Đồ án lưới điện Phân Tích Nguồn Phụ Tải Cân Bằng Công Suất

Cộng hòa xã hội chủ nghĩa Việt Nam Độc lập – Tự – Hạnh phúc ~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~ Đồ án môn học Lưới Điện ~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~ SỐ LIỆU NGUỒN VÀ PHỤ TẢI 1.Sơ đồ mặt vị trí nguồn điện phụ tải : NÐ ( Ô = 10 x 10 km ) 2.Nguồn : Hệ thống công suất vô lớn , có hệ số công suất 0,85 3.Phụ tải : Số liệu bảng Các số liệu Phụ tải cực đại (MW) Các hộ tiêu thụ 18 19 20 21 22 23 24 Thời gian sử dụng công suất lớn 4700 Phụ tải cực tiểu (MW) 80% Hệ số công suất cos ϕ 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 Mức đảm bảo cung cấp điện I I I I I I I Yêu cầu điều chỉnh điện áp kt t kt t kt kt kt Điện áp danh định thứ cấp 10 10 10 10 10 10 10 Giá kWh điện tổn thất : 700 đồng Bảng giá đường dây trạm biến áp Loại dây Cột bê tông cốt thép ( Cột thép (đ/km ) AC-70 300 380 AC-95 308 385 AC-120 320 392 AC-150 336 403 AC-185 352 416 AC-240 402 436 Ghi : Nếu đường dây có lộ cột lấy giá tiền bảng nhân với hệ số 1,6 Công suất 40 32 25 16 máy biến áp trạm (MVA) Giá tiền ( tỷ đồng ) 40 32 25 16 Chương I : Phân tích nguồn , phụ tải Cân công suất ********** I-Phân tích nguồn phụ tải : 1.1-Nguồn cung cấp điện: Nguồn cung cấp cho hệ thống nguồn có công suất vô lớn , công suất lớn nhiều so với yêu cầu phụ tải.Điện áp biến góp nguồn không thay đổi trường hợp làm việc phụ tải, có đủ khả đáp ứng công suất cho phụ tải 1.2-Phân tích phụ tải : Thiết kế mạng điện gồm phụ tải loại I Gồm phụ tải quan trọng,việc ngưng cung cấp điện cho phụ tải gây nguy hiểm cho tính mạng người,thiệt hại đến sản xuất, ảnh hưởng đến an ninh quốc phòng, phải cung cấp điện liên tục nên đường dây phải bố trí cho đảm bảo cung cấp điện có cố mạng điện -Điện áp phía hạ áp 10KV -Tổng công suất cực đại 147 KW -Thời gian sử dụng công suất lớn 4700 -Những phụ tải có tải yêu cầu chỉnh điện áp thường phụ tải số 2,4 -Những phụ tải có tải yêu cầu chỉnh điện áp khác thường phụ tải số 1,3,5,6,7 -Công suất phụ tải cực tiểu 80% Pmax -Công suất tiêu thụ phụ tải điện tính sau: Qmax = Pmax tanϕ Smax = Pmax + jQmax Smax = Thứ tự 1.0 2.0 3.0 4.0 5.0 6.0 7.0 P max (MW ) 18.0 19.0 20.0 21.0 22.0 23.0 24.0 Cos ϕ 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 Qmax (MVA r) Smax (MV A) Qmin (MVAr) Smin (MVA) 8.718 20.00 14.400 6.974 16.000 9.202 21.11 15.200 7.362 16.889 0.484 9.686 22.22 16.000 7.749 17.778 0.484 23.33 10.171 16.800 8.137 18.667 0.484 24.44 10.655 17.600 8.524 19.556 0.484 25.55 11.139 18.400 8.912 20.444 0.484 26.66 11.624 19.200 9.299 21.333 Tan ϕ 0.484 0.484 P (MV) Bảng 1.1 Bảng tính toán phụ tải chế độ cực đại cực tiểu II.Cân nguồn phụ tải : Đặc điểm quan trọng hệ thống điện (HTĐ) truyền tải tức thời điện từ nguồn đến hộ tiêu thụ khả tích trữ lại điện với lượng lớn, có nghĩa trình sản xuất tiêu thụ điện xảy đồng thời theo nguyên tắc đảm bảo cân công suất Tại thời điểm chế độ xác lập hệ thống, nguồn phát điện phải phát công suất băng công suất tiêu thụ, bao gồm tổn thất công suất lưới điện Xét trường hợp HTĐ gồm nhà máy điện phụ tải điện Sự cân công suất phải đảm bảo công suất tác dụng công suất phản kháng Ngoài để đảm bảo cho hệ thống vận hành bình thường, cần phải có dự trữ định công suất tác dụng hệ thống Dự trữ hệ thống điện vấn đề quan trọng,liên quan đến vận hành phát triển hệ thống 1.Cân công suất tác dụng: Vì phương trình cân công suất tác dụng chế độ phụ tải cực đại hệ thống điện thiết kế có dạng: Pht = m∑P max + ∑∆P + P td + P dt Trong đó: P ht : công suất tác dụng lấy từ hệ thống m : hệ số đồng thời xuất phụ tải cực đại (m=1) ∑P max : tổng công suất phụ tải chế độ cực đại ∑∆P: tổng tổn thất công suất mạng điện,khi tính sơ lấy ∑∆P=5%∑P max P td : Do điện áp lấy từ hệ thống nên P td =0 P dt : công suất dự trữ hệ thống, cân sơ lấy P dt =10%∑P max , đồng thời công suất dự trữ cần phải lớn công suất định mức tổ máy phát lớn hệ thống điện không lớn Vì hệ thống điện có công suất vô lớn nên P dt = Tổng công suất phụ tải chế độ cực đại xác định từ bảng 1-1: ΔP max = 147 MW Tổng tổn thất công suất tác dụng mạng điện có giá trị : ∑∆P=5%∑P max = 5%.147=7,25 MW Vậy công suất tiêu thụ hệ thống là: P ht =147+7,35=154,35 MW 2.Cân công suất phản kháng: Công suất phản kháng hệ thống cung cấp Qht=Pht.tanϕ Cosϕht=0,85 => tan ϕ=0,619 Qht=154,35*0,619=95,54265MVAr Σ∆ba Qyc=81,82 Qnguồn=Pnguồn * tanϕnguồn =154,35*0,62=95,697 Qyc< Qnguồn =>không phải bù công suất phản kháng Chương II:Dự kiến phương án nối dây Chương III:Tính toán kỹ thuật phương án Chương IV:Tính toán tiêu kinh tế - Chọn phương án tối ưu *********** 1.Phương án hình tia: Sơ đồ nối dây: NÐ 1.Phân bố công suất: S1==P1+ j(P1.tanϕ) = 18 + j(18.0,484)=18 + 8,712 j S2==P2+j(P2.tanϕ) = 19 + j(19.0,484)= 19 + 9,196 j S3==P3+j(P3.tanϕ) = 20 + j(20.0,484)=20 + 9,68 j S4==P4+j(P4.tanϕ) = 21 + j(21.0,484)=21 + 10,164 j S5==P5+j(P5.tanϕ) = 22 + j(22.0,484)=22 + 10,648 j S6==P6+j(P6.tanϕ) = 23 + j(23.0,4843)=23 + 11,132 j S7==P7+j(P7.tanϕ) = 24 + j(24.0,4843)=24 + 11,616 j Có thể tính điện áp định mức đường dây công thức kinh nghiệm Still sau đây: =4,34 Trong : L chiều dài đường dây từ nguồn tới phụ tải tinh KM P công suất tính MW Đường dây Pi (Mw) Li (Km) Utti (KV) Uđm (KV) N-1 18 30 78,89 110 N-2 19 40 80,495 110 N-3 20 86,015 110 N-4 21 84,427 110 N-5 22 90,007 110 N-6 23 87,664 110 N-7 24 88,949 110 40 Bảng 2: Tính chọn điện áp cho đường dây -Từ bảng ta chọn điện áp định mức cho mạng điện 110v 2.Chọn dây dẫn : -Đối với đường dây 110kV,Để không xuất vầng quang dây nhôm lõi thép cần phải có tiết diện F≥70mm chọn cột bê tông cốt thép Tacó dòng điện làm việc lớn I = Trong : n số mạch đường dây mật độ kinh tế dòng điện tra bảng theo Tmax vật liệu nhôm ta lấy = 1,1(A/mm) Mà : = Trong : dòng điện làm việc lớn chạy đường dây + Với đường dây N-1 : = = =52,487 A = = =47,715 => chọn dây AC-70 +/ Kiểm tra : Lấy =0,88 Dây AC-70 có = 265 = 0,88 265 = 233,2A > =52,487 A =2 = 104,974 < => dây dẫn chọn thỏa mãn điều kiện kỹ thuật +Với đường dây N-2 : = = =55,402 A = = =50,365 => chọn dây AC-70 +/ Kiểm tra : Lấy =0,88 Dây AC-70 có = 265 = 0,88 265 = 233,2A > =55,402 A =2 < => dây dẫn chọn thỏa mãn điều kiện kỹ thuật +Với đường dây N-3 : = = =58,318 A = = =53,016 => chọn dây AC-70 +/ Kiểm tra : Lấy =0,88 Dây AC-70 có = 265 = 0,88 265 = 233,2A > =58,318 A =2 = 116,636 < => dây dẫn chọn thỏa mãn điều kiện kỹ thuật +Với đường dây N-4 : = = =55,743 A = = =50,675 => chọn dây AC-70 +/ Kiểm tra : Lấy =0,88 Dây AC-70 có = 265 = 0,88 265 = 233,2A > =50,675 A =2 = 101,35 < => dây dẫn chọn thỏa mãn điều kiện kỹ thuật +Với đường dây N-5 : = = =64,15 A = = =58,318 => chọn dây AC-70 +/ Kiểm tra : Lấy =0,88 Dây AC-70 có = 265 = 0,88 265 = 233,2A > =64,15 A =2 = 128,3 < => dây dẫn chọn thỏa mãn điều kiện kỹ thuật +Với đường dây N-6 : = = =67,065 A = = = 60,968 => chọn dây AC-70 +/ Kiểm tra : Lấy =0,88 Dây AC-70 có = 265 = 0,88 265 = 233,2A > =67,065 A =2 < => dây dẫn chọn thỏa mãn điều kiện kỹ thuật +Với đường dây N-7: = = =69,982 A = = =63,62 => chọn dây AC-70 +/ Kiểm tra : Lấy =0,88 Dây AC-70 có = 265 = 0,88 265 = 233,2A > =69,982 A =2 < => dây dẫn chọn thỏa mãn điều kiện kỹ thuật Vậy ta có bảng kết chọn dây dẫn cho phương án hình tia : Đường dây Loại dây N-1 AC-70 N-2 AC-70 N-3 AC-70 N-4 AC-70 N-5 AC-70 N-6 AC-70 N-7 _ Thông số dây dẫn : AC-70 Loại dây R0 Xo Bo Icp (A) AC-70 0,45 0,44 2,58.10-6 265 AC -185 0,17 0,409 2,82.10-6 510 AC-95 0,33 0,429 2,65.10-6 330 AC-120 0,27 0,423 2,69.10-6 380 AC-150 0,21 0,416 2,74.10-6 445 3.Tính tổn thất điện áp : -Tiêu Chuẩn tổn thất điện áp: ∆ = 15 % -Ta có công thức tính tổn thất điện áp bình thường ∆= Trong : R= X= với n=1 lộ đơn n=2 lộ kép -∆=2.∆ - Ta có : Với đường dây N-1 R= = = 9,546 ( (điện trở dây) X= = = 9,333 (Ω/km) (điện kháng dây ) Bo/2 = ½ n.Bo.L = ½ 2,65.10-6 30 = ∆= = = 2,092 % ∆=2 ∆ = 2,092 = 4,184 % Các đường dây lại tính tương tự : Ta có bảng sau : Đường dây N-1 18 8,718 9,546 9,333 2,092 4,184 N-2 19 9,202 8,8 2,082 4,165 1,03 N-3 20 9,686 16,38 16,016 3,990 7,979 1,87 N-4 21 10,171 9,546 9,334 2,441 4,883 1,09 N-5 22 10,655 17,573 17,183 4,708 9,416 2,01 N-6 23 11,139 8,8 2,521 5,042 1,03 N-7 24 11,624 8,112 7,932 2,371 4,742 0,93 Từ bảng ta có nhận xét : = 4,708 % = 9,416 % < < => Đảm bảo tiêu chuẩn tổn thất điện áp cho phép 4.Tính toán kinh tế: Cơ sở lý thuyết : Z = + ).V + C V: vốn đầu tư xây dựng lưới điện 3p/án có trạm biến áp giống => tính vốn xây dựng đường dây + : hệ số thu hồi vốn ( 1/Ttc Ttc thời gian thu hồi vốn = BN-1/2= 1,094 10-4 (1/Ω) Đối với trạm biến áp B1 ∆= ( ∆P0 + j ∆Q0 ) = (29+j 200) = 0,058 + 0,4 j ZB1 = (RB + j XB) = (2,54 + j 55,9) = 1,27 + 27,95 j -Đối với phụ tải : S1 = 18 + 8,712 j Giả sử U1 = Uđm = 110 ( kV) Tính chế độ xác lập biết điện áp đầu nguồn chế độ phụ tải cực đại : UN = UA2=121 kV - Công suất sau tông trở trạm biến áp B1 : = S1=18+ 8,712 j Tổn thất công suất tổng trở trạm biến áp B1 là: ∆= 1,27 + 27,95 j = 0,042 + 0,923j - Công suất trước tổng trở trạm biến áp B1 : = +∆ = (18+ 8,712 j) + 0,042 + 0,923j = 18,042 + 9,635 j Công suất phản kháng dung dẫn cuối đường dây N-1 sinh ra: jQc” = j U12 Bn-1/2 = j.1102 1,094.10-4 = 1,32374 j (MVAr) -Công suất sau tổng trở đoạn đường dây N-1 là:Ṡn-1” = ṠB’ + ∆So- jQc” = (18,042 + 9,635 j) + ( 0,058 + 0,4 j) – 1,32374 j = 18,1 + 8,71126 j ( MVA ) -Tổn thất công suất tổng trở đoạn dây N-1 là: ∆ṠN-1={(PN-12+QN-12)/Udm2}.ZN-1={(18,12+8,711262)/1102}.(19,092 18,668 ) =0,636+0,622 j (MVA) -Công suất trước tổng trở đoạn dây N-1 là: ṠN-1’ = Ṡn-1”+ ∆ṠN-1 = (18,1 + 8,71126j) + (0,636+0,622 j) = 18,736+9,339j sinh là: jQc’ = j.UN2 Bn-1/2 = j 1212 1,094.10-4 =1,6017254 j (MVAr) -Công suất đầu nguồn là: + j ṠN-1= ṠN-1 ’ - jQc’ = (118,736+9,339j) - 1,6017254 j = 18,736+7,737 j (MVA ) -Tính toán tương tư cho đường dây lại ta có bảng sau Si ∆sbi Sbi' (-)jQc'' Sni'' ∆sn-i 18+8.717i 0.041+0.923i 18.041+9.64i -1.324i 18.099+8.717i 0,636+0,622i 18,736+9 19+9.202i 0.046+1.029i 19.046+10.231 i -1.248i 19.104+9.382i 0,749+0,733i 19,854+1 i 20+9.686i 0.051+1.140i 20.051+10.827 i -2.272i 20.109+8.954i 1,58+1,544i 21,689+1 i 21+10.17i 0.057+1.257i 21.057+11.428 i -1.324i 21.115+10.503i 0,465+0,454i 21,58+10 22+10.655 i 0.062+1.380i 22.062+12.035 i -2.438i 22.120+9.997i 2,054+2,009i 24,175+ 23+11.139 i 0.068+1.508i 23.068+12.647 i -1.248i 23.126+11.799i 1,093+1,069i 24,22+12 24+11.623 i 0.074+1.642i 24.074+13.266 i -1.125i 24.132+12.54i 1,068+1,044i 25,201+1 i => Sy/c = 155,455+57,083j Mà Pn = Py/c =155,455 (MW) => Qn = Pn tgϕ =155,455 0,619 = 96,226645 (MVAr) >Qy/c =>không cần bù công suất phản kháng Chương VII:Tính toán điện áp nút điều chỉnh điện áp ************** I.Tính toán điện áp nút mạng điện : Sn-i’ Chọn điện áp vận hành nhà máy điện xác định điện áp điểm mạng điện để có phương thức điều áp đảm bảo yêu cầu điện áp phụ tải trạng thái vận hành Tổn thất điện áp đường dây N-i: P R + Qi X Di ∆U i = i Di Ui (kV) Trong đó: Pi: Công suất tác dụng chạy đường dây thứ i (MW) Qi: Công suất phản kháng chạy đường dây thứ i (MVAr) RDi: Điện trở đường dây thứ i (Ω) XDi: Điện kháng đường dây thứ i (Ω) Ui : Điện áp đầu đường dây thứ i (kV) Chế độ phụ tải cực đại: Theo nhiệm vụ thiết kế chế độ phụ tải cực đại điện áp cao áp hệ thống điện 110% điện áp danh định UN = 110% Uđm = 110%.110 = 121 (kV) Tính toán điện áp cho nút nhánh Sơ đồ thay thế: Tổn thất điện áp nhánh N- 1: = = = 2,026(Kv ) Điện áp góp cao áp TBA1 : UC1 = UN1 - ∆U N = 121 –2,026 = 118,974kV Công suất truyền vào cuộn dây MBA : ’= 34,11 +j19,02 MVA Tổn thất điện áp máy biến áp : = = =2,457(Kv) Điện áp phía hạ áp TBA quy đổi phía cao áp : UH1 = UC1 - ∆UB1 = 118,974-2,457 = 116,517 kV Tính toán tương tự cho nhánh N-2 đến N-6 : Phụ tải ∆Uni Uci Ubi Uhi 2.026 118.974 2.457 116.517 2.048 118.952 2.607 116.345 3.753 117.247 2.799 114.448 2.388 118.612 2.919 115.693 4.505 116.495 3.129 113.366 2.548 118.452 3.232 115.22 2.421 118.579 3.386 115.193 + Chế độ phụ tải nhỏ : ( UN1 =115 Kv ) Tính toán tương tự chế độ phụ tải cực đại ta có bảng sau : Phụ tải DUni Uci Ubi Uhi 1.732 119.268 2.349 116.91 1.753 119.247 2.49 116.75 3.2 117.8 2.662 115.13 2.039 118.961 2.778 116.18 3.847 117.153 2.966 114.18 2.183 118.817 3.069 115.74 2.075 118.925 3.212 115.71 + Chế độ phụ tải cố : ( UN1 =121 Kv ) Vì tất hộ loại I nêntính toán tượng tự chế độ phụ tải cực đại ta có bảng sau : Phụ tải DUni Uci Ubi Uhi 4.15 116.85 2.502 114.348 4.205 116.795 2.655 114.14 7.924 113.076 2.902 110.174 4.848 116.152 2.981 113.171 9.594 111.406 3.272 108.134 5.255 115.745 3.308 112.437 4.982 116.018 3.46 112.558 + ĐIỀU CHỈNH ĐIỆN ÁP : Giới thiệu chung: Trong hệ thống điện, đường dây truyền tải điện dài nên tổn thất điện đường dây truyền tải điện từ nguồn đến hộ tiêu thụ có giá trị lớn Đồng thời thay đổi phụ tải từ giá trị lớn đến giá trị nhỏ dẫn đến thay đổi giá trị điện áp ta cần phải tiến hành điều chỉnh điện áp để đảm bảo chế độ yêu cầu điện áp Các phương pháp điều chỉnh điện áp như: Điều chỉnh điện áp đầu cực máy phát điện, thay đổi đầu phân áp máy biến áp, bù công suất phản kháng Việc thay đổi đầu phân áp máy biến áp phương pháp có khả điều chỉnh điện áp dải rộng, vận hành thuận tiện, an toàn, phải bảo dưỡng, cho hiệu kinh tế cao Vì ta lựa chọn phương pháp để điều chỉnh điện áp Có hình thức yêu cầu điều chỉnh điện áp điều chỉnh thường điều chỉnh khác thường Với trạm có yêu cầu điều chỉnh thường, độ lệch điện áp góp hạ áp trạm giảm áp cho phép (tính theo phần trăm điện áp định mức mạng điện ) sau: Trong chế độ phụ tải max: dU% ≥ 2,5% − Trong chế độ phụ tải min: dU% ≤ 7,5% Độ lệch cho phép góp hạ áp trạm có yêu cầu điều chỉnh khác thường quy định sau : − Trong chế độ phụ tải max: dU% = +5% Trong chế độ phụ tải min: dU% = 0% Đối với máy biến áp không điều chỉnh tải ta cần chọn đầu điều chỉnh cho hai chế độ phụ tải lớn nhỏ nhất: − − U®ctb = (U1 đc+U2 đc) chọn đầu tiêu chuẩn gần Vì máy biến áp có Unm%= 10,5%> 7,5%, ta có: + Ucđm= 115 (kV) + Uhđm= 24,2 (kV) + Phạm vi điều chỉnh may biến áp điều áp tải là: ±9.1,78% + Phạm vi điều chỉnh may biến áp điều áp cố định là: ±2.2,5% Ta xét tổng quát phụ tải chế độ khác sau: + Điện áp yêu cầu góp cao áp trạm xác định sau: U yc = U dm + ∆U % × U dm Giá trị điện áp yêu cầu góp hạ áp trạm theo yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường là: Uycmax = 22 + 5%×22 = 23,1 kV Uycmin = 22 + 0%×22 = 22 kV Uycsc = 23,1 kv Giá trị điện áp yêu cầu góp hạ áp trạm theo yêu cầu điều chỉnh điện áp thường là: Khi phụ tải cực đại : Uycmax = 22 + 2,5%×22 = 22,55 Khi phụ tải cực tiểu : Uycmin = 22 + 7,5%×22 = 23,65 kV kV Khi phụ tải cố Uycsc = 22-25%.22 = 21,45 kv Kết tính điện áp góp hạ áp trạm biến áp quy đổi phía cao áp chế độ phụ tải cực đại cực tiểu cho bảng sau: + Các loại máy biến áp điều chỉnh điện áp : - Máy biến áp có đầu phân áp cố dịnh : ( nấc phân áp ) Phạm vi 115 ± 2.2,5%.115 Ta có bảng : N Up/a -2 109.3 -1 112.1 115 117.9 120.8 +Máy biến áp có điều chỉnh điện áp tải : (19 nấc phân áp ) Phạm vi điều chỉnh 115± 9.1,78%.115 Ta có bảng sau : N Up/a (Kv) -9 96.577 -8 98.624 -7 100.671 -6 102.718 -5 104.765 -4 106.812 -3 108.859 -2 110.906 -1 112.953 115.000 117.047 119.094 121.141 123.188 125.235 127.282 129.329 131.376 133.423 Kết tính điện áp góp hạ áp trạm biến áp quy đổi phía cao áp chế độ phụ tải cực đại cực tiểu cho bảng sau: Phụ tải Uhi chế độ max(kV) 116.517 116.345 114.448 115.693 113.366 115.22 115.193 Uhi chế độ (kV) 116.919 116.757 115.138 116.183 114.187 115.748 115.713 Uhi chế độ cố (kV) 114.348 114.14 110.174 113.171 108.134 112.437 112.558 - Đầu tiên tất trạm sử dụng máy biến áp có đầu phân áp cố định trạm không chọn đầu phân áp thỏa mãn trạm sử dụng máy biến áp có điều chỉnh tải Chọn đầu phân áp cho TBA 1: + Khi phụ tải cực đại: Uyc1 ≥ Uđm + 2,5%Uđm = 22 + 2,5%.22 = 22,55 kV + Khi phụ tải cực tiểu: Uyc2 ≤ Uđm + 7,5%Uđm = 22 + 7,5%.22 = 23,65 kV • • Tính đầu điều chỉnh điện áp MBA chế độ phụ tải max: Uđcmax = = = 113,675 kV • • Tính đầu điều chỉnh điện áp MBA chế độ phụ tải min: Uđcmin = = = 108,762 kV Điện áp phân áp trung bình: U dc max +U dc Udctb = = = 111,219 (kV) Dựa vào bảng ta chọn nấc phân áp tiêu chuẩn 115 Kv ứng với N=0 Kiểm tra lại: Utmax = = = 22,29 Kv δU1t% = U 1t − U dm U dm 100% = 100% = 1,318 % Mà chế độ phụ tải max δU1t% = 1,318 % < 2,5%, không đạt yêu cầu Như ta chọn máy biến áp có điều áp tải Ta có bảng tính toán cho trạm chọn đầu phân áp cố định : Phụ tải Loại Đ/c kt t kt t kt kt kt Udc max Udc Udc sc Udc tb 113.675 113.507 111.657 112.871 110.601 112.41 112.383 108.762 108.611 107.105 108.077 106.22 107.673 107.64 117.28 117.067 112.999 116.073 110.907 115.32 115.444 111.219 111.059 109.381 110.474 108.411 110.042 110.012 Chọn đầu phân áp -1 -1 -2 -2 -3 -2 -2 Điện áp đ/c 112.95 112.95 110.91 110.91 108.86 110.91 110.91 Utmax 22.29 22.257 21.894 22.133 21.687 22.042 22.037 + Máy biến áp có điều áp tải:Chọn lại nấc phương pháp cho nút không thỏa mãn Đối với trạm có yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường, độ lệch điện áp góp hạ áp trạm quy định sau: Khi phụ tải cực đại: δU cp max % = +5% Khi phụ tải cực tiểu: δU cp % = 0% Khi phụ tải sau cố: δU cpsc % = ÷ 5% Với phụ tải yêu cầu điều chỉnh khác thường: Uycmax=22+5%.22=23,1kv Uyc = 22 + 0%.22 = 22 kV Uyc sc = 22 + (0÷5)%.22 = 22÷23,1 kV  Trạm trạm yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường -Chế độ phụ tải cực đại: Điện áp tính toán đầu điều chỉnh MBA xác định theo công thức Uđc max = = = 110,97 ( Kv) Chọn điện áp đầu điều chỉnh tiêu chuẩn Utcmax= 112,95 kV với,n=-1 Điện áp thực góp hạ áp bằng: U tmax = = =21,614 (Kv) Độ lệch điện áp góp hạ áp bằng: δUmax% = 100 = 100= -0,018 % -Chế độ cực tiểu Điện áp tính toán đầu điều chỉnh MBA xác định theo công thức Uđc = = = 116,92 kV Chọn điện áp đầu điều chỉnh tiêu chuẩn Utcmin= 112,95 kV với n=1 Điện áp thực góp hạ áp bằng: Ut min= = = 21,976 kV Độ lệch điện áp góp hạ áp bằng: - ∆Umin% = 100 = 100 = 0,001% - Chế độ cố: Điện áp tính toán đầu điều chỉnh MBA xác định theo công thức Uđcsc = = = 108,9 kV Chọn điện áp đầu điều chỉnh tiêu chuẩn Utcmin= 110,91 kV với n=-2 Điện áp thực góp hạ áp bằng: Ut sc= = = 21,601 kV Độ lệch điện áp góp hạ áp bằng: ∆Usc% = 100 = 100 = -0,018% Tính toán tương tự ta có bảng sau : Phụ U dc Chọn đầu Điện áp Ut max Udc Chọn Điện Ut Udc C tải max phân áp đ/c -1 112.95 21.614 110.9 110.8 -2 110.91 21.978 109 -2 110.91 21.621 110.1 107.9 109.7 109.7 -2 110.91 21.855 -3 108.86 21.82 -2 110.91 21.766 -2 110.91 21.762 Phụ tải U max % -0.018 -0.001 -0.017 -0.007 -0.008 -0.011 -0.011 116.9 116.7 115.1 116.1 114.1 115.7 115.7 đầu phân áp 1 1 1 áp đc sc 117.0 117.0 117.0 117.0 115 21.97 21.94 21.64 21.83 21.84 21.75 21.74 108.9 đ p - 108.7 - 104.9 107.7 102.9 107.0 107.2 - 117.0 117.0 U U sc % % -0.001 -0.002 -0.016 -0.007 -0.007 -0.011 -0.011 -0.018 -0.001 -0.018 -0.01 -0.017 -0.016 -0.015 =>Không chọn đầu phân áp hợp lý cho trạm Chương VII: Tính tiêu kinh tế - Kỹ thuật mạng điện ***************** 8.1 Vốn đầu tư xây dựng mạng điện : - - - - Tổng vốn đầu tư xây dựng mạng điện xác định theo công thức: V = V d + Vt Trong đó: + Vd : Tổng vốn đầu tư xây dựng đường dây + Vt : Tổng vốn đầu tư xây dựng trạm biến áp chương IV tính tổng vốn đầu tư xây dựng đường dây có giá trị : Vd = 42 762 106 đồng Vốn đầu tư cho trạm hạ áp xác định theo bảng sau: Công suất máy biến áp trạm (MVA) 40 32 25 16 Giá tiền ( tỷ đồng ) 40 32 25 16 +Nếu trạm có máy nhân giá với hệ số 1,8 Trong mạng thiết kế có : + Máy 25 MVA : 14 máy ( có 7trạm máy ) + Vt = (7 25 1,8 ) 109 = 315 109 ( đồng ) +V = 315 109 +168 869,76 106 = 4,8386976 1011 (đồng) 8.2 Tổn thất công suất tác dụng mạng điện Tổn thất công suất tác dụng mạng điện bao gồm có tổn thất công suất đường dây tổn thất công suất tác dụng trạm biến áp chế độ phụ tải cực đại Ta có tổn thất công suất tác dụng đường dây là: ∆Pd = 3,575 MW Và tổn thất công suất tác dụng cuộn dây máy biến áp có giá trị: ∆Pb = 0,84 MW Tổng tổn thất lõi thép máy biến áp là: ∆P0 = ΣP0i = 0,203 MW Như tổng tổn thất công suất tác dụng mạng điện bằng: ∆P = ∆Pd + ∆Pb + ∆P0 = 3,575+ 0,84 + 0,203 = 4,618 MW Tổng tổn thất mạng điện tính theo phần trăm: ∆P% = 100 = 100 = 3,141 % 8.3Tổn thất điện mạng điện Tổn thất điện mạng điện xác định sau: ∆A = (∆Pd + ∆Pb)×τ + ∆P0×t Trong đó: + ∆Pd : Tổng tổn thất công suất tác dụng đường dây + ∆Pb : Tổng tổn thất công suất tác dụng cuộn dây MBA + ∆P0 : Tổng tổn thất lỏi thép MBA + τ : Thời gian tổn thất công suất lớn nhất, τ = 4700 h + t : Thời gian máy biến áp làm việc năm, t = 8760 h Do tổng tổn thất điện mạng điện bằng: ∆A = (3,575+ 0,84)× 3302,48496 + 0,203 ×8760 = 11 695,64233 MWh 8.4 Chi phí vận hành hàng năm Các chi phí vận hành hàng năm mạng điện xác định theo công thức: Y = avhd×Vd + avht×Vt + ∆A×c - Trong đó: avhd : hệ số vận hành đường dây (avhd = 0.04) avht : hệ số vận hành thiết bị trạm biến áp (avht = 0.1) c : giá thành 1kW.h điện tổn thất (c = 700 đồng/kWh) → Y = 0,04×168 869,76 106 + 0,1×315 109 + 11 695,64233 ×103×700 = 46,44×109 đồng 8.5 Chi phí tính toán hàng năm Chi phí tính toán hàng năm mạng điện tính theo công thức: Z = atc×K + Y Trong atc hệ số định mức hiệu vốn đầu tư (atc = 0.125) Do chi phí tính toán bằng: Z = 0,125× 4,8386976 1011 + 46,44×109 = 106,923 ×109 đồng 8.6 Giá thành truyền tải điện Giá thành truyền tải điện xác định theo công thức: β = = = = 67,216 ( đ/Kwh ) Bảng tổng hợp kết tiêu kinh tế – kỹ thuật thiết kế : ST T Các tiêu Đơn vị Giá trị Tổng công suất phụ tải cực đại, ∑Pmax Tổng vốn đầu tư cho mạng điện, V Tổng vốn đầu tư cho đường dây, Vd Tổng vốn đầu tư cho TBA, Vt Tổn thất điện ∆A Chi phí vận hành hàng năm, Y Chi phí tính toán hàng năm, Z Giá thành truyền tải điện năng, β MW 109 đồng 106 đồng 109 đồng MWh 109 đồng 109 đồng đồng/kW.h 147 483,86976 42 762 315 11 695,64233 46,44 106,923 67,216