Đồ án Thiết kế lưới điện khu vực

Các hộ phụ tải còn lại ở gần hệ thống điện nên phương án nối dây chủ yếu do nguồn của nhà máy 2 cung cấp.. Dựa vào khả năng cung cấp điện của các nhà máy và yêu cầu của các phụ tải ta đị

PHẦN THỨ NHẤT THIẾT KẾ LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC

CHƯƠNG I:

PHÂN TÍCH NGUỒN VÀ PHỤ TẢI

I Các số liệu về nguồn cung cấp và phụ tải

1 Sơ đồ địa lý:

2 Những số liệu về nguồn cung cấp:

a Nhà máy thuỷ điện:

Hệ số công suất: cosφ=0,85

Điện áp trên thanh cái cao áp: Uđm=10,5kV

3 Những số liệu về phụ tải: Được biểu diễn như bảng sau

Điện áp thứ

cấp

22 22 22 22 22 22 22 22 22

Pmin = 0,6 Pmax Tmax=4800h

Giá điện năng tổn thất: 500 đ/kWh

Giá trị bù là 150.000/kVar

- Phụ tải xa nguồn nhất là phụ tải 8 với khoảng cách là 86 km

- Phụ tải gần nguồn nhất là phụ tải 9 với khoảng cách là 51 km

Nhà máy 1 cung cấp cho các phụ tải 1,2,3,4,5 với tổng công suất là 150 MW Nhà máy 2 cung cấp cho các phụ tải 6,7,8,9 với tổng công suất là 114 MW

II Phân tích nguồn và phụ tải

Từ những số liệu như trên ta có thể rút ra những nhận xét như sau:

Hệ thống được thiết kế gồm 2 nhà máy loại nhiệt điện cung cấp cho 9 hộ phụ tải trong đó có:

Phụ tải số 1,2, , 4, 5, 6, 7 và 9 là hộ loại I

Phụ tải số 3, 8 là hộ loại III

Đa số các phụ tải đều nằm ở lân cận 2 nhà máy đây là một điều kiện rất thuận lợi để đề ra các phương án nối dây, kết hợp việc cung cấp điện cho các

hộ phụ tải và nối liên lạc giữa 2 nhà máy thành một hệ thống điện

Để đảm bảo cung cấp điện ta phải chú ý đến các hộ phụ tải, tính chất của các hộ tiêu thụ điện để có phương thức cung cấp điện nhằm đáp ứng được yêu cầu của các hộ dùng điện

Theo như sơ đồ bố trí vị trí các phụ tải và vị trí của các nhà máy điện ta thấy rằng:

Phụ tải xa nguồn nhất đó là phụ tải 8 với khoảng cách tới nguồn là 86 km, còn phụ tải gần nguồn nhất là phụ tải 9 với khoảng cách tới nguồn là 51 km

Các hộ phụ tải 1, 2, 3, 4, 5 ở gần nhà máy nhiệt điện 1, nên phương án nối dây có xu hướng do nhà máy 1 cung cấp

Các hộ phụ tải còn lại ở gần hệ thống điện nên phương án nối dây chủ yếu

do nguồn của nhà máy 2 cung cấp

Tóm lại khi ta thiết kế mạng điện này ta cần chú ý các điều kiện sau: Phân tích và dự báo phụ tải phải chính xác

Đảm bảo cho nhà máy vận hành với công suất tối thiểu và ở chế độ cực đại thì phải thoả mãn nhu cầu của phụ tải

Đảm bảo được các điều kiện về khí tượng, thuỷ văn, địa chất, địa hình, giao thông vận tải

Đảm bảo cung cấp điện liên tục cho các phụ tải, nhất là các hộ phụ tải loại I

Dựa vào khả năng cung cấp điện của các nhà máy và yêu cầu của các phụ tải ta định chế độ vận hành cho các nhà máy điện sao cho kinh tế nhất và đảm bảo ổn định cho hệ thống

ĐỊNH CHẾ ĐỘ LÀM VIỆC CỦA HAI NHÀ MÁY

I.Cân bằng công suất trong nhà máy điện

Để hệ thống điện làm việc ổn định đảm bảo cung cấp điện cho các hộ phụ tải điện thì nguồn điện phải đảm bảo cung cấp đủ công suất tác dụng P và công suất phản kháng Q cho các hộ phụ tải, tức là ở mỗi thời điểm nào đó phải luôn luôn tồn tại sự cân bằng giữa công suất phát và công suất tiêu thụ của các hộ phụ tải và công suất tiêu tán trên các phần tử của hệ thống Mục đích của phần này là ta tính toán xem nguồn phát có đáp ứng đủ công suất tác dụng và công suất phản kháng cho các hộ phụ tải không? Từ đó định ra phương thức vận hành cho nhà máy cũng như lưới điện nhằm đảm bảo cung cấp điện cũng như chất lượng điện năng tức là bảo đảm tần số và điện áp luôn luôn ổn định trong giới hạn cho phép

1.Cân bằng công suất tác dụng:

Nếu công suất tác dụng của nguồn điện nhỏ hơn yêu cầu của phụ tải thì tần số sẽ giảm và ngược lại Cân bằng công suất tác dụng sẽ có tính chất toàn

hệ thống, tần số ở mọi nơi trong hệ thống điện luôn như nhau

Phương trình cân bằng:

ΣPF = m.ΣPPT+ ΣΔPmd+ ΣPtd+ ΣPdtr

Trong đó:

ΣPF: là tổng công suất tác dụng định mức của các nhà máy điện

m : là hệ số đồng thời, trong đồ án này lấy m=1

ΣPPT: là tổng công suất tác dụng cực đại của các hộ tiêu thụ

ΣΔPmd: là tổng tổn thất công suất tác dụng trên đường dây và máy biến áp, trong đồ án này ta lấy ΣΔPmd = 10%mΣPPT

ΣPtd: là tổng công suất tác dụng tự dùng trong các nhà máy điện có giá trị trong khoảng 8 - 14%.( m.ΣPpt + ΣΔPmd) Ở đây ta chọn = 10%

ΣPdtr: là tổng công suất tác dụng dự trữ của toàn hệ thống

ΣPdtr = ΣPF - m.ΣPpt - ΣΔPmd - ΣPdtr

Tổng công suất tác dụng dự trữ của toàn hệ thống thường nằm trong khoảng 10-15% tổng công suất phụ tải và không được bé hơn công suất của một tổ máy trong mạng

Thay số vào ta được:

Tổng công suất tác dụng định mức của các nhà máy điện:

ΣPF= 3 x 80 + 4 x 50 = 440 MW

Tổng công suất tác dụng cực đại của các hộ tiêu thụ:

ΣPpt=150 + 114 = 264 MW Tổng tổn thất công suất tác dụng trên đường dây và máy biến áp:

ΣΔPmd=10%.m.ΣPpt= 10%.1.264= 26,4 MW Tổng công suất tác dụng tự dùng trong các nhà máy điện:

ΣPtd= 10% (m.ΣPF + ΣΔPmd) = 10%.(1.264+26,4) = 29,04 MW Tổng công suất tác dụng dự trữ của toàn hệ thống :

ΣPdtr = 440 – 1.264 –26,4 –29,04 = 120,56 MW

Ta có ΣPdtr = 120,56 MW > 80 MW là công suất của tổ máy lớn nhất nên hệ thống luôn luôn đảm bảo đủ công suất trong mọi chế độ vận hành

2 Cân bằng công suất phản kháng:

Nếu công suất phản kháng phát nhỏ hơn yêu cầu thì điện áp giảm và ngược lại Khác với công suất tác dụng, cân bằng công suất phản kháng vừa

có tính chất hệ thống vừa có tính chất địa phương, có nghĩa là chỗ này của hệ thống có thể đủ nhưng chỗ khác của hệ thống lại thiếu công suất phản kháng

™ Phương trình cân bằng công suất phản kháng:

ΣQF+ΣQb= m.ΣQPT+ΣΔQB+ΣΔQL- ΣΔQC+ ΣQtd+ ΣQdtr

Trong đó:

ΣQF: là tổng công suất phản kháng định mức của các nhà máy điện

ΣQPT: là tổng công suất phản kháng cực đại của các phụ tải

ΣΔQB: là tổng tổn thất công suất phản kháng trong máy biến áp, trong đồ

Qbi=Qi-Pi.tgφi’=Qi- Qi’ Thay số vào ta được:

Tổng công suất phản kháng định mức của các nhà máy điện:

ΣQF= ΣPF.tgφF= 440tg(arccos(0,85))= 272,7 MVAr Tổng công suất khản kháng cực đại của các phụ tải:

ΣQPT= ΣQmaxi

= 9,9+ 13,6 + 14,5 +13,6 +14,5 +10,5 + 19,8 +11,9 + 10,7

= 119 MVAr Tổng tổn thất công suất phản kháng trong máy biến áp:

ΣΔQB=15%.ΣQpt=15%.119 = 17,85 MVAr Tổng công suất phản kháng tự dùng của các nhà máy:

ΣQtd= ΣPtd.tgφtd= 29,04.0,882= 25,6 MVAr

Tổng công suất phản kháng dự trữ của toàn hệ thống :

ΣQ =Q =P tgφ = 80.0,62 = 49,6 MVAr

Tổng công suất phản kháng cần bù là:

ΣQb= = m.ΣQPT+ΣΔQB + ΣQtd + ΣQdtr - ΣQF

= 119+ 17,85+ 25,6+ 49,6- 272,7

= -60,65 MVAr < 0 ⇒ không phải bù sơ bộ

Vậy qua kết quả tính toán ta thấy tổng công suất phản kháng yêu cầu của các hộ phụ tải có giá trị nhỏ hơn công suất phản kháng của nguồn cung cấp nên ta không cần phải bù sơ bộ công suất phản kháng

II Xác định phương thức vận hành cho 2 Nhà máy

Ta cho Nhà máy 1 phát 85% công suất cực đại

Không thoả mãn phụ tải kinh tế 60 – 85%

Ta phát Nhà máy 1 với công suất 80% công suất cực đại

Ta cho vận hành 2 tổ máy Nhà máy điện 1 và 2 tổ máy Nhà máy điện 2

Nhà máy điện 1 phát 75% công suất 1 tổ máy: 2.80.75% = 120MW

PF(MW)

Số tổ máy làm việc

PF(MW)

Số tổ máy làm việc

DỰ KIẾN CÁC PHƯƠNG ÁN CỦA LƯỚI ĐIỆN, TÍNH TOÁN SƠ BỘ CÁC PHƯƠNG ÁN LỰA CHỌN CẤP ĐIỆN ÁP

I Dự kiến các phương án của lưới điện

Căn cứ vào yêu cầu cung cấp điện năng của các hộ phụ tải, vào đặc điểm

và hiện trạng làm việc của 2 nhà máy điện với các hộ phụ tải trên sơ đồ địa lý,

ta đưa ra một số phương án nối dây

Khu vực nhà máy nhiệt điện 1 cung cấp điện cho các hộ phụ tải lân cận

nó là 1, 2, 3, 4, 5 Khu vực nhà máy nhiệt điện 2 cung cấp chủ yếu cho các hộ phụ tải 6, 7, 8, 9 Nhà máy và hệ thống liên hệ thông qua đường dây liên lạc nối qua phụ tải 6 Việc lựa chọn các phương án phải đảm bảo các yêu cầu chính sau:

Cung cấp điện liên tục

Đảm bảo chất lượng điện cao

Đảm bảo tính linh hoạt của mạng điện

Đảm bảo tính kinh tế và có khả năng phát triển

Đảm bảo an toàn cho con người và cho thiết bị

1 Các phương án của lưới điện:

Sau khi xem xét các phương án ta đưa ra 5 phương án như sau:

Phương án 1:

Phương án 2:

Phương án 3:

Phương án 4:

Phương án 5:

II Lựa chọn cấp điện áp cho các phương án

Việc chọn cấp điện áp vận hành của hệ thống điện là rất quan trọng Tuỳ thuộc vào giá trị công suất cần truyền tải và độ dài của đường dây tải điện mà

ta chọn độ lớn của điện áp vận hành sao cho thích hợp nhất Nếu công suất truyền tải lớn và tải điện đi xa, nếu dùng điện áp lớn thì có lợi vì giảm được đáng kể tổn thất công suất truyền tải trên đường dây nhưng làm tăng tổn thất công suất vầng quang và phải chi phí vốn đầu tư vào cách điện cho đường dây

và máy biến áp

Để xác định cấp điện áp cho hệ thống, theo kinh nghiệm thiết kế đã đưa ra được công thức:

U = 4 , 34 L+ 16 P(*) Trong đó:

L: khoảng cách truyền tải (km)

P: công suất truyền tải trên đường dây (MW)

Để đơn giản ta chỉ xét cho lưới điện hình tia như sau :

Ta xét phân bố công suất trên đoạn N1-6 -N2 ( N1 và N2 là ký hiệu của các nhà máy nhiệt điện 1 và nhiệt điện 2 )

+ Tổn thất công suất trên tuyến N1-1, N1-2, N1-3, N1-4, N1-5

Đường dây Công suất

P(MW)

Chiều dài L(km) UTT(kV) UVH(kV)

CHƯƠNG IV:

SO SÁNH CÁC PHƯƠNG ÁN VỀ MẶT KỸ THUẬT

I Tính toán chỉ tiêu kỹ thuật phương án 1:

1 Sơ đồ lưới điện:

2.Tính phân bố công suất trong mạng:

Như đã xác định phương thức vận hành của 2 nhà máy khi phụ tải cực đại, các tổ máy của Nhiệt điện 1 phát 80% công suất Do đó ta tính các dòng công suất như sau:

+ Công suất phát của Nhà máy 1:

PF1= 80%.Pđm1=80%.240= 192 MW

QF1= PF1.tgϕF=192.tg[arc(cos 0,85)]= 192.0,62= 119 Var + Công suất tự dùng của Nhà máy1:

PF1= 100%Pđm1=100%.160 = 160 MW

QF1= 160.tgϕF = 99,16 MVAr + Công suất tự dùng Nhà máy 1:

Ptd1= 10% Pđm1 (0,4+0,6.100%Pđm1/Pđm1) = 10%.160 = 16 MW

3 Chọn tiết diện dây dẫn:

Tiết diện dây dẫn được chọn theo mật độ dòng điện kinh tế:

KT dm

KT dm KT

KT

J U

n

P J

U n

S J

I F

cos 3

10

3

n: số mạch trên một tuyến đường dây

Uđm: điện áp định mức của mạng điện (kV)

S, P: công suất biểu kiến và công suất tác dụng truyền tải trên đường dây

JKT: mật độ dòng điện kinh tế, với Tmax=4800h, tra bảng ta được

JKT=1,1A/mm2 Sau khi xác định được FKT, ta tra bảng để tìm ra FTC, ta lần lượt áp dụng công thức (**) ở trên cho các đoạn đường dây

Đoạn N1-1:

87 , 82 95 , 0 110 3 2

10

10

10

I A ⇒F KT = 159 mm2 Đoạn N1-4:

91 , 3

92 , 0 110 3 2

10

10

mm

Đoạn N1-6:

110 3 2

10 836 , 4 8 ,

3 2

10 68 , 5 2 ,

10

I A ⇒F KT = 89 , 8 mm2Đoạn N2-8:

7 , 159 92 , 0 110 3 1

10

I A ⇒F KT = 145 , 2 mm2Đoạn N2-9:

64 , 15

9 , 0 110 3 2

10

4 Kiểm tra điều kiện phát nóng:

Để kiểm tra phát nhiệt của dây dẫn ta áp dụng công thức:

Khi sự cố, để kiểm tra chính xác ta xét sự cố nặng nề nhất là sự cố đứt

một đường dây trên lộ kép hoặc sự cố hỏng một tổ máy của nhà máy Khi tính

toán kiểm tra các tuyến dây cần phải đảm bảo điều kiện nói trên

a Sự cố bị đứt một đường dây trên lộ kép:

3 2

10 02 , 13

3 2

10 54 , 23

Kết luận: Tiết diện dây dẫn đã chọn thoả mãn điều kiện phát nóng

5.Kiểm tra tổn thất điện áp:

=

Trong đó:

Pi, Qi là dòng công suất chạy trên đường dây thứ i (MW, MVAr)

Ri, Xi là điện trở và điện kháng của đường dây i (Ω)

Đoạn N1-1:

% 72 , 4 100 110

08 , 14 86 , 9 4 , 14 30

46 , 22 53 , 14 34 , 11 30

73 , 13 63 , 13 56 , 10 32

74 , 14 53 , 14 07 , 15 30

62 , 15 84 , 4 97 , 15 8 , 7

2 6

Đoạn N2-6:

% 37 , 3 100 110

42 , 13 68 , 5 72 , 13 2 , 24

44 , 15 83 , 19 88 , 11 32

77 , 35 9 , 11 06 , 18 28

22 , 11 56 , 10 47 , 11 22

62 , 15 02 , 13 97 , 15 21

42 , 13 54 , 23 72 , 13 53

II Tính toán chỉ tiêu kỹ thuật phương án 2:

1 Sơ đồ lưới điện:

2.Công suất truyền tải trên từng tuyến:

Tính toán tương tự như phương án 1 ta có:

10 55 , 22

Đoạn 9-8:

159 , 74

92 , 0 110 3 2

10

I A ⇒F KT = 145 , 2 mm2

Các đường dây còn lại kết quả như phương án 1

Ta có bảng kết quả như sau:

4.Kiểm tra điều kiện phát nóng:

Lúc bình thường, qua tính toán ta thấy các tuyến dây đều đảm bảo điều

kiện phát nóng

Sự cố đứt một đường dây trên lộ kép:

+ Đoạn N2-9:

Isc = 2.143,9= 287,8 (A)

+ Đối vơí các đường dây còn lại tính tuơng tự như phương án 1

Sự cố một tổ máy của nhiệt điện I:

84 , 64 110

3 2

10 02 , 13

10 54 , 23

Kết luận: Tiết diện dây dẫn đã chọn thoả mãn điều kiện phát nóng

5.Kiểm tra tổn thất điện áp:

a.Trường hợp bình thường:

Đoạn N2-9-8:

% 88 , 8 100 110

72 , 18 9 , 11 45 , 9 28 78 , 10 55 , 22 88 , 6 50

2 8

72 , 18 9 , 11 45 , 9 28 ) 78 , 10 55 , 22 88 , 6 50 (

2

2 8

Các trường hợp còn lại giống như phương án 1

Sự cố hỏng một tổ máy của nhiệt điện I:

Đoạn N1-6:

% 45 , 4 100 110

62 , 15 02 , 13 97 , 15 21

KẾT LUẬN: Phương án 2 đạt yêu cầu kỹ thuật

III Tính toán chỉ tiêu kỹ thuật phương án 3:

1 Sơ đồ lưới điện:

2.Công suất truyền tải trên từng tuyến:

Ta xét phân bố công suất trên đoạn N1-6 -N2

+ Tổn thất công suất trên tuyến N1-1, N1-2, N1-3, N1-4, N1-5

10 84 , 4 8 ,

10 51 , 25 2 ,

10

Các tuyến còn lại như kết quả ở phương án trước

4 Kiểm tra điều kiện phát nóng:

Thỏa mãn điều kiện phát nóng

Các tuyến còn lại tương tự như phương án trên

Kết luận: Tiết diện dây dẫn đã chọn thoả mãn điều kiện phát nóng

5.Kiểm tra tổn thất điện áp:

a.Trường hợp bình thường:

Đoạn N2-6:

% 65 , 5 100 110

69 , 12 51 , 25 4 , 6 2 , 56

2 6

Đoạn 6 –7:

% 25 , 4 100 110

58 , 11 83 , 19 91 , 8 32

2 7

6 = =

Đoạn 6-7:

ΔU NII−6 = 2 4 , 25 = 8 , 5 %

Các trường hợp còn lại giống như phương án 2

Sự cố hỏng một tổ máy của nhiệt điện I:

Đoạn N1-6:

% 45 , 4 100 110

62 , 15 02 , 13 97 , 15 21

ở phương án này ta thấy ΔUbtN2-9-8= 8,88% < 10% và ΔUscN2-9-8 = 13,73

% < 20%

KẾT LUẬN: Phương án 3 đạt tiêu chuẩn kỹ thuật

IV Tính toán chỉ tiêu kỹ thuật phương án 4:

1 Sơ đồ lưới điện:

2.Phân bố công suất trên từng tuyến:

10 42 , 23

10

Các tuyến còn lại tương tự như phương án trên

Kết luận: Tiết diện dây dẫn đã chọn thoả mãn điều kiện phát nóng

5.Kiểm tra tổn thất điện áp:

a Tổn thất điện áp trong trường hợp bình thường

Đoạn N1-1-2:

% 63 , 10 100 110

86 , 13 56 , 13 17 , 14 28 42 , 23 16 , 23 72 , 6

58

2 2

b Khi sự cố đứt 1 dây trên lộ kép:

Đoạn N1-1-2:

% 51 , 15 100 110

86 , 13 56 , 13 17 , 14 28 ) 42 , 23 16 , 23 72 , 6 58 (

2

2 2

⇒ Phương án 4 không thoả mãn về mặt kĩ thuật vì có ΔUbt > 10%

Từ bảng tổng kết trên ta thấy: ΔUbtmax(%)=ΔUII-2-1(%)= 10,63% > 10%

ΔUSCmax(%)=ΔUSCII-2-1(%)=15,51% < 20%

KẾT LUẬN: Phương án 4 không đạt tiêu chuẩn kỹ thuật

V Tính toán chỉ tiêu kỹ thuật phương án 5:

1 Sơ đồ lưới điện:

2.Công suất truyền tải trên từng tuyến:

Đoạn N -4-5:

= +

+

+ +

=

−

64 71 67

67 ) 71 67

4 4

1

S S

202

67 ) 53 , 14 30 ( 138 ).

63 , 13 32

SN1-5 = S4+S5-SN1-4= 32+j13,63+30+j14,53-31,81-j14,13

= 30,19+j14,03

S4-5 = S4-SN1-4= 0,19-j0,5

Tính toán tương tự như phương án trên ta có:

+ Công suất truyền tải trên từng tuyến :

10 13 , 14 81 ,

10 5 , 0 19 ,

10 03 , 14 19 ,

Tính toán tương tự như các phương án trên ta có bảng kết quả sau:

Tên lộ Số lộ (km) L S(MVA) Imax

N2-6 2 61 24,2+j5,68 65,2 59,3 70 265 13,72 13,42

4 Kiểm tra điều kiện phát nóng:

Lúc bình thường, qua tính toán ta thấy các tuyến dây đều đảm bảo điều

10 16 , 26

=

+

A Đoạn 4-5:

110 3

10 53 , 14

Kết luận:Tiết diện dây dẫn đã chọn thoả mãn điều kiện phát nóng

5 Kiểm tra tổn thất điện áp:

a Trường hợp bình thường :

Tính tương tự như cá phương án trên ta có bảng tổng kết sau:

Đoạn N1-4:

% 92 , 5 100 110

18 , 26 13 , 14 88 , 10 81 , 31

2 4

ΔU N−

Đoạn N1-5:

% 74 , 6 100 110

87 , 27 03 , 14 07 , 14 19 , 30

2 5

ΔU NI−

Đoạn 4-5:

% 0 100 110

24 , 31 5 , 0 95 , 31 19 , 0

2 5

24 , 31 53 , 14 95 , 31 30 87 , 27 16 , 28 07 , 14 62

2 4

24 , 31 63 , 13 95 , 31 32 18 , 26 16 , 28 88 , 10 62

2 5

Từ bảng tổng kết trên ta thấy: ΔUbtmax(%)=ΔUII-8(%)= 7,7% < 10%

ΔUSCmax(%)=ΔUSCN1-4(%)=25,23% > 20%

KẾT LUẬN: Phương án 5 không đạt tiêu chuẩn kỹ thuật

+ Phương án 5 và phương án 4 có tổn thất điện áp khi sự cố vượt quá chỉ tiêu cho phép nên không đạt yêu cầu kĩ thuật

+ Dựa vào bảng tổng kết ta tiến hành lấy 3 phương án để so sánh về các chỉ tiêu kinh tế

CHƯƠNG V:

SO SÁNH CÁC PHƯƠNG ÁN VỀ MẶT KINH TẾ

Sau khi tiến hành tính toán các chỉ tiêu kỹ thuật của từng phương án, ta thấy có ba phương án thoả mãn các chỉ tiêu kỹ thuật, đó là các phương án 1,2,4 Nên ta đưa cả ba phương án này vào so sánh kinh tế

Phí tổn tính toán hay còn gọi là hàm chi phí tính toán của một phương án được tính theo biểu thức:

Z=(aVH+atc).K+ΔA.C

Trong đó:

aVH: hệ số vận hành của đường dây dùng cột thép, trong đồ án ta lấy a

VH-=0,04

atc: hệ số thu hồi vốn đầu tư, có giá trị atc=1/T=1/8=0,125

K: vốn đầu tư xây dựng đường dây

K=Ko.L

Ko: vốn đầu tư cho một km đường dây, đ/km

L: chiều dài đường dây, km

ΔA: tổng tổn thất điện năng trong mạng điện

ΔA=ΣΔP.τ

ΣΔP: tổng tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện

R U

Q P P

τ: là thời gian tổn thất công suất, với Tmax=4800h ta có:

τ=(0,124+Tmax.10-4)2.8760=3195,8 (h) C: giá tiền 1kWh điện năng bị tổn thất = 3195,8h; có giá trị C=500đ/kWh, hay

C=0,5.106đ/MWh Đối với đường dây lộ kép đi song song trên hai hàng cột khác nhau thì có giá tiền bằng 1,6 lần giá tiền của đường dây lộ đơn

Ta có đơn giá xây dựng đường dây 110 kV theo các cấp tiết diện như sau:

1 lộ 208.106 283.106 354.106 403.106

2 lộ 332,8.106 452,8.106 566,4.106 644,8.106

I.Tính toán kinh tế phương án 1:

Vốn đầu tư xây dựng các tuyến đường dây trong phương án 1 như sau:

ΣK= 246,793.109(đ) Tổn thất công suất tác dụng trên các lộ đường dây như sau

MW

110

86 , 9 30

2

2 2

2

2 2

2

2 2

2

2 2

2

2 2

2

2 2

2

2 2

2

2 2

2

2 2

2

2 2

ΔA= ΣΔP.τ=10,12.3195,8= 32341,5 MWh Hàm phí tổn tính toán hàng năm như sau:

Z1=(0,04+0,125) 246,793.109+32341,5.0,5.106=56891,6.106 (đ)

II.Tính toán kinh tế phương án 2:

Vốn đầu tư xây dựng các tuyến như sau:

ΣK= 242,183.109 (đ) Tổn thất công suất tác dụng trên các lộ đường dây phương án 2 như sau:

MW

110

55 , 22 50

2

2 2

2

2 2

2

2 2

2

2 2

2

2 2

2

2 2

2

2 2

2

2 2

2

2 2

2

2 2

Tổng tổn thất công suất tác dụng trong mạng:

ΣΔP= 10,61 MW Tổng tổn thất điện năng trong mạng:

ΔA= ΣΔP.τ= 10,61.3195,8= 33907,4 MWh Hàm phí tổn tính toán hàng năm như sau:

Z3= (0,04+0,125) 242,183.109+33907,4.0,5.106=56913,9.106 (đ)

III.Tính toán kinh tế phương án 3 :

Vốn đầu tư xây dựng các tuyến đường dây trong phương án 3 như sau: Vốn đầu tư xây dựng các tuyến như sau:

Vốn đầu tư xây dựng các tuyến như sau:

K N2-6= 644,8.106.61= 39,333.109 (đ)

K 6-7= 452,8.106.54= 24,451.109 (đ) Các tuyến khác có giá trị như phương án 2

ΣK= 253,066.109 (đ) Tổn thất công suất tác dụng trên các lộ đường dây như sau:

MW

110

51 , 25 2 , 56

2

2 2

2

2 2

2

2 2

2

2 2

2

2 2

2

2 2

2

2 2

2

2 2

2

2 2

9

P 9 , 45 0 , 72MW

110

9 , 11 28

2

2 2

ΔA= ΣΔP.τ= 11,57.3195,8= 36975,4 MWh Hàm phí tổn tính toán hàng năm như sau:

Trong ba phương án ta thấy phương án 1 có tổn thất điện áp lúc vận hành

bình thường và khi sự cố là thấp nhất trong các phương án đã chọn, có sơ đồ

nối điện đơn giản, có khả năng mở rộng trong tương lai cao Do đó phương án

1 là phương án tối ưu

CHƯƠNG VI:

CHỌN SƠ ĐỒ NỐI ĐIỆN-MÁY BIẾN ÁP TRONG CÁC TRẠM TĂNG ÁP VÀ GIẢM ÁP

I Chọn máy biến áp trong các trạm

Do đặc điểm, tính chất phụ tải các hộ 1, 2, 4, 5, 6, 7 và 9 là hộ phụ tải loại I trong phương án đi dây đã dùng đường dây kép, đồng thời tất cả các phụ tải này đều có Pmin = 60%.Pmax, do vậy tại các hộ này ta đặt 2 MBA 3 pha 2 dây quấn

Đối với phụ tải 3, 8 là hộ loại III, mức độ yêu cầu cung cấp điện không cao nên để đảm bảo về mặt kinh tế ta chỉ đặt 1 MBA 3 pha 2 dây quấn

Tất cả các MBA đều có tỷ số biến 110/22kV

1 Tính toán công suất, lựa chọn MBA tăng áp ở các nhà máy điện:

Do máy biến áp nối bộ với máy phát điện, nên công suất của máy biến

áp được chọn theo điều kiện sau:

SBđm ≥ (SFđm- Std) Trong đó:

SBđm: là công suất định mức của MBA

SFđm : là công suất định mức của MFĐ

Std : là công suất tự dùng của MFĐ

X(Ω)

ΔQ0

(kVAr)

125 121 22 10,5 520 120 0,55 0,33 11,1 678

63 115 22 10,5 260 59 0,65 0,87 22 410

2 Tính toán công suất, chọn MBA giảm áp ở các hộ tiêu thụ:

Công suất định mức ghi trên nhãn hiệu của máy biến áp do nhà chế tạo quy định căn cứ theo điều kiện khí hậu nhất định Khi dùng máy biến áp ở những vùng mà điều kiện khí hậu xung quanh không đúng quy định thì cần phải hiệu chỉnh lại công suất của máy biến áp

Với MBA do Liên Xô sản xuất nhà chế tạo quy định:

Nhiệt độ trung bình hàng năm (θ0) là +50C

Nhiệt độ cực đại trong năm (θcp) là +350C

Điều kiện khí hậu ở Việt Nam (tại Hà Nội):

Nhiệt độ trung bình hàng năm: θtb = +240C

Nhiệt độ cực đại trong năm: θmax = +420C

Biểu thức hiệu chỉnh công suất của MBA theo nhiệt độ

S’đm = Sđm[1 - (θtb - θ0)/100]

S”đm = S’đm[1 - (θtmax- θcp)/10]

Với trạm có 2 MBA ta chọn như sau:

SđmB ≥ Smax / (n - 1).Kqt Khc (***) Trong đó:

SđmB: Công suất định mức của MBA

Smax : Công suất cực đại của phụ tải

n : Số máy biến áp, n=2

Kqt : Hệ số quá tải khi sự cố, có giá trị là Kqt = 1,4

Khc : Hệ số điều chỉnh theo nhiệt độ

Khc = 1- (θtb - θ)/100

Nhiệt độ trung bình ở Việt Nam là 240C, còn nhiệt độ trung bình ở Liên

( 85 , 27 134 , 1

58 , 31

MVA S

MVA

Trạm biến áp 2:

) ( 32 )

( 43 , 27 134 , 1

11 , 31

MVA S

MVA

Trạm biến áp 3:

) ( 63 )

( 15 , 41 81 , 0

33 , 33

MVA S

MVA

Trạm biến áp 4:

) ( 32 )

( 67 , 30 134 , 1

78 , 34

MVA S

MVA

Trạm biến áp 5:

) ( 32 )

( 39 , 29 134 , 1

33 , 33

MVA S

MVA

Trạm biến áp 6:

) ( 32 )

( 71 , 29 134 , 1

68 , 33

MVA S

MVA

Trạm biến áp 7:

) ( 40 )

( 2 , 33 134 , 1

65 , 37

MVA S

MVA

Trạm biến áp 8:

) ( 40 )

( 57 , 37 81 , 0

43 , 30

MVA S

44 , 24

MVA S

MVA

Tổng hợp các kết quả tính toán ta có bảng sau:

II Chọn sơ đồ nối điện

Khi chọn sơ đồ nối điện phải đảm bảo các yêu cầu sau:

Đảm bảo cung cấp điện an toàn liên tục

Tốn kém ít thiết bị

Đơn giản, dễ thao tác trong vận hành