TÁC DỤNG........................................................................31.3 CÂN BẰNG CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG...................................................................31.4 CÁC SỐ LIỆU KỸ THUẬT CƠ BẢN.............................................................................3

1.4.1 Khoảng cách từ nhà máy tới các phụ tải...............................................................31.4.2 Bảng thông số của các phụ tải điện.......................................................................31.4.3 Các lựa chọn kỹ thuật ban đầu..............................................................................3

CHƯƠNG 2…………………………………………………………………………………..3

LẬP PHƯƠNG ÁN VÀ TÍNH TOÁN KỸ THUẬT CÁC PHƯƠNG ÁN…………………..3

2.1 ĐẶT VẤN ĐỀ..................................................................................................................32.2 DỰ KIẾN CÁC PHƯƠNG ÁN CUNG CẤP ĐIỆN VÀ CÁC TIÊU CHUẨN TÍNH TOÁN KỸ THUẬT................................................................................................................3

2.2.1 Các phương án nối dây.........................................................................................32.2.2 Tiêu chuẩn kỹ thuật của phương án......................................................................32.2.3 Phân bố công suất trong mạng điện......................................................................32.2.4 Chọn điện áp định mức của mạng điện.................................................................32.2.5 Chọn tiết diện dây dẫn..........................................................................................32.2.6 Xác định các thông số của đường dây..................................................................32.2.7 Xác định tổn thất điện áp lớn nhất của phương án................................................3

2.3 TÍNH TOÁN KỸ THUẬT PHƯƠNG ÁN 1....................................................................32.3.1 Chọn điện áp định mức của mạng điện.................................................................32.3.2 Xác định tiết diện dây dẫn và các thông số của đường dây..................................32.3.3 Xác định tổn thất điện áp lớn nhất của phương án................................................3


2.5 TÍNH TOÁN KỸ THUẬT PHƯƠNG ÁN 3....................................................................32.5.1 chọn điện áp định mức của mạng điện..................................................................32.5.2 Xác định tiết diện dây dẫn và các thông số của đường dây..................................32.5.3 Xác định tổn thất điện áp lớn nhất của phương án................................................3


2.7 TÍNH TOÁN KỸ THUẬT PHƯƠNG ÁN 5....................................................................32.7.1 Phân bố công suất trong mạng điện......................................................................32.7.2 Chọn điện áp định mức của mạng điện.................................................................32.7.3 Xác định tiết diện dây dẫn và các thông số của đường dây..................................32.7.4 Xác định tổn thất điện áp lớn nhất của phương án................................................3



CHƯƠNG 3…………………………………………………………………………………..3

SO SÁNH KINH TẾ CÁC PHƯƠNG ÁN…………………………………………………...3

3.1 PHƯƠNG PHÁP SO SÁNH KINH TẾ............................................................................33.2 TÍNH TOÁN VỀ KINH TẾ CHO CÁC PHƯƠNG ÁN..................................................3

3.2.1 Phương án 1..........................................................................................................33.2.2 Phương án 2..........................................................................................................33.2.3 Phương án 3..........................................................................................................33.2.4 Phương án 4..........................................................................................................3

3.3 LỰA CHỌN PHƯƠNG ÁN HỢP LÝ NHẤT..................................................................3CHƯƠNG 4…………………………………………………………………………………..3

CHỌN MÁY BIẾN ÁP VÀ SƠ ĐỒ NỐI ĐIỆN……………………………………………..3

4.1 CHỌN SỐ LƯỢNG VÀ CÔNG SUẤT CÁC MÁY BIẾN ÁP TRONG CÁC TRẠM HẠ ÁP.....................................................................................................................................3

4.1.1 Phụ tải I................................................................................................................34.1.2 Phụ tải II................................................................................................................34.1.3 Phụ tải III..............................................................................................................34.1.4 Phụ tải IV..............................................................................................................34.1.5 Phụ tải V...............................................................................................................34.1.6 Phụ tải VI..............................................................................................................34.1.7 Thông số các máy biến áp.....................................................................................3

4.2 CHỌN SƠ ĐỒ NỐI DÂY TRẠM HẠ ÁP.......................................................................34.2.1 Trạm nguồn..........................................................................................................34.2.2 Trạm trung gian....................................................................................................34.2.3 Trạm cuối..............................................................................................................34.2.4 Sơ đồ nối dây chi tiết lưới điện.............................................................................3

CHƯƠNG 5…………………………………………………………………………………..3

TÍNH TOÁN PHÂN BỐ CÔNG SUẤT TRONG MẠNG ĐIỆN TÍNH TOÁN CHẾ ĐỘ XÁC

LẬP CỦA MẠNG ĐIỆN……………………………………………………………………..3

5.1 TÍNH TOÁN CHI TIẾT SỰ PHÂN BỐ CÔNG SUẤT TRONG MẠNG ĐIỆN......35.1.1 Chế độ phụ tải cực đại..........................................................................................35.1.2 Chế độ phụ tải cực tiểu.........................................................................................35.1.3 Chế độ sự cố..........................................................................................................3

5.2 TÍNH TOÁN ĐIỆN ÁP TẠI CÁC ĐIÊM NUT CỦA MẠNG ĐIỆN........................35.2.1 Chế độ phụ tải cực đại.........................................................................................35.2.2 Chế độ phụ tải cực tiểu........................................................................................35.2.3 Chế độ sau sự cố...................................................................................................3

CHƯƠNG 6…………………………………………………………………………………..3

ĐIỀU CHỈNH ĐIỆN ÁP TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN………………………………………3

6.1 YÊU CẦU ĐIỀU CHỈNH ĐIÊN ÁP THƯỜNG........................................................36.2 YÊU CẦU ĐIỀU CHỈNH ĐIỆN ÁP KHÁC THƯỜNG............................................3

CHƯƠNG 7…………………………………………………………………………………..3

CÁC CHỈ TIÊU KINH TẾ KỸ THUẬT CỦA MẠNG ĐIỆN……………………………….3

7.1 VỐN ĐẦU TƯ XÂY DỰNG MẠNG ĐIỆN.............................................................37.2 TỔN THẤT CÔNG SUẤT TÁC DỤNG TRONG MẠNG ĐIỆN.............................37.3 TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG TRONG MẠNG ĐIỆN...................................................3



7.4 TÍNH CHI PHÍ GIÁ THÀNH.....................................................................................37.4.1 Chi phí vận hành hàng năm..................................................................................37.4.2 Chi phí tính toán hàng năm...................................................................................37.4.3 Giá thành truyền tải điện năng..............................................................................37.4.4 Giá thành xây dựng 1 MW công suất phụ tải trong chế độ cực đại......................3



CHƯƠNG 1

PHÂN TÍCH NGUỒN VÀ PHỤ TẢI

CÂN BẰNG CÔNG SUẤT TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN1.1 PHÂN TÍCH NGUỒN VÀ PHỤ TẢI

1.1.1 Nguồn điện

Với giả thiết khi thiết kế mạng điện là có một nguồn cung cấp điện như sau:

Nguồn điện tính từ thanh góp cao áp của Nhà Máy Điện, trạm trung gian địa phương.

Nguồn điện cung cấp đủ công suất tác dụng cho phụ tải.

Hệ số công suất trên thanh góp (có giới hạn công suất phản kháng) .

1.1.2 Phụ tải điện

Với giả thiết về phụ tải điện như sau:

Công suất của phụ tải cỡ 30MW (khả năng tải của đường dây 110kV).

Hệ số công suất của phụ tải là 0,9.

Độ tin cậy cung cấp điện là có 5 hộ loại I và 1 hộ loại III.

Thời gian sử dụng công suất cực đại là .

Hệ số đồng thời m=1.

Điện áp danh định của lưới thứ cấp là 10kV.

1.2 CÂN BẰNG CÔNG SUẤT TÁC DỤNG

Tại mỗi thời điểm luôn có sự cân bằng giữa điện năng sản xuất ra và điện năng tiêu thụ, điều đó cũng có nghĩa là tại mỗi thời điểm cần phải có sự cân bằng giữa công suất tác dụng và công suất phản kháng ra với công suất tác dụng và công suất phản kháng tiêu thụ. Nếu sự cân bằng trên bị phá vỡ thì các chỉ tiêu chất lượng điện bị giảm, dẫn đến giảm chất lượng của các sản phẩm hoặc có thể mất ổn định hoặc làm tan rã hệ thống.

Công suất tác dụng của các phụ tải liên quan tới tần số của dòng điện xoay chiều. Tần số trong hệ thống sẽ thay đổi khi sự cân bằng công suất tác dụng trong hệ thống bị phá vỡ. Giảm công suất tác dụng phát ra dẫn đến giảm tần số và ngược lại. Vì vậy tại mỗi thời điểm trong các chế độ xác lập của hệ thống điện, các nhà máy điện trong hệ thống cần phải phát công suất bằng tổng công suất của các hộ tiêu thụ, kể cả tổn thất công suất trong hệ thống.



Cân bằng sơ bộ công suất tác dụng được thực hiện trong chế độ phụ tải cực đại của hệ thống. phương trình cân bằng công suất tác dụng có dạng tổng quát sau:

Trong đó:

: Công suất tác dụng phát ra của nguồn.

: Công suất tác dụng yêu cầu của phụ tải.

mà:

.

với:

m : Hệ số đồng thời, ở đây m=1.

: Tổng công suất tác dụng trong chế độ cực đại.

= P1+ P2 +P3 +P4 +P5 +P6=30+25+32+27+34+29=177 MW.

: Tổng tổn thất công suất tác dụng trên đường dây và trong trạm

biến áp, được lấy bằng 5%

MW.

: Tổng công suất tự dùng của nhà máy điện, ở đây =0.

(do chỉ xét từ thanh góp cao áp của nhà máy điện hay trạm biến áp địa phương).

: Tổng công suất dự trữ của mạng điện (ở đây ta coi hệ thống có công

suất vô cùng lớn nên =0).

Vậy:

=177+8,85=185,85 MW.

Do giả thiết nguồn cung cấp đủ công suất tác dụng nên ta không cân bằng chúng.

1.3 CÂN BẰNG CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG

Để đảm bảo chất lượng điện áp cần thiết ở các hộ tiêu thụ trong hệ thống điện và trong các khu vực riêng biệt của nó, cần có đầy đủ công suất của các nguồn công suất phản kháng. Vì vậy trong giai đoạn đầu của thiết kế phát triển hệ thống điện hay các



mạng điện của các vùng riêng biệt cần phải tiến hành cân bằng sơ bộ công suất phản kháng của lưới điện.

Cân bằng công suất phản kháng trong mạng điện thiết kế được tiếng hành chung đối với cả hệ thống.

Cân bằng công suất phản kháng được tiến hành đối với chế độ cực đại của hệ thống điện và phương trình cân bằng trong trường hợp này có dạng:

(có thể có thêm bù công suất phản kháng).

Trong đó:

: tổng công suất phản kháng của các máy phát trong các nhà máy điện.

: công suất của các thiết bị bù.

: công suất phản kháng của các phụ tải.

: tổn thất công suất phản kháng của các máy biến áp.

: công suất phản kháng sinh ra bởi dung kháng đường dây.

: tổn thất công suất phản kháng cảm kháng đường dây.

(với giả thiết ).

Kiểm tra biểu thức trên ta có:

(Víi ).

=0,6197.185,85=115,171 MVAr.

: Tổng công suất phản kháng yêu cầu của phụ tải.

Mà:

.

Với

m: là hệ số đồng thời m=1.

: Tổng công suất phản kháng của phụ tải ở chế độ cực đại.



= Q1+ Q2 + Q3 + Q4 + Q5 + Q6

Mà:

Qi=Pi.tg i ( cos i=0,9 tg i=0,484) do đó ta có bảng sau:

Phụ tải 1 Phụ tải 2 Phụ tải 3 Phụ tải 4 Phụ tải 5 Phụ tải 6

Pi(MW) 30 25 32 27 34 29

Qi(MWr)

14,52 12,1 15,488 13,068 16,456 14,036

Bảng 1.1

Do đó:

=85,67 MVAr.

: Tổng tổn thất công suất phản kháng trong các trạm hạ áp được tính

bằng 15% ,ta có:

MVAr

: Tổng gồm: tổn thất công suất phản kháng trên đường dây và công suất phản kháng do dung dẫn do đường dây sinh ra. Giả sử đường dây truyền tải công suất tự nhiên và đường dây không tổn thất (R=0,G=0). Vậy .

: Tổng công suất tự dùng và dự trữ của nhà máy, trong

trường hợp này chúng bằng 0.

=85,67+12,85=98,52 MVAr

Ta thấy < nên chúng ta không phải tiến hành bù sơ bộ.

1.4 CÁC SỐ LIỆU KỸ THUẬT CƠ BẢN

1.4.1 Khoảng cách từ nhà máy tới các phụ tải

Từ sơ đồ mặt bằng nhà máy ta có khoảng cách từ nhà máy đến phụ tải là:

Đoạn N-1 N-2 N-3 N-4 N-5 N-6

l(km) 50,99 86,02 53,85 80 44,72 63,25

Bảng 1.2



1.4.2 Bảng thông số của các phụ tải điện

Như vậy ta có bảng các thông số của các phụ tải thiết như sau:

Phụ tải Ln-i(km) Pi(MW) Qi(MVAr)

1 50,99 30 14,52

2 86,02 25 12,1

3 53,85 32 15,448

4 80 27 13,068

5 44,72 34 16,456

6 63,25 29 14,036

Bảng 1.3

1.4.3 Các lựa chọn kỹ thuật ban đầu

- Truyền tải điện xoay chiều AC.

- Dùng đường dây trên không dây dẫn trần.

- Dùng dây nhôm lõi thép AC.

- Dùng cột bê tông cốt thép với hệ số vận hành đường dây

Ký hiệu dây dẫn AC-70 AC-95 AC-120 AC-150 AC-185 AC-240

Cột bê tông ly tâm 300 308 320 336 352 402

Cột thép 380 385 392 403 416 436

Bảng 1.4

Giá thành đường dây trên không một mạch điện áp 110kV ( đ/km).

Ghi chú: Giá thành đường dây hai mạch bằng 1,6 lần giá thành đường dây một mạch.

- Giá thành trạm biến áp truyền tải có một máy biến áp điện áp 110/10 kV với hệ số vận hành các thiết bị trong trạm biến áp =0,10.

Công suất định mức, MVA 16 25 32

Giá thành, đ/trạm 15,000 22,000 29,000

Bảng 1.5

Ghi chú: Giá thành trạm hai máy biến áp bằng 1,8 lần giá thành trạm có một máy biến áp.



CHƯƠNG 2

LẬP PHƯƠNG ÁN VÀ TÍNH TOÁN KỸ THUẬT CÁC PHƯƠNG ÁN

2.1 ĐẶT VẤN ĐỀ

Thiết kế lưới điện là một bài toán nhỏ của bài toán quy hoạch lưới điện. Các chỉ tiêu về kinh tế - kỹ thuật của mạng điện phụ thuộc rất nhiều vào sơ đồ của nó. Vì vậy các sơ đồ mạng điện cần được chọn sao cho có chi phí nhỏ nhất, đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện cần thiết, đảm bảo chất lượng điện năng yêu cầu của các hộ tiêu thụ, thuận tiện và an toàn trong vận hành, khả năng phát triển trong tương lai và tiếp nhận các phụ tải mới.

Trong thiết kế hiện nay, để chọn được sơ đồ tối ưu của mạng điện, người ta sử dụng phương pháp nhiều phương án. Từ các vị trí đã cho của các phụ tải, cần tiến hành dự kiến một số phương án tốt nhất sẽ được chọn trên cơ sở so sánh chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật của các phương án. Mạng điện cần có độ tin cậy cao, tính kinh tế và linh hoạt cần thiết. Phương án tối ưu là phương án đại tiêu chuẩn kỹ thuật và có chi phí kinh tế nhỏ nhất.

2.2 DỰ KIẾN CÁC PHƯƠNG ÁN CUNG CẤP ĐIỆN VÀ CÁC TIÊU CHUẨN TÍNH TOÁN KỸ THUẬT

Ta có theo yêu cầu cung cấp điện cho 5 hộ loại I và 1 hộ loại III, mà hộ loại một là những hộ là những hộ tiêu thụ điện quan trọng, nếu như ngừng cung cấp điện có thểgây nguy hiểm đến tính mạng và sức khoẻ con người, gây thiệt hại nhiều về kinh tế, hư hỏng thiết bị, làm hỏng hàng loạt sản phẩm, rối loạn quá trình công nghệ phức tạp. Do đó các phương án cung cấp cho các hộ loại I phải được cấp từ hai nguồn.Việc lựa chọn các phương án đi dây của mạng điện cần đảm bảo các yêu cầu chính sau:

Cung cấp điện liên tục.

Đảm bảo chất lượng điện năng.

Đảm bảo tính linh hoạt của mạng điện.

Đảm bảo tính kinh tế và có khả năng phát triển trong tương lai.

Đảm bảo an toàn cho người và thiết bị.

Đi từ phụ tải gần nguồn đến phụ tải xa nguồn.

Các mạch vòng có chiều dài không quá lớn.

2.2.1 Các phương án nối dây

Dựa theo mặt bằng thiết kế và yêu cầu của các phụ tải, ta đưa ra 6 phương án đi dây như sau:



Hình 2.1

NĐ

S1

S2 S3

S5

S4

S6

50,99km

53,85km

44,72km

63,25km

80km

Phương án 2

44,72km

Hình 2.2



NĐ

S1

S2 S3

S5

S4

S6

50,99km

44,72km 53,85km

36,06km

44,72km

63,25km

Phương án 3

Hình 2.3

NĐ

S1

S2 S3

S5

S4

S6

50,99km

44,72km 53,85km

36,06km

44,72km

44,72km

Phương án 4

Hình 2.4



NĐ

S1

S2 S3

S5

S4

S6

50,99km

53,85km

36,06km

44,72km

44,72km

63,25km

Phương án 5

Hình 2.5

2.2.2 Tiêu chuẩn kỹ thuật của phương án

Ta xét tiêu chuẩn kỹ thuật của các phương án ở các chế làm việc bình thường và chế độ làm việc sau sự cố.

Quy định tại chế độ làm việc bình thường thì điện áp tại tất cả các nút trong mạng điện: .

Chế độ sự cố (sự cố 1 phần tử) tiêu chuẩn N-1: .

Trong quá trình tính toán để thuận tiện ta quy định tổn thất điện áp lớn nhất với hệ thống có 1 nguồn điện là tổn thất điện áp từ nguồn đến điểm có điện áp thấp nhất trong mạng điện. Mức điện áp trong các trạm hạ áp có thể chấp nhận là phù hợp nếu trong các chế độ phụ tải cực đại tổn thất điện áp lớn nhất của mạng điện một cấp điện áp không vượt quá 10 đến 15% trong chế độ làm việc bình thường, còn trong các chế độ sự cố, tổn thất điện áp lớn nhất không vượt quá 15 đến 20%.

Đối với mạng kín phức tạp, có thể chấp nhận tổn thất điện áp lớn nhất 15 đến 20% trong các chế độ bình thường và 20 đến 25% trong các chế độ sau sự cố. Đối với các tổn thất như thế, cần sử dụng các máy biến áp điều chỉnh điện áp dưới tải trong các trạm hạ áp.

Khi thiết kế ta qui định như sau:

2.2.3 Phân bố công suất trong mạng điện

Phân bố công suất trong mạng điện với giả thiết bỏ qua tổn thất công suất (do chưa có tiết diện dây dẫn và cấp điện áp).



2.2.4 Chọn điện áp định mức của mạng điện

Lựa chọn đúng điện áp của đường dây tải điện là một việc rất quan trọng lúc thiết kế hệ thống điện vì nó có ảnh hưởng trực tiếp tới tính kinh tế và kỹ thuật của mạng điện. Giá trị điện áp định mức của mạng điện phụ thuộc vào:

Khoảng cách truyền tải.

Công suất truyền tải.

Điện áp định mức đã có trong mạng điện.

Ta nêu ra một số cấp điện áp: 35kV, 110kV, 220kV.

Tính chi phí kinh tế của các cấp điện áp đạt tiêu chuẩn kỹ thuật.

Lấy cấp điện áp có hàm chi phí tính toán nhỏ nhất.

Dựa vào công thức kinh nghiệm Still để xác định trị số điện áp định mức của mạng điện: [kV,km,MW]

Trong đó:

U là điện áp định mức của mạng điện.

L là khoảng cách truyền tải.

P là công suất truyền tải.

Ta tính điện áp định mức của từng nhánh phụ tải và lấy cấp điện áp chung.

Nếu thì ta lấy .

2.2.5 Chọn tiết diện dây dẫn

Chọn tiết diện dây dẫn là bài toán cơ bản nhất khi thiết kế lưới điện. Có 3 phương pháp để chọn tiết diện dây dẫn:

Chọn tiết diện dây dẫn theo chỉ tiêu kinh tế.

Chọn tiết diện dây dẫn theo điều kiện phát nóng.

Chọn tiết diện dây dẫn theo điều kiện tổn thất điện áp cho phép.

Trong nội dung đồ án môn học lưới điện ta chọn tiết diện dây dẫn theo chỉ tiêu kinh tế:

Mật độ kinh tế của dòng điện.

Dự kiến dùng dây AC, cột bê tông cốt thép, đường dây 2 mạch thì cả hai mạch được đặt trên cùng một cột, (đối với mạng điện 110KV).

Tra phụ lục tài liệu “Thiết kế các mạng hệ thống điện” với dây AC và ta có .



Dòng điện chạy trên các đoạn đường dây được tính theo công thức:

Trong đó:

: tiết diện dây dẫn ( ).

: dòng nhánh cực đại tính trên lộ cần xác định tiết diện (kA).

m: số lô đường dây trên nhánh.

: công suất truyền tải cực đại trên đường dây đang xét.

: mật độ kinh tế của dòng điện.

Tiết diện dây dẫn chọn theo mật độ kinh tế dòng điện phải thỏa mãi các điều kiện sau:

Thỏa mãn dòng điện lúc sự cố.

Thỏa mãn điều kiện tổn thất điện áp cho phép.

Dây dẫn được chọn phải đảm bảo độ bền về cơ học.

Thỏa mãn điều kiện vầng quang.

Theo điều kiện vầng quang thì tiết diện dây dẫn của dây AC như sau:

Đối với điện áp 110kV: .

Đối với điện áp 220kV: .

2.2.6 Xác định các thông số của đường dây

2.2.7 Xác định tổn thất điện áp lớn nhất của phương án

Tổn thất điện áp lớn nhất trong phương án hay trong mạng điện là tổn thất điện áp tính từ nguồn đến điểm có điện áp thấp nhất trong mạng điện.

Chế độ làm việc bình thường với phụ tải cực đại

Tổn thất điện áp được tính theo công thức:

Trong đó :

Pi,Qi là công suất tác dụng và phản kháng cực đại trên nhánh i.

Ri,Xi là giá trị điện trở và điện kháng của nhánh thứ i.

Hộ tiêu thụ loại I ta phải dùng đường dây 2 mạch nên điện trở và điện kháng của đường dây bị giảm đi một nửa.



Chế độ sau sự cố

Tại một thời điểm chỉ xét một sự cố, không xét đến sự cố xếp chồng.

Với đường dây hai mạch khi xảy ra sự cố nặng nề nhất ta giả thiết rằng một đường dây của nhánh trực tiếp nối với nguồn bị đứt. Do đó dây còn lại phải tải một lượng công suất gấp đôi so với lúc vận hành bình thường và tổn thất điện áp ở nhánh sự vố cũng tăng lên gấp đôi.

Các phương án phải thỏa mãn điều kiện về tổn thất điện áp sau mới có thể dùng để so sánh về mặt kinh tế là:

Lúc vận hành bình thường: %.

Lúc xảy ra sự cố: % = 20%.

2.3 TÍNH TOÁN KỸ THUẬT PHƯƠNG ÁN 1

NĐ

S1

S2 S3

S5

S4

S6

50,99km

53,85km

44,72km

63,25km

86,02km

80km

Phương án 1

Hình 2.7


Dựa vào công thức kinh nghiệm Still tính toán cho từng lộ đường dây ta được bảng số liệu sau:

Lộ N-1 N-2 N-3 N-4 N-5 N-6

L(km) 50,990 86,020 53,850 80,000 44,720 63,250

Pmax 30,000 25,000 32,000 27,000 34,000 29,000

Qmax 14,520 12,100 15,488 13,068 16,456 14,036

Smax 33,329 27,774 35,551 29,996 37,773 32,218

Ui(kV) 100,00758 95,679038 103,23819 98,20299 105,30382 99,654755



Bảng 2.1

Vậy ta chọn điện áp định mức cho mạng điện là: =110kV.

2.3.2 Xác định tiết diện dây dẫn và các thông số của đường dây

Ta chọn tiết diện theo phương pháp mật độ kinh tế của dòng điện lấy tiết diện dây dẫn tiêu chuẩn gần nhất. Sau đó tra bảng phụ lục ta được các thông số của dây dẫn đó. Kết quả được ghi trong bảng số liệu sau:

Lộ N-1 N-2 N-3 N-4 N-5 N-6

Pi(MW) 30,000 25,000 32,000 27,000 34,000 29,000

Qi(MVAr) 14,520 12,100 15,488 13,068 16,456 14,036

S(MVA) 33,329 27,774 35,551 29,996 37,773 32,218

Ii(A) 87,469 145,781 93,300 78,722 99,131 84,553

Fi(mm2) 79,517 132,529 84,818 71,565 90,119 76,867

DD chọn AC-70 AC-120 AC-95 AC-70 AC-95 AC-70

Li(km) 50,990 86,020 53,850 80,000 44,720 63,250

r0( /km) 0,46 0,270 0,330 0,460 0,330 0,460

x0( /km) 0,440 0,423 0,429 0,440 0,429 0,440

b0 (10-6S/km) 2,580 2,690 2,650 2,580 2,650 2,580

R( ) 11,730 23,230 8,890 18,400 7,380 14,550

X( ) 11,220 36,390 11,550 17,600 9,590 13,920

B(10-6S) 263,110 231,390 285,410 412,800 237,020 326,370

Icp(A) 265,000 380,000 330,000 265,000 330,000 265,000

Bảng 2.2

Kiểm tra điều kiện phát nóng dây dẫn khi sự cố:

Isc N-1 = I1.2 = 87,469.2 = 174,938 A < Icp = 265 AIsc N-2 = I2 = 145,781 < Icp = 380 AIsc N-3 = I3.2 = 93,300.2 = 186,600 A < Icp = 330 AIsc N-4 = I4.2 = 78,722.2 = 157,444 A < Icp = 265 AIsc N-5 = I5.2 = 99,131.2 = 198,262 A < Icp = 330 AIsc N-6 = I6.2 = 84,553.2 = 169,106 A < Icp = 265 A

Vậy tiết diện dây dẫn đã chọn thỏa mãn điều kiện phát nóng khi sự cố.




2.3.3.1 Chế độ làm việc bình thường

Lộ N-1 N-2 N-3 N-4 N-5 N-6

Số mạch 2 1 2 2 2 2

Ui(kV) 100,008 95,679 103,238 98,203 105,304 99,655

Uibt% 4,255 8,439 3,829 6,007 3,378 5,102

Bảng 2.3

Vậy %=8.439%

2.3.3.2 Chế độ làm việc sau sự cố

2.4,255=8,51%

2.3,829=7,658%

2.6,007=12,014%

2.3,378=6,756%

2.5,102=10,204%

Vậy 12,014%

Vậy phương án 1 đạt yêu cầu kỹ thuật.


NĐ

S1

S2 S3

S5

S4

S6

50,99km

53,85km

44,72km

63,25km

80km

Phương án 2

44,72km

Hình 2.8





Lộ N_1 1_2 N_3 N_4 N_5 N_6

L(km) 50,990 44,720 50,000 80,000 44,720 63,250

Pmax 55,000 25,000 32,000 27,000 34,000 29,000

Qmax 26,620 12,100 15,488 13,068 16,456 14,036

Smax 61,103 27,774 35,551 29,996 37,773 32,218

Ui(kV) 132,42264 91,523593 102,88638 98,202989 105,30382 99,654755

Bảng 2.4

Vậy ta chọn điện áp định mức cho mạng điện là: =110 kV.



Lộ N_1 1_2 N_3 N_4 N_5 N_6

Số mạch 2,000 1,000 2,000 2,000 2,000 2,000

Pi(MW) 55,000 25,000 32,000 27,000 34,000 29,000

Qi(MVAr) 26,620 12,100 15,488 13,068 16,456 14,036

S(MVA) 61,103 27,774 35,551 29,996 37,773 32,218

Ii(A) 160,360 145,781 93,300 78,722 99,131 84,553

Fi(mm2) 145,781 132,529 84,818 71,565 90,119 76,867


Li(km) 50,990 44,720 50,000 80,000 44,720 63,250

r0( /km) 0,210 0,270 0,330 0,460 0,330 0,460

x0( /km) 0,416 0,423 0,429 0,440 0,429 0,440

b0 (10-6S/km) 2,740 2,690 2,650 2,580 2,650 2,580

R( ) 5,354 12,074 8,250 18,400 7,379 14,548

X( ) 10,606 18,917 10,725 17,600 9,592 13,915

B(10-6S) 279,425 120,297 265,000 412,800 237,016 326,370

Icp(A) 445,000 380,000 330,000 265,000 330,000 265,000



Bảng 2.5


Isc N-1 = I1.2 = 160,360.2 = 320,720 A < Icp = 445 AIsc N-2 = I2 = 145,781 < Icp = 380 AIsc N-3 = I3.2 = 93,300.2 = 186,600 A < Icp = 330 AIsc N-4 = I4.2 = 78,722.2 = 157,444 A < Icp = 265 AIsc N-5 = I5.2 = 99,131.2 = 198,262 A < Icp = 330 AIsc N-6 = I6.2 = 84,553.2 = 169,106 A < Icp = 265 A




Lộ N_1 1_2 N_3 N_4 N_5 N_6

L(km) 50,990 44,720 50,000 80,000 44,720 63,250

Ui(kV) 132,423 91,524 102,886 98,203 94,759 106,948

Uibt% 4,767 4,386 3,555 6,007 3,358 4,778

Bảng 2.6

Vậy 4,767+4,386=9,153%


Đối với mạch liên thông ta chỉ xét sự cố với đường dây gần nguồn

13,92%

Vậy 13,92%





NĐ

S1

S2 S3

S5

S4

S6

50,99km

44,72km 53,85km

36,06km

44,72km

63,25km

Phương án 3

Hình 2.9

2.5.1 chọn điện áp định mức của mạng điện


Lộ N_1 1_2 N_3 3_4 N_5 N_6

L(km) 50,990 44,720 53,850 36,060 44,720 63,250

Pmax 55,000 25,000 59,000 27,000 34,000 29,000

Qmax 26,620 12,100 28,556 13,068 16,456 14,036

Smax 61,103 27,774 65,547 29,996 37,773 32,218

Ui(kV) 132,42264 91,5235928 137,09524 93,894574 105,30382 99,654755

Bảng 2.7






Lộ N_1 1_2 N_3 3_4 N_5 N_6

Số mạch 2,000 1,000 2,000 2,000 2,000 2,000

Pi(MW) 55,000 25,000 59,000 27,000 34,000 29,000

Qi(MVAr) 26,620 12,100 28,556 13,068 16,456 14,036

S(MVA) 61,103 27,774 65,547 29,996 37,773 32,218

Ii(A) 160,360 145,781 172,022 78,722 99,131 84,553

Fi(mm2) 145,781 132,529 156,384 71,565 90,119 76,867


Li(km) 50,990 44,720 53,850 36,060 44,720 63,250

r0( /km) 0,210 0,270 0,210 0,460 0,330 0,460

x0( /km) 0,416 0,423 0,416 0,440 0,429 0,440

b0(10-6S/km) 2,740 2,690 2,740 2,580 2,650 2,580

R( ) 5,354 12,074 5,654 8,294 7,379 14,548

X( ) 10,606 18,917 11,201 7,933 9,592 13,915

B(10-6S) 279,425 120,297 295,098 186,070 237,016 326,370

Icp(A) 445,000 380,000 445,000 265,000 330,000 265,000

Bảng 2.8


Isc N-1 = I1.2 = 160,360.2 = 320,720 A < Icp = 445 AIsc N-2 = I2 = 145,781 < Icp = 380 AIsc N-3 = I3.2 = 172,022.2 = 344,044 A < Icp = 445 AIsc 3-4 = I4.2 = 78,722.2 = 157,444 A < Icp = 265 AIsc N-5 = I5.2 = 99,131.2 = 198,262 A < Icp = 330 AIsc N-6 = I6.2 = 84,553.2 = 169,106 A < Icp = 265 A






Lộ N_1 1_2 N_3 3_4 N_5 N_6

L(km) 50,990 44,720 53,850 36,060 44,720 63,250

Ui(kV) 132,423 91,524 137,095 93,895 105,304 99,655

Uibt% 4,767 4,386 5,400 2,707 3,378 5,101

Bảng 2.9

4,767+4,386=9,153%

5,400+2,707=8,107%

Vậy 4,767+4,386=9,153%


Đối với mạch liên thông ta chỉ xét sự cố với đường dây gần nguồn:

Vậy 13,92%





NĐ

S1

S2 S3

S5

S4

S6

50,99km

44,72km 53,85km

36,06km

44,72km

44,72km

Phương án 4

Hình 2.10



Lộ N_1 1_2 N_3 3_4 N_5 5_6

L(km) 50,990 44,720 53,850 36,060 44,720 44,720

Pmax 55,000 25,000 59,000 27,000 63,000 29,000

Qmax 26,620 12,100 28,556 13,068 30,492 14,036

Smax 61,103 27,774 65,547 29,996 69,991 32,218

Ui(kV) 132,42264 91,5235928 137,09524 93,894574 140,81411 97,887928

Bảng 2.10






Lộ N-1 1_2 N_3 3_4 N-5 5_6

Số mạch 2,000 1,000 2,000 2,000 2,000 2,000

Pi(MW) 55,000 25,000 59,000 27,000 63,000 29,000

Qi(MVAr) 26,620 12,100 28,556 13,068 30,492 14,036

S(MVA) 61,103 27,774 65,547 29,996 69,991 32,218

Ii(A) 160,360 145,781 172,022 78,722 183,685 84,553

Fi(mm2) 145,781 132,529 156,384 71,565 166,986 76,867


Li(km) 50,990 44,720 53,850 36,060 44,720 44,720

r0( /km) 0,210 0,270 0,210 0,460 0,210 0,460

x0( /km) 0,416 0,423 0,416 0,440 0,416 0,440

b0 (10-6S/km) 2,740 2,690 2,740 2,580 2,740 2,580

R( ) 5,354 12,074 5,654 8,294 4,696 10,286

X( ) 10,606 18,917 11,201 7,933 9,302 9,838

B(10-6S) 279,425 120,297 295,098 186,070 245,066 230,755

Icp(A) 445,000 380,000 445,000 265,000 445,000 265,000

Bảng 2.11


Isc N-1 = I1.2 = 160,360.2 = 320,720 A < Icp = 445 AIsc N-2 = I2 = 145,781 < Icp = 380 AIsc N-3 = I3.2 = 172,022.2 = 344,044 A < Icp = 445 AIsc 3-4 = I4.2 = 78,722.2 = 157,444 A < Icp = 265 AIsc N-5 = I5.2 = 183,685.2 = 367,37 A < Icp = 445 AIsc N-6 = I6.2 = 84,553.2 = 169,106 A < Icp = 265 A






Lộ N_1 1_2 N_3 3_4 N_5 5_6

L(km) 50,990 44,720 53,850 36,060 44,720 44,720

Ui(kV) 132,423 91,524 137,095 93,895 140,814 97,888

4,767 4,386 5,400 2,707 4,789 3,606

Bảng 2.12

4,767+4,386=9,153%

5,400+2,707=8,107%

4,789+3.606=8,395%

Vậy 4,767+4,386=9,153%


Đối với mạch liên thông ta chỉ xét sự cố với đường dây gần nguồn

Vậy 13,920%



NĐ

S1

S2 S3

S5

S4

S6

50,99km

44,72km 53,85km

36,06km

44,72km

44,72km

63,25km

Phương án 5



Hình 2.11

2.7.1 Phân bố công suất trong mạng điện

Phụ tải Li(km) Pi(MW) Qi(MVAr)

1 50,99 30 14,52

2 86,02 25 12,1

3 53,85 32 15,448

4 80 27 13,068

5 44,72 34 16,456

6 63,25 29 14,036

Bảng 2.13

Công suất trên đường dây NĐ-1

Công suất trên đường dây 1-2

Công suất trên đường dây NĐ-3

Công suất trên đường dây 3-4 27+13,068jMVA

Bảng 2.14

Phân bố công suất trên mạch vòng ND-5-6 với giả thiết bỏ qua tổn thất công suất:

NĐ

S5

44,72km

44,72km

63,25km

S6

Hình 2.12



NĐ NĐ

44,72km 44,72km 63,25km

S5 S6

Hình 2.13

Giả sử điểm 6 là điểm phân công suất khi đó ta có:

Vậy điều giả sử điểm phân công suất là đúng.



Lộ N_5 N_6 5_6 N_1 1_2 N_3 3_4

L(km) 44,720 63,250 44,720 50,990 44,720 53,850 36,060

Pmax 36,055 26,945 2,055 55,000 25,000 59,000 27,000

Qmax 17,451 13,041 0,995 26,620 12,100 28,556 13,068

Smax 40,056 29,935 2,283 61,103 27,774 65,547 29,996

Ui(kV) 108,204 96,497 38,231 132,423 91,524 137,095 93,895

Bảng 2.14





Lộ N_5 N_6 5_6 N_1 1_2 N_3 3_4

Số mạch 1,000 1,000 1,000 2,000 1,000 2,000 2,000

Pi(MW) 36,055 26,945 2,055 55,000 25,000 59,000 27,000

Qi(MVAr) 17,451 13,041 0,995 26,620 12,100 28,556 13,068

S(MVA) 40,056 29,935 2,283 61,103 27,774 65,547 29,996

Ii(A) 210,246 157,123 11,983 160,360 145,781 172,022 78,722

Fi(mm2) 191,133 142,839 10,894 145,781 132,529 156,384 71,565

DD chọn AC-185 AC-150 AC-70 AC-150 AC-120 AC-150 AC-70

Li(km) 44,720 63,250 44,720 50,990 44,720 53,850 36,060

r0( /km) 0,170 0,210 0,460 0,210 0,270 0,210 0,460

x0( /km) 0,409 0,416 0,440 0,416 0,423 0,416 0,440

b0(106S/km) 2,840 2,740 2,580 2,740 2,690 2,740 2,580

R( ) 7,602 13,283 20,571 5,354 12,074 5,654 8,294

X( ) 18,290 26,312 19,677 10,606 18,917 11,201 7,933

B(10-6S) 127,005 173,305 115,378 279,425 120,297 295,098 186,070

Icp(A) 510,000 445,000 265,000 445,000 380,000 445,000 265,000


Isc N-1 = I1.2 = 160,360.2 = 320,720 A < Icp = 445 AIsc N-2 = I2 = 145,781 < Icp = 380 AIsc N-3 = I3.2 = 172,022.2 = 344,044 A < Icp = 445 AIsc 3-4 = I4.2 = 78,722.2 = 157,444 A < Icp = 265 A

Xác định dòng điện sự cố với mạch kín:

Ngừng đường dây ND5:

Ngừng đường dây ND6:



Ngừng đường dây 56:




Lộ N_5 N_6 5_6 N_1 1_2 N_3 3_4

L(km) 44,720 63,250 44,720 50,990 44,720 53,850 36,060

Ui(kV) 108,204 96,497 38,231 132,423 91,524 137,095 93,895

4,903 5,794 0,511 4,767 4,386 5,400 2,707

Bảng 2.12

4,767+4,386=9,153%

5,400+2,707=8,107%

4,903+0,511=5,414%

5,794%

Vậy 4,767+4,386=9,153%


Đối với mạch liên thông ta chỉ xét sự cố với đường dây gần nguồn:

Đối với mạng điện kín ta xét sự cố với 2 đường dây gần nguồn:

Đứt đường dây ND-5:



Với

Vậy =13,547+8,45=21,997%

Đứt đường dây ND-6:

Với

Vậy =8.567+7.213=15,78%

Vậy 21,997% > 20%

Vậy phương án 5 không đạt yêu cầu kỹ thuật.



CHƯƠNG 3

SO SÁNH KINH TẾ CÁC PHƯƠNG ÁN3.1 PHƯƠNG PHÁP SO SÁNH KINH TẾ

Tiêu chuẩn so sánh các phương án về mặt kinh tế là hàm chi phí tính toán hàng năm bé nhất. Chi phí tính toán hàng năm của mỗi phương án được tính theo biểu thức:

Z = (atc+ avh).K + A.cZ = atc.K + Y

Trong đó:

Z: Hàm chi phí tính toán hàng năm [đồng]

: Hệ số định mức hiệu quả so sánh của các vốn đầu tư:

=

: Thời gian tiêu chuẩn thu hồi vốn đầu tư, ở đây lấy = 8 năm.Vậy=0,125.

: Hệ số vận hành hay hệ số khấu hao tu sửa thường kỳ và phục vụ các đường dây của mạng điện. Ta lấy =0,04.

K: Là vốn đầu tư của mạng điện. Trong đồ án môn học này, vốn đầu tư chỉ tính đối với đường dây, còn các thiết bị khác như trạm biến áp, máy cắt, dao cách ly.. ta coi như nhau ở các phương án:

K = K0i.li = Ki

:Suất vốn đầu tư cho 1km đường dây nhánh thứ I, tiết diện Fi. Với lộ kép (2 mạch) thì lấy =1,6 lần chi phí cho lộ đơn có cùng tiết diện dây, (tỉ đồng/km).

:Chiều dài truyền tải nhánh thứ I[km].

:Tổn thất công suất tác dụng toàn hệ thống lúc phụ tải cực đại (kW).

: Tổn thất công suất trên đường dây thứ i lúc phụ tải cực đại.

: Thời gian tổn thất công suất cực đại, phụ thuộc vào phụ tải (đồ thị phụ tải) và tính chất của phụ tải và được tính bằng công thức:



= (0,124 + Tmax.10-4)2.8760 h: Thời gian sử dụng công suất cực đại =5000h.

Vậy = (0,124 + 5000.10-4)2.8760 = 3411h

c: Giá 1kWh điện năng tổn thất c=600 đồng/kWh.

Giá thành đường dây trên không một mạch điện áp 110kV ( đ/km).

Ghi chú: Giá thành đường dây hai mạch bằng 1,6 lần giá thành đường dây một mạch.

Ký hiệu dây dẫn AC-70 AC-95 AC-120 AC-150 AC-185 AC-240

Cột bê tông ly tâm 300 308 320 336 352 402

Cột thép 380 385 392 403 416 436

Bảng 3.1

Phương án tối ưu nhất là phương án có hàm chi phí tính toán hàng năm Z nhỏ nhất.

3.2 TÍNH TOÁN VỀ KINH TẾ CHO CÁC PHƯƠNG ÁN

3.2.1 Phương án 1

Có bảng số liệu sau:

Lộ N-1 N-2 N-3 N-4 N-5 N-6

Loại DD AC-70 AC-120 AC-95 AC-70 AC-95 AC-70

Li(km) 50,990 86,020 53,850 80,000 44,720 63,250

Koi(106đ/km) 480 320 492,8 480 492,8 480

Ki(106đ) 24475,2 27526,4 26537,28 38400 22038,02 30360

P(MW) 1,077 1,481 0,929 1,368 0,870 1,248

Bảng 3.2

Ta có:

đ

23785214,968 kWh

Vậy (0,125+0,04). + 23785214,968.600

đ





Lộ N_1 1_2 N_3 N_4 N_5 N_6


Li(km) 50,990 44,720 50,000 80,000 44,720 63,250

Koi(106đ/km) 537,6 320 492,8 480 480 492,8

Ki(106đ) 27412,22 14310,4 24640 38400 21465,6 31169,6

P(MW) 1,652 0,770 0,862 1,368 0,765 1,231

Bảng 3.3

Ta có:

đ

22673820,31 kWh

Vậy (0,125+0,04). + 22673820,31.600

đ



Lộ N_1 1_2 N_3 3_4 N_5 N_6


Li(km) 50,990 44,720 53,850 36,060 44,720 63,250

Koi(106đ/km) 537,6 320 492,8 480 480 492,8

Ki(106đ) 27412,22 14310,4 26537,2

8 17308,8 21465,6 31169,6

P(MW) 1,652 0,770 2,008 0,617 0,870 1,248

Bảng 3.4

Ta có:

đ

24437467,32 kWh

Vậy (0,125+0,04). + 24437467,32.600

đ





Lộ N_1 1_2 N_3 3_4 N_5 5_6


Li(km) 50,990 44,720 53,850 36,060 44,720 44,720

Koi(106đ/km) 537,6 320 537,6 480 537,6 480

Ki(106đ) 27412,22 14310,4 28949,76 17308,8 24041,47 21465,6

P(MW) 1,652 0,770 2,008 0,617 1,901 0,882

Bảng 3.5

Ta có:

đ

26706956.143 kWh

Vậy (0,125+0,04). + 26706956,143.600

đ

3.3 LỰA CHỌN PHƯƠNG ÁN HỢP LÝ NHẤT

Từ kết quả tính toán kinh tế - kỹ thuật ở trên ta có bảng sau:

Phương án 1 2 3 4

Ubtmax% 8,439 9,153 9,153 9,153

Uscmax% 12,014 13,92 13,92 13,92

Z(106đ) 42211,71682 39574,93315 37466,12455 38049,73592

Bảng 3.6

Dựa vào bảng kết quả ta lựa chọn phương án có hàm chi phí tính toán Z nhỏ nhất làm phương án thiết kế.

Vậy phương án hợp lý nhất được chọn để thiết kế là phương án 3.



CHƯƠNG 4

CHỌN MÁY BIẾN ÁP VÀ SƠ ĐỒ NỐI ĐIỆN4.1 CHỌN SỐ LƯỢNG VÀ CÔNG SUẤT CÁC MÁY BIẾN ÁP TRONG CÁC TRẠM HẠ ÁP

Trong các trạm biến áp hạ áp, số lượng và công suất và chủng loại các máy biến áp phụ thuộc vào công suất và tính chất của phụ tải, vào sự phát triển của phụ tải trong tương lai, vào số cấp điện áp và số nguồn cung cấp cho trạm. Người ta mong muốn

chọn số lượng và chủng loại máy ít nhất có thể. Khi chọn máy biến áp cũng cần quan tâm đến sự làm việc song song của chúng. Quyết định cuối cùng được dựa trên cơ sở so sánh kinh tế - kỹ thuật các phương án có thể của trạm.

Trong các trạm biến áp có hai cấp điện áp, người ta dùng máy biến áp ba pha hai dây quấn, cụ thể trong đồ án thiết kế ta dùng máy biến áp ba pha 2 cuộn dây 110/10kV. Việc dùng một hay hai máy biến áp phụ thuộc vào tính chất của phụ tải , công suất tiêu thụ của nó và một số điều kiện khác như sự biến thiên của phụ tải, điều kiện chuyên trở lắp đặt. Trong phạm vi thiết kế đồ án ta dùng máy biến áp ba pha với vốn đầu tư và tổn thất điện năng nhỏ nhất có thể.

Trường hợp phụ tải loại I cần đặt hai máy biến áp. Trong trường hợp công suất phụ tải quá lớn không chọn được máy biến áp, người ta cũng dùng hai hay nhiều máy biến áp. Trường hợp trạm chỉ có phụ tải loại III có thể đặt một máy biến áp nếu trong hệ thống có máy biến áp dự trữ lưu động sẵn sàng thay thế cho máy biến áp làm việc bị sự cố.

Công suất của các máy biến áp phải được chọn sao cho đảm bảo cung cấp điện trong tình trạng làm việc bình thường tương ứng với phụ tải cực đại khi tất cả các máy biến áp đều làm việc. Khi có một máy biến áp bất kỳ nghỉ do sự cố hay sửa chữa hay trong quá trình vận hành kinh tế của trạm khi phụ tải cực tiểu.

Theo quy định, trong các điều kiện sự cố của hệ thống điện, máy biến áp được phép quá tải 40% ( hệ số mang tải lúc sự cố = 1,4) không quá 5 ngày đêm và thời

gian quá tải mỗi ngày không quá 6 giờ và hệ số phụ tải ban đầu trước lúc quá tải không quá 0,93.

Hệ số quá tải = 1,4 được xem như một hệ số tính toán, được sử dụng để chọn công suất máy biến áp theo điều kiện quá tải sự cố. Khi chọn các máy biến áp, ta nên tính toán đến khả năng quá tải của chúng để có thể giảm được công suất đặt và tổn hao trong các máy biến áp cũng như đạt hiệu quả cao nhất về điều kiện kinh tế - kỹ thuật.

Công suất của các máy biến áp được chọn theo công thức sau:



Với phụ tải loại I:

Với phụ tải loại III:

Trong đó: : công suất yêu cầu lúc phụ tải cực đại

: hệ số quá tải sự số k = 1,4

Trong phạm vi đồ án môn học này, ta coi công suất định mức của máy biến áp đã được hiệu chỉnh theo điều kiện khí hậu.

4.1.1 Phụ tải I

Phụ tải I là phụ tải loại I

Vậy ta chọn 2 máy biến áp loại TPDH 25000/110.

4.1.2 Phụ tải II

Phụ tải II là phụ tải loại III

Vậy ta chọn máy biến áp loại TPDH 32000/110.

4.1.3 Phụ tải III

Phụ tải III là phụ tải loại I


4.1.4 Phụ tải IV



4.1.5 Phụ tải V





4.1.6 Phụ tải VI



4.1.7 Thông số các máy biến áp

Loại máy biến ápSố liệu kỹ thuật Số liệu tính toán

Ucdm

kVUhdm

kV Un%P kW

P0

kW I0% R X Q0kVAr

TPDH 25000/110 115 11 10,5 120 29 0,8 2,54 55,9 200

TPDH 32000/110 115 11 10,5 145 35 0,75 1,87 43,5 240

Hình 4.1

4.2 CHỌN SƠ ĐỒ NỐI DÂY TRẠM HẠ ÁP

4.2.1 Trạm nguồn

Do phụ tải gồm 5 hộ tiêu thụ loại I và 1 hộ tiêu thụ loại III nên để đảm bảo cung cấp điện liên tục ta sử dụng sơ đồ hệ thống 2 thanh góp làm việc song song. Khi vận hành hệ thống một thanh góp vận hành còn một hệ thống thanh góp dự trữ.

I DCL

MC

II

Hình 4.2



4.2.2 Trạm trung gian

Sử dụng sơ đồ hệ thống thanh góp phân đoạn:

Từ nguồn điện

Đến trạm cuối

Hình 4.3

4.2.3 Trạm cuối

Do yêu cầu vận hành kinh tế trạm biến áp khi phụ tải ở chế độ cực tiểu có thể cắt ra bớt 1 MBA khỏi trạm nên ta chọn sơ đồ cầu đói với trạm cuối.

Dùng hệ thống có hai phân đoạn thanh góp:

Nếu l 70(km) thì đặt máy cắt cao áp ở phía đường dây bởi vì với chiều dài lớn sự cố xảy ra do thao tác đóng cắt nhiều vì vậy phải đặt máy cắt cuối đường dây.

Với l<70(km) thì đặt máy cắt điện áp ở phía MBA.

Đối với hộ loại I nếu trong chế độ cực tiểu có cắt bớt 1 máy biến áp, hoặc chế độ sự cố vẫn muốn vận hành 2 máy biến áp thì dù đường dây có dài hơn 70km ta vẫn dùng sơ đồ cầu ngoài vì xác suất đóng cắt MBA lớn.



10kV

(L<70km)

10kV

(L>70km)

Hình 4.4



4.2.4 Sơ đồ nối dây chi tiết lưới điện

2AC

-150

2AC

-120

2TPD

H-3

2000

/110

2TPD

H-2

5000

/110

50,9

9km

S

S

44,7

2km

2AC

-150

2AC

-70

2TPD

H-2

5000

/110

2TPD

H-3

2000

/110

53,8

5km

36,0

6km

S

S

MC

LL

2AC

-70

2AC

-95

2TPD

H-3

2000

/110

2TPD

H-2

5000

/110

44,7

2km

63,2

5km

S S

Ban Ve So Do Noi Day ChinhNguoi Ve Le Hai Nam

Lop HTD3-k53Truong dai hoc Bach Khoa Ha Noi

GVHD La Minh Khanh



CHƯƠNG 5

TÍNH TOÁN PHÂN BỐ CÔNG SUẤT TRONG MẠNG ĐIỆN TÍNH TOÁN CHẾ ĐỘ XÁC LẬP CỦA MẠNG ĐIỆN

5.1 TÍNH TOÁN CHI TIẾT SỰ PHÂN BỐ CÔNG SUẤT TRONG MẠNG ĐIỆN

Sau khi đã tiến hành lựa chọn phương án thiết kế cho mạng điện, lựa chọn máy biến áp và sơ đồ nối điện cho mạng điện ta cần phải tiến hành xác định các trạng thái vận hành điển hình của mạng điện. Chế độ vận hành của mạng và hệ thống điện được đặc trưng bằng các thông số chế độ của chúng: các dòng công suất, điện áp ở các nút…

Mục đích tính chế độ của mạng và hệ thống điện là xác định các thông số chế độ của chúng, nghĩa là tính các dòng công suất tác dụng và phản kháng trong mạng điện, xác định điện áp tại các nút trong mạng điện cũng như trên các thanh góp của các trạm tiêu thụ điện trong các chế độ vận hành bình thường khi phụ tải cực đại và cực tiểu, và trong chế độ sau cự cố khi phụ tải cực đại.

Tính các chế độ của mạng và hệ thống điện được thực hiện trên các sơ đồ thay thế (mô hình) của chúng.

Khi xác định các dòng công suất và các tổn thất công suất ta lấy điện áp ở tất cả các nút trong mạng điện bằng điện áp định mức .

5.1.1 Chế độ phụ tải cực đại

5.1.1.1 Lộ đường dây N-1-2

Sơ đồ nguyên lý và thay thế của mạng điện:



NĐ2AC-150

50,99km

1AC-12044,32km

TPDH-32000/110

2TPDH-25000/110

S1

S2

NĐSn1 S’n1 S’’n1

Zdn1

∆Sdn1

jQcđ1 jQcc1Sc1

∆S01

Sb1

∆Sb1

S1

jQcđ2 jQcc2

∆Sd12S12 S’12 S’’12 Sc2

∆S02

Sb2∆Sb2

Hình 5.1: Sơ đồ và sơ đồ thay thế của mạng điện

30+14,52j MVA =5,354+10,606j Ω

25+12,1j MVA =12,074+18,917j Ω

Tính dòng công suất chạy vào cuộn dây cao áp trạm biến áp B2:

Tổn thất công suất trong trạm biến áp B2:

= 0,144+2,771j MVA

Dòng công suất chạy vào cuộn dây cao áp MBA:



(25+12,1j)+(0,144+2,771j)=25,144+14,871j MVA

Công suất điện dung ở đầu và cuối đường dây 1 –2:

1102 0,601 10-4 0,727 MVAr

Công suất sau tổng trở Z1–2:

25,144 + 14,871j –0,727j 24,144 + 14,144j MVA

Tổn thất công suất trên đường dây:

0,83 + 1,301j MVA

Dòng công suất trước tổng trở Z4 – 3:

(25,144 + 14,144j) + (0,83+ 1,301j) 25.974 + 15.445j MVA

Tính dòng công suất chạy vào cuộn dây cao áp trạm biến áp B1:


= 0,165 + 2,733j MVA

Dòng công suất chạy vào cuộn dây cao áp của MBA1:

(30 + 14,52j) + (0,165 + 2,733j) 30,165 + 17,253j MVA

Công suất điện dung ở đầu và cuối đường dây NĐ –1:

1102 1.397 10-4 1.690 MVAr

Công suất sau tổng trở ZNĐ–1:



= (30,165 + 17,253j) – 1,69j + (25,974+ 15.445j) –0,727j = 56,139 + 30,281j MVA

Tổn thất công suất trên đường dây NĐ –1:

1,8 + 3,566 MVA

Dòng công suất trước tổng trở ZNĐ –1:

(56,169 + 30,281j) + (1,8 + 3,566j) 57,939 + 33,847j MVA

Công suất yêu cầu trên đường đây NĐ-1:

(57,939 + 33,847j) –1,69j 57,939 + 32,157j MVA

5.1.1.2 Lộ đường dây NĐ-5

Sơ đồ nguyên lý và thay thế của mạng điện:

NÐ2AC - 95

TPDH 32000/110

S

5

NÐ5

b5SSc5NÐ-5SSdNÐ-5NÐ-5SSNÐ-5

Sb5

b5ZdNÐ-5ZjQ cccðjQ

05S

,,,

S5

2 2

Hình 5.2

34 + 16,456j MVA; ZNĐ–5= 7,379 + 9,592j




= 0,171 + 2,821j MVA


(34 + 16,456j) + (0,171 + 2,821j) 34,171 + 19,277j MVA

Công suất điện dung ở đầu và cuối đường dây NĐ-5:

1102 1,185 10-4 1,434 MVAr

Công suất sau tổng trở ZNĐ –5:

(34,171 + 19,277j) –1,434j 34,171 + 17,843j MVA

Tổn thất công suất trên đường dây NĐ-5:

= 0,906+ 1,178j MVA

Dòng công suất trước tổng trở ZNĐ –5:

(34,171 + 17.843j) + (0,906 + 1,178j) 35,077 + 19.021j MVA

Công suất yêu cầu tới phụ tải 5:

(35,077 + 19,021j) –1,434j 35,077 + 17,587j MVA

Tính toán tương tự cho các đoạn đường dây khác ta có bảng kết quả sau:



Nhánh

NĐ-1 5,354+10,606j 1,397 0,058+0,4j 1,27+27,95j 30+14,52j

1-2 12,074+18,917j 0,601 0,035+0,24j 1,87+43,5j 25+12,1j

NĐ-3 5,654+11,201j 1,475 0,07+0,48j 0,935+21,75j 32+15,488j

3-4 8,294+7,933j 0,930 0,058+0,4j 1,27+27,95j 27+13,068j

NĐ-5 7,379+9,592j 1,185 0,07+0,48j 0,935+21,75j 34+16,456j

NĐ-6 14,548+13,915j 1,632 0,058+0,4j 1,27+27,95j 29+14,036j

Bảng 5.1



Nhánh

(MVA)

(MVA)

(MVA) jQC/2(MVAr) (MVA) (MVA) (MVA) (MVA) (MVA)

NĐ-1 30+14,52j 0,165+2,733j 30,165+17,253

j 1,69j 56,139+30,281j 1,8+3,566j 57,939+33,847

j 57,939+32,157j

1-2 25+12,1j 0,144+2,771j 25,144+14,871j 0,727j 25,144+14,144

j 0,83+1,301j 25,974+15,445j

25,974+14,718j

NĐ-3 32+15,488j 0,159+2,554j 32,159+18,042

j 1,785j 59,947+29,98j 2,099+4,159j 62,046+34,139j 62,046+32,354

j

3-4 27+13,068j 0,144+2,289j 27,144+15,357j 1,125j 27,144+14,232

j 0,644+0,616j 27,788+14,848j

27,788+13,723j

NĐ-5 34+16,456j 0,171+2,821j 34,171+19,277

j 1,434j 34,171+17,843j 0,906+1,178j 35,077+19,021

j35,077+17,587

j

NĐ-6 29+14,036j 0,158+2,58j 29,158+16,616

j 1,975j 29,158+14,641j 1,28+1,224j 30,438+15,865

j 30,438+13,89j

Tổng

177+85,668

0,941+15,748j

7,559+12,044j 185,5+95,988j

Bảng 5.2


Đồ Án Môn Học Mạng lưới điện

5.1.1.3 Cân băng chinh xác công suất trong hệ thống

Từ bảng số liệu ta có tổng công suất yêu cầu trên thanh góp 110 kV của nguồn điện:

185,5 + 95,988j MVA

Để đảm bảo điểu kiện cân bằng công suất trong hệ thống, các nguồn điện phải cung cấp đủ công suất theo yêu cầu. Vì vậy tổng công suất tác dụng do hệ thống và nhà máy cần phải cung cấp:

Pcc = 185,5 MW

Khi hệ số công suất của các nguồn bằng 0,85 thì tổng công suất phản kháng của hệ thống và nhà máy điện có thể cung cấp:

Qcc = Pcc tgφ = 185,5 0,62 = 115,01 MVAr

Như vậy : 185,5 + 115,01j MVA

Từ kết quả trên nhận thấy rằng công suất phản kháng do các nguồn cung cấp lớn hơn công suất phản kháng yêu cầu. Vì vậy không cần bù công suất phản kháng trong chế độ phụ tải cực đại.

5.1.2 Chế độ phụ tải cực tiểu

Xét chế độ vận hành kinh tế các trạm hạ áp khi phụ tải cực tiểu.

Trong chế độ phụ tải cực tiểu có thể cắt bớt một máy biến áp trong các trạm, song cẩn phải thoả mãn điều kiện sau:

Đối với trạm có 2 máy biến áp thì:

Đối với trạm có 1 máy biến áp thì:

Kết quả tính các giá trị công suất phụ tải và công suất giới hạn:

Lê Hải Nam- lớp htd3k53 Page 49


Phụ tải ∆P0 (kW) ∆PN (kW) Sđm (MVA) Spt (MVA) Sgh (MVA) Số MBA

1 29 120 25 16,665 17,381 1

3 35 145 32 17,776 22,234 1

4 29 120 25 14,998 17,381 1

5 35 145 32 18,887 22,234 1

6 29 120 25 16,109 17,381 1

Bảng 5.3

Các kết quả tính toán ở trên cho thấy rằng, trong chế độ phụ tải cực tiểu tất cả các trạm đều vận hành 1 máy.

Tính toán tương tự chế độ max ta có bảng kết quả tính toán sau:

Bảng thông số các phần tử trong chế độ cực tiểu

Nhánh

NĐ-1 5,354+10,606j 1,397 0,029+0,2j 2,54+55,9j 15+7,26j

1-2 12,074+18,917j 0,601 0,035+0,24j 1,87+43,5j 12,5+6,05j

NĐ-3 5,654+11,201j 1,475 0,035+0,24j 1,87+43,5j 16+7,744j

3-4 8,294+7,933j 0,930 0,029+0,2j 2,54+55,9j 13,5+6,534j

NĐ-5 7,379+9,592j 1,185 0,035+0,24j 1,87+43,5j 17+8,228j

NĐ-6 14,548+13,915j 1,632 0,029+0,2j 2,54+55,9j 14,5+7,018j

Bảng 5.4



5.1.2.1 Lộ Đường dây NĐ-5

NÐ2AC - 85

TPDH 32000/110

S

5

NÐ5


Sb5


05S

,,,

S5

2 2

Hình 5.3

17 + 8,228j MVA; ZNĐ–5= 7,379 + 9,592j


= 0,079 + 1,29j MVA

Dòng công suất chạy vào cuộn dây cao áp của MBA 1:

(17,086 + 9,638j) + (0,079 + 1,29j) 17,086+ 9,638j MVA

Công suất điện dung ở đầu và cuối đường dây NĐ-5:

1102 1,185 10-4 1,434 MVAr




(17,086 + 9,638j) –1,434j 17,086 + 8,204j MVA


0,219+ 0,285j MVA

Dòng công suất trước tổng trở ZNĐ–5:

(17,305 + 8,489j) + (0,219 + 0,285j) 17,305 + 8,489j MVA


(17,305 + 7,055j) –1,434j 17,305 + 7,055j MVA

5.1.2.2 Lộ đường dây NĐ-1-2

NÐ 2AC-150 2AC-120

TPDH-32000/110

2TPD

H-2

5000

/110

S4

3

2

1S



S2

Sb2b2SSc22SSd2

S1

Sb1

b1S

c1S

S11SS1N1S

Zd1 d2Z b2Z

01S02S

2S ,,,,,,

cðjQ2

ccjQ2

cðjQ2

ccjQ2

Hình 5.4

15 + 7,26j MVA; ZNĐ–1= 5,354 + 10,606j

12,5 + 6,05j MVA; Z1–2= 12,074 + 18,917j

Tính dòng công suất chạy vào cuộn dây cao áp trạm biến áp B2


= 0,062 + 0,873j MVA


(12,5 + 6,05j) + (0,062+ 0,873j) 12,562 + 6,923j MVA

Công suất điện dung ở đầu và cuối đường dây 1–2:

1102 0,601.10-4 0,727 MVAr

Công suất sau tổng trở Z4 – 3:

(12,562 + 6,923j) –0,727j 12,562 + 6,196j MVA




0,196 + 0,307j MVA

Dòng công suất trước tổng trở Z4 – 3:

(12,562 + 6,196j) + (0,196+ 0,307j) 12,758 + 6,503j MVA



= 0,082 + 1,366j MVA


(15 + 7,26j) + (0,082 + 1,366j) 15,082 + 8.626j MVA

Công suất điện dung ở đầu và cuối đường dây NĐ – 4:

1102 1,397 10-4 1,690 MVAr


= (15,082 + 8,626j) –1,69j + (12,758 + 6,503j) –0,727j = 27,84 + 12,712j MVA

Tổn thất công suất trên đường dây NĐ – 4:

0,414 + 0,821j MVA




(27,84 + 12,712j) + (0,414 + 0,821j) 28,254 + 13,533j MVA


(28,254 + 13.533j) –1,69j 28,254 + 11,843j MVA

Tính toán tương tự cho các đoạn dây khác ta có bảng kết quả sau:

Nhánh

NĐ-1 5,354+10,606j 1,397 0,029+0,2j 2,54+55,9j 15+7,26j

1-2 12,074+18,917j 0,601 0,035+0,24j 1,87+43,5j 12,5+6,05j

NĐ-3 5,654+11,201j 1,475 0,035+0,24j 1,87+43,5j 16+7,744j

3-4 8,294+7,933j 0,930 0,029+0,2j 2,54+55,9j 13,5+6,534j

NĐ-5 7,379+9,592j 1,185 0,035+0,24j 1,87+43,5j 17+8,228j

NĐ-6 14,548+13,915j 1,632 0,029+0,2j 2,54+55,9j 14,5+7,018j

Bảng 5.5



Nhánh (MVA) (MVA) (MVA) jQC/2(MVAr) (MVA) (MVA) (MVA) (MVA) (MVA)

NĐ-1 15+7,26j 0,082+1,366j 15,082+8,626j 1,69j 27,84+12,712j 0,414+0,821j 28,254+13,53

3j 28,254+11,843j

1-2 12,5+6,05j 0,062+0,873j 12,562+6,923j 0,727j 12,562+6,196j 0,196+0,307j 12,758+6,503j 12,758+5,776j

NĐ-3 16+7,744j 0,08+1,277j 16,08+9,021j 1,785j 29,808+12,81

4j 0,492+0,975j 30,3+13,789j 30,3+12,004j

3-4 13,5+6,534j 0,072+1,145j 13,572+7,679j 1,125j 13,572+6,554j 0,156+0,149j 13,728+6,703j 13,728+5,578j

NĐ-5 17+8,228j 0,086+1,41j 17,086+9,638j 1,434j 17,086+8,204j 0,219+0,285j 17,305+8,489

j 17,305+7,055j

NĐ-6 14,5+7,018j 0,079+1,29j 14,579+8,308j 1,975j 14,579+6,333j 0,304+0,291j 14,883+6,624

j 14,883+4,649j

Tổng 0,461+7,361j 1,781+2,828j 90,742+35,551j

Bảng 5.6





90,742+35,551j MVA


Pcc = 90,742 MW


Qcc = Pcc tgφ = 90,742 0,62 = 56,26 MVAr

Như vậy : 90,742 + 56,26j MVA

Từ kết quả trên nhận thấy rằng công suất phản kháng do các nguồn cung cấp lớn hơn công suất phản kháng yêu cầu. Vì vậy không cần bù công suất phản kháng trong chế độ phụ tải cực tiểu.

5.1.3 Chế độ sự cố

Khi xét sự cố đứt một mạch lộ kép ta không giả thiết sự cố xếp chồng nên ta chỉ xét trường hợp ngừng một mạch trên các đường dây nối từ nguồn đến các phụ tải khi phụ tải cực đại.

Thông số đường dây trong chế độ sự cố:

Nhánh

NĐ-1 10,708+21,212j 0,699 0,058+0,4j 1,27+27,95j 30+14,52j

1-2 12,074+18,917j 0,601 0,035+0,24j 1,87+43,5j 25+12,1j

NĐ-3 11,309+22,402j 0,738 0,07+0,48j 0,935+21,75j 32+15,488j

3-4 8,294+7,933j 0,930 0,058+0,4j 1,27+27,95j 27+13,068j

NĐ-5 14,758+19,185j 0,593 0,07+0,48j 0,935+21,75j 34+16,456j

NĐ-6 29,095+27,83j 0,816 0,058+0,4j 1,27+27,95j 29+14,036j

Bảng 5.7



5.1.3.1 Lộ Đường dây NĐ-5

NÐ2AC - 95

TPDH 32000/110

S

5

NÐ5


Sb5


05S

,,,

S5

2 2

Hình 5.5

34 + 16,46j MVA; ZNĐ – 1 = 10,708 + 21,212j


= 0,171 + 2,821j MVA


(34 + 16.456j) + (0,171+ 2,821j) 34,171 + 19,277j MVA

Công suất điện dung ở đầu và cuối đường dây NĐ – 1:

1102 0,593 10-4 0,718 MVAr

Công suất sau tổng trở ZNĐ – 1:



(34,171 + 19,277j) –0,718j 37,171 + 18,559j MVA


1,844 + 2,397j MVA


(34,171 + 18,559j) + (1,844+ 2,397j) = 36,015 + 20,956j MVA


(36,015 + 20,956j) –0,718j 36,015 + 20,238j MVA

5.1.3.2 Lộ đường dây NĐ-1-2

NÐ AC-150 AC-120

TPDH-32000/110

2TPD

H-2

5000

/110

S

1

2

2

1S



S2

Sb2b2SSc22SSd2

S1

Sb1

b1S

c1S

S11SS1N1S

Zd1 d2Z b2Z

01S02S

2S ,,,,,,

cðjQ2

ccjQ2

cðjQ2

ccjQ2

30 + 14,52j MVA; ZNĐ–1= 10,708 + 21,212j

25 + 12,10j MVA; Z1–2= 12,074 + 18,917j



= 0,144 + 2,771j MVA


(25 + 12,1j) + (0,144 + 2,771j) 25,144 + 14,871j MVA

Công suất điện dung ở đầu và cuối đường dây 1–2:

1102 0,601 10-4 0,727 MVAr

Công suất sau tổng trở Z1–2:

(25,144 + 14,871j) –0,727j 25,144 + 14,144j MVA




0,83 + 1,301j MVA

Dòng công suất trước tổng trở Z1–2:

(25,144 + 14,144j) + (0,83+ 1,301j) 25,974 + 15,445j MVA



= 0,165 + 2,733j MVA


(30 + 14,52j) + (0,165+ 2,733j) 30,165 + 17,253j MVA

Công suất điện dung ở đầu và cuối đường dây NĐ–1:

1102 0,699 10-4 0,846 MVAr


= (30,1656 + 17,253j) –0,846j + (25,974+ 15,445j) –0,727j = 56,139 + 31,125j MVA

Tổn thất công suất trên đường dây NĐ–1:

3,646 + 7,223j MVA




(56,139 + 31,125j) + (3,646 + 7,223j) 59,785 + 38,348j MVA

Công suất yêu cầu tới trên đường dây NĐ-1:

(59,785 + 38,348j) –0,846j 59,785 + 37,502j MVA

Tính toán tương tự cho các đoạn dây khác ta có bảng kết quả sau:

Nhánh

NĐ-1 10,708+21,212j 0,699 0,058+0,4j 1,27+27,95j 30+14,52j

1-2 12,074+18,917j 0,601 0,035+0,24j 1,87+43,5j 25+12,1j

NĐ-3 11,309+22,402j 0,738 0,07+0,48j 0,935+21,75j 32+15,488j

3-4 8,294+7,933j 0,930 0,058+0,4j 1,27+27,95j 27+13,068j

NĐ-5 14,758+19,185j 0,593 0,07+0,48j 0,935+21,75j 34+16,456j

NĐ-6 29,095+27,83j 0,816 0,058+0,4j 1,27+27,95j 29+14,036j

Bảng 5.8



Nhánh

(MVA)

(MVA)

(MVA) jQC/2(MVAr) (MVA) (MVA) (MVA) (MVA) (MVA)

NĐ-1 30+14,52j 0,165+2,733j 30,165+17,25

3j 0,846j 56,139+31,125j 3,646+7,223j 59,785+38,34

8j 59,785+37,502j

1-2 25+12,1j 0,144+2,771j 25,144+14,871j 0,727j 25,144+14,14

4j 0,83+1,301j 25,974+15,445j

25,974+14,718j

NĐ-3

32+15,488j 0,159+2,554j 32,159+18,04

2j 0,893j 59,947+30,872j 4,249+8,418j 64,196+39,29j 64,196+38,397j

3-4 27+13,068j 0,144+2,289j 27,144+15,35

7j 1,125j 27,144+14,232j 0,644+0,616j 27,788+14,84

8j27,788+13,72

3j

NĐ-5

34+16,456j 0,171+2,821j 34,171+19,27

7j 0,718j 34,171+18,559j 1,844+2,397j 36,015+20,95

6j 36,015+20,238j

NĐ-6

29+14,036j 0,158+2,58j 29,158+16,61

6j 0,987j 29,158+15,629j 2,632+2,517j 31,79+18,146j 31,79+17,159j

Tổng

0,941+15,748j

13,845+22,472j

191,786+113,296j

Bảng 5.9





191,786+113,296j MVA


Pcc = 191,786 MW


Qcc = Pcc tgφ = 191,786 0,62 = 118,907 MVAr

Như vậy : 191,786 + 118,907j MVA

Từ kết quả trên nhận thấy rằng công suất phản kháng do các nguồn cung cấp lớn hơn công suất phản kháng yêu cầu. Vì vậy không cần bù công suất phản kháng trong chế độ phụ tải sự cố.

5.2 TÍNH TOÁN ĐIỆN ÁP TẠI CÁC ĐIÊM NUT CỦA MẠNG ĐIỆN

5.2.1 Chế độ phụ tải cực đại

Chọn điện áp trên thanh cái cao áp hệ thống là 121 kV (Ucs = 121 kV)

Đường dây NĐ–1–2

Điện áp trên thanh góp cao áp trạm biến áp 1:

U1 = Ucs -

= 121 - = 115,47 kV

Công suất trước tổng trở trạm biến áp 1 Zb1:

(30,165 + 17,253j) – (0,058+0,4j) 30,107 + 16,853j MVA

Điện áp trên thanh góp hạ áp trạm biến áp 1 quy về cao áp:

U1q = U1 -

= 115,47 - = 111,06 kV



Điện áp trên thanh góp cao áp trạm biến áp2:

U2 = U1 -

= 115,47 - = 110,224 kV


(25,144 + 14,871j) – (0,035–0,24j) 25,109 + 14,631j MVA


U2q = U2 -

= 110,224 - = 104,024 kV

Đường dây NĐ–5


U5 = Ucs -

= 121 - = 117,353 kV


(34,171 + 19,277j) – (0,07–0,48j) 34,101+ 18,797j MVA


U5q = U5 -

= 117,353 - = 113,598 kV

Tính điện áp trên các đường dây còn lại được thực hiện tương tự.

Kết quả tính điện áp trên thanh góp hạ áp của các trạm đã quy về điện áp cao trong chế độ phụ tải cực đại cho trong bảng sau:



Giá trị điện áp trên thanh góp hạ áp quy về cao áp trong chế độ phụ tải cực đại

Trạm BA 1 2 3 4 5 6

Uq(kV) 111,06 104,024 111,357 107,868 113,598 111,272

Bảng 5.10

5.2.2 Chế độ phụ tải cực tiểu


Đường dây NĐ–1–2


U1 = Ucs -

= 115 - = 112,436 kV


(15,082 + 8,626j) –(0,029–0,2j) 15,053+ 8,426j MVA


U1q = U1 -

= 112,436 - = 107,907 kV


U2 = U1 -

= 112,436 - = 109,972 kV


(12,562 + 6,923j) – (0,035+0,24j) 12,527 + 6,683j MVA


U2q = U2 -



= 109,972 - = 107,115 kV

Đường dây NĐ-5


U5 = Ucs -

= 115 - = 113,182 kV


(17,086 + 9,638j) – (0,035+0,24j) 17,051 + 9,398j MVA


U5q = U5 -

= 113,182 - = 109,288 kV


Kết quả tính điện áp trên thanh góp hạ áp của các trạm đã quy về điện áp cao trong chế độ phụ tải cực tiểu cho trong bảng sau:

Giá trị điện áp trên thanh góp hạ áp quy về cao áp trong chế độ phụ tải cực tiểu:

Trạm BA 1 2 3 4 5 6

Uq(kV) 107,907 107,115 108,494 106,59 109,288 107,952

Bảng 5.11

5.2.3 Chế độ sau sự cố

Chọn điện áp trên thanh cái cao áp hệ thống là 121 kV (Ucs = 121 kV). Xét trường hợp sự cố khi ngừng một mạch lộ kép.


Đường dây NĐ-1-2


U1 = Ucs -



= 121 - = 108,987 kV


(30,165 + 17,253j) – (0,058+0,4j) 30,107 + 16,853j MVA


U1q = U1 -

= 108,987 - = 104,314 kV


U2 = U1 -

= 108,987 - = 103,429 kV


(25,144 + 14,871j) – (0,035–0,24j) 25,109 + 14,631j MVA


U2q = U2 -

= 103,429 - = 96,822 kV

Đường dây NĐ–5


U5 = Ucs -

= 121 - = 113,285 kV


(34,171 + 19,277j) – (0,07–0,48j) 34,101 + 18,797j MVA




U5q = U5 -

= 113,285 - = 109,395 kV


Kết quả tính điện áp trên thanh góp hạ áp của các trạm đã quy về điện áp cao trong chế độ sau sự cố cho trong bảng sau:

Giá trị điện áp trên thanh góp hạ áp quy về cao áp trong chế độ sự cố:

Trạm BA 1 2 3 4 5 6

Uq(kV) 104,314 96,822 103,902 100,163 109,395 104,692

Bảng 5.12



CHƯƠNG 6

ĐIỀU CHỈNH ĐIỆN ÁP TRONG HỆ THỐNG ĐIỆNĐiện áp là một trong những chỉ tiêu chất lượng điện năng quan trọng. Nó ảnh hưởng

nhiều đến chỉ tiêu kinh tế và kỹ thuật của các hộ tiêu thụ. Các thiết bị điện chỉ có thể làm việc tốt trong những trường hợp điện năng có chất lượng cao.

Chất lượng điện năng được đánh giá thông qua các chỉ tiêu về độ lệch điện áp, độ dao động điện áp , sự không đối xứng và không sin. Trong đó chỉ tiêu về độ lệch điện áp là chỉ tiêu quan trọng nhất. Để đảm bảo được độ lệch điện áp ở các hộ tiêu thụ trong phạm vi cho phép ta cần phải tiến hành điều chỉnh điện áp theo các cách sau:

Thay đổi điện áp các máy phát trong nhà máy điện.

Thay đổi tỷ số biến trong các trạm biến áp (chọn đầu điều chỉnh của các máy biến áp)

Thay đổi các dòng công suất phản kháng truyền tải trong mạng điện .

Thực tế cho thấy thì đối với những mạng điện lớn không thể điều chỉnh điện áp bằng cách thay đổi điện áp tại nhà máy điện, và thay đổi các dòng công suất phản kháng trên đường dây cũng không thể đáp ứng được nhu cầu về điều chỉnh điện áp vì các lý do khác nhau như: Độ ổn định các hệ thống, vận hành phức tạp và vốn đầu tư cao. Do đó phương pháp điều chỉnh điện áp của các máy biến áp trong các trạm biến áp được dùng rộng rãi để điều chỉnh điện áp.

Yêu cầu điều chỉnh điện áp được phân thành 2 loại:

6.1 YÊU CẦU ĐIỀU CHỈNH ĐIÊN ÁP THƯỜNG

Điện áp yêu cầu trên thanh góp hạ áp của máy biến áp trong tình trạng vận hành bình thường phải thoã mãn các yêu cầu về độ lệch điện áp trong các chế độ:

- Phụ tải cực đại : ΔUcp max% ≥ 2,5%

- Phụ tải cực tiểu: ΔUcp min% ≤ 7,5%

- Chế độ sự cố : ΔUcp sc% ≥ - 2,5%

Việc điều chỉnh điện áp được tiến hành như sau:

Trong đó:



, là giá trị quy đổi về phía cao áp của điện áp trên thanh góp hạ áp của các trạm đối với chế độ lớn nhất và nhỏ nhất tương ứng (được lấy theo các số liệu tính toán của điện áp.

, là giá trị điện áp yêu cầu trên thanh góp hạ áp của trạm trong các chế độ phụ tải lớn nhất và nhỏ nhất.

điện áp định mức của cuộn dây hạ áp của các máy biến áp.

Sau đó chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn của máy biến áp, gần nhất với đầu điều chỉnh tính toán theo công thức trên.

Để xác định điện áp của đầu điều chỉnh tiêu chuẩn có thể sử dụng công thức sau:

Trong đó:

là điện áp định mức của cuộn dây điện áp cao.

N số thứ tự đầu điều chỉnh chọn.

mức điều chỉnh của mỗi đầu (%) =2,5%.

Đối với các máy biến áp không có điều chỉnh điện áp dưới tải, đầu điểu chỉnh không thay đổi trong tất cả các chế độ vận hành của mạng điện.

Sau khi chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn, cần tính được các giá trị thực của điện áp trên thanh góp hạ áp của mỗi trạm trong tất cả các chế độ đặc trưng của mạng điện cũng như các độ lệch nhận được của điện áp so với điện áp định mức của các thanh góp.

Các điện áp thực trên thanh góp hạ áp của trạm được xác định theo công thức tổng quát sau:

Trong đó là giá trị quy đổi về phía điện áp cao của điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm biến áp, tương ứng với các chế độ phụ tải lớn nhất, nhỏ nhất và chế độ sau sự cố.

Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm được tính theo công thức:

Chọn đầu điều chỉnh điện áp theo cách trên thường được áp dụng đối với các trạm phân phối có yêu cầu điều chỉnh thường.



Trong nội dung đồ án ta có phụ tải 2 có yêu cầu điều chỉnh thường, trước hết ta xét điều chỉnh thường đối với tất cả các phụ tải và xét đến điều kiện độ lệch điện áp cho phép để xét sự thỏa mãn của máy biến áp không có điều áp dưới tải.

Ta có bảng tính toán sau:

Trạm biến áp 1 2 3 4 5 6

Yêu cầu ĐCĐAKT T KT KT KT KT

Uq max (kV) 111,06 104,024 111,357 107,868 113,598 111,272

Uq min (kV) 107,907 107,115 108,494 106,59 109,288 107,952

Uq sc (kV) 104,314 96,822 103,902 100,163 109,395 104,692

Uđc max 116,349 108,978 116,66 113,005 119,007 116,571

Uđc min 118,698 117,827 119,343 117,249 120,217 118,747

U đc 117,523 113,402 118,002 115,127 119,612 117,659

n 1 -1 1 0 2 1

Utc 117,875 112,125 117,875 115 120,75 117,875

Ut max 10,364 10,205 10,392 10,318 10,348 10,384

Ut min 10,07 10,508 10,125 10,196 9,956 10,074

Ut sc 9,734 9,499 9,696 9,581 9,966 9,77

∆Umax (%) 3,64 2,05 3,92 3,18 3,48 3,84

∆Umin (%) 0,7 5,08 1,25 1,96 -0,44 0,74

∆Usc (%) -2,66 -5,01 -3,04 -4,19 -0,34 -2,3

Bảng 6.1

Dựa vào bảng ta thấy dùng máy biến áp không có điều áp dưới tải là không phù hợp đối với cả 6 phụ tải.

Vậy ta chuyển sang phương án sử dụng máy biến áp có điều áp dưới tải.

6.2 YÊU CẦU ĐIỀU CHỈNH ĐIỆN ÁP KHÁC THƯỜNG

Điện áp yêu cầu trên thanh góp hạ áp của máy biến áp trong tình trạng vận hành bình thường phải thoã mãn các yêu cầu về độ lệch điện áp:

- Phụ tải cực đại : ΔUcp max% = 5%

- Phụ tải cực tiểu: ΔUcp min% = 0%

- Chế độ sự cố : ΔUcp sc% = 0 - 5%

Việc điều chỉnh điện áp được tiến hành theo các bước sau:



- Tính điện áp trên thanh góp hạ áp của các trạm quy về phía cao áp trong các chế độ.

- Tính các giá trị điện áp yêu cầu trên thanh góp hạ áp của các trạm trong các chế độ.

Uyc i = Uđm + Uicp%. Uđm

- Tính điện áp đầu điều chỉnh.

Uiđc =

Trong đó : Uqi là điện áp trên thanh góp hạ áp quy đổi về phía điện áp cao của các trạm ở chế độ i.

Ta có: Uhđm = 1,1.Uđm = 1,1.10 = 11 kV

- Chọn đầu điều chỉnh gần nhất.

Điện áp của đầu tiêu chuẩn được tính theo:

Uitc = Ucđm +

Trong đó n : Số thứ tự tiêu chẩn đã chọn.

e% : Phạm vi điều chỉnh giữa 2 đầu điều chỉnh liên tiếp.

Ucđm : Điện áp định mức cao (115 kV).

- Tính các giá trị thực của điện áp trên thanh góp hạ áp :

Ut =

- Kiểm tra độ lệch điện áp thực :

Ui% = 100%.

Các trạm đều dùng các MBA có phạm vi điều chỉnh điện áp là có Ucđm = 115 kV; Uhđm = 11 kV.

Các đầu điều chỉnh điện áp tiêu chuẩn của MBA có điều áp dưới tải:



n 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

Utc115

117,05

119,10

121,15

123,20

125,25

127,30

129,35

131,40

133,42

n 0 -1 -2 -3 -4 -5 -6 -7 -8 -9

Utc115

112,95

110,90

108,85

106,80

104,75

102,75

100,65 98,60 96,55

Bảng 6.2

Độ lệch điện áp trên thanh cái của trạm phải thoả mãn điều kiện :

- Chế độ phụ tải cực đại:

Uyc max = Uđm + Ucp max%. Uđm = 10 + 5%.10 = 10,5 kV

- Chế độ phụ tải cực tiểu:

Uyc min = Uđm + Ucp min%. Uđm = 10 + 0%.10 = 10 kV

- Chế độ sự cố :

Uyc sc = Uđm + Ucp sc%. Uđm = 10 + 5%.10 = 10,5 kV

Phụ tải 1

Ta có điện áp các đầu phân áp:

+ Chế độ phụ tải cực đại:

Điện áp tính toán của đầu điều chỉnh của máy biến áp được xác định theo công thức:

116,349 kV

Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n = 1 Utcmax = 117,05 kV.

Điện áp thực trên thanh góp hạ áp bằng:

10,437 kV

Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp bằng:

4,37%

+ Chế độ phụ tải cực tiểu:

Điện áp tính toán của đầu điều chỉnh của máy biến áp bằng:



118,698 kV

Chọn n = 2 Utcmin = 119,1 kV.

Điện áp thực trên thanh góp hạ áp có giá trị:

9,966 kV

Độ lệch điện áp bằng:

-0,34%

+ Chế độ sau sự cố:

Điện áp tính toán của đầu điều chỉnh của máy biến áp bằng:

109,281 kV

Chọn n = -2 Utcmin = 110,9 kV.

Điện áp thực trên thanh góp hạ áp có giá trị:

10,347 kV

Độ lệch điện áp bằng:

3,47%

Vậy các đầu đã chọn thoã mãn yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường.

TÝnh to¸n t¬ng tù cho c¸c TBA2, TBA3, TBA4, TBA5, TBA6. KÕt qu¶ tÝnh to¸n ®îc cho ë b¶ng:



Bảng 5.2 Thông số các trạm biến áp khi sư dụng MBA co điêu áp dưới tải

Chế độ max


Uq (kV) 111,06 104,024 111,357 107,868 113,598 111,272

Uđcmax 116,349 108,978 116,66 113,005 119,007 116,571

n 1 -3 1 -1 2 1

Utcmax 117,05 108,85 117,05 112,95 119,1 117,05

Utmax 10,437 10,512 10,465 10,505 10,492 10,457

∆Umax (%) 4,37 5,12 4,65 5,05 4,92 4,57

Chế độ min


Uq (kV) 107,907 107,115 108,494 106,59 109,288 107,952

Uđcmax 118,698 117,827 119,343 117,249 120,217 118,747

n 2 1 2 1 3 2

Utcmax 119,1 117,05 119,1 117,05 121,15 119,1

Utmax 9,966 10,066 10,02 10,017 9,923 9,97

∆Umax (%) -0,34 0,66 0,2 0,17 -0,77 -0,3



Chế độ sự cố


Uq (kV) 104,314 96,822 103,902 100,163 109,395 104,692

Uđcmax 109,281 101,433 108,85 104,933 114,604 109,677

n -2 -6 -3 -4 0 -2

Utcmax 110,9 102,75 108,85 106,8 115 110,9

Utmax 10,347 10,365 10,5 10,316 10,464 10,384

∆Umax (%) 3,47 3,65 5 3,16 4,64 3,84



CHƯƠNG 7

CÁC CHỈ TIÊU KINH TẾ KỸ THUẬT CỦA MẠNG ĐIỆN7.1 VỐN ĐẦU TƯ XÂY DỰNG MẠNG ĐIỆN

Tổng các vốn đầu tư xây dựng mạng điện được xác định theo công thức:

K =

Trong đó : tổng vốn đầu tư xây dựng các đường dây.

Kt: vốn đầu tư xây dựng các trạm biến áp.

Ta đã tính được tổng vốn đầu tư xây dựng các đường dây: = 138203,904 106 đ

Trong hệ thống điện thiết kế có 6 trạm hạ áp, 5 trạm có 2 máy biến áp và 1 trạm có 1 máy biến áp do đó vốn đầu tư cho các trạm hạ áp:

Kt = 1,8.(3 22.109 + 2.29.109)+29.10^9 =252,2.109 đ

Do đó tổn vốn đầu tư để xây dựng mạng điện:

K = + Kt = 138203,9 106 + 252,2 109 = 390403,9 106 đồng

7.2 TỔN THẤT CÔNG SUẤT TÁC DỤNG TRONG MẠNG ĐIỆN

Tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện gồm có tổn thất công suất trên đường dây và tổn thất công suất tác dụng trong các trạm biến áp ở chế độ phụ tải cực đại.

- Tổng tổn thất công suất tác dụng trên các đường dây:

∆Pd=ΔPdNĐ-1+ΔPd1-2+ΔPdNĐ-3+ΔPd3-4+ΔPdNĐ-5+ΔPdNĐ-6 = 7,559 MW

- Tổng tổn thất công suất tác dụng của các trạm biến áp:

∑∆PBAi = ∆PBA1+∆PBA2+∆PBA3+∆PBA4+∆PBA5+∆PBA6 = 0,94 MW

Như vậy tổng tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện:

∆P = ∆Pd + ∑∆PBAi = 7,559 + 0,94 = 8,5 MW

Tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện tính theo phần trăm (%):

4,802%

7.3 TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG TRONG MẠNG ĐIỆN

Tổng tổn thất điện năng trong các trạm biến áp xác định theo công thức sau:



Trong đó

τ – thời gian tổn thất công suất lớn nhất

t – thời gian các máy biến áp làm việc trong năm.

Bởi vì các máy biến áp vận hành song song trong cả năm cho nên t = 8760 h.

Thời gian tổn thất công suất lớn nhất có thể tính theo công thức sau:

τ = (0,124 + Tmax 10-4)2 8760 = (0,124 + 5000 10-4)2 8760 = 3411 h

Ta có tổn thất điện năng trong các trạm biến áp trong bảng sau:

Trạm BA 1 2 3 4 5 6

∆ABAi(MWh) 871,83 679,19 918,43 802,71 957,77 847,98

∑∆ABA(MWh) 5077,904

Tổng tổn thất điện năng trên đường dây xác định theo công thức sau:

∑∆Ad = ∆Pd τ = 7,559 3411 = 25783,749 MWh

Vậy tổng tổn thất điện năng của mạng điện là:

∆A = ∑∆ABA + ∑∆Ad = 5077,904 + 25783,749 = 30861,653 MWh

Tổng điện năng các hộ tiêu thụ nhận được trong năm:

A = ∑Pmax Tmax = 177 5000 = 885 103 MWh

Tổn thất điện năng trong mạng điện tính theo phần trăm (%):

3,487%

7.4 TÍNH CHI PHÍ GIÁ THÀNH

7.4.1 Chi phi vận hành hàng năm

Các chi phí vận hành hàng năm trong mạng điện được xác định theo công thức:

Y = avhd. + avht.Kt + ∆A.c

Trong đó

avhd: hệ số vận hành đường dây (avhd = 0,04)



avht: hệ số vận hành các thiết bị trong trạm biến áp (avht = 0,10)

c: giá thành 1 kWh điện năng tổn thất.

Như vậy:

Y = 0,04 138203,9 106 + 0,1 252,2 109 + 30861,653 103 600

= 49,265 109 đồng

7.4.2 Chi phi tinh toán hàng năm

Chi phí tính toán hàng năm được xác định theo công thức:

Z = atc K + Y

Trong đó

atc: hệ số định mức hiệu quả của các vốn đầu tư (atc = 0,125).

Do đó chi phí tính toán bằng:

Z = 0,125 390403,9 106 + 49,265 109 = 98,066 109 đ

7.4.3 Giá thành truyên tải điện năng

Giá thành truyền tải điện năng được xác định theo công thức:

55,667 đ/kWh

7.4.4 Giá thành xây dựng 1 MW công suất phụ tải trong chế độ cực đại

Giá thành xây dựng 1 MW công suất phụ tải được xác định theo biểu thức:

2,206.109 đ /MW

Kết quả các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật của hệ thống điện thiết kế được tổng hợp dưới bảng sau:



Các chỉ tiêu kinh tế - kĩ thuật của hệ thống điện thiết kế :

Các chỉ tiêu Đơn vị Giá trị

1. Tổng công suất phụ tải khi cực đại MW 177

2. Tổng chiều dài đường dây km 542,46

3. Tổng công suất các MBA hạ áp MVA 310,00

4. Tổng vốn đầu tư cho mạng điện 109 đ 390,404

5. Tổng vốn đầu tư về đường dây 109 đ 138,204

6. Tổng vốn đầu tư về các trạm biến áp 109 đ 252,20

7. Tổng điện năng các phụ tải tiêu thụ MWh 885000

8. ∆Umaxbt % 9,153

9. ∆Umaxsc % 13,92

10. Tổng tổn thất thất công suất ∆P MW 8,50

11. Tổng tốn thất công suất ∆P % 4,802

12. Tổng tổn thất điện năng ∆A MWh 30861,653

13. Tổng tổn thất điện năng ∆A % 3,487

14. Chi phí tính toán 109 đ 98,066

15. Chi phí vận hành hàng năm 109 đ 49,265

16. Giá thành truyền tải điện năng β đ/kWh 55,667

17. Giá thành xây dựng 1 MW công suất phụ tải khi cực đại 109 đ/MW 2,206

Bảng 7.1



TÀI LIỆU THAM KHẢO

[1]. Nguyễn Văn Đạm. Thiết kế các mạng và hệ thống điện. Nhà xuất bản khoa

học kỹ thuật, 2004.

[2]. Trần Bách. Lưới điện và hệ thống điện tập 1, 2, 3. Nhà xuất bản khoa học

kỹ thuật, 2004.

[3]. Trần Bách. Ổn định trong hệ thống điện. Đại học Bách Khoa Hà Nội,

2001.

[4]. Trần Bách. Tối ưu hóa các chế độ của hệ thống điện. Trường Đại học

Bách Khoa Hà Nội, 1999.

[5]. Đào Quang Thạch, Phạm Văn Hòa. Phần điện trong nhà máy điện và

trạm biến áp. Nhà xuất bản khoa học kỹ thuật, 2005.

[6]. Nguyễn Lân Tráng. Quy hoạch và phát triển hệ thống điện. Nhà xuất bản

khoa học kỹ thuật, 2004.

[7]. Lã Văn Ut. Ngắn mạch trong hệ thống điện. Nhà xuất bản khoa học kỹ

thuật, Hà Nội 2005.

[8]. Trần Đình Long. Tự động hóa trong hệ thống điện. Trường Đại học Bách

Khoa Hà Nội, 2005.


Documents

MỞ ĐẦU - WordPress.com · Web viewVì vậy trong giai đoạn đầu của thiết kế phát triển hệ thống điện hay các mạng điện của các vùng riêng biệt