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

Phạm Quang Vũ 1381410064 D8H2 Đề 129 Phụ lục: - CHƯƠNG I : PHÂN TÍCH NGUỒN VÀ PHỤ TẢI CÂN BẰNG CÔNG SUẤT - CHƯƠNG II : DỰ KIẾN CÁC PHƯƠNG ÁN TÍNH TOÁN SƠ BỘ LỰA CHỌN PHƯƠNG ÁN - CHƯƠNG III: TÍNH TOÁN KĨ THUẬT CÁC PHƯƠNG ÁN - CHƯƠNG IV: TÍNH TOÁN KINH TẾ CHỌN PHƯƠNG ÁN TỐI ƯU - CHƯƠNG V : CHỌN MÁY BIẾN ÁP VÀ SƠ ĐỒ NỐI ĐIỆN CHÍNH - CHƯƠNG VI: TÍNH TOÁN CHÍNH XÁC CHẾ ĐỘ XÁC LẬP CỦA LƯỚI ĐIỆN - CHƯƠNG VII: ĐIỀU CHỈNH ĐIỆN ÁP - CHƯƠNG VIII : TÍNH TOÁN CHỈ TIÊU KINH TẾ - KỸ THUẬT CHƯƠNG I : PHÂN TÍCH NGUỒN VÀ PHỤ TẢI CÂN BẰNG CÔNG SUẤT 1.1 Nguồn cung cấp Trong hệ thống có nguồn cung cấp N Nguồn cung cấp cho hệ thống nguồn có công suất vô lớn Nguốn có công suất lớn nhiều so với nhu cầu phụ tải Điện áp góp nguồn không thay đổi trường hợp làm việc phụ tải, có đủ khả đáp ứng cho phụ tải 1.2 Phụ tải Mạng điện khu vực thiết kế gồm có nguồn phụ tải 1,2,3,4,5,6 Tất phụ tải hộ tiêu thụ loại I nên cung cấp đường dây kép mạch vòng để đảm bảo cung cấp điện liên tục Thời gian sử dụng công suất lớn : 4700h Điện áp danh định thứ cấp : 10kV tải khác thường tổng : Pmax = 180; Qmax = 86,4 1.3 Cân công suất 1.3.1 Cân công suất tác dụng ∑ PF = ∑ Pyc = m∑ Ppti + ∑ ∆P + ∑ Ptd + ∑ Pdt i=1 Trong đó: m hệ số đồng thời xuất phụ tải cực đại, m=1 : tổng công suất tác dụng phát từ nguồn phụ tải ∑ PF ∑ Pyc : tổng công suất tác dụng yêu cầu củ hệ thông : công suất tác dụng phụ tải thứ i chế độ phụ tải ∑ Ppti i=1 ∑ ∆P ∑ Ptd ∑ Pdt : tổng tổn thất công suất tác dụng mạng điện : tổng công suất tự dùng nhà máy điện : tổng công suất dự trữ mạng điện ( = 0) Trong tính toán sơ ta lấy : = + 15% =180 + 5%.180= 189 (MW) 1.3.2 Cân công suất phản kháng ∑ QF = ∑ Qyc = m∑ Qpt + ∑ ∆Qb + ∑ QL + ∑ Qc + ∑ Qtd + ∑ Q i=1 dt Trong đó: : tổng công suất phản kháng phát từ nguồn tới phụ tải ∑ QF ∑Q yc :là tổng công suất yêu cầu hệ thống : tổng công suất phản kháng cực đại phụ tải thứ i ∑ Qpti i=1 mạng có xét đến hệ số đồng thời m=1 :là tổng công suất phản kháng cảm kháng đường ∑ QL dây mạng lưới điện : Tổng công suất phản kháng điện dung đường dây ∑ Qc sinh ∑ ∆Qb : Tổng tổn thất công suất phản kháng tram biến áp (15% Qmax) : tổng công suất phản kháng tự dùng nhà máy điện.(=0) ∑ Qtd ∑ Qdt : Tổng công suất dự trữ hệ thống (=0) Trong tính toán sơ ta tính công suất phản kháng yêu cầu hệ thống công thức : 7 i=1 i=1 = 86,4 + 15%.86,4=99,36 (MVAr) ∑ Qyc = ∑ Qpti + 15% ∑ Qpti Ta lại có ∑ QF = ∑ PF tgϕ = 189.0,62 = 117,18 MVAr Từ kết tính toán ta nhận thấy tổng công suất phản kháng nguồn phát lớn lượng công suất phản kháng yêu cầu hệ thống ta tiến hành bù công suất phản kháng CHƯƠNG II : DỰ KIẾN CÁC PHƯƠNG ÁN TÍNH TOÁN SƠ BỘ LỰA CHỌN PHƯƠNG ÁN Các tiêu kinh tế kĩ thuật mạng điện phụ thuộc nhiều vào sơ đồ nối điện sơ đồ mạng điện phải có chi phí nhỏ nhất, đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện cần thiết chất lượng điện yêu cầu hộ tiêu thụ, thuận tiện an toàn vận hành, khả phát triển tương lai tiếp nhận phụ tải Các hộ phụ tải loại I cấp điện đường dây hai mạch, hộ phụ tải loại III cấp đện đường dây mạch Các yêu cầu mạng điện: - Cung cấp điện liên tục - Đảm bảo chất lượng điện - Đảm bảo tính linh hoạt cao - Đảm bảo an toàn Để thực yêu cầu độ cung cấp điện cho hộ tiêu thụ loại I cần đảm bảo dự phòng 100% mạng điện, đồng thời phải dự phòng đóng tự động Vì để cung cấp điện cho hộ tiêu thụ loại I cần sử dụng đường dây hai mạch hay mạch vong Trên sở phân tích đặc điểm nguồn phụ tải ta có phương án sau : a phương án hình tia b phương án liên thông c phương án kín CHƯƠNG III: TÍNH TOÁN KĨ THUẬT CÁC PHƯƠNG ÁN 3.1 Phương án hình tia a Nguyên tắc chọn Điện áp định mức mạng điện ảnh hưởng chủ yếu đến tiêu kinh tế, đặc trưng kĩ thuật mạng điện Điện áp định mức mạng điện phụ thuộc vào nhiều yếu tố : công suất phụ tải, khoảng cách phụ tải nguồn cung cấp điện, vị trí tương đối phụ tải với sơ đồ mạng điện CHƯƠNG 6: TÍNH TOÁN CHÍNH XÁC CHẾ ĐỘ XÁC LẬP CỦA LƯỚI ĐIỆN 6.1: Chế độ phụ tải max Unguồn= 121 kV Xét đường dây từ nguồn đến 1: N 36 km 2TPD-25000/110 2xAC-70 =27+j12,96 S1 Sơ đồ thay thế: *Tính thông số: +Dây dẫn: Dây dẫn AC-70 có ro=0,45 /km, xo=0,44 /km,bo=2,58.10 S Ω RN-1= ro.lN-1 = Ω 0,45.36=8,1 ( ) Ω −6 XN-1 = xo lN-1 = 0,44.36=7,92( ) Ω BN-1 = n.Bo.lN-1 = 2,58.10 36 = 1,857 10-4 (S) −6 +TBA: MBA- 25000/110 có UN%= 10,5% ∆P0 =29 kW ∆Pn = 120 kW Io% = 0,8% UC đm=125 kV Sđm = 25 MVA UH đm = 22 kV Z1B = ( R1B +jX1B) = (2,54+j55,9) =1,27+j27,95( ) n Ω +Phụ tải: =27+j12,96(MVA) S *Tính chế độ xác lập: Ta có UN = 1,1.Uđm= 121 kV - Công suất sau tổng trở MBA = = 27+j12,96 (MVA) S B'' S - Tổn thất công suất tổng trở TBA = /S U / Z1B = (1,27+j27,95) =0,094 + j2,079(MVA) 30 1102 - Công suất trước tổng trở TBA = + = (27+j12,96) + (0,094 + j2,079) = 27,094 +j15,039(MVA) ∆ SB1 S B' ''2 B1 dm S B'' ∆ S B1 - Tổn thất công suất lúc không tải = n( +j ) =2.(29.10-3+j I %.SdmBA 100 0,8.25 ∆ S 01 ∆ P 01 100 - Công suất góp cao áp MBA )= 0,058+j0,4(MVA) B1 S = S B' + = (27,094 +j15,039) +(0,058+j0,4) = 27,152+j15,439(MVA) ∆ S 01 - Công suất phản kháng dung dẫn đường dây N-1 sinh jQcc” = j Uđm2 N-1=j 1102 1,857.10-4 = j1,123( MVAr) B 2 - Công suất sau tổng trở đường dây = B1 - jQcc” =(27,152+j15,439)- j1,123=27,152 +14,316j(MVA) S N'' −1 S Tổn thất công suất tổng trở đường dây : = ZN-1 = (8,1+7,92j) =0,631+j0,616(MVA) 2 ∆S N −1 /S1''2 / 27,152 + 14,316 Udm 110 - - Công suất trước tổng trở dây dẫn : =(27,152 +14,316j)+ (0,631+j0,616)= 27,783+j14,932(MVA) S N' −1 = S N'' −1 + ∆S N −1 - Công suất phản kháng dung dận đầu đường dây sinh jQcc’ = j UN2 B =j 1212 1,857.10-4 = j1,359( MVAr) N-1 - Công suất đầu nguồn - jQcc’ =(27,783+j14,932)- j1,359 = 27,783 +j13,573(MVA) N-1 = S S ' N −1 -Tổn thất điện áp đường dây N1 là: P1' R1 + Q1'.X1 ∆U N1 = UN = 27,78.8,1+ 14,93.7,92 = 2,98 ( kV ) 121 -Điện áp phía cao mạng: UC= UN - ∆ UN1= 121- 2,98 = 118,02 (kV -Tổn thất điện áp tổng trở MBA: ' ' PB1 RB1 + QB1 X B1 ∆U B1 = UC = 27,094.1,27 + 15,039.27,95 = 4,05( kV ) 118,02 -Điện áp quy đổi phía hạ áp: ' UH = U C − ∆U B1 = 118,02 − 4,05 = 113,97 ( kV ) -Điện áp phía hạ áp mạng là: UH ' UH 113,97.22 = = = 20,7 ( kV ) k 121 Tương tự đường dây lại ta có bảng tổn thất công suất mạng điện: Lộ Si= Sbi'' ∆S Bi Tổng 27+12,96i 25+12i 20+9,6i 28+13,44i 30+14,4i 32+15,36i 18+8,64i 0,094+2,079i 0,08+1,77i 0,09+1,78i 0,1+2,21i 0,12+2,57i 0,09+2,26i 0,07+1,4i 0,644+14,069i ∆S oi Sbi' Q ccNi SNi’’ ∆S Ni SNi’ 0,058+0,4i 27,094+15,039i 1,123i 27,152+14,316i 0,631+0,616i 27,783+14,932i 0,058+0,4i 25,08+13,77i 1,89i 25,138+12,28i 0,88+0,85i 26,018+13,13i 0,01+0,09i 20,09+11,38i 1,24i 20,1+10,23i 0,42+0,42i 20,52+10,65i 0,058+0,4i 28,1+15,65i 2,25i 28,158+13,8i 1,31+1,2i 29,468+15i 0,058+0,4i 30,12+16,97i 1,59i 30,178+15,78i 1,1+1,58i 31,278+17,36i 0,02+0,24i 32,09+17,62i 2,26i 32,11+15,6i 1,2+1,58i 33,31+17,18i 0,01+0,09i 18,07+10,04i 1,123i 18,08+9i 0,2+2,6i 18,28+11,6i 0,272+2,02i 5,741+8,846i Sy/c: 186,6 + 90,34i MVA Có QN=117,1 > Qyc nên bù công suất Q cđNi SNi 1,359i 1,359i 1,359i 1,359i 1,359i 1,359i 1,359i 27,783+13,573i 26,018+11,771i 20,52+9,291i 29,468+13,641i 31,278+16,001i 33,31+15,821i 18,28+10,241i 186,657+90,339i Bảng tổn thất điện mạng điện: Lộ ΔUNi 2,98 4,6 2,7 4,6 5,7 2,1 Uic 118,02 116,4 118,3 116,4 116 115,3 118,9 ΔUBi 4,05 3,76 4,8 4,3 4,6 3,8 4,2 Uih 113,97 112,64 113,5 112,1 111,4 111,5 114,7 Uiq 0,00 20,48 20,64 20,38 20,25 20,27 20,85 6.2: Chế độ phụ tải Tương tự chế độ phụ tải max với Pmin = 70%Pmax Nên Sycmin = 70% Sycmax = 130,62 + 63,2 MVA QNmin = 70% QNmax= 81,9 > Qyc nên bù công suất Tính toán tương tự chế độ phụ tải cực đại với UN=1.05Uđm=115 (KV) ta có bảng kết sau: :Bảng phân bố điện áp chế độ cực tiểu ĐD P ' i N1 N2 N3 N4 N5 N6 N7 (MW) 10,155 11,199 12,191 10,706 11,751 12,702 13,749 ĐD ∆U N1 N2 N3 N4 N5 N6 N7 Ni (KV) 1,065 1,444 1,844 1,631 1,902 1,195 2,277 Q ' i (MVAr) 5,056 5,428 6,21 4,118 6,442 7,832 7,139 U (KV) 113,935 113,556 113,156 113,369 113,098 113,805 112,723 P Bi' (MW) 10,013 11,016 12,027 10,514 11,519 12,523 13,535 ∆U Bi (KV) 1,509 1,674 2,658 1,438 1,996 2,166 3,036 Q ' B i (MVAr) 5,698 6,301 6,397 5,353 7,553 8,249 7,286 U 1q (KV) 112,426 111,882 110,498 111,932 111,102 111,639 109,686 R X 8,11 10,06 8,66 12,73 12,12 6,75 9,39 7,93 9,84 17,15 12,44 11,85 6,6 18,6 Ni (Ω) U H (KV) 10,265 10,215 10,089 10,220 10,144 10,193 10,015 Ni (Ω) 6.2: Chế độ phụ tải cố Unguon = 121kV Tính toán tương tự chế độ phụ tải cực đại với U N =121 kV ta có bảng kết sau : Bảng phân bố điện áp chế độ phụ tải sau cố ĐD N1 N2 N4 N5 N6 P ' i (MW) 20,842 23,22 22,301 24,6893 26,194 Q ' i (MVAr) 12,544 14,098 12,009 17,031 18,452 P Bi' (MW) 20,054 22,066 21,057 23,077 25,091 Q ' B i (MVAr) 11,993 13,324 11,333 15,952 17,498 R X 16,22 20,12 25,46 24,24 13,5 15,86 19,68 24,88 23,7 13,2 N i (Ω) CHƯƠNG 7: ĐIỀU CHỈNH ĐIỆN ÁP Yêu cầu điều chỉnh điện áp thường δUmax% >= 2,5%  Uy/cmax = Uđm + 2,5%Uđm δU: độ lệch điện áp δU%min Uy/cmin = Uđm + 7,5%Uđm Ni (Ω) δUsự cố% >= -2,5% => Uy/csc = Uđm -2,5%Uđm * Yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường δUmax% = 5%  Uy/cmax = Uđm + 5%Uđm δU%min = 0% => Uy/cmin = Uđm δUsự cố% = 0-5%  Uy/csc = Uđm + 5%Uđm Dựa vào yêu cầu điều chỉnh phụ tải ta xác định điện áp yêu cầu phụ tải sau: U yc = U dm + dU cp %.U dm đó: Uđm: điện áp định mức mạng điện hạ áp Đối với mạng điện thiết kế có Uđm = 10 kV Vì giá trị điện áp yêu cầu góp hạ áp trạm theo yêu cầu điều chỉnh điện áp thường: U yc max ≥ 10 + 2,5%.10 = 10, 25 kV U yc ≤ 10 + 7,5%.22 = 10, 75 kV U y csc ≥ 10 − 2,5%.10 = 9, 75 kV Giá trị điện áp yêu cầu góp hạ áp trạm theo yêu cầu điều chỉnh điện áp khác thường: U yc max = 10 + 5%.10 = 10,5 kV U yc = 10 + 0%.10 = 10 kV U y csc = 10 + 2,5%.10 = 10, 25 kV 2, Các MBA có điều chỉnh điện áp a MBA thường Phạm vi điều chỉnh điện áp: 115± x 2,5% x115 Ucđm=115 kV, n.E U pa = U cdm ± × U cdm 100 Trong đó: Ucđm: điện áp định mức cuộn dây điện áp cao n: số thứ tự đầu điều chỉnh E0: mức độ điều chỉnh đầu Ta có Bảng 7.1: n -2 -1 Upa(KV) 109,25 112,125 115 117,875 120,75 b.Máy biến áp điều chỉnh tải Phạm vi điều chỉnh điện áp : 115± x 1,75% x115 Ta có bảng Bảng 7.2 : Nấc -9 Upa 96,89 (KV) Nấc Upa (KV) 115 -8 -7 -6 -5 -4 -3 98,9 100,91 102,92 104,94 106,95 108,9 123,05 125,06 127,0 129,08 131,1 117,012 119,025 121,04 -2 110,97 112,98 Chọn đầu phân áp Máy biến áp a MBA thường  Xét trạm : Yêu cầu điều chỉnh phụ tải yêu cầu điều chỉnh khác thường U yc max = 10 + 5%.10 = 10,5 kV U yc = 10 + 0%.10 = 10 kV U y csc = 10 + 5%.10 = 10,5 kV -1 13 Giá trị điện áp phía hạ quy đổi sang phía cao MBA chế độ phụ tải là: U1qMax = 113,97 kV U1qMin = 110,65 kV Điện áp tính toán đầu phân áp MBA chế độ là: U dc max = U dc = U1qMax U hdm U ycmax = 113,97 × 10,5 = 113,97kV 10,5 U1qMin.U hdm 110,65 × 10,5 = = 116,18kV U ycmin 10 1 U dctb = (U dc max +U dc ) = × (113,97 +116,18) = 115,075kV 2 So sánh giá trị với giá trị bảng 7.1 , ta chọn đầu điều chỉnh tiêu chuẩn n = 1, điện áp đầu điều chỉnh tiêu chuẩn Upa = 117,875kV Điện áp thực phía hạ chế độ phụ tải là: U maxt = U1qdMax U hdm 10,5 = 113,97 × = 10,25kV U pa 117,875 U mint = U1qdMin U hdm 10,5 = 111,65 = 10,15kV U pa 117,875 Độ lệch điện áp phần trăm góp hạ áp chế độ là: U maxt − U dm 10,25 − 10 100 = × 100 = 2,5% U dm 10 U − U dm 10,15 − 10 dU % = mint 100 = × 100 = 1,5% < 7,5% U dm 10 dU max % = So sánh độ lệch điện áp góp hạ áp không thỏa mãn điều kiện trạm có yêu cầu điều chỉnh khác thường Do ta phải sử dụng MBA điều chỉnh tải cho trạm Tính toán tương tự cho máy biến áp khác,ta có: Phụ tải Điều Điện áp phía hạ quy đổi phía cao U iqmax U iqmin chỉnh KT 113,97 110,650 KT 114,68 111,882 KT 111,538 110,498 KT 114,716 111,932 KT 113,041 111,102 KT 114,224 111,639 KT 109,692 109,686 Phụ tải Điện áp thực phía hạ U maxt U mint 10,382 10,080 10,447 10,192 10,409 10,312 10,705 10,445 10,549 10,368 10,405 10,170 10,236 10,236 Điện áp đầu điều chỉnh U đcmax U đcmin 119,397 116,183 120,141 117,476 116,849 116,023 120,179 117,529 118,424 116,657 119,663 117,221 114,915 115,171 U đctb U đctc Nấc 117,790 118,808 116,436 118,854 117,540 118,442 115,043 120,75 120,75 117,88 117,88 117,88 120,75 117,88 1 Độ lệch điện áp dUmax% dUmin % 2,50 2,42 4,47 1,92 4,09 3,12 7,05 4,45 5,49 3,68 4,05 1,70 2,36 2,36 Vậy không thoả mãn điều kiện theo độ lệch điện áp Nên dung máy biến áp điều chỉnh tải b Máy biến áp tải Xét trạm 1: Giá trị điện áp phía hạ quy đổi sang phía cao MBA chế độ phụ tải là: U1qđMax = 113,97 kV U1qđMin = 110,65 kV Điện áp tính toán đầu phân áp MBA chế độ là: U dc max = U dc = U1qMax U hdm U ycmax U 3qdMin.U hdm U ycmin = 113,97 × 10,5 = 113,97kV 10,5 = 110,65 × 10,5 = 116,18kV 10 So sánh giá trị với giá trị bảng 7.2 , ta chọn đầu phân áp có giá trị điện áp sau Udcmax =113,97 kV chọn đầu phân áp n= -1 có Udctc = 112,98 kV Udcmin = 116,18 kV chọn đầu phân áp n= có Udctc = 1217,02 kV Điện áp thực phía hạ chế độ phụ tải là: U hdm 10 = 113,97 = 10,45kV U dctcMax 112,98 U 11 = U1qMin hdm = 112, 426 = 10, 05kV U dctcMin 123, 05 U max t = U1qMax U mint Độ lệch điện áp phần trăm góp hạ áp chế độ là: dU max % = U maxt − U dm 10,527 − 10 100 = × 100 = 5,27% ≈ 5% U dm 10 dU % = U mint − U dm 10, 05 − 10 100 = × 100 = 0, 5% ≈ 0% U dm 10 Tính toán tương tự ,ta có: TBA Bảng 7.3: Chọn đầu phân áp cho chế độ phụ tải cực đại Chế độ cực đại Chế độ cực tiểu U’H (kV) n UH (kV) dU% U’H (kV) n UH (kV) 113,97 10,527 5,27 110,65 10,05 111,605 10,456 4,56 109,762 10,03 112,289 10,3714 3,71 108,707 10,04 113,549 10,491 4,91 106,448 10,0 107,886 10,319 3,19 107,608 10,06 113,361 10,47 4,7 109,03 10,07 112,97 10,48 4,8 106,08 10,04 dU% 0,5 0,3 0,4 0,0 0,6 0,7 0,4 Độ lệch điện áp góp hạ áp trạm thỏa mãn điều kiện: Ở chế độ phụ tải cực đại : dUcp max % = +5 % Ở chế độ phụ tải cực tiểu : dUcp % = % Ở chế độ phụ tải sau cố : dUcp sc % = 0% - 5% Vậy Kết luận Căn vào bảng tổng hợp ta thấy đầu phân áp chọn thỏa mãn điều kiện độ lệch điện áp cho phép ba chế độ phụ tải cực đại, cực tiểu chế độ sau cố CHƯƠNG TÍNH TOÁN CHỈ TIÊU KINH TẾ - KỸ THUẬT Vốn đầu tư xây dựng lưới điện Vốn đầu tư xây dựng mạng điện bao gồm: vốn đầu tư xây dựng đường dây (Kd) vốn đầu tư xây dựng trạm biến áp (KT) K = K d + KT Đối với phương án I ta chọn, vốn đầu tư xây dựng đường dây là: Kd =141485,5.106 (đồng) Bảng 8.1 Bảng tính toán vốn đầu tư xây dựng trạm biến áp Trạm Loại MBA m TPDH-25000/110 TPDH-25000/110 TPD-16000/110 TPD-25000/110 TPD-25000/110 TPDH-32000/110 TPDH-16000/110 Tổng 2 2 2 Giá tiền 1MBA(tỷ vnđ) 25 25 16 25 25 32 16 ∑ K TBA (1 đ ) 45 45 28,8 45 45 57,6 28,8 295,2 Tổng vốn đầu tư xây dựng mạng điện: K = ∑ K d + ∑ KTBA = 141485,5.106 + 259,5.10 = 400985,5.106 D Tổn thất công suất tác dụng lưới điện Tổn thất công suất tác dụng mạng điện bao gồm tổn thất công suất tác dụng đường dây tổn thất công suất tác dụng trạm biến áp (lấy chế độ phụ tải cực đại) Theo kết tính toán mục tổng tổn thất công suất tác dụng đường dây bằng: ∆Pd =5,741MW Tổng tổn thất công suất tác dụng cuộn dây MBA có giá trị: ∆Pb = 0,644MW Tổng tổn thất công suất lõi thép MBA xác định : ∆P0 = 0,272MW Tổng tổn thất công suất tác dụng mạng điện bằng: ∆P = ∆Pd + ∆Pb + ∆Po = 4,041+ 0,593 + 0,36 = 4,994 MW 3.Tổng tổn thất điện Tổng tổn thất điện mạng điện xác định theo công thức: ∆A = (∆Pd + ∆Pb).τ + ∆Po t Trong đó: τ - Thời gian tổn thất công suất lớn t- thời gian máy biến áp vận hành năm Bởi máy biến áp vận hành song song năm nên t = 8760h Thời gian tổn thất công suất lớn tính theo công thức: τ = (0,124 + Tmax 10−4 ) 8760 Tmax = 4700 => τ = 3090,8h Tổng tổn thất điện mạng điện năm là: ∆A= (5,741+ 0,644).3090,8 + 0,272.8760 = 22117,48( MWh) 4.Chi phí vận hành Các chi phí vận hành hàng năm mạng điện xác định sau: Y = avhd K d + avht KTBA + ∑ ∆A.c 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 1kWh, c = 700 đ/kWh Như vậy, chi phí vận hành hàng năm cho mạng điện là: Y = 0,04.141485,5.106 + 0,1.295,2.10 + 22117,48.10 3.700 ==> Y = 36761,656.10 D Chi phí tính toán Chi phí tính toán hàng năm xác định theo công thức: Z = atc K + Y đó: atc hệ số định mức hiệu vốn đầu tư (atc = 0,125) Do chi phí tính toán bằng: Z = 0,125 × 400985,5.106 + 36761,656.10 = 86884,8.10 D 1.1 Giá thành truyền tải Giá thành truyền tải điện có giá trị là: Y β= = A ∑P Y max Tmax 36761,656.10 = = 42,55D / kWh 180.10 3.4800 BẢNG TỔNG KẾT Các tiêu kinh tế - kĩ thuật hệ thống thiết kế TT Các tiêu Đơn vị Giá trị Tổng công suất phụ tải cực đai.(∑Pmax) MW 180 Tổng chiều dài đường dây.(∑l) Km 371,8 Tổng công suất MBA hạ áp MVA 328 Tổng vốn đầu tư cho mạng điện.(K) 106 đ 400985,5 Tổng vốn đầu tư đường dây.(Kd) 106 đ 141485,5 Tổng vốn đầu tư trạm biến áp.(Kt) 106 đ 259500 Tổng điện mạng điện.(∑∆A ) MWh 22117,48 Chi phí vận hành hàng năm,(Y) 106 đ 36761,656 Chi phí tính toán hàng năm, (Z) 106 đ 86884,8 đ/kWh 44,25 % 7,25 % 19,4 10 Giá thành truyền tải điện ,(β) 11 Tổn thất điện áp lúc bình thường chế độ cực đại (∆Ubtmax) 12 Tổn thất điện áp lúc bình thường chế độ cực tiểu (∆Uscmax)