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

CHƯƠNG I: PHÂN TÍCH NGUỒN, PHỤ TẢI, CÂN BẰNG CÔNG SUẤT 1.1 Phân tích nguồn, phụ tải 1.1.1 Phân tích nguồn: Nguồn hệ thống công suất vô lớn, có hệ số công suất 0,85 1.1.2 Phân tích phụ tải: - Các phụ tải loại I: hộ tiêu thụ 1, hộ tiêu thụ 2, hộ tiêu thụ 3, hộ tiêu thụ 4, hộ tiêu thụ 5, hộ tiêu thụ 6, hộ tiêu thụ - Các phụ tải loại III: Không có - Tổng công suất cực đại: Pmax = 183 (MW) - Thời gian sử dụng công suất lớn Tmax = 4900 (h) - Điện áp phía hạ: 10 (kv) + Những tải có yêu cầu thường: Phụ tải 2, phụ tải 3, phụ tải + Những tải có yêu cầu khác thường: Phụ tải 1, phụ tải 4, phụ tải 5, phụ tải Bảng tổng hợp công suất phụ tải: STT Pmax 22 31 23 24 26 27 30 1.2 Cân công suất: 1.2.1 Cân công suất tác dụng: Ta có công thức: Png = Pyc = m Ʃ Pmax + Ʃ ∆ Pmax + Pdt Trong đó: + m: Hệ số đồng thời (m=1) + ∆ Pmax: Tổng tốn thất công suất tác dụng lưới = 5% Ʃ Pmax + Pdt: Công suất dự trữ (lấy 0) Phụ tải CSTD 1.2.2 Cân công suất phản kháng: Ta có công thức: Qyc = m Ʃ Qmax + Ʃ ∆Qba + Qdt + Ʃ ∆Ql - Ʃ Qc Trong đó: + ∆Qba: Tổng tổn thất công suất phản kháng máy biến áp 15% Ʃ Qmax + Ʃ ∆Ql: Tổng tổn thất công suất phản kháng đường dây + Ʃ Qc: Tổng công suất phản kháng điện dung đường dây xảy (Khi tính toán sơ Ʃ ∆Ql - Ʃ Qc = 0) + Qdt = (Do công suất vô lớn) Phụ tải CSPK 10,56 14,8 11,04 11,52 12,48 12,96 14,40 ƩQmax Ʃ∆Qba Qyc 87,84 13,18 101,02 Ta có công suất phản kháng nguồn: Qn = Png * Tgϕng = 192,15.0,62 = 119,13 So sánh: Qn > Qyc : bù công suất phản kháng CHƯƠNG II: DỰ KIẾN PHƯƠNG ÁN NỐI DÂY Sơ đồ bố trí nguồn phụ tải: NÐ Chú thích: + NĐ : Nguồn điện + 1, : Các phụ tải + ô vuông = 10x10 km 2.1 Phương án hình tia: 2.2 Phương án liên thông: NÐ NÐ 7 2.3 Phương án lưới kín: 2.4 Phương án khác: NÐ NÐ 7 CHƯƠNG 3: TÍNH TOÁN KĨ THUẬT CÁC PHƯƠNG ÁN 3.1 Phương án hình tia: NÐ 3.1.1 Tính phân bố công suất: Sn1 = S1 = 22+10,66j (MVA) Sn2 = S2 = 31+15,01j (MVA) Sn3 = S3 = 23+11,14j (MVA) Sn4 = S4 = 24+11,62j (MVA) Sn5 = S5 = 26+12,59j (MVA) Sn6 = S6 = 27+13,08j (MVA) Sn7 = S7 = 30+14,53j (MVA) ( Do bỏ qua tổn thất ) 3.1.2 Chọn điện áp định mức: Phương pháp: Li + Tính: Utti = 4,34 16Pi n - Trong đó: + Li: Chiều dài đường dây thứ I (km) + Pi: Công suất truyền tải đường dây thứ I ( MW) + n: Số lộ đường dây làm việc song song - Chọn Uđm gần Utt Từ sơ đồ mặt ta có độ dài đường dây N-1: L= 302 + 302 = 42,43 (km) 43,34 + Utt = 4,34 16.22 = 86,19 ( kv) - Chọn Uđm = 110(kv) Tương tự với đường dây khác ta có bảng: STT Vậy điện áp định mức phương án hình tia 110 (kv) 3.1.3 Chọn tiết diện dây dẫn tính tổn thất điện áp mạng điện: 3.1.3.1 Chọn tiết diện dây dẫn: - Phương pháp: Tiết diện kinh tế dây dẫn tính theo: Fkt = Mặt khác: Il V max = Il / V max Jkt S max nUdm - Trong đó: + Il/Vmax: Dòng điện lớn dây dẫn + Smax: Công suất lớn đường dây + Uđm: Điện áp định mức đường dây + n: Số mạch đường dây Chọn tiết diện dây theo tiêu chuẩn gần - Kiểm tra: + Độ bền học + Điều kiện xuất vầng quang (để giảm tối thiểu lượng tổn thất vầng quang lưới điện 110kv dây nhôm lõi thép cần có Fmin = 70mm2) + Kiểm tra điều kiện phát nóng cho phép Il/vmaxIcp, Isc Icp Áp dụng: - Đường dây N-1: Dòng điện lớn dây dẫn: 24, 45.103 3.110 Il/Vmax = = 64,16 (A) Dây nhôm lõi thép, Tmax=4900 => Jkt=1,1 A/mm2 Tiết diện kinh tế dây dẫn: 64,16 1,1 Il / V max Jkt Fkt = = = 58,33mm2 => Chọn loại dây AC-70 Tương tự với đường dây khác ta có bảng sau: Udm (KV ) 110 110 110 110 110 110 110 n Il/Vmax (A) Jkt (A/mm2) Fkt (mm2) Loại dây Icp (A) 2 2 2 64,16 90,38 67,08 69,99 75,82 78,73 87,47 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 58,33 82,17 60,98 63,63 68,92 71,57 79,52 AC-70 AC-70 AC-70 AC-70 AC-70 AC-70 AC-70 265 265 265 265 265 265 265 - Kiểm tra: + Độ bền khí, vầng quang điện thỏa mãn + Il/vmax Icp (*) Giả sử cố mạch đường dây: Isc = 2.Il/vmax, ta có bảng sau: STT 6 - Từ bảng ta suy ra: Isc< Icp (**) Điều kiện phát nóng cho phép thỏa mãn 3.1.3.2 Tính tổn thất điện áp: - Phương pháp: Pi.Ri + Qi Xi Udm ∆U%bti= 100 - Trong đó: + Pi, Qi: công suất tác dụng công suất phản kháng đường dây i + Ri, Xi: điện trở điện kháng đường dây i Ro.Li n Xo.Li n Ri= ; Xi= + Ro, Xo: điện trở điện kháng đơn vị đường dây thứ i + n: số mạch đường dây + Li: chiều dài đường dây thứ i - Đối với đường dây lộ kép, cố mạch ∆U%sc =2∆U%bt - Tổn thất điện áp phải thỏa mãn điều kiện: Lúc bình thường: ∆U%bti ≤ ∆U%btcp =15% Lúc cố: ∆U%sc ≤ ∆U%sccp =20% - Áp dụng: Ta có thông số đường dây: - Tính tổn thất đường dây N-1: RN-1= XN-1= 2 Ro.LN-1= 0.45.42,43=9,55(Ω) Xo.LN-1= 0,44.42,43= 9,33 (Ω) PN −1.RN −1 + Q N −1 X N −1 ∆U%bt= Udm 22.9,55 + 10, 66.9,33 1102 100 = 100= 2,56% ≤ ∆U%btcpN-1 =15% ∆U%scN-1=2∆U%btcpN-1= 2.2,56 = 5,12 ≤ ∆U%sccp =20% -Đường dây N-1 loại dây AC-70 Tương tự ta có bảng tính tổn thất điện áp đường dây khác Bảng tính tổn thất điện áp đường dây Ro STT (Ω/km ) 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 Xo (Ω/km ) 0,44 0,44 0,44 0,44 0,44 0,44 0,44 L (km) R (Ω) X (Ω) 42,43 76,16 70,00 50,99 36,06 63,25 53,85 9,55 17,14 15,75 11,47 8,11 14,23 12,12 9,33 16,75 15,40 11,22 7,93 13,91 11,85 P Q (MVA) (MVAr) 22,00 31,00 23,00 24,00 26,00 27,00 30,00 10,66 15,01 11,14 11,62 12,59 13,08 14,53 ∆U%bt ∆U%sc Udm 2,56 6,47 4,41 3,35 2,57 4,68 4,43 5,12 12,94 8,82 6,71 5,14 9,36 8,85 110 110 110 110 110 110 110 Từ bảng => ∆U%bt ≤ ∆U%btcp , ∆U%sc ≤ ∆U%sccp => Các đường dây N-1; N-2; N-3; N-4; N-5; N-6; N-7 chọn Các đường dây N-1; N-2; N-3; N-4; N-5; N-6; N-7: dây AC-70 => Kết luận: Phương án hình tia thỏa mãn tiêu chuẩn kĩ thuật 3.2 Phương án liên thông: Sơ đồ nối dây phương án liên thông: NÐ 3.2.1 Tính phân bố công suất: Sn1 = S1+S2 = 53+25,67j (MVA) Sn1-2 = S2 = 31+15,01j (MVA) Sn3 = S3 = 23+11,14j (MVA) Sn4 = S4 = 24+11,62j (MVA) Sn5 = S5 = 26+12,59j (MVA) Sn6 = S6 = 27+13,08j (MVA) Sn7 = S7 = 30+14,53j (MVA) (Do bỏ qua tổn thất) 3.2.2 Chọn điện áp định mức: Tương tự phương án hình tia ta có bảng: STT Vậy điện áp định mức phương án liên thông 110 (Kv) 3.2.3 Chọn tiết diện dây dẫn tính tổn thất điện áp mạng điện: 3.2.3.1 Chọn tiết diện dây dẫn: Tương tự phương án hình tia ta có bảng: STT N-1 N1-2 N3 N4 N5 N6 N7 - Kiểm tra độ bền khí, vầng quang điện thỏa mãn - Ilvmax < Icp Ta có bảng dòng điện cố phương án liên thông: STT Từ bảng ta suy ra: Isc < Icp Điều kiện phát nóng cho phép thỏa mãn 3.2.3.2 Tính tổn thất điện áp: Ta có bảng thông số đường dây: STT Xét đường dây liên thông N-1-2: Chế độ bình thường: Ubt1-2= = P1− R1−2 + Q1−2 X 1− U dm 31.9,00 + 25, 67.8,80 1102 Ubt N-1= 100 100= 4,17% PN −1.RN −1 + QN −1 X N −1 U dm 53.4, 45 + 25, 67.8,82 1102 = Chế độ cố : 100 100= 3,82% ∆U % sc1−2 = 2∆U %bt1−2 = 2.4,17 = 8,34% ∆U % scN −1 = 2∆U %btN −1 = 2.3,82 = 7,64% Tổn thất điện áp lớn đường dây N-1-2 chế độ bình thường, cố: ∆U % max btN 1−2 = ∆U %btN −1 + ∆U %bt1−2 = 3,82 + 4,17 = 7,99% < ∆ U % cp = 15% ∆U % maxsc N 1−2 = ∆U % scN −1 + ∆U %bt1−2 = 7,64 + 4,17 = 11,81% < ∆U % sccp = 20% Tương tự ta có bảng sau: STT L (km) N-1 N1-2 N3 N4 N5 42,43 40,00 70,00 50,99 36,06 10 10 1010101010 0,058+0,4i 26+12,59i 0,09+1,93i 26,09+14,52i 1,126i 26,148+13,794i 0,59+0,57 0,058+0,4i 27+13,08i 0,09+2,08i 27,09+15,16i 1,974i 27,148+13,586i 1,08+1,06 0,058+0,4i 30+14,53i 0,12+2,57i 30,12+17,1i 1,681i 30,178+15,819i 1,16+1,14 Tổng Qua bảng kết quả, ta thấy công suất yêu cầu từ hệ thống: S yc = Pyc + Qyc = 222,884 + 105,642iMVA PNg = Pyc = 222,884 QNg = PNg tgϕ Ng = 222,884.0,85 = 189,4414 MVAr QNg = 189,4514 MVAr > Qyc = 105,642 MVAr → => Không cần bù công suất phản kháng 6.2 Chế độ phụ tải cực tiểu: (Ung =115 Kv) Tương tự ta có bảng: Trạm ∆S0n Sn (SnQ) ∆SBn SBn QccN Sni'' ∆Sn 0,058+0,4i 18,7+9,06i 0,05+i 18,75+10,06i 1,407i 46,036+22,765i 0,97+1 0,058+0,4i 26,35+12,76i 0,09+1,98i 26,44+14,74i 1,249i 26,498+13,891i 0,67+0 0,058+0,4i 19,55+9,47i 0,05+1,09i 19,6+10,56i 2,185i 19,658+8,775i 0,6+0, 0,058+0,4i 20,4+9,88i 0,05+1,19i 20,45+11,07i 1,592i 20,508+9,878i 0,49+0 0,058+0,4i 22,1+10,7i 0,06+1,39i 22,16+12,09i 1,126i 22,218+11,364i 0,42+0 0,058+0,4i 22,95+11,12i 0,07+1,5i 23,02+12,62i 1,974i 23,078+11,046i 0,77+0 0,058+0,4i 25,5+12,35i 0,08+1,85i 25,58+14,2i 1,681i 25,638+12,919i 0,83+0 Tổng 29 29 2929292929 6.3 Chế độ cố: (Ung = 121 Kv) Sự cố mạng điện thiết kế xảy ngừng máy phát, ngừng mạch đường dây hai mạch liên kết nhà máy điện với hệ thống, phụ tải Khi xét cố không giả thiết cố xếp chồng, đồng thời chỉ xét trường hợp ngừng mạch đường dây nối từ hệ thống nhà máy điện đến phụ tải phụ tải cực đại Các thông số đường dây nối trực tiếp từ nguồn thay đổi thông số khác không thay đổi so với chế độ phụ tải cực đại Ta có bảng thông số đường dây sau cố: STT Bảng: Công suất tổn thất công suất đường dây sau cố Trạm ∆S0n 0,058+0,4i 0,058+0,4i 0,058+0,4i 0,058+0,4i 0,058+0,4i 0,058+0,4i 0,058+0,4i Sn (SnQ) 22+10,66i 31+15,01i 23+11,14i 24+11,62i 26+12,59i 27+13,08i 30+14,53i ∆SBn 0,06+1,38i 0,12+2,74i 0,07+1,51i 0,07+1,64i 0,09+1,93i 0,09+2,08i 0,12+2,57i SBn 22,06+12,04i 31,12+17,75i 23,07+12,65i 24,07+13,26i 26,09+14,52i 27,09+15,16i 30,12+17,1i QccN Sni'' 0,703i 54,296+28,457i 1,249i 31,178+16,901i 1,093i 23,128+11,957i 0,796i 24,128+12,864i 0,563i 26,148+14,357i 0,987i 27,148+14,573i 0,841i 30,178+16,659i Tổng CHƯƠNG 7: TÍNH TOÁN ĐIỆN ÁP NÚT VÀ ĐIỀU CHỈNH ĐIỆN ÁP 7.1 Tính điện áp nút: 7.1.1 Chế độ phụ tải cực đại: Xét đường dây N-1-2: Tổn thất điện áp ZN1: ∆U N = PN '.RN + QN ' X N 55,596.4,45 + 30,378.8,82 = = 4,288 KV UN 121 Điện áp nút 1: U1 = U N − ∆U N = 121 − 4, 288 = 116,712 KV 30 30 3030303030 ∆Sni 2,77+5,4 0,94+0,9 1,76+1,7 1,42+1,3 1,19+1,1 2,23+2,1 2,38+2,3 Tổn thất điện áp trạm 1: ∆U1−1q = PB1.RB1 + QB1 X B1 22,06.1,27 + 12,04.27,95 = = 3,123KV U1 116,712 Điện áp nút 1q: U1q = U1 − ∆U1−1q = 116,741 − 3,123 = 113,589 Kv Tổn thất điện áp Z12: ∆U12 = P12 '.R12 + Q12 ' X 12 32,118.9,00 + 17,811.8,80 = = 3,820 KV U1 116,78 Điện áp nút 2: U = U1 − ∆U12 = 116,712 − 3,820 = 112,893 KV Tổn thất điện áp trạm 2: ∆U 2−2 q = PB RB + QB X B 31,12.1,27 + 17,75.27,95 = = 4,745 KV U2 112,893 U q = U − ∆U 2−2 q = 112,963 − 4, 742 = 108,148 KV Điện áp nút 1q: Tương tự đường dây khác ta có bảng sau: ĐD N-1 N-1-2 N-3 N-4 N-5 N-6 N-7 31 31 3131313131 7.1.2 Chế độ phụ tải cực tiểu: Tương tự chế độ cực đại ta có bảng sau: ĐD N-1 N-1-2 N-3 N-4 N-5 N-6 N-7 7.1.3 Chế độ cố: Tương tự chế độ cực đại cực tiểu ta có bảng sau: ĐD N-1 N-1-2 N-3 N-4 N-5 N-6 N-7 7.2 Điều chỉnh điện áp: 7.2.1 Yêu cầu điều chỉnh điện áp: Đầu tiên máy biến áp trạm chọn máy biến áp thường (máy biến áp có đầu phân áp cố định) Sau đó, không chọn đầu phân áp cho trạm trạm sử dụng máy biến áp điều chỉnh tải Điện áp yêu cầu góp hạ áp trạm xác định theo công thức: δU % 2.5 U dm = U dm + U dm 100 100 δU % 7,5 + U dm = U dm + U dm 100 100 U yc max = U dm + U yc = U dm Điện áp tính toán đầu điều chỉnh máy biến áp: U dc max = U dc = U Hdm U q max U yc max U Hdm U q U yc 32 32 3232323232 U dctb = U dc + Nếu điều chỉnh thường chọn U dc max + U dc gần U tc max U dc max U tc + Nếu điều chỉnh khác thường chọn gần với nhất, gần U dc Đầu phân áp n máy biến áp Điện áp thực góp hạ áp khi: U H max = U q max U Hdm U tc Phụ tải cực đại: U H = U q U Hdm Phụ tải cực tiểu: U tc Độ lệch điện áp tính: δ U max = U H max − U Hdm 100 U dm δ U = U H − U Hdm 100 U dm Độ lệch điện áp cho phép trạm chế độ thường khác thường cho bảng sau: T KT Max ≥ 2.5% 5% Min ≤ 7,5% Ssc ≥ −2,5% ÷ 5% Thông số điều chỉnh máy biến áp thường: Điện áp bổ sun -5,75 -2,875 +2,875 +5,75 33 33 3333333333 Thông số điều chỉnh MBA có điều chỉnh tải: Thứ tự đầu điều chỉnh -1 -2 -3 -4 -5 -6 -7 -8 -9 Điện áp bổ sung, % 16,02 14,24 12,46 10,68 8,9 7,12 5,34 2,56 1,78 -1,78 -2,56 -5,34 -7,12 -8,9 -10,68 -12,46 -14,24 -16,02 Điện áp bổ sung, kV 18,423 16,376 14,329 12,282 10,235 8,188 6,141 4,094 2,047 -2,047 -4,094 -6,141 -8,188 -10,235 -12,282 -14,329 -16,376 -18,423 Điện áp đầu điều chỉnh, kV 133,423 131,376 129,329 127,282 125,235 123,188 121,141 119,094 117,047 115 112,953 110,906 108,859 106,812 104,765 102,718 100,671 98,624 96,577 7.2.2 Áp dụng Giá trị điện áp yêu cầu góp hạ áp trạm theo yêu cầu điều chỉnh điện áp thường: δU % 2,5 U dm = 10 + 10 = 10, 25 KV 100 100 δU % 7,5 = U dm + U dm = 10 + 10 = 10,75 KV 100 100 U yc max = U dm + U yc Giá trị điện áp yêu cầu góp hạ áp trạm theo yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường: δU % U dm = 10 + 10 = 10,5 KV 100 100 δU % = U dm + U dm = 10 + 10 = 10 KV 100 100 U yc max = U dm + U yc 7.2.2.1 Các trạm sử dụng máy biến áp thường - Xét trạm 2: Trạm yêu cầu điều chỉnh điện áp thường Điện áp tính toán đầu điều chỉnh máy biến áp: 34 34 3434343434 U dc max = U Hdm U q max U yc max = 10.108,148 = 105,581KV 10, 25 = 10.103,813 = 96,62 KV 10,75 Khi phụ tải cực đại: U dc = U Hdm U q U yc Khi phụ tải cực tiểu: Điện áp điều chỉnh trung bình: U dctb = U dc max + U dc 105,581 + 96,62 = = 101,100 KV 2 => Chọn đầu phân áp n = -2 với điện áp tiêu chuẩn Utc = 109,25 Kiểm tra lại: Điện áp thực góp hạ áp phụ tải cực đại: U H max = U q max U Hdm U tc = 108, 220.10 = 9,91KV 109, 25 Điện áp thực góp hạ áp phụ tải cực tiểu: U H = U q U Hdm U tc = 103,866.10 = 9,51KV 109, 25 Độ lệch điện áp phụ tải cực đại: δ U %max = U H max − U Hdm | 9,91 − 10 | 100 = 100 = 0,9% < 2,5% U dm 10 (không thỏa mãn) Độ lệch điện áp phụ tải cực tiểu: δ U % = 9,51 − 10 U H − U Hdm 100 = 100 = 4,9 < 7,5% U dm 10 ( thỏa mãn ) Kết luận trạm không chọn đầu phân áp máy áp thường - Xét trạm 1: Trạm yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường Điện áp tính toán đầu điều chỉnh máy biến áp: Khi phụ tải cực đại: U dc max = U Hdm U q max U yc max = 10.115,642 = 112,821KV 10, 25 Khi phụ tải cực tiểu: 35 35 3535353535 U dc = U Hdm U q U yc = 10.110,331 = 102,615 KV 10,75 Điện áp điều chỉnh trung bình: U dctb = U dc max + U dc 112,82 + 101,615 = = 107,718 KV 2 => Chọn đầu phân áp n = -2 với điện áp tiêu chuẩn Utc = 110,91 Kiểm tra lại: Điện áp thực góp hạ áp phụ tải cực đại: U H max = U q max U Hdm U tc = 113,62.10 = 10, 244 KV 110,91 Điện áp thực góp hạ áp phụ tải cực tiểu: U H = U q U Hdm U tc = 110,331.10 = 10,099 KV 109, 25 Độ lệch điện áp phụ tải cực đại: δ U %max = U H max − U Hdm 10,244 − 10 100 = 100 = 2,44% ≠ 5% U dm 10 => (không thỏa mãn) Độ lệch điện áp phụ tải cực tiểu: δ U % = U H − U Hdm 10,099 − 10 100 = 100 = 0,99 ≠ 0% U dm 10 => (Không thỏa mãn) Kết luận: Trạm không chọn đầu phân áp máy biến áp thường Tương tự trạm khác ta có bảng sau: 36 36 3636363636 Bảng: Chọn đầu phân áp cho trạm dùng máy biến áp thường Trạ m Uqmax KV Uqmin KV Uycmax KV Uycnmin KV Udcmax KV Udcmin KV Utb KV 113,62 110,33 10,5 10 108,21 110,33 109,27 108,18 103,87 10,25 10,75 105,54 96,62 101,08 113,10 108,09 10,25 10,75 110,34 100,55 105,44 114,05 108,90 10,5 10 108,62 108,9 108,76 114,55 109,34 10,5 10 109,1 109,34 109,22 112,05 107,17 10,5 10 106,71 107,17 106,94 111,76 106,92 10,25 10,75 109,03 99,462 104,25 UHdm KV 10 n 2 2 2 Từ bảng => Các trạm 1, 2, 6, không chọn đầu phân áp máy biến áp thường Còn trạm 3, 4,5 chọn đầu phân áp máy biến áp thường 37 37 3737373737 Utc KV 109,25 109,25 109,25 109,25 109,25 109,25 109,25 7.2.2.2 Các trạm sử dụng máy biến áp có điều chỉnh tải Xét trạm 2: Trạm yêu cầu điều chỉnh điện áp thường Điện áp tính toán đầu điều chỉnh máy biến áp: U dc max = U Hdm U q max U yc max = 10.108, 22 = 105,58 KV 10,5 Khi phụ tải cực đại: Chọn đầu phân áp n = -4 có Utc = 106,81 KV U dc = U Hdm U q U yc = 10.103,87 = 96,62 KV 10,75 Khi phụ tải cực tiểu: Chọn đầu phân áp n = -8 có Utc = 98,624 KV Kiểm tra lại: Điện áp thực góp hạ áp phụ tải cực đại: U H max = U q max U Hdm U tc = 108, 22.10 = 10,973 KV 98,624 Điện áp thực góp hạ áp phụ tải cực tiểu: U H = U q U Hdm U tc = 103,87.10 = 10,532 KV 98,624 Độ lệch điện áp phụ tải cực đại: δ U % max = U H max − U Hdm 10,973 − 10 100 = 100 = 9,73% > 2,5% U dm 10 (thỏa mãn) Độ lệch điện áp phụ tải cực tiểu: δ U % = U H − U Hdm 10,532 − 10 100 = 100 = 5,32% < 7,5% U dm 10 (thỏa mãn ) Kết luận: Trạm không chọn đầu phân áp máy biến áp điều chỉnh tải Kết luận chung: Trạm không dùng máy biến áp để điều chỉnh điện điện áp mà phải dùng thiết bị bù khác - Xét trạm 1: 38 38 Trạm yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường Điện áp tính toán đầu điều chỉnh máy biến áp: U dc max = U Hdm U q max U yc max = 10.113,62 = 108, 21KV 10,5 Khi phụ tải cực đại: Chọn đầu phân áp n = -3 với điện áp tiêu chuẩn Utc = 108,86KV U dc = U Hdm U q U yc = 10.110,33 = 110,33KV 10 Khi phụ tải cực tiểu: Chọn đầu phân áp n = -2 với điện áp tiêu chuẩn Utc = 110,91KV Kiểm tra lại: Điện áp thực thamh góp hạ áp phụ tải cực đại: U H max = U q max U Hdm U tc = 113,62.10 = 10,44 KV 108,86 Điện áp thực góp hạ áp phụ tải cực tiểu: U H = U q U Hdm U tc = 110,33.10 = 9,948KV 110,906 Độ lệch điện áp phụ tải cực đại: δ U % max = U H max − U Hdm 10,44 − 10 100 = 100 = 4,4% #5% U dm 10 (Không thỏa mãn) Độ lệch điện áp phụ tải cực tiểu: δ U % = U H max − U Hdm | 9,948 − 10 | 100 = 100 = 0,052% ≈ 0% U dm 10 (thỏa mãn) Kết luận: Trạm không chọn đầu phân áp máy biến áp điều chỉnh tải Kết luận chung: Trạm không dùng máy biến áp để điều chỉnh điện điện áp mà phải dùng thiết bị bù khác Tương tự trạm khác ta có: Bảng: Đầu phân áp trạm sử dụng máy biến áp có điều chỉnh tải Trạ m UHdm KV Uqmax KV Uqmin KV Uycmax KV Uycnmin KV Udcmax KV Udcmin KV Utb KV n 39 39 Utc KV 113,62 108,18 110,33 103,87 10,5 10,25 10 10,75 108,21 105,54 110,33 96,623 109,27 101,08 10 112,05 111,76 107,17 106,92 10,5 10,25 10 10,75 106,71 109,03 107,17 99,46 106,94 104,25 Bảng: Các đầu phân áp trạm Max Min Loại máy - - -2 -2 -2 - - Điều Điều chỉnh chỉnh Máy điện điện biến áp áp áp bằng thườn phươn phươn g g pháp g pháp khác khác Máy biến áp thườn g Điều Điều chỉnh chỉnh Máy điện điện biến áp áp áp bằng thườn phươn phươn g g pháp g pháp khác khác CHƯƠNG 8: TÍNH TOÁN CHỈ TIÊU KINH TẾ-KĨ THUẬT CỦA LƯỚI ĐIỆN 8.1 TÍNH VỐN ĐẦU TƯ: Tổng vốn đầu tư xây dựng mạng điện xác định theo công thức: V = Vd + Vt Trong đó: Vd: tổng vốn đầu tư xây dựng đường dây Vt: tổng vốn đầu tư xây dựng trạm biến áp Nếu trạm biến áp có máy biến áp ta lấy Vt nhân với hệ số 1,8 Tính vốn đầu tư xây dựng đường dây Tổng vốn đầu tư xây dựng đường dây 40 40 110,91 108,86 98,624 102,72 108,86 106,81 100,67 110,91 Vd = V2 = 218.355.435.923dong Tính vốn đầu tư xây dựng trạm biến áp Vốn đầu tư xây dựng trạm : Vt1 = 1,8.25.109 = 45.000.000.000 dong Tương tự với trạm khác ta có bảng sau : Sdm Trạm n V0i dong MVA 25 25.000.000.000 25 25.000.000.000 25 25.000.000.000 25 25.000.000.000 25 25.000.000.000 25 25.000.000.000 25 25.000.000.000 Tổng( Vt ) Vi dong 45.000.000.000 45.000.000.000 45.000.000.000 45.000.000.000 45.000.000.000 45.000.000.000 45.000.000.000 315.000.000.000 Kết luận : Vậy tổng vốn đầu tư xây dựng mạng điện : V = 218.355.435.923 + 31500000000 = 533.355.435.923dong 8.2 TÍNH TỔN THẤT CÔNG SUẤT TÁC DỤNG n n n i =1 i =1 i =1 ∆PΣ = ∆Pd + ∆Pt = ∑ ∆PNi + ∑ ∆Pbi + ∑ ∆P0i Trong : ∆Pd : tổn thất đường dây ∆Pt : tổn thất trạm biến áp → ∆PΣ = 6,67 + 0,62 + 0,406 = 7,696MW 8.3 TỔNG TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG n n n i =1 i =1 i =1 ∆A = (∑ ∆PNi + ∑ ∆Pbi ).τ + (∑ ∆P0i ).8760 → ∆A = (6,67 + 0,62).3302,485 + 0,406.8760 = 27631,68 MWh 41 41 8.4 CHI PHÍ VẬN HÀNH LƯỚI ĐIỆN Y = (a vhd Vd + a vht Vt ) + ∆ A.c = (0,04.218.355.435.923 + 0,1.315.000.000.000) + 27631,68.700.1000 = 59.576.393.436,92dong 8.5 CHI PHÍ TÍNH TOÁN LƯỚI ĐIỆN Z = atc V + Y = 0,125.533.355.435.923 + 59.576.393.436, 92 =126.245.822.927,30dong 8.6 GIÁ THÀNH TRUYỀN TẢI ĐIỆN β= Y Y 59.576.393.436,92 = = = 66439,61dong / MWh A ΣPmax Tmax 184.4900 Kết tính chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật hệ thống điện thiết kế tổng hợp bảng sau: Bảng: Các chỉ tiêu kinh - kỹ thuật hệ thống điện thiết kế Các chỉ tiêu Tổng công suất tác dụng phụ tải cực đại (MW) Tổng chiều dài đường dây (Km) Tổng công suất định mức máy biến áp (MVA) Tổng vốn đầu tư cho mạng điện (dong) Tổng vốn đầu tư cho đường dây (dong) Tổng vốn đầu tư cho trạm biến áp (dong) Tổng điện phụ tải tiêu thụ (MWh) Tổn thất điện áp bình thường (%) Tổn thất điện áp cố (%) Tổng tổn thất công suất tác dụng (MW) Tổng tổn thất điện (MWh) Chi phí vận hành năm (dong) Chi phí tính toán năm (dong) Giá thành truyền tải điện (dong/MWh) 42 42 43 43