Lời nói đầuTrong bối cảnh đất nước ta ngày càng hội nhập sâu rộng với khu vực và thế giới thìkéo theo đó là sự bùng nổ phát triển của các ngành công nghiệp trong đó có ngành côngnghiệp n
Phân tích nguồn và phụ tải, cân bằng công suất
Phân tích nguồn và phụ tải
Trong đề tài yêu cầu thiết kế từ thanh góp cao áp của trạm tăng áp của nhà máy điện trở đi, nên cũng không cần phân tích về nguồn cung cấp điện Nguồn điện được giả thiết cung cấp đủ công suất tác dụng theo nhu cầu của phụ tải với một hệ số công suất được quy định. Điều này cho thấy nguồn có thể không cung cấp đủ yêu cầu về công suất kháng và việc đảm bảo nhu cầu điện năng phản kháng có thể thực hiện trong quá trình thiết kế bằng cách bù công suất kháng tại các phụ tải mà không cần phải tải đi từ nguồn
Phụ tải điện là số liệu ban đầu để giải quyết những vấn đề tổng hợp kinh tế kỹ thuật phức tạp khi thiết kế mạng điện Xác định phụ tải điện là giai đoạn đầu tiên khi thiết kế hệ thống nhằm mục đích vạch ra sơ đồ, lựa chọn và kiểm tra các phần tử của mạng điện như máy phát đường dây, máy biến áp và các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật Vì thế công tác phân tích phụ tải chiếm một vị trí hết sức quan trọng cần được thực hiện một cách chu đáo.
Sơ đồ mặt bằng nguồn theo đề bài thiết kế
Sơ đồ địa lí: chiều dài từ nguồn đến phụ tải
Nguồn cung cấp: CS định mức, cos
Phụ tải: P, cos => Q=P tan o P, Q của phụ tải o Mức đảm bảo cung cấp điện
Chế độ cực đại: Pmax = 20MW, cos = 0.9 max max.tan 9.686
Chế độ cực tiểu: P min 50%P max 10MW
S min P min 2 Q min 2 11.111MVA Áp dụng tương tự cho các phụ tải còn lại, ta được bảng sau :
Cân bằng công suất
1.2.1 Biểu thức cân bằng công suất tác dụng:
Với P F : Công suất tác dụng phát ra từ nguồn
: Công suất tác dụng yêu cầu của phụ tải
Trong đú P yc m P pt P mủ P td P dt
∑ : Tổng phụ tải tác dụng cực đại của các hộ tiêu thụ trong chế độ cực đại m: hệ số đồng thời (đề tải giả thiết m=1)
: Tổng tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện, tính sơ bộ lấy ∑=5% ∑: Công suất tự dùng, ta coi hệ thống có công suất vô cùng lớn nên ∑ ∑ : Tổng công suất dự trữ ∑=0 Áp dụng công thức trên ta được:
1.2.2 Cân bằng công suất phản kháng :
F BU YC pt B L C td dt
Trong đó: o ∑QF: tổng công suất phát ra của các máy phát điện o ∑Qbu: tổng công suất phản kháng cần bù o : tổng tổn thất công suất phản kháng yêu cầu phụ tải o m∑Qpt: tổng phụ tải phản kháng của mạng điện có xét đến hệ số đồng thời. o ∑ΔQMBA: tổng tổn thất công suất phản kháng trong máy biến áp,
Tổng tổn thất công suất phản kháng trên các đường dây của mạng điện (∑ΔQMBA%∑ΔQmax o ∑ΔQL) bao gồm tổng công suất phản kháng do điện dung đường dây cao áp sinh ra (QC) và tổng công suất kháng tự dùng và dự trữ của nhà máy điện (Qtd, Qdt).
Qtd = Qdt=0 o Nếu ∑QF ≥ thì không cần phải bù công suất phản kháng Áp dụng công thức trên ta được:
Có ∑QF ≥ nên không cần phải bù công suất phản kháng
Lựa chọn phương án hợp lí về kinh tế và kĩ thuật
Các phương án sẽ được lựa chọn
Việc lựa chọn các phương án cung cấp điện hợp lý phải đảm bảo các yếu tố và một số yêu cầu nhất định trong đó hai yếu tố chiếm phần quan trọng nhất là cũng cấp điện kinh tế với chất lượng và độ tin cậy cao Tính toán thiết kế lưới điện nhằm mục đích đưa ra các phương án và lựa chọn phù hợp cân bằng giữa yếu tố kinh tế và kĩ thuật Bước đầu của việc tính toán là đưa ra các sơ đồ cung cấp điện hợp lý đảm bảo các điều kiện chọn theo yêu cầu Trong các phương án cần chú ý các nguyên tắc như đảm bảo cung cấp điện liên tục và phụ thuộc vào hộ tiêu thụ Với các phụ tải loại I cần đảm bảo cấp điện liên tục trong mọi tình huống vì đây là các phụ tải quan trọng điển hình như: bệnh viện, các khu công nghiệp, nhà máy … Vì vậy phương án đi dây cho các phụ tải này phải có các đường dây dự phòng cố định như (2 đường dây độc lập: mạch kép hoặc mạch vòng kín) Ngoài ra phải đảm bảo chất lượng điện năng, các chỉ tiêu về kinh tế như: vốn đầu tư, chi phí vận hành và tổn thất nhỏ và đảm bảo an toàn khi vận hành có khả năng phát triển lưới khi nhu cầu phụ tải tăng… Từ yêu cầu đề bài là các phụ tải loại 1 ta có các phương án: a, Phương án 1 b, Phương án 2 c, Phương án 3 d, Phương án 4 e, Phương án 5
Tính toán thông số kĩ thuật
2.2.1.1 Tính phân bố công suất trên các nhánh đường dây 20 + j9.686
Từ đó ta có bảng tổng kết phân bố công suất trên từng nhánh trên đường dây như sau: Đường dây N1 N2 N3 N4 N5 N6
2.2.1.2 Tính chọn điện áp định mức
Chọn điện áp định mức theo công thức:U i 4.34* L i 16P
P: công suất đường dây cần truyền tải (MW)
L : khoảng cách cần truyến tải công suất (km) i
U : điện áp định mức của mạng điện (kV) i Áp dụng cho đường dây có L < 220 km và P ≤ 60 MW Nếu 70 kV < mọi Ui < 187 kV thì chọn Uđm = 110 kV
Với đường dây N-1: = Tương tự với các đường dây khác ta có bảng: Đường dây N-1 N-2 N-3 N-4 N-5 N-6
Theo điện áp tính toán đường dây so sánh với điều kiện L < 220 km và P ≤ 60 MW, 70 kV < mọi Ui < 187 chọn điện áp truyền tải là
2.2.1.3 Tính toán chọn kết cấu đường dây và tiết diện dây dẫn
Thiết kế lưới 110kV: đường dây trên không, dây AC sử dụng cột bê tông cốt thépChọn tiết diện dây dẫn theo mật độ dòng kinh tế, Tính chọn dòng điện chạy trên dây dẫn với chế độ phụ tải cực đại ta có công thức tính:
Trong đó: n: số mạch đường dây, đường dây kép thì n = 2 còn đường dây đơn thì n=1 : điện áp định mức của mạng điện, kV
, : dòng CSTD và CSPK trên đường dây, [MW, MVAr]
Từ dòng điện cực đại( ) ta tính chọn tiết diện dây dẫn theo công thức tính mật độ dòng kinh tế:
: tiết diện kinh tế của dây dẫn
: mật độ kinh tế của dòng điện, A/mm2
: chọn chung cho toàn lưới điện theo và dây AC
: dòng điện chạy trên đường dây cho chế độ phụ tải cực đại.
Dây tiêu chuẩn sử dụng cho lưới 110kV trên không bảo gồm là AC-70, AC-95, AC-120, AC-
Theo yêu cầu có thời gian sử dụng công suất lớn nhất của phụ tải là = 5100 (h), với chọn chung
Tương tự với các đoạn khác ta có bảng chọn tiết diện cho các dây như sau: Đường dây N-1 N-2 N-3 N-4 N-5 N-6
Chọn dây AC-70 AC-70 AC-95 AC-70 AC-95 AC-95
Bảng các thông số đường dây cho các phương án vừa chọn được: Đường dây Li (Km)
2.2.1.4 Kiểm tra các điều kiện kĩ thuật
Kiểm tra điều kiện phát nóng của dây
Khi dòng điện chạy qua, hiện tượng Jun-Lenxo khiến dây dẫn và lớp cách điện nóng lên Nếu nhiệt độ tăng quá cao và kéo dài, độ bền cơ học của dây dẫn sẽ giảm hoặc lớp cách điện sẽ bị lão hóa Để đảm bảo dây dẫn hoạt động lâu dài mà không bị hư hỏng, nhiệt độ của dây dẫn trong chế độ hoạt động không được vượt quá nhiệt độ dòng điện cho phép của dây, tránh tình trạng quá nóng dây dẫn do dòng điện sự cố.
Icp xác định theo điều kiện tiêu chuẩn và cho trong các cataloge
Theo bảng chọn tiết diện dây đã tính: Đường dây N-1 N-2 N-3 N-4 N-5 N-6
Chọn dây AC-70 AC-70 AC-95 AC-70 AC-95 AC-95
So sánh giá trị dòng sự cố trong bảng và giá trị dòng điện cho phép sau khi chọn dây thỏa mãn điều điện phát nóng của dây
Kiểm tra điều kiện tổn thất vầng quang và độ bền cơ học
Chọn tiết diện dây cho đường dây đã xét đến việc loại bỏ tổn thất vầng quang bằng cách chọn tiết diện dây F 70 Đường dây trên không bao gồm dãy các cột điện, trên đó có các xà và dây dẫn được treo vào các xà qua các xứ cách điện Cột điện được chôn xuống đất bằng các móng vững chắc, làm nhiệm vụ ỡ dây ở trên cao so với mặt đất, do đó gọi là đường dây trên không Trên cột còn có thể treo dây chống sét để sét không đánh trực tiếp vào dây dẫn
Dây dẫn được làm bằng nhôm lõi thép (AC), dây vặn xoắn nhôm lõi thép, để tăng độ bền người ta làm lõi thép ở trong, các sợi nhôm ở bên ngoài
Kiểm tra điều kiện tổn thất điện áp lớn nhất cho phép trong lưới điện Để đảm bảo cung cấp điện và chất lượng điện năng, điện áp trên lưới điện phải luôn lớn hơn hoặc bằng giá trị nhất định Để đạt được các giá trị này tổn thất điện áp từ đầu nguồn đến mọi điểm trên lưới điện phải nhỏ hơn hoặc bằng giá trị cho phép trong chế độ bình thường và sự cố.
Công thức tính tổn thất điện áp trên đoạn 3-1:
Tính toán tương tự cho các mạch đường dây ta có bảng tổng hợp tổn thất điện áp trên lưới điện
Trong chế độ sự cố chỉ xét đến đường dây bị đứt một mạch và sự cố chỉ xảy ra trên từng đoạn không có sự cố xếp chồng:
Tương tự với các mạch đường dây còn lại ta có bảng: Đường dây
Từ bảng trên ta thấy tổn thất điện áp trên đường dây N-5 là lớn nhất, = 10% Thỏa mãn điều kiện tổn thất điện áp lớn nhất
Từ bảng trên ta thấy tổn thất điện áp trên đường dây N-5 là lớn nhất, = 20% Thỏa mãn điều kiện tổn thất điện áp lớn nhất
2.2.2.1 Tính phân bố công suất trên các nhánh đường dây 20 + j9.686
Từ đó ta có bảng tổng kết phân bố công suất trên từng nhánh trên đường dây như sau: Đường dây 2 1 N-2 N-3 N-4 N-5 N-6
2.2.2.2 Tính chọn điện áp định mức
Chọn điện áp định mức theo công thức: Ui 4.34* Li 16P
P: công suất đường dây cần truyền tải (MW)
L : khoảng cách cần truyến tải công suất (km) i
U : điện áp định mức của mạng điện (kV) i Áp dụng cho đường dây có L < 220 km và P ≤ 60 MW Nếu 70 kV < mọi Ui < 187 kV thì chọn Uđm = 110 kV
Với đường dây 2-1: = Tương tự với các đường dây khác ta có bảng: Đường dây 2-1 N-2 N-3 N-4 N-5 N-6
Theo điện áp tính toán đường dây so sánh với điều kiện L < 220 km và P ≤ 60 MW, 70 kV < mọi Ui < 187 chọn điện áp truyền tải là
2.2.2.3 Tính toán chọn kết cấu đường dây và tiết diện dây dẫn
Thiết kế lưới 110kV: đường dây trên không, dây AC sử dụng cột bê tông cốt thép
Chọn tiết diện dây dẫn theo mật độ dòng kinh tế, Tính chọn dòng điện chạy trên dây dẫn với chế độ phụ tải cực đại ta có công thức tính:
Trong đó: n: số mạch đường dây, đường dây kép thì n = 2 còn đường dây đơn thì n=1 : điện áp định mức của mạng điện, kV
, : dòng CSTD và CSPK trên đường dây, [MW, MVAr]
Từ dòng điện cực đại( ) ta tính chọn tiết diện dây dẫn theo công thức tính mật độ dòng kinh tế:
: tiết diện kinh tế của dây dẫn
: mật độ kinh tế của dòng điện, A/mm2
: chọn chung cho toàn lưới điện theo và dây AC
: dòng điện chạy trên đường dây cho chế độ phụ tải cực đại.
Sơ đồ mạng điện N-3 ở chế độ sự cố
Sơ đồ thay thế mạng điện N-3 ở chế độ sự cố
Ta có các thông số đường dây: d = N3 = R+ jX = 11.178+j15.504 ( Ω )
Công suất điện dung ở đầu và cuối đường dây:
Qcd = Q = Ucc đm 2 * = 110 * 47.6 *10 = 0.576 (MVAr)2 -6 Đối với MBA:
Tổn thất không tải của MBA:
Tổn thất công suất trong tổng trở MBA được tính theo công thức:
Tổng tổn thất công suất trong MBA bằng:
Dòng công suất vào cuộn dây cao áp của MBA có giá trị: c = 3 + ∆ = 30+j14.53 + 0.175+j2.967 = 30.175 + j17.497 (MVA)b
Công suất sau tổng trở đường dây có giá trị :
Tổn thất công suất trên tổng trở đường dây bằng:
Dòng công suất trước tổng trở đường dây bằng:
Công suất từ nguồn N truyền vào đường dây phụ tải 5 có giá trị:
Sơ đồ đường dây liên thông N-1-4
Sơ đồ thay thế đường dây liên thông N-1-4 Đối với đường dây liên thông N-1-4 ta chỉ xét đến trường hợp xảy ra sự cố nặng nề nhất, và đường dây còn lại sẽ giữ nguyên như ở chế độ cực đại
Tính 14’ : Tính tương tự như đoạn N-3 ta tìm được :
Ta có các thông số đường dây N-1 : dN1 = N1 = R+ jX = 7.6 + j16.6 ( Ω )
Công suất điện dung ở đầu và cuối đường dây N-1:
Tổn thất không tải của MBA 1:
Tổn thất công suất trong tổng trở MBA được tính theo công thức:
Tổng tổn thất công suất trong MBA bằng:
Dòng công suất vào cuộn dây cao áp của MBA có giá trị: c1 = 1 + ∆ = 20+j9.686 + 0.131+j2.041= 20.131 + j11.727 (MVA)b
Công suất tổng của mạch liên thông tại nút 1: c = c1 + = 20.131+j11.727 + 26.357+j16.917 = 46.488 + j28.644 (MVA)14’
Công suất sau tổng trở đường dây có giá trị :
Tổn thất công suất trên tổng trở đường dây bằng:
Dòng công suất trước tổng trở đường dây bằng:
Công suất từ nguồn N truyền vào đường dây phụ tải 5 có giá trị:
Ta có bảng sau: Đường dây d ( Ω ) B/2
Chương V: Tính điện áp các nút và điều chỉnh điện áp trong mạng điện
5.1 Tính điện áp các nút trong mạng điện
Chọn thanh góp 110 kV của hệ thống là nút điện áp cơ sở. Điện áp trên thanh góp cao áp của nhà máy điện khi phụ tải cực đại bằng 110%, khi phụ tải cực tiểu bằng 105%, khi sự cố bằng 110% điện áp định mức.
Nên trong các chế độ phụ tải cực đại và chế độ sau sự cố, chọn điện áp U 1 kV; cs còn trong chế độ cực tiểu lấy U = 115.5 kVcs
5.1.1 Chế độ cực đại (Ucs= 121 kV) Đườn g dây d ( Ω ) B/2
.166 Đường dây N-3 : Điện áp trên thanh góp cao áp của trạm 3 bằng :
U3 = U - cs = 121-= 118.559 (kV) Điện áp trên thanh góp hạ áp quy đổi về phía cao áp trong trạm biến áp
Tính điện áp cho các đường dây còn lại được thực hiện tương tự :
5.1.2 Chế độ cực tiểu (Ucs= 115.5 kV) Đường dây d ( Ω ) B/2
573 Đường dây N-3 : Điện áp trên thanh góp cao áp của trạm 3 bằng :
U3 = U - cs = 115.5-= 114.319 (kV) Điện áp trên thanh góp hạ áp quy đổi về phía cao áp trong trạm biến áp
Tính điện áp cho các đường dây còn lại được thực hiện tương tự :
5.1.3 Chế độ sau sự cố (Ucs= 121 kV)
Chế độ sự cố là tình trạng gián đoạn cung cấp điện năng, có thể xảy ra ở nhiều dạng như sự cố máy phát điện, sự cố đường dây truyền tải Trong bài viết này, chúng ta chỉ xét đến trường hợp sự cố đứt một mạch trên các đường dây nối từ nguồn đến phụ tải loại 1 và không xét trường hợp sự cố chồng.
879 31.813+j18.049 Đường dây N-3 : Điện áp trên thanh góp cao áp của trạm 3 bằng :
U3 = U - cs = 121-= 115.819 (kV) Điện áp trên thanh góp hạ áp quy đổi về phía cao áp trong trạm biến áp
Tính điện áp cho các đường dây còn lại được thực hiện tương tự :
5.2 Điều chỉnh điện áp trong mạng điện
Hầu hết các phụ tải trong mạng thiết kế là hộ tiêu thụ loại I và có yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường Đồng thời các giá trị điện áp trên thanh góp hạ áp quy về cao áp của các trạm trong các chế độ phụ tải cực đại, cực tiểu và sau sự cố khác nhau tương đối nhiều Do đó để đảm bảo chất lượng điện áp cung cấp cho các hộ tiêu thụ cần sử dụng các máy biến áp điều chỉnh điện áp dưới tải.
Các trạm dùng MBA loại 32000/110, 25000/110 và loại 16000/110 có phạm vi điều chỉnh ±9x1.78%, Ucđm5kV, Uhđm= 22 kV. Điều chỉnh thường:
Uycmax = Uđm + δUcpmax% Uđm (Ucpmax% ≤ 5%)
Uycmin = Uđm + δUcpmin% Uđm (Ucpmin% ≤ 7,5%)
Uycsc = Uđm + δUcpsc% Uđm (Ucpsc% ≤ -2,5%) Đối với trạm có yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường, độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm quy định như sau:
Trong chế độ phụ tải cực đại: δUmax% = +5%
Trong chế độ phụ tải cực tiểu: δUmin% = 0%
Trong chế độ sau sự cố: δU % = 0 á +5%sc Điện áp yêu cầu trên thanh góp hạ áp của trạm được xác định theo công thức sau: Uyc Uđm + δU% Uđm
Điện áp yêu cầu trên thanh góp trạm hạ áp (U) được tính từ điện áp định mức (Uyc đm) và độ lệch điện áp cho phép (δU%) trong chế độ thiết kế Trong hệ thống phân phối, điện áp định mức thông dụng là 22 kV Đối với chế độ phụ tải cực đại, điện áp thanh góp hạ áp có thể được tính toán bằng công thức Uđm = 22 kV.
Khi phụ tải cực tiểu:
Uycmin = 22+ *22 " (kV) Ở chế độ sau sự cố:
Kết quả tính điện áp trên thanh góp hạ cáp của các trạm, quy đổi về phía điện áp cáo trong các chế độ phụ tải cực đại, cực tiểu, và sau sự cố:
Uiqmax (kV) 115.056 115.325 114.293 113.897 113.016 115.717 Uiqmin (kV) 110.036 110.781 109.804 109.836 109.304 109.966 Uiqsc (kV) 113.564 115.325 111.362 113.897 108.595 113.876
Sử dụng các máy biến áp điều chỉnh điện áp dưới tải cho phép thay đổi các đầu điều chỉnh không cần cắt các máy biến áp Do đó cần chọn đầu điều chỉnh riêng cho chế độ phụ tải cực đại, cực tiểu và sau sự cố. Để thuận tiện có thể tính trước điện áp tương ứng với mỗi đầu điều chỉnh của MBA. Kết quả tính đối với MBA đã chọn cho trong bảng sau:
Thứ tự đầu điều chỉnh n Điện áp bổ sung (%) Điện áp bổ sung (kV) Điện áp đầu điều chỉnh (kV)
5.2.1 Chọn các đầu điều chỉnh trong máy biến áp trạm 1
5.2.1.1 Chế độ phụ tải cực đại Điện áp tính toán của đầu điều chỉnh của máy biến áp được xác định theo công thức: max max max
Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n = 3
Có UTcmax = 110.91 (kV) Điện áp trên thanh góp hạ áp bằng: max max max
U Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp bằng: max max
5.2.1.2 Chế độ phụ tải cực tiểu Điện áp tính toán của đầu điều chỉnh của MBA: min min min
Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n = 2
Có UTcmin = 110.91 (kV) Điện áp trên thanh góp hạ áp bằng: min min min
U Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp bằng: min min
5.2.1.3 Chế độ sau sự cố Điện áp tính toán của đầu điều chỉnh của MBA: min csc
Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n =3
Có UTcmin8.86 (kV) Điện áp trên thanh góp hạ áp bằng:
U Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp bằng: min min
5.2.2 Chọn các điều chỉnh trong máy biến áp các trạm còn lại
Tiến hành điều chỉnh các đầu điều chỉnh của các máy biến áp còn lại tương tự như hướng dẫn trên Có thể tự điều chỉnh sao cho giá trị điện áp phần trăm (U%) nằm trong phạm vi cho phép Bảng dưới đây thể hiện kết quả tính toán điều chỉnh điện áp trong mạng điện.
Với chế độ cực đại :
Trạm biến áp Uq (kV) Uđcmax n Utcmax Utmax δUmax %
Với chế độ cực tiểu :
Trạm biến áp Uq (kV) Uđcmax n Utcmax Utmax δUmax %
Với chế độ sự cố :
Trạm biến áp Uq (kV) Uđcmax n Utcmax Utmax δUmax %
Trạm biến áp δUmax % δUmax % δUmax %
=> Như vậy đầu điều chỉnh tiêu chuẩn đã chọn là phù hợp.
Chương VI: Các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật tổng hợp
6.1 Vốn đầu tư xây dựng mạng điện
Tổng các vốn đầu tư xây dựng mạng điện được xác định theo công thức:
Kđ: vốn đầu tư xây dựng đường dây Đối với đường dây mạch kép thì vốn đầu tư tăng 1.6 lần so với đường dây 1 mạch
Chọn thiết bị trong trạm biến áp và sơ đồ nối điện
Tính toán các chế độ vận hành lưới điện
Chế độ sau sự cố
Tính điện áp các nút và điều chỉnh điện áp trong mạng điện
Tính điện áp các nút trong mạng điện
Chọn thanh góp 110 kV của hệ thống là nút điện áp cơ sở. Điện áp trên thanh góp cao áp của nhà máy điện khi phụ tải cực đại bằng 110%, khi phụ tải cực tiểu bằng 105%, khi sự cố bằng 110% điện áp định mức.
Nên trong các chế độ phụ tải cực đại và chế độ sau sự cố, chọn điện áp U 1 kV; cs còn trong chế độ cực tiểu lấy U = 115.5 kVcs
5.1.1 Chế độ cực đại (Ucs= 121 kV) Đườn g dây d ( Ω ) B/2
.166 Đường dây N-3 : Điện áp trên thanh góp cao áp của trạm 3 bằng :
U3 = U - cs = 121-= 118.559 (kV) Điện áp trên thanh góp hạ áp quy đổi về phía cao áp trong trạm biến áp
Tính điện áp cho các đường dây còn lại được thực hiện tương tự :
5.1.2 Chế độ cực tiểu (Ucs= 115.5 kV) Đường dây d ( Ω ) B/2
573 Đường dây N-3 : Điện áp trên thanh góp cao áp của trạm 3 bằng :
U3 = U - cs = 115.5-= 114.319 (kV) Điện áp trên thanh góp hạ áp quy đổi về phía cao áp trong trạm biến áp
Tính điện áp cho các đường dây còn lại được thực hiện tương tự :
5.1.3 Chế độ sau sự cố (Ucs= 121 kV)
Chế độ sự cố có thể xảy ra ở nhiều hình thức khác nhau như ngừng một máy phát điện, ngừng một mạch trên dường dây liên kết nhà máy điện với hệ thống, ngừng một mạch trên các đường dây nối từ nguồn cung cấp đến các hộ tiêu thụ Tuy nhiên trong phần này chỉ xét đến trường hợp sự cố khi ngừng một mạch trên các đường dây nối từ nguồn đến các phụ tải loại I và không xét sự cố xếp chồng. Đường dây d ( Ω ) B/2
879 31.813+j18.049 Đường dây N-3 : Điện áp trên thanh góp cao áp của trạm 3 bằng :
U3 = U - cs = 121-= 115.819 (kV) Điện áp trên thanh góp hạ áp quy đổi về phía cao áp trong trạm biến áp
Tính điện áp cho các đường dây còn lại được thực hiện tương tự :
Điều chỉnh điện áp trong mạng điện
Do đặc điểm phụ tải trong mạng điện chủ yếu là phụ tải loại I với yêu cầu điều chỉnh điện áp thường xuyên và giá trị điện áp trên thanh góp hạ áp quy về cao áp của các trạm phụ thuộc nhiều vào các chế độ tải khác nhau, nên sử dụng máy biến áp điều chỉnh điện áp dưới tải là giải pháp tối ưu để đảm bảo chất lượng điện áp cung cấp cho người tiêu dùng.
Các trạm dùng MBA loại 32000/110, 25000/110 và loại 16000/110 có phạm vi điều chỉnh ±9x1.78%, Ucđm5kV, Uhđm= 22 kV. Điều chỉnh thường:
Uycmax = Uđm + δUcpmax% Uđm (Ucpmax% ≤ 5%)
Uycmin = Uđm + δUcpmin% Uđm (Ucpmin% ≤ 7,5%)
Uycsc = Uđm + δUcpsc% Uđm (Ucpsc% ≤ -2,5%) Đối với trạm có yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường, độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp của trạm quy định như sau:
Trong chế độ phụ tải cực đại: δUmax% = +5%
Trong chế độ phụ tải cực tiểu: δUmin% = 0%
Trong chế độ sau sự cố: δU % = 0 á +5%sc Điện áp yêu cầu trên thanh góp hạ áp của trạm được xác định theo công thức sau: Uyc Uđm + δU% Uđm
Để đảm bảo hệ thống điện hoạt động ổn định, cần đảm bảo điện áp thanh góp trạm hạ áp (U) nằm trong ngưỡng cho phép, cụ thể: U = Uyc đm ± δU%, trong đó Uyc đm là điện áp định mức trạm hạ áp và δU% là độ lệch điện áp tối đa được chấp nhận Đối với mạng điện thiết kế, điện áp thanh góp hạ áp tại chế độ phụ tải cực đại được xác định là Uđm = 22 kV.
Khi phụ tải cực tiểu:
Uycmin = 22+ *22 " (kV) Ở chế độ sau sự cố:
Kết quả tính điện áp trên thanh góp hạ cáp của các trạm, quy đổi về phía điện áp cáo trong các chế độ phụ tải cực đại, cực tiểu, và sau sự cố:
Uiqmax (kV) 115.056 115.325 114.293 113.897 113.016 115.717 Uiqmin (kV) 110.036 110.781 109.804 109.836 109.304 109.966 Uiqsc (kV) 113.564 115.325 111.362 113.897 108.595 113.876
Sử dụng các máy biến áp điều chỉnh điện áp dưới tải cho phép thay đổi các đầu điều chỉnh không cần cắt các máy biến áp Do đó cần chọn đầu điều chỉnh riêng cho chế độ phụ tải cực đại, cực tiểu và sau sự cố. Để thuận tiện có thể tính trước điện áp tương ứng với mỗi đầu điều chỉnh của MBA. Kết quả tính đối với MBA đã chọn cho trong bảng sau:
Thứ tự đầu điều chỉnh n Điện áp bổ sung (%) Điện áp bổ sung (kV) Điện áp đầu điều chỉnh (kV)
5.2.1 Chọn các đầu điều chỉnh trong máy biến áp trạm 1
5.2.1.1 Chế độ phụ tải cực đại Điện áp tính toán của đầu điều chỉnh của máy biến áp được xác định theo công thức: max max max
Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n = 3
Có UTcmax = 110.91 (kV) Điện áp trên thanh góp hạ áp bằng: max max max
U Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp bằng: max max
5.2.1.2 Chế độ phụ tải cực tiểu Điện áp tính toán của đầu điều chỉnh của MBA: min min min
Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n = 2
Có UTcmin = 110.91 (kV) Điện áp trên thanh góp hạ áp bằng: min min min
U Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp bằng: min min
5.2.1.3 Chế độ sau sự cố Điện áp tính toán của đầu điều chỉnh của MBA: min csc
Chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n =3
Có UTcmin8.86 (kV) Điện áp trên thanh góp hạ áp bằng:
U Độ lệch điện áp trên thanh góp hạ áp bằng: min min
5.2.2 Chọn các điều chỉnh trong máy biến áp các trạm còn lại
Chọn các đầu điều chỉnh của các máy biến áp còn lại tiến hành tương tự như phân trên Có thể tự điều chỉnh sao cho các giá trị U% nằm trong phạm vi cho phép Kết quả tính toán điều chỉnh điện áp trong mạng điện cho ở bảng sau:
Với chế độ cực đại :
Trạm biến áp Uq (kV) Uđcmax n Utcmax Utmax δUmax %
Với chế độ cực tiểu :
Trạm biến áp Uq (kV) Uđcmax n Utcmax Utmax δUmax %
Với chế độ sự cố :
Trạm biến áp Uq (kV) Uđcmax n Utcmax Utmax δUmax %
Trạm biến áp δUmax % δUmax % δUmax %
=> Như vậy đầu điều chỉnh tiêu chuẩn đã chọn là phù hợp.
Các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật tổng hợp
Vốn đầu tư xây dựng mạng điện
Tổng các vốn đầu tư xây dựng mạng điện được xác định theo công thức:
Kđ: vốn đầu tư xây dựng đường dây Đối với đường dây mạch kép thì vốn đầu tư tăng 1.6 lần so với đường dây 1 mạch
Kt: vốn đầu tư xây dựng các trạm biến áp Đối với trạm biến áp có 2 máy biến áp thì vốn đầu tư tăng 1.8 lần so với trạm 1 máy biến áp
Vì trong mạng điện sử dụng 1 trạm hai máy biến áp 16 MVA, 4 trạm hai máy biến áp
25 MVA và 1 trạm hai máy biến áp 32 MVA nên vốn đầu tư trạm biến áp là :
Chương 2 ta đã tính toán vốn đầu tư đường dây cho mạng điện phương án 2 là: 799.689 (10 đ) 6
Tổn thất công suất trong mạng điện
Tổn thất công suất tác dụng trong lưới điện bao gồm tổn thất công suất tác dụng trên đường dây và trong các trạm biến áp khi hệ thống điện hoạt động ở chế độ phụ tải cực đại.
Tổn thất công suất tác dụng trên đường dây là: d 4.456( W)
Tổn thất công suất tác dụng trên các cuộn dây trên máy biến áp
Tổn thất công suất tác dụng trong lõi thép máy biến áp:
Như vậy tổng tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện bằng :
Tổn thất công suất tác dụng tính theo (%) bằng: max
Tổn thất điện năng trong mạng điện
Tổn tổn thất điện năng trong mạng điện có thể xác định theo công thức:
Trong đó: τ : Thời gian tổn thất công suất lớn nhất.
T t h t : Thời gian máy biến áp làm việc trong năm Vì các máy biến áp vận hành song song cả năm nên t = 8760h
Tổng tổn thất điện năng trong mạng điện
Tổng điện năng các phụ tải nhận được trong năm là: ax.max 160*5100 841500( Wh)
Tổn thất điện năng tính theo (%) là:
Tính chi phí và giá thành điện năng
6.4.1 Chi phí vận hành hàng năm
Chi phí vận hành hàng năm được xác định theo công thức:
Trong đó: avht: Hệ số vận hành thiết bị trong các trạm biến áp, avht=0.1 avhd: Hệ số vận hành đối với các đường dây trong mạng điện, avhd=0.07
KD: vốn đầu tư đường dây của mạng điện (10 đ) 9
Kt: vốn đầu tư trạm biến áp cho mạng điện (10 đ) 9 i :
A Tổn thất điện năng trên đường dây thứ i A P i * cA: Giá 1 kWh điện năng tổn thất, c 00 đồngA
Chi phí vận hành hàng năm sẽ là:
6.4.2 Chi phí tính toán hàng năm
Chi phí tính toán hàng năm được tính theo công thức: tc*
Trong đó: atc: hệ số tiêu chuẩn thu hồi vốn đầu tư phụ, atc=0.125
Chi phí tính toán hàng năm của mạng điện là:
6.4.3 Giá thành truyền tài điện năng
Giá thành truyền tải điện năng tính theo công thức:
6.4.4 Giá thành xây dựng 1 MW công suất phụ tải trong chế độ cực đại
Giá thành xây dựng 1MW công suất phụ tải được xác định theo công thức:
Thống kê các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật của mạng điện
Kết quả tính các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật của hệ thống điện thiết kế được tổng hợp trong bảng:
T Các chỉ tiêu Đơn vị Giá trị
1 Tổng công suất phụ tải khi cực đại MW 165
2 Tổng chiều dài đường dây Km 233.154
3 Tổng công suất các MBA hạ áp MVA 148
4 Tổng vốn đầu tư cho mạng điện (K) 10 đ 9 1037.289
5 Tổng vốn đầu tư cho đường dây 10 đ 9 799.689
6 Tổng vốn đầu tư về các trạm biến áp 10 đ 9 237.6
7 Tổng điện năng các phụ tải tiêu thụ MWh 841500
10 Tổng tổn thất công suất ∆P MW 5.403
11 Tổng tổn thất công suất ∆P% % 3.27
12 Tổng tổn thất điện năng ∆A MWh 20826.86
13 Tổng tổn thất điện năng ∆A% % 2.47
14 Chi phí vận hành hàng năm 10 đ 9 100.57
15 Chi phí tính toán hàng năm 109 đ 230.231
16 Giá thành truyền tải điện năng đ/kWh 119.513
17 Giá thành xây dựng 1MW công suất phụ tải khi cực đại 10 9 đ/MW 6.287
Bảng 1: Thông số đường dây trên không của một số dây nhôm lõi thép (AC) đối với đường dây 110Kv.
Bảng 2: Dòng điện cho phép của một số dây nhôm lõi thép (AC) để trần.
Dòng điện cho phép khi đặt ngoài trời (A)
Bảng 3: Bảng giá đầu tư cho đường dây trên không cấp điện áp 110kV.
Giá lộ đơn (tr.đ/km) Giá lộ kép (tr.đ/km)
Bảng 4: Bảng giá máy biến áp cho các trạm biến áp 110 kV
Công suất 1 MBA trong trạm (MVA) Giá tiền 1
Giá tiền 2 MBA ( tỷ đồng)
