Tính tốn cân bằng cơng suất 1.1.Phân tích đặc điểm nguồn và phụ tải 1.2.Tính toán sơ bộ cân bằng công suất 1.3.Xác định sơ bộ chế độ làm việc của nguồn Chương 2.. Tính toán các chỉ tiê
BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO BỘ NÔNG NGHIỆP VÀ PTNT TRƯỜNG ĐẠI HỌC THUỶ LỢI NGUYỄN MINH QUYẾT THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC IV ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP HÀ NỘI, NĂM 2022 BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO BỘ NÔNG NGHIỆP & PTNT TRƯỜNG ĐẠI HỌC THUỶ LỢI KHOA ĐIỆN – ĐIỆN TỬ ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC IV Sinh viên thực : NGUYỄN MINH QUYẾT Mã sinh viên : 1751120809 Ngành : KỸ THUẬT ĐIỆN Giáo viên hướng dẫn : PGS.TS PHẠM VĂN HÒA HÀ NỘI, NĂM 2022 TRƯỜNG ĐẠI HỌC THỦY LỢI Khoa Kỹ thuật điện-Điện tử CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM Độc lập –Tự – Hạnh phúc ĐỀ TÀI ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP Họ tên: Nguyễn Minh Quyết MSSV : 1751120809 Lớp : 59KTĐ-HTĐ1 Hệ đào tạo : Chính quy Ngành : Kỹ thuật điện, điện tử Chuyên ngành : Hệ thống điện 1/ Tên đồ án tốt nghiệp Thiết kế lưới điện khu vực IV 2/ Các số liệu Lưới điện khu vực gồm NMNĐ HT công suất vô lớn, cấp cho phụ tải Bản đồ vị trí nguồn phụ tải hình vẽ (tỉ lệ ơ=10 km) Hộ phụ tải Số liệu 30 25 25 25 35 35 25 35 Loại hộ phụ tải I II I III I I III II Hệ số công suất 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 KT KT KT KT KT KT KT KT Công suất cực đại (MW) Yêu cầu điều chỉnh điện áp Điện áp thứ cấp(kV) 22 Điện áp phía cao áp phụ tải cực đại, cố nề 110%, phụ tải cực tiểu 105% điện áp danh định Đối với tất trạm phụ tải cực tiểu 70% phụ tải cực đại, thời gian sử dụng công suất cực đại Tmax= 5000 Giá kWh điện tổn thất 1500 đ 3/Nội dung, nhiệm vụ thực Chương Tính tốn cân cơng suất 1.1.Phân tích đặc điểm nguồn phụ tải 1.2.Tính tốn sơ cân công suất 1.3.Xác định sơ chế độ làm việc nguồn Chương Tính tốn tiêu kinh tế - kỹ thuật, chọn phương án tối ưu 2.1.Phân nhóm phụ tải theo nguồn cấp xây dựng phương án nối dây 2.2.Tính tốn tiêu kinh tế-kỹ thuật, chọn phương án tối ưu 2.3 Chọn đường dây liên lạc Chương Lựa chọn máy biến áp sơ đồ trạm điện 3.1.Chọn số lượng công suất MBA 3.2.Chọn sơ đồ trạm điện tồn lưới khu vực Chương Tính xác cân công suất chế độ 4.1 Chế độ phụ tải cực đai 4.2 Chế độ phụ tải cực tiểu 4.3 Chế độ sau cố Chương Tính tốn điều chỉnh điện áp tính tốn tiêu kinh tế - kỹ thuật 5.1 Tính tốn điện áp nút chế độ 5.2 Lựa chọn phương thức điều chỉnh điện áp 5.3 Tính tốn tiêu kinh tế -kỹ thuật Kết luận chnug Tài liệu tham khảo TS Nguyễn Nhất Tùng, PGS Phạm Văn Hòa, “Thiết kế lưới điện khu vực”, NXB Khoa học&Kỹ thuật, Hà Nội 2021 Yêu cầu vẽ Bản đồ vị trí nguồn tải, số liệu phụ tải Sơ đồ phương án nối dây Kết q tính tốn tiêu sơ đồ phương án tối ưu Sơ đồ nối điện chi tiết Các tiêu kinh tế - kỹ thuật 4/Ngày giao đề tài: 26/09/2022 5/Ngày hoàn thành:02/01/2023 Hà Nội, ngày 26 tháng 10 năm 2023 Trưởng môn TS Nguyễn Quang Thuấn Giáo viên hướng dẫn PGS-TS Phạm Văn Hòa LỜI CẢM ƠN Đối với sinh viên đại học Thủy Lợi học tập rèn luyện khoa Điện Điện tử, đồ án tốt nghiệp minh chứng cho kiến thức, vận dụng kiến thức có năm học tập Trong q trình hồn thành đồ án tốt nghiệp “ Thiết kế lưới điện khu vực “, cố gắng thân, em khơng thể hồn thành tốt cơng việc khơng có bảo hướng dẫn tận tình thầy PGS.TS Phạm Văn Hòa Em xin gửi lời cảm ơn chân thành tới thầy tận tình hướng dẫn, góp ý tạo điều kiện để em hoàn thành đề tài nghiên cứu Em xin chân thành cảm ơn thầy, cô Khoa Điện - Điện tử truyền đạt kiến thức, kinh nghiệm quý báu cho em suốt trình học tập để em hồn thành đồ án tốt nghiệp Với thời gian thực đề tài ngắn, kiến thức cịn hạn hẹp, điều kiện kinh phí cịn hạn chế, trình thực đề tài khơng tránh khỏi sai sót Do em mong nhận ý kiến đóng góp dẫn thêm sai sót khuyết điểm đề tài từ q thầy bạn Chính từ điều giúp thân em tích lũy thêm kinh nghiệm giúp đề tài hồn thiện Em xin chân thành cảm ơn! i LỜI CAM ĐOAN Em xin cam đoan đồ án tốt nghiệp thân em Mọi thứ thực dựa nổ lực cố gắng, học hỏi thân với giúp đỡ thầy giáo hướng dẫn PGS.TS Phạm Văn Hòa Những số liệu kết nghiên cứu đưa báo cáo trung thực khơng có chép từ đề tài nghiên cứu khác Những phần sử dụng tài liệu tham khảo có báo cáo trích dẫn nguồn liệt kê có mục tài liệu tham khảo Nếu có sai phạm em xin chịu hồn tồn trách nhiệm trước kỷ luật khoa nhà trường đề Tác giả ĐATN Đỗ Văn Hiển ii MỤC LỤC DANH MỤC CÁC HÌNH vi DANH MỤC BẢNG .vii DANH MỤC VIẾT TẮT ix CHƯƠNG 1: TÍNH TỐN CÂN BẰNG CƠNG SUẤT 1.1 Phân tích đặc điểm nguồn phụ tải 1.1.1 Nguồn cung cấp 1.1.2 Phụ tải 1.2 Tính tốn sơ cân công suất 1.2.1 Cân công suất tác dụng 1.2.2 Cân công suất phản kháng 1.3 Xác định sơ chế độ làm việc nguồn 1.3.1 Chế độ phụ tải cực đại 1.3.2 Chế độ phụ tải cực tiểu 1.3.3 Chế độ cố CHƯƠNG 2: TÍNH TỐN CHỈ TIÊU KĨ THUẬT VÀ CHỌN CÁCPHƯƠNG ÁN TỐI ƯU 2.1 Phân nhóm phụ tải theo nguồn cấp 2.1.1 Phân nhóm phụ tải cho nhà máy hệ thống 2.1.2 Phân nhóm phụ tải cục 2.2 Xây dựng phương án nối dây theo nhóm 2.2.1 Nguyên tắc chung để đề xuất phương án nối dây 2.2.2 Đề xuất sơ đồ nối dây 2.3 Tính tốn tiêu kinh tế - kĩ thuật, chọn phương án tối ưu 12 2.3.1 Phương pháp chung tính tiêu kĩ thuật 12 2.3.2 Chọn điện áp cho lưới điện 14 2.3.3 Chọn tiết diện dây dẫn kiểm tra điều kiện vầng quang, phát nóng 22 2.3.4 Kiểm tra điều kiện tổn thất điện áp 41 2.3.5 Tính tốn tiêu kinh tế 43 2.3.6 Tổng hợp tính tốn chọn phương án tối ưu 46 iii 2.4 Tính toán đường dây liên lạc 47 2.4.1 Chọn cấp điện áp 47 2.4.2 Chọn dây kiểm tra điều kiện phát nóng cho đường dây liên lạc 49 2.4.3 Kiểm tra điều kiện tổn thất điện áp 50 CHƯƠNG 3: LỰA CHỌN MÁY BIẾN ÁP VÀ SƠ ĐỒ CÁC TRẠM CHOPHƯƠNG ÁN ĐƯỢC CHỌN 51 3.1 Chọn số lượng công suất máy biến áp 51 3.1.1.Chọn số lượng công suất máy biến áp trạm tăng áp 51 3.1.2.Chọn số lượng công suất máy biến áp trạm hạ áp 52 3.2.Chọn sơ đồ nối dây cho trạm 53 3.2.1.Sơ đồ trạm tăng áp nhà máy nhiệt điện 53 3.2.2.Sơ đồ trạm phía hệ thống 54 3.2.3 Sơ đồ nối dây trạm biến áp đường dây liên thông 54 3.2.4 Sơ đồ nối dây trạm biến áp giảm áp 55 3.2.5.Sơ đồ nối điện toàn lưới 56 CHƯƠNG 4: TÍNH CHÍNH XÁC CÂN BẰNG CƠNG SUẤT CÁC CHẾ ĐỘ 58 4.1 Chế phụ tải cực đại 58 4.1.1 Tính tốn đường dây phụ tải 58 4.1.2 Đường dây liên lạc NĐ-HT chế độ Max 62 4.1.3 Cân xác cơng suất cho hệ thống 64 4.2 Chế độ cực tiểu 65 4.2.1 Chế độ vận hành kinh tế trạm hạ áp 65 4.2.2 Đường dây liên lạc NĐ-HT chế độ Min 66 4.2.3 Tính toán đường dây phụ tải 68 4.2.4 Cân xác cơng suất cho hệ thống 68 4.3 Chế độ sau cố 69 4.3.1.Sự cố mạch đường dây liên lạc (SC1) 69 4.3.2.Sự cố tổ máy phát nhà máy (SC2) 71 CHƯƠNG : TÍNH ĐIỆN ÁP TẠI CÁC NÚT PHỤ TẢI VÀ LỰA CHỌNPHƯƠNG THỨC ĐIỀU CHỈNH ĐIỆN ÁP 74 iv 𝑈HT = 121 KV Tổn thất điện áp tổng trở đường dây ND-HT bằng: ′ ∆𝑈𝑁𝐷−𝐻𝑇 ′ ′ 𝑃𝑁𝐷−𝐻𝑇 𝑅𝑁𝐷−𝐻𝑇 + 𝑄𝑁𝐷−𝐻𝑇 𝑋𝑁𝐷−𝐻𝑇 (36,41 3,8) + (50,32 9,16) = = 𝑈𝑇𝐺 121 = 4,95 (𝑘𝑉) Điện áp nút nhiệt điện bằng: ′ 𝑈𝑇𝐺−𝑁𝐷 = 𝑈𝐻𝑇 − ∆𝑈𝑁𝐷−𝐻𝑇 = 121 − 4,95 = 116,05 (𝑘𝑉) a) Tính tốn phía nhà máy nhiệt điện Đường dây NĐ -1-2 : Tổn thất điện áp đường dây NĐ -1: Δ𝑈𝑁Đ−1 = ′ ′ 𝑃𝑁Đ−1 𝑅𝑁Đ−1 +𝑄𝑁Đ−1 𝑋𝑁Đ−1 𝑈𝑇𝐺.𝑁Đ = (52,484.3,8)+(26,052.9,16) 116,05 =4,01 (KV) Điện áp nút 1, phía điện áp cao phụ tải 1: 𝑈1𝐶 = 𝑈𝑇𝐺.𝑁Đ - ∆𝑈𝑁Đ−1 = 116,05– 4,01 = 112,04 (KV) Tổn thất điện áp đường dây 1-2: Δ𝑈1−2 = ′ 𝑅 ′ 𝑃1−2 1−2 +𝑄1−2 𝑋1−2 𝑈1𝐶 = (25,734.4,66)+(12,498.6.08) 112,04 Điện áp nút 2, phía điện áp cao phụ tải 2: 89 = 1,86 (KV) U2C = U1C - ∆𝑈1-2= 112,04 – 1,86 = 110,18( KV ) Tổn thất điện áp máy biến áp 1: Δ𝑈𝐵1 = ′ ′ 𝑃𝐵1 𝑅𝐵1 +𝑄𝐵1 𝑋𝐵1 𝑈1𝐶 = (30,14.0,935)+(17,72.21,75) 112,04 = 4,00 (KV) Điện áp quy đổi phía hạ áp phụ tải 1: U1H = U1C - ∆𝑈B1 = 112,04– 4,00= 108,04( KV ) Tổn thất điện áp máy biến áp 2: Δ𝑈𝐵2 = ′ ′ 𝑃𝐵2 𝑅𝐵2 +𝑄𝐵2 𝑋𝐵2 𝑈2𝐶 = (25,118.4,66)+(13,90.6,08) 110,18 = 1,95(KV) Điện áp quy đổi phía hạ áp phụ tải 2: U2H = U2C - ∆𝑈𝐵2= 110,18 – 1,95= 108,23 (KV) Đường dây NĐ-3 Tổn thất điện áp đường dây NĐ -3: Δ𝑈𝑁Đ−3 = ′ ′ 𝑃𝑁Đ−3 𝑅𝑁Đ−3 +𝑄𝑁Đ−3 𝑋𝑁Đ−3 𝑈𝑇𝐺.𝑁Đ = (25,95.3,15)+(26,05.6,24) 116,05 = 2,24 (KV) Điện áp nút 3, phía điện áp cao phụ tải 3: 𝑈3𝐶 = 𝑈𝑇𝐺.𝑁Đ - ∆𝑈𝑁Đ−3 = 116,05 – 2,24 = 113,81(KV) Tổn thất điện áp máy biến áp 3: Δ𝑈𝐵3 = ′ ′ 𝑃𝐵3 𝑅𝐵3 +𝑄𝐵3 𝑋𝐵3 𝑈3𝐶 = (25,13.0,935)+(14,29.21,75) 113,81 = 3,12 (KV) Điện áp quy đổi phía hạ áp phụ tải 3: U3H = U3C - ∆𝑈B3 = 113,81– 3,12 = 110,69 ( KV ) Đường dây NĐ-4 Tổn thất điện áp đường dây NĐ -4: Δ𝑈𝑁Đ−4 = ′ ′ 𝑃𝑁Đ−4 𝑅𝑁Đ−4 +𝑄𝑁Đ−4 𝑋𝑁Đ−4 𝑈𝑇𝐺.𝑁Đ = (27,175.6,12)+(27,786.12,12) 116,05 Điện áp nút 4, phía điện áp cao phụ tải 4: 90 = 4,27 (KV) 𝑈4𝐶 = 𝑈𝑇𝐺.𝑁Đ - ∆𝑈𝑁Đ−4 = 116,05– 4,27= 111,78 (KV) Tổn thất điện áp máy biến áp 4: Δ𝑈𝐵4 = ′ ′ 𝑃𝐵4 𝑅𝐵4 +𝑄𝐵4 𝑋𝐵4 𝑈4𝐶 = (25,185.0,935)+(15,87.21,75) 111,78 = 3,51(KV) Điện áp quy đổi phía hạ áp phụ tải 4: U4H = U4C - ∆𝑈B4 = 111,78– 3,51 = 108,27( KV ) Đường dây NĐ-5 Tổn thất điện áp đường dây NĐ -5: Δ𝑈𝑁Đ−5 = ′ ′ 𝑃𝑁Đ−5 𝑅𝑁Đ−5 +𝑄𝑁Đ−5 𝑋𝑁Đ−5 𝑈𝑇𝐺.𝑁Đ = (32,41.13,28)+(31,94.26,3) 116,05 = 6,63 (KV) Điện áp nút 5, phía điện áp cao phụ tải 5: 𝑈5𝐶 = 𝑈𝑇𝐺.𝑁Đ - ∆𝑈𝑁Đ−3 = 116,05– 6,63= 109,42 (KV) Tổn thất điện áp máy biến áp 5: Δ𝑈𝐵5 = ′ ′ 𝑃𝐵5 𝑅𝐵5 +𝑄𝐵5 𝑋𝐵5 𝑈5𝐶 = (30,14.0,935)+(16,99.21,75) 109,42 Điện áp quy đổi phía hạ áp phụ tải 5: U5H = U5C - ∆𝑈B5= 109,42– 4,08 = 105,34( KV ) 91 = 4,08 (KV) Bảng 5.7: Kết tính toán điện áp nút phụ tải sau cố hỏng tổ máy phát Phụ tải Điện áp phía cao (KV) 112,04 110,18 113,81 111,78 109,42 Điện áp quy đổi phía hạ (KV) 108,04 108,23 110,69 108,27 105,34 b) Phía hệ thống Đường dây HT-6-7 Tổn thất điện áp đường dây HT-6: Δ𝑈𝐻𝑇−6 = ′ ′ 𝑃𝐻𝑇−6 𝑅𝐻𝑇−6 +𝑄𝐻𝑇−6 𝑋𝐻𝑇−6 𝑈𝑇𝐺 = (67,34.2,07)+(31,90.6,34) 121 = 2,82 (KV) Điện áp nút 6, phía điện áp cao phụ tải 6: U6C = UTG - ∆𝑈𝐻𝑇−6= 121 -2,82 = 118,18 (KV) Tổn thất điện áp đường dây 6-7: Δ𝑈6−7 = ′ 𝑅 ′ 𝑃6−7 6−7 +𝑄6−7 𝑋6−7 𝑈6𝐶 = (35,73.5,95)+(15,01.7,75) 118,18 Điện áp nút 6, phía điện áp cao phụ tải 6: U7C = U6C - ∆𝑈6−7= 118,18 – 2,78 = 115,4 ( KV ) 92 = 2,78 (KV) Tổn thất điện áp máy biến áp 6: Δ𝑈𝐵6 = ′ ′ 𝑃𝐵6 𝑅𝐵6 +𝑄𝐵6 𝑋𝐵6 𝑈6𝐶 = (35,24.0,935)+(20,14.21,75) 118,18 = 3,99 (KV) Điện áp quy đổi phía hạ áp phụ tải 6: U6H = U6C - ∆𝑈𝐵6= 118,18 – 3,99 = 114,19 ( KV ) Tổn thất điện áp máy biến áp 7: Δ𝑈𝐵7 = ′ ′ 𝑃𝐵7 𝑅𝐵7 +𝑄𝐵7 𝑋𝐵7 𝑈7𝐶 = (30,16.1,27)+(16,99.27,95) 115,4 = 4,45 (KV) Điện áp quy đổi phía hạ áp phụ tải 7: U7H = U7C - ∆𝑈𝐵7= 115,4 – 4,45 = 110,95 (KV) Đường dây HT-8 Tổn thất điện áp đường dây HT-8 : 𝑈𝐻𝑇−8 = ′ ′ 𝑃𝐻𝑇−8 𝑅𝐻𝑇−8 +𝑄𝐻𝑇−8 𝑋𝐻𝑇−8 𝑈𝑇𝐺 = (37,58.5,25)+(39,76.10,78) 121 =5,17 (KV) Điện áp nút 8, phía điện áp cao phụ tải 8: 𝑈8𝐶 = UTG - ∆𝑈𝐻𝑇−8= 121 – 5,17 = 115,83 (KV) Tổn thất điện áp máy biến áp 8: Δ𝑈𝐵8 = ′ ′ 𝑃𝐵8 𝑅𝐵8 +𝑄𝐵8 𝑋𝐵8 𝑈8𝐶 = (35,19.0,935)+(20,14.21,75) 115,83 = 4,07 (KV) Điện áp quy đổi phía hạ áp phụ tải 8: 𝑈8𝐻 = 𝑈8𝐶 - ∆𝑈𝐵8= 115,83 – 4,07 = 111,76 (KV) Bảng 5.8: Kết tính tốn điện áp phía hệ thống sau cố hỏng tổ máy phát Phụ tải Điện áp phía cao (KV) 118,18 115,40 115,83 Điện áp quy đổi phía hạ (KV) 114,19 110,95 111,76 93 5.2 Lực chọn phương thức điều chỉnh điện áp cho trạm biến áp phụ tải 5.2.1 Yêu cầu chất lượng điện áp Tất phụ tải mạng điện thiết kế có yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường Để đảm bảo chất lượng điện cung cấp cho hộ tiêu thụ cần sử dụng máy biến áp điều chỉnh điện áp tải Đối với trạm có yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường(yêu cầu cao), độ lệch điện áp góp: Khi phụ tải cực đại : 𝛿U𝑚𝑎𝑥 % = ±5% Khi phụ tải cực tiểu: 𝛿U𝑚𝑖𝑛 % = 0% Khi cố : 𝛿U𝑠𝑐% = ÷ +5% Điện áp yêu cầu góp hạ áp trạm xác định theo công thức sau: Uyc = Uđm + 𝛿U%*Uđm Đối với mạng điện thiết kế Uđ𝑚 = 22(𝑘𝑉) Dựa vào yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường phụ tải ta xác định điện áp yêu cầu góp hạ áp hộ phụ tải sau : U𝑦𝑐𝑚𝑎𝑥 = 22 + 5% 22 = 23,1 𝑘𝑉 U𝑦𝑐𝑚𝑖𝑛 = 22 + 0% 22 = 22 𝑘𝑉 U𝑦𝑐𝑚𝑎𝑥 = 22 + (0% ÷ 5%).22 = (22 ÷ 23,1) 𝑘𝑉 Máy biến áp có điều chỉnh điện áp tải: Gồm 19 nấc điều chỉnh phạm vi điều chỉnh ±9x1,78% Bảng 5.9 :Bảng thông số điều chỉnh MBA điều chỉnh tải Nấc Up/a (kV) 115 117,05 119,1 121,15 123,2 125,25 127,3 129,35 131,4 133,45 Nấc -1 -2 -3 -4 -5 -6 -7 -8 -9 Up/a (kV) 115 112,95 110,9 108,85 106,8 104,75 102,7 100,65 98,6 96,55 94 5.2.2 Tính tốn chọn đầu phân áp cho máy biến áp Tính tốn chọn đầu phân áp cho trạm 1) Chế độ phụ tải cực đại Điện áp đầu phân áp phía cao : 𝑈1𝐻 𝑈𝐻𝑑𝑚 𝑈𝑝𝑚𝑎𝑥 = 𝑈𝐻𝑦𝑐𝑚𝑎𝑥 𝑎 = 112,75.23 23,1 = 112,26 ( KV ) Dựa vào bảng 5.9.ta chọn đầu phân áp nấc -1 với giá trị điện áp 𝑈𝑝𝑚𝑎𝑥 = 112,95 𝑎 ( KV) 𝑡ℎự𝑐 Điện áp thực phía hạ : 𝑈𝐻 = 𝑈1𝐻 𝑈𝐻𝑑𝑚 𝑐ℎọ𝑛 𝑈𝑎 = 112,26.23 112,95 = 22,86(KV) Độ lệch điện áp phía hạ soo với điện áp danh định : Δ𝑈𝑚𝑎𝑥 % = 𝑡ℎự𝑐 𝑈𝐻 𝑙ướ𝑖 −𝑈𝐻𝑑𝑚 𝑙ướ𝑖 𝑈𝐻𝑑𝑚 100 = 22,86−22 22 100 = 3,91 % Bảng 5.10: Tính tốn đầu phân áp chế độ cực đại Trạm biến áp 𝑈𝑖𝐻 ( KV) 𝑈𝑝𝑚𝑎𝑥 Nấc 𝑎 𝑐ℎọ𝑛 𝑈𝑝 𝑎 𝑡ℎự𝑐 𝑈𝐻 Δ𝑈𝑚𝑎𝑥 % 112,75 112,26 -1 112,95 22,86 3,91 112,87 112,38 -1 112,95 22,88 4,00 116,87 114,36 115 22,87 3,95 111,80 111,32 -1 112,95 22,67 3,05 108,14 107,67 -3 108,85 22,75 3,41 114,19 113,69 115 22,74 3,36 111,34 110,86 -2 110,9 22,99 4,50 112,20 111,71 -1 112,95 22,75 3,41 2) Chế độ phụ tải cực tiểu Điện áp đầu phân áp phía cao : 𝑈𝑝𝑚𝑖𝑛 = 𝑎 𝑈1𝐻 𝑈𝐻𝑑𝑚 𝑈𝐻𝑦𝑐𝑚𝑖𝑛 = 115,34.22 22 = 115,34( KV ) Dựa vào bảng 5.9.ta chọn đầu phân áp nấc với giá trị điện áp 95 𝑈𝑝𝑚𝑎𝑥 = 117,05 ( KV) 𝑎 𝑡ℎự𝑐 Điện áp thực phía hạ : 𝑈𝐻 = 𝑈1𝐻 𝑈𝐻𝑑𝑚 𝑈𝑝 = 115,34.22 117,05 = 21,68(KV) 𝑎 Độ lệch điện áp phía hạ soo với điện áp danh định : Δ𝑈𝑚𝑖𝑛 % = 𝑡ℎự𝑐 𝑈𝐻 𝑙ướ𝑖 −𝑈𝐻𝑑𝑚 𝑙ướ𝑖 𝑈𝐻𝑑𝑚 100 = 21,68−22 22 100 = -1,45 % Bảng 5.11: Tính tốn đầu phân áp chế độ cực tiểu 𝑈𝑝𝑚𝑎𝑥 Trạm biến áp 𝑈𝑖𝐻 ( KV) Nấc 115,34 115,34 115,37 115,37 115,79 𝑡ℎự𝑐 𝑈𝐻 Δ𝑈𝑚𝑎𝑥 % 117,05 21,68 -1,45 117,05 21,68 -1,45 115,79 117,05 21,76 -1,09 114,79 114,79 115 21,95 -0,23 110,76 110,76 -2 110,9 21,97 -0,14 111,84 111,84 -1 112,95 21,78 -1,00 110,52 110,52 -2 110,9 21,92 -0,36 110,17 110,17 -2 110,9 21,85 -0,68 𝑐ℎọ𝑛 𝑈𝑝 𝑎 𝑎 3) Chế độ phụ tải sau cố mạch đường dây liên lạc Điện áp đầu phân áp phía cao : 𝑈𝑝𝑠𝑐1 = 𝑎 𝑈1𝐻 𝑈𝐻𝑑𝑚 𝑈𝐻𝑦𝑐𝑠𝑐 = 112,33.23 23,1 = 111,84 ( KV ) Dựa vào bảng 5.9.ta chọn đầu phân áp nấc -1 với giá trị điện áp 𝑈𝑝𝑚𝑎𝑥 = 112,95( KV) 𝑎 𝑡ℎự𝑐 Điện áp thực phía hạ : 𝑈𝐻 = 𝑈1𝐻 𝑈𝐻𝑑𝑚 𝑈𝑝 = 111,84.23 112,95 = 22,77(KV) 𝑎 Độ lệch điện áp phía hạ soo với điện áp danh định : Δ𝑈𝑠𝑐1 % = 𝑡ℎự𝑐 𝑈𝐻 𝑙ướ𝑖 −𝑈𝐻𝑑𝑚 𝑙ướ𝑖 𝑈𝐻𝑑𝑚 100 = 22,77−22 22 100 = 3,50 % 96 Bảng 5.12: Tính tốn đầu phân áp chế độ sau cố hỏng tổ máy phát Trạm biến áp 𝑈𝑝𝑚𝑎𝑥 𝑈𝑖𝐻 ( KV) Nấc 𝑐ℎọ𝑛 𝑈𝑝 𝑎 𝑎 𝑡ℎự𝑐 𝑈𝐻 Δ𝑈𝑚𝑎𝑥 % 112,33 111,84 -1 112,95 22,77 3,50 111,45 110,97 -1 112,95 22,59 2,68 115,01 114,51 115 22,90 4,09 112,13 111,64 -1 112,95 22,73 3,32 111,24 110,75 -2 110,9 22,97 4,41 114,19 113,69 115 22,74 3,36 110,95 110,47 -2 110,9 22,91 4,14 111,76 111,28 -1 112,95 22,66 2,99 4) Sự cố : Hỏng tổ máy phát Điện áp đầu phân áp phía cao : 𝑈𝑝𝑠𝑐2 = 𝑎 𝑈1𝐻 𝑈𝐻𝑑𝑚 𝑈𝐻𝑦𝑐𝑠𝑐 = 108,04.23 22 = 112,94 ( KV ) Dựa vào bảng 5.9.ta chọn đầu phân áp nấc -1 với giá trị điện áp 𝑈𝑝𝑚𝑎𝑥 = 112,95( KV) 𝑎 𝑡ℎự𝑐 Điện áp thực phía hạ : 𝑈𝐻 = 𝑈1𝐻 𝑈𝐻𝑑𝑚 𝑈𝑝 = 112,94.23 112,95 = 22,99(KV) 𝑎 Độ lệch điện áp phía hạ soo với điện áp danh định : Δ𝑈𝑠𝑐2 % = 𝑡ℎự𝑐 𝑈𝐻 𝑙ướ𝑖 −𝑈𝐻𝑑𝑚 𝑙ướ𝑖 𝑈𝐻𝑑𝑚 100 = 22,99−22 22 100 = 4,50 % Bảng 5.13: Tính tốn đầu phân áp chế độ sau cố mạch đường dây liên lạc Trạm biến áp 𝑈𝑖𝐻 ( KV) 108,04 108,23 110,69 108,27 105,34 114,19 110,95 111,76 𝑈𝑝𝑚𝑎𝑥 Nấc 𝑎 112,74 112,83 115,72 112,42 110,13 119,38 115,99 116,84 𝑐ℎọ𝑛 𝑈𝑝 𝑎 -1 -1 -1 -2 0 97 112,95 112,95 115 112,95 110,9 115 115 115 𝑡ℎự𝑐 𝑈𝐻 Δ𝑈𝑚𝑎𝑥 % 22,99 22,97 23,14 22,89 22,84 23,88 23,19 23,37 4,50 4,41 5,18 4,05 3,82 8,55 5,41 6,22 5.3 Tính tốn tiêu kinh tế 5.3.1 Vốn đầu tư Tổng vốn đầu tư xây dựng mạng điện: K = ∑Kd + ∑Kt đó: ∑Kd – vốn đầu tư xây dựng đường dây ∑Kt – vốn đầu tư xây dựng trạm biến áp 1) Lưới điện Theo Bảng 2.11 ta có tổng vốn đầu tư xây dựng đường dây ∑Kd = ∑KNĐ-1-2 + ∑KNĐ-3-4 + ∑KNĐ-5 + ∑KHT-6-7 + ∑KHT-8 + ∑KNĐ-HT = (47792,59+42221,79+60854,04+37598,29+25279+41002,86 ) 106 = 220,91.109 (đ) 2)Trạm biến áp Bảng 5.14: Giới thiệu giá thành trạm MBA 110/22 kV Công suất định mức (MVA) 16 25 32 40 63 125 Giá thành 10 đ/trạm 13 19 22 25 35 60 Đối với trạm biến áp giảm áp, trạm có MBA làm việc song song ta nhân vốn đầu tư trạm với hệ số 1,8 Đối với MBA tăng áp nhà máy nhiệt điện tổng số vốn đầu tư số MBA nhân với suất vốn đầu tư máy Vốn đầu tư cho trạm hạ áp tính Bảng 5.15: Vốn đầu tư cho trạm tăng hạ áp Trạm NĐ Tổng Số MBA 2 2 2 16 Loại máy biến áp TDH – 125000/110 TDH – 32000/110 TDH – 32000/110 TDH – 25000/110 TDH – 32000/110 TDH – 25000/110 TDH – 32000/110 TDH – 25000/110 TDH – 32000/110 98 Giá thành 60 22 22 19 22 19 22 19 22 ∑𝐾𝑡 120 39,6 22 34,2 22 34,2 39,6 34,2 39,6 385,4 3) Vốn đầu tư tổng K = ∑Kd + ∑Kt = (220,910+385,4).109 = 660,31.109 (đ) 5.3.2.Tổn thất công suất tác dụng tồn lưới Tổn thất cơng suất tác dụng mạng điện bao gốm tổn thất đường dây máy biến áp chế độ phụ tải cực đại Tổn thất công suất tác dụng cực đại đường dây: ∑∆Pd = 7,61 +1,39 = 9,00 (MW) Tổn thất công suất tác dụng cuộn dây máy biến áp : ∑∆PB = ∑∆𝑃𝐵𝑖 + ∑∆𝑃𝑡ă𝑛𝑔 á𝑝 = 1,84 (MW) Tổn thất công suất tác dụng lõi thép máy biến áp : ∑∆Po = 0,463 Vậy tổn thất công suất tác dụng mạng điện : ∑∆P = ∑∆𝑃𝐷 + ∑∆𝑃𝐵 + ∑∆Po = 9,00+ 1,84 +0,463 = 11,30 (MW) Tổn thất công suất tác dụng mạng điện tính theo phần trăm ( %) : ∑∆𝑃 ∆P % = ∑∆𝑃 𝑚𝑎𝑥 100 = 11,30 235 100 = 4,81 % 5.3.3 Tổn thất điện mạng điện Tổng tốn thất điện mạng điện tính theo cơng thức : ∑∆A = ( ∆𝑃𝐷 + ∆𝑃𝐵 ) 𝜏 + ∆𝑃𝑂 t Trong : 𝜏 - Thời gian tổn thất công suất cực đại t - Thời gian máy biến áp làm việc năm Bởi máy biến áp vận hành song song năm nên t = 8760h Thời gian tổn thất công suất lớn nhất: 𝜏 = (0,124 + Tmax.10-4)2 * 8760 = (0,124+5000.10-4)2 * 8760 = 3411(h) 99 Tổng tổn thất điện mạng điện : ∑∆A = ( 9,00 + 1,84) 3411 + 0,463.8760 = 41,03 106 ( KWh) Tổng điệnnăng tiêu thụ ănm : A = ∑∆𝑃𝑚𝑎𝑥 + 𝑇𝑚𝑎𝑥 = 235 5000 = 1175000( MWh) Tổn thất điện mạng điện tính theo phần trăm : ∆A = (∑∆A / A ) = 41,03.106 1,17.109 100 = 3,51 % 5.4 Tính chi phí giá thành điện 5.4.1 Chi phí vận hành năm Các chi phí vận hành hàng năm mạng điện xác định sau : Y = 𝑎𝑣ℎ𝐷 𝐾𝐷 + 𝑎𝑣ℎ𝑇𝐵𝐴 𝐾𝑀𝐵𝐴 + ∑∆A c Trong : 𝑎𝑣ℎ𝐷 – hệ số vân hành đường dây (𝑎𝑣ℎ𝐷 = 0,04) 𝑎𝑣ℎ𝑇𝐵𝐴 - hệ số vận hành thiết bị trạm biến áp (𝑎𝑣ℎ𝑇𝐵𝐴 = 0,1) c - giá thàh 1kWh (c = 1500đ/1kWh) Y = 0,04 220,91 109 + 0,1.385,4 109 + 41,03.106.1500 = 108,92 109 (đ) Chi phí tính tốn năm xác định theo công thức : Z = 𝑎𝑡𝑐 K + Y ( 𝑎𝑡𝑐 – hệ số định mức hiệu cáv vốn đùa tư 𝑎𝑡𝑐 = 0,125) Z = 0,125 660,31 109 + 108,92 109 = 191,46.109 ( đ) 5.5 Tính tốn tiêu khác Gía thành truyền tải điện : 𝛽= 𝑌 𝐴 = 108,92 109 1,17 109 = 64,07 ( đ / KWh ) Gía thành xây dựng MWh công suất phụ tải chế độ cực đại : 100 𝐾 𝐾𝑂 = ∑∆𝑃 𝑚𝑎𝑥 = 660,31.109 235 = 2,81 109 ( đ / MW) Bảng 5.16 : Các tiêu kinh tế - kỹ thuật lưới thiết kế Đơn vị Giá trị Tổng công suất phụ tải cực đại, ∑𝑃𝑚𝑎𝑥 MW 235 Tổng chiều dài đường dây, ∑𝑙 km 359,48 MVA 485 109đ 660,31 109đ 220,91 Tổng vốn đầu tư cho trạm biến áp, 𝐾𝑡 109đ 385,4 Tổng điện phụ tải tiêu thụ,A 106 MWh 1,7 Lúc bình thường, % 5,96 Khi cố, ∆𝑈𝑚𝑎𝑥𝑠𝑐 % 10,76 Tổng tổn thất công suất ,∑∆𝑃 MW 11,3 Tổng tổn thất công suất,∑∆𝑃 % 4,81 Tổng tổn thất điện năng, ∑∆𝐴 106MWh 41,03 10 Tổng tổn thất điện năng, ∑∆𝐴 % 3,51 11 Chi phí vận hành hàng năm, Y 109đ 108,92 12 Chi phí tính tốn hàng năm, Z 109đ 191,46 đ/kWh 64,07 TT Các tiêu Tổng công suất MBA hạ áp Tổng vốn đầu tư cho mạng điện, K Trong đó: Tổng vốn đầu tư cho đường dây, 𝐾𝑑 Tổn thất điện áp cực đại: 13 Giá thành truyền tải điện năng,𝛽 14 Giá thành xây dựng mạng điện 1MW công suất phụ tải 101 109đ 2,81 TÀI LIỆU THAM KHẢO THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC, NXB Khoa học Kĩ Thuật TÁC GIẢ:TS NGUYỄN NHẤT TÙNG – PGS-TS PHẠM VĂN HÒA 102